Mieterstromprojekt mit Strom aus Wasserkraft im hessischen Lahnau ©Revikon GmbH
Die Revikon GmbH ist auf Revitalisierung von brachliegenden Industriegeländen, Gewerbeimmobilien, mit und ohne Denkmalschutz spezialisiert. 2015 hat das Unternehmen eine stillgelegte Mühle mit rund 5.500 m² Grundstücksfläche wiederbelebt. Es entstanden vier Neubauten mit Wohn- und Gewerbeeinheiten, die eine nahezu vollständige Selbstversorgung aus dem eigenen Wasserkraftwerk genießen. Soft- und Hardware für das Mieterstromprojekt kommt von Solarize.
Unabhängig seit 2015
Nach Angaben von Solarize ist die Mühle Deutschlands ältestes Mieterstromprojekt, mit dem seit 2019 eine fast vollständige Autarkie des Projektes umgesetzt werden konnte. Um selbst produzierten Strom und den über das öffentliche Netz bezogenen Strom korrekt auf private und gewerbliche Mieter abrechnen zu können, hat die Revikon GmbH gemeinsam mit der Solarize Energy Solutions GmbH 2023 die Abrechnung mit neuen Messkonzepten modernisiert und die Rechnungsstellung automatisiert. Dadurch konnte der Arbeitsaufwands für die Erstellung von Strom-Abrechnungen auf 30 Prozent reduziert werden.
Automatische Abrechnung im 15-Minuten Takt
Mieterstrommodelle nach altem Muster waren komplex, mit vielen Vorgaben und Pflichten für Vermieter. Die Abrechnung der Stromlieferungen aus öffentlichem Netz und eigenem Wasserkraftwerk an die Mieter erfolgte mangels entsprechende Soft- und Hardware mithilfe einer Mischkalkulation. Diese musste mit hohem Aufwand manuell erstellt werden. Zusätzlich erschwerten immer wiederkehrende technischen Probleme mit den alten Zählern den Abrechnungsvorgang.
Intelligente Zähler und neue Software schaffen Transparenz bei Verbrauch und vereinfachen Abrechnung
Als Erstes hat Solarize die alte Zählertechnik durch SLP-Messstellen ersetzt, die mit intelligentem Messsystem nach TAF7 Zählerstände im 15-Minuten-Takt übermitteln. Im nächsten Schritt wurden die intelligenten Zähler mit der Solarize-Plattform gekoppelt. So erhält jeder Abnehmer eine exakte Abrechnung zu Strom aus Wasserkraft und öffentlichem Netz. Verbraucher haben damit Transparenz ihres Energiebezugs und der Anbieter hat seinen Arbeitsaufwand für Abrechnungen um rund 70 Prozent reduziert.
Kathrin Ernst, die bei der Firma Weimer Facility-Management GmbH die Abrechnungsprozesse für die Revikon GmbH koordiniert, erklärt: „Wir sind sehr froh, dass wir unseren Mietern die Stromabrechnungen nun in einem automatisierten Prozess anbieten können. Dank Solarize haben wir Transparenz über Erzeugung und Verbrauch (geschaffen) und sparen viel Zeit bei der Erstellung der Abrechnungen. Wo wir aus den abgelesenen Zählerständen jahrelang händisch Rechnungen erstellt haben, erhalten wir nun alle Informationen automatisch – und auf einen Blick in weniger als einem Drittel der Zeit.“
Christian Drotleff, Projektleiter bei der Solarize Energy Solutions GmbH, freut sich über den ersten Einsatz von Soft- und Hardware in einem Wasserkraftwerk: „Mit dem Projekt für Revikon in Lahnau haben auch wir Neuland betreten. Wir haben unsere Softwarelösung erstmals für die Abrechnung einer Wasserkraftanlage eingesetzt. Damit haben wir gezeigt, dass ein Mieterstrommodell für unterschiedliche erneuerbare Energiequellen umgesetzt werden kann.“
M.Gorgus // Quelle: solarize
Photovoltaikausbau Deutschland 1990-2021Juni – Spiegel der Energiewende ©SOLAR-professionell M.Gorgus
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Photovoltaik hat in Deutschland eine 30 Jahre lange Geschichte. Bereits 1990 wurden private Anlagen installiert, 10 Jahre vor Einführung des EEG. Im Jahr 2000 trat das EEG in Kraft, das Erneuerbare-Energien-Gesetz. Es garantiert Erzeugern eine feste Einspeisevergütung für Erneuerbare Energien und einen Einspeisevorrang in das öffentliche Netz. Im Jahr 2000 startet eine einzigartige Erfolgsgeschichte Erneuerbarer Energien, insbesondere der Photovoltaik in Deutschland.
Aller Anfang war schwer
Als die Photovoltaik laufen lernte und erste Schritte, heraus aus der Nische, in Richtung elektrischer Grundversorgung auf deutschen Dächern antrat, wurden in knapp 10 Jahren ganze 70 Megawatt Leistung verbaut. Die Investitionen in die eigene Solarstromanlage waren damals extrem kostspielig, nicht gefördert und wurden von idealistischen Menschen getätigt, denen sauberer Strom wichtiger war als ein schickes Auto.
Das EEG
Am ersten April 2000 tritt das Erneuerbare-Energien-Gesetz, kurz EEG, in Kraft. Es regelt den Einspeisevorrang Erneuerbarer Energieerzeugungsanlagen und garantiert jedem Betreiber einer EE-Anlage eine garantierte Einspeisevergütung. Im Fall der Photovoltaik für 20 Jahre plus dem Jahr der Inbetriebnahme. Entwickelt hatten es die Grünen und dann gemeinsam mit der SPD als Gesetz etablieren können.
Bis zum Jahr 2003 wächst die Solarstromleistung in Deutschland moderat. Von 2003 bis 2004 verfünffacht sich der Zubau um sich in den Jahren 2010, 2011 und 2012 auf einem Niveau von über 7000 Megawatt pro Jahr einzupendeln. Die Nachfrage war damals riesig und konnte kaum gedeckt werden. Wer PV bauen wollte, musste nehmen was er kriegen konnte, Hauptsache PV.
Ein märchenhafter Boom für eine ganze Branche und es war kein Ende in Sicht. Das änderte sich im Jahre 2011.
Wirtschaftsminister startet Frontalangriff auf Solarstrombranche
Unter Initiative des damaligen Wirtschaftsministers Philipp Rössler, FDP, werden Jahr für Jahr außerplanmäßige Kürzungen der Einspeisevergütungen bei der Photovoltaik durchgesetzt. Philipp Rösler ist von 2011 bis 2013 Bundeswirtschaftsminister. Er befürwortet infolge des Atomausstiegs den Bau neuer fossile Kraftwerke, darunter auch Kohlekraftwerke, und diese mit staatlichen Mitteln zu fördern. Der Zuschuss sollte bis zu 15 % der Investitionskosten betragen.
Im August 2012 wurde bekannt, dass das von Rösler geleitete Wirtschaftsministerium auch nach dem 2011 beschlossenen Atomausstieg weiterhin den Neubau von Kernkraftwerken im Ausland mit sogenannten Hermesbürgschaften unterstützen will. Bereits ausgestellt wurden Interessensbekundungen zur Prüfung von Bürgschaftsanträgen für die Projekte Jaitapur in Indien, Temelin in Tschechien, Wylfa in Großbritannien und Olkiluoto in Finnland, weitere Anfragen liegen für das Kernkraftwerk Cernavodă in Rumänien und das Kernkraftwerk Changjiang in der Provinz Hainan in China vor.
Vorläufiges Ende einer Erfolgsgeschichte
Bei der Photovoltaik setzt das Wirtschaftsministerium mehrfach in Folge Kürzungen bei der EEG-Förderung von Photovoltaik durch in deren Folge der Markt in Deutschland derart verunsichert wird, dass der Zubau im Jahr 2013 um fast zwei Drittel zurückgeht, von 7604 Megawatt im Jahr 2012 auf 2693 Megawatt im Jahr 2013. In Folge dessen werden Solarunternehmen geschlossen und tausende Menschen verlieren ihre Arbeit.
Kurioserweise nimmt die Photovoltaik international Fahrt auf. Das deutsche Modell des EEG wird weltweit kopiert und der Photovoltaik boomt. Nur in Deutschland dümpelt der Ausbau vor sich hin und der Markt erholt sich nicht so wirklich vom politischen Angriff auf eine Zukunftsbranche.
Es ist mehr möglich und es ging mal mehr
Bei Photovoltaik ging mal mehr in Deutschland, viel mehr, aber Energiethemen sind immer politisch besetzt und so recht im Fokus Berliner Politik scheinen Klimawandel und Energiewende nicht zu sein, sonst würde die Politik schneller bei Problemfällen reagieren, wie zum Beispiel bei der Anpassung der Einspeiseverordnung von PV-Anlagen, die ab 2021 aus der Förderung fallen. Aber das ist eine andere Geschichte.
Manfred Gorgus
Quellen: Eigene Recherchen/ Bundesnetzagentur/ H.J.Fell/ Wikipedia
Mehr Flexibilität im Netz für die Energiewnde ©SOLAR-professionell
Stromnetze: Veraltete Regulierungen bremsen Energiewende europaweit – Regierungen müssen handeln
Die aktuelle Situation in Deutschland und den meisten europäischen Ländern stellt sich so dar, dass ein zentralisiertes Stromnetz auf wenige Großerzeuger ausgerichtet ist. Der Energiefluss ist dabei als Einbahnstraße konzipiert: vom Kraftwerk zum Verbraucher. Mit der Energiewende, in Deutschland hauptsächlich durch Wind und Sonne getragen, verschwimmt diese Trennung zwischen Erzeugern und Verbrauchern zusehends. Es gibt immer mehr verteilte kleine Erzeugungskapazitäten und viele Verbraucher sind ebenfalls Erzeuger – etwa durch eigene Solaranlagen.
Windkraft- und Solaranlagen werden günstiger. Transport und schließlich auch Heiztechnik müssen elektrifiziert werden, um die Emissionsziele des Pariser Klimaabkommens zu erreichen. All das bringt zusätzliche Belastungen für das Stromnetz. Sowohl die Erzeugung als auch die Nachfrage von Strom wird variabler werden. Um diese Schwankungen abzufedern muss das ganze Energiesystem flexibler werden.
„Der Gesetzgeber ist jetzt gefordert, durch veränderte Regularien und Rahmenbedingungen die Anreize zu schaffen, die es für ein Netz braucht, das auf eine mehrheitlich erneuerbare und verteilte Energieerzeugung ausgerichtet ist. Als Beispiel können hierfür die Nordischen Länder dienen, die in vielen Bereichen bereits wesentlich weiter entwickelt sind als der Rest Europas“, sagt Martin Kram, Geschäftsführer Vertrieb, Electrical Sector für EMEA bei Eaton. „Gelingt es uns nicht, zügig die nötigen Infrastrukturen bereitzustellen, ist die Energiewende in Gefahr.“
Im Whitepaper „Developing flexibility: the new cornerstore of the grid“ von Eaton und der Renewable Energy Association werden verschiedene Probleme analysiert, die angegangen werden müssen und Maßnahmen vorgestellt, um das Netz zukunftssicher zu machen. Zu den wichtigsten Aspekten gehören:
- Fehlende Märkte für Flexibilitätsressourcen: Die Flexibilisierung des Netzes erfordert Investitionen, sei es in Batteriespeicher, intelligente Ladegeräte für Elektroautos oder andere Speicherlösungen. Ohne Absatzmärkte für das so bereitgestellte Gut Flexibilität werden Investoren allerdings ausbleiben. Zudem müssen diese Märkte so gestaltet sein, dass sich Cash-Flows auf längere Zeit vorhersagen lassen, etwa durch mehrjährige Verträge. Wo derartige Märkte in Europa bereits existieren, sind sie meistens sehr kurzfristig konzipiert.
- Beschränkter Zugang zu Kapazitätsmärkten: Die Energieerzeugung der Zukunft wird in wesentlich mehr, dafür kleineren und dezentraleren Einheiten erfolgen. Bisherige Regulierungen des Strommarktes begünstigen allerdings größere Kraftwerke. In Deutschland gilt beispielsweise der Schwellenwert von 1 MW Leistung, um als eigenständiger Akteur am Strommarkt teilzunehmen. Dies kommt einer Benachteiligung kleiner unabhängiger Stromproduzenten gegenüber Großerzeugern gleich. Um die dezentrale Energieerzeugung durch Wind und Sonne zu fördern, müssen die Marktzugangsbarrieren für kleine Erzeuger beseitigt werden.
- Bedarf an intelligenten Ladegeräten für Elektroautos mit Einspeisungsfunktion: Intelligent ladende Elektrofahrzeuge sind in Zukunft für eine umfangreiche Laststeuerung unerlässlich, die wiederrum notwendig ist, um die variable Erzeugung durch erneuerbare Energien auszugleichen. Verfügen die Ladegeräte zusätzlich noch über eine Netzeinspeisungsfunktion, können ungenutzte Elektroautos als Speicherkapazität fungieren – auch als Vehicle-to-Grid (V2G) bekannt. Die neuesten EU-Vorschriften konzentrieren sich nicht auf Flexibilität, sondern auf die Anzahl der Ladegeräte. Es gibt keine Verpflichtung, zu intelligenten Ladegeräten oder Vehicle-to-Grid-Funktionen. Infolgedessen gibt es in Deutschland nur eine Handvoll smarte oder V2G-Ladegeräte. Außerdem sind nicht alle Elektroautos auf V2G ausgelegt. Hier herrscht Handlungsbedarf, damit Elektroautos alle ihre Vorteile – über die reine Emissionsvermeidung hinaus – ausspielen können.
- Bedarf an intelligenten Stromzählern und dynamischen Verbraucherpreisen: Die Energiewende erfordert auch ein geändertes Verbraucherverhalten. Aus rein altruistischen Motiven und nur durch Apelle wird sich das nicht einstellen. Daher bedarf es eines neuen Abrechnungsmodells für Strom, das sich an dynamischen Marktpreisen orientiert. Wenn viel erneuerbarer Strom erzeugt wird, ist er günstig und die Verbraucher haben einen monetären Anreiz, ihren Verbrauch möglichst auf diese Zeiten auszurichten. Für die Einführung solcher dynamischen Stromtarife sind digitale Zähler und die dafür notwendigen Smart Meter Gateways erforderlich, die hierzulande zurzeit noch nicht in den technischen Ausführungen verfügbar sind. Deutschland sollte sich hier die Nordischen Länder zum Vorbild nehmen, wo die Geräte nahezu flächendeckend im Einsatz sind.
„Die Kombination aus unzureichenden oder wirkungslosen Infrastrukturplänen, veralteten Marktregeln und falsch gestalteten Netzentgelten bremsen die Einführung flexibler Technologien in den meisten europäischen Märkten. Die verzögerte Adaption von Batteriespeichern, Laststeuerung und intelligent ladenden Elektroautos wird die Gesamtsystemkosten erhöhen und den Ausstieg aus fossilen Energieträgern verzögern“, kommentiert Dr. Nina Skorupska, Chief Executive UK Renewable Energy Association, die Ergebnisse des Papiers.
Das vollständige Whitepaper „Developing flexibility: the new cornerstore of the grid“ mit interessanten Einblicken in den deutschen Markt und andere europäische Märkte können Sie hier kostenlos herunterladen.
Quelle: Eaton & Renewable Energy Association (REA)
