Die Auswirkung unterschiedlicher Netzintegrationsvarianten auf die Netztarife und Wirtschaftlichkeit dezentraler Stromerzeugungsanlagen

Abstract

Die Ihnen vorliegende Arbeit untersucht die Auswirkung unterschiedlicher Netzintegrations-varianten auf die Wirtschaftlichkeit dezentraler Stromerzeugungsanlagen (DG). Weiters werden die resultierenden Netztarife untersucht, die zu Zustande kämen, falls eine Vielzahl an DG Anlagen in einem Verteilnetzabschnitt zu integrieren sind. In diesem Zusammenhang wurde eine Verbraucherstruktur unter Anwendung standardisierter Lastprofile, basierend auf realen Stromverbrauchsdaten in Österreich zusammengestellt. Die Energiebereitstellung erfolgt mit drei unterschiedlichen Erzeugungstechnologien. Mittels Variation des mittleren Erzeugungsniveaus in Abhängigkeit zum mittleren Stromverbrauchswert (mVerbrauch =1.301 kW/(1/4h)) wurden drei Versorgungsvarianten definiert. Die Versorgungsvarianten wurden dabei in geringen, ausgeglichenen und hohen energetischen Deckungsgrad unterteilt. Der geringe energetische Deckungsgrad zeichnet sich mit einem mittleren Erzeugungsniveau von rund 877 kW/(1/4h) aus, und ist in der Lage 56,09 % des Gesamtverbrauchs abzudecken. Die Versorgungssituation "ausgeglichener energetischer Deckungsgrad" mit einem mittleren Erzeugungsniveau von ca. 1.286 kW/(1/4h) deckt 77,44 % des Verbrauchs ab. Der hohe energetische Deckungsgrad kann trotz der Steigerung des mittleren Erzeugungsniveaus um 31,88 % im Vergleich nur 76,82 % des Gesamtverbrauchs abdecken. Der Grund dafür liegt in einer geringeren Anzahl an Biogasanlagen bei gleichzeitiger Konzentration auf Windkraftanlagen. Zur Analyse unterschiedlicher Varianten der Netzintegration wird zwischen einem Leitungsbau, einer koordinierten Spannungsregelung oder einem Längsreglereinsatz unterschieden. Die vorgenommene wirtschaftliche Auswertung bezieht sich einerseits auf die Auswirkung der erwähnten Netzintegrationsmethoden auf die Stromgestehungskosten der DG- Anlagen und andererseits auf resultierende Netztarife, die aufgrund der DG Integration zustande kämen.<br />Die zusätzlichen energiebezogenen Netztarife für geringen, ausgeglichenen und hohen energetischen Deckungsgrad liegen bei der Integrationsmethode "Leitungsbau" bei rund 0,46 cEUR/kWh, 1,14 cEUR/kWh bzw.<br />1,81 cEUR/kWh. Die Integrationsmethode "Koordinierte Spannungsregelung" führt bei geringem, ausgeglichenem und hohem energetischen Deckungsgrad zu zusätzlichen Netztarifen von rund 0,13 cEUR/kWh, 0,34 cEUR/kWh und 0,54 cEUR/kWh. Im Vergleich dazu beschreibt der Längsreglereinsatz die kostengünstigste Variante bei rund 0,04 cEUR/kWh, 0,09 cEUR/kWh und 0,18 cEUR/kWh. Werden die Netzerweiterungskosten jedoch von den DG-Anlagen getragen, so betragen die mittleren (Mittelwert errechnet aus den 3 Netzintegrationsvarianten) Stromgestehungskosten bei einer 500 kWel Biogasanlage rund 17,38 cEUR/kWh (Steigerung um 1,62 %), für eine 100 kWp PV- Anlage in etwa 37,57 cEUR/kWh (Steigerung um 2,08 %) und bei einer 2 MW Windkraftanlage rund 4,39 cEUR/kWh (Steigerung um 12,65 %). Daher ist lediglich für die Windkraftanlage zu derzeitigen Marktpreisen ein wirtschaftlicher Betrieb ohne zusätzliche Subventionen möglich.<br />

This work investigates the effect of various network integration variants on the economics of distributed power generation systems.<br />Furthermore, the resulting network tariffs will be investigated, if a large number of DG plants are integrated in a distribution grid. In this context a consumer structure is collected by using standardized load profiles, based on real power data in Austria. The energy supply is made with three different production technologies. Using variation of the average production levels in relation to the average electricity consumption value (mConsumption =1,301 kW/(1/4h)) three supply variants were defined. The supply variants were subdivided in small, balanced and high energy coverage. The low-energy coverage is characterized with an average production level of around 877 kW/(1/4h), and is capable to cover 56.09% of total consumption. The supply situation "balanced energetic coverage ", with an average production level of around 1,286 kW/(1/4h), can cover 77.44 % of consumption. The high-energy coverage, despite the increase in production levels by mid 31.88%, can cover only 76.82 % of total consumption. The reason lies in a lower number of biogas plants, while focusing on wind energy.<br />Analysis of different versions of network integration will be differed between line engineering, Coordinate Voltage control or a decoupling solution. The above economic analysis refers on the impact of the mentioned network integration methods on the electricity generation costs of DG- Plants and otherwise on grid tariffs, which will become necessary due to DG- Integration.<br />The extra based energy tariffs for low, balanced and high energy coverage lie in the integration method "line engineering" at around 0.46 cEUR/kWh, 1.14 cEUR/kWh and 1.81 cEUR/kWh.<br />The integration method " Coordinate Voltage controls" leads at a low, balanced and highly energetic coverage to additional tariffs of around 0.13 cEUR/kWh, 0.34 cEUR/kWh and 0.54 cEUR/kWh. In comparison, the decoupling solution describes the cheapest option at around 0.04 cEUR/kWh, 0.09 cEUR/kWh and 0.18 cEUR/kWh.<br />If the network expansion costs are to be born by DG- plants, the average (average calculated from the 3 network integration variants) electricity generation costs at a 500 kWel biogas plant are around 17.38 cEUR/kWh (increase of 1.62 %), for a 100 kWp PV- Plant approximately 37.57 cEUR/kWh (increase of 2.08 %) and for a 2 MW wind turbine around 4.39 cEUR/kWh (increase of 12.65 %). So an economic operation without additional subsidies is only possible for the wind turbine at current market prices.<br />