Top50-Solar Experts - Neue Beiträge mit symposium-photovoltaik-2014-Tag

Identifikation von fehlerhaften PV Modulen und Anlagen mittels Thermografie

Tue, 22 Apr 2014 11:01:24 +0000

1. Einleitung
Zur Qualitätssicherung bei fertiggestellten PV Anlagen wird heutzutage neben einer Strom-Spannungs-Kennlinienmessung auch eine Thermografie (TG) Inspektion durchgeführt. Nach wenigen Jahren Betrieb werden Messungen meist wiederholt, um den Zustand zu kontrollieren. Eine messtechnische Begleitung ist in jedem Fall sinnvoll, da Photovoltaikmodule schon während der Produktion, auf dem Transportweg zur Baustelle oder im Betrieb nach der Installation fehlerhaft sein können oder werden. Zu den üblichen Schadensbildern zählen durch Mikrorisse verursachte heiße Zellen, oft begleitet durch braune Verfärbungen aufgrund hoher Temperaturen, Glasbruch und potenzialinduzierte Degradation (PID). Die Stärke der Infrarot-Thermografie zeigt sich im bildgebenden Aufdecken von Fehlern, wo andere Techniken wie das I-U-Kennlinien Verfahren zwar den Leistungsverlust aufdecken, aber keine eindeutige Identifikation des Fehlers zulassen. Mit der Thermografiekamera sind verschiedene Situationen und Anlagen bezüglich thermischer Auffälligkeiten betrachtet worden. Typische Beispiele sind Zellen mit Brüchen, so dass betroffene Zellen eine relativ höhere Temperatur gegenüber Nachbarzellen zeigen.

2. Diskussion der Messungen
Es sind verschiedene Modulauffälligkeiten mittels Thermografie bei Standard p-Typ Silizium PV Modulen identifiziert worden. Die Frage, ob solche Module nur aufgrund relativ heiße Auffälligkeiten zeigen und welche genauer mit zusätzlichen Methoden wie Strom- Spannungs-Messung oder Elektrolumineszenz zur Klärung von Leistung und Zellschadensbild untersucht werden müssen. Hier muss darauf geachtet werden, ob Produkt- oder Leistungsgarantie vorliegt. Eine Produktgarantie ist die freiwillige Zusicherung des Herstellers, dass ein Produkt in Ordnung ist und keine Vorschäden aufgrund von Produktionsfehlern aufweist. Liegt eine EL Analyse vor ist in aller Regel erkennbar, ob es sich um einen Produktionsfehler oder einen Handhabungsfehler handelt. Liegt ein Produktionsfehler vor, der z.B. durch Lötfehler verursacht worden ist, erkennbar an kastenförmigen schwarzen Rechtecken bis zum Busbar einer Solarzelle, ist die Chance auf Ersatz innerhalb der Produktgarantie hoch. Liegt man schon außerhalb der Produktgarantie kann auf die Leistungsgarantie verwiesen werden. Mittels I-U-Kennlinienmessung muss dennoch im Vorfeld überprüft werden, ob das PV Modul durch verursachte Zellbrüche eine Minderleistung aufweist und deswegen tauschfähig ist.

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Blitz- und Überspannungsschutz von PV-Kraftwerken

Tue, 22 Apr 2014 09:56:26 +0000

Bei den Blitz- und Überspannungsschutzmaßnahmen für PV-Anlagen sind einige Besonderheiten zu beachten. Aus diesem Grunde wurden bereits 2009 die zusätzlichen Informationen für den Blitzschutz von Gebäuden mit PV-Stromversorgungssystemen in DIN 62305-3 Beiblatt 5 „Blitz- und Überspannungsschutz für PV-Stromversorgungssysteme“ zusammengefasst. Zwischenzeitlich wurde eine aktualisierte Ausgabe des Beiblatts 5 der EN 62305-3 erarbeitet, die im Februar 2014 veröffentlicht worden ist. Neu formuliert wurde der Anhang D zum Blitz- und Überspannungsschutz von PV-Freiflächenanlagen. Im aktuellen Beiblatt 5 wird nicht mehr ausschließlich das Erdungssystem von PV-Freiflächenanlagen behandelt, sondern es sind auch Aussagen zur Blitzstromverteilung und -belastung der Verkabelung in Freiflächenanlagen enthalten.

Erdungssystem bei PV-Freiflächenanlagen

Eine Erdungsanlage mit geringer lmpedanz verringert die Potentialdifferenz zwischen den baulichen Anlagen und damit die Störeinkopplung in die elektrischen Verbindungen. Dieses grundsätzliche Schutzziel ist auch im aktuellen Beiblatt 5 beibehalten worden. Es wird weiterhin ein niedriger Erdungswiderstand von <10 Ohm empfohlen. Die einzelnen Erdungsanlagen von Betriebsgebäude und PV-Modulfeld sollen miteinander verbunden werden, um durch ein vermaschtes Erdungssystem möglichst eine ideale „Äquipotentialfläche“ zu erhalten. Präzisiert wurden die Empfehlungen wie dieses Erdungssystem realisiert werden kann. Es war in der Ausgabe von 2009 bereits beschrieben, dass Schraubfundamente als Erder verwendet werden können, wenn die Wanddicke die Vorgaben der Tabelle 7 in EN 62305-3 erfüllt. In der Vorgängernorm war bereits festgelegt, dass bei der Verwendung von Schraubfundamenten als Einzelfundament die Mindesterderlänge l1 nach DIN EN 62305-3 eingehalten werden sollte. Neu wurde nun der Hinweis aufgenommen, dass bei Modulgestellen mit Schraub- oder Rammfundamenten, die miteinander dauerhaft und blitzstromtragfähig verbunden sind, die im Erdreich wirksamen Einzellängen von < 2,5m addiert werden können um die Vorgaben an die Mindesterderlänge nach EN 62305-1 zu erfüllen. Die Blitzstromtragfähigkeit der Anbindung ist durch eine Prüfung nach DIN EN 62561-1 nachzuweisen. Eingefügt wurde der Hinweis, dass metallene Modultische mit Schraub- oder Rammfundamenten, die den beschriebenen Vorgaben entsprechen, als Teil der Erdungsanlage genutzt werden können.
Erweitert wurden auch die Aussagen zur Verwendung von Streifenfundamenten als Teil der Erdungsanlage. Streifenfundamente bei PV-Anlagen entsprechen in der Regel nicht den baulichen Eigenschaften von Streifenfundamenten, wie sie bei Gebäuden verwendet werden. Deshalb wurde ausgeführt, dass solche Streifenfundamente im Vergleich zu Ramm- oder Schraubfundamenten eine reduzierte Erderwirkung aufweisen. Deshalb wird eine zusätzliche Erdungsanlage empfohlen. Die metallenen Modulgestelle sind blitzstromtragfähig an die Erdungsanlage anzubinden.

Blitzstromverteilung und Belastung der SPDs bei PV-Freiflächenanlagen

Ergänzt wird in ein Abschnitt D.3 zur Blitzstromverteilung und Belastung der SPDs bei PV- Freiflächenanlagen. Die Aussagen in Beiblatt 5 basieren auf Computersimulationen zur Blitzstromverteilung einer Freiflächenanlage, wie sie in EN 62305-4 Beiblatt 1 beschrieben sind. Beiblatt 5 beschreibt die Parameter, die die Blitzstromverteilung beeinflussen.

Blitzschutzklasse - Bei PV-Freiflächenanlage wird üblicherweise LPL III zugrunde gelegt.
Spezifischer Erdungswiderstand  Ausführung der DC-Verkabelung - Beiblatt 5, betrachtet nur Zentralwechselrichter
Vermaschung und Maschenweite des Erdungssystems Bei größeren Maschenweiten sind höhere Blitzteilströme über die SPDs zu erwarten.

a. Zentralwechselrichter
EN 62305-4 Beiblatt 1 zeigt, dass ein sowohl bei relativ niedrigem als auch einem hohen spezifischen Erdungswiderstand ein Großteil des Blitzstroms direkt in die Erdungsanlage abfließt. Es fließen jedoch auch Blitzteilströme in der DC-Verkabelung, da die Annahme, dass die gesamte Fläche der PV-Anlage als „Äquipotentialfläche“ betrachtet werden kann, in der Praxis nicht realisiert werden kann. Die energietechnische Verkabelung wirkt dabei quasi als Potentialausgleichsleiter zwischen der „lokalen“ Erde des Modulfelds in dem der direkte Blitzeinschlag erfolgte und der „fernen“ Äquipotentialfläche des Zentralwechselrichters. Die Blitzteilströme fließen also bei einer PV-Freiflächenanlage mit Zentralwechselrichter auf den DC- Leitungen zwischen den Generatoranschaltkästen und dem DC-Eingang des Zentralwechselrichters.

b. Stringwechselrichter
PV-Freiflächenanlagen, werden auch mit Stringwechselrichtern ausgeführt. Der Unterschied zur Anlage mit Zentralwechselrichter liegt darin, dass bei Stringwechselrichtern die Blitzteilströme auf den AC-Leitungen fließen. Dementsprechend sind die Typ 1 SPDs auf der AC-Seite der Stringwechselrichter und der Niederspannungsseite des Einspeisetransformators zu installieren. Die Blitzstromverläufe weisen eine verkürzte Wellenform auf und entsprechen damit in wesentlichen den Parametern bei Zentralwechselrichtern. Auf der DC-Seite sind Typ 2 SPDs ausreichend. In Beiblatt 5 ist das Mindestableitvermögen von Typ 1 SPDs auf der DC-Seite von Zentralwechselrichtern beschrieben. Wie gezeigt, können bei Anlagen mit Stringwechselrichtern die gleichen Mindestableitwerte für die Typ 1 AC-SPDs herangezogen werden.

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Dipl.-Ing. Josef Birkl DEHN + SÖHNE GmbH & Co.KG. Hans-Dehn-Str. 1, Germany 92318 Neumark

Wo liegen sicherheitsrelevante Schwachpunkte von PV-Anlagen?

Mon, 21 Apr 2014 09:11:13 +0000

Photovoltaik-Anlagen sind komplexe elektrotechnische Anlagen mit einer Vielzahl von Einzelkomponenten. Geht man von einer im Jahre 2013 in Deutschland insgesamt installierten Leistung von mehr als 30 GW aus, so entspricht das einer Anzahl von etwa 150 Mio. Modulen, ca. 450 Mio. Bypass-Dioden, ca. 10 Mrd. Solarzellen (3 Wp) und ca. 50 Mrd. Lötstellen. Hinzu kommen Leitungen, Verteiler, Strangdioden, DC-Sicherungen, DC-Schalter, Wechselrichter, AC-Sicherungen, IT- Schnittstellen etc. sowie mechanische Komponenten wie Aufständerungen oder auch Nachführsysteme. Wie bei jeder technischen Anlage besteht somit ein Risiko, dass durch Fehler in der Anlage Schäden auftreten können.

Die FMEA (Failure Mode and Effects Analysis „Fehlermöglichkeits- und Einfluss- Analyse“ oder kurz „Auswirkungsanalyse“) [1, 2]. stellt in der Industrie, insbesondere bei Herstellern von Massenprodukten wie z.B. Automobilen, ein etabliertes und auch formal vorgegebenes Verfahren dar (DIN EN 60812 „Fehlzustandsart- und - auswirkungsanalyse“), mit welchem bereits in der Entwicklungsphase eines Produktes mögliche Fehlerquellen identifiziert, bewertet und Abhilfemaßnahmen benannt werden. Hierzu kommt ein Team von ca. 10 Experten aus möglichst unterschiedlichen Fachbereichen zusammen, welches unter Anleitung eines Moderators die Komponenten eines Gesamtsystems oder auch nur eine einzelne Komponenten im Detail betrachtet. Die Bewertung des Risikos stellt dabei eine Mischung aus langjähriger Erfahrung, faktischem Wissen, aber auch „Bauchgefühl“ dar. Kontroverse Be- wertungen werden ausdiskutiert, letztlich muss sich das Team auf einen gemeinsamen Risikowert einigen.

Innerhalb des PV-Brandschutz-Projektes [3] wurde diese Methode erstmals auf ein vollständiges netzgekoppeltes PV-System (ohne Speicher) angewandt – die zusammengefassten Ergebnisse finden sich unter [3].

Als hauptsächliche Fehlerquelle wurde leider der „Faktor Mensch“ benannt. Die vorgeschlagenen Verbesserungsmaßnahmen liegen daher hauptsächlich im Bereich der Qualitätssicherung sowohl bei den Komponenten als auch bei der Planung und Ausführung der Anlagen.

[1] http://de.wikipedia.org/wiki/Risikoanalyse/
[2] http://de.wikipedia.org/wiki/FMEA/.
[3] http://www.pv-brandsicherheit.de/freiburg2013/

Ergebnisse einer FMEA-Analyse - Zusammenfassung - Heribert Schmidt1, Robin Grab1, Florian Reil2, Willi Vaaßen2 1Fraunhofer ISE, Heidenhofstrasse 2, 79110 Freiburg 2TÜV Rhld. Am Grauen Stein 20, 51105 Köln 0761 / 4588 5226 heribert.schmidt@ise.fraunhofer.de www.ise.fraunhofer.de

Die folgende Abbildung zeigt auf der unteren Zeile Komponenten- resp. Planungs- und Ausführungsfehler, für welche die Expertengruppe ein hohes Risiko (Risikopriori- tätzszahl RPZ > 150) identifiziert hat. Als besonders kritisch wurde dabei mit einer RPZ von knapp 450 die (nicht zulässige!) Kombination von Steckverbindern unter- schiedlicher Hersteller angesehen. In der oberen Zeile der Abbildung sind mögliche Maßnahmen zur Verminderung des Risikos dargestellt – im Beispiel der Steckver- binder wäre z. B. eine weltweite Normung die Ideallösung. Genannt sind in der Ab- bildung immer diejenigen Lösungsvorschläge, die zur niedrigsten RPZ geführt haben – oftmals sind auch andere Lösungen möglich, siehe hierzu [3].

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Ermittlung des Anwendungspotentials von Photovoltaik an Lärmschutzwänden entlang des Schweizer Autobahnnetzes

Mon, 14 Apr 2014 09:23:04 +0000

Zusammenfassung
Im Auftrag des Bundesamtes für Strassen der Schweiz ASTRA hat TNC Consulting das Anwendungspotential von Photovoltaik an Lärmschutzwänden entlang des Schweizer Autobahnnetzes mit Hilfe einer eigens entwickelten Datenbank ermittelt. Mit dem erwarteten elektrischen Ertrag des ermittelten realisierbaren Potentials von Photovoltaik-Schallschutzanlagen könnte der photovoltaische Betrieb der Autobahnen in der Schweiz (inklusive Beleuchtung und Tunnellüftungen, etc.) in der Jahresbilanz erreicht werden.

Vorgehen
Photovoltaik (PV) Anlagen zur Gewinnung von Solarstrom können ohne zusätzlichen Flächenbedarf in Kombination mit verschiedenen schon vorhandenen Infrastrukturbauwerken realisiert werden. Die Kombination von Photovoltaik und Schallschutz eignet sich insbesondere sehr gut, weil die modulare Bauweise der Lärmschutzwände einer rationellen Montage von PV Anlagen entgegenkommt und keine Konkurrenzanwendung besteht. Für verschiedene Typen von PV Schallschutzanlagen aus der Praxis wurden im Rahmen dieser Studie Modelle entwickelt, welche anhand verschiedener Parameter beschrieben werden können. Basierend auf den Datensätzen der vorhandenen Datenbank des ASTRA, welche Angaben zu den Lärmschutzmassnahmen enthält, wurden die für die Beurteilung zur Eignung zur Kombination von PV und Lärmschutzwänden notwendigen Parameter untersucht. Dabei sind die Grundangaben Anfang- und Endpunkt, die Strassenseite der Lärmschutzwand und die Höhe der Lärmschutzwand in einem entsprechenden Datenformat notwendig für eine Ermittlung des Potentials.
Es wurden Parametersets für das theoretische, das technische und das realisierbare Potential definiert. Dabei wurde versucht, auch nichttechnische Parameter zu berücksichtigen. Diese Parametersets können je nach Zielgrösse und für unterschiedliche Randbedingungen angepasst werden. Typische Parameter sind dabei Lichtraumprofile, Mindestabstände, Neigungswinkel der Module, etc. Die Studie zeigt, dass für die meisten Verläufe von Lärmschutzwänden eine sinnvolle Kombination mit PV denkbar ist. Für die als geeignet ermittelten LSW wurde automatisiert derjenige PV Anlagentyp ermittelt, welcher die grösstmögliche nutzbare PV Fläche ergibt. Daraus resultieren Potentiale in Form von nutzbarer Modulfläche, elektrische Nennleistung und erwarteter elektrischer Jahresertrag.

Resultate
Für das theoretische Potential wurde eine Fläche von ca. 2.2 Mio m2 ermittelt, was einer elektrischen Nennleistung von etwa 440 MWp und einem erwarteten elektrischen Jahresertrag von ca. 410 GWh entspricht. Für das technische Potential wurde unter Berücksichtigung von Einschränkungen durch real existierende Produkte, zum Beispiel Modulabmessungen, eine Fläche von 1.3 - 1.5 Mio m2 ermittelt. Dies entspricht einer elektrischen Nennleistung von 210 – 240 MWp und einem erwarteten elektrischen Jahresertrag von 200 – 230 GWh. Für das realisierbare Potential unter Berücksichtigung der nicht-technischen Parameter reduziert sich das Potential auf 0.7 - 1.0 Mio m2 oder 110 – 165 MWp Nennleistung, was zu einem elektrischen Jahresertrag von 100 – 160 GWh führt. Das ermittelte realisierbare Potential von Photovoltaik an bestehenden Lärmschutzwänden entlang der Nationalstrassen der Schweiz ist damit ausreichend, um den Jahresbedarf an elektrischer Energie für den Betrieb der Nationalstrassen in der Jahresbilanz decken zu können. (145 GWh im 2010, inklusive Tunnel und Beleuchtung).

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Einfluss verschiedener Modultechnologien auf eine Niederspannungsnetz

Fri, 11 Apr 2014 11:27:12 +0000

Die Energiewende in Deutschland hat zu einem Zubau von dezentralen Erzeugungsanlagen geführt. Insbesondere in der Niederspannung werden Photovoltaikanlagen auf Gebäudedächern ausgebaut. Um den Ausbau zu forcieren und die Bürger zu informieren gibt es immer mehr frei zugängliche PV- Potentialanalysen für Gemeinden. Bei einer PV-Potentialanalyse werden für die verschiedenen Eignungsklassen lediglich Module vorgeschlagen und die jeweilige nutzbare Modulfläche angegeben. Bei dieser Betrachtung werden die Entwicklungen der Modulwirkungsgrade und der Preise nicht berücksichtigt. Im Rahmen dieser Untersuchung wird der Einfluss verschiedener PV-Module für die, durch die PV- Potentialanalyse erfasste, nutzbare Dachfläche verwendet. Es wird ein Modell eines realen Niederspannungsverteilnetzes und eine zugehörige PV-Potentialanalyse verwendet. Für die Auswertung der Simulation erfolgt anhand der Unterschiedlichen Auslastung der Betriebsmittel und der Einhaltung des von der Norm DIN EN ISO 50160 vorgegebenen Spannungsbandes. Durch die einheitliche Verwendung von Verschiedenen PV-Modultypen auf das verfügbare PV-Potential treten große Unterschiede bei der Betriebsmittelauslastung und der Dauer der Überlastung der Betriebsmittel auf. Die Überlastung der Betriebsmittel erfolgt bei einem Transformator ab einer Auslastung von 100% und bei den Leitungen ab 80%. Zudem treten Unterschiede bei der Einhaltung des +/- 10% Spannungsbandes sowohl bei der Dauer der Überschreitung sowie der Höhe der maximalen auftretenden Spannung auf. Exemplarisch werden aus dieser Untersuchung zwei der ermittelten Ergebnisse in Abbildung 1 und Abbildung 2 dargestellt.

Die verwendeten PV-Module besitzen bei voller Ausschöpfung des PV-Potentials einen großen Einfluss auf die Netzsituation im Verteilnetz. Kritische Netzzustände werden durch die Verwendung von mono- und polykristallinen Si-Modulen hervorgerufen. Dies liegt daran das neben der Überschreitung des Spannungsbandes auch eine Überlastung der Betriebsmittel erfolgt. Dadurch stehen gegenüber den Dünnschichtzellen deutlich weniger Möglichkeiten zur Spannungsregelung zur Verfügung und ein klassischer Netzausbau wird notwendig.

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Modellierung der Einspeiseleistung verteilter PV-Anlagen zur optimierten Netzbetriebsführung

Fri, 11 Apr 2014 11:09:47 +0000

1 Motivation und Problemstellung
Durch die hohe Durchdringung mit dezentralen PV Systemen und damit einhergehenden regulatorischen Vorgaben kommen neue Aufgaben auf die Netzleitstellen zu. Bisher benötigte die Netzleitstelle nur wenige Messwerte für eine adäquate Netzabbildung. Gerade für das Einspeisemanagement werden nun jedoch detaillierte Informationen benötigt. Es erlaubt dem Netzbetreiber die temporäre Reduzierung der Einspeiseleistung von Anlagen der Erneuerbaren Energien, gemäß § 11 EEG (2012). Ziel ist es, Netzbetriebsmittel in kritischen Situationen vor Überlastungen zu schützen und Versorgungsausfälle zu vermeiden. So soll eine optimale Nutzung der Netze bis zum Abschluss der notwendigen Netzverstärkungs- maßnahmen ermöglicht werden. Die Reduzierung soll hohe Sicherheit garantieren und trotzdem möglichst wenig Energie abregeln, zudem müssen bei EEG-bedingten Regelmaßnahmen die betroffenen Energiemengen vergütet werden. Daher müssen Verfahren entwickelt werden, um die wirklich nötige Reduzierung zur Herstellung eines stabilen Netzzustandes zu ermitteln. Der Aufruf zur Einspeiseleistungsbegrenzung geschieht dabei in Stufen (typisch: 100%, 60%, 30%, 0% PSTC). Dabei bietet der Bezug auf die installierte Leistung PSTC den Vorteil einer fest planbaren Leistung im Netz. Gleichzeitig bringt sie aber gerade bei Photovoltaik, deren abgegebene elektrische Energie von der momentanen Strahlungsleistung abhängt, den Nachteil, dass eine vorgegebene Reduzierung (beispielsweise auf 60%) im Netz eine andere meist deutlich geringere Entlastung bewirkt. In diesem Beitrag wird die momentane Einspeiseleistung verteilter PV Systeme in einem Mittelspannungsnetz mithilfe von me- teorologischen Daten errechnet. Damit kann der Gesamtlastfluss in dezentralen Verbrauch und Erzeugung getrennt, und dadurch der Netzzustand bestimmt werden. Aus den gewonnenen Erkenntnissen können Rückschlüsse auf die Simulationsgüte, Eingangsdaten und die benötigte Messnetzdichte gezogen werden.

Die erarbeiteten Ergebnisse stammen aus dem Projekt „Netz der Zukunft“, das von der Bayernwerk AG in Zusammenarbeit mit der Technischen Universität München und der Hoch- schule München bearbeitet wird. Ziel des Projektes ist es, die Auswirkungen der dezentralen Einspeisung auf die Verteilnetze zu analysieren. Dazu wurde ein Mittelspannungsnetz mit
einer sehr hohen PV Durchdringung im Mündungsgebiet der Isar in Niederbayern ausgewählt. Es versorgt, eine Fläche von etwa 100 km² in der Nähe von Deggendorf. Das ländli- che Versorgungsgebiet besteht aus einigen Dörfern und der Kleinstadt Osterhofen. Insge- samt ist die installierte PV Leistung mit 33,6 MW zu beziffern (Stand: Juni 2013), dies ent- spricht etwa 5 kWp pro Hausanschluss. Um das Einspeiseverhalten der verteilten PV-Flotte im Untersuchungsgebiet Seebach beschreiben zu können, wird die räumliche Verteilung der Globalstrahlung über das Untersuchungsgebiet analysiert. Dazu dienen zehn, im Gebiet verteilt installierte Messstationen, die in Sekundenauflösung die horizontale Globalstrahlung und die Umgebungstemperatur aufnehmen.
In der Veröffentlichung wird ein Ansatz vorgestellt, mit dem unter Verwendung eines ebenfalls eingeführten Modells zur Simulation der Einspeiseleistung aller im Gebiet vorhandenen PV-Anlagen der Lastfluss über einen 110 kV / 20 kV Umspanner ermittelt werden kann. Das Modell zur Bestimmung der Einspeiseleistung einer verteilten PV-Flotte verwendet die auf- gezeichneten Daten des verteilten Messsystems (Globalstrahlung auf die horizontale Fläche und Umgebungstemperatur) als Eingangsgrößen. Zur Bestimmung des aktuellen Lastflusses über den Umspanner wird zusätzlich noch der Gesamtlastfluss über den Umspanner an einem klaren Tag benötigt. Alle Messdaten liegen bei der Analyse in einer Auflösung von 3 Sekunden vor. Anschließend geht dieses Paper auf die Auswertung der Ergebnisse der Si- mulation ein, wobei der Fokus auf der räumlichen Glättung der Einspeiseleistung an wech- selhaften Tagen liegt. Zuletzt wird die Variation der räumlichen und zeitlichen Auflösung für die Einbindung der Simulation in die Netzbetriebsführung sowie die Nachbildung des dynamischen Verhaltens diskutiert.

2 Fazit
Das Simulationsmodell ermöglicht die Beschreibung des Verhaltens der räumlich verteilten PV-Flotte. Der Einfluss verschiedener Wettersituationen auf das Verteilnetz kann analysiert und somit kritische meteorologische Lagen charakterisiert werden. Die Simulation auf Basis nur eines Globalstrahlungsmesspunktes ist nur an klaren Tagen ausreichend. Um die räum- liche Verteilung an wechselhaften Tagen abzubilden, sind zusätzliche Messpunkte notwen- dig. Die Anzahl der Messstationen ist auch die entscheidende Variable für die Simulationsgenauigkeit. Die Betrachtung der zeitlichen Auflösung zeigt eine Reduktion des RMSE von einer Sekundenauflösung auf eine Stundenauflösung um etwa ein Drittel. Mit zehn Messpunkten (gleichmäßig verteilt auf 10x10 km²) als Eingangsgröße wird für wechselhafte Tage ein RMSE von durchschnittlich drei Prozent erreicht und die Rampen der PV Leistung adä- quat abgebildet. Die aus der Simulation gewonnene genaue Kenntnis des Netzzustandes erlaubt somit die optimierte Durchführung von Einspeisemanagementmaßnahmen.

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Qualifizierung der Netzspannungsinformation von Wechselrichtern

Fri, 11 Apr 2014 10:56:45 +0000

Qualifizierung der Netzspannungsinformation von Wechselrichtern für die Beurteilung des Netzzustands von Niederspannungsnetzen

Hintergrund
Die Nutzung Erneuerbarer Energien im Stromnetz führt auch zu einer Umwälzung in der Planung und im Betrieb von Verteilnetzen, da diese Energiesysteme überwiegend im Niederspannungsnetz angeschlossen werden[1]. Durch den Einfluss und die Volatilität der Einspeisung auf die Netzparameter wird es notwendig auch im Niederspannungsnetz Informationen über den Netzzustand zu erfassen [2]. Eine Quelle für diese Information könnten die Einspeiseanlagen selbst sein. Wechselrichter in Photovoltaikanlagen erfassen die wesentlichen Messgrößen die zu einer Beurteilung des Netzzustands notwendig sind. Dieser Beitrag befasst sich mit der Beurteilung der Qualität der Netzspannungs-Information die von Wechselrichtern verfügbar ist.

Ansatz
Im ersten Schritt wurden ausgewertet welche Informationen Wechselrichter heute über Ihre Kommunikationsschnittstellen zur Verfügung stellen. Dabei wurden die technischen Informationen der Hersteller analysiert und Interviews mit den Herstellern geführt.

Im zweiten Schritt erfolgte eine messtechnische Analyse verschiedener Wechselrichter im Feld. Dazu wurde ein Messgerät zur Beurteilung der Netzqualität [3] am Netzanschlusspunkt installiert und die Messdaten mit den verfügbaren Informationen der Wechselrichter verglichen.

Netzinformation von Wechselrichtern
Für die Beurteilung des Netzzustands sind vor allem die Netzspannung der drei Phasen und die Auslastung der Betriebsmittel von Interesse. Durch die volatile Einspeisung insbesondere von Solarstromanlagen in Niederspannungsnetzen werden für den Betrieb dieser Netze in Zukunft sowohl aktuelle Messwerte als auch Vorhersagen des Betriebszustands notwendig.

Die Wechselrichter benötigen für die Einspeisung auch die Kenntnis der Netzspannung und der Netzfrequenz. Viele Wechselrichter stellen diese Messwerte auch an der Kommunikationsschnittstelle zur Verfügung. Über die Qualität dieser Messwerte wird jedoch meist keine verbindliche Aussage getroffen.

In der Abbildung 1 sind die verfügbaren Informationen der Kommunikationsprotokolle 24 Wechselrichterherstellern aufgeführt. Die meisten Wechselrichter stellen neben der Wirkleistung auch Informationen über die aktuellen Leiterspannungen und -ströme zur Verfügung. Insbesondere neuere Geräte umfassen auch Messwerte der Frequenz und der Phasenverschiebung.

Analyse der Qualität der Spannungsinformation
Damit die von den Wechselrichtern erfassten Informationen der Netzanschlusspunkte der Einspeiser für die Beurteilung des Netzzustands von Verteilnetzen genutzt werden können ist eine Bewertung des Vertrauensbereichs dieser Messwerte notwendig. Für die Analyse der Qualität der Spannungsinformation wurden Feldmessungen an mehrere Wechselrichter durchgeführt und die Messwerte der Wechselrichterhersteller mit den Messwerten von Netzanalysemessgeräten verglichen.

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Einfluss des Standorts und des Nutzerverhaltens auf die energetische Bewertung von PV-Speichersystemen

Fri, 11 Apr 2014 10:37:21 +0000

Die steigende Differenz zwischen Einspeisevergütung und Haushaltsstrompreis macht den Eigenverbrauch von Solarstrom im Haushaltsbereich zunehmend attrakti- ver. Die Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch in Einfamilienhäusern und somit der PV-Eigenverbrauch sind jedoch begrenzt. Durch die Zwischenspeicherung überschüssiger PV-Energie in Batteriesystemen ist eine Erhöhung des Eigenverbrauchsanteils und des Autarkiegrads möglich. Da beide Größen für die Wirtschaftlichkeit von PV-Speichersystemen von Bedeutung sind, ist es wichtig, wesentliche Zusammenhänge zu identifizieren. Dieser Beitrag untersucht den Einfluss des zeitlichen Verlaufs der PV-Erzeugung und der elektrischen Last auf die energetische Bewertung von PV-Speichersystemen. Dies erfolgt auf Grundlage von Simulationsrechnungen unter Berücksichtigung gemessener Wetter- und Stromverbrauchsdaten. Die Untersuchung zeigt auf, dass das Nutzerverhalten in Form von tageszeitlich und saisonal variierenden elektrischen Lastprofilen und damit der zeitliche Verlauf des Stromverbrauchs die Simulationsergebnisse entscheidend beeinflusst. Dabei wurden mit dem Nacht- und Sommeranteil zwei Vergleichsgrößen für Lastprofile definiert, die die Abhängigkeit der energetischen Bewertungsgrößen von dem Anteil des Strombedarfs in der Nacht und im Sommerhalbjahr am Jahresstrombedarf aufzeigen. Hohe Eigenverbrauchsanteile und Autarkiegrade können insbesondere in Haushalten erzielt werden, die einen hohen Anteil des Strombedarfs im Sommer sowie einen geringen Anteil des Strombedarfs in der Nacht benötigen.

Darüber hinaus wird untersucht, welche Bedeutung der Standort des PV-Speichersystems innerhalb Deutschlands auf die energetischen Bewertungsgrößen hat. Während der Eigenverbrauchsanteil mit zunehmendem Ertrag am Standort sinkt, steigt der Autarkiegrad bei PV-Speichersystemen an (Bild 2). Im Rahmen der Untersuchungen konnte festgestellt werden, dass das Nutzverhalten die energetischen Bewertungsgrößen stärker beeinflusst als der Standort innerhalb Deutschlands. Da sowohl der Eigenverbrauchsanteil als auch der Autarkiegrad direkte Auswirkun- gen auf die Ökonomie von PV-Speichersystemen haben, wird nur durch eine bedarfsgerechte Auslegung der Systemkomponenten ein wirtschaftlicher Betrieb auch bei einer sinkenden oder wegfallenden Einspeisevergütung möglich sein.

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Dezentrale PV-Systeme

Fri, 11 Apr 2014 10:02:42 +0000

Wirtschaftlichkeit der Kombination von PV-Eigenverbrauch mit angebotsabhängigem Windstromtarif

Mit steigender fluktuierender Energieerzeugung steigt der Bedarf an Möglichkeiten zur Zwischenspeicherung von elektrischer Energie. Eine Alternative zu großen Speichern stellt die aktive Nutzung der Speicherkapazitäten und variablen Lasten in Privathaushalten dar. Über ein Smart-Grid können diese zu einem virtuellen Kraftwerk bzw. einer variablen Last zusammengeschlossen und von einer zentralen Leitwarte gesteuert werden. Ein angebotsabhängiger Stromtarif dient dem Endverbraucher als Anreiz, sich der aktuellen Angebotslage anzupassen.

Dieser Beitrag vergleicht die Wirtschaftlichkeit einer Hausenergieversorgung mit Wärmepumpe, welche durch einen thermischen und einen elektrischen Speicher zu einer steuerbaren Last wird. Anhand verschiedener Optimierungsszenarien (nur Eigenverbrauch EV, nur Windstrombezug WIND und kooperative Betriebsweise KO-OP) und in Abhängigkeit von der Systemauslegung (Normheizlast sowie Kapazität von thermischem Pufferspeicher und PV-Batteriespeicher) wird das mögliche Lastverschiebungspotential ermittelt. Die Besonderheit der Szenarien WIND und KOOP ist ein günstiger „Windstromtarif“. Dieser wird bei Überschreiten eines Grenzwerts an Stromerzeugung aus Windenergie vom Energieversorger angeboten, um Windstromüberschüsse abzubauen. Zur Berücksichtigung des gleichzeitigen Bestrebens von Kunden ihre PV-Anlage durch Eigenverbrauch zu amortisieren werden dem Ei- genverbrauch und dem Windstrom separate Zeitfenster zugewiesen. Ein projektspezifisches Merkmal ist die Nutzung eines kalten Nahwärmenetzes als Quelle der Wärmepumpe in den Szenarien KOOP und WIND. Als Grundlage der Analyse dient eine Simulation des Energiesystems. In stündlichen Intervallen werden die Energieflüsse über ein Jahr, mit hinterlegten Strahlungs-, Temperatur-, Wind- und Bedarfsda- ten, bilanziert und anschließend auf eine Laufzeit von 20 Jahren hochgerechnet.

Den Vergleich der Gesamtkosten, aus Investitionen und Energiebezug über 20 Jahre zeigt Abb. 1 für verschiedene Szenarien. Die Kosten sinken für die Szenarien in der Reihenfolge, in der der Netzbezug reduziert wird (Abb. 2). Dabei wird angenommen, dass der Normaltarif um 3,5 % pro Jahr steigt und der Wärmepumpenstromtarif aus dem Netz um 4 %. Für das Basisszenario ergeben sich die höchsten Kosten. Die Verringerung des Netzbezugs liegt bei Eigenverbrauchoptimierung bei 3181 kWh/a und bei Windstrombezugsoptimierung lediglich 1117 kWh/a. Im kooperativen Szena- rio wird der Energiebezug um 3762 kWh/a verringert. Der Eigenverbrauch des EV-optimierten Szenarios beträgt 50 %, wobei der größte Teil durch Haushaltsstrom entsteht auch ohne Verschiebung von Haushaltslasten. Ein geringer Teil des Eigenverbrauchs entsteht durch die Wärmepumpe. Durch gezielte Steuerung im kooperativen Szenario wird, trotz zusätzlicher Nutzung des angebotsabhängigen Windstromtarifs, der Eigenverbrauch nur wenig verringert. Der Windstrombezug geht, bei der gewähl- ten Priorisierung des Eigenverbrauchs, im Vergleich zum Windstromszenario um knapp die Hälfte zurück.

Anhand des kooperativen Szenarios zeigt sich, dass es für den Endverbraucher finanziell lohnenswert ist einen geringfügigen Rückgang des Eigenverbrauchs, zugunsten zeitweiser Nutzung des angebotsabhängigen Windstromtarifes, in Kauf zu nehmen und somit auch einen gewissen Beitrag zur Netzstabilisierung zu leisten.
Die Autoren bedanken sich für die Förderung der Arbeit durch das Bundesministeri- um für Wirtschaft und Technologie im Rahmen des Förderprogramms EnEff: Wärme und EnEff:Stadt innerhalb des Projektes „EnVisaGe“ (FKZ 03ET1116A).

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Normative Anforderungen zum Betrieb von PV-Systemen

Thu, 10 Apr 2014 11:49:25 +0000

Die Installation eines PV-System muss den gültigen Gesetzen, Normen und dem aktuellen Stand der Technik entsprechen. Nur unter deren Beachtung stellt der Planer und Installateur einen störungsfreien Betrieb sicher.
Gesetzliche Forderungen:
Die LBO (Landesbauordnung) fordert Blitzschutz für Schulen, Hochhäuser, den Brandschutz im Bereich von Flucht- und Rettungswege und Brandabschnitte.
Wichtige Normen:
• VDE 0126-23 (IEC 62446): Netzgekoppelte Photovoltaik-Systeme
• VDE 0100-712 (IEC 60364-7-712): Errichten von Niederspannungsanlagen
• VDE 0185-305-3 Bbl.5 (IEC 62305-3): Blitzschutz für PV-Anlagen
• VDE 0100-600 (IEC 60364-6): Errichten von Niederspannungsanlagen
• VDE 0105-100: Betrieb von elektrischen Anlagen
• VDE 0660-600-1: Niederspannungs-Schaltgerätekombinationen
• VDE-AR-E 2100-712: Maßnahmen für den DC-Bereich einer Photovoltaikanlage zum Einhalten der elektrischen Sicherheit im Falle einer Brandbekämpfung oder einer technischen Hilfeleistung
Stand der Technik:
Ausfälle bis zur Personengefährdung entstehen durch mangelhafte Installationen. Bei gewerblichen Anlagen müssen die Unfallverhütungsvorschriften eingehalten werden. Der Betreiber hat die Pflicht und Verantwortung durch regelmäßige Kontrollen den ordnungsgemäßen Zustand und die Sicherheit einzuhalten

Geforderte Prüfungen und Dokumentationen:
Besichtigen:
Schutzklasse: Wurde das System in Schutzklasse II ausgeführt?
UDC: Wurde Uoc für die örtliche min. Temperatur korrigiert?
IDC: Wurde der Kurzschlussstrom berücksichtigt?
Leitungsführung: Wurde die Fläche der Verdrahtungsschleife minimiert?
Beschriftung: Wurden Leitungen und Geräte eindeutig gekennzeichnet?
Warnhinweise: Wurde auf aktive Teile hingewiesen? Dokumentation:
Wurde ein Stromlaufplan für das PV-System erstellt?

Messen und Prüfen:
Schutzleiter: Durchgängigkeit und Widerstand
Polarität: Gleichspannung eines Stranges
Leerlaufspannung: Uoc eines PV-Strangs
Isolation: Isolationswiderstand der Gleichstromstränge
Schutzgeräte: Prüfung von Überspannungsschutz, Sicherungen, etc.

Dokumentation:
Anlage: Schaltplan, Gerätekennzeichnung und Warnhinweise Datenblätter aller verbauten Komponenten Betriebs- und Wartungshinweise
Prüfung: Ergebnisse der Inbetriebnahme

Prüffristen:
Betreiber: Sichtprüfung und Kontrolle der Betriebszustände (Täglich)
Fachkraft: Blitzschutz (VDE 0185-305): Sichtprüfung alle 2 Jahre und umfassende Prüfung alle 4 Jahre (BSK: III).
Elektrisch (VDE 0105): Alle 4 Jahre und gewerbliche Anlagen jedes Jahr (BGV A3, Anhang 1)

Zusammenfassung: Planer, Installateure und Betreiber müssen nach den Normen eine PV-Anlage nach dem aktuellen Stand der Technik betreiben. Bei Planung und Realisierung muss neben einem Blitz- und Überspannungsschutzkonzept und die fachgerechte Leitungsführung in ein vorhandenes Schutzkonzept (z.B. des Brandschutzes) angepasst werden. Die aktuellen Normen, Fachbeiträge und Seminare müssen zur Weiterbildung und Aktualisierung des Fachwissens genutzt werden.

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Systemrelevante PV-Kraftwerke in der zukünftigen Energieversorgung

Thu, 10 Apr 2014 11:26:23 +0000

Auf dem Weg hin zu einer zu 80% auf erneuerbaren Energiequellen (EE) basierenden elektrischen Energieversorgung (EV) in Deutschland sind noch Herausforderungen zu meistern.

Zur Zeit der Einführung des EEG war noch nicht absehbar, dass die PV überhaupt einen nennenswerten Beitrag an der EV leisten würde. PV-Anlagen waren auf reine Wirkleistungseinspeisung beschränkt. Mit dem großen Erfolg des EEG wurde schnell klar, dass PV-Anlagen bereits bei der gegenwärtig definierten Fördergrenze von 52 GW wesentliche netzunterstützende Aufgaben in enger Abstimmung mit den Netzbetreibern übernehmen müssen. „Dabei muss nicht nur das Stromübertragungsnetz, sondern insbesondere auch die Stromverteilnetze deutlich aus- und umgebaut werden. In den Stromverteilnetzen wird heute und zukünftig der überwiegende Teil der regenerativen Erzeugungsleistung angeschlossen“ [4]. Diese neuen dezentralen Versorgungsstrukturen müssen sukzessive Aufgaben der konventionellen Kraftwerke mit Erzeugung in den oberen Spannungsebenen übernehmen. An sonnenreichen Tagen wird die PV zeitweise den Strombedarf fast komplett abdecken können. Dann müssen zu den netzunterstützenden PV- Kraftwerken gleichzeitig netzbildende PV-Kraftwerke betrieben werden, die grundsätzlich das Verhalten von konventionellen Kraftwerken aufweisen.

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Gebäudeintegrierte Photovoltaik (BIPV) - Status Quo

Thu, 10 Apr 2014 11:04:39 +0000

Der Aufstieg und Fall der PV-Industrie in Deutschland hat Spuren hinterlassen, nicht nur im originären Bereich der Photovoltaik, sondern auch im Bereich der Gebäudeintegrierten Photovoltaik (BIPV). Diese technisch neben der Raumfahrtnutzung wohl anspruchsvollste Teildiszipin der Photovoltaik hat mit einer von Thomas Herzog im Jahre 1982 in München gebauten Wohnanlage begonnen. Sie propagiert seitdem die Mehrfachnutzung der Photovoltaik, indem die Module - zusätzlich zur Stromerzeugung - Funktionen der Gebäudehülle mit übernehmen, wie z.B. Wärme-, Sonnen- und/oder Schallschutz. Ein Wunschgedanke war ursprünglich, die extrem hohen Kosten für Photovoltaik durch eine Kombination unterschiedlicher Nutzungen zu reduzieren. Es folgten in 1991 mit der STAWAG Aachen (kristallin) und dem Umweltamt in München (a-Si) die ersten fassadenintegrierten Photovoltaikanlagen und in 1999 die mit 1MWp auch heute noch größte dachintegrierte Anlage in Mont-Cenis, Herne. – Soweit zur Geschichte.

Heute, 30 Jahre nach dem ersten BIPV-Projekt, bleibt festzustellen, dass nahezu alle in diesem Bereich tätigen Unternehmen entweder gar nicht mehr existieren oder aber diesen Geschäftszweig aufgegeben haben. Des Weiteren hat der jahrzehntelang bis heute wie ein Mantra angekündigte Aufstieg der BIPV nicht nur nicht stattgefunden, vielmehr versank die BIPV - im Vergleich zum kometenhaften Aufstieg der Photovoltaik - nahezu in Bedeutungslosigkeit. Repräsentierte im Jahr 1999 das Projekt Mont-Cenis bereits als einzelnes Projekt rund 8% des gesamten deutschen Photovoltaikmarktes, so beträgt heute der Anteil von BIPV am PV-Markt in Deutschland rund 0,00XX %. Das sind - nicht nur gefühlt - homöopathische Anteile. Wie ist diese Entwicklung zu erklären und wie sieht die Zukunft für BIPV als Produkt und für deren Hersteller aus?

Zur Frage des Warum:

BIPV-Module sind, relativ zu sog. Standardmodulen, kontinuierlich teurer geworden. Zum Einen existieren keine Skaleneffekte. Zum Anderen verschieben sich die Kostenanteile; Material - etwa Solarzellen und Glas – wird kontinuierlich preiswerter, wodurch die Kosten für Herstellung und Vertrieb relativ ansteigen.
Die Einkaufskonditionen für BIPV-Hersteller werden kontinuierlich schlechter, da die Mengen absolut zu klein sind. - Kosten für Engineering, Zertifizierung etc. nehmen kontinuierlich zu, da Produkte und ihre Verarbeitung aufwändiger werden, während die Menge nicht zunimmt.
Das Interesse und die Kapazitäten der Solarfirmen waren ein Jahrzehnt lang komplett durch konventionelle PV gebunden.
Es gibt nach wie vor keine Normen für BIPV.
BIPV ist Projektarbeit, d.h. zu kompliziert und aufwändig für viele PV-Betriebe.
Es gibt nach wie vor keine allgemeingültige Definition für den Begriff BIPV. Viele Untersuchungen, Prognosen etc. gehen deshalb von völlig unterschiedlichen Voraussetzungen aus.
Es existieren keinerlei zuverlässigen Informationen über Marktvolumen, Marktsegmentierung, Preise etc..
Es gibt keinen nennenswerten Wettbewerb.
Die Vorteile etwaiger Substitution konventioneller Baumaterialien sind - auf Grund deren vergleichbar niedriger Kosten - nahezu vernachlässigbar (die ursprüngliche Hoffnung - Preisreduktion durch Multifunktionalität – hat sich nicht erfüllt !)

Zur Frage der Zukunft:

Die Rahmenbedingungen der EU für den Energiehaushalt von Gebäuden wird sich ab 2018 für öffentliche Gebäude und 2020 für alle Gebäude zwingend ändern (European Parliament Directive 2010/31/EU). Die vermehrte Nutzung von PV unmittelbar an Gebäuden wird sehr wahrscheinlich.
Das Dach ist in den meisten Fällen für die geforderte Strom-Produktion zu klein.
Es sind Synergien durch die momentane Erweiterung und/oder Umstellung des Standard PV-Portfolios von Glas-Folien auf Glas-Glas zu vermuten.
Begrenzungen der Netzkapazität und Änderungen des EEG ändern die Rahmenbedingungen für Photovoltaik; sie machen eine Abkehr von der Maximierung des Jahresenergieertrages sinnvoll und führen hin zur Optimierung einer Stromproduktion zur richtigen Zeit. Auch Fassadenflächen werden zur Nutzung von PV interessant.

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Herausforderungen bei der Systemintegration von erneuerbaren Energien aus Sicht eines Übertragungsnetzbetreibers

Thu, 10 Apr 2014 10:56:14 +0000

Im Zusammenhang mit dem stetig voranschreitenden und auch politisch geforderten und geförderten Ausbau regenerativer Energieerzeugungsanlagen ist TenneT kontinuierlich mit neuen Herausforderungen konfrontiert und beteiligt sich aktiv an der Mitgestaltung der zukünftigen elektrischen Energielandschaft.

Aufgrund der bereits großen Menge an installierter Leistung erneuerbarer Energien von ca. 77.000 MW deutschlandweit (32.000 MW in der Regelzone der TTG) und der damit verbundenen hohen Stromeinspeisung sowie die Volatilität wetterabhängiger Erzeuger, steigen die Herausforderungen der Netzführung, die Systemsicherheit 24/7 zu gewährleisten. Die Einflüsse auf das bestehende Stromnetz sind dabei vielfältig. Saisonales, regionales und wetterabhängiges Einspeise- und Lastverhalten führen zu teilweise enormen Belastungen mit resultierenden Engpässen im Netz, welche durch geeignete Maßnahmen behoben werden müssen. Durch die durch das EEG gesteuerte vorrangige Einspeisung erneuerbarer Energieträger und deren Vermarktung an der Strombörse EPEX in Leipzig, werden fortlaufend neue Konzepte für ein sicheres und stabiles Netz benötigt. Hierbei ist ein wichtiger Punkt die Erstellung von Prognosen regenerativer Erzeuger.
Abweichungen zwischen der tatsächlichen Einspeisung und der prognostizierten und damit auch vermarkteten Energiemenge müssen vom Übertragungsnetzbetreiber durch den Einsatz von Regel- und Reserveleistung ausgeglichen werden, welche in der Regel von konventionellen Kraftwerken zur Verfügung gestellt werden. Bei außergewöhnlichen Abweichungen der Einspeiseprognosen für Wind und PV zum Ist-Wert kann in Extremfällen diese Abweichung die Systemsicherheit enorm gefährden, da Regelleistung nur in einer bestimmten Höhe vorgehalten wird, weshalb es ein priorisiertes Ziel ist, diese Abweichung zu minimieren. Diese Gründe erfordern immer bessere und hochentwickelte Einspeiseprognosen für die Vermarkter erneuerbarer Energieträger, wie Wind und Photovoltaik.

In Zusammenhang mit der Zunahme der installierten Leistung von erneuerbaren Energien stellt sich deshalb die Frage, inwieweit erneuerbare Energieträger für das Netz notwendige Systemdienstleistungen zur Verfügung stellen können. Unter Systemdienstleistungen sind Aufgaben, die der Netzbetreiber zusätzlich zur eigentlichen Energieübertragung und -verteilung erbringen muss, um die Netznutzer sicher und zuverlässig mit elektrischer Energie versorgen zu können, zu verstehen. Dies beinhaltet im Wesentlichen Spannungs- und Frequenzhaltung, aber auch Versorgungswiederaufbau und die Erbringung von Regelleistung.

Im Rahmen dieses Vortrags wird auf die Herausforderungen eines Übertragungsnetzbetreibers eingegangen. Schwerpunkt hierbei stellen der Umgang mit dem bereits hohen Anteil an installierter Leistung erneuerbarer Energien und die wetterbedingte Volatilität der ins Netz eingespeisten Energie dar. Es wird weiterhin der damit verbundene Einfluss auf den konventionellen Kraftwerkspark, aktuelle und zukünftige Möglichkeiten der Regelung zwischen Erzeugung und Verbrauch, die Notwendigkeit von Systemdienstleistungen aus Erneuerbaren, wie Frequenz- und Spannungshaltung eingegangen, sowie ein Ausblick über geplante und nötige Weiterentwicklungen gegeben.

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Dezentrale Stromvermarktung - wirtschaftliche und steuerliche Aspekte

Wed, 09 Apr 2014 10:34:37 +0000

Mit Schaffung des EEG 2012 hat der Gesetzgeber einen weiteren und zudem sehr entscheidenden Schritt für die Umsetzung der anstehenden Energiewende getätigt.

Die sehr ambitionierten Ausbauziele im Hinblick auf den Teil der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung lassen sich – vor allem mit Blick auf die derzeitige Diskussion um die finanziellen Auswirkungen dieses Ausbaus und dem damit dro- henden Akzeptanzverlust in der breiten Bevölkerung – nur dann wirklich erreichen, wenn die bereits im EEG 2012 angelegte Marktintegration der Erneuerbaren Ener- gien weiter vorangetrieben wird.

Dabei ist bereits jetzt absehbar, dass zur möglichst wirksamen Kostendämpfung neue Wege beschritten und neue Konzepte, die weitgehend auch ohne Inanspruchnahme der Vergütung nach dem EEG auskommen können, entwickelt werden müssen.

Der dafür nötige Rechtsrahmen ist indes sehr unübersichtlich und in Teilen auch nur rudimentär ausgestaltet. Dies hat zur Folge, dass vor allem dezentrale Stromversorgungsmodelle ohne Inanspruchnahme des EEG in der Praxis vielfach auf vor allem rechtliche Unwägbarkeiten stoßen. Die Gründe hierfür sind vielfältig, liegen aber vor

allem in der Ausgestaltung des gegenwärtigen Strommarktdesigns sowie der Funkti- onsweise der Strommärkte begründet.

Ziel des Vortrages soll es daher sein, einen ersten Überblick über die Möglichkeiten dezentraler Stromversorgungsmodelle ohne Inanspruchnahme des EEG zu geben. Hierbei wird es insbesondere einen Schwerpunkt darstellen, die Unterschiede zum Fördersystem des EEG bzw. zum System der Direktvermarktung nach dem EEG darzustellen.

Darüber hinaus sind – im Sinne eines Aufzeigens von Vor- und Nachteilen – auch die rechtlichen Konsequenzen bzw. Anforderungen an derartige dezentrale Strom- versorgungsmodelle darzustellen. Schwerpunktmäßig wird hier die Wirtschaftlichkeit zu beleuchtet. Dies wird demzufolge vor allem Ausführungen zu den anfallenden Strombestandteilen (Gestehungskosten, KWK-Umlage, EEG-Umlage, Stromsteuer, Mehrwertsteuer) umfassen.

Ein besonderer Schwerpunkt des Vortrags werden – nach derzeitiger Sachlage – auch seit der Bundestagswahl eintretende bzw. sich abzeichnende gesetzliche Neuerungen sein.

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Implementierung photovoltaischer Systeme in elektrische Netze von Industriegebieten

Tue, 08 Apr 2014 10:51:25 +0000

In Stadtgebieten und genauer in deren Industriegebieten wird der größte Teil der elektrischen Energie genutzt die in Deutschland bereit gestellt wird. Erneuerbare Energien (EE) werden allerdings zum größten Teil in ländlichen Gegenden installiert. Das hat zur Folge dass große Leistungen von dezentralen Erzeugern aus dem Umfeld der Stadt in diese transportiert werden müssen. Mit einem wachsenden Anteil EE in dem bestehenden Verteilnetz, das auf konventi- onelle zentrale Erzeugungsstrukturen ausgelegt ist, wird der Transportbedarf weiter erhöht. Dabei verschiebt sich die Bereitstellung des Stroms mit der Steigerung der Erneuerbaren zunehmend auf niedrigere Spannungsebenen.

Der große Anteil von hohen Lasten in den Strukturen eines Industriegebiets stellt komplexe Ansprüche an das Stromnetz. Dabei ist für Verteilnetzbetreiber (VNB) in Zukunft nicht nur eine solide Planung der Netzkomponenten von zentraler Bedeutung, sondern auch die lokale Einspeisung. Die dezentrale Erzeugung und besonders EE verändern die Lastflüsse im Netz. Für Netzbetreiber sind dadurch Potentiale im Bereich der Schonung von Betriebsmitteln und Reduzierung von Netzverlusten besonders interessant. Für Industriebetriebe sind dies die Verminderung von lastbedingten Erweiterungen der Kabelanschlüsse, sowie die Reduzierung von Kosten durch bezogene Spitzenlasten. Die Bereitstellung von Blindleistung ist ein weite- res umfangreiches Themenfeld und steht u.a. zusammen mit der Spannungshaltung unter der Überschrift Qualität der Energieversorgung. Dieses Thema ist für einige Branchen des produ- zierenden Gewerbes standortentscheidend. Zusätzlich haben viele Städte im Rahmen der Energiewende in Deutschland Klimaschutzziele formuliert die eingehalten werden müssen. Die Implementierung der PV in Industriegebiete kann dabei helfen ein weiteres Feld zur Si- cherung dieser Ziele zu eröffnen.

Ansatz

Zur Klärung der Fragestellung wie viel PV und an welchen Positionen in einem Industriegebiet sinnvoll installiert werden kann wird im Rahmen dieser Arbeit in Kooperation mit dem VNB der Stadtwerke Ulm (SWU) Netze GmbH eine Netzsimulation der Mittelspannungsebene für ein Industriegebiet in Ulm durchgeführt. Viele Firmen benötigen für Produktionsprozesse große Leistungen, daher sind die Mittelspannungsnetze in Industriegebieten die wichtigste und am stärksten ausgebaute Netzebene.
Anschließend wurde die Netzsimulation mit einer energetischen Bewertung ergänzt. Diese beinhaltet verschiedene Szenarien für den PV-Ausbau im Industriegebiet und zeigt die Auswirkungen an den Systemgrenzen auf. Dabei wird die Grenze um das Industriegebiet gezogen und ermittelt wie sich dort die Energieströme verhalten.

Fazit und Aussichten

Es zeigt sich bereits an diesem Punkt welche Möglichkeiten das Zusammenbringen und Auswerten der vorhandenen Energie und Strukturdaten liefern kann. Beim Spannungsband konnten keine Probleme ermittelt werden. Dabei war die Last noch nicht vollständig in dem unter- suchten Strang abgebildet und bereits ein hoher Anteil PV implementiert. Dies zeigt auch das vorhandene Potential an Flächen für die PV in Industriegebieten. Außerdem wurde durch die vielen Erzeugungsanlagen die Auslastung der Betriebsmittel reduziert, was den Lebensdauerverbrauch reduziert. Dies konnte mit der energetischen Bewertung der gesamten Verbrauchsdaten weiter untermauert werden.

Der Ansatz, der im untersuchten Industriegebiet im Rahmen dieser Arbeit verfolgt wurde, lässt sich sehr leicht auf andere Bereiche in Ulm und anderen Städten übertragen. Allgemein können die hier erworbenen Erkenntnisse für die Vorgehensweise auf alle Gebiete angewendet werden in denen große Verbraucher in hoher Anzahl angesiedelt sind. Dazu zählen nach einer ersten Abschätzung neben Industriegebieten auch Stadtzentren, Logistikzentren und Gewerbegebiete.

Die Ergebnisse sowie das Simulationsmodel können zu dem die Grundlage für eine weiter- führende Analyse der Strom-, Wärme- und Gasnetze im EU-Forschungsprojekt OrPHEuS sein, an dem die SWU und die Hochschule Ulm seit November 2013 beteiligt sind. Dabei sollen intelligente Hybridnetze in Städten erforscht werden [27i]. Um die Arbeit weiter zu führen wurde bereits eine Reihe von Punkten herausgearbeitet die die Ergebnisse der Netzsimulation untermauern könnten. Die Grundlage für alle aufgeführten Punkte ist bereits vorhanden oder kann aus heutiger Sicht leicht geschaffen werden.

Simulation in Viertelstundenauflösung
Alle Strom-Erzeugungsanlagen detailliert sondieren: Genaue Adresse, Typ der Erzeu- gungsanlage, PV Ausrichtung, Moduldaten und installierte Nennleistung.
- Wetterdaten direkt für Ulm, Messwerte keine langjährigen Mittelwerte, DWD- Kontakt bereits hergestellt.
Niederspannungsnetz.
- Bilanziell mit in die MS-Simulation einbeziehen.
- Oder, die einzelnen Stränge der NS-Ebene mit abbilden.
Datenbasis der Last verbessern.
- Weitere RLM im untersuchten Industriegebiet sondieren, detaillierte Untersu- chung der SWU-Daten.
Verträglichen PV-Zubau mit Simulation bestimmen.
KWK Szenarien entwickeln, zusätzliche Stromnetzentlastung generieren, Wärmespeicher.
Daten des Gasnetzes erfassen und Szenarien entwickeln dieses intelligent einzubinden.

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Direktlieferung von PV-Strom

Mon, 07 Apr 2014 11:50:44 +0000

1. Endkundenbelieferung von 100% REG-Strom und Biogas
240.000 Stromkunden, 9.000 Gaskunden
Neuanlagenförderung 1,25 Cent/kWh

2. Ökostromgroßhandel
Direktvermarktung REG-Strom

3. Betrieb von 100% regenerativen Kraftwerken
10 MW PV, 25 MW Wind, 1,5 MW Biogas

Das Ziel: Stromdirektlieferung als Geschäftsmodell

dezentrale Erzeugung + dezentrale Versorgung
Wirtschaftlichkeit der PV-Anlage muss gegeben sein
Strombezugskosten des Verbrauchers müssen günstiger sein
Transaktionskosten geringer als Kostenvorteil durch PV
Wettbewerbsfähig im Vergleich zur konventionellen Belieferung

Fazit

20-jährige Abnahme des Stroms ist nicht gesichert (Insolvenz, Standortwechsel,Nutzungswechsel des Gebäudes)
Finanzierung wird schwieriger, da Eigenverbrauchsanteil keine gesicherte Einnahme; Banken wollen Sicherheiten oder kalkulieren mit voller Einspeisung
Bei Mietmodellen wird PV-Investor zum reinen Finanzierer ohne energiewirtschaftliche Wertschöpfung
Messkonzepte sind aufwendig und führen zu Mehrkosten bei ohnehin schlechter Wirtschaftlichkeit

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Normative und Sicherheits-Anforderungen von elektrischen Speichersystemen am Niederspannungsnetz

Mon, 07 Apr 2014 11:16:42 +0000

Normative und Sicherheits-Anforderungen für die fachgerechte Umsetzung von elektrischen Speichersystemen am Niederspannungsnetz

Techn. Anforderungen des KfW-Speicherprogramms
Speicherpass und VDE-Anwendungsregel „Speicher“
Elektrische Anbindung
Netzanschluss und Zählerkonfigurationen
Sicherheitskonzepte
Aufstellungsort
Anforderungen an Brandschutz

Zusammenfassung:

Der Speicherpass gibt den Standard für Fachunternehmererklärung und der Herstellererklärungen nach KfW-Fördervoraussetzungen vor.
AK STD_1000.3.1 erarbeitet derzeit Anwendungsregel
Schutztechnik bei elektrischer Anbindung beachten
auf Li-Zellentyp abgestimmte BMS +Laderegler sowie angepasste Schutzeinrichtungen
Bei Nichtbeachtung z.B. durch ungeeigneten Laderegler kann es zu explosionsartiger thermischer Überlastung kommen
Netzanschluss und Zählerkonfigurationen nach FNN-Hinweis
Sicherheitskonzepte:
Prinzip des eigensicheren Batteriespeichersystems
Aufstellungsort und Anforderungen an Brandschutz

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PV mieten Betreibermodelle zur Eigenstromnutzung

Mon, 07 Apr 2014 10:56:29 +0000

Die DGS Franken hat innovative Konzepte für den wirtschaftlichen Betrieb von PV- Anlagen auf fremden Dächern entwickelt. Diese ermöglichen es, die Abzüge durch das "Marktintegrationsmodell" und die EEG-Umlage zu vermeiden. Drei Vertragskonstellationen stehen zur Verfügung: Das Modell „Dritte vor Ort beliefern“ kann als Stromlieferung verstanden werden. Allerdings ist für den durch Dritte verbrauchten PV-Strom eine verringerte EEG-Umlage zu berücksichtigen. Um die EEG-Umlage zu vermeiden, wurden die Modelle zur „Miete der Gesamtanlage“ und die „ideelle Teilmiete“ entwickelt. Der technische Anschluß der PV Anlage im Gebäude ist bei allen drei Betreiberkonzepten gleich: Der PV Investor (Anlageneigentümer) errichtet auf dem Gebäude des Grundstückseigentümers/- pächters bzw. in unmittelbarer räumlicher Nähe eine netzgekoppelte PV-Anlage. Der erzeugte Strom wird vorrangig auf dem Grundstück verbraucht. Dafür wird dem PV Investor vom Solarstromnutzer (Grundstückseigentümer/-pächter) ein Nutzungsentgelt gezahlt. Hierdurch kann der Grundstückseigentümer/-pächter kostengünstig seinen Strombezug aus dem öffentlichen Netz verringern. Der nicht direkt genutzte Strom wird ins öffentliche Netz eingespeist und nach EEG vergütet.

A. "Dritte vor Ort beliefern"

Der Stromlieferpreis wird auf Basis von kWh genutztem PV Strom frei kalkuliert oder an der EEG-Vergütung orientiert. Er bleibt über die Vertragslaufzeit konstant oder es werden moderate jährliche Lieferpreiserhöhungen von z.B.1% vereinbart. Für jede gelieferte kWh PV Strom muss die jeweils gültige EEG Umlage, abzüglich 2 Ct., an den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) abgeführt werden (solares Grünstromprivileg).

B. „PV-Anlage mieten“

Neben den Abzügen des Marktintegrationsmodells wird hier die EEG-Umlage vermieden. Der Anlageneigentümer vermietet dem Solarstromnutzer (Grundstückseigentümer/-pächter) eine PV-Anlage. Der Solarstromnutzer wird zum Betreiber der Anlage, erzeugt und verbraucht den PV Strom selbst. Für überschüssigen PV-Strom erhält er die Einspeisevergütung. Die Miete für die Nutzung der Anlage („PV-Miete“) wird auf der Grundlage des prognostizierten Ertrages und der prognostizierten Eigenverbrauchsquote ermittelt. Der Solarstromnutzer (PV-Mieter) trägt im Kern das wirtschaftliche Betriebsrisiko. Erfüllt z.B. der Vermieter der Anlage seine Verpflichtungen zur Übernahme der technischen Betriebsführung nicht und kann Schadensersatz – im Falle einer Insolvenz– gegen ihn nicht durchgesetzt werden, kann es für den "PV-Mieter" zum Ernstfall kommen.

C. „Teilanlagenmiete“

Die Ansätze „Dritte vor Ort beliefern“ und „PV-Anlagen mieten“ werden hierbei gewissermaßen kombiniert. Der Anlageneigentümer vermietet dem Solarstromnutzer einen ideellen Anteil der Anlage, der dessen prognostizierten Eigenverbrauchsanteil entspricht, zur Mitnutzung. Der dem Anlageneigentümer als (Haupt-)Betreiber zustehende Teil des Stroms wird gegen EEG-Vergütung in das öffentliche Netz eingespeist. EEG-Umlage fällt nicht an, denn der Solarstromnutzer ist (Teil-) Mieter der Anlage und dadurch selbst (Mit-)Betreiber der Anlage, so dass der Strom im Wortsinne „selbst“ verbraucht wird.

PV-Anlage mieten – Best Practise Beispiele
Nürnberg - Südstadtbad
Stromverbrauch p.a.: ca. 1 Mio kWh
Mindestlast: 80 kW (Nacht)
Strompreis: 18 Ct (HT)
PV Anlage: 76 kWp, O/W Ausrichtung
Garantierter PV-Ertrag: 67.500 kWh (880 kWh/ kWp/a)
100% Eigenverbrauchsquote, 7% Autarkiequote
Vertragslaufzeit: 20 Jahre
Jährliche Miete: 11.400 € (entspricht ca. 17 Ct/kWh)
>>1 Ct/kWh Stromkostenvorteil für Nürnberg Bad (auf 7% Strombedarf)
>> ca. 4 Ct/kWh mehr für investierende Bürger Geno als 13 Ct EEG-Verg
>> ermöglicht der Bürgergeno 7% Rendite auf das Einlagekapital

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Intelligente Nutzung von PV-Strom für die Elektromobilit als Wegbereiter für eine 100% erneuerbare Stromversorgung

Fri, 28 Mar 2014 12:41:46 +0000

Vision: 100% Erneuerbare Energien

Die Vision der SMA Solar Technology AG ist die weltweit zunehmende Versorgung der Menschheit durch erneuerbare Energien. Dabei wird die Photovoltaik eine tragende Rolle spielen. Aber gerade Windkraft und Photovoltaik als Technologien mit dem größten Ausbaupotential fluktuieren in der Leistungsbereitstellung. Wenn die Last vollständig aus erneuerbaren Quellen gedeckt werden soll, müssen Speicher ein wesentlicher Systembestandteil werden.

Speicher wesentlicher Bestandteil zukünftiger Energieversorgung

Speicher werden zukünftig in verschiedensten Ausprägungen eingesetzt werden – vom kleineren Batteriesystem im Keller des eigenen Hauses bis hin zu sehr großen Speichern am Mittelspannungsnetz. Die Einbindung von Elektrofahrzeugen ist aus zwei Gründen besonders interessant: Sie zeichnen sich durch eine vergleichsweise hohe Speicherkapazität aus und sollen nach Plänen der Bundesregierung bald in sehr großer Anzahl Verbreitung finden. Dieses Potential gilt es auch für die Energiewende zu nutzen.

eMOBILie – Energieautarke Elektromobilität im Smart-Micro-Grid

Gemeinsam mit der BMW AG sowie der TU München erforscht SMA im Forschungsprojekt „eMOBILie“ verschiedene Möglichkeiten zur intelligenten Einbindung von Elektrofahrzeugen in das Energiemanagement von

Einfamilienhäusern und Parkhäusern. Dazu wird das Elektrofahrzeug befähigt, dem Sunny Home Manager seinen Energiebedarf zu übermitteln und Daten zum Energieangebot des Gebäudes zu empfangen. Realisiert wird ein hierarchischer Energiemanagement-Ansatz, bei dem der Sunny Home Manager als übergeordneter Energiemanager fungiert. Er erstellt eine optimierte Gesamtplanung und steuert das Elektrofahrzeug und eine Vielzahl anderer Geräte. Ausgehend von den Erfahrungen dieses Ansatzes wird ein verteiltes Energiemanagement entwickelt, bei dem alle Teilnehmer gleichberechtigt einen Einsatzplan aushandeln.

INEES – Intelligente Netzanbindung von Elektrofahrzeugen zur Erbringung von Systemdienstleistungen

Im Projekt INEES erforschen die Volkswagen AG, die Lichtblick AG, das Fraunhofer IWES und SMA die intelligente Netzanbindung von Elektrofahrzeugen. SMA entwickelt hierzu eine 3-phasige bidirektionale DC-Wallbox als Experimentiersystem, die das Fahrzeug mit 10kW Leistung laden und entladen kann und darüber hinaus in der Lage ist, Energie aus dem Fahrzeug in das Stromnetz einzuspeisen. Zusätzlich kann die Wallbox auch Blindleistung bereitstellen und damit den Einfluss des Wirkenergieaustauschs auf die Netzspannung minimieren.In einem Feldversuch werden 20 Fahrzeuge mit der neuen DC-Wallbox im Einsatz sein, sodass Felderfahrungen gesammelt werden können.

Die beiden Verbundforschungsvorhaben eMOBILie [1] und INEES [2] werden mit Mitteln des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit unter den Förderkennzeichen FKZ 16SBS026D und FKZ 16EM1015 gefördert.

Fazit: Intelligent eingesetzt kann Elektromobilität einen wichtigen Beitrag zur Energiewende leisten!

Eine Stromversorgung aus 100% erneuerbaren Energien benötigt Speicher. Mit den beiden Forschungsprojekten sammelt SMA Erfahrungen in der intelligenten Einplanung von Elektrofahrzeugen sowie in der leistungselektronischen Umsetzung der Ladung und Entladung. So können Elektrofahrzeuge zeitnah in aktuellen Produkten zur Erhöhung des Eigenverbrauchs genutzt werden. Darüber hinaus werden Erkenntnisse gesammelt, um den Speicher von Elektrofahrzeugen netzdienlich einzusetzen und damit den zunehmenden Einluss fluktuierender erneuerbarer Energien zu kompensieren.

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Studie zur Wirtschaftlichkeit von gewerblichen Eigenverbrauchs- Solaranlagen in Deutschland, Italien und der Türkei

Fri, 28 Mar 2014 12:08:57 +0000

Studie zu gewerblichen Eigenverbrauchssolaranlagen
Zentrale Erkenntnisse für Deutschland

Innerhalb der nächsten 20 Jahre wird der Strombezugspreis für den Handel und das produzierende Gewerbe leicht sinken. Grund dafür ist, dass sich die EEG-Umlage erheb- lich verringert, sobald die hohe Einspeisevergütung alter Solar- und Windanlagen ausläuft. Für die Schwerindustrie hingegen steigen die Kosten, da die Steuern und Abgaben bereits heute so gering sind, dass sie den steigenden Börsenstrompreis nicht kompensieren.
Eine Solaranlage mit Eigenverbrauch ist für das Segment Handel am attraktivsten, dicht gefolgt von dem produzierenden Gewerbe. Für die Schwerindustrie gibt es kaum finanz- ielle Vorteile. Die Amortisationszeit beträgt beim Handel je nach Standort 7,4 bis 9 Jahre, beim produzierenden Gewerbe zwischen 8,1 und 10,1 Jahren und bei der Schwerindustrie zwischen 12 und 15,5 Jahren. Die hohen Steuern und Abgaben machen den gewerblichen Eigenverbrauch von Solarstrom attraktiv.
Eine Solaranlage mit Eigenverbrauch und Ost-West Ausrichtung hat drei Vorteile:
1. Sie hat eine kürzere Amortisationszeit: Im Segment Handel ist diese um ein bis zwei Jahre kürzer als bei einer Anlage mit Südausrichtung.
2. Aufgrund der geringeren Investitionskosten steigt die Wirtschaftlichkeit für eine Solaranlage mit Ost-Westausrichtung.
3. Die Eigenverbrauchsrate ist durch eine bessere Anpassungsfähigkeit an das Last- profil höher – für das Segment Handel steigt diese im Vergleich zu einer Südanlage um bis zu fünf Prozent.
Mit höheren Abgaben und Steuern auf den bezogenen Strom, steigt der Nettobarwert (NPV), d.h. der Gewinn der Anlage nach allen abgegoltenen Investitionskosten und unter Berücksichtigung der Kapitalkosten. Umgekehrt gilt, dass bei sinkenden Steuern und Abgaben der Nettobarwert schrumpft. Grund hierfür ist, dass die Wirtschaftlichkeit der Solaranlage von dem eingesparten Strombezugspreis abhängig ist. Je höher die Steuern und Abgaben auf den Strombezugspreis sind, umso mehr Geld spart der Anlagenbesitzer durch den solaren Eigenverbrauch ein. • Sollte der Eigenverbrauch von Solarenergie EEG-umlagepflichtig werden, ist die Solaran- lage für den Handel wirtschaftlich weniger attraktiv. Wird eine 70 prozentige EEG-Umlage von 4,36 ct/kWh auf den Eigenverbrauch erhoben, sinkt der Nettobarwert einer Solaran- lage im Handel um 33 Prozent.
Das produzierende Gewerbe würde von einer EEG-Umlage derart stark getroffen, dass Investitionen in Solaranlagen von Unternehmern in diesem Segment vermutlich nicht mehr erfolgen würden: Bereits bei einer reduzierten EEG-Umlage von 50 Prozent, was 3,12 ct/kWh entspricht, sinkt der Nettobarwert um gut 80 Prozent. Bei einer Umlagepflicht auf den Eigenverbrauch in Höhe von 70 Prozent (4,36 ct/kWh) wäre die Anlage nicht mehr wirtschaftlich (NPV von -17 €/kWp). Der Rückzahlungszeitraum verlängert sich um ca. 4 Jahre.

Zentrale Erkenntnisse für Italien und die Türkei

Die Steuern und Abgaben für die drei Segmente Handel, Gewerbe und Schwerindustrie folgen in Italien einem ähnlichen Muster wie in Deutschland. Beim Handel und Gewerbe ist der größte Kostentreiber die Finanzierung des Ausbaus von erneuerbarer Energie, während die Schwerindustrie von dieser Abgabe ausgenommen ist. Auch ist der Handel am stärksten belastet, gefolgt von dem produzierenden Gewerbe und der Schwerindustrie.
In der Türkei hingegen liegen die Steuern und Abgaben im Durchschnitt um 70 Prozent nie- driger als in Deutschland und Italien. Interessant ist jedoch, dass die gesamten Strombe- zugskosten der Türkei im Jahr 2014 mit Italien vergleichbar sind und bis 2033 am höchsten sind. Grund hierfür ist, dass die von der Regierung festgelegten Preise für die Beschaffung und Verteilung von Strom (in anderen Ländern die Strombörse) im Vergleich sehr hoch sind, insbesondere zu den Spitzenzeiten.
In Italien ist eine solare Eigenverbrauchsanlage für das Segment Handel und das produzie- rende Gewerbe am attraktivsten. Für die Schwerindustrie ergibt die Wirtschaftlichkeits- berechnung nur eine marginale Profitabilität. Die Amortisationszeit liegt für das Segment Handel zwischen 6,5 und 7,1 Jahren und für das produzierende Gewerbe zwischen 6,3 und 6,9 Jahren. Die Schwerindustrie hat einen Rückzahlungszeitraum, der zwischen 9,9 und 11 Jahren liegt. Die geringen Stromgestehungskosten für Solar im Vergleich zu den Strom- beschaffungskosten machen eine solare Eigenverbrauchsanalage in Italien so attraktiv.
Die Analyse ohne Einspeisevergütung, also ohne den garantierten Minimumpreis unter dem „ritiro dedicato“ in Italien hat gezeigt, dass zwar die Wirtschaftlichkeit für das Segment Handel um 30 Prozent sinkt, sich aber mit einem relativen Nettobarwert (NPV) bei 571 €/kWp (Rom) und 702 €/kWp (Trapani) durchaus lohnt und mit Deutschland ver- gleichbar ist. Für das produzierende Gewerbe ist ein Minimumpreis gar nicht erforder- lich. Der relative Nettobarwert bleibt unverändert bei 867 €/kWp (Rom) beziehungsweise 1.105 €/kWp (Trapani). Somit ist Solarstrom in Italien bereits jetzt wettbewerbsfähig – auch ohne Einspeisevergütung.
In der Türkei ist eine solare Eigenverbrauchsanlage für den Handel und das produzierende Gewerbe am interessantesten. Für die Schwerindustrie ergibt sich eine marginale bis durchschnittliche Profitabilität. Der Rückzahlungszeitraum liegt im Segment Handel zwi- schen 4,4 und 5,3 Jahren, im produzierenden Gewerbe zwischen 5,4 und 6,9 Jahren und in der Schwerindustrie zwischen 6,7 und 8,7 Jahren. Wie in Deutschland und Italien sind die geringen Stromgestehungskosten für Solar verglichen mit den relativ hohen Stromgeste- hungskosten ausschlaggebend für die Attraktivität einer solaren Eigenverbrauchsanlage. Hinzu kommt, dass die hohe Sonneneinstrahlung die Wirtschaftlichkeit weiter steigert.

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Untersuchungen der Transporteinflüsse auf Solarmodule

Fri, 28 Mar 2014 11:21:46 +0000

Reklamationsfälle an Solarmodulen direkt auf den Baustellen betreffen oft den Glasbruch der Produkte. Bei PV-Modulen mit reklamierter geringer elektrischer Leistung stellt sich bei Untersuchungen mit Elektrolumineszenz heraus, dass die Solarzellen rissbehaftet sind und dadurch größere inaktive Zellbereiche aufweisen. Diese Risse in den Zellen können bei der Modulherstellung, beim Transport oder auf der Baustelle entstanden sein. Zur Vermeidung dieser Fehler können sowohl der Umgang mit den PV-Modulen als auch die Versandeinheiten verbessert werden. Die Frage nach der optimalen Transporteinheit betrifft den gesamten Transportweg der Module vom Produktionsstandort bis zur Baustelle mit Schiff und LKW. Der Normentwurf IEC 62759-1 beschäftigt sich mit der Belastung der PV- Module durch den Transport. Die Parameter der Prüfungen werden großenteils aus dem Transport anderer Produkte abgeleitet. Zur Validierung der Parameter werden die Beschleunigungen der Transporteinheiten und die daraus resultierenden Beschleunigungen und Schwingungen der PV-Module gemessen.

Zur Bestimmung realer Belastungen sowie zur Validierung von Normbelastungen sind bei einer kompletten Transportkette von der Fabrikationsstätte bis zum Prüflabor sind Beschleunigungen mit verschiedenen Sensoren gemessen worden. Dies erfolgte in einer Zusammenarbeit mit dem PV-Modulherstellers Hanwha Solar One und dem Logistikdienstleisters DB Schenker. Die Modulboxen wurden doppelstöckig innerhalb eines Containers transportiert. Unterschiedliche Daten-Rekorder mit Beschleunigungssensoren wurden an der Box bzw. an dem Container angebracht, weitere Beschleunigungssensoren wurden an Modulen innerhalb der Transportbox befestigt. Auf dem Transport von China nach Deutschland zeigte der am Container befestigte Beschleunigungssensor besondere Beschleunigungsereignisse bei den Umschlagprozessen (siehe Abb. 1) beim Auf- und Umsetzen des Containers. Die Sensoren innerhalb der Transportbox zeigten während des Transports im Schiff kaum messbare Beschleunigungen.

Beim Transport der Modulbox im LKW (siehe Abb. 2) auf guten Straßen blieben die Beschleunigungswerte deutlich unter dem ASTM D4169 Vergleichs PSD-Spektrum. Es konnte eine Verstärkung der Beschleunigungen im Bereich der Resonanzfrequenz festgestellt werden. Dieser Effekt tritt auch auf dem Simulationsprüfstand auf. Der Gut- Straßen Transport ist von der Norm gut abgedeckt. Die Frequenzrandbereiche f < 5 Hz und f > 150 Hz sind aufgrund der Messparameter verrauscht.

Besondere Ereignisse konnten in der Fabrikationsstätte, im Abgangs- bzw. Ankunftshafen sowie im Empfangslager beim Ein- und Ausladen der Paletten gemessen werden. In Abb. 3 ist ein Ereignis beim Verladen dargestellt. In dem Frequenzbereich 20 Hz bis 100 Hz liegen die Schocks stellenweise über dem LKW-Transport-Spektrum. Diese Ereignisse werden aber in dem Normentwurf IEC 62759-1 durch die Halbsinusstöße mit 10g über 11ms dargestellt.

Der Normentwurf IEC 62759-1 beschreibt Transport-Prüfungen für PV-Module in einer Verpackungseinheit. Als kritischer Transportweg wird der Transport per LKW erachtet. Dies bestätigt das Transportmonitoring, bei dem während des Schiffstransport keine kritischen Beschleunigungen auftraten.

Neues Logistiksystem für PV-Module

Mehr Transparenz bei Handling und Transport
Risikominimierung im weltweiten Transport

Umfassendes Kontrollsystem mit drei Phasen

1.Prüfung:
Transportverpackung & Qualitätsprozesse in der Herstellung

Aufzeichnung der realen Transportstrecken (Verifizierung Normbelastung)
Nach IEC 62759-1
Transportsimulation in vorgesehener Transporteinheit
Umweltsimulation für einzelne Module im Labor

2.Optimierung und Kontrolle: Ausgangsmessung beim Verlassen des Werks

Qualifizierung der Leistungsmessung (Flasher) im Werk
Dokumentation der Mikrorisse (Elektrolumineszenz-Bilder)

3.Transportmonitoring und technische Kontrolle (Stichprobenmessung)

Transportmonitoring der Container (Schock, Vibration, GPS)
Schadensanalyse bei kritischer Belastung
Repräsentative Stichprobenmessung im europäischen Eingangslager

Data-Logger (China=>Köln)

Alle Sensoren haben komplette Zeit aufgezeichnet
Höchste Beschleunigungen beim Umladen und LKW-Transport
Transportnorm für PV-Module
IEC62759-1 (Entwurf= CDV)
Vibration Test (Transport)
Horizontalstoßprüfung/Kippfallprüfung
Schock
Handhabungstest/Bremsvorgänge=> PV Chain (Logistik-System)
Weitere Datenaufnahme
Transport zur/ auf Baustelle

Horizontaler oder vertikaler Modul-Transport?

Horizontaler oder vertikaler Modul-Transport?
(c-Si mit Rahmen, Plastikecken gegen Pappkarton)
Prinzipiell ist beides bei sachgerechter Verwendung gut möglich

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5% Ansatz – Netzintegration am Scheideweg zwischen intelligenten Netzen und Kupferplatte

Thu, 27 Mar 2014 11:03:45 +0000

Zwei Forderungen von Hermann Scheer*) am Scheideweg zwischen Kupferplatte und SmartGrid
Weiterentwicklung der Anreizregulierung und des EEG zur Förderung des Systemwechsels
1. Anreizregulierung der Bundesnetzagentur zugunsten von
Investitionen für Smart-Grids-Strukturen auslegen, damit keine Investitionen in das Netz bzw. deren Abschreibung durch die Netzbetreiber verhindert wird.“
2. Zur Sicherung des Vorrangs der erneuerbaren Energien muss gesetzlich festgelegt werden, dass alle auf diese bezogenen Netzinvestitionen anerkannt werden und in die Preisgestaltung
einfließen dürfen.“ Hermann Scheer, 2010, „100% jetzt – Der energethische Imperativ“, S. 185/186

Wir stehen an einem Scheideweg des klassischen Netzausbaus und der althergebrachten Netzintegration

„Das Netz ist heute dumm, der Strom darin fließt nur eine Richtung: vom Großkraftwerk zum Verbraucher. In Zukunft
fliesst der Strom in beide Richtungen, und Strom wird dann verbraucht, wenn er preisgünstig ist.“
Eicke Weber, Leiter Frauenhofer
-
Institut, Freiburg, 17.Mai 2010
„Bei Smart Grids geht es aus unserer Sicht um Netzkapazitätsfragen, die nicht durch mehr Kupfer, sondern durch den Einsatz von mehr Mess-, Steuer- und Regelungstechnik sowie moderner Informations-und Kommunikationstechnik
erreicht werden.“
Jochen Homann, Präsident der Bundesnetzagentur, 15.Mai 2013, Berlin

Fazit:

Anschlusskapazitäten sind begrenzt
Netzengpässe sind zunehmend lokal und zeitlich begrenzt.
5% Ansatz ist ein Instrument zur Vermeidung von konventionellem Netzausbau
Die Verdopplung der Netzanschlusskapazität zur Netzintegration von erneuerbaren Energien mittels des 5% Ansatzes ist möglich.
Abregelung sollte immer „letztes Mittel der Wahl“ sein, da vorher durch Netzbetreiber Alternativlösungen (Speicher, zuschaltbare Verbraucher usw.) genutzt werden können
Notwendige Voraussetzung ist ein darauf ausgerichteter Regulierungsrahmen, der es dem Verteilnetzbetreiber u.a. ermöglicht sich zum Systemdienstleister zu entwickeln.

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Stand und Perspektive Solarspeicher – erste Erfahrungen mit dem KfW‐Förderprogramm

Mon, 24 Mar 2014 10:22:59 +0000

Die Einführung von dezentralen PV‐Batteriespeichersystemen wird durch den Start des Markteinführungsprogramms der Bundesregierung am 1. Mai 2013 in den nächsten Jahren einen deutlichen Schub erfahren. Mit dem Vorbild des 100.000‐Dächer‐Programms für Solarstromanlagen kann es gelingen, in wenigen Jahren die notwendigen Kostensenkungs‐ und Technologieentwicklungen für Batterien anzustoßen, die der Photovoltaik ihre unvergleichbar rasante Entwicklung ermöglicht haben. Batteriespeicher werden dabei ein Treiber für die wachsende Wirtschaftlichkeit von PV‐Eigenverbrauchsanlagen sein und gleichzeitig im Zusammenspiel mit dem PV‐System wertvolle Systemdienstleistungen erbringen. Aktuelle Studien zeigen: Ein netzdienlicher Betrieb von Solarspeichern spart Netzausbaubedarf, senkt die Kosten für die Integration der Photovoltaik und erschließt dem PV‐System neue „Kraftwerkseigenschaften“. Um am Markt noch erfolgreicher zu sein, sollte das Förderprogramm weiterentwickelt und an einigen Stellen verbessert werden.

Mit dem Start des Markteinführungsprogramms für PV‐Batteriespeichersysteme im Mai 2013 hat die Entwicklung dezentraler Solarspeicher einen Wendepunkt erreicht. Der Einsatz von Batteriespeichern in Kombination mit Solarstromanlagen war bisher nur durch wenige, von großem Idealismus und dem Wunsch nach Energieunabhängigkeit getriebene Investoren in Anlagenprojekten realisiert worden. Trotz einer bereits beachtlichen Anzahl von Systemen die am Markt verfügbar waren lagen die Installationszahlen in den letzten Jahren in einem vernachlässigbar niedrigen Bereich. Das KfW‐ Förderprogramm sollte Startschuss für eine beschleunigte Technologie‐ und Marktentwicklung sein.

Eine erste Zwischenbilanz seit Programmstart im Mai 2013 zeigt, dass das Förderprogramm mit 2.300 bewilligten Förderanträgen bis Ende November 2013 zwar gut angenommen wurde, die Erwartungen der Branche aber noch nicht ganz erfüllt. Dass rund 50% der am Markt verkauften PV‐Batterie‐ systeme nicht über das KfW‐Programm gefördert werden, (insgesamt sind nach aktuellen Schätzungen rund 5.000 Speichersysteme verkauft worden) belegt, dass das Förderprogramm noch nicht ausreichend am Markt bekannt ist. Zudem ist die Antragstellung zu kompliziert und die Förderung als Tilgungskostenzuschuss im Rahmen eines Finanzierungskredits für viele Investoren nicht attraktiv. Auch bei den Förderbedingungen gibt es im Detail noch Nachbesserungsbedarf.

Wirkung dezentraler PV‐Batteriespeichersysteme im Verteilnetz – die „Systemfrage“

Im Zentrum der Diskussion um das Markteinführungsprogramm stand (und steht bis heute) die Frage des Nutzens dezentraler PV‐Batteriespeicher für das Gesamtsystem. Also vor allem die Frage nach dem Systemnutzen von vielen Tausend Solarspeichern in den Verteilnetzen sowie deren Auswirkungen auf Netzstabilität und Netzmanagement und eine möglichst kosteneffiziente Flexibilisierung der fluktuierenden Einspeisung.

Batteriespeicher können eine effiziente Alternative zum Netzausbau sein. Sie erhöhen die bestehenden Netzanschlusskapazitäten für PV‐Anlagen und können, wenn netzdienlich betrieben, auch kostengünstiger sein als der „Referenzfall“ Netzausbau. Zu diesem Ergebnis kommen mehrere aktuelle Studien und Untersuchung. So zeigt z.B. die dena‐Verteilnetzstudie eben dieses Ergebnis und stellt fest: „Der netzgetriebene Einsatz [von dezentralen Batteriespeichern] sollte finanziell sowie politisch gefördert werden, wenn die notwendigen Investitionen in den Speichereinsatz zukünftig ausreichend sinken.“ (dena‐ Verteilnetzstudie. Ausbau‐ und Innovationsbedarf in Deutschland bis 2030. Berlin 2012. S. 209. Download: www.dena.de).

Für die Gesamtperspektive des Einsatzes von PV‐Batteriespeichern sehen die meisten Experten und Untersuchungen eine Zielgröße von 40% Anteil Erneuerbarer Energien im System. Spätestens bei Erreichen dieses Anteils sollen dezentrale Speicher verfügbar und „einsatzbereit“ sein was bedeutet, dass sie bis dahin auch deutliche Kostensenkungen durchlaufen und hierfür eine gewisse Marktdurchdringung erreicht haben müssen. So stellt eine aktuelle VDE‐Speicherstudie fest, dass spätestens ab 40% Erneuerbaren‐Anteil Speicher zu einem „unverzichtbaren Element des Stromsystems“ werden und eine geeignete Markteinführung rechtzeitig vorzubereiten sei (VDE, Energiespeicher für die Energiewende. Speicherungsbedarf und Auswirkungen auf das Übertragungsnetz für Szenarien bis 2050. Frankfurt 2012. Siehe www.vde.de).

Wegweisend sind auch die Ergebnisse der Fh‐ISE Studie zu den Kosten einer erneuerbaren Vollversorgung. Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass der „Betrieb“ eines Energiesystems (Strom und Wärme), das zu 100% auf Erneuerbaren Energien basiert, kostengünstiger sein wird als das heutige System. In den verschiedenen untersuchten Szenarien wird dabei eine Photovoltaikleistung von 180 – 250 GW sowie rund neun Millionen implementierte PV‐Batteriespeicher mit 50 – 66 TWh Speicherkapazität zugrunde gelegt (Fh‐ISE, 100% Erneuerbare Energien für Strom und Wärme in Deutschland. Freiburg 2012. Download: www.ise.fraunhofer.de).

Eine vom Bundesverband Solarwirtschaft e.V. (BSW‐Solar) beauftragte Studie des Fh‐ISE (Fh‐ISE: Speicherstudie 2013. Abschätzung und Einordnung energiewirtschaftlicher, ökonomischer und anderer Effekte bei Förderung von objektgebundenen elektrochemischen Speichern. Download: www.solarwirtschaft.de) kommt bzgl. des netzdienlichen Einsatzes von PV‐Batteriespeichern zu folgenden Ergebnissen:

Einspeisespitzen im Netz können um bis zu 40% reduziert werden. Dabei entstehen keine Verluste durch eine Abregelung des PV‐Generators;
Ein netzdienliches Batteriemanagement ermöglicht einen um 66% höheren PV‐Anteil im entsprechenden Netzabschnitt;
Eine Netzentlastung wird bereits mit einer festen Wirkleistungsbegrenzung erzielt. Ein Zugriff des Netzbetreibers auf das System ist hierfür zunächst nicht notwendig. Perspektivisch kann der Netzentlastungseffekt durch eine Zugriffsmöglichkeit des Netzbetreibers weiter erhöht werden (das KfW‐Förderprogramm berücksichtigt dies durch die Anforderung einer Vorhaltung entsprechender Schnittstellenmöglichkeiten);
Batteriespeicher übernehmen künftig Kraftwerkseigenschaften wie die Lieferung positiver Regelleistung, Fähigkeit zum Schwarzstart und zur kurzzeitigen Aufrechterhaltung von Inselnetzen bei Netzstörungen;
Batteriespeicher verstetigen den Netzbezug und reduzieren den Bedarf an Spitzenlastkraftwerken;
Batteriespeicher erhöhen den Anreiz zur Verbrauchsanpassung und bieten in Kombination mit verbrauchsteuernden Maßnahmen (Demand‐Side‐Management, DSM) ein hohes marktgetriebenes Lastverschiebungspotenzial.

Diese Studienergebnisse zeigen, der Einsatz von Solarspeichern bei netzdienlicher Betriebsweise ganz erhebliche netzentlastende und systemdienliche Effekte mit sich bringen kann ohne im Übrigen die Wirtschaftlichkeit für den Systembetreiber zu mindern.

Weiterentwicklung des Förderprogramms – Anpassungsbedarf aus Sicht des BSW‐Solar

Nach den Erfahrungen der ersten neun Monate können einige zentrale Punkte für die Weiterentwicklung und Verbesserung des KfW‐Förderprogramms identifiziert werden.

Um die Attraktivität des Programms zu erhöhen und die Hemmschwelle bei einigen Investoren bzgl. einer kreditbasierten Förderung abzubauen, sollte das Förderprogramm um einen einfachen Investitionskostenzuschuss ergänzt werden.
Mit dem Ziel einer Verbesserung des Investitionsanreizes aber auch um kWh‐Verluste aufgrund des Speicherbetriebs und der 60%igen Wirkleistungskappung auszugleichen sollte die Förderquote von 30 auf 40% angehoben werden.
Damit weitere Potenziale im Bestand erschlossen werden können, sollten auch Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 1.4.2012 (Inkrafttreten des EEG 2012) in den Genuss der Förderung kommen.
Nulleinspeise‐Anlagen sollten ebenfalls förderfähig werden.
Um für die System‐ und Batteriehersteller eine ausreichende Investitionsperspektive für die weitere Technologieentwicklung und Kostensenkung gewährleisten zu können, sollte das Förderprogramm mit einem jährlichen Volumen von 50 Mio. Euro verbindlich abgesichert und auch noch einige Jahre über den bisherigen Programmhorizont 31.12.2015 hinaus fortgeführt werden.
Bei den Förderbedingungen sollten erste Erfahrungen aus der Umsetzung berücksichtigt werden. So sollte insbesondere eine Bagatellgrenze für die Erhaltungsladung des Batteriesystems eingeführt werden.
Die weiter gesunkenen PV‐Systempreise sollten als Referenzgrößen im Förderprogramm angepasst werden.
Zur weiteren Optimierung des Programms und insbesondere der technischen Anforderungen sollte ein technisches Programm‐Monitoring eingeführt werden.

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Chancen des photovoltaischen Eigenverbrauchs für die Energiewende in Deutschland

Thu, 20 Mar 2014 11:44:53 +0000

Die Energiewende und der Klimaschutz in Deutschland sind ins Stocken geraten. Wird der von der Politik geplante Ausbaukorridor bei der Stromerzeugung mit nur 40 bis 45 % erneuerbaren Energien bis 2025 wirklich realisiert, bleibt der Anteil der Kohlekraftwerke in Deutschland die nächsten 15 Jahre weitgehend konstant (Bild 1). Die Entwicklung der Kohlendioxidemissionen in Deutschland entfernt sich damit immer mehr von den Erfordernissen für einen wirksamen Klimaschutz. Dafür brauchen wir neue Instrumente, die eine ganz andere Dynamik beim Umbau der Energieversorgung entwickeln und möglichst wenig durch Politik und Energiekonzerne kontrolliert und gebremst werden können. Photovoltaische Eigenverbrauchsanlagen könnten weltweit diese Dynamik aufbauen.

Um Deutschland zurück auf den Klimaschutzpfad zu bringen, müssten in den nächsten 20 Jahren Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von mindestens 200 GW allein in Deutschland installiert werden. Das entspricht pro Haushalt einer installierten Leistung von 5 kW. Da bei Mehrfamilienhäusern nur selten die dafür nötige Dach- oder Fassadenfläche vorhanden ist, muss die Leistung im Einfamilienhausbereich noch höher ausfallen. Mindestens 7 kW pro Einfamilienhaus wären dabei sinnvoll. Die derzeitige Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes EEG sieht allerdings vor, dass ab einer installierten Leistung von 52 GW gar keine Einspeisevergütung mehr gezahlt wird. Spätestens dann wären herkömmliche netzgekoppelte Anlagen in der Größe von 7 kW nicht mehr wirtschaftlich. Bei kleineren Anlagen wäre durch den höheren Eigenverbrauch die Situation deutlich besser.

Als Konsequenz würden sich allerdings nur noch relativ kleine Anlagen rechnen. Die Dächer würden mit kleinen Anlagen belegt und die für die Energiewende und den Klimaschutz dringend erforderliche Photovoltaikleistung ließe sich nicht einmal ansatzweise im Dachflächenbereich erschließen. Darum muss nach anderen Wegen gesucht werden, wie größere Photovoltaikanlagen zum Eigenverbrauch realisierbar werden. Hierzu kommen Batteriespeicher, eine Erhöhung des Eigenverbrauchs durch die Elektromobilität und die thermische Nutzung von Überschüssen in Frage. In der Kombination aller Maßnahmen wäre in absehbarer Zeit eine installierte Leistung von 7 kW pro Einfamilienhaus ökonomisch allein durch den Eigenverbrauch darstellbar. Alleine im Einfamilienhausbereich liegt damit das technische und ökonomische Potenzial bei 90 GW. Kommen Eigenverbrauchsanlagen in Mehrfamilienhäusern und Gewerbebetrieben hinzu, lässt sich mittelfristig ein Gesamtpotenzial von über 200 GW auch ohne EEG-Förderung erschließen.

Ab 70 GW installierter Photovoltaikleistung entstehen in Deutschland temporär Überschüsse, die sich nicht zeitgleich verbrauchen lassen. Batteriespeicher und Systeme zur thermischen Nutzung haben dann noch einen weiteren Vorteil. Sie ermöglichen recht einfach die Netzintegration deutlich größerer Leistungen, die dann problemlos 200 GW und mehr betragen können.

Damit liefert der photovoltaische Eigenverbrauch tatsächlich den Schlüssel zur Erreichung der dringend erforderlichen Klimaschutzziele. Der Photovoltaikbranche kommt dabei eine große Verantwortung zu. Sie muss die nötigen Eigenverbrauchssysteme entwickeln und optimieren sowie durch eine schnelle Skalierung auf große Stückzahlen die Kosten spürbar senken. Gelingt es, diese Aufgabe zu meistern, hat das Zeitalter der Solarstromnutzung in Deutschland gerade erst begonnen und der Klimaschutz noch eine Chance.

Am Scheitelpunkt zur Klimakatastrophe

Geplante Entwicklung der Stromerzeugung in Deutschland
Prognose anhand des Energiekonzepts der Bundesregierung

Für eine nachhaltige Energieversorgung brauchen wir mindestens 25 % Solar- stromanteilin Deutschland bis 2040.
Dafür müssen über 200 GW insgesamt oder 5 bis 7 kW pro Haushaltinstalliert werden.
Ein jährlicher Zubau unter 10 GW pro Jahr gefährdet damit die Lebensgrundlagen künftiger Generationen.

Entwicklung der Strompreise

Das bedeutet, dass nur noch kleine Anlagen sich künftig rechnen könnten, wenn Deckel kommt

PV-Batterie-Heizungsunterstützung

Stromeinsparung bei PV-Wärmepumpensystemen

installierte Photovoltaikleistung 7 kW (ca. 50 m²) ohne Batteriespeicher

Eigenverbrauchspotenziale bei Einfamilienhäuser
Das ökonomischePotenzialfür photo- voltaischeEigenverbrauchsanlagen ohne Einspeisevergütungliegt bei 7 kW pro Haushalt.
Dafür müssen wir Batteriesysteme und dieKopplung mit thermischen Systemen weiter vorantreiben und die Komponenten- preise senken.

Für den Erhalt der Lebensgrundlagen künftiger Generationen brauchen wir eine Energie- revolution mit 100% erneuerbaren Energien bis 2040.
Politik und Konzerne sind nicht in der Lage unsere Lebensgrundlagen zu schützen
Wir können die Energierevolution selbst in die Hand nehmen. Eigenverbrauchs- anlagensind der Schlüssel dafür.

Wir können es gemeinsam schaffen, …
…die Energierevolution gegen die bestehenden Widerstände zu verteidigen.
Unsere Kinder werden es uns danken

Kostenminimaler Einsatz von dezentralen PV-Speicher Systemen am Beispiel des Haushaltssektors

Thu, 20 Mar 2014 11:17:12 +0000

1. Motivation und zentrale Fragestellung

Im Forschungsprojekt PV-Best Use wird unter anderem der kostenminimale Einsatz von Photovoltaiksystemen in Kombination mit Batteriespeichern am Beispiel von Haushalten untersucht. Dabei wird geklärt, wie sich eine Variation des Aufstellwinkels und der Ausrichtung der PV-Anlage auf die Erzeugung auswirkt und wieviel PV-Strom als Eigenverbrauch, mit und ohne Speicher, im Haushalt genutzt werden kann. Zudem wird untersucht, wie sich verschiedene Ladestrategien auf die Wirtschaftlichkeit von PV-Speicher-Systemen auswirken und wie eine kostenoptimale Kombination aus Photovoltaik und Batteriespeicher aussieht.

2. Methodik

Die Stromerzeugung von Photovoltaikanlagen wird basierend auf gemessenen Strahlungs- und Umgebungstemperaturdaten in Abhängigkeit von Aufstellwinkel und Ausrichtung unter Annahme eines isotropen Diffusstrahlungsmodells berechnet. Die Batterie wird im Modell als Lithium-Ionen Batterie mit typischen Parametern implementiert, die Last wird durch ein standardisiertes Haushaltslastprofil repräsentiert. Zwei verschiedene Modelle werden dabei untersucht. Auf der einen Seite ein konventionelles Modell bei dem die Batterie geladen wird wenn PV-Überschuss vorhanden ist, auf der anderen Seite ein Optimierungsmodell, basierend auf der YALMIP Toolbox und dem GUROBI Solver, welches die Minimierung der Strombezugskosten, abzüglich der ins Netz rückgespeisten Energie, als Zielfunktion hat. Über die Lebensdauer von 25 Jahren wird über die Methode des internen Zinsfußes eine ökonomische Bewertung der beiden Modelle mit fixer und variabler Vergütung durchgeführt.

3. Ergebnisse

Aus energetischer Sicht entspricht die optimale Ausrichtung etwa 180° (Süden), der optimale Aufstellwinkel 30°. Eine Abweichung von ±20° zur Südrichtung und ±10° im Aufstellwinkel hat nur eine geringe Minderung des Ertrags von etwa 1.3% zur Folge. Der Eigenverbrauchsanteil sinkt mit steigender PV-Größe und steigt mit der Größe des Speichers. Mit einem Speichersystem kann der Eigenverbrauchsanteil als auch der Autarkiegrad erheblich gesteigert werden wobei die optimale Größe (energetisch) für einen Haushalt mit einem Stromverbrauch von 4000 kWh/a bei etwa 6-7 kWh liegt. Zudem ist ersichtlich, dass nur mit großer PV-Anlage und großem Speicher ein Autarkiegrad von über 90% möglich ist. Die folgenden Grafiken zeigen die Entwicklung des internen Zinsfußes (IRR) für verschiedene Größenkombinationen aus PV und Speicher (einerseits mit einem Strompreis von 19 c/kWh und einem Einspeisetarif von 10 c/kWh und andererseits mit EXAA Spotmarktpreisen). Die Ergebnisse der beiden Modelle werden gegenübergestellt um die Unterschiede zu verdeutlichen.

Unter den getroffenen Annahmen wird kein Break-Even-Point von kombinierten PV-Batteriespeicher-Anlagen erreicht -
Eine Optimierungsstrategie des Gesamtsystems PV-Batterie-Haushalt macht aus Haushaltssicht nur mit zeitvariablen Tarifen Sinn
Eine Optimierungsstrategie mit entsprechend gestalteten Tarifen (Time of Use, Orientierung an Spotmarktpreisen) kann sowohl aus Haushaltssicht zur Senkung der Kosten als auch aus Systemsicht zur Senkung der Spitzenlast sinnvoll sein.

Kurzfassung zum Vortrag Blendgutachten Photovoltaik – ein Statusbericht aus der Gutachterpraxis

Mon, 17 Mar 2014 15:45:02 +0000

Blendgutachten Photovoltaik

– ein Statusbericht aus der Gutachterpraxis

Die Blendproblematik wird im Planungsprozess von PV-Anlagen oft übersehen und erst relativ spät bei Auflagen der Genehmigungsbehörden beachtet. Zunehmend gibt es auch nach Anlagenerrichtung Beschwerden oder Belästigungsanzeigen von Verkehrsteilnehmern oder Anwohnern. Eine frühzeitige Beachtung im Rahmen eines Blendgutachtens kann Kosten und Risiken reduzieren. Das Thema Blendung ist komplex und wird in der brancheninternen Debatte oft unzulässig vereinfacht behandelt. Die Autoren, alle seit Jahren gutachterlich im Bereich Blendung durch PV-Anlagen tätig, haben sich auf einen Austausch zu Berechnungsverfahren und gutachterlichen Annahmen verständigt.

Typische Aufgabenstellungen sind, festzustellen, ob Reflexionen des Sonnenlichts eine Gefährdung des Straßen-, Bahn- oder Flugverkehrs oder des Flughafenbetriebes darstellen oder unzumutbare Nutzungseinschränkungen für Wohnungen, Gewerbebetriebe oder soziale Einrichtungen zur Folge haben können. Blendgutachten müssen folgende Aspekte enthalten:

Ermittlung der Reflexionseigenschaften der verwendeten PV-Module, d.h. der Emissionsrichtung der Reflexionen und deren Ausprägung (Versatz, Bündelaufweitung, usw.) in Abhängigkeit vom Sonnenstand und der Modulorientierung. Es reicht mitunter nicht aus, Reflexionen nur nach dem Grundsatz Einfallswinkel = Ausfallswinkel zu bewerten.
Es ist der Sichtbezug zwischen Fahrzeugführer bzw. Nutzer und den Emissionsrichtungen aufzustellen – unter Berücksichtigung des jährlichen Sonnenganges mit minütlicher Auflösung im relevanten Bereich. Im Verkehrsbereich erfordert dies Kenntnisse der Verkehrsführung, der Geschwindigkeiten und Positionen. Wo es um Raumnutzung geht, sind die zugehörigen Fenster-, Balkon- oder Terrassenflächen als Zielorte darzustellen.
Bewertung, inwieweit Reflexionen als beeinträchtigend bzw. gefährdend eingestuft werden, sowie Ableitung der erforderlichen Blendschutzmaßnahmen.

Die gegenwärtig angekündigten Forschungsvorhaben konzentrieren sich praktisch ausschließlich auf Schritt 1 – auf die technische Messung der Moduleigenschaften,

die Entwicklung daraus abgeleiteter Rechenmodelle bzw. auf die Entwicklung von Software, die eine automatisierte Berechnung der Emissionsrichtungen bei Variation der Modulaufstellung erlauben soll.

Bereits bei der Ermittlung der Sichtbezüge für den Verkehr (Schritt 2) war in den vergangenen Jahren ein gewisser Wildwuchs der Annahmen ‑ hinsichtlich Blickhöhe, Geschwindigkeiten, Aufgaben der Fahrzeugführer, Bewertung von Gefälle-, Gabelungs- und Kreuzungssituationen, etc. ‑ zu beobachten. Bei Verkehrssituationen geht es um eine Gefährdungsbewertung bei präziser Korrelation von Emissionsrichtungen mit den Bewegungsprofilen. Summarische Betrachtungen können hier zu eklatanten Fehlern führen, ebenso Unkenntnis der Betriebsabläufe. Ähnliches bei der Bewertung von Sichthindernissen: Topographische Hindernisse und Gebäude können den Sichtbezug unterbrechen, Bäume und anderer Bewuchs müssen fall- und regelungsbezogen bewertet werden.

Bei der Gefährdungsbewertung (Schritt 3) gilt es zu beachten, dass der Verkehrsteilnehmer möglichen Reflexionen mitunter schutzlos ausgeliefert ist. Durch die Bewegung des Verkehrsteilnehmers besteht die Sichtbarkeit möglicherweise nur für Sekunden – aber auch das kann ihn daran hindern sicher zu fahren.

Für den Bereich niedriger und mittlerer Leuchtdichten (Blendung bei Nacht, Blendung am Computerbildschirm, etc.) gibt es einen umfangreichen Bestand an Forschungsarbeiten und bewährte Richtlinien für Gefährdungswerte. Für den Bereich hoher Leuchtdichten (> 100.000 cd/m²), der bei Reflexionen an PV-Modulen vorherrscht, liegen nur sehr wenige und vielfach widersprüchliche Forschungsergebnisse vor. Der Beitrag stellt hier den Stand der Forschung zusammen und benennt Notwendigkeiten und Anknüpfungspunkte für weiterführende Arbeiten.

Reflektieren PV-Anlagen auf Gebäude, geht es darum, wie lange und wie häufig eine Beeinträchtigung der Raumnutzung vorliegt (sog. Einwirkdauer) und ob diese zumutbar ist. Das Hinweispapier Messung, Beurteilung und Minderung von Lichtimmissionen der Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft für Immissionsschutz (LAI) liefert eine Grenze zwischen Zumutbarkeit und Unzumutbarkeit, die jedoch in der Alltagspraxis behördlicher Genehmigungsverfahren zu einer Trennmauer zwischen Gut und Böse erstarren.

Hier stellt der Beitrag die bisherigen Erfahrungen aller Autoren mit der Anwendung der Richtlinie und die Rechtsprechung zu diesem Thema dar, macht Vorschläge für eine Anpassung der Genehmigungspraxis und skizziert, wie Schutzmaßnahmen – anders als in der heutigen Genehmigungspraxis – effizient, kostengünstig und nutzerfreundlich ausgestaltet werden könnten.

Dieser Artikel ist die Kurzfassung eines Vortrags am 13.März 2014 auf dem 29. Symposium von

Michaela Fischbach¹, Michael Mack², Ralf Haselhuhn³ (DGS Berlin)

1) Solarpraxis Engineering GmbH ∙ Zinnowitzer Str. ∙ 10115 Berlin

+49 (0)30 / 72 62 96-300 ∙ michaela.fischbach@solarpraxis.de

2) Solar Engineering Decker & Mack GmbH ∙ Johannssenstr. 2-3 ∙ 30159 Hannover

+49 (0)511 / 646634-0 ∙ mack@solar-engineering.de

3) DGS LV Berlin Brandenburg e.V. ∙ Wrangelstraße 100 ∙ 10997 Berlin

+49 (0)30 / 293812-60 ∙ rh@dgs-berlin.de

Wird der Solarbranche in Deutschland das Licht ausgeknipst?

Mon, 17 Mar 2014 10:36:29 +0000

Bericht vom 29ten Symposium Photovoltaische Solarenergie im Kloster Banz in Bad Staffelstein vom 12.-14.März 2014. Die Solarkonferenzen im Kloster Banz sind legendär: Jahr für Jahr trifft sich die deutsche Solarbranche für drei Tage im März im Kloster, um sich intensiv auszutauschen. Doch die Stimmung ist trüb, fast surreal. Nach jahrelangen Höhenflügen, nach Produktions- und Preisreduktionsrekorden, nach Massenproduktion und sensationellen Solarstromerzeugungsmengen dreht die Politik der Branche Stück für Stück den Saft ab. Von Astrid Schneider

Firmenschließungen und Entlassungen sind die Folge. Verlagerten sich in den letzten Jahren die Produktionskapazitäten systematisch nach Asien, so droht jetzt eine Insolvenzwelle bei den Händlern, Installateuren und Systemintegratoren, in Handwerk und Planung.

Doch auch die Deutsche Solarforschung ist gefährdet: der größte Teil der Fördergelder wird nur komplementär zu Industriemitteln mit Anteilen von 50% oder darüber gewährt. Auch das Fraunhofer Institut für Solarforschung beschäftigt mehr als die Hälfte der Forscher mit so genannten Drittmitteln. Wird nach der Solarindustrie auch noch die Energiewende selbst gestoppt, so wird befürchtet, dass auch die Forschungsaufträge abwandern. Deutschland als Innovationsmotor für erneuerbare Energien würde schwer beschädigt. Auch die Exportfähigkeit für Technologie und Produktionsanlagen steht dann auf dem Spiel.

Ralf Hofmann Geschäftsführer eines deutschen Wechselrichterherstellers formuliert es so:

erst waren wir angeblich zu leistungsschwach
nun erzeugen wir aber 5% des deutschen Strombedarfs solar
dann waren wir zu teuer, angeblich nie wirtschaftlich
dann unterstellte man uns wir würden das deutsche Stromnetz gefährden
nun sind wir zu billig und man muss uns besteuern

„Die Wahrheit ist, dass wir nur das Geschäftsmodell der fossil-atomaren Erzeugung beschädigt haben.“ So schrieb RWE im Jahr 2013 erstmals in der Unternehmensgeschichte einen Netto-Verlust von über drei Milliarden EURO. Der Grund sind wegbrechende Strompreise, vor allem wegen des Wegfalls der Mittagsspitze, dank Solarstromeinspeisung. Die Politik versucht nun mühsame Gratwanderungen in Abwägung der verschiedenen Interessen.

In atemberaubender Geschwindigkeit wandern nun Produktions- und Installationskapazitäten für Photovoltaik um den Globus. War Deutschland vor drei Jahren noch der absolute weltweite Leitmarkt, so sind heute sowohl die Produktionskapazitäten, als auch die Märkte gewandert. China, Japan und die USA sind die neuen Hotspots. China, welches noch vor kurzem fast gar keinen heimischen Markt für netzgekoppelte Photovoltaik-Anlagen hatte, installierte im Jahr 2013 über 11.000 Megawatt Solarstromanlagen, Tendenz weiterhin steigend. Das ist rund dreimal so viel, wie Deutschland. Hierzulande hat sich der Markt vom Jahr 2012 auf 2013 exakt halbiert: von 7.600 Megawatt auf nur noch 3.300 Megawatt.

Allerdings wird befürchtet, dass mit der laufenden EEG-Novelle im Jahr 2014 noch einmal ein drastischer Einschnitt droht. Eine große Verunsicherung bringt das Wettbewerbsverfahren des europäischen Wettbewerbskommissars gegen das deutsche EEG. Mit der Reduktion der Ausnahmen von der EEG-Umlage und der Ankündigung von Ausschreibungen versucht die Bundesregierung die Einordnung des EEG’s als Umweltbeihilfe durch die EU zu umgehen. Statt künftig das ganze Regelwerk von der EU genehmigen zu lassen und so die Erneuerbaren Politik immer wieder von Zustimmungen und Erlaubnissen von Brüssel abhängig zu machen, versucht man das Erneuerbare Energien Gesetz so umzugestalten, dass es ‚marktgerecht’ wird.

Knapp gesagt, wird die Alternative so dargestellt:

entweder wir bleiben beim gesicherten ‚Fördersystem’ der Vergütung mit fixen Einspeisetarifen, dann muss das EEG sowohl erstmals grundlegend, als auch bei jeder Änderung in Brüssel genehmigt werden – nach einem Umwelt-Beihilfe-Rahmen, der gerade in Brüssel neu überarbeitet wird, also auch noch gar nicht fest steht. Verabschiedet die EU nur Ziele für den Ausbau der Erneuerbaren, die Deutschland schon längst erfüllt, könnte es auch sein, dass die EU gar keine Beihilfen mehr genehmigen würde
oder man schlägt den aktuellen Weg der Bundesregierung ein und vermeidet alles im EEG, was die Wettbewerbshüter als ‚Beihilfe’ einstufen könnten. Das bedeutet nach Lesart des BMWI den vollständigen Umstieg auf Verkauf der Erneuerbaren am ‚Markt’ und auf Ausschreibungsmodelle

Dabei entsteht derzeit ein undurchschaubarer Dschungel an Einflüssen auf das Gesetz. Ob bestimmte Maßnahmen in Wirklichkeit nur die Energiewende abbremsen um die Märkte der großen Energieversorger sichern – oder ob sie wirklich dem Schutz der Stromkunden und der Wirtschaft dienen, oder ob sie gar zwingend sind, um den Fortbestand des EEG’s unter der strengen Augen der Brüssler Wettbewerbshüter zu erlauben – ist unklar. Entsprechenden Fragen mussten sich die Vertreter des Bundeswirtschaftsministeriums stellen, die trotzdem kamen, um den neusten Stand der Novelle mit der Branche zu diskutieren.

Die Kernpunkte der EEG-Novelle:

Ausschreibung:

Spätestens ab 2017 soll die Förderhöhe der Erneuerbaren Energien durch Ausschreibungen im Wettbewerb ermittelt werden. Als Pilotprojekt sollen ab 2014 jährlich 400 MW PV-Freiflächenanlagen ausgeschrieben werden.

EEG-Umlage auf Eigenstromverbrauch:

Der vom Erzeuger selbst verbrauchte Strom aus Photovoltaikanlagen soll mit 70% der jeweiligen EEG-Umlage belastet werden. Ausgenommen sind Kleinanlagen bis 10 kW Leistung, bzw.10 MWh Stromproduktion pro Jahr.

Direktvermarktung statt EEG-Einspeisevergütung:

Stufenweise Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung:

- Ab 1. August 2014: Neuanlagen ab 500 kW
- Ab 1. Januar 2016: Neuanlagen ab 250 kW
- Ab 1. Januar 2017: Neuanlagen ab 100 kW

Grünstromprivileg entfällt:

Bisher waren Strommengen, die von Stromhändlern in ’Ökostromtarifen’ direkt vermarktet wurden nur mit einer reduzierten EEG-Umlage belastet. Dieses ‚Grünstromprivileg’ entfällt vollständig.

Vergütungshöhe EEG-Einspeisetarife:

Fortschreibung der Tarifhöhe wie im bisherigen EEG mit 1% Absenkung pro Monat und einem ‚atmenden Deckel’.

http://www.sonnenseite.com/Erneuerbare+Energien,Wird+der+Solarbranche+in+Deutschland+das+Licht+ausgeknipst,5,a28073.html