In den vergangenen Monaten und Jahren ist in Deutschland viel Photovoltaik zugebaut worden. Das ist auf der einen Seite erfreulich, auf der anderen Seite hinterlässt es deutliche Spuren am Strommarkt. So mehren sich die Stunden mit negativen Börsenstrompreisen oder um die Null-Euro-Grenze. Noch haben die Übertragungsnetzbetreiber den Marktwert Solar für Mai nicht veröffentlicht, doch angesichts von 160 Stunden mit Börsenstrompreisen im negativen oder knapp positiven Bereich wird er nicht sonderlich hoch ausfallen.
Node Energy hat auch vor dem Hintergrund dieser Entwicklung die Kurzstudie „Zukünftige Marktwertentwicklung erneuerbarer Energien bis 2028“ bei Enervis in Auftrag gegeben. Das Ergebnis ist eindeutig und wenig überraschend: Für Photovoltaik-Anlagen wird bis 2028 von einem Rückgang des Marktwertes Solar um mehr als 25 Prozent auf 37 Euro pro Megawattstunde ausgegangenen. Je nach Wetterjahr könnte der Rückgang noch drastischer ausfallen, heißt es in der Studie. Für die Windkraft an Land kommt Enervis auf Basis seines Strommarktmodells auf einen Rückgang um knapp 25 Prozent auf 56 Euro pro Megawattstunde bis 2028.
Als Gründe für den starken Rückgang der Marktwerte sind sinkende Terminmarktpreise und der schnelle Ausbau von erneuerbaren Energien genannt. Letzteres sorgt für eine zunehmende Kannibalisierung im Markt, die sich nach Enervis-Analysen sogar über Ländergrenzen hinweg fortsetzt. Die Analysten sind dabei auch wenig zuversichtlich, dass der Aufbau von Speicherkapazitäten aktuell für eine schnelle Stabilisierung der Marktwerte sorgen wird. „Auch wenn das Thema Speicher derzeit boomt, steckt der Ausbau noch in den Anfängen und kann mit dem geförderten Zuwachs der Erneuerbaren noch nicht Schritt halten“, sagt Christian Schock, Senior Consultant bei Enervis. „Mit einer kurzfristigen Trendumkehr bei der Kannibalisierung ist vorerst nicht zu rechnen.“
Mit dem Solarspitzen-Gesetz haben die negativen Börsenstrompreise eine direkte Auswirkung auf die Erlöse der Betreiber neuer Photovoltaik-Anlagen, da sie dann keine Vergütung für eingespeisten Strom mehr erhalten. Im EEG ist allerdings eine Regelung vorgesehen, wonach die ausgefallenen Stunden nach Ende der EEG-Förderzeit von 20 Jahren nachgeholt werden können. Sollte ab 2027 eine marktbasierte Förderung für Photovoltaik-Anlagen eingeführt werden, könnte es alle Neuanlagen treffen. Doch bei Photovoltaik-Freiflächenanlagen und ausgeförderten Anlagen stellt sich bereits jetzt die Frage, wie die künftige Finanzierung gesichert werden kann, wie Node Energy betont.
Allerdings würden viele Betreiber die Augen davor verschließen. „In der Praxis sehen wir, dass die Hälfte der Betreiber in Deutschland noch nicht die Dramatik ihrer künftigen Erlösentwicklung realisiert hat“, sagt Matthias Karger, CEO und Gründer von Node Energy. „Viele kennen nur die sicheren EEG-Zahlungen und haben sich kaum mit echten Marktwerten beschäftigt – das verhindert einen realistischen Blick auf die Zukunft.“
Bei Node Energy sieht man auf Basis der Studienergebnisse zwei Strategien, wie man der negativen Marktentwicklung entgegenwirken kann. Die erste sei der Aufbau von Co-Location-Speichern, um durch die Verschiebung der Einspeisung den individuellen Marktwert einer Anlage zu verbessern. Kurzfristig sei für Betreiber auch möglich, sich das aktuelle Preisniveau über den Abschluss von Stromabnahmeverträgen (PPAs) zu sichern. Bei Kurzfrist-PPAs könne dabei ein Festpreis mit einer Laufzeit bis zu drei Jahren festgeschrieben werden. „Mit PPAs können sich Betreiber von ausgeförderten und neuen PV-Freiflächenanlagen auf die neuen Rahmenbedingungen vorbereiten und gleichzeitig die Erlössituation ihrer bestehenden Anlagen optimieren“, so Karger mit Blick auf eine vollständig marktbasierte Refinanzierung neuer Anlagen, die wohl über kurz oder lang kommen werde.
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Kann mir jemand sagen, für wen oder was wir einen separaten Marktwert Solar benötigen, außer auf dem EEG Konto einen negativen Saldo zu kreieren, um dem Staat Milliarden fürs Ausgleichen aus der Tasche zuziehen.
Wenn die EE in den Bilanzkreisen der Versorger verkauft würden, wo die Preise entstehen, würde der Marktwert Solar „Merit Order Effekt“ heißen, und könnte nicht niedrig genug sein, um dort nach Angebot und Nachfrage so viel wie mögliche der teuersten Fossilen zu verdrängen.
Nicht jeder finanziert seine Anlage über das EEG. Für Anlagen, die sich außerhalb finanzieren sollen/müssen, ist der Marktwert eine maßgebliche Größe. Erst recht, wenn es irgendwann komplett ohne staatliche Förderung funktionieren soll.
Das ist mir ja in ihrem System auch nicht klar, wie sich da ein Preis bilden soll, eben für jene EE-Anlagen, die keine staatlichen Zuschüsse (mehr) erhalten
@Sandra Enkhardt: Jetzt fangen Sie schon wieder an mit H.D. zu diskutieren? Da kommt doch nichts raus.
Sein System lautet: Als die Erneuerbaren noch einen Anteil von 20% am Strommarkt hatten, da hatte man das anders lösen können. Zu diesem Zustand möchte er gerne zurück. Damals wurden die Preise von den fossilen Kraftwerken bestimmt, und der Erneuerbare Strom wurde zu Preisen verkauft, die am unteren Rand des Preises der flexiblen Kraftwerke lagen. Über die Frage, wie man einen Preis für die Erneuerbaren bestimmen könnte, wenn sie 100% des Stroms (über der (genauso unflexiblen) Must-Run-Erzeugung) ausmachen, denkt er lieber nicht nach. Das past nicht in seine Gedankenwelt, und deshalb wird es ignoriert.
Sie hatten ihn doch schon mal ausgeschlossen, weil er hier jede Diskussion zugespammt hat. Und den „ehrlich…“ könnten Sie auch gleich ausschließen mit seinen Fragezeichen in Klammern (?), wo man nicht weiß, was er eigentlich sagen will. Der erschwert das Lesen auch nur, weil man immer drüberweg scrollen muss.
Ich hoffe, wir bringen Herrn Diehl zu der Erkenntnis, dass PV in Deutschland mehr ist als nur kleine private Dachanlagen…
JCW schreibt.
Damals wurden die Preise von den fossilen Kraftwerken bestimmt, und der Erneuerbare Strom wurde zu Preisen verkauft, die am unteren Rand des Preises der flexiblen Kraftwerke lagen.
@JCW
Nun stellen Sie nachweislich ihre Unkenntnis zur Schau. Die Erneuerbaren wurden damals gar nicht verkauft, sondern mit Ökobändern „zwingend“ den Versorgern in die Bilanzkreise gewälzt. Bezahlt waren die mit der EEG Umlage. Dort verdrängten sie nach dem Merit Order Prinzip die teuersten fossilen Anbieter. Der Marktwert des Ökostromes war der Merit Order Effekt.
Das habe ich hier schon X mal dargestellt, für den JCW noch einmal, aber jetzt bitte aufgepasst.
Nehmen Sie die folgende Merit Order Grafik
https://de.wikipedia.org/wiki/Merit-Order
Scrollen Sie das vierte Bild von unten hoch, dann sehen Sie das Folgende.
Weil der Ökostrom schon mit den Ökobändern zugeteilt war, sank die Nachfrage für den fossilen Strom von N1 auf N2 und infolgedessen sank der Strompreis von P1 auf P2.
Der Marktwert der EE ist der Merit Order Effekt und deutlich ausgewiesen auf der Grafik.
Nun eine Bitte an Sie. Bevor Sie fordern mich hier rauszuwerfen versuchen Sie meine Thesen zu verstehen, und fragen Sie nach , ich helfe Ihnen gerne.weiter
Hallo Herr Diehl, warum fragen Sie nach dem Sinn des Marktwerts und sondern als Antwort dann doch wieder nur ihren bekannten Sermon ab?
Der Marktwert Pv liegt im Mai 2025 bei 2,1 ct basiered auf den Day-Ahead-Preisen, Daten aus Smard-Portal. Real dürfte er unter 2ct liegen in Österreich wurden 1.49 gemeldet. Die Monate mit hohen Erzeugungsmengen gewichten den Jahresmarktwert entsprechend stark.
Woher der Optimismus kommt, dass übers Jahr der Marktwert Pv in 2028 bei 3.7 ct liegt ist mir schleierhaft, die zusätzlich installierten >50 GW werden im Sommer von morgens bis abends einfach keinen Platz finden, und sorgen dem entsprechend für Preise von 0 und darunter.
Und wer soll denn da noch investieren beim eingeführten Solarspitzengesetz?
Sandra Enkhardt schrieb:
„Nicht jeder finanziert seine Anlage über das EEG. Für Anlagen, die sich außerhalb finanzieren sollen/müssen, ist der Marktwert eine maßgebliche Größe.“
Ist das wirklich so? Wie war das noch einmal mit den PPA? Und wie war das mit einer künftigen Marktstruktur, welche Wind und Solar nicht mehr als Abfall behandelt?
Wenn ich auf die Zahlen schaue, sehe ich einen rapiden Abfall der Bedeutung von thermischer Generation und doch wird nahezu 100% erst einmal als solche Verkauft und dann später teilweise zum „Marktwert“ mit spot(t)billigem Strom ersetzt. Wollen wir wirklich so weiter machen?
Also ich als privater Solarerzeuger kümmere mich kaum um den Marktwert, mein Stromabnahmepreis richtet sich auch nur dann nach den Spot(t)marktpreisen, wenn ich dieses so will. Meine Beteiligungen an Wind und Solar (ungefördert und Anlegerfinanziert) tun dies auch nicht, diese haben ebenfalls Abnahmeverträge, welche jährlich ausgehandelt werden.
Und woran orientieren sich die Preise für die PPAs? Wenn Strom nichts mehr Wert ist, wird es auch keine PPAs mehr geben bzw. Keine neuen Anlagen auf diesem Geschäftsmodell basierend mehr gebaut werden… Das kann doch auch nicht das Ziel sein, oder? Wo soll der weitere Zubau dann herkommen?
Sandra Enkhardt fragt:
Hallo Herr Diehl, warum fragen Sie nach dem Sinn des Marktwerts und sondern als Antwort dann doch wieder nur ihren bekannten Sermon ab?
Hallo Frau Enkhardt.
Ganz einfach, weil das unmittelbar zusammenhängt, und alleine nicht zu erklären ist.
Der gegenwärtige Marktwert ist ein Teil dessen, was ich das „Faule Ei“ nenne, das der Energiewende 2010 ins Nest gelegt wurde H.J. F ell nennt es den ersten schweren KO schlag. Seit dem die EE 2010 separat an der Börse quasi als Überschuss verramscht werden müssen, ist das allenfalls nur noch ein Ramschwert. Man spricht doch auch davon, dass sich die EE kannibalisieren.
Seinen wahren Marktwert konnte der Ökostrom nur bis 2010 wirksam machen, als er mit sogenannten Ökobändern in die Bilanzkreise der Versorger gewälzt wurde, und dort teure fossile Anbieter verdrängen konnte. Wie das geschah und heute in den Bilanzkreisen noch geschieht leider aber ohne die Ökobänder, habe ich schon X mal hier gepostet.
Nun noch einmal mit der Bitte, schauen Sie sich die Bilder genau an, und haken Sie nach, wenn Sie mich irgendwo nicht verstehen.
Siehe im folgenden wie in den Bilanzkreisen Bedarf und Preis ermittelt wird. Dazu die Merit Order Grafik.
https://de.wikipedia.org/wiki/Merit-Order
Scrollen Sie das vierte Bild von unten hoch, dann sehen Sie , dass, weil die Ökobänder vor 2010 schon zugeteilt waren die Versorger weniger „teuren“ fossilen Strom nachfragen mussten. Der Ökostrom drückte die Nachfrage für fossilen Strom von N1 auf N2 und infolge dessen fiel der Preis von P1 auf P2. Das war der Wahre Marktwert von Ökostrom, und ist ja auch in der Grafik klar deutlich angezeigt. Leider ist der Ökostrom seit 2010 nicht mehr in den Bilanzkreisen, und kann somit nicht mehr preissenkend wirksam werden.
Beschäftigen Sie sich mit der Merit Order Grafik, und denken Sie sich die Ökobänder weg, die sind nämlich seit 2010 an die Börse verbannt. Und damit ist auch der echte „Marktwert“ für die Erneuerbaren nur noch ein Wert für das EEG Konto..
Schauen Sie sich die Grafik doch einfach mal an und denken weiter. PV deckt nicht mehr 20 Prozent der Last, sondern mit Wind zusammen phasenweise 100 Prozent. Wo ist der Marktwert dann, Herr Diehl? Wenn wir abends oder nachts doch fossile Kraftwerke brauchen, hat PV herzlich wenig davon… Wer soll bei da noch in neue PV-Anlagen investieren? Wenn sie sich damit auseinander gesetzt haben, melden sie sich gerne wieder.
Welcher Anteil an der durchschnittlichen Vergütung (Solar, Wind, etc.) ist denn für den ‚Wert‘ des durchschnittlich verbrauchten Stromes gerechtfertigt (CO2-Minderung, Schadenskostenreduzierung, Verbrauchsdeckung, strukturelle Erneuerung/Wartung, etc.) und
Wer verdient an der Vergütung anteilig (Haushalte, Gewerbe/Handel/Dienstleistungen, Industrie, Verkehr)? oder nach Gesellschaftsgruppen (Privatinvestitionen, Landwirte, Banken/Versicherungen, gewerbliche Anlage(n)investitionen, Aktiengesellschaften/Grossinvestoren der Energiebranche/Stadtwerke, internationale (Finanz-)Investoren)?
D: 2000-2010 2020s
Privatinvestoren 40-50% 20-25%
Gewerbe/Genossenschaften 5-10% 15-20%
Landwirte 15-20% 10-15%
Stadtwerke/Kommunen 10-15% 20-25%
Energiebranche 10-15% 25-30%
Finanzinvestoren ~0% 5-10%
Europa:(?) Der Anteil privater und landwirtschaftlicher Stromerzeugungeigentümer ist (deutlich) weniger und die institutionellen Stromerzeuger in Kommunen/Stadtwerken und vor allem in grossen Konzernstrukturen erkennbar ausgeprägt. Auch Finanzinvestoren haben in Gesamteuropa höheren Anteil an den Stromerzeugungstrukturen.
durchschnittliche Vergütung Solar 2024/2025: 22.7ct/kWh (incl. Marktprämie(nmodell), 18.6ct/kWh (anzulegender Wert für MPM 13.4ct/kWh), und nur Neuanlagen ca 7ct/kWh)
durchschnittliche Vergütung Wind (on/off-shore) 2024/2025: 8.2-8.9ct/kWh, ca. 17ct/kWh
Die krasse Änderung zeigt sich 2023/2024 im prognostizierten Finanzierungsaufwand(?)
Sandra Enkhardt schreibt.
Schauen Sie sich die Grafik doch einfach mal an und denken weiter. PV deckt nicht mehr 20 Prozent der Last, sondern mit Wind zusammen phasenweise 100 Prozent.
@ Sandra Enkhardt
Da haben Sie Recht. Alleine am kurzfristigen Spotmarkt – wie bis 2010 der Fall – geht das mit der Zuteilung von Ökobändern nicht mehr. Jetzt muss der Terminmarkt ran, um den vorrangigen Verbrauch der EE zu garantieren. Bis 2010 hatte man wegen der geringen Mengen Zwangszuteilungen von Ökobändern in den langfristigen Terminmark abgelehnt. Das hat sich geändert, unterdessen fahren die ja ihre Langzeitverträge reihenweise runter um diese mit Ökostrom zu bedienen. Dann kann man denen auch gleich Ökobänder zuteilen, dadurch bleibt der grüne Merit Order Effekt der Allgemeinheit erhalten, und dient bei den Konzernen nicht zur Ertragsoptimierung, wie verschiedene Studien ergeben haben.
Hier z.B https://www.ee-news.ch/de/article/27409
Zitat: 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
Gut und nun schauen Sie sich bitte statt der alten Grafik die obrige an, wie sich die Preise am Terminmarkt entwickeln und berücksichtigen, dass PV allein schwierig an diese Verträge und damit Preise kommen dürfte…
@ Frau Enkhardt
Wenn die EE tatsächlich dem Terminmarkt mit Ökobändern zwingend zugeteilt würden, wäre ja der obige Marktwert für den Ökostrom ein ganz anderer, nämlich der Betrag um den die Preise am Terminmarkt sinken, wegen Zuteilung der Ökobänder.
Der Marktwert für Ökostrom besteht dann wieder aus dem Merit Order Effekt, wie auf der alten Grafik zu sehen
Siehe hier https://de.wikipedia.org/wiki/Merit-Order
wo es auf dem vierten Bild von unten heißt „Marktwert erneuerbare Energien“
https://de.wikipedia.org/wiki/Merit-Order
In der Grafik ist deutlich herauszulesen, dass der Marktwert sinkt. Auf dem Terminmarkt spielt zudem Merit-Order keine Rolle…Wie finanzieren sich nun neue Anlagen?
„Seinen wahren Marktwert konnte der Ökostrom nur bis 2010 wirksam machen, als er mit sogenannten Ökobändern in die Bilanzkreise der Versorger gewälzt wurde, und dort teure fossile Anbieter verdrängen konnte.“
Die Problematik ist, dass sich die Wirtschaft mit dem veränderten europäischen Recht arrangiert hat und auch aus dem Unbundling Vorteile für sich und zum „Nachteil“/“nicht(Mit)Vorteil“ der NormalstromkundInnen umstrukturiert hat(te). Ein Köder, für die (europäische) Öffentlichkeit, war das Transparenzversprechen an den Kurzinterval-Terminstrombörsen, mit begrenzter Anzahl an Akteuren. Aus europäischer Sicht könnte man auch zur (übergeordneten) Ansicht gelangen, dass der Strommarkt auch einen innereuropäischen Sozialausgleich über den Stromhandel organisiert (ob ‚beabsichtigt‘ oder nicht, wäre das auch im Sinne der Energiewende und einer strukturellen Angleichung, jedoch könnte man daran in der Realität zur Einkommens- und Vermögensverteilung auch Zweifel lassen dürfen (je Land und Wohlstandsebene)(?))
Zudem haben sich die Grosskonzernstrukturen auch über die europäischen Länder stärker ‚diversifiziert‘ und (teils zumindest) durch staatliche Prüfungsergebnisse die Unbedenklichkeit bei Konzernfusionen bzw. Anteils-/Strukturumschichtungen bestätigt erhalten (Den Arbeitsplätzen hat das nicht immer genutzt, wenn meist auch sozialverträglich?).
Die Rentabilitätsdegression im KleinPhotovoltaikanlagenbereich hätte man nicht hinnehmen müssen, aber das war den d. Branchenverbänden nicht wirklich wichtig.
Das Signal der weiteren, beabsichtigten Entwicklung (§1 EnWG), ein weiterer Faden im Gobelin der d. Energiewende, wird sichtbarer dadurch(?)
Zudem gibt es mittlerweile nicht länger Konkurrenz zur EEG-Effizienz zwischen den Energieversorgerkonzernen, denn eine unterscheidbare EEG-Umlage wurde abgeschafft und nun zählt die Stromabnahmemenge und der Einzelstrompreis (bzw. die Anschlussgebühr, Nebenkostenvorteile, Ausnahmenregelungen) aus Kundensicht?
( m. W. der (bisher?) einzige ‚echte'(2025) Ökostromanbieter als Mitglied beim BDEW ist Lichtblick SE
„Vor mehr als 25 Jahren fing LichtBlick an, sich für erneuerbare Energien stark zu machen. Heute ist Ökostrom in der Mitte der Gesellschaft angekommen und LichtBlick ist Deutschlands größter reiner Ökostromanbieter. Gemeinsam gehen wir weiter und setzen uns für zukunftsfähige Energielösungen mit ÖkoStrom ein.“ )
Sandra Enkhardt schreibt.
Auf dem Terminmarkt spielt zudem Merit-Order keine Rolle…
@ Sandra Enkhardt.
Seither nicht, weil Ökostrom am Terminmarkt nicht gehandelt werden durfte. Das wird sich aber mit zunehmenden Erneuerbaren ändern müssen. Wenn der Terminmarkt Ökobänder zugeteilt bekommt, spielt auch dort der Merit Order Effekt eine Rolle. Die Versorger bekommen den Ökostrom ja zum „Nulltarif“, denn bezahlt ist der schon vom Staat mit der EEG Umlage über das EEG Konto. Da werden bei 40% Ökostromzuteilung deren 100% bestimmt billiger. Verursacht durch den Merit Oder Effekt oder aufs Thema bezogen vom „Echten Marktwert“ des Ökostromes.
Informieren Sie sich doch bitte erstmal, was der Terminmarkt ist.
( Lichtblick SE hat 2024 ca. 6.2TWh Strom verteilt (EBIT: ca. 1.1ct/kWh) und plant mit 2025 die Installation eines 400MWh Batteriestromspeichers, 15000:1
Die abgeregelte, regenerativ erzeugte Strommenge 2024 wird mit etwa 9-10TWh eingeschätzt.
auch interessant: die Verteilung des Redispath Engpasses (und der Stommengen für einzelne Quartale, im Vergleich zur Abregelung)
„Das gesamte Maßnahmenvolumen für Netzengpassmanagement (Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken sowie Countertrading) sank von 7.161 GWh in Q2 2023 auf 6.285 GWh in Q2 2024, was einem Rückgang von etwa zwölf Prozent entspricht.“
„97 Prozent der erneuerbaren Erzeugung konnten zu den Letztverbrauchern transportiert werden
Die im Redispatch angepassten Einspeisungen der am Markt befindlichen Erzeugungsanlagen betrugen im zweiten Quartal 2024 rund 4.737 GWh (Q2 2023: 5.428 GWh). Davon entfielen 2.096 GWh auf Redispatch mit Erneuerbaren Energien (Q2 2023: 1.838 GWh). Obwohl rund 53 Prozent dieser Menge EE-Anlagen betrafen, die im Verteilernetz angeschlossen sind, lag der verursachende Netzengpass zu rund 71 Prozent im Übertragungsnetz. Rund 29 Prozent der Redispatchmenge mit Erneuerbaren Energien wurde aufgrund von Engpässen im Verteilernetz veranlasst.“
Eine der öffentlichen Quellen berichtet:
„2023 eine deutliche Zunahme der Stunden mit negativen Strompreisen im europäischen Day-Ahead-Markt“
„Die Anzahl solcher Stunden stieg auf 6.470, verglichen mit nur 558 Stunden im Jahr 2022.“
(europaweit, Summe aller Länder)
LNG Versorgung (EU gas supply outlook relative to Fit For 55 and REPowerEU demand scenarios)
2025(geplant): etwa 22 aus 334Mrd m3
2030(geplant): ca. 127 aus 311Mrd m3)
„Ein großer LNG-Tanker transportiert demnach 0,1 bcm Erdgas.“
2023: etwa 770 aktive LNG-Tanker, global )
(Korrektur: Lichtblick SE hat 2024 ca. 6.2TWh Strom und Gas verteilt )
Sandra Enkhardt schrieb:
„Und woran orientieren sich die Preise für die PPAs? Wenn Strom nichts mehr Wert ist, wird es auch keine PPAs mehr geben“
Also bisher ist das Geschäft mit dem Strom immer noch ein Milliardengeschäft. Von den 431.7 TWh in 2024 waren ca. 26% Haushaltsnutzung. Das allein macht bei Veranschlagung der zirkulierten ~12ct/kWh Stromkostenanteil knapp 52 Mrd.€ und damit deutlich höher als „nichts mehr Wert“.
Von einem Nullwert keine Spur hier in Deutschland.
Die erzielten Preise müssen nur günstiger sein als Gas und Kohle.
Wir sollten uns vielleicht einmal davon lösen, hier Zirkelschlüsse zu ziehen. Der angebliche Null- oder gar Negativwert ist nur auf einzelne Börsensegmente beschränkt, welche entsprechend konstruiert und limitiert sind (eingeschränkter Zugang). Wenn sich die Bedingungen ändern, zum wiederholten Mal muss ich auf die Spotmärkte in Großbritannien verweisen, dann dann sind negative Preise genauso schnell spurlos verschwunden, wie sie aufgetaucht sind, völlig unabhängig von der installierten Basis der Erneuerbaren.
In UK haben viele den Fehler gemacht (Providersterben) zu glauben, dass günstige Spotmarktpreise fundamental etwas mit Wind und Solar zu tun hätten und von nun für immer verfügbar sind. Weit gefehlt. Die Firmen, die darauf gewettet haben, sind nun für immer verschwunden.
Alle Nachbarländer um D. haben heute etwa zur Mittagszeit einen neg. Börsenstrompreis.
Wie wird das Bilanzkreismanagement in anderen EU-Staaten geregelt?
Der Day-Ahead Spotmarktpreis, 2023, war ca. 95€/MWh (öffentliche Nettostromerzeugung 435.3TWh (gesamt: 491.2TWh, ENTSO-E:451.7TWh) ) und 2024 etwa 79.5€/MWh (439.1TWh, 492.8TWh, 455.6TWh).
Der gehandelte Wert (der Gesamterzeugung) am Spotmarkt für 2024 wäre 35Mrd€ (2023: 41.4Mrd€, 2022: 108.4Mrd€, 2021: 46.6Mrd€, 2020: 14.3Mrd€, 2019: 18.3Mrd€)
Der gehandelte Wert am Terminmarkt (mittl. jährl. Phelix Base) für 2024 ergäbe ca. 38Mrd€ (2023: 59.9Mrd€, 2022: 137.6Mrd€, 2021: 42.5Mrd€, 2020: 18.8Mrd€, 2019: 23.2Mrd€)
(Bleibt die Verteilung (ca. 2023) 75% OTC, 25% Terminmarkt (davon ca. 3% Spotmarkt) auch für den d. Stromhandel (DE-LU), für ein Jahr, richtig?)
Die Gesamtkosten für die Stromkunden (inkl. Steuern, Abgaben und Gebühren) erreichen 2024 ca. 100-120Mrd€(?)
( Bilanzkreise: je kleiner ein Bilanzkreis in D. (Handelsvolumen >1MWh/d, bspw. eine Windkraftanlage, Freiflächen-PV), desto größer ist auch das Risiko für übermässige Ausgleichsenergiekosten )
Der Co-Location-Speicher ist ein typisches Beispiel dafür, wo Investoren die teurere, deshalb nur zweitbeste Lösung wählen müssen, weil die Politik nichts tut für die besser einsetzbaren Netzspeicher, die von den Netzbetreibern gesteuert werden müssten. Die wären erstens billiger zu errichten, weil sie in größeren Einheiten gebaut würden, und zweitens vielseitiger einsetzbar. Sie könnten Strom aus unterschiedlichen, an einen Netzknoten angebundenen Modalitäten, aufnehmen, Redispatch verhindern, indem sie Strom zwischen den Netzgebieten hin und her jonglieren in den Zeiten, in denen das Netz freie Kapazitäten hat, und schließlich könnten sie ganz nebenher das ganze Gedöns der Regelkraftwerke ersetzen, das jetzt die Netzkosten belastet. Aber die Politik will sie nicht und merkt nicht, wie sie da von den Lobbyisten am Nasenring durch die Manege geführt wird.
Verstehe Ihre Kritik an den Co-Location-Speichern nicht. Aus meiner Sicht finde ich Co-Location-Speicher gut, weil da Netzanschlußkapazitäten gut genutzt werden und damit Netzausbaukosten verringert werden können.
Warum Co-Location-Speicher nicht Strom aus unterschiedlichen, an einen Netzknoten angebundenen Modalitäten, aufnehmen und Redispatch verhindern können, erschließt sich mir nicht.
Das wäre nur der Fall, wenn Co-Location-Speicher nur das Einspechern von Strom aus der PV-Anlage vor Ort erlaubt ist. Das wäre allerdings eine nicht sinnvolle Regel und sollte aufgehoben werden.
@Christopher
Ich sehe das ähnlich. Die begehrten Netzanschlüsse sind bei der Freiflächen-PV-Anlage oder dem Windpark schon da.
Das für Co-Location-Speicher nur das Einspeichern von Strom aus der PV- oder Windanlage vor Ort erlaubt ist, beschreibt tatsächlich ein großes Problem. Das Genehmigungsrecht für viele EE-Projekte wurde drastisch vereinfacht. Wenn die Batterie dann auch Graustrom aus dem Netz speichert, ist das Gesamtprojekt kein EE-Projekt mehr und es gilt völlig anderes Recht, muss ggf. ein neuer Bauantrag her, muss ggf. ein anderer Flächennutzungsplan beschlossen werden. Am Ende wird dann kein Co-Location-Speicher gebaut.
Bisher war genau das der Fall: Co-Location-Speicher durften nichts aus dem Netz laden, denn es könnte ja Graustrom sein, oder sogar – horribile dictu – nächtlicher Kohlestrom, der dann mit Einspeisegarantiepreis wieder zurückgespeist wird. Dieses Verbot ist inzwischen etwas gelockert. Aber der Strom muss trotzdem noch vom nächsten Netzknoten zur Anlage in der Peripherie geleitet werden und wieder zurück, bei einem Wechsel der Spannungsebene zweimal oder öfter durch einen Transformator mit den entsprechenden Verlusten und beschränkten Kapazitäten.
Auch die Netzbetreiber verbieten den Anlagenbetreibern das Laden aus dem Netz, denn wenn der Speicher an der Börse Strom kauft, dann hat er ein Recht auf Lieferung, egal ob die Leitung zwischen Käufer und Verkäufer noch freie Kapazität hat oder nicht. Hat sie es nicht, müsste der Netzbetreiber ein Redispatch in Gang setzen, d.h. den Verkäufer abregeln und dafür ein Wärmekraftwerk in der Nähe des Speichers anwerfen, um ihn trotzdem zu beliefern. Das wäre natürlich nicht Sinn der Sache und wäre dazu noch teuer.
Deshalb müssen die Netzbetreiber darüber eintscheiden, welcher Speicher wann laden darf und genauso, wann sie entladen dürfen.
Der Co-Location-Speicher wird dagegen von seinem Betreiber gesteuert mit der Zielsetzung, die Einkünfte der PV-Anlage zu optimieren. Das stimmt zwar meistens mit den Bedürfnissen des Netzes überein, aber nicht immer. Er wird z.B. keine Reserve zurückhalten, um noch etwas beitragen zu können, wenn es wirklich eng wird im Netz. Er verkauft so viel wie möglich, solange der Erlös seinen Vorstellungen entspricht bis sein Speicher leer ist. Wenn es dann richtig eng wird, in den Speichern aber keine Reserve mehr vorhanden ist, müssen bestimmte Verbraucher vom Netzbetreiber gegen Entschädigung gedrosselt werden. Der Netzbetreiber hingegen würde die Speicher nur teilentladen, den fehlenden Strom aus Regelkraftwerken ergänzen und hätte dann im Mangelfall mehr Reserveleistung zur Verfügung um eine kontinuierliche Versorgung aller Verbraucher sicherzustellen. Das gleiche gilt für das Laden. Um das Abrutschen in den negativen Preisbereich zu vermeiden, würde der Netzbetreiber Lade-Reserven in den Speichern zurückhalten. Der PV-Betreiber hingegen lädt den Speicher in der schlecht bezahlten Zeit, bis er voll ist, weil er nicht weiß, ob er ihn später noch vollbekommen würde. Wenn er ( und alle anderen auch) dann nichts mehr aufnehmen kann, kommt schlagartig die Negativzeit, und dann richtig.
Co-Location-Speicher bringen also nicht den Nutzen, den sie bringen könnten, wenn ihre Kapazität statt dessen an einem Netzknoten positioniert wird. Dort wäre es auch möglich, sie zum Laden an eine andere Fernleitung zu koppeln als zum Entladen. Die Verteilleitung, über die die PV-Anlage angeschlossen ist, könnte gleichzeitig an einer anderen Fernleitung hängen. Damit erhöht sich die Durchleitungskapazität des Netzknotens mit minimalem Mehraufwand. Auch die gleichzeitige Entladung des Speichers, während die PV-Anlage Strom liefert, wäre möglich. Wegen der begrenzten Anschlussleistung der Gesamtanlage wäre ein Co-Location-Speicher immer auf das Komplement zur aktuellen PV-Leistung beschränkt.
Wirklich schlecht wären natürlich auch Co-Location Speicher nicht. Meistens passt ihre Betriebsweise zu den Bedürfnissen des Netzes, und ein wenig zu viel Speicher braucht man aus Resilienzgründen sowieso. Aber bei gleicher Speichermenge erreicht man mit Netzspeichern eine höhere Resilienz.
@JCW: Stimme voll zu.
Grundsätzlich sehe ich die Entwicklung nicht so dramatisch wenn denn der weitere PV Zubau nicht wieder künstlich begrenzt wird. Sollten die Netzbetreiber weiter zu wenig in Batteriespeicher investieren, wird eben die zweitbeste Lösung der Colocation-Speicher den Strom vom Überfluss am Tag auf Abend und Nacht verschieben.
Die Preise zwischen Tag und Nacht werden sich so wieder nivellieren, Aufschlag in den Abendstunden in der Größe Speicherkosten plus Marge, mittelfristig 3 bis 5 ct/kWh würde ich schätzen. Das für alle Tage mit viel PV-Strom.
Wenn die erneuerbaren Quellen dann an den 100 % über den ganzen Tag kratzen, wird es allerdings zur Stabilisierung der Preise einen Bedarf an zusätzlichen Stromsenken geben. Da könnte Elektrolyse ins Spiel kommen.
JCW schrieb:
„Um das Abrutschen in den negativen Preisbereich zu vermeiden, würde der Netzbetreiber Lade-Reserven in den Speichern zurückhalten.“
Jetzt bin ich neugierig, was genau hat der Netzbetreiber mit den Spotmärkten zu tun?
@FG
Netzbetreiber dürfen gar nicht in Speicher investieren, weil die als Erzeuger und Verbraucher gewertet werden und eine strikte Trennung zwischen diesen und den Aufgaben der Netzbetreiber definiert wurde. Sie können als nur Zugänge zu ihren Netzpunkten bereitstellen.
Der Vorteil der netzdienlichen Speicher an den Netzknoten ist, dass sie beide Verbrauchspeaks, am Morgen (geladen mit Windstrom über Nacht) und and Abend abdecken können. Wohingegen die Co Location Speicher nur das Abendpeak abdecken, da ja die Ladung aus dem Netz untersagt ist.
Dies führt zu einer deutlich besseren Wirtschaftlichkeit. Neben den bereits oben genannten Vorteilen in der Netzdienlichkeit.
@psi
natürlich dürfen Netzbetreiber Speicher betreiben – die nennen sich dann Netz-Booster und sind erlaubt gemäß https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__11b.html
pv-mag berichtete auch schon https://www.pv-magazine.de/2024/12/04/amprion-startet-ausschreibung-fuer-dezentralen-netzbooster-batteriespeicher/
Ansonsten sind Energiespeicher in an Netzknoten besser nutzbar, wie JCW schreibt. Damit das noch gemeinwohlorientierter wird, schlage ich noch vor, alle Netzbetreiber (aller Energieformen, die leitungsgebundene Monopole betreiben) in einer einzigen Deutschland-Netz-Agentur zu vergesellschaften. Eigentümer gerne alle Stadtwerke, die mehrheitlich in kommunalem Besitz sind.
JCW schreibt
@Sandra Enkhardt: Jetzt fangen Sie schon wieder an mit H.D. zu diskutieren? Da kommt doch nichts raus.
Sein System lautet: Als die Erneuerbaren noch einen Anteil von 20% am Strommarkt hatten, da hatte man das anders lösen können.
@ JCW
Nein mein lieber JCW ob 20 oder 80%, mein System lautet schlicht und einfach, die EE müssen wieder vorrangig verbraucht werden, anstatt an der Börse als Überschuss verramscht zu werden. Wie sollen denn die EE die Fossilen verdrängen, wenn sie an diesem Verdrängungsprozeß, nämlich in den Bilanzkreisen gar nicht teilhaben dürfen.
,Die Erkenntnis dass es ein Fehler war die EE 2010 aus den Bilanzkreisen raus zunehmen, und an die Börse zu verbannen, stammt nicht von mir.
Ich erinnere, was mir H.J. Fell einer der Väter des EEG dazu geschrieben hat.
Zitat: H.J. Fell….Ja, lieber Herr Diehl,
Sie sind einer der ganz wenigen, die diesen großen ersten K. O. Schlag gegen das EEG richtig sehen.
Herr Fell sah das leider falsch. Auch er hatte den monetären Wert von Flexibilität nicht verstanden. Durch die Reform von 2010 war es möglich, die Nutzung der Flexibilität von Im- und Export (also Pumpspeicher in der Schweiz, Österreich und Norwegen und der Drosselung bzw. Hochfahren von Wärmekraftwerken im Ausland für kleines Geld zu nutzen. In der Anfangszeit war es sogar so, dass die mittägliche PV-Spitze sehr lukrativ ins Ausland verkauft werden konnte, weil sie dort teure Gas-Spitzenlastkraftwerke ersetzte. Damit sparte die deutsche PV zwar keine deutschen CO2-Emissionen, aber dem CO2 ist das wurscht, in welchem Land es NICHT emittiert wird. Und der teuer exportierte Strom belastete nicht das EEG-Konto, sondern brachte satte Gewinne.
Inzwischen sind die Leitungen ins Ausland am Rande ihrer Kapazität und die Flexibilitäten dort auch. Außerdem hat das Ausland mit erneuerbaren Erzeugern aufgeholt, so dass wir viele Konkurrenten um die Flexibilitäten dort haben. Das treibt den Preis, und macht es lukrativ, selber Flexibilitäten zu betreiben.
Wir haben bloß keine vernünftige Marktordnung, um negative Flexibilität (d.h. Speicher beim Laden) sinnvoll abzubilden, wenn die unflexible Produktion den unflexiblen Verbrauch übersteigt. In diesem Fall bekommt nicht der Speicher den Strom, dem er am meisten wert ist, sondern der, der zuerst „hier“ geschrien hat, also, da wir fast nur Co-Location-Speicher haben, eben diese. Der Strompreis ist für alle gleich null oder negativ, obwohl der ein oder andere Speicher durchaus bereit wäre etwas dafür zu bezahlen, weil er ihn später teuer verkaufen kann.
@ JCW
Dann liegen die vom „IWR“ wohl auch daneben, wo sie das Folgende geschrieben haben.
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.
Oder der Wirtschaftsprofessor Dr. Jarras, der hat damals ( 2010 ) schon den Referentenentwurf kritisiert, den ich gelesen hatte.
Siehe hier:
https://www.jarass.com/neuer-eeg-ausgleichsmechanismus-kann-den-ausbau-der-erneuerbaren-energien-gefaehrden/
Die EE Strom an der Börse kommt zusätzlich auf den Markt, schreibt das IWR, und das ist das Problem.
Fakt ist, die EE werden seitdem zweitrangig als Überschuss behandelt, und damit kann man keine Energiewende machen, sprich die Fossielen verdrängen.
JCW schreibt.
Durch die Reform von 2010 war es möglich, die Nutzung der Flexibilität von Im- und Export (also Pumpspeicher in der Schweiz, Österreich und Norwegen und der Drosselung bzw. Hochfahren von Wärmekraftwerken im Ausland für kleines Geld zu nutzen.
@ JCW
Ganz im Sinne der Altgedienten, kleines Geld nutzen um Gewinne zu optimieren. Energiewende war aber angesagt, und keine Gewinnoptimierung der Altgedienten, wie das bis heute noch der Fall ist.
Siehe hier: https://www.ee-news.ch/de/article/27409
Zizat:..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.
Ihr Kommentar würde im EON Vorstand Eindruck hinterlassen.
Ausgerechnet die schmutzigen Kohlekraftwerke sind so unverschämt, ihre negative Flexibilität (=Herunterfahren) auszunutzen, um damit Geschäfte zu machen. Darüber kann sich nur aufregen, wer nicht verstanden hat, dass Flexibilität ein Wert ist. Wer aber gleichzeitig so borniert ist, Speicher abzulehnen, fixiert genau dieses Geschäftsmodell der fossilen Kraftwerke.
Die Schreiberlinge, die Sie da zitieren, haben diesen Zusammenhang nicht verstanden, und Sie offensichtlich auch nicht.
Ich meine, das Grund-Problem der „Eneuerbaren Energieen“ liegt darin, dass die „massgeblichen Menschen“ sich immer noch nicht von der „“grundsätzlichen Maximierung“ der „Ernergie-Schöpfungen““ verabschieden konnten,
hin zu einer Optimierung der Eneuerbaren:.
Zum Mit-Denken:
Maximierung = das auf einfache Weisen (wie Nachführung der Module zur Sonne hin bei PV) höchstmögliche an „erneuerbarer Energie“ abzuschöpfen
Optimierung = Die Energie-Abschöpfung fast nur noch dort zu maximieren, wo jeweils derzeitiges entsprechendes Energie-Defizit aufgefüllt werden kann/könnte/sollte/müsste.
Also beispielsweise
Schwachlicht-Ausbeute von Solarmodulen optimieren, wie Morgensonne + Abendsonne -Ausbeute mittels aller noch irgend rentabler Aufwendungen zu maximieren
Statt -per sklavischer Nachführung von Solarmodulen maximal die Mittags-Sonne nutzen zu wollen .
künftig der Mittagsonne die -voll reflektierende- Rückseite von Solarmodulen zuwenden.
Statt mittags Einspeisen, Teile des Mittagsstroms direkt selbst sinnvoll nutzen für beispielsweise verschiedene Arten von Elektrolyse – notfalls Zwischenspeicherung in Akkus. —
Wir sollten also nicht mehr darüber grübeln, wie Maxima und Defizite verkraftet werden können.
sondern darüber, wie Maxima reduziert und bei Defiziten sinnvoll optimiert werden kann – meine ich.
Die günstige Antwort sind zunehmend Batteriespeicher. Mit Ost-West-Ausrichtung und Nachführung lässt sich das Problem allerdings etwas entzerren.
Nachtrag:
Eine „alternative Rentabilität“ irgend einer Nutzung von zur Zeit mit Negativ-Preisen honorierten Überschuss-Strom-Erzeugungen ist aus einem „ganz besonderen Blickwinkel“ ins Auge zu fassen,
denn „rentabel“ ist eine Überschuss-Strom-Verwertung bereits dann, wenn deren Negativ-Ertrag -unterm Strich gerechnet- wenigstens geringer ist, als der entsprechende Negativ-Ertrag bei Direkt-Verwertung auf dem Strom-Markt !
Wieso nicht bereits mehr Anlagen mit Ost-West Ausrichtung entstehen verstehe ich allerdings auch nicht. dies würde auch schon viel helfen.
Die kWh aus einer Ost-West-Anlage ist teurer als aus einer Südanlage. Der Strom wird weiterhin nur tagsüber produziert, und am meisten in der Mittagszeit, wo es schon genug Solarstrom gibt.
Die betriebswirtschaftliche Rechnung ergibt, dass Südausrichtung+Speicher aus der gleichen Fläche mehr Wert erzeugt, als Ost-West-Anlage. Der Speicher ist nochmal wesentlich flexibler, als die etwas besser an die Lastkurve angepasste aber weiterhin unflexible Ost-West-Anlage.
Als Merkregel: Wenn die Ausrichtung des Hausdachs Ost-West-Anlage ergibt, dann lässt sich damit der Eigenverbrauchsanteil steigern, was die ca. 15% geringere Stromausbeute ausgleicht. Im Privatbereich ist es also gehupft wie gesprungen, ob man Ost-West, Süd- oder irgendetwas dazwischen hat. Betrachtet man die Anlage unter rein wirtschaftlichen Aspekten, sollte man ggf. nicht das ganze zur Verfügung stehende Dach belegen, wenn damit der Eigenverbrauchsanteil zu stark sinkt. In der Freifläche ist Südausrichtung besser.
@JCW ich brauche ihr Hilfe. Bitte klären Sie mich hier auf. (5MWp PV/ 5 MW NAV)
Erklären Sie mir bitte, warum Sie Co-Location-Speicher als nicht sinnvoll erachten. Es sind aus meiner Sicht flexible Speicherlösungen, die sowohl für Regelleistung als auch für den kurzfristigen Stromhandel (Trading) eingesetzt werden können.
Beispielsweise nutzt Mobility House Co-Location-Speicher mit bis zu 3 Vollzyklen pro Tag, andere Betreiber setzen sie mit 1–2 Zyklen ein. Die PV-Anlage vor Ort hat Einspeisevorrang, sodass in Zeiten hoher Einspeisung – und damit niedriger oder negativer Börsenpreise – der Speicher mit lokalem Strom (physisch) geladen wird. (Evtl lokale Wolkenbildung und dadurch 2-3 MW Netzbezug.) Durch den BKZ (Abwarten BHG-Urteil vom 15.07.2025) zahle ich ja auch für den Netzausbau beim NB.
Die Ladung erfolgt dabei am Netzverknüpfungspunkt, an dem sowohl PV als auch Speicher angeschlossen sind (5 MW).
Ich frage mich daher: Wie häufig kommt es in der Praxis vor, dass der Speicherbetrieb (Trading oder Frequenzregelung) tatsächlich Netzengpässe auslöst? Aus meiner Einschätzung ) Bei hoher Netzauslastung bezieht der Speicher keinen Strom, da hier i.d.R. die Börsenpreise zu hoch sind.
Eventuell führen Regelleistungseinsätze zu Netzauslastungen um 50 Hz zu halten. hier kenne ich mich aber leider nicht aus, wie oft dies in Kombination mit einem überlasteten Netz der fall ist. Das denke ich geht nur auf Datengrundlage des örtlichen VNBs. Danke für Ihre Einschätzung.
Wir hatten in 2024 schon Redispatch Kosten von 2,8 Milliarden. Wenn jetzt jeder Co Location Speicher aus dem Netz laden und wieder entladen dürfte, würden diese Kosten explodieren. Genauso wenn es zur Einführung von Vehicle 2 Grid käme. Der Marktpreis hat aufgrund der deutschlandweiten Strompreiszone keinen Bezug zur physikalischen Lieferbarkeit. Wenn jetzt im Süden die Akkus laden wollen weil der Börsenpreis bei null liegt, müssen dort Gaskraftwerke aufgedreht werden, die diesen Strom produzieren, mit Verlusten geladen und später wieder ins Netz zurückgegeben werden.
Ohne ein Preissignal dass die realen Erzeugungskosten des physikalisch gelieferten Stroms abbildet, können diese Speicher nicht funktionieren. Das geht grob über Strompreiszonen, nodal pricing, oder dynamische Netzgebühren die die Redispatchkosten stärker auf die überlasteten Netze umlegen anstatt auf alle Stromanschlüsse in Deutschland.
@ EinFreund: Was ich am Co-Location-Speicher nicht so gut finde, habe ich oben geschrieben, das brauche ich hier nicht zu wiederholen. Entscheidend ist gar nicht der Aufstellort, sondern wer das Lade-/Entladeregime bestimmt. Die Netzbetreiber sollten es bestimmen, weil die die einzigen sind, die den Überblick über die Bedürfnisse des Netzes haben. Der Aufstellort direkt an einem Netzknoten erleichtert dann die Steuerung, eröffnet weitere Freiheitsgrade und spart noch ein wenig Leitungs- und Transformationsverluste.
@Psi: Sie überdramatisieren das etwas. Im Prinzip stimmt es natürlich. Das ist ja auch der Grund, warum sich die Netzbetreiber schwer damit tun, Co-Location-Speicher mit der Möglichkeit aus dem Netz zu laden, zu genehmigen. Da an Speichern kein Weg vorbeiführt, müssen wir dafür sorgen, dass sie das Netz nicht belasten, sondern entlasten. Die andere Variante wäre die Aufteilung Deutschlands in mehrere Preiszonen, aber das wäre auch zu schematisch, und würde das Problem innerhalb der einzelnen Preiszonen zwar verkleinern, aber nicht beseitigen. Außerdem will Bayern keine separaten Preiszonen, weil es da schlecht abschneiden würde. So sprechen technische und politische Gründe dafür, die Speichersteuerung an die Netzbetreiber zu delegieren. Das wäre die technisch optimale Lösung, und Bayern hätte auch keinen Grund, sie zu blockieren.
Ein Freund schrieb:
„Eventuell führen Regelleistungseinsätze zu Netzauslastungen um 50 Hz zu halten. hier kenne ich mich aber leider nicht aus, wie oft dies in Kombination mit einem überlasteten Netz der fall ist. Das denke ich geht nur auf Datengrundlage des örtlichen VNBs. Danke für Ihre Einschätzung.“
Einfache statistische Abschätzung erlaubt es den Wert bei 50% anzusetzen. In Europa wird in den Netzen die Netzuhr gehalten, das heißt, für jede Welle, die an Unterfrequenz verloren ist, muss eine Well via Überfrequenz eingefügt werden.
Grob gesehen so: Die Netzfrequenz beträgt 50Hz, also 100 Halbwellen pro Sekunde. Der Tag hat 24*60*60s = 86.400s und damit 8.640.000 Halbwellen pro Tag. Wenn nun in einer Stunde mit 49.95Hz pro Sekunde eine Welle oder 2 Halbwellen fehlen, und damit 7200 Halbwellen, dann müssen diese mit einer Stunde bei 50.05Hz wieder ersetzt werden. Ansonsten gehen Uhren, welche die Netzfrequenz referenzieren 72s nach. Google z.B „gridradar netzzeit“.
Daher ist davon auszugehen, dass ca. 50% der Netzfrequenzabweichungen ungewollt sein müssen und 50% zu Korrekturzwecken zugelassen/erzeugt werden.
JCW schrieb:
„So sprechen technische und politische Gründe dafür, die Speichersteuerung an die Netzbetreiber zu delegieren. Das wäre die technisch optimale Lösung, und Bayern hätte auch keinen Grund, sie zu blockieren.“
Das ist zwar ein löblicher Ansatz aber weder der einzige noch notwendigerweise der Beste. Alles, was die Netzbetreiber tun müssten, wäre transparent zu sein, was benötigt wird. Dann könnten Märkte und Speicherbesitzer darauf reagieren und zwar schon seit Jahren und mit aller möglichen bereits installierten Hardware.
Zum Beispiel so wie ursprünglich im britischen DFS angelegt (wenn auch merkwürdigerweise seit Einführung des Regelbetriebes finanziell unattraktiv für Alle, die keine Gaskraftwerke haben).
Nach erstmal tieffff Luft geholt, dann zur Sache:
Liebe, hoch geehrte Experten,
Hans Diehl, Sandra Enkhardt, ICW
so gern und tief ich den Hut vor Ihnen ziehe,
Ihre Kommentare hier waren -leider- letzendlich doch nur eine Null-Nummer für mich!
Warum sind wir Leser denn wohl hier:
um neues Wissen mit-zu-bekommen, zu lernen – seltener auch mal eignes Wissen weiterzugeben. –
was „hier“ nun leider voll daneben ging, denn
die 3 obgenannten Experten beanspruchten zahen mässig rund 50% der Kommentare –
und volumenmässig wohl nahe 80% an Buchstaben-
gegenüber den nahe 50% „Unwissenderen“, mit etwa 20% Schreibvolumen.
Was ja eigentlich nicht grundsätzlich zu beanstanden wäre, wenn die Einlassungen der 3 Experten nicht weit überrwiegend daraus bestanden hätten, einander in Frage zu stellen bzw „höchstqualifiziert zu bestreiten“ –
zwas zwar dankenswerterweise auch mit viel „Links“ untermauert wurde —
aber was, um Himmelswillen bringen mir und andren „Lernwilligen“ Links, welche konträre Ansichten zu andren Links be-inhalten ?!
Daher, meine nach wie vor hochgeschätzten Experten –
eure Grundabsicht besteht doch sicher nicht darin, mehr Verwirrung zu stiften, als aufklären zu wollen –
und -wenn dies zutrifft- wärs Ihnen denn vielleicht künftig möglich,
DAS, worin Sie sich untereinander einig sein können -jeder auf seine Art- in Kommentare einfliessen zu lassen –
anstatt sich „hier“ fast zügel-los gegenseitig Miss-Wissen zu unterstellen ?!
Ich grüsse freundlich und respektvoll –
! und hoffe !
Mann denkt mit.
Liebe, hoch geehrte Experten,
Hans Diehl, Sandra Enkhardt, ICW
so gern und tief ich den Hut vor Ihnen ziehe,
Ihre Kommentare hier waren -leider- letzendlich doch nur eine Null-Nummer für mich!
@ Mann denkt mit
Das Poblem liegt einzig und allein am paradoxen System. das seit 2010 gilt. Seit 2010 besteht die EEG Umlage aus der Differenz zwischen den EE Vergütungen und den Börsenpreisen ( Marktwert ). Je niedriger die Börsenpreise sinken, desto höher wird die EEG Umlage. Neuerdings bezahlt das der Staat. Das heißt, je niedriger – wegen dem sinkenden Marktwert – die Einnahmen auf dem EEG Konto werden, desto höher werden die Milliarden die der Staat ausgleichen muss. Meine Position von den drei Genannten lautet, das EEG Konto ist Energiewende kontraproduktiv
Das Thema geht hier weiter.
https://www.pv-magazine.de/2025/06/10/marktwert-solar-sinkt-unter-2-cent-im-mai/#comments
Herr Diehl, in dem Artikel geht es mitnichten um die EEG-Umlage. Natürlich hat es auf diese den von ihnen beschriebenen Effekt. Im Artikel geht es um die Möglichkeiten, perspektivisch große Anlage außerhalb der EEG zu finanzieren, was sie aber leider überlesen haben oder nicht verstehen (wollen). Ich hatte das bereits weiter oben geschrieben.
Liebe Experten,
hier steh ich nun, ich kluger Tor, und bin so klug, als wie zuvor … und knn wohl auch nicht klüger werden –
wohl weil es „die eine und einzige Wahrheit gar nicht gibt
weil es zwar gewisse „regelbasierte Ordnungen“ gibt
welche aber von den mächtigeren Akteuren „jederzeit neu interpretiert werden können“ –
lso wohl auch ein Experte nur vom momentanen Ereignishorizont ausgehen kann
welcher zwar einige Naturgesetze relativ klug integriert –
aber je nach aktuellem Blickwinkel und „neuen Erkenntnissen“ einzelner Akteure wndelbar ist … …
also bleibt mir, als Laien wohl nur,
Ihnen, den Experten, herzlichst zu danken —-
und festzustellen, dass nun eben alles fliesst
und zu hoffen,, dass der Nutzen jeweils „aktueller regelbasierter Ordnungen“ grösser ist -und bleibt- als die jeweiligen „Kollateralschäden“ ?!
Herzlichen Dank im Voraus für etwaig weiteren freundlichen Kommentar !