Flexibilitätsentschädigung für PV-Produzenten bei netzdienlichem Verhalten

27.03.2024
Der Zubau von Photovoltaik wächst stark. Im Jahr 2023 mit 1.5 Gigawatt um fast 40%. Die Verteilnetzbetreiber sind ob dieser Entwicklung gefordert. Die notwendigen Kapazitäten können nicht mehr überall zeitnah bereitgestellt werden. Hier sind Lösungen gefragt: Die Elektra setzt auf netzdienliche Anreize.
Gastautor
Dr. Markus Flatt
Partner, EVU Partners
Gastautor
Jan Giger
Leiter Netze, Genossenschaft Elektra
Disclaimer
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Im Versorgungsgebiet der regionalen Energieversorgerin Elektra hat bereits jeder sechste Netzanschluss eine eigene PV-Anlage installiert. Genauer gesagt sind über 1’500 PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von über 38 MWp an das Stromnetz angeschlossen. Diese Anlagen produzieren mehr als 20% des gesamten Stromverbrauchs im Netzgebiet. Die Gesamt-PV-Leistung übersteigt sogar die höchste Verbrauchsspitze im Jahr.

Obwohl das beeindruckend klingt, stellt dies eine grosse Herausforderung dar. Die Herausforderung besteht darin, dass ein Ausbau des Netzes auf Spitzenkapazitäten zu einem ineffizienten Stromnetz führen würde. Tatsächlich wäre das Netz nur an wenigen Tagen im Jahr voll ausgelastet, da PV-Anlagen ihre maximale Leistung nur an wenigen Tagen und Stunden im Jahr produzieren, allerdings mit einer nahezu 100-prozentigen Gleichzeitigkeit. Daher sollte das Ziel sein, die PV-Anlagen bei einer Überlastung des Stromnetzes zu begrenzen. Zu diesem Zweck hat die Elektra viele Anlagen über mehrere Jahre analysiert. Die Untersuchungen haben ergeben, dass eine Begrenzung der Photovoltaik-Einspeisung auf 60% nur geringe Auswirkungen auf die tatsächliche Stromerzeugung hat. Die Reduzierung der Stromproduktion im Versorgungsgebiet der Elektra liegt durchschnittlich bei weniger als 6%.

Wirkung von Einspeisebegrenzungen auf Energieerträge. (Quelle: Elektra)

Vor diesem Hintergrund haben sich die Verantwortlichen der Elektra entschieden, ihren Produzenten eine kundenorientierte Lösung zur Begrenzung der Einspeiseleistungen anzubieten.

Einordnung und rechtliche Rahmenbedingungen

Die Nutzung von sogenannten «Flexibilitäten» im Verteilnetz – bei Verbrauchern wie bei Erzeugern – dürfte für eine effiziente und zeitlich realisierbare Dezentralisierung unseres Stromsystems zentral sein.[1] Zum einen, um überhöhte Netzkosten im Sinne der gesetzlichen Vorgaben [2] zu verhindern. Zum anderen, weil der klassische Netzausbau im Kontext von Komponenten- und Fachkräftemangel gar nicht innert nützlicher Frist möglich sein wird. Die Wichtigkeit der intelligenten Nutzung von Flexibilitäten hat auch der Gesetzgeber erkannt und will mit dem sog. Stromgesetz (Energie-Mantelerlass) den Zugriff und die Nutzung von Flexibilität auf Gesetzesstufe verankern.[3] Die Neuregelung soll eine effizientere Integration dezentraler Erzeugungsanlagen ins System und auch eine Stärkung der Kundenzentrierung bedeuten.

Zu diesem Zweck soll Flexibilität einen Wert erhalten. Verbraucher und Produzenten, welche ihren Verbrauch oder ihre Produktion netzdienlich bzw. «flexibel» ausgestalten können, sollten dafür entschädigt werden. Dies ist aus Sicht der Verteilnetzbetreiber dahingehend wichtig, da die Inhaber von Flexibilität diese auch anderweitig einsetzen können, z.B. für ihre Optimierung des Eigenverbrauchs, für das Angebot an Regelenergie an Swissgrid oder zu Marktzwecken. Das Verteilnetz steht daher zu einem gewissen Grad in Konkurrenz um die zunehmend wertvollere Flexibilität ihrer Endkunden.

Joss & Bucher präsentieren in ihrem Paper exemplarische Lösungsvorschläge [4]:

  • Wer seinen Batteriespeicher netzdienlich betreibt, erhält einen 20% höheren Einspeisetarif für den Solarstrom oder für den vom Speicher ins Netz abgegebene Strom.
  • Wer das Verhältnis von produziertem Solarstrom (Energie) zu eingespeister Spitzenleistung (Leistung) hochhält (beispielsweise oberhalb von 2000 kWh/kW), erhält einen 20% höheren Einspeisetarif.
  • Wer sein Elektroauto an einer vom Netzbetreiber gesteuerten Ladestation anschliesst, erhält einen günstigeren Ladetarif. Will er das Auto dennoch schnell vollladen, so bezahlt er für diese Vollladung einen höheren Tarif.

In der Praxis der Verteilnetzbetreiber sind solche Lösungsansätze heute noch eine Seltenheit. Dies hat mehrere Gründe. Einerseits fehlt oft noch die Intelligenz bezüglich Messung und Steuerung. Der Smart-Meter-Rollout kommt zwar voran, die intelligenten Regel- und Steuersysteme fehlen jedoch vielerorts. Hier scheitert es noch an notwendigen Schnittstellen-Standards zwischen Netzbetreibern und Gebäudeinstallation sowie an den vergleichsweisen hohen Kosten. Andererseits fehlte bis heute eine regulatorische Praxis, welche Flexibilitätsentschädigungen oder tarifliche Anreize aktiv unterstützt. Die heutige Regulierung basiert auf einem strikten «Cost+»-Ansatz, wonach nur effektiv angefallene und nachweisbare Kosten im Netz zur Anrechnung gebracht werden dürfen. Nun liegt es jedoch bei Flexibilitätsentschädigungen gerade in der Natur der Sache, dass hier keine Kosten originär anfallen. Mittels Flexibilitätsnutzung sollen zusätzliche Kosten ja gerade vermieden werden. Mit der Bemessung solcher Opportunitätskosten tut sich eine Aufsichtsbehörde naturgemäss eher schwer.[5] Es ist zu hoffen, dass sich mit der neuen gesetzlichen Grundlage für Flexibilitätsmassnahmen in Art. 17c StromVG sowie deren Anrechenbarkeit gemäss neuem Art. 15 Abs. 2 lit. d StromVG auch in diesem Punkt die regulatorische Praxis weiterentwickelt.

Anreize für netzdienlichen Eigenverbrauch von PV-Anlagen, Elektrofahrzeuge und Batteriespeicher

Die Elektra hat sich nach gründlicher Überlegung und Analyse bewusst für Anreize und gegen eine Regelung durch intelligente Steuer- und Regelsysteme oder zusätzliche Werkvorschriften entschieden. Dieser Entscheidungsprozess war das Ergebnis einer umfassenden Bewertung der technischen und administrativen Herausforderungen, die mit solchen Systemen verbunden sind. 

Heute besteht bereits ein hoher Anreiz, Eigenverbrauch zu praktizieren. Dieser wird in den nächsten Jahren mit virtuellen Zusammenschlüssen zum Eigenverbrauch (ZEV) und lokalen Energiegemeinschaften (LEG) nochmals stark zunehmen. Bisher gibt es jedoch keine Anreize für die Kundinnen und Kunden, den Eigenverbrauch von PV-Anlagen, Elektrofahrzeuge oder Batteriespeicher netzdienlich zu betreiben. PV-Anlagen werden grundsätzlich für die maximale Belastung ausgelegt, was einen entsprechenden Netzausbau erfordert. Dies ist kostenintensiv und verlangsamt den Genehmigungsprozess für neue PV-Anlage. Daher ist es wichtig, dass diese so betrieben werden, dass sie das Netz unterstützen und eine stabile und effiziente Stromversorgung gewährleisten. Um dies sicherzustellen, gibt es zwei Möglichkeiten: Einerseits durch entsprechende Vorgaben und Vorschriften, andererseits durch entsprechende tarifliche Anreize.

Mit dem Produkt «TOP 40» bietet Elektra den PV-Anlagenbetreibenden die Möglichkeit, einen aktiven Beitrag zur Netzstabilität zu leisten, indem sie sich verpflichten, nie mehr als 60% der maximalen installierten Leistung (DC) ihrer PV-Anlage ins Netz einzuspeisen. Pro Jahr sind das rund 6% weniger Strom, die ins Netz eingespeist werden. Dafür erhalten PV-Anlagenbetreiber eine um 8% höhere Vergütung – bezogen auf den Rückvergütungstarif der Elektra – für den eingespeisten Strom. Dabei spielt es keine Rolle, ob der Produzent seinen Strom gemäss Art. 15 EnG an die Elektra abgibt oder einem Dritten verkauft (unbundling-konform). Für den Produzenten wird damit der Verlust durch den minimal tieferen Einspeiseanteil ausgeglichen. Zudem kann der nicht eingespeiste Strom selbst verbraucht werden, zum Beispiel zum Betrieb einer Heizung oder zum Laden von Batteriespeichern und Elektrofahrzeugen.

Maximale Leistung einer Photovoltaikanlage im Vergleich zur produzierten Strommenge im Jahr (Quelle: Elektra, Produkt «TOP 40»)

Die notwendige Technik zur Einhaltung der Einspeisegrenze, max. 60% der installierten DC-Leistung (kWp), wird direkt an der PV-Anlage vom Installateur oder der Planerin eingerichtet. Die Verantwortung für die Einspeisebegrenzung liegt beim PVA-Betreiber. Im Grundsatz gibt es zwei technische Möglichkeiten. Eine sinnvolle Lösung ist die dynamische Einspeiseregelung am Anschlusspunkt. Dabei steuert ein intelligentes System den Energieverbrauch und die Energieproduktion so, dass die im Falle der Elektra «TOP-40»-Prozent der PV-Leistung zuerst im Haus verbraucht und erst bei einem Überschuss abgeriegelt wird. Viele Betreibende von PV-Anlagen haben bereits ein derartiges Energiemanagementsystem installiert und können es entsprechend konfigurieren. Falls nicht, lassen sich auch die Wechselrichter so konfigurieren, dass sie die Rückspeiseleistung fix auf 60% der installierten DC-Leistung begrenzen. Diese Energie wird aber nicht produziert und kann auch nicht zum Eigenverbrauch genutzt werden.

Der Verteilnetzbetreiber kann die maximal zulässige Leistung kontinuierlich überwachen. Der Smart Meter, das intelligente Messgerät, spielt dabei eine entscheidende Rolle. Er erfasst viertelstündlich die Leistung am Anschlusspunkt. Auf Basis dieses Lastprofils wird eine automatische Überwachung im Energiedatenmanagementsystem eingerichtet. Dieses System ist ein wesentlicher Bestandteil der modernen Energieinfrastruktur. Es ermöglicht eine effiziente Verwaltung und Überwachung der maximal zulässigen Leistung ohne zusätzliche Installationen vor Ort.

Potenziell grosser kollektiver Nutzen

Das beschriebene Beispiel zeigt, dass ein Flexibilitätsangebots eines Verteilnetzbetreibers an seine Produzenten vielversprechend sein kann. Die konkrete Nachfrage bei der Elektra wird zeigen, ob dies auch die Kunden so sehen. Gerade hier liegt nämlich die Herausforderung von Flexibilitätsnutzungen. Der individuelle Nutzen ist begrenzt, der kollektive Nutzen umso grösser. Gelingt es, mittels Anreize die Netzkundinnen und -kunden in ihrem Verhalten zu beeinflussen, so erspart dies deutlich teurere Regelsysteme oder starre Limitierungen. Dazu dürfte auch die Weiterentwicklung der Netzentgelte für die Verbraucher/innen beitragen. Dass das Parlament im Rahmen des Stromgesetzes Abregelungen neu als sog. «garantierte Nutzungen» des Netzbetreibers definiert, kann zwar im Fall von konkreten Netzengpässen helfen. Aber für die Wirkung bei möglichst vielen Kundinnen und Kunden ist ein Modell mit tariflichen Anreizen aus Sicht der Autoren klar zu befürworten. Dies schon rein aus kommunikativer Sicht.

Referenzen

  1. Vgl. auch Bucher & Joss (2023) Netzanschluss von 50 GW Photovoltaik in der Schweiz – Diskussionspapier sweet-edge; S. 9.
  2. Vgl. Art. 8 Abs. 1 StromVG: Den Netzbetreibern obliegt die Gewährleistung eines sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzes.
  3. Vgl. Bundesgesetz über eine sichere Stromversorgung mit erneuerbaren Energien; Art. 17c StromVG.
  4. Bucher & Joss (2023) Netzanschluss von 50 GW Photovoltaik in der Schweiz – Diskussionspapier sweet-edge.
  5. Vgl. dazu etwa die Praxis beim Einsatz von Batteriespeichern; ElCom (2023) Fragen und Antworten zur Energiestrategie 2050, Ziff. 62.

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