In Zukunft soll die Stromerzeugung ausschließlich mit erneuerbaren Energien geschehen. Je weiter der Ausbau und damit die Energiewende voranschreitet, umso mehr sind auch die Betreiber von Solaranlagen gefordert, über den Einspeisepunkt hinauszudenken.
Waren bisher Betreiber von neueren und größeren Anlagen gefordert, am Netzmanagement teilzunehmen, sind jetzt auch kleinere Anlagen betroffen. Generatoren, die nach 2016 gebaut wurden, müssen ohnehin schon eine Einrichtung zur Fernsteuerung vorsehen. Denn sie müssen an der verpflichtenden Direktvermarktung teilnehmen.
Schnittstellen nachrüsten
Darüber hinaus müssen sie jetzt auch prognosebasierte Einspeisedaten zur Verfügung stellen. Denn sie sind verpflichtet, am sogenannten Redispatch teilzunehmen. Das sind Maßnahmen zur Einspeisesteuerung, die inzwischen auch Verteilnetzbetreiber vornehmen, wenn der vorher festgelegte Kraftwerksfahrplan nicht mehr mit dem aktuellen Stromverbrauch im entsprechenden Netzabschnitt übereinstimmt.
Vom Redispatch sind – jetzt neu – auch Anlagen betroffen, die vor 2016 errichtet wurden. Diese müssen nicht nur Einspeiseprognosen liefern, sondern auch mit entsprechenden Schnittstellen zur Fernsteuerung nachgerüstet werden. „Das verunsichert die Anlagenbetreiber“, weiß Daniel Strömer, Projektmanager für digitale Lösungen bei SMA.
Daten sicher übertragen
Doch die Lösungen sind vorhanden und die Einbindung relativ einfach. Teuer wird in der Regel die direkte Datenübertragung zum Netz, da diese sicher sein muss. Denn dafür muss eine VPN-Verbindung geschaffen werden. VPN steht hier für Virtual Private Network – das ist eine Anbindung ans Netz, in die Hacker nicht eindringen können. Ein entsprechender Router kann bis zu 4.000 Euro kosten.
Hier bietet sich die Schnittstelle an, über die jüngere Anlagen an der seit 2016 verpflichtenden Direktvermarktung teilnehmen. Bei SMA ist das beispielsweise eine Power-Reducer-Box, die das Signal vom Netzbetreiber über einen Rundsteuerempfänger entgegennimmt und in einen Steuerbefehl übersetzt. Dieser wird dann über eine zusätzliche Webbox an den Wechselrichter geschickt.
Platz im Schaltschrank?
Doch Daniel Strömer empfiehlt Betreibern von Anlagen mit Leistungselektronik von SMA, auf die Direktvermarktung mit SMA Spot und einen Data Manager M zurückzugreifen. Dieser übernimmt die Aufgaben der Power-Reducer-Box. Das funktioniert sogar mit älteren Wechselrichtern. Dann spart sich der Anlagenbetreiber die Webbox und bekommt Zugang zur Systemplattfom Sunny Portal, die SMA zusammen mit Ennex OS entwickelt hat.
Zudem ist sie preiswerter. „Wenn die Anlage auf einen Data Manager M umgebaut werden muss, belaufen sich die Kosten auf etwa 700 bis 800 Euro für das Gerät zuzüglich der Installationskosten“, sagt Strömer. Bei Letzteren kommt es auf den Aufwand an. Wenn noch genügend Platz im Schaltschrank für den Data Manager ist, fallen sie gering aus. Muss aber der Schaltschrank erweitert werden, wird es teurer.
Neue Funktionen im Markt
Damit ist aber die neue Anforderung an die Anlagenbetreiber nur technisch umgesetzt. Die administrative Abwicklung wird kniffliger. Hier bietet sich der Umstieg auf die Direktvermarktung des Solarstroms an.
Zumindest ist dies der Weg, den alle Anbieter von Redispatch-Lösungen gehen, wie beispielsweise Wirsol Roof Solutions oder Next Kraftwerke. Wirsol übernimmt dabei sogar die technische Umrüstung der Anlage. Danach muss sich der Betreiber nur noch für die Direktvermarktung registrieren und im weiteren Betrieb die Nichtverfügbarkeit des Generators melden.
Grundsätzlich übernehmen die Direktvermarkter auch innerhalb des Redispatch die neu geschaffenen Funktionen als Einsatzverantwortliche (EIV) und Betreiber einer technischen Ressource (BTR). Diese müssen dafür sorgen, dass die Netzbetreiber immer die genauen Infos zur gegenwärtigen Stromeinspeisung, Prognosen oder Planungswerte über die Stromeinspeisung und zu Anlagenausfällen bekommen.
Börsenstrompreis für den Betreiber
SMA arbeitet bei der Direktvermarktung mit dem Mannheimer Unternehmen MVV Trading zusammen. „Wir haben den Vertrag dabei extra auf Eigenverbrauchsanlagen ausgelegt, da wir die Nutzung des Stroms vor Ort unterstützen wollen“, sagt Daniel Strömer. So zahlt MVV grundsätzlich den Marktwert für Solar aus. Dieser bemisst sich anhand des durchschnittlichen Preises, den der Solarstrom an der Börse innerhalb eines festen Zeitraums erreicht.
Die andere Möglichkeit wäre, den Spotmarktpreis auszuzahlen. „Dann läuft der Betreiber einer Eigenverbrauchsanlage aber Gefahr, dass er einspeist, wenn die Preise am Spotmarkt niedrig oder sogar negativ sind“, begründet Strömer die Entscheidung gegen den Spotmarktpreis.
Betreiber muss Abregelung dulden
Der Eigenverbrauch selbst ist von der Abregelung nicht betroffen. Denn wenn der Strom vor Ort verbraucht wird, liegt die Einspeiseleistung niedriger. Sollte dennoch Strom ins Netz fließen, wird nur dort abgeregelt und die Anlage kann die Verbraucher im Gebäude oder auf dem Areal weiter versorgen.
Zudem hat sich MVV für den Duldungsfall entschieden. Das heißt, die Anlage wird aus der Ferne geregelt und der Betreiber des Generators duldet das. Dies ist einfacher im Vergleich zur Alternative, dem Aufforderungsfall. Denn dann schickt der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber eine Aufforderung, den Generator zu regeln. Dann muss immer jemand vor Ort sein, der die Aufforderung umsetzt.
Pauschal abgerechnet
Außerdem bietet MVV nur die Steuerung der Einspeisung über ein Prognosemodell. Dann erstellt der Netzbetreiber die Prognose über die Stromproduktion und MVV muss keine eigenen Anlagenfahrpläne liefern, wie das im Planwertmodell der Fall wäre.
Die Abrechnung erfolgt immer pauschal. Das bedeutet, die Berechnung der nicht eingespeisten Strommenge, die vergütet wird, basiert auf den gemessenen Leistungsmittelwerten der Anlage vor der Redispatch-Maßnahme. Dies ist einfacher, als die nicht eingespeiste Strommenge auf der Basis konkreter Wetterdaten während der Ausfallzeit zu ermitteln, wie dies bei der Spitzabrechnung geschieht.
Lösung wird gut angenommen
Mit diesem Modell bieten SMA und MVV eine Lösung für die Einbeziehung der Solaranlagen in den Redispatch der Netzbetreiber an. „Wir haben Webinare zum Thema Redispatch und SMA Spot durchgeführt und von den teilnehmenden Installationsbetrieben erfahren, dass die Lösung bei den Anlagenbetreibern gut angenommen wird“, sagt Daniel Strömer. „Denn diese Anlagenbetreiber stehen unter Druck, am Redispatch teilnehmen zu müssen, und fürchten die Kosten, die auf sie zukommen. Doch gerade Betreiber von älteren Anlagen können über die Direktvermarktung und die Managementprämien die Erlöse steigern. Gleichzeitig sind alle Bedingungen für den Redispatch erfüllt, ohne separat dafür bezahlen zu müssen.“
ZSW
Künstliche Intelligenz für bessere Einspeiseprognosen
Das ZSW Baden-Württemberg hat Gridsage entwickelt. Dies ist ein Werkzeug, das mithilfe von künstlicher Intelligenz präzise die Erzeugung von Ökostrom aus Solaranlagen im Verteilnetz für jeweils 36 Stunden mit einer Auflösung von 15 Minuten im Voraus prognostizieren kann. Dazu kommt noch, dass die Software die Prognose stündlich aktualisiert. Auf Wunsch sind auch andere Zeitintervalle möglich.
Gridsage erstellt die Prognosen mithilfe neuronaler Netze. Diese lernen aus den Daten der Vergangenheit, welche Erzeugungsanlage bei welchem Wetter wie viel Leistung liefert. Diese historischen Daten werden dann mit den aktuellen Wettervorhersagen verknüpft und entsprechende Einspeicherprognosen erstellt. Mit dem neuen Werkzeug können die Verteilnetzbetreiber notwendige Redispatch-Maßnahmen besser planen.
