PV without feed-in tariff - what now?

by Peter Winter, Solar-Log GmbH | 26.09.2022

Anyone who has decided to install a PV system and feed the PV electricity into the grid knows that the remuneration for this is finite. The Renewable Energy Sources Act (EEG) stipulates a remuneration period of 20 years. Slowly but surely, more and more systems are being affected by the fact that the remuneration for the electricity they feed into the grid is coming to an end. The question now is what options are available to continue using the generated electricity efficiently.

The trade and installers must also be prepared to answer this question. What alternatives can I offer my customers and what solutions does the market offer here?

Changing field of activity

The field of activity of installation companies for PV systems is changing fundamentally. In addition to the standard-compliant integration of the system at the grid connection point, new customer enquiries and topics are constantly being added. While in the past it was mainly questions about registration and tax law, today it is questions about the entire system. Due to sector coupling with heat and electromobility, new consumers must be integrated into the system.

In order to supply these consumers locally, larger generation plants are necessary. In addition, the demand for battery storage is rising sharply. For this, the system-side coupling with powerful energy management systems is of great importance, and an energy management system is also important for electromobility. It ensures that the charging curve is coordinated with generation. The same applies to heat pumps. It must also be possible to take into account combined heat and power plants as generation units with combined provision of electricity and heat in these systems.

System approach and electricity costs

One thing is clear: if the scope of installation increases from a PV system to a power generation system with sector coupling, the scope of investment also quickly becomes significantly larger. This is why the longevity, flexibility and expandability of the system play a major role for customers.

As a result, and even more so when existing systems come into play, installers are already facing queries about post-EEG systems. We must not forget here: Many customers who already invested in the early "PV days" are investing again today. Back then there was a 50 ct feed-in tariff, but after 20 years some grid operators only pay 5 ct. This means it is time to act!

Quelle: Solar Cluster Baden-Württemberg, Faktenpapier WEITERBETRIEB VON Ü20-PHOTOVOLTAIKANLAGEN; www.photovoltaik-bw.de

 

Diese Möglichkeiten gibt es:


Weiterbetrieb als Volleinspeiser

Grundsätzlich ist die gute Nachricht, dass die PV-Anlagen weiterbetrieben werden können, zumindest bis zum 31.12.2027 (siehe Abb.1). Hierbei gilt, dass Anlagen ab 100 kWp über eine intelligentes Messsystem verfügen müssen, welches eine stufenlose Fernsteuerbarkeit zulässt. Der eingespeiste Strom wird mit dem Marktwert Solar vergütet. Dieser schwankt auch aufgrund der aktuellen politischen Entwicklung sehr stark und liegt im Monatsmittel zwischen 1 ct und 27 ct ( Abb. 2 zeigt die Zubauzahlen nach Anlagengröße der letzten 20 Jahre). Daher ist das Ertragspotenzial durchaus gut, allerdings volatil. Gerade in den Sommermonaten kann es bei einem Überschuss durch Strom aus erneuerbaren Energien zu sehr niedrigen Marktwerten kommen. Da die Anlagen mittlerweile abgeschrieben sind, ist der Weiterbetrieb in den meisten Fällen dennoch wirtschaftlich möglich. Diesbezüglich sind Aufwände für die Pacht (z. B. von Dachflächen) zu berücksichtigen.

Weiterbetrieb mit Eigenverbrauch

Zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit ist die Erhöhung des Eigenverbrauchs sinnvoll. Hierzu müssen Lasten eingebunden werden, welche vorzugsweise tagsüber und/oder im Sommer die höchsten Verbräuche aufweisen. Diese variablen Lasten sollten sich dann an der Erzeugungskurve der PV-Anlage orientieren. Das ist beispielsweise mit Ladestationen für Elektrofahrzeuge, Kälteanlagen oder Wärmepumpen gut möglich. Bei Elektrofahrzeugen ist der Speicher bereits integriert. Und bei Wärmepumpen kann die Energie über die Masse des Hauses oder Warmwasserspeicher gespeichert werden, um die zeitlichen Unterschiede zwischen Erzeugung und Verbrauch zu glätten.

Stehen zu wenige variable Lasten bereit, ist ein stationärer Batteriespeicher eine gute Lösung. Damit lässt sich die bei Tag erzeugte Energie speichern und nachts nutzen, unabhängig von den angeschlossenen Verbrauchern. Wichtig für die Wirtschaftlichkeit ist eine gute Dimensionierung des Batteriespeichers. Er kann hervorragend tageszeitliche Schwankungen zwischen Erzeugung und Verbrauch ausgleichen. Dagegen wird er im Sommer bei viel Erzeugung und 14 h Tageslänge selten leer werden, wohingegen Batteriespeicher im Winter aufgrund der geringen Erzeugung nur selten vollgeladen werden. Optimal ausgelegte Speicher erreichen im Jahr ca. 220 bis 250 Vollzyklen, das heißt rechnerisch eine vollständige Ladung und Entladung.

Wechsel in die Direktvermarktung

Der Wechsel in die Direktvermarktung ist typischer Weise nur für Anlagen größer 100 kWp relevant. Diese sind bei den zurzeit aus dem EEG fallenden Anlagen sehr selten (Abb.2). Für die Direktvermarktung muss die Anbindung an ein Direktvermarktungsportal erfolgen und die Regelbefehle dieses Portals müssen über den Erzeugungsanlagenregler zuverlässig umgesetzt werden. Hierfür bietet sich der Solar-Log Base 100 an, da er über die kundenseitige Internetverbindung direkt eine Verbindung zum Portal von Interconnector aufbauen kann. Auch die Einrichtung wird von Solar-Log unterstützt, damit sie mit minimalem Aufwand an der Direktvermarktung teilnehmen können.

Stromlieferverträge PPA

Neben der Direktvermarktung sind prinzipiell auch Stromlieferverträge (PPA) denkbar. Hierbei kauft ein Kunde die komplette Strommenge der Anlage ab. Als zertifizierter EZA Regler und mit flexibler Modbus TCP Kommunikation erfüllt der Solar-Log Base grundsätzlich alle Anforderungen zur Anbindung an ein PPA-Vermarktungsmodell.

Für Post-EEG-Anlagen reicht zumeist ein Zweirichtungszähler am Netzverknüpfungspunkt aus. Der benötigte EZA Regler ist bereits im Solar-Log Base integriert.

Anlagenumbau

Die frühen EEG-Anlagen waren aufgrund der hohen Einspeisevergütung fast ausnahmslos Volleinspeiseanlagen. Dementsprechend ist zur Nutzung für den Eigenverbrauch oftmals eine Änderung der Installation erforderlich. Bei Post-EEG-Anlagen reicht hierfür zumeist ein Zweirichtungszähler am Netzverknüpfungspunkt aus (Abb.3 ).

Anlage ersetzen

Für die Weiternutzung der Anlage ist natürlich auch der Anlagenzustand entscheidend. Bedenkt man, dass vor 20 Jahren Modulwirkungsgrade von 14 % bereits sehr gut waren, bringen heutige Hochleistungsmodule einen Wirkungsgrad von über 22 % und sind damit mehr als die Hälfte leistungsfähiger. Berücksichtigt man zusätzlich noch die technologische Entwicklung von Modulen und Wechselrichtern und eine Degradation der alten Module von ca. 20 % ist eine Verdopplung des jährlichen Energieertrages auf gleicher Fläche durchaus denkbar. Um hierbei eine Erweiterung des Netzanschlusses zu vermeiden, kann mit einer Pav,e-Überwachung eine Anlage installiert werden, welche die Leistung des Netzanschlusses übersteigt.

 

Wie geht es weiter?

Wir behalten den Markt konsequent im Blick. Mit Redispatch 2.0 gab es bereits Auflagen für die Fernsteuerbarkeit von PV-Anlagen ab 100 kWp. Das wird sich in den nächsten Jahren weiter verschärfen. Über Redispatch 3.0 sollen auch kleine Anlagen von der Ferne abgeregelt werden können. Entscheidend dafür wird der Roll-Out von Smart Meter Gate-Ways sein. Darum sind wir diesbezüglich mit unseren Partnern im engen Austausch, um die richtigen Lösungen zur richtigen Zeit bereitstellen zu können.

Momentan sind auch zeitbasierte Stromtarife im Gespräch. Schon heute gibt es einzelne Anbieter, die stundenbasierte Tarife anbieten, welche den Börsenpreis direkt an den Kunden weitergeben. Damit kann man über die Flexibilisierung des Verbrauchs bares Geld sparen. Schon heute können über zeitbasierte Funktionen des Solar-Log Base Verbraucher bevorzugt in bestimmten Zeitfenstern geschaltet werden.

Welche Lösung ist die Richtige für mich?

Es kommt immer auf die individuelle Situation an. Eine Blaupause wird es nicht geben. Trotzdem lassen sich einige Handlungsempfehlungen ableiten:

  1. Bewerten sie den momentanen und den zukünftig zu erwartenden Eigenverbrauch. Hierbei ist es wichtig, variable Lasten zu identifizieren. Außerdem ist das Nutzungsverhalten relevant. Es ist wichtig zu verstehen, welche Verbraucher tagsüber oder nachts bzw. im Sommer oder im Winter genutzt werden.
  2. Ist der Eigenverbrauch bekannt, sollte er mit der bekannten Energiemenge der bestehenden Anlage verglichen werden.
  3. Sind die vorgenannten Punkte bekannt, lässt sich eine Energiebilanz aufstellen. Im Fokus stehen hier die typischen Szenarien für Wochentage und Wochenende in den Jahreszeiten. Diese Bewertung lässt Rückschlüsse auf das Vermarktungsmodell, die Anlagengröße oder den Einsatz eines Batteriespeichers zu. Hierbei steht unterstützen wir sie zukünftig auch mit geeigneter Planungssoftware, um die kostenoptimale oder CO2-optimale Auslegung von Anlagen schnell und unkompliziert durchführen zu können.

 

Zusammenfassung

Mit den vorgenannten Überlegungen haben wir gezeigt, dass es auf die Systembetrachtung ankommt. Verbrauchs- und Erzeugungswerte müssen bekannt sein. Visualisierungen vereinfachen die Bewertung erheblich. Wichtig ist: Egal wie sie sich entscheiden, der Solar-Log Base hilft ihnen bei der netzkonformen Anbindung der Anlage an das öffentliche Stromnetz genauso wie bei der Direktvermarktung oder dem Lastmanagement. Durch die Kompatibilität zu zahlreichen Komponenten können sie ihr Energieerzeugungssystem nach eigenen Wünschen gestalten. Auch bei Repowering oder Anlagenerweiterungen können sie alle Daten gemeinsam in einem Portal visualisieren.

 

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