Protokoll zum PV GRID Expertenworkshop Netzintegration der Photovoltaik: Herausforderungen und Lösungsansätze, Berlin, 19.2.2014 Die einzelnen Vorträge können auf der PV GRID Webseite heruntergeladen werden: http://www.pvgrid.eu/events/national-workshops/germany.html. Zusammenfassung der Diskussionsergebnisse Im ersten Teil des Workshops stellten Bianca Barth (BSW-Solar) und Dr. Oliver Franz (RWE Deutschland AG) gemeinsam die Projektergebnisse von PV GRID im Überblick vor. Zur Einführung erläuterten sie die Projektlogik und den Prozess der Erarbeitung des European Advisory Papers als zentrales Ergebnisdokument. Hinsichtlich der erzielten Resultate stellten die Referenten insbesondere die technischen Lösungen sowie die im Zusammenhang mit deren Einsatz vorhandenen Barrieren und Hemmnisse vor. Ein weiteres zentrales Ergebnis des Advisory Papers ist die sog. PV GRID Roadmap. Diese stellt ein generisches Analysetool dar und bietet Handlungsanleitungen für Situationen, in denen beabsichtigt ist, die Zahl von und die Einspeisung aus PV-Anlagen in den Verteilnetzen deutlich zu erhöhen. Die Roadmap ermöglicht es in diesem Zusammenhang potenzielle Engpässe bzw. Engpassgebiete frühzeitig zu identifizieren und zu überprüfen, ob ein Einsatz der seitens PV GRID identifizierten technischen Lösungen in den Verteilnetzen möglich ist. Die Roadmap kann grds. von allen EU-Mitgliedsstaaten angewendet werden und dürfte sich auch über Europa hinaus als wertvolle Grundlageninformation erweisen. Zusätzlich hat das Projekt auch konkrete Empfehlungen an die EU bezüglich der Erarbeitung der Network Codes und der EU-Ökodesign- Richtlinie formuliert. Empfehlungen an die EU Insbesondere zu den Empfehlungen an die EU gab es hilfreiche Hinweise aus dem Teilnehmerkreis. Es wurde angemerkt, dass die technischen Anforderungen der Verteilnetzbetreiber (VNB) insgesamt schwer zu vereinheitlichen sind. Allerdings könnten grundsätzliche Produkteigenschaften über CENELEC, das Europäische Komitee für elektrotechnische Normung, geregelt werden. Idealerweise sollten Network Codes Anforderungen an die Erzeugungsanlagen definieren und die Netzbetreiber sich im Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE engagieren mit dem Ziel, die technischen Anschlussbedingungen (TABs) so einheitlich wie möglich zu gestalten und diese auf nationaler Ebene zu präzisieren. Bezüglich der EU-Ökodesign-Richtlinie hielten die Teilnehmer mehrheitlich Nachbesserungen für erforderlich. Die Anwendungsrichtlinie ist vorerst entschärft worden und regelbare Ortsnetztransformatoren sind voraussichtlich bis 2021 mit Hilfe einer Ausnahmereglung einsetzbar. Die Wirkung dieser Regelung soll bis 2018 in einem Review Prozess überprüft werden. Ergebnisse dieses Prozesses sollen dann als Grundlage in eine zweite Regulierungsphase einfließen, in der die zulässigen Grenzwerte weiter verschärft werden sollen. Gleichzeitig wurde CENELEC als Normungsgremium der Auftrag erteilt, zu bewerten, ob Transformatoren und Stufenschalter als
getrennte Einheiten betrachtet und somit als eigene Produktklasse definiert werden sollten, wodurch die Vorgaben der Richtlinie eingehalten werden könnten. Nach Einschätzung einiger Teilnehmer ist dieser Lösungsansatz in jedem Fall unterstützenswert. Einspeisemanagement (EinsMan) Die im Projekt formulierten konkreten Umsetzungsempfehlungen für dynamisches Einspeisemanagement bzw. Leistungsreduzierung der Anlagen als Beitrag zum lokalen Engpassmanagement wurden von Frau Barth im zweiten Teil des Workshops vorgetragen. Hierzu gab es zwei Ko-Referate: von Seiten des BSW-Solar im Zusammenhang mit den derzeitigen politischen Diskussionen zur Reform des EEG und von Herrn Prof. Dr. Bernd Engel, der sich vor allem auf praktische Umsetzungsprobleme der aktuellen Regelung (Stand EEG 2012 neue Fassung) bezog. In der anschließenden Diskussion wies eine Vertreterin des Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) darauf hin, dass die technischen Vorgaben zu EinsMan, geregelt in 6 EEG 2012, nach dem Stand der Diskussion im Februar 2014 komplett in das EnWG überführt werden sollen. Weiterhin seien die aus den bisher bekannt gewordenen EEG-Entwürfen offenbar beabsichtigte Änderungen (Abschaffung der 70%-Regelung; grundsätzliche Ansteuerbarkeit ab 800 W-Leistung) nicht allein im Zusammenhang mit EinsMan zu sehen, sondern beruhen auch auf sich derzeit in Vorbereitung befindlichen EU-Vorgaben (NC RfG), die voraussichtlich ab 2017 eine potenzielle Ansteuerbarkeit von Anlagen ab 800 W vorschreiben. Diese Änderungen sollen noch in der anstehenden Novelle des EEG 2014 umgesetzt werden. 1 Eine mögliche Nachrüstung der PV-Anlagen mit einer Schnittstelle zur Ansteuerung müsse, falls dies in einigen Jahren notwendig werden sollte, über ein Nachrüstgesetz erfolgen. Im Vordergrund stünde das Anliegen, künftig die Möglichkeit zu haben, alle Geräte aus Systembilanzgründen ansteuern zu können. Mit Blick auf die derzeit verwendete Technik für die notwendige Kommunikation mit PV-Anlagen im Zusammenhang mit EinsMan, erklärte der Vertreter des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz, dass aus Sicht seines Unternehmens Rundsteuerempfänger rückwärtsgewandte Technologien seien, da sie zu breit streuen und Kleinanlagen nicht gezielt angesprochen werden könnten. 50Hertz ist daher dazu übergegangen den Verteilnetzbetreibern nur noch effizienzbasiertes EinsMaN (wirkbasiert) vorzugeben. Der Vertreter von N-ERGIE Netz GmbH bestätigte die Bedenken bezüglich der Rundsteuerfunktechnik, da eine Rückmeldung mit dieser Technik ggfs. mit zu langer Zeitverzögerung erfolgt bzw. eben kein expliziter Rückkanal existiert. Daher werden Rundsteuerempfänger im Zusammenhang mit EinsMan von N-ERGIE derzeit nicht eingesetzt. Offene Fragen zu technischen Protokollen und technischen Lösungen, die in der Diskussion nicht abschließend geklärt werden konnten, waren: 1 Allerdings wurden im Kabinettsbeschluss zum EEG vom 08.04.2014 keine großen Änderungen zum Einspeisemanagement vorgeschlagen. Die Diskussion um die konkreten Maßnahmen im PV-Bereich wurde auf die Novelle des EnWG verschoben, für die es bisher noch keinen konkreten Zeitplan gibt (Stand 22.04.2014).
Kann heute schon technisch ausreichend definiert werden, wie genau die Regelbarkeit der Wechselrichter umgesetzt werden muss, damit sie zukünftig dann auch mit den dann vorliegenden Schnittstellen/Steuergeräten angesprochen werden können? Wie wird die offenbar bestehende Vorstellung des Gesetzgebers, EEG-Anlagen künftig mit Hilfe von intelligenten Messsystemen nach 21 b-i EnWG zu regeln, umgesetzt? Müssen hierzu nicht begleitend zum Gesetz technische Rahmenbedingungen für alle Wechselrichter-Hersteller fixiert werden? Insgesamt wären einheitliche technische Anforderungen an die Anlagen von ÜNBs, VNBs und Direktvermarktern wünschenswert. Dabei sollte auf die Verhältnismäßigkeit bei kleinen Anlagen geachtet und eine Merit-Order der Notwendigkeiten entwickelt werden. Weiterhin wurde eine Differenzierung von Einspeisemanagement nach unterschiedlichen Voraussetzungen diskutiert, hierbei ist eine klare Unterscheidung zwischen 11 EEG, 13 EnWG und der Direktvermarktung notwendig. Das sog. Einspeisemanagement, das in 11 EEG geregelt ist, wurde zunächst weitgehend unabhängig von 13 EnWG entwickelt und erst mit der Energierechtsnovelle 2011 in einen Unterfall von Maßnahmen gemäß 13 EnWG Absatz 2 ( gesetzliches Erzeugungsmanagement welches systemverantwortliche Netzbetreiber zunächst zu einer Anpassung sämtlicher Stromeinspeisungen berechtigt) umgewandelt. Eine enge Begriffsverwendung von EinsMan (basierend auf 11 EEG) sollte in der PV GRID Fallstudie zu Deutschland deutlich gemacht werden. Problematisch ist eine exakte Zuordnung des Auslösers des Engpasses, die Benennung eines spezifischen Engpasses ist für den VNB kaum möglich. Insgesamt wäre es wünschenswert, klare Definitionen für EinsMan und die dazu gehörenden Protokolle und Prozesse bei der Entschädigung basierend auf den verschiedenen Anwendungsursachen herauszuarbeiten. Eine kritische Anmerkung aus dem Teilnehmerkreis wurde im Zusammenhang mit dem Vorschlag prozentuale Obergrenzen für die Abregelung in einem lokalen Netzabschnitt festzulegen vorgetragen. Es könne schließlich sein, dass eine Abregelung von 15% oder mehr immer noch günstiger sei als der Netzausbau und damit volkswirtschaftlich die sinnvollere Alternative. Die spannungsabhängige Wirkleistungsreduzierung (P von (U)) mit Leistungsdeckel wäre eine mögliche Alternative. Diese Regelung (dynamische Spannungshaltung) wird von VNBs befürwortet, ebenso die Zulassung von höheren Prozentwerten. Dies wirft andererseits allerdings erhebliche Probleme bei der Risikobewertung von Finanzierungsmodellen für Solaranlagen auf. Auch die geforderte Transparenz der EinsMan-Maßnahmen für Anlagenbetreiber geht mit entsprechenden Transaktionskosten einher. Weiterhin wurde die Handhabbarkeit des Projektvorschlags zum Umgang mit dynamischem EinsMan und den daran angeknüpften Akzeptanzbedingungen kritisch hinterfragt, ein möglichst umsetzbarer Vorschlag muss im Detail noch erarbeitet werden. Ein weiterer genereller Diskussionspunkt bezog sich auf die Steuerung des Zubaus. Dieses Vorgehen wurde als möglicherweise sinnvoll eingeschätzt, d.h. es sollte geprüft werden, Anreize für Neuinstallationen in Regionen ohne Netzengpässe zu setzen.
Speicher Die im Projekt formulierten Erkenntnisse und Handlungsempfehlungen bezüglich Speicheranlagen wurden von Dr. Oliver Franz vorgetragen. Auch zu diesem Vortrag gab es inhaltliche Ergänzungen von eingeladenen Experten. Die auf Erneuerbare Energien spezialisierte Rechtsanwältin Margarete von Oppen referierte zu den insgesamt fehlenden regulatorischen Regelungen für Speicher für elektrische Energie. Das EnWG geht zwar offensichtlich von der Existenz solcher Speicher aus, enthält aber mit Ausnahme der Entgeltbefreiungen in 118b EnWG keine wesentlichen Regelungen zu diesem Themenkomplex. Zudem bestand weitgehende Einigkeit darüber, dass (Batterie-)Speicher jedenfalls in Bezug auf die in Deutschland umgesetzte Regulierung durch VNB nicht anwendbar seien, da die mit diesen Anlagen einhergehenden Kosten regulatorisch nicht anerkannt werden ( Speicher sind Teil des Smart Market ). Tobias Struck von der WEMAG stellte den für sein Unternehmen derzeit in Bau befindlichen Batteriepark (5 MW, Lithium-Ionen-Zellen) vor und die Planungen, wie dieser Speicher am Primärregelenergiemarkt arbeiten kann und soll. Die Diskussion kam zu dem Ergebnis, dass die Technologie in jedem Fall kommen wird, und es daher entsprechender technischer und ökonomischer Regulierungen bedarf, um bspw. einen möglichst netzdienlichen Einsatz dieser Anlagen sicherstellen zu können. Die vorauseilende Frage ist daher, welche Geschäftsmodelle künftig in den regulatorischen Rahmen passen. Die derzeitigen regulatorischen Rahmenbedingungen (Netzentgelte bei jeder Entnahme aus dem NS-Netz etc.) tragen noch zur Unwirtschaftlichkeit von Speichern bei. Neue Konzepte und zukünftige Anforderungen an Kommunikation und Zusammenarbeit Projektexterne Beiträge verdeutlichten die Herausforderungen der Energiewende und den Umbau der Stromversorgung im Zusammenhang mit komplett geänderten Lastflüssen. Hanjo During von der MITNETZ STROM stellte u.a. die koordinierte Netzausbauplanung der sechs ostdeutschen VNBs vor. Insgesamt werden 38 Übergabepunkte an den ÜNB erweitert oder neu errichtet. Die Herausforderungen der künftigen Stromerzeugungs- und Verteilungsstruktur verlangen nach verstärkter Koordinierung aller Akteure und die Bereitstellung der technischen Infrastruktur dies wiederum erfordert eine neue Rolle des VNBs. Dieser muss den Ampelzustand für das Verteilnetz definieren, Aufgaben als natürlicher Koordinator wahrnehmen und den Aufbau von parallelen Infrastrukturen vermeiden. Dabei ist gründlich zu analysieren, welche Nachrüstungen zwingend notwendig sind, die entsprechenden Bedarfe müssen ermittelt werden und das konkrete Vorgehen, auch im zeitlichen Ablauf, ist zu klären. Dr. Martin Wolter (50Hertz Transmission GmbH) referierte zu neuen Konzepten der Systemführung im Übertragungsnetz. Die größte Herausforderung besteht in der Varianz der Leistungsgradienten (schnelle Leistungswechsel im 15 min-takt von mehreren GW). Prognosefehler sind saisonal abhängig und sinken über die Jahre allerdings nicht so schnell wie der Zubau von Erneuerbaren Energien, d.h. die absolute Unschärfe nimmt zu. Lösungsansätze zur Verbesserung der Prognosegüte bestehen in der Einrichtung von zusätzlichen Messstellen, der Stammdatenaktualisierung (z.b. ergänzte Daten wie Ausrichtung, Neigungswinkel, Flächennutzungsgrad) und einer Standardisierung des Datenaustausches mit Hilfe des Energieinformationsnetz, welches darauf abzielt Unschärfe durch mehr, schnellere und bessere Informationen zu reduzieren.
Integriertes Smart Grid Zum Abschluss des Expertenworkshops stellten Bianca Barth und Dr. Oliver Franz gemeinsam die Handlungsempfehlungen von PV GRID bezüglich des Zugriffs von VNBs auf erweiterte Wechselrichterfunktionalitäten, Verbrauchssteuerung und Lastmanagement, intelligente Messsysteme, sowie die Finanzierung von Smart Grid -Technologien vor. Intelligente Messsysteme sollten nur auf Großanlagen bezogen werden. Diese Empfehlung wurde von Herrn Dr. Wolter unterstützt, da 50Hertz für die Aufrechterhaltung der Systemsicherheit nicht auf Kenntnis über das letzte KW dezentraler Erzeugung angewiesen sei. Zur Finanzierungsfrage wurde von Herrn During angemerkt, dass Kosten für Systemdienstleistungen bisher nur von ÜNBs angesetzt werden können, von VNBs dagegen nicht. Insgesamt gab es aus dem Kreise der Teilnehmer viel Zustimmung zu den zentralen Thesen und Ergebnissen von PV GRID. Insbesondere das Thema Einspeisemanagement wurde engagiert diskutiert und dabei wurden neue Aspekte aufgeworfen, die von allen beteiligten Stakeholdern im weiteren Prozess der EEG-Novelle berücksichtigt und aufgearbeitet werden sollten.