Die Industrie kritisiert den „antiquierten, brutalen“ Plan zur Solarabschaltung auf dem Dach des Sunshine State

9. November 2022 von Sophie Vorrath Hinterlasse einen Kommentar

Eine neue Regelung, die vorschreibt, dass eine große Anzahl von Dachsolaranlagen in Queensland mit Technologie aus der „Mitte des 20. Jahrhunderts“ ausgestattet werden muss, wurde von Industrie und Spitzenverbänden als veraltet, rücksichtslos und wahrscheinlich mit „erheblichen Mehrkosten“ für Verbraucher und Installateure bezeichnet.

Energy Queensland hat bekannt gegeben, dass ab dem 6. Februar 2023 neue und Ersatz-Solar- und Batteriespeichersysteme auf dem Dach mit 10 kW und mehr mit einem Erzeugungssignalgerät ausgestattet werden, das es den Netzbetreibern des Staates ermöglicht, diese PV-Systeme bei Bedarf aus der Ferne abzuschalten .

Das Erzeugungssignalgerät, auch „Ripple Control“ genannt, ist die Antwort von Energy Queensland auf das immer dringlicher werdende Problem, dass große Mengen an Solarenergieexporten tagsüber so stark sinken, dass die Systemsicherheit gefährdet wird.

Es handelt sich um ein Problem, das einer relativ dringenden Lösung bedarf, insbesondere im Kontext der historisch eiszeitlichen Energiemarktreform. Und insbesondere im Sunshine State, wo die betriebliche Nachfrage vor etwas mehr als einem Monat einen neuen Rekordtiefstand erreichte, da die Solarenergie 42 Prozent des gesamten Energiebedarfs im gesamten nationalen Strommarkt ausmachte.

In Südaustralien, wo die Solarenergie auf Dächern in kurzen Momenten ansteigt, um das Äquivalent von 100 Prozent des staatlichen Bedarfs zu decken, gelten im Bundesstaat seit zwei Jahren neben Solarexportbeschränkungen auch Solarabschaltregeln und entsprechende Technologien.

Westaustralien folgte ein Jahr später, im November 2021, und wurde der zweite Staat, der dem Netzbetreiber erlaubte, als Notfallmaßnahme die Fernabschaltung von Solaranlagen auf Wohndächern anzuordnen, um das Netz stabil zu halten.

Doch während Südaustralien und Westaustralien versucht haben, das Problem zu lösen, indem sie Solarsysteme mithilfe von Softwarelösungen und den neuesten Wechselrichtertechnologien intelligenter und für Netze und den Marktbetreiber sichtbarer machen, hat sich Queensland – der am stärksten von Kohle abhängige Bundesstaat des Landes – für eine vergleichbare Nutzung entschieden alte Hardware.

Wie Energy Queensland selbst sagt, wird das grundlegende Ein-Aus-Gerät, das für alle neuen oder modernisierten Solarsysteme über 10 kW obligatorisch werden soll, „seit fast 70 Jahren“ zur Verwaltung der Systemsicherheit im Stromnetz des Staates verwendet – hauptsächlich zur Steuerung der Last, wie zum Beispiel Warmwassersysteme.

Und im Kontext eines ausgesprochen modernen Problems – was soll man mit all der ultrabilligen Solarenergie mitten am Tag anfangen – ist dies ein Ansatz, den praktisch niemand im Bereich der erneuerbaren Energien oder der Solar- und Batteriespeicherung unterstützt.

In einer Eingabe an Energy Queensland, die während einer besonders kurzen Konsultationsphase eingereicht wurde, erklärt der Clean Energy Council, dass er zwar die Notwendigkeit eines Notfall-Backstop-Mechanismus verstehe, aber „die Art und Weise, wie Queensland ihn umzusetzen vorschlägt, nicht unterstützt“.

„Energy Queensland schlägt einen unverblümten Ansatz vor, bei dem Solar-PV-Anlagen und Batteriespeicher einfach abgeschaltet werden“, heißt es in der CEC-Einreichung.

„Interoperabilität ist der Weg der Zukunft. Ripple Control ist eine Technologie aus der Mitte des 20. Jahrhunderts“, heißt es und verweist auf die moderneren Cloud-basierten Ansätze, die bereits in Süd- und Westaustralien eingesetzt werden.

„Die Remote-Disconnect-Reconnect-Funktionalität wurde von der Industrie bereits für den Einsatz in Südafrika und Westaustralien entwickelt. Queensland könnte einfach zur Plattform hinzugefügt werden“, heißt es in den CEC-Einreichungen.

Weitere wichtige Bedenken, die von der CEC und anderen Eingaben geäußert wurden, sind die Verfügbarkeit der neu vorgeschriebenen Hardware, die mangelnde Konsultation der Verbraucher und die Abweichung von dem, was andere Staaten im NEM tun.

Intellihub, dessen Antrag von einer Gruppe namhafter Hersteller von Solarwechselrichtern, darunter SMA, Fronius und Enphase, unterzeichnet wurde, sagt, die Pläne von Queensland seien „übermäßig restriktiv“ und „im Widerspruch zu anderen Bundesstaaten“ und würden wahrscheinlich „erheblich unnötige“ Auflagen mit sich bringen Kosten" Kunden.

Die Industriegruppe warnt davor, dass die Kosten für die „veraltete Technologie“ zwischen 300 und 1.000 US-Dollar liegen könnten, wenn zusätzliche Konfiguration erforderlich ist – Kosten, die an den Endverbraucher weitergegeben werden und gleichzeitig die ohnehin schon knappen Margen der Installateure belasten.

Die Gruppe warnt ebenso wie die CEC davor, dass die Technologie, obwohl sie recht einfach ist, nachweislich nicht mit Solar- und Batteriewechselrichtern funktioniert und Probleme verursachen könnte, die von der Industrie behoben werden müssen, einschließlich Verwirrung und Frustration bei den Kunden.

„Dies ist ein ungetesteter Prozess“, heißt es in der CEC-Einreichung. „Es könnte jedes Mal perfekt funktionieren, aber das scheint höchst unwahrscheinlich, und es wäre leichtsinnig, diese Annahme zu treffen.“

„Das Abschalten von Batteriewechselrichtern wird unbeabsichtigte Folgen für die Verwendung von Batterien als Backup-Stromquellen haben“, heißt es weiter.

„Das Konsultationspapier liefert keine Begründung dafür, die Batterien der Kunden sowie ihre Solar-PV-Anlage abzuschalten.“

Eddie Springer, der Gründer und CEO des großen Photovoltaik- und Batterieinstallateurs Springer Solar, sagt in seinem eigenen Beitrag an Energy Queensland, dass der vorgeschlagene Backstop-Mechanismus „eine antiquierte und brutale Maßnahme“ sei.

In weiteren Kommentaren von SolarEdge zu Springers Beitrag erklärt der globale Wechselrichterhersteller, dass die überstürzte Umsetzung eines solchen Mechanismus riskant und „höchst fragwürdig“ sei.

„Das Abschalten eines Wechselrichters mitten am Tag, ohne dass das Netzwerk die Last hinter dem Zähler erkennen kann, stoppt nicht nur jeglichen PV-Export, sondern führt auch alle Lasten hinter dem Zähler, die das System bisher genutzt hat, in das Netzwerk ein.“ liefern", sagt SolarEdge.

„Dies könnte zu enormen Spannungs- und Frequenzschwankungen führen, die dann zur Kaskadenabschaltung anderer Wechselrichter und Generatoren im Netzwerk führen könnten.

„Das Risiko ist hier erheblich und ungerecht, wenn andere, bessere Kontrolloptionen nicht nur existieren, sondern auch in Australien bereits erprobt und getestet wurden und sich als gut funktionierend erwiesen haben“, heißt es in der Vorlage weiter.

„Der Vorschlag ist außerdem eine sehr kurzfristige Lösung, die keinen zukunftssicheren Nutzen hat.“

Energy Queensland wiederum scheint sich entschieden zu haben. Auf der Website des Emergency Backstop Mechanism heißt es hier, dass man nach Prüfung der Rückmeldungen – die Konsultation wurde im September eingeleitet – beschlossen habe, den Mechanismus wie geplant ab Februar 2023 fortzusetzen.

Die staatlichen Netzbetreiber Energex und Ergon Energy haben ihre eigenen Webseiten – hier und hier –, die diese Entscheidung unterstützen und erklären, welche Wechselrichteranschlüsse erforderlich sind, um die vorgeschriebene Hardware ab dem Februar-Datum zu installieren.

Was sich Branchenakteure wie Springer von den Energiekonzernen der Landesregierung wünschen, sind mehr Zeit, mehr Beratung und mehr Möglichkeiten.

„Für Unternehmen wie uns … haben wir Aufträge verkauft, die sechs Monate in der Zukunft liegen, und sie bringen eine neue Anforderung mit sich, für deren Planung wir keine Zeit hatten, keine Zeit für die Kostenkalkulation und keine Zeit zum Testen.“

Laut Springer sind die anderen großen Sorgen der Industrie die Folgewirkungen, die dieses stumpfe Instrument auf die Systeme ihrer Kunden haben könnte, von denen einige möglicherweise über mehrere Wechselrichter und fein abgestimmte intelligente Energiesteuerungen verfügen.

Er sagt, es gebe keine Garantie dafür, dass Kunden wissen, was passiert, wenn ihre Solaranlagen plötzlich abgeschaltet werden, und es gibt keine Tests, um der Industrie zu versichern, dass die Systeme nahtlos wieder eingeschaltet werden.

Laut Springer könnte ein Szenario, in dem Kunden durch die Abschaltung in Panik geraten oder ihre Systeme nicht wieder ordnungsgemäß online gehen, zu einem neuen Kosten- und Arbeitsdruck für die Unternehmen führen, den sie einfach nicht bewältigen können.

„Es muss einen besseren Weg geben“, sagt er zu One Step Off The Grid. „Wir verwenden Technologie aus den 50er Jahren. Es muss einen besseren Weg geben als einen großen roten Knopf, der einfach knallt und alles abschaltet.“

„Wir wollen mehr Zeit und mehr Beratung und die Gewissheit, dass sie diesen Backstop als absolut letzten Ausweg nutzen werden“, sagt Springer. „Es kann nicht der erste Kontrollmechanismus sein, den wir implementieren.“

Weitere Neuigkeiten auf unserer RenewEconomy-Schwesterseite finden Sie hier. Und hören Sie sich hier den neuesten Solar Insiders Podcast an: Die dummen Entscheidungen, die PV auf dem Dach zurückhalten.

Sophie ist Herausgeberin von One Step Off The Grid und stellvertretende Herausgeberin der Schwesterseite Renew Economy. Sophie schreibt seit mehr als einem Jahrzehnt über saubere Energie.

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