Hallo diesonnelacht,
smartgrid: sehe ich 100% genauso. Ich bin kenne persönlich einen Softwareentwickler aus den USA gut, der seit 20Jahren netzsteuerung designt. Jetzt heisst das eben smartgrid und wandert schrittweise immer mehr in die unteren Spannungsebenen hinein. Aber neu ist garnicht, nur die Anzahl der Meß- und Steuerstellen wird größer was ja aber mit schnelleren Rechner kein Problem ist. Projekt IRENE in Wiltpoltsried ist ein Beispiel, wo die PV-Wechselrichter vom Smartgrid gesteuert werden und die Biogasanlagen usw...

Vom Ende her denken - absolut sinnvoll. Ob 100% Erneuerbare sinnvoll und berechenbar sind und was in 2040 sein wird, da habe ich allerdings Zweifel. Ich würde mal lieber 80% im Jahr 2025 ansetzen, ein Zeithorizont der mir halbwegs berechenbar erscheint. Lieber für heute und morgen planen und handeln als von überübermorgen nur träumen. Ok, träumen ist auch ok ist aber eben träumen...

Ob die Politik bei der Preisbildung eine Rolle spielen sollte in der Zukunft - ich würde mir wünschen das es nicht mehr so sein wird (Regulierung ja, Preisfestlegung nein).
Wichtig wäre vor allem der diskriminierungsfreie Netzzugang für alle Marktteilnehmer gleich (egal ob groß oder klein). Alle müssen gleich abregeln wenn zuviel Strom da ist zum Beispiel, egal ob Wind oder PV. Das Problem wird (hoffentlich) oft sein, dass wir (scheinbar) zu viel Strom haben, oder (200GW PV und 100GW Wind)?
Eine Börse kann bei Grenzkosten null nicht wirklich funktionieren, aber wie gehts dann?

Danke, @ diesonnelacht, @OSE, @Henning_PV und die anderen hier und im 'Fallende Preise'- Thread für das Feedback zur "Speicherförderung" via über die Zeit absinkender Obergrenzen für den vergüteten PV-Strom.

Ja, der Vorschlag kann einfacher formuliert werden, z.B. als 80-60-40, und das unverändert für alle während der nächsten Jahre in Betrieb gehenden PV-Anlagen, also
* Während des 1. bis 6. Jahres werden max. 80% des erzeugten Stroms vergütet.
* Während des 7. bis 12. Jahres werden max. 60% des erzeugten Stroms vergütet.
* Während des 13. bis 18. Jahres werden max. 40% des erzeugten Stroms vergütet.

Vielleicht auch nur 2-stufig und evtl. auf einen kürzeren Gesamtzeitraum bezogen. Wichtig erscheint mir, dass - z.B. mit so einer Regelung - im Rahmen eines EEG 2.0 folgendes erreicht wird:

1) ein klares Signal an die Specherhersteller, dass auch bei der Speicherung dezentrale Strukturen gewünscht sind und in Zukunft die entsprechende Nachfrage nach "Zu-Hause-Speichern" kommen wird. Ab ca. 40% bis 60% EE-Anteil bei der Stromerzeugung werden wohl nennenswert mehr Speicher als heute sinnvoll sein (um Abregeln von EE-Strom im großen Stil zu vermeiden). Nur ein dezentrales Stromversorgungskonzept mit sehr viel vor-Ort-Erzeugung und vor-Ort-Speicherung bietet den Vorteil extrem geringer Netznutzung/Leitungsverluste. Sofern nur eines von beiden realisiert wird, schwindet dieser Vorteil - zumindest teilweise.
Warum aber sollte PV ihren Vorteil 'Dezentralität' nicht voll ausspielen?
Eine EE-Stromversorgung mit möglichst geringer Nutzung oligopolistisch (konv. Kraftwerke) bzw. quasi-staatlich (Stromnetze) verwalteter Infrastruktur halte ich für ideal. Und ein erheblicher Teil der Bevölkerung wohl ebenfalls - aber nur insoweit, wie es von den Kosten her akzeptabel erscheint. Das ist auf der Erzeugungsseite mit PV und Wind-onshore schon heute (fast) der Fall - es müssen 'nur' noch die kostengünstigen dezentralen Speicher hinzukommen, um das zweite o.g. zentrale Element (Netze) zumindest nicht weiter ausbauen zu müssen oder sogar teilweise überflüssig werden zu lassen.
Anders formuliert: möglichst wenig Oligopol bzw. Staat bei der Stromversorgung. (so ein Satz könnte doch eigentlich auch im Parteiprogramm der FDP stehen, oder? ... )

2) Medienpräsenz zum Thema Speicher werden in den nächsten Jahren voraussichtlich deutlich billiger (was ich für sehr wahrscheinlich halte, d.h. das 'Risiko' für den PV-Investor, dass dies nicht eintritt, ist m.E. recht gering) und damit die klare Aussage 'viel Eigenverbrauch wird sich immer mehr lohnen'. Dass Medienpräsenz wichtig ist, sieht man bei der jährlichen 'Glühbirnenverbotsrunde' jeweils zum 1. Sep.: würde nicht jeweils in der 2. Augusthälfte darüber berichtet, gäbe es weniger Menschen, die nachrechnen, ob sich LEDs / ESL statt Glühbirnen überhaupt lohnen.

Gruß, hpt

So schön auch viele dezentrale Speicher sind, es wird dennoch Probleme geben bei einer 100 % Bedarfsdeckung durch EE über das ganz Jahr gesehen. Theoretisch müssten die Speicher im Winter die schwächelnden PV-Erträge bei länger anhaltender Windflaute überbrücken können. Da fällt die regionale Erzeugung auch dem regionalen Wetter zum Opfer.

Daher ist auf jeden Fall zu überlegen, wieviel nötige konventionelle Erzeugung ist in diesem Gebiet noch vorhanden?
Wie hoch sind die Leitungskapazitäten zu anderen Regionen, die besseres Energiewetter haben?
Wie groß ist die gesamte Speicherkapazität in der Region.

Letztendlich ist es ein Planspiel, was mit den unterschiedlichsten Parameter in jeder Energieregion durchgespielt werden müsste.
Es gibt einzelne energieautarke Gemeinden, es gibt größere Regionen, die jetzt schon 80 % Erneuerbare Energien im Strommix haben (Süden von Sachsen Anhalt), da gäbe es schon viele Ansatzpunkte um das auf andere Gebiete zu übertragen und hoch zu skalieren.
Das wäre eigentlich eine Aufgabe für das Wirtschafts- bzw. Umweltministerium beim Bund und in den Ländern. Aber da hört man ja nur Bedenken, über den zu schnellen Ausbau der Erneuerbaren.

Mit sonnigen Grüßen
Peter

Zu den Speichern hier nochmal die VDE-Speicherstrudie:
http://www.vde.com/de/Verband/Pressecen ... andout.pdf

Von 80% auf 100% geht's mit einem Mix aus EE-Methan und Biomassespeicherung (im Sommer gehamstert).

Mich würde übrigens mal interessieren, wann man das für Ostdeutschland schon darstellen könnte (50Hz-Transmission-Netz, mit PSKW Goldisthal, ggf. noch Austausch mit Schweden bzw. DK, ggf. auch erstmal "nur" ohne Braunkohle). Führt aber vom Thema weg.


Zum Thema EEG gibt es noch den Vorschlag von GPJoulde:
http://www.gp-joule.de/eeg2042/
12ct/Wp fix zu verlangen ist natürlich extrem dreist von einem Freifläche-Projektierer und sicherlich der Weiterentwicklung kaum förderlich.
Aber die Idee, 30 Jahre zuverlässige Lieferung zu "erzwingen", die hat was.

Hinweis: In der VDE Studie steht EE. EE ist nicht nach Wind und Sonne aufgeschlüsselt.
Die Basis der VDE Studie ist soweit ich das erkennen kann
- PV Ausbaus bis ca 55GWpeak
- Wind mit hoher Vollaststundenzahl (die "neuen Anlagen mit hohem Turm, großen Rotor und kleinem Generator") ca 120GW

Die Aufteilung der EE habe ich mir jetzt "reverse engineering maessig" ausgrechnet. Kann sein, dass ich falsch liege. Wenn man die VDE Aufschlüsselung der EE irgendwo nachlesen kann oder ihr auf andere Zahlen kommt, dann sagt es mir bitte. Ich finde es übrigens seltsam, dass das nicht in der veröffentlichten Version drin steht, da ja z.B. die koventionellen auch haarklein aufgeschlüsselt sind....

Das Gute an der VDE-Studie ist m.M., dass die sich überhaupt damit befassen. Ob dann 7% Abregelung, weil relativ viel Windleistung dabei ist, oder 0% oder 10% bei mehr PV, ist ja erstmal fast egal. Ist ja auch nur ein "Handout" und um die Konventionellen aufzuschlüsseln braucht man weit weniger Phantasie.

Das führt aber auf die Frage, ob man den Mix planen und steuern oder wachsen lassen sollte. Bei uns soll es ja irgendwann der Markt richten und, klar, da haben wir erstmal einen ersten Deckel bei 52 GWp.

Planwirtschaft, vielleicht sogar als Quotenmodell, oder "laufen lassen"?

PeterQ hat geschrieben:Es gibt einzelne energieautarke Gemeinden, ...

Schau dir diese Gemeinden mal genauer an. Gewöhnlich wird dort das 4!! fache an benötigter Leistung installiert. Und meist trotzdem eine Rechnerische Betrachtung 1x PV, 2x Wind und 1x Biomasse/Holzschnitzel ...

Die Wirtschaftlichkeit kommt eigentlich immer aus dem Stromverkauf nach ausserhalb.

hpt hat geschrieben:was haltet ihr von folgender Idee]: [es] gilt eine garantierte Einspeisevergütung für 18 Jahre.
Dabei wird der eingespeiste Strom mit geringer werdenden Obergrenzen vergütet. Beispiel:
* Während des 1. bis 6. Jahres werden max. 80% des erzeugten Stroms vergütet.
* Während des 7. bis 12. Jahres werden max. 65% des erzeugten Stroms vergütet.
* Während des 13. bis 18. Jahres werden max. 50% des erzeugten Stroms vergütet.

So ähnlich ist es OK aber modifiziert:
* Während des 1. bis 6. Jahres werden max. 100% des erzeugten Stroms vergütet.
* Während des 7. bis 12. Jahres wird eine Strommenge entsprechend 35% des in den ersten sechs Jahrens erzeugten Stroms nicht mehr vergütet, also nur die 35% übersteigende Strommenge.
* Während des 13. bis 18. Jahres wird eine Strommenge entsprechend 50% des in den ersten sechs Jahrens erzeugten Stroms nicht mehr vergütet (oder ähnlich mit kürzerer Dauer oder etwas abweichenden Zahlenwerten)

Bei konstanter Erzeugung bleiben dann 65% (7.-12. Jahr) bzw. 50% der Strommenge (13.-18. Jahr) in der Vergütung und Förderung.
Anlagen mit stärkerer Degradation verlieren dagegen anteilig mehr. Dies ergibt einen Anreiz zu Qualität und zu Anlagen mit längerer Lebensdauer, die auch nach Ablauf der Förderdauer dem Strombedarf zur Verfügung stehen.

Weitere Anforderungen:
Nutzungsrechte und Zertifizierung der Anlagen für mindestens 40 Jahre Betriebsdauer.

Bei Kleinanlagen dagegen 100% Vergütung oder net metering oder (später) net metering mit prozentualer Anerkennung. Alles andere ist unnötig kompliziert.

Der vom TE genannte Link funktioniert nicht mehr, dafür der hier:
http://www.eurosolar.de/de/index.php?op ... Itemid=379