Mit Preissignalen den Wert von Solarstrom erhöhen

pv magazine: Wann und warum kamen Sie auf die Idee, stündlich aufgelöste Stromtarife anzubieten und damit jetzt loszulegen?

Simon Schmitz: Ich habe früher in England bei Eon UK in einem Strategieprojekt gearbeitet, in dem wir uns angeschaut haben, wie sich die Windstromerzeugung auf die Strompreise auswirkt. Wir haben festgestellt, dass diese sehr volatil werden. In Deutschland konnte man schon recht früh beobachten, dass das auch für die Solarstromerzeugung gilt. Wir haben uns auch angeschaut, wie  man damit umgehen kann. Sehr vielversprechend ist es, auf der Nachfrageseite, wo ja auch das Internet der Dinge Einzug hält, Maßnahmen zu ergreifen. Das ist von allen Optionen am kostengünstigsten. Mir ist dann klar geworden, dass ich gerne mit vorantreiben will, dass auf der Nachfrageseite möglichst viel Flexibilität gehoben werden kann. Dann habe ich 2014 Awattar gegründet. Wir wollen dem Endverbraucher die Möglichkeit geben, Flexibilität in den Markt zu bringen und davon zu profitieren. Seit 2015 sind wir in Österreich am Strommarkt aktiv.

Warum geht das in Österreich, aber nicht in Deutschland?

Wir gehen davon aus, dass es eigentlich jetzt auch schon in Deutschland geht, denn es gibt jetzt den ersten Smart-Meter-Hersteller und Gateway-Administrator, der das notwendige BSI-Zertifikat hat. Das ist die Sicherheitsanforderung für die Stromzähler. Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende hat vorgesehen, dass wenn der smarte Zähler erhältlich und voll zertifiziert ist, er zu der sogenannten Zählerstandsgangmessung verwendet werden kann. Das heißt, dass man Viertelstundenwerte aufzeichnen und an den Netzbetreiber übermitteln kann. Zwar bekommt man die Daten noch nicht von der so genannten zentralen Drehscheibe, sondern vom Netzbetreiber. So ist das in Österreich aber auch.

Warum ging das in Österreich einfacher und schneller?

In Österreich ist das Bundesland Oberösterreich schon vor fast einem Jahrzehnt vorgeprescht und hat Smart Meter installieren lassen, aus welchem Grund auch immer. Die Ausrollrate liegt jetzt bei 70 Prozent. Dort konnten wir schon viele Kunden gewinnen und operative Erfahrungen sammeln.

Was muss man für das Vorhaben testen?

Man muss alles testen. Technisch zum Beispiel was man macht, wenn in Datenreihen eine Lücke ist. Und wie geht überhaupt der Übergang vom alten System mit Jahresablesungen, wie stellt man die Stromrechnung auf die monatliche Rechnung mit echten Verbräuchen um? Wie geht man mit den großen Datenmengen um? Wir haben am Anfang eine outgesourcte Lösung verwendet. Der Dienstleister hat dann irgendwann angefangen, uns für jedes Gigabyte fürchterlich viel zu berechnen. Dann haben wir das Customer-Relationship-Management und das Abrechnungssystem selbst entwickelt. Seitdem haben wir keine Probleme mehr mit den Datenmengen.

Wissen Sie, was die Stromverbraucher wollen?

Auch den Markt muss man testen. Wir haben inzwischen einiges an Erfahrung dazu gesammelt. Einige Kunden sind zu uns gewechselt, ohne dass sie wirklich ihren Verbrauch verlagern konnten. Die haben von unseren Tarifen keinen Vorteil und waren schnell enttäuscht. Wir wissen jetzt, dass wir uns auf die richtigen Verbraucher konzentrieren müssen. Das sind zum Beispiel die, die auch E-Autos, Wärmepumpen oder Batteriespeicher besitzen. Das sind die drei Hauptanwendungen, mit denen man zeitabhängige Tarife natürlich sehr gut nutzen kann. Auch zum Sicherheitsbedürfnis haben wir etwas gelernt. Der stündliche Preis schwankt und ist nicht länger als einen Tag im Voraus absehbar. Man kann dem Kunden daher nicht sagen, du zahlst jetzt so und so viel für das nächste Jahr. Im Januar 2017 lagen die Preise im Winter sehr hoch. Das ist dann natürlich auch mal unangenehm. Daher haben wir unseren Tarif „Hourly-Cap“ eingeführt, bei dem wir garantieren, dass ein bestimmtes Preisniveau für ein ganzes Jahr nicht überschritten wird. Es gibt also eine Obergrenze auch für das ganze Jahr, und wenn man zu günstigen Zeiten verbraucht kommt man darunter. Mit dem Tarif kann man nur gewinnen.

Sie koppeln die Stromtarife für Verbraucher an die Börsenpreise. Dazu kommen die üblichen Umlagen und Abgaben. Wie groß ist der Hub?

Es gibt eine österreichisch-deutsche Preiszone. Im Moment haben wir dieselben Börsenpreise. Das ändert sich aber im Oktober. Dann werden die Preise in Österreich ein bisschen höher sein, in Deutschland ein bisschen niedriger, weil dann nicht mehr so viel PV- und Windstrom aus Deutschland nach Österreich importiert werden kann. Für Deutschland heißt das, dass ab Oktober die Preise volatiler werden. Im Moment sind wir für 2019 bei etwas über 4 Cent Hub.

Wie muss man die Zahl verstehen – ist das die Differenz zwischen dem billigsten und dem teuersten Börsenpreis, den Sie durchgereicht haben?

Das ist eine Art Haushaltsdurchschnittspreis, den wir für das nächste Jahr annehmen. Wenn man beispielsweise die Beladung eines E-Auto so verlagert, dass man immer mit günstigen Tarifen tankt, kann man etwa die Hälfte dieses Preises einsparen.

Es gibt also Zeiten, zu denen der Strom zwei Cent billiger ist als der durchschnittliche Börsenbezugspreis beziehungsweise der durchschnittliche Awattar-Haushaltsstrombezugspreis?

Genau. Brutto ist es noch ein bisschen mehr. Wobei klar ist, dass die Verlagerung mit E-Autos am besten funktioniert. Bei den Wärmepumpen ist eine Einsparung im Bereich von 20 bis 30 Prozent dieses angegebenen Hubs möglich.

Das sieht ja erst einmal nicht viel aus. Bei Haushaltsstrompreisen von rund 20 Cent pro Kilowattstunde dürfte diese Einsparung nicht stark ins Gewicht fallen. Kommen die Kunden wirklich wegen des ökonomischen Benefits?

Sie kommen auch wegen des ökonomischen Benefits. Wenn ich für mein E-Auto 5000 Kilowattstunden pro Jahr brauche und dann zwei Cent pro Kilowattstunde spare, sind das 120 Euro brutto im Jahr. Manche Leute suchen nach Schnäppchen und finden es irgendwie sinnvoll, dass sie die Beladung jeden Tag optimieren können. Es sind schon eher die Leute, die ökonomisch getrieben sind, aber auch den ökologischen Sinn dahinter sehen. Den versuchen wir natürlich auch immer zu erklären. Unser Motto ist: Energy in Sync with Nature. Es geht wirklich darum, dass man den Verbrauch an die Natur anpasst und so dafür sorgt, dass noch mehr Wind- und Solaranlagen gebaut werden können.

Sie haben auch schon Versuche mit Batteriespeichern gemacht. Welche?

Zusätzlich zur Eigenverbrauchsoptimierung soll man die Batterie auch nutzen können, wenn der Solarertrag nicht so hoch ist, etwa im Winter. Dann kann man die  die Batterie nachts aufladen und morgens oder abends den Strom nutzen, wenn er teuer ist. Das testen wir jetzt.

Wie viele Systeme haben Sie schon installiert und welche Erfahrungen machen Sie?

Die Zahl der Testkunden für Speicher ist noch einstellig. Also wir haben in Österreich einige Testanlagen gemeinsam mit der Homestrom, einem Vertriebspartner von Fenecon, aufgebaut. Es wird auch noch an den Algorithmen, die den Speicher steuern, gearbeitet. Diese müssen sowohl den Solarstromüberschuss, mit dem die Batterie geladen werden kann, als auch den Strompreis prognostizieren. Auf der Basis kann das System entscheiden, was die Batterie optimal tut. Sie soll nur dann aufladen, wenn der Unterschied zwischen den günstigen und den teuren Preisen das rechtfertigt und man wirklich etwas einspart. Ein Problem ist der begrenzte Batteriewirkungsgrad. Die Batterien haben ja alle einen nicht hundertprozentigen Wirkungsgrad. Wenn man nachts auflädt und die Energie am nächsten Abend verbrauchen will, hat man oft bereits 15 Prozent der Energie wegen der Verluste in der Leistungselektronik und im Speicher verloren.

Das ist also etwas, was sich im Augenblick nicht lohnt. Sie können jetzt also die Technologie entwickeln, dann müssen Sie warten, dass mehr Hub in den Strompreis kommt?

Naja, einen Speicher nur wegen variabler Strompreise zu kaufen wird sich noch nicht lohnen, aber wenn ich den Speicher einmal habe, dann lohnt es sich schon an vielen Tagen, im Winter und wenn es besonders windig ist, die Preisdifferenzen auszunutzen. Ein weiterer Punkt sind die Pro-Kilowattstunden-Komponenten, also Abgaben und Umlagen, die nicht zeitlich flexibel sind. Die zahlt man für die Verluste ja mit. Entweder muss es auch für diese einen Hub geben, oder sie müssen, statt auf die Arbeitspreise auf die jährliche Pauschale angerechnet werden. Letzteres passiert in Österreich bereits.

Bezüglich der Elektroautos sagen Sie, man kann eventuell 100 Euro oder sogar etwas mehr einsparen. Das hängt aber auch davon ab, wann die Leute mit ihren Elektroautos zu Hause sind. Haben Sie schon Erfahrungen?

Ja, wir haben jetzt einige Kunden, die schaffen wirklich 50 Prozent vom Börsenpreis. Das sind dann die 120 Euro. Das hat uns auch überrascht. Das machen die teilweise sogar händisch. Wir arbeiten an automatisierten Lösungen, bei denen das Auto oder die Ladebox selber die Ladung danach steuert, wie die Strompreise sind und wann der Kunde wieder wegfahren will. Derjenige, der das besonders gut gemacht hat, hat sich wirklich immer wieder die Windprognose angeschaut und nur an den windigen Tagen geladen. Er hat in einem Monat sogar 70 Prozent des Hubs eingespart, weil er die Momente mit negativen Börsenpreisen immer voll getroffen hat. Unsere App wird nicht ganz so stark optimieren. Da gebe ich ein, wann ich wegfahren will und wieweit die Batterie bis dahin aufgeladen sein soll. Dann sucht die App die besten Stunden zum Tanken heraus.

Kostet der Smart Meter nicht mehr, als man einsparen kann?

Das ist die aus meiner Sicht immer etwas leidige Diskussion. Ja, in Deutschland muss man natürlich erst mal den Smart Meter bezahlen. In Österreich ist dieser übrigens kostenlos. Ich finde auch, dass die gesetzlichen Maximalkosten, die jetzt für die Smart Meter in Deutschland angesetzt sind, noch relativ hoch sind. Das sind zum Beispiel bei unter 6.000 Kilowattstunden immer noch 60 Euro pro Jahr. Dafür bekommt man aber eben nicht nur die Einsparungen bei uns, sondern kann auch noch andere Use Cases mit weiteren Vorteilen nutzen, wie zum Beispiel eine viel bessere Abrechnung, nämlich monatlich und mit echten Verbrauchswerten. Man kann außerdem notorische Stromfresser identifizieren und so den Verbrauch reduzieren.

Sie argumentieren ja auch mit dem Idealismus. Gibt es einen volkswirtschaftlichen Nutzen, wenn man Stromkosten-Preissignale hat und nutzt? Wenn ja, könnte man mit diesem Argument ja dafür eintreten, dass die Umlagen und Abgaben auch zeitabhängig werden sollten.

Ja, bestimmt. Eine dynamische EEG-Umlage wäre für uns wie ein Sechser im Lotto. Das Naheliegendste aber wäre ein höherer CO2-Preis. Wenn er steigt, steigt auch der Hub des Börsenstrompreises, da die Stromerzeugung in den fossilen Kraftwerken teurer wird. Ein höherer CO2-Preis wäre doppelt gut, weil er CO2 reduziert, aber auch die Flexiblität des Stromsystems erhöht. Und das wäre für den Endkunden sogar kostenneutral, weil die EEG-Umlage sich bei höheren Börsenpreisen ja reduziert.

Wenn wir jetzt noch mal 20 Jahre weiter in die Zukunft denken und mal glauben, dass wir dann ein rein regeneratives Energiesystem haben. Dann scheint die Sonne immer noch nicht nachts und wir brauchen Speicher. Ist es wirklich sinnvoll, diese über eine Preissteuerung wie die Ihre auf den Arbeitspreis zu erreichen, oder sollte man sie nicht eher über die Kapazität bezahlen?

Ich würde es immer so sehen, dass man die Preissteuerung braucht, und ein bisschen braucht man dazu immer auch die Arbeitspreise. Selbst wenn Sie nur noch Speicher und Solar und Wind hätten, gäbe es trotzdem Opportunitätskosten. Das heißt, wenn wirklich mal kein Solarstrom und kein Windstrom da ist und die Speicher das Netz versorgen müssen, dann haben die Speicher eben entsprechend hohe Opportunitätskosten. Das würden die sich dann schon auch im Markt bezahlen lassen. Für die kurzfristige Steuerung und für die Flexibilität muss es irgendein System geben, das halt die Speicher aktiviert und denen die richtigen Anreize gibt. Das Preissystem, auch die Börse, die wir haben, ist das beste System für eine Preiszone. Man muss es sogar ausweiten auf die Netzpreise, sodass sich die Netzengpässe dann ebenfalls in dem Hub niederschlagen. Sonst haben die Verbraucher, die jetzt am Netz hängen, einfach keinen Anreiz, das System zu unterstützen. Nochmal zu den Netzengpässen: Wenn in einem Straßenzug jede Menge E-Autos stehen, kann man deren Beladung einen Tag im voraus vorhersagen. Der Netzbetreiber kennt seine Engpässe in der Regel am Tag vorher und könnte sie dynamisch bepreisen. Dadurch steuert er das Verhalten der Autobesitzer und reduziert die Netzengpässe. Das ist sehr sinnvoll und wir glauben, dass es in diese Richtung geht.

Man kann ja darüber diskutieren, mit welchen Signalen man die Lasten steuert. Man kann sie entweder direkt ansteuern oder man kann es über ein Preissignal machen. Wenn man es mit dem Preissignal macht, kann es nicht hochschaukeln, vor allem wenn Ladesäulen automatisiert entscheiden? Dann laden am Ende alle, wenn der Strom billig ist, und es gibt verstärkt Netzengpässe?

Ich glaube das eher nicht, weil es so viele Unterschiede gibt in den einzelnen Kundenanforderungen, wann jemand zu Hause ist. Es wird immer große Unterschiede geben, wie sehr die Leute auf solche Anreize reagieren können. Das müssen wir austesten. Und wenn es doch zu Netzengpässen führt, müssen die Netzbetreiber eben die richtigen Mittel einsetzen können, um das zu glätten, wie die bereits diskutierten dynamischen Netzentgelte.

Kann es in Zukunft nicht sogar dahingehen, dass man die Preissignale nicht einen Tag im voraus regelt, sondern in Echtzeit?

Es kann schon sein, dass die Zeiträume immer weiter verkürzt werden. Es gibt ja auch heute schon den Intraday-Markt und wir überlegen, ob wir jetzt in den Intraday-Markt gehen. Aber das würde dann heißen, dass  sich unsere Preise nicht nur jeden Tag einmal sondern fast kontinuierlich anpassen. Das kann man keinem Kunden mehr erklären. Das wäre vielleicht nicht so schlimm, denn es würde ja alles automatisiert gesteuert, aber es ist eben auch mehr Aufwand. Eigentlich geht es bei dem Instantan-Trading ja nur noch darum, was man noch rausholen kann, wenn die Day-Ahead-Prognose nicht gestimmt hat. Das sind lediglich zusätzliche Effizienzpotenziale. Über den Day-Ahead-Markt kann man schon viel erreichen.

Man könnte dann auf solche Lasten reagieren, bei denen man nicht genau weiß, wann sie wirklich kommen.

Ja. Das geht dann aber schon in Richtung Regelenergie, die der Übertragungsnetzbetreiber anfordert.

In gewissem Sinne haben Sie ja einen Gegenentwurf zu dem Konzept von Sonnen. Sonnen setzt auf Flatrates. Damit hat man die Möglichkeit, Stromdienstleistungen unkompliziert abzurechnen. Funktioniert die Vermarktung, egal welcher Dienstleistungen auf dem Strommarkt, kommt das dem Verbraucher mit einer niedrigeren Flatgebühr zugute. Dann spielt es für den Kunden auch keine Rolle, welcher Anteil des Speichers für Eigenverbrauch und welcher für Stromdienstleistungen genutzt wird.

Ja, das stimmt. Entweder man gibt die Einkaufskosten direkt an den Kunden weiter, so wie wir mit dem „Hourly“, oder man macht das halt im Hintergrund und kann so eine Flatrate einfach günstiger machen. Eine Flatrate ist vor allem wegen ihrer Einfachheit attraktiv für den Kunden. Im Endeffekt laufen beide Lösungen auf das gleiche hinaus. Ich glaube, es gibt verschiedene Kundensegmente. Einige wollen die Flat haben, andere wollen mitbekommen, was geschieht, wollen es verstehen und sicher sein, dass sie genau das an Kosten zahlen, was sie auch wirklich verursachen. Was ja bei einer Flat nicht unbedingt der Fall ist, so dass man nie genau weiß, ob man nicht auch mal mehr zahlt.

Hilft Ihr Modell, um die Einnahmen für Solaranlagenbetreiber zu erhöhen?

Ja, das ist sehr wichtig. Wenn Millionen Awattar-Kunden ihren Verbrauch in die sonnigen und windigen Zeiten verlagern, dann machen sich die Solaranlagen nicht mehr selber die Preise kaputt. Anders gesagt: mehr Nachfrage zur richtigen Zeit steigert den Marktwert. Schon heute sinken die Börsenpreise deutlich, wenn viel Solarstrom erzeugt wird. Dem entgegenzuwirken ist für die Anlagen, die keinen geförderten Einspeisetarif mehr haben und aus dem EEG fallen, besonders wichtig. Und solange die Anlagen im EEG sind, hilft es, die EEG-Umlage für alle Verbraucher zu reduzieren. Deren Berechnung hängt nämlich an der Differenz zwischen Einspeisevergütung und stündlichem Börsenpreis.

Was für ein Unternehmen ist Awattar und wie sind Sie finanziert?

Wir sind bisher komplett von den Gründern finanziert und haben uns durch das relativ gute Fördersystem in Österreich zusätzlich noch helfen lassen. Wir werden in sehr naher Zukunft eine Investmentrunde abschließen und einen strategischen Investor an Bord nehmen.

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