Leben lernen mit Fluktuationen

Kategorie: 05 / 2011, Netzintegration, Spezial Michael Fuhs

Spezial Netzintegration: Wie viel Solarstrom in Deutschland genutzt werden kann, entscheidet sich nicht nur daran, was Module kosten und wie viele Flächen zur Verfügung stehen. Mindestens ebenso wichtig wird in den nächsten Jahren, wie viel Solarstrom das Netz aufnimmt.

Ein Blick über die Grenze nach Zürich zeigt vier mögliche Wege in die solare Zukunft – und die Herausforderung, vor der diejenigen stehen, die Solarenergie zu einer der zukunftsträchtigsten Energiequellen machen wollen. Das Grundproblem ist bekannt: Die Ertragskurve der Solaranlagen hat so viele Berge und Täler wie die Schweizer Alpen und durch das Auf und Ab werden die Netzexperten vor mindestens so schwierige Aufgaben gestellt, wie die Wanderer, die die Berge erklimmen. Dort, wo diese beginnen, arbeitet Franz Baumgartner, an der Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften. Der Professor hat in etlichen Szenarien akribisch analysiert, wie sich die Photovoltaik trotz des hügelförmigen Einspeiseverlaufs in das Stromnetz integrieren lässt.Die Herausforderung in der Schweiz unterscheidet sich dabei nicht prinzipiell von der in Deutschland, außer dass hierzulande mehr Windkraft zur Stromerzeugung beiträgt. Der Bedarf an elektrischer Leistung schwankt zwischen 40 Gigawatt und 80 Gigawatt, die Spitzen treten mittags auf, die Täler nachts. In Abhängigkeit von der Jahreszeit variieren diese Werte etwas, das ist für eine erste Betrachtung aber gar nicht so wichtig. Entscheidend ist, dass auch die Leistung der Photovoltaikanlagen mit mittlerweile 17 Gigawatt bekanntermaßen fluktuiert. Experten rechnen damit, dass sie im Maximalfall 12 bis 14 Gigawatt einspeisen, denn es ist selten der Fall, dass die Sonne überall im Land mit der gleichen Intensität scheint. „Selbst wenn heute maximaler Sonnenschein auf minimalen Elektrizititätsbedarf trifft, ist es noch problemlos möglich, den Strom zu verbrauchen“, sagt Franz Baumgartner.

Wenn allerdings, wie in der Roadmap des Bundesverbandes Solarwirtschaft vorgeschlagen, im Jahr 2020 eine Leistung von 70 Gigawatt installiert sein sollte, käme es schon zu Mittagspeaks von über 50 Gigawatt Solarstromleistung. „Im Vergleich zur Minimallast am Tage hätten wir dann etwa zehn Gigawatt Überschuss. Das entspricht ungefähr der Leistung von zehn Atomkraftwerken“, sagt Philipp Strauß, Bereichsleiter Anlagentechnik und Netzintegration am Fraunhofer IWES (Interview zu möglichen Lösungen, Seite 92).

Photovoltaik deckt Mittagsspitze

Falls in fernerer Zukunft vielleicht sogar Solaranlagen mit 100 oder 200 Gigawatt zur rein erneuerbaren Energieversorgung beitragen, wird die Solarleistung im Sommer den Bedarf oft übersteigen. Bange muss einem aber auch davor nicht werden. Gerhard Stryi-Hipp sieht hier zum Beispiel eine große Zahl von neuen Konzepten und Technologien, wie diese Photovoltaikleistung sinnvoll ins Stromsystem integriert werden kann. Er leitet die Abteilung Energiepolitik am FraunhoferInstitut für Solare Energiesysteme in Freiburg und konzipiert derzeit die Sonderschau PV Energy World für die Intersolar in München, die die begleitenden Maßnahmen beim Ausbau der Photovoltaik thematisiert. „Da der Solarstrom sehr günstig werden wird, sind es vor allem die Zusatzkosten für diese Maßnahmen, die den Zubau der Photovoltaik begrenzen werden.“ Dass das bergförmige Erzeugungsprofil der Photovoltaik gar nicht mal so schlecht ist, zeigt ein Blick zurück: am 20. März war der Mittagseffekt der Photovoltaik mit zwölf Gigawatt sehr groß. „Er deckte ziemlich genau den Mittagspeak des Stromverbrauchs, so dass die konventionellen Kraftwerke sehr konstant in einem Leistungskorridor bei circa 35 Gigawatt gefahren werden konnten“, sagt Baumgartner. Das ist genau das, was die Grundlastkraftwerke gut können. Erst ab 18 Uhr, als die Sonne untergegangen war, mussten die Konventionellen rund zwölf Gigawatt Leistung zulegen. Wind wehte an diesem Tag übrigens fast nicht.

Für einen solchen Tag ist es vor allem wichtig, dass die Netzbetreiber einen Tag im Voraus die Menge an Solarstromgenau prognostizieren, damit sie diese in ihrer Kraftwerksplanung berücksichtigen können. Das geht seit kurzem mit ausgeklügelten auf wenige Prozent genauen Hochrechnungen, so dass die Netzbetreiber dieses Jahr nicht mehr zittern müssen vor zu unstetem Sonnenschein. Die gleichen Methoden erlauben übrigens, die momentane Erzeugung genau zu beobachten (Artikel zur Stromprognose, Seite 86).

Am besagten 20. März ließ sich Photovoltaik also problemlos ins Netz integrieren. Das entspricht dem Szenario von Franz Baumgartner, bei dem die Photovoltaik im besten Fall den Einsatz der konventionellen Kraftwerke noch effizienter und ökologischer macht (siehe F. P. Baumgartner, T. Achtnich, J. Remund, S. Gnos and S. Nowak: „Steps towards integration of PV-electricity into the GRID“ EU PVSEC 2010 und Progress in photovoltaics 2010: research and applications). „Allerdings wird sich der Solarstromanteil in einigen Jahren an Tagen wie dem 20. März in den Grundlastanteil quasi hineingraben“, sagt Baumgartner, „da die installierte Photovoltaikleistung weiter steigt.“

Noch mehr Zubau möglich

Eines seiner Szenarien zeigt, wie die Region Zürich damit umgehen kann, wenn der Solarstromanteil auf fünf Prozent steigt. Wenn man nicht bereit ist, konventionelle Kraftwerke abzuregeln, um die Mittagsspitzen der Photovoltaik voll nutzen zu können, muss man auf rund ein Prozent Photovoltaikleistung verzichten. Ist man allerdings bereit, in einem anderen Szenario, auch die konventionellen Grundlastkraftwerke zurückzufahren, wie es in Deutschland das EEG fordert, lassen sich 17 Prozent Photovoltaikanteil erreichen. Das vierte Szenario zeigt den optimistischsten Fall. Nimmt man Speicher hinzu und akzeptiert, fünf Prozent der Solaranlagenleistung in Spitzenzeiten abzuregeln, lassen sich sogar 30 Prozent Photovoltaikanteil erreichen. Alle diese Betrachtungen berücksichtigen allerdings noch nicht, dass Windenergieanlagen auch einen sehr großen Anteil an Strom liefern werden.

Wie genau ein Mix zwischen Abregeln und Speichern aussehen wird, ist deshalb noch ungewiss, genauso wie der jeweilige Anteil der einzelnen Energieträger an der regenerativen Vollversorgung. Dievollständigste Studie zu dem Thema hat der Sachverständigenrat für Umweltfragen vor zwei Monaten vorgestellt. Er hat mehrere Szenarien für das Jahr 2050 durchgerechnet. In einem davon sind circa 90 Gigawatt Photovoltaikleistung installiert, dazu vor allem viel Windkraft. Strom wird weder ein- noch ausgeführt. Dieses Szenario gibt einen ersten Anhaltspunkt dafür, welche Speicherkapazität benötigt wird, nämlich 1,4 Terawattstunden. Sie können den Strom aufnehmen, den die 90 Gigawatt Solaranlagen in rund sechs Tagen erzeugen. Die Speicher würden im Jahr 2050 rund 34 Terawattstunden Strom einspeisen und damit rund sieben Prozent der benötigten Energie decken. Das hört sich viel an, wenn man die heute in Deutschland installierte Pumpspeicherkapazität von 40 Gigawattstunden damit ins Verhältnis setzt. Es ist aber kein Grund, als Solarfan den Kopf in den Sand zu stecken.

Denn allein in Deutschland übersteigen die vorhandenen Speicherkapazitäten von Druckluftspeichern in Salzkavernen diesen Bedarf deutlich. Speichert man darin nicht Druckluft, sondern Wasserstoff, vervielfacht sich ihre Kapazität nochmals um den Faktor 100. Gleichzeitig geht die Entwicklung der Batteriespeicher schnell voran. Experten haben bereits im Detail durchgespielt, wie sich Inseln mit mehreren tausend Einwohnern ohne Kostensteigerung durch regenerative Energien in Verbindung mit Batteriespeichern versorgen lassen und rechnen mit einer baldigen Umsetzung ihrer Konzepte. Speicherforscher rechnen gleichzeitig damit, dass die Speicherkosten in den nächsten zehn Jahren je nach Technologie auf fünf bis zehn Cent pro Kilowattstunde fallen werden (Artikel zu Speichern, Seite 100).

Was das bedeuten kann, zeigt eine stark vereinfachte Abschätzung: Zusätzlich zehn Cent für weniger als zehn Prozent des Stromes, der nach dem zugegebenermaßen noch recht ungewissen Szenario des Umweltrates kommen muss. Das macht weniger als ein Cent Kostensteigerung pro Kilowattstunde. Und wem das noch zu teuer ist, der kann Speicher durch Leitungen ersetzen, die die Stromnetze in Europa besser verbinden und gegenseitig als Puffer verwenden. Denn je größer das Netz ist, umso mehr gleichen sich die Fluktuationen aus. Unlösbare Herausforderungen sehen anders aus.


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