Der Weg in die Dezentralität

Der Markt des wohl dezentralsten Elements der Energieversorgung steht vor einem Boom. „Wir bauen Photovoltaikanlagen fast nur noch mit Batteriespeicher“, berichtet Dietmar Meyer. Mit seinem Betrieb Solmey im württembergischen Aspach hat er letztes Jahr insgesamt etwa 25 dieser Geräte installiert. Dieses Jahr waren es bis August schon 30. Auch die offiziellen Zahlen weisen in diese Richtung. In den ersten sieben Monaten hat die KfW 35 Prozent mehr Stromspeicher gefördert als letztes Jahr.

Doch was heißt das? Unumstritten ist derzeit fast nichts in der Diskussion um die Gestaltung der neuen Energiewelt, auch nicht der Speichereinsatz. Eine der größten Konfliktlinien ist, wie weit der lokale Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch sinnvollerweise gehen sollte. Das Eigenheim mit Batteriespeicher ist dabei die kleinste denkbare Einheit. Die gleiche Frage stellt sich aber auch auf der Ebene von Quartieren, Landkreisen oder Regionen.

Auf der einen Seite stehen diejenigen, die sich wie Martin Rühl, Geschäftsführer der Stadtwerke Wolfhagen und der nordhessischen Stadtwerkeunion, für den größtmöglichen Ausgleich von Erzeugung und Last auf lokaler Ebene einsetzen. In Wolfhagen, einer 13.000-Seelen-Gemeinde, hat er das Ziel ausgegeben, genau diesen lokalen Ausgleich nach oben zu treiben. Dadurch soll der Eigenversorgungsgrad der Gemeinde, in der es bereits viel Solar- und Windstromerzeugung gibt, auf 90 Prozent ansteigen (siehe pv magazine, Juni 2015). Er kann das zwar tun, doch auf einen monetären Anreiz wird er auf dem gegenwärtigen Energiemarkt lange warten müssen. Und ohne solche Anreize wird das ein Weg für Idealisten bleiben.

Gegen solche Anreize wendet sich auf der anderen Seite zum Beispiel Marco Nicolosi. Der Politikberater ist einer der Autoren der „Leitstudie Strommarkt“, die das Beratungsunternehmen Connect Energy Economics für das BMWi erstellt hat. Er ist ein starker Verfechter eines möglichst großen, freien überregionalen Marktes. „Mir geht es darum, Fehlanreize zu vermeiden, die zu steigenden Kosten führen“, sagt er. Die Energiewende habe in Deutschland eine große Akzeptanz, die dürfe man nicht durch zu hohe Kosten aufs Spiel setzen.

Die Frage nach lokalen Elementen sieht er grundsätzlich: Sie verringern die Anzahl der Wettbewerber, damit steigen die Kosten. Nicolosi verbindet mit Dezentralität nicht den lokalen Ausgleich wie Martin Rühl, nicht den Eigenverbrauch und keine dezentralen Energiespeicher, sondern vor allem die dezentrale Erzeugung. Im Vergleich zu heute zählen dazu aber auch Offshore-Windparks und Solarkraftwerke in Südeuropa.

Aus Gründen der Statistik scheint die Präferenz für den überregionalen Markt klar begründet zu sein. Schwankungen in der Erzeugung gleichen sich umso besser aus, je größer die Fläche ist, vorausgesetzt die Netze sind gut genug ausgebaut. Allerdings zeigen Studien auch, dass der Unterschied einer dezentralen Verteilung der Erzeugung auf die Regionen gegenüber einem Modell, in dem die Anlagen immer an den Orten mit den besten Bedingungen stehen, nicht groß ist. Zu der Schlussfolgerung kamen sowohl der Thinktank Agora Energiewende als auch das Reiner Lemoine Institut. Die Studien zeigen aber genau genommen nicht, ob zusätzlich zur Verteilung der Erzeugungsanlagen in der Region auch ein lokaler Ausgleich von Angebot und Verbrauch sinnvoll ist, der durch Speicher oder Lastverschiebung in der Region erfolgen könnte. Oder ob dieser Ausgleich über einen überregionalen Markt für „Flexibilitäten“ besser zu haben ist.

Regional ist das neue Bio

„Ein überregionaler Energiemarkt“, sagt Martin Rühl, „ klingt auch irgendwie logisch.“ Er bezweifelt aber aus mehreren Gründen, dass das der richtige Weg ist. „Macht der Bürger mit?“, fragt er. Wenn beispielsweise große Speicherkapazitäten in Norwegen genutzt werden sollen, dann müsse man sie erst einmal durchsetzen. Das Gleiche gelte für die Stromtrassen, die für den überregionalen Ausgleich nötig sind. Wolfhagen und die Stadtwerke Union Nordhessen (SUN) wollen dagegen Akzeptanz schaffen, indem sie die Bürger beteiligen. In der Region gehe es um eine Investitionssumme von ein bis zwei Milliarden Euro, wenn 70 Prozent des Stromes regional erzeugt werden sollen. Rühl sieht eine seiner Aufgaben darin, „die Bürger zu überzeugen, dass erneuerbare Energien sinnvoll sind, auch wenn sie nicht immer schön anzusehen sind“. Dass Regionalität ein Wert an sich ist, sieht man übrigens auch im Lebensmittelhandel. Dort heißt es mitunter schon, dass „Regional“ das neue „Bio“ ist.

Martin Rühl plädiert wohlgemerkt nicht für regionale Autarkie. Im Jahr hätten sie „in ihrem Sandkasten“ circa vier Wochen Dunkelflaute, in der weder Photovoltaik- noch Windkraftanlagen Strom produzieren. „Wir brauchen langfristig Reservesicherungssysteme“, sagt er, „rund 1.000 Stunden im Jahr.“ Nur, stehen diese in der Region oder irgendwo in Europa?

Die Stadtwerke denken darüber nach, ein BHKW zu bauen. Es kann flexibel Strom erzeugen, wenn er lokal benötigt wird. Die Vergütung für die Energie aber genügt nicht, um das BHKW wirtschaftlich zu betreiben.

Zumindest die derzeitige Kostenstruktur scheint nahezulegen, dass der Bau trotzdem ein sinnvoller Schritt ist, allen Apologeten des alternativen überregionalen Energieaustauschs zum Trotz. Schon heute zahlen die Stadtwerke Wolfhagen an der Übergabestation vom Hochspannungs- zum Mittelspannungsnetz, wo ihre Netzverantwortung beginnt, 75 Euro pro Kilowatt Anschlussleistung. Ersetzt man diese Anschlussleistung teilweise durch ein BHKW, das dann anspringt, wenn Dunkelflaute herrscht, sparen die Stadtwerke diese 75 Euro pro Kilowatt zur Finanzierung. Dann, so die Abschätzung in Wolfhagen, würde sich das BHKW durchaus rechnen. Wenn die Kosten ein reales Abbild der volkswirtschaftlichen Realität sind, schlägt die lokale die überregionale Versorgung in dem Beispiel also bis zu einem gewissen Punkt.

Lokaler Ausgleich mit Smart Grids

Methoden, wie der regionale Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch vonstatten gehen kann, wollen die Partner der Smart-Grids-Plattform Baden-Württemberg im Projekt namens C/sells entwickeln. „Wir brauchen dazu die Automatisierung und Industrialisierung, um die Transaktionskosten zu senken“, sagt Ole Langniß. Der Stuttgarter Energiewirtschaftler hat die Projektskizze koordiniert, mit der sich die Smart-Grids-Plattform beim Bundeswirtschaftsministerium für ein Förderprogramm namens Sinteg beworben hat. Das geplante Fördervolumen ist groß, da die Politik einige wenige großflächige Schaufensterregionen unterstützen will. C/sells hat 119 Millionen Euro veranschlagt, wobei die Partner, darunter Netzbetreiber und Anlagenbauer, selbst 68 Millionen Euro mitbringen.

Langniß sieht nicht, in direkter Entgegnung auf Nicolosis Argumente, dass die Kosten durch die lokalen und regionalen Elemente steigen. Es sei eine „ökonomistische Wahrnehmung“, dass es umso billiger werde, je größer die Märkte sind. Zum einen spreche dagegen, dass man dazu die Netze mehr ausbauen müsse, was auch Kosten verursacht. Zum anderen dürfe man nicht vom Status quo aus argumentieren. Größenvorteile, wie sie sich in der Vergangenheit für immer größere Kraftwerke und immer größere Energieversorger ergeben haben, entfallen durch immer wettbewerbsfähigere dezentrale Energietechnologien und den Einsatz von IT.

Im Zentrum von C/sells steht der Prosumer, der nicht nur Energie verbraucht, sondern auch erzeugt. Ihm soll die Möglichkeit gegeben werden, seine Leistungen anzubieten und zu handeln. Im Einzugsbereich des Projektes liegen 40 Prozent aller Photovoltaikanlagen in Deutschland. 100.000 Anschlussstellen sollen am Ende mitmachen. „Da entsteht eine große technische Komplexität“, sagt Ole Langniß. Er und seine Mitstreiter wollen das mit viel IT und Kommunikationstechnik lösen. Sinteg ist direkt auf die „digitale Agenda der Energiewende“ bezogen und soll Smart Metern einen Sinn geben. Wie viel Informations- und Kommunikationstechnologie für die Energiewende nötig und sinnvoll ist, ist eine der Konfliktlinien in der derzeitigen Diskussion. Was heutige Entscheidungen angeht, könnte es auch ökonomischere Lösungen als den großflächigen Roll-out für Smart Grids geben. Auch in dieser Hinsicht gibt es mehrere Wege.

Es gibt viel tiefer hängende Früchte als die voll ausgebaute Kommunikation“, erklärt Christoph Winter, Systemtechniker bei Fronius. Seit 2010 forscht der Wechselrichterhersteller zusammen mit Netzbetreibern, Industrie- und Forschungspartnern in mehreren Projekten und Feldtestgebieten, wie sich Netzausbau vermeiden lässt, der durch Photovoltaikanlagen zunächst nötig erscheint. Das Ergebnis: Statt Kommunikation mit Smart Metern und zentraler Kontrolle der Netzfunktionen helfen schon intelligente Regelungen in den Wechselrichtern selbst, das Netz zu entlasten. Wenn sie je nach Spannung im Netz ihre Blindleistungseinspeisung steuern, kann mindestens ein Drittel mehr Photovoltaikleistung an das lokale Netz angeschlossen werden. Und das mit viel weniger Aufwand als bei den Lösungen mit viel Kommunikationstechnik. Diese einzusetzen ist nach Ansicht von Christoph Winter erst als weiterer Schritt sinnvoll.

Der zellulare Ansatz

Eine VDE-Studie mit dem Namen „Der zellulare Ansatz“ hat den Anhängern einer lokal getriebenen Energiewende jetzt besonders Auftrieb gegeben. Sie ist das Ergebnis einer von 30 Task Forces des VDE zum Energiesystem. Daran beteiligt waren Experten von Netzbetreibern, Ausrüstern und Universitäten, darunter die Firmen Siemens und ABB, die in der Energietechnischen Gesellschaft des VDE organisiert sind. Ihr Ziel: die Netze ganz neu denken. „Am Anfang haben noch nicht alle so dezentral gedacht“, sagt Jörg Dickert. Doch am Ende hätten sie die Aussage alle mitgetragen, dass der zellulare Ansatz sinnvoll sei und – das ist eine interessante Einschätzung für ein Gremium, das nicht in dem Biotop regenerativer Energieversorgung verankert ist – vermutlich in der ein oder anderen Form kommen werde. Jörg Dickert leitet an der TU Dresden die Arbeitsgruppe Planung und Betrieb von Netzen.

Die Autoren haben sich Gedanken gemacht, wie ein Energiesystem aussehen würde, wenn sie es „auf der grünen Wiese“ neu konstruieren könnten. Der Ausgangspunkt war die Automatisierungstechnik. Dort habe man gelernt, dass man Daten und Informationen auf der jeweils niedrigsten Ebene verarbeiten sollte. Wenn man die Bearbeitung auf eine höhere Ebene schiebt, könne das schnell zu Kapazitätsengpässen oder Zeitverzögerungen führen. Übertragen auf die Energie hieße das, dass Erzeugung und Bedarf auf unterster Ebene in Übereinstimmung gebracht werden sollten. Einen Nachweis, dass diese Übertragung per se sinnvoll ist, gibt es zwar nicht. Die Idee hilft jedoch weiterzudenken. Dabei ist nicht definiert, was die unterste Ebene überhaupt ist. „Darüber haben wir immer wieder diskutiert“, sagt Dickert. Die Studie definiert beispielsweise Einfamilienhäuser und Mehrfamilienhäuser, Gewerbebetriebe und Industriebetriebe jeweils als Energiezelle und betrachtet verschiedene Möglichkeiten, sie mit Energie zu versorgen und diese auszutauschen. Denn klar ist auch: Autark sollen die Energiezellen nicht werden, sondern sie sollen zu immer größeren Einheiten vernetzt werden.

Das Gasnetz nicht vergessen

Ein Ergebnis der Studie ist, dass in einem dezentralen Szenario weniger Übertragungsnetze benötigt werden. Für viele sei dabei überraschend gewesen, wie schnell das Elektrizitätssystem an seine Grenzen stößt, wenn Energie übertragen werden muss, und wie groß das Potenzial ist, die Energie als Gas zu übertragen, erzählt Dickert. Die Verbindung von Gas- und Stromnetz ist das zweite große Thema, das in der Studie behandelt wird. „Es gibt deutlich mehr Alternativen, als heute diskutiert werden“, sagt Burkhard Katzenbach. Er war der „Gasmann“ unter den Studienautoren, ist er doch bei Westnetz für den Gasbereich zuständig und Geschäftsführer bei ESK, beides RWE-Tochterunternehmen.

Die VDE-Studie untersucht im Detail, wie die diversen Energiezellen funktionieren könnten. Bei Einfamilienhäusern kommt sie zu dem Schluss, dass es zwei sinnvolle Möglichkeiten gibt. Entweder ein Einfamilienhaus wird an das Stromnetz angeschlossen. Dann müsse mit Lastverschiebung und Energiespeichern die Netzanschlussleistung gering gehalten werden. Oder es ist an das Gasnetz angeschlossen. Dann sei die Wärmeversorgung durch Kraft-Wärme-Kopplung zweckmäßig, zum Beispiel mit Brennstoffzellen. Diese könnten sogar reversibel laufen, sodass eine Rückeinspeisung von Gas möglich werde. In diesem Fall würde das Gasnetz als Energiespeicher fungieren.

Burkhard Katzenbach fordert daher einen gemeinsamen Entwicklungsplan für das Strom- und das Gasnetz. Das umso mehr, als nach seiner Erwartung Power-to-Gas durchaus wirtschaftlich wird und die Gasspeicher mit einem Fassungsvermögen von 200 Milliarden Kilowattstunden enorm sind.

Wie viel und wann Power-to-Gas benötigt wird, ist ein weiterer Diskussionspunkt auf dem Weg in die Dezentralität. Power-to-Gas war auch ein Thema der Metastudie Energiespeicher der Fraunhofer-Institute Umsicht und IWES. Studienkoordinatorin Anna Grevé ist im Laufe ihrer Arbeit skeptischer geworden, was die Zukunft dieser Technologie angeht. Auf Basis der Auswertung von 53 Studien kommt die Metastudie zu dem Schluss, dass Power-to-Gas zur Stromspeicherung, also die Erzeugung des Gases aus Strom und Rückverstromung, eine eher untergeordnete Rolle spielt, solange der Anteil der erneuerbaren Energien unter 80 Prozent liegt.

Auch wenn sie jetzt gefeiert wird: Die VDE-Studie dürfte dennoch all jene enttäuschen, die in ihr bereits den eindeutigen Nachweis sehen, dass ein größtmöglicher Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch auf lokaler Ebene sinnvoll ist. Genau genommen listet sie nur die Möglichkeiten auf, die einzelne Energiezellen und Regionen haben. Sie soll ein Denkanstoß sein, keine Handlungsempfehlung für die derzeitigen politischen Entscheidungen. „Mit der Studie machen wir den Vorschlag, auch mal über zellulare Netze nachzudenken und nicht nur große Netzentwicklungspläne mit immer mehr Leitungen zu propagieren“, sagt Dickert.

Und zwar unabhängig von den heutigen politischen Randbedingungen. „Man käme beim zellularen Ansatz schnell dorthin, dass es keinen einheitlichen Strompreis in Deutschland geben würde“, sagt Dickert. Politisch scheint das derzeit ein No-Go zu sein.

Über den lokalen Ausgleich hinausgehen

Auch Jens Strüker hält das Ende einheitlicher Preise für unausweichlich, wenn erneuerbare Energien intelligent in das Energiesystem integriert werden sollen. Man müsse zum Beispiel die Netzsituation berücksichtigen, sagt der Professor für Energiemanagement an der Fresenius-Hochschule, denn das führe zu effektiven Lenkungssignalen.

„Wolfhagen und andere Kleinstädte mit ähnlichen Ansätzen sind durchaus bemerkenswert“, sagt er. Er sieht die große Aufgabe aber darin, ein Marktdesign zu entwickeln, mit dem kleinteilige Erzeugung, Lasten und Speicher flexibel in das Gesamtsystem eingebunden werden können. Es gehe nicht nur darum, lokale Erzeugung und lokalen Verbrauch von Strom vor Ort zum Ausgleich zu bringen. „Die eigentliche Herausforderung ist, gleichzeitig bei Überschüssen oder Nachfrageüberhängen für den Export und Import von Strom das Netz sehr intensiv zu nutzen“, so Strüker.

In diese Richtung geht das Projekt Enera, initiiert von EWE, das wie C/sells einen Antrag für das Sinteg-Programm für die Entwicklung einer Schaufensterregion eingereicht und an dem Strüker mitgewirkt hat. Anders als bei C/sells befinden sich im EWE-Netzgebiet an der Nordseeküste weniger Photovoltaikanlagen, sondern besonders viele Windkraftanlagen. Ein Aspekt des geplanten 200-Millionen-Projekts ist, den Verteilnetzausbau dadurch zu reduzieren, dass Enera eine Plattform für den Handel von regionaler Wirkleistung, Blindleistung oder Schwarzstartfähigkeit schafft. Auch Enera setzt auf eine hohe Digitalisierung. Beispielsweise ist ein Roll-out von 40.000 Smart Metern vorgesehen.

Jens Strüker will dort die Option sogenannter regionaler Orderbücher untersuchen. Bisher wird der Bedarf an Regelleistung nur überregional ausgeschrieben. Die regionalen Orderbücher würden es Verteilnetzbetreibern erlauben, die Ausschreibung auf eine Region zu begrenzen, wenn Netzengpässe dort vermieden werden sollen, und trotzdem auf dem zentralen Marktplatz zu handeln.

Batteriespeicher: Interessen treffen sich

Eine der offenen Fragen ist auch, wie viele dezentrale Energiespeicher sinnvoll sind. Die Autoren der Metastudie Energiespeicher haben versucht, sich dieser Frage zu nähern. Sie haben 800 Studien recherchiert und 400 davon ausgewertet. „Viele Studien sind nur schwer oder gar nicht vergleichbar“, sagt Anna Grevé, Studienkoordinatorin des Thinktank Energy am Fraunhofer Umsicht. Ein Teilfazit auf Seite 205: „Zur Wirtschaftlichkeit von Stromspeichern im Vergleich zu anderen Flexibilitätsoptionen existieren wenige belastbare Untersuchungen.“

Unabhängig vom direkten Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch vor Ort können Speicher Systemdienstleistungen erbringen und so mithelfen, die Netze stabil zu halten. Sie können Regelenergie bereitstellen, was ihre Wirtschaftlichkeit erhöht. Das Fraunhofer ISE hat jetzt gezeigt, dass es sogar Synergieeffekte gibt, wenn man in einem Speicher die Eigenverbrauchsoptimierung mit der Vermarktung von Primärregelleistung verbindet (Seite 46). Sie können die Kosten beim Stromeinkauf verringern, was ein starker Hinweis darauf ist, dass sie wirklich eine sinnvolle Rolle im Stromsystem spielen (Seite 42).

Und der Wille der Kunden und etlicher Elektrizitätsversorger spricht für die dezentralen Speicher. Eine Umfrage des Instituts für ökologische Wirtschaftsforschung zeigt einen rasanten Wertewandel. Die Autonomie, der Wunsch, seinen Solarstrom selbst zu verbrauchen, hat stark zugenommen (Seite 32). „Der private Haushalt als Prosumer ist die neueste kleinste Einheit“, sagt Bernd Hirschl, einer der Studienautoren. Auch Installateur Dietmar Meyer hat die Erfahrung gemacht, dass seine Kunden die Speicher wollen, obwohl eine Photovoltaikanlage ohne Speicher noch wirtschaftlicher ist. „Da sind Emotionen im Spiel“, sagt er. Viele fänden einfach gut, dass sie nachts Strom aus dem Speicher bekommen.

Ganz neue Bündnisse werden denkbar, weil Elektrizitätsversorger beginnen, den Prosumer nicht mehr als Bedrohung, sondern als Chance zu begreifen. Schließlich können sie ihnen die Technik und damit zusammenhängende Dienstleistungen verkaufen.

Was die beste Lösung für den Weg in die Dezentralität ist, lässt sich derzeit nicht eindeutig beurteilen. Spricht man mit den Experten, wird schnell klar, dass die Suche nach dem volkswirtschaftlichen Optimum eine Illusion ist. Die Energiewelt ist zu komplex. Einen strengen wissenschaftlichen Nachweis, dass lokale Elemente sinnvoll sind, sucht man daher vergeblich. Das gibt Raum für andere Kriterien. Das kann die Akzeptanz sein, wie auch immer man sie erreicht. Es kann die regionale Verteilung der Wertschöpfung sein. Oder eine möglichst geringe Anfälligkeit und Verwundbarkeit.

Vorläufig festgeklopft soll das in der Neufassung des Energiewirtschaftsgesetzes werden, für die seit einigen Monaten das Weißbuch vorliegt und diskutiert wird. Das Weißbuch setzt auf einen überregionalen Energiemarkt; lokale Komponenten sind darin nicht enthalten. „Es schließt sie nicht aus, macht aber auch keine Anstalten, diese zu befördern“, sagt Carsten Pfeiffer, Leiter Strategie und Politik beim Bundesverband Erneuerbare Energie. (Michael Fuhs)