Sinteg ist wohl eines der ehrgeizigsten und voluminösesten Energieforschungsprojekte. Es ist die Abkürzung für die etwas umständliche Langversion „Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende“. Die notwendigen Demonstratoren stehen und die Projektpartner können spätestens jetzt damit beginnen, die neuen Märkte und Technologien zu erproben, die bei Sinteg geplant sind. Der zuständige Referatsleiter im Bundeswirtschaftsministerium, Ralf Sitte, hat ein gutes Gefühl, wie sich die Akteure auf der derzeit in Kassel stattfindenden Jahreskonferenz präsentieren.
Sein Ministerium fördert seit 2016 und noch bis Ende 2020 mit 200 Millionen Euro fünf so genannte Schaufensterregionen; dazu kommen Industriebeteiligungen in ähnlicher Höhe. Die Schaufensterregionen wiederum arbeiten an zig kleinteiligen Projekten. Kernelemente sind besagte Demonstratoren.
Ein solcher ist der „Altdorfer Flexmarkt“, an dem Andreas Zeiselmair mitwirkt, wie er vor seinem Poster auf der Veranstaltung erklärt. Er ist wissenschaftlicher Mitarbeiter an der Forschungsstelle für Energie in München. Die steuerbare Leitwarte des Projekts steht für ein Kernanliegen, das bei den Sinteg-Projekten immer wieder vorkommt. Wie kann man nutzbar machen, dass Haushalte und Industrie ihre Stromerzeugung und ihren Stromverbrauch in gewissem Rahmen an den Bedarf anpassen können. Andreas Zeiselmair Aufgabe ist, die „Flexibilitäten“ der Haushalte zu nutzen, um Netzengpässe im davor gelagerten Mittelspannungsnetz zu verringern.
Haushalte können mitmachen
Inzwischen ist das System so weit entwickelt, dass sich Haushalte anmelden können. Diese können sich per App registrieren, wenn sie solch eine Flexibiltät anbieten wollen. Sie geben an, ob sie zum Beispiel eine Photovoltaik-Anlage, einen Speicher oder eine Wärmepumpe einbringen wollen. Sie bekommen eine Steuereinheit, die sich mit den Geräten verbindet. Sie können entweder jeden Tag ein Angebot für den nächsten Tag machen, was sie anbieten, ob sie beispielsweise morgens einige Kilowattstunden in ihren Speicher aufnehmen könnten oder die Photovoltaik-Anlage bei Bedarf abregeln lassen. Oder sie machen eine Art Dauerabo und geben an, in welchem Rahmen die Leitwarte die Geräte steuern darf.
Auch der Mittelspannungs-Netzbetreiber schickt in dem Modell eine Prognose, wann vermutlich welche Leitungen zu stark belastet sind. Der Plattformbetreiber versucht diese dann zu beseitigen, indem er die Flexibilitäten der Haushalte abruft. Noch gebe es allerdings keine Netzengpässe, sagt Zieselmair. Daher sollen sie zunächst simuliert werden. Oder, wie Ralf Sitte es formuliert hat, die Sinteg-Projekte „gucken auf die Welt von übermorgen“.
Die Altdofer Leitwarte ist Teil des Sinteg-Projekt „C/Sells“. Das umfasst Teile Baden-Württembergs, Bayerns und Hessens, wo besonders viele dezentrale Photovoltaik-Anlagen installiert sind, während im bei den nördlichen Projekten oft Windstromerzeugung und dadurch verursachte Netzengpässe im Vordergrund stehen.
Noch ist unklar, wie in Altdorf festgelegt wird, was die Haushalte dafür als Gegenleistung bekommen. Auch hier steckt der Teufel im Detail. Den Solarertrag kann man einigermaßen gut prognostizieren und Photovoltaik-Anlagen kann man in dem System leicht abregeln. Eigenverbrauch kann man aber deutlich schlechter prognostizieren und auch dürfte es den Bewohnern schwerer fallen, sich an einen Fahrplan zu halten, um im Voraus eine Spanne für die Einspeiseleistung festzulegen. Auch bei der Vermarktung des Speichers bleibt immer das Risiko, dass man ihn nicht optimal nutzt. Einfacher geht es bei der Wärmepumpe
Eigentlich wünscht man sich dafür ein automatisiertes System. An einem solchen arbeitet Nikolai Klempp, Leiter der Forschungsgruppe Energiemärkte und Flexibilität an der Universität Stuttgart, der auch an dem „Altdorfer Flexmarkt“ beteiligt ist. Das System versucht, einen vorgegebenen Fahrplan für Erzeugung und Last einzuhalten, ohne dass der Komfort im Haus beeinträchtigt wird. Als eine der Schwierigkeiten stelle sich heraus, dass die Schnittstellen nicht einheitlich sind – ein bekanntes Problem für viele Handwerker, die Energiemanagement und Smart Home Systeme installieren. Es sind zu viele Komponenten mit zu viel verschiedenen Schnittstellen.
Preisgestaltung schwierig
Außerdem ist die Preisgestaltung schwierig. Das zeigt sich bei etlichen Sinteg-Projekten. Man muss verhindern, dass Akteure erst den Mangel schaffen, den sie hinterher wieder gegen Bares beheben helfen. In diesem Fall etwa absichtlich viel Energie verbrauchen und dann in Nachgang als Flexibilität anzubieten, den Verbrauch wieder zu reduzieren.
Daher darf man die Abregelung der Photovoltaik-Anlage in einem Modell wie in Altdorf eigentlich nicht höher vergüten, als man auch auf dem Stromhandelsmarkt mit der Erzeugungs- und Lastregelung verdienen würde, sagt Klempp. Dadurch entsteht die zweite Schwierigkeit: Die Summen, die sich durch die Nutzung dieser Flexibilitäten erwirtschaften lassen, sind sehr klein, für einen Haushalt oft nur in einem zweistelligen Bereich pro Jahr. Der ökonomische Anreiz, dabei mitzumachen, ist nicht so groß.
Die Frage, wie die Marktplätze aussehen können, ist eines der großen Themen bei Sinteg. Die „Energieplattform Hamburg“ hat etwa einen solchen entwickelt, der nicht auf Netzdienstleistungen ausgerichtet ist, sondern zum einen auf lokalen Peer-2-Peer-Handel, zum anderen auf kurzfristigen Intraday-Handel. Bei diesem erbringt man in im Vergleich zu den 15-Minuten-Stromhandelsfenstern Ausgleichsenergie kürzeren Zeiträumen. In dem Projekt wird zum Beispiel eruiert, wie sich Schaltprozesse in einem Stahlwerk von Arcelor Mittal auswirken oder einbinden lassen. Da geht es dann gleich um Schaltflanken von 100 Megawatt Leistung, wie Kaja Juulsgaard, zuständig für Forschung und Entwicklung Smart Grid und Smart Market bei Hamburg Energie, erklärt. Auch eine Aluminiumhütte wird berücksichtigt, die bei einem der Sinteg-Vorhaben Schmelzprojekte von Bauxit regelbar macht.
Allerdings stellt sich auch bei der Energieplattform die Frage, wie sich die technologischen Lösungen regulatorisch nutzbar machen lassen. Derzeit müssten für die Erbringung von Ausgleichsenergie alle Teilnehmer in einem Bilanzkreis erfasst sein, was nicht der Fall ist.
Foto: Michael Fuhs/pv magazine
„Es geht auch um regulatorisches Lernen“, sagt Andreas Feicht (Foto), Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium in seiner Eröffnungsrede der Jahreskonferenz. Ihm geht es auch um das Anreizproblem. Wie lässt sich die Gefahr ausschließen, dass marktwirtschaftliche Instrumente für Flexibiltätsmärkte dazu führen, dass ein Marktteilnehmer die Schwächen im System erst schafft, für deren Ausgleich er hinterher bezahlt wird?
Allerdings ist es auch möglich, dass am Stromhandelsmarkt, unabhängig von Netzengpässen, die Preisspitzen so hoch werden, dass sich die Flexibiltäten darüber finanzieren lassen. Speicher seien in dem Zusammenhang wichtig. „Wichtig sind Lösungen mit geringen Transaktionskosten“, sagt Feicht. „Kommt es in den nächsten zwei Jahren zu Preisspitzen, wird es Flexibiltätsmärkte geben“, vermutet er.
Ulf Brommelmeier von EWE und Leiter des Sinteg-Projekts „Enera“ rät in dem Zusammenhang zur Gelassenheit (siehe auch hier zum Konzept der regionalen Orderbücher). Er hält die Gefahr, dass Akteure die Flexibilitätsmärkte ausnutzen, für handhabbar und man könne es einfach mal ausprobieren. „Enera“ habe eine Marktplattform mit der Pariser Spotmarktbörse entwickelt und ein System, das die Einhaltung der Regeln kontrolliere. Im Rahmen einer Sinteg-Verordnung hat „Enera“ die Möglichkeit, genau das zu tun. Dadurch können sie Vorlagen entwickeln, wie man in Zukunft das Energiesystems gestalten oder auch nicht gestalten kann. Am Ende wünscht sich BMWi-Referatsleiter Ralf Sitte „Blaupausen für verallgemeinerungsfähige Systeme“.
Immerhin könnte auch die derzeit diskutierte CO2-Bepreisung dazu beitragen, Flexibilitäten zu schaffen. Andreas Feicht, starker Anhänger einer solchen, spricht sich dafür aus, die Einnahmen einer CO2-Bepreisung zu nutzen, um die Umlagen zu reformieren, mit denen die einzelnen Energieträger belastet werden. Da damit vor allem der Strompreis entlastet würde, hätte man den doppelten Effekt, der zum Beispiel Wärmepumpen gegenüber Gasheizungen wirtschaftlicher macht.
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Das Hamburger Projekt mit Arcelor Mittal und der Aluminiumschmelze geht auf jeden Fall in die richtige Richtung. Für Großverbraucher lohnt sich das. Für Haushalte wird man ganz schnell darauf zurückkommen, dass bestimmte Verbraucher (früher waren das vor allem die Nachtspeicherheizungen, in Zukunft kommen Wärmepumpen und Ladestationen dazu) zwangsweise per Rundsteuerung an- und ausgeschaltet werden. Dafür bekommt der Haushalt einen Zweitarifzähler, und das war’s für ihn. Speicher in den Haushalten nur teilweise vom Vertragspartner be- und entladen zu lassen, macht sie noch ineffektiver. Da kann man auch gleich Speicher auf Mittelspannungsebene bauen. Das ist dann von den Investitions- und Betriebskosten her günstiger, und von der Steuerung her sowieso. Der Haushalt spart sich den Platz, das Gefahrenpotential und den Einblick des Versorgers in sein Nutzungsverhalten. Wenn er aus anderen Gründen (Notstrom, Eigenverbrauch von nicht-mehr-EEG-Strom) doch einen Speicher im Keller haben will, kann er das machen, aber die Fremdsteuerung eines Heimspeichers wird nie ein dauerhaft funktionierendes Geschäftsmodell werden.
Bei dem nicht-mehr-EEG-Strom bin ich im Übrigen der Meinung, dass der Staat ein Modell entwickeln sollte, bei dem auch dieser Strom noch ins Netz eingespeist wird. Die Gewinne teilen sich der glückliche Anlagenbesitzer und der EEG-Fonds, und der Rest der Stromverbraucher profitiert von unschlagbar günstigem Strom, einer Reduzierung der EEG-Umlage, umweltfreundlichem Strom und weniger Elektroschrott. Der Weiterbetrieb muss halt für den Anlagenbesitzer attraktiver sein, als eine neue Anlage zu kaufen, um dann entweder nach EEG einzuspeisen, oder sie mit Eigenverbrauch zu finanzieren.
Sehr interessanter Blog-Post, danke