Deutschland macht große Fortschritte bei der Energiewende: 142 Gigawatt an Erneuerbare-Energien-Anlagen sind bereits am Netz, mehrere Hundert Gigawatt sind in Planung. So gut diese Neuigkeiten für das Erreichen der Klimaziele auch sind: Für das Stromnetz wird der Ausbau der Erneuerbaren zur Belastungsprobe. Da ihre Erzeugung je nach Wetter, Tages- und Jahreszeit schwankt, kommt es zu Über- oder Unterproduktionen von Strom. Das Netz wird volatiler; Lastströme, Frequenz und Spannung müssen stärker reguliert werden. Mit jedem zusätzlichen Gigawatt erneuerbarer Energie wird die Eingliederung ins Netz komplexer.
Ohne Batteriespeicher scheitert die Energiewende
Damit das Stromsystem auch künftig funktioniert, müssen Markt und Netz deutlich flexibler werden. Dafür sind kostengünstige Kurzfrist-Speicherlösungen wie netzgekoppelte Batteriegroßspeicher unverzichtbar. Sie werden an Netzknotenpunkten errichtet, wo sie Strom speichern und bedarfsgerecht einspeisen. Mit ihren vielfältigen Anwendungsfällen gleichen sie Schwankungen im Netz aus und beugen Leistungsüberlastungen im Stromnetz vor. Außerdem wirken die Speicher Preisschwankungen entgegen und senken insbesondere durch die Vermeidung von teuren Erneuerbaren-Abregelungen und den aktiven Handel an der Strombörse das Strompreisniveau. Das Fraunhofer-Institut ISE prognostiziert, dass wir bis 2030 Speicherkapazitäten von 104 Gigawattstunden benötigen – wovon der Großteil durch Batteriegroßspeicher abgedeckt werden soll. Heute sind laut RWTH Aachen nur 1,3 Gigawattstunden hiervon am Netz.
Energiespeicher im juristischen Niemandsland
Doch wer nun meint, dass angesichts dieser klaffenden Lücke der Ausbau dieser Speicher mit Hochdruck vorangeht, irrt. Im Gegenteil, er wird durch die unsichere Rechtslage massiv ausgebremst: In Deutschland gibt es zurzeit keine auf Speicher ausgelegte Gesetzgebung. Das Energierecht ist nur auf die Erzeugung, den Transport und den Verbrauch von Strom ausgelegt und kennt somit nur Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen, aber keine Speicher. Eine Ausnahme bildet die zum 1. Juli 2023 in Kraft getretene „Energiespeicherdefinition“ im § 3 Nr. 15d des Energiewirtschaftsgesetzes, die aber an den wesentlichen Stellen im Energierecht nicht weiter aufgegriffen wird und deshalb bisher verpufft. In der Konsequenz finden teilweise die Regelwerke für Letztverbraucher und Erzeugungsanlagen bei Speichern Anwendung, teilweise bestehen behelfsmäßige Übergangsregelungen. Dies führt zunächst zu einem erheblichen Maß an Rechtsunsicherheit, weil die Anwendung der für Letztverbraucher und Erzeugungsanlagen konzipierten Regelungen auf Speicher oftmals nicht eins zu eins übertragbar sind. Der dadurch entstehende Auslegungs- und Anwendungsspielraum ist schon per se investitionshemmend. In einzelnen Punkten hat der bisherige Rechtsrahmen auch eindeutig nachteilige Effekte. Das schränkt den Ausbau von Speichern auf mehrere Weisen ein, insbesondere bei der Netzintegration. Einige Beispiele:
- Netzgekoppelte Batteriegroßspeicher sind zwar gemäß § 118 Abs. 6 EnWG von Netzentgelten befreit – jedoch nur provisorisch bis August 2026. Eine Folgeregelung gibt es noch nicht. Schon heute verhindert diese Unsicherheit die Entwicklung von Speicherprojekten, da sie oft eine längere Vorlaufzeit als drei Jahre haben. Ohne Folgeregelung würde der weitere Ausbau netzgekoppelter Speicher in Deutschland komplett zum Erliegen kommen.
- Speicher erhalten bei den knappen Netzkapazitäten in Deutschland selten problemlos einen Netzanschluss. Grund dafür ist auch die unnötige „Worst Case“-Betrachtung der Leistung des Speichers, weil ein dauerhafter Bezug und gleichzeitig eine dauerhafte Einspeisung des Speichers mit voller Leistung (wie bei einem Letztverbraucher/einer Erzeugungsanlage) netzplanerisch zugrunde gelegt wird. Im Rahmen bestehender rechtlicher Unsicherheiten verhalten sich die Netzbetreiber hier häufig sehr restriktiv, da sie negative finanzielle Auswirkungen im Rahmen der Anreizregulierung fürchten. In der Konsequenz werden viel weniger Speicher ans Netz angeschlossen, als technisch möglich wäre.
- Die Herstellung von Netzanschlüssen und die Bearbeitung von Netzanschlussbegehren dauern viel zu lange. Während es für Erneuerbaren-Anlagen eine Verpflichtung zur Bearbeitung durch den Netzbetreiber innerhalb von zwei Monaten gibt, fehlen derartige Regelungen für Speicher. Im großen Stapel der Anschlussbegehren liegen Speicher deswegen nie oben und es vergehen häufig viele Monate bis zu einer – allzu oft dann auch noch negativen – Stellungnahme des Netzbetreibers.
- Für den Anschluss ans Netz müssen derzeit hohe Gebühren (sogenannten Baukostenzuschuss) an Netzbetreiber entrichtet werden, da die Speicher ungerechtfertigt so behandelt werden, als würden sie die Netze belasten. Diese Gebühren betragen bis zu 20 Prozent der Investitionskosten einer Speicheranlage und sind damit häufig der ausschlaggebende Faktor, dass Projekte aufgegeben werden müssen.
Um der neuen Rolle von Energiespeicheranlagen im Energiesystem gerecht zu werden und Hürden für Speicher abzubauen, müssen nun aber umfassende Änderungen im bestehenden Energierecht folgen, insbesondere in Bezug auf den Netzanschluss.
Ein Kompass in der Energiewelt: Das Potenzial unseres Vorschlags einer ‚Speicher-NAV‘
Um schnell transparente und klare Regelungen für den Netzanschluss und den markt- und netzdienlichen Einsatz von Speichern umzusetzen, schlagen wir von Kyon Energy eine Energiespeicheranlagen-Netzanschlussverordnung (SpeicherNAV) vor. Genau wie die Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) die technischen Mindestanforderungen für den Anschluss von Kraftwerken an das Höchstspannungsnetz und deren Betrieb am Netz regelt, könnte eine „SpeicherNAV“ die Besonderheiten von Speichern beim Netzanschluss regeln und die oben genannten Hürden beseitigen.
Eine „SpeicherNAV“ sollte vier wesentliche Ziele erfüllen. Sie sollte
- den Netzanschluss von Speichern beschleunigen,
- die Errichtung von Speichern an systemdienlichen Standorten ermöglichen,
- die systemdienliche Betriebsweise von Speichern sicherstellen,
- sowie eine faire Verteilung des volkswirtschaftlichen Nutzens aus dem Speicherbetrieb zwischen dem Speicherbetreiber und der Gesellschaft ermöglichen.
Um das zu realisieren, sind fünf Kernpunkte für eine erfolgreiche „SpeicherNAV“ zu berücksichtigen:
- Anwendungsbereich: Der Anwendungsbereich sollte alle Netzanschlüsse von Energiespeicheranlagen an Elektrizitätsversorgungsnetze mit einer Spannung von mindestens 10 Kilovolt (Mittelspannungsnetze und darüber) umfassen.
- Priorisierter Netzanschluss: Speicher, die systemdienlich agieren, sollten genau wie Erneuerbare-Energien-Anlagen einen beschleunigten und bevorzugten Netzanschluss erhalten (ähnlich dem § 8 EEG 2023), um ihr Potenziale schnellstmöglich nutzen zu können.
- Netzdienliche Betriebskonzepte: Wenn Energiespeicheranlagen von den Privilegien der „SpeicherNAV“ profitieren, muss auch die Betriebsweise von Speichern an den Bedürfnissen des Netzes ausgerichtet werden. Dies fördert die netzdienliche Nutzung von Energiespeichern. Es wäre denkbar, dass Verteilnetzbetreiber im Rahmen des Anschlussprozesses nach vorgegebenen Regeln bestimmte Leitplanken für das Betriebskonzept des Speichers festlegen dürfen, um das Verhalten des Speichers optimal an die individuelle Netzsituation anpassen zu können. Dies schafft die nötige Verbindlichkeit, damit Netzbetreiber ohne Risiko von „Worst-Case“-Betrachtungen abrücken können.
- Definition des Betriebskonzeptes: Um das Betriebskonzept zu erstellen, müssen die technischen Fähigkeiten und Grenzen des geplanten Speichers definiert und vom Netzbetreiber Anschlusspunkt, Anschlussleitungen, Lastflüsse und Netzeinflüsse sowie der erwartete Einsatzumfang des Energiespeichers geprüft werden. Im Betriebskonzept wären dann die Möglichkeiten für den Netzbetreiber beschrieben, die Fahrweise des Speichers zeitlich und in der Höhe der Bezugs- und Einspeiserichtung anzupassen, die Betriebszeiträume und -Zyklen vorab abzustimmen und in begrenzten Zeiträumen frei über den Speicher zu verfügen, sowie dem Speicherbetreiber die Erbringung von Regelenergie in bestimmten Zeiten zu untersagen.
- Faire Kostentragung: Die Verordnung sollte eine klare Regelung zur Kostenteilung zwischen Speicherbetreibern und Netzbetreibern vorsehen, um die Wirtschaftlichkeit von Speicherprojekten zu gewährleisten und die volkswirtschaftlichen Vorteile gerecht zu verteilen. Wenn der Speicherbetreiber den Netzbetreibern den Eingriff in die Betriebsweise des Speichers erlaubt, sollte er für die Einschränkung des Speicherbetriebs entsprechend kompensiert werden. Eine Regelung könnte sich im Wesentlichen an § 13a EnWG (Redispatch-Maßnahmen) orientieren. Der finanzielle Ausgleich sollte sicherstellen, dass der Speicherbetreiber keine wirtschaftlichen Nachteile erleidet, die über das hinausgehen, was er ohne Betriebsrestriktionen erfahren würde.
Wir können uns keine Verzögerungen mehr leisten
Wir haben schon heute fast den Punkt erreicht, an dem es wenig sinnvoll ist, noch mehr Windparks und Photovoltaik-Anlagen zu installieren, wenn nicht gleichzeitig die Speicherfrage gelöst wird. Der Zubau von Batteriegroßspeichern muss darum deutlich beschleunigt werden. Es braucht dafür keine Subventionen – aber klare Regelungen. Kurzfristig muss dafür dringend eine Verlängerung oder eine Entfristung des § 118 Abs. 6 EnWG, der Netzentgeltbefreiung, her, damit Speicherprojekte auch zukünftig Planungssicherheit haben. Mittel- bis langfristig kann dann in Form der Speicher-Netzanschlussverordnung ein ganzheitlicher Rahmen die Harmonisierung von Erneuerbaren- und Speicherausbau absichern. Dann könnten Engpässe im Netz vermieden, erneuerbare Energien effektiver genutzt und die Versorgungssicherheit erhöht werden.
— Der Autor Benedikt Deuchert ist Head of Business Development & Regulatory Affairs bei Kyon Energy, einem der führenden Projektierer für Batteriegroßspeicher in Deutschland. Er ist verantwortlich für die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle und leitet Initiativen zur Gestaltung des regulatorischen Umfelds für Flexibilitätsdienste im Stromnetz im Allgemeinen und für Batteriespeicher im Besonderen. —
Die Blogbeiträge und Kommentare auf www.pv-magazine.de geben nicht zwangsläufig die Meinung und Haltung der Redaktion und der pv magazine group wieder. Unsere Webseite ist eine offene Plattform für den Austausch der Industrie und Politik. Wenn Sie auch in eigenen Beiträgen Kommentare einreichen wollen, schreiben Sie bitte an redaktion@pv-magazine.com.
Dieser Inhalt ist urheberrechtlich geschützt und darf nicht kopiert werden. Wenn Sie mit uns kooperieren und Inhalte von uns teilweise nutzen wollen, nehmen Sie bitte Kontakt auf: redaktion@pv-magazine.com.
Das ist die Sicht eines Speicherprojektierers. Dass da gesetzlich noch nichts geschehen ist, liegt wohl an der Tatsache, dass es bei wirtschaftlicher Anwendung der Erneuerbaren, außer Kohlestrom eigentlich gar nichts zum speichern gibt. Und den wollen wir ja schließlich verdrängen, und nicht speichern. An EEG Strom fallen da allemal 2% Prognoseabweichungen an, wie einer sagt der tagtäglich damit zu tun hat.
Siehe hier.
https://www.tagesspiegel.de/wirtschaft/80-prozent-erneuerbare-sind-kein-problem-6619315.html
Oder hier.
https://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/wirtschaftspolitik/studie-von-agora-energiewende-die-energiewende-braucht-keine-stromspeicher-13153058.html
Zitat: Die Wissenschaftler argumentieren in der Studie, die der F.A.Z. vorliegt, es sei allemal wirtschaftlicher, die Produktion anderer Kraftwerke an das schwankende Ökostromangebot anzupassen, die Stromnachfrage gerade großer Verbraucher zu flexibilisieren und das europäische Stromnetz auszubauen, als in teure Speichertechnologien zu investieren. Zitat Ende. Logistik sehen die Wissenschaftler als Schlüssel für die Energiewende.
Fazit, wenn bei uns die Kohlekraftwerke wieder den Erneuerbaren angepasst würden, wie das bis 2010 der Fall war haben wir kein Speicherproblem. So sehen das offensichtlich auch die Gesetzgeber.
Herr Diehl,
wir arbeiten auf ein 100%-EE-System hin. Es dürfte leicht nachvollziehbar sein, dass bei mehreren hundert GW installierter PV- und Windleistung selbstverständlich Speicher notwendig und ökonomisch sinnvoll sind. Das Fraunhofer ISE berechnet z.B. in seinem Referenzszenario 2045 ca. 500 GWh notwendige Kapazität in Kurzzeitspeichern.
@ Thomas
Mein Kommentar bezieht sich auf den Hinweis an den Gesetzgeber, dass die Uhr tickt. Die im Ministerium haben wahrscheinlich ihre Berater die deutlich machen, dass es bei wirtschaftlicher Anwendung – das heißt vorrangiger Verbrauch – der Erneuerbaren noch eine Weile Kohlestrom sein wird, der zum Speichern übrig bleibt. Speicher werden wir brauchen, aber nicht so dringend wie immer dargestellt wird. Denn Kohlestrom wollen wir doch ablösen, und nicht speichern.
Haben Sie meine beiden Links gelesen, das ist keine Erfindung von mir.
Moin und grüsse vom PV YT Kanal Weissnichs Welt wieder mal.
Speicher sind ein interessantes Thema –es wurde vielen Verbrauchern eingeredet man bräuchte an der heimischen PV zwingend einen Speicher – inzwischen geht das sogar einigermassen wirtschaftlich.
Was man aber einfach vergessen hat das nicht jeder eine PV Anlage hat und man auch im Netz eventuell Speicher benötigt.. gerade in den Bereichen die an unsicheren Übertragungsnetzen hängen – also wo eventuell mal nicht genug Leistung ankommt oder abgeführt werden kann..
bis zu einem gewissen Teil regnerativer Erzeugung ist es finanziell ja relativ egal – da ist abregen günstiger als Speicher bauen – aber eben irgendwan nicht mehr.. da stimme ich zu..
ausser den regulatorischen Gesichtspunken sehe ich noch eie Sache die wichtige Speicherinvestitionen anschieben würde: Strompreiszonen wie von der EU gefordert – würde man inn Bayern und BW den realen Strompreis zahlen müssen der sich vor ort ergibt, anstatt den preis an der börse für ganz Deutschland dann würde es sich schnell lohnen dort Speicher zu bauen – strom aus dem Norden speichern wenn er günstig ist ausspeisen wenn er was bringt..
simples Geschäftsmodell wie Österreich es uns vorgemacht hat mit unserem Atomstrom sogar.
nur mal als Gedankenansatz – wir leisten uns die Kupferplatte bei den Tarifen die wir reeal nicht haben und die Verbraucher zahlen mit netzentgelten den redipatch
Nicht nur Batteriespeicher werden benötigt. Das habe ich ja schon zu genüge hier beschrieben und kann nur sagen: Machen – aber intelligent bitte.
Zum Nachlesen: https://www.pv-magazine.de/2023/01/24/energiewende-ja-aber-wie/
Fehlende Speicher sind die Lebensversicherung der noch im Markt befindlichen fossilen Kraftwerke. Wo soll denn erneuerbarer Strom herkommen, wenn die Sonne nicht scheint, und der Wind nicht weht? Dann haben wir noch 6GW Pumpspeicher, und etwa genau so viel Biomasse (eigentlich ungeliebt, wegen der schlechten Ökobilanz) und Laufwasserkraftwerke (auch umstritten, wegen der Verbauung von Flüssen). Aus dem Ausland können wir noch 15GW importieren, was in der Dunkelflaute allerdings sehr teuer bezahlt werden muss. Der Rest muss bisher von fossilen Kraftwerken erbracht werden, die, weil sie gebraucht werden, auch in der Zeit im Markt mitmischen, in der sie eigentlich nicht gebraucht würden.
An Speichern führt deshalb kein Weg vorbei. Rezepte, die 2010 schon nicht mehr gut funktionierten, oder (andere), die 2016 gerade noch so funktionierten, sind nichts mehr für heute, 2030 oder gar 2045. Damit man nicht eines morgens aufwacht, und 50% des erneuerbaren Stroms muss abgeregelt werden, muss heute mit dem Speicherbau angefangen werden.
Was ich mich allerdings frage: Auch Pumpspeicher im Inland und noch mehr im Ausland können doch ganz gut leben, obwohl sie wegen ihrer Lage eine Netzbelastung darstellen. Warum können Batteriespeicher nicht noch besser leben, obwohl sie so platziert werden können, dass sie das Netz nicht be- sondern sogar entlasten?
Wir brauchen im ersten Schritt einen Smart Meter Rollout und flexible Tarife. Zeitnah und veroflichtend für alle.
Erst danan sollten Speichertechnologien angegangen werden, die über ein dezentrales smartes Netz nicht abgedeckt werden können.
Das würde die Kosten für alle senken und die Effizienz des Gesamtsystems steigern.
Leider zerstört dies auch das Geschäftsmodell der Netzbetreiber. Und genau aus diesem Grunde wird auch alles von denen dafür getan dies zu verhindern. Also möglichst kein dezentrales Netz, keine smart meter, keine flexiblen Tarife, kein Speicher im Netz. Besser mehr Stromtrassen mit fester Vergütung ist die devise.
Im Prinzip haben Sie natürlich recht: Jeder Strom, der nicht zwischengespeichert werden muss, sondern dank Demand-Side-Management direkt verbraucht wird, ist weniger mit Kosten behaftet, als Strom, der zwischengespeichert wurde. Womit Sie nicht recht haben: Mit dem „erst mal“. Das mit dem DSM mit Hilfe von Smart Metern kann man probieren, aber die Speicher muss man gleichzeitig aufbauen. Wo das richtige Verhältnis liegt, wird sich mit der Zeit herausstellen. Meine persönliche Vermutung ist, dass das DSM wenig Potential hat.
Den Strombedarf von Wärmepumpen kann man in der Übergangszeit, wenn man nicht die volle Leistung der Wärmepumpe braucht, mal um 6 bis 12 Stunden verschieben. Das reicht zur Anpassung an das dann noch ordentliche PV-Stromangebot, das wechselnde Windstromangebot und die manchmal leichter, manchmal schwerer nachzufahrende Lastkurve. Mehrtägige Windflauten kann man aber nicht damit überbrücken, dass man die Wärmepumpen in dieser Zeit einfach nicht laufen lässt, schon gar nicht, wenn die eigentlich nahe des Auslegungsfalles 24h am Tag laufen müssten.
Bei den Autos ist es ähnlich: Abends an die Steckdose gehängt, kann es gleich laden, oder erst nach 6 Stunden damit anfangen, je nachdem, wann genug Strom im Netz zur Verfügung steht. Aber am nächsten Morgen muss es vollgeladen sein.
Was ich mir tatsächlich vorstellen könnte, was den Strommarkt entlasten könnte: Wenn Kühlgeräte vom frühen morgen bis in den Vormittag hinein eine Auszeit bekommen, und dann nochmal am späteren Nachmittag über den Abend. Da müssen zur Zeit die Pumpspeicher, Gaskraftwerke und das Ausland (wahrscheinlich auch vor allem Pumpspeicherwerke) einspringen, weil die PV zu wenig bringt, der allgemeine Stromverbrauch aber schon bzw. noch hoch ist. Nach dieser Auszeit für die Kühlgeräte könnten sie dann wunderbar die Mittagsspitze der PV aufnehmen bzw. den Nachtstromüberschuss der Speicher, die den Rest der Mittagsspitze aufgenommen haben, diesen aber wieder abgeben wollen, weil sie für den nächsten Tag wieder aufnahmebereit sein müssen.
Ein Problem, wenn das DSM erfolgreich ist: Es würde auch die Preisschwankungen am Strommarkt reduzieren. Ohne größere Preisdifferenzen lässt sich aber kaum etwas sparen, wenn man seinen Stromverbrauch anpasst. Damit entfällt dann wieder der Anreiz, Unbequemlichkeiten bei Wärme und Mobilität in Kauf zu nehmen. Es führt bestenfalls zu einer Differenzierung zwischen den armen Schluckern, die jede Sparmöglichkeit nutzen müssen, um über die Runden zu kommen und den besser gestellten, die das nicht nötig haben. Könnte auch für böses Blut sorgen. Und leider muss man ja auch sagen: Es gehört etwas Intelligenz dazu, solche Sparmöglichkeiten zu nutzen. Die ist aber gerade bei denen, die es sich nicht leisten können, darauf zu verzichten, oft nicht im Überfluss vorhanden. Dass man von ihnen Dinge erwartet, die sie nicht zu leisten in der Lage sind, so weit merken sie es aber schon. Das hebt auch nicht gerade die Laune. Die polemischen BLÖD-Schlagzeilen sind da quasi vorprogrammiert.
Aus meiner Sicht unterschätzen Sie DSM gewaltig. Denn eigentlich geht es zumindest in diesem Jahrzehnt ja um nichts anderes, als Stunden… das ist ja bereits ein sehr großer Anteil und deckt bereits im Jahresmix sehr ordentlich ab, mehr ist „auf Sicht“ ohnehin kaum möglich. Wärmepumpen können im Sommer mit Überschüssen prima Warmwasser machen und ansonsten zumindest zu den üblichen Spitzenlasten (morgens und abends) je nach Puffermöglichkeiten abgeschaltet werden. Das E-Auto ist aber unbestritten der weitaus größere Hebel… ich kann da Ihrem Beispiel des Vortages nicht folgen, wenn schon 6 bis 10 Tage (im Schnitt) vorher jeden einzelnen Tag genauso geladen werden kann. Das ist ja gerade der große Vorteil des E-Autos, dass es 1-2 Wochen puffern kann und dann auch noch mit 11 kW sehr ordentlich den Tarif nutzen lässt… so praktiziere ich es mit meinem dynamischen Tarif, völlig automatisch im Hintergrund mit dem go-e charger.
Ich denke, es wird sich noch sehr vieles an Anwendungen, Hardware und Software im Umgang mit Volatilität bilden… denn es ist günstig, einfach, geschieht größtenteils automatisch im Hintergrund und vor allem… es rechnet sich. Zuallererst bei smarten (ggf. darauf techn. optimierten) Wärmepumpen und Wallboxen, möglicherweise gibt es aber auch für Fans die konfigurierbare Wasch- und Spülmaschine oder gar für Mieter den autonomen Natrium-Speicherwürfel mit Steckdosen für die Küchengeräte… wer weiß.
… auch im Hinblick auf die Industrie. Sowohl für die Entwicklung smarter Geräte in den Verkauf, als auch für die eigene Nutzung in der Produktion. Algorithmen bei verschiebbaren Wärme- und Kälteprozessen sind bei weitem billiger und wartungsfreundlicher, als teuren Extra-Speicher mit nur bescheidenen Laststunden aufzubauen.
Aus meiner Sicht wird das alles in diesem Jahrzehnt zu einem riesigen Geschäftsfeld… will see. Spannende Zeiten…
Detlef K schreibt.
Aus meiner Sicht unterschätzen Sie DSM gewaltig. Denn eigentlich geht es zumindest in diesem Jahrzehnt ja um nichts anderes, als Stunden…
@ Detlef K
„Nichts anderes als Stunden“, oder um 2% Prognoseabweichung, wie einer aus der Praxis sagt.
Siehe hier:
https://www.tagesspiegel.de/wirtschaft/80-prozent-erneuerbare-sind-kein-problem-6619315.html
Wahrscheinlich gehe ich bei der Autonutzung zu sehr von meinen eigenen Nutzungsgewohnheiten aus: Für kürzere Strecken bis 30km nehme ich im Normalfall das (S-)Pedelec, und bin dabei auch ziemlich temperaturunempfindlich. Das Auto nehme ich erst für längere Strecken, und dann müsste ein E-Auto am morgen vollgeladen sein und wäre am Abend leer. Außerdem bin ich ganz grundsätzlich der Meinung, dass man E-Autos mit Wechselakkus entwickeln sollte. Diese Wechselakkus müssten dann in der Wechselstation geladen werden, und da wäre tatsächlich ein DSM mit größerem Volumen möglich. Leider sind die bisherigen Bemühungen um Akkuwechselsysteme bisher auf chinesische Modelle beschränkt, und es scheint nur zäh anzulaufen. Auf dem europäischen Markt ist bisher nur der Nio ET7 erhältlich, außen riesig, aber winziger Kofferraum und sehr teuer. Dabei würden vor allem Kleinwagen von dem Wechselsystem profitieren.
Für kürzere Strecken würde ich entweder das Pedelec (über 10km eher ein S-Pedelec) empfehlen, oder für mehr Temperaturempfindliche ein Minimobil, kaum größer als ein Fahrrad mit Rundumwetterschutz, Höchstgeschwindigkeit 45km/h (weil die übliche Höchstgeschwindigkeit in Ortschaften 50km/h beträgt 🙂 ). Das würde das Stromnetz kaum belasten. Viel an DSM ist dann natürlich auch nicht herauszuholen. Weil die Dinger täglich geladen werden müssten und eine Wallbox sich nicht lohnt, brauchen sie mehrere Stunden zum Laden. Wenn das eine große Sache wird mit den dynamischen Tarifen (was ich bezweifle), wären sie schon geeignet. Aber vor allem um nächtlichen Kohlestrom aufzunehmen, für den es sonst keine Abnehmer gibt. Besser würden sie tagsüber beim Arbeitgeber mit PV-Strom aufgeladen, aber die Infrastruktur fehlt noch.
„Wahrscheinlich gehe ich bei der Autonutzung zu sehr von meinen eigenen Nutzungsgewohnheiten aus“
ja… das denke ich auch. Ebikes werden sicher immer mehr genutzt, aus meiner Sicht werden es aber noch viel mehr günstige Leichtfahrzeuge (L7E) sein, die dann sogar für das Eigenheim bidirektional genutzt werden können. Warum nur bis 45 km/h? .. ich halte Tempo 80-100 für ideal, damit wirklich alles an Kurzstrecken abgedeckt werden kann und möglicherweise ein größeres Auto gar nicht mehr erforderlich ist.
Auch da ist aus DSM sehr viel herauszuholen, wenn die Speicher 10-30 kWh groß sind und bidirektional als Energiespeicher sehr umfänglich genutzt werden können. Die zig GWh an Potenzial lassen sich ja nicht wegdiskutieren, der mobile Bereich bietet für DSM geradezu optimale Bedingungen, wenn er zu weit über 90% nur dumm herumsteht und für diesen Zweck lukrativ genutzt werden kann. Dafür lohnen sich dann auch 11 kW und eine bidirektionale Wallbox… dicke. Natürlich erst, wenn es sie gibt und sie in großer Skalierung günstig vorhanden sind.
Und Kohlestrom mag temporär noch ein paar wenige Jahre „mit“ aufgenommen werden, darum geht es aber doch gar nicht. Es geht doch viel mehr darum, was in Zukunft sein wird und dass die Nutzer so früh wie möglich einen Benefit von Netzdienlichkeit erkennen und sich entsprechend verhalten… wenn dann mal keine Kohle mehr da ist, ist es zu spät für eine Umstrukturierung… das muss sich jetzt herumsprechen und jetzt schon wachsen.
@Hans Diehl: Mit einem Bericht aus 2016 (installierte Leistung 90 GW) lässt sich die Situation 2023 (installierte Leistung 143 GW) nicht annähernd vergleichen.
Im Strommangeljahr 2024 mussten etwa 8 TWh Strom abgeregelt werden. Das sind im Durchschnitt 21,9 GWh pro Tag. Jede abgeregelte kWh erspart uns kein CO2.
Betrachtet man die Stromerzeugung der vergangenen Septemberwoche (https://www.energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=de&c=DE&week=36) so fällt auf, dass die Einspeisung der fossilen Energieerzeugungsanlagen an Wochenden kaum und unter der Woche nur noch 4 bis 5 GW hätte gedrosselt werden können. Dagegen haben wir 2023 in den ersten 7 Monaten rund 10 GW PV und Solar ausgebaut. Selbst wenn wir davon ausgehen, dass wir nur ein Drittel der installierten Leistung ins Netz bringen, sollte uns klar sein, was nächstes Jahr um diese Zeit passieren wird.
Es droht uns immer öfter, dass die Strompreise durch einen verhältnismäßig kleinen Anteil Überschuss in den Keller rauschen und damit die Stromkosten der Industrie, Gewerbe und Haushalte über die Steuer verallgemeinert werden.
Für die großen Anlagenbetreiber bedeutet dies ebenfalls Verluste und zukünftig kleinere Investitionen. Damit müssten aber die PV Industrie, Solateure und Windanlagenbauer ihre mühsam erweiterte Produktionskapazität wieder zurückfahren, was für die Energiewende ein herber Rückschlag bedeuten würde.
Daher muss der ungehinderte Zugang von Speichern ins Netz sowie der Ausbau der Speicherkapazität von netzdienlichen Speichern größte Dringlichkeit haben. Es bleibt nicht viel Zeit übrig für die dringend notwendigen Entscheidungen und Gesetzgebungen, um erheblichen Schaden vom deutschen Volk abzuwenden!
Alter Falter schreibt.
@Hans Diehl: Mit einem Bericht aus 2016 (installierte Leistung 90 GW) lässt sich die Situation 2023 (installierte Leistung 143 GW) nicht annähernd vergleichen.
@ Alter Falter.
Der 50 Hertz Chef spricht im Interview von 70 bis 80% EE die problemlos integrierbar wären .
Die haben wir doch gegenwärtig noch nicht, oder ??? Das Problem ist, dass 50 Hertz die einzigen Netzbetreiber sind, die die Energiewende ernst nehmen, und den EE absoluten Vorrang gewähren, sprich der Kohle keine Chance geben, die Netze zu verstopfen. Zitat Boris Schucht. : Es gibt keine andere Region, die vergleichbar viel nicht stetige Energien, wie Solar- und Windstrom, sicher ins System integriert hat. Zitat Ende. Bleibt doch die Frage, warum ist das so ?????
Das liegt daran, dass in seinem Netzgebiet die windreichen Bundesländer liegen (macht wahrscheinlich 3/4 seines erneuerbaren Stroms aus), und dank der dünneren Besiedelung der neuen Bundesländer, die zu seinem Netzgebiet gehören, dort auch mehr PV-Freiflächenanlagen gebaut wurden.
Sie mißverstehen Herrn Schucht aber: Wenn er von „integrieren“ spricht, dann meint er damit den erfolgreichen Verkauf, wohin auch immer. Das kann irgendwo in Deutschland sein, oder im Ausland. Er war zumindest 2016 wahrscheinlich stolz, dass er die dafür notwendigen Leitungen hatte. Ich fürchte, heute würde er jammern, dass der weitere Netzausbau viel zu stockend vorangekommen ist, und deshalb oft Windräder abgeregelt werden müssten, deren Strom in Süddeutschland durchaus seine Abnehmer fände.
JCW schreibt.
Sie mißverstehen Herrn Schucht aber: Wenn er von „integrieren“ spricht, dann meint er damit den erfolgreichen Verkauf, wohin auch immer.
@ JCW
Im Gegensatz zu Ihnen verstehe ich den Herrn Schucht sehr wohl, weil ich auch das System kenne..
Der sagt das Folgende
Zitat Schucht. Es gibt inzwischen gute Vorhersagen, wie viel Wind- oder Solarstrom voraussichtlich ins Netz eingespeist werden wird. Das weicht bei Wind nur noch um etwa zwei Prozentpunkte von der Realeinspeisung ab. Zitat Ende.
Sollten die 2% Prognoseabweichung für die EE positiv sein, kann er allenfalls die 2% weiterverkaufen, und zwar an den Intraday Handel. Und wenn sie negativ sind, kann er die 2% dort nachkaufen. Dafür ist doch diese Resterampe im Viertelstundentakt gedacht.
Ich empfehle Ihnen ein weiteres mal googeln Sie mal nach Day Ahead und Intraday., und Sie kommen auch noch drauf.
Es gibt bereits 2023 eine gewaltige Kapazität an Batteriespeichern in Deutschland, fast 100 GWh. Davon sind aber nur ca. 9 GWh dauerhaft am Stromnetz angeschlossen, während 90 GWh nur gelegentlich Strom saugen, ein bißchen herumfahren, und 23 Stunden am Tag nutzlos herumstehen, am Straßenrand, in Garagen oder an Ampeln und im Stau.
Daher: nur noch die neuen E-Autos fördern die den Strom auch bidirektional wieder über den CCS-Anschluss herausrücken, für V2H oder auch V2G.
Vom Autor und den Kommentaren finde ich keine Erwähnung der Elektrolyse.
Als Nichtfachmann hätte ich gedacht, dass man die erneuerbaren statt abzuregeln für die Elektrolyse verwenden könnte?
Im Prinzip nicht falsch. Nur gibt es diese Elektrolyseanlagen auch nicht bisher. Außerdem will man sie nicht ständig rauf- und runterfahren, sondern möglichst stetig laufen lassen. Und sie liefern keinen Strom. Die Stromlieferung über Verbrennung des erzeugten Wasserstoffs ist aber mit einem ordentlichen Effizienzverlust behaftet (je Umwandlungsschritt 30-40%). Für den kurzfristigen Ausgleich von Angebot und Nachfrage sind also Batteriespeicher effizienter.
Auf die Gefahr hin, dass ich mich wiederhole: Fehlende Speicher sind die Lebensversicherung der Kohlekraftwerke. Solange die Stromlücken in der Erzeugung nicht aus Speichern gedeckt werden, laufen die Kohlekraftwerke weiter.
JCW schreibt.
Auf die Gefahr hin, dass ich mich wiederhole: Fehlende Speicher sind die Lebensversicherung der Kohlekraftwerke.
@ JCW
Da haben Sie Recht, aber kontraproduktiv und wollen es nicht wahrhaben.
Denn nur, weil Kohlekraftwerke seit 2010 nicht mehr den Erneuerbaren angepasst werden müssen, was ich hier kritisiere. Wenn alle so verfahren würden, wie der Boris Schucht bei 50 Hertz, würden gerade mal 2% Prognoseabweichungen zum Speichern übrig bleiben. Weil das aber nicht so ist, und die Kohlekraftwerke unbeschadet drauf los produzieren können, gibt es was zu speichern, nämlich Kohlestrom, die Lebensversicherung der Kohlekraftwerke, die wir eigentlich mit den Erneuerbaren verdrängen wollen.
Das ist auch eine Wiederholung meinerseits, aber im Gegensatz zu der Ihrigen mit Daten und Fakten vom Fachmann, nämlich dem Chef vom Netzbetreiber 50 Hertz belegt.
JCW schreibt.
Solange die Stromlücken in der Erzeugung nicht aus Speichern gedeckt werden, laufen die Kohlekraftwerke weiter.
@ JCW
Die Stromlücken müssen gedeckt werden, soweit haben Sie Recht. Aber erst…. „die.. Minilücken“.. die entstehen, wenn die Erneuerbaren DSM integriert sind, wie das von 50 Hertz praktiziert wird. Und das sind gerade mal 2% Prognoseabweichungen.
So sieht das auch der Detlef K. wo er oben schreibt Zitat: Aus meiner Sicht unterschätzen Sie DSM gewaltig. Denn eigentlich geht es zumindest in diesem Jahrzehnt ja um nichts anderes, als Stunden… Zitat Ende
Diese 2% werden gegenwärtig locker vom Intraday Handel bedient. Diese eigens dafür vorgesehene Resterampe, wo jeder Versorger im Viertelstundentakt kaufen oder Verkaufen kann, was er fehl prognostiziert hat.
Ich kann Ihnen nur ein weiteres mal empfehlen, machen Sie sich mit dem Stromhandel vertraut , googeln Sie bei Day Ahead und Intraday, dann verstehen Sie auch den Boris Schucht, der praktiziert nämlich DSM vorbildlich.
Karl Bergmann schreibt.
Vom Autor und den Kommentaren finde ich keine Erwähnung der Elektrolyse.
Als Nichtfachmann hätte ich gedacht, dass man die erneuerbaren statt abzuregeln für die Elektrolyse verwenden könnte?
@ Karl Bergmann
Sie müssen kein Fachmann sein, sondern lediglich dem Fachmann folgen, dann erkennen Sie, dass die Erneuerbaren gar nicht abgeregelt werden müssten, wenn alle so verfahren würden wie der Boris Schucht beim Netzbetreiber 50 Hertz.
Siehe hier, den Fachmann.
https://www.tagesspiegel.de/wirtschaft/80-prozent-erneuerbare-sind-kein-problem-6619315.html