Muster gbr Vertrag photovoltaikanlage

Systeme mit einer Größe von 100 kW oder weniger könnten je nach Netzmessung teilnehmen. Die Erzeugungskapazität von 20 MW der Gesamtobergrenze war für den Nettozähleranteil reserviert, wobei 12 MW für Wohnzwecke und 8 MW für kleine gewerbliche Anlagen zur Verfügung standen. Diese Wohn- und Kleingewerbeanlagen wurden für die erzeugte Strommenge bis zur verbrauchten Strommenge bezahlt. Im Wesentlichen wurden die Kunden für die Menge des Stromverbrauchs bezahlt, der durch die Erzeugung vor Ort ausgeglichen wird. Im Gegensatz zu typischen Einspeisetarifen können Kunden den vor Ort erzeugten Strom verbrauchen und erhalten einen Produktionsanreiz – oder eine volumetrische Anreizzahlung – für die erzeugte und verbrauchte Strommenge. Um einen perversen Anreiz zu beseitigen, den Stromverbrauch zu erhöhen, um eine höhere Zahlung zu erhalten, musste das System angemessen dimensioniert werden, um den durchschnittlichen Stromverbrauch zu decken. Die Preise wurden durch die PUC auf der Grundlage der jährlichen Systemkosten und der jährlichen Energieleistung bestimmt, die nach geographischen Zonen differenziert sind. Die Kostenschätzungen basierten auf Installationsdaten des Energy Trust of Oregon. Die tatsächlichen Raten, die an den Kunden-Generator gezahlt wurden, waren der volumetrische Anreizsatz abzüglich des Einzelhandelssatzes.

Die volumetrischen Anreizsätze sollten alle sechs Monate neu bewertet werden. Die Preise für das leistungsorientierte Incentive-Programm reichten von 0,25 USD/kWh bis 0,411 USD/kWh. [141] Die Untersuchung des Verhaltens des Verteilungsnetzes in Gegenwart einer hohen PV-Penetration wäre sicherlich ein wichtiges Problem, das berücksichtigt werden sollte. Ebenso wichtig ist es jedoch, Situationen zu berücksichtigen, in denen eine hohe PV-Durchdringung mit einer hohen Durchdringung anderer kleiner Energieressourcen wie Stromschwache, kommunale Energiespeichersysteme und/oder Elektrofahrzeuge zusammenfällt. Einige Forscher haben sich auf Expertenwissen verlassen, das von Versorgungsingenieuren gewonnen wurde, um die Auswirkungen von PVs auf das Netz zu analysieren. Andere haben Feeder mit tatsächlichen oder simulierten Daten untersucht. Natürlich unterscheiden sich diese Studien in vielen Aspekten, z. B. Standorte von PVs und deren Dispergierung, Vorhandensein anderer Technologien für verteilte Generatoren (DG) und Vorhandensein von Elektrofahrzeugen. Ferner wurde festgestellt, dass die Beteiligung von PVs an der Blindleistungsunterstützung (d. h. dem Faktor der Nichteinheitsleistung) erst in letzter Zeit in Betracht gezogen wurde.

Um ihre Analyse zu vereinfachen, haben viele Forscher angenommen, dass das Verteilungssystem ausgewogen und die Sonnenirradienz deterministisch sind, von denen keine genaue Annahmen sind. Insbesondere um Letzteres anzugehen, haben einige Forscher probabilistische Simulationen durchgeführt, um die Auswirkungen der Wolkenbedeckung zu berücksichtigen. Diese Ergebnisse sind in Tabelle 4 ausführlich aufgeführt, wo Referenzen in aufsteigender Reihenfolge nach den Publikationsjahren sortiert werden. Obwohl die Forschung im Zusammenhang mit den möglichen Auswirkungen von PVs auf das Verteilungsnetz scheinbar ausgereift ist, gibt es immer noch Bereiche, die einer weiteren Erforschung bedürfen. Ein Forschungsbereich betrifft Kontrollalgorithmen, die für Verteilungssysteme mit hoher PV-Penetration angenommen werden. Verschiedene zentralisierte und dezentrale Ansätze wurden in der Literatur untersucht, aber nur wenigen gelingt es, alle relevanten Aspekte der PV-Steuerung zu berücksichtigen. So ist es beispielsweise neben den betrieblichen Aspekten (Verluste, Spannungsprofil usw.) notwendig, die Vermögensverwaltung sowohl für PV-Module als auch für andere elektrische Komponenten, die an der Spannungsregelung beteiligt sind, zu berücksichtigen. Dies wäre ein wichtiges Merkmal, um das nachhaltige Stromnetz der Zukunft zu ermöglichen. Ein weiterer Bereich, der in der Literatur nicht ausreichend erforscht wird, ist die gleichzeitige Analyse sowohl der Übertragungs- als auch der Verteilungssysteme.

Insbesondere bei hohen PV-Durchdringungsgraden ist es möglicherweise nicht möglich, die beiden zu entkoppeln, da die Dynamik des Verteilnetzes nicht mehr vom höheren Spannungsnetz maskiert werden kann. Ab dem 1. Januar 2010 erlaubten staatliche Gesetze Hausbesitzern, überschüssigen Strom an das Versorgungsunternehmen zu verkaufen. Zuvor hatte der Hausbesitzer im Laufe des Jahres keine Gutschrift für Überproduktion erhalten. Um den Rabatt der California Solar Initiative (CSI) zu erhalten, durfte der Kunde kein System installieren, das dabei bewusst überproduziert wird, was die Installation von Effizienzmaßnahmen nach der Solarinstallation fördert.