Foto: Johannes Weniger
pv magazine: An wie vielen Stunden im Jahr wird diese Begrenzung von 70 Prozent von den kleinen Photovoltaik-Anlagen durchschnittlich überschritten und wie viel des erzeugten Solarstroms geht damit real verloren, wenn man den Eigenverbrauch nicht berücksichtigt?
Johannes Weniger (Foto): Solange die Anlagenbetreiber noch kein intelligentes Messsystem eingebaut haben, können sie nach dem EEG 2021 auf diese sogenannte 70-Prozent-Regelung zurückgreifen. Entscheidend ist nicht, wie viele Stunden im Jahr eine Photovoltaik-Anlage mehr als 70 Prozent ihrer Nennleistung bereitstellt, sondern wie groß das „Kuchenstück“ oberhalb dieser Grenze ist. Je nach Standort können optimal nach Süden ausgerichtete Photovoltaik-Anlagen durch die 70-Prozent-Limitierung maximal 3 bis 6 Prozent des Energieertrags verlieren. Die Verluste hängen natürlich auch davon ab, wie groß der Wechselrichter im Verhältnis zur Photovoltaik-Anlage ist. Wenn das Verhältnis von Wechselrichterleistung zur Nennleistung der Photovoltaik-Anlage beispielsweise nur 80 Prozent beträgt, sind die Ertragsverluste durch die 70-Prozent-Begrenzung logischerweise geringer. Gleiches gilt auch für Photovoltaik-Anlagen, die auf östlich oder westlich ausgerichteten Dächern installiert sind.
Nun setzen aber viele Haushalte verstärkt auf Eigenverbrauch und viele installieren auch einen Speicher zu ihrer Photovoltaik-Anlage. Wie wirkt sich das auf die Mengen aus, die durch die 70-Prozent-Regelung verloren gehen?
Wird nicht die Leistungsabgabe des Wechselrichters fix auf 70 Prozent begrenzt, sondern lediglich die Einspeiseleistung unter Berücksichtigung des Stromverbrauchs im Haus können die klassischen Stromverbraucher die Abregelungsverluste reduzieren. Um wie viel Prozent, hängt stark davon ab, wie groß die Photovoltaik-Anlage ist und wie viel Strom tagsüber verbraucht wird. Beispielsweise sinken die Abregelungsverluste einer 10-Kilowatt-Anlage in einem Einfamilienhaus mit einem jährlichen Stromverbrauch von rund 5000 Kilowattstunden durch den Eigenverbrauch um 1,4 Prozentpunkte. Ist die Photovoltaik-Anlage doppelt so groß, kann der Eigenverbrauch die Verluste nur um 0,9 Prozentpunkte reduzieren. Das setzt allerdings auch voraus, dass ein Leistungssensor am Netzanschlusspunkt dem Wechselrichter aktuelle Messwerte bereitstellt. Wenn regelbare Verbraucher, wie zum Beispiel Heizstäbe, gezielt die Solarstromspitzen abfangen, ist natürlich noch mehr drin.
Und wie groß ist der Beitrag des Batteriespeichers?
Der Beitrag eines Batteriespeichers zur Reduktion der Abregelungsverluste hängt maßgeblich von dessen Fahrweise ab. Lädt der Batteriespeicher am Vormittag schnellstmöglich, ist er an sonnigen Tagen zur Mittagszeit bereits vollständig geladen. Folglich kann er auch nicht mehr die solaren Erzeugungsspitzen glätten. Der Batteriespeicher reduziert die Abregelungsverluste aufgrund der 70-Prozent-Einspeisegrenze somit nur wenig.
Was wäre die bessere Alternative?
Ganz anders sieht es aus, wenn der Speicher auf Basis von lokalen Erzeugungs- und Verbrauchsprognosen vorausschauend lädt. Prognosebasierte Betriebsstrategien verschieben die Batterieladung gezielt in Zeiten hoher Solarleistung. In unseren Berechnungen sehen wir, dass der vorausschauende Speichereinsatz die Verluste der 70-Prozent-Grenze fast auf null reduzieren kann. Voraussetzung hierfür: Der Batteriespeicher muss abends und nachts mindestens so viel Energie abgeben, wie er zur Kappung der Erzeugungsspitze am nächsten Tag aufnehmen muss. In Produktbroschüren werben Hersteller oft mit prognosebasierten Batterieladestrategien. Die Qualität eines prognosebasierten Energiemanagements hängt jedoch auch davon ab, wie agil es auf Prognosefehler reagiert und variiert somit je nach Speichersystem.
Das sind relativ geringe Mengen. Wäre es vor dem Hintergrund der Ukraine-Krise und des Klimawandels trotzdem sinnvoll, diese Regelung aus dem EEG zu streichen oder es den jeweiligen Netzbetreibern freizustellen, von dieser Abregelung Gebrauch zu machen, wenn es in ihrem Netzgebiet notwendig ist? Oder sehen Sie zwingende Gründe, warum diese Regelung beibehalten werden sollte?
Über die Sinnhaftigkeit dieser Regelung lässt sich aus unterschiedlichen Blickwinkeln philosophieren. Jede Photovoltaik-Anlage, die wir heute installieren, wird voraussichtlich auch noch Mitte der vierziger Jahre am Netz sein. Wenn wir bis dahin über 400 Gigawatt Photovoltaik-Leistung in Deutschland in das Energiesystem integrieren wollen, kommen wir nicht darum herum, die solaren Erzeugungsspitzen dezentral abzufangen. Da ist jede Maßnahme, die die kumulierte Einspeiseleistung in einem Niederspannungsnetz reduziert, zu begrüßen. Der Mehrwert der 70-Prozent-Regelung ist jedoch aufgrund von räumlichen Ausgleichseffekten insbesondere an wechselnd bewölkten Tagen vergleichsweise gering. Und auch an sonnigen Sommertagen sollte man die Hebelwirkung der 70-Prozent-Regelung nicht überschätzen. Hinzu kommt: Netzbetreiber berücksichtigen bisher in der Netzverträglichkeitsprüfung häufig auch gar nicht, ob die 70-Prozent-Regelung in Anspruch genommen wird oder nicht. Aus Sicht der Anlagenplaner und -betreiber sieht das natürlich anders aus. Zum einen erhöht die 70-Prozent-Regelung den Beratungsaufwand. Zum anderen kann die Umsetzung der dynamischen 70-Prozent-Begrenzung der Einspeiseleistung unter Berücksichtigung des Eigenverbrauchs aufwendiger als gedacht ausfallen. Wenn die Photovoltaik-Anlage auf einem Nebengebäude mit einer größeren Entfernung zum Netzanschlusspunkt errichtet wird, übersteigen die Kosten für die kommunikative Einbindung des Wechselrichters schnell den Nutzen der dynamischen Begrenzung der Einspeiseleistung. Dafür sind auch die geringen Einspeisevergütungssätze verantwortlich.
Kann es sein, dass es zu Lasten der Lebensdauer der Anlage geht, wenn der Wechselrichter die 70 Prozent nicht dynamisch abregelt, sondern einfach kleiner dimensioniert wird?
Eine höhere Auslastung kann höhere Betriebstemperaturen und damit eine schnellere Alterung der Leistungselektronik hervorrufen. Soweit die Theorie. In der Praxis hängt das auch davon ab, wie sich der Produktpalette eines Wechselrichterherstellers zusammensetzt. Wechselrichter innerhalb einer Produktreihe bauen oft auf der identischen Hardware auf und die unterschiedlichen Nennleistungen ergeben sich lediglich durch unterschiedliche Einstellungen in der Software. Oder anders formuliert: Unter der Haube eines Wechselrichters, der laut Datenblatt eine Nennleistung von 7 Kilowatt hat, kann sich auch ein 10-Kilowatt-Gerät verstecken. Beträgt die Nennleistung der Photovoltaik-Module beispielsweise 10 Kilowatt, werden die verbauten leistungselektronischen Komponenten bei beiden Wechselrichtern ähnlich stark belastet. In diesem Fall wäre die Wahl des kleineren Wechselrichters nicht nachteilig.
Mit dem EEG 2021 ist ja auch der Eigenverbrauch für Anlagen bis 30 Kilowatt Leistung von der EEG-Umlage befreit und ab Juli soll sie eh komplett gestrichen werden. Ist denn festzustellen, dass die Regelung vielleicht zu einem stärkeren Zubau im Segment der Dachanlagen zwischen 25 und 30 Kilowatt geführt hat und auch in Zukunft dazu führt, dass Hausbesitzer ihre Dächer eher voll mit Solarmodulen belegen?
Erfreulich ist erst einmal, dass immer mehr Anlagenbetreiber nicht bei 10 Kilowatt Halt machen und deutlich mehr Leistung auf ihren Dächern installieren lassen. Das bestätigen auch die Registrierungen im Marktstammdatenregister für das Jahr 2021, die wir an der HTW Berlin im Rahmen der Stromspeicher-Inspektion 2022 ausgewertet haben. Die Meldedaten machen allerdings auch die Anfang 2021 neu eingeführte 25-Kilowatt-Schwelle für die 70-Prozent-Regelung sichtbar. Im Marktsegment zwischen 20 Kilowatt und 30 Kilowatt fällt besonders ins Auge, dass auffällig viele Anlagen eine Nennleistung knapp unter 25 Kilowatt oder knapp unter 30 Kilowatt haben. Hier kommen die ausbauhemmenden Effekte der beiden Regelungen zum Vorschein. Für einen forcierten Ausbau der kleinen Dachanlagen muss die Anzahl der bürokratischen Schranken nach dem Motto „freie Fahrt für Photovoltaik-Anlagen bis 30 Kilowatt“ weiter reduziert werden. Schließlich können wir es uns nicht leisten, geeignete Dächer gar nicht oder nur teilweise mit Solarmodulen zu belegen.
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Zitat: „unterliegen der Regelung, dass (sie) nur 70 Prozent der erzeugten Solarstrommenge einspeisen dürfen“
Diese Aussage ist falsch: Sie dürfen nur 70% der nominalen Maximalleistung einspeisen, das ist etwas anderes, als Strommenge. Strommengen werden in kWh gemessen, die Leistung in kW. Es ist einer Fachpublikation unwürdig, das nicht sauber auseinanderzuhalten.
Hallo JCW,
danke für den Hinweis. Haben Sie natürlich recht und es ist geändert.
Beste Grüße,
Sandra Enkhardt
Hallo in die Runde. Ich wüsste gerne, warum auch Mini Anlagen zB. 3,6kwp die unverständliche 70% Regelung haben?
Das sind alles Leistungen im Bereich eines Wasserkochers. Das merkt niemand.
Ist Guerilla PV die einzige Lösung?
Viele Grüße Florian Walther
Im Grunde genommen immer noch unverständlich das absichtlich bei 70% mögliche Stromerzeugung verhindert wird, wo doch alle aktuell nicht genug Strom bekommen können. Unser 10kw Akku war ab Mai meist schon um 9:30 morgens komplett voll und ab 10 waren wir in der 70% Abrieglung. Ladeprofile können angeblich nur manuell vom Installateur von Winter auf Sommerbetrieb umgeschaltet werden, bei Bewölkung saß man dann mit leeren Akku da. War mir zu umständlich und hab dann größere Verbraucher angeschafft um den Strom dann selber zu verballern. So wird das nix mit der Energiewende…..
Wie wäre es denn mit entsprechendem eigenen Management?
Ein größerer Akku kann länger geladen werden und bietet die Möglichkeit so vor Ort die Energie auch bei Wolken in Waschmaschine/Spülmaschine zu verbrennen…
10kWh Akku ist dann zu wenig…
Letztlich braucht es kein sehr intelligentes Management denn die Wolken machen ja die Regeln, man kann einfach immer am 70% Limit einspeisen und dann jeden „Rest“ in den maximal großen Akku stecken..
Alles andere ist halt unrealistisch und overengineering für ein Problem was nicht da sein sollte…
Insgesamt ist das wieder ein bedrückendes Beispiel, wie durch gesetzliche Fehlsteuerung unwirtschaftliche Investitionen provoziert werden. Um der Zwangsabregelung zu entgehen, bleibt nur die Lösung eines privaten Heimspeichers, obwohl das Netz viel besser und billiger entscheiden könnte, ob der produzierte Strom gleich gut verkauft werden kann, oder gespeichert werden muss. Als Schmankerl kaufen sich die stolzen Heimspeicherbesitzer noch ein Sicherheitsproblem ein, und die Wahrscheinlichkeit, dass sie mal Gelegenheit haben, irgendwelche Vorteile aus einer möglicherweise vorhandenen Notstromfunktion der Speicher zu ziehen, ist minimal. Erstens sind relevante Stromausfälle in Deutschland sehr selten, und zweitens hat man dann in den meisten Fällen gerade keinen Strom im Speicher, weil das Wetter schon seit ein paar Tagen schlecht ist.
Vor ein paar Jahren hat E3/DC stolz gemeldet, dass ein paar Speicherbesitzer während eines Sturmtiefs von ihrer Notstromfunktion Gebrauch machen konnten. Auf der mitgelieferten Deutschlandkarte konnte man sehen: Diese Speicher standen vorwiegend im bayerischen Donauraum. Dort war das Wetter nämlich am Vortag so gewesen, dass die Speicher auch eine relevante Ladung gespeichert hatten. Im Schwerpunktgebiet der Stromausfälle, NRW, hatte wegen vorhergehenden Schlechtwetters kein Speicher genug Ladung, um Notstrom bereitzustellen.
So ganz nachvollziehen kann ich die 70% Regelung nicht, wenn jetzt mit dem Referentenentwurf Volleinspeisung ausdrücklich erwünscht und sogar bevorzugt gefördert wird. Es wird sowieso Zeit für ein vernünftiges Überschuss-Management im Netz, zum Beispiel mit einem smarten Netz und netzdienlichen Tarifen. Ein neues Strommarkt-Design, das so etwas im Besonderen fördert, ist aus meiner Sicht dringend erforderlich. Jedes effizient genutzte Prozent zählt, mehr denn je.
Um zu verhindern, dass sinnlose Schwellwerte zu einer Selbstbeschneidung bei der Anlagengröße führen (in diesem Fall die 70%-Grenze zur Zwangsabregelung für Anlagen größer als 25kWp und die Abgabenpflicht ab 30kWp) muss man die Regelungen so gestalten, dass unterhalb der Grenze günstige Pauschalregelungen greifen, die aber bei zunehmender Anlagengröße für den Betreiber ungünstig werden. Überschreitet er den Schwellwert nur geringfügig, ist die Benachteiligung noch akzeptabel, aber ab einer individuell wählbaren (und entsprechend unterschiedlichen) Leistung wechselt der Betreiber dann freiwillig zu der Regelung der höheren Leistungsklasse, weil die dann deutlich günstiger wird, als die in der niedriger liegenden Leistungsklasse gültige Pauschalregelung.
Bei der 70%-Abregelung kann das so aussehen, dass die Abregelung grundsätzlich 25kW durchlässt. Höhere Leistungen dürfen erst eingespeist werden, wenn diese 25kW weniger als 70% wären, also ab einer maximalen Erzeugungsleistung von 35,7 kWp. Der größte Teil der Mehrproduktion im Übergangsbereich zwischen 25 und 35,7kWp könnte weiter eingespeist werden, so dass es sich weiterhin lohnt, die Anlage so groß wie möglich zu machen. Der weiche Übergang würde niemanden hindern, das zu installieren, was auf sein Dach draufpasst. Insgesamt sollte die Pflichtabregelung, wenn man sie überhaupt beibehalten will, aber zu einer höheren Grenze hin verschoben werden, denn die Kleinanlagen sind irrelevant. Ihnen zusätzlich das Leben schwer zu machen ist unnötig und deshalb falsch.
Wie gehe ich mit meinem Solarstrom vom Dach um? Wer beim Wechselrichter gespart hat, der kann auch nicht viel regeln. Mit einem guten Wechselrichter kann ich den Gleichstrom vom Dach ohne umwandeln in die Batterie laden. Er schaltet Verbraucher je nach Wetterlage und Bedarf zu. So werden auch Stromspitzen über 70% im Haus verbraucht, auch mit E-Auto, Heizung, Warmwasser oder Speicher. Die intelligente Steuerung lädt den Speicher halt in den Nachmittagsstunden, wo am meisten Sonnenenergie da ist. Der Netzausbau hängt der Erzeugung durch Wind und Sonne immer noch hinterher. Oft werden dann noch die Stromspitzen zu Schleuderpreisen ins Ausland verkauft. Bei diesen Energiepreisen sind Speicher bereits sehr rentabel. Ein E-Auto wird in zwei, drei Jahren als Großspeicher vor der Haustür stehen und das Haus über Nacht versorgen. Eine Wärmepumpe und ein E-Auto werden ab den nächsten 5 Jahren neue Heizungs-und Warmwasseranlagen und die Verkaufszahlen beim PKW bestimmen. Dass die Bürokratie als letztes verschwindet ist für mich nicht verständlich. Jeder Eigenheimbesitzer kann machen was er will wenn er unter 30 kWp Leistung auf dem Dach bleibt. Das kann gehandhabt werden wie Obst und Gemüse vom eigenen Garten.
Vielen Dank für das interessante Interview, das endlich auch einmal die Netzdienlichkeit von Energiemanagement thematisiert.
Praktisch umgesetzt wurden solche Algorithmen zum vorausschauenden Be- und Entladen von Batteriespeichern bereits im Open Source Energy Management System (OpenEMS):
– der „ESS Grid Optimized Charge“ Controller nutzt lokale Verbrauchs- und Erzeugungsvorhersagen während des Tages um die Beladung eines Speichers zu verzögern. Er realisiert so eine kontinuierliche gleichmäßige Beladung, vermeidet Regelungenauigkeiten am Netzanschlusspunkt und reserviert Kapazität für die Mittagsspitze (https://github.com/OpenEMS/openems/tree/develop/io.openems.edge.controller.ess.gridoptimizedcharge)
– der „ESS Time-of-Use Tariff Discharge“ Controller nutzt lokale Verbrauchs- und Erzeugungsvorhersagen in der Nacht, um die Entladung eines Speichers so anzupassen, dass ein notwendiger Reststrombezug in den günstigen Zeiten eines zeitvariablen Tarifs erfolgt (https://github.com/OpenEMS/openems/tree/develop/io.openems.edge.controller.ess.timeofusetariff.discharge)
Ich/wir freuen uns über Feedback und weitere Entwicklungsideen dazu und laden gerne jeden Anlagenbetreiber ein, die eigene Anlage mit OpenEMS aufzurüsten.
Mehr Infos zu OpenEMS:
– https://openems.io/
– pv magazine top business model: Ein Betriebssystem für die Energiewende: https://www.pv-magazine.de/2018/11/12/pv-magazine-top-business-model-ein-betriebssystem-fuer-die-energiewende/
– OpenEMS Community Forum: https://community.openems.io/
Viele Grüße,
Stefan Feilmeier
Vorstand OpenEMS Association e.V.
Solange in meinem Sichtbereich 4 große WKAs nicht laufen dürfen – 2 angeblich wegen Rotmilan – 2 wegen der Möglichkeit einer Havarie (ist aber großräumig abgesperrt, wenn es zusammenbricht, was solls)- wird es eh nichts mit der Energiewende. Die Bürokratie bringt uns alle um, egal wo.
Ein WKA-Park in einem Brutgebiet des Rotmilans shredder nicht laufend diese Greifvögel. An erster Stelle ist der Bauer für den Tod dieser Tiere verantwortlich welcher illegal Köder für Mäuse, Hamster und Ratten ausgelegt. Diese werden durch die Greifvögel aufgenommen verenden. Auf Platz 2 und 3 kommen der Autoverkehr und die Deutsche Bahn. Die Windräder stehen erst an 7. Stelle. In einem Brutgebiete der Rotmilane hat ein Betreiber eines Parks die Auflage bekommen Ausgleichsfütterungen vorzunehmen. Der Rotmilan und auch andere Greifvögel wie Habicht und Bussard haben dadurch ihre Bestände erhöht. Das ist für mich Energiewende im Einklang mit der Natur.
Das mit den Windrädern als Vogel schredder, ist ohnehin so eine Hype der Windkraft Gegner.
Ich bin seit über 50 Jahren Vorstand unseres hiesigen Brieftaubenvereins. Wir nehmen von Mai bis September regelmäßig mit unseren Tieren an Wettflügen aus den unterschiedlichsten Richtungen, und Entfernungen teil. Wenn die auf dem Heimflug sind fliegen die zwischen 80 und 120 Kmh wesentlich schneller als Rotmilane. Ich bekomme als Vereinsvorstand regelmäßig Meldungen von toten, oder verletzten Tiere die unter Hochspannungsleitungen gefunden wurden, aber bis heute noch nicht eine, die unter einem Windrad gefunden wurde. Die relativ dünnen Leitungen sind bei grellem Sonnenschein, erst im letzten Moment von den zügig heimwärts fliegenden Tauben zu sehen, während die weitaus sichtbareren und zudem beweglichen Windräder schon aus der Ferne wahrgenommen, und umflogen werden können . Ich kann mir nicht vorstellen, warum der wesentlich langsamer dahingleitende Rotmilan, da besonders betroffen sein soll.
Das Bürokraten Volk hat erstens keine Ahnung und zweitens den Hang Ihre Mitmenschen zu gängeln. Deshalb gibt es nur zwei Anlagentypen die sinnvoll sind. Das sind Inselanlagen und 0 Einspeise Anlagen. Die brauchen nicht genehmigt werden. Übrigens die Neigung der heutigen aktuellen PV Felder ist nicht mehr so kritisch wie in der Vergangenheit. Die Felder mit ungünstigeren Neigungen funktionieren hervorragend. Heute werden Norddächer belegt und bringen Ertrag. Aber die Schwätzer haben das noch nicht mitbekommen. Übrigens 2-5%+ ohne die 70% Gängelei macht in der Summe der PV Anlagen einen grossen Unterschied. Pro 100Anlagen hätten wir den Strom von 2-5Anlagen umsonst. Wir sollten jede Energie die vom Gas oder Öl unabhängig ist konsequent nutzen. Sinnlose Verschwendungen und schwachsinnige Bürokratie können wir uns nicht mehr leisten.
R.Hilf
Vorschlag: Keine Förderung von PV Anlagen mehr, keine unnötige Restriktionen, eine Vergütung für jede ins öffentliche Netz eingespeiste KWh von 2/3 dem Preis wie es die Energieversorger weiterverkaufen. Z.B. bei 30Cent Endverbraucherpreis bekommen PV Anlagenbetreiber 20Cent Vergütung unsw. Das wäre fair und würde zu einem Boom von preisgünstigen Neuanlagen mit Einspeisung für alle führen. Der Strompreis würde fallen und nicht steigen, der PV Anteil würde sich mittelfristig verdoppeln.
R.Hilf
Unsere Bürokraten wären diesbezüglich arbeitslos und könnten was sinnvolles machen.
R.Hilf