Da sind, und waren wir denke ich von Anfang an, einer Meinung. Die Kosten für das Netz sind primär Fixkosten, die unabhängig von den tatsächlich transportierten kWh sind.
Welche wäre das jetzt?
Auch kleine Anlagen sind steuerbar?
Ich meine das Wechselrichter automatisch auf Wegfall des Netzes und starke Abweichungen bei der Spannung reagieren und sich abschalten. Auch kann bei vielen relativ kleinen Anlagen der Netzbetreiber abschalten.
Da hat sich Roterfuchs vielleicht im Eifer des Gefechts etwas verrant.
Die Ausgangslage war meine Behauptung, dass PV-Großanlagen für Überschuss sorgen, die dann Netzbelastend sind, und damit das Argument kommt, dass es PV-Anlagen allgemein (und damit auch kleine private PV-Anlagen) seien. Ferner, dass die privaten PV-Anlagen dann abgeregelt werden oder eben 0ct bekommen würden.
Tom Berger widersprach mir daraufhin mit dem Hinweis, ich würde wilde Verschwörungsmythen konstruieren.
ich verwies daraufhin auf die Aussagen des Fraunhofer-Institutes, die ich in meinem Beitrag damit zitierte, wie negative Strompreise (und damit Netzüberlastungen) einhergehen. Einmal durch mehrere Ursachen unter Anderem (nicht mein Argument) weil kleine PV-Anlagen nicht steuerbar sind UND einige größere Anlagen fehlgesteuert werden.
Wenn man dann überlegt WO sich die kleinen PV-Anlagen befinden, also vermehrt in einer Netzebene, meist an einem Trafo und daher über den Trafo hinaus überhaupt nichts belasten können, komme ich persönlich zu der Konklusion, dass es nicht an den privaten Anlagen liegt, ob nun steuerbar oder nicht. Sondern an Großanlagen.
Wenn das Fraunhofer-Institut sich da vertan haben sollte, steht es jedem frei sich dort zu melden und das mitzuteilen. Für mich klingt das einleuchtend. Nicht weil die meiner Meinung sind, sondern weil kleine Anlagen gar nicht erst steurbar sein müssen, weil sie eben nicht dermaßen netzrelevant sind wie Großanlagen. Deren Einfluss beträgt höchstens bis zum nächsten Trafo oder vielleicht noch bis in die nächste Netzebene, also zur nächstgrößeren Stadt und nicht durch das ganze Land. Ferner ist das mehr oder minder Schwund. Da gibt es nun neue Regelungen zu, auch was ich anprangerte, dass also immer neue Regelungen kommen für kleine Anlagen und damit eine Energiewende gefährdet wird, weil das nunmal kostet. Jede Anlage kostet dann mehr, und immer mehr kann gesteuert werden ohne Einfluss des Besitzers. Aber OHNE Fakten WARUM man das tun MUSS. Wie oben, ich bin deren Meinung, dass die Steuerbarkeit irrelevant ist, weil die gar nicht netzbelasten sind. Während man dennoch Gesetze und Verordnungen macht, die dem widersprechen. Und nun ist die Frage: Warum ist das so?
Das ist keine Verschwörungstheorie, der einzige Grund der mir einfällt ist, weil man das so WILL. Und gar nicht erst die Fragen stellt, die ich stelle.
Und das wird immer undurchsichtig bleiben, weil es gar keine Messeinrichtungen gibt, die das überprüfen könnten. Sondern teilweise einfach nur Schätzwerte sind aus Lastprofilberechnungen. Und Trafoberechnungen. Und Leitungsberechnungen. Ohne Daten. Aber gleichzeitig dann Regelungen finden. Das ist…. wenn nicht undurchsichtig dann dumm. Dummheit kann ich jemandem dort nicht bescheinigen, keiner wäre da wo er heute ist. Also ist das berechnet. Und was könnte DANN der Grund sein?
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Jain, das mir dem natürlichen Monopol stimmt, aber man kann ja trotzdem Preissignale sinnvoll einsetzen, um die Auslastung zu steuern. Das ist im Prinzip auch nicht wirklich neu, die Nachtstrom Tarife gab / gibt es, um die Auslastung sowohl von Leitungen als auch von Grundlast Kraftwerken zu steigern.
Was ich am Preissignal schön finde ist die lokale Entscheidungshoheit. Wenn der Netzbetreiber um 18:00 meine Ladestation abstellt, weiß der nicht, ob ich sie gerade dringend brauche. Das weiß ich viel besser. Wenn Strom um 18:00 teurer ist als um 15:00 oder um 3:00 kann ich flexibel entscheiden, wann ich lade. Mit Batterie / vehicle to grid könnte ich sogar einspeisen.
Preissignale sind Sache der Stromhändler. Da kann es grundsätzlich Wettbewerb und damit Marktwirtschaft geben, und damit kann dann auch die gewünschte Steuerwirkung erzielt werden. Und wo die Steuerwirkung nicht ausreicht, kann der Staat durch Steuern auch noch steuernd einwirken.
Übrigens: schon seit vielen Jahren sind Netzbetreib und Stromerzeugung wirtschaftlich entflochten. Kein Netzbetreiber darf im eigenen Netzu strom verkaufen, und er darf auch nicht an einem Stromhändler in seinem Netz beteiligt sein. Und umgekehrt darf kein Stromhändler Netzbetreiber sein, und darf auch nicht Tochterunternehmen eines Netzbetreibers sein.
Netzausbau betrifft nicht nur das Übertragungsnetz, auch im Verteilnetz entstehen enorme Kosten. Da hat man jetzt bei den schlimmsten Fällen eingegriffen. Es gab ja wirkliche extreme Ausreißer bei den Verteilnetz Entgelten, wo sehr viel lokaler Zubau von Wind und PV auf relativ wenige lokale Verbraucher trifft, die die Netzentgelte zahlen.
Bei PV sieht man besonders leicht, dass Speicher besser sind als Netzausbau. Wir haben über 100 GWp, bei Freifläche ist dabei die Anbindung meist so dimensioniert, dass alles abtransportiert werden kann. Nur: wenn die lokal zu viel produzieren, wird in fast ganz Europa zu viel produziert. Da kann man natürlich trotzdem ausbauen bis zur Kupferplatte und Großspeicher wild über Deutschland verteilen.
Man kann aber auch direkt neben bestehende Anlagen Speicher setzen und dann mit dem gleichen Netz mehr kWh transportieren. Irgendetwas zwischen zwei und drei kWh pro kWp müssten reichen um die 6 kWh Ertrag pro kWp an einem sonnigen Sommertag gleichmäßig über den ganzen Tag zu verteilen. Und schon kann man vier mal so viel PV bauen und immer noch mit dem gleichen Netz auskommen. Auf Deutschland übertragen in grober erster Näherung also 400 GWp, die gingen mit dem heutigen Netzanschluss.
Bei Wind ist das schwerer, aber auch da gilt, wenn man mit Power to Heat und Großwärmepumpe im Norden Wärmespeicher für Hamburg oder Bremen füllt, schlägt man gleich zwei Fliegen mit einer Klappe. Man kommt besser über die Dunkelflaute und man muss nicht für 400 Stunden Überschuss aus dem Norden Leitungen Richtung Süden bauen, die bei 100 Euro pro kW und Jahr dann 25 Cent pro kWh kosten.
Netzbetreiber dürfen und müssen inzwischen sogar flexible Netzentgelte anbieten.
Mein Netzbetreiber Westnetz hat die drei folgenden Preisstufen:
0-6 Uhr 1 Cent Netto
6-15 Uhr und 20-24 Uhr 9,98 Cent Netto
15-20 Uhr 14,92 Cent Netto
Ist leider für mich total unattraktiv, weil man da einen steuerbaren Verbraucher haben muss und ich Westnetz Null Komma Nada vertraue.
(Fast das schlechtest bewertete Unternehmen überhaupt, vermutlich der am schlechtesten bewertete Netzbetreiber Deutschlands)
Ähhh - es ist beides nötig, und zwar in der zeitlichen Reihenfolge: erst Netzausbau, dann Speicher. Und der Grund für diese Reihenfolge ist ganz einfach ökonomisch: Netzausbau ist weitaus preisgünstiger und effektiver.
Man muss sich ja auch immer vor Augen halten, dass wir PV- und Windstrom benötigen, und dass es dabei ein optimales Verhältnis gibt. Aktuell haben wir tatsächlich die den meisten Leuten nicht bekannte Situation, dass wir im Winterhalbjahr mehr EE-Strom ernten als im Sommer. Und dieses Verhältnis müssen wir auch beibehalten, denn im Winter brauchen wir schon heute mehr Strom als im Sommer, und dieses Verhältnis wird sich noch ausweiten.
Naja, “Power to Heat” ohne Wärmepumpen wäre extrem kontraproduktiv, und der Windstrom fehlt dann in den Fabriken Süddeutschlands. Ein großer Teil des Windstroms und insbesondere der mit vielen Jahresvolllaststunden geleistete stammt nun mal aus Offshore-Anlagen. Diese stellen das Rückgrat der Energiewende dar.
Danke, das wusste ich bisher gar nicht.
Alle Netzbetreiber werden - weil sie ein natürliches Monopol wirtschaftlich auswerten - von der Regulierungsbehörde engmaschig überwacht. Alle Preise müssen von der Regulierungsbehörde genehmigt werden, und dabei wird auch ein angemessener, also nicht überhöhter Gewinn zugestanden.
Wenn Du Westnetz misstraust, dann also auch der Regulierungsbehörde.
Richtig, aber nur wenn es vorher einen guten Plan gibt, wo die Speicher stehen sollen. Daran fehlt es aber. Es herrscht Chaos.
Die tut ja durchaus etwas, könnte halt etwas schneller sein.
Naja, das wird der Markt richten. Der Staat muss nur für faire Marktbedingungen sorgen. Im Moment gibt es immer noch völlig unsinnige Regeln bzgl Speicherstrom, beispielsweise weil dafür doppelte Netzdurchleitungsgebühren bezahlt werden müssen.
Das war so, ist es aber nicht mehr. Bei den Netzen ist es in den letzten Jahren zu erheblichen Kostensteigerungen gekommen, die Preise von Batteriespeichern dagegen sind enorm gefallen.
Dazu kommt, dass Netzausbau eine Grenze hat. Wenn überall in Nord-West Europa zu viel Strom da ist, hilft die Kupferplatte gar nichts. Da hilft nur nutzen, speichern oder abregeln. Und der Wert abgeregelten Stroms ist Null.
So ein Heizstab kostet fast nichts pro kW, ein Elektrolyseur ein kleines Vermögen. Von daher ist es ok, wenn man den Heizstab nur 100 Stunden im Jahr nutzt. Beim Elektrolyseur braucht man vorzugsweise über 50% Auslastung. Tatsächlich gebaute stehen häufig neben einem Laufwasser Kraftwerk oder einer Müllverbrennungsanlage und laufen mit 100% Auslastung.
Bis vor gar nicht allzu langer Zeit bin ich auch von einem Verhältnis Wind zu PV von 2 zu 1 oder zumindest 60/40 ausgegangen als mögliches Optimum. Inzwischen habe ich das korrigiert und gehe jetzt davon aus, dass selbst in Deutschland PV den Löwenanteil der Produktion in einem Kosten optimierten System aufbringen sollte, inzwischen schätze ich persönlich das Optimum bei etwa 900 TWh PV zu 240 TWh Wind.
Der Heizstab wird aber nur dann aufgeheit, wenn man gar keine Wärme braucht.
Nein, der Netzausbau ist auch trotz der gestiegenen Kosten und der extrem teuren Erdverkabelung um etliche Größenordnungen billiger als der Speicherausbau selbst bei den gesunkenen Preisen. Wie viel Strom willst Du denn speichern, wenn im Norden gerade ein Tiefdruckgebiet durchläuft? So viel Speicher kannst Du nicht bezahlen, und selbst wenn Du das könntest, dann könntest Du nur einen winzigen Teil des Stromertrags speichern, und dann würden diese großen Speicher nur an wenigen Tagen im jahr wirklich genutzt.
Die Kosten für Speicherstrom korrelieren direkt mit der Umschlaghäufigkeit der Speicherkapazität, und das sollten für eine halbwegs tragbare Kostendeckung mindestens 1 Speicherdurchlauf alle 2 Tage sein. Du hättest aber bestenfalls einen Speicherdurchlauf einmal pro Monat, und damit 15 mal höhere Kosten für Speicherstrom.
Und Dein Verhältnis von PV zu Windertrag halte ich auch für ziemlich daneben. Für 900 TWh Solarertrag hast Du ca 900 GWp Solarleistung installiert. Damit kriegst Du im Sommer bis ca 5 TWh Solarstrom pro Tag, im Winter aber meistens fast gar keinen.
Wie willst Du den Stromverbrauch im Winter decken? Von Deinen planmäßigen 240 TWh Windstromertrag haben wir mit 136 TWh im Jahr 2024 ja schon fast 60% erreicht. Damit decken wir aktuell etwa 30% des heutigen Jahresstromverbrauchs, und nur einen viel kleineren Teil im Winter. Und wie Du weißt, müssen wir weitaus mehr Strom erzeugen als heute, um Wärmepumpen und Elektroautos betreiben zu können.
https://www.vantaanenergia.fi/en/about-us/projects/varanto-the-cavern-thermal-energy-storage/
Wärme kann man saisonal mit minimalen Verlusten speichern, zumindest gilt das für größere Speicher. Der Speicher in Finnland fasst 90 Millionen kWh und kostet 200 Millionen Euro, also etwas über 2 Euro pro gespeicherter kWh.
Bei Wind muss man gar nicht saisonal speichern, da reicht es wenn die Großwärmepumpe in einer Phase mit viel Wind und dann häufig milden Temperaturen für wenige Wochen speichert.
Die Phasen hoher Netzbelastung sind im Moment noch wirklich kurz. Das kannst du bei Agora Energiewende sehen. Gehe da auf Agora Meter und wähle Modell lokal. Da wird dann in stündlicher Auflösung auch die Auslastung zwischen Hauptknoten des Übertragungsnetzes gezeigt. Innerhalb Deutschlands wirst du da große Mühe haben, Leitungen zu finden, die viel länger als eine einzelne Stunde am Stück bei 100% sind. Die einzigen Leitungen mit sehr langer Auslastung von 100%, die ich in der Darstellung sehe, sind internationale Leitungen.
In meinem Szenario nehme ich folgende Werte für das dunkle Halbjahr:
240 TWh Normal-Strom
75 TWh Verkehr (etwas unter der Hälfte, hier drückt der Preis und das schlechte Wetter zusammen Freizeitfahrten nach unten, was den höheren Winterverbrauch leicht überkompensiert)
130 TWh Niedertemperatur Wärme
126 TWh Hochtemperatur Wärme
Summe 571 TWh
Davon ziehe ich ab:
25 TWh für Wärmespeicher und etwas Produktion, die sehr Energieintensiv und minimal Personal intensiv ist im Winter stillegen / Wartungsarbeiten in den Winter legen.
100 TWh Importe (50 aus Nord, 50 aus Südeuropa)
50 TWh Biomasse
9 TWh Wasserkraft
Es müssen im dunklen Halbjahr 387 TWh aus Wind und PV kommen.
Im hellen Halbjahr wären es:
240 TWh Normal-Strom
80 TWh Verkehr
28 TWh Niedertemperatur Wärme (besonders viel zwischen 21.3 und 1.5.)
126 TWh Hochtemperatur
216 TWh Wasserstoff
Summe 690 TWh
Dazu addiere ich:
50 TWh Exporte Richtung Süden
25 TWh in saisonale Wärmespeicher / Verschiebung in den Winter von Wartungsarbeiten und damit höherer Sommerbedarf
Und subtrahiere 9 TWh Wasserkraft
Gibt 756 TWh für PV und Wind im hellen Halbjahr
Daraus lässt sich der Mix PV zu Wind errechnen, wenn man bei Wind etwa 2/3 im dunklen Halbjahr hat und bei PV etwa 3/4 im hellen Halbjahr.
PV und Wind zusammen sind im ganzen Jahr 1143 TWh
Das kommt etwa hin mit 240 TWh Wind zu 903 TWh PV.
Das lässt sich umrechnen in Kapazitäten, grob
950 GWp PV bei etwas weniger als 10% Kapazitätsfaktor
90 GW Onshore Wind mit etwa 20% Kapazitätsfaktor, etwa 160 TWh
23 GW Offshore mit etwa 40% Kapazitätsfaktor, etwa 80 TWh
Dazu noch 18 TWh aus Wasser und 50 aus Brennstoff/Biomasse/Wasserstoff und 50 netto Importe von primär Windstrom im Winter von Nordsee Anrainern.
Die Annahmen hinter den einzelnen Zahlen sind etwas viel Stoff für den Post hier, gehe aber gerne drauf ein bei Rückfragen.
Wo sind unsere akuten Probleme (nächste 5 Jahre)?
Da werden wir erstmal nicht viel Verbrauch dazu bekommen. Akut drücken hohe Strompreise für Verbraucher und Industrie, der Redispatch Bedarf und kurzfristig sehr volatile Preise. Guck dir allein die letzten drei Tage an, extreme Spitzen morgens und abends. Dafür heute und am Sonntag mittags extrem niedrige Preise (am Sonntag unter Null).
Davon ist nur Redispatch etwas, was man mit mehr, schnellerem Netzausbau angehen kann und das Problem ist vor allem der einheitlichen deutschen Preiszone zuzuschreiben.
Für die extremen Preise in den Abend und Morgenstunden der letzten Tage und für die Preise in der Nähe von Null heute Mittag und unter Null Sonntag Mittag hilft Netzausbau überhaupt nicht. Da helfen nur Batteriespeicher und die kann man im Prinzip sehr schnell zubauen.
Und mit den richtigen Signalen dann auch nutzen, um die bisher doch sehr kurzfristigen Überlastungen im Übertragungsnetz zu beseitigen, wenn das die beste Lösung ist (vielfach ist das einfach ein Artefakt der Marktgestaltung, Kraftwerke und Importe/Exporte werden marktgesteuert und dann muss der Netzbetreiber nach korrigieren mit Redispatch).
Für neue Erzeugung und neue Großspeicher ist das Übertragungsnetz erstmal nicht so kritisch. Primär brauchen die einen Anschluss durch den Netzbetreiber, sprich wenn es da hakt, stoppt der Zubau.
Die Lösung hier ist aber nicht Netzausbau im Verteilnetz als Fass ohne Boden mit enormen Kosten, um Freifläche PV oder Wind irgendwo im Nirgendwo ans Netz zu bekommen (umgelegt auf Verbrauch und nicht die verursachende neue Erzeugung). Man muss Anreize schaffen, die Projekte mit niedrigen Netzkosten belohnt, also das Windrad neben bestehenden Leitungen/Verbrauchern, die Freiflächen PV mit großer Batterie, der Windpark, bei dem ein Rechenzentrum / ein Ladepark / eine Großwärmepumpe mit Speicher zugebaut werden und der dann ordentlich Repowering abkann mit bestehendem Netzanschluss.
Netzausbau wie heute macht uns die Energiewende kaputt. Das sind einfach untragbar hohe Kosten, die die Akzeptanz und den Wirtschaftsstandort gefährden.
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Ja, das ist völlig richtig. Aber was willst Du mit so viel Wärme? Wieder zurückverstromen? Das geht nur mit sehr hohen Verlusten.
Phasen hoher Netzlast werden immer nur sehr kurz sein. Solche Spitzen fängt man mit Kurzzeitspeichern ab. Aber Strom aus Kurzzeitspeichern spielt in unserer Rechnung keine Rolle, weil der ja mit EE erst mal erzeugt werden muss. Wir rechnen also nur den Bedarf an EE-Stromerzeugung.
Wie kommst Du auf diesen extrem niedrigen Wert? Wir verbrauchen heute ca 500 TWh Strom p.a., und unser Stromverbrauch in einem zukünftigen 100%-EE-Netz wird auf 800 bis 1.000 TWh pro Jahr geschätzt, und davon entfällt der größere Teil auf den Winter. Rechnen wir mal mit nur 800 TWh Jahresverbrauch.
Dein Ansatz ist ziemlich willkürlich aufgeteilt. Ich würde da grundsätzlich anders als Du herangehen. Erstens haben wir kein dunkles Winterhalbjahr, sondern haben nur einen dunklen Kernwinter von 4 Monaten. In diesem Kernwinter kann der PV-Ertrag ganz grob mit Null angesetzt werden. 20% des Stromverbrauchs decken wir über regelbare EE, die nach heutigem Stand der Technik nicht nennenswert weiteres Potential hergibt (es gibt neue Entwicklungen bei der Geothermie, da könnte sich vielleicht doch was ändern. Aber mit “vielleicht” wollen wir hier mal nicht rechnen). Das bedeutet, dass 80% des Stromverbrauchs in den Wintermonaten aus Windkraft gedeckt werden muss.
Der Stromverbrauch in den 4 Wintermonaten kann grob mit ca 75 TWh/Monat abgeschätzt werden. Gut 7 TWh/Monat liefern die regelbaren EE-Anlagen. Windkraft muss im Winter also um die 68 TWh/Monat liefern, bzw gut 270 TWh über die 4 Wintermonate
Die Windkraftanlagen stehen im Sommer aber nicht still. Anlagen, die in den 4 Wintermonaten 270 TWh liefern können, produzieren auch in den 8 hellen Monaten guten Strom, und zwar so an die 400 TWh. Windkraft muss in einem 100%-Stromszenario also 670 TWh pro Jahr produzieren.
Damit bleibt der PV nur noch eine Lücke von 130 TWh, die sie in den 8 hellen Monaten liefern muss.
Das Verhältnis zwischen Wind- und Solarstromertrag in einem 100%-EE-Stromszenario sieht also ganz grob so aus:
670 TWh p.a. Windstrom
130 TWh p.a. Solarstrom
Um das System halbwegs stabil zu gestalten, brauchen wir aber erhebliche Redundanz. IMO sollten das mindestens zusätzliche 30% sein. In diesem Zuschlag verstecken sich dann die groben Abschätzungen meiner Kalkulation, wie beispielsweise der PV-Nullertrag binnen der 4 Wintermonate.
Im „Kernwinter“ gibt es aber genug Tage an den es eine Überproduktion an Strom aus Windenergie gibt die man zwischenspeichern könnte.
Nach Paragraf 118 EnWG könnte ich die sogar speichern und zeitverzögert wieder Rückspeisen. Aber solang ich meinen bestehende Anlage hierfür nicht nutzen kann und eine komplette abgetrennte Anlage für Paragraf 118 errichten muss, werden wir immer zur Verfügung stehende Ressourcen verschenken.
Darf ich das mal grob zusammenfassen? Wir haben kein Netzüberlastungsproblem mit privaten PV-Anlagen sondern nur ein Problem mit großen gewerblichen PV-Anlagen. Ferner müssen wir auch nicht den Fokus auf kleine PV-Anlagen legen weil diese das Netz gar nicht belasten, sondern nur zusätzlich zu Großanlagen belasten wenn sowieso schon ein strukturelles, regionaler Netzengpass vorhanden ist.
Es könnten also weiterhin die Bürger ihre PV aufs Dach setzen, damit bis zum Trafo entlasten und das mit viel vereinfachteren Regeln als mit mehr Regelungen, mehr Steuerungen und lokalen Netzumbauten, weil das dort ansich überhaupt kein Problem ist.
Exakt das, was ich die ganze Zeit schreibe.
Während es eben an Speichern (1h wie ein Kondensator um kleine Schwankungen auszugleichen, 24h um Peak-Shaving zu erreichen und damit die Tagesschwankungen auszugleichen und 180d Speicher also Saisonalspeicher um den Winter auszugleichen) fehlt. Die 1h und die 24h kann auch von privaten PV-Anlagen mit einem Speicher geglättet werden, im Idealfall auch für Wintermonate ausgelegt. Alles darüber sind Großspeicher.
Ja, braucht man ja auch. Allerdings wird man eher nie die bis zu zwei Wochen dauernden Dunkelflauten mit Strom aus Speichern überbrücken. Vielmehr wird man die heute etwa 10 GW regelbare EE durch zusätzliche Biomasse- und Biogaskraftwerke ausweiten, und diese dann in niedrigen Teilllastbetrieb zur Deckung dieser Dunkelflauten nutzen.
Nochmals: Kurzzeitspeicher müssen ihre Kapazität regelmäßig binnen relativ kurzer Zeit umschlagen, um wirtschaftlich sein zu können. Langzeitspeicher haben extrem schlechte Wirkungsgrade und sind deshalb eher nur eine in extremen Notfällen genutzte Möglichkeit.
Wie kommst Du dennzu dieser abenteuerlichen Aussage? Welchen Unterschied hat denn der Strom aus vielen kleinen PV-Anlagen gegenüber dem aus wenigen großen Anlagen?
Wenn es Überlast gibt, dann gilt das für das Stromnetz, und nicht für einzelne Erzeugungsarten. Wenn es zu viel Strom im Netz gibt gibt, dann muss alternativlos entweder zusätzliche Last erzeugt werden (binnen Sekunden, was eher schwer machbar ist), oder es muss abgeregelt werden. Und beim Abregeln geht man eigentlich sinnvoll so vor, dass man die Erzeuger, die den teursten Strom erzeugen, am ehesten vom Netz nimmt. Strom aus privaten kleinen Anlagen wird fast doppelt so teuer vergütet wie der aus Großanlagen.
Dass zuerst kleine private Anlagen abgeregelt werden, wäre auch aus anderen Gründen bestens vertretbar: diese Anlagen amortisieren sich nämlich hauptsächlich über den Eigenverbrauch, und der Wegfall der Vergütung für wenige Minuten ändert nichts an deren Wirtschaftlichkeit. Das ist bei Großanlagen anders.
Wir müssen die EE-Erzeugung noch drastisch weiter ausbauen, und wir werden deshalb immer öfter Überlastsituationen haben, und da wird abgeregelt werden müssen. Abregelungsmöglichkeiten müssen laut Gesetz vorhanden sein, und die sind auch bei kleinen Anlagen kein technisches Problem.
Sowas werden wir nach Möglichkeit nie bauen. Viel, viel zu teuer! Und unnötig. Wir haben im Winter sogar mehr EE-Ertrag als im Sommer. Da müssten wir eher vom WInter in den Sommer speichern.
Es ist immer um Größenordnungen billiger, den Strom direkt zu verbrauchen, als ihn zu speichern. Und wir benötigen für andere, nicht elektrifizierbare Energiebereiche jedes Quentchen P2Gu nd P2L, das wir nur kriegen können. Und davon wollen wir wg des schlechten Wirkungsgrads nicht mehr erzeugen als wir unbedingt brauchen.
Das Fraunhofer Instuitut hat dutzende Szenarien durchgerechnet mit verschiedensten Konstellationen. Langzeitspeicherung von Strom ist den meisten dieser Szenarien nicht nötig.