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Title
Modellierung der Wechselwirkungen des wirtschaftlichen Betriebs von PV-Anlagen und Verteilnetzen bei einem hohen Anteil von lokaler PV-Eigenerzeugung / von Martin Schechtner
Additional Titles
Modeling of interdependences in terms of proftiability for PV systems and distribution grids at the presence of high share of PV generation
AuthorSchechtner, Martin
CensorAuer, Johann
PublishedWien, 2018
DescriptionVI, 42 Blätter : Diagramme
Institutional NoteTechnische Universität Wien, Diplomarbeit, 2018
Annotation
Zusammenfassung in englischer Sprache
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Abweichender Titel nach Übersetzung der Verfasserin/des Verfassers
LanguageGerman
Document typeThesis (Diplom)
Keywords (DE)PV-Eigenerzeugung / Verteilnetz / Wirtschaftlichkeit / Erneuerbare Energie
Keywords (EN)PV-Selfgeneration / Distribution Grid / Profitability / Renewable Energy
URNurn:nbn:at:at-ubtuw:1-114835 Persistent Identifier (URN)
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Modellierung der Wechselwirkungen des wirtschaftlichen Betriebs von PV-Anlagen und Verteilnetzen bei einem hohen Anteil von lokaler PV-Eigenerzeugung [1.06 mb]
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Abstract (German)

Die zunehmende Errichtung von PV-Überschusseinspeiseanlagen stellt für den Verteilnetzbetreiber eine zunehmende Herausforderung dar, während auf gesellschaftlicher und politischer Ebene der Ausbau der Photovoltaik in zunehmender Geschwindigkeit voranschreitet. Durch stark gesunkene Anlagenkosten wird die Errichtung einer PV-Anlage in immer mehr Anwendungsfällen wirtschaftlich. Durch die letzte Änderung des Elektrizitätswirtschaftsund -organisationgesetzes wird die Errichtung und der Betrieb einer gemeinschaftlichen Erzeugungsanlage ermöglicht, wodurch ein weiterer Teil der österreichischen Bevölkerung selbst erzeugten PV-Strom nutzen kann. In dieser Diplomarbeit wurde ein Modell aufgesetzt um die Situation eines PV-Nutzers und eines Verteilnetzbetreibers gleichzeitig zu betrachten. Die PV-Anlagenkosten werden mit einer Annuitätenmethode ermittelt, der wirtschaftliche Nutzen der PV-Anlage wird im Eigenverbrauch und dem Verkauf des Überschussstroms modelliert. In einem ersten Schritt wird die optimale PV-Anlagengröße bzw. der optimale Autarkiegrad für einen Haushaltskunden mit bekanntem Jahresstromverbrauch ermittelt um in einem zweiten Schritt die aus dem Eigenverbrauch resultierende Umsatzeinbuße des Verteilnetzbetreibers zu ermitteln. Die gesunkenen Netznutzungsentgelte stehen quasi unveränderten Kosten des Verteilnetzbetreibers gegenüber. Um den Versorgungsauftrag erfüllen zu können, werden die Netzgebühren im Rahmen der gesetzlichen Möglichkeiten steigen, was wiederum Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage hat. Da der PV-Anlagenbetreiber keine Entscheidungsgewalt über das Netznutzungsentgelt hat, wurde das Modell als Stackelberg Optimierung aufgesetzt mit dem Verteilnetzbetreiber bzw. dem Regulator als Stackelberg Leader und dem PV-Anlagennutzer als Stackelberg-Follower. Die Ergebnisse und die Sensitivitätsanalyse zeigen, dass der wirtschaftliche Betrieb einer PV-Anlage bei der Umsetzung von Netznutzungsentgelte mit 100 % Leistungsanteil bei den getroffenen Annahmen nicht möglich ist und somit den Ausbauzielen im Photovoltaik Bereich entgegen wirkt. Bei einer weiteren Senkung der PV-Errichtungskosten bzw. einem Steigen des Börsenstrompreises wird die Errichtung und der Betrieb einer PV-Anlage über einen größeren Bereich wirtschaftlicher, somit gibt es eine nicht triviale Lösung für den optimalen Autarkiegrad auch bei einem 100 % Leistungsanteil der Netzentgelte. Falls die Erhöhung des Leistungsanteils in den Netzentgelten vom Regulator gewünscht ist, so sollten Änderungen in den Netzgebühren graduell und unter Berücksichtigung der aktuellen Situation am Stromund PV-Markt sowie sozialen, lokalen und energiesparenden Faktoren erfolgen, da ansonsten eine unerwünschte Verlangsamung im PV-Ausbau erfolgen kann.

Abstract (English)

The increasing pace of installations in solar photovoltaic (PV) systems is getting more and more a challenge for the distribution system operator (DSO). At the same time, an increasing share of renewables is desired in politics and society. PV systems are getting cheaper, therefore the installation of a PV system is getting economic feasible in more and more business cases. In Austria, the last change in the law for the electric system and the organization of the electric system (Elektrizitätswirtschaftsund -organisationgesetz) made it possible to share the power output of a solar system amongst local users in a multi-party building. This law is expected to increase the share of local use of solar PV significantly and brings clean energy to more people in Austria. On the other hand, the DSO makes most of its revenue from electricity consumption on an energy basis. The local use of solar energy reduces the annual consumption from the grid and therefore reduces the revenue of the DSO while the costs are basically the same. A model was designed in this master thesis to observe the economic situation of the DSO and the solar power user simultaneously. The costs of the PV system were annualized the benefits from it where modelled from the reduction of grid electricity and the feed-in of excess power. In a first step, the optimal nominal power of the PV system is calculated given the annual energy consumption. In a second step, the revenue loss for the DSO is calculated. The DSO has a natural monopoly, therefore his actions are under strict regulations. If the revenue is not sufficient to handle all costs to serve the wanted grid stability, the grid fees will be increased. The increased grid fees have an influence on the profitability of the PV owner and therefore a potential PV owner will have a different optimal PV nominal power output. As the PV owner has no influence about the grid fees, the model contains a Stackelberg optimization with the DSO as Stackelberg leader and the PV owner as Stackelberg follower. If the grid fees would consist out of 100 % power costs, meaning that there are now savings of the grid fees during the consumption of PV power, there would be no profitability for the PV owner. The biggest impact for profitability are in the size of the PV system, the costs of electricity, the costs for the PV system, the annual and hourly energy consumption, subsidies and the desired interest rate of the investor. Changes in the grid fees should not only consider the situation of the PV owner but should also consider social and energy efficiency aspects as well as the topology of the DSO.

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