Einspeisemanagement zwischen Theorie und Praxis

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1 PV Netzstation MS-Netz 20 kv 0,4 kv Leitung HAS 1 HAS 2 Trafo P P Q 3~ P Q = P Last 1 Last 2 PV Einspeisemanagement zwischen Theorie und Praxis Prof. Bernd Engel, Vorstandsbeauftragter Netzintegration, SMA Solar Technology AG PV Grid Expertenworkshop Berlin,

2 Übersicht Vortrag 1. Ausbau der Erneuerbaren Energien im deutschen Elektrizitätsversorgungsnetz 2. Mögliche Anwendungen für Einspeisemanagement und daraus resultierende Anforderungen 3. Beispiel Italien für ein wirkliches Smart Grid 4. Missbrauch 5. Zusammenfassung 2

3 /MWh Daten: EEX, Grafik: Soyck Leistung in GW Die Photovoltaik wird wesentliche Säule im Energiemix PV ersetzt im wesentlichen Spitzenleistung 50 43,1 GW > Mittagsspitze in Deutschland am sonnigen Sonntag zu 55% aus PV Photovoltaik Wind Konventionelle Erzeugung > 100 MW Last (D) 24,0 GW 0,7 GW 24,5 GW > 21,7% der Tagesenergiemenge aus PV (204 GWh) > Zuverlässige, regional aufgelöste Folgetags-Prognosen Phelix Day Base 0 0h 2h 4h 6h 8h 10h 12h 14h 16h 18h 20h 22h Sonntag, Daten: EEX-Transparenzplattform, ENTSO-E, Grafik: F.Soyck elenia h 4h 8h 12h 16h 20h Soyck TU Braunschweig Seite 3

4 Einspeisemanagement > Rechtliche Basis: > 6 Abs. 1 EEG 2009 ab 100 kw > In EEG 2012 ab 0 kw, wenn bis 30 kwp optionale Leistungsbegrenzung auf 70 % gewählt > Verluste dann ca. 3 8 %, wenn kein Eigenverbrauch Umsetzungsprobleme bei VNB FNN-Dokument Hinweise zur technisch betrieblichen Umsetzung des Einspeisemanagements ist wenig bekannt oder wird nicht beachtet. 4

5 Anwendung Einspeisemanagement > Ursprünglich gedacht: Einspeisemanagement bei Netzengpässen - Überbrückung bis Netzausbau (wesentlich auf HS/HöS-Ebene bei Wind in Nds./S.-H.) > Über MS-Richtlinie auch für PV gültig (auch vor EEG 2012) > Sonderfall: In Regelzone 50Hertz zeitweise Überangebot Wind + PV und fehlende Übertragungskapazitäten in Richtung Süd-West > Über MS-Richtlinie auch für PV gültig (auch vor EEG 2012) > Politik sah 2012 eine langfristige Gefahr eines deutschlandweites Überangebotes an PV-Leistung und der damit verbundenen Nachrüstung bestehender Anlagen (vgl. 50,2 Hz), deshalb Einführung nachrangige Abregelung unter 100 kwp > Alternative unter 30 kwp zur Vermeidung von Netzausbau: 70 % Leistungskappung > Aber: Nachrangiges Einspeisemanagement wird voraussichtlich auf Jahre nicht benötigt, weil dies wegen verwendeter Technik nur überregional anwendbar ist und vorher andere Erzeugungsanlagen abgeregelt werden müssen (bis konventionelle Mindesterzeugung) 5

6 Probleme Rundsteuertechnik > Sehr geringe Bandbreite, wenig granular, teilweise unzuverlässig, keine Rückmeldung, z. T. teuer (zumindest bei einigen VNB) > Viele unterschiedliche Protokolle (Dauersignal, Impulse ) -> damit unnötige Kosten > Nicht Smart Grid-fähig (Erzeugungsanlagen im NS-Netz sollten von intelligenter Ortsnetzstation bei Überschreitung des lokalen Spannungsbandes abgeregelt werden) 6

7 Einspeisemanagement (EisMan) ab ( ) > Jetzige technische Lösung (Funk-Rundsteuertechnik) mit Kosten bis zu nur wirtschaftlich verkraftbar für Anlagen >100 kwp > Für die meisten Verteilnetzbetreiber gibt es noch keine Notwendigkeit zum Einspeisemanagement > Viele Verteilnetzbetreiber haben noch kein System für Einspeisemanagement > Aktuelle Lösung mit Funkrundsteuer- Empfänger und 4 Relais-Kontakten ist technisch antiquiert und teuer > Zukünftig Smart-Meter und IT-Technologie Gefahr von stranded investments Technische Vorgaben für das Einspeisemanagement von PV-Anlagen nach 6 EEG 2012 Quelle: VBEW 7

8 Einspeisemanagement (EisMan) ab ( ) > Formulierung 6 EEG 2012 sowohl für PV-Branche als auch Netzbetreiber problematisch > Runder Tisch beim BMU im August 2011 mit dem Ziel der Sicherheit für alle Beteiligten > 1. Lösungsweg: Definition des Begriffs technische Einrichtung im Sinne 6 EEG 2012 > 2. Lösungsweg: EEG vom : Übergangsfrist für EisMan bzw. 70 % für kleine Anlagen ( 6 Abs. 2) bis

9 BDEW-Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz > Bearbeitet von Netzbetreibern im BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) > Gültig ab mit Übergangsfristen bis > Fordert erstmals Kraftwerkseigenschaften im Verteilnetz > Einspeisemanagement > Frequenzabhängige Wirkleistungsreduzierung > Statische Spannungshaltung (Blindleistung) > Dynamische Netzstützung 9

10 FNN-Richtlinie Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz > Erste Netzanschlussbedingung des Forums Netztechnik Netzbetrieb im VDE > Veröffentlicht Anfang August 2011 > Übergangsfristen bis zum > Paradigmenwechsel jetzt auch im NS-Netz: > Einspeisemanagement ab 100 kw > Frequenzabhängige Wirkleistungsreduzierung > Spannungshaltung (Blindleistung) > Ab 3,68 kva bis cos = 0,95 induktiv > Ab 13,8 kva bis cos = 0,90 induktiv 10

11 FNN-Empfehlungen zum neuen EEG 6 vom Juni 2012 > Empfiehlt unter 100 kw An/Aus z. B. über AC-Schütz oder anderen Schaltkontakt > Hinweise zur technisch betrieblichen Umsetzung des Einspeisemanagements > Leider bei vielen VNB noch unbekannt! 11

12 Commission Regulation Network Code for all Generators (NC RfG) > Voraussichtlich ab 2017 europäisches Gesetz > Fordert binären Eingang An/Aus für Anlagen ab 800 W bis 1000 kw > Empfänger werden nicht spezifiziert und gefordert 12

13 E & Y Empfehlung für Smart Meter Rollout im Auftrag des BMWi > Deutsche Kosten-Nutzen-Analyse im Rahmen des europäisches Prozesses zur Einführung von Smart Meter > Einspeisemanagement wird als Schlüsselanwendung gesehen > Dort wird einzig ein gesamtwirtschaftlicher Nutzen gesehen > Dabei angreifbare Annahmen und Ergebnisse > Empfehlung für Rollout Szenario Plus Einspeisemanagement für Anlagen ab 250 W Kosten über 20 Jahre : bis zu 2000 Technische Lösung muss z.t. noch entwickelt werden Ansteuerung des Wechselrichter über BSI-Schutzprofil zertifiziertes Smart Meter Gateway SMA Solar Technology AG 13

14 Beispiel Italien 14

15 Kommunikation mit VNB (PV-Anlagen zwischen 1 kwp und 6 kwp) Anlagenbetreiber ENEL Fernabschaltung, Frequenzbereichsänderung IEC61850 COM 230 V Die NA-Schutzeinrichtung kann entweder im Gerät integriert oder extern sein 15

16 Kommunikation mit VNB (PV-Anlagen über 6 kwp) Anlagenbetreiber ENEL P- und Q-Vorgabe (oder Cosφ-Vorgabe) IEC61850 COM Fernabschaltung, Frequenzbereichsänderung 400 V 16

17 EEG % Regelung Verbraucher PV-Generator 100 % 30% 10% SUNNY HOME MANAGER Netzbezugs-Zähler 100% 80 % 100% 80 % 70 % SUNNY BOY PV-Erzeugungs-Zähler Netzeinspeise-Zähler Netzbetreiber SMA Solar Technology AG 17

18 Missbrauch (technisch/kommerziell) VNB Anforderung des VNB zur Umsetzung des EisMan nach 6 EEG Unverhältnismäßigkeit 1. Technische Einrichtung zur Fernabregelung wird durch den VNB gestellt 2. Auch Anlagen kleiner 100 kw müssen 4-stufig in der Leistung reduzierbar sein 3. Kosten der technischen Einrichtung werden mit EUR angegeben (zzgl. etwa 500 EUR für einen bauseitigen Schrank) Kosten für Anlagen kleiner 30 kw: 719 EUR Kosten für Anlagen kleiner 30 kw: 369,40 EUR jährlich (entspricht EUR in 20 Jahren) VNB fordert Anlagenbetreiber zur 70-%-Wirkleistungsreduzierung auf, weil keine Funkrundsteuerempfänger zur Verfügung gestellt werden Auch Anlagen kleiner 100 kw müssen 4-stufig in der Leistung reduzierbar sein Technische Überwachung der 70-%-Wirkleistungsbegrenzung 1. Keine Wahl des Anbieters möglich 2. Höhere Anforderung als VDE AR N 4105 Hinweis des FNN im VDE wird nicht berücksichtigt 3. Sehr hohe Kosten für die technische Einrichtung im Vergleich zu Preisen von 100 EUR für klassische Funktechnik anderer Anbieter Hohe Kosten im Vergleich zu 100 EUR für klassische Funktechnik anderer Anbieter Sehr hohe Kosten im Vergleich zu 100 EUR für klassische Funktechnik anderer Anbieter Einschränkung der Wahlfreiheit nach 6 Abs. 2 Nr. 2 EEG 1. Höhere Anforderung als VDE AR N 4105 Hinweis des FNN im VDE wird nicht berücksichtigt 2. Zusätzliche Überwachung organisatorischer Methoden der 70-%- Wirkleistungsbegrenzung z. B. durch Reduzierung der Einspeiseleistung am Wechselrichter keine Vereinfachung des Einspeisemanagements, sondern zusätzliche Kosten und organisatorische Aufwendungen Kosten: 700 EUR plus monatlich 20 EUR (5.500 EUR in 20 Jahren) Sehr hohe Kosten im Vergleich zu 100 EUR für klassische Funktechnik anderer Anbieter Kosten zwischen 350 bis zu EUR je PV-Anlage Sehr hohe Kosten im Vergleich zu 100 EUR für klassische Funktechnik anderer Anbieter Missbrauch kann nicht akzeptiert werden 18

19 Zusammenfassung > Die weitgehenden Anforderungen aus EEG 2012 zum Einspeisemanagement haben Netzbranche und Solarbranche überfordert > Jetzige Rundsteuertechnik ist nicht Smart Grid-fähig > Jetziger technischer Wildwuchs muss standardisiert werden > Ausnutzung von Netzmonopolen bez. Preisgestaltung nicht akzeptabel > Im Rahmen des Smart Meter Rollouts Gefahr von Strandes Investments jetzt ungenutzte z.t. teure veraltete Rundsteuertechnik bald Umrüstung auf zu vielleicht zu teure Smart Meter Technik > Einzig zukunftssichere Lösung: EinsMan ready für Anlagen unter 100 kw Beim Einspeisemanagement gibt es weiterhin Handlungsbedarf bei Gesetzgeber, BNetzA, Netzbetreibern und Industrie 19

20 > Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit > Ich freue mich auf Ihre Fragen Prof. Bernd Engel Vorstandsbeauftragter Netzintegration SMA Solar Technology AG Sonnenallee 1, Niestetal Tel.: 0561/