Die Herausforderung 2012: Einspeisemanagement

Aktuell sind deutschlandweit ca. 1.090.000 PV-Anlagen installiert, das entspricht einer jährlichen Stromerzeugung von rund 18.500GWh. Mit dieser installierten Leistung können schon heute an die 5,2Mio. Haushalte mit Energie versorgt werden. Auch in Zukunft soll der Ausbau an erneuerbaren Energien vorangetrieben werden.
Im Jahr 2050 wird rund 25% (Quelle: BSW) der Energie in Deutschland aus Photovoltaik gewonnen. Um dieses ehrgeizige Ziel zu erreichen, müssen bereits heute die Grundlagen geschaffen werden. Aufgrund dessen gibt es in Deutschland seit 2009 die gesetzliche Vorgabe, dass sich große Photovoltaikanlagen am sogenannten Einspeise- und Netzsicherheitsmanagement beteiligen müssen, um eine Überlastung des Verteilernetzes zu vermeiden. Das EEG 2012 erweitert nun die aktuellen Bestimmungen, um vorerst ohne weiteren Ausbau des Verteilernetzes mehr PV-Leistung aufnehmen zu können. Doch die technische Umsetzung der Inhalte des EEGs 2012 stellt den PV-Markt vor größere Herausforderungen.

Neue Struktur des Verteilnetzes notwendig

Eines der Hauptprobleme vor dem die Weiterentwicklung der PV-Branche steht, ist das Verteilernetz in Deutschland. Dieses wurde im Sinne einer zentralen Stromerzeugung aufgebaut, das heißt wenige große Stromerzeuger auf der Höchstspannungsebene versorgen zahlreiche kleine Verbraucher mit Energie. Die erneuerbaren Energien, darunter in erster Linie die Photovoltaik, haben dieses Prinzip auf den Kopf gestellt. Durch sie gibt es zahlreiche kleine Energieerzeuger, die sich und andere Verbraucher versorgen, worauf aber die Struktur des aktuellen Verteilungsnetzes nicht ausgelegt ist. Bei den wechselseitigen Leistungsflüssen zwischen vielen Erzeugern und zahlreichen Verbrauchern muss die Spannung in der Qualität von Nennspannung gehalten werden und das vorerst ohne einen kostenintensiven Netzausbau. Mit dem EEG 2012 und der darin verankerten VDE-Niederspannungsrichtlinie und BDEW-Mittelspannungsrichtlinie sind nun Vorgaben für die PV-Branche geschaffen, die den ersten Schritt zu einer stabilen dezentralen Stromerzeugung ohne einen Netzausbau einläuten.

Kompromiss-Lösungen nur vorrübergehend

Die Umsetzung der neuen Regelungen im EEG 2012 stößt bei Anlagen-Betreibern, Wechselrichter- sowie Monitoring-Herstellern und sogar bei den Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) auf größere Schwierigkeiten. Der PV-Markt besitzt bis zum jetzigen Zeitpunkt kaum adäquate Lösungen, die die Anforderungen des Einspeisemanagements für jede Anlagengröße und in vollen Umfang erfüllen. Nur wenige Unternehmen, wie z.B. das PV-Monitoring Unternehmen Solare Datensysteme GmbH, bieten seit in Kraft treten des EEGs 2012 am 01.01.12 Technologien an, die der Problematik gewachsen sind. Aber nicht nur auf der Seite der Hersteller gibt es Schwierigkeiten. Die im §6 des EEG verankerten Anforderungen an kleine PV-Anlagen waren in der Kürze der Zeit nicht umsetzbar, da die Verteilernetzbetreiber noch nicht über die technische Infrastruktur verfügen. Der Gesetzgeber reagierte auf diese Diskrepanz vorerst mit einer ‚Entschärfung‘ der Bestimmungen, insofern, dass bei PV-Anlagen unter 30kWp auf eine stufenweise Abregelung verzichtet wird. Trotzdem ist der PV-Markt gefordert, schnellstmöglich Lösungen anzubieten, die die jetzigen und insbesondere kommenden Regelungen in vollem Maße erfüllen sowie preislich attraktiv sind. Nur dann kann die Photovoltaik auf dem hart umkämpften Energiemarkt ihr Image als günstige und flexible Technologie erhalten und weiter ausbauen.

Neue Richtlinien der VDE und BDEW

Die geforderten Maßnahmen im EEG 2012 sind für die PV-Branche nicht vollkommen neu, nur ist jetzt eine andere und sehr große Zielgruppe davon betroffen, die in der Vergangenheit noch nicht am Einspeisemanagement beteiligt war. Das EEG 2012 ist dabei eine Erweiterung des EEG 2009, indem zweierlei Regelwerke, die BDEW-Mittelspannungsrichtlinie und die schon erwähnte VDE-Anwendungsregel, zusammengefasst wurden. Die VDE-Anwendungsregel betrifft alle PV-Anlagen, die ins Niederspannungsnetz einspeisen, also alle kleinen Anlagen, die im Bereich von 230/400V liegen. Sie stellen mit ca. 80% den Hauptanteil der installierten PV-Anlagen in Deutschland dar.

Maßnahmen abhängig von Anlagengröße

Bestandsanlagen, die größer als 100kW sind, sind von Regelungen des EEG 2012 nur insofern betroffen, dass hier teilweise eine Blindleistungsbereitstellung nachgerüstet werden muss. Die technische Umsetzung ist beispielsweise mit dem Monitoring-System Solar-Log1000 PM+, das mit einem universellen Messgerät (Utility Meter) kombiniert wird, möglich. Nach wie vor müssen alle Anlagen dieser Kategorie ‚fernregelbar‘ sein, das heißt, sie werden in das Einspeisemanagement des jeweiligen Netzbetreibers eingebunden. Betroffen von den neuen Maßnahmen des EEG 2012 sind Bestandsanlagen, die 100kWp und weniger Leistung erbringen und seit 2009 an das Verteilernetz angeschlossen sind sowie alle Neuanlagen, die ab dem 01.01.12 installiert sind und in Zukunft werden. Diese Anlagen-Gruppe wird nochmals in zwei Stufen geteilt. PV-Anlagen, die mindestens 30 und maximal 100kWp Leistung erbringen, müssen zukünftig fernregelbar sein. Und für alle Neuanlagen mit weniger als 30kWp ist es zwingend notwendig, entweder fernregelbar zu sein oder eine feste Leistungsreduzierung auf 70% zu installieren. Jörg Karwath, Geschäftsführer und Leiter Entwicklung der Solare Datensysteme GmbH, erläutert die neuen Anforderungen, welche durch das EEG 2012 entstanden sind: „Kernpunkt ist die Regelbarkeit der PV-Anlagen, das heißt die eingespeiste Wirkleistung sowie die Bereitstellung von Blindleistung müssen den Vorgaben des jeweiligen Netzbetreibers angepasst werden können. Bei der Blindleistungsbereitstellung kann es sich, je nach Vorgabe, um eine feste Einstellung, um eine Steuerung anhand einer vorgegebenen Kennlinie oder um eine Fernsteuerung über sogenannte Rundsteuerempfänger handeln. Bei der Wirkleistungsregulierung wird voraussichtlich der Einsatz von Rundsteuerempfängern die bevorzugte Lösung sein. Der Rundsteuerempfänger empfängt die Signale der Netzbetreiber und setzt sie in Relais-Kontakte um. Die Relais-Kontakte werden von unseren neuen Solar-Log PM+-Modellen ausgewertet und zur Steuerung der Wechselrichter verwendet.“

Sonderregelung für neue Anlagen bis 30kW

Speziell für Anlagen, die ab dem 01.01.12 ans Verteilernetz angeschlossen sind und eine Leistung unter 30kWp besitzen – in den meisten Fällen handelt es sich dabei um Hausanlagen – gibt es eine extra Regelung im EEG 2012, die es lohnt, genauer angeschaut zu werden. Bei der Leistungsbegrenzung der PV-Anlagen stehen die Betreiber hier vor der Wahl, eine fernsteuerbare Leistungsbegrenzung oder eine fixe Leistungsbegrenzung der Anlage auf 70% der verbauten Modulleistung zu installieren. Eine dauerhafte Leistungsbegrenzung auf 70% empfiehlt sich in den meistens Fällen allerdings nicht. Nur wenn die maximal zu erwartende Einspeiseleistung am Netzverknüpfungspunkt generell deutlich geringer ist als die Generatornennleistung, kann die ‚70%-Lösung‘ sinnvoll sein. Das trifft z.B. auf Anlagen zu, die eine Ost-West-Ausrichtung besitzen oder einer starken Verschattung unterliegen. „Nach unseren Simulationen liegt die Ertragsminderung bei der ‚70%-Lösung‘ um die 3,5%. Das bedeutet bei einer 10kW-Anlage mit der Einspeisevergütung ab 2012 eine Ertragsminderung von etwa 1.700 Euro auf 20 Jahren. Um genauere Aussagen zu treffen, sollte jede Anlage individuell von einem Fachmann durchgerechnet werden“, so Jörg Karwath.

Soft- und Hardware-Lösungen für das Powermanagement sind rar

Für Betreiber von kleineren PV-Anlagen, die sich gegen die ‚70%-Lösung‘ entscheiden, gibt es bis dato nur wenige Systeme, die die geforderten technischen Funktionen der VDE-Richtlinien erfüllen. Eine Konfiguration und Protokollierung der Leistungsreduzierung, die Konfiguration der Blindleistungsregelung sowie der Anschluss für die fernsteuerbaren Rundsteuerempfänger sind die Auflagen, die es für die PV-Industrie zu erfüllen gilt. Nur dann ist gewährleistet, dass die Netzbetreiber selbstständig entscheiden können, wie die Signale der Fernsteuerung übermittelt und codiert werden. Am effektivsten wird das mithilfe von den Rundsteuerempfängern, die maximale Konfigurationsmöglichkeit anbieten, zu bewerkstelligen sein. Der Energieversorger kann damit stufenweise entscheiden, wie viel Energie er von seinen einzelnen dezentralen Energielieferanten zum Zeitpunkt x bezieht.