Aspekte der Anreizkompatibilität im energiepolitischen Regulierungsrahmen: Ein Beitrag zu den Auswirkungen der Energiewende aus der Perspektive der Stromverteilnetze

Gegenstand der vorliegenden Arbeit sind Aspekte der Anreizkompatibilität im energie-politischen Regulierungsrahmen aus der Perspektive der Stromverteilnetze. Ausgehend von der theoretischen Einordnung und den konkreten Auswirkungen der Energiewende auf die Stromverteilnetze als Plattform ihrer Umsetzung erfolgte die Entwicklung des konzeptionellen Modells der Anreizkompatibilität. Es ermöglicht im Regulierungsrahmen der Energiewende Regulierungselemente, die auf verschiedenen Wertschöpfungs-stufen wirken, zu erfassen und ihre Wechselwirkung zu analysieren. Ein konkretes Bei-spiel ist das EEG auf der Erzeugungsseite und die Anreizregulierungsverordnung im Netzbereich. Beide Vorgaben beeinflussen die jeweiligen Akteure, sind aber nicht auf-einander abgestimmt. So stehen sich Kapazitätserweiterung in der Erzeugung und Kosteneffizienz im Netzbereich als konträre Sachziele gegenüber. Im Ergebnis ist durch die Hinzuziehung der Anreizkompatibilität als Regulierungskriterium eine bessere Abstimmung der Maßnahmen möglich und schafft die Voraussetzung einer effizienten energiepolitischen Zielerreichung.:Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis III Abbildungsverzeichnis VIII Anlagenverzeichnis X Tabellenverzeichnis XI Abkürzungsverzeichnis XII Verzeichnis über verwendete Symbole und Variablen XIV 1 Überblick über Aufbau und Argumentationsfolge 1 1.1 Hintergrund und Problemstellung 1 1.2 Ziel und Struktur der Arbeit 4 2 Netzökonomische Grundlagen 8 2.1 Stromnetze in Deutschland 8 2.1.1 Aufbau, Anordnung und Stromnetzbetrieb 8 2.1.2 Einflussgrößen auf die Netzauslegung 10 2.1.3 Charakteristisches Verhalten der Einspeisung, Verbrauch und Speicher 11 2.2 Ökonomische Eigenschaften von Stromnetzen 17 2.2.1 Einordnung der Verteilnetze in die Wertschöpfung der Stromversorgung 17 2.2.2 Gesamtwirtschaftliche Einordnung 19 2.2.3 Betriebswirtschaftliche Einordnung 25 3 Energiepolitik in Deutschland – Stromsektor im Fokus 28 3.1 Das energiepolitische Zieldreieck 28 3.2 Beispiele ausgewählter energiepolitischer Wegmarken 30 3.3 Ziele und Instrumente im deutschen Energiekonzept 32 3.4 Begriffliche Einordnung der Energiewende im Stromsektor 36 4 Empirische Analyse zur Erzeugungs- und Verbrauchslastentwicklung 39 4.1 Vorgehensweise und Datenbasis 40 4.2 Methodische Einordnung, Aufbau und Aggregationsebenen 42 4.3 Annahmen und Zeitdimension der Szenarien 45 4.3.1 Szenarien Über- und Untererfüllung Ausbaukorridor EEG 2014 46 4.3.2 Entwicklung der installierten Leistung der EE 47 4.3.3 Entwicklung der Verbrauchslast 51 4.4 Ausgewählte Ergebnisdarstellung zur zeitlichen Verteilung von Einspeisung und Verbrauch 52 4.4.1 Fallbeispiel: Starke Wind- und PV-Einspeisung und schwache Verbrauchslast 52 4.4.2 Fallbeispiel: Schwache Wind- und PV-Einspeisung und starke Verbrauchslast 56 4.5 Ausgewählte Ergebnisdarstellung zur räumlichen Verteilung der installierten Erzeugungskapazität 59 4.5.1 Fallbeispiel: Erneuerbare Erzeugungsleistung 59 4.5.2 Fallbeispiel: Anteil EE-Stromerzeugung am Letztverbraucherabsatz 61 4.6 Sensitivitätsanalyse: Fortschreitender Ausbau der PV-Erzeugung und Überschusspotentiale für Speicher 64 5 Konkrete Auswirkungen der Energiewende auf die Stromverteilnetze 69 5.1 Veränderungen im Stromverbrauch 69 5.2 Veränderungen in der Erzeugung 72 5.2.1 Treiber der Energiewende in der Stromerzeugung 72 5.2.2 Merkmale der Energiewende im Erzeugungsbereich 75 5.3 Zusammenarbeit der Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber 81 5.4 Integration von Stromspeichern 83 5.5 Aufgabenentwicklung der Verteilnetzbetreiber 84 5.6 Ausgewählte Untersuchungen zur Netzentwicklung 87 5.6.1 dena: Verteilnetzstudie 2012 88 5.6.2 Netzentwicklungsplan Strom 2013 91 5.6.3 Plattform Energienetze: Verteilernetzstudie 2014 92 5.6.4 Agora Energiewende: Stromspeicher in der Energiewende 2014 94 5.6.5 dena: Einführung von Smart Meter in Deutschland 2014 96 5.6.6 Studiensynopse Netzausbau und kritische Würdigung der Untersuchungsergebnisse 98 5.7 Zwischenfazit 101 6 Anreizregulierung und Ausgestaltung der Netzentgelte in Deutschland 106 6.1 Begriff und Ziele der Regulierung 106 6.2 Grundlegende Regulierungsansätze 108 6.2.1 Gegenstand und Zeitpunkt des Regulierungseingriffes 108 6.2.2 Systematisierung grundlegender Regulierungsansätze 110 a. Kostenbasierte Regulierungsansätze 111 b. Performancebasierte Regulierungsansätze 112 c. Kombinierte Regulierungsansätze 113 6.3 Anreizstrukturen und Zielverfolgung der Erlösobergrenzenregulierung 114 6.3.1 Wirkungsweise der Anreizregulierung in den ersten beiden Regulierungsperioden 114 6.3.2 Beschreibung der Elemente der Regulierungsformel 118 6.3.3 Veränderte Anreize für die dritte Regulierungsperiode 123 a. Veränderte EOG-Formel 123 b. Wirkungsweise Kapitalkostenabgleich 124 6.3.4 Effizienzvergleich 126 6.4 Ausgestaltung der Netzentgelte in Deutschland 128 6.4.1 Rechtlicher Rahmen 128 6.4.2 Aktuelles Verfahren zur Ermittlung der Netznutzungsentgelte 129 7 Anreizkompatibilität im Regulierungsrahmen der Energiewende und der Entgeltregulierung 134 7.1 Terminologie und Begriffszusammenhänge der Anreizkompatibilität 134 7.2 In die Regulierung involvierte Akteure und ihre Ziele 137 7.2.1 Exkurs: Ebenen der Gesamtbetrachtung 137 7.2.2 Betrachtung ausgewählter Akteure 138 7.2.3 Zielgegenüberstellung der gesetzgebenden Organe, Netzbetreiber und Netznutzer 141 7.2.4 Diskussion zum Regulierungsrahmen ausgewählter Akteure 145 c. Technische Lösungsmöglichkeiten 146 d. Wirtschaftlich-rechtlicher Regulierungsrahmen 147 7.3 Anreizkompatibilität im Regulierungsrahmen 150 7.3.1 Zielkonflikt zwischen Energiewende und Anreizregulierung 150 7.3.2 Auswirkungen der Unbundling-Vorschriften 153 7.3.3 Technologieeinführung intelligenter Messsysteme 155 a. Derzeitige Regelungen im EnWG 156 b. Gesetzesentwurf Messstellenbetriebsgesetz mit Einführung einer Preisobergrenze 156 7.3.4 Regulatorischer Rahmen für Stromspeicher 160 7.4 Sachverhalte zur Anreizkompatibilität innerhalb der Wertschöpfungskette 162 7.4.1 Privilegierter Netzanschluss von EEG- und KWK-Anlagen 162 7.4.2 Abschaltung von EEG- und KWK-Anlagen 164 7.4.3 Direktvermarktung und Steuerungsbedarf in den Verteilnetzen 167 7.4.4 Netzentgelte, netzdienliches Verbrauchsverhalten und Lastflexibilität 169 7.5 Ergebnisüberblick und Bewertung der Anreizkompatibilität 173 8 Fazit und Perspektiven 176 8.1 Reformbedarf der Anreizregulierung 176 8.2 Grenzen der Regulierung 177 8.3 Resilienz durch Priorisierung im energiepolitischen Dreieck 179 8.4 Paradigmenwechsel in der Betrachtung der Regulierung – integrierte Anreizsysteme für Flexibilitätsoptionen 180 8.5 Entwicklungsoptionen in der Abstimmung von Erzeugung und Verbrauch 181 8.6 Abschließendes Resümee 183 Bibliographie CXCII Rechtsquellenverzeichnis CCXVI Wissenschaftlicher Werdegang des Verfassers CCXIX Bibliographische Beschreibung CCXXI Selbstständigkeitserklärung CCXXI

Auf dem Weg zum (de-)zentralen Energiesystem? Ein interdisziplinärer Beitrag zu wesentlichen Debatten

Mit Blick auf die energie- und klimapolitischen Ziele umfasst die deutsche Energiewende mehr als den Ausstieg aus der Atomtechnik, die Steigerung der Energieeffizienz und den Ausbau der erneuerbaren Energien bei der Stromproduktion. Sie schließt neben einer Stromwende auch eine Wärme- und Verkehrswende mit ein. Allen Umbrüchen in den verschiedenen Sektoren ist gemeinsam, dass sich Fragen von Zentralität und Dezentralität neu stellen. Dieser Beitrag nähert sich unterschiedlichen Dimensionen von (De-)Zentralität aus verschiedenen fachlichen Perspektiven an. Aus technisch-naturwissenschaftlicher Sicht gibt es unterschiedliche (de-)zentrale Strategien der Systemintegration fluktuierender erneuerbarer Stromerzeugungsanlagen. Aus ökonomischer Perspektive dürften stärker dezentral ausgerichtete Markt- und Systemstrukturen einerseits zu Effizienzeinbußen führen; andererseits könnten sie entsprechenden Konsumentenpräferenzen sowie lokalen Kosten- und Nutzeneffekten möglicherweise besser gerecht werden. Aus raumwissenschaftlicher Sicht führt der tendenziell höhere Flächenbedarf dezentraler erneuerbarer Energien zu neuen Diskursen, Governanceformen und regionalen Handlungsräumen. Aus agrarökonomischer Perspektive stellen sich Fragen der (De-)Zentralität vor allem in Hinblick auf die Implikationen unterschiedlicher Produktions- und Organisationsstrukturen der biomassebasierten Energie. Aus sozialwissenschaftlicher Perspektive stehen Fragen der Akzeptanz der Energiewende im Mittelpunkt der (De-)Zentralitätsdebatte, insbesondere erfolgversprechende Partizipationsmöglichkeiten sowie eine faire Nutzen- und Lastenverteilung. Mit der hier vorgenommenen multidisziplinären Betrachtung entsteht ein heterogenes Bild. Deutlich wird, dass eine postfossile Energiezukunft kontingent ist und die Beantwortung von Fragen zum Spannungsverhältnis von Zentralität und Dezentralität unumgänglich ist.Considering its energy and climate policy goals, the German energy transition means more than phasing out nuclear technology, increasing energy efficiency, and expanding renewable energy’s role for electricity generation. It encompasses heating and transportation in addition to electricity. All of the disruptions in the various sectors have one thing in common: questions of centralization and decentralization are being re-phrased. This article approaches various aspects of (de)centralization from the perspectives of different disciplines. From the technical and scientific viewpoint, there are different strategies for integrating fluctuating renewable electricity into the energy system. From the viewpoint of economics, market and system structures that tend toward decentralization on the one hand lead to efficiency losses. On the other hand, they may be better at satisfying specific consumer preferences and local cost and benefit effects. The field of spatial analysis says the area required by decentralized renewable energy tends to be higher, which will lead to new discourses, forms of governance, and regional spheres of activity. The agricultural economics perspective raises issues of (de)centralization that primarily focus on the implications of different modes of production and organization of biomass-based energy supply. The social sciences perspective puts issues related to the acceptance of the energy transition - including promising opportunities for participation and the fair distribution of benefits and burdens - at the center of the (de)centralization debate. The interdisciplinary approach taken here creates a heterogeneous picture. It points out that the post-fossil fuel era is contingent and cannot detach itself from the charged relationship between centralization and decentralization

Energie für unser Europa

ENERGIE FÜR UNSER EUROPA Energie für unser Europa (Rights reserved) ( -

Gesteuertes Laden von Elektrofahrzeugen in Verteilnetzen mit hoher Einspeisung erneuerbarer Energien - Ein Beitrag zur Kopplung von Elektrizitäts- und Verkehrssektor

Aufgrund der angestrebten Klimaneutralität ist mit einer Fortsetzung des Ausbaus erneuerbarer Energien (EE) sowie des Markthochlaufs von Elektro-PKW (E-PKW) zu rechnen. Damit einher gehen Dezentralisierung und Volatilität der Stromerzeugung, räumliche Diskrepanz von Angebot und Nachfrage von Elektrizität sowie höhere Lastspitzen. Entstehende Netzengpässe werden u. a. durch die Abregelung von EE-Anlagen behoben. Dadurch können die vollständigen Potenziale der EE-Anlagen nicht genutzt werden, weshalb weniger EE-Strom produziert wird als möglich ist (sogenannter Überschussstrom). Das gesteuerte Laden von E-PKW stellt eine Chance dar, die Flexibilität der Fahrzeugbatterien z. B. zur Vermeidung dieser EE-Abregelung zu nutzen. Das Ziel dieser Arbeit ist die Quantifizierung dieses Flexibilitätspotenzials sowie der damit einhergehenden Kosten und Treibhausgasemissionen der Ladeenergie. Dafür wird erstmalig eine Methodik entwickelt, welche die Nutzung abgeregelter EE-Erzeugung in Verteilnetzen für das gesteuerte, auch bidirektionale Laden (Vehicle-to-Grid oder V2G) von E-PKW untersucht und dabei Lastverschiebepotenziale differenziert modelliert. Um die Wechselwirkungen zwischen dem Engpassmanagement eines Verteilnetzbetreibers und dem Lademanagement eines Aggregators abzubilden, werden drei Teilmodelle gekoppelt: Ein lastflussoptimierendes Engpassmanagementmodell für das 110 kV-Netz in Schleswig-Holstein wird um die elektrische Nachfrage der E-PKW und einen Peakshaving-Algorithmus erweitert. Das entwickelte gemischt-ganzzahlige Optimierungsmodell Curtailment-to-Vehicle ermöglicht das Laden der E-PKW mittels Überschussstrom und Strombezug über lokale Elektrizitätsmärkte. Dabei wird eine kosten- sowie eine überschussstromminimierende Ladestrategie untersucht. Basierend auf repräsentativen, empirischen Daten simuliert und aggregiert ein Bottom-Up-Modell die Flexibilitätspotenziale auf Flottenebene. Unsicherheiten hinsichtlich zukünftiger E-PKW-Flexibilitätspotenziale werden mit Szenarien für das Jahr 2030 analysiert. Modellgestützte Analysen für die Fallstudie Schleswig-Holstein zeigen, dass maximal 19 % der EE-Abregelung vermieden werden. Dennoch werden an Netzknoten mit EE-Abregelung und V2G durchschnittlich bis zu 65 % der Ladeenergie mit Überschussstrom gedeckt, an einzelnen Netzknoten sogar 95 %. Obwohl in den V2G-Szenarien die Kosten für den Strombezug durch Erlöse um bis zu 75 €/Jahr überkompensiert werden, sinken die jährlichen Gesamtladekosten aufgrund weiterer Strompreisbestandteile selbst an den Netzknoten mit Abregelung nur um durchschnittlich 20 – 27 %. Durch V2G können sich die durchschnittlichen jährlichen Batterievollzyklen verdoppeln. Ist Überschussstrom vorhanden, sinken die Treibhausgasemissionen von 69 auf rund 40 g CO2/km, an einzelnen Netzknoten auf bis zu 7 g CO2/km

Moderne Stromnetze als Schlüsselelement einer nachhaltigen Energieversorgung. Endbericht zum TA-Projekt

Gegenwärtig befindet sich das deutsche Energiesystem in einem Umbruchprozess historischen Ausmaßes. Bis 2030 sollen erneuerbare Energien etwa die Hälfte und bis 2050 mindestens 80 % des Strombedarfs decken. Dies stellt teilweise völlig neue Anforderungen an die Stromnetze, sodass aktuell ein erheblicher Handlungsdruck erwachsen ist, die Netze aus- bzw. umzubauen sowie neue Betriebskonzepte zu entwickeln, damit eine zuverlässige und sichere Stromversorgung auch weiterhin gewährleistet werden kann. Der TAB-Bericht gibt einen breiten Überblick über den Stand des Wissens und der Diskussion zu vielen der mit dem Aus- und Umbau der Stromnetze verbundenen Fragestellungen. Dazu gehören neben dem Umfang des Aus- und Umbaubedarfs die Identifikation von modernen Technologien und Betriebsweisen für Stromnetze sowie die Beschreibung ihres Entwicklungsstands bzw. Forschungs- und Entwicklungsbedarfs. Da eine Fokussierung allein auf technologische Aspekte zu kurz greifen würde, wurde eine Reihe weiterer relevanter Einflussfaktoren und Themenbereiche in den Blick genommen. Dies betrifft zum einen ökonomische Aspekte, u. a. die Kosten und Nutzen des Einsatzes bestimmter Technologien, beispielsweise von sogenannten Smart Metern. Zum anderen werden aber auch Dimensionen der Folgewirkungen in den Blick genommen, insbesondere Datenschutzfragen in modernen Stromnetzen, die mehr und mehr mit Informationsnetzen verschmelzen (Smart Grid), sowie mögliche Auswirkungen auf die Umwelt bzw. die Gesundheit. Last but not least werden Fragen der öffentlichen Beteiligung und der Akzeptanz des Baus von Stromtrassen thematisiert, die in letzter Zeit enorm an Bedeutung gewonnen haben. INHALT ZUSAMMENFASSUNG 9 I. EINLEITUNG 25 II. STROMNETZE UND STROMVERSORGUNG IN DEUTSCHLAND 33 1. Systemdienstleistungen 36 2. Trends und Treiber für die zukünftige Entwicklung der Netze 39 3. Smart Grid 41 4. Stromnetz im Verhältnis zu anderen Flexibilisierungsoptionen 47 III. AUS- UND UMBAUBEDARF DER STROMNETZE 49 1. Übertragungnetze 49 1.1 Kritik am Verfahren 52 1.2 Kritik an Annahmen und Ergebnissen 57 1.3 Schlussfolgerungen, diskutierte Lösungsvorschläge 59 2. Verteilnetze 61 3. Auswirkungen eines verzögerten Netzausbaus 68 IV. MODERNE TECHNOLOGIEN UND BETRIEBSWEISEN FÜR STROMNETZE 71 1. Übertragungsnetze 71 1.1 Freileitungsmonitoring 71 1.2 Hochtemperaturleiterseile 72 1.3 Erhöhung der Übertragungsspannung 73 1.4 Leistungselektronik zur Steuerung von Lastflüssen 73 1.5 Wide Area Monitoring Systems 74 1.6 Erdkabel 76 1.7 Phasenschiebertransformatoren 78 1.8 Hochspannungsgleichstromübertragung 79 1.9 Supraleitende Komponenten 81 1.10 Gesamtübersicht der Technologien und Verfahren 82 2. Verteilnetze 84 2.1 Regelbare Ortsnetztransformatoren 84 2.2 Einspeisenetze 86 2.3 Hochtemperatursupraleiterkabel 87 2.4 Technologien zur dezentralen Bereitstellung von Systemdienstleistungen 88 2.5 Sensorik im Netz/Automatisierung 90 3. Smart Meter 91 3.1 Warum Smart Meter? 92 3.2 Ordnungsrahmen 95 3.3 Kosten-Nutzen-Analyse 96 3.4 Ländervergleich 101 3.5 Datenschutz und Datensicherheit bei Smart Meter 102 V. ZUKUNFTSSZENARIEN FÜR DAS STROMNETZ 109 1. Europäisches Supergrid 109 2. Die Szenarien des Umweltbundesamtes 112 2.1 Szenario »International Grosstechnik« 113 2.2 Szenario »Regionenverbund« 113 2.3 Szenario »Lokal autark« 115 3. Betrieb des Stromnetzes in regionalen Zellen 117 3.1 Definition und Abgrenzung 118 3.2 Funktionalität und technische Umsetzung 119 3.3 Mögliche technische Varianten 121 3.4 Bewertung 123 3.5 Möglicher Regelungsbedarf 131 3.6 Fazit 134 4. Digital Grid 135 VI. ZUVERLÄSSIGKEIT UND SICHERHEIT 137 1. Kosten von Stromausfällen 138 2. Versorgungsqualität 141 2.1 Smart Grid: »safety« und »security« 144 2.2 Qualität der Stromversorgung als Produktmerkmal 151 VII. UMWELT- UND GESUNDHEITSAUSWIRKUNGEN 153 1. Auswirkungen auf die Umwelt 153 1.1 Freileitungen 154 1.2 Erdleitungen 161 1.3 Elektromagnetische Felder durch Freileitungen, Erdkabel und gasisolierte Leitungen 166 1.4 Fazit 171 2. Mögliche Risiken für die Gesundheit 171 2.1 Allgemeines zu Feldwirkungen und Grenzwerten 172 2.2 Wirkmodelle und Bewertung von Evidenz 173 2.3 Wissenschaftliche Bestandsaufnahme und Bewertung biologischer Wirkungen 180 2.4 Grenzwertdiskussion 186 2.5 Forschungsbedarf 192 2.6 Strategien der Risikobewertung und des Risikomanagements 192 2.7 Fazit 193 VIII. AKZEPTANZ DES STROMNETZAUSBAUS 195 1. Konfliktfelder beim Netzausbau 196 2. Öffentliche Wahrnehmung und das Beteiligungsparadoxon 197 3. Bürgerbeteiligung bei der Planung des Netzausbaus 198 4. Erfolgsfaktoren für Bürgerbeteiligungsverfahren 201 5. Fazit 203 LITERATUR 205 1. In Auftrag gegebene Gutachten 205 2. Weitere Literatur 205 ANHANG 229 1. Tabellenverzeichnis 229 2. Abbildungsverzeichnis 23

Technologien für die Energiewende - Politikbericht: Teilprojekt A im Rahmen des strategischen BMWi-Leitprojekts "Trends und Perspektiven der Energieforschung"

Der Politikbericht ist ein Ergebnis des Forschungsvorhabens "Technologien für die Energiewende", das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) als Teil des strategischen Leitprojekts "Trends und Perspektiven der Energieforschung" von 2016 bis 2018 gefördert wurde. Er enthält neben einer kurzen deutschen und englischen Einleitung vierseitige Zusammenfassungen zu jedem der 31 analysierten Technologiefelder und eine Kurzdarstellung der Bewertungsmethodik. Die Zusammenfassungen sind gegliedert nach Definition des Technologiefeldes, aktueller Stand der Technologie, ausgewählte Bewertungskriterien und F&E-Empfehlungen

High-power-charging: Integrationsstrategien für Niederspannungsnetze

High Power Charging kann einen wesentlichen Beitrag zur Bereitstellung einer leistungsfähi-gen öffentlichen Ladeinfrastruktur leisten. Gegenwärtig ist High Power Charging überwie-gend an Verkehrsachsen – angeschlossen an die Mittelspannungsebene – vorzufinden. Im Niederspannungsnetz hingegen ist der Betrieb von High Power Charging aufgrund geringer Netzkapazitäten jedoch herausfordernd. Das Ziel dieser Arbeit ist daher die Ausfertigung einer Strategie zur Integration von High Power Charging in das Niederspannungsnetz. Zu diesem Zweck wird ein urbanes Verteilnetz in MatPower modelliert. High Power Charging-Infrastruktur und ein Batteriespeicher werden mittels Zeitreihen und dynamischer Modelle simuliert. Durch Lastflussrechnungen werden die Potentiale und Netzauswirkungen von High Power Charging im Niederspannungsnetz identifiziert. Anschließend wird ein Batterie-speicher zur Bereitstellung von Energie an die High Power Charging Infrastruktur dimensio-niert. Die Simulationsergebnisse zeigen, dass High Power Charging grundsätzlich in das Nie-derspannungsnetz integriert werden kann, dabei an transformatorfernen Standorten jedoch ein Batteriespeicher installiert werden sollte. Weiterhin wird dessen Eignung zum Ausgleich von dezentraler Erzeugung geprüft. Das Ausgleichspotential für dezentrale Erzeugung vari-iert mit den Anwendungsfällen von High Power Charging und der Jahreszeit. Photovoltaik kann wiederum Deckung der HPC-Nachfrage effektiv unterstützen.High Power Charging can make a significant contribution to the provision of efficient public charging infrastructure. Currently, High Power Charging is mainly found on transport axes - connected to the medium voltage level. In the low-voltage grid, however, the operation of High Power Charging is challenging due to low grid capacities. The aim of this work is there-fore to develop a strategy for the integration of high power charging into the low voltage grid. For this purpose, an urban distribution network is modelled in MatPower. High Power Charging infrastructure and a battery storage system are simulated using time series and dynamic models. Load flow calculations are used to identify the potentials and grid effects of high power charging in the low-voltage grid. Subsequently, a battery storage system is di-mensioned to provide energy to the high power charging infrastructure. The simulation re-sults show that high power charging can in principle be integrated into the low-voltage grid, but that a battery storage system should be installed at locations remote from the trans-former. Furthermore, its suitability for balancing decentralised generation is examined. The balancing potential for decentralised generation varies with the applications of high power charging and the time of year. Photovoltaics can in turn effectively support HPC demand response