Netzanschluss ist eines der großen Reizwörter aktuell. Aus Sicht von Projektentwicklern sind Netzanschlussbegehren sehr mühsam, weil es bei den zuständigen Netzbetreiber oft nur schleppend vorangeht. Bei den Netzbetreibern wiederum weiß man gar nicht so recht, wie man der Flut an Anträgen gerecht werden soll. Aktuell besonders betroffen sind viele große Batteriespeicher-Projekte. Entwickler würden gern schnell ihre Batteriespeicher ans Netz anschließen, um so in der aktuellen Situation mit großen Börsenstromspreizungen vom lukrativen Arbitrage-Geschäft zu profitieren.
Der Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz hat bis 2029 bereits 93 Netzanschlusszusagen für Speicher, Erneuerbare-Energien-Anlagen, für Großverbraucher wie Rechenzentren und für Gaskraftwerke und für Batteriespeicherprojekte mit insgesamt 35 Gigawatt erteilt. Davon entfallen 23 Netzanschlusszusagen in der Größenordnung von etwa 12 Gigawatt auf Batteriespeicher, die im Rahmen einer Netztechnischen Stellungnahme (NTS) erteilt wurden.* „Damit sind unsere Netzanschlusskapazitäten für Projektstarts 2025 bis 2029 erschöpft“, heißt es von 50 Hertz von Anfrage von pv magazine.
Doch es gibt noch weit mehr ausstehende Netzanschlussbegehren. Stand Juni lagen 50 Hertz weitere 235 Anträge für Projekte mit 110 Gigawatt in seinem Netzgebiet vor. Das Unternehmen forderte die Antragsteller, bis zum 22. Juni zu bestätigen, dass sie ihre Projekte weiterverfolgen wollten. Die überwiegende Zahl habe dies getan, bestätigt der Übertragungsnetzbetreiber, wobei sich knapp 95 Prozent der Anträge auf große Batteriespeicher beziehen. 103 der 110 Gigawatt machen sie bei den vorliegenden Netzanschlussanfragen aus.
Nach dem derzeitigen Prinzip werden sie nach dem Windhundverfahren abgearbeitet. Also wer zu erst den Antrag stellt, wird auch als erster geprüft. Allerdings habe 50 Hertz den Antragstellern bereits mitgeteilt, dass es „wenig Aussichten auf einen zeitnahen Anschluss“ für die Projekte gebe. Ob überhaupt und wann genau, wird 50 Hertz nun in einer Machbarkeitsprüfung untersuchen. Alle Antragsteller, die an ihren Projekten festhalten, müssen dafür 50.000 Euro zahlen. 25 Prozent davon werden zu Beginn der Prüfung auf technische Machbarkeit fällig, wie das Unternehmen bestätigt.
Sollte die Machbarkeitsprüfung eine Anschlussperspektive für die Antragsteller irgendwann in den Jahren nach 2029 ergeben und diese den Termin akzeptieren, dann wird direkt ein Teil des Baukostenzuschusses fällig. „Die erste Tranche beträgt lediglich 1.000 Euro und lehnt sich in der Höhe und bei den Fristen an die Vorgaben der KraftNAV für eine Reservierungspauschale an“, erklärt das Unternehmen. Gemessen an der Gesamtinvestitionssumme für große Batteriespeicher sei „dieser Beitrag sehr moderat“, heißt es von 50 Hertz.
KraftNAV nicht sachgerecht
KraftNAV ist die Abkürzung für die Kraftwerksnetzanschlussverordnung. Und mit dieser tut sich 50 Hertz schwer. Das Unternehmen halte die Anwendung für „nicht sachgerecht“. Es mache sich daher für ein neues Netzanschlussverfahren stark. Dieses sollte stärker auf den volkswirtschaftlichen Nutzen ausgerichtet sein sowie die geringen Ressourcen der Stromnetzinfrastruktur bestmöglich und ausgewogen nutzen. Dafür sollte der Reifegrad und die Realisierungswahrscheinlichkeit von Projekten stärker berücksichtigt werden und nicht allein das Eingangsdatum des Antrags entscheidend sein.
„Unglückliche rechtliche Rahmenbedingungen zwingen uns dazu, die Anträge nach dem Windhund-Prinzip oder First come, first serve-Prinzip zu bearbeiten – nicht der Reifegrad entscheidet, sondern der Poststempel“, sagt Stefan Kapferer, CEO von 50 Hertz. „Die Anwendung der Kraftwerksnetzanschlussverordnung (KraftNAV) ist kontraproduktiv für alle Speicherprojekte, die tatsächlich einen hohen Reifegrad haben und Realisierungschancen hätten. Das ist zum Schaden der Energiewende, denn Großbatterien können einen wichtigen Beitrag zur Systemstabilität leisten, wenn sie netzdienlich einsetzbar sind und an den richtigen Standorten stehen“, sagt Kapferer weiter.
Zunehmender Druck auf Netzbetreiber – Verunsicherung bei Investoren
„Der Vorstoß von 50 Hertz verdeutlicht den zunehmenden Druck auf Netzbetreiber, strukturierte Verfahren zur Bewertung und Steuerung von Netzanschlussanträgen zu etablieren“, sagt Xenia Ritzkowsky, Senior Consultant bei Enervis Energy Advisors, auf Anfrage von pv magazine. „Angesichts einer hohen Zahl paralleler Anträge – vielfach in frühem Planungsstadium oder mit unklarer Realisierungswahrscheinlichkeit – wächst der Bedarf, vorhandene Netzkapazitäten effizient und transparent zuzuweisen.“
Enervis beobachte bei seinen Kunden, dass trotz grundsätzlicher Investitionsbereitschaft die Unsicherheit zunimmt – insbesondere hinsichtlich Anschlusszeitpunkten, Netzzugang und Kostenrisiken. „Ein belastbarer regulatorischer Rahmen mit klaren Kriterien zur technischen und wirtschaftlichen Anschlussfähigkeit sowie zur Bewertung der Projektreife kann dazu beitragen, sowohl seriöse Projekte zu stärken als auch den Netzausbau und die Integration von Speichern gezielt zu steuern“, sagt Ritzkowsky weiter.
Die Standortwahl der Projekte ist ein weiterer wichtiger Faktor aus Sicht von 50 Hertz. So sei „eine bessere Orchestrierung von Erzeugern und Verbrauchern erforderlich“. Nach dem jetzigen Verfahren sei die Ausbalancierung des Stromsystems nur schwer möglich, womit die Energiewende als Ganzes in Gefahr gerate. Niemandem sei damit gedient, wenn zu viele Batteriespeicher, die der Markt gar nicht verkraften könne, angeschlossen werden müssen oder zumindest vorbereitende Maßnahmen für einen Anschluss getroffen werden müssen, während andere Antragsteller nicht zum Zuge kämen, ist aus dem Unternehmen zu hören.
„Die Netzanschlussanfragen binden alle Schaltfelder in den Umspannwerken und blockieren so die Netzanschlusskapazitäten. Alle anderen wie zum Beispiel Rechenzentren, Elektrolyseure, Industrie oder Produktionsanlagen hätten das Nachsehen“, sagt Kapferer. „Die Anwendung dieser Verordnung bedeutet auch: Die von der neuen Bundesregierung geplanten neuen Gas-Backup-Kraftwerke müssten sich beim Netzanschluss hintenanstellen. Das führt eine Kraftwerks-Strategie, die in den kommenden fünf Jahren erste Ergebnisse zeigen soll, ad absurdum.“ Auch daher sei eine Klarstellung seitens des Gesetzgebers notwendig, dass die KraftNAV nicht für Batteriespeicher gelte.
Kapferer schreibt den großen Batteriespeichern durchaus eine wichtige Rolle im Energiesystem zu. Sie könnten dafür sorgen, dass mehr Erneuerbare ins Gesamtsystem integriert werden und die Stromeinspeisung über den Tag verteilen, was Markt und Netze entlastet. „Voraussetzung ist jedoch, dass sie in einem gesteuerten Prozess an den richtigen Standorten im Netz, mit der richtigen Betriebsweise und in der benötigten Größenordnung entstehen“, sagt er. Batteriespeicher sollten daher überwiegend dort ans Netz angeschlossen werden, wo es viel Strom aus Erneuerbaren-Anlagen gebe.
*Anmerkung der Redaktion: Wir haben die Zahlen für die Zusagen nachträglich korrigiert und die Zahl der zusagten Netzanschlüsse für Batteriespeicher eingefügt.
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„Unglückliche rechtliche Rahmenbedingungen zwingen uns dazu, die Anträge nach dem Windhund-Prinzip oder First come, first serve-Prinzip zu bearbeiten – nicht der Reifegrad entscheidet, sondern der Poststempel“
Das ist erstmal richtig. Dennoch haben die Netzbetreiber auf allen Ebenen genug Spielraum um auch den Reifegrad einer Bewerbung in die Bewertung einzubringen. U.a. fragt die 50Hertz ja auch ab, das man nachweisen muss dreistellige Millionenbeträge für das Projekt bereitstellen zu können. Genauso fragen sie den Stand der Genehmigung ab. Wenn ein Anschlusspetent „nur“ mit Fläche kommt und sich null Gedanken über die Finanzierbarkeit und Genehmigungsfähigkeit gemacht zu haben, dann könnte ein Netzbetreiber diese Anfragen ohne Probleme auch nach geltendem Windhundprinzip aussortieren, bzw. solange in der Warteschlange belassen, bis der Entwickler die Nachweise erbringt. Seriöse Entwickler würden sich nicht sträuben, die Genehmigungsplanung mitzudenken. Dass wir im Land diese Flut an Anfragen haben, liegt einzig und allein daran, dass die Netzbetreiber es einfach jedem Cowboy und Goldgräber erlaubt haben, sich mit egal welcher Fläche zu bewerben. Obwohl sie hier alle Mittel und Wege haben, Seriöses von Unseriösen zu trennen. Jetzt sind die Antragsschlangen halt mit nie verwirklichbaren Projekten voll, weil u.a. die Netzbetreiber selbst Tür und Tor geöffnet haben. Ein jeder Windparkentwickler, der bevor Netzanfrage erstmal einen weit fortgeschrittenen Planungsreife vorweisen muss, fragt sich da zurecht, warum die Netzbetreiber hier die Box der Pandora geöffnet haben. Problem ist halt, dass man diese fake Projekte jetzt nicht mehr aus der Schlange herausbekommt, weil mindestens 50 % dagegen dann klagen würden. Im jammern sind sie groß die Netzbetreiber. Geschaffen haben sie sich das Problem zum größten Teil selbst. Aber auch die Cowboys und Goldgräber, die vorher nie ein Projekt entwickelt haben und von B-Plan, BImSchG, UVP, Lärmgutachten etc. noch nie was gehört und einfach wahllos Flächen gesichert haben, sind ein großes Problem. Für alle.
Was ist denn mit Co-Locations bzw. Hybridparks?
Das sind schließlich keine neuen Anschlüsse und hier werden nur bestehende sehr viel umfänglicher und effizienter im vorgegebenen Rahmen mit entsprechenden max. Leistungen ausgereizt. Das Potenzial dürfte gewaltig sein, es ist sehr einfach und schnell zu heben und es ist aus meiner Sicht ein sehr wertvoller Beitrag zu einer versorgungssicheren dezentralen Versorgung. Man wundert sich, dass diese Nutzung nicht schon längst geschehen ist.
https://www.bdew.de/online-magazin-zweitausend50/groesse/hybridparks-energiewende/
Man kann ja eine überschlägige Rechnung anstellen:
Wir haben heute 105 GW installierte PV-Kapazität, was im Sommerhalbjahr, wenn PV liefert, den Börsenstrompreis wochentags in den Mittagsstunden fast immer gen Null drückt und am Wochenende in den Minusbereich. Wir haben jetzt schon mehr als genug PV-Strom im Sommer.
Bis 2030 wollen wir laut §4 EEG die installierte PV-Leistung auf 215 GW noch mal mehr als verdoppeln. Diese 110 GW mehr generieren an einem DURCHSCHNITTLICHEN Tag im Sommerhalbjahr ca. 450 GWh Strom. Die Last wird bis 2030 kaum steigen. 8 Mio. mehr BEV würden etwa 45 GWh am Tag mehr verbrauchen.
Entweder wir bekommen bis 2030 Minimum 300 GWh Batteriekapazität ans Netz oder wir schmeißen den PV-Strom aus ab jetzt zugebauten Anlagen überwiegend weg oder wir würgen den PV-Ausbau ab.
Die Frage ist doch:
Lassen sich mit 300 GWh Batteriespeicher überhaupt Geld verdienen?
Mit Sicherheit nicht – schon heute liegt der mittlere Spread übers Jahr bei 7–8 Cent/kWh, was sich gerade noch für bestehende Pumpspeicherkraftwerke lohnt. Bei 300 GWh installierter Kapazität würde eine massive Kannibalisierung einsetzen, wie wir sie bereits aus dem EE-Bereich kennen.
Das ist die betriebswirtschaftliche Sicht der Speicherbetreiber.
Aber die andere, viel größere Frage ist:
Wer zahlt den Netzanschluss und den nötigen Netzausbau?
Wir sprechen hier über dreistellige Milliardenbeträge – für Trassen, Umspannwerke, Regeltechnik.
Sicher nicht die Betreiber der Millionen PV-Anlagen oder Speicher. Am Ende zahlt das der Stromverbraucher.
Und dann wird uns parallel weiterhin erzählt, die Erneuerbaren würden billigen Strom liefern?
In der Praxis sehen wir: Die Infrastrukturkosten explodieren, Marktpreise kollabieren zur Mittagszeit, und trotzdem fehlen echte wirtschaftliche Anreize für Speicher, steuerbare Lasten oder Flexibilitäten.
Ohne ein marktwirtschaftliches Gesamtkonzept droht der EE-Ausbau zum Kostenkarussell ohne Effizienz zu werden.
Gasverbrauch Haushalte (39% des Gesamtverbrauches, 2024 vermindert i. Vgl. zu 2023, Industriebereich leicht gestiegener Erdgaseinsatz)
Januar: 2041 GWh/d (19%)
Februar: 1423 GWh/d (13%)
März: 1187 GWh/d (11%)
April: 868 GWh/d (8%)
Monate Mai-September: ca. 1415 GWh/d (13%)
Oktober: 773 GWh/d (7%)
November: 1459 GWh/d (13%)
Dezember: 1736 GWh/d (16%)
Endenergiebedarf privater Haushalte für Heizung/Warmwasser (1990 655TWh (CO2 366Mio t), 2023 632TWh (CO2 171Mio t, 2024 152Mio t), deutlicher Rückgang bei Braun-/Steinkohle, Strombezug, deutlichster Zuwachs bei ern. Raumwärme)
ca. 420TWh/100TWh (2023)
‚Anteil der Erneuerbaren am Endenergieverbrauch Wärme steigt auf 18,1 Prozent‘
ca. 197TWh (2024)
2024:
‚Die 32,43 TWh Endenergieeinsparung durch Wärmepumpen sind ein wichtiger Beitrag zur Reduzierung des Energieverbrauchs im Gebäudebereich.‘
@Energetiker:
Batteriespeicher sind ein freier Markt ohne Subventionen. Es wird das gebaut, was sich lohnt. Die Grenzkosten liegen schon heute bei einem Spread von nur etwa 3-4ct/kWh. Sie brauchen sich also nicht den Kopf der Speicherbetreiber zerbrechen: es wird nur das gebaut werden was sich lohnt. Aber das wird sehr viel sein, denn: 300 GWh Strom werden fast jeden Tag in Deutschland gebraucht, wenn die Sonne untergeht. Also kann ich jeden Tag einen Zyklus fahren. Und das billiger als die anderen Alternativen (3ct Einkauf + 3ct Speicherkosten = 6ct). Den Netzausbau zahlen übrigens zu großen Teilen die Speicherbetreiber über den Baukostenzuschuss. Falls es sich nicht ohnehin um Co-Location-Speicher im Gewerbe handelt.
( die 197TWh sind ca. 2%, bezogen auf den Endenergieverbrauch für Wärme,
alle erneuerbaren Energieträger für Wärmeversorgung erreichen 2024 ca. 18.1% )
‚Und dann wird uns parallel weiterhin erzählt, die Erneuerbaren würden billigen Strom liefern?‘
Die Haushalt/Gewerbestromkunden haben vorgesorgt, die Grossindustrie hat sich den Strompreis bisher (teils) (quer)subventionieren lassen?
Die Entscheidung für den Kapazitätsmarkt für ‚grundlastähnliche‘ Erzeugungsleistung (im saisonalen Übergang bzw. Winter) entsteht, weiterhin, zwischen gas(fossil,bio,H2)- oder stromspeicherungsgestützten BackupKraftwerken und den optimierten Anteilen dafür?
Energetiker fragte:
„Lassen sich mit 300 GWh Batteriespeicher überhaupt Geld verdienen?“
Bei derzeit 39ct/kWh? Und da fragst du noch?
Deine Frage sollte lauten, welchen Einfluss 300GWh Batteriespeicher auf diese Preise haben. Dazu musst du die Zusammensetzung des Strompreises berücksichtigen. Dazu schreibt z.B. die Stuttgarter Zeitung:
Kostenbestandteil; Anteil pro kWh
Beschaffung & Vertrieb 16,0 Cent
Netzentgelte (inkl. Messung) 11,0 Cent
Mehrwertsteuer (16 %) 6,3 Cent
Stromsteuer 2,1 Cent
Konzessionsabgabe 1,7 Cent
§19 StromNEV-Umlage 1,6 Cent
Offshore-Netzumlage 0,8 Cent
KWK-Umlage 0,3 Cent
—
Gesamtpreis ~ 39,7 Cent
Beschaffung und Vertrieb enthält einen hohen Anteil an Profit, da könnten wohl geschätzte 50% runter. Die Netzentgelte sind eher auf dem Weg nach oben, der Rest ist unwahrscheinlich am sinken.
Dieser Preis ist nicht natürlich in einem Wettbewerbsmarkt gewachsen, sondern bewusst und politisch festgelegt.
Kurz, eine grobe Cash Flow Analyse würde daraus ergeben, dass sich bei erwartbarem Ausbau der Elektrifizierung eine weitere Einnahmensteigerung ergibt. Also die Frage, ob sich das lohnt stellt sich nun wirklich nicht. Nur die Frage, wer diese erheblichen volkswirtschaftlichen Mittel bekommt und wofür diese benutzt werden, ist hier von erwartbarer Relevanz.
Leider sieht die (politische) Prognose erst einmal nicht gut aus für Erneuerbare und Speicher. Allerdings kennt man das mittlerweile schon und findige Projektierer arbeiten trotzdem mit dem was da ist und gehen dann auch einmal Umwege.
Und dann ist da noch die breite Masse, welche diesen Preis zahlen soll. Die arbeiten natürlich auch dagegen. Es heißt nicht umsonst, das beste Mittel gegen hohe Preise sind hohe Preise. Batteriespeicher muss nicht nur nicht Batteriegroßspeicher heißen, zuviel Bremsen erhöht dann eben den Bestand an privaten Speicher (finanziert von und bei dem Steuerzahler, wer sonst sollte das ohnehin finanzieren, es gibt niemanden anders) proportional mehr.
Bei den gewerblichen Abnehmern sieht das noch ganz anders aus. Da können noch höhere Einsparungen oder gar Gewinne erzielt werden. Im industriellen Bereich gibt es bereits jetzt noch ganz andere Möglichkeiten (z.B. Netzstabilisierung), allerdings ist auch dort die politische Gestaltung der wesentliche Einfluss, ob sich die Errichtung bzw der Ausbau von Flexibilitäten lohnt.
Wobei Kapferers Aussage „Batteriespeicher sollten daher überwiegend dort ans Netz angeschlossen werden, wo es viel Strom aus Erneuerbaren-Anlagen gebe.“ auch so zu lesen ist, wie es geschrieben ist. „Überwiegend“ heißt eben auch, dass zu Zeiten geringer Netzauslastung Speicher mit Erneuerbarem Strom aus anderen Regionen geladen werden können müssen. Das ist ähnlich vorzustellen wie bei Schnell-Ladern an der Autobahn. Deren Batterien werden dann geladen, wenn gerade kein Fahrzeug (schnell) lädt und können dann zu Zeiten von Spitzenbedarf aus der lokalen Batterie zuschießen. So ist eine Schnell-Ladung möglich trotz begrenztem Netzanschluss. Dazu braucht es auch Batterien in Gegenden mit geringerem/einseitigem Ausbau an Erneuerbaren. Die Netze sind nicht immer am Anschlag und schon gar nicht überall.
Batteriespeicher würden sich ganz sicher lihnen, falls (so wie in der Schweiz) die Speicher von den Netzgebühren befreit werden.
Ja genau, das sage ich auch schon lange. Braucht DE wirklich 200GW PV? DE hat jetzt schon oft zu viel tagsüber. Nochmals 100GW zubauen und EEG Vergütung versprechen für 20 Jahre…
Lieber Dirk
39 cent ist doch eine Frechheit für ne kWh. Bei mir in der Nähe hat ein Industriebetrieb letzte Woche etwat 2000 Panels installiert. Da ist es ihm egal, wenn er nichts bekommt am Wochenende für seinen Strom. Hauptsache weniger vom Netz beziehen.
@Energetiker
«schon heute liegt der mittlere Spread übers Jahr bei 7–8 Cent/kWh»
Das ist halt frei erfunden. Ihren unterstellten Spread von 7/8 Cent können Sie mal eben verdoppeln.
https://smartstromcheck.de/strommarkt-statistiken/taegliche-preisdifferenz-pro-monat
Und auf absehbare Zeit ist anzunehmen, dass er weiter wächst. Aus 2 Gründen:
1. Selbst wenn der PV-Ausbau jetzt einbricht, sich halbiert, bauen wir immer noch schneller PV-Kapazität zu, als die Last im Netz wächst. Gleichzeitig haben wir zwar Ankündigungen über Ankündigungen zu Speicherprojekten, aber es geht fast nichts ans Netz. Im ersten Halbjahr 2025 gingen nur 0,532 GWh Großspeicher ans Netz. Da reicht nicht mal, um den den deutschen Strombedarf für eine halbe Minute zu decken. Die zwangsläufige Folge: Immer wenn PV großflächig produziert, werden die Börsenstrompreise weiter sinken.
2. Wenn Sonne und Wind nicht liefern, sind wir primär auf Strom aus fossiler Energie angewiesen. Dass die Preise für Kohle und Gas gegenüber dem aktuellen Niveau signifikant sinken, ist nicht zu erwarten. Die Preise für CO2-Zertifikate dürften aber steigen. Entsprechend dürfte Strom in Zeiten, in denen Sonne und Wind nicht liefern, noch teuer werden.
Zu den Kosten: Je nach Weltmarktpreisen geben wir aktuell ca. 75 Mrd. pro Jahr für den Import fossiler Energie aus (Öl, Gas, Kohle). Über 20 Jahre rechnerisch 1.500 Mrd.
Endausbau Energiewende 2040:
– weitere 300 GW PV = 150 Mrd. (500 Euro/kWp)
– weitere 80 GW Windkraft = 120 Mrd. Euro (1.500 Euro/kW)
– 600 GWh Batterie = 150 Mrd. Euro (250 Euro/kWh)
– Netzausbau = 400 Mrd. Euro
Summe 820 Mrd. Euro
Und dann haben wir rechnerisch noch 680 Mrd. übrig, um was mit grünem Wasserstoff zu machen und die Transformation der Wirtschaft zu unterstützen. Entscheidend ist, dass wir Batterien ans Netz bekommen. Sonst ist der weitere Ausbau von PV sinnfrei, weil wir die Mittags mehr erzeugte Energie komplett wegwerfen werden.
Für den Ausbau von Batterien ist es erforderlich, dass die Regularien so geändert werden, dass überall da, wo Windparks und Freiflächen-PV bereits ans Netz angeschlossen sind, Batterien installiert werden können. Es sind 75 GW Windkraft an das deutsche Netz angeschlossen und 45 GW PV aus Großanlagen ab 500 kWp aufwärts. Allein das macht 120 GW EE-Anschlüsse aus. Wenn wir da überall Batterien aufstellen, müssen wir nur auf die Batterieanschlüsse bezogen null Netzausbau leisten. Diese Anschlüsse sind schon da. Selbst wenn einige der Anlagen Einspeisebegrenzungen haben, werden das mindestens 80 GW Anschlusskapazität sein. Die Durchschnittslast im deutschen Netz liegt bei 57 GW.
Wir haben bei weitem nicht „genug PV-Strom“. Ein Blick auf Energy-charts überführt ihre Prämisse als falsch. PV hat diese Woche nur 26% des Strombedarfs gedeckt. Die Strategien der Sektorenkopplung und Elektrifizierung überhöhen Ihrem Fehler noch einmal um Größenordnungen.
Ihre Schlussfolgerungen können daher nicht richtig sein.
@Jens
Auf eine einzelne Woche zu verweisen, ist sinnfrei, weil statistisch nicht relevant. Und viel mehr als 35% sind eben nicht drin, solange wir keine Batterien ans Netz bekommen, weil nachts nun mal gar keine Sonne scheint und in den Morgen- und Abendstunden die Erträge nun mal gering sind, weil die Sonnenstrahlung dann so einen langen Weg durch die Atmosphäre hat. Aber vielleicht wissen Sie das auch besser…
Warum fällt denn der Marktwert Solar beständig und liegt unter 2 Cent/kWh, wenn wir laut Ihren Erkenntnissen zu wenig Solarstrom haben?
Natürlich brauchen wir am Ende PV-Ausbau. Aber mit dem aktuellen Setup unseres Strommarktes können wir mehr PV-Energie kaum nutzen. Mehrheitlich werfen wir den Strom aus PV-Zubau weg.
Die Grund-Aufgabe für alle Energie-Lieferanten, wie auch PV ist doch wohl primitivst:
Jederzeit nicht mehr und auch nicht weniger Energie bereitstellen, als benötigt wird –
und es gibt 3 Akteure mit „Stellschrauben“
1. Verbraucher, deren Nachfrage zu einigen zig % optimiert werden kann
2. Energie-Erzeuger, deren Produktion flexibel anzupassen ist
3. Speicher, welche die „nicht anpassbaren Un-Gleicheiten“ zwischen 1 und 2 überbrücken
Aber man scheint sich stetig auf die Materal – intensive Po. 3 zu fixieren-
und vernachlässigt 1. und 2. sehr ! Um auf Details einzugehen, müsste man -mindest- 1 grösseres Buch verfassen – weshalb ich nur mal auf „eine Idiotie“ hinweisen möchte:
Man baut immer noch und hemmungslos „Nachführ-Solar“, welches dann vollautomatisch zu Negativ-Preisen führt — —
anstatt !endlichmal! die Panels nahe bei max Sonne „wegzuklappen“
sich auf Maximierung der Schwachstrom-Erträge zu konzentrieren
und als Alternative zu Speicherkapazitäten“ – Solaranlagen mit „absichtlich ungenutzten Überkapazitäten“ zu realisieren-
Nachgeführte Solaranalgen haben einen marginalen Marktanteil. Wegklappen muss man auch gar nichts. PV lässt sich über Steuersignale regeln, sekundenschnell.
Die PV Förderungen mit einer Flatrate halte ich auch für mehr als veraltet, genauso wie Grenzen nach kWp der Module zu berechnen. Anreize zu mehr Verbrauch am Wochenende tagsüber gibt es leider auch nicht, z:B. vergünstigte Preise beim Laden an öffentlichen Säulen.
Wer in die Energy Charts reinschaut, sieht, dass an einen sonnigen Mittag am Wochenende nur noch ca. 5 GW fossil laufen. Abends/morgens unter der Woche sind es auch im Sommer noch ca. 20 GW. 15 GW * 10 h also 150 GWh Speicher können die Strompreise glätten und und das Klima schonen
Das Pferd wird zur Zeit von hinten aufgezäumt: Projektanten stellen Anträge, und die Netzbetreiber schauen dann, ob und wann das technisch möglich wäre. Die Kriterien, die sie dabei bei Speichern anlegen sind: Wird der Speicher geladen, ist er ein Verbraucher wie jeder andere, der eingekauften Strom geliefert bekommen muss, egal ob die Leitung zwischen Verkäufer und Käufer (Speicher) das hergibt. Wenn sie das nicht tut, wird der Verkäufer abgeregelt und statt dessen ein Ersatzkraftwerk in der Nähe angeworfen – nennt sich Redispatch und ist kontraproduktiv. Beim Entladen des Speichers ist es nicht besser: Wenn die Leitung zwischen Verkäufer und Käufer zu schwach ist, wird wieder Redispatch fällig.
Nach gegenwärtiger Rechtslage müssen die Netzbetreiber so denken und können entsprechend Anschlussbegehren nur genehmigen, wenn die Kapazitäten für das sinnlose Redispatch vorhanden sind.
Richtig aufgezäumt müssten die Netzbetreiber Punkte definieren, an denen Speicher bei netzdienlicher Betriebsweise den Redispatchbedarf senken. Für diese Punkte machen Sie dann Ausschreibungen mit klaren Fristen für die einzelnen Planungs- und Realisierungsschritte. Im Betrieb zahlen sie dann den Speicherbetreibern eine Bereitschaftspauschale und eine Arbeitspauschale bei Inanspruchnahme. Die Einnahmen aus der Arbitrage kommen in ein Speicherkonto, aus dem Betriebs- und Arbeitspauschalen bezahlt werden. Fehlbeträge auf dem Speicherkonto sind auf die Stromverbraucher umzulegen, so wie die EEG-Umlage das Defizit auf dem EEG-Konto ausgleicht (was im Augenblick – fehlerhafterweise – der Staat übernommen hat).
Die Speicherbetreiber sind gar nicht scharf darauf, unter solchen Bedingungen zu arbeiten, weil sie da wesentlich weniger verdienen und entsprechend längere Amortisationszeiten in Kauf nehmen müssen. Dafür würde es für die Verbraucher billiger. Warum bekommen die Verbraucher keine billigen Speicher? Weil die Politik versagt, und das nicht erst in den letzten zwei Jahren. Schon seit 10 Jahren ist klar, dass wir an den Punkt kommen, den wir jetzt schon überschritten haben. Aber geschehen ist nichts, und es ist auch nicht erkennbar, dass irgendwann das richtige geschehen wird. Die gegenwärtige Wirtschaftsministerin hat von Tuten und Blasen offensichtlich überhaupt keine Ahnung, sondern will eine Lösung für Dummies, für mehr reicht ihre intellektuelle Kapazität anscheinend nicht aus. Das wären dann Gaskraftwerke. Sie nennt das dann „sich ehrlich machen“.
JCW,
soweit ich das überblicke finden die meisten Abregelungen zu Zeiten von geringem Bedarf und damit zu Zeiten geringer Netzlast statt.
Das muss natürlich nicht heißen, dass dann kein Redispatch nötig ist, wenn das Gebiete mit unterdurchschnittlicher Netzkapazität, aber überdurchschnittlichem Bedarf betrifft.
Ich denke, ein Netzausbau in Kombination mit bedarfsgerechtem Aufbau an dezentralen Assets wäre mehr als wünschenswert. Das würde in der Tat bedeuten, dass sich die Bewertungskriterien endlich und schnellstmöglich anpassen müssen, ebenso wie es eine geeignete Versorgungsstrategie benötigt und keine Retro-Rhetorik, welche verspricht, dass die Zeit wieder zurückgerollt werden kann zu den guten alten Zeiten, wo Kohle (jetzt „neu“ auch in Gas) noch das Gold der Erde war und Dampfmaschinen sich in die Stromversorgung retten konnten.
Dazu müssen wir uns in der Tat nicht „ehrlich“ machen sondern „schlau“. Es ist ja nun wirklich nicht so, als ob wir nicht täglich gesagt bekommen, in welche Richtung wir uns bewegen. Nicht zuletzt von denen, die wir mit der Bildung beauftragt haben. Und ebenfalls von denen, die wir mit der Weiterentwicklung der Wissenschaft beauftragt haben. Dabei sind diese schon sehr konservativ und trotzdem mittlerweile schon sehr direkt. Es ist noch nicht einmal so, dass wir das Rad neu erfinden müssen. Wir müssten nur anfangen, die Möglichkeiten auch zu nutzen, und oft genug leider überhaupt erst einmal schauen, was es da schon längst gibt.
Wo finden Sie Zahlen dazu, wann und wo abgeregelt wird? Bei Energiecharts habe ich nichts dazu gefunden. Das Redispatch-Diagramm ist in meinen Augen wenig aussagekräftig, weil es nur nach den 4 Übertragungsnetzbetreibern und dem Ausland aufschlüsselt. Es erscheint mir in seiner Aussagekraft auch noch etwas unausgegoren. Die Abregelungen am Wochenende und Feiertagen ist auch das geringere Problem. Um die zu verhindern sind Batteriespeicher bisher nicht geeignet, weil sie für eine nur einmal wöchentliche Inanspruchnahme zu teuer sind. Batteriespeicher müssen derzeit noch fast täglich einen Vollzyklus fahren können, um wirtschaftlich betrieben zu werden.
Außerdem geht es hier nicht um die Vergangenheit, sondern um die Zukunft. Bisher läuft es für alle noch so gerade. Es findet mehr Abregelung und Redispatch statt, als wir es gerne hätten, aber den wirtschaftlichen Bestand der überwiegenden Mehrheit der bestehenden Anlagen gefährdet es nicht.
Die Frage ist, wie die Aussichten sind für jetzt neu hinzuzubauende Anlagen und für Anlagen, die in den nächsten Jahren aus der Garantievergütung herausfallen. 2029-2032 werden das alleine ca. 24GW PV sein. Wenn für die neuen Anlagen nicht synchron Speicher zugebaut werden, dann werden sie kaum mehr als 1/3 ihres produzierten Stroms zu normalen Preisen ins Netz abgeben können. Damit könnte man fast nichts mehr zubauen. Wenn die alten Anlagen aus der Garantievergütung herausfallen, werden sie nicht weiterbetrieben und die installierte Leistung und der Anteil an der Stromerzeugung wird sogar zurückgehen, bis der Zubau sich wieder erholt.
Hoffen wir mal, dass es so schlimm nicht kommt. Die Regierung, die wir gerade haben, bringt es fertig, den Karren erst mal ordentlich in den Dreck zu fahren, und sich anschließend, wenn er auf drei Rädern wieder zum Laufen gebracht wurde, dafür zu feiern.