Die Solarenergie ist das Zugpferd der Energiewende: Dank des dynamischen Ausbaus stieg die solare Stromerzeugung im ersten Halbjahr stärker an als die aller anderen Erneuerbaren zusammen. Dies ist Grund zu Freude, denn zur Dekarbonisierung brauchen wir langfristig mehrere 100 Gigawatt Solarleistung in Deutschland, wie Studie zeigen. Doch die Weise, in wir Solarenergie zubauen und in den Strommarkt integrieren, bereitet Grund zur Sorge.
Rund 20 Prozent der neu installierten PV-Leistung erhält die gleitende Marktprämie und etwa 10 Prozent gar keine Förderung. Ungefähr 70 Prozent entfällt jedoch auf Dachanlagen kleiner als 100 Kilowatt, die eine feste Einspeisevergütung erhalten. Stand Juli 2024 dürften so rund 60 Gigawatt PV-Leistung dem Einspeisetarif unterliegen. Diese Anlagen haben immer Anreiz, Strom zu erzeugen, unabhängig davon, ob es ausreichend Nachfrage dafür gibt. Dies ist der Grund, warum an der Strombörse immer häufiger negative Preise auftreten, was die Förderkosten in die Höhe treibt. Das ist jedoch nicht der einzige Grund zur Sorge. Es wächst auch die Gefahr von Stromüberschuss.
Stromüberschuss-Situationen
An sonnigen Tagen mit geringem Stromverbrauch könnte es bald mittags zu einem Überschuss an Strom kommen. Gemeint ist damit eine Situation, in der das Stromangebot an der Day-Ahead-Auktion die Stromnachfrage übersteigt, selbst wenn der Preis auf den niedrigsten erlaubten Preis von minus 500 Euro pro Megawattstunde fällt. Diese fehlende Markträumung setzt sich dann auf dem Intraday-Markt fort, wo der Preis bis auf minus 9999 Euro pro Megawattstunde fallen kann. Ökonomisch gesprochen ist die Ursache hierfür ein „preisunelastisches Angebot“, also Stromerzeuger, die trotz des niedrigen Preises weiter einspeisen (Abbildung 1). Und das sind heute in der Mehrzahl Solaranlagen.
| Stromüberschuss: Fehlende Markträumung |
| Abbildung 1: Fehlende Markträumung beim Minimalpreis wegen Must-run- und ungeregelter Erzeugung – eine Stromüberschuss-Situation. |
Stromüberschuss: Fehlende Markträumung
Grafik: Neon
Bisher trat dieser Fall einer fehlenden Markträumung in Deutschland noch nie auf. Jedoch kam es in den letzten Jahren bereits an 20 Stunden, zu Day-Ahead-Preisen die unter minus 100 Euro pro Megawattstunde fielen. Anhand dieser Fälle lässt sich die Rolle der Photovoltaik ablesen. Abbildung 2 zeigt den durchschnittlichen Erzeugungsmix in diesen Stunden: zwar speisten auch andere Erneuerbare und konventionelle Must-run-Erzeugung ein, jedoch in einem sehr viel geringerem Ausmaß als Solar. Mit einem weiteren Anstieg der ungeregelten Solarleistung ist ein Stromüberschuss bereits im Frühsommer 2025 nicht auszuschließen, etwa wenn es über die Oster- oder Pfingstfeiertage sonnig und windig wird.
Unflexible Produzenten: Stromerzeugung bei stark negativen Preisen
GRafik: Neon
Was passiert, wenn der Markt nicht räumt? In einem solchen Fall würden die Übertragungsnetzbetreiber zunächst Regelleistung aktivieren, von der in Deutschland allerdings nur circa drei Gigawatt vorgehalten werden. Reichen diese Maßnahmen nicht aus, um Stromeinspeisung und -entnahme auszugleichen, würde die Frequenz im europäischen Verbundnetz ansteigen, was die Aktivierung von Primärregelleistung zur Folge hätte, von der europaweit drei Gigawatt vorgehalten werden.
Wenn diese regulären Maßnahmen ausgeschöpft sind und die Netzfrequenz trotzdem weiter ansteigt, werden durch die Überfrequenz automatisch Stromerzeuger vom Netz getrennt. Parallel dazu würden die Übertragungsnetzbetreiber mit Notfallmaßnahmen reagieren, gegebenenfalls auch mit der Abschaltung ganzer Verteilnetze, aus denen viel Strom rückgespeist wird. Diese Situation bedeutet zwar keineswegs automatisch einen flächendeckenden Ausfall des Stromsystems (Blackout), jedoch steigt die Gefahr einer schwerwiegenden Störung in einem derart gestressten System stark an. Dies muss unbedingt vermieden werden.
Wirtschaftliche Kosten
Neben den Risiken für die Systemsicherheit verursacht die Stromerzeugung zu negativen Börsenpreisen volkswirtschaftliche Kosten. Ein immer größerer Anteil des Solarstroms wird in Zeiten negativer Preise erzeugt – im laufenden Jahr sind es bereits 20 Prozent (Abbildung 2).
Solarerzeugung bei negativen Preisen
Grafik: Neon
Niedrige und negative Preise in den Mittagesstunden führen dazu, dass Solaranlagen zwar mittags die größten Energiemengen produzieren, jedoch in den Morgen- und Abendstunden die wesentlich größeren Erlöse erwirtschaften. Deswegen sind Ost- und West-ausgerichtete Anlagen sowie eine Überbauung der Modulleistung im Vergleich zum Wechselrichter ökonomisch so sinnvoll. Im Einspeisetarif bestehen jedoch dafür kein Anreiz, weil ja jede Kilowattstunde gleich vergütet wird, unabhängig von der tatsächlichen Wertigkeit des Stroms.
Solarerzeugung im Tagesverlauf (Juli 2024)
Grafik: Neon
Die volkswirtschaftlichen Kosten werden bei geförderten Anlagen als EEG-Kosten sichtbar. Nach unserer Schätzung dürften die zusätzlichen Kosten durch die fehlende Abregelung von Solaranlagen in diesem Jahr bei circa 200 Millionen € liegen. Sollte es zu stärkeren negativen Preisen kommen, könnten die Kosten schnell noch höher ausfallen. Noch gravierendere Kosten fallen an, wenn der Markt tatsächlich nicht räumt. Die Verkaufsgebote der Übertragungsnetzbetreiber, die die Erzeugung aus dem Einspeisetarif an der Börse verkaufen, werden dann nur Pro Rata zugeteilt, so dass ein Teil davon als Unterdeckung des Bilanzkreises in der Ausgleichsenergie landet. Hier wären in einer derartigen Situation Preise von -100.000 €/MWh vorstellbar. Dies könnte EEG-Kosten von Hunderten von Millionen Euro bedeuten – in einer einzelnen Stunde!
Blind für Strompreise
Im Gegensatz zu thermischen Kraftwerken sind Photovoltaik-Anlagen technisch hochflexibel: Sie können im Prinzip einfach, schnell und ohne Kosten ab- und zugeschaltet werden. Warum aber produzieren dann so viele Solaranlagen auch bei negativen Börsenpreisen?
Die Antwort liegt einerseits an der fehlenden technischen Fernsteuerbarkeit, vor allem aber an den finanziellen Anreizen. Solaranlagen außerhalb der Förderung und in der gleitenden Marktprämie haben einen Anreiz abzuschalten, sobald der Strompreis deutlich negativ wird. Anlagen im Einspeisetarif, also etwa zwei Drittel der installierten Leistung, zeigen ein solches Verhalten jedoch in der Regel nicht – sie produzieren auch bei negativen Börsenpreisen weiter.
Dies liegt in den Anreizen, die der Einspeisetarif setzt: Volleinspeiser erhalten immer den gleichen Cent-Betrag je eingespeister Kilowattstunde, haben also grundsätzlich immer einen Anreiz, in jeder Situation Strom zu erzeugen – unabhängig vom Börsenpreis. Auch Eigenverbrauchsanlagen haben in aller Regel einen Anreiz zur Stromerzeugung bei negativen Strompreisen, weil sie entweder den Einspeisetarif erhalten (wenn sie einspeisen) oder den Endkunden-Strompreis ersetzen (wenn sie eigenen Verbrauch decken).
Ausblick auf die nächsten Jahre
Bei einem Solarzubau von 15 Gigawatt pro Jahr, einem Einspeisetarifanteil von 70 Prozent und einem Gleichzeitigkeitsfaktor von 60 Prozent steigt die solar Einspeisespitze um sechs Gigawatt pro Jahr an. Eine Verlangsamung des Zubaus oder eine Verlagerung in die Direktvermarktung ist derzeit nicht absehbar.
Ob es zu einem Stromüberschuss kommt, hängt von einer ganzen Reihe von Faktoren ab, insbesondere von Angebot, Nachfrage, Speichern sowie Export und Import. Dies ist die Lage:
- Der Stromverbrauch in Deutschland stagniert derzeit, so dass mittelfristig nicht mit einer Entschärfung des Problems durch eine steigende Nachfrage zu rechnen ist.
- Eine Lastverschiebung in die Mittagszeit wäre hilfreich. Bislang verhindern jedoch eine Reihe von regulatorischen Hürden eine nennenswerte Reaktion der Nachfrage auf Strompreise. Problematisch sind dabei vor allem das Fehlen dynamischer Endkundentarife und der dafür notwendigen Smart Meter, die zeitlich starren Netzentgelte, Leistungspreise bei Netzentgelten, sowie die Netzentgelt-Rabatte für gleichmäßigen Stromverbrauch. Selbst bei zügigen Reformen ist hier in den nächsten Jahren nur eine begrenzte Entlastung zu erwarten.
- Der Boom bei Heimspeichern ist leider keine große Hilfe, weil diese mit dem Ziel der Eigenverbrauchs-Maximierung betrieben werden und zum Zeitpunkt der Erzeugungsspitze häufig bereits vollgeladen sind.
- Großbatterien könnten Entlastung bringen, und das Interesse von Investoren ist groß. Gebremst werden sie vor allem durch die Netzbetreiber, die Netzanschlüsse nur zögerlich gewähren. So wurden im vergangenen Jahr lediglich 0,3 Gigawatt Speicherleistung installiert.
- Auch in vielen Nachbarländern ist ein starker Ausbau der ungeregelten Solarstromleistung zu verzeichnen, so dass keineswegs sichergestellt ist, dass in einer Überschusssituation die volle technische Exportkapazität genutzt werden kann. Dies könnte die Problematik verschärfen.
- Es ist zu hoffen, dass andere Stromerzeuger, insbesondere Wind, Biogas, Wasserkraft, aber auch größere Solaranlagen, in Zukunft stärker auf negative Preise reagieren und damit die Situation entschärfen. Ob und wie schnell dies geschieht, ist jedoch nicht absehbar.
Selbst bei günstiger Entwicklung all dieser Faktoren ist es aber bei der aktuellen Lage nur eine Frage von wenigen Jahren, bis die Gefahr von Stromüberschüssen deutlich zunimmt. Sollte eine solche Situation auftreten, steht zu befürchten, dass die Politik den Solarzubau kurzerhand abwürgt.
Handlungsoptionen
Deswegen ist es erforderlich, dass nahezu alle in Zukunft neu installierten Solaranlagen auf Strompreissignale reagieren, das heißt in Überschusssituationen abregeln. Die klassische Einspeisevergütung bietet dafür keine Anreize. Neben einer weiteren Ausweitung der Direktvermarktungspflicht, der Wiedereinführung der Spitzenkappung und der Möglichkeit der Abregelung durch den Netzbetreiber wird deswegen auch eine Anpassung der Einspeisevergütung diskutiert, die in Zeiten negativer Börsenpreise ebenfalls negativ würde.
Alle diese Ansätze sind problematisch in der Umsetzung. Deswegen ist jetzt auch die Branche gefragt, konstruktive und praktikable Vorschläge zu entwickeln, wie eine Reaktion von Solaranlagen auf Strompreise erreicht werden kann. Denn nur so kann die Geschwindigkeit des Zubaus aufrechterhalten werden.
Über den Autor
Lion Hirth ist Professor für Energiepolitik an der Hertie School, einer Hochschule für öffentliche Ordnung in Berlin, und Gründer und Direktor von Neon, einer Beratungsfirma für Energiewirtschaft. Er ist ein Energieökonom und Experte für erneuerbare Energien, Strommärkte und Energiepolitik. Als Mitglied der deutschen Gaskommission hat er Kunden aus dem privaten und öffentlichen Sektor beraten, darunter die deutsche Regierung, die Internationale Energieagentur, die Europäische Kommission sowie Übertragungsnetzbetreiber, Versorgungsunternehmen und Rohstoffhändler. Vor seiner Promotion war er fünf Jahre in der Industrie tätig.
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Starker Bericht eines Fachmanns. Er bringt die entscheidenden Punkte verständlich auf denn Punkt.
Da die Einspeisevergütung einer Langjährigen Garantievergütung gleich kommt und darüber viele Anlagen finanziert sind kommt eigentlich nur ein Bonussystem in Frage. Also z.b. eine garantierte Mindestvergütung gemäß den jeweiligen Anspruch und in präferierten Vorzugszeiten einen (dynamisch) höhere Vergütung. Wenn es so gestaltet wird, das es sich lohnt, dann werden die Solateure Speicher und Managementsysteme wie geschnitten Brot verkaufen.
Was ich mir gewünscht hätte, als ich im Februar 2023 einen Speicher zu meiner 10 kwp Dachanlage aus 07/2014 zum Nettopreis hinzukaufte, um die Einspeisung für unter 13 Cent zu reduzieren und parallel den Eigenverbrauchsanteil zu steigern, um teuren Strombezug für fast 40 Cent brutto zu minimieren, wäre ein günstigerer Preis als 7.800€ all inklusive für gerade mal 5,9 kWh (VARTA Pulse Neo 6) ! 10 oder auch 20 kWh Speicher wären mir recht gewesen, da in der Regel 5.000 bis 6 500 kWh Verbrauch ohne Elektromobilität auf der Vierseiten-Hofstelle im Jahr anfallen… Die hohen Preise für Speicher bieten keinerlei Anreiz, zumal Strom aus Speichern nicht ins Netz eingespeist werden kann, sondern nur direkt von der PVA erzeugt über den Zähler Einspeisung… Der Staat sollte über Anreize, anstelle von Strafen nachdenken und endlich den Netzausbau vorantreiben, da ich noch immer gezwungen bin 2/3 des erzeugten Stroms einzuspeisen und damit „nur“ 2/3 meines Stromverbrauchs autark halten und den Rest zu teuer als Bestandskunde mit Garantietarif zukaufen muss… Beste Grüße aus dem Landkreis Elbe-Elster in Brandenburg
Sehr guter Bericht. Zeigt genau auf das Dilemma. Wäre es nicht clever, den Strom in industriellen Gravitationsspeichersystemen zu halten? Die könnten sicher in vielen Größen gebaut werden. Wäre eigentlich auch zu Hause sinnvoll. Akkus haben den Vorteil, mobil zu sein, haben aber viele Probleme. Stationär sind Schwerkraftsysteme aus meiner Sicht logischer, weil viel billiger. Aber aus irgendeinem Grund höre ich da nicht viel.
Billiger wäre es, statt Speicherbau bei Kleinanlagen anzuregen, die entsprechenden Speicher im Netz zu schaffen. Wenn sie sich bei den Kleinanlagen rechnen können, rechnen sie sich im Netz erst recht. Und komme mir keiner damit, dass Speicher bei Privatanlagen Netzentgelte sparen. Was diese Stromverbraucher an Netzentgelten sparen, müssen andere an erhöhten Netzentgelten draufzahlen. Das kanns nicht sein, was Speicher in Privathaushalten „sinnvoller“ machen soll, als im Netz.
Jörg Eberl schrieb:
„Starker Bericht eines Fachmanns.“
Naja, für einen Fachmann hat er zwar anscheinend verstanden, dass das Problem darin besteht, dass weder Solar noch Fossil einfach nachgeben. Aber irgendwie fehlt es am Verständnis das Fossil eben nicht „Must-run“ ist sondern „Should-certainly-not-run“.
Wenn die ihre Maschinen nicht im Griff haben, sollen sie eben die Abwärme wie sonst auch über Kühltürme etc. und in Gewässer ableiten, das tun diese ohnehin. Aber nicht als Überschussstrom auch noch einspeisen.
Solar den schwarzen Peter zuzuspielen ist einfach. Dabei ist Solar ohnehin so konstruiert, dass es vor einer Übersättigung automatisch aussteigt und zwar weich und nicht mit einem brutalen Ruck, wie die angeblichen „Must-run“-Fossilien.
Zudem kommt es dem Fachmann so gar nicht in den Sinn, dass es längst (fertige) Lösungen gibt, wie eben Demand-Flexibilität. Das deutsche Problem mit Demand-Flexibilität ist, dass diese in Deutschland praktisch nicht genutzt wird und sogar teilweise untersagt (siehe [2023 Market Monitor for Demand Side Flexibility] published March 2024, u.a. pg24).
Kurz, wir haben Lösungen, wenden diese nicht an, aber Solar soll für diese Faulheit den Kopf hinhalten? Und Erdgas wird glatt zu „Must-run“ umdeklariert? Das ist ja mal eine originelle Lösung. Man könnte glatt denken, der Autor ist Mitglied der deutschen Gaskommission. Oh, Moment …
Auf der anderen Seite in der Tat ein angenehm zu lesender Bericht, wenn man berücksichtigt, dass es hier wohl einen massiven Bias (selective Blindheit) gibt.
Allerdings wird spätestens bei: „Im Gegensatz zu thermischen Kraftwerken sind Photovoltaik-Anlagen technisch hochflexibel: Sie können im Prinzip einfach, schnell und ohne Kosten ab- und zugeschaltet werden.“ klar, wohin die Reise gehen soll. Die Kosten für eine Solar-Abschaltung sind im Prinzip die Gleichen wie für eine Fossil-Abschaltung und insbesondere so für den Endverbraucher.
Dem Autor schwebt hier wohl vor, dass fossile Erzeuger bei Abschaltung massive Entschädigungen bekommen sollen und Solar einfach mal so an und aus geknipst wird, wie es beliebt.
Diese Idee ist zwar recht interessant, zu mindestens für Fossilgeneratoren. Aber gleichzeitig nicht zu Ende gedacht. Erstens ist eine solche Abschaltungsmöglichkeit eine Hochrisikoinstallation mitten im Energiesystem. Die Begehrlichkeiten, an das rote Knöpfchen zu kommen, sind unendlich und die Liste der Interessenten ist nicht nur lang sondern Einige haben auch erhebliche Möglichkeiten.
Schauen wir doch einmal, wohin eine vergleichbares rotes Knöpfchen in Großbritannien geführt hat: Der dortige Geheimdienst musste in die Entwicklung involviert werden.
https://www.ncsc.gov.uk/information/the-smart-security-behind-the-gb-smart-metering-system
Das Informationssystem ist unglaublich langsam (Stunden bis Tage), anfällig für verlorene Übertragungen und speziell bei der Fernsteuerung (z.B. ALCS) extrem fehlerbehaftet. Es funktioniert nur halbwegs sicher, weil es eben keinen zentralen Zugriff gibt.
Und so etwas schwebt dem Autor vor, um eine Netzsteuerung zu implementieren? Und das ist noch bevor wir die Kostenfrage stellen oder gar die Marktdurchdringung auf einer Zeitachse betrachten.
Und dann war da noch: Die Entschädigung für den Ausfall. Hier würde ich vorschlagen, das gewünschte Kriterium auf fossile Generatoren zu übertragen und diese entschädigungsfrei abzuschalten und das eingesparte Geld lieber abgeschalteten Solargeneratoren zukommen zu lassen. Diese können dann an der richtigen Stelle reinvestieren und der Gesellschaft einen Dienst erweisen, statt wie die Fossilgeneratoren massive Externalitäten zu generieren und diese auf die Gesellschaft abzuwälzen.
Zudem würde mich die Meinung des Autors interessieren, wie seiner Meinung nach das staatliche Hedgingverbot für Bulb (UK) während der Administration und die in dieser Zeit fehlenden negativen Preise an der britischen Börse wohl zusammenhängen könnten.
Sind negative Preise wirklich „Gott-gegeben“ oder doch nur eine Folge der heutzutage unbrauchbaren Marktstruktur? Gäbe es wirklich negative Preise, wenn der Handel nicht derartig segmentiert und die Teilnahme massiv beschränkt wäre? Wenn Endkunden diesen Strom richtig günstig bekommen könnten (Siehe GridESO DFS, Octopus Power Hour, Free Electricity Sessions etc.) ?
Eigentlich sind wir doch in einem Aufbruch in die Elektrifizierung, okay, Deutschland deutlich weniger, aber Deutschland ist keine Insel und kann sich davor nicht ewig verstecken.
Besonders der in Deutschland fehlende Umschwung zu E-Autos wird, wenn er dann doch noch stattfindet, derartige Spitzen mit Leichtigkeit absorbieren können, wenn wir einmal schauen, wie so etwas gehandhabt werden kann:
https://octopusenergy.de/intelligent-octopus-go
wobei das noch deutlich besser geht:
https://octopus.energy/smart/intelligent-octopus-go/
https://octopus.energy/press/Octopus-customers-become-the-first-to-help-balance-grid-with-electric-cars/
JCW schrieb:
„Und komme mir keiner damit, dass Speicher bei Privatanlagen Netzentgelte sparen. Was diese Stromverbraucher an Netzentgelten sparen, müssen andere an erhöhten Netzentgelten draufzahlen.“
Nun, irgendwann wirst du das doch zwangsweise noch anerkennen müssen. Speicher bei den Endabnehmern reduzieren die Notwendigkeit für einen Netzausbau, diese reduzierten Netzausbaukosten reduzieren die Netzkosten. Ob nun reduzierte Netzkosten zu verringerten Netzentgelten führen, ist allerdings in der Tat keine technische oder buchhalterische Frage sondern eine politische Frage.
Ein Netzausbau muss schlussendlich doch stattfinden, verteilte Speicher können diese Notwendigkeit reduzieren, aber nicht verhindern.
Das Hauptproblem in Deutschland ist derzeit nicht die Errichtung von Speichern sondern die politische Ignoranz der gegebenen Möglichkeiten und die aktive Abwehrhaltung.
Ich habe erst aus dem [2023 Market Monitor For Demand Side Flexibility] vom März 2024 erfahren, dass Deutschland das einzige untersuchte Land in Europa ist, welches eine Aggregation von Speichern bei DFS-Maßnahmen nicht erlaubt.
Was so unschuldig klingt, ist nichts anderes als dass eine Demand-Side Flexibilisierung von Verbrauchern trotz Notwendigkeit nicht nur nicht getan wird, sondern aktiv untersagt wird.
Die vielen schönen Nullen, mit denen Deutschland da heraussticht, sind auch recht eindrucksvoll und heißen nichts anderes als dass Däumchen gedreht werden. Das Einzige beim dem Deutschland ganz vorn mitspielt, sind die Kosten (so ein schönes Dunkelbraun, wo sonst es sonst hell ist in den Graphen).
Wenn da natürlich weiterhin blockiert wird, dann können selbstverständlich Heimspeicher gar nicht aktiv im Netz teilnehmen und du behältst auf eine perverse Art und Weise recht.
@Dirk Schiller: Ich dachte, dass Sonnen mit der SonnenFlat einen Tarif hat, bei dem Privat-Speicher zusammengeschaltet um als Flexibilität verkauft zu werden? So viel ich weiß, ist der allerdings kein Renner, weil der einzige, der daran verdient, Sonnen selber ist, und die wahrscheinlich auch nicht genug, damit es sich rentiert, weil alle Gewinnmöglichkeiten von den Administrationskosten (und den unwirtschaftlichen Kleinspeichern) aufgefressen werden.
Netzausbau trägt am wenigsten bei zu den Netzentgelten. Schwerer wiegen die Kosten für Regelenergie – die steigen überproportional. Und Heimspeicherbesitzer tragen wenig bis nichts dazu dabei, diese Kosten zu reduzieren. Man muss befürchten, dass sie das Problem nicht selten sogar verschärfen, wenn sie am Vormittag einspeichern und das in der Mittagszeit plötzlich beenden.
Auch die Möglichkeiten des DSM im Privatbereich überschätzen Sie. Es steht mit einer Verbrauchsverschiebung um wenige Stunden innerhalb eines Tages in direkter Konkurrenz zur Einspeicherung in Batteriespeichern, und die ist nicht so teuer, dass es sich lohnen würde, die Administrationskosten und Komfortverlust für das DSM auf sich zu nehmen. Im Industriebereich versucht das BMWK gerade zu ermitteln, wie groß das Potential wäre. Da ist es sinnvoll, weil der Aufwand und damit die Kosten mit der gesteuerten Strommenge kaum steigt.
Das Potential von E-Autos ist wieder geringer, als von Ihnen angenommen. In D gibt es 40 Mio PKW, die für eine Jahresfahrleistung von durchschnittlich 15.000km bei einem Verbrauch von 0,15kWh/km insgesamt 90TWh pro Jahr benötigten. Das hebt den deutschen Strombedarf also gerade mal um 20%. Nur ein Teil davon lässt sich netzangepasst laden, gerade Schnellladen unterwegs macht niemand vom aktuellen Strompreis abhängig, sondern davon, wann er zu hause oder bei seinem Geschäftspartner sein will.
Womit Sie recht haben ist die kritische Haltung gegenüber der Strombörse. Die ist ein Hort der Nicht-Anpassung an den zukünftigen Strommarkt. Wenn sie nicht sehr schnell umsteuert, wird sie noch mehr an Bedeutung verlieren. Ich werde ihr keine Träne nachweinen.
ich frage mich warum der kostenlose Strom nicht zur Wasserstoff Erzeugung eingesetzt wird.
Es gibt genügend Zeiten im Jahr, wo Eneriemangel besteht. Nach Stilllegung der Kohlekraftwerke sollen neue Gaskraftwerke hier einspringen, da bietet sich doch an dass diese Kraftwerke mit Wasserstoff arbeiten.
JCW schrieb:
„Ich dachte, dass Sonnen mit der SonnenFlat einen Tarif hat, bei dem Privat-Speicher zusammengeschaltet um als Flexibilität verkauft zu werden?“
Am Spotmarkt, Intra-Day, darf Sonnen vermutlich einkaufen. Am gut bezahlten Stabilitätsmarkt hingegen dürfte schon das finanzielle Volumen von Sonnen ein kompletter Showstopper sein.
Tesla hatte das in verschiedenen Ländern angeboten, ist aber auch auf dem Rückzug.
https://octopusenergy.de/newsroom/tesla-stromtarif-fuer-kunden-in-deutschland-eingefuehrt
Auch hier Spotmarkt, nicht Stabilisierung.
JCW schrieb:
„Und Heimspeicherbesitzer tragen wenig bis nichts dazu dabei, diese Kosten zu reduzieren.“
Das liegt aber nicht an den Heimspeichern oder deren Besitzern, sondern an den fehlenden Bedingungen. In anderen Ländern haben Heimspeicherbesitzer die Möglichkeit netzdienlich einzuspeisen und damit ein deutlich verbessertes Einkommen zu erzielen, wenn wirklich netzdienlich eingespeist wird.
Links hatte ich weiter oben schon eingefügt (Sparfuchs).
Z.B. in Großbritannien hatte GridESO die Nase voll, ständig geplündert zu werden, indem Generatoren Leistung zurückhielten und dann teuer als Regelleistung doch noch anboten. Daraufhin hat GridESO Privathaushalten ~3,50€ pro kWh angeboten, wenn diese das Netz stabilisieren.
So wurde das britische DFS geboren und wird jetzt von einem Winterprogramm auf ganzjährig umgestellt. Das hat das Gaming ordentlich reduziert, weil nun das Risiko besteht, dass Privathaushalte das Geld in die Tasche stecken. Also hat dann der Anbieter nicht nur Umsatz verloren sondern das Geld wird seinen Mitbewerbern in die Tasche gesteckt, die es investieren können und das auch tun.
https://www.nationalgrideso.com/industry-information/balancing-services/demand-flexibility-service-dfs
JCW schrieb:
„Auch die Möglichkeiten des DSM im Privatbereich überschätzen Sie. … Das Potential von E-Autos ist wieder geringer, als von Ihnen angenommen.
“
Nein, die Daten des DFS sind einsehbar auf deren Webseite, ich hatte dies sowohl schon gepostet als auch übersetzt und das Gleiche gilt für Intelligent Octopus, welches die Ladung regelt. Du gehst hier fälschlicherweise von Energie aus, wenn es sich doch um Leistung handelt, da die Fluktuation hoch ist und in kurzen Zeiträumen stattfindet (was so gerne von Einigen als „Flattern“ bezeichnet wird).
Hier Rohdaten für DFS, unter Berücksichtigung, dass das erst der Anfang ist:
https://www.nationalgrideso.com/data-portal/demand-flexibility-service
Hier die Pressemeldung von nur einem einzigen Anbieter:
https://octopus.energy/press/Intelligent-Octopus-Go-1GW/
Du verwechselst möglicherweise den Netzbetrieb mit saisonaler Speicherung.
Im Zweifelsfall kann ich meine LFP Batterie übrigens heute voll laden und im Winter entladen, ohne nennenswerte Verluste.
JCW schrieb:
„Womit Sie recht haben ist die kritische Haltung gegenüber der Strombörse.“
Amen, Aber bitte „Du“, das „Sie“ wird zwar aus Höflichkeit genutzt aber überwiegend nicht als höflich wahrgenommen. Wenn man ein „Sie“ unbedingt braucht, um seine „Autorität“ zu wahren, dann fehlt es wohl akut an der Kompetenz, aus der sich eine Autorität normalerweise von selbst ergibt.
Anton Kimpfbeck schrieb:
„ich frage mich warum der kostenlose Strom nicht zur Wasserstoff Erzeugung eingesetzt wird.“
Nehmen wir an, du investierst z.B. 50 Mio Euro in eine Electrolyser-Projekt mit Finanzierungs-, Wartungs- und anderen Kosten , würdest du dieses dann rund um die Uhr laufen lassen, um Rendite zu erwirtschaften oder würdest du es in einer Ecke verstauben lassen und ein paar mal im Jahr anwerfen, wenn gerade relativ viel Erneuerbare verfügbar sind?
>>Stand Juli 2024 dürften so rund 60 Gigawatt PV-Leistung dem Einspeisetarif unterliegen. Diese Anlagen haben immer Anreiz, Strom zu erzeugen, unabhängig davon, ob es ausreichend Nachfrage dafür gibt.<<
diese Aussage entbehrt jeder fachlichen Grundlage:
PV-Wechselrichter (on-grid) müssen per Definition die Ausgangsleistung reduzieren, wenn die Ausgangsspannung – zB weil im Netz wenig Strom abgenommen wird – das Maximum erreicht.
Also bei ca 250V Einspeisung. Darüber geht's nicht, ein Norm-konformer WR wird hier auf NULL-Ausgangsleistung reduzieren. Ergo kann auch die PV-Anlage das Netz nie überlasten.
Da gibt es doch noch die ganzen Biomasse Anlagen. Die müssen bei Überschuss, vor Wind/PV runter geregelt werden. Die fehlende Einspeisevergütung können die ja dann in anderen Zeiten wieder rein holen. Das kann ich mit der Sonne eben leider nicht tun.
Das wäre dringend nötig, auch wenn es aufgrund des geringen Anteils nicht viel bringt. Eine weitere Frage ist, ob die Wärmeabnahme (wo vorhanden) auch so flexibel ist.
Besteht nicht die technische Möglichkeit die zuviel erzeugte Solarenergie umzuwandeln zum Beispiel in Wasserstoff oder E-Fuels. Auch wenn dass nicht so effizient ist, könnte es doch sein, dass es günstiger ist als den Strom zu verschenken bzw auch noch etwas dafür zu bezahlen damit er abgenommen wird. Dieser Überstrom wird doch wahrscheinlich nicht überall in Deutschland so sein. Die Lösungen sollten eher dahin gehen denn zuviel produzierten Strom zu nutzen, als die Privaten Einspeiser zu bestrafen bzw es auf den Endverbraucher abzuwälzen. So etwas passiert, wenn nur in eine Richtung gedacht wird.
Es ist auch die Frage, ob Biomasseanlagen dann einen zweiten Generator aufstellen, um das nicht verbrannte Gas später zu verfeuern – schon heute ist Biogasstrom mit 12-18ct sehr teuer – dann wird er noch teurer. Unökologisch ist Strom aus Energiemais sowieso schon, dann noch teuer – am besten lässt man es ganz.
Tim,
Viele kleinere Biomasse-Anlagen sind gar keine Einspeiser. Zum Beispiel das Biogas von Kläranlagen wird überwiegend verstromt und treibt dort die Motoren der Anlage an, um den Netzbezug zu reduzieren. Die sind meist froh, wenn sie den Eigenbedarf halbwegs decken können.
Das trifft allerdings in der Tat nicht auf kommerzielle Holzverfeuerer zu.
Ich lese allerdings gerade in der Süddeutschen, dass Biogasanlagen (installierte Kapazität in D 4,5GW) bei Auslaufen der Garantievergütung nur bedarfsgesteuert am Netz bleiben sollen. Das würde immerhin für ein knappes Jahr Kompensation von PV-Überschüssen reichen, folgt man der Rechnung von Herrn Hirth – es ist ja nicht alles Quark, was er schreibt.
Sehr gut verständlicher und umfassender Beitrag. Vielen Dank dafür.
Zwei Anmerkungen:
1. Im Absatz nach Abb. 2 fehlen ein paar Wörter.
2. Gibt es eine Prognose, mit wie viel netzdienlichem Speicherausbau man in diesem Jahr rechnen kann? Nach den Batterie-Charts der RWTH-Aachen sind im ersten HJ 2024
– 210 MWh Großspeicher (Extrapolation wegen geringer Zahl schwer möglich),
– 110 MWh Gewerbespeicher (netzdienlich?),
– 2345 MWh Heimspeicher hinzugekommen.
Ich kann nicht sagen, wie viel der Heimspeicher über Förderungen gebaut werden, aber könnte man nicht zumindest bei den geförderten (am besten allen ans allgemeine Stromnetz angebundene) eine Regelung einführen, dass eine Netzdienlichkeit erreicht würde. Z. B. eine (plakativ dumme) zeitgesteuerte Vorgabe, dass der Speicher in den sonnenreichen Monaten vor 12 Uhr nicht mehr als 40% gefüllt sein darf, vor 13 nicht 60% vor 14Uhr nicht 80% (Laderate von 0,2 C bei Stand heute )… Bei Speichern, die eine intelligentere Lösung zuließen, könnte man ja die Day-Ahead Preise oder gar die PV-Erlöse-Prognosekurve?! einbeziehen.
Ansonsten ist es natürlich sehr wichtig, dass der willige Nutzer überhaupt die Möglichkeit bekommt, seinen Speicher so zu konfigurieren. Ist ja laut einigen Kommentatoren nicht zwingend gegeben.
Allgemein stellt sich hier natürlich wieder die Frage, inwiefern Heimspeicher volkswirtschaftlich sinnvoll sind.
Unabhängig davon ist aus meiner Sicht auf eine schnelle Einführung zeitvariabler Netzentgelte zu hoffen.
Danke für den Hinweis. Der Fehler ist behoben.
@Sparfuchs,
„Unabhängig davon ist aus meiner Sicht auf eine schnelle Einführung zeitvariabler Netzentgelte zu hoffen.“
Meinst Du damit ganz einfach gesagt Nacht/ Tag Strom?
Wenn ja, ist dies dann aber auch wieder kontraproduktiv vs. PV
@Uwe Dyroff
Dieser Artikel beschreibt ganz gut was ich damit meine und was ich darunter verstehe. https://www.iwr.de/news/reformvorschlag-bundesnetzagentur-will-netzentgelte-fuer-industrie-verbrauchsabhaengig-flexibilisieren-news38751
@Redaktion: den Kommentar an der falschen Stelle bitte löschen.
@Sparfuchs,
Industrie und Privat muss man trennen, da in der Regel komplett verschiedene Lastprofile.
Meine Antwort bezog sich auf den privaten Teil.
Sparfuchs schrieb:
„Bei Speichern, die eine intelligentere Lösung zuließen, könnte man ja die Day-Ahead Preise oder gar die PV-Erlöse-Prognosekurve?! einbeziehen.“
Du meinst so etwas wie zum Beispiel:
https://agile.octopushome.net/dashboard
oder
https://octopus.energy/smart/flux/
Hmm, warum genau noch einmal haben wir sowas in Deutschland nicht? Frag mal deine lokalen Politiker.
Was spricht dagegen, den zuviel produzierten Strom für Elektrolyse oder andere Formen der Energiespeicherung zu verwenden, und dann nachts oder in sonnenarmen Zeiten auf die so gespeicherte Energie zurückzugreifen?
Klar, das geht nicht von jetzt auf gleich, aber innerhalb von wenigen Jahren sollte sich das umsetzen lassen, ohne, dass man den ökonomisch völlig katastrophalen Weg der Abschaltungen und Abregelungen gehen müsste.
Diese Frage stellen ich mir auch. Da kommen aber sich auch Kostenaspekte der Speichertechnologien wie Wasserstoff ins Spiel?
Da die Einspeisevergütung einer Langjährigen Garantievergütung gleich kommt und darüber viele Anlagen finanziert sind kommt eigentlich nur ein Bonussystem in Frage. Also z.b. eine garantierte Mindestvergütung gemäß den jeweiligen Anspruch und in präferierten Vorzugszeiten einen (dynamisch) höhere Vergütung. Wenn es so gestaltet wird, das es sich lohnt, dann werden die Solateure Speicher und Managementsysteme wie geschnitten Brot verkaufen.
In ös wurden die einspeise,endgeld schon um 40 Prozent reduziert. Der Anreiz zu heimspeicher ist
gegeben
2028 gehen die ersten lichtbogen,stahlöfen in Betrieb (die je nach Stromüberschuss grünen Stahl produzieren )
Weiters entstehen gerade 3 neue Pumpspeicherkraftwerke
Möglichkeiten gibt es viele
Ein weiterer Anreiz könnte auch sein, privaten Speichern das (mit dynamischen Preisen begleitete) Einspeisen gegen Vergütung in einer praktikablen Weise zu gewähren, wie der Autor schon schreibt. Dann würden, ich vermute, viele Bürger/Private hier entsprechend netzdienlich aufrüsten. Hier stehen lediglich regulatorische Themen im Wege, die man im Gegensatz zu technischen Rollouts vergleichsweise schnell regeln könnte. Das könnte dem Themenkomplex „Speicher“ in vielerlei Hinsicht einen weiteren deutlichen Anschub geben.
Abschalten wäre die von allen Möglichkeiten sinnloseste Variante. Dezentrale und privatwirtschaftlich angetriebene Fortschritte bei der Glättung der Kurven wäre imho ein viel schöneres Mittel – und passten imho auch eher zum Wirtschaftsstil der BRD der letzten Jahrzehnte.
Stellen Sie sich ein „Kommunenmodell“ vor, mit dem jede Kommune auf ziemlich standardisiertem Verfahren entsprechende lokale netzdienliche Speicher – optional gerne mit Bürgerinvestitionen – aufbauen könnte. Die Planungsverfahren wären deutlich rechtssicherer und schneller, das vermaledeite Geld-Thema wäre vom Tisch und es würde sich die wirtschaftlich sinnvollsten Projekte durchsetzen, die hier mit den physikalisch sinnvollsten Maßnahmen korrelierten. Wäre das nicht total verrückt?
HD schrieb:
„Stellen Sie sich ein „Kommunenmodell“ vor, mit dem jede Kommune auf ziemlich standardisiertem Verfahren entsprechende lokale netzdienliche Speicher – optional gerne mit Bürgerinvestitionen – aufbauen könnte. Die Planungsverfahren wären deutlich rechtssicherer und schneller, das vermaledeite Geld-Thema wäre vom Tisch und es würde sich die wirtschaftlich sinnvollsten Projekte durchsetzen, die hier mit den physikalisch sinnvollsten Maßnahmen korrelierten. Wäre das nicht total verrückt?“
Je breiter, desto besser, also ja, auch Kommunen und Bürgerbeteiligung im weitesten Sinne muss es dabei ohnehin geben, aber eine Bürger(mit)finanzierung und entsprechende (Mit)Beteiligung an den erwirtschafteten Werten ist absolut erstrebenswert.
Kurze Antwort: Ja! Auch das.
Ich denke, eine Art Lackmustest ist: Soll etwas Positives künstlich entwertet oder gar weggeworfen werden? Ist die Antwort „Ja“, kann etwas mit der vorgeschlagenen Lösung nicht stimmen.
HD schrieb:
„Stellen Sie sich ein „Kommunenmodell“ vor, mit dem jede Kommune auf ziemlich standardisiertem Verfahren entsprechende lokale netzdienliche Speicher – optional gerne mit Bürgerinvestitionen – aufbauen könnte.
ja – bitte!
Hätte es @Jörg Eberl nicht schon geschrieben hätte ich es jetzt gemacht.
Ein sehr verständlicher Artikel. Solch eine Qualität Lob ich mir und würde das gern häufiger lesen wollen.
Kleinere Anmerkungen hätte ich aber:
„Selbst bei günstiger Entwicklung all dieser Faktoren ist es aber bei der aktuellen Lage nur eine Frage von wenigen Jahren, bis die Gefahr von Stromüberschüssen deutlich zunimmt.“
Na wie vor bin ich der Meinung, dass wir die Stromüberschüsse deutlich brauchen und diese sogar massiv ausgebaut werden müssen… ABER: diese Zielführend eingesetzt werden MÜSSEN.
Wer z.b. eine Geförderte Anlage bekommt (z.b. aus EEG Topf) der muß in Zeiten der Überkapazität Strom verbrauchen. WIE dieser Verbrauch auszusehen hat muss nun an anderer Stelle geklärt werden.
CO² Abscheider… Redox Flow bzw. generell Batterien aufladen, die Abend dann einspeisen müssen oder Wasserstoff erzeugen oder EFuels… etc etc etc.
ALL diese Technologien gibt es ja jetzt schon. Werden nur nicht in Massen hergestellt und somit für den normalen Konsumenten nicht (kaum) erschwinglich. Das war mit den Wärmepumpen nicht viel anders…. werden nun aber bis zu 70% gefördert.
Es müsste somit ein Anreiz (Förderung?) geschaffen werden realitätsgetreue Verbraucher die Volkswirtschaftlichen Nutzen haben, anzuschaffen.
Sprich: Einer der eine 5KW Anlage hat der soll sich eine 5KW Batterie anschaffen. Stand heute: unter 1000€. (ca. 700€ aktuell).
25KWp = da geht schon mehr. Batterie hier aber sinnfrei, da diese an Sonnigen Tagen um die 150KWh erzeugen könnte. Das wird zu teuer. Also CO² Washing…. eFuels etc. Da müsste sich aber einer ran setzen der viel schlauer ist also ich und entsprechend Vorgaben machen.
Und dann müsste es gesetzliche Vorgaben der Abnahme geben.
Wasserstoff sehe ich hier als Flexibelsten an… ist aber noch in den Kinderschuhen. Aber in 2-3 Jahren sicherlich Markttauglich. Schon jetzt gibt es die Möglichkeiten Wasserstoff in ungefährliche Stoffe umzuwandeln. Armeisensäure.. Ammoniak oder ähnliches. Abend dann als Vorgabe der Rückeinspeisung.
Bei eFuels oder CO² müsste es dann Anlaufstellen geben, wo ich z.B. mein 1.000 Liter IBC Container verkaufen kann. DAS könnte durchaus ein größeres Unterfangen sein.
Grundsätzlich sehe ich aber die (erneute) Verfehlung der Regierung als (ich glaube die hießen damals GreenEnergie oder so) einen Förderantrag stellten um dessen Redox Flow Batterie markttauglich zu bekommen bzw. weiter zu entwickelt.
Sprich: Salzwasserbatterie. Unbedenklich… nicht Brennbar und (sofern ich Platz habe) in unendlicher KWh bereitstellbar. Besonders die unbegrenzte Zyklenzahl ist hier der GameChanger. Warum sollte ich mittags nicht voll machen und Abend einspeisen? Zyklen gibt es hier nicht.
Förderantrag wurde aber abgelehnt. Seitdem passiert hier nicht viel. Preise für diese Anlagen sind immer noch extrem hoch und kaum Verfügbar.
Das ist nicht zielführend. Wir wollen ja dass die Leute weiterhin Aufdach PV bauen. Flächen PV ist teilweise ja noch unbeliebter als Wind. Die Dach Anlagen benötigen nun mal je nach Größe 7-10 cent Einspeisevergütung damit sie sich rechnen und Menschen das Risiko für die Anlage und den Kredit übernehmen.
Der Strompreis muss halt aufgebracht werden. Wenn man den Leuten jetzt auf 30% des Produktion keine Vergütung zahlen will, werden die Anderen eingespeisten kwh teurer.
Physikalisch funktioniert die Abregelung von PV Strom automatisch, sobald die Netzfrequenz steigt schalten die Wechselrichter ab.
Das Problem ist die Merit Order Preisfindung die Aufgrund der 0 cent Grenzkosten bei 100% Erneuerbaren versagt.
Der Staat muss dafür sorgen dass der Strom verbraucht wird (z.B. durch Reduktion der Netzgebühren bei Überproduktion und der Belohnung der Verbrauchsflexibilität anstatt der aktuell finanziell geförderten Verbrauchskonsistenz) und es müssen netzdienliche Speicher geschaffen werden, die sowohl Wind als auch PV Strom zwischenspeichern dürfen.
Ein interessanter Artikel. Wäre es bei der Stringenz des Problems nicht ratsam, noch weitere Maßnahmen zu ergreifen, z.B.:
– Übertragungsnetzbetreiber zu verpflichten, große Batteriekapazitäten aufzubauen (funktioniert beim Netzausbau ja auch),
– eine zusätzliche Strafe für konventionelle Kraftwerke einzuführen, wenn diese bei negativen Strompreisen noch einspeisen,
u.s.w.
Grundsätzlich wäre ja eine Steuerung auch von kleinen Solaranlagen durchaus sinnvoll, dann aber bitte nicht mehr mit einer vorsintflutlichen Technik (Funkrundsteuerung)! Und bitte gleichzeitig verbunden mit einer einfachen Vergütungsregelung, die ohne einen teuren zusätzlichen Direktvermarkter auskommt (den es im Moment für kleine Anlagen sowieso nicht gibt).
Zum Glück sind andere schneller als die Netzbetreiber.
https://www.zfk.de/energie/strom/20-grosse-stromspeicher-in-sachsen-anhalt-geplant?utm_source=briefing&utm_medium=email&utm_campaign=2024-09-11&utm_content=meld_energie_more
Guter Artikel 👍 Nur die Handlungsoptionen sehe ich anders.
Sie haben ja bereits geschrieben, dass bei Speicher das Interesse der Investoren da wäre, aber durch die Netzbetreiber gebremst sind.
Das wäre doch der einfachste und ökonomischste Weg hier politisch den Weg zu vereinfachen. Wie schnell sowas gehen kann, haben die Flüssiggas Terminals gezeigt. Außerdem brauchen wir auch eine Industrie, die den günstigen PV Strom in den Winter bekommt. Für Speicherbetreiber gibt es derzeit noch viel zu wenig Anreiz und Möglichkeiten das zu tun.
Warum sollten wir einfach die Anlagen abschalten und damit die Energie komplett verpulvern, wenn daraus so viel gemacht werden könnte. Nur weil es einfacher ist Regeln neuen Anlagen aufzubürden, statt Märkte zu schaffen? Klar sollten die Vergütungen variabel sein, aber auch der Verbrauch bei den Haushalten.
Aber das schöne an der jetzigen Situation ist doch: das erhöht doch nochmal den Druck auf die sowieso dringend notwendigen Großspeicher. Der Druck scheint aber wohl noch nicht groß genug zu sein.
Interessant ist, daß die Wertschöpfungserträge, für eine Erneuerbare-Energien Sparte, also Photovoltaik, separat gezeigt wird.
Windkraft?
Was fehlt noch?
Was wurde dazu in den Kommentaren, hier bei pv-magazine.de, schon vor Jahren angeregt?
Noch eine Definitionsfrage: Heisst Abregeln, dass die PV Anlage gleich ganz abgeschaltet wird und nicht mal mehr der Strom für den Eigenverbrauch verwendet werden kann?
Und wenn der Strom über Mittag und im Sommer kaum mehr etwas wert ist, dann sehen die Investitionsrechnungen für zb. Einfamilienhäuser schnell mal nicht mehr attraktiv aus …
@Hanspi,
mit entsprechender EMS kannst Du die Einspeisung von 100 – 0% regulieren.
Der Eigenverbrauch wird trotzdem bedient.
Uwe Dyroff schrieb:
„mit entsprechender EMS kannst Du die Einspeisung von 100 – 0% regulieren.
Der Eigenverbrauch wird trotzdem bedient.“
Das war aber nicht, was der Autor vorschlägt. Dieser schlug eine „preiswerte Abschaltung“ vor. Ein EMS (energy management system) kümmert sich nicht speziell um Solar sondern alle vorhandenen Verbraucher und Generatoren und stimmt deren Laufzeiten aufeinander ab.
Damit kann ein EMS den Eigenverbrauch maximieren oder aber die Einspeisung oder den Bezug, ganz je nach Konditionen, wie zum Beispiel flexible Marktpreise.
Dem Autor ist aber speziell Solar ein Dorn in Auge und eine Abschaltung heißt dann natürlich, dass trotz Spitzenerzeugung eben kein Eigenverbrauch, sondern Netzbezug angesagt ist.
Eine Solaranlage kann gar kein EMS sein, da diese sich dazu mit allen anderen Geräten vernetzen können müsste. Das ist mit der gegebenen Hardware nicht leistbar. Auch in Zukunft nicht. Wenn die Solaranlage dann auch EMS ist und die Batterie auch, das Autoladegerät auch und selbst die zusätzliche Mikrowechselrichteranlage, dann versauen viele Köche den Brei.
@ Dirk,
Das war die Antwort auf @Hanspi seine Frage ⤵️
„Noch eine Definitionsfrage: Heisst Abregeln, dass die PV Anlage gleich ganz abgeschaltet wird und nicht mal mehr der Strom für den Eigenverbrauch verwendet werden kann?“
@ Dirk
„Eine Solaranlage kann gar kein EMS sein, da diese sich dazu mit allen anderen Geräten vernetzen können müsste. Das ist mit der gegebenen Hardware nicht leistbar“
HM 2.0 SMA, was macht dieses EMS?
Uwe Dyroff schrieb:
„Das war die Antwort auf @Hanspi seine Frage ⤵️“
Hallo Uwe, richtig, ich habe deine Antwort nur ergänzt, diese war generell korrekt. Da der Autor aber Solar-Abschaltung fordert, und nicht die gesetzlich vorgeschriebene Installation von EWS, fand ich eine dahingehende Ergänzung wichtig.
Wobei noch zu sagen ist, dass viele (größere) Kombi-Inverter tatsächlich bereits eine eingebaute Funktion haben, um den Export zu erkennen, da dies in einigen Ländern gefordert ist (z.B. zwecks Limitierung von Export auf 16A). Das erfordert teils ein aufwendiges Design, wenn mehrere Geräte mit einer solchen Funktion installiert sind. Und diese Funktion wird nicht immer genutzt.
@Dirk,
„Hallo Uwe, richtig, ich habe deine Antwort nur ergänzt, diese war generell korrekt.“
Alles schick 😉
@all
Zu den ganzen Themen -> PV/ dynamische Steuerung/ dynamische Einspeisetarife/ EMS usw
Ich kann mich an 2016 erinnern, da war ich auf einem Seminar bei einem in Chemnitz ansässigen Modulhersteller.
Da wurde u.a. von einem Mitarbeiter von SMA die 1. Generation HM vorgestellt/ präsentiert/ erklärt.
Da habe ich schon solche Themen ins Spiel gebracht. Dieser Mitarbeiter hat mich ganz ungläubig angeschaut…
Ich hatte bis zu einem persönlich, schweren Schicksalsschlag in 2020 ( hat/ kostet immer noch sehr viel mentale Kraft) sehr gute Verbindungen in die PV Branche in DE.
Leider ist in dieser Zeit viel untergegangen.
@Sandra Enkhardt hat meine Zustimmung, meine Kontaktdaten an „ernsthafte Interessenten“ weiter zu geben.
Würde mich freuen.
Danke und viele Grüße aus Norwegen
Dafür haben alle zugelassenen Wechselrichter die automatische Abschaltung ab 50.2Hz und alle neueren eine gleitende Abschaltung von 50.2 – 51 Hz. Die feste Abschaltgrenze der Altgeräte könnte zu einem Problem werden, daher soll es zug um zug auf eine gleitende Regelung umgestellt werden.
Sollte es einen passenden Tarif geben würde ich auch gern meine Batterie mit Überstrom laden. Allerdings sind die aktuellen dynamischen Tarife nicht lukrativ, und für die meisten Verbraucher teurer als feste Tarife
Das ist ein sehr guter Punkt, den ich ebenfalls im Artikel vermisst habe.
Sollte die Abschaltung der Wechselrichter bei 50.2 bzw. 51 Hz nicht grundsätzlich vor einer Netzabschaltung (lokalem Blackout) passieren?
Ab welcher Frequenz schalten die Netzbetreiber die Regelleistung zu? Bereits davor, oder erst danach?
Alex schrieb:
„Dafür haben alle zugelassenen Wechselrichter die automatische Abschaltung ab 50.2Hz und alle neueren eine gleitende Abschaltung von 50.2 – 51 Hz. Die feste Abschaltgrenze der Altgeräte könnte zu einem Problem werden, daher soll es zug um zug auf eine gleitende Regelung umgestellt werden.“
Das ist bei den meisten größeren älteren Anlagen bereits zwangsweise erfolgt, im Zuge von Firmwareupdates/-upgrades oder Hardwaretausch. Die betroffenen kleineren Anlagen stammen aus der Anfangszeit und sind a) sehr wenige, es waren noch nie viele und werden immer weniger, und b) überwiegend sehr kleine Anlagen. Das Risiko ist verschmerzbar.
Zusätzlich kommt noch die automatische Abregelung bei Erreichen der Grenzspannung (meist 253V RMS).
Zum einen wäre ich bereit mit meinem großen Heimspeicher gezielt in den Morgen oder Abendstunden Strom einzuspeisen und tagsüber netzdienlich zu laden. Jedoch gibt es dazu noch keine gesetzliche Regelung.
Zum anderen verstehe ich nicht warum man nicht Errichter von Solarparks verpflichtet Speicherkapazitäten zu schaffen, oder aber die netzbetreiber selber Speicherkapazitäten aufbauen. Egal ob elektrolyseure oder batteriespeicher.
Die Probleme sind jeden seit Jahren bekannt und keiner anderen wirklich was dagegen.
@Sven Buschbeck: Ich bin ganz bei Ihnen, dass es Speicher sind, welche die dringend notwendigen Solaren Überschüsse in andere Tageszeiten verschieben bzw. mehrtägig bis mehrmonatlich verschieben.
Lion Hirth irrt in meinen Augen, wenn er vor der „Gefahr von Stromüberschuss“ warnt. Das ist keine Gefahr, sondern dringend notwendig, wenn Wind und Sonne rund ums Jahr ausreichend Energie bereitstellen sollen. Speicher auf allen Ebenen und vor allem im Netz, gemanaged von Netzbetreibern (am besten nur noch einer einzigen, gemeinwohlorientierten, diskriminierungsfreien, überall diesselben, bundesweit einheitlichen, diskriminierungsfreien Netzzugangsbedingungen bietenden „Deutschland Netz Agentur“) sind der fehlende Baustein der dezentral-zellularen-Energieversorgung von morgen.
Lion Hirths Handlungsoptionen sind jedenfalls keine tolle Idee, um Investitionen in neue Solarparks zu rechtfertigen. Nur bei sicherer Refinanzierung wird das Tempo beim Zubau hoch bleiben.
Vielleicht hilft ja ein Bild, um hier für mehr Bildung zu sorgen:
Alte Energieversorgung: Sonnenlicht plus Photosnythes plus ganz viel Zeit = Kohle, Öl, Gas, Holz. Diese Sonnenlichtspeicher werden durch regelbare Verbrennung in Energie umgewandelt und zwar genau in der Menge, wie gerade benötigt wird.
Neue Energieversorgung: Sonnenlicht plus Photovoltaik (+Windenergie) = Strom, den es zu speichern gilt, um bei Bedarf durch exakt regelbare Entspeicherung Energie in genau der Menge bereit zu stellen, wie gerade benötigt wird.
Die Kunst ist den sinnvollen und preiswerten Weg von alt nach neu zu finden. Keine Option ist es für mich, den Energieverbrauch an das volatile Angebot aus Sonne und Windkraft anzupassen, um in Mangellagen auf Importe angewiesen zu sein und in Überschusssituationen einfach abzuregeln.
Ergänzend füge ich noch hinzu:
„Deutschland bedarf nach Fraunhofer-Schätzungen rund 100 Gigawattstunden an flexibler Leistung im Energiesystem, um 80 Prozent erneuerbare Energien bis 2030 zu ermöglichen, davon rund zwei Drittel aus Batterien im Versorgungsmaßstab.“
Das geht aber noch weiter. Für 100 % EE im Gesamtsystem (nicht nur Strom, sondern alle Sektoren) dürften es eher 150 Terawattstunden an Speichern (=flexible Leistung) werden, wenn man diese 100% aus heimischen Solar- und Windparks bereitstellen möchte.
Jeder Zubau muss neu kalkuliert werden, denn Abschaltungen werden zur Tagesordnung gehören. In bestimmten Netzen wird der Zubau verboten werden müssen, um es stabil zu halten. Gerade im Solarstrom werden wir förmlich ersaufen.
Jetzt nach dem nächsten Subventionstopf zu rufen, löst das Problem nicht. Jeder Speicher muss irgenwie Geld verdienen, nicht nur mit den immer gigantischeren Überschussleistungen im Sommer.
Es läuft demnach auf eine Katastrophe hinaus, das ganze EE-Programm steht auf der Kippe.
Der Staat hat mal wieder als Organisator versagt, er ist nicht in der Lage nur wenige Jahre vorauszudenken.
Vollkommen richtig. Eine Folgerung des Artikels ist, dass in den nächsten Jahren die Kalkulation von PV Anlagen in Luft auflösen wird. Oder keine oder nur wenige, ganz genau definierte, auf den Markt kommen werden. Aber die würden das Problem nur in die auch nicht so ferne Zukunft verschieben. Die Speicher, welche den Überschuss aufnehmen könnten, gibt es nicht. Vielleicht irgendwann einmal, aber ob wir die erleben werden?
Mich überrascht die Reaktion der Kommentare. Vor kurzem machte der Chef von eon darauf aufmerksam, außerdem erinnere ich mich an einen Bericht der TH Darmstadt, dessen Aussage nicht ganz so klar war wie diese hier. Aber alle in diesem Forum kennen die Verlaufskurve von PV Anlagen übers Jahr. Wenn man die gedanklich nach oben schiebt, fallen die Ueberschüsse im Sommer ins Auge. Die will niemand bezahlen, ganz abgesehen von den technischen Problemen, die sie verursachen.
Lieber Elektroniker, wir befinden uns hier in einem Forum wo man nach Lösungen sucht und darüber konstruktiv diskutiert. Also bitte ersparen Sie uns solche platten Weltuntergangs- und Regierungsbashing Sprüche. Das hilft niemandem.
@Physiker,
objektive Wahrheiten sind schwer zu verdauen.
„Jeder Speicher muss irgenwie Geld verdienen, nicht nur mit den immer gigantischeren Überschussleistungen im Sommer.“
Genau das tut er doch gerade… in einem Umfang, den wir uns noch vor 2 Jahren nicht hätten vorstellen können. Im Sommer nahezu täglich zwischen 10 und 20 Cent Preishub vom Mittag auf den Abend, im Winter nicht so häufig… eher allwöchentlich… dafür meist länger und intensiver. Die Beteiligung am Markt bedarf auch keinerlei Subventionen, einzig die Rahmenbedingungen müssen stimmen, um die Energie gewinnbringend für alle Seiten einfangen zu können.
Das ist DAS Geschäftsmodell der nächsten Jahre… man muss es nur wachsen und gedeihen lassen und auch ein Stück weit den langen Atem haben, die überdeutlichen Marktsignale wirken zu lassen und Investitionen folgen zu lassen. Wir befinden uns gerade mal ganz am Anfang, bislang ist da noch quasi nichts passiert. Dabei ist hier noch sehr viel zu erwarten, wenn man nur die absehbare enorme Preisentwicklung von Batterien und die Entwicklung der Hersteller in Sachen Energiemanagement betrachtet. Auch die binden mittlerweile zum Kundenvorteil günstigen Windstrom aus dem Netz ein und machen Werbung dafür… spannende Zeiten.
Übrigens glättet das in der Folge auch das EEG-Konto, der Steuerzahler wird ebenso damit entlastet.
… was für ein schwarzseherischer Quatsch! Bei den ersten Widrigkeiten, die vermutlich durch ein Minimum an regulatorischen Eingriffen behoben werden können, gleich den Weltuntergang an die Wand malen…
… und dann natürlich „den Staat“ oder „die Politik“ verantwortlich machen. Vermutlich hätten Sie laut aufgejault und Ihre Freiheit beeinträchtigt gesehen, wenn es schon früher diese Eingriffe gegeben hätte…
Ein guter Artikel aber auch mit Lücken behaftet. Was ist z.B. mit den E_Autos die eh 93% des Tages herumstehen? Mit SW-Anpassungen lassen sich auch bestehende Systeme so steuern, dass die Aufladung zu Zeiten niedrigster Preise erfolgt, also wenn es „Überschuss“ gibt. Wenn man schon E-Autos als Firmenfahrzeuge fördert, wäre die Kombination mit Ladestellen, die durch die Firma errichtet werden müssen, eine wichtige Bedingung die im aktuellen Entwurf fehlt. Verbunden mit dynamischen Stromtarifen, die ab 2025 jeder Energierversorger anbieten muss, wäre das sogar noch ein weiterer wirtschaftlicher Anreiz.
Die Anbieter von BKWs machen es doch heute vor und aktualisieren die SW ihrer Wechselrichter, so dass in Verbindung mit einem Smartmeter die Einspeisung gestoppt werden kann. Es müssen halt alle ihren teil beitragen und wenn das nicht ohne Gesetze geht, muss man das ggf. justieren.
Genau! Ladesäulen bei den Arbeitgebern hätten zur Folge, dass die mit dem Auto pendelnden Arbeitnehmer ihr Auto tagsüber laden können, wenn PV-Strom zur Verfügung steht, und nicht nachts, wenn hauptsächlich mit Kohlestrom geladen wird. Wäre eine preiswerte Form des Demand-Side-Managements im Privatbereich, das man nicht mal im Einzelnen überwachen müsste. Damit wird es preiswerter, als alles Speichern im Netz.
Das abregeln dessen was der Wechselrichter von den Modulen annimmt, bis hinunter zum Eigenverbrauch, ist ja gewiss eine technisch machbare Sache.
Allerdings stellt sich da die Frage, ob es Nebeneffekte gibt, wenn die Module ihren Strom nicht loswerden. Was passiert mit der nicht abgenommen Energie, die ja in den Modulen zwangsläufig entsteht wenn die Sonne darauf scheint? Erhitzt sich der Wechselrichter stärker? Oder erhitzen sich die Module stärker? Und reduziert das eventuell dann die Lebensdauer bzw beschleunigt die Degeneration der Zellen durch die Hitze?
Das wäre mal interessant genauer zu betrachten. Abregeln wird irgendwann gewiss eine notwendige Maßnahme sein können. Aber nicht auf Kosten der Lebensdauer einer solchen Anlage.
Markus schrieb:
„Allerdings stellt sich da die Frage, ob es Nebeneffekte gibt, wenn die Module ihren Strom nicht loswerden. Was passiert mit der nicht abgenommen Energie, die ja in den Modulen zwangsläufig entsteht wenn die Sonne darauf scheint? Erhitzt sich der Wechselrichter stärker? Oder erhitzen sich die Module stärker? Und reduziert das eventuell dann die Lebensdauer bzw beschleunigt die Degeneration der Zellen durch die Hitze?“
Die Antwort ist ja. Bei den Modulen ohne Kondition, wenn die absorbierte Energie nicht abgeführt wird, steht sie lokal im Modul als Wärme zur Verfügung.
Beim Wechselrichter ist es eine Frage der Kondition/Konstruktion. Verschiebt der Hersteller den Power Point (MPPT), so dass die Solargeneration reduziert wird oder aber wird nur die Leistungsausgabe reduziert? Einige werden in Teillast deutlich wärmer, andere eher nicht.
Aber, du solltest dich besser fragen, was die Konsequenzen für deine Stromkosten sind, wenn deine Solaranlage aus der Ferne abgeschaltet wird. Dazu hat es schon entsprechende News gegeben, dass Solaranlagenbesitzer zu Spitzenerzeugungszeiten ihren ganzen Strom teuer einkaufen mussten, weil deren Solaranlage abgeschaltet wird.
Die Forderung des Autors ist nämlich nicht Kappung des Exports, sondern Abschaltung. Siehe „Im Gegensatz zu thermischen Kraftwerken sind Photovoltaik-Anlagen technisch hochflexibel: Sie können im Prinzip einfach, schnell und ohne Kosten ab- und zugeschaltet werden.“.
PV hat in Zukunft den Charakter einer Kraftwerkskapazität, dimensioniert um an Sonnenarmen Tagen noch eine bestimmte Leistung zu bringen.
Ein Vergütungssystem muss deshalb unabhängig von der Produktion die Kapazität entschädigen, entweder in einer einmaligen Investitionsbeihilfe oder einer Jährlichen Abgeltung. Vermarktungserlöse sind an der Börse nur noch in geringem Umfang zu erzielen, so dass Eigenverbrauch die einzige Refinanzirung sein wird, wozu natürlich Speicher erforderlich sind.
Im Gegenzug kann der Netzbetreiber die PV Anlagen dynamisch regeln um das Netz stabil zu halten.
Es stellt sich für mich die Frage, warum dann alleine die PV-Anlagen geregelt werden sollen. Wenn eine Abregelung stattfinden muss- dann für alle. Das beinhaltet auch Windkraftanlagen; deren Betreiber erhalten ebenfalls Geld.
Und eine sichere und umfassende Speichermöglichkeit wird es nicht geben.
Zitat aus dem Artikel.
Deswegen ist es erforderlich, dass nahezu alle in Zukunft neu installierten Solaranlagen auf Strompreissignale reagieren, das heißt in Überschusssituationen abregeln. Zitat Ende.
Als ich diese Passage gelesen hatte bin ich aus langjähriger Erfahrung stutzig geworden, und habe mal nach dem Autor des Artikels gegoogelt.
Und siehe da, ich bin fündig geworden. Nicht nur, dass er bei Vattenfall beschäftigt war.
Mit seinem neuen Unternehmen „Neon“ vertritt er diejenigen, die gerade aktiv dabei sind sich die
Erneuerbaren mit der gesamten Energiewende untertan zu machen.
Schaut mal hier, sein Unternehmen.
https://neon.energy/team/
Zitat:..Neon Neue Energieökonomik ist ein energiewirtschaftliches Beratungsunternehmen mit Sitz in Berlin. Als Boutique sind wir seit 2014 spezialisiert auf anspruchsvolle quantitative und ökonomisch-theoretische Analysen rund um den Strommarkt. Mit Beratungsprojekten, Studien und Schulungen unterstützen wir Entscheidungsträger bei den aktuellen Herausforderungen und Zukunftsfragen der Energiewende. Zu unseren Kunden gehören Regierungen, Netzbetreiber, Energieversorger und Stromhändler aus Deutschland und Europa. Zitat Ende.
Dass über solch einen Artikel der Jörg Eberl von der Verteilnetz Fraktion begeistert ist, muss einen langjährigen Beobachter der Energiewende, nicht verwundern.
@ Hans Diehl,
„Mit seinem neuen Unternehmen „Neon“ vertritt er diejenigen, die gerade aktiv dabei sind sich die
Erneuerbaren mit der gesamten Energiewende untertan zu machen.“
Tja Hans,
Nur wer die Vor- und Nachteile kennt, kann so agieren.
Ein Robin Hood ist der Autor jedenfalls nicht.
Es gibt immer wieder Volk, welche solche Kröten schlucken und dann jubeln.
@ Uwe
Deshalb ist es wichtig, dass man in einem Fachforum wie diesem, drauf aufmerksam macht , dass da auch Leute unterwegs sind, die ihre, oder die ihrer Klienten, gewohnten Pfründe, so lange wie möglich erhalten wollen.
Danke, Hans Diehl, so etwas hatte ich mir auch schon gedacht.
Spätestens bei „Mitglied der deutschen Gaskommission“, im Zusammenhang mit dem geschwungenen goldenen Hammer, war mir klar, dass da mindestens eine erworbene Betriebsblindheit nicht auszuschließen ist.
@Hans Diehl: sehr gute Idee, auf Lion Hirths Hintergründe zu schauen. „Wes Brot ich ess, des Lied ich sing!“ bzw. „follow the money“ gilt auch hier. Ein Professorentitel bürgt für gar nichts. Die Hertie-School-Stiftungsprofessur mit der Karl-Schlecht-Stiftung als Stifter spricht auch nicht für Wissenschaft im Sinne des Gemeinwohls, sondern eher für Auftragsforschung im Sinne der Stiftung. Welcher ordentlich bestallte Professor einer staatlichen Hochschule mag Herrn Hirth argumentativ entgegentreten? Vermutlich niemand, weil alle irgendwie nach Drittmitteln schielen.
Fazit: Die Finanzierung der Wissenschaft ist zu verändern und die Politik wird nicht gut beraten, wenn Wissenschaft durch Drittmittelgeber korrumpierbar ist.
@Hans,
„Deshalb ist es wichtig, dass man in einem Fachforum wie diesem, drauf aufmerksam macht , dass da auch Leute unterwegs sind, die ihre, oder die ihrer Klienten, gewohnten Pfründe, so lange wie möglich erhalten wollen.“
Genau 👍
Aber schau mal hier ⤵️
(Kommentare)
https://www.pv-magazine.de/2024/09/10/ueberschuss-auf-dem-eeg-konto-schrumpft-deutlich/?unapproved=250870&moderation-hash=971c166476f28904db0da843813a3ff5#comment-250870
und dann ⤵️
https://www.tagesspiegel.de/wirtschaft/80-prozent-erneuerbare-sind-kein-problem-6619315.html
Ich habe mir jetzt mal den Spaß gemacht, diesen über 8 Jahre alten Artikel zu lesen.
Über den Inhalt zu diesem Artikel will ich mich jetzt nicht äußern.
Aber mir ist dann am Ende von diesem Artikel ein Name ins Auge gefallen:
Vattenfall.
„Der Manager Boris Schucht, geboren 1967, ist seit 2010 Geschäftsführer der 50Hertz Transmission GmbH. Zuvor war er bei der Wemag AG in Schwerin und fünf Jahre lang für Vattenfall in Berlin tätig. Vattenfall hatte 2002 den Übertragungsnetzbetrieb für Ostdeutschland und Hamburg als Tochter ausgegliedert. 2010 verkaufte der Konzern diesen mit neuem Namen an den belgischen Netzbetreiber Elia und den australischen Infrastrukturfonds Industry Funds Management. 50Hertz beschäftigt 900 Mitarbeiter und erlöst rund 8,5 Milliarden Euro im Jahr.“
@Hans,
Ich hoffe Du kannst was damit anfangen. 😉
@ Uwe
Und was hat dem Boris Schucht seine berufliche Laufbahn damit zu tun, dass er in der Lage ist 80% Erneuerbare problemlos ins Netz zu integrieren.??
@Hans,
ganz einfach:
siehe ⤵️
Zitat von Hans Diehl:
„Dass über solch einen Artikel der Jörg Eberl von der Verteilnetz Fraktion begeistert ist, muss einen langjährigen Beobachter der Energiewende, nicht verwundern.“
und Du fragst mich das ⤵️
„@ Uwe
Und was hat dem Boris Schucht seine berufliche Laufbahn damit zu tun, dass er in der Lage ist 80% Erneuerbare problemlos ins Netz zu integrieren.??“
In allen Ehren, daß Du Dich mit „faulen Eiern“ und Bilanzen beschäftigst.
Aber ich werde das Gefühl nicht los, daß Du von der Technischen Seite keine Ahnung hast.
Genau das zeigt mir der Link von 2016!
Sorry, Hans
Gruß Uwe
@Uwe: HDiehl interpretiert diesen Artikel, dessen Inhalt außerdem längst überholt ist, auch noch völlig falsch. Diehl glaubt, man müsse sich nur mit den 2% Prognoseabweichung zwischen Day-Ahead und realer Einspeisung beschäftigen. Dem ist aber nicht so. Es geht, wie im Artikel unschwer zu erkennen, um den Strom, den PV-Anlagen erzeugen, die erst in den nächsten Jahren zugebaut werden. Also nicht Day-Ahead, sondern Years-Ahead. Und auch nicht Prognoseabweichungen, sondern Prognose. Ich mag nicht im Diehlschen Stile anderen Leuten die Kompetenzen absprechen, bloß weil sie nicht meiner Meinung sind, da mag sich jeder sein eigenes Bild machen.
JCW schreibt.
@Uwe: HDiehl interpretiert diesen Artikel, dessen Inhalt außerdem längst überholt ist,
@ Uwe
Den Artikel gibt es auch noch in einer neueren Version.
Siehe hier:
https://greenspotting.de/strompreise-kommt-nach-der-normalisierung-der-sturzflug-nach-unten/
Zitat:…Besonders heftig falle der Preissturz aus, wenn der Stromanteil aus nachhaltigen Stromquellen die Grenze von 90 Prozent erreiche. Dies passiert allerdings immer häufiger.
Super Beitrag!
„Ein immer größerer Anteil des Solarstroms wird in Zeiten negativer Preise erzeugt – im laufenden Jahr sind es bereits 20 Prozent (Abbildung 2).“
Gemeint ist Abb. 3, richtig?
Dort ist aber etwas anderes dargestellt; Anteil PV an der Erzeugung bei neg. Preisen: Ca. 20%.
Irgendwie werden auch in diesem Artikel Leistung- und Energiewerte in den Darstellungen vermischt. Absichtlich? Da muss man schon sehr genau hinsehen.
Habe noch keine PV. Wenn, dann wäre sie mit Speicher in erster Linie für den Eigenverbrauch geplant. Aber mittags abgeregel, habe ich abends zu wenig Strom im Speicher = uninteressant.
Hallo H. Yom
Natürlich nicht mittags ablegen, sondern mittags den Speicher befüllen. Dann muss er nicht um die Mittagszeit ins Netz, wo er Unkosten verursachen würde.
Dieser Bericht beschreibt sicher ein momentan bestehendes Problem, das ist richtig.
Durchaus zustimmen könnte man aus Sicht der Großbatterie-Speicher-Branche dieser Aussage:
„Auch Großbatterien könnten Entlastung bringen, und das Interesse von Investoren ist groß. Gebremst werden sie vor allem durch die Netzbetreiber, die Netzanschlüsse nur zögerlich gewähren. So wurden im vergangenen Jahr lediglich 0,3 Gigawatt Speicherleistung installiert.“
Ja, das ist richtig, diese Speicher könnten Entlastung bringen. Noch mehr sogar, sie w e r d e n Entlastung bringen, denn es sind viele große Projekte im Bau. Aber es ist leider festzustellen: Viele Projekte werden von Netzbetreibern leider nicht „wohlwollend begleitet“. Auch ein gültiges Urteil zur Unrechtmäßigkeit von BKZ´s wird mehr oder weniger ignoriert, man könnte auch sagen: „ausgesessen“. So ein BKZ kann in Projekten inzwischen höher sein als der Preis der Batteriezellen!!!! Diese bestehende Investitions-Unsicherheit kann doch Investoren nur abschrecken?
Allerdings ist allein der Titel doch schon recht irreführend. Auch kleine PV-Anlagen müssen in Zukunft abgeregelt werden? Warum denn „in Zukunft“? Jeder, der PV-Anlagen betreibt weiß, dass seit mehr als 10 Jahren jede Anlage ab 25kW durch den Netzbetreiber abgeregelt werden kann und auch abgeregelt wird. Und ich kann aus eigener Erfahrung mit mehreren Anlagen berichten: Das ist gängige Praxis an vielen Tagen. Viele Anlagenbetreiber werden das bestätigen können! Es gehört allerdings auch zur Wahrheit: Die meisten Netzbetreiber haben sich um diese Fernsteuerbarkeit und Ihre Funktion in der Praxis bisher wenig gekümmert.
Vielleicht ein interessanter Vergleich: Immer wenn etwas passiert, schreit man schnell nach härteren Gesetzen. Man könnte es aber auch mal damit probieren, geltende Gesetze ganz einfach erstmal anzuwenden? Da würde man in kurzer Zeit vielleicht sehr viel mehr erreichen.
Vorsicht!
Das Abschalten von PV-Anlagen fördert die Klimaerwärmung.
PV-Module sind so konstruiert, dass sie möglichst viel Licht absorbieren und nur 5 % reflektieren. Wenn sie eingeschaltet sind, wandeln sie ca. 20 % des Lichts in elektrischen Strom um. Somit ist der Albedo mit einer grünen Wiese vergleichbar.
Klimaschädlich sin PV-Module, wenn sie abgeschaltet werden, dann wandeln sie 95% der Solarstrahlung in Wärme um und erwärmen die Atmosphäre.
Wenn künftig an ca. 100 Tagen für je 6 Stunden bei höchster Solarstrahlung (1100 W/m²) 50 GW abgeschaltet werden, erhöht sich die anthropogene Abwärme + 3 % in Deutschland
Wenn man hingegen die Solarmodule drehbar lagern und bei negativen Strompreisen um 180° verdrehen und die reflektierende Rückseite der Sonne zuwenden würde, könnte man pro m² 715 W mehr ins Weltall reflektieren. Die anthropogene Abwärme könnte man um 9 % reduzieren und das Klima sogar kühlen, insbesondere an heißen Sommertagen.
Die Umsetzung wäre mir geringen Änderungen an Serien-Tracker-Anlagen möglich
Josef Winkler,
Ich habe dir bereits mehrfach erklärt, dass die absorbierte Energie zu nahezu 100% in Wärme umgewandelt wird, abgenommen oder nicht, nur der Ort ändert sich und eventuell die Zeit, bei Batteriespeicherung.
Zudem zerstört das Zuwenden der Rückseitenfolie zur Sonne die Folie und damit das Solarmodul.
Aber du hast trotzdem nicht unrecht, eine Nichtabnahme heißt, dass die fehlende Elektroenergie dann aus fossilen Quellen erzeugt werden muss und damit wird dadurch tatsächlich die Klimaerwärmung massiv angetrieben.
Nur zwei ganz kurze Frage (für einen Freund):
Wenn die feste PV-Einspeisevergütung so weiter läuft, sind wir in 2025 bei 30 Mrd Zuschuss aus dem Bundeshaushalt, in 2024 sind es ja 23 Mrd.
Wer bezahlt das?
Zweite Frage:
Wenn wir die Habeckschen Wundertüten H2 wirklich flächendeckend bauen wollen, sprich dass bei Herrn Schmitz und Frau Müller die 422 kWh, die die Anlage pro Jahr zu negativen Preisen produziert, in Wasserstoff „oder sowas“ umwandeln wollen, was kostet das dann?
Wer bezahlt das?
Man könnte, man müsste, besser wäre aber….
Wer bezahlt das?
Interessiert das irgendjemanden hier? Möglicherweise bröckelt ja der gesellschaftliche Konsens über die Energiewende ein wenig, 10% Stimmen für die Grünen laut Umfragen reichen zwar für die Habecksche Kanzlerkandidatur, aber was wird aus den 90%, die die Nummern nicht bezahlen wollen?
Thomas II schreibt
Nur zwei ganz kurze Frage (für einen Freund):
Wenn die feste PV-Einspeisevergütung so weiter läuft, sind wir in 2025 bei 30 Mrd Zuschuss aus dem Bundeshaushalt, in 2024 sind es ja 23 Mrd.
Wer bezahlt das?
@ Thomas II
Zu Frage 1
Sagen Sie Ihrem Freund, um diese Frage zu beantworten müsse er zunächst einmal die 30 bzw. 24 Milliarden auf den Prüfstand stellen.. Dann wird er feststellen,dass von den 30 bzw 24 Milliarden, nur ein geringer Teil für die Vergütungen der EE Anlagenbetreiber benötigt werden.
Der größte Teil der Milliarden entsteht auf dem EEG Konto „NUR“.. deshalb, weil der EEG Strom an der Börse immer billiger wird. Nach dem Kosten/Nutzen Prinzip, das heißt, wenn die Einsparungen durch den billien Strom, kompensierend wirken, bleibt von den Milliarden nicht mehr viel
So ganz verstehe ich den Artikel nicht.
Klar… wir bekommen nun Probleme, dass die PV Erzeugung zu viel wird. Dann aber als Erstes zu sagen, PV muss abgeregelt werden, erscheint mir doch sehr unterkomplex.
Wir brauchen diese Energie… noch doppelt und dreifach mehr, als wir heute haben. Das Problem ist aktuell doch „nur“, dass es in ganz wenigen Stunden zu viel ist und wir nur ganz wenige Stunden später an einem Sonnentag diese Energie wieder dringend brauchen und einsetzen können. Da ist es doch sinnbefreit, mit Abregelung und starrer Wegnahme der Energie zu reagieren, statt die sowieso erforderlichen Dinge der Speicherung, On-Demand Abnahme und Lastverschiebung jetzt umso mehr anzugehen. Die verbrauchende Seite, die der flex. Abnahme ist aus meiner Sicht doch jetzt das Mittel der Wahl. Darauf sollte sich nun alles konzentrieren und nicht recht einfallslos die strukturelle Angebots/Nachfrage Schwäche bestehen lassen und sie nun einseitig mit Abregelung anzugehen.
Will sagen, der Staat sollte nun alles dafür tun, dyn. Stromtarife attraktiv zu machen, der Industrie die volatile Abnahme sehr schmackhaft zu machen, Großspeicher auf allen Ebenen zu unterstützen. Tut er ja teilweise sogar schon, im kommenden Jahr ist da bereits mit Vereinfachung einiger Gesetze einiges zu erwarten… ja, dafür braucht es auch den langen Atem, die Wirkung am Markt abzuwarten, statt jetzt allzu hektisch zu reagieren. Die Marktsignale sind derzeit (und auch langfristig relativ sicher) überdeutlich und es würde mich sehr wundern, wenn er nicht recht bald entsprechend deftig reagieren würde. Ich kann mir nicht vorstellen, dass das Geld hier auf der Straße liegen gelassen wird… zumal die aktuelle Preisentwicklung von Speicher deutlich nach unten geht und viele WR- und Batteriehersteller jetzt erst den Markt mit der Einspeicherung von Windstrom aus dem Netz entdecken.
Klar, kann gerne noch deutlich mehr sein und ohne Ende gefördert werden. Damit werden gleich mehrere Fliegen mit einer Klappe geschlagen… das EEG Konto wird durch Glättung weniger entlastet und entsteht eine wirtschaftl. Dynamik im Umgang mit Volatilität und Energiemanagement auf allen Ebenen… privatwirtschaftlich genauso wie auf industrieller Ebene… bei der Beladung des E-Autos, in der Lastverschiebung in der Produktion, ebenso in einem neuen hochdynamischen Markt der Hersteller und dessen Abnehmer. Schlussendlich entscheidend ist das die gewünschte Steigerung des Tempos… mit einer Abregelung hingegen bekommen wir leider nur die übliche Bremse wie in alten Zeiten.
Abgesehen davon könnte man ja auch mal das Problem angehen, dass wir selbst bei möglichen 100% EE immer 4-6 GW Grundlast an Fossiles im System haben… das wäre doch mal lohnenswert, diese in flexible Residuallast umzuwandeln und bei 100% EE auf Null zu senken. Für mich ist das sogar weit in der Priorität vorne, bevor PV primitiv abgeregelt wird… sind alles Dinge, die ohnehin zu erledigen sind, warum nicht jetzt?
@Dirk Schiller,
du hast den Energieerhaltungssatz offensichtlich immer noch nicht verstanden!
Wenn Solaranlagen ausgeschaltet sind, produzieren Sie nur Wärme. Es macht einen Unterschied, ob auf einer Wiese Gras wächst (Albedo 0,25) oder ein schwarzes PV-Modul steht ( Albedo 0,05).
Wenn man die Module im ausgeschalteten Zustand verdreht ändert sich der Albedo von 0.05 in 0,9.
Das heißt, daß 85% mehr kurzwelliges Licht wieder in den Weltraum reflektiert wird und damit wird es kälter.
Ich habe an einem Prototypen die Oberflächentemperaturen bei Sonnenschein bei TU = 25° C gemessen
Solarmodul eingeschaltet: 50°C
Solarmodul ausgeschaltet: 60°C
Solarmodul gewendet: 30°C
Das kann man an jedem Bolkonkraftwerk leicht nachvollziehen. Man muß nur den Stecher ziehen und die Oberflächentemperatur messen
Noch ein Tipp: Wenn man von einer Sache keine Ahnung hat, sollte man schweigen.
Josef Winkler schrieb:
„Wenn Solaranlagen ausgeschaltet sind, produzieren Sie nur Wärme.“
Ja.
Und wenn sie eingeschaltet sind, wird die gleiche Wärme produziert, denn die Absorption ändert sich nicht. Nur dann wird die Energie erst in Strom umgewandelt und dieser in Wärme. (Energieerhaltungssatz)
Würde sich die Absorption ändern, dann würde das Solarpanel die Farbe und Helligkeit ändern, wenn kein Strom abgenommen wird (Energieerhaltungssatz und wir reden hier sogar vom sichtbaren Bereich des Lichts).
Da du ein Solarmodul hast, kannst du ja mal experimentieren und hier berichten, wie sich Farbe und Helligkeit geändert haben.
Große Fragen, große Debatte!
Wir haben seit fünf Jahren auf dem Dach unseres Einfamilienhauses eine 7,5-kWp-Anlage mit Ost-West-Ausrichtung und im Keller einen 7 kWh-Speicher.
Es gibt eine Begrenzung der Photovoltaik-Wirkleistungseinspeisung auf 70%. Diese wird auf die Kapazität der gesamten Anlage bezogen, nicht auf die Leistung einer Dachseite.
Wir haben noch nie diese 70%-Grenze erreicht, bei der die Einspeisung abgeregelt werden könnte, auch nicht um die Mittagszeit.
Meine Frage also: Wen (be-)trifft das Thema Abschaltung bei Überschuss eigentlich wann und wie genau?
@Monika Guder,
ist die Wirkleistungsbegrenzung bis 25 kW Anlagen in DE nicht schon seit Sommer 2022 aufgehoben?
Hast Du da was verpasst ?
Demzufolge dürfte sich Deine Frage erübrigt haben.
( Oder ich verstehe etwas falsch in Deinen Kommentar )
@ Uwe Dyroff
Im Frühjahr 2019 mussten wir diese 70%-Begrenzung noch schriftlich nachweisen. Über eine Änderung hat uns die Netzgesellschaft nicht informiert, auch sonst niemand. Auf Deinen Hinweis hin habe ich jetzt mal geschaut und im Internet gefunden, dass die 70%-Regel ab September 2022 für neue Anlagen bis 25 kWp abgeschafft wurde. Für alte Anlagen bis einschließlich 7 kWp entfällt die Begrenzung ab Januar 2023. Da wir 7,5 kWp auf dem Dach haben, gilt für uns die alte 70 %- Regel wohl weiter. Wegen der Ost-West-Ausrichtung unseres Daches kam sie aber bisher ohnehin nicht zum Tragen.
Eigentlich wollte ich nur wissen, ob und wie wir von der Forderung in dem Beitrag „Warum auch kleine Photovoltaikanlagen in Zukunft abregeln müssen“ betroffen sein würde und wenn ja, in welchem Umfang?
Wir haben uns beim Übergang in die Altersrente 2018 nicht für ein Boot oder ein Wohnmobil interessiert. Wir wollten einen Beitrag für die künftige Energiesicherung leisten, aus vielerlei Gründen, also haben wir uns für die Anschaffung einer PV-Anlage entschieden. Die kleine Einspeisevergütung hat diese Entscheidung sicher mit unterstützt.
Wenn wir das jetzt abregeln müssten, wenn/weil gerade viel Strom auf dem Markt ist, fände ich das nicht gut!
@Monika,
ok, so genau im Detail war mir das jetzt nicht bewusst, da ich nicht in DE lebe.
Ja, es ist so unendlich traurig, wenn dann die Eigeninitiative so mit Füßen getreten wird.
Grüße aus Norwegen
Herr Hirth befasst sich mit den Regelungen für Neuanlagen, nicht für Bestandsanlagen. Ost-West-Ausrichtung ist sehr schön, kann aber auch nicht jeder so machen. Meine Anlage von 2011 geht nach Südosten. Wenn sie ausgefördert ist, versetze ich sie wahrscheinlich auf die Nordwestseite und mache auf der Südostseite das ganze Dach mit Hocheffizienzmodulen voll, zum Teil mit PVT, so dass alles PV produziert und ich trotzdem weiter genug Warmwasser bekomme. Bisher ist ein Teil noch reine Solarthermie und die Alt-PV-anlage entsprechend kleiner. Damit komme ich dann auf mehr als die doppelte PV-Leistung im Südosten + der kleinen Leistung der alten Anlage, dann auf dem Nordwestdach.
Für Neuanlagen denkt Herr Hirth über die Totalabschaltung ab, also nicht um 30% auf 70%, sondern um 100% auf 0%, damit seine „Must-Run“ Kraftwerke weiterlaufen können. Das würde den Ertrag dieser Neuanlagen sehr unsicher machen und den Reststrom, den sie ins Netz einspeisen dürfen, teuer. Im Effekt würde der Zubau von kleinen Privatanlagen damit auf die reduziert, die einen hohen Eigenverbrauchsanteil schaffen, also Wärmepumpennutzer in schlecht gedämmten Gebäuden (eine kleine Polemik des Passivhausbewohners). Großanlagen ohne hohe Eigenverbrauchsanteile würde es gar nicht mehr geben. Ob es noch wirtschaftliche Möglichkeiten für PPA-Anlagen gibt, kann ich nicht übersehen. Ich vermute, auch da bedürfte es eines gerüttelt Maß an Idealismus, um als Verbraucher einen entsprechenden Vertrag abzuschließen. Nur eine gesetzliche oder sonstige Verpflichtung für einen bestimmten Anteil an Erneuerbaren im Portfolio von Verbrauchern (einschließlich Verteilnetzbetreibern) könnte da etwas bewirken. Erschiene mir aber mit wesentlich höherem bürokratischen Aufwand verbunden als wenn alle einfach einspeisen, und die großen, gewinnkontrollierten Übertragungsnetzbetreiber kümmern sich darum, dass der Strom sinnvoll (direkt, gespeichert, exportiert) verwendet wird. Dazu wird auch gehören, dass bei sommerlichen Mittagsspitzen PV-Anlagen ziemlich regelmäßig gedrosselt werden müssen, und wenn das technisch nicht zu aufwendig ist, auch die Kleinanlagen. Aber mehr als 10% der Jahresproduktion (Pi mal Daumen) sollte das nicht ausmachen.
Das ist doch wieder mal ein vom Ansatz her falsch gedachter vollkommener Quatsch.
Strom kann man nie genug haben, wer sagt er habe ein Problem damit, Will anderweitig Geld verdienen.
Das EEG war vom ersten Tag an falsch gedacht!
Es war immer falsch das Produkt, Strom, welches an einer Börse gehandelt wird, durch feste Preise über 20 Jahre fest zu subventionieren.
Richtig wäre gewesen und da müssen wir hin:
Egal wie auch immer erzeugter Strom, muss frei an der Börse gehandelt werden, damit sich der günstigste Erzeuger langfristig durchsetzt.
Das bedeutet, wenn eine Regierung aus welchen Gründen auch immer, die Stromproduktion weg von fossiler Erzeugung hin zu einer regenerativen Erzeugung gestalten möchte, dann müssen die Herstellungskosten zur Erzeugung und nicht das Produkt subventioniert werden.
Heißt, klare einfache Regeln für jedermann, für die Herstellung von regenerativer Energie.
Zb. durch Abschreibung oder staatliche Beteiligung an den Herstellungskosten!
Einfach geregelt, wie zb. früher beim privaten Hausbau durch §10a/b und/oder eine Zuschuss Regelung wie bei dem kaputt geredet Heizungsgesetz. X% von Herstellungspreis bei Vorlage der Rechnung casch auf die Hand. Super Regelung, wie auch bei der ersten Wallbox Förderung.
Das Produkt, Strom, die kW also, müsste gesetzlich festgelegt der Stromanbieter! nicht Netzbetreiber! des Einspeisers, zu einem, zwei Mal im Jahr fest zu legenden Preis, angekauft werden.
Gesetzliche Verpflichtung zum Ankauf! Wäre eine ganz wichtige gesetzliche Regelung!
Damit sind zwei Probleme gelöst.
1. Der Einspeisepreis ist marktgerecht variabel gemäß einem durchschnittlichen EK, den ein Stromanbieter sowieso halbjährlich ermittelt, um seinen VK an zu passen und hat immer eine Max. Laufzeit von einem haben Jahr, unabhängig von der Erzeugungsanlage!
2. Für den Einspeiser gut, er ist frei in der Wahl des Stromanbieters und kann sich einen Anbieter suchen, der ihm das beste An- und VK- Angebot macht.
3. Es gibt keine Laufzeitbegrenzung bezogen auf die zb. PV-Anlage, die vom Vertrag mit einem „Strom Anbieter“ abweicht.
Heißt, der Einspeiser weiß sicher, er wird seinen Strom auch in 10, 20 oder 30 Jahren garantiert los.
4. Ein Anbieter kann durch ein gutes ges. Angebot eine langfristige Kundenbindung erreichen.
Hinweis am Rande, damit fallen auch unterschiedliche Preise für die Erzeugung zb. verstromtes Biogas, oder Freiflächen vs. Dachflächen Anlagen weg.
Strom ist Strom, egal wo er her kommt, wir brauchen ihn als saubersten Energieträger.
Wir wissen, dass Unsubventioniert der regenerative Strom immer der günstigste Strom ist.
Angebot und Nachfrage regelt den Preis, steht mehr Strom zur Verfügung als gebraucht wird, ist der Preis niedrig und lukrativ zur Einspeicherung durch Netzbetreiber, damit entgeht er auch einer Strafsteuer.
Eine weitere Änderung wäre eine Strafsteuer für Netzbetreiber! nicht Strom Anbieter!
Diese Strafsteuer muss an die Bundesnetzagentur in Höhe des Wertes an der Börse,
abgeführt werden, wenn der Strompreis negativ wird.
Dh. Ein Netzbetreiber hat ein hohes Interesse, wenn ein Strompreis sich Richtung 0€ bewegt, viel Strom zur Einspeicherung billig zu kaufen, weil er sonst für nichts Geld an die Bundesnetzagentur überweisen muss.
Das von der Bundesnetzagentur eingenommene Geld fließt zurück in die Förderung zum Ausbau von Netzspeichern.
Damit läge ein Interesse bei den Netzbetreibern, schnellst möglich Netzspeicher ins Netz zu bringen und damit das Netz zu stabilisieren und auch bei Dunkelflauten mit regenerativen Strom zu versorgen.
Ich habe Null Verständnis für die Netzbetreiber, die dieses Problem seit Jahren kennen und immer nur mit dynamischer Stromproduktion in ihren Kraftwerken, statt mit Speichern, gelöst haben.
Das Dümmste was man machen kann und ganz typisch für die Sicht der Kraftwerks- und Netzbetreiber ist, regenerativen Strom, der entsteht, ab zu regeln. Also zu vernichten!
Das ist wie wenn ich sage, ich habe zuviel Gas im Speicher eingekauft, das Fackele ich jetzt mal ab.
Dümmer kann man kein Geld vernichten!
Jede andere Regelung die ich bisher gehört oder auch hier gelesen habe, bevorzugt nur Netzbetreiber auf Kosten von Kleineinspeisern.
Vorteile dieser Regelung wäre:
– viel weniger Bürokratie.
– für alle Beteiligten, marktgerecht und transparent EK und VK Preise
– keine Laufzeitbindungen an die Hardware
– schnell sinkenden Strompreisen
– schneller Netzspeicher Ausbau
– anhaltendem Zubau von regenerativen Energieerzeugern
– leicht und einfach umzusetzen
– kostet den Steuerzahler wenig
– sorgt für mehr Transparenz und Akzeptanz
– weniger Marktmacht bei den Netzbetreibern und das wäre ein ganz ganz wichtiges Ziel!
Nachtteil der Lösung:
– Widerstand in den Behörden, wegen Bürokratie Abbau
– Widerstand bei Netzbetreiber, wegen Macht und Einnahmenverlust
Sie denken aber ein bißchen eindimensional. Schon bisher ging es nicht „um den günstigsten Erzeuger“, sondern man hatte ein Gemisch aus günstigen Erzeugern für die Masse, weniger günstigen für den Tag und eher teuren Erzeugern für kurzfristige Lastspitzen. Mit den Erneuerbaren ist es genauso, nur noch etwas schwieriger: PV bringt tagsüber und im Sommer viel Strom, Wind eher im Winter. Und dann braucht man noch für die Dunkelflaute wirklich flexible Stromerzeuger, die sich diese Flexibilität auch teuer bezahlen lassen können. Eine Börse ist für ein leitungsgebundenes Gut, dessen Speicherung überproportional teuer ist, ein eher schwieriger Handelsplatz. Wenn die Strombörse eine Überlebenschance haben will, muss sie sich schnellstens an die zukünftigen Stromerzeuger anpassen.
So, jetzt!
Ist schon ein recht langer Anhang zum Artikel.
Was ist mit den Stadtwerken? Werden die zwischen den Privatkonsumern und den Netzversorgern außen vor gelassen?
Wenn ich als Privatperson mit PV und Speicher auf eine möglichst geringe Ausspeisung achte, sollten das die Stadtwerke für ihr Versorgungsgebiet nicht auch tun?
Wie generieren die Stadtwerke ihre Tarife?
Haben sie dafür erforderliche Ressorcen mittlerweile installiert?
Sind entsprechende Pläne ausreichend entwickelt worden?
Es ist schon traurig, wenn ein Professor für Energiepolitik keine Alternativen als die Abschaltung der Anlagen sieht. Angebotsgetriebene Verbrauchsverschiebung wäre an vielen Stellen der Industrie und auch im Privatleben sinnvoll und machbar. Viele thermische Prozesse sind träge und könnten problemlos in Zeiten des Überschusses verlegt werden. Die meisten Energie hungrigen Hausgeräte zählen dazu. Wenn Kühlschrank, Waschmaschine, Geschirrspüler usw. statt im Internet einkaufen zu gehen, lieber die Strompreise checken und daraus ihr Einschaltverhalten steuern würden, wäre schon etwas gewonnen. Börsenstrompreise im Verbrauch wäre ein weiterer Schritt in die richtige Richtung und würden so manchen Verbraucher zum Umkrempeln seiner Gewohnheiten bringen. Dazu ein Ost-West-Ausgleich der Netze, schließlich dreht sich die Erde und in Polen ist der Sonnenaufgang eher als in Portugal. Außerdem muss in Speicher investiert werden, was bisher leider versäumt wurde. Dabei geht es im privaten Sektor eher um kleine Kurzzeitspeicher für Tag und Nacht und im öffentlichen Sektor eher um Kurz-, Mittel- und Langzeitspeicher verschiedener Technologien. Nur im Zusammenspiel der Möglichkeiten kann nachhaltig die fossile Energie zurückgedrängt werden. Abschaltung der Erneuerbaren ist jedenfalls der denkbar schlechteste Weg, solange die anderen Möglichkeiten nicht ausgeschöpft sind. Niemand baut Speicher, wenn er sie nicht braucht. Es muss leider weh tun bevor die Energieunternehmen anfangen Speicher und Netze auszubauen und die Verbraucher eine Verbrauchsverschiebung anstreben. Insofern sind negative Strompreise gut. Es dürfen nur keine falschen Schlüsse gezogen werden.
Roman Goldberg schreibt.
Es ist schon traurig, wenn ein Professor für Energiepolitik keine Alternativen als die Abschaltung der Anlagen sieht
@ Roman Goldberg.
Die Energiewende ist kein Selbstläufer. Ich nenne sie einen „Kalten Krieg“ zwischen zwei Systemen. Entsprechend kritisch beobachte ich auch verschiedene Vorgänge innerhalb der Entwicklung. Einige oberflächliche Betrachter hier sehen mich deshalb schon als einen Energiewende Skeptiker. an. Von einigen euphorischen Kommentaren abgesehen, werden solche Artikel in einem Fachforum wie hier, schnell entlarvt. In den einschlägigen Medien, die die Stammtische bedienen, hat der Prof. wahrscheinlich mehr Erfolg.
Ich kann hier viel über stationäre klein- und Großspeicher lesen die das Problem der Nichträumung lösen sollen und das die privaten PV-Anlagen abgeschaltet werden sollen.
Mir fehlt an dieser Stelle die Betrachtung der Möglichkeit des bidirektionalen Laden von E-Autos.
Die Speicher auf vier Rädern haben zigfach mehr Speicherkapazität als die sehr teuren Hausspeicher.
Das bidirektionale Laden wird wohl hoffentlich in Kürze serienreif markverfügbar sein und dann auch mit passenden Fahrzeugen flankiert.
Nach meiner praktischen Erfahrung mit PV, intelligentem Speicher, E-Auto, PV-gesteuerter Ladung, Wärmepumpenheizung mit Schichtwasserspeicher und Börsenstromtarif entsteht eine intrinsische Motivation zum netzdienlichen Stromverbrauchsverhalten.
Als am 02.Juli.2023 um 14Uhr der Börsenstrompreis auf – 0,44 Cent/kWh (inkl. Steuern und Abgaben, windiger+sonniger Sonntag) gefallen ist habe ich meine PV Anlage aktiv ausgeschaltet und den Power Ladevorgang für das E-Auto gestartet.
Der Eigenverbrauch der PV-Anlage wäre in dieser Situation unwirtschaftlich gewesen.
Anmerkung: Mein Stromspeicher ist so eingestellt, dass er zu keiner Zeit Strom für die Wallbox liefern kann.
Mein Wunsch: Das bidirektionale Laden vorantreiben, dann wird der technische und bürokratische Aufwand für eine Abregelungssystem von Solarenergie in den privaten Haushalten im besten Fall überflüssig.
Fehler von Herrn Hirth: „Die volkswirtschaftlichen Kosten werden bei geförderten Anlagen als EEG-Kosten sichtbar.“ Dieser Satz ist falsch. Die Beträge, die über das EEG-Konto laufen, enthalten natürlich die Einspeisevergütungen, die die Anlagenbetreiber erhalten und die beim Verbraucher als Kosten ankommen. Ihnen steht aber auch ein Wert des gelieferten Stroms entgegen, und dieser Wert ist volkswirtschaftlich nicht danach zu bemessen, was an Börsenpreisen zustandekommt, sondern danach, was er den Verbrauchern als Nutzen bringt. Die „volkswirtschaftlichen Kosten“ sind also EEG-Konto-Umsatz abzüglich des Stromnutzwerts. Sollte ein „Energieökonom“ eigentlich wissen.
Herr Hirth beschreibt da, ohne es vollständig verstanden zu haben, wie uns Weichenstellungen der jüngeren Vergangenheit auf die Füße fallen.
Im BMWK war man 2021 der Meinung, wir bräuchten keine Speicher als Flexibilitäten, sondern es würde reichen, die Einspeicherfunktion im Überschussfall durch Export+Abregelung zu ersetzen, die Ausspeicherfunktion im Mangelfall durch Import+Gaskraftwerke. Speicher würden statt dessen zu unnötig hohen Systemkosten führen. An dem, was 2021 zu dieser Einschätzung in BMWK und BNetzA führte, haben sich allerdings wichtige Voraussetzungen geändert: Gas ist teurer geworden, Speicher wurden billiger, der damals geplante Netzausbau fällt immer weiter hinter seine Ziele zurück und der Zubau von unflexiblen Erzeugern hat sich unerwartet stark beschleunigt. Trotzdem hält man an der falschen Weichenstellung mit einer Dickköpfigkeit fest, die schon überrascht. Der Strommarkt ist schließlich kein Kindergarten, wo man glaubt, wer am ausdauerndsten „Nein“ oder „Doch“ ruft, könnte gewinnen. Unsere Import-Export-Möglichkeiten werden eher geringer, weil Flexibilitäten im Ausland zunehmend von den Nachbarn selber benötigt werden. Die einzige Möglichkeit, das Überschussproblem dann in den Griff zu bekommen ist, ohne Speicher, den Zubau von Erneuerbaren, kaum dass er in Gang gekommen ist, wieder abzuwürgen, wie Herr Hirth durchaus konsequent feststellt, wenn man von einigen Scheuklappen absieht, die er sich selber auferlegt.
Herr Hirth nimmt nämlich ein paar Dinge als nicht veränderbar hin, die aber durchaus veränderbar wären.
Das erste ist natürlich der Widerwille von Übertragungsnetzbetreibern gegen Speicher (wenn er denn mit seiner Vermutung recht hat): Die Netzbetreiber könnten durchaus verpflichtet werden, Speicherbetreibern den Zugang zum Netz zu verschaffen, den sie brauchen, und auch ein kostengerechtes Vergütungssystem anzuwenden. Dazu gehörte eine Befreiung von den Baukostenzuschüssen und ebenso von den Netzentgelten, weil Speicher keine Belastung des Netzes darstellen, sondern eine Entlastung. Zumindest eine Zeitlang könnte man damit Zubau von unflexiblen Erzeugern und Erweiterung des Flexibilitätsangebots in einem erträglichen Gleichgewicht halten. So lange Speicherbetreiber von den Preisdifferenzen am Markt leben können, würde das ohne weitere Kapazitätsplanung funktionieren. Perspektivisch sollte man allerdings einen Kapazitätsmarkt für Flexibilitäten einrichten, in dem man sehr genau die einzelnen Speicherhorizonte und Methoden unterscheidet: Kurzzeitspeicher, Mittel- und Langzeitspeicher, Demand-Side-Management etc.. Im-und Export sollten nicht täglich am Anschlag gefahren werden, sondern als Reserve für unverhergesehenes dienen, auch bei Stabilitätsproblemen bei den Nachbarn. Die Betreiber der Flexibilitäten sollten sich in Ausschreibungen mit einer Bereitschaftspauschale bewerben. Bei Inanspruchnahme erhalten sie zusätzlich einen technologiespezifisch festgelegten Arbeitspreis. Die Kosten dafür gehen aus Transparenzgründen in ein neu zu definierendes Netzspeicherentgelt ein, in das auch die Kosten für alle Regelenergien eingehen. Das alte Netzentgelt enthält dann nur noch die Leitungskosten und ähnliches.
Zweitens kann man auch durchaus vorhandene PV-Anlagen (und Windräder) mit laufender Einspeisegarantie dazu bringen, einer Abregelung zuzustimmen. Das wäre mit Sicherheit billiger, als völlig unkalkulierbare Mondpreise für Ausgleichsenergie an der Börse zu bezahlen. Dort werden nämlich Kosten erzeugt, bei denen die Verbraucher völlig ungerechtfertigte Gewinne derer bezahlen müssen, die diese Mondpreise einkassieren. Man müsste nur die technische Einrichtung (zunächst bei größeren Anlagen) schaffen um die Abregelung durchzuführen und den Betreibern die Einnahmeverluste durch die Abregelung ersetzen. Mit etwas Bonus würden da sicher viele zustimmen.
Das dritte ist die Börse überhaupt. An der Börse werden immer noch ausschließlich Stromprodukte gehandelt, die genau dem entsprechen, was fossil-nukleare Kraftwerke liefern können, nämlich Peak-Load (Spitzenlast) und Base-Load (Grundlast). PV-Anlagen können bei der Peakload noch einigermaßen mitmischen, aber Baseload können weder Wind noch PV bieten. Trotzdem hält die Börse an diesen veralteten Handelsgütern fest, obwohl der meiste Strom, der an ihr gehandelt wird, eben PV- und Windstrom ist. Die Politik sollte sich mal überlegen, ob man dann die Börse überhaupt noch braucht, oder ob sie nicht eher schädlich ist, insbesondere wenn die an ihr auftretenden aberwitzigen Preisschwankungen auch noch als Indikator für den Preis aus Ausgleichsenergie hergenommen werden sollen. Ein liberalisierter Strommarkt funktionierte auch bis 1999 ohne Strombörse. Es ist nicht erkennbar, dass die Börse irgend welche positiven Auswirkungen hat. Der Handel an ihr ohne Rücksichtnahme auf die physikalischen Möglichkeiten (Leitungskapazitäten) führt immer wieder zu Problemen, und wenn es IT-Probleme gibt, wie jüngst im Juni, führt das zu existentbedrohenden Preisschwankungen.
Wenn man neue Anlagen vollständig abregeln will, wenn zu viel Strom im Netz ist, würde das das Risiko der Betrieber so stark erhöhen, dass niemand mehr zubaut. Damit wäre das Überschussproblem zwar auch gelöst, aber doch sehr unelegant. Besser ist es, die Abregelung auf alle, auch die Altanlagen, gleichmäßig zu verteilen und auch mengenmäßig zu begrenzen. Der Rest des Überschusses muss in Speicher gehen.
JCW, mir scheint du hast hier quasi eine gute Idee mit der eher nicht so guten Idee von Prof.Hirth kombiniert, wenn ich das richtig verstanden habe? Aus deinem Text hat sich mir die folgende Idee aufgedrängt:
(Neue) industrielle PV-Anlagen könnten generell z.B. auf 95% gefahren werden und der Preis für die Bereitstellung der restlichen 5% bei Bedarf würde dann auf den Verkaufspreis gerechnet, ähnlich wie dies bei Gas und Kohle gemacht wird.
Also statt z.B. 7ct gibt es dann 7.37ct, es werden aber nur 95% vertraglich verkauft und eine +-5% Bandbreite ausgehandelt. Also die 95% werden definitiv zum erhöhten Preis abgenommen, wenn aber +-5% Leistung erwünscht sind, muss die PV-Anlage ohne zusätzliche Kosten auf und abregeln.
Nichterbringen der Leistung (also auch die +-5%) werden im Energiesektor ohnehin schon recht empfindlich entlohnt, also kein deutlich erhöhtes Risiko hier.
Im Moment wäre der Bedarf für die +5% allerdings nahezu immer gegeben.
JCW schreibt.
Die Beträge, die über das EEG-Konto laufen, enthalten natürlich die Einspeisevergütungen, die die Anlagenbetreiber erhalten und die beim Verbraucher als Kosten ankommen. Ihnen steht aber auch ein Wert des gelieferten Stroms entgegen, und dieser Wert ist volkswirtschaftlich nicht danach zu bemessen, was an Börsenpreisen zustandekommt, sondern danach, was er den Verbrauchern als Nutzen bringt. Die „volkswirtschaftlichen Kosten“ sind also EEG-Konto-Umsatz abzüglich des Stromnutzwerts. Sollte ein „Energieökonom“ eigentlich wissen.
@ JCW
Sie haben leider wieder mal übersehen, dass über das EEG Konto „nicht nur“.. die Einspeisevergütungen für die Anlagenbetreiber laufen, sondern auch die steigenden Differenzbeträge zu den Vergütungen wenn die Börsenpreise sinken. Der Staat nicht nur die Stromerzeugung bezahlt, sondern auch noch „Milliarden“ dafür weil die Börsenpreise sinken.
Meine Frage…. welcher „Kostenkategorie würden Sie diese Milliardendenn zuordnen.
Ich hoffe Sie gehen dieser Antwort nicht aus dem Wege. Dahinter steckt nämlich der ganze Schwindl mit den Milliarden Defizite auf dem EEG Konto.
JCW schreibt.
Die Beträge, die über das EEG-Konto laufen, enthalten natürlich die Einspeisevergütungen, die die Anlagenbetreiber erhalten und die beim Verbraucher als Kosten ankommen. Ihnen steht aber auch ein Wert des gelieferten Stroms entgegen, und dieser Wert ist volkswirtschaftlich nicht danach zu bemessen, was an Börsenpreisen zustandekommt, sondern danach, was er den Verbrauchern als Nutzen bringt.
@ JCW
Jetzt auf einmal mein Thema, das Kosten/Nutzen Prinzip.
Nun argumentieren Sie gegen ihr geliebtes EEG Konto und merken es gar nicht . Der Wert den die Einspeisevergütungen ( Kosten) dem Verbraucher bringen, ist volkswirtschaftlich nicht am Börsenpreis zu messen, sondern am Nutzen den der Verbraucher hat, sagen Sie. Richtigerweise. Der „Nutzen“ , nämlich die Energiewende mit immer ..„mehr und billigeren“.. Ökostrom, wird auf „Ihrem“ EEG Konto aber zu immer höherer EEG Umlage.umgewandelt Das heißt es entstehen Milliarden Defizite auf dem EEG Konto.
Fazit:.. Auf dem EEG Konto wird der Nutzen zu Kosten umgewandelt, deswegen nenne ich das Konto ja auch Nebelkerze, oder Systemwaschmaschine
Diehl: „Jetzt auf einmal mein Thema, das Kosten/Nutzen Prinzip“
Muss man dieses eitle Geschwätz von dem Diehl hier wirklich lesen? Und dann auch noch so dumm. Bisher hat er immer von einem niedrigen Börsenpreis als „Nutzen“ gesprochen. Inzwischen hat er immerhin kapiert, dass man in den Wirtschaftswissenschaften unter „Nutzen“ etwas anderes versteht. Die Lernfähigkeit muss man ja würdigen, aber die Eitelkeit?
Übrigens: Als Nebelkerze lese ich hauptsächlich das Rumgeschwurbele von Diehl. Was soll denn das heißen, dass der „Nutzen zu Kosten umgewandelt“ würde? Das heißt gar nichts, sondern ist nur sinnloses Wortgeklingel.
Das EEG-Konto ist keine Nebelkerze, sondern es dient dazu, die Betreiber von Erneuerbaren Anlagen von den Risiken des Marktes abzuschirmen. Da sie weniger Risiko tragen, sind ihre Kosten geringer, und entsprechend bekommen die Verbraucher den Strom billiger, weil die das Risiko übernehmen. Im Übrigen ist das EEG-Konto schon deshalb keine Nebelkerze, weil die Zahlungsströme darin völlig transparent offengelegt werden. Bis auf Diehl, für den es offensichtlich immer noch eine große gedankliche Anstrengung darstellt, die Funktionsweise des EEG-Kontos zu verstehen (und das dann in andere hinein projiziert), haben die meisten hier sie ohne Schwierigkeiten verstanden.
Weil Ihnen das so schwerfällt Herr Diehl: Beschäftigen Sie sich doch mit etwas anderem, was leichter zu verstehen ist. Macht dann vielleicht auch mehr Spaß, und uns gehen Sie nicht mehr auf die Nerven mit Ihren Halbwahrheiten und Mißverständnissen.
@Dirk Schiller: Das ist schon sehr in Detail gegangen, mit den 95% +/-5%. Aber im Prinzip ist es eine Lösung, wenn man den (kleinen) Prozentsatz einer Abregelung als Zusatz auf die Einspeisevergütung des eingespeisten Stroms aufschlägt. Ich bin mir allerdings gar nicht sicher, ob man bei Abregelung einer PV-Anlage genau bestimmen kann, wieviel sie nicht-abgeregelt hätte liefern können. Sie befindet sich ja dann nicht mehr am MPP. Wahrscheinlich wäre man da auf Schätzungen angewiesen.
Das Grundproblem bleibt: Was macht man 150GW Strom, wenn die Produktion bei 200GW liegt, der Direktstrombedarf aber nur bei 50GW. Die Lösung „Speicher“ scheint maßgeblichen Leuten in BMWK und BNetzA zu einfach zu sein. Ich werde den Verdacht nicht los: Denen gefällt die zweite Funktion von Speichern nicht, das ebenso notwendige Ausspeichern. Das würde ja Kohle und Gas das Wasser abgraben.
JCW schreibt.
Muss man dieses eitle Geschwätz von dem Diehl hier wirklich lesen?
@ JCW
Warum denn so aufgeregt.? Der Ausgangspunkt war der Folgende..
Sie haben geschrieben.
Zitat:..Die Beträge, die über das EEG-Konto laufen, enthalten natürlich die Einspeisevergütungen, die die Anlagenbetreiber erhalten und die beim Verbraucher als Kosten ankommen. Ihnen steht aber auch ein Wert des gelieferten Stroms entgegen, und dieser Wert ist volkswirtschaftlich nicht danach zu bemessen, was an Börsenpreisen zustandekommt, sondern danach, was er den Verbrauchern als Nutzen bringt. Zitat Ende.
Darauf meine Frage.
Ist Ihnen bekannt, dass über das EEG Konto nicht nur die Einspeisevergütungen für die Anlagenbetreiber laufen, sondern auch die steigenden Differenzbeträge zu den Vergütungen wenn die Börsenpreise sinken. Das sind auch Kosten die auf die Verbraucher zukommen. Eine Tatsache die eine weitreichende Rolle spielt bei Ihrer Betrachtung des N utzen.
Warum beantworten Sie denn diese Frage nicht mit ja oder nein, und weichen auf Polemik aus. Was ist denn das für ein Diskussionsstil, den Sie da praktizieren.
JCW schreibt.
Übrigens: Als Nebelkerze lese ich hauptsächlich das Rumgeschwurbele von Diehl. Was soll denn das heißen, dass der „Nutzen zu Kosten umgewandelt“ würde? Das heißt gar nichts, sondern ist nur sinnloses Wortgeklingel.
@ JCW
Lassen Sie mich ruhig und sachlich erklären.
Die Erneuerbaren werden vergütet das sind Kosten.
Durch den Merit Order Effekt senken Sie die Börsenpreise, das ist der daraus resultierende Nutzen.
Auf dem EEG Konto wird dadurch die Differenz zwischen den Börsenpreisen ( Einnahmen ) und den
EE Vergütungen ( Ausgaben ) größer, die der Staat mit Milliarden ausgleichen muss. Somit wird der Nutzen zu Kosten umgewandelt. Da dieser Prozeß so in der Öffentlichkeit und auch von vielen Politikern nicht wahrgenommen werden kann, nenne ich das EEG Konto „Nebelkerze“
Wenn Herr Diehl zustimmt, dass der Betrieb seines Computers mit Erneuerbarem Strom kein Nutzen ist, sondern ein Schaden für uns alle, werde ich auch nichts mehr dagegen sagen, dass ein sinkender Börsenpreis ein Nutzen wäre.
Für alle anderen, die wert auf eine verständliche Sprache legen: Ein sinkender Börsenpreis ist kein Nutzen, weil ihm ein Schaden in gleicher Höhe für den Verkäufer entspricht. Ein Nutzen im wirtschaftswissenschaftlichen Sinne ist es, wenn durch Wirtschaftstätigkeit etwas möglich wird, was ohne diese Tätigkeit nicht möglich wäre, beispielsweise, dass durch Errichtung einer stromerzeugenden Anlage Strom erzeugt wird, mit dessen Hilfe man dann elektrisches Gerät betreiben kann, dessen Output wertvoller ist, als der Input, den man machen musste, damit das Gerät gebaut und betrieben wird.
Weiters falsch ist die Aussage von Herrn Diehl, dass zu den Einspeisevergütungen die Differenzbeträge aus sinkenden Börsenpreisen hinzukämen. Diese Differenzbeträge sind eine Teilmenge der Einspeisevergütungen. Diese teilen sich also auf in den Erlös an der Börse und eben diese Differenzbeträge. Die Differenzbeträge sind genau so hoch, dass sie zusammen mit den Börsenerlösen die Einspeisevergütungen ergeben. Für wie blöd hält uns dieser Diehl eigentlich, dass er glaubt, uns mit solchem Mist belämmern zu können?
Herr Diehl, lesen Sie doch mal meine Ergänzung zu dem Kommentar von Matthias zu dem Interview mit Klaus Müller von der Bundesnetzagentur. Vielleicht kapieren Sie ja dann, wo Ihr Denkfehler liegt? https://www.pv-magazine.de/2024/09/02/bundesnetzagentur-neue-photovoltaik-anlagen-muessen-steuerbar-sein/
Kleine Anlagen sind bereits seit jeher steuerbar: ab 25 kWp sind RSE verbaut. 100, 60, 30, 0…
Soweit die Technik, erledigt.
Unter 25 kwp kann man das im Zuge der Umstellung auf Modems und i.V.m. 14 a EWG auch machen, so what…
Fakt ist: es wird heute aus ökonomischen Gründen nicht genutzt. Oder weil man nicht ausrechnen kann, was billiger ist: Schadenersatz oder negative Strompreise…
Wenn es das Ziel ist, negative Strompreise zu vermeiden, liegt der einfache Weg auf der Verbrauchsseite. Diese ist grundsätzlich flexibler als die Erzeugungsseite. Dynamische Stromtarife sind eine Option, warum werden sie keine Pflicht für Verbraucher, die auch Einspeisung betreiben (zumindest wenn Vergütung fließt)?
Wenn die Einspeisung auch dynamisch vergütet würde, würden sich erhebliche Anreize für Netzdienlichkeit ergeben, den das wäre leicht automatisiert machbar.
Wenn unsere Gesellschaft auf die Erzeugung erneuerbarer Energien eingeschworen werden soll, dann ist es legitim, auch die daraus entstehenden Nutzungsmodelle abzubilden.
Die Regierung arbeitet sich am falschen Ende ab.
Die Prognose, dass EE-Erzeugung den Strom verbilligt ist eingetreten. Leider laufen die Netzentgelte dem entgegen, hier muss tatsächlich Einhalt geboten werden. Grund ist die Volatilität der Erzeugung, Lösung muss also die Flexibilität des Verbrauchs sein.
Tim Wolf schrieb:
„Wenn die Einspeisung auch dynamisch vergütet würde, würden sich erhebliche Anreize für Netzdienlichkeit ergeben, den das wäre leicht automatisiert machbar.“
Ich weiß aus erster Hand, dass in Großbritannien die Nutzer solcher dynamischen Einspeiseverträge dies tun, weil sich damit automatisiert mehr Geld verdienen lässt.
Übrigens scheint Home Assistent das Mittel der Wahl für viele Enthusiasten zu sein, da dort die Arbeit schon getan ist und man es nur auf seine Anlage anpassen muss. Zudem funktioniert es auch ohne unmittelbaren Internetzugriff, im Gegensatz zu anderen Möglichkeiten.
Es handelt sich nicht um „hätte“, „wäre“, „wenn“, sondern um existierende Praxis. Die große Frage ist, warum nicht in Deutschland?
JCW schrieb:
„Um das „Must-Run“ etwas zu erklären: Das sind
1. KWK-Anlagen, die auch im Sommer Wärme zur Warmwasserbereitung liefern müssen. Flexibilisieren könnte man sie, wenn die Wärmeabnehmer Wärmespeicher unterhielten, die in nur wenigen Stunden am Tag geladen werden, …“
Das geht noch deutlich besser. Ein KWK, welches mit einer Wärmepumpe gekoppelt ist, hat noch einmal eine deutlich erhöhte Effizienz gegenüber einer reinen Gas-KWK. Und es kann sogar laufen (der Wärmepumpenteil), wenn gar kein Gas als Primärenergie genutzt werden muss/soll.
Das Problem sind immer die Jahresarbeitszahlen. Wenn man zwei Wärmequellen (Abwärme KWK und Wärmepumpe) hat statt einer, sinken die auf Jahresarbeitszahlen auf die Hälfte, was den Betrieb verteuert. Wenn das als Flexibilität gut bezahlt wird, könnte es sich trotzdem rechnen. Vielleicht könnte man ja auch eine gasgetriebene Wärmepumpe bauen, die alternativ von einem Elektromotor angetrieben wird. Der Elektromotor würde die Investition kaum verteuern und er wäre immerhin eine negative Flexibilität. Denkbar ist so vieles, aber die Marktstrukturen sind fest zementiert zu gunsten der fossilen Erzeuger.
Man muss die Must run Quellen richtig einschätzen. Auf Grund physikalischer Gesetze brauchen wir mindestens 30…40 % dieser Werke, um die Stromversorgung stabil zu sichern. Da stehen große Synchrongeneratoren incl. Turbinen mit bis zu 1500 Tonnen rotierende Massen dahinter. Das garantiert 50Hz auch bei Netzstörungen. Daher kommen wir um die großen Wärmekraftwerke auch in Zukunft nicht herum. Selbst wenn Solarzellen und Windmühlen mit noch so großer Überkapazität gebaut und vom Steuerzahler finanziert werden. Man schaue mal nach Frankreich, China, Tschechien, Norwegen (Wasserkraft) usw.
Atom, Kohle und Gas werden auch 2080 noch benötigt, siehe Finnland und andere Industrieländer.
Der Wissende weiß aber wenig. In den USA laufen schon Rotationsspeicher ( https://de.wikipedia.org/wiki/Schwungrad-Speicherkraftwerk ), die genauso die Frequenz stabilisieren, wie bei uns die rotierenden Massen von Wärmekraftwerken. Bei uns sind ebenfalls Rotationsspeicher geplant: https://www.mdr.de/wissen/naturwissenschaften-technik/tu-dresden-baut-neuartigen-energiespeicher-100.html
Um das „Must-Run“ etwas zu erklären: Das sind
1. KWK-Anlagen, die auch im Sommer Wärme zur Warmwasserbereitung liefern müssen. Flexibilisieren könnte man sie, wenn die Wärmeabnehmer Wärmespeicher unterhielten, die in nur wenigen Stunden am Tag geladen werden, so wie Solarthermienutzer das auch haben. Das würde auch die Leitungsverluste drastisch reduzieren.
2. Braunkohlekraftwerke, die nachts Strom liefern müssen, wenn kein Wind weht (im Sommer leider häufig) und die hohe Anlaufkosten haben. Um sich diese Anlaufkosten zu ersparen, lässt man sie tagsüber durchlaufen. Flexibilisieren könnte man sie mit Wärmespeichern, aber diese Investition lohnt sich bei Anlagen, die in den nächsten 10 Jahren ohnehin stillgelegt werden sollen, wohl nicht mehr.
3. Kernkraftwerke (nur noch im Ausland): Ein Kernkraftwerk kann man dem Runterfahren nicht gleich wieder hochfahren, weil sonst aufgrund eines gestörten Zerfallsgleichgewichts die Regelung des Neutronengleichgewichts technisch unmöglich ist. Es gibt dann zu wenige verzögert freigesetzte Neutronen, die erst einen sicheren Regelkreis ermöglichen. Das zu schnelle Wiederhochfahren war der Grund, dass Tschernobyl hochgegangen ist. Die erforderliche Wartezeit kann bis zu einer Woche betragen.
4. Es muss darauf geachtet werden, dass jedes Netzgebiet den Strom hat, den es braucht. Liefern die dezentralen Erneuerbaren Erzeuger zu wenig und die Leitungen dorthin sind zu schwach, müssen die Wärmekraftwerke laufen, die man braucht, um die Lücke zu füllen, auch wenn es anderswo genug Erneuerbaren Strom gäbe. Bayern ist so ein Gebiet, wo das öfter eintreten wird.
Hab ich was vergessen?
Wissender schrieb:
„Auf Grund physikalischer Gesetze brauchen wir mindestens 30…40 % dieser Werke, um die Stromversorgung stabil zu sichern.“
Hier würden mich die relevanten physikalischen Gesetze doch brennend interessieren?
Dir ist bewusst, dass die Netzfrequenz nur deswegen unkontrolliert schwankt, weil wir Synchron- und Asynchrongeneratoren direkt einspeisen? Schau dir doch bitte einmal die physikalischen Gesetze tatsächlich an.
Dir ist auch bewusst, dass ca.20-30% der Primärenergie nur auf die Synchronisierung dieser Generatoren aufgewendet werden und unnötig die Übertragungsnetze blockieren und als Freiluftheizung missbrauchen?
Low-inertia-Netze sind nicht nur machbar, sondern die meisten Microgrids sind low-inertia. Du stützt dich da auf Thesen, die nicht einmal Westinghouse mit dem Wissen seiner Zeit so formuliert hätte.
Wie ist dein Englisch? Reicht es aus, um Folgendes zu lesen und zu verstehen?
https://www.nrel.gov/docs/fy20osti/73856.pdf
Wissender, es würde mich doch glatt interessieren, welches Genset 1,500 Tonnen rotierende Masse hat. 660MW Generatoren gehören zu den ganz Großen und haben ca. 45 Tonnen rotierende Masse, dann noch die Turbine dazu, sagen wir einmal 100t, da fehlen uns nur noch bescheidene 1,355 Tonnen.
Mir scheint, du hast dich da ein wenig vergriffen.
@Wissender:
Oops, der 660MW Generator hat nicht ca. 45t sondern ca. 90t.
K = 1/2*Iω^2 = 0.5 * 45,000kgm^2 * (314.16 rad/s)^2 = 2,220.7 MJ
I = (90,000kg * 1m^2)/2 = 45,000kgm^2
ω = 50/s *2pi rad = 314.16 rad/s
Jetzt rechnen wir noch einmal mit der minimal zulässigen Frequenz von
49,5Hz:
K = 0.5 * 45,000kgm^2 * (311.02 rad/s)^2 = 2,176.5 MJ
Das heißt, wir haben eine nutzbare kinetische Energie vom Generator von mickrigen 44.19MJ oder 12.3 kWh. Selbst wenn wir das mit Turbine verdoppeln, von mir aus verdrei- oder vierfachen, wird da kein grosser Wert draus.
Das schafft heutzutage ein einziges grosses Offshore-Windrad schon fast alleine, da hier durch die AC-DC-AC Kopplung ein weiter Drehzahlbereich nutzbar ist. Dieses Windrad vergurkt aber nicht die Netzfrequenz, das es grid-following angebunden ist und damit die Frequenz nicht beeinflusst, außer dass die genannten synchronen Generatoren nun noch schneller Amok laufen, durch fehlende synchronisierte Masse.
@Dirk Schiller
Eigentlich wollte ich Ihnen nicht mehr schreiben. Sie kommen jedoch der Erkenntnis näher
Als Beispiel
Beim Pumperspeicher Werk Linth Limmern sind 4 Generatoren mit je einem Rotorgewicht von 330t verbaut.
12.3kWh scheinen im ersten Moment nicht wirklich nicht viel. Wenn die Energie jedoch für z.B 10sek eingesetzt wird, ergibt es eine Leistung von 4,4MW. Und dies für diesen eher kleinen 90t Rotor.
Die Primärregelung ist für den Sekundenbereich gedacht. Wenn diese nicht ausreicht kommen sekundär und später tertiär zum Zug.
Der Wissende ist eben doch der Wissende
Primärregelleistung von 3GW kann bei etwa 0.2Hz notwendig sein.
Die durchschnittliche Leistung der konventionellen Kraftwerke erreichte etwa 22.5GW für 2023 (?)
Jörg Eberl schrieb:
„Beim Pumperspeicher Werk Linth Limmern sind 4 Generatoren mit je einem Rotorgewicht von 330t verbaut.“
Deswegen sind diese auch schwarzstartfähig und haben eine andere Betriebsweise. Niemand bemängelt Wasserkraft, da diese vergleichsweise winzig ist und vom Rest des Netzes einfach mitgezogen wird. Eine Pumpspeicherturbine ist eben gleichzeitig eine Pumpe und muss enorme Drücke realisieren.
Jörg Eberl schrieb weiterhin:
„12.3kWh scheinen im ersten Moment nicht wirklich nicht viel. Wenn die Energie jedoch für z.B 10sek eingesetzt wird, ergibt es eine Leistung von 4,4MW. Und dies für diesen eher kleinen 90t Rotor.“
Und wofür genau brauchen wir solche Momentanleistungen, außer um andere 660MW Geratoren ins Netz zu hieven oder auszugleichen, wenn diese rausfallen? Ich nehme an, du hast einfach noch keine Zeit gefunden, um https://www.nrel.gov/docs/fy20osti/73856.pdf zu lesen und zu verstehen? Wenn du mal Zeit findest, probiere auch mal https://de.wikipedia.org/wiki/Gleichzeitigkeitsfaktor .
Wenn wir das nur oft genug wiederholen, vielleicht kommt es ja doch irgendwann noch an. Und im Prinzip hilfst du neuen Lesern einen Einstieg zu finden, weil ich wegen Dir immer wieder die Grundlagen wiederkäuen muss. Also hat es auch was Positives.
https://www.pv-magazine.com/2024/09/18/huawei-unveils-worlds-largest-microgrid/
Da haben die bei Huawei wohl auch einfach nicht gewusst, dass das doch eigentlich gar nicht funktioniert.
Wobei man sagen muss, dass man hier wieder sieht, dass wir die ganze Entwicklung so richtig verpennen. Da kommt einfach nichts Neues von uns. Nicht zuletzt, weil wir solche Spezialisten fördern, die nur drehende Fossilgeneratoren kennen.
Ach Un-Wissender
werden wir damit den Anstieg der Temperatur auf der Welt begrenzen oder reduzieren können?
Sie sind wahrscheinlich einer der massgeblichen Schüler der Pisa-Studien, die ab der sechsten Klasse jede Lernaktivitäten wegen anderer dringender Verlangen eingestellt haben.
Sie haben wahrscheinliche Recht mit der Aussage:
„Atom, Kohle und Gas werden auch 2080 noch benötigt, siehe Finnland und andere Industrieländer“.
Aber wird der Planet wg der unerträglichen Temperatur wirklich noch bewohnbar bleiben?
Es wird Zeit, dass auch Sie sich Gedanken über tragfähige Alternativen machen sollten.
Viele Grüsse an alle anderen Un-Wissenden.
JCW schreibt. Am 16. Sept. um 18.16 Uhr.
Wenn Herr Diehl zustimmt, dass der Betrieb seines Computers mit Erneuerbarem Strom kein Nutzen ist, sondern ein Schaden für uns alle, werde ich auch nichts mehr dagegen sagen, dass ein sinkender Börsenpreis ein Nutzen wäre.
Für alle anderen, die wert auf eine verständliche Sprache legen: Ein sinkender Börsenpreis ist kein Nutzen, weil ihm ein Schaden in gleicher Höhe für den Verkäufer entspricht.
@ JCW
Sie vergessen, dass der EEG Strom zu etwa 50% in einem Vertriebs Portfolio verkauft wird, wo er die restlichen 50% fossilen Anteil durch den Merit order Effekt billiger macht. Dadurch entsteht dem Verkäufer in seinem Vertriebsportfolio kein Schaden.
Wir sprechen hier die Sprache der Energiewende, da ist ein sinkender Börsenpreis sehr wohl ein Nutzen gegenüber den Kosten, wie Sie sehen.
Das stellten schon 2011 die Leute vom Polit Magazin Monitor im folgenden Video fest.
Siehe hier:
https://www.youtube.com/watch?v=a4pslA3NKvQ
So ab Minute 4 fragen die, müssten die Einsparungen nicht von den Kosten abgezogen werden. Das heißt, die Einsparungen kompensieren zu mindestens einen Teil der Vergütungen., sprich den Kosten.
Wie das geschieht, habe ich schon einige male mit einem fiktiven Beispiel gepostet.
Hier noch einmal.
1) Ohne EEG-Strom Anteil
Es werden an der Börse 100 kWh zu je 0,25€/kWh gehandelt. Das macht einen Gesamtpreis von 25,00€
2.) Mit EEG Strom Anteil.
Mit Ökobändern in die Bilanzkreise der Versorger gewälzt, wie das bis 2010 Gesetz war, , bedeutet das .
Die Versorger bekommen 50 kWh EEG Strom zugeteilt, und müssen die mit 0,30 Euro/kWh vergüten, Für ihre restlichen 50% konventionellen Strom zahlen sie wegen des Merit Order Effektes ..„nur“.. noch 0,20 €/kWh. Das heißt die 50% EEG Strom kosten 15,00 Euro, die 50% Restbedarf aber an der Börse nur noch 10,00€, macht zusammen 25,00 €,
Fazit: Das Vertriebsportfolio der Versorger wird nicht um einen Cent teurer, sondern die „Mehrkosten“ sind kompensiert. Das war die Energiewende nach Trittin mit der Kugel Eis.
Seit 2010 dem KO Schlag gegen das EEG wird da nichts mehr kompensiert.. Das Gegenteil ist der Fall. Die ursprünglichen 0,25 Euro bekommen noch 0,10 Eure drauf, weil die Differenz zu den Vergütungen größer wird..
Die 100 kWh kosten dank des EEG Konto jetzt 35 Euro. Für den Staat heißt das Milliarden zuschießen.
JCW schreibt. .
Wenn Herr Diehl zustimmt, dass der Betrieb seines Computers mit Erneuerbarem Strom kein Nutzen ist, sondern ein Schaden für uns alle, werde ich auch nichts mehr dagegen sagen, dass ein sinkender Börsenpreis ein Nutzen wäre.
@ Alle
Neue Erkenntnisse…laut „JCW“ die „dynamischen“ Strom Tarife sind ein Schaden für uns alle.
Die Tibber Kunden werden nun ein schlechtes Gewissen haben, wenn sie ihren PC einschalten.
Korrektur.
Soll heißen, die kWh kostet dank des EEG Konto jetzt „0,35“ Eurore
Das Beispiel ist aber sehr fiktiv. Mit solchen Rechnungen an der Realität vorbei präsentieren Sie Energiewendebefürworter als Traumtänzer, die überhaupt keine Ahnung haben und nicht rechnen können.
Ihr Beispiel müsste realistischer so aussehen:
Der Verteilnetzbetreiber, der Ökobänder zugeteilt bekommt, hat 2005 lange im voraus Strom gekauft, für den er 10ct/kWh bezahlt hat. Vertraglich hat er sich zusichern lassen, dass es auch reicht, wenn er nur 90% der vereinbarten Menge abnimmt und bezahlen muss. Die Mindermenge ersetzt er durch Ökostrom für 30ct/kWh. Jetzt kostet ihn der Strom 9ct+3ct=12ct. Die 2 ct mehr kosten dann die Kugel Eis.
Es geht aber noch weiter. 2010 bekommt er nämlich aufgrund des starken Zubaus nicht mehr 10%, sondern 20% zugeteilt. Da er nur 10% ohne Vertragsstrafe ersetzen kann (und auch keinen besseren Vertrag bekommt), versucht er die anderen 10% an der Börse zu verkaufen. Dort bekommt er aber für den Strom, den er für 30ct übernehmen musste, nur 10ct. Er macht also mit 10% des Stromumsatzes noch einen Verlust von 20ct, umgelegt auf 100% des verkauften Stroms sind das 2 ct Verlust für jede verkaufte kWh. Das ist dann die zweite Kugel Eis. Und so wäre das bei weiter steigendem Ökostromanteil weiter gegangen. Die Verteilnetzbetreiber machen Verluste, die sie nicht verschuldet haben. Diese Verluste hat man deshalb ins EEG-Konto verlagert. Dort werden sie von den Verbrauchern (oder zur Zeit vom Steuerzahler) getragen, was auch die richtige, gerechte Lösung ist, weil die Verbraucher ein Interesse daran haben, dass sie überhaupt Strom bekommen und dieser im besonderen ökologisch ist.
In der Sprache von heute kann man die Sachlage so formulieren: Bis 2010 hat man die vorhandene, aber selten genutzte Flexibilität der fossilen Kraftwerke genutzt, um Platz für die volatilen Erneuerbaren zu schaffen. Als diese Flexibilität bis zum Anschlag ausgereizt war, hat man über den Verkauf an der Börse noch die Flexibilitäten im Ausland hinzugenommen. Das hat bis heute gereicht, und das Ausland freute sich darüber, dass wir es für diese Flexibilität bezahlt haben. Lange war das auch billiger für uns, als selber Flexibilitäten in Form von Speichern aufzubauen. Jetzt braucht man im Ausland die Flexibilitäten selber, und unser Bedarf steigt gleichzeitig, dank steigenden Enerneuerbaren-Zubaus, schneller als bisher. Deshalb muss zunehmend abgeregelt werden, was die einzige Form von Flexibilität ist, in der das System noch einfach zugängliche Reserven hat. Da machen plötzlich alle lange Gesichter. Das Netz wurde nicht rechtzeitig ausgebaut, das Gas ist teuer, die Wärmepumpen werden nicht in der Menge gebaut, die man sich erhofft hatte, und auch die E-Mobilität entwickelt sich zäh. Speicher könnte man allerdings schnell aufbauen, doch da gibt es aber verschiedene Widerstände von Leuten, die zwar an maßgeblicher Stelle sitzen, aber nicht gemerkt haben, was die Stunde geschlagen hat. Deshalb sind die gesetzlichen Vorgaben eher Speicher-behindernd als -fördernd. So braucht man sich nicht wundern, wenn die Energiewende von schadenfrohen FDPlern abgewürgt wird.
JCW schreibt.
Ihr Beispiel müsste realistischer so aussehen:
Der Verteilnetzbetreiber, der Ökobänder zugeteilt bekommt, hat 2005 lange im voraus Strom gekauft, für den er 10ct/kWh bezahlt hat. Vertraglich hat er sich zusichern lassen, dass es auch reicht, wenn er nur 90% der vereinbarten Menge abnimmt und bezahlen muss. Die Mindermenge ersetzt er durch Ökostrom für 30ct/kWh. Jetzt kostet ihn der Strom 9ct+3ct=12ct. Die 2 ct mehr kosten dann die Kugel Eis.
@JCW
An diesem Beispiel erkennt man, dass Sie nicht wissen wie das mal geregelt war, als sinkende Börsenpreise noch ein „Nutzen“ für die Energiewende waren
Lassen Sie mich erklären.
Die Versorger haben die Ökobänder zwingend zugeteilt bekommen und musste sie vergüten. Den Restbedarf mussten sie sich fossil beschaffen. Die dabei anfallenden „Mehrkosten“ in ihrem Vertriebsportfolio, war die Ökoumlage, so hieß das am Anfang. Dementsprechend waren auch ihre Langzeitverträge ausgerichtet, da ja gesetzlich verankert.
Jeder musste seine Mindermengen fossil selbst beschaffen. Und diejenigen, die diese am günstigsten einkaufen konnten, hatten die wenigsten „Mehrkosten“ in ihrem Vertriebsportfolio.
Wir hatten in den Neunzigerjahren bundesweit die unterschiedlichsten Ökoabgabe, so nannte man das damals. Mann konnte mit einer niedrigen Ökoabgabe sogar Werbung machen. Der Ökostrom war quasi in den Markt integriert.
So wie heute sinkende Börsenpreise zur Gewinnoptimierung „Genutzt“ werden,
Siehe hier.
https://www.ee-news.ch/de/article/27409
Zitat…Billig an der Börse Das steigende Angebot an erneuerbaren Energien – so beleuchtet die Studie – lässt die Preise am Spotmarkt der Strombörse sinken. Betreiber von konventionellen Kraftwerken, die ihren Strom schon lange vorher zu hohen Preisen verkauft haben und termingerecht liefern müssen, können ihren Gewinn aber noch steigern, indem sie den Strom nicht selbst erzeugen, sondern billig an der Börse kaufen. Ausgerechnet die schmutzigen Kraftwerke werden so zu Gewinnern der Energiewende. Zitat Ende.
wurden bis 2010 sinkende Börsenpreise zur Kompensierung der EEG Umlage „genutzt“
Sie sehen einmal mehr ein Beweis dafür, dass sinkende Börsenpreise durch die Erneuerbaren ( Merit Order ) eindeutig ein „Nutzen“ für die Energiewende sind.
Ein Nutzen der auf dem EEG Konto zu Milliarden Staatskosten umgewandelt werden.
JCW schreibt.
Es geht aber noch weiter. 2010 bekommt er nämlich aufgrund des starken Zubaus nicht mehr 10%, sondern 20% zugeteilt. Da er nur 10% ohne Vertragsstrafe ersetzen kann (und auch keinen besseren Vertrag bekommt), versucht er die anderen 10% an der Börse zu verkaufen. Dort bekommt er aber für den Strom, den er für 30ct übernehmen musste, nur 10ct. Er macht also mit 10% des Stromumsatzes noch einen Verlust von 20ct, umgelegt auf 100% des verkauften Stroms sind das 2 ct Verlust für jede verkaufte kWh. Das ist dann die zweite Kugel Eis. Und so wäre das bei weiter steigendem Ökostromanteil weiter gegangen. Die Verteilnetzbetreiber machen Verluste, die sie nicht verschuldet haben. Diese Verluste hat man deshalb ins EEG-Konto verlagert. Dort werden sie von den Verbrauchern (oder zur Zeit vom Steuerzahler) getragen, was auch die richtige, gerechte Lösung ist, weil die Verbraucher ein Interesse daran haben, dass sie überhaupt Strom bekommen und dieser im besonderen ökologisch ist
@ JCW
Zugeben, dass der Diehl Recht hat wenn er sagt, und sogar mit Daten und Fakten belegt, dass sinkende Börsenpreise für die Energiewende ein „Nutzen“ sind, fällt Ihnen äußerst schwer. Lieber konstruieren Sie hier ein Gebilde, das von der Realität weit entfernt ist, nur dass es in Ihr Konzept passt.
Für alle die hier lesen, nur eine Stelle die den ganzen, ziemlich langen Kommentar zunichte macht.
Schaut mal hier.
https://www.tagesspiegel.de/wirtschaft/80-prozent-erneuerbare-sind-kein-problem-6619315.html
Zitat…Energiewende: „80 Prozent Erneuerbare sind kein Problem“
Glaubt dem JCW tatsächlich einer, dass die bei 50 Hertz für 70% der Ökostromenge die sie aufnehmen, Vertragsstrafe bezahlen. müssen.
JCW schreibt.
In der Sprache von heute kann man die Sachlage so formulieren: Bis 2010 hat man die vorhandene, aber selten genutzte Flexibilität der fossilen Kraftwerke genutzt, um Platz für die volatilen Erneuerbaren zu schaffen. Als diese Flexibilität bis zum Anschlag ausgereizt war, hat man über den Verkauf an der Börse noch die Flexibilitäten im Ausland hinzugenommen.
@ JCW
Auch falsch, gerade umgekehrt ist der Fall. Die Erneuerbaren mussten Platz machen für die fossilen Kraftwerke.
Das ist alles mit Daten und Fakten belegt.
Siehe hier:
https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung
Zitat: Die Verordnung zum EEG-Ausgleichsmechanismus (Ausgleichsmechanismenverordnung – AusglMechV) ist eine zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2010) erlassene Rechtsverordnung. Sie ändert die Vermarktung des ab 1. Januar 2010 aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms. Dieser muss seit Inkrafttreten der Verordnung durch die bundesweiten Übertragungsnetzbetreiber verkauft werden, anstatt dass er wie zuvor von den Versorgungsunternehmen der Endverbraucher abgenommen wird. Zitat Ende.
Anstatt der Strom wie vorher von den Versorgungsunternehmen abgenommen werden musste, wird er an die Börse verbannt, damit in den Bilanzkreisen wo der Handel stattfindet die Fossilen freie Fahrt haben.
Keine Erfindung von mir.
Siehe hier Zitat IWR:
Der steigende Anteil erneuerbarer Energien hat am Spot- und Terminmarkt zu immer niedrigeren Strom-Einkaufspreisen geführt. Grund ist ein von der Politik beschlossener Wechsel der EEG-Lieferung ab 2010 (Wälzungsmechanismus). Bis 2009 erhielten die Stadtwerke den EEG-Strom als sog. EEG-Stromband monatlich tatsächlich physisch geliefert, so dass die großen Vorlieferanten (RWE, E.ON, Vattenfall, EnBW, etc.) auch faktisch weniger an die Stadtwerke liefern konnten. Seit 2010 muss der EEG-Strom an der Börse verkauft werden und das hat weitreichende Folgen: RWE, E.ON & Co. beliefern Stadtwerke seit 2010 wieder weitgehend vollständig mit konventionellem Strom, der EEG-Strom an der Börse kommt zusätzlich auf den Markt und drückt auf die Preise.Zitat Ende.
Sie reimen sich da regelmäßig was selbst Erfundenes zusammen, während ich es ihnen dann dokumentiert widerlege.
So deutlich hat man das noch nie gemerkt, dass Herr Diehl den Unterschied zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Verteilnetzbetreibern nicht kennt. Ich habe immer nur von Verteilnetzbetreibern gesprochen, er bringt als Beispiel dafür dann 50Hertz, einen Übertragungsnetzbetreiber.
Herr Diehl: Bevor Sie sich hier erlauben, andere in überheblichem Ton runterzumachen, lernen Sie erst mal diesen Unterschied. Und dann schreiben Sie nicht so ein chaotisches Zeugs. Das ist ein Missbrauch dieser Kommentarfunktion.
JCW schreibt.
So deutlich hat man das noch nie gemerkt, dass Herr Diehl den Unterschied zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Verteilnetzbetreibern nicht kennt. Ich habe immer nur von Verteilnetzbetreibern gesprochen, er bringt als Beispiel dafür dann 50Hertz, einen Übertragungsnetzbetreiber.
@ JCW
Nicht ablenken, der Diehl kennt sehr wohl den Unterschied, „Sie“.. müssen Ihren Horizont etwas erweitern Es geht hier darum wie man den EEG Strom in den.. „Netzen“.. unterbringt. Oder glauben Sie der Boris Schucht vom Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz würde schreiben dass 80% Erneuerbare kein Problem wären, wenn seine Kunden die Verteilnetzbetreiber damit Probleme hätten.
Schauen Sie mal wer die Kunden von 50 Hertz sind.
https://de.wikipedia.org/wiki/50Hertz_Transmission
Zitat:Kunden sind die angeschlossenen Verteilnetz- und Kraftwerksbetreiber sowie Transit- und Bilanzkreiskunden. Nach eigenen Angaben versorgt das Unternehmen damit mehr als 18 Millionen Menschen indirekt mit Strom. Zitat Ende.
Ihr Problem ist, dass Sie die gesamte Energiewende zu einäugig sehen. Zusammenhänge zu erkennen, wie z. B. die Nebelkerze EEG Konto zu beleuchten, ist Ihnen offensichtlich zu aufwändig
Dabei ist Ihre Kritik besonders dem Diehl zugewandt, ohne mir auch nur in einem Punkt mit Daten und Fakten belegt, widersprechen zu können. Ihre Kommentare lauten immer nur der Diehl schreibt Mist oder dessen Kommentare muss man sich nicht antun , kann man den hier nicht ausschließen um Schaden vom Forum abzuwenden. Solches gebahren ohne belegte Gegenargumente wie die Ihren bin ich eigentlich nur gewohnt, wenn sich Energiewende Wölfe im Schafspelz hier einschleichen, was ja mal eine ganze Zeit lang der Fall war. Ich erinnere an den „Klaus Grün“, der hier unter verschiedenen Nicknamen Energiewende kontraproduktiv sein Unwesen getrieben hat.
@So mein lieber „JCW“ wenn Sie künftig was an meinen Kommentaren auszusetzen haben, dann bitte mit Daten und Fakten widersprechen,wie sich das in einer seriösen Diskussion gehört damit ich auf seriöse Art reagieren kann. Auf so hilfloses geschreibsel, wie der Diehl schreibt Mist, oder er schadet dem Forum hier, entsteht kein zielführender Dialog.
Wenn man diesen Diehl darauf hinweist, dass er die Aussage von Boris Schucht falsch interpretiert, antwortet er ja nur, indem er sie nochmal postet. Die Vervielfachung des Unsinns ist ja gerade das Problem, das dieser eitle Rechthaber produziert.
Als erstes muss man, wenn man den Artikel liest, feststellen, dass in der Überschrift zwar von 80% die Rede ist, im Text aber nur von 70%.
Zweitens ist nicht klar, welche Größe mit den 70% eigentlich gemeint ist: Durchschnittlicher Anteil oder kurzfristiges Maximum?
Drittens träumt Herr Schucht davon, Flexibilitäten in Schweden zu nutzen. Das lehnen die Schweden aber ab, weil bei ihnen der Strompreis steigt, wenn wir das Preisniveau für Flexibilitäten erhöhen. Deshalb wurde der Bau einer Leitung, die man für eine Ausweitung benötigt hätte, abgelehnt.
Viertens will er Systemverantwortung ohne Speicher für Erneuerbare. Das schaffen die aber nur, wenn man sie generell abregelt, um sie im Bedarfsfall hochfahren zu können, also genau das, was wir gerne möglichst weit in die Zukunft verschoben hätten, und auch dann nicht als Routinemaßnahme, sondern allenfalls als negative Flexibilität.
Insgesamt hat Schucht mit seinen Prognosen von 2016 daneben gelegen. Das Ausland steht als Flexibilität nicht mehr in dem Maße zur Verfügung, wie wir das bräuchten, die Netze werden viel zu langsam ausgebaut. Auch das DSM hat seine Erwartungen bisher nicht erfüllt.
Das habe ich diesem Diehl auch schon mehr als einmal geantwortet, aber das ist wie wenn man einen Ochsen ins Horn pfetzt. Beim nächsten Mal postet er es genau so falsch und oberflächlich interpretiert wieder. Er liest ja nicht mehr als die Überschrift, wahrscheinlich weil er den Rest ohnehin nur partiell versteht.
JCW Schreibt.
Wenn man diesen Diehl darauf hinweist, dass er die Aussage von Boris Schucht falsch interpretiert, antwortet er ja nur, indem er sie nochmal postet. Die Vervielfachung des Unsinns ist ja gerade das Problem, das dieser eitle Rechthaber produziert.
@ Wo haben Sie drauf hingewiesen, dass ich was falsch interpretiert habe, bitte noch einmal, damit ich Sie auf meine Raktion hinweisen kann, die Sie sicher übersehen haben.
JCW schreibt.
Als erstes muss man, wenn man den Artikel liest, feststellen, dass in der Überschrift zwar von 80% die Rede ist, im Text aber nur von 70%.
@ JCW
Diese beiden Zahen können Sie offensichtlich auch nicht richtig einordnen. Der Interviewer fragt wie folgt Zitat: „Vor Kurzem haben Sie vor internationalen Gästen gesagt, dass Sie bis zu 70 Prozent erneuerbare Energien ziemlich problemlos integrieren können. Wirklich? …Zitat Ende Was finden Sie da abwegig, wenn Boris Schucht kurze Zeit später festgestellt hat, dass sogar 80% möglich sind.?
JCW schreibt.
Zweitens ist nicht klar, welche Größe mit den 70% eigentlich gemeint ist: Durchschnittlicher Anteil oder kurzfristiges Maximum?
@ JCW
Das wiederum macht sein Nachfolger eindrucksvoll deutlich. Habe ich aber auch schon mehrmals gepostet. Da Sie ja den Mist vom Diehl ja nicht lesen, hier für Sie noch einmal.
Siehe hier.
https://greenspotting.de/strompreise-kommt-nach-der-normalisierung-der-sturzflug-nach-unten/
Zitat:…Besonders heftig falle der Preissturz aus, wenn der Stromanteil aus nachhaltigen Stromquellen die Grenze von 90 Prozent erreiche. Dies passiert allerdings immer häufiger. Zitat Ende.
JCW schreibt.
Drittens. .“ träumt“.. Herr Schucht davon, Flexibilitäten in Schweden zu nutzen. Das lehnen die Schweden aber ab, weil bei ihnen der Strompreis steigt, wenn wir das Preisniveau für Flexibilitäten erhöhen. Deshalb wurde der Bau einer Leitung, die man für eine Ausweitung benötigt hätte, abgelehnt.
@JCW
Mit dem Ausdruck „Träumt“ bekommt Ihre gesamte Betrachtung eine bestimmte, ablehnende Note.
JCW schreibt.
Viertens will er Systemverantwortung ohne Speicher für Erneuerbare. Das schaffen die aber nur, wenn man sie generell abregelt, um sie im Bedarfsfall hochfahren zu können, also genau das, was wir gerne möglichst weit in die Zukunft verschoben hätten, und auch dann nicht als Routinemaßnahme, sondern allenfalls als negative Flexibilität.
@ JCW
Nein.. der Chef von 50 Hertz weiß offenbar aus der täglichen Praxis, dass es gegenwärtig immer noch zu viel Kohlestrom und zu wenig Ökostrom ist, der gespeichert würde. Und das bleibt auch, solange die Erneuerbaren nicht wieder „vorrangig“ in den Bilanzkreisen der Versorger verbraucht werden müssen.
JCW schreibt.
Insgesamt hat Schucht mit seinen Prognosen von 2016 daneben gelegen. Das Ausland steht als Flexibilität nicht mehr in dem Maße zur Verfügung, wie wir das bräuchten, die Netze werden viel zu langsam ausgebaut. Auch das DSM hat seine Erwartungen bisher nicht erfüllt.
@ Sehen Sie, das ist der Unterschied zwischen uns Beiden. Wenn ich geschrieben hätte Schucht würde mit seinen Prognosen von 2016 daneben liegen, würde ich das mit Daten und Fakten belegt für jeden nachvollziehbar hier verlinken..
@ JCW Schreibt.
Das habe ich diesem Diehl auch schon mehr als einmal geantwortet, aber das ist wie wenn man einen Ochsen ins Horn pfetzt. Beim nächsten Mal postet er es genau so falsch und oberflächlich interpretiert wieder. Er liest ja nicht mehr als die Überschrift, wahrscheinlich weil er den Rest ohnehin nur partiell versteht.
@ JCW
Ich kenne von Ihnen nur Antworten wie der Diehl schreibt Mist, die muss man nicht lesen.
Eine aktuelle Unkenntnis die Sie an den Tag gelegt haben, dass ein Übertragungsnetzbetreiber und ein Verteilnetzbetreiber am gleichen Strang ziehen wenn es darum geht die Erneuerbaren im Netz unterzubringen, konnte ich Ihnen ja hoffentlich mit meinem vorigen Kommentar ausräumen.
JCW schrieb:
„Auch das DSM hat seine Erwartungen bisher nicht erfüllt.“
Wie sollte es auch? Mit genereller Untätigkeit ist nur schwer ein Ziel zu erreichen. Dass DSM sehr gut funktioniert, wurde bereits bewiesen und ist mit Zahlen belegbar, siehe z.B. GridESO DFS. Links, inklusive Daten, hatte ich mehrfach gepostet.
JCW schreibt.
Herr Diehl: Bevor Sie sich hier erlauben, andere in überheblichem Ton runterzumachen, lernen Sie erst mal diesen Unterschied. Und dann schreiben Sie nicht so ein chaotisches Zeugs. Das ist ein Missbrauch dieser Kommentarfunktion.
@ JCW
Wen erlaube ich mir hier runter zumachen ?? Nur weil ich, Ihnen mit Daten und Fakten fundiert Widerspreche, ist das doch nicht „Andere“ runter gemacht. Für wen halten Sie sich eigentlich hier ??? „Sie“… sind doch der Elefant im …„Diskussions“.. Porzellanladen, und haben gegen die Wahrheit keine Gegenargumente. Bezeichnen meine Kommentare „hilflos“..als chaotisches Zeug, und erlauben sich sogar zu bestimmen, was hier Missbrauch der Kommentarfunktion sein soll.
Übrigens, das „Chaotische Zeug“, das Sie mir unterstellen zu schreiben , sieht H.J. Fell einer der Väter des EEG, den ich vor kurzem diesbezüglich kontaktiert habe, wesentlich anders, als Sie.
Hier seine Antwort.
Ja, lieber Herr Diehl,
Sie sind einer der ganz wenigen, die diesen großen ersten K. O. Schlag gegen das EEG richtig sehen. usw…..Zitat Ende.
Um den Lesern hier einen Eindruck über Ihren Diskussionsstil zu vermitteln, werde ich künftig diesen einen Satz von H.J. Fell, Ihnen als Antwort posten, wenn Sie meine Kommentare wieder als chaotisches Zeug oder Mist bezeichnen.
Es ist ja nicht meine Schuld, dass Sie wie Ihre Kommentare deutlich machen – nicht zu den „ganz Wenigen…“ . ..zählen die da durchblicken.
@Dirk Schiller: Das mag ja sein, dass das DSM noch ordentlich Potential hat. Aber der Beweis, dass das billiger zu haben ist als Speicher, steht noch aus. Wer bereit zum DSM ist, macht das ja nicht umsonst. Er will den Strom damit billiger bekommen. Dann kostet es erst mal ganz ordentlich für Steuerung und Abrechnung und zeitweiliges Verzichten auf Strombezug kostet auch Geld. Am besten funktioniert es noch mit so etwas wie §14a. Da müssen die Leut halt auf 2 Stunden Strombezug am Tag verzichten, ob sie wollen oder nicht. Viel mehr wird sich aber zwangsweise nicht machen lassen. Freiheit und Versorgungssicherheit gelten in unserem Land – zu recht – als hohes Gut.
Das Problem an der nicht eingetroffenen Prognose von Herrn Schucht ist: Die alten Dinos haben sich gefreut. Wenn man nichts macht, weil Schucht meint, bis 70% Erneuerbaren wären noch genug Flexibilitäten hebbar, dann geschieht nichts, und die alten haben ihr Geschäft gesichert. Die fundamentalistischen Ökos, die nicht rechnen können, freuen sich auch, weil sie denken, wenn man nichts macht, dann kostet es auch nichts. Aber diese Rechnung geht halt nicht auf. Wenn man nichts macht, dann kostet es noch mehr, weil wir jetzt erneuerbaren Strom wegschmeissen und dafür fossilen als Ersatz produzieren. Und die fossilen Kraftwerke, die wir brauchen, wenn die Erneuerbaren nichts liefern, verderben dann, wenn auch die Erneuerbaren liefern können, die Preise. Die Fossilen bekommen wir nur los, wenn wir auch in der Dunkelflaute Erneuerbaren Strom liefern können, und wo soll der anders herkommen, als aus Speichern? Auf die müssen wir aber noch lange warten.
Ein Problem in dieser Diskussion ist: Die Leute denken kaum über ihre Nasenspitze hinaus. Sie denken, wenn alle EFH-Besitzer auf PV+Speicher umgestellt haben, dann ist die Energiewende geschafft. EFH sind aber nur 30% der Haushalte, und Haushalte haben etwa 25% Anteil am gesamten Stromverbrauch, die EFH-Besitzer stehen also gerade mal für 8% des Stromverbrauchs. Für den kleinen Rest von 92% sollte man aber mitdenken. Und das ist die Industrie, die furchtbar jammert, wenn der Strom immer teurer wird, nicht zuletzt, weil sich einige Stromeigenverbraucher aus der Solidargemeinschaft verabschieden, oder sie sogar ausnutzen, indem sie hochvolatilen Reststrombezug zum günstigen Pauschaltarif bekommen.
So leid es mir tut: Die Kosten der Energiewende müssen von den Privathaushalten getragen werden. Der Industriestrompreis sollte nicht zu hoch steigen, sonst wandert diese Industrie bloß ins Ausland ab, von wo wir dann stark CO2- oder nuklearmüllbelastete Waren importieren. Aber das traut sich halt keiner zu sagen. Die, die es sagen, tun es mit dem Ziel, die Energiewende abzubremsen. Langfristig spart uns die Energiewende sicher Kosten, kurzfristig müssen wir dagegen ganz schön tief in die Tasche greifen um das System umzubauen. Das auch deshalb, weil der Umbau schneller geht, als sich das die meisten haben träumen lassen. Wäre schade, wenn wir dieses Tempo verlören, bloß weil Ideologie vor Realität geht.