PV-Energiespeicher für stabile Netze - Was passiert bei der totalen Sonnenfinsternis 2081?

Bei der Beantwortung dieser Frage muss berücksichtigt werden, dass in Deutschland der Verbrauch etwa zwischen 35 GW – etwa an einem sonnigen Pfingstmontag – und 85 GW an einem kalten Winterabend – schwankt. Und sicherlich wird der Anteil der Photovoltaik am extremen Schwachlasttag nicht 100% betragen können, weil auch andere Erneuerbare-Energie-Anlagen mit ihrem Strom in die Netze drängen. Dann wird aber kein Platz mehr sein für die konventionellen Kraftwerke, die heute als sogenannte Must-RunUnits im knapp zweistelligen Gigawattbereich mit ihren Netzsystemdienstleistungen wie Frequenz- und Spannungshaltung für einen sicheren Netzbetrieb sorgen.
Trotzdem bin ich fest davon überzeugt, dass wir auch mit einer deutlich höheren PV-Installation einen sicheren Netzbetrieb garantieren können und damit die einleitend gestellte Frage mit einem klaren „Ja“ beantworten können. Wir brauchen nur folgende drei „Bausteine“:

• Deutlich mehr PV-Anlagen mit integriertem Speicher. Die Solarstrombatterie erlaubt einen netzdienlichen Betrieb, bei dem die Einspeisespitze gekappt wird, um deutlich mehr PV-Anlagen sowohl im lokalen Niederspannungsnetz als auch im Deutschland-Energiemix unterzubringen. Der Speicher ist außerdem die Voraussetzung für viele Systemdienstleistungen wie die Teilnahme am Markt für positive Regelleistung.
• Eine möglichst bidirektionale kommunikative Kopplung mit der Schaltwarte des Netzbetreibers und mit den Leitzentralen der vermarktenden, virtuellen Kraftwerke. Dies kann auf Basis des intelligenten Messsystems erfolgen, dass nach der Vorstellung des Bundeswirtschaftsministeriums gemäß der gerade vorgestellten sieben Eckpunkte für die intelligenten Netze ab dem Jahre 2017 ausgerollt werden soll. Noch sind nicht alle Funktionen – wie das Einspeisemanagement einer größeren Anzahl von Anlagen – von der aktuellen technischen Richtlinie des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) behandelt. Letztendlich wird sich die Akzeptanz über den Preis entscheiden, und die aktuellen debattierten Mehrkosten von bis zu 2000 Euro über 20 Jahre sind im Vergleich zum klassischen Ferraris-Zähler viel zu hoch. Hier muss noch eine Preislernkurve beim intelligenten Messsystem durchschritten werden, bevor auch kleinere Anlage unter 10 kW damit ausgerüstet werden können.   
• Die Netzanschlussbedingungen müssten so weiterentwickelt werden, dass in der Niederspannungsebene grundlegende Funktionen der Frequenz- und Spannungshaltung auch im Störungsfall des Netzes bereitgestellt werden können.

KfW-MAP für PV-Speicher eine Erfolgsgeschichte
Im Jahr 2013 hat die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) auf Initiative des Bundesumweltminsteriums (BMU) ein Marktanreizprogramm (MAP) für dezentrale  Batteriespeicher für PV-Anlagen eingeführt. Fast 6000 Solarstromspeicher wurden im Jahr 2014 von der KfW gefördert und damit das Ziel der Schaffung eines Marktes (insg. ca. 15000 Speicher seit 2013 im Netz) erreicht. Allein im Jahr 2014 rutschten die Preise für Solarstromspeicher um rund 25%. Die Preise für die Speichersysteme fielen durch Mengen, technischen Fortschritt und Wettbewerb.
Der netzdienliche Betrieb wurde durch das MAP etabliert, und auf Initiative des BMU entstanden hierzu beim Forum Netztechnik Netzbetrieb (FNN) im VDE 2013 und 2014 technische Hinweise, die die Vorstufe für die zukünftigen Anwendungsregeln darstellen.
Was sind unter anderem die wesentlichen Eigenschaften des netzdienlichen Betriebes?

• Leistungsbegrenzung auf 60% der installierten PV-Leistung,
• gleiche Einspeise-Eigenschaften wie dezentrale Erzeugungsanlagen,
• erste Teilnahme an dezentraler Spannungs- und Frequenzhaltung,
• frequenzabhängige Wirkleistungsreduzierung (keine-50,2-Hz-Probleme),
• Fernsteuerbarkeit zukunftssicher vorgerüstet (RJ45-Buchse),
• Software-Update ermöglicht Erfüllung zukünftiger Anforderungen,
• netzdienlicher Betrieb erhöht die Netzkapazität um bis zu 66%.

Eigenversorgung spart Netzausbau
Durch die Förderreduzierung und andere Änderungen der Rahmenbedingungen im EEG 2014 – z.B. die Einführung einer EEG-Umlage auf den Eigenverbrauch – sind viele PV-Marktsegmente eingebrochen. Während der Großanlagenbereich bis 10 MW  etwas von den Ausschreibungen der Bundesnetzagentur profitiert, bleibt auf der anderen Seite fast nur das „Prosumer“-Segment unter 10 kW.  Hier sorgt das Energiemanagement auf Hausebene für eine reduzierte Leistungsaufnahme aus dem Netz bzw. Leistungsabgabe ins Netz. Eine solche Anlage ist auf jeden Fall systemfreundlicher als die Volleinspeiseanlagen, wie sie früher die Regel waren. Außerdem werden die Anlagen bevorzugt in städtischen, vorstädtischen und dörflichen Siedlungsgebieten installiert – und nicht auf Scheunen im ländlichen Raum wie früher die 30 kWp-Anlagen. Durch die veränderte  Netzsituation  mit besser ausgebauten Netzen, wo es deutlich weniger Spannungshaltungsprobleme gibt,  und die weitgehende Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Last hat sich der Netzausbaubedarf deutlich reduziert. Eigenversorgung ist also keine „Entsolidarisierung“ sondern ein wesentlicher Schritt zur dezentralen Energiewende in Bürgerhand.

Wir brauchen ein KfW-MAP 2.0
Die Fortsetzung  des MAP für dezentrale Batteriespeicher wäre wichtig, um die nächste Stufe der Systemintegration von PV-Speichersystemen zu erreichen. Hier gibt es bereits eine Reihe von Ideen, wie z.B. die Leistungsbegrenzung auf 50% der installierten PV-Leistungen, lokale Spannungsregelung am Netzanschlusspunkt und eine erweiterte  Frequenzhaltung über 50,2 Hz (Zwangsladen) und 49,8 Hz (Zwangsentladen). Dies führt dazu, dass die Speichersysteme die Netze stabilisieren können, wenn die Regelleistungsmärkte zwischen 49,8 Hz und 50,2 Hz dies nicht mehr vermögen. Bei einer massenhaften Verbreitung von Speichersystemen würden wir in Besitz von Gürtel und Hosenträger für die Energiewende bis 2050 kommen – und für totale Sonnenfinsternis 2081 wäre Deutschland vorbereitet.

Autor: Der Autor ist Prof. Dr. Bernd Engel, Sprecher der Fachgruppe Netzfragen im Bundesverband Solarwirtschaft und Universitätsprofessor für Energiesysteme an der TU Braunschweig.