Abregelungsthematik bei Solaranlagen

 

Die Energiestrategie setzt ein klares Ziel: Bis 2050 sollen 24 TWh durch Solaranlagen produziert werden. Um diese Leistung auffangen zu können, muss das Stromnetz entsprechend ausgebaut werden. Das ist teuer und aufwändig. Doch ist das zwingend nötig?

Das Ausbauziel der Netzkapazität misst sich an den Produktionsspitzen. Diese werden jedoch nur an wenigen Tagen im Jahr erreicht. In den Sommermonaten, an sonnigen Tagen nämlich, wenn alle PV-Anlagen gleichzeitig auf Höchstleistung produzieren und ins Netz einspeisen. Wenn dann gleichzeitig der Verbrauch beispielsweise an Sonntagen tief ist, so besteht ein Überschuss an Strom, mit dem das Netz umgehen muss.

Ein Lösungsansatz, um das Netz zu entlasten und die erforderte Kapazität zu senken, ist die Limitierung der PV-Einspeiseleistung.

• Durch die limitierte Einspeiseleistung werden Leistungsspitzen reduziert, das Netz entlastet und gleichzeitig stabilisiert.
• Wenn die Leistungsspitzen unter die Auslegungsgrenze sinken, wird ein Netzausbau überflüssig.
• Der Ertragsverlust übers Jahr ist gering im Vergleich zur Reduktion der Einspeiseleistung (siehe Abb. 2).
• Bei gegebener Netzkapazität wird die gesamthaft mögliche Stromproduktion sowie die im Verteilnetz aufgenommene Energie durch Abregelung von Leistungsspitzen sogar erhöht (siehe Abb. 3).

 

 

 

Bei einer Limitierung der Einspeiseleistung auf 50 % der Peakleistung von PV-Anlagen liegt die Mindereinspeisung ins Netz pro Anlage im Mittel bei nur etwa 10 %. Denn aufgrund von äusseren Umständen wie Sonnenausrichtung, Wolken oder Nebel geben die Module nur selten Leistungen von über 50 % der Nennleistung ab.

Zwei auf 50 % begrenzte Anlagen generieren somit die gleiche Netzbelastung wie eine Anlage ohne Limitierung. Die Jahresproduktion erhöht sich damit auf 180 % im Vergleich zu einer einzigen Anlage ohne Limitierung.

 

Entgegen der intuitiven Annahme, dass durch die Einspeiselimitierung Verluste anfallen, kann so über das ganze Jahr gesehen sogar noch mehr Strom ins Netz eingespeist werden, ohne dass grosse und kostspielige Investitionen in den Netzausbau anfallen.

Eine offene Frage bleibt, ob und wie der Energieverlust durch Abregelung den Produzenten vergütet werden soll.

 

Mehr dazu im Whitepaper des Vereins Smart Grid Schweiz.

Ohne eigene Investitionen zur Solaranlage?

Erneut haben die EZB sowie die Notenbanken in den USA und Grossbritannien entschieden, die Leitzinsen unverändert auf sehr hohem Niveau zu lassen.

Dieses Zinsniveau bedeutet jedoch, dass es schwierig geworden ist, Finanzierungen zu attraktiven Konditionen zu erhalten. Die hohen Kapitalkosten zusammen mit der aktuellen Inflation führen dazu, dass Investitionen deutlich teurer geworden sind.

Diese Entwicklung trifft natürlich auch die erneuerbaren Energien. Um Strom aus der eigenen PV-Anlage zu beziehen, sind höhere Investitionen und Finanzierungskosten erforderlich, was nicht für alle Firmen (Gebäudeeigentümer) möglich oder sinnvoll ist.

 

Geht es Ihnen und Ihrer Firma auch so? Dann sind Sie bei uns genau richtig!

Mit unserem «Care & Share»-Modell profitieren Sie von Solarstrom, der auf Ihrem Firmendach produziert wird, ganz ohne Aufwand. Wir sorgen für die Planung, Finanzierung, Umsetzung sowie für den Betrieb der Anlage. Sie konzentrieren sich auf Ihr Tagesgeschäft und beziehen Strom zum vertraglich festgelegten Preis.

Gerade jetzt, in unsicheren Zeiten mit Energieknappheit und hohen Kapitalkosten, gewinnt unser Ansatz zunehmend an Attraktivität.

 

Klingt spannend? Kontaktieren Sie uns für ein unverbindliches Gespräch!

Das Dilemma der Sommerzeit – wie die Zeitumstellung den Eigenverbrauch reduziert

 

Baar, 24. November 2023 – Die Sommerzeit hat nicht nur Auswirkungen auf unsere Uhren, sondern auch auf unseren Energieverbrauch. Eine kürzlich durchgeführte Studie von Solar-Experten der Swiss Renewable Solutions AG zeigt, dass Gewerbebetriebe mit Photovoltaik-Systemen aufgrund der Sommerzeit-Umstellungen rund 2,2-2,5% ihres wertvollen Eigenverbrauchs verlieren. Das entspricht einer ansehnlichen Batteriekapazität und wirft ein neues Licht auf das bisher oft übersehene Dilemma der Sommerzeit. So gehen 2,2-2,5% der vor Ort produzierten Energie verloren, die ohne Sommerzeit direkt vor Ort hätten genutzt werden können. 

 

Gewerbebetriebe in der Schweiz und in Deutschland, in den Anwendungsbeispielen in Dagmersellen und Strassfurt, stehen vor der Herausforderung, ihren Energieverbrauch sorgfältig zu managen, um die Vorteile ihrer Photovoltaik-Anlagen voll auszuschöpfen. Doch die jährliche Sommerzeit-Umstellung wirft einen Schatten auf diese Bemühungen.

 

Untersuchungen an Beispielen

Um das Thema genauer zu beleuchten, haben Experten der Firma Swiss Renewable Solutions AG jeweils ein Gewerbe in Dagmersellen und in Strassfurt ein wenig genauer angeschaut. Dasjenige in Dagmersellen weist jährlich einen Verbrauch von rund 667 MWh auf. Die firmeneigene Solaranlage produziert ca. 420 MWh pro Jahr. Der Autarkie-Grad beträgt durchschnittlich also rund 40%.

In Strassfurt werden jährlich 736 MWh produziert, während über 1’500 MWh verbraucht werden. Der Autarkiegrad beträgt rund 34%.

 

Die im Rahmen der Untersuchung betrachteten Beispiele entsprechen Standard-Gewerben mit grossem Eigenverbrauch zwischen 8 und 18 Uhr. Bei der Umstellung auf Sommerzeit zeigt sich in beiden Fällen ein deutlicher Rückgang des Eigenverbrauchs. Statt der möglichen 65,7% / 72,1% beträgt dieser in der Sommerzeit lediglich 63,5% / 69,6%. Das entspricht einem relativen Verlust von rund 3,5% bzw. 3,6%. Um diesen Verlust abzufedern, wäre eine Batterie mit grosser Speicherkapazität nötig.

 

Erkenntnisse

Die Untersuchung ergab, dass der Einfluss der Sommerzeit auf den Eigenverbrauch stark vom Verbrauchsprofil abhängt. Je mehr Abendverbrauch ein Unternehmen hat, desto mehr profitiert es von der Sommerzeit. Jedoch sind die Gewerbebetriebe, die sich in einem Standardprofil mit Hauptaktivitäten von 8 bis 18 Uhr befinden, die wahren Verlierer. Für sie hat die Sommerzeit deutlich negative Auswirkungen.

Um den Eigenverbrauch auf dem gleichen Niveau halten zu können, müssten Batterien mit 50 / 150 kWh Kapazität eingebaut werden. Dies entspricht einer Investition von ca. 35’000 Franken / 150’000 Euro. Unternehmen mittlerer Grösse, die eine PV-Anlage besitzen oder bauen, kostet die Sommerzeit in rund 10 Jahren also rund 35’000 Franken / 150’000 Euro (danach braucht es eine neue Batterie).

Diese Erkenntnisse verdeutlichen, dass die Auswirkungen der Sommerzeit-Umstellungen nicht zu unterschätzen sind, insbesondere für Gewerbebetriebe*, die auf Photovoltaik-Systeme angewiesen sind, um ihren Energiebedarf durch kostengünstige Energie zu decken. Es ist also an der Zeit für eine intensivere Diskussion über die Vor- und Nachteile der Sommerzeit, insbesondere im Kontext der steigenden Bedeutung erneuerbarer Energien und des Energiewandels. Unternehmen und Energieexperten müssen gemeinsam nach Lösungen suchen, um den Verlust an Eigenverbrauch zu minimieren und die volle Leistungsfähigkeit ihrer Photovoltaik-Systeme zu gewährleisten.

Die Debatte rund um die Sommer-Winterzeit ist also mehr als eine Frage der Uhren – sie hat auch erhebliche Auswirkungen auf die Energiewirtschaft und die Umwelt. Nun gilt es, die Auswirkungen genauer zu betrachten und die richtigen Maßnahmen zu ergreifen, um den Wandel zu einer nachhaltigeren Energiezukunft voranzutreiben.

 

*Es wurden auch Haushalte untersucht: auf jene mit einem Standard-Haushalts-Verbrauchsprofil hat die Zeitumstellung nur einen geringen Einfluss.

 

 

Übersicht Deutschland:

 

Auf das Strompreispaket der Bundesregierung und dessen Auswirkungen gibt es aktuell viele gespaltene Reaktionen.

Kernpunkt des milliardenschweren Pakets ist es, die Stromsteuer für Unternehmen des produzierenden Gewerbes von derzeit 2,05 Cent pro Kilowattstunde auf den europäischen Mindestwert von 0,05 Cent zu senken. Ergänzend dazu werden Maßnahmen zur Eindämmung weiterer Anstiege der Netzentgelte getroffen.
Im Vergleich zum zurückliegenden Wegfall der EEG-Umlage ändert das Strompreispaket, insbesondere im Kontext der extremen Preissteigerungen der letzten Jahre, aber vergleichsweise wenig an den Kosten der Unternehmen.

Die Senkung der Steuerlast reduziert den Strompreis um bis zu 8%. Der Wegfall der EEG-Umlage hatte hier ca. 20 bis 25% bewirkt.
Eine deutlich größere Senkung von über 50% der Stromkosten können Unternehmen durch den Bau einer PV-Anlage erreichen.
Wie wirkt sich die Steuersenkung auf den Ausbau erneuerbarer Energien aus?
Klar ist: Nur eine gestärkte Wirtschaft kann eine rasche Transformation unterstützen, und es gilt, Abwanderungen vom Standort Deutschland aufgrund zu hoher Energiekosten zu verhindern.

Andererseits ist ein hoher Energiepreis der ultimative Anreiz für Unternehmen, nach günstigen und nachhaltigen Alternativen zu suchen.
Daher können wir als Photovoltaik-Verfechter wohl froh sein, dass das Paket letzten Endes – wie beispielsweise von dem CDU Politiker Marc Speicher beklagt – ein “Tropfen auf dem heißen Stein” geworden ist, statt des zwischenzeitlich diskutierten fest regulierten Industriestrompreises.
Genau wie Kerstin Andreae, Hauptgeschäftsführerin BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V., sind wir überzeugt, dass es auch zukünftig die Preissignale aus dem Markt braucht, um den Ausbau der erneuerbaren Energien zu beschleunigen. Diese Signale bestehen weiterhin.

Festgehalten werden kann zweierlei:

1. Eine Subvention oder Steuererleichterung, die (unabhängig von ihrer Höhe) den Status Quo schützt, subventioniert gemäß des aktuellen deutschen Strommix an erster Stelle die nicht-nachhaltigen Energieträger, vorwiegend die Kohleenergie.

2. Profitorientierte Unternehmen werden sich vor allem dann für die Nachhaltigkeit entscheiden, wenn sie sich auch finanziell auszahlt. Das ist auch nach dem Strompreispaket unverändert der Fall, wenn auch zu leicht weniger attraktiven Bedingungen.

Nachtrag:

Nach dem Urteil des Bundesverfassungsgerichts kommt es nun eventuell doch ganz anders:
Nachdem sich die Bundesregierung erfolgreich auf das Strompreispaket geeinigt hatte, ist jetzt völlig unklar, wie die Maßnahmen noch finanziert werden können. Klar ist dagegen erneut, dass man sich nicht auf Prognosen oder Marktaussichten verlassen sollte. Nur der Strom vom eigenem Dach ist zuverlässig günstig.

 

Quellen:

1. Tagesschau

2. Bundesregierung

3. BDEW

4. Destatis

Risiken und Defekte bei Solarmodulen

 

Im Fachmagazin PV-Tech war vor kurzem über die «massive Zunahme» von Defekten bei Solarmodulen zu lesen. Eine Studie der US-amerikanischen Firma Clean Energy Associates (CEA) kommt zum Schluss, dass der Anteil an fehlerhaften und beschädigten Solarzellen und -modulen von 2022 bis Mitte 2023 drastisch zugenommen hat. In über 80 % der untersuchten Standorte wiesen Module Defekte auf.

Ein Grossteil der Fehler entstehend bereits bei der Produktion. Später kommen äusserliche Einwirkungen wie Wetter oder Transport hinzu, welche ebenfalls zu Schäden führen können. Oftmals sind die Beschädigungen nicht von blossem Auge sichtbar, führen längerfristig aber zu grossen Einbussen der Effizienz und Performance der Module.

Den Grund für die markante Qualitätsabnahme finden die Forschenden in der schnell gestiegenen Nachfrage. Diese führte dazu, dass einerseits Firmen aus dem Boden schossen, welche PV-Module (z.T. ohne viel Erfahrung) herstellen. Andererseits müssen aufgrund der nach wie vor knappen Verfügbarkeit alle Module genommen werden, die irgendwie erhältlich sind.

 

Was heisst das nun für den Bau einer Solaranlage? Ein Grossteil der Fehler lässt sich nur mit speziellen Tests und Messverfahren feststellen, Lieferanten mit guter Qualität sind heiss begehrt… Zudem sind Produktionsfehler nur eines der vielen Risiken, die mit der Installation einer PV-Anlage verbunden sind.

Lassen Sie das unsere Sorge sein!

Wir kennen unsere langjährigen Partnerfirmen, sind zufrieden mit ihrer konstant hohen Qualität und kümmern uns um alles andere. Wir tragen für unsere Kunden die Risiken zu einem fest vereinbarten, transparenten Preis.

 

✔ Material- und Anlagerisiken
✔ Wetterrisiken
✔ Marktpreis-Risiken für Überschuss-Strom
✔ Finanzierungskosten / Zinsrisiken
✔ Unterhaltsrisiken
✔ Mengenrisiken, keine Abnahme-Verpflichtung bei sich verändernden Verbräuchen

 

> Mehr zum Care & Share Modell von SRS
> Bericht der CEA.

Kohlenstrom im Jahr 2030?

Hier zeigt sich erneut, dass es nicht ausreichen wird sich allein auf politische Maßnahmen zu verlassen, um die notwendigen Veränderungen herbeizuführen.
Wir sind überzeugt, dass es jetzt auf starke lokale Entscheider und Entscheiderinnen ankommt, selbstbewusst den Schritt in Richtung erneuerbare Energien zu gehen.

Fakt 1:

Laut dem Statistische Bundesamt (Destatis) kam 2022 ein Drittel (33,3 %) des in Deutschland erzeugten und ins Netz eingespeisten Stroms aus Kohlekraftwerken (2021: 30,2 %). Damit nahm die Stromerzeugung aus Kohle gegenüber dem Vorjahr um 8,4 % zu.

Fakt 2:

Der Umstieg auf erneuerbare Energien ist kein bloßer Umweltaktivismus, sondern auch ein kluger wirtschaftlicher Schritt.
Ein Beispiel aus unserem eigenen Portfolio: Unser aktuellster Großkunde wird seine Energiekosten dank einer nach dem SRS Care & Share-Modell von uns bezahlten, erbauten und betriebenen PV-Anlage im Vergleich zu den Strompreisen von 2023 um fast die Hälfte reduzieren – ohne jede Investition von seiner Seite.

Die Zeit für die Energiewende ist jetzt. Unsere lokalen Gemeinschaften, Unternehmen und Organisationen haben die Möglichkeit, führend in dieser Transformation zu sein. Lassen Sie uns gemeinsam den Weg zu einer nachhaltigen und erneuerbaren Energiezukunft gehen.

Die Schweiz steht an einem Wendepunkt ihrer Energiewende. Die zentrale Frage lautet: Wie lassen sich Strom, Wärme, Mobilität und Industrie so miteinander vernetzen, dass erneuerbare Energien effizient genutzt werden, Kosten stabil bleiben und Versorgungssicherheit gewährleistet ist? Die Antwort lautet Sektorkopplung. 

Ein aktuelles Whitepaper zeigt, dass Sektorkopplung nicht nur ein technisches Konzept ist, sondern das Herzstück einer nachhaltigen, resilienten Energiezukunft bildet. Durch die intelligente Verzahnung verschiedener Energiesektoren können Überschüsse aus Solar-, Wind- oder Wasserkraft flexibel genutzt werden – für Heizung, Batteriespeicher oder Elektromobilität. 

Das Whitepaper wurde initiiert von unserer Mutterfirma OE-EN, die in Zusammenarbeit mit den Partnern erstellt und veröffentlich hat. Die SRS hat ebenfalls einen Beitrag zu einem aktuellen Projekt bei einem Industriebetrieb im Schweizer Mittelland geleistet.  

 

Praxisbeispiel: Dyno AG im Berner Mittelland 

Die Dyno AG setzt an ihrem Hauptsitz ein Sektorkopplungskonzept um, um die Energieversorgung nachhaltiger, kosteneffizienter und unabhängiger zu gestalten. Bestehende Anlagen – eine Wärmepumpe und ein kleines Wasserkraftwerk – werden mit einer neuen PV-Dachanlage, einer PV-Fassade für Wintererträge und einem geplanten Batteriespeicher verknüpft. 

Ein Energiemanagementsystem (EMS) steuert elektrische und thermische Flüsse, sodass überschüssige Solar- oder Wasserkraft für Heizung, Batterieladung oder Elektrofahrzeuge genutzt werden kann. Swiss Renewable Solutions unterstützt bei Planung, Finanzierung, Bau und Betrieb der PV- und Batteriesysteme und übernimmt die Vermarktung von Flexibilitäts- und Ausgleichsenergie, um zusätzliche Erträge zu erzielen und die Netzstabilität zu sichern. 

Kennzahlen & Vorteile: 

• PV-Erzeugung: ~600 MWh / Jahr (Dach + Fassade) 

• Wasserkraftproduktion: ~60 MWh / Jahr 

• Strombedarf: ~485 MWh / Jahr 

• Eigenversorgung: aktuell ~30 %, skalierbar auf über70 % mit Batteriespeichern 

• Reduktion der Abhängigkeit von volatilen Energiepreisen 

• Betrieb der bestehenden Wärmepumpe wird auf die erneuerbare, lokale Energieproduktion abgestimmt 

• Vorbereitung des Standorts auf emissionsfreie Mobilität 

Dieses Projekt zeigt eindrucksvoll, wie technische Innovation, ökonomische Effizienz und Nachhaltigkeit Hand in Hand gehen können. 

 

Nationale Perspektive: Chancen, Herausforderungen und Handlungsfelder 

Wir erlauben uns abgesehen von der lokalen Perspektive noch ein paar Gedanken zum Gesamtzusammenhang. Die Schweiz befindet sich in einem grundlegenden Wandel: Das frühere zentralisierte Energiesystem wird abgelöst durch tausende dezentrale Produzenten – Solar- und Windanlagen, Wärmeerzeuger und Speichersysteme, die zusammenarbeiten müssen. Wie bei einer Tinguely-Maschine müssen alle Zahnräder ineinandergreifen, um Effizienz, Stabilität und Innovation zu gewährleisten. Es gibt  

Fünf zentrale Handlungsfelder: 

1. Digitalisierung: Smart Grids, KI und robuste IKT steuern dezentralisierte Erzeugung und Nachfrage. 

1. Regulierung & Innovation: Rahmenbedingungen sollen administrative Hürden abbauen, lokale Energieverbünde fördern und Innovation ermöglichen. 

1. Finanzierung: Langfristige Investitionsstrategien in Kooperation zwischen öffentlichem und privatem Sektor. 

1. Zusammenarbeit: Integration in den europäischen Energiemarkt und Kooperation aller relevanten Akteure. 

1. Ganzheitliche Planung: Kombination etablierter und neuer Technologien, frühzeitige Einbindung aller Beteiligten. 

Durch Sektorkopplung lassen sich Lastspitzen abfangen, CO₂-Emissionen reduzieren und Flexibilität erhöhen. Dynamische Preissignale und innovative Netzentgelte schaffen Anreize, erneuerbare Energie effizient zu nutzen und die Versorgungssicherheit zu stärken. So ermöglichen wir tiefe Netzausbaukosten und damit insgesamt tiefe Energiepreise. 

Die Energiewende ist machbar – wenn wir jetzt handeln. Projekte wie die Dyno AG zeigen, dass technologische Lösungen bereits verfügbar sind und ökonomisch tragfähig umgesetzt werden können. Mit Innovation, Zusammenarbeit und gezielten Investitionen lässt sich ein nachhaltiges, regeneratives Energiesystem für die Schweiz aufbauen, das Kosten senkt, CO₂ reduziert und die Versorgungssicherheit stärkt. 

👉 Das vollständige Whitepaper „Der Schlüssel zu einer erfolgreichen Energiewende in der Schweiz“ können Sie hier lesen:
Download Whitepaper (PDF) 

Partner 

• Bank Julius Bär 

• B-Solartec 

• Kanton Bern 

• Stadt Thun 

• EBP Schweiz AG 

• Everllence 

• Verband der Schweizerischen Gasindustrie VSG (GazEnergie) 

• Green Energy Venture 

• HEIG-VD (Waadt) 

• Hoval 

• HSLU (Luzern) 

• Huawei 

• Planair 

• Romande Energie 

• Société des Forces Électriques de la Goule 

• Swiss Renewable Solutions 

• Tend

Was ist eine LEG?

In lokalen Elektrizitätsgemeinschaften (LEG*) erzeugen Teilnehmende (private Haushalte sowie Unternehmen) Energie, teilen sie untereinander und verbrauchen so viel wie möglich vor Ort.
Im Gegensatz zu ZEV (Zusammenschluss zum Eigenverbrauch) geht eine LEG über Grundstücksgrenzen hinaus.

Vorteile einer LEG:

✅ Grössere Energieunabhängigkeit der Teilnehmenden
✅ Hohe Energieeffizienz
✅ Entlastung des Stromnetzes
✅ Trägt zum Erreichen der Energiewende bei

In der EU wurde die Grundlage für die Förderung von LEG geschaffen, nun sind die einzelnen Mitgliedsstaaten daran, diese umzusetzen. In der Schweiz wurde vor Kurzem mit dem Mantelerlass ein wichtiger Schritt dafür gemacht. Die darin enthaltenen Bestimmungen zum nachbarschaftlichen Stromhandel treten ab 2025 in Kraft.

Die Bezeichnung variiert je nach Land:

Schweiz: Lokale Elektrizitätsgemeinschaften LEG

Deutschland/Österreich: Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften EEG

Mehr Details zur Schweizer Regelung:

Update 24.2.2025 – neue Regelung durch das Stromgesetz

Nach der Annahme des Stromgesetztes im Juni 2024 gibt es nun konkrete Informationen zur Einführung der lokalen Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) in der Schweiz. Ab 1. Januar 2026 können LEG offiziell gegründet werden, es gibt dabei jedoch einige Regelungen zu beachten.

Erfahren Sie mehr über die Teilnahmebedingungen, Netzentgeltrabatte und Struktur einer LEG auf folgender Seite:

Lokale Elektrizitätsgemeinschaften (LEG) in der Schweiz

Wir drosseln Ihre Stromkosten!

Sie möchten für Ihr Unternehmen in Deutschland von Anfang 2024 an mit eigenem Solarstrom versorgen und gleichzeitig den Anstieg der Stromkosten bremsen?

Kein Problem!

Wir planen, bezahlen und bauen schnell und zuverlässig, wie zum Beispiel hier in Strassfurt: Innerhalb von 15 Tagen war das Bauprojekt umgesetzt und das Dach mit 750 kWp ausgestattet.
Im Vergleich zu herkömmlichen PV-Installateuren sorgen wir nicht nur für Planung und Bau der Anlagen, wir übernehmen auch die Bau- und Beschaffungskosten, Inbetriebnahme und den Unterhalt. Während der Vertragsdauer beliefern wir unsere Partner mit Strom zum fix vereinbarten Preis.

Wir freuen uns, wenn wir Sie diesbezüglich beraten dürfen. Buchen ie gerne ein kurzes unverbindliches Beratungsgespräch.

Stoppt den Netzausbau!?

Der Ausbau von erneuerbaren Energien und insbesondere der Solarenergie ist in vollem Gange. Dabei taucht immer wieder die Frage auf, ob und wie das Verteilernetz schnell genug ausgebaut werden kann, um die geplant 5x grössere Menge an Solarenergie aufnehmen und verteilen zu können.
➡ Denn bis 2050 soll die Produktion von Solarenergie in der Schweiz auf 40-50 GW erhöht und über das Stromnetz verteilt werden. Heute werden 8-10 GW von PV-Anlagen ins Netz eingespeist.

Nun kommen Forscher des SWEET EDGE zum Schluss, dass es keinen Sinn macht, grosse Investitionen in den Ausbau der Netzkapazität zu stecken. Die Lösung liege vielmehr in dezentralen Systemen.

Die Netzkapazität so auszubauen, dass der zu Leistungsspitzen erzeugte Strom aufgenommen und verteilt werden kann, sei nicht zielführend. Denn was bringt es, den Strom umzuverteilen, wenn ihn niemand abnehmen will?

➡ Zu Spitzenzeiten der Solarstromproduktion ist auszugehen, dass überall eher ein Leistungsüberhang herrscht und der Strom deshalb nur schwer und zu hohen Kosten verkauft werden kann.

Es mache also vielmehr Sinn, den Energieüberschuss dort, wo er produziert wird, zu speichern (z.B. über Elektromobilität, Wärmepumpen etc.). Durch ein dezentrales Management könne nicht nur das Netz stabilisiert, sondern auch die Energie am (kosten-)effizientesten eingesetzt werden.

➡ Nun gehe es darum, dezentrale Systeme durch konkrete Massnahmen zu fördern, Anreize zu schaffen und Regelungen einzuführen.

Eine spannende Ausgabe mit interessanten Denkanstössen von Christof Bucher, David Joss, Berner Fachhochschule, Sweet Edge, Swiss Federal Office of Energy SFOE.