Dimensionierung und Netzintegration von PV-Speichersystemen

Ziel dieser Arbeit war es, Empfehlungen zur Dimensionierung und Netzintegration von PV-Batteriesystemen zu entwickeln. Hierzu wurde ein typisches AC-gekoppeltes PV-Batteriesystem mit Lithium-Ionen-Batteriespeicher modelliert, dessen Betriebsverhalten durch Simulationsrechnungen analysiert wurde. Die Jahressimulation erfolgte auf Grundlage von minütlich aufgelösten meteorologischen Daten und elektrischen Lastprofilen verschiedener Haushaltstypen.

Einfluss der Systemdimensionierung auf den Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad

Mit dem erstellten Simulationsmodell wurden anschließend die Auswirkungen der Änderung verschiedener Eingangsparameter auf die Simulationsergebnisse analysiert. Zur Bewertung der Simulationsergebnisse wurde auf die Größen des Eigenverbrauchsanteils und Autarkiegrades zurückgegriffen. Durch Sensitivitätsanalysen konnte gezeigt werden, dass die PV-Leistung und die Speicherkapazität den ermittelten Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad maßgeblich beeinflussen. Während der Eigenverbrauchsanteil mit zunehmender PV-Leistung sinkt, steigt der Autarkiegrad an. Beide Größen lassen sich mit zunehmender Speicherkapazität erhöhen, jedoch mit abnehmender Tendenz.

Aus den Simulationsuntersuchungen konnten wichtige Erkenntnisse zur Abstimmung der PV-Leistung und Speicherkapazität gewonnen werden. So lässt sich der Autarkiegrad durch eine Vergrößerung der Speicherkapazität nur wenig steigern, sobald die nutzbare Speicherkapazität den Wert von 1 kWh pro kWp PV-Leistung überschritten hat. Des Weiteren wurde die Abhängigkeit der Simulationsergebnisse von dem Jahresstrombedarf des Haushalts deutlich. Durch die Normierung der PV-Leistung und Speicherkapazität auf den Jahresstrombedarf kann diese Abhängigkeit reduziert werden. Aus den Simulationsrechnungen geht hervor, dass bei einer PV-Leistung von 1 kWh je MWh Jahresstrombedarf ein Autarkiegrad und Eigenverbrauchsanteil von rund 30 % erzielt werden kann. Wird zusätzlich je MWh Jahresstrombedarf eine nutzbare Speicherkapazität von 1 kWh installiert, lässt sich der Eigenverbrauchsanteil auf 60 % verdoppeln und der Autarkiegrad auf rund 55 % steigern.

Weitere Einflussfaktoren auf den Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad

Die Untersuchungen mit verschiedenen Lastprofilen zeigen auch, dass die zeitliche Verteilung des Strombedarfs die Simulationsergebnisse beeinflusst. Hier konnte der Zusammenhang zwischen der Höhe des Autarkiegrades und dem Anteil des Strombedarfs in der Nacht am Gesamtbedarf aufgezeigt werden. Ein weiterer Einflussfaktor besteht in der Höhe der jährlichen Bestrahlung. Weiterhin wurde in dieser Arbeit der Einfluss der Simulationszeitschrittweite auf die Ergebnisse untersucht. Es konnte nachgewiesen werden, dass mit zunehmendem Mittelungsintervall die zeitgleich direkt verbrauchte PV-Energie überschätzt wird. Bei der Simulation von PV-Batteriesystemen zeigte sich jedoch keine Abhängigkeit des Eigenverbrauchsanteils und Autarkiegrades von der Zeitschrittweite. Aus den Untersuchungen dieser Arbeit geht auch hervor, dass die Abhängigkeit der Simulationsergebnisse von der Orientierung des PV-Generators weitaus geringer als zu erwarten ist. Bei Abweichung von der Südausrichtung steigt der Eigenverbrauchsanteil an, wohingegen der Autarkiegrad nur wenig sinkt.

Empfehlungen zur kostenoptimalen Systemdimensionierung

Auf Basis der Simulationsergebnisse folgte eine ökonomische Bewertung von PV-Batteriesystemen. Hierzu wurden zunächst zwei neue Bewertungsgrößen vorgestellt. Mit den PV-Stromnutzungskosten steht nun eine Vergleichsgröße zur Verfügung, die die jährlichen Kosten eines PV-Batteriesystems auf die genutzte PV-Energie bezieht und einen direkten Vergleich mit den Strombezugskosten ermöglicht. Als weitere Bewertungsgröße wurden die mittleren Stromkosten definiert. Diese entsprechen dem Preis, den der Haushalt während der Nutzung des PV-Batteriesystems für den gesamten Strombedarf durchschnittlich zahlen muss. Da diese Größe alle Kosten berücksichtigt, stellt das Minimum der mittleren Stromkosten verschiedener Systemkonfigurationen die Zielgröße zur Ermittlung der kostenoptimalen Systemdimensionierung dar. Als wichtigste Einflussfaktoren auf die kostenoptimale Systemdimensionierung wurden die Batteriespeicher- und PV-Systemkosten identifiziert. Des Weiteren weist die optimale Auslegung von PV-Batteriesystemen eine starke Abhängigkeit von der Einspeisevergütung, der Annahme der zukünftigen Strombezugskosten und der Kapitalverzinsung auf. Da sowohl die Kosten des Netzstrombezugs als auch der jährliche Strombedarf für die Zeit der Nutzung des PV-Batteriesystems zum Zeitpunkt der Systemauslegung nur prognostiziert werden können, kann auch die kostenoptimale Systemdimensionierung nur abgeschätzt werden.

Diese Arbeit hat gezeigt, dass die kostenoptimale Systemdimensionierung stark von der Kostensituation und den finanziellen Rahmenbedingungen abhängig ist. Folglich können keine allgemeingültigen Aussagen zur kostenoptimalen Auslegung von PV-Batteriesystemen abgeleitet werden. Durch die entwickelte Methode besteht jedoch die Möglichkeit, die kostenoptimale Systemdimensionierung in Abhängigkeit der jeweiligen Kostensituation individuell zu ermitteln. Zur ökonomischen Bewertung ist neben der Angabe des Kostenoptimums auch die Angabe der Wirtschaftlichkeitsgrenze von Interesse. Liegen die mittleren Stromkosten einer Systemkonfiguration unter den mittleren Strombezugskosten, so ist ein wirtschaftlicher Betrieb des PV-Batteriesystems möglich. Es wurde festgestellt, dass die Erlöse aus der Netzeinspeisung bereits heute einen wirtschaftlichen Betrieb von großen PV-Systemen mit kleinen Speichern bei geringer Renditeerwartung ermöglichen können. Sinken die Einspeisevergütungssätze zukünftig deutlich stärker als die PV-Stromgestehungskosten, wird sich die kostenoptimale Systemdimensionierung hin zu Systemen mit höheren Eigenverbrauchsanteilen verschieben. Dies führt tendenziell zu einer Verkleinerung der kostenoptimalen PV-Leistung und einer Vergrößerung der kostenoptimalen Speicherkapazität. In Zukunft werden daher die Erlöse aus der Netzeinspeisung nur noch einen geringen Beitrag zur Refinanzierung von PV-Batteriesystemen leisten. Jedoch wurde auch ersichtlich, dass langfristig durch kostenoptimal dimensionierte PV-Batteriesysteme sogar der Großteil des elektrischen Energiebedarfs von Haushalten gedeckt und somit der Netzbezug deutlich reduziert werden kann.

Einsatz von Batteriespeichern zur Reduktion der PV-Einspeisespitzen

Ein weiterer Schwerpunkt dieser Arbeit waren Untersuchungen zur Integration von PV-Batteriesystemen in das Energiesystem. Hierzu wurde das Einspeiseverhalten von PV-Batteriesystemen bei verschiedenen Betriebsstrategien durch Simulationsrechnungen untersucht. Die Ergebnisse haben gezeigt, dass die Betriebsstrategie die Höhe und den zeitlichen Verlauf der Netzeinspeisung maßgeblich beeinflusst. Die Netzeinspeisung von Leistungsspitzen kann nicht vermieden werden, wenn der Betrieb von PV-Batteriesystemen ausschließlich der Eigenverbrauchserhöhung dient. Durch die Begrenzung der maximalen Einspeiseleistung können Netzeinspeisespitzen deutlich reduziert werden. Bei der Begrenzung der Einspeiseleistung auf 0,5 kW/kWp lassen sich durch eine nutzbare Speicherkapazität von 1 kWh/kWp die Abregelungsverluste auf eine vertretbare Größe reduzieren.

Um sowohl den Eigenverbrauchsanteil zu erhöhen als auch die Netzeinspeiseleistung zu reduzieren, wurden im Rahmen dieser Arbeit die prognosebasierten Betriebsstrategien der tagesvariablen und dynamischen Einspeisebegrenzung entwickelt. Es konnte erstmals über ein gesamtes Jahr nachgewiesen werden, dass eine beträchtliche Reduktion der Einspeisespitzen durch prognosebasierte Betriebsstrategien erzielt werden kann. Somit ist es mit diesen eigenverbrauchs- und netzoptimierten Betriebsstrategien möglich, die maximale Einspeiseleistung zu reduzieren und dadurch die installierbare PV-Leistung in einem Netzgebiet zu erhöhen. Die Implementierung dieser Betriebsstrategien kann deutlich zur verbesserten Netzintegration von PV-Batteriesystemen und zur Erhöhung des PV-Anteils an der Stromversorgung beitragen. Die Kombination von PV-Systemen mit dezentralen Batteriespeichern ist daher zur Erschließung des gesamten PV-Potenzials von entscheidender Bedeutung. Dies könnte einen wichtigen Beitrag zur vollständigen Umstellung der Stromversorgung auf erneuerbare Energien leisten.