Im September gab es nach Angaben von Rabot Charge an 40 Stunden negative Strompreise. Bereits im Anfang August war die Marke von 300 Stunden mit Börsenstrompreisen unter null durchbrochen und damit ein neuer Höchstwert erreicht. Im August waren es insgesamt 68 Stunden, nun weitere 40 Stunden im September mit negativen Strompreisen.
Der durchschnittliche Stundenpreis im Day-Ahead-Markt der Strombörse lag im September bei 7,83 Cent pro Kilowatt. Es hat sich damit bei durchschnittlich 6 bis 8 Cent pro Kilowattstunde eingependelt. Allerdings weist er im Tagesverlauf durchaus große Schwankungen auf. Die Preisspitzen werden derzeit Rabot Charge zufolge durch die negativen Preisphasen jedoch überkompensiert.
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Für weniger reguläre Leser:
Strom hatte natürlich keinen negativen Wert, wie man so schön an der eigenen Stromrechnung erkennen kann. Der meiste Strom ist vorher schon von fossilen Stromerzeugern verkauft worden, vermutlich im Bereich von 10+ ct/kWh. Zu dem Zeitpunkt dürfen Wind und Solar noch nicht verkaufen.
Der negative Börsenpreis ist, wo die fossilen Erzeuger sich von der Lieferpflicht freikaufen können. Wenn zum Beispiel für 10ct verkauft wurde und dann für -1ct an der Börse eingekauft wurde, dann werden an den fossilen Erzeuger 10+1 ct pro Einheit gezahlt, für Nichtstun. Die Geldbörse klingelt.
Und damit das überhaupt möglich ist, gibt es das EEG. Aus dem EEG wird dann der Erzeuger, welcher zu -1ct verkaufen musste, „gestützt“. Tatsächlich wird aber mit den EEG Geldern sichergestellt, dass der fossile Erzeuger zum Spottpreis einkaufen kann und den Reibach macht.
Wenn EE (Erneuerbare Energien) nicht aus dem Handel ausgegrenzt würden und ebenfalls für 10ct verkauft werden könnten, dann bräuchte es kein EEG, fossile Erzeuger hätten nicht den Vorrang durch monatelang vorher getätigte Verkaufe und hätten nicht die Möglichkeit systematisch künstlich spottbillig gemachten Strom zu hohen Preisen weiterzuverkaufen.
Dirk Schiller sagt :
Strom hatte natürlich keinen negativen Wert, wie man so schön an der eigenen Stromrechnung erkennen kann. Der meiste Strom ist vorher schon von fossilen Stromerzeugern verkauft worden, vermutlich im Bereich von 10+ ct/kWh. Zu dem Zeitpunkt dürfen Wind und Solar noch nicht verkaufen
Stimmt so leider nicht. Wind und Solar dürfen natürlich auch langfristig vorher verkauft werden. Zum Beispiel mit PPA. Ist aus technischen Gründen selten interessant, da es keine Liefergarantie gibt ohne Backup.
Schiller sagt:
Der negative Börsenpreis ist, wo die fossilen Erzeuger sich von der Lieferpflicht freikaufen können. Wenn zum Beispiel für 10ct verkauft wurde und dann für -1ct an der Börse eingekauft wurde, dann werden an den fossilen Erzeuger 10+1 ct pro Einheit gezahlt, für Nichtstun. Die Geldbörse klingelt.
Grundsätzlich stimmt die Aussage. Wer jedoch liefert während der Dunkelflaute? Und stellen sie sich die Preise vor, wenn die fossilen stur durchlaufen würden. Wären natürlich noch negativer.
Schiller sagt:
Und damit das überhaupt möglich ist, gibt es das EEG. Aus dem EEG wird dann der Erzeuger, welcher zu -1ct verkaufen musste, „gestützt“. Tatsächlich wird aber mit den EEG Geldern sichergestellt, dass der fossile Erzeuger zum Spottpreis einkaufen kann und den Reibach macht.
Soll im Umkehrschluss das EEG abgeschafft werden?
Der Markt hatte vor dem EEG funktioniert.
Ohne Förderung gäbe kaum neue Anlagen. Ob das aktuelle EEG noch zeitgemäss ist bezweifle gar nicht. Da muss eine andere Lösung hin.
Verstehen sie mich bitte nicht falsch. Ich bin absolut für EE. Aber mit solche Falschaussagen kommen wir nicht weiter.
Jörg Eberl schrieb:
„Aber mit solche Falschaussagen kommen wir nicht weiter.“
Warum machst du dir dann erst die Mühe, Falschaussagen zu machen und dann Anderen in die Schuhe zu schieben?
Eberl+Schiller: Um die Blockade etwas aufzulösen, hilft es, sich auf eine höhere Abstraktionsebene zu begeben:
Die entscheidenden abstrakten Begriffe sind Volatilität und Flexibilität.
PV und Wind sind volatile Stromerzeuger. Mit hinreichender Sicherheit können sie nur Day-Ahead verkaufen. Mit ihrer Flexibilität hält es sich engen Grenzen. Negative Flexibilität ist etwas leichter zu erreichen als positive. Technisch gesehen haben sie es nicht nötig, auf den Stromverkauf noch etwas draufzulegen. Das passiert allenfalls, wenn es versäumt wurde, Möglichkeiten zur Abregelung zu schaffen.
Da sie bei Untätigkeit (um positive Flexibilität bereitzustellen) nichts sparen, aber viel verlieren, machen sie das besonders ungern. Positive Flexibilität mit PV oder Wind ist sehr teuer im Vergleich zu anderen Möglichkeiten. Es gab sicher auch Idealisten, die der Meinung waren, weil „Sonne und Wind keine Rechnung schicken“ könne man einfach so viel Leistung installieren, dass immer genug erneuerbarer Strom zur Verfügung steht, und wenn es mal zu viel ist, regelt man halt ab. Das ist aber keine realistische Lösung, vor allem wegen der Rechnungen der Solarteure, Grundstücksbesitzer etc..
Die bisherigen fossil-nuklearen Stromerzeugern sind mehr oder weniger flexibel, ihre Volatilität ist mindestens eine Größenordnung kleiner. Deshalb ist es ihnen möglich, ihre Leistung Jahre im Voraus zu verkaufen.
Auch sie können positive Flexibilität nur bereitstellen, wenn sie ihre Leistung generell drosseln und im Bedarfsfall dann hochfahren. Obwohl sie dabei immerhin Brennstoff sparen, machen sie das nicht gerne, lieber nutzen sie die Möglichkeit, ihre Leistung lange im Voraus zu verkaufen, und dann negative Flexibilität bereitzustellen. Bei der sparen sie Brennstoff und können noch zusätzlich für diese Flexibilitätsbereitstellung kassieren.
Auf der höheren Abstraktionsebene lautet die Aussage dann sehr einfach: Volatile Stromerzeuger benötigen zur Kompensation flexible Erzeuger. Die Flexiblen können mit der Bereitstellung ihrer Flexibilität Geld verdienen.
Der Fehler des gegenwärtigen Systems besteht darin, dass man als Flexibilitäten immer noch fossile Kraftwerke heranzieht. Alternative Nr1 ist das Ausland mit fossil-nuklearen Kraftwerken aber auch Pumpspeichern. Wegen des allgemein steigenden Bedarfs an Flexibilität wird das aber immer teurer. Eine weitere Möglichkeit ist das DSM, für das aber erst die technischen und kaufmännischen Möglichkeiten geschaffen werden müssen. Umsonst ich wegen des Komfortverlusts und der technischen und kaufmännischen Abwicklung auch das DSM nicht. Immer billiger werden dagegen Speicher, die aber aufgrund administrativer Hürden mehr behindert als gefördert werden. Weil zu wenig Speicher gebaut werden, steigt der Preis für Flexibilität immer weiter, was letztlich zu steigenden Strompreisen führt. Dieser Effekt hat zum Beispiel dazu geführt, dass die schwedischen Stromverbraucher sich dagegen gewehrt haben, dass Deutschland mittels einer neuen Stromleitung ihre Flexibilitäten im Lande mitnutzt, weil schon die bestehende Vernetzung in der Vergangenheit zu steigenden Strompreisen bei ihnen geführt hat.
Das erbitternde ist, dass die Befürworter der Erneuerbaren Energien genauso zur Behinderung von Speichern beigetragen haben, wie die Klimaleugner, weil sie dachten, es könne ewig so weitergehen mit der quasi kostenlosen Nutzung von bisher ungenutzter Flexibilität wie in den ersten Jahren. Aber da von „Denken“ zu reden ist wahrscheinlich ein Euphemismus. Es ist schlicht Dummheit.
JCW,
hast du da nicht gerade eben den selben Fehler gemacht, den du vorwirfst? Du benutzt die (unsinnige) fossile Begründung für den Status Quo und hilfst dadurch diesen aufrecht zu erhalten.
Solarstrom hat grundsätzlich den selben Wert wie anderer Strom. Dein Kaffee ist nicht wärmer oder kälter mit Solarstrom. Dein E-Auto fährt nicht weiter oder kürzer mit Windstrom.
Wozu genau noch einmal muss Kohlestrom Monate vorher verkauft werden? Der kann genauso gut ebenfalls an der Börse zu den gleichen Bedingungen gehandelt werden wie Solar und Wind.
Ist es nicht gar so, dass so manche konventionelle Kraftwerke während der Energiepreiskrise absichtlich ihre Generation weder langfristig, noch an der Börse gehandelt hatten und damit eine scheinbare Deckungslücke schufen, welche dann von genau diesen Anbietern zu unverschämten Konditionen am nachgeschalteten Stabilisierungsmarkt geschlossen wurde?
Das heißt im Klartext, dass diese ihren Strom erwiesenermaßen problemlos ebenfalls an den Kurzfristbörsen verkaufen können. Wäre doch mal lustig, das auszuprobieren, oder?
Wenn der Strompreis in die Höhe schießt nörgeln alle, wenn er mal endlich fällt und sogar negativ wird, nörgelt man wieder.
Wieso sich nicht mal darüber freuen und Nutzen daraus stiften?
E Auto einstöpseln und günstig laden 🙂
100% schön das es Leute gibt die es verstanden haben und Lösungen sehen statt Probleme.
Wichtig wäre noch, dass nicht die EE die negativen Preise bewirken. Das wäre nur dann möglich, wenn EEG-Anlagen mehr einspeisen als Verbraucher da sind. Es sind die Fossilen, die nicht abgeschaltet werden können.
Das glauben sie nicht wirklich?!
Wie viel negative Preise gab es vor EEG?
Bitte schauen sie die Produktion von KW38 oder KW39 mal genau an. (Energy Charts)
EE Anteil an der Last am 21.9.24 13.30Uhr = 116%
Haben Sie ihre PV abgeschaltet? Weil es waren mehr EEG Anlagen aktiv als Verbraucher.
Stammtisch Parolen bringen uns nicht weiter
Jörg Eberl schrieb Stammtischparolen, mit dem abschließenden Satz:
„Stammtisch Parolen bringen uns nicht weiter“
Wieviel bezahlt dir dein Stromanbieter, dafür, dass du deinen selbst erzeugten Solarstrom selbst verbrauchst? Strom hat keinen negativen Preis.
242,98 GWh oder 27,1% wurden am 21.9.24 von fossilen Erzeugern geliefert. Wieviel mussten diese wohl dafür bezahlen?
Jörg Eberl phantasierte:
„EE Anteil an der Last am 21.9.24 13.30Uhr = 116%“
Interessant. Demzufolge ist das Netz an diesem Tag zusammengebrochen, da Spannung und Frequenz bundesweit nicht mehr haltbar waren? Ist schon so ein bisschen Bier-schwanger, oder?
Unterschlagen wir doch einfach, im Milchmädchenstil, dass da Lieferverträge bedient worden sind.
Im Übrigen hat die fossile Verbrennung zu dieser Zeit 130% der Wind-Einspeisung erbracht (On- und Off-Shore Wind zusammengerechnet). Das waren satte 7,2GW oder ~12% die vermeidbar gewesen wären. Wind und Solar haben nicht 116% sondern tatsächlich 75% erbracht.
Schiller sagt:
Interessant. Demzufolge ist das Netz an diesem Tag zusammengebrochen, da Spannung und Frequenz bundesweit nicht mehr haltbar waren? Ist schon so ein bisschen Bier-schwanger, oder?
Schon was von Export gehört.
Frequenz wird Europaweit geregelt.
Und Wasser und Biomasse sind ebenfalls erneuerbar.
Bitte schau selbst auf Energy Charts nach.
Die Residualast war im Sommer übrigens mehrmals negativ.
Schiller sagt:
Solarstrom hat grundsätzlich den selben Wert wie anderer Strom. Dein Kaffee ist nicht wärmer oder kälter mit Solarstrom. Dein E-Auto fährt nicht weiter oder kürzer mit
Windstrom
Der finanzielle Wert hat wenig mit dem Energiewert tun.
Entscheidend ist wann geliefert werden kann oder muss. Oder wie heizen sie mit ihrer Wärmepumpe während der Dunkelflaute?
Jörg Eberl fragte:
„Schon was von Export gehört.“
Ohne Liefer-Vertrag? Der auf entsprechender Nachfrage beruht? Wohl eher nicht.
Ich weiß, es ist schwer zuzugeben, dass deine Zahlen reine Schönrechnerei sind und einfach mal wesentliche Teile weglassen. Aber meiner Meinung nach hättest du es einfach dabei beruhen lassen sollen.
Jörg Eberl fragte:
„Oder wie heizen sie mit ihrer Wärmepumpe während der Dunkelflaute?“
Zeig doch mal bitte so eine Dunkelflaute auf Energy-Charts.
Im Sommer sind kurze Dunkelflauten mehr die Regel als die Ausnahme. An jedem Tag mit wenig wenig Wind, und das sind im Sommer etwa 80% der Tage, ist nachts Dunkelflaute. Diese Zeiten der Minderproduktion sind aber nicht das Problem, weil dann tagsüber genug Solarstrom produziert wird, den man wirtschaftlich in Batterie- und Pumpspeichern für die Deckung des Nachtbedarfs aufheben könnte. Billigen Nachtstrom gäbe es dann kaum mehr. Einige Stromverbraucher und Versorger müssten sich erheblich umgewöhnen und die BNetzA müsste ihre Haltung zu Batteriespeichern korrigieren, aber das wär’s dann.
Das Problem sind die 48 Stunden und länger dauernden Minderproduktionen im Winter. Das war im vergangenen Winter z.B. 8.10.-12.10. (5 Tage), 16.+17.10, 26.-28.10. (3 Tage), 11.11.+12.11., 16.11.+17.11., 21.11.+22.11., 26.11.-8.12 (13 Tage), 12.12.-15.12. (4 Tage), 6.1.-12.1. (7 Tage), 17.1.+18.1., 27.1.-30.1. (4 Tage), 7.2.-12.2. (6 Tage), 26.2.-1.3. (5 Tage), 4.3.-7.3. (4 Tage), 12.3.-14.3. (3 Tage), 17.3.-21.3. (5 Tage), 30.3.-1.4. (3 Tage) der Fall.
Ein Tag mit gerade ausreichender Produktion in einer längeren Reihe von Tagen mit Minderproduktion gehört da immer wieder dazu, denn problematisch ist jede durchschnittliche Minderproduktion über 48h. Wenn sich solche durchschnittlichen Minderproduktionsphasen überlappen, sind sie als eine Phase der Minderproduktion zu werten. Der vergangene Winter war damit bis auf die 13 Tage ab dem 26.11.23 relativ undramatisch. Man kann solche Phasen recht schnell auf der „Heatmap“ der Energycharts identifizieren. Sie erscheinen dort als blauer Streifen inmitten orange-blau gemischter Flächen. Als Erzeuger sollte man Solar, Wind On- und Offshore auswählen.
Wovor Versorger und Verbraucher nicht zu unrecht zurückschrecken sind nur alle paar Jahre auftretende längere Phasen der Minderproduktion, die wetterbedingt bis zu sechs Wochen andauern können. Zuletzt hatten wir so eine längere Phase vom 18.11.-18.12.22 (4,5 Wochen). Auch der Dezember 2021 war in dieser Hinsicht anspruchsvoll mit innerhalb von 3 Wochen nur wenigen Tagen gerade ausreichender Erneuerbarer Produktion. Das längste, was ich ich jetzt so auf die Schnelle gefunden habe, ist die Phase vom 15.1.-18.2.2017 (5 Wochen). Um die Farben der Heatmap mit den heutigen Installationszahlen zu vergleichen, kann man den Maximalwert des Wertebereichs proportional zu den Installationszahlen anpassen.
Eigentlich halte ich Herrn Schiller nicht für so doof, dass er sich solche Übersichten nicht selbst verschaffen könnte. Die Frage „Zeig doch mal bitte so eine Dunkelflaute auf Energy-Charts.“, die suggeriert, er wäre sich sicher, dass es keine Dunkelflauten gäbe, kann also nur so verstanden werden, dass er damit uns für doof verkaufen will. Und was gewinnt man damit? Man kann sich die Realität doch nicht dadurch zurechtmachen, dass man Falschbehauptungen in die Welt setzt. Diese Selbstbetrügereien sind es, die uns immer wieder das Leben schwer machen. Mit Halbwahrheiten, die auch Jörg Eberl so liebt, lässt sich zwar trefflich lügen, aber keine Probleme lösen.
Wie löst man das Problem der Dunkelflaute? Nicht mit Batteriespeichern, die sind nach spätestens 36 Stunden leer bis auf den letzten Tropfen. Hochtemperaturspeicher (Wirkungsgrad 30-40%) könnten die „üblichen“ mehrtägigen Dunkelflauten überbrücken. Da die auch den Wochenrhythmus der Last glätten können, wäre dafür gesorgt, dass diese Speicher regelmäßig zum Einsatz kommen, was für einen wirtschaftlichen Einsatz wichtig ist.
Mit mehrwöchen Phasen der Minderproduktion wären auch die wirtschaftlich betreibbaren Hochtemperaturspeicher überfordert. Nach derzeitigem technischen Stand stehen dafür nur saisonale Pumpspeicher (80% WG) oder Wasserstoff (20% WG) zur Verfügung, wobei wir vom ersteren fast nichts haben. Es bleibt Wasserstoff mit seiner geringen Effizienz, allerdings dem Vorteil, dass zumindest die Wasserstoffproduktion durch Elektrolyse auch für andere Zwecke (Verkehr, Industrie) gebraucht wird.
Kurzfristig würden uns also Batteriespeicher reichen, es ist jedoch genauso wichtig, dass die Wasserstoffinfrastruktur in Angriff genommen wird, um Produktions- und Installationskapazitäten zu haben, wenn wir es brauchen. Von den Hochtemperaturspeichern ist wenig die Rede, wahrscheinlich weil es Low-Tech ist, die leicht an Gaskraftwerken ergänzt werden kann, wenn es denn vernünftige Betreibermodelle gibt. Die Politik scheint sie überhaupt nicht auf dem Schirm zu haben, wahrscheinlich weil da Kenntnisse über Thermodynamik nicht der USP sind.
Der Grund ist doch offensichtlich. Energieversorger haben mehr Strom eingekauft als sie brauchen.
Diese ständigen Berichte über den Day to Day Handel nerven. Das hat nichts mit den Endverbrauchern zu tun, auch wenn diese gerade über dynamische Tarife in Kostenfallen gelockt werden, weil die Energieversorger das Risiko komplett auf den Kunden verlagern.
Die Strompreise werden durch die Decke gehen, weil Spekulanten mit viel Geld die Preise hochtreiben werden
Die Stromhändler kaufen nicht zu viel Strom ein, sondern sie unterliegen einer Absicherungspflicht. Meine BEG beispielsweise, die 20% ihres direkt an die Mitglieder verkauften Stroms aus eigenen PV- und Windanlagen bezieht, kauft die restlichen 80% drei Jahre im Voraus. Auf diesem Years-Ahead-Markt sind die fossilen Kraftwerke fast unter sich. Die Konkurrenz von PV und Wind brauchen sie nicht zu fürchten.
Das Ganze lässt sich nur auflösen, wenn die Absicherungspflicht aufgehoben wird, und dafür die Übertragungsnetzbetreiber nicht nur Minuten-, Primär- und Sekundärreserve sichern müssen, sondern auch Tages-, Wochen- und Jahresreserve.
Über die Frage „Absicherungspflicht oder Kapazitätsmarkt“ gibt es zur Zeit einen heftig ausgetragenen Streit zwischen den alten Stromerzeugern und den neuen:
https://background.tagesspiegel.de/energie-und-klima/briefing/absicherungspflicht-laut-studie-besser-als-kapazitaetsmaerkte
Zu der vom Tagesspiegel referierten Studie gab es auch einen Artikel des pv-magazins:
https://www.pv-magazine.de/2024/07/11/dihk-bne-und-eex-sprechen-sich-vehement-gegen-kapazitaetsmarkt-aus/
Überrascht hat mich dabei, dass auch der bne, den ich bisher für ganz vernünftig gehalten hatte, sich auf die Seite der Wasserstoffgegner und Ergasbefürworter geschlagen hat.
@JWC
Danke für die detaillierte Erklärungen der Flexibilitäten im Strommarkt beim Kommentar von Schiller
JWC sagt:
Es gab sicher auch Idealisten, die der Meinung waren, weil „Sonne und Wind keine Rechnung schicken“ könne man einfach so viel Leistung installieren, dass immer genug erneuerbarer Strom zur Verfügung steht
Von denen gibts mehr als du denkst.
@JWC
Über die Frage „Absicherungspflicht oder Kapazitätsmarkt“ gibt es zur Zeit einen heftig ausgetragenen Streit zwischen den alten Stromerzeugern und den neuen:
Welches der bessere und kostengünstiger Weg sein wird, ist auch schwierig vorhersehbar. Und je nach Staat auch sehr unterschiedlich.
Was klar ist, wenn man auf 100% erneuerbar geht in Deutschland, wirds enorm teuer. Die letzten Prozente werden die teuersten sein.
Prognosen sind schwierig vorallem wenn sie die Zukunft betreffen.
JCW, du hattest unter dem zitierten Artikel kommentiert:
„Vielleicht findet man auch noch Redox-Flow-Batterien mit billigerem Speichermedium als Vanadium, die mit längerem Speicherhorizont wirtschaftlich betrieben werden können“
Wenn dieses Medium auf Kohlenstoffbasis wäre, könnten wir sogar (teilweise) das Bestandsproblem lösen. Wir pumpen dann Kohlenstoff-basierte Verbindungen in riesige Speicher, voila.
Woher Jörg Eberl die Meinung nimmt, dass ein 100%-Erneuerbarer Markt „enorm teuer“ wird, verrät er nicht. Meiner Meinung nach wird es zwar nach gegenwärtigen Preisen geringfügig teurer, aber einige benötigte Techniken können noch deutlich billiger werden.
Ich rechne mal mit langfristigen Erzeugungskosten des Stroms von 5 ct/kWh. Wegen Abregelung von 10% könnten es dann effektiv 5,5ct werden. 70% des Stroms werden direkt verbraucht, ohne Zwischenspeicherung. Dazu kommen Speicherkosten in Batterien für etwa 10% des Stroms, was bei Speicherkosten von absehbar 3ct zu einer Kostensteigerung von 0,3ct führt. Das Dicke Ende kommt zum Schluss: Wasserstoff. Etwa 20% des Stroms wird aus der Rückverstromung von Wasserstoff kommen müssen. Wegen der Verluste bei der zweimaligen Umwandlung, wird dieser Strom verhältnismäßig teuer: Um eine kWh zu produzieren, braucht man 5, was alleine schon mal 25ct kostet. Die erste Umwandlung (aus 5 mach 3) wird etwa 10 ct kosten, die zweite (aus 3 mach 1) nochmal, so dass man insgesamt auf 45ct kommt. Insgesamt kostet die kWh einschließlich aller Abregelung und Reserveleistungen 0,7*5,5 + 0,1*3 + 0,2*45 = 3,85 + 0,3 + 9 = 13,15ct. Dazu kommen die üblichen Verteil- und Abrechungskosten, außerdem Steuern. EEG-Umlage ist in den 13,15ct drin, auch ein Großteil der heutigen Netzentgelte, die für Regelenergie ausgegeben werden.
Es stimmt schon, am teuersten sind die letzten 20%. Jede Technik, die einen Teil davon kostengünstiger übernehmen kann, wird am meisten Kostenreduktion bewirken. Die Angst der Bundesnetzagentur vor Batteriespeichern ist hingegen unberechtigt. Die Wirkung des DSM steckt zum Teil in den 70% Direktverbrauch, zum Teil steht es in Konkurrenz zu den Batteriespeichern. Wasserstoff wird es kaum sparen, denn der kommt erst bei Erzeugungslücken zum Einsatz, die länger als 24h dauern, und so lange kann man kaum einen Verbrauch hinauszögern. Ältere Pumpspeicher könnten vielleicht etwas Wasserstoff sparen, neuere würden in Konkurrenz zu den Batterien stehen. Kostenmäßig liegen sie auf dem Niveau der Batteriespeicher.
Ist etwas holzschnittartig undifferenziert, aber die Größenordung, in der sich der zukünftige Strompreis bewegen wird, kann man erahnen. Vor allem sieht man, wo die größten Kostenrisiken liegen (in den 45ct), und genauso die größten Chancen (in dem Faktor 0,2). Also kein Anlass für erschrecktes Geraune von „enormen Kosten“.
Tschuldigung, mir sind zwei kleinere Fehler aufgefallen: natürlich muss man bei den Batterien noch den ursprünglichen Strompreis dazuzählen, und beim Wasserstoff die 5,5ct hernehmen. Man kommt dann auf 0,7*5,5 + 0,1*8,5 + 0,2*49,5 = 3,85 + 0,85 + 9,9 = 14,6ct. Die Größenordnung bleibt gleich, aber es muss doch in sich korrekt sein.
Und noch eine nette Rechnung kann man mit so einer Linearkombination anstellen: Angenommen, man erhöht den Anteil an Batteriespeicherung zu lasten des Wasserstoffanteils um 1%. Dazu muss man mehr Batterien kaufen, von denen ein Teil schlecht ausgelastet ist. Die Speicherkosten steigen damit auf 3,3ct/kWh. Auch die Wasserstoffspeicherung wird um 3% teurer, weil Elektrolyseure und Rückverstromer schlechter ausgelastet sind. Die Linearkombination ergibt dann 3,85 + 0,11*8,8 + 0,19*52 = 3,85 + 0,97 + 9,69 = 14,51 ! ? ! Wie kann das sein, beide Speicherarten werden teurer, der Gesamtpreis sinkt dennoch? H.D. hätte es ein Paradoxon genannt. Man kann es natürlich leicht greifbar machen: Das eine Prozent, das man von der Wasserstoffspeicherung in die Batteriespeicherung verschiebt, wird deutlich billiger, da hält man es auch aus, dass die restlichen 29% geringfügig im Preis steigen.
Der Wert dieser Formel liegt also weniger in der Zahl, die am Ende rauskommt, als in den Möglichkeiten, die sie bei der Optimierung bietet.
Leider kommen diese Strompreisreduzierungen nicht beim Privatverbraucher an.
Das europäische Ausland freut sich auf die negativen Strompreise auf Kosten der deutschen Verbraucher.
Sie sind sehr schlecht informiert. Holen Sie sich einfach einen flexiblen Stromtarif wenn Sie daran beteiligt werden wollen. Lieber erstmal schlau machen bevor wieder grundlos genörgelt wird!