Bundesverband Solarwirtschaft e.v. (BSW-Solar)

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1 EEG-Einspeisemanagement Bewertung im Kontext der aktuellen EEG-Debatte Rainer Brohm, Bereichsleiter Politik und Internationales PV Grid Expertenworkshop, 19. Februar 2014 Bundesverband Solarwirtschaft e.v. (BSW-Solar)

2 Status Quo Einspeisemanagement Vorgaben des EEG Anlagen < 30 kwp Anlagen kwp Anlagen > 100 kwp Inbetriebnahme vor dem ab dem vor dem ab dem vor dem ab dem Erfüllung ab Technische Vorgaben zum EinsMan Keine Fernabregelbarkeit oder 70-%-Kappung Keine Fernabregelbarkeit Fernabregelbarkeit und Abrufung der Ist-Einspeisung 6 EEG 2012 n.f. regelt die technischen Vorgaben für PV-Anlagen 66 EEG 2012 n.f. enthält die Übergangsregelungen für Bestandsanlagen Nichteinhaltung der Regelungen führt zum Verlust der EEG- Vergütung ( 17 EEG n.f. 2012) Nachrangige Abregelung für Anlagen <100kWp ( 11 Absatz 1 Satz 2 EEG 2012 n.f.) Entschädigung bei Abregelung nach 12 EEG 2012 n.f. (95% Entschädigung; bei Abregelung >1%- 100% Entschädigung)

3 Probleme aus Sicht der PV-Anlagenbetreiber insb. im Anlagenbereich < 100 kw 3 Spezifische Kosten der Einrichtungen für Fernabregelbarkeit im Anlagenbereich < 30 kwp sehr hoch (Schätzungen liegen bei bis zu EUR / Anlage; Rundsteuerempf. zwischen netto). Viele Verteilnetzbetreiber (VNB) verfügen nicht über entsprechende Infrastruktur um Rundsteuerempfänger anzusteuern. Einspeisemanagement bei Anlagen ist in vielen Netzbereichen mittel- bis langfristig nicht notwendig, weil dezentral erzeugter Strom vor Ort verbraucht wird und so keine Netzengpässe entstehen. Laut unseren Kenntnissen Abregelung in 2012 nur bei VNB in SH und Niedersachen bei Anlagen größer 100kWp; Auslöser: Windeinspeisung. Unverhältnismäßige Anforderungen in technischer (vier stufige Abregelung) und finanzieller Hinsicht durch bestimmte Verteilnetzbetreiber.

4 Gemeinsame Verbändeaktivitäten und Maßnahmen zur Problemlösung 4 Gemeinsame Aktivitäten BSW-Solar, BDEW, BNetzA, FNN und BMU: BDEW und BSW-Solar Positionspapier Hinweispapier von FNN/VDE zur technischen Umsetzung des Einspeisemanagements : Einsetzen bewährter weitgehend standardisierter verfügbarer Technik, z. B. Rundsteuertechnik vorzugsweise Installation der technischen Einrichtung am Zählerplatz des Einspeisezählers Z2 mind. Umsetzung der Befehle Einspeiseleistung 100 % (Ein) und 0 % (Aus); dies kann z. B. durch einen AC-Schütz erfolgen bereits in der Planungsphase eine Verbindungsleitung zur Kommunikation zwischen zentralem Zählerplatz und Anlage vorzusehen. 14_FNN_Empf_zu_EEG.pdf.

5 Gemeinsame Verbändeaktivitäten und Maßnahmen zur Problemlösung 5 Gemeinsame Aktivitäten BSW-Solar, BDEW, BNetzA, FNN und BMU: Anwendungshinweis von BMU und BMWi übernimmt die technischen Anforderungen des FNN. Positionspapier der BNetzA zu den technischen Vorgaben nach 6 Abs. 1 und 2 EEG 2012 übernimmt die technischen Anforderungen des FNN: BNetzA/Sachgebiete/Energie/ErneuerbareEnergienGesetz/Tec hnischevorgaben6eeg/positionspapier_technvorg_6eeg.pdf? blob=publicationfile Übergangsregelung 66 Absatz 7 EEG 2012 n.f.: PV-Anlagen kleiner als 100kW müssen Anforderungen des Einspeisemanagements erst zum 1. Januar 2013 erfüllen.

6 Entschädigungsverfahren für PV-Anlagen nach 2 Jahren erarbeitet: BNetzA-Leitfaden Am wurde die Verbändevereinbarung mit dem BDEW zur Entschädigungszahlung beim Einspeisemanagement veröffentlicht. Beginn des Konsultationsverfahrens - BNetzA- Leitfadenentwurf zum EEG-Einspeisemanagement Version 2.0 (12. Juli 2013) Gemeinsame Verbändestellungnahme und ergänzende BSW-Solar Stellungnahme zum BNetzA- Leitfadenentwurf (15. August 2013) Veröffentlichung des Leitfadens 2.0 Anfang Februar 2014: Pauschalverfahren für PV-Anlagen mit registrierender Leistungsmessung Pauschalverfahren für PV-Anlagen ohne registrierende Leistungsmessung (<100kWp) Spitzabrechnungsverfahren für PV-Anlagen mit Einstrahlungsmesstechnik

7 Eckpunktepapier vom BMWE - Arbeitsentwurf vom Geplante Änderung bei den Netzanschlussbedingungen: Vorschläge aus Verbände- und Branchendiskussion werden teilweise aufgegriffen. Künftig sollen Anlagen zw. 800 W und 10 kw keine Empfangsvorrichtungen für das Einspeisemanagement (Rundsteuerempfänger) mehr vorhalten müssen. Ein regelfähiger Wechselrichter ( EinsMan-ready ) soll künftig ausreichen. Anlagen >10 kw bis 100 kw sollen fernsteuerbar sein. Anlagen >100 kwp sollen fernsteuerbar sein und Lastgangzähler vorhalten. Demnach Wegfall der bisherigen 70% Regel (optionale Wirkleistungsreduzierung) im Bereich 0-30 kwp. Weiterhin nachrangige Abregelung von PV.

8 Weitere Änderungen zu erwarten: Vorgaben des Koalitionsvertrags 9 Geplante Änderung beim Einspeisemanagement: Entschädigungsfreies Einspeisemanagement (bis 5%) und Reduzierung der Entschädigungshöhe bei Abregelung: Spitzenlast kann bei neuen Anlagen im begrenzten Umfang (weniger als fünf Prozent der Jahresarbeit) unentgeltlich abgeregelt werden, soweit dies die Kosten für den Netzausbau senkt und dazu beiträgt, negative Börsenstrompreise zu vermeiden. Zudem werden wir die Entschädigungsregelung im Einspeisemanagement so verändern, dass sie verstärkt Anreize dafür setzt, die Netzsituation bei der Standortwahl von Neuanlagen besser zu berücksichtigen (Härtefallregelung). In der bestehenden Härtefallregelung wird die Höhe der Entschädigung abgesenkt, wenn wegen eines Netzengpasses nicht eingespeist werden kann. Sowie bei der Netzentgeltstruktur: Einführung von Leistungskomponenten bei den Netzentgelten.

9 Weitere Änderungen zu erwarten: Vorgaben des Koalitionsvertrags 10 Bewertung: Entschädigungsfreie Abregelung würde Rentabilität von Anlagen zusätzlich belasten (Bsp. in 50Hz-Regelzone: bis zu 15% Abregelung der Jahreserzeugung in Netzengpassstellen). Ggf. zusätzliche Belastungen durch Absenkung der Entschädigungshöhe Investitionssicherheit für weitere PV-Investitionen in Gefahr!

10 Zukünftige Rahmenbedingungen für das Einspeisemanagement 11 Fazit: Dynamisches Einspeisemanagement kann Effizienzgewinne für Verteilnetzausbau bringen und zu Kostensenkung beitragen. Aber: Volle Entschädigung muss auch in dynamischem Einspeisemanagement-Regime erhalten bleiben, um Lenkungswirkung für Verteilnetzbetreiber zu gewährleisten (volkswirtschaftliches Kriterium) und Rentabilität von PV-Anlagen nicht zu gefährden! Ausgewogene (Kosten-Nutzen-Abwägung für Anlagenbetreiber und Netzbetreiber) und zukunftsfähige technische Anschlussvorgaben notwendig (Option 70% Wirkleistungsreduzierung, EinsManready bei Wechselrichtern). Darüber hinaus sollte im Rahmen eines ganzheitlichen Regelungsrahmens eine primärenergetisch sinnvolle Verwertung von netzengpassbezogenen Stromüberschüssen vor Abregelung gelten: Netzengpassbewirtschaftung über Aktivierung/ Vermarktung von zusätzlichen Lasten (insb. Wärmesenken wie Elektroheizkessel, Wärmepumpen in Wärmenetzen).

11 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! 12 Quelle: IBC Solar Bundesverband Solarwirtschaft e.v. (BSW-Solar) Quartier 207, Friedrichstraße 78, Berlin Rainer Brohm, Bereichsleiter Politik und Internationales Tel. 030 / , brohm@bsw-solar.de