Im November stiegen die Börsenstrompreise auf bis zu 80 Cent pro Kilowattstunde. Auch in diesen Tagen liegen sie teilweise sogar noch etwas darüber. Dies führt dazu, dass Kunden mit dynamischen Tarifen tief in die Tasche greifen müssen. Preisspitzen von bis zu 1,31 Euro pro Kilowattstunde sind beispielsweise in der App von Tibber für den Strombezug verzeichnet. Bruno Burger, Leiter von Energy-Charts am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, erklärt die Ursachen für die aktuellen Entwicklungen am Strommarkt.
pv magazine: Hat Sie der relativ deutliche Anstieg der Börsenstrompreise im November überrascht?
Bruno Burger (Foto): Im Winter sind die Börsenstrompreise immer höher als im Sommer, weil einerseits weniger Strom aus Laufwasser und Solar zur Verfügung steht und andererseits der Stromverbrauch höher ist. Dieses Jahr ist der Börsenstrompreis im November und Dezember aber höher als im vergangenen Jahr und mit den Kosten für Erdgas und CO2-Zertifikate alleine nicht zu begründen. In den ersten zehn Monaten des Jahres war der Börsenstrompreis aber niedriger als letztes Jahr, wodurch der Jahresdurchschnitt dieses Jahr circa 15 Prozent niedriger als letztes Jahr sein wird.
Wie sah es in den europäischen Nachbarländern aus? Haben Sie da auch diesen Anstieg an den Strombörsen verzeichnet?
Durch den europäischen Stromhandel sind die Börsenstrompreise der europäischen Länder gekoppelt. Die Unterschiede sind dadurch begründet, dass die Übertragungskapazität an den Grenzkuppelstellen begrenzt ist. Mit unbegrenzter Übertragungskapazität (Kupferplatte) wären die Börsenstrompreise in allen Ländern gleich hoch. Im November war der Day-Ahead Strompreis in Norwegen, Schweden, Dänemark und Frankreich niedriger als in Deutschland und in Polen, der Schweiz, Österreich und Tschechien höher.
Die Dunkelflaute Anfang November war ja ein Grund für den Preisanstieg. Gab es noch mehr?
In der Dunkelflaute vom 6. und 7. November hatten wir am 6. November um 18 Uhr und 19 Uhr Börsenstrompreise über 800 Euro pro Megawattstunde respektive 80 Cent pro Kilowattstunde. Da dieser Peak aber nur zwei Stunden lang war, hätten Batteriespeicher hier schon viel helfen können. Am 5. November hatten wir um 17 Uhr und 18 Uhr Preise um 500 Euro pro Megawattstunde. Auch hier hätten Batterien in diesen zwei Stunden die Preise nach unten drücken können. Die Intraday-Preise waren zu diesen Zeitpunkten niedriger als die Day-Ahead Preise. Eventuell war der Day-Ahead Markt auch etwas überhitzt. Prinzipiell haben wir im Winter wenig Solarstrom und sind deshalb auf den Wind angewiesen. Dieser weht aber nicht so zuverlässig. Wir haben immer Phasen mit Wind über mehrere Tage und dann auch Flauten, die mehrere Tage andauern können. Hier reichen Batterien zur Überbrückung nicht aus. Längere Lücken müssen mit Gaskraftwerken gefüllt werden, die heute mit Erdgas betrieben werden und später auf Wasserstoff umgestellt werden können.
Wird der Gaspreis nach Ihren Erwartungen in den kommenden Monaten auf dem Niveau bleiben und von daher auch das Strompreisniveau?
Der Gaspreis ist natürlich abhängig vom Weltmarkt und der weltpolitischen Lage. Der Stopp der russischen Gaslieferungen nach Österreich hat wahrscheinlich auch zu höheren Preisen geführt. Außerdem spielt die Temperatur und damit der Verbrauch natürlich eine große Rolle. Der vergleichsweise kalte November hatte einen höheren Verbrauch und damit auch höhere Preise zur Folge. Die Gasspeicher sind aber noch gut gefüllt. Die Bundesnetzagentur meldet einen Füllstand von 88 Prozent für den 8. Dezember.
Im November hatten wir zeitweise eine Entkopplung des Strompreises vom Gaspreis. Wenn man vereinfachend annimmt, dass ein Gaskraftwerk 50 Prozent Wirkungsgrad hat, erhält man folgende Formel für die variablen Stromkosten eines Gaskraftwerks: Strompreis (Euro/Megawattstunde) = 2 * Gaspreis (Euro/Megawattstunde) + 0,4 * CO2-Preis (Euro/Tonne CO2). Der Strompreis war teilweise aber deutlich höher. Das kann dadurch begründet sein, dass manche Kraftwerke einen hohen Aufwand für das An- und Abfahren haben und sich dieser nur bei längeren Laufzeiten rechnet.
Wie haben sich die Stromimporte und -exporte entwickelt?
Im Saldo hatten wir 2024 deutlich höhere Importe als 2023. Die höchsten Importe hatten wir im Juli und August. Das liegt an den niedrigen europäischen Börsenstrompreisen im Sommer aufgrund des niedrigeren Verbrauchs und aufgrund höherer erneuerbarer Erzeugung in Europa. Das zeigt aber auch, dass wir im Sommer noch mehr Solarstrom mit Batteriespeichern ins Netz einbinden könnten. Hier sind eher die Verteilnetze der limitierende Faktor. Im Januar hatten wir einen Exportüberschuss und im Februar eine ausgeglichene Import/Exportbilanz. Prinzipiell kann man sagen, dass unsere fossilen Kraftwerke im Sommer aufgrund der niedrigen Strompreise seltener zum Einsatz kamen und im Winter bei hohen Strompreisen mehr eingesetzt wurden.
Können Sie vielleicht noch kurz sagen, wie die Entwicklung bei der Photovoltaik in diesem Jahr aussah? Wo stehen wir nach elf Monaten verglichen mit dem Vorjahreszeitraum?
Bis einschließlich Oktober wurden 13 Gigawatt Photovoltaik beim Marktstammdatenregister neu angemeldet. Bis zum Jahresende werden wir etwa 15 Gigawatt erreichen. Damit liegen wir dann auf dem Niveau von 2023. Bei den Batteriespeichern hatten wir bis November einen Zubau von 3,5 Gigawatt Leistung und 5,0 Gigawattstunden Kapazität. Bis zum Jahresende werden wir die Zubauzahlen vom letzten Jahr (4,1 Gigawatt/5,9 Gigawattstunden) bei den Batteriespeichern nicht ganz erreichen.
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Die Ostfriesen wollten mal groß in die Eierproduktion einsteigen und eine riesige Hühnerfarm aufmachen. Hühner legen ja Eier und aus Eiern schlüpfen Hühner… also haben sie nur einen riesigen Stall gebaut… keine gute Idee. Anders formuliert Zitat:
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„In der Dunkelflaute vom 6. und 7. November hatten wir am 6. November um 18 Uhr und 19 Uhr Börsenstrompreise über 800 Euro pro Megawattstunde respektive 80 Cent pro Kilowattstunde. Da dieser Peak aber nur zwei Stunden lang war, hätten Batteriespeicher hier schon viel helfen können. Am 5. November hatten wir um 17 Uhr und 18 Uhr Preise um 500 Euro pro Megawattstunde. Auch hier hätten Batterien in diesen zwei Stunden die Preise nach unten drücken können.“
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Woher hätte denn der Strom kommen sollen, der in den Batteriespeichern gespeichert sein könnte, um die Dunkelflaute zu überbrücken? Wie viel Strom wurde denn in der Dunkelflaute benötigt und wie groß hätten die Speicher sein müssen? Wer möchte die Speicher denn bezahlen?
Hat dazu jemand Antworten?
Die Speicher armotisieren sich, weil sie Strom teurer einspeisen als sie zum Laden nutzen. Alles was Sie benötigen ist Risikokapital, um die Speicher vorzufinanzieren. Und ein gescheites Betriebskonzept. An Kapital mangelt es in der Regel nicht und ein bisschen graue Zellen muss der Unternehmer dann selbst mitbringen. Das ist doch nichts Neues, die Wirtschaft funktioniert schon seit gut 100 Jahren und mehr auf diese Art und Weise. Ein Kohlekraftwerk musste doch auch jemand bezahlen…
Wir haben doch schon massenweise Speicher im Netz, die mit großer Regelmäßigkeit zweimal täglich be- und entladen werden: Pumpspeicher. Im Sommer kommt deren Strom mittags aus der PV und nachts aus Braunkohle- und ausländischen Kernkraftwerken. Im Winter laden sie sich, wenn es irgend geht mit Windstrom auf, sonst mit Kohle- und Nuklearstrom. Der winterliche PV-Strom reicht dann eher nur für den Direktverbrauch. Das Mengenpotential der Pumpspeicher ist aus verschiedenen Gründen begrenzt. Neubauprojekte stoßen oft auf erbitterten Widerstand der einheimischen Bevölkerung und von „Naturschutz“-Verbänden. In Anführungszeichen habe ich den Naturschutz gesetzt, weil es natürlich auch Naturschutz darstellen würde, wenn man mehr saubere Stromproduktion durch geeignete Speicher ermöglichen würde. Dieses Leben mit Scheuklappen oder „Wasch mir den Pelz, aber mach mich nicht nass“ ist leider sehr verbreitet. Nach meinem Eindruck ist man da in anderen Ländern gelassener, aber das ist vielleicht ein Beobachtungs-Bias.
Mit wachsendem Zubau von PV und Wind wird sich das Spektrum der Stromquellen für die Speicher dorthin verschieben. Außerdem brauchen wir dann natürlich mehr Speicher. Da das Speichern in Batterien etwa gleich teuer ist wie in Pumpspeichern, wird der Anteil der Batterien stark steigen. Gegenüber den Pumpspeichern haben diese den Vorteil, dass sie praktisch überall im Netz errichtet werden können und damit statt eine Netzbelastung darzustellen sogar Leitungsasubau unnötig machen können. Pumpspeicher haben dagegen den Vorteil, dass genügend große Speicherbecken auch mit marginalen Mehrkosten zu Mehrtagesspeichern (in Norwegen und der Schweiz sogar zu saisonalen bzw. Mehrjahresspeichern) ausgebaut werden können, was mit Batteriespeichern nicht geht.
Schauen Sie sich auf Energiecharts an, wann die Pumpspeicher be- bzw. entladen werden. Einen Teil dieses Be- und Entladeprofils werden auch die Batterispeicher haben. Aus Kohlekraftwerken sollten sie in Zukunft weniger beladen werden. Aber das wird sich von alleine ergeben, wenn sie denen zu den Zeiten, wo sie derzeit noch unverzichtbar sind, zunehmende Konkurrenz machen werden.
Am 12.12.2024 war um 17:00 Uhr ein Börsenpreis von 936 Euro/MWh. In der Zeit vom 11.12.2024 21:00 Uhr bis 12.12.2024 5:00 Uhr lag er bei 170 bis 107 Euro/MWh (03:00 Uhr) – also dann 10 Cent/kWh. Am 09.12.2024 um 02:00 warens sogar nur 3,5 Cent/kWh. Beantwortet das die Frage woher der Strom hätte kommen sollen?
Zu den europäischen Strompreisen: „ Durch den europäischen Stromhandel sind die Börsenstrompreise der europäischen Länder gekoppelt. Die Unterschiede sind dadurch begründet, dass die Übertragungskapazität an den Grenzkuppelstellen begrenzt ist. Mit unbegrenzter Übertragungskapazität (Kupferplatte) wären die Börsenstrompreise in allen Ländern gleich hoch.“
Es liegt nicht nur an den Begrenzungen aber auch an den Transportkosten.. siehe Norwegen und Schweden mit jeweils 5 Preszonen.
Batterien sollen noch viel teurer sein.
Achso und p.S.: Es gibt sehr genaue Berechnungen, wie viel Residuallast wird brauchen würden bei welcher Abdeckung mit Erneuerbaren. Es könnten rund 20 – 150 GW sein, aber auch mehr wenn wir eine schlechte Energiewende machen. Das hängt von sehr vielen Dingen ab. Hätten wir z.B. Wärmepumpen und E-Autos, die immer dann laden und laufen, wenn Wind weht/Sonne scheint und gerade in diesen schlechten Stunden nicht, und würden wir die E-Autos bidirektional einbinden, hätten wir z.B viel weniger Probleme. Auch Biogasanlagen könnten viel mehr abdecken, würden sie dazu angereizt werden. Aktuell laufen sie durch, weil sie keine Anreize haben (selbst bei Sonne). Es hängt also auch stark davon ab, wie fortschrittlich wir zusammen werden.
Daniel P schreibt.
Hätten wir z.B. Wärmepumpen und E-Autos, die immer dann laden und laufen, wenn Wind weht/Sonne scheint und gerade in diesen schlechten Stunden nicht, und würden wir die E-Autos bidirektional einbinden, hätten wir z.B viel weniger Probleme.
@ Daniel P.
Die Wärmepumpen und die E- Autos haben wir ja. Wir müssen denen nur dynamisch anbieten wann sie am günstigsten laden können. Dazu müssen die EE wieder in die Bilanzkreise gewälzt werden, wo der Day Ahead Handel stattfindet. Denn da können die Bilanzkreisverantwortlichen für den Folgetag, stundenweise Strompakete zu unterschiedlichsten Mengen und Preisen für ihre Kunden kaufen. In diesen Paketen müssen die EE wieder „prognostiziert“ enthalten sein. Wenn da zwischen 12 und 13 Uhr die Sonne im Sommer am höchsten steht, kostet im Paket die kWh 0,5 Cent, oder weniger. Zwischen 13 und 14 Uhr dann 1 Cent, oder mehr. Genauso wirkt das im Winter mit dem Wind in den Paketen. Dann wollen wir mal sehen, was da in den einzelnen Stunden an „Prognoseabweichungen“ übrig bleibt, wo unbedingt gespeichert werden sollen. Zumal es ja da auch noch den kurzfristigen Intraday Handel gibt, wo man die stündlichen Prognoseabweichungen von plus oder minus hin und her schieben kann.
Von etwa 2% Prognoseabweichungen sagt einer der es wissen sollte
Siehe hier:
https://www.tagesspiegel.de/wirtschaft/80-prozent-erneuerbare-sind-kein-problem-6619315.html
Sollen oder sind. Die Batteriepreise sind stark gefallen, aktuell sind wir schon deutlich unter 100$ pro kWh, bis 2030 sind 10-20$ realistisch. Und scheinbar lohnt es sich bereits jetzt für Anbieter: https://montelnews.com/de/news/8458570b-24b0-46c0-9fb4-e9c881de5660/unb-verzeichnen-161-gw-an-batterie-anschlussanfragen
Es gibt quasi einen „Tsunami“ von Anschlussbegehren
Was meiner Meinung nach total unberücksichtigt bleibt, beim betrachten dieser kurzen Ausreißern an der Börse, sind die Zockermentalitäten der Stromhändler. War da nicht nach der trüben und nebligen Phase ein Sturmtief angekündigt ?
Diese kurzen Ausreißer an der Börse kommen daher, weil die Erneuerbaren seit 2010 nicht mehr .„zwingend“. in die Bilanzkreise der Versorger gewälzt werden, sonder separat an der Börse, quasi verramscht werden müssen Die Bilanzkreisverantwortlichen kalkulieren Day Ahead dem Vortageshandel knapp, in der Hoffnung am nächsten Tag, wenn der Wind bläst mit niedrigen, oder gar negativen Preisen „Intraday“ Schnäppchen zu machen. Genau das ist offensichtlich jetzt gerade auch wieder versucht worden, hat aber nicht funktioniert, weil es zu viele Zocker waren, die Intraday ihre Erträge optimieren wollten, und somit die Preise nach oben getrieben haben.
Hatten wir ja alles schon,.und hat nach 2010 begonnen, von wo ab die EE Freiwild geworden sind, und man mit denen spekulieren kann.
Siehe hier:…https://www.spiegel.de/wirtschaft/service/energieversorgung-in-deutschland-stromhaendler-zocken-fast-bis-zum-blackout-a-815587.html
Zitat:…Berlin – Der deutsche Strommarkt wurde bis vor wenigen Tagen durch gefährliche Handelsgeschäfte in die Nähe eines Zusammenbruchs gebracht. Aus Sicht der Bundesnetzagentur sind dafür die obersten Stromhändler verantwortlich, die sogenannten Bilanzkreisverantwortlichen, die Elektrizität einkaufen. Eigentlich sind sie rechtlich verpflichtet, stets so viel Strom aus Kraftwerken einzukaufen, wie ihre Kunden verbrauchen, schreibt die Zeitung . Doch das taten sie laut Bundesnetzagentur massenhaft nicht, sondern verursachten mit „Lastprognosefehlern“ den Verbrauch fast der gesamten Regelleistung. Das war offenbar Vorsatz. Mehrere Brancheninsider berichteten der Zeitung, dass es um Profitmaximierung ging. Zitat Ende
Einen aktuellen Fall, kann man nun aus der folgenden Grafik raus lesen.
https://www.energy-charts.info/charts/price_spot_market/chart.htm?l=de&c=DE&enableStepping=1&year=2024&week=50
Die Preis Kurven Day Ahead und Intraday laufen friedlich nebeneinander bis das Sturmtief angesagt war. Dann haben offenbar zu viele Händler gezockt, und aus den erwarteten Schnäppchen, ist ruckzuck eine Preisexplosion geworden, weil man ans Eingemachte, sprich die Reserven musste. Das könnte nicht passieren, wenn die EE noch zwingend mit sogenannten Ökobändern in die Bilanzkreise gewälzt würden, wie das bis 2010 Gesetz war. Dann wären die Schnäppchen nicht möglich, weil der Windstrom am Vortag prognostiziert schon verkauft wäre. Das faule Ei oder der KO Schlag, gegen das EEG wie es H.J. Fell nennt, holt uns immer öfter ein. Genau so kann man nämlich auch im Sommer mit den Dachanlagen bis 100 kWp spekulieren.
Wenn das Strommarktdesign nicht schnellstens auf Energie „wende“ umgestellt wird, wird die monetäre Spielwiese der großen Player immer größer.
Ergänzung zu meinem obigen Kommentar.
Im Interview sagt der Bruno Burger das Folgende.
Am 5. November hatten wir um 17 Uhr und 18 Uhr Preise um 500 Euro pro Megawattstunde. Auch hier hätten Batterien in diesen zwei Stunden die Preise nach unten drücken können. Die Intraday-Preise waren zu diesen Zeitpunkten niedriger als die Day-Ahead Preise. Eventuell war der Day-Ahead Markt auch etwas . .„überhitzt.“ Zitat Ende.
Der Day Ahead Markt war insofern überhitzt, weil man für den nächsten Tag Schnäppchen am Intraday Markt erwartet hatte, und deshalb Day Ahead weniger nachgefragt wurde. An dem Tag haben die Spekulationen noch funktioniert.
Ich sage, wenn die Erneuerbaren nicht wieder „physikalisch“ in die Bilanzkreise gewälzt werden, wie das bis 2010 der Fall war, wird das mit den dynamischen Tarife für die Anwender ein Schuss nach hinten.
Man stützt sich zu sehr auf die Batteriespeicher, ohne zu berücksichtigen, dass, wenn die EE in den Bilanzkreisen „zwingend“ zugeteilt wären, nur „Prognoseabweichungen“ zu speichern wären. An dieser Tatsache wird auch der „JCW“ nicht vorbeikommen.
@Hans Diehl schreibt:“Wenn das Strommarktdesign nicht schnellstens auf Energie „wende“ umgestellt wird, wird die monetäre Spielwiese der großen Player immer größer.“
100 % Zustimmung.
Hier sieht man mal wieder wunderschön, dass die angeblich bei Bedarf verfügbaren und „preiswerten“ fossilen Kraftwerke nur für eins gut sind, sehr teuren Strom zu liefern. Wir brauchen einfach mehr Erneuerbare.
Es wird immer gerne mit der Dunkelflaute hausiert, als ob diese gar keine Erneuerbaren produziert. Dem ist nicht so, es ist nur weniger. Da Erneuerbare nahezu linear skalieren, besonders Solar, bedeutet eine Verdopplung eben auch eine Verdopplung der Erzeugung, auch in einer Dunkelflaute.
Bei Wellen- und Gezeitenkraftwerken haben wir auch noch erhebliches ungenutztes Potential.
Die Dunkelflaute ist schon relevant, weil eine kleine Menge auch bei Verdopplung eine kleine Menge bleibt. Um die Dunkelflaute Anfang November ausschließlich mit zusätzlicher PV und Wind zu überstehen, hätte man die heute installierte PV- und Windleistung versechsfachen müssen, was für sich genommen schon ziemlich illusorisch ist. Schon die wahrscheinlich notwendige Verdreifachung wird schwer durchsetzbar sein. Da PV und Wind heute übers Jahr gesehen mehr als 40% des Strombedarfs produzieren, würde eine Versechsfachung bedeuten, dass man insgesamt mehr als 240% (plus 15% an sonstigem Ökostrom, an dem sich nicht viel ändern wird) des heute benötigten Stroms produzieren könnte. Den größten Teil der 155% zuviel müsste man wegschmeissen (abregeln) und den Erzeugungspreis damit um den entsprechenden Faktor (2,55) verteuern. Die Verwendungsmöglichkeiten Wärmepumpe und E-Auto würden den Leistungsinstallationsbedarf noch weiter erhöhen, weil man die nicht einfach für 12 Tage abschalten kann. Einzig Elektrolyse käme dann als auch mal längere Zeit abschaltbarer Abnehmer für die 155% in Frage. Da die auch praktisch nichts bezahlen will für ihren Strombedarf, bliebe es bei der Verteuerung um einen Faktor 2,55.
Die ganze Rechnung geht im Übrigen davon aus, dass man den gesamten Ausgleich von Angebot und Nachfrage innerhalb der 12 Tage mit Batterie- und Pumpspeichern und DMS schafft. Das wird aber im Vergleich einfach sein gegenüber der Schwierigkeit, derart gewaltige Überkapazitäten an PV und Wind zu installieren. Wie weit die Import-/Export-Bilanz diese Rechnung noch verändert, kriege ich gerade nicht raus. Die Auswertungen auf Energiecharts sparen bei der Bilanzierung der Nettostromerzeugung diese Bilanz aus.
Gezeiten- und Wellenkraftwerke werden zwar schon lange erforscht, kommen aber kaum zur Marktreife. Bei den Gezeiten gibt es wenige Stellen, die eine ausreichende, nutzbare Stärke aufweisen. An diesen wenigen Stellen werden natürlich immer auch Naturschützer hellhörig, wenn es um Eingriffe in einzigartige Ökosysteme geht. Bei den Wellenkraftwerken ist es der hohe Materialeinsatz bei gleichzeitg schnellem Verschleiss, weil die Energie nur in sehr niedriger Konzentration zur Verfügung steht.
Dirk Schiller schreibt.
Hier sieht man mal wieder wunderschön, dass die angeblich bei Bedarf verfügbaren und „preiswerten“ fossilen Kraftwerke nur für eins gut sind, sehr teuren Strom zu liefern. Wir brauchen einfach mehr Erneuerbare.
Ergänzung zu Ihrem Kommentar.
Wenn wir dann die „mehr“.. Erneuerbare im Mix haben, die werden ja bekanntlich immer billiger, wird der Restbedarf von einem fossilen Kapazitätsmarkt bedient. Der kann dann auch teurer sein, wenn das Marktdesign der Energiewende angepasst wird, und sagen wir mal die 10% des „teuren“ fossilen Kapazitätsmarktes von den 90% billigen EE ohne Rohstoffkosten, kompensiert werden.
Dazu kommt noch, dass der fossile und teure Kapazitätsmarkt, kontinuierlich durch die zunehmenden Speicher, mithilfe des Merit Order Effektes, automatisch in 100% Erneuerbare gedrängt werden kann.
Ganz klar ist mit noch nicht wie die hohen Priese zustande kommen. Wir hatten die Gas Kraftwerkskapatitäten in keiner weise zu den Zeiten an die Granze ausgenzutzt. Es wurde in der ersten Wochen im Nov. im Maximum etwa 15 GW benötigt. Die Kapazitäten liegen aber in DE bei 36 GW, also ist noch viel Kapazität übrig. Das Gas ist schon gekauft und gespeichert. Da erschließt sich mir der hohe Preis nicht. Bei der Steinkohle sieht es ähnlich aus. Die Braunkohle KW waren etwas besser ausgelastet aber auch nicht am Maximum.
Ein Leistungsproblem gibt es noch den Zahlen nicht. Woher kommt dann der hohe Preis?
Gibt es keine Preisdeckel? Ein großer Energieversorger mit viel Kraftwerkskapazitäten kann so ja den Preis hochtreiben, indem er seine Kapazitäten nur teilweise anbietet.
SG Stefan
@ Stefan
Lesen Sie meinen obigen Kommentar vom 03 Dez um 0.48 Uhr, und denken Sie mal drüber nach.
In der FAZ wurde gemutmaßt, dass RWE in weiser Voraussicht der Mangelsituation einen Teil seiner Kapazitäten aus dem Markt genommen hat, damit der Rest dann höhere Preise erzielt. Der Traum eines jeden, der arbeitet: Weniger tun, und mehr damit verdienen. Das ist halt „freier Markt“. Für ein Gut der Daseinsvorsorge verfehlt der freie Markt alle Ziele:
Versorgungssicherheit – Fehlanzeige
Niedrige Preise für alle – Fehlanzeige
Umweltschutz – Was ist das?
Aber erzählen Sie das mal einem Christian Lindner. Und hier im pv-Magazine sind ja auch genug unterwegs, die dem populistischen Geschwätz, der freie Markt könne alles am besten richten, nachlaufen.
Ich kann es noch etwas konkretisieren. Der Artikle ist zwar eigentlich hinter einer Bezahlschranke, aber es gibt Tricks. FAZ: „Strom kostet an der Börse zehnmal so viel wie üblich“ vom 12.12.24.
Darin wird ein Hanns Koenig vom Beratungsunternehmen Aurora Energy Research zitiert: „Konkret liefen am Donnerstagmorgen mit 6,1 von 9,5 Gigawatt nur knapp zwei Drittel der eigentlich verfügbaren Steinkohlekraftwerke. Auch von den 15 Gigawatt Braunkohle, die laut Bundesnetzagentur dem Markt zur Verfügung stehen müssten, waren nur 11,1 Gigawatt aktiv. Noch drastischer war es beim Erdgas: Von theoretisch 30 Gigawatt in Betrieb haben nur 17 Gigawatt Strom produziert. „Bei durchschnittlichen Preisen von 650 Euro müsste eigentlich jedes thermische Kraftwerk in den Markt gehen und Geld verdienen müssen – viele tun es aber nicht“, sagt Koenig.“
Das Bundeskartellamt hat die Marktmacht von RWE schon kritisiert. Im Notfall muss man ihre Kraftwerke vergesellschaften, und dann einem Betreiber übergeben, der sehr konkrete Auflagen bekommt, denn sowas ist übelste Abzocke. Es hat auch üble internationale Auswirkungen. Die rechte schwedische Regierung regt sich auf, ohne Abschaltung der Kernkraftwerke wäre das nicht passiert, die Norweger wollen ihre Stromverbindungen mit Dänemark und Deutschland nicht verstärken sondern eher auslaufen lassen. Und die FAZ ist ja nun wirklich nicht eine Zeitung, der man linke Tendenzen unterstellen könnte, oder Vorbehalte gegen Marktliberalismus. Es ist einfach kein Anstand mehr unter den Menschen!
Ich lese: „Gerade wenn die Phasen kurz sind, ließen sie sich mit mehr Batteriespeichern abfedern.“ und denke: Das kommt drauf an!
Falls Energiespeicher von privaten Investoren profitorientiert betrieben werden, dann wird das Netz eher belastet als stabilisiert, denn wenn die Speicher befüllt werden, wenn der Strom an der Börse gerade preiswert ist, dann sehe ich einen brutalen Abfall der Netzfrequenz. Die Spannung bricht halt ein, wenn große Verbraucher ans Netz gehen und wir sprechen in Summe von sehr großen Verbrauchern.
Etwas anderes sind netzdienlich betriebene Speicher, die vom Netzbetreiber gesteuert werden. Diese Art von Energiespeicherung, finanziert über die Netzumlage, ist gesamtwirtschaftlich vermutlich am effizientesten und gemeinwohlorientierter als die private Speicherung.
Etwas noch anderes sind sogenannte Grünstromspeicher (ohne Netzbezug), die eine gewisse Netzdienlichkeit erreichen wenn sie mit einer einer EEG-Anlage verbunden sind und insofern eine Lastverschiebung von volatiler Erzeugungsleistung bieten. Grünstromspeicher zur Lastverschiebung volatiler Erzeugungsleistung sind darum auch schon fast Standard bei Utility-Scale-Projekten und entlasten das Stromnetz.
Welche Speicher meint Bruno Burger? Ich vermute die Grünstromspeicher ohne Netzbezugsoption? Die waren am 6. und 7. November aber vermutlich leer.
Meint Bitte: Genauer werden, damit es nicht zu unnötiger Verwirrung kommt.
Noch eine Bitte: Wenn es nich explizit um Batteriespeicher geht, dann würe es vermutlich auch sinnvoller, von Energiespeichern zu sprechen.
Eine klare Nomenklatur ist immer hilfreich. Dabei passiert es wohl jedem, dass er vergisst, dass nicht jeder an das gleiche denkt, wenn er einfach von Speichern redet. Energie- oder Stromspeicher ist allerdings kaum spezifischer.
Einigermaßen spezifisch ist „Batteriespeicher“, aber auch die können noch sehr unterschiedlich eingesetzt werden als Netzspeicher (wie Pumpspeicherkraftwerke), anlagenspezifischer Speicher auf Verbraucher oder Erzeugerseite zum Profilshaping oder als Heimspeicher zur Eigenverbrauchsoptimierung.
Letztlich gehört auch Elektrolyse+Rückverstromung zu den Speichern, wobei man nicht weiß, wieviel von dem erzeugten Wasserstoff für Verkehr oder Industrie abgezogen werden wird.
Dazwischen gibt es noch Hochtemperatur-Speicher, Redox-Flow-Batterien, …
Da in den nächsten Jahren vor allem Batteriespeicher den größten Nutzen mit den geringsten Kosten haben werden, werden wohl häufig, wenn einfach von Speichern die Rede ist, Batteriespeicher gemeint sein. Ich bemühe mich zwar immer um eine klare Nomenklatur, aber je nach Tageszeit oder Alkoholpegel kann die auch leiden.
Mir ist es inzwischen schon fast peinlich wenn bei praktisch allen Artikeln, die sich mit den Themen „Überschuss, Negativpreise, Smart-Meter, Lastverschiebung, Zubau“ das Ceterum Censeo „Speicher“ kommt. Aber bei mir hat es eine Weile gedauert, bis ich verstanden habe, weshalb so viele unterschiedlich Interessierte zu dem Schluss gekommen sind, Speicher wären gefährlich. Bis das aus den Köpfen der Energiewendebefürworter wieder raus ist, wird man wohl noch ein paar dicke Bretter bohren müssen.
Im Augenblick ist ein Problem, dass das Potential des Demand-Side-Managements, insbesondere im Privatbereich völlig überschätzt wird. Dieses macht zwar auf den ersten Blick den Eindruck, als ob man „umsonst“ den gleichen Effekt erreichen könne wie mit Batteriespeichern, aber bei genauem Hinsehen ist es mit dem „umsonst“ nicht sehr weit her. Man braucht eine aufwendige Steuerung und Datenerfassung, und kann doch nur einen kleinen Teil seines Verbrauchs um wenige Stunden netzdienlich verschieben. Das können Batteriespeicher im Netz billiger und besser. Das „Doch-nicht-umsonst“ ist allerdings eine willkommene Geschäftsidee für Sonnen, 1k5, Enpal und andere.
Die drohende PV-Überproduktion zu bestimmten Zeiten (Mittagszeiten zwischen Frühlings- und Herbstanfang) mit den damit verbundenen Negativpreisen und Nullvergütung wird es neu gebauten PV-Anlagen in der Direktvermarktung, wenn sich nichts ändert, so schwer machen, dass sich kaum noch ein verantwortlicher Businesscase darstellen lässt. Das wird den PV-Zubau wieder auf die Eigenverbraucher jeder Größenordnung reduzieren und Ausschreibungsergebnisse überproportional in die Höhe treiben, weil Bieter noch einen großzügig bemessenen Risikoaufschlag einkalkulieren. Damit wird es auch keinen Bedarf für Speicher geben, und aus der Falle werden wir nur sehr langsam herauskommen.
Dann gibt es noch diejeinigen, die mit einiger Berechtigung sagen, dass Abregeln (zumindest bis zu einem bestimmten Punkt) billiger als Speichern ist. Die ignorieren aber, dass diese Haltung eine Lebensversicherung für fossile Kraftwerke ist. Und wenn diese fossilen Kraftwerke jede noch so kurze Dunkelflaute laufen müssen, laufen sie die ganze Zeit durch und machen den Erneuerbaren das Leben schwer, statt dass der Speicherstrom den fossilen das Leben in der Dunkelflaute schwer macht. Wenn wir gnadenlos abregeln, mögen die Bruttozubauwerte noch ganz anständig aussehen – der Effekt auf die Energiewende wird immer kleiner.
Ganz zum Schluss gibt es noch die, die meinen, Batteriespeicher im Netz würden genutzt, um Kohle- und Nuklearstrom zu speichern. Kann schon sein. Machen die Pumpspeicherkraftwerke heute ja auch. Wenn aber die Speicher den nuklear-fossilen Kraftwerken in der Dunkelflaute Konkurrenz machen, werden die ihre Dauerleistung schnell so runterfahren müssen, dass sie auch nichts mehr produzieren, was in relevanter Menge gespeichert werden könnte. Im Prinzip erscheint es ohnehin seltsam, warum man Angst davor haben müsste, dass die Millionen- bzw. Milliardenjahre-Speicher Kohle, Uran und Gas es attaktiv finden könnten, nach Mobilisierung der Uraltenergie sie gleich wieder weg zu speichern. Aber für Braunkohle und Kernkraft kann es schon interessant sein, die Kurzzeitflexibiblität zu nutzen. Im Übrigen können sie natürlich jede Marktflexibilität nutzen um ihren Strom im Netz zu integrieren so wie das die Erneuerbaren in der Zeit, als sie noch in der Minderheit waren, auch getan haben.
JCW schreibt.
Mir ist es inzwischen schon fast peinlich wenn bei praktisch allen Artikeln, die sich mit den Themen „Überschuss, Negativpreise, Smart-Meter, Lastverschiebung, Zubau“ das Ceterum Censeo „Speicher“ kommt. Aber bei mir hat es eine Weile gedauert, bis ich verstanden habe, weshalb so viele unterschiedlich Interessierte zu dem Schluss gekommen sind, Speicher wären gefährlich.
@ JCW
Da sind Sie offensichtlich zu einem Fehlschluss gekommen. Mir ist niemand bekannt der sagt Speicher wären gefährlich. Ich kenne bei den unterschiedlich Interessierten lediglich welche die sagen Speicher brauchen wir erst dann, wenn die Erneuerbaren vorrangig verbraucht sind. Sonst besteht die Gefahr, dass wir Kohlestrom speichern. Deshalb sind doch Speicher nicht gefährlich.
Mir ist inzwischen aufgegangen, was die Betreiber der Gas- und Kohlekraftwerke, die vom Markt zurückgehalten wurden, eigentlich erreichen wollten: Nicht der kurzfristige kleine Gewinn, den sie damit – wenn überhaupt – erzielen können, sondern der Pubicity-Effekt in den skandinavischen Ländern ist es. Dort steigen die Preise ebenfalls, wenn bei uns der Strompreis wegen (absichtlich herbeigeführter) Mangelsituation steigt. Die Norweger und Schweden bekommen als Dankeschön dafür, dass sie uns mit billig zu produzierender Wind- und Wasserkraft aushelfen, von ihren Stromkonzernen auch noch eine Preiserhöhung in Rechnung gestellt. Die Politik dort schreit dann (wenig sachkundig, bzw. ideologisch verbohrt) gleich, man dürfe keine neuen Verbindungsleitungen bauen und müsse bestehende Verträge auslaufen lassen, um zu verhindern, dass sich Mangelpreise in Deutschland (wegen der Kernkraftabschaltung – haha!) auf ihre Länder ausbreiten.
Wenn die Leitungen wieder weg sind, haben unsere geliebten Betreiber von Gas- und Kohlekraftwerken ihr Ziel erreicht: Keine Konkurrenz mehr durch billige Wind- und Wasserkraft aus Skandinavien, der deutsche Stromverbraucher kann wieder in aller Ruhe ausgenommen werden. Kohleausstieg muss noch lange auf sich warten lassen, neue Kernkraftwerke werden geplant: Die Welt ist dann einfach wieder in Ordnung!
In den paar Stunden extremer Dunkelflaute kommen vermutlich Kraftwerke zum Einsatz, die ansonsten nur sehr selten anlaufen müssen. Vermutlich sind damit die extrem hohen MWh-Preise begründet. Wichtiger wird, die EE weiter auszubauen und permanent große Mengen an Elektrolyseuren laufen zu haben, die dann in der Dunkelflaute *nicht* produzieren.
Wenn der Markt anständig organisiert wäre und die Marktteilnehmer sich dem notgedrungen anpassten, dann hätten Sie recht. Tatsächlich hatte wohl insbesondere RWE einen größeren Teil seiner Kapazitäten vom Markt genommen, um eine Verknappung zu provozieren und damit die Preise hochzujagen. Nun haben die großen deutschen Energieversorger in den Nullerjahren enorme Verluste erlitten, was sich auch in ihren Aktienkursen niederschlug. Vielleicht soll das jetzt die Rache sein?
Es zeigt mal wieder ganz deutlich. Freier Markt ist kein geeignetes Modell für ein Gut der Daseinsvorsorge, wie es Strom darstellt. Man braucht eine Marktordnung, die allen Teilnehmern auskömmliche Einnahmen plus angemessener Rendite bzw. Versorgungssicherheit zu akzeptablen Preisen sichert. Wettbewerb ist dabei nicht ausgeschlossen. Er dient dazu, dass die Leistungserbringer einen Anreiz haben, zum eigenen Vorteil und später auch zum Vorteil der Verbraucher Effizienzreserven zu heben. Auf Verbraucherseite gilt das selbe: Es muss sichergestellt sein, dass Strom nicht, weil zu billig, sinnlos verbraten wird. Wettbewerb unterscheidet sich aber sehr deutlich von einem freien Markt. Ein Wettbewerb braucht Regeln, die für Fairness für alle sorgen.
Für die Erneuerbaren Stromerzeuger PV und Wind haben sich Ausschreibungen, in denen feste Einspeisevergütungen geboten werden, bewährt. Beim Wind waren die Gebote anfangs sehr bescheiden, weil die Genehmigungsprozeduren so aufwendig waren. Das scheint sich gebessert zu haben. Bei PV funktionieren die Ausschreibungen sehr gut. Es wird privates Kapital mobilisiert (der Staat braucht sich nicht selbst verschulden!) und die Stromverbraucher zahlen Zins+Tilgung erst, wenn der Strom geliefert wird.
Direktvermarktung ist eher problematisch. In Krisen wie durch den Ausfall der französischen Kernkraftwerke ab Herbst 2021 machen die Erzeuger damit „Übergewinne“, die eigentlich den Verbrauchern zustünden. Die zahlten statt dessen höhere Strompreise, so wie jetzt Schweden und Norweger, wenn RWE seine Kraftwerke in Deutschland zurückhält.
Für Speicher brauchen wir ein ähnliches Modell. Bei ihnen ist es weniger klar, wie stark sie im Laufe ihres Leben in Anspruch genommen werden müssen. Die Erstattung von Kosten für konkrete Inanspruchnahme (Abnutzung) muss also in Form eines kostendeckend festgelegten Arbeitspreises erfolgen. Die Ausschreibung der Speicher erfolgt mit den Bereitstellungspreisen als Zuschlagskriterium. Die Steuerbefehle erfolgen durch die Übertragungsnetzbetreiber, die den besten Überblick haben, wie sich Angebot und Nachfrage auf Sicht entwickeln. Eventuelle Arbitrage-Gewinne gehen auch an die Netzbetreiber. Sie decken die Zahlungen von Bereitstellungs- und Arbeitspreis an die Betreiber. Was davon nicht durch die Arbitragegewinne gedeckt ist, wird über eine von allen Verbrauchern zu entrichtende Netzspeicherabgabe erhoben.
Ob der Strom zukünftig noch in nennenswerter Menge an der Börse gehandelt wird, hängt davon ab, ob die sich von ihrem gegenwärtigen Modell trennt, das nur Stromprodukte kennt, die fossil-nuklearen Kraftwerken entsprechen. Speicher oder unflexible Stromerzeuger, die mehr Strom erzeugen, als die Verbraucher aufnehmen können, führen darin zu großen Ausschlägen von ganz hoch zu ganz niedrig und zurück. Vernünftige Preise, die sich an den Erzeugungs- bzw. Speicherkosten orientieren, gibt es selten. Schon bisher war es so, dass ein Großteil des Stroms an der Börse vorbei direkt zwischen Erzeuger und Händler gehandelt wurde. In Zukunft werden ein weiterer wichtiger Handelspartner die Übertragungsnetzbetreiber sein, die Speicherstrom kaufen und verkaufen werden.
JCW schreibt.
Direktvermarktung ist eher problematisch. In Krisen wie durch den Ausfall der französischen Kernkraftwerke ab Herbst 2021 machen die Erzeuger damit „Übergewinne“, die eigentlich den Verbrauchern zustünden.
@ JCW
Wenn der EEG Strom billiger wird machen die großen Player Übergewinne mit Geld, das eigentlich den Verbrauchern zustehen würde, denn dafür bezahlen sie ja – neuerdings der Staat – höhere EEG Umlage wenn die Börsenpreise sinken,
Schauen Sie mal hier:
https://www.ee-news.ch/de/article/27409
Billig an der Börse Das steigende Angebot an erneuerbaren Energien – so beleuchtet die Studie – lässt die Preise am Spotmarkt der Strombörse sinken. Betreiber von konventionellen Kraftwerken, die ihren Strom schon lange vorher zu hohen Preisen verkauft haben und termingerecht liefern müssen, können ihren Gewinn aber noch steigern, indem sie den Strom nicht selbst erzeugen, sondern billig an der Börse kaufen. Ausgerechnet die schmutzigen Kraftwerke werden so zu Gewinnern der Energiewende. Zitat Ende.
Solche Tatsachen, und deren Ursprung, scheint Sie weniger zu interessieren.
Wenn RWE seinen Strom langfristig verkauft hat, bedeutet das nicht das sie diesen Strom auch liefern dürfen. EEs haben Vorrang.
RWE muss also seine Kraftwerke abregeln und trotzdem Strom an seine Kunden liefern. Dafür muss es EE-Strom an der Börse einkaufen.
Da zu diesem Zeitpunkt ein Überschuss vorliegt, fallen alle teuren Kraftwerke raus. Die Börsenpreise sinken bis ins negative.
Die Ursache liegt im Einspeisevorrang.
EEler haben keinen Anreiz ihre Produktion zudrosseln. Die Vergütung kommt ja trotzdem.
Darwin schreibt.
Wenn RWE seinen Strom langfristig verkauft hat, bedeutet das nicht das sie diesen Strom auch liefern dürfen. EEs haben Vorrang.
RWE muss also seine Kraftwerke abregeln und trotzdem Strom an seine Kunden liefern. Dafür muss es EE-Strom an der Börse einkaufen.
@ Darwin
RWE muss seine Kraftwerke eben seit 2010 „nicht mehr“ abregeln. Die bleiben am Netz dadurch wird der Strom billig mit dem sie lukrative Geschäfte machen.
Das „IWR“ hat es auf den Punkt gebracht.
Siehe hier:
Zitat IWR.
Der steigende Anteil erneuerbarer Energien hat am Spot- und Terminmarkt zu immer niedrigeren Strom-Einkaufspreisen geführt. Grund ist ein von der Politik beschlossener Wechsel der EEG-Lieferung ab 2010 (Wälzungsmechanismus). Bis 2009 erhielten die Stadtwerke den EEG-Strom als sog. EEG-Stromband monatlich tatsächlich physisch geliefert, so dass die großen Vorlieferanten (RWE, E.ON, Vattenfall, EnBW, etc.) auch faktisch weniger an die Stadtwerke liefern konnten. Seit 2010 muss der EEG-Strom an der Börse verkauft werden und das hat weitreichende Folgen: RWE, E.ON & Co. beliefern Stadtwerke seit 2010 wieder weitgehend vollständig mit konventionellem Strom, der EEG-Strom an der Börse kommt zusätzlich auf den Markt und drückt auf die Preise.Zitat Ende.
Das ist es doch, wo man den „JCW“ erinnern muss, wenn er bei den Ökostromerzeugern nach „Übergewinne“ sucht.
Fazit:; Die Erneuerbaren haben Einspeisevorrang, müssen aber nicht mehr vorrangig verbraucht werden. Das ist die Energiewende der „Altgedienten“
JCW schreibt am 13 Dez. um 14.20 Uhr.
Ich kann es noch etwas konkretisieren. Der Artikel ist zwar eigentlich hinter einer Bezahlschranke, aber es gibt Tricks. FAZ: „Strom kostet an der Börse zehnmal so viel wie üblich“ vom 12.12.24.
Darin wird ein Hanns Koenig vom Beratungsunternehmen Aurora Energy Research zitiert: „Konkret liefen am Donnerstagmorgen mit 6,1 von 9,5 Gigawatt nur knapp zwei Drittel der eigentlich verfügbaren Steinkohlekraftwerke. Auch von den 15 Gigawatt Braunkohle, die laut Bundesnetzagentur dem Markt zur Verfügung stehen müssten, waren nur 11,1 Gigawatt aktiv. Noch drastischer war es beim Erdgas: Von theoretisch 30 Gigawatt in Betrieb haben nur 17 Gigawatt Strom produziert
@ JCW
Fossile Kraftwerke lieferten am Donnerstag deshalb so wenig Strom, weil der am Mittwoch beim Day Ahead Handel von den Bilanzkreisverantwortlichen so wenig nachgefragt wurde. Zu wenig nachgefragt, weil ein Sturmtief angekündigt war, und man am Donnerstag beim Intraday HANDEL auf die Schnäppchen spekuliert hatte. . Nun haben das offensichtlich „Viele“ gemacht, und aus den Schnäppchen ist schlagartig der Ausreißer nach oben geworden. War ja nicht lange, bis man mit der eisernen Reseve ( Redisipatsch ) die Sache wieder im Griff hatte. War halt nur teuer, und die Ertragsoptimierung ist in die Hose gegangen.
Das ist einmal mehr ein Beweis dafür, daß ich zurecht fordere, dass die Erneuerbaren wieder physich in die Bilanzkreise der Versorger gewälzt werden müssen, dann kann so was nicht geschehen.. Die EE sind Day Ahead, prognostiziert am Vortag verkauft, und was die Schnäppchen am Folgetag berifft, das sind lediglich vernachlässigbare Prognoseabweichungen, die keinen Interessieren.
So sieht die Konkretisierung von meiner Seite aus. Hatten wir nämlich alles schon, gleich nach 2010 dem „Faulen EI“ wo die EE aus den Bilanzkreisen raus genommen wurden, und für solche Spielchen freigegeben wurden.
Siehe hier 2012 fings schon an.
https://www.spiegel.de/wirtschaft/service/energieversorgung-in-deutschland-stromhaendler-zocken-fast-bis-zum-blackout-a-815587.html