Die Bundesnetzagentur hat am Montag in ihrem Erlass „Nutzen statt Abregeln 2.0“ Kriterien festgelegt, die zuschaltbare Lasten für ihre Teilnahme an der Maßnahme erfüllen müssen. Gleichzeitig definierte die Behörde den Teilnehmerkreis, bei dem sie unter bestimmten Voraussetzungen von einer „zusätzlichen“ Stromnachfrage ausgeht. So finden sich nun in dem Erlass die Substitution fossiler Wärmeerzeugung durch elektrische Wärmeerzeugung, der Einsatz netzgekoppelter Speicher und neu zu errichtende Elektrolyseure und Großwärmepumpen.
Hintergrund ist, dass weniger Erneuerbaren-Anlagen abgeregelt werden sollen, wenn ihre Stromproduktion auf Hochtouren läuft, die Netze jedoch noch nicht hinreichend für den Abtransport ausgebaut sind. „Damit bereiten wir den Weg, dass erneuerbarer Strom genutzt werden kann, der ansonsten abgeregelt würde. Dieses Instrument ist wichtig, aber kein Ersatz für einen möglichst schnellen und bedarfsgerechten Netzausbau“, erklärte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, zum neuen Erlass.
Zunächst werden die vier Übertragungsnetzbetreiber Tennet, Amprion, 50 Hertz und Transnet BW mit einer zweijährigen Erprobungsphase beginnen. Dabei sollen sie „ein vereinfachtes pauschaliertes Zuteilungsverfahren“ anwenden, wie die Bundesnetzagentur erklärte. Parallel dazu werde für die Zeit danach ein wettbewerbliches Ausschreibungsverfahren entwickelt. Ab April 2025 könnten zudem auch die Verteilnetzbetreiber das neue Instrument anwenden.
Der Erlass „Nutzen statt Abregeln 2.0“ geht auf die im November 2023 beschlossene Reform des Energiewirtschaftsgesetzes zurück. Im neu eingeführten Paragraphen 13 ist die Schaffung einer Regelung zur Verringerung der Abregelung von Erneuerbaren-Anlagen aufgrund strombedingter Netzengpässe vorgesehen. Demnach sollen die vier Übertragungsnetzbetreiber voraussichtlich wegen strombedingter Netzengpässe abzuregelnde Erneuerbare-Energien-Strommengen an die berechtigten Teilnehmer zuteilen. Die zusätzlich zuschaltbaren Lasten sollen somit für eine Engpassentlastung sorgen und die Abregelung von Erneuerbaren-Anlagen verringern.
An der öffentlichen Konsultation zu dem Erlass hatten sich 21 Verbände, Interessengruppen und Unternehmen beteiligt.
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Sehr merkwürdig ist, dass es der 0 oder negative Strompreis es nicht möglich macht, dieses Bürokratiemonster 2.0 zu vermeiden. Jetzt müssen Ausnahmen erfunden werden, damit Heizstäbe subventionierten Strom verheizen.
Ob das ausreicht, dass sich Investoren für dieses Abenteuer einlassen, was ja im Jahr auch nur wenige 100 Stunden dauert?
Es wird immer absurder.
Interessanterweise gibt es mittlerweile in vielen Häusern Anlagen, welche diesen ansonsten abgeregelten Strom aufnehmen könnten. Ob das Batterie- oder Wärmespeicher sind oder Verbrauchssteuerung. Jedes halbwegs funktionierende Eigennutzungskonzept für Solar wäre auch in der Lage, Erzeugungsspitzen aufzunehmen. Dazu müsste gar nichts erst errichtet werden und schon gar nicht Elektrolyseure, welche zu 80% das Netz belasten, statt zu entlasten und damit unseren Fossilbrennstoffbedarf noch erhöhen.
Aber irgendwie ist man wohl auf diesem Auge komplett blind.
Dabei gibt es Partner, wie zum Beispiel den Stromanbieter Octopus Energy, welche bereits erhebliche Erfahrung darin haben, Erzeugungsspitzen bei den Endabnehmern aufzufangen. Aber auch z.B. Awattar oder Tibber sollten bereits eine passende Infrastruktur mit verknüpften Anlagen aufweisen.
Was noch einmal ist genau der Grund, darauf nicht zurückzugreifen?
Darauf wird doch zurückgegriffen?
Von den Kunden der drei genannten EVs und vergleichbarer Mitbewerber, die mit deren Tarifen und ergänzt durch HomeAssistant, ioBroker, FHEM, OpenHAB et al bereits proaktiv „Nutzen statt abriegeln“ umgesetzt haben einmal abgesehen. Bei uns orientieren sich Waschmaschine, Geschirrspüler und beladen von Speichern in Auto und Keller bereits an PV und günstigen Preisen.
Im nächsten Jahr kommen mit Modul 3 §14a EnWG die zeitvariablen Netzentgelte hinzu.
Die Frage ist doch: Warum gibt es das nicht längst, auf allen Netzebenen, ob Spannungs- oder Strompreisgetrieben, auf allen Netzebenen?!
I. W. hätten passende Netzanschlussregeln und ein passender Strommarkt (gerne lokal/regional) ausgereicht.
Zumindest im Sommer ist unser Hausspeicher nicht in der Lage überschüssigen Strom von aussen aufzunehmen, da er durch die solare Eigenerzeugung bereits vollständig aufgeladen wird.
Hier kann man nur durch zeitverzögerstes Laden am Mittag mithelfen die Erzeugungsspitze im Netz – durch reduzierte Einspeisung – zu kappen.
Dieses netzdienliche Verhalten wird allerdings nicht finanziell angereizt. Trotzdem kann und sollte man damit – ohne Kosten – die Energiewende unterstützen und etwas Gutes für die nachvollgenden Generationen tun.
Im Winter allerdings können die Hausspeicher und andere steuerbare Verbraucher den überschüssigen externen Windstrom aufnehmen. Diese Möglichkeit wird durch die allgemeinen dynamischen Stromtarife ab 2025 sicherlich auch mehr genutzt werden, da hier ein finanzieller Vorteil besteht.
jo… das wäre doch mal ein Konjunkturprogramm, millionenfach 5 kWh smarte Batteriewürfel in die Mietwohnungen der Republik zu befördern…. ohne Installation einfach nur mit Stecker rein, Steckdose raus für die Pufferung von EE-Strom.
Spaß beiseite… ich denke, so ähnlich wird es von selbst rein marktwirtschaftlich noch kommen. Tibber und Co werden mit Smartmeter-Gesetz ab 2025 noch einen boom erfahren, in Wallboxen wird es zum Standard, heute schon (mit Solarpaket 1) haben viele Wechselrichter-Hersteller dyn Tarife für die Einspeicherung von Windstrom bereits beinhaltet.
Wird aus meiner Sicht auch Zeit, dass man börsengemäß auch rückspeisen kann. Diese immensen Preissignale haben wir ja noch nicht lang… es passiert bereits einiges und ich denke, daraus werden sich noch mannigfaltig Produkte abbilden. Es rechnet sich für alle Beteiligten…
Thomas Bergen schrieb:
„Darauf wird doch zurückgegriffen?“
Da kann ich den Blick nach Großbritannien empfehlen, wo Octopus Energy solche Erzeugungsspitzen gezielt vielen Smartmeter-Besitzern (dort deutlich verbreiteter) regionsabhängig kostenlos oder zum halben Preis anbietet. Allerdings (leider) sind diese Aktionen von Partnerschaften mit Netzbetreibern abhängig und dadurch nicht flächendeckend verfügbar.
Im Gegensatz zu dynamischen Preisen, welche sich an einem einzelnen Börsensegment orientieren, sind diese Aktionen tatsächlich auf Spitzenerzeugung abgestimmt und nicht nur zufällig (da der Börsenpreis sich eben nur mittelbar nach Angebot und Nachfrage richtet und von gut bezahlten Abschaltungen wenig beeinflusst wird).
Boris Schlotthauer schrieb:
„Zumindest im Sommer ist unser Hausspeicher nicht in der Lage überschüssigen Strom von aussen aufzunehmen, da er durch die solare Eigenerzeugung bereits vollständig aufgeladen wird.“
Interessanterweise werden hier Wärmepumpen und Wärmespeicher interessant. Zum Beispiel lassen sich kurze Erzeugungsspitzen via Verschiebung von der Wärmepumpe auf Direktheizung auffangen.
Meine Heizungssteuerung fängt Null- und Negativpreise darüber ab, den Speicher mit bis zu 12kW direkt zu heizen. Der Brauchwasserspeicher kann bis zu 80 Grad Celsius hoch geheizt werden und offeriert für solche Fälle noch einmal deutliches Aufnahmepotential.
Minus: Ja, der Verbrauch steigt dann, allerdings zu Überangebotszeiten.
Plus: Ich habe keinen oder weniger Verbrauch zu anderen Zeiten.
Nicht alle Häuser sind energetisch auf Passivhausniveau. Solarspitzen im Sommer lassen sich in vielen Häusern sinnvoll mit Klimaanlagen abfangen. Ein Grund, warum ich meiner Mutter ein solches eingebaut hatte. An sehr warmen Sommertagen sah sie doch deutlich mitgenommen aus. Nebenbei ist die Klimaanlage auch sehr sparend beim Heizen, besonders wenn man Solarstrom nutzt.
Es gibt also die unterschiedlichsten Möglichkeiten.
Auch hier wieder ein Blick auf Octopus Energy in Großbritannien, es gibt dort seit Jahren den Agile Outgoing Tarif (neben anderen zeitabhängigen Einspeisetarifen), welcher die Einspeisevergütung ebenfalls an den Börsenentgelten orientiert.
Da wird eben zum Beispiel die Einspeisung oft morgens zur ersten Verbrauchsspitze besonders attraktiv und man started mit einer entleerten Batterie in den Tag. Alle gewinnen. Die nächste Hochpreisphase zur Einspeisung kommt dann am zeitigen Abend. Man hat die Qual der Wahl.
Das ist der Grund, warum ich darauf hinweise, dass Lösungen für dieses Problem eben längst real existieren. Nur der politische Wille, diese auch anzuwenden, fehlt offensichtlich. Statt dessen wird auf noch zu errichtende industrielle Anlagen gewartet, damit der Endverbraucher (Prosumer) auch ganz gewiss nicht von einer Zusammenarbeit profitieren kann.
Hier sollte vielleicht auch erwähnt werden, dass Abschaltungen Stabilisierungsmaßnahmen sind und bestenfalls indirekten Einfluss auf das für dynamische Tarife typischerweise genutzte Day-ahead Segment haben.
Die Solar und Windpreise hingegen sind weitgehend auf das Intraday-Segment verbannt. Deswegen liest man auch oft von fallenden superbilligen Solarpreisen, ohne dass man das auf Tibber und Co sehen kann.
Stabilisierung ist dem noch nachgeschaltet und wird noch einmal anders gehandelt (Auktionen).
Der finanzielle Anreiz für netzdienliches Verhalten ist vorhanden. Wer den nutzen will, hat bereits einen dynamischen Tarif bzw. die Möglichkeit hierzu. Wer das nicht will, wird auch in Zukunft nicht gezwungen. Ich gehe davon aus, dass die zeitvariablen Netzentgelte im nächsten Jahr zu regionaleren Tarifen führen werden.
H₂ wird für industrielle Prozesse benötigt, diesen möglichst mit Energie aus sonst abgeschalteten Anlagen zu gewinnen ist schon sinnvoll, sollte sich nach einer Anlaufphase aber auch selbst rechnen und bedarf daher eigentlich nur einer KfW Finanzierung.
Für privat (den Bereich Wohnen und Verkehr) spielt das keine Rolle. Großspeicher sollten Gaskraftwerke für den Strommarkt überflüssig machen und dann kann auch Biogas für Fernwärmekraftwerke vorgehalten werden.
Unseren Speicher halten wir in Stunden günstiger Preise vormittags auf 20% und nachmittags auf 70%. An sonnigen Tagen ergibt sich bereits hieraus kein Netzbezug, an trüben Tagen beziehen wir den Strom möglichst netzdienlich. Im Winter werden die Zielwerte verschoben.
Dirk Schiller schrieb:
„Im Gegensatz zu dynamischen Preisen, welche sich an einem einzelnen Börsensegment orientieren, sind diese Aktionen tatsächlich auf Spitzenerzeugung abgestimmt und nicht nur zufällig (da der Börsenpreis sich eben nur mittelbar nach Angebot und Nachfrage richtet und von gut bezahlten Abschaltungen wenig beeinflusst wird).“
Hierzu sollten wir Modul 3 §14a EnWG, ab April 2025, abwarten. Das verstehe ich so, dass die Preise hierdurch „tatsächlich auf Spitzenerzeugung abgestimmt“ sein werden. Mit den aktuellen dynamischen Tarifen und Börsenpreisen in einheitlicher Zone die alle in Deutschland und Luxemburg vorhandenen Netzentgeltzonen über einen Kamm scheren lässt sich hier nur bedingt etwas erreichen.
Thomas Bergen,
im Wesentlichen stimme ich Dir zu.
Allerdings:
„H₂ wird für industrielle Prozesse benötigt, diesen möglichst mit Energie aus sonst abgeschalteten Anlagen zu gewinnen ist schon sinnvoll, sollte sich nach einer Anlaufphase aber auch selbst rechnen und bedarf daher eigentlich nur einer KfW Finanzierung.“
Ja, aber leider ist die Verwendung von Erzeugungsspitzen ein reiner Wunschtraum. Anschaffungen wie teure Elektrolyseanlagen werden eben nicht gemacht, um 95% der Zeit, außer vor sich hin zu altern, nichts tun. Eine massive Installation von solchen Anlagen treibt jetzt den Stromverbrauch hoch, bevor wir genügend Erneuerbare haben. Leider sind wir davon noch deutlich über ein Jahrzehnt entfernt, überhaupt den Bedarf zu decken. Den größten Teil der Zeit werden diese Anlagen den Strombedarf erhöhen und die Deckung dafür kann nur aus den in Aussicht gestellten Gaskraftwerken kommen.
Schlimmer noch, es besteht gar keine Absicht, die bestehenden Wasserstoff-Prozesse von Erdgas auf Erneuerbare umzustellen. Ich gehe davon aus, dass Du ungefähr abschätzen kannst, wieviel CO2 man bei der Elektrolyse abscheiden kann. Da stellt sich doch glatt die Frage, warum wir Pipelines brauchen, mit denen das bei der Erzeugung von „sauberem“ Wasserstoff abgeschiedene CO2 unter die Nordsee gepumpt werden kann? Blauer Wasserstoff ist eben kein sauberes Produkt, sondern ein Erdgasprodukt (Vladolf’s neuer Kassenschlager LNG).
Ein Blick auf die Prognosen des IEA macht dies auch glasklar, grüner Wasserstoff wird nur in homöopathischen Mengen erwartet. Dies macht auch Sinn, denn für grünen Wasserstoff bräuchte es entsprechende überschüssige Mengen an grüner Energie und die haben wir nicht, weil wir die Erzeugungsanlagen nicht haben und der Ausbau an allen Ecken klemmt.
Fehlentwicklungen soweit das Auge reicht
Zum kostenlosen Strom kommen ja nochmal 20 Cent Netzgebühren und Steuern drauf, damit wird das ganze Vorhaben völlig irrelevant. Schlimmer noch, der netzgeladene Strom darf nicht wieder eingespeist werden weil es Graustrom ohne gesicherten PV-Bezug ist.
Die EEG Förderung an sich ist schon fragwürdig. Anlagen werden auf maximalen Jahresertrag ausgelegt, nicht auf maximale Netzdienlichkeit. Die Allgemeinheit bezahlt’s. Sinnvoller wäre vor allem vertikale Bifaziale Agrar Photovoltaik im großen Stil auf weiter Fkur anstatt Unmengen an halbverschatteter Süddächer die die Hausbesitzer reich machen.
Klingt gut. Müssen dann aber richtig ranklotzen, damit der Ausbau der Erzeuger nicht ins Stocken gerät.
Eine kostengünstige Lösung wäre, wenn man die PV-Module bei Stromüberangebot um 180° verdreht und die reflektierende Rückseite der Sonne zuwendet. Laut Aussage eines führenden Tracker Herstellers wäre dies machbar. Dann könnte 90 % des Sonnenlichts reflektiert werden. Bei der Erzeugung von 1 kWh Strom könnte man die Umgebung im Jahresmittel sogar mit 4 kWh abkühlen. Das wäre ein Novum. Dann könnten Freiflächen-Solaranlagen die Gamechanger bei der Klimaerwärmung werden