Sieben Gegenmaßnahmen gegen negative Strompreise
Am langen Pfingstwochenende sind wieder negative Strompreise auf breiter Front zu erwarten – gerade tagsüber, wenn die Sonne scheint und Photovoltaik-Anlagen auf Hochtouren laufen und nur wenig Last benötigt wird. Für den Samstag sind die Day-ahead-Preise an der Epex Spot bereits veröffentlicht und werden in Deutschland demnach zwischen 9:30 Uhr und 16:45 Uhr bei 0 Cent oder darunter liegen.
Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) sieht darin eine „überflüssige Misere“ und fordert von der Regierung, sieben Gegenmaßnahmen direkt umzusetzen. „Das Ganze ist so ärgerlich wie unnötig. Wir hätten genügend Speicher und andere Flexibilitäten, wenn diese Lösungen nicht ausgebremst würden“, heißt es vom Verband am Freitag. Die vorgesehenen Gesetzesnovellen würden keine Abhilfe schaffen.
Nach Ansicht des bne müssen Hemmnisse für große Batteriespeicher konsequent abgebaut werden, um einen raschen Netzanschluss zu gewährleisten und den überschüssigen Solarstrom in die Abendstunden zu verschieben. Dann wird Strom oftmals gebraucht und eher von teuren Gaskraftwerken geliefert. „Das Netzanschlusspaket muss zu einem Beschleunigungspaket für Netzanschlussgenehmigungen für Speicher werden“, fordert der Verband als erste Maßnahme. Zudem – so der zweite Punkt – müssten die mehr als 20 Gigawattstunden an Kapazitäten in Photovoltaik-Heimspeichern systematisch in Markt- und Netzprozesse eingebunden werden. Dazu brauche es geeignete regulatorische Rahmenbedingungen, die Fehlanreize vermeiden.
Ferner sollte zunächst intelligentes, dann bidirektionales Laden von Elektroautos zum Standard werden. „Das benötigt Smart-Meter und Prozesskompetenz bei den Netzbetreibern in der Datenverarbeitung“, so der bne. In den Elektroautos sei eine Speicherkapazität von etwa 100 Gigawattstunden verfügbar. Die vierte Maßnahme ist die Beschleunigung des Smart-Meter-Rollouts. Intelligente Messsysteme würden Anreize setzen, dass Verbraucher flexibel Strom zu Zeiten niedriger oder negativer Strompreise aufnehmen und damit helfen, das Netz zu entlasten.
Bei den bestehenden Photovoltaik-Dachanlagen will der bne erreichen, dass sie stärker auf Marktpreissignale reagieren. „Der Wechsel in die Direktvermarktung, noch vor Auslaufen der EEG-Förderung, sollte aktiv ermöglicht und massentauglich ausgestaltet werden“, fordert der Verband von der Regierung. Alle Erzeugungsanlagen, auch konventionelle Kraftwerke sollten zudem vollständig steuerbar sein, um sie bei hoher Solar- und Windstromerzeugung konsequent vollständig abregeln zu können. Als siebte Gegenmaßnahme sieht der bne die Digitalisierung der Netze und die Einführung dynamischer Netzentgelte im Zuge des AgNes-Prozesses. „Die Netzkrise muss überwunden werden. Mit diesen Maßnahmen können negative Strompreise deutlich reduziert, Systemkosten massiv gesenkt und erneuerbare Überschüsse effizient genutzt werden“, so das bne-Fazit. „Sonnige und windreiche Feiertage würden damit Quell günstiger Energie für Industrie und Verbraucher und nicht länger Kosten und Systemrisiko.“
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Abhilfe: Flexible Lasten mit Smartmeter
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Bei der Teilnahme an flexibler Last mit Smartmeter gibt der Teilnehmer ein Gebot an den Verteilnetzbetreiber ab.
Liegt der Gebotspreis unterhalb dem Börsenpreis und wird aus dem Verteilnetz in das Übertragungsnetz eingespeist, so schält der Netzbetreiber in der Reihenfolge der Gebotspreise Lasten zu.
Der Teilnehmer bekommt den Strom, der über den durchschnittlichen jährlichen Verbrauch außerhalb Überschusszeiten hinausgeht zum gebotenen Preis. Im Gegenzug kann er alle im Haushalt angeschlossenen Geräte und Verbraucher für eine Lastverschiebung nutzen.
Zur Vereinfachung darf die Messung vom Netzbetreiber auf 15 Minuten genau gemittelt werden.
Technik und Logik für die Steuerung von Flexiblen Lasten mit Smartmeter ist mit der Steuerung von Photovoltaik-Anlagen vergleichbar. Darum kann der Einfachheit halber der selbe Preis angesetzt werden. Für einen Haushalt mit Smartmeter und Photovoltaik-Anlagen sollten keine zusätzlichen Kosten entstehen. Bei einem Smartmeter und Wärmepumpe würde der Preis sich auf das Niveau der Photovoltaik-Anlage erhöhen.
Der vergünstigte Strom wird vom Netzbetreiber ermittelt, eingezogen und auf das EEG-Konto eingezahlt.
Beispiel
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Der Teilnehmer hat ein Gebot von 5 Cent / kWh abgegeben und dabei 2000 kWh Strombezug außerhalb der vergünstigten Zeit und 1000 kWh innerhalb der vergünstigten Zeit. Angenommen, der Börsenpreis lag 700 Stunden / Jahr unterhalb 5 Cent. Der Teilnehmer betreibt einen 2kW Heizstab zur Erwärmung seines Brauchwassers.
Der Teilnehmer verbraucht damit durchschnittlich 248 Watt außerhalb der Vergünstigten Zeit. In der vergünstigten Zeit bekommt der Teilnehmer den Strom oberhalb 248 Watt zu 5 Cent.
In 700 Stunden liegt der Grundverbrauch bei 174 kWh. Der Heizstab mit 2kW kommt also 413 Stunden zum Einsatz und verbraucht dabei 826 kWh, die er zum vergünstigten Preis für 826kWh * 0,05 EUR / kWh = 41,3 EUR bekommt. Bei einem regulären Strompreis von 30 Cent / kWh spart er damit 826 kWh * 0,30 EUR / kWh – 30 EUR (Smartmeter < PV 7 kW) – 40 EUR (Steuerbox < 10 kWh) – 41,3 EUR= 136,5 EUR.
Fährt der Teilnehmer eine durchschnittliche Strecke von 14000 mit einem BEV und bei 18 kWh / 100 km und kann 50% seines Bedarfes mit vergünstigtem Strom abdecken, so spart er weitere 315 EUR.
Diskussion
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Diese Option setzt starke Anreize fossile Energie durch elektrische Energie zu ersetzen. Wechselt der Kunde z.B. im weiteren Verlauf zu einer Wärmepumpe, so kann man einen deutlichen Rebound-Effekte erkennen, der den Stromversorgern deutlich in die Tasche spielen wird.
Bei dieser Option werden die Teilnehmer planbare Verbräuche in günstige Zeiten verschieben, denn neben günstigem Strom sinkt auch der durchschnittliche Stromverbrauch im Standardtarif und steigt die Quote von Strom im Überschusstarif.
Die Teilnehmer bekommen damit einen starken Anreiz sich sowohl marktdienlich (Verbrauch orientiert sich am Preis und wirkt stabilisierend) als auch netzdienlich zu verhalten (Strom wird dann bezogen, wenn er nicht aus dem Übertragungsnetz kommt).
Diese Option ist insbesondere auch für größere Lasten geeignet, wie sie z.B. bei Ladesäulen auf Firmenparkplätzen, Brauchwassererwärmung in Mehrfamilienhäusern, Überbrückung der Sommermonate bei Kraft-Wärmekopplungs-Anlagen, optionaler Industriestrom sowie günstiger Strom für kleine und mittlere Betriebe.
Durch flexible Lasten mittels Smartmeter kann sich parallel zum bestehenden System ein neuer Markt mit nodalen Preisen etablieren. In der Diskussion um die Aufteilung Deutschlands in neue Netzgebiete bieten nodale Preise in der Grenzwertbetrachtung eine optimale Preisentwicklung.
Mit einer Überbauung von erneuerbaren Energien und Lastverschiebung können Backupkraftwerke minimiert werden, da im optimalen Fall, selbst wenn die gesamte erneuerbare Energie ausfallen würde (absolute Dunkelflaute), nicht die maximale Last als Backupkapazität, sondern nur noch die durchschnittliche Last als Backupkapazität benötigt wird.
Abhilfe: Flexible Lasten mit einfacher Zählertechnik
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Mittels eines einfachen MID konformen Zähler kann Strom zum letztjährigen Marktwert Solar verbraucht werden, falls der Börsenpreis diesen Grenzwert erreicht.
Der Konsument meldet vor Jahreswechsel beim Marktstammdatenregister, Art und Leistung der Verbraucher an. Alle Verbraucher müssen dabei fest an den Zähler angeschlossen sein.
Das Marktstammdatenregister prüft stichprobenartig, Art und Leistung des Verbrauchers. Gegebenenfalls ist ein Nachweis über ein Formblatt mit der Unterschrift des Elektrikers zu erbringen, der ein oder mehrere Zähler hinter dem Hauptzähler anbringt.
Der Konsument darf bis zur angeschlossenen Leistung die angemeldete Leistung frei Wählen.
Pro kW angemeldeter Leistung geht ein Jährlicher Betrag von 10 EUR an den Netzbetreiber.
Fällt der Intraday oder Day Ahead Börsenstrompreis unter unter den letztjährigen Marktwert Solar, so kann über den Zähler Strom zum letztjährigen Marktwert Solar bezogen werden.
Alternativ dazu darf der Netzbetreiber über eine Seite im Internet und einer maschinenlesbaren Schnittstelle Zeiten und Quoten bestimmen (z.B. 10% – 100%), falls Strom von außen bezogen wird und noch keine Abregelung von EE-Anlagen im Netz stattfindet. In diesem Fall gibt der Netzbetreiber auch die anteilig summierte Zeit des möglichen Strombezugs an.
Am Ende des Jahres wird der Zählerstand gemeldet. Es kann Maximal die angemeldete Leistung in der Zeit unter letztjährigem Marktwert in Anspruch genommen werden.
Übersteigt die verbrauchte Energie die zur Verfügung angemeldete Leistung x Zeit unter letztjährigem Marktwert, so wird der Überschuss von der Maximalen Leistung abgezogen. Wird mehr als die doppelte Energie bezogen, so findet keine Vergünstigung mehr statt.
Der vergünstigte Strom wird vom Netzbetreiber ermittelt, eingezogen und auf das EEG-Konto eingezahlt.
Netzbetreiber darf flexible Lasten mit einfacher Zählertechnik in flexible Lasten mit Smartmeter überführen, d.h. durch Inanspruchnahme des Modells stimmt der Teilnehmer einem zukünftigen Smartmeter zu.
Beispiel
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Es wird ein Heizstab mit 2 kW und eine Wallbox mit 6 kW angemeldet.
Es sind 8 kW zu 10 EUR / kW = 80 EUR an den Netzbetreiber zu bezahlen.
An 500 Stunden ist der Strompreis unter dem letztjährigen Marktwert zu 4,502 Cent.
Damit können maximal 4000 kWh zu 4,502 Cent = 160,8 EUR bezogen werden. Bei maximaler Nutzung und einem regulären Strompreis von 30 Cent / kWh spart der Kunde also 1019,2 EUR – 80 EUR = 939,92 EUR.
Der Staat erhält 160,8 EUR selbst dann einen fixen Preis, wenn negative Strompreise auftreten.
Wurden 5000 kWh an dem Zähler bezogen, so können davon nur noch 3000 kWh als vergünstigter Strom angerechnet werden (4000 – (5000 – 4000) = 3000).
Wurden 8000 kWh und mehr an dem Zähler bezogen, so findet keine Vergünstigung statt.
Der vergünstigte Strom wird am Hauptzähler abgezogen.
Diskussion
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Strom wir nahe am Erzeuger im Verteilnetz verbraucht. Dadurch kann auf Übertragungsnetzentgelte verzichtet werden. Damit kann Strom günstiger als fossile Energie angeboten werden (1l Öl zu 1 EUR = ca. 10 Cent / kWh > 4,502 Cent / kWh).
Die politische Abhängigkeit von fossiler Energie wird reduziert, da alternative Möglichkeiten konsequent aufgebaut werden.
Diese Option ermöglicht bestimmten Personengruppen (z.B. Mieter) die bisher ausgeschlossen waren, einen einfachen Zugang zu günstiger erneuerbarer Energie und vermeidet damit soziale Konflikte.
Diese Maßnahme setzt Anreize für die Energiewende und Stromverbrauch bei Stromüberschuss. Sie ist kein Ersatz für variable oder dynamische Strompreise.
Elektrofahrzeuge können im Frühling, Sommer und bis in den Herbst häufig am Wochenende zu günstigen Preisen geladen werden. Für die Industrie steht somit mehr erneuerbare Energie an Werktagen bereit.
Der Staat fördert mit dieser Option indirekt die Elektromobilität bzw. die Energiewende im Allgemeinen ohne zusätzliche Ausgaben und EU relevante Fördergelder, da Überschüsse zum Einsatz kommen, die ansonsten abgeregelt werden und für die der Staat an der Börse nicht vergütet werden würde.
Die Umwandlung von Strom in Wärme kann als erneuerbarer Anteil angerechnet werden. Photovoltaik liefert um Größenordnungen mehr Energie pro Fläche als Biodiesel. Je nach Quelle liegt das Verhältnis zwischen 1:28 und 1:400 zugunsten der PV. Im Gegensatz zu Biodiesel sind Strom-Überschüsse heute bereits vorhanden.
Dieses einfache und günstige Modell kann quasi sofort umgesetzt werden und soll als Übergangslösung dienen, bis Netze und die Zählertechnik ausgebaut wurden. Der Staat hält sich frei von finanziellem Schaden, setzt Anreize zur Energiewende auf seitens der Produzierenden Anlagen und Verbraucher und hält den Weg für intelligente Netze frei.
Mit der Unterscheidung zwischen angeschlossener und angemeldeter Leistung kann beispielsweise ein Fahrzeug berücksichtigt werden, das nur einphasig mit maximal 3,5 kW an einer 11 kW Wallbox geladen wird. Durch eine Last-Beschränkung seitens des Konsumenten auf ein reales Niveau kann der Netzbetreiber Lasten besser einschätzen und verteilen.
Mittels Quoten kann der Netzbetreiber Lastspitzen vermeiden. Durch Bestimmung der Einschaltzeiten kann der Netzbetreiber Preisschwankungen, die z.B. durch Windkraft verursacht werden anteilig von seinem Netz fernhalten, falls nur wenig Windkraftanlagen im Netz direkt einspeisen und somit sicherstellen dass andere Stromkunden nicht durch Übernahme der Übertragungsnetzentgelte benachteiligt werden.
Fällt Teilnehmer durch seinen Konsum auf (z.B. 100.0% Auslastung mit Wallbox), so kann der Netzbetreiber im Zweifelsfall die Teilnahme Stressfrei in eine flexible Last mit Smartmeter überführen.
Es ist nun offensichtlich,das der Einstieg in die grosskalige Elektrolyse dringend erforderlich ist .
Die Industrie in Deutschland ,stellt ca.1,5 Millionen Tonnen grauen Wasserstoff für den Eigenbedarf durch Dampfreformation aus Erdgas her . Der Wirkungsgrad liegt hier bei 70 bis 85 % .
Die Wasserstoffherstellung durch Elektrolyse hat einen ähnlichen Wirkungsgrad und ist , Stand heute , konkurrenzfähig gegenüber aktuellen Erdgaspreisen .
Das Wasserstoffkernnetz mit seinen 9000 km Länge und den geplanten Kavernen befindet sich im Bau .
China setzt aktuell im Fünf Jahresplan auf grünen Wasserstoff für die Industrie.
Die E – Autos auf Grünstahl Basis , werden aus China kommen.
@ Dirk Schiller ,
ja natürlich brauchen wir so viele Solar und Windparks zusätzlich .
Jede Menge Projekte sind baureif , aber leider auf Grund der rasant sinkenden Markterlöse nicht mehr realisierbar .
Elektrolyseuere werden kaum in Dunkelflaute Zeiten in Betrieb sein und können Wind und Solarparks zu einer Wirtschaftlichkeit verhelfen durch PPas oder Direktbelieferung mit Strom wenn das Wasserstoff Kernnetz in der Nähe ist .
Die Abwärme der Elektrolyse kann man sehr gut in bestehenden Fernwärme Netzen gebrauchen ,die sonst über Wämegeführte Gaskraftwerke versorgt werden .
Wenn wir in Deutschland eine schnellere Elektrifizierung hin bekämen würde ich mich sehr freuen .
Leider sieht es nicht danach aus .
Dirk Jensen schrieb:
„China setzt aktuell im Fünf Jahresplan auf grünen Wasserstoff für die Industrie.“
China kann das auch, denn die bauen gigantische Mengen an Erneuerbaren.
Hierzulande wollen wir grünen Wasserstoff mit Strom aus Wasserstoffkraftwerken erzeugen. Eine brillante Idee.
Den Ausbau von dazu benötigten Erneuerbaren wollen wir zugunsten von Gaskraftwerken auf irgendwann später verschieben.
Das stellt die Frage, wie erzeugen wir grünen Wasserstoff, wenn wir noch nicht einmal genug grünen Strom für den Grundbedarf haben?
Wir haben auch heute noch nicht genug Wind- und Solarstrom, sondern verbrennen mindestens 7-8GW an Brennstoffen selbst in der solaren Mittagsspitze.
Außerhalb der Mittagsspitze müssten dann Gaskraftwerke den Strom für die Elektrolyseure erzeugen, idealerweise aus grünem Wasserstoff, den wir nicht haben, also nehmen wir dann doch einfach Erdgas.
Wir könnten auch auf eine Wasserstoffwirtschaft setzen, aber wir müssten dann auch die entsprechenden Kapazitäten an Speichern und Erneuerbaren bauen, was wir eben nicht tun und auch vorläufig nicht vorhaben. Denn wir setzen auf Flüssigerdgas.
Einspeisebegrenzung – Problem gelöst.
Natürlich löst sie das.
Sie begrenzt die Einspeisung und schafft auf der Erzeugerseite eine planbare Nutzung von Speichern – und Speicher sind das Erste was ein PV*ler anschafft wird wenn er seinen Überschuss nicht mehr entsorgen kann.
Sollte der Speicher unwirtschaftlich sein – wird ihn der PV*ler auch nicht anschaffen. Die Kapazität wird also von selbst optimiert.
Und es stellt einen Anreiz dar Lasten zu verschieben oder neu zu schaffen.
Ein Elektrolyseur wäre eine hübsche Ergänzung zum Windpark.
Die Einspeisebegrenzung war ja schon mal Stand der Technik – 70% _oder_ ein Rundsteuerempfänger zur Abregelung. Hat wunderbar funktioniert.
Einspeisebegrenzung löst nicht das Problem der negativen Strompreise.
Negative Strompreise gab es auch als die Last viel größer als die EE Erzeugung war.
… für teure Gas und / oder dreckige Kohlekraftwerke…
Es ist Feiertag und wir haben zu viel Strom. Bietet den Ladestrom an Schnelladestationen dich einfach statt für 50- 90Cent doch einfach zu Preisen von 15 Cent oder kostenlos an. Jeder kann sich an die Schlangen vor den Tankstellen erinnern als der Tankrabatt in Kraft trat. (Der Diesel war nicht Mal 10% preiswerter als vor dem Rabatt und trotzdem war das Verhalten der Bürger da) Warum also nicht den Ladestrompreis entsprechend an Angebot und Nachfrage orientieren. Ist heute Mittag jedes Elektroauto am Lader ist auch der Stromüberschuss weg. Wer das heute noch nicht schafft kann ja am Montag das gleiche machen. So wäre zumindest zu Zeiten sonnenreicher Feiertage in Deutschland eine Entschärfung möglich. Aber das wäre zu einfach oder warum wird es von ionity und co nicht gemacht.
Jap… wir brauchen endlich eine kommunale Energiewende, die vor Ort und ohne lange Leitungen die überschüssige Energie abfrühstückt… z.B. mit reduzierten Netzentgelten und Energiesharing. Statt also das Geld für zentrale Gaskraftwerke auszugeben, wäre es in kommunalen Strukturen für flex. Lasten, auch zum Beispiel mit Hybridkraftwerken, die zusätzlich für Versorgungssicherheit sorgen können, bei weitem besser aufgehoben. Im Gegenteil… isoliert gebaute zentrale Gaskraftwerke verstärken sogar noch das Problem der Wirtschaftlichkeit, statt die Kommunen eigenverantwortlich prosperieren zu lassen und das Backup nur noch als letztes notwendiges Übel in der >90% igen Wertschöpfung untergehen zu lassen. Das würde dann auch für lokale Akzeptanz bei Bürgern mit günstiger Energie bei Fernwärme oder Ladeparks sorgen und es wäre eine umfängliche aktive Beteiligung regionaler Unternehmen möglich… nicht zuletzt wird das gesamte Netz sicherer, resilienter und sehr viel schlanker mit weniger aufwändigem Netzausbau.
Eine Agora Studie hat das kürzlich noch bestätitgt, dass die Energiewende zum Nutzen der Kommunen enorme Vorteile auf allen Seiten bieten kann. Frau Reiche will leider davon nichts hören und ihr zentrales Gas für ihre Lobbys durchboxen… wer hält sie auf?
Naja, bei mir wird der Elektroeinsatz des Boilers noch immer um Mitternacht freigeschaltet. Steuersignal vom Elektrizizätswerk. Warum die das Signal nicht auf die Zeit verlegen wo am meisten Energie verfügbar ist, ist mir ein Rätsel.
Ich hatte über 10 Jahre lang eine Steuerbox. Diese ist in der gesamten Zeit genau 0x fuer etwas anderes genutzt worden, als den internen Zeitgeber.
Du bist leider kein Einzelfall, sondern die Regel.
Die Speichertechnologie im großen Maßstab ausgereift, aber nicht von heute auf morgen installiert.
Heimspeicher zu nutzen ist die einzige Massnahme, die fast sofort greifen kann. Aber selbst da ist „sofort“ nicht „sofort“.
Vor zwanzig Jahren dachte ich mal, kein Staat der Welt schmeisst Geld=Kohle raus und regelt die Fossilen nicht ab, wenn genug EE-Strom da ist. Tja.
Es braucht eine Verordnung zum Wohle des Volkes (Ich weiss.. illusorisch), die daf. sorgt, dass bei neg. Preisen die Fossilen herunterfahren, soweit es geht (n-1 – sicher etc.). Das ginge technisch sofort und ist eigentlich einfach Vernunft. Eigentlich. Tja.
Eine Lösung wäre es in jedem Haus einen Heimspeicher und Smartmeter zu installieren. Gleichgültig ob eine Solaranlage vorhanden ist oder nicht. Die Speicher sollten den Strombedarf für einige Tage abdecken. Mit zentralem Zugriff auf diese Speicher könnten diese bei Bedarf geladen oder entladen werden. Es müsste sich aber für die Nutzer rechnen und die Strompreise reduzieren. Ausserdem müssten diese Heimspeicher so konstruiert sein, dass ihre Batterien bei Bedarf ausgetauscht oder repariert werden könnten. Ich selbst betreiben ein Balkonkraftwerk mit 2000 Watt Leistung und einer angeschlossenen Batterie. An sonnigen Tagen produziert es 50 % unseres Strombedarfs. Der Speicher ist auf Eigenverbrauch eingestellt wodurch wir nur sehr geringe Strommengen ans Netz abgeben.
B. S.
Ich bin kein Fachmann für diese Dinge. Aber es ist doch sehr traurig, was hier seid Jahren vor sich geht. Auch als Laie weiß ich, dass der produzierte Strom verbraucht werden muss, notfalls in einem Speicher zwischengelagert wird so wie bei meiner privaten PV Anlage. Was in „klein“ geht, muss doch auch in „groß“ gehen. Die Speichertechnologie im großen Maßstab scheint noch nicht ausgereift zu sein und für Wasserkraftwerke – wie sie z. B. in Norwegen – zumass angewendet werden, ist in unserem Land nicht genügend Platz. Also, solange die Speicherung der produzierten Energie nicht im erforderlichen Maße gewährleistet ist, ist es ein Witz, bestehende Kraftwerke politisch abzuschalten. Nun sollen , der nächste Witz, jede Menge neue Gaskraftwerke zur Stromerzeugung und Netzstabilität gebaut werden.
Ich frage mich nur, ob wirklichen Experten und Fachleuten nicht mehr geglaubt wird.?? Also, erst wenn das Gross-Speicherproblem gelöst, macht es Sinn, weitere Windkraftwerke zu errichten, bevor sie an solchen Tagen wie an diesem Pfingst Wochenende – auch das ist ein Witz – abgeschaltet werden.
Ja, wir brauchen dringend mehr Speicherkapazität, weil uns sonst gerade die Energiewende entgleist, aber mit solchen Aussagen macht sich der bne lächerlich: «In den Elektroautos sei eine Speicherkapazität von etwa 100 Gigawattstunden verfügbar.»
Ja, wir haben 2 Mio BEV im Bestand und bei im Schnitt 50 kWh Netto-Kapazität ergäben sich theoretisch 100 GWh. Jeder normale BEV-Fahrer will seine Batterie im Alltag zwischen 10 und 80% halten, damit dieses extrem teure Teil nicht vorzeitig degradiert. Dann bleiben 70 GWh. Nun will man aber nicht morgens aufwachen und wenn man zur Arbeit fahren will, stellt man fest, dass die Batterie vom Netz auf 10% entleert wurde, weil nachts Strom gebraucht wurde. Die Leute stellen vielleicht 20% ihrer nutzbaren Kapazität bereit.
Dann stehen auch nicht 100% aller BEV vor einem Einfamilienhaus und hängen 24 Stunden am Tag an einer bidirektionalen Wallbox. Ein Teil gehört „Laternenparkern“. Ein Teil wird schlicht als Auto genutzt und gefahren.
Und dann kommt noch hinzu, dass in Deutschland bislang fast nur BEV mit NMC-Zellen verkauft wurden (anders als in China wo längst LFP dominiert). Die sind mit Pi mal Daumen 1000 Zyklen (VW gibt 850 an) für ein Fahrzeugleben von 20 Jahren gut. Wenn aber V2G-Nutzung dazukommt, werden die Batterien kein Fahrzeugleben halten: V2G wird ein horrendes Verlustgeschäft, wenn man dann irgendwann für 15.000 Euro die Batterien wechseln lassen muss.
Hinzu kommt, dass die vom Netzbetreiber akzeptierte, vom Fachbetrieb installierte bidirektionale Wallbox samt Steuerleitung etc. pp 2.000-3.500 Euro kostet und auch finster auf die Rentabilitätsrechnung schlägt.
Alles zusammen bedeutet, dass aktuelle keine Speicherkapazität in Elektroautos verfügbar ist. Wenn sich hier endlich (auch größere) LFP-Batterien durchsetzen, wenn wir die Anforderungen an Wallboxen zurückschrauben, wenn die VNB endlich ihren pauschalen Widerstand gegen Batterien aufgeben, dann kann das mal vielleicht mal interessant werden. Ich persönlich sehe aber auch dann eher Potenzial für V2H als V2G.
Es würde sich doch anbieten, den überschüssigen Strom zur Herstellung von Wasserstoff zu verbrauchen, damit wäre das Problem doch erledigt
Erich Müller schrieb:
„Es würde sich doch anbieten, den überschüssigen Strom zur Herstellung von Wasserstoff zu verbrauchen, damit wäre das Problem doch erledigt“
Auf jeden Fall, denn ca. 75% würden bei dem Prozess direkt in Wärme umgewandelt. Allerdings können wir alternativ auch 30% der Kapazität als Batterie- und Wärmespeicher bauen und die restlichen 70% in riesigen Freilandheizmodulen versemmeln. Bei den geringen Preisen von Elektroheizern dürfte das die deutlich günstigere Alternative sein.
Sinnvoll ist Beides nicht. Sinnvoller waere es, die bestehenden Möglichkeiten zu nutzen. Wir könnten einen guten Teil des Stromes nutzen, um zur Mittagszeit die existierenden Heisswasserspeicher zu heizen und wir könnten zu der Zeit auch weniger in thermischen Kraftwerken verbrennen. Gerade letzteres kann sofort mehrere Gigawatt und entsprechende Emissionseinsparungen verfügbar machen.
Wir könnten auch die Hausbatterien zur Mittagszeit füllen, statt am Morgen. Und Elektroautos könnten ebenfalls die Aufladung bevorzugt in die Mittagsstunden legen. Da waere so viel, was wir schon seit Jahren hätten tun können. Aber wir tun es nicht, ganz im Gegenteil, es wird blockiert und unmöglich und/oder unwirtschaftlich gemacht.
Das Wirtschaftssegment der Netzwerkstabilisierung ist extrem lukrativ, mit minimalem Aufwand können enorme Kontributionen/Profite erwirtschaftet werden. Wer da erwartet, dass das freiwillig einer grösseren Audienz zugänglich gemacht, ist schon mehr als optimistisch.
Oh, da haben aber welche Angst, sie könnten die Stromkunden nicht kräftig genug schröpfen. Schämt euch, 🤬
… interessant ist auch, dass die ausgeprägten neg. Strompreise ’nur‘ bzw. überwiegend in D. und den Nachbarstaaten, in den Börsenstrompreisen, deutlich werden?
ehrlich und kompetent, wie Ihre Krankenkasse (+30% Beitragserhöhung seit 3 Jahren) fiel auf folgende Halbwahrheit herein:
„Wegen Überlastungen des deutschen Stromnetzes mussten Betreiber von Wind- und Solaranlagen im vergangenen Jahr häufiger den Betrieb drosseln oder die Anlagen sogar vollständig abschalten.
Wenn man mal genauer hinschaut, muss man feststellen, dass die meisten Abschaltungen zu Zeiten mit geringem Bedarf, und dementsprechend geringer Netzauslastung, stattfinden.
„Warum nutzt man nicht die Möglichkeit die bestehenden Wind- Solarparks mit entsprechend dimensionierten Speichern zu erweitern?“
Die Vorschläge dazu gab es schon (m. W. vor mind. 1 Dekade), als man Offshore-Windparks längere Zeit nicht an die Übertragungsnetze anschliessen konnte, weil die Netzkapazitäten dafür, an den Anschlussknotenpunkten, nicht ausreichten. Bei (annähernd) voller Vergütungskompensation der Windpark-Investoren, m. W., usw.
derzeit:
„Wegen Überlastungen des deutschen Stromnetzes mussten Betreiber von Wind- und Solaranlagen im vergangenen Jahr häufiger den Betrieb drosseln oder die Anlagen sogar vollständig abschalten. Die Betreiber erhalten dafür jedoch eine Vergütung aus Steuermitteln. 2024 zahlte der Bund Entschädigungen in Höhe von 553,94 Mio. Euro für Strom, der gar nicht erzeugt wurde. Das berichtet das RND (Redaktionssnetzwerk Deutschland) mit Bezug auf eine Antwort des Bundeswirtschaftsministeriums auf eine Anfrage des Bundestagsabgeordneten Dietmar Bartsch (Die Linke).“
Da kann ich nur zustimmen.
Seid Mitte 2025 ist mein Smart-Meter installiert und funktioniert immer noch nicht.
Ob es an der Bürokratie oder der Technik scheitert – ganz ehrlich – ist doch dem Kunde (ich) herzlich egal.
Dienstleistungsgedanke und Stromwirtschaft ich glaube gegensätzlicher kann es nicht ausgedrückt werden.
Vorschlag: Einspeisung bei negativen Preisen kostet. Damit meine ich auch die Grosserzeuger.
Was würde passieren? Ich behaupte nach einer Übergangszeit – nichts.
Die Ganzen PV Anlagen bekommen vermutlich vom Hersteller ein Update, das die Anlage bei dieser Lage einfach nichts einspeist.
Und was würde dann passieren – oh Wunder die negativen Preise würden verschwinden.
Wie nennt man das – ich Glaube Marktwirtschaft.
Wir haben doch soviele schein Experten – ist da keiner schlau.
Und die Regierung – lässt sich. Von den gross- Erzeugern einlullen. Die bekommen ihr Geld 💰
Über die Dienstleistung redispatching.
Aber und das wissen die halt auch – das würde immer weniger werden. Und wer von denen möchte schon weniger Bilanzsumme seinen Aktionäre präsentieren.
Da muss man schon Schmunzeln.
Große Speicherparks benötigen große Anschluss Kapazitäten die oft nicht verfügbar sind. Warum nutzt man nicht die Möglichkeit die bestehenden Wind- Solarparks mit entsprechend dimensionierten Speichern zu erweitern? Dadurch bräuchte man keine neuen Anschluss Kapazitäten und würde die Speicher besser in der Fläche ausrollen und nicht konzentriert auf wenige Stellen. Man könnte das sogar g
„Alle vorgeschlagenen Maßnahmen sind für den Bundeshaushalt kostenneutral bzw. entlasten den Haushalt u.a. durch höhere Marktwerte für Erneuerbare Energien.
* Modul 3 des § 14a EnWG, eingeführt am 1. April 2025, verpflichtet Netzbetreiber, zeitvariable Netzentgelte für steuerbare Verbrauchseinrichtungen (Wärmepumpen, Wallboxen, Batteriespeicher über 4,2 kW) anzubieten. In der Praxis ist diese bei fast keinem Netzbetreiber nutzbar. Netzbetreiber kommen in großem Umfang hier ihren Pflichten nicht nach.“
Die Erträge aus den BatteriespeicherInvestitionen nützen den höheren Einkommen und den besser Gebildeten der d. Gesellschaft stärker, als jenen, welche für die Energiewende (als Mieter, Verbraucherstromkunden (generell, je nach Energiewendephase), kleine&mittlere Unternehmen (mit professionellen Beratungsangeboten weniger einer Benachteiligung ausgesetzt) wie ebenso unregulierter Schwerindustrie) höhere Kostenanteile geleistet hatten (Aktienanteile, damit Dividendenerträge werden überwiegend durch besser Verdienende und höher Gebildete genutzt, usw.).
Zuerst müsste man über reale Daten zur Netzauslastung in den Stromverteilnetzen aufklären, damit man die Möglichkeiten, der jeweiligen Gesellschaftschichten, einordnen kann.
Dazu sollte gesichert geklärt werden, ob moderne Konzepte zum lokalen Auslastungsmonitoring am geregelten (oder auch nicht?) Ortsnetztrafo/Trafostation ausreichend sein könnte, mit damit erheblichen (gesamtwirtschaftlichen) Kosteneinsparungen und eine zwischen 20-50%ige SmartMeter-Verteilung für die sichere Modellierung und Regelung der Stromnetzebenen, mit modernen Monitoringkonzepten, ausreichen kann bzw. sinnvoller ist (um damit den übermässigen Aufwand mit Forderungen nach 90-100% Datenerfassung an letztVerbraucher-Netzanschlüssen einzudämmen)?
Eigentlich dürften negative Preise, wobei der Vorteil des Negativen Preises meist vollständig vom Netzentgelt aufgefressen wird, dafür sorgen, dass der Kauf eines Speichers und die Entnahme aus dem Netz bei Überangebot und das Zurückspeisen bei höheren Preisen sich schneller lohnt. Das eigentliche Problem ist meiner Erfahrung nach und analog zu den Kommentaren der Vorredner eher, dass der Anschluss der Batteriespeicher ans Netz zu lange dauert, der Smartmeter Rollout von den Netzbetreibern eher blockiert als gefördert wird und dadurch die Vergünstigung des Stroms für alle durch erhöhung des erneuerbaren Anteils behindert wird. Reservekraftwerke wären nur begrenzt nötig, wenn das Speicherpotential von Batterien (stationär und mobil) und von Industrieprozessen besser genutzt und schneller angeschlossen würde…
Für die Investitionen in die Energiewende (im Sektor der Stromversorgung) seit 2000 (- ca. 2024) wurden ca. 800-900Mrd. € investiert(?). Dabei haben die Stromkundinnen und Haushaltstromkunden, kleine und mittlere Unternehmen und Schwerindustrie, welche nicht privilegierte Regelungen in Anspruch genommen haben die Hauptlast von ca. 350-400Mrd. Euro übernommen(?) Durch ‚Steuerzahler‘ werden seit, überwiegend, 2022 durch gesetzliche Regeländerung (EEG -> KTF), ca. 80-100Mrd. € eingebracht und ausgeglichen(?)
Die Vorteile daraus in Höhe von ca. 700-900Mrd. € haben sich, je nach Phase der Energiewende, auf folgende Gruppen verteilt:
Windkraftanlagen 25–30%
Solar 20–25%
Planung/Installation 15–20%
Netzbetreiber 10–15%
Infrastrukturfinanzierung 10–15%
Verpachtung/Landeigner 5–8%
Stromeinsparungsanteil/Eigennutzung 5–10%
In den Jahren 2016–2024 erfolgte eine Vorteilsverschiebung der begünstigten Teilhaber an der Energiewende, deutlich, zu
Netzbetreibern,
Offshore Windkraft,
Infrastrukturfinanzierung,
Grossanlagenentwicklern
und Energie- bzw. Stromhandel.
von aus vorherigen Jahren (seit ca. 2000), eher,
frühe/’erste‘ Windkraft- und Photovoltaikanlagen (mit gesicherter Vergütung, auch teils noch höheren strukturellen/technischen Risiken),
(während 2008-2015)
Dachsolaranlageneigentümern,
Installation,
chinesische ProduktHerstellung,
Landverpachtung/-nutzung
Gemittelte Renditen für Photovoltaik- bzw. Windkraftanlagen können mit ca. 5-12% über den Zeitraum von ca. 2000-2024 eingeordnet werden?
Ich vermute, die meisten Maßnahmen scheitern am Smartmeter Rollout, der gesetzlich verordnet erst bis 2032 vollendet sein wird. Die Konzerne haben wahrscheinlich nichts gegen die derzeitige Situation. Heimspeicher werden mit dem eigenen PV Strom geladen und auch indivuduell entladen, da ändern auch ein paar Cent „Verdienst“ nix dran. Bidirektionales Laden wird auch noch Jahre brauchen bis es im Markt ankommt. Auch BEV sind tagsüber oft nicht zu Hause. Smarte Stromtarife brauchen auch das SmartMeter – größtenteil, es gibt Ausnahmen. Wenn ich über https://www.netztransparenz.de/de-de/Erneuerbare-Energien-und-Umlagen/EEG/Transparenzanforderungen/Marktpr%C3%A4mie/Spotmarktpreis-nach-3-Nr-42a-EEG die Schwankungen in diesem Jahr anschaue lohnt sich das nur wenn man zwischen 10 und 14 Uhr viel Strom braucht. Morgens und abends wird es oft schnell teuer. Zu den Strompreisen muß man 16-20 Cent brutto aufschlagen je nach Netzgebiet und das ergibt schnell Strompreise zwischen 30 und 40 Cent/kWh, das ist also nicht attraktiv. Jeder normale Tarif kann das auch. Die Situation wird sich evtl. 2029 verändern, wenn Südlink in Betrieb ist.
Punkt 6 sehe ich kritisch, ansonsten Zustimmung.
Die großen Kraftwerke werden immernoch zur Regelung der Netzstabilität benötigt. Stichworte Momentanreserve, Blindleistung usw.
Solange es dafür kein flächendeckender Ersatz in Betrieb ist, sollten die Kraftwerke weiterhin am Netz bleiben.
Jan schrieb:
„Das Paper überzeugt nicht wirklich.“
Ich gehe mal davon aus, dass du „Inertia and the Power Grid:
A Guide Without the Spin“ meinst. Könntest du deine Kritik konkretisieren?
„Es würde bedeuten daß wir heute schon die bestehenden EE von Spannungsgeführt auf Stromgeführt umstellen müssten und das man andere große Lasten flexiblisiert (welche haben wir noch in Zukunft ?)“
Du meinst Leistungsregelung, wie sie bei Windparks, Solaranlagen und HVDC-Übergängen Stand der Technik ist? Selbst einige Kohlekraftwerke (Datteln4) können das heute schon. P=UI -> Spannung und Strom lassen sich nur schwer trennen.
Jan: „Hinzu kommt das es nur um die Momentanreserve geht.“
Gib doch mal ein Beispiel, wozu Blindstrom eine größere Relevanz hat, ausser für die gigantischen Induktoren von Großkraftwerken. Oder was dir sonst noch dazu einfällt.
Jan: „Hinzu kommt das die Großkraftwerke jetzt billig diese Netzdienstleistungen quasi nebenbei zur Verfügung stellen und es funktioniert, wie man beim Stromausfall in Spanien, an der Reaktion von Frankreich gesehen hat.“
Billig? Hast du einmal geschaut, wo die gigantischen extra Geldflüsse für Energie hingehen? Wir bezahlen Milliarden/Billionen, um diese Leistung „billig“ zu bekommen.
Der Stromausfall in Spanien war übrigens hauptsächlich auf ein konventionelles Kraftwerk zurückzuführen, welches für die Spannungsstabilisierung zuständig war, dieses aber nicht gewährleistet hat. Wobei diese Regelung eigentlich von allen konventionellen Kraftwerken übernommen wird, nicht weil die das besonders gut können, sondern weil wir die Erneuerbaren via Regulierung bisher ausgeschlossen haben.
Jan: „Hinzu kommt, dass ein verteilen der Regelung auf viele kleine Anlagen, das ganze aus Sicht der Regelungstechnik ein wahrer Alptraum ist.“
Ahem, hast du dich schon einmal mit dem Thema beschäftigt? Dir ist das Gleichzeitigkeitsprinzip bekannt? Hast du schon einmal gewürfelt und die Zahlen laufend addiert? Das ist eine wundervolle Übung um ein Verständnis für verteilte Systeme zu erhalten.
So ganz nebenbei ist die Regelung bereits in jedem einzelnen Gerät eingebaut. Weil das die Vorschriften verlangen. Zeig mir doch mal einen Solarinverter, welcher keine Blindstromkorrektur automatisch durchführt. Bei Großanlagen könnten wir sogar noch viel weiter sein, wenn wir nicht netzbildende Anlagen verteufeln würden.
Hast Du mal geschaut, wieviel Speicherkapazität derzeit in der Planungs- und Installationsphase ist?
Jan: „Aus finanzieller und Regelungstechnischer Sicht wäre es vernünftig einige wenige Großkraftwerke weiter zu betreiben.
Aber um Vernunft geht hier ja bekanntermaßen seit 40 Jahren nicht mehr.“
Pardon? Du meinst, dass alle konventionellen Kraftwerke auf einmal abgeschaltet werden und bleiben? Der Hinweis mit den 40 Jahren scheint mir, dass du in den letzten 40 Jahren nicht mehr nach vorn geschaut hast.
Schau dir doch mal Inselnetze an, die kommen samt und sonders ohne drehende Generatoren aus. Probleme fangen dann erst an, wenn aus diversen Gründen irgendwann einmal konventionelle Generatoren zum Ersatz in diese Netze geschaltet werden. Dann treten plötzlich Spannungsspitzen auf, die Equipment zerstören.
Nenne ein einziges konkretes Problem, welches heutzutage nicht schon besser mit Halbleiter-basierter Technologie gelöst werden kann.
Und fang nicht mit Verfügbarkeit an, konventionelle Technik hat derzeit Bestellzeiten gemessen in Jahren bis Jahrzehnten.
Dabei gibt es ein Land, welches nicht geschlafen hat, in den letzten Jahrzehnten, und einfach das getan hat, was angeblich nicht geht und entsprechendes Equipment entwickelt hat und von der Stange verkauft. Aber das kann man ja aus „Sicherheitsgründen“ nicht kaufen.
Wir haben das auch mal, vor Jahrzehnten schon, entwickelt und dann … Nichts. Garnichts.
Jörg Eberl gab von sich:
„Unglaublich das solche faktisch total falsche Kommentare von Herr Schiller immer wieder veröffentlich werden.“
Ich denke, wenn du es NREL und/oder der University of Colorado Boulder stichhaltig erklären kannst, warum deine unfundierte persönliche Meinung als universelle Wahrheit zu akzeptieren ist, dann hast du es dir auch verdient, zu fordern, dass alle Beitrage, die dir nicht passen, nicht veröffentlicht werden.
https://www.energy.gov/ea/national-renewable-energy-laboratory
Es fehlen große Hochtemperatursandspeicher.
Sie könnten grosse Strommengen kurzfristig speichern und im Winter Wärme oder auch wieder zur Stromerzeugung genutzt werden.
@Dirk Schiller und die Redaktion
Unglaublich das solche faktisch total falsche Kommentare von Herr Schiller immer wieder veröffentlich werden.
Und ja, aktuell sind grosse Kraftwerke genau wie Jan M. gschrieben hat systemrelevant.
In Zukunft können Batteriespeicher mit der richtigen Elektronik Momentanreserve bereitstellen. Wie gesagt in Zukunft.
Das Paper überzeugt nicht wirklich. Es würde bedeuten daß wir heute schon die bestehenden EE von Spannungsgeführt auf Stromgeführt umstellen müssten und das man andere große Lasten flexiblisiert (welche haben wir noch in Zukunft ?)
Hinzu kommt das es nur um die Momentanreserve geht.
Hinzu kommt das die Großkraftwerke jetzt billig diese Netzdienstleistungen quasi nebenbei zur Verfügung stellen und es funktioniert, wie man beim Stromausfall in Spanien, an der Reaktion von Frankreich gesehen hat.
Hinzu kommt, dass ein verteilen der Regelung auf viele kleine Anlagen, das ganze aus Sicht der Regelungstechnik ein wahrer Alptraum ist.
Aus finanzieller und Regelungstechnischer Sicht wäre es vernünftig einige wenige Großkraftwerke weiter zu betreiben.
Aber um Vernunft geht hier ja bekanntermaßen seit 40 Jahren nicht mehr.
Stellt der bme auch nur einmal die Frage der Finanzierung dieser Forderungen? Wer soll diese massiven Investitionen tätigen und welche Anreize haben die Kapitalgeber diese auch durchzuführen? Wir haben eine sinkende Grundlast aufgrund massiver wirtschaftlicher Schwäche. Kapitalgeber benötigen klare Annahmezusagen. Andernfalls werden die Investitionen schlicht nicht getätigt werden
Jan M. schrieb:
„Die großen Kraftwerke werden immernoch zur Regelung der Netzstabilität benötigt. Stichworte Momentanreserve, Blindleistung usw.“
Rate mal, wofür wir Unmengen Momentanreserve und Blindleistung brauchen. Witzigerweise ist der einzige Einsatzzweck für die derzeitig existierenden Kapazitäten, der, dass eben jene grossen Kraftwerke das Netz nicht zerschiessen.
Die gehen nämlich hart rein und raus und müssen ständig miteinander synchronisieren, was erhebliche (oszillierende) Stromflüsse ausschließlich zwischen eben jenen Fossilien nach sich zieht.
Um dies zu gewährleisten, brauchen wir erhebliche Kapazitäten zur Blindstromregulierung und Momentanreserve.
Kurz, wir brauchen grosse Kraftwerke, um grosse Kraftwerke betreiben zu können. Die Erneuerbaren haben einen erheblich geringeren Bedarf (Gleichzeitigkeit + vorgeschriebene Rampen).
Wenn dein Englisch es zulässt, lies mal „Inertia and the Power Grid:
A Guide Without the Spin“ von Paul Denholm, Trieu Mai, Rick Wallace Kenyon, Ben Kroposki, and Mark O’Malley –
National Renewable Energy Laboratory, University of Colorado Boulder
Abhilfe: Bedarfsorientierte Abregelung
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Aktuell werden die Grenze zur Abregelung von Photovoltaik-Anlagen wieder einmal diskutiert. Nun soll diese Deutschlandweit von 60% auf 50% abgesenkt werden.
Leitplanken innerhalb derer die Netzbetreiber die Abregelung selbst definieren können, würde sehr viel mehr helfen. Die aktuelle Abregelung für ein Netzgebiet könnte mit der jährlichen Abrechnung kommuniziert werden.
Da eine Abregelung je nach Anlage eine kostenintensive Beauftragung einer Firma erfordern kann, gibt der Netzbetreiber zusätzlich eine Prognose für die nächsten 3 Jahre an, so dass der Anlagenbetreiber auch einen geringeren Grenzwert einstellen kann.
Der Anlagenbetreiber bestätigt die Abregelung im Marktstammdatenregister (vorgeschriebener Grenzwert sowie tatsächlich eingestellter Wert bzw. technische Begrenzung), so dass der Netzbetreiber den Vollzug nachvollziehen kann.
Solange das Netz es rechnerisch ermöglicht, dürfen 100% der Leistung eingespeist werden. Unter dieser Grenze muss der Netzbetreiber die maximale Leistung messen.
Unterhalb der Grenze von 60% muss der Netzbetreiber die Abregelung gegenüber dem Kunden konkret begründen und unverzüglich Abhilfe schaffen, d.h. die bestehenden Mängel des Netzes am Netzanschlusspunkt müssen nachvollziehbar gemacht werden.
Weist der Anlagenbetreiber Verzug nach oder hat der Netzbetreiber zum eigenen Vorteil gehandelt, so kann der Anlagenbetreiber Schadensersatz einfordern.
Lokale Abregelungen sollten zukünftig für alle Photovoltaik-Anlagen unterhalb 25 kWp gleichermaßen gelten. Verweigert der Betreiber einer Bestandsanlage die Reduzierung der Einspeiseleistung, so darf der Netzbetreiber den Bau einer Neuanlage sowie Anlagenerweiterung für die Dauer der Zurückweisung untersagen. Mit dem Netzbetreiber dürfen kulante Vereinbarungen getroffen werden.
Damit sollte aber ein Netzbetreiber den Anschluss einer Photovoltaik-Anlage auch nicht pauschal wegen fehlender Netzkapazitäten verweigern können, so dass der Gleichheitsgrundsatz statt dem Windhundprinzip gilt.
Diskussion
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Bei einer 50% Abregelung kann bei einer 10 kWp Ost- / West-Anlage der abgeregelte Strom im Sommer (4 – 7 kWh) mit einem Batteriespeicher kaum verwertet werden (1,5 kWh Verbrauch über Nacht).
Ist die Netzkapazität in einem Gebiet begrenzt, so kann man die minimale Abregelung einfach berechnen, da die Sonne im Extremfall auf alle Anlagen in diesem Gebiet mit maximaler Intensität scheinen wird.
Im Ländlichen Raum mag eine Begrenzung notwendig sein. In dem Speckgürtel einer Stadt ist eine derartige Begrenzung nicht nachvollziehbar, da hier das Netz durch Industrie und aus Gründen der Versorgung viel stärker ausgebaut ist. Der verstärkte Ausbau erneuerbarer Energien im Speckgürtel ist sinnvoll, da im Bereich der Innenstadt der mögliche Anteil von Photovoltaik am Gesamtstromverbrauch viel geringer ist. Das bedeutet, dass eine generelle Abregelung auf einen in ganz Deutschland geltenden Wert nicht sinnvoll ist.
Das EEG-Konto lässt sich mit einer derartigen Maßnahme nicht schützen, da der Ausbau von erneuerbaren Energien den geringen Vorteil in kürzester Zeit einholt. Die Einschränkung der Vergütung auf Zeiten mit positiven Börsenstrompreisen bzw. eine Vergütung, welche sich am Marktwert Solar orientiert, ist zielgerichteter.
An manchen Orten gibt es oft mehrere Tage nur wenig solaren Ertrag, während die Sonne in 100 km Entfernung scheint. Der Vergleich von Jahreserträge über Deutschland zeigt, dass Photovoltaik-Erträge in manchen Jahreszeiten oder gar Jahren in Norddeutschland größer als in Süddeutschland sind. Das bedeutet, dass eine Überbauung sinnvoll ist, da Kapazitäten nicht lokal vorgehalten werden können.
Momentan ist eine Handlungsfrist für Netzbetreiber von 10 Jahren im Gespräch. Die Netzbetreiber hatten 20 Jahre Zeit, um die Netzte auf den aktuellen Stand zu bringen. Dies geschah jedoch nicht in ausreichendem Maße, da die Netzbetreiber argumentierten, es wäre noch nicht notwendig und ein verfrühter Start würde Kapital binden und damit unnötige Kosten verursachen.
Heute argumentieren die Netzbetreiber, dass die notwendigen Betriebsmittel wie z.B. Transformatoren am Markt und insbesondere aus China eine Lieferfrist von 10 Jahren haben, d.h. als Begründung wird hier die längste Lieferfrist eines bestimmten Typs eines Betriebsmittels verwendet.
Was passiert denn in 10 Jahren, wenn die Transformatoren endlich geliefert werden oder die Auslieferung nochmals durch eine kriegerische Auseinandersetzung verzögert oder völlig ausgesetzt wird? Muss man dann wieder eine Firma für den Aufbau von Transformatoren gründen? Haben wir dann die Fachkräfte für die Installation?
Es gibt auch Maßnahmen wie z.B. Leitungsbau, die viel schneller bzw. parallel erledigt werden können. Darum halte ich eine generelle Frist von 10 Jahren für einen völligen Unsinn.
Der Netzbetreiber muss unverzüglich handeln. Gelingt es den Kunden einen Verzug nachzuweisen oder dass der Netzbetreiber auf einen billigen Transformator aus China wartet und die Kunden dabei viel größere Verluste als bei einem europäischen Transformator hinnehmen müssen, dann sollte der Netzbetreiber für den Schaden aufkommen.