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Ausgewählte Ausgabe: 7/8-2017 Ansicht: Modernes Layout
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Analyse der Emissionsbilanz in solargeprägten Netzgebieten

CO2-Emissionen | In einzelnen Netzgebieten kann durch dezentrale Photovoltaik (PV)-Anlagen die Eigendeckung erhöht und damit deren individuelle CO2-Bilanz verbessert werden. Gezielte Analysen von Niederspannungsnetzgebieten ermöglichen Rückschlüsse auf Verdrängungseffekte bezüglich des konventionellen Kraftwerksparks im Jahr 2030, die bei der Rückspeisung von PV-Energie in höhere Spannungsebenen auftreten können.


Die Weltgemeinschaft hat sich nach zähen, jahrelangen Verhandlungen darauf verständigt, die Treibhausgasemissionen deutlich zu reduzieren, um das so genannte Zwei-Grad-Ziel einzuhalten. Welche Auswirkungen hohe Emissionen auf das Klima haben, wurde vielen Bürgern während der vorausgegangenen Jahrzehnte immer deutlicher bewusst, wodurch das Interesse an einer CO2-armen Energieversorgung stetig steigt.
Bürger installieren zunehmend eigene PV-Anlagen und stellen nach und nach ihr Mobilitätsverhalten auf Elektromobilität (versorgt durch erneuerbare Energie) um. Für die Erfüllung der ehrgeizigen privaten, nationalen und internationalen Ziele müssen alle bestehenden Potenziale der Emissionsreduktion genutzt werden.
Im Bereich der Energieübertragung werden im Projekt „Merit Order Netzausbau (Mona 2030)“ derzeit verschiedene Optionen der Netzoptimierung, so genannte „Netz optimierenden Maßnahmen (NoM)“ diskutiert, die dabei unterstützen, mehr erneuerbare Erzeuger in das Energiesystem zu integrieren [1]. Während durch Spitzenkappung bis zu 3 % erneuerbare Erzeugung abgeregelt wird, kann der Anteil erneuerbarer Energien im deutschen Energiesystem, beispielsweise durch Hausspeichersysteme, gesteigert werden. Durch den im Projekt Mona 2030 entwickelten und im Folgenden vorgestellten Ansatz können die Einflüsse aller Netz optimierenden Maßnahmen auf die CO2-Bilanz eines Netzgebiets beziehungsweise einer Siedlung bewertet werden.

Methodik regionaler CO

Für die regionale CO2-Bilanzierung ist die gesamte erzeugte Energie durch PV-Anlagen, der Grad der PV-Eigendeckung (Anteil des Strombedarfs, der unmittelbar durch lokale PV-Erzeugung gedeckt wird) sowie die Zusammensetzung des Strommixes für den Bezug aus dem Netz zur Deckung der residualen Last inklusive der Übertragungsverluste für das Jahr 2030 zu berücksichtigen:

  •  Die PV-Erzeugung ergibt sich dabei aus der installierten PV-Leistung, dem Wirkungsgrad der PV-Anlagen, der Anlagen-Ausrichtung sowie der Solarstrahlung am Standort.
  •  Der PV-Eigendeckungsgrad ergibt sich aus der Division der im Netz direkt genutzten PV-Energie durch die gesamte im Netzgebiet verbrauchte elektrische Energie. Der Eigendeckungsgrad kann sich sowohl durch das Hinzukommen neuer Verbraucher, wie beispielsweise im Zuge einer Elektrifizierung, als auch durch die Betriebsweise einzelner Komponenten verändern.
  •  Für die CO2-Bilanz einzelner Gebiete ist neben der lokal erzeugten und verbrauchten PV-Energie auch die Deckung des verbleibenden Bedarfs (Residuallast) aus dem Stromnetz zu analysieren. Hierfür sind Informationen über die Zusammensetzung des Strommixes beziehungsweise die dafür notwendigen Kraftwerke essenziell. Dabei ergibt sich eine Diskussion bezüglich der Bilanzgrenze der Analyse: Für einen ganzheitlichen Ansatz sind die Emissionen für die Herstellung der elektrischen Energie (inklusive Vorkette) zur Deckung des verbleibenden Bedarfs aus dem Netz zu berücksichtigen, auch wenn diese außerhalb der Bilanzgrenze (Netzgebiet) anfallen. Analog hierzu ergibt sich die Berücksichtigung der PV-Energie, die im betrachteten Netzgebiet erzeugt, jedoch in übergeordnete Netze rückgespeist wird. Diese substituiert gemäß der jeweiligen Merit-Order eine Kraftwerkserzeugung und wird entsprechend der vermiedenen CO2-Emissionen mit einbezogen.

Das an der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) entwickelte Simulationstool GridSim ermöglicht es, basierend auf regionalen Energiedaten ein komplettes Stromnetzgebiet hinsichtlich seiner Lastflüsse und bilanziellen Eigenschaften zu analysieren [2]. Durch flexibel verteilbare Lasten, Erzeuger und Speicher kann es jegliche Verteilnetze auf mögliche Betriebsmittelüberlastungen sowie Spannungsbandverletzungen hin untersuchen. Die gesamte Lastflussberechnung erfolgt knotenscharf, wodurch nach Abschluss der Simulation die Ströme, Spannungen und Phasenwinkel zu jedem Simulationsschritt an allen Komponenten bekannt sind. Diese Daten werden für eine anschließende, stündliche Emissionsberechnung für das gesamte Netzgebiet genutzt.

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Autoren

M. Sc. Thomas Estermann

Jahrgang 1988, Studium der Erneuerbaren Energien und Energieeffizienz sowie Applied Research in Engineering Sciences an der OTH Regensburg. Seit 2015 wissenschaftlicher Mitarbeiter an der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) e.V.  in München.
testermann@ffe.de

 Florian Samweber

Jahrgang 1988, Diplomstudium der Elektro- und Informationstechnik an der Technischen Universität München. Seit 2011 wissenschaftlicher Mitarbeiter bei der FfE e. V., München.
E-Mail: FSamweber@ffe.de

M. Sc. Wolfgang Plege

Jahrgang 1990, Studium der Elektro- und Informationstechnik an der TU München. Verfasste seine Masterarbeit an der FfE e. V. in München.
wplege@ffe.de

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