Der Ausbau von Batteriespeichern könnte den Förderbedarf von erneuerbaren Anlagen pro Jahr um drei Milliarden Euro senken und somit einen beträchtlichen volkswirtschaftlichen Nutzen haben. Das besagt eine Studie der Geec Global Experts Energy Consulting, die durch den Batteriespeicher-Entwickler Eco Stor in Auftrag gegeben wurde.
Ziel der Studie war es, die volkswirtschaftlichen Kosten des Speicherausbaus zu ermitteln. Dabei herausgekommen ist, dass der Ausbau von privat finanzierten Speichern dem EEG-Konto zugutekommen könnte. Die Autoren der Studie geben an, dass Speicher den Marktwert von erneuerbaren Energien anheben und somit das EEG-Konto entlasten würden. Für die Studie zog Geec makroökonomische Grundannahmen wie die wirtschaftliche Entwicklung, den Strombedarf und Brennstoffkosten sowie die Strompreisentwicklung aus Daten und Abschätzungen des World Economic Outlook und der OECD beispielsweise.
Für den Speicherausbau rechneten die Autoren mit zwei Szenarien. Dem konservativen Szenario, dem der Netzentwicklungsplan 2037/2045 zugrunde liegt, sieht nur 24 Gigawatt Speicherleistung bis 2036 vor. Dem dynamischen Szenario liegt die Fraunhofer ISE Studie „Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem“ zugrunde und geht von einem Speicherausbau von 47 Gigawatt bis 2036 aus. Photovoltaik-Heimspeicher wurden für die Studien von Geec nicht berücksichtigt.
Arbitrage schützt EEG-Konto
Die Netzspeicher verbessern den Nutzungsgrad von erneuerbaren Energien und stabilisieren die Strompreise. Dadurch, dass große Netzspeicher dafür genutzt werden können, Strom zu Zeiten eines Überschusses von erneuerbaren Energien einzuspeichern und zu Zeiten hoher Marktpreise und geringerer Verfügbarkeit von erneuerbaren Energien wieder auszuspeichern, würden Batterien die Strompreise verringern und vor allem extreme Ausschläge nach unten sowie nach oben verhindern.
Der Effekt wäre, dass Windkraft und Photovoltaik weniger häufig abgeregelt werden müssten, da Batteriespeicher als Abnehmer vorhanden sind. Das stabilisiere die Preise während der Überschussphasen. So heben Netzspeicher den Marktwert für erneuerbare Energie an. Liegt dieser höher, muss weniger Differenz aus dem EEG-Konto entnommen werden, um die Anlagen zu finanzieren.
Andersherum stabilisieren die Batterie den Preis während des Ausspeicherns, da sie in der Merit-Order-Kurve die teuersten Kraftwerke aus dem Markt drängen können. Dadurch fallen, den Autoren der Studie zufolge, die Verbraucherstrompreise. Insgesamt führe der Ausbau von Speichern zu einem volkswirtschaftlichen Nutzen.
Weniger Kosten für Brennstoffbeschaffung
Ein weiterer positiver Effekt entsteht, durch den verbesserten Nutzungsgrad von erneuerbaren Energien. Das senke den Bedarf für fossile Energieträger. In der Beschaffung der Brennstoffe macht sich das besonders bemerkbar. Der Ausbau von Batteriespeichern würde eine Reduktion von fossilen Brennstoffen von 27,6 Terawattstunden pro Jahr verursachen. Alleine für das Jahr 2037 gerechnet, würde der Speicherausbau Einsparungen bei der Beschaffung von Kohle und Gas in Höhe von 875 Millionen Euro bereiten.
Die Quantifizierung weiterer Effekte, wie der Vermeidung von Redispatch und einem verbesserten Nutzungspotenzial lokaler erneuerbarer Energien und der Vermeidung von „harter Abregelung“, wurden in der Betrachtung noch nicht berücksichtigt. Die Fülle der Annahmen, die hierfür hätte getroffen werden müssen, hätte den Autoren zufolge den Rahmen dieser Studie gesprengt. Ebenso wurde ein Betrachtungszeitraum von 15 Jahren gewählt, um belastbare Grundannahmen treffen zu können.
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… das ist alles hinlänglich bekannt. Ich wundere mich, dass nicht zuallererst das Schnellste, Effizienteste und Preiswerteste gemacht wird. Und zwar eine Neuregelung des Netzentgeltes, welche die Dynamik einer wirtschaftlichen Überschussregelung mit dynamischen Stromtarifen anreizt und berücksichtigt.
Ist der Basispreis (tibber Netzentgelte und Co) nicht mehr 21 Cent, sondern beispielsweise wie bei mir im Kölner Raum nur 11 Cent, werden viele Menschen (z.B. bei 0 Cent Börse) im Norden zu gerne ihr E-Auto und ggf. auch die Wärmepumpe nach dem lokalen Wind- Lastprofil bevorzugt betreiben.
Das ist bereits Speicher satt… als warum nicht das Naheliegende zuerst machen, statt teuer, aufwändig und wartungsintensiv überall Speicher hinstellen zu wollen, die zu einem großen Teil noch gar nicht wirtschaftlich (bei zu wenigen Laststunden) zu betreiben sind? … kann und soll man natürlich gerne auch machen, aber es ist für mich völlig unverständlich, den komplizierten Weg zuerst gehen zu wollen. Es wäre zu schön, wenn man sich politisch zu einem regionalen und dynamischen Netzentgelt durchringen könnte. Das würde Synergien im Umgang mit den Volatilen ohne Ende schaffen und das Problem ein gutes Stück weit rein marktwirtschaftlich von selber lösen. Speicher kommt mit einem solchen System ebenso ganz von selber wie es halt passt…
Hallo,
die Frage ist wie kauft Tibber den Strom ein, welche Vorhersage oder Algorithmus verwendet Tibber um den Strombedarf seiner Kunden zu emitteln. Wie groß ist die Abweichung von der Prognose (Einkauf der realen Menge) und den Verbrauch seiner Kunden.
Kauft Tibber zu wenig ein muss vom Netzbetreiber Regelenergie liefern was über den Netzentgelde der Kunde zahlt.
Die EE-Vorhersagen sind auf 3% genau und entsprechen ganz einfach day ahead Börse. Tibber hat so viele und so gute Werkzeuge zur Verfügung wie kein Versorger, um sehr gute Prognosen machen zu können. Sie haben schließlich das Lastprofil für jeden einzelnen Kunden teils schon über Jahre im Sekundentakt aus ihren vernetzten Smartmetern vorliegen… der Rest ist kluger Umgang mit Datenbanken, vielleicht auch zukünftig mit KI. Sie haben jedenfalls alles, was sie dafür brauchen.
Sabine Glock schreibt.
die Frage ist wie kauft Tibber den Strom ein, welche Vorhersage oder Algorithmus verwendet Tibber um den Strombedarf seiner Kunden zu emitteln. Wie groß ist die Abweichung von der Prognose (Einkauf der realen Menge) und den Verbrauch seiner Kunden.
@ Sabine Glock.
In dieser Frage schlummert das ungelöste Problem der dynamischen Preise. Tibber kann eigentlich nur auf den Intraday Handel spekulieren. Das heißt auf den viertelstündlichen Handel bis hin zum Erfüllungszeitpunkt. Die kaufen am Day Ahead Markt, dem Vortageshandel, so wenig wie möglich, in der Hoffnung auf die viertelstündlichen Schnäppchen am Folgetag. Schnäppchen durch die Erneuerbaren, die seit 2010 separat an der Börse verkauft werden müssen, und dadurch für Überschuss, und negative Preisen sorgen. Solange das nur wenige Anbieter sind kann das funktionieren. Wenn das aber Viele machen passiert das Folgende
Siehe hier.
https://www.spiegel.de/wirtschaft/service/energieversorgung-in-deutschland-stromhaendler-zocken-fast-bis-zum-blackout-a-815587.html
Zitat:…Aus Sicht der Bundesnetzagentur sind dafür die obersten Stromhändler verantwortlich, die sogenannten Bilanzkreisverantwortlichen, die Elektrizität einkaufen. Eigentlich sind sie rechtlich verpflichtet, stets so viel Strom aus Kraftwerken einzukaufen, wie ihre Kunden verbrauchen, schreibt die Zeitung weiter. Doch das taten sie laut Bundesnetzagentur massenhaft nicht, sondern verursachten mit „Lastprognosefehlern“ den Verbrauch fast der gesamten Regelleistung. Das war offenbar Vorsatz. Mehrere Brancheninsider berichteten der Zeitung, dass es um Profitmaximierung ging.Zitat Ende.
Damals ging es um Profitgier, bei Tibber ist es umgekehrt, die lassen ihre Kunden teil haben.
Ergänzung zu meinem obigen Kommentar.
@ Sabine Glock, und Detlef K.
Wenn Sie mal nach Day Ahead googeln, können Sie lesen, dass der Day Ahead Handel um 12 Uhr des Vortages endet, und schon um 15 Uhr mit Intraday die Schnäppchenjagd beginnt. Eine Jagd auf die billigen Phasen die entstehen, weil seit 2010 die Erneuerbaren aus dem System – den Bilanzkreisen der Versorger – raus genommen wurden und separat an der Börse verkauft werden müssen, wodurch Überschuss mit entsprechend niedrigen, bis hin zu negativen Preisen, entstehen.
Das führt zu Spekulationen, in den Schlagzeilen heißt es „Zocken bis zum Blackout“, die die Netze in Gefahr bringen, wie man meinem obigen Kommentar entnehmen kann.
Dem kann man nur Abhilfe schaffen, in dem die Erneuerbaren wieder „Physisch“ gewälzt werden, in dem sie, wie bis 2010 der Fall, den Versorgern als Ökobänder „zwingend“ zugeteilt werden. Dann kann dieser Schnäppchenmarkt gar nicht entstehen.
Spekulationen sind dadurch ausgeschlossen. Dynamische Tarife basieren dann auf der Möglichkeit, dass die Versorger am Vortag beim Day Ahead Handel zu, für den nächsten Tag „stündlich“ unterschiedlichen Preisen, einkaufen können.
Wie sich die „Zwangszuteilung“ auf die Preise auswirkt, können Sie im Folgenden meinen Kommentaren entnehmen.
https://www.pv-magazine.de/2023/01/04/co%e2%82%82-emissionen-2022-in-deutschland-kaum-gesunken/
Besonders dem vom 06 Jan. um 21.49 Uhr, wo anhand der Merit Order Grafik deutlich gemacht ist, wie die Nachfrage von N1 auf N2 fällt, und dadurch der Preis von P1 auf P2 sinkt.
Nur so nimmt der Merit Order Effekt den die EE auslösen, Einfluss auf die „dynamischen“ Tarife.
Denn weil die stündlich unterschiedlichen Angebote im Day Ahead Handel schon auf weniger Nachfrage ( N2 ) treffen, wird der Preis automatisch niedriger zu P2.
Mit anderen Worten, der Merit Order Effekt steckt in den „dynamischen“ Tarifen, ohne die Netze in Gefahr zu bringen.
Das ist eine Studie im Auftrag eines Speicherherstellers, und basiert auf der gegenwärtigen, Energiewende kontraproduktiven Gesetzeslage, wo man zu der folgenden Erkenntnis kommt.
Zitat…Dabei herausgekommen ist, dass der Ausbau von privat finanzierten Speichern dem EEG-Konto zugutekommen könnte Zitat Ende.
Meine Meinung dazu.
Nach dem Energiewende „freundlicheren“ Gesetz bis 2010, wo die Erneuerbaren den Bilanzkreisen der Versorger mit sogenannten Ökobändern zwingend zugeteilt, und dadurch „vorrangig“ verbraucht wurden, müsste dem EEG Konto nichts zugute kommen, weil wir damals eine Kosten/Nutzen Regelung hatten, und die „Nebelkerze“ EEG Konto – die das verschleiert – gar nicht nötig war. Und auch die zweite Offenbarung dieser Studie wo es heißt Zitat: Die Netzspeicher verbessern den Nutzungsgrad von erneuerbaren Energien und stabilisieren die Strompreise. Zitat Ende. Hatten wir schon mal. Der „Vorrangige“ Nutzungsgrad, und der Einfluss auf die Strompreise war bis 2010 gesetzlich geregelt, da müsste heute nichts verbessert werden.
Siehe dazu meine folgenden Kommentare.
https://www.pv-magazine.de/2023/01/04/co%e2%82%82-emissionen-2022-in-deutschland-kaum-gesunken/
Besonders den vom 06. Jan. um 21.49 Uhr wo anhand der Merit Order Grafik dargestellt ist, wie die Erneuerbaren „gesetzt“ waren, und dadurch die Nachfrage für Kohlestrom von N1 auf N2 gefallen, und der Preis von P1 auf P2 gesunken ist.
Kein Vorwurf an die Studienmacher. Die haben auf der gegenwärtigen Grundlage alles richtig erkannt. Es ist nur die falsche Grundlage.
Allein die Überschrift „Netzspeicherausbau könnte EEG-Konto um drei Milliarden Euro im Jahr entlasten“ passt zu beiden Grundlagen. Wobei für EEG Konto stehen müsste, könnte Vergütungszahlungen entlasten, weil es das EEG Konto bei der alten Variante nicht gab.
Wir haben das passende Beispiel auf dem Dach. Von den 25 kWp werden 10 kWp vergütet, die restlichen 15 kWp fließen nach Eigenverbrauch in einen Speicher.
Die grundsätzlichen Fragen dahinter sind: Ist es billiger, Überschüsse abzuregeln, oder einzuspeichern? Und: Wie bewältigt man die „Dunkelflaute“. Soll man eher Erzeugungskapazität bis zum geht nicht mehr aufbauen, damit auch in jeder denkbaren Dunkelflaute ein gewisses Mindestmaß an Strom zur Verfügung steht, oder holt man sich eingespeicherten Strom zurück?
Die übliche Antwort lautet: Sowohl als auch. Ein gewisses Maß an Abregelung werden wir immer haben, ich schätze mal, dass das im 100%-System mindestens 10% sein werden, weil es sich nicht lohnt, für die stärksten Sturmtiefs des Jahres oder sonnigsten Frühsommertage noch Speicher zur Aufnahme des Überschusses vorzuhalten. Das gleiche gilt für die Dunkelflaute: Die 100% Versorgung, die wir gewohnt waren, ist nur mit Speichern zu erreichen. Da die fossilen Energieträger selbst sehr billig zu habende Speicher waren, war das kein größeres Problem. Mit den teureren Stromspeichern wird man sich überlegen müssen, welchen denkbaren Strommangel man noch zu 100% wird ausgleichen wollen. Mit einem ausgeweiteten Demand-Side.Management kann man einiges erreichen. Aber Verbräuche nur innerhalb eines Tages zu verschieben wird das nicht sein. Um das unnötig zu machen, wird es genug von den Speichern geben, die die Studie oben betrachtet. Das Problem werden die mehrere Tage bis Wochen der MInderproduktion sein. Dagegen hilft bisher fast nur Wasserstoff und der ist knapp, teuer und ineffizient. Da braucht man also Verbraucher, die ggf. bereit sind, gegen Ersatz der vermiedenen Wasserstoffkosten für die Zeit des Produktionsdefizits ihren Stromverbrauch zumindest deutlich zu drosseln.
JCW schreibt
Die grundsätzlichen Fragen dahinter sind: Ist es billiger, Überschüsse abzuregeln, oder einzuspeichern?
@ JCW.
Zunächst muss mal geklärt werden wo kommen die Überschüsse überhaupt her. Im Sinne der Energiewende ist das nur möglich, wenn die Erneuerbaren wieder „Physisch“ gewälzt werden, wie das bis 2010 der Fall war. Die Erneuerbaren würden wieder „vorrangig“ verbraucht, und könnten bei diesen Abregelmanövern nicht missbraucht werden.
Erst dann sind diese Fragen zu beantworten.