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Ein massiver Ausbau der Photovoltaik erfordert zusätzliche Massnahmen, Teil 1

Wie viel Solarstromerträgt das Netz?

Man kann relativ leicht ausrechnen,dass für den Ersatz der von den Kern-kraftwerken in der Schweiz produzier-ten Energie von etwa 26 TWh pro Jahreine installierte PV-Spitzenleistung vonetwa 25 GWp nötig wäre [1]. Dies un-ter der Annahme, dass die mittlere jähr-liche Energieproduktion einer PV-An-lage in der Schweiz pro installiertes kWSolargenerator-Spitzenleistung (kWp)etwa 1040 kWh/kWp beträgt. Bei ei-nem mittleren Solarmodul-Wirkungs-grad von M = 15% wäre dazu einetotale Solargeneratorfläche von AG =166,7 km2 erforderlich [1], eine Fläche,die sich noch vollständig auf den Ge-bäudedächern der Schweiz unterbrin-gen liesse. Ist das Energieproblem alsodamit gelöst und müssen wir nur allegenug Solarmodule auf unsere Gebäudemontieren?

Heute arbeiten die meisten PV-Anla-gen im Netzverbundbetrieb. Die Ideedes Netzverbundbetriebs besteht darin,den Speicher und damit die Speicher-kosten für den unregelmässig anfallen-den photovoltaisch erzeugten Stromeinzusparen. Dieser Artikel soll zu-nächst anhand der Verhältnisse in derSchweiz kurz die Frage untersuchen,wo etwa die technische Grenze desNetzverbundbetriebs liegt, das heisst

Nach der Atomkatastrophe in Fukushima hat der Bundesrat beschlossen,dass die Schweiz mittelfristig aus der nuklearen Stromproduktion ausstei-gen soll. Neben Energieeinsparungen durch Effizienzsteigerungen soll diewegfallende Stromproduktion der Kernkraftwerke vor allem durch neueerneuerbare Energien ersetzt werden. Bei der Photovoltaik (PV) wird dasPotenzial am grössten eingeschätzt.

Heinrich Häberlin* wie viel Solarstrom sich quasi gratis imVerbundnetz speichern lässt, ohne dassdieses durch teure Massnahmen (z.B.zusätzliche Pumpspeicherwerke) ausge-baut werden muss. Diese Grenze istheute natürlich noch einige Zeit nichterreicht und ist erst in vielen Jahrennach einem massiven Ausbau von netz-gekoppelten PV-Anlagen von Bedeu-tung. Zum Abbau von Produktionsspit-zen bei sehr grossem Solarstromange-bot sind neben technischen Massnah-

men aber auch tarifliche Massnahmenmöglich, die eventuell wirtschaftlichersind. Zudem wird die Situation imeuropäischen Verbundnetz kurz be-leuchtet und untersucht, wie sich die insNetz einspeisbare Energie von PV-An-lagen noch weiter steigern liesse.

Prinzip der Leistungsregelungim VerbundnetzAus physikalisch zwingenden Gründenmuss die erzeugte und die verbrauchteLeistung in einem elektrischen Netz-werk in jedem Zeitpunkt genau gleichsein. Die von den Kraftwerken zu pro-duzierende Leistung wird also nicht vondiesen selbst, sondern von der Gesamt-heit der Verbraucher bestimmt. Kraft-werke können ihre Leistung natürlichnicht augenblicklich dem ständig wech-selnden Verbrauch anpassen. Die benö-tigte Zeit vom Einschalten bis zur vol-len Energieproduktion variiert je nach

Landesverbrauch an elektrischer Energie an einem typischen Frühlings-, Sommer-, Herbst- und Wintertag in derSchweiz (rot), Österreich (blau) und Deutschland (grün, separater Massstab!) im Jahr 2005. Für den dritten Mittwochder Monate März, Juni, September und Dezember sind die Belastungsdiagramme (gesamte Leistung aller Verbrau-cher im Netz im Verlauf des Tages) dargestellt. Datenquelle: UCTE (www.ucte.org) [1].

1

* Prof. Dr. Heinrich Häberlin, Berner Fachhoch-schule, Technik und Informatik, Photovoltaik-labor, Burgdorf.

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Kraftwerktyp sehr stark. Sie schwanktzwischen wenigen Minuten bei hydrau-lischen Speicherkraftwerken oder Gas-turbinenkraftwerken bis zu vielenStunden bei grossen thermischen Kraft-werken (z.B. Kernkraftwerken). Beithermischen Kraftwerken ist häufigesEin- und Ausschalten zudem ungünstigfür den Wirkungsgrad und die Lebens-dauer. Thermische Kraftwerke werdendeshalb am besten dauernd betrieben(Produktion von Bandenergie) und zurAbdeckung der Grundlast im Netz ein-gesetzt. Auch Laufkraftwerke eignensich vorwiegend für die Produktion vonBandenergie, da sie oft nur über ein re-lativ geringes Speichervolumen verfü-gen und weil es energiewirtschaftlichsinnlos wäre, an sich vorhandenesFlusswasser nur zur Leistungsregulie-rung zeitweise ungenutzt über das Stau-wehr fliessen zu lassen. Nur bei nied-riger und mittlerer Wasserführungkönnen Laufkraftwerke mit grösserenStauseen ihre Produktion kurzzeitig et-was der Nachfrage anpassen und somitbei der Netzregulierung etwas mithel-fen (Details zur Leistungsregelung sie-he [1]).

Belastung des Stromnetzesim TagesverlaufBild 1 zeigt den Verbrauch von elektri-scher Energie in der Schweiz, Öster-reich und Deutschland (anderer Mass-stab!) jeweils am 3. Mittwoch des Mo-nats März, Juni, September und De-zember im Jahre 2005.Gegenüber der Produktion von

Windenergieanlagen, die vor allem inDeutschland in den letzten Jahren mas-siv ausgebaut wurden, haben PV-Anla-gen den Vorteil, dass ihre Produktionimmer tagsüber anfällt, wenn auchdie grösste Stromnachfrage herrscht.

Windstrom fällt dagegen stochastisch,das heisst zu völlig beliebigen Zeitenan. Aufgrund der Wettervorhersage istdie Produktion derartiger Anlagen imMittel in einem gewissen Umfang vor-hersehbar und kann damit in die Pro-duktionsplanung der EVU einbezogenwerden.In allen drei Ländern ist der Ver-

brauch tagsüber am grössten (Spitzekurz vor Mittag) und in den frühenMorgenstunden am kleinsten. DerMehrverbrauch während des Tagesmuss durch relativ schnell regulierbareKraftwerke (Mittel- und Spitzenlast-kraftwerke) gedeckt werden und kanndeshalb grundsätzlich durch photovol-taisch erzeugten Strom, der nur tags-über anfällt, ersetzt werden. Da jedochdie Produktion von PV-Anlagen anTagen mit schlechtem Wetter ziemlichgering ist (besonders im Winter beiFlachlandanlagen, siehe [1]), muss einGrossteil dieser schnell regulierbarenKraftwerke für diesen Fall weiterhinbereitstehen.

Dauerlinien, Energieausnutzungund VolllaststundenUm die Verhältnisse etwas genauer zuanalysieren, soll zunächst untersuchtwerden, bei welchen Leistungen dieProduktion von Photovoltaikanlagenanfällt. Dazu sind Dauerlinien sehr gutgeeignet (siehe Bild 2, linkes Dia-gramm).Eine Dauerlinie (oder genauer: Leis-

tungsdauerlinie) gibt an, während wel-cher Zeit (Abszissenwert) die Leistungeiner elektrischen Anlage (z.B. einesKraftwerks) mindestens einen gewissenWert (Ordinatenwert) erreicht. DieFläche unter der Kurve entspricht dabeider produzierten oder verbrauchtenEnergie. Spitze und schmale Dauer-

linien (in Form eines steilen Berges mitraschem Abfall auf 0) bedeuten, dass dieSpitzenleistung nur während relativkurzer Zeit auftritt. Sie sind für dasNetz eher ungünstig. Eher stumpfe,trapezähnliche Dauerlinien (in Formeines flachen Abhangs, der möglichstnie ganz auf 0 abfällt) sind dagegen fürden Netzbetrieb günstiger. Um Anla-gen verschiedener Leistung miteinan-der vergleichen zu können, ist die Ver-wendung normierter Dauerlinien güns-tig, bei der die auftretende LeistungPAC der Anlage auf die maximal auftre-tende Leistung PACmax normiert ist. Beiderartigen normierten Kurven ent-spricht die Fläche unter der Kurve derAnzahl der Volllaststunden tVm desKraftwerks, d.h. der Anzahl Stunden,während der die Anlage mit der maxi-mal auftretenden Leistung PACmax lau-fen muss, um in der Beobachtungsperi-ode T (z.B. einem Jahr) die EnergieEAC zu produzieren resp. aufzunehmen.Für eine elektrische Anlage gilt somit:

Volllaststunden bei Maximalleistung:

(1)

Wird die Leistung künstlich aufeinen tieferen Wert PACGrenz < PACmax

begrenzt (z.B. durch Wahl eines kleine-ren Wechselrichters oder durch einevon der Netzleitstelle via Rundsteuersi-gnale ausgelösten Leistungsreduktion),so geht wegen der Leistungsbegren-zung ein kleiner Teil der Energiepro-duktion verloren, d.h. die effektiv insNetz eingespeiste Energie EAC’ wirdetwas kleiner als der ohne Begrenzungmögliche Wert EAC. Bei fest montiertenPV-Anlagen in gemässigten Zonen mitihrer relativ spitzen Dauerlinie ist die-ser Effekt aber nicht sehr gravierend. Inder Dauerlinie von Bild 2 ist zur Illust-ration dieser Energieverlust als schraf-fierte Fläche für PACGrenz/PACmax = 0,7eingezeichnet. Diese Fläche ist im Ver-gleich zur Gesamtfläche unter der Kur-ve noch sehr klein. Somit ist die Ener-gieausnutzung aE = EAC’/EAC bei einerderartigen Leistungsbegrenzung nochnahe bei 100%.Durch diese Leistungsbegrenzung

auf PACGrenz steigt andererseits die An-zahl der möglichen Volllaststunden tVder neuen, tieferen MaximalleistungPACGrenz deutlich an, d.h. die Netzbelas-tung wird gleichmässiger. Die Verhält-nisse bei einer derartigen Leistungsbe-grenzung werden im rechten Teil vonBild 2 für den Bereich PACGrenz/PACmax =

Normierte Dauerlinie, Volllaststunden und Energieausnutzung bei einer PV-Anlage in Burgdorf für 1997, die keineLeistungsbegrenzung aufweist (PGo = 3,18 kWp, PACmax = 2,735 kW, auf die nominelle Generatorleistung PGo bezogeneEnergieproduktion 1004 kWh/kWp). Die maximal auftretende AC-Leistung PACmax an diesem Flachlandstandort (540 m)ist deutlich kleiner als PGo . Im Diagramm links ist die auf die maximal auftretende Wechselstromleistung PACmax nor-mierte Dauerlinie dargestellt. Man erkennt, dass diese Leistung PACmax nur während sehr kurzer Zeit auftritt. Wird diemaximal ins Netz eingespeiste Leistung auf einen tieferen Wert PACGrenz begrenzt, so tritt zwar ein gewisser Energie-verlust auf und die Energieausnutzung sinkt etwas (Beispiel: Schraffierte Fläche für PACGrenz/PACmax = 0,7). Dafür sindmit dieser reduzierten Leistung PACGrenz mehr Volllaststunden tV möglich (siehe Diagramm rechts) [1].

2

tVm =

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0,2 ... 1 gezeigt. Die dargestellten Grös-sen sind:Bild 2 zeigt die normierte Jahresdau-

erlinie für 1997 einer PV-Anlage inBurgdorf im Schweizer Mittelland auf540 m. Sie hat eine relativ spitze Form,d.h. die Spitzenleistung wird nur wäh-rend sehr kurzer Zeit erreicht. In die-sem Jahr war die Sonneneinstrahlungleicht überdurchschnittlich. Die Anlageproduzierte in diesem Jahr Ea = EAC =3193 kWh.Bezogen auf die Generator-Nennleis-

tung PGo = 3,18 kWp ergibt sich somitein spezifischer Jahresenergieertrag YFa

= Ea/PGo = 1004 kWh/kWp. Die maxi-mal registrierte Spitzenleistung PACmax

auf der Wechselstromseite betrug dabeinur 2,735 kW und lag damit deutlichunter dem Wert PGo. Gemäss (1) sindsomit tVm = 1167 Volllaststunden not-wendig, um diese Energie zu erzeugen.Würde die Leistung dieser Anlage

auf PACGrenz = 0,7 PACmax = 1,915 kWbegrenzt, so wäre immer noch EAC’/EAC

= 96,6%, d.h. es würde nur etwa 3,4%

(und nicht 30%!) der produzierbarenEnergie nicht ausgenützt. Die Jahres-energieproduktion betrüge in diesemFall noch EAC’ = 3085 kWh. Dafür wür-de gemäss (3) die Zahl der mit dieserLeistung möglichen VolllaststundentV0,7 auf 1611 h ansteigen. Würde dieLeistung dieser Anlage gar auf PACGrenz

= 0,4 PACmax = 1,094 kW begrenzt, sowäre EAC’/EAC = 73,1%, d.h. es würdeetwa 26,9% der produzierbaren Ener-gie nicht ausgenützt. Die Jahresenergie-produktion betrüge in diesem Fall nurnoch EAC’ = 2335 kWh. Dafür würdedie Zahl der mit dieser Leistung mög-lichen Volllaststunden tV0,4 auf 2135 hansteigen.Das Beispiel zeigt, dass durch Be-

grenzung der ins Netz eingespeistenLeistung auf einen etwas tieferen Wertals maximal möglich die Zahl der jähr-lichen Volllaststunden deutlich erhöhtwerden kann, wenn man bereit ist,einen gewissen Energieverlust in Kaufzu nehmen. Solange die durch eine der-artige Leistungsbegrenzung entstehen-

den Energieverluste in der gleichenGrössenordnung wie die bei einerEnergiespeicherung entstehenden Ver-luste sind, dürften sie bei einer allfälli-gen massiven Verbreitung photovoltai-scher Energieerzeugungsanlagen nochtragbar sein.

Maximal ins Netz einspeisbarePV-EnergieSituation bei Verwendung fest montier-ter Anlagen am Beispiel der SchweizEs soll zunächst untersucht werden,welche Leistung und welche Energie-menge ohne Beeinträchtigung derNetzstabilität ins schweizerischeStromnetz eingespeist werden kann.Bild 3 zeigt die Stromerzeugung in derSchweiz an einem typischen Sommer-tag, dem 16.6.2004. Dieser Tag wurdeanstelle des 15.6.2005 gewählt, um dietypischen Verhältnisse in der Schweizdarzustellen, da 2005 das Kernkraft-werk Leibstadt wegen eines Defektesmehrere Monate ausser Betrieb war.Die Produktion der Grundlastwerke va-riiert den ganzen Tag nur wenig undliegt etwa zwischen 4,6 und 5,4 GW(leichte Regelung durch dazu geeigneteLaufkraftwerke, auch umgekehrter Be-trieb möglich, d.h. leicht höhere Pro-duktion in der Nacht, statt am Tag).

Energieausnutzung aE = = (2)

Volllaststunden bei Leistungsbegrenzung: tVb = (3)

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Ja. In diesem Fall allerdingsauch schon ein Klassiker.

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Die Produktion der Speicherkraftwerkevariiert dagegen sehr stark (etwa zwi-schen etwa 0,8 bis 5,6 GW) zur Anpas-sung an den Tagesgang des Verbrau-ches. Beim Vergleich mit Bild 1 fälltauf, dass die Produktion an Sommerta-gen meist deutlich über dem Verbrauchin der Schweiz liegt. Dies liegt daran,dass im Sommer in der Schweiz norma-lerweise sehr viel Strom aus Wasser-kraft anfällt, der teilweise in umliegendeLänder exportiert wird, sodass dort ei-

nige fossil betriebene Kraftwerke ge-drosselt oder abgeschaltet werden kön-nen. An diesem Tag variierte die expor-tierte Leistung beispielsweise zwischenetwa –900 MW (Import) und mehr als2600 MW; die insgesamt exportierteEnergie betrug etwa 24 GWh.Die Produktion der Laufkraftwerke

ist im Laufe des Tages nicht ganz kons-tant. Einige Laufkraftwerke mit einemgewissen (beschränkten) Speichervolu-men können offenbar ihre Produktion

tagsüber etwas erhöhen. Dies ist imPrinzip aber auch in der Nacht möglich(Bild 4).

Bei einer installierten PV-Spitzenleis-tung von 25 GWp, die gemäss der in derEinleitung durchgeführten stark verein-fachten Berechnung für den Ersatz der vonden KKW in der Schweiz produziertenJahresenergie nötig wäre, würde im Netzan sehr schönen Tagen eine Leistung vonüber 20 GW eingespeist, also viel mehr alsdie Speicherwerke produzieren und sogarviel mehr als der Landesverbrauch beträgt,d. h. das Netz könnte diese Leistung garnicht aufnehmen und würde zusammen-brechen, wenn trotzdem versucht würde,eine derartige Leistung einzuspeisen.In Bild 4 wird angenommen, dass die

Laufkraft- und Speicherkraftwerke sobetrieben werden, dass das Netz einemöglichst grosse Leistung von PV-An-lagen absorbieren kann, wobei ein Teildieser Anlagen mit und ein Teil ohneLeistungsbegrenzung betrieben wird.Die maximale Differenz zwischen derGesamtproduktion und der Produktionvon thermischen Kraftwerken undLaufkraftwerken beträgt hier um dieMittagszeit knapp 6 GW und liegt zwi-schen 9 Uhr und 17 Uhr immer über4 GW. Diese Leistung könnte maximaldurch die Produktion von PV-Anlagenersetzt werden. Wegen der Sommerzeit(MESZ) erreicht die photovoltaischeStromproduktion das Maximum nichtum 12 Uhr, sondern etwa um oder kurznach 13 Uhr. Ein möglicher Tagesgangder photovoltaischen Stromproduktion,der noch ohne Stabilitätsprobleme vomNetz absorbierbar wäre, ist ebenfallseingezeichnet. Die gezeichnete Kurvesetzt sich zusammen aus der Produktionvon PV-Anlagen ohne Leistungsbe-grenzung mit einer AC-SpitzenleistungPACu = 0,66 GW und der Produktionvon PV-Anlagen mit Leistungsbegren-zung auf 50% der möglichen Maxi-malleistung mit PACb = 3,5 GW (PACmax

= 7 GW). Um 13 Uhr ergibt sich einephotovoltaisch erzeugte Spitzenleistungvon 4,16 GW. Die von PV-Anlagen,thermischen Kraftwerken und Lauf-kraftwerken produzierte Leistung istden ganzen Tag nie grösser als die Ge-samtproduktion. Die restliche Leistung(ganztags < 3 GW) kann problemlosvon den Speicherkraftwerken produ-ziert werden.Die von den Speicherkraftwerken an

diesem schönen Tag noch zu produzie-rende Energie (ca. 27 GWh) ist deut-lich kleiner als in Bild 3 ohne PV-Anla-gen (ca. 73 GWh). Die Differenz vonca. 46 GWh wird von den PV-Anlagen

Stromerzeugung in der Schweiz am 16.6.2004. Dargestellt sind die Bandenergieproduktion der ther-mischen Kraftwerke (hauptsächlich Kernkraftwerke KKW) und der Laufkraftwerke sowie die Gesamt-produktion. Die Differenz beider Kurven ist die Produktion der gut regulierbaren Speicherkraftwerkeund kann leicht durch die Produktion anderer Anlagen ersetzt werden [1].

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Stromerzeugung in der Schweiz am 16.6.2004. Dargestellt sind die Bandenergieproduktion der thermi-schen Kraftwerke (hauptsächlich KKW) und der Laufkraftwerke (im modifizierten Betrieb für maxi-mal mögliche PV-Einspeisung) zusammen sowie die Gesamtproduktion. Die Differenz beider Kurvenist die mögliche Produktion von Speicherkraftwerken und PV-Anlagen zusammen. Eingezeichnet ist diein diesem Fall ohne Regulationsprobleme maximal verkraftbare Produktion von PV-Anlagen, die bei ent-sprechend angepasstem Betrieb der Speicherkraftwerke und Laufkraftwerke maximal ins Netz einge-speist werden kann. Sie setzt sich zusammen aus einem Anteil von PV-Anlagen ohne Leistungsbegren-zung und einem Anteil von PV-Anlagen mit Leistungsbegrenzung (hier angenommen: Begrenzung auf0,5 PACmax). Die Zeit ist als mitteleuropäische Sommerzeit (MESZ) angegeben, d.h. die maximale PV-Produktion erfolgt um ca. 13 Uhr [1].

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produziert und bleibt in Form zusätzlicher Wasserreserven in denSpeicherseen für Schlechtwettertage.Aus Gründen der Netzstabilität können die Speicherwerke tags-

über aber nicht einfach alle abgeschaltet werden, sondern es mussimmer ein Teil der Speicherkraftwerke als Regulierwerke betriebenwerden. Da ein laufendes Speicherwerk immer eine gewisse Mini-malproduktion aufweisen muss, ist eine Gesamtproduktion 0 nurmöglich, wenn etwas Speicherwerkleistung wieder von Pumpspei-cherwerken verbraucht wird, was energetisch natürlich ungünstigist. An diesem Tag wäre dies etwa zwischen 16.30 und 17.30 Uhrder Fall. Wegen des internationalen Verbundbetriebes sollte einderartiger Pumpbetrieb nur zur Aufrechterhaltung der Netzstabili-tät, im Normalfall aber nicht nötig sein; die Minimalleistung derSpeicherkraftwerke könnte in ein Nachbarland exportiert oder dieLeistung von geeigneten Laufkraftwerken könnte bei nicht allzuhoher Wasserführung kurzzeitig etwas gedrosselt werden.Für die Berechnung der im Jahr photovoltaisch erzeugbaren

Energie kann man aus Bild 2 die jährlich mögliche Anzahl Volllast-stunden tV ohne Leistungsbegrenzung und mit Leistungsbegren-zung auf PACGrenz = 0,5 PACmax entnehmen. Wenn als Durchschnittüber alle netzgekoppelten PV-Anlagen in der Schweiz (alpine Anla-gen, Anlagen im Tessin, im Wallis und im nebligeren Mittelland)für die Anlagen ohne Leistungsbegrenzung mit tVu = 1200 h und fürdie Anlagen mit Leistungsbegrenzung mit tVb = 2000 h gerechnetwird, erhält man für die ohne Stabilitätsprobleme ins SchweizerStromnetz einspeisbare photovoltaisch erzeugte Jahresenergie:

EACa = PACu · tVu + PACb · tVb (4)

Für die oben getroffenen Annahmen erhält man mit (4) für an-hand von Bild 4 bestimmten Werte von PACu = 0,66 GW und PACb

= 3,5 GW eine mögliche photovoltaische Jahresproduktion EACa =7800 GWh = 7,8 TWh oder etwa 13% des Landesverbrauchsca. 60 TWh) der Schweiz im Jahre 2005.Es soll auch noch die Situation untersucht werden, die sich nach

einem völligen Ausstieg aus der Kernenergie ergäbe, wie dies am25.5.2011 vom Bundesrat beschlossen wurde. Dann könnte dasNetz natürlich noch eine etwas höhere maximale Spitzenleistungabsorbieren.Bild 5 zeigt ein entsprechendes Szenario auf der Basis der Ge-

samtproduktionskurve des 16.6.2004. Die dort gezeichnete Kurveder maximalen PV-Produktion setzt sich zusammen aus der Pro-duktion von PV-Anlagen ohne Leistungsbegrenzung mit einerAC-Spitzenleistung PACu = 0,66 GW und der Produktion von PV-Anlagen mit Leistungsbegrenzung auf 50% der möglichen Maxi-malleistung mit PACb = 5,3 GW (PACmax = 10,6 GW). Wird wiedermit (4) für die Anlagen ohne Leistungsbegrenzung mit tVu = 1200 hund für die Anlagen mit Leistungsbegrenzung mit tVb = 2000 h ge-rechnet, erhält man für die ohne Stabilitätsprobleme ins SchweizerStromnetz einspeisbare photovoltaisch erzeugte Jahresenergie EACa

= 11400 GWh = 11,4 TWh oder etwa 19% des Landesverbrauchs(ca. 60 TWh) der Schweiz im Jahre 2005.Auch für das Szenario von Bild 5 soll noch kurz die Energiebilanz

erstellt werden. Die PV-Anlagen produzieren an diesem schönenTag gegen 68 GWh (statt wie in Bild 4 nur 46 GWh), die Grund-lastkraftwerke steuern nach dem Wegfall der Produktion der Kern-kraftwerke (ca. 44,5 GWh) noch 78 GWh bei. Somit müssen dieSpeicherkraftwerke auch an diesem schönen Sommertag immerhinnoch etwa 50 GWh beisteuern.Wie mit den durchgeführten Berechnungen (Bild 5) gezeigt wur-

de, kann ohne die Kernkraftwerke deutlich mehr Energie aus PV-Anlagen vom Netz absorbiert werden. Ohne zeitweisen Ersatz derKKW-Produktion aus anderen Quellen (z.B. Biomasse-Kraftwer-ke, geothermische Kraftwerke, Gaskraftwerke, Windkraftwerke,

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Pumpspeicherkraftwerke oder Strom-import) kann aber die sichere Versor-gung nicht zu allen Zeitpunkten sicher-gestellt werden. In der Schweizproduzierten die Kernkraftwerke imJahre 2007 immerhin über 26 TWhoder etwa 40% der Gesamtenergiepro-duktion.

Mögliche Verbesserung durch weiteretechnische und tarifliche MassnahmenBeim Einsatz von nachgeführten PV-Anlagen steigt einerseits der mechani-sche und regelungstechnische Aufwand,andererseits erhöht sich die möglichejährliche Energieproduktion und vor al-lem auch die Anzahl der Volllaststun-den bei gleicher maximaler AC-Spit-zenleistung am gleichen Standort um25 bis 40 % [1]). In gleichem Umfangerhöht sich natürlich auch der Anteilder photovoltaisch ohne Probleme insNetz einspeisbaren Energie. Besondersvorteilhaft sind nachgeführte Anlagennatürlich in südlichen Ländern und inWüstengebieten. Dort dürften bei festmontierten PV-Anlagen für tVu Wertevon etwa 2000 und bei zweiachsig nach-geführten Anlagen von etwa 3000 Voll-laststunden möglich sein.

Durch zusätzliche technische Mass-nahmen kann die maximal vom Netzabsorbierbare Energie noch weiter er-höht werden. Statt einer fixen, in deneinzelnen Wechselrichtern einprogram-

mierten Begrenzung, könnte der Netz-betreiber (z.B. durch Rundsteuersignaleoder über das Internet) die Leistungeinzelner Photovoltaikanlagen gezieltnur in für die Netzstabilität kritischenFällen drosseln oder gar abschalten.Eine solche Möglichkeit wird in Län-dern mit hoher PV-Dichte (Deutsch-land) für neue Anlagen bereits gefordert[2], [3]. Dadurch könnten die durchAbregelung bedingten Energieverlustedeutlich verringert werden.

Noch besser wäre es, durch weiteretechnische und tarifliche MassnahmenLasten, deren Stromverbrauch ohne all-zu grosse Probleme zeitlich verschieb-bar ist, von der Niedertarifzeit amAbend und in der Nacht in die Zeitphotovoltaischer Spitzenproduktion zuverschieben [4], [5]. Solche Lasten sindzum Beispiel Waschmaschinen, Kühl-geräte, Wärmepumpen und Boiler.Dies kann durch gezielte Steuerung desVerbraucherverhaltens durch Appellean grün motivierte Kunden und dyna-mische, der erwarteten Solarstrompro-duktion angepasste (und den Kundenim Voraus mitgeteilte) Tarife erfolgen.Entsprechende Versuche wurden be-reits erfolgreich durchgeführt [4]. Nocherfolgversprechender scheint eineKombination tariflicher und techni-scher Massnahmen mit vom Energie-versorger zum Beispiel übers Internetgesteuerten, automatischen Energiema-

nagement-Systemen (BEMI) zu sein,die je nach Netzbelastung und momen-tanem Stromtarif entsprechende Lastenzu- und abschalten [5].

Auch durch Elektrofahrzeuge, die angeeigneten Parkplätzen ans Netz ange-schlossen sind, könnten Leistungsspit-zen im Netz abgebaut und die über-schüssige Energie in den internenAkkus gespeichert werden. Dadurchkönnte die maximal ins Netz einspeis-bare Energie von PV-Anlagen ohne Ab-regelverluste und zusätzliche Netzbe-lastung weiter erhöht werden.

Durch eine Kombination derartigerMassnahmen (Umbau des bestehendenNetzes zu einem intelligenten Netz[Smart Grid]) könnte die ohne Stabili-tätsprobleme vom Netz absorbierbare,von Photovoltaikanlagen produzierteEnergie, ohne allzu grosse Energiepro-duktionsverluste in mitteleuropäischenLändern langfristig sicher auf mindes-tens 15 bis 25 % des Landesverbrauchserhöht werden. Allerdings müsste dazudas bisherige Konzept der Netzregula-tion durch die EVU wesentlich verän-dert werden und würde technisch kom-plexer.

Situation im europäischen VerbundnetzDer Tagesgang des Stromverbrauchsweist in allen Ländern Europas dengleichen prinzipiellen Verlauf auf (sieheBild 1). Die für die Schweiz durchge-führten Überlegungen dürfen deshalbauch auf das europäische Verbundnetzverallgemeinert werden, wenn ange-nommen wird, dass die PV-Anlageneinigermassen gleichmässig auf alleLänder verteilt sind. Zwar verfügennicht alle Länder über derart vieleschnell regulierbare Kraftwerke wie dieSchweiz, eine gewisse Anzahl regulier-barer Werke (z.B. Gasturbinenkraft-werke statt Speicherwerke) ist aber injedem Land vorhanden. Wegen desüber das Verbundnetz möglichen inter-nationalen Stromaustausches ist zudemein Austausch allfälliger lokaler Strom-überschüsse leicht möglich. Da es sehrselten vorkommt, dass in ganz West-europa gleichzeitig schönes Wetterherrscht, dürfte es viel seltener nötigsein, die Leistung von PV-Anlagen ausGründen der Netzstabilität zu begren-zen, sodass Energieverluste infolge Be-grenzungsmassnahmen geringer seindürften. Der vermehrte Energieaus-tausch dürfte aber einen gewissen Aus-bau des Höchstspannungsnetzes erfor-dern.

In Südeuropa sind im Sommer zu-dem viele Klimaanlagen in Betrieb, de-

Stromerzeugung in der Schweiz am 16.6.2004. Ohne Kernkraftwerke wäre die Leistung der verbleiben-den Grundlastkraftwerke viel kleiner (blaue Kurve). Der Betrieb der Laufkraftwerke ist wieder für maxi-mal mögliche PV-Einspeisung modifiziert. Die Gesamtproduktion ist wieder rot eingezeichnet. Die Diffe-renz beider Kurven ist die mögliche Produktion von Speicherkraftwerken und PV-Anlagen zusammen. Indiesem Fall ist die ohne Regulationsprobleme maximal verkraftbare Produktion von PV-Anlagen, die beientsprechend angepasstem Betrieb der Speicherkraftwerke maximal ins Netz eingespeist werdenkönnte, deutlich grösser. Sie setzt sich zusammen aus einem Anteil von PV-Anlagen ohne Leistungsbe-grenzung und einem Anteil von PV-Anlagen mit Leistungsbegrenzung (hier angenommen: Begrenzungauf 0,5 PACmax). Die Zeit ist als mitteleuropäische Sommerzeit (MESZ) angegeben, deshalb erfolgt diemaximale PV-Produktion um ca. 13 Uhr [1].

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ren Stromverbrauch sehr gut mit dem Tagesgang der Produktionvon PV-Anlagen korreliert ist. Weil dort auch die Anzahl derVolllaststunden höher ist, kann in südlichen Ländern ein noch et-was grösserer Anteil des jährlichen Stromverbrauchs ohne Proble-me photovoltaisch erzeugt werden.Im europäischen Verbundnetz dürften deshalb durch eine

Kombination aller beschriebenen technischen und tariflichenMassnahmen in einigen Jahrzehnten ohne allzu grosse Problemegegen 25 bis 30% der elektrischen Energie von PV-Anlagen er-zeugt werden können.

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Armin Bützberger, Ver-walter Hotel Europa, istseit Langem ein Pionierder Sonnenkraft. Sowohldie mit dem SchweizerSolarpreis prämiertethermische Solaranlageaus dem Jahre 2008 alsauch die neue Photovol-taik-Anlage gehören zu

den schweizweit grössten Anlagen in Hotels. «Wir sparen mit un-serer knapp 300 m2 grossen thermischen Solaranlage jährlich rund50000 Liter Heizöl für Heizung und Warmwasser ein. Das ent-spricht 120 Tonnen CO2. Dieser Erfolg hat uns motiviert, dieSonne auch zur Produktion von Strom zu verwenden», betontBützberger. «Erneuerbare Energien sind für uns alle wichtig, undich würde mich sehr freuen, wenn möglichst viele Hotels unseremBeispiel folgten.»Die neue PV-Anlage mit einer Gesamtfläche von 232 m2 ver-

fügt in Spitzenzeiten über eine Leistung von 32,43 Kilowatt, diekomplett ins öffentliche Netz des Elektrizitätswerks von St.Mo-ritz eingespeist werden. Es wird eine Jahresproduktion von knapp50000 Kilowattstunden prognostiziert. Das entspricht der jährli-chen Energieversorgung von zehn Häusern mit jeweils einem4-Personen-Haushalt.Die aufgeständerte Flachdachinstallation stellte hohe Anforde-

rungen an die Planung und Sicherheit. Die Kollektoren stehen ineiner Höhe von rund einem Meter frei über dem Dachboden. Da-mit die Kollektoren auch schweren Stürmen sicher standhalten,wurde die Installation mit rund 28 Tonnen Beton Gewicht belastet.Im Zuge der Planung wurde ebenfalls das Dach vollständig saniert.Zudem wurde das Flachdach umfassend isoliert und eine 16 Zenti-meter starkeWärmedämmung eingezogen.Trotz des Mehraufwandes, den die Höhenlage und die mitunter

extremen Temperaturen des Engadins mit sich bringen, ist geradeSt.Moritz mit einer Höhe von 1856 Metern über Meer unddurchschnittlich 322 Sonnentagen im Jahr ein hervorragenderStandort für diese Technik. Die Kosten der neuen Solarlangeohne Berücksichtigung der Dachsanierung und Dämmung belau-fen sich auf rund 300000 Franken.Mit der Inbetriebnahme bietet das Hotel Europa Sommer-Son-

nen-Wochen zum Preis von 999 Franken (6 Übernachtungen,5-Gang-Halbpension und Sonnen-Extras wie eine geführte Be-sichtigung der Solaranlagen für schwindelfreie und interessierteGäste.www.hotel-europa.ch

Hotel Europa St. Moritz –Kraftwerk mit vier Sternen

Armin Bützberger, Verwalter des Hotel EuropaSt. Moritz.