The role of residential photovoltaic-coupled battery storages in the energy system from a regional perspective

The electric energy systems face a fundamental transformation triggered by the tackling of climate change, the long-term depletion of fossil fuels and the cost-decrease of renewable technologies. Especially photovoltaic (PV) energy installed on rooftops has become a major driver of the current energy transition. Residential buildings are often additionally equipped with battery storages raising the self-consumption of PV energy by the balancing of load and production. The increasing decentralization of the energy generation systems represents a challenge for the grid infrastructure, which has not been dimensioned for the feed-in on low voltage level in the past. This dissertation assesses the impact of residential PV-coupled battery storages on the energy systems from a regional perspective under consideration of the great multitude and heterogeneity of the systems. The divergence arises from the differences in equipment, PV sizes, battery capacities, efficiencies and consumption loads, but also from locally varying meteorological conditions. For reproducing this spatial variance, the raster-based land surface processes model Processes of radiation, mass and energy transfer (PROMET) is extended by a residential consumption, a PV and a battery storage component. This allows a physically based simulation of the energy flows considering the individual parameterization of the residential buildings and their spatiotemporal dependencies. The application of this model approach shows that the choice of the battery charging has a crucial influence on the regional integration of rooftop PV but also on the increase of PV self-consumption. The utilization of daily, dynamic feed-in limitations yields the highest reduction of residual loads while also maximizing self-consumption. The application of this charging strategy should be supported especially for larger PV and battery storage systems in order to reduce grid impacts. Apart from the battery management, the PV and battery expansion plays an essential role for their grid integration on regional scale. The diversity of residential energy systems offers further balancing potential due to the spatial variance in their residual loads. The highest regional grid-balancing is obtained when 30% of the buildings is equipped with PV systems. In this case, the additional utilization of battery storages reduces this effect to the benefit of higher self-consumption rates and therefore does not contribute to the reduction of grid excesses. This is different for high PV installation rates, as grid balancing diminishes. For this reason, financial support for batteries should be adjusted to the regional PV installation rates. Apart from the management strategies and expansion rates, the climatological and consumption-related boundary conditions have crucial impact on residential batteries and their potentials for increasing self-consumption and grid-relief. Both factors will undergo significant changes in the future. Scenarios until 2040 project that climate change affects the battery utilization in winter, whereas the effects of efficiency enhancement of domestic appliances dominates in the summer. The resulting increase in PV excesses could rise grid stresses further. In order to reduce potential losses, these developments should be considered in the dimensioning of batteries. The results show that the spatial variance between residential energy systems has a crucial impact on PV-coupled battery storages on regional scale. The developed approach, which is based on the extended utilization of a land surface processes model, offers the possibility to simulate the interactions between the residential energy flows for a multitude of buildings and to map regionally adjusted strategies for the integration of PV systems.Die elektrischen Energiesysteme stehen vor einem grundlegenden Wandel, der durch den Kampf gegen den Klimawandel, die langfristige Erschöpfung fossiler Brennstoffe und fallende Kosten für regenerative Technologien eingeleitet wird. Insbesondere die gebäudegebundene Photovoltaik (PV) Technologie hat sich zu einem der Haupttreiber der Energiewende entwickelt. Häufig werden in Wohngebäuden neben PV Systemen zusätzliche Batteriespeicher zum Schwankungsausgleich von Produktion und Verbrauch installiert, um den Eigenverbrauch der selbsterzeugten PV Energie zu erhöhen. Die steigende Dezentralisierung der Energieproduktion stellt jedoch eine Herausforderung für die Netzinfratruktur dar, die nicht für die Einspeisung auf Niederspannungsebene ausgelegt ist. Diese Dissertation untersucht die Auswirkungen von PV-gekoppelten Batteriespeichern von Wohngebäuden aus einer regionalen Perspektive. Hierbei muss die Vielzahl der Anlagen mit unterschiedlichen Ausprägungen der einzelnen Systeme berücksichtigt werden. Diese entstehen durch unterschiedliche Ausstattungen, Anlagengrößen, Batteriespeicherkapazitäten, Wirkungsgrade und Verbrauchsraten sowie den standortabhängigen, klimatologischen Bedingungen. Um diese räumliche Varianz abzubilden wurde das rasterbasierte Landoberflächenprozessmodell PROMET um ein Wohngebäudemodell mit Verbrauchs-, PV- und Batteriekomponente erweitert. Auf diese Weise können die Energieflüsse simuliert werden bei individueller Parametrisierung der Gebäudeenergiesysteme und ihrer raumzeitlichen Einflüsse. Mithilfe dieses Modells wurde festgestellt, dass die Wahl der Batterieladestrategie einen wesentlichen Einfluss auf die regionale Integration von PV Dachanlagen und die Erhöhung des Eigenverbrauchs hat. Variable PV-Einspeiselimits auf täglicher Basis führen hierbei zur höchsten Netzlast-Reduzierung bei gleichzeitiger Maximierung des Eigenverbrauchs. Die Nutzung dieser Ladestrategie sollte insbesondere für große Anlagen unterstützt werden, um die Netzauswirkungen zu reduzieren. Auch die PV und Batterieausbaurate spielt auf regionaler Ebene eine wesentliche Rolle für deren Integration, denn die Diversität der Gebäudeenergiesysteme bietet ein zusätzliches Ausgleichspotential der Überschüsse aufgrund der räumlichen Varianz der Residuallasten. Der höchste Netzausgleich der Residuallasten von Wohngebäuden ergibt sich, wenn 30% eine PV Anlage besitzen. Bei dieser Ausbaurate tragen Batteriespeicher kaum zu einer Abnahme von Netzüberschüssen bei, da sie den räumlichen Ausgleich zugunsten höherer Eigenverbrauchsraten verringern. Bei hohen PV-Ausbauraten jedoch spielt der Netzausgleich keine Rolle mehr, sodass der Einsatz von Batterien einen wichtigen Anteil zur Integration von PV-Anlagen übernimmt. Aus diesem Grund empfiehlt es sich, die Förderstrukturen für Batteriespeicher an die regionalen PV Ausbauraten anzupassen. Neben Ladestrategien und Ausbaugraden wirken sich auch die klimatologischen und verbrauchsbezogenen Rahmenbedingungen auf die Batteriespeicher aus, die sich in den nächsten Jahrzehnten stark verändern werden. Szenarien bis 2040 sagen vorher, dass sich der Klimawandel im Winter und Effizienzsteigerungen von Haushaltsgeräten im Sommer auf die Nutzung der Batterien auswirken. Steigende PV Überschüsse könnten die Netze in den Sommermonaten zukünftig verstärkt belasten. Diese Entwicklungen sollten auch bei der Dimensionierung der Batteriespeicherkapazitäten berücksichtigt werden, um potenzielle Verluste zu mindern. Die Ergebnisse zeigen, dass die kleinräumige Varianz der Gebäudeenergiesysteme auf regionaler Ebene einen großen Einfluss auf PV-gekoppelten Batteriespeichern haben. Der in dieser Arbeit entwickelte Ansatz, der auf der erweiterten Anwendung eines Landoberflächenprozessmodells basiert, bietet die Möglichkeit, auch die raumzeitlichen Wechselwirkungen zwischen den Energieflüssen für eine Vielzahl von Wohngebäuden zu erfassen und damit Strategien für die Integration von PV Systemen an regionale Gegebenheiten anzupassen