Methodisches Vorgehen

Eine genaue Berechnung der zu erwartenden Netzausbaukosten in der Schweiz durch den Zubau von PV erfordert i. d. R. die Analyse einer hohen Anzahl realer Verteilnetze. Da dies im Rahmen dieser Untersuchung mit einem realistischen Aufwand nicht geleistet werden kann, wird, wie auch in vorhergehenden Studien [5], auf die Verwendung öffentlich verfügbarer repräsentativer Benchmark-Netze zurückgegriffen. Konkret werden dabei die vom CIGRÉ erstellten, europäischen Benchmarknetze der Nieder- und Mittelspannung genutzt (siehe [23]). Darüber hinaus wurde, um unterschiedliche Netztypen abzubilden, die Ausprägung dieser Modellnetze zusätzlich hinsichtlich der Netzkonfiguration variiert. Hierzu wird, ausgehend von einer Analyse deutscher Verteilnetze [11], die Abgangslänge der Benchmarknetze verändert. So können neben städtischen Netzkonfigurationen auch in ländlichen Regionen typische Abgangslängen untersucht werden. In der Netzkonfiguration „ländlich“ werden die Längen der Nieder- und Mittelspannungsabgänge entsprechend der Erkenntnisse aus [11] auf das 90%-Quantil der vorgefundenen Stranglängen skaliert. Nur 10 % der real vorgefundenen Abgänge sind demnach länger als die jeweils ermittelte Länge. Zudem wurden Abgleiche mit den für die Schweiz verwendeten Netzparametern von vorherigen Netzstudien im Auftrag des BFE [6, 8] vorgenommen, wobei keine strukturellen Unterscheide festgestellt wurden. Zusätzlich wurde auch eine Netzkonfiguration mit extremen Abgangslängen betrachtet, die dem 99,9%-Quantil der in [11] ermittelten Verteilung entspricht. Dieses Szenario stellt zwar keine realistische Netzkonfiguration dar, stellt aber sicher, dass die ermittelten Ergebnisse auch über das 90%-Quantil hinaus Gültigkeit besitzen. Die somit untersuchten Netzkonfigurationen sind in Tabelle 2-3 beschrieben.

Tabelle 2-3: Stranglängen der untersuchten Netzkonfigurationen

Netzkonfiguration Quantil nach [11] Niederspannung Mittelspannung

„städtisch“ ca. Q50% 354 / 270 m 10,2 / 7,9 km

„ländlich“ Q90% 850 m 19,5 km

„extrem“ Q99,9% 2 km 43,9 km

Neben der individuellen Netztopologie kann auch die Versorgungsaufgabe von Verteilnetzen variieren. Im Rahmen dieser Untersuchung, die speziell auf den Ausbau von PV-Anlagen abzielt, betrifft dies primär die installierte PV-Leistung in den untersuchten Netzkonfigurationen. Da die Analyseergebnisse stark sensitiv gegenüber der Höhe der installierten PV-Leistung sind, wird diese im Rahmen der Untersuchung zwischen 105% (leichte Netzüberlastung) bis 200% (starke Netzüberlastung) variiert. Die Prozentangaben beziehen sich dabei auf die maximal in den jeweiligen Netzkonfigurationen installierbare PV-Leistung, wodurch in allen untersuchten Fällen Verletzung der zulässigen Betriebsgrenzen des Verteilnetzes auftreten.

Zur Ermittlung der Belastungsgrenze werden PV-Anlagen zufällig im jeweiligen Netz verteilt und das Vorgehen bei Erreichen einer Betriebsgrenze (Strom oder Spannung) abgebrochen. Höhere Belastungen werden durch Skalierung der vorhandenen Anlagenleistungen simuliert. Ein Netzausbaubedarf ergibt sich in dieser Betrachtung erst dann, wenn in der zeitreihenbasierten Lastflussrechnung tatsächliche eine Grenzwertverletzung vorliegt und weicht somit von der D-A-CH-CZ-Richtlinie²⁵ ab. Grund für dieses Vorgehen ist, dass für die betrachteten Alternativmassnahmen (Abregelung, Speicherinstallation) in der Analyse erst dann Kosten entstehen, wenn tatsächlich eine Grenzwertverletzung vorliegt. Gemäss D-A-CH-CZ Richtlinie würden jedoch bereits dann Netzausbaumassnahmen durchgeführt werden müssen, wenn noch keine Grenzwertüberschreitung in der Lastflussrechnung vorliegt (ansonsten würde der VNB zeitweise Grenzwertverletzungen tolerieren, was in der Realität jedoch nicht der Fall ist). Für die Alternativmassnahmen würden hingegen keine Kosten entstehen, da sich diese nach den tatsächlichen Grenzwertüberschreitungen richten. In diesem Fall wäre ein Vergleich der Ausbaukosten mit den Alternativmassnahmen somit irreführend. Da die Berücksichtigung dieser Alternativmassnahmen eine Zeitreihenbetrachtung beim VNB voraussetzt, wird dieses Wissen somit auch bei der Planung von konventionellen Netzausbaumassnahmen vorausgesetzt.

Entsprechend besteht ein Handlungsbedarf seitens des VNB zur Behebung dieser Grenzwertverletzungen.

Da die technische und monetäre Bewertung der für den VNB verfügbaren Handlungsoptionen z. T. auf Basis von Zeitreihen erfolgt, wird die Verteilnetzbelastung für den Verlauf eines Jahres in stündlicher Auflösung simuliert. Dazu werden lastseitig Standardlastprofile für Haushaltskunden verwendet. Die Skalierung der Last erfolgt so, dass diese die verfügbare Netzkapazität der untersuchten Netze und ohne dezentrale Einspeisung zu 50 % auslastet. Die Einspeisung von PV-Anlagen wird auf Basis von Wettermodelldaten des DWD (COSMO-EU) aus dem Jahr 2013 für die Region Nordwestschweiz in Kombination mit einem physikalischen PV-Modell berechnet.

Nach Festlegung von Netzkonfiguration, Grad der PV-Überlastung und der Generierung von Zeitreihen für Verbrauch und Erzeugung kann anschliessend eine Lastflussrechnung für jede Stunde des betrachteten Jahres durchgeführt werden. Dies umfasst für die Mittelspannung auch die Bestimmung der optimalen

25 In der heutigen Netzplanung wird eine Netzausbaumassnahme nicht erst dann durchgeführt, wenn tatsächlich Überlastungen der Betriebsgrenzen auftreten, sondern konservative Planungskriterien angesetzt, die eine Belastung vorzeitig verhindern. Da jedoch für viele der betrachteten Handlungsalternativen keine allgemeinen Planungsgrundsätze bestehen, wird dieses Vorgehen gewählt.

Trafostufung des HS/MS-Transformators in jedem Zeitschritt. Zur Ermittlung von Netzüberlastungen werden darüber hinaus die in [20] dargelegten, zulässigen Belastungsgrenzen der Betriebsmittel berücksichtigt. Das Vorgehen zur Bewertung wird im Folgenden kurz erläutert.

Batteriespeicher

In dieser Handlungsalternative wird die Behebung der Netzüberlastung durch den Einsatz eines Batteriespeichers untersucht. Dafür wird zunächst die kostenoptimale Position eines oder mehrerer Speichersysteme im betreffenden Verteilnetz bestimmt. Anhand der Ergebnisse der stündlichen Lastflussrechnung kann in Verbindung mit einem sensitivitätsbasierten Analyseverfahren (siehe [21]) der netzorientierte Speichereinsatz über den Jahresverlauf simuliert werden. Anschliessend werden sowohl die Höhe der benötigten Leistung als auch die benötigte Kapazität aller im Netz benötigten Speicher bestimmt.

Die Rückspeisung der bei PV-Überlastung eingespeicherten Energie erfolgt hierbei sobald dies unter Berücksichtigung der vorhandenen Netzkapazitäten und dem Einfluss des Speichers auf den Netzzustand möglich ist. Auf diese Weise können neben Speicherleistung und -reichweite auch die anfallenden Speicherverluste sowie Kosten und Erträge der Energieverschiebung am Energiemarkt bestimmt werden.

Für den notwendigen Energiehandel wird hierbei jedoch keine Optimierung durchgeführt. Vielmehr wird der Speicher nach dem netzbedingten Ladevorgang frühestmöglich wieder entladen. Mit Hinblick auf die weiteren Analyseschritte können durch das sensitivitätsbasierte Verfahren auch die freien Netzkapazitäten für einen marktorientierten Speichereinsatz (siehe Abschnitt 2.3) bestimmt werden. In Vorbereitung der Analysen in Kapitel 2.3 wird somit ebenfalls festgehalten, mit welcher Leistung die eingesetzten Speicher für andere Anwendungsfälle im Jahresverlauf zur Verfügung stehen.

Konventioneller Netzausbau

Das jeweilige Verteilnetz wird durch die zusätzliche Installation oder den Austausch von Betriebsmitteln nach den heute gängigen Planungs- und Betriebsgrundsätzen für den maximalen Last- und Rückspeisefall ertüchtigt. Verletzungen des zulässigen thermischen Grenzstroms der Betriebsmittel wird durch das Einbringen paralleler Kabel bzw. Transformatoren entgegnet. Dabei werden standardmässig Kabel des Querschnitts 4x150mm² (NS) bzw. 4x240mm² (MS) verwendet. Bei Spannungsproblemen erfolgt alternativ oder zusätzlich die Auftrennung des betroffenen Stranges durch einen oder mehrere zusätzliche Abgänge (NS) bzw. durch Schaffung zusätzlicher Ringstrukturen (MS). Die Entscheidung der zu treffenden Massnahmen erfolgt automatisiert und hinsichtlich der geringstmöglichen Netzausbaukosten. Eine detaillierte Beschreibung des verwendeten Verfahrens findet sich in einer Studie der ef.Ruhr [24].

Innovative Betriebsmittel

Als Beispiel für mögliche innovative Betriebsmittel, die zwar ebenfalls eine Netzausbaumassnahme darstellen, die entstehenden Ausbaukosten jedoch ggf. reduzieren, wird der Einsatz eines regelbaren Ortsnetztransformators (rONT) untersucht. Dieser entkoppelt das Spannungsband von Mittel- und Niederspannungsebene und erlaubt somit ein höheres nutzbares Spannungsband in der Niederspannung.

Somit können ein spannungsbedingter Netzausbau in den Niederspannungsnetzen bei geringer bis mittlerer PV-Überlastung vermieden und die verursachten Netzausbaukosten verringert werden. Eine detaillierte Beschreibung und Analyse dieser und andere Smart-Grid-Technologien findet sich in einer Studie des BFE [3].

Spitzenkappung und Einspeisemanagement

Der PV-induzierten Netzüberlastung kann neben dem Einsatz zusätzlicher Betriebsmittel auch durch die Abregelung von PV-Anlagen entgegnet werden. Dabei werden zwei Konzepte untersucht:

Im Konzept Spitzenkappung wird allen PV-Anlagen der untersuchten Netze ein prozentualer Grenzwert zugewiesen, der, unabhängig von der aktuellen Netzsituation, maximal eingespeist werden darf. In diesem Konzept sind keine Kommunikation mit den PV-Anlagen sowie kein Monitoring des Netzzustandes notwendig.

Im Konzept Einspeisemanagement erfolgt ein Online-Monitoring des Verteilnetzes. PV-Anlagen werden in diesem Fall mit einer Kommunikationsschnittstelle ausgestattet, wodurch der VNB die PV-Einspeisung bei drohender Netzüberlastung zielgerichtet abregeln kann. Bei diesem Verfahren wird nur diejenige Energiemenge abgeregelt, die das Verteilnetz in einen zulässigen Betriebsbereich zurückführt. Es fallen Investitions- und Betriebskosten für die benötigte Kommunikationsschnittstelle der PV-Wechselrichter sowie für die benötigte Sensorik im Verteilnetz an. Im Gegenzug ist dieses Verfahren jedoch energetisch effizienter, da im Vergleich zum Einspeisemanagement geringere Energiemengen abgeregelt werden.

Benötigte IKT-Intrastruktur

Die betrachteten Handlungsalternativen setzen ein unterschiedliches Mass an IKT-Infrastruktur bei den VNB voraus (siehe Tabelle 2-4). Einzig die Massnahmen konventioneller Netzausbau und Spitzenkappung bedürfen keiner IKT-Infrastruktur. Für regelbare Ortsnetztransformatoren kann, je nach Betriebskonzept eine lokale Sensorik erforderlich, die in Form von Investitions- und Betriebskosten berücksichtigt wird. Für Batteriespeicher sowie dem Einspeisemanagement sind darüber hinaus Schnittstellen zum VNB notwendig, die für das Einspeisemanagement aufgrund der hohen Anzahl von nachzurüstenden Anlagen explizit zu berücksichtigen sind. Seitens des VNB ist für diese Massnahmen zudem die Einrichtung eines Leitsystems notwendig, durch das die jeweiligen Massnahmen gesteuert und überwacht werden können. Die Kosten eines solchen Leitsystems werden in vergleichbaren Untersuchungen (vgl. [25]) mit 1,7 bis 2 Mio. Euro pro VNB angegeben werden. Da die konkreten Kosten jedoch stark vom individuellen Entwicklungsstand des existierenden IT-Systems des VNB abhängig sind und die, auf einzelne Netzbereiche umgelegten Kosten stark von der jeweiligen Grösse des VNB abhängen, werden diese Kosten nicht in die monetäre Bewertung der Alternativen aufgenommen. Die im Folgenden angelegten IKT-Kosten werden somit für Einspeisemanagement und Batteriespeicher unterschätzt.

Tabelle 2-4: Benötigte IKT-Infrastruktur der Handlungsalternativen Handlungsalternative Lokale Sensorik IKT-Schnittstelle

zum VNB Leitsystem beim VNB

konv. Netzausbau - - -

rONT ✓ - -

Spitzenkappung - - -

Einspeisemanagement ✓ ✓ _X

Batteriespeicher ✓ ✓ _X

Kostenbestandteile

Zur monetären Bewertung der einzelnen Handlungsalternativen werden die folgenden Kostenannahmen verwendet. Die Berechnung aller Kosten erfolgt in Schweizer Franken (CHF). Kostenangaben in Euro werden mit einem Umrechnungskurs von 1,10 CHF/€ umgerechnet.

Tabelle 2-5: Berücksichtigte Parameter und Kostenbestandteile für Speicher -: nicht benötigt, ✓: benötigt und berücksichtigt, X: benötigt, aber nicht berücksichtigt

Position Parameter / Kosten Quelle

Kostenszenario geringe

Speicherkosten hohe Speicherkosten

Investition Leistung 66 CHF/kW 110 CHF/kW

Investition Energie 260 CHF/kWh 523 CHF/kWh

Betriebskosten 2 % p.a.

Speicherverluste 132 CHF/MWh

Energieverschiebung nach Energiemarkt

Netznutzungsentgelte und weitere

Abgaben nach Szenario

Lebensdauer 12 Jahre oder 5.000 Zyklen [18]

Gesamtwirkungsgrad der Zyklen 85 % [18]

Für Batteriespeicher werden entsprechend der Analyse in Abschnitt 2.1 zwei Kostenpfade berücksichtigt, die eine hohe bzw. eine geringe Kostenreduktion unterstellen. Die Investitionskosten für Speicher werden getrennt nach Leistung und Energie berechnet. Zusätzlich werden jährliche Betriebskosten berücksichtigt.

Die durch den netzorientieren Betrieb verschobenen Energiemengen werden anhand der Energiemarktpreise (Jahr 2020, vgl. Abschnitt 2.3) bewertet, während die bei der Ein- und Ausspeicherung von Strom anfallenden Speicherverluste pauschal mit 120 €/MWh bewertet werden. Dies entspricht dem Mittelwert der in [3] angesetzten Kosten zwischen einer Beschaffung am Strommarkt sowie der Produktion durch ein Gaskraftwerk²⁶. Da der Batteriespeicher im Basisfall als Netzbetriebsmittel angesehen wird, ergibt sich zunächst keine Verpflichtung zur Zahlung von Netzentgelten und sonstigen Abgaben. Der Einfluss bzw. die Auswirkungen von Netzentgelten auf den Nettonutzen von Speichern werden in weiteren Abschnitten in alternativen Szenarien explizit analysiert und modelliert (vgl. Abschnitte 2.2.3 und 2.4, sowie Anhang B). Die verwendeten technischen Parameter und Kostenpositionen sind in Tabelle 2-5 dargestellt.

Zur monetären Bewertung von konventionellen und innovativen Netzausbaumassnahmen werden die in Tabelle 2-6 dargelegten Kosten angesetzt. Diese ergeben sich aus der aktuellen Studienlage und umfassen die Betriebsmittel selbst sowie notwendige bauliche Massnahmen. Durch die höheren Kosten für Erdarbeiten in städtischen Gebieten wird zudem eine erhöhte Kostenannahme für städtische Verteilnetze verwendet.

26 Mögliche Bewertungsansätze für verlorene Strommengen reichen vom aktuellen Strommarktpreis (geringe Kosten) bis hin zu Ersatzbeschaffung durch ein Spitzenlastkraftwerk, fall hierdurch die Aktivierung oder sogar Investition in zusätzliche Kraftwerkskapazität notwendig wird (hohe Kosten). Zur Vermeidung zusätzlicher Sensitivitätsbetrachtungen wird hier ein mittlerer Wert gewählt.

Tabelle 2-6: Kostenpositionen der Netzausbaumassnahmen [24], [8]

Betriebsmittel Kosten in CHF Lebensdauer

in Jahren ländlich städtisch

MS-Kabel pro km 140 Tsd. 175 Tsd. 35

MS-Abgang 100 Tsd. 35

NS-Kabel pro km 90 Tsd. 130 Tsd. 35

MS/NS-Trafo 630 kVA 30 Tsd. 35

HS/MS-Trafo 40 MVA 1,3 Mio. 35

rONT 50 Tsd. 30

Betriebskosten rONT 600 CHF/a -

Die Kostenbestandteile für Abregelungsmassnahmen richten sich nach dem jeweiligen Abregelungskonzept. Im Konzept Spitzenkappung werden Kompensationszahlungen für die abgeregelte PV-Menge in Höhe der aktuell durchschnittlichen, kostendeckenden Einspeisevergütung (KEV) für Anlagen mit positivem Bescheid verwendet. Im Konzept Einspeisemanagement werden darüber hinaus Investitions- und Betriebskosten der IKT-Schnittstellen für PV-Wechselrichter berücksichtigt. Dabei wird jeweils nur die Anzahl von PV-Anlagen umgerüstet, die zur Behebung der Netzüberlastung minimal erforderlich ist. Die einzelnen Kostenpositionen sind in Tabelle 2-7 dargelegt.

Tabelle 2-7: Kostenbestandteile Abregelungsmassnahmen

Massnahme Kosten in CHF Quelle

Abgeregelte PV-Energie 18,7 Rp./kWh [26]

Nachrüstung IKT-Schnittstelle 490 CHF/Anlage [25]

Lebensdauer IKT-Schnittstelle 20 a [25]

Betriebskosten IKT-Schnittstelle 33 CHF/a [25]

Da die untersuchten Handlungsalternativen sowohl rein betriebliche Massnahmen als auch Investitionen mit stark unterschiedlicher Lebensdauer umfassen, erfolgt der Vergleich der Kosten anhand der annuitätischen Kosten der Massnahmen. Dabei wird ein Zinssatz (WACC) von 4,7 % für die Schweiz (2016, siehe [27]) zugrunde gelegt.

Im Dokument Dezentrale Speicher für Netzbetreiber Alternative Netzkapazitäten (Seite 38-43)