Energiespeicher erneuerbare Energien Photovoltaik Solarstrom

Innovative Ansätze für den Strommarkt von morgen

Strom muss immer stabile zur Verfügung stehen.

7. Energiepolitischer Workshop: Vernetzte Energiewende

Sprecher: Markus Brehler, Caterva GmbH, Pullach

Die Energiewende schreitet voran, doch nach wie vor ist so manche Schlüsselfrage nicht abschließend beantwortet. So stellt sich beispielsweise die zentrale Frage nach dem Strommarkt der Zukunft. Welches Strommarktdesign kann bei einem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien eine verlässliche, kostengünstige und ökologische Stromversorgung sicherstellen? Wie können Angebots- und Nachfrageseite des Strommarkts flexibilisiert und ein regulativer Rahmen geschaffen werden, der die richtigen Investitionsanreize im Energiemarkt gewährleistet. Wie kommen wir mit dem Netzausbau voran? Auf diese und andere Fragen soll der Workshop Antworten liefern.

Veranstalter: ifo Institut – Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung an der Universität München e.V.

TRANSKRIPT DES GESPROCHENEN WORTES:*

Erinnert sich jemand von Ihnen, warum die Amerikaner einmal das Internet erfunden haben? Wir sprachen ja jetzt viel über Flexibilität und knappe Ressourcen? Ein Nicken?
Teilnehmerantwort: „Es ging um den Ausfall im Fall eines atomaren Krieges, im Netz die Kommunikation aufrecht zu halten, wenn größere Knotenpunkte zerstört sind.“
Okay. Andere Meinungen – Danke!
Also Wikipedia sagt, dass das eine Forschung war, die von DARPA, also vom Militär finanziert war. Aber der eigentliche Sinn des Forschungsprojektes war es knappe Ressourcen effizient rund um die Uhr zu nutzen und die knappen Ressourcen damals waren Großrechner. Die Ressourcen, die heute knapp und teuer sind, sind Speicher, haben wir schon gerade gehört. Ich versuche jetzt mal das zu integrieren, dass wir nicht alles wiederholen. Bei Caterva sind unsere Annahmen:

  • erstens Flexibilität wird einen Wert haben, der eher steigen wird. Also da bin ich Ihrer Meinung
  • zweitens eine Flexibilität für sich alleine wird nicht genügend Wert haben, um diese wertvollen Ressourcen ertragreich finanzieren. Es reicht ja nicht aus, durch die Nulllinie zu kommen, es muss schon ein bisschen mehr sein. Sondern man braucht mehrere Anwendungen zeitparallel, die auf dem Gerät laufen können.
  • die dritte Annahme ist, wo der Wert dieser Flexibilität ist, ist über die nächsten Jahre sehr schwer zu prognostizieren. Also das kann die Intraday Börse sein, das kann die Regelleistung sein, das kann aber auch ganz wo anders sein.

Wir haben da im Moment dynamische Vorgänge im Markt, die es sehr schwer machen zu prognostizieren, wo eigentlich diese Werte sind. Deshalb ist unsere Meinung, dass man da dynamisch bleiben muss und im Zweifel diesen Märkten folgen muss. So was machen wir, wir bauen ein Speichersystem, ein verteiltes Speichersystem, das mehreren Anwendungen zeitgleich dient. Habe ich ja schon gerade gesagt, in der Startanwendung, die wir realisiert haben, stellen wir Stromspeicher in die Keller von Privathaushalten, die eine PV-Anlage haben oder im Zuge dieser Investition mit erwerben, vernetzen die und dienen damit drei Stakeholdern.

Stakeholer: Die, denen die Stromspeicher gehören

Nämlich einmal dem, dem die Speicher gehören, das kann ein Energieversorger sein, der das Kraftwerk der Zukunft nicht mehr auf der grünen Wiese hat, sondern im Keller bei seinem Privatkunden.
Das kann ein institutioneller Investor sein, der eben sicher nicht damit zufrieden ist, wenn die Nulllinie durchbrochen ist. Sondern der eher in der Größenordnung 10 Prozent Renditeerwartung hat, je nach Typ und Reife des Investments und wahrgenommenem Risiko.
Es kann aber auch der Privatkunde selbst sein, der sagt, bevor ich Strafzinsen auf dem Konto bezahle… Wir haben als Firma heute die Nachricht bekommen, dass wir für unser Guthaben jetzt Strafzinsen zahlen müssen! Das tröpfelt langsam runter zu jedem. Bevor ich also Strafzinsen zahle, stelle ich mir doch lieber meine eigene Erzeugungsanlage auf das Dach und in den Keller, habe mein Geld auf der sicheren Seite und produziere meinen eignen Strom.

Der Privatkunde möchte mehr Autarkie über seinen Strom

Außerdem möchten die Privatkunden mehr und mehr wahrgenommene Autarkie. Es gibt nicht den Wunsch nach Autarkie im Sinne von, ich hacke jetzt hier den Anschluss zum Netz durch. Das interessiert die Leute nicht, aber sie möchten sich unabhängig fühlen, sie möchten nicht mehr jedes Jahr eine Preiserhöhung bekommen und sie möchten Strom aus erneuerbaren Quellen machen. Aber immer so, dass bitte am Schluss eine schwarze Null dasteht.
Es gibt ganz wenig Leute, die bereit sind für das grüne Engagement, tausende oder zehntausende Euroscheine mitzubringen.
Und als Drittes gibt es die Netzbetreiber, die für die Stabilität der Netze verantwortlich sind und die ihre Dienstleistungen beispielsweise Regelleistung zuverlässig und möglich preiswert beziehen möchten.
Wir kombinieren das eben in diesem virtuellen Kraftwerk.

Ein Beispiel des virtuellen Kraftwerks

Hier ein Beispiel des ersten Projektes, das wir gemeinsam mit der N-ergie Aktiengesellschaft, das ist der kommunale Versorger der Stadt Nürnberg, umgesetzt haben. Da haben wir Speicher in die Privathaushalte über Franken verteilt, über 8.000 Quadratkilometer verteilt aufgestellt. Über OMTS vernetzt und sind hier seit eineinhalb Jahren präqualifiziert für die Erbringung von Primärregelleistung, also eine dieser Systemdienstleistungen.
Die Anforderungen dort sind sehr hoch. Wir sind unseres Wissens weltweit die Einzigen, die die Lizenz haben, solche Systemdienstleistungen aus so kleinen vernetzten Systemen kommerziell zu erbringen.

Die eigene Sonne zuhause liefert Strom

Wir nennen unser Speichersystem für den Privathaushalt die „eigene Sonne zu Hause“. Tagsüber scheint die Sonne auf die PV-Anlage, nachts haben Sie ihre Sonne im Keller die Caterva Sonne.
Wir denken Photovoltaik wird attraktiv bleiben, aber nicht mehr als Einspeisevergütungssystem, sondern als Eigenverbrauchssystem. Das wollen die Kunden und auf der anderen Seite, ich denke, das konnte man auch schon aus dem vorigen Vortrag sehen, die Netzstabilität wird in Zukunft tendenziell schwieriger zu gewährleisten sein.

Wie macht man es einfach für den Kunden?

Die nächste Frage, die wir dann adressiert haben, ist das Thema, wie macht man das alles einfach für den Endkunden. Wir glauben nicht, dass die Mehrheit der Menschen sich damit befassen möchte, wie Einspeiseprofile der Sonne sind, wie der Verbrauch ist, wann darf ich jetzt meine Spülmaschine laufen lassen. Muss ich über Funksteckdosen meine ganzen Geräte steuern lassen, dass das alles optimiert ist.
Das glaube ich, ist den Leuten zu kompliziert, deswegen bieten wir einen Art Flatrate an. Wir sagen den Kunden, ihr könnt so viel Strom verbrauchen, wie eure PV-Anlage über das Jahr erzeugt. Also nicht die unbegrenzte Flatrate, sondern genau so viel, wie ihr selbst erzeugt habt. Davon können wir einen hohen Anteil durch Technik abdecken, durch dieses Eigenversorgungssystem des Speichers und der PV-Anlage.
Der Rest muss bezogen werden und alle Abgaben und Umlagen natürlich bezahlt werden. Das macht es einfach für den Kunden, weil er sich nicht überlegen muss, was treibt der Speicher. Denn eine der Fragen eines multivalenten Speichers ist natürlich, dass der „Haushalt“ fragt, wann arbeitet der Speicher denn eigentlich für mich. Produziert der jetzt immer Regelleistung wenn die Sonne scheint, aber nicht lädt? Der Kunde hat nämlich eine App, mit der er jederzeit sehen kann, was sein System macht. Da kommen sehr schnell sehr viele Fragen und es wird deutlich ruhiger, wenn man den Kunden sagt, das braucht dich alles nicht so im Detail zu interessieren, du kannst einfach so viel Strom verbrauchen, wie deine PV-Anlage erzeugt hat.

Solarstromrechner

Das technische Risiko für den Strom möchte der Kunde auch nicht

Kommerziell auch als One-Stop Solution aus der PV-Anlage, dem Speicher Wartungsvertrag. Das technische Risiko möchte der Kunde auch nicht. Er fragt natürlich, wie lange lebt denn der Speicher, der andauernd arbeitet. Der ist mehr vom Handy gebrieft, wo nach zwei Jahren die Batterie mehr oder minder am Ende ist. Das hat jetzt technisch wenig mit den stationären Speichersystemen zu tun, die wir einsetzen, aber das ist wiederum dem Endkunden nicht transparent, also geben wir ihm über einen Wartungsvertrag Sicherheit.

Präqualifiziert für Primärregelleistung

Ich sagte schon, dass wir für Primärregelleistung präqualifiziert sind. Wir sind auch in der Lage an der Intraday Börse vollautomatisch zu handeln, das können auch nicht viele Versorger. Weiß nicht, (Frage an die) Stadtwerke München: „Haben sie das schon umgesetzt, dass sie ohne menschlichen Eingriff an der Börse handeln können?
Also wir sind schon relativ nahe an dem, was Sie da als Maximum aufgezeigt haben. Wir haben ähnliche Analysen gemacht. Klar, man hat nicht den ganzen Blick auf die Zukunft. Das haben Sie damit hinein gerechnet. Das haben wir in unseren Analysen auch gemacht. Wir kommen da aber schon so ungefähr bis auf 80 Prozent ran mit unserem Programm.

Der Energieversorger behält die Kundenbindung

Wir machen das Ganze in Kooperation mit Energieversorgern und bieten den Energieversorgern die Kundenbindung an. Der Kunde, der den Speicher von einem Energieversorger, von einem Versorgungsunternehmen im Keller hat, der wird da nicht mehr kündigen, auch wenn man ihm das juristisch natürlich erlauben muss. Man darf einen Privatkunden nicht 20 Jahre fest binden, aber er wird es nicht mehr tun. Der Energieversorger kann das System vertreiben, installieren, warten und hat damit weiter die Kundenbeziehung. Und kann an der Wertschöpfung aus dem System partizipieren, also aus dieser Kombination „Energiemärkte und Eigenversorgung“ eine höhere Rendite ziehen, als aus der plumpen Strombelieferung.

Ein Privatkunden ist 50 Euro wert

Ein Privatkunde ist heute in Deutschland für den Energieversorger 50 Euro im Jahr wert. Das ergibt sich aus dem, was Sie gesehen haben. Der Strompreis den Sie alle zahlen besteht im Wesentlichen aus Umlagen und Abgaben. Da bleibt nicht mehr sehr viel für den Energieversorger an Deckungsbeitrag übrig. 50 Euro ist der Stromwert und noch mal 50 Euro bekommt der Netzbetreiber ungefähr an Deckungsbeitrag.
Der Hauseigentümer sagte ich schon, der möchte gerne sich maximal selbst versorgen; er möchte Zukunftssicherheit haben, insbesondere auf der Preisseite. Der will einfach nicht mehr jedes Jahr eine Preiserhöhung bekommen. Und er möchte Betriebssicherheit haben; er möchte sich nicht mit der Frage quälen, wie lange leben welche Geräte.
Aber wie wir jetzt schon mehrfach gehört haben, beschränkt auf diese eine Anwendung, rechnet sich ein Speicher nicht. Heute nicht, morgen nicht und übermorgen nicht. Die ganzen Eigenverbrauchsspeicher sind für den Endkunden unwirtschaftlich, wenn man einigermaßen realistische Annahmen ansetzt, Wirkungsgradverluste berücksichtigt, Wartungskosten berücksichtigt, dann kommt da nichts raus.

Systemdienstleistungen im Strommarkt

Ich gehe jetzt mal auf eine andere Seite, nämlich auf das nächste Element des Geschäftsmodells. Das Beispiel Systemdienstleistungen. Wir hatten vorher gehört, der Strommarkt wird in Viertelstunden Zeitschlitzen beplant. In Bilanzkreisen. Das ist einmal die wirtschaftliche Abbildung.
Rein technisch muss das Strommarkt Angebot und Nachfrage in jeder Sekunde ausgeglichen sein, sonst wird es schwierig. Und diesen Ausgleich, den stellt das System her über die sogenannte Regelleistung. Um Regelleistung zu erbringen, ich komme dann noch dazu was Regelleistung bedeutet, brauche ich gesicherte Leistung, das haben wir jetzt vorher auch schon gesehen. Hier ist noch mal vereinfacht. Hier ist jetzt mal aufgezeichnet von unten nach oben die installierte Leistung verschiedener Kraftwerkstypen in verschiedenen Jahren von 2013 bis 2024. Und die rote Linie ist die Jahreshöchstleistung, die typischerweise am Freitag vor Weihnachten anfällt. Also … bitte?
(Einwand von einem Teilnehmer)
Donnerstag vor Weihnachten, ja danke – am Donnerstag vor Weihnachten anfällt. Und da sieht man jetzt von unten nach oben, das Gelbe ist die Kernkraft, das Braune ist die Braunkohle, das Graue ist die Steinkohle, dann kommt die Biomasse und dann kommen Gaskraftwerke.

Gesicherte Leistung

Das ist die sogenannte gesicherte Leistung, also gesicherte Leistung heißt, ich habe Leistung dann, wenn ich sie brauche. Wenn sie nachgefragt ist. Da drüber kommen die sogenannten Volatilen, auch erneuerbaren Energieträger, das ist Wasser. Weil das Wasser darf nicht eingefroren sein, der Fluss darf im Sommer nicht ausgetrocknet sein, der schmale Balken ist Sonstiges, weiß ich nicht, was das ist, Wind und Sonne.
Und wie schon vorher gezeigt sind wir im Jahr 2024 hier ungefähr, ob es jetzt 23 oder 25 ist, in wenigen Jahren sind wir hier nicht in der Lage die gesicherte Leistung zu erbringen. Das heißt, wenn es an diesem Donnerstag vor Weihnachten, da ist es sicher ziemlich dunkel, und wenn gleichzeitig auch noch kein Wind ist, dann wird es schwierig die Gesamtstrom Nachfrage aus Deutschland raus, hier ist jetzt noch nicht der Import betrachtet, zu decken.

Man muss jede Sekunde für Ausgleich sorgen

Und man muss dazu wissen, wenn man oben drauf noch nicht nur diese Bilanzkreise in 15 Minuten ausgleichen muss, sondern man muss jede Sekunde für Ausgleich sorgen, dafür brauche ich Kraftwerke die laufen, die zuverlässig laufen, die nur aus gesicherter Leistung kommen. Und wenn die Kraftwerke nicht ausreichen, um überhaupt die Maximallast zu decken, dann kann ich erst recht nicht noch diese Schwankung aus den natürlichen Abgang und aus Störungen im System ausgleichen, sondern, das muss dann irgendwo anders herkommen. Außerdem hat es volkswirtschaftlich auch noch einen anderen Aspekt.
Im Moment sind wir in der umgekehrten Situation. Wir haben Überkapazitäten im Markt. Deswegen sieht man eben diese Preissignale nicht. Es gibt auch eine ganze Anzahl von Anträgen bei der Bundesnetzagentur Kraftwerke aus dem Markt zu nehmen. Ab einer bestimmten Leistung muss das beantragt werden, weil diese Kraftwerke als sogenannte Must-Run Kraftwerke definiert sind. Und die sind deshalb Must – Run, damit die, wenn diese Jahreshöchstleistung und Systemdienstleistung gebraucht werden eben da sind, vor allen Dingen für die Systemdienstleistungen.
Das heißt, wenn wir die loswerden wollen, Stichwort Kohleausstieg, dann brauchen wir andere Leistungserbringer.

Ein wöchentlicher Blick

Hier noch mal ein wöchentlicher Blick auf ein ähnliches Bild, aber jetzt eine Woche, das ist die Woche, die am 31. August letzten Jahres begonnen hat und hier sieht man jetzt wieder die Erzeugung in Deutschland, wie sie in dieser Woche stattgefunden hat nach verschiedenen Erzeugungsarten. Also von unten ist es jetzt das Laufwasser, das schmale blaue Band. Dann kommt die Biomasse, dann kommt die Kernenergie, das Hellbraune ist die Braunkohle, das Dunkle ist die Steinkohle, dann kommt Gas, dann kommen die Speicherkraftwerke und dann kommt Wind und dann kommt Sonne. Und da kann man jetzt verschiedene Sachen sehen. Zum einen sieht man, dass Gas im Markt im Moment keine große Rolle spielt, das ist rein aus der Preisstruktur heraus. Hat gar nichts mit Erneuerbaren zu tun, hat was mit Shale Gas in den USA und Exportverbot von Gas in Amerika zu tun.

Strom aus Pumpspeicherkraftwerken

Das Zweite sind Pumpspeicherkraftwerke. Das sind diese Hocker, die da immer vormittags und nachmittags sind, rechnen sich zurzeit aufgrund geringer Volatilität der Märkte, weil Sonne und Wind die Mittagsspitzen preislich komplett runternehmen.
Nur noch in den sogenannten Schulterstunden, das heißt, die laufen in der Früh, die Sonne scheint noch nicht, der Wind bläst immer auch mehr, wenn die Sonne scheint als nachts. So mal grob kann man da glaube ich auch sehen.
Also in den Schulterstunden laufen die Pumpspeicher und die Flexibilität, die der Markt braucht, jetzt nicht auf Sekundenbasis, sondern schon in den Stundenkontakten, die wurde in dieser Woche im Wesentlichen von der Steinkohle erbracht.

Strom aus erneuerbaren Energien sind essentiell für die EnergiewendeStrom aus Steinkohlekraftwerken

Also Steinkohlekraftwerke haben die notwendige Flexibilität hier geliefert. Der Druck durch die Erneuerbaren in dem Markt war aber so stark, dass am Wochenende – da hinten Samstags, Sonntags. Ich habe natürlich die Woche mit Bedacht ausgesucht, weil da eine starke Kombination aus Wind und Sonne herrschte.
Hier ein schwieriger Fall. Da wurden sogar Atomkraftwerke in der Leistung runtergenommen, das mögen die nicht so richtig gerne, und Braunkohlekraftwerke massiv runtergefahren. Die mögen das auch nicht, also neuere sind überhaupt dazu in der Lage, ältere können das gar nicht, da ist viel nachgerüstet worden.
Wenn wir jetzt den Ausbau der Erneuerbaren, auch wenn die Bundesregierung, schade, dass der Vertreter heute nicht da ist, im Moment mehr tut, um den Ausbau zu bremsen, als zu befördern.

Der Ausbau der Erneuerbaren wird kommen

Aber der Ausbau der Erneuerbaren wird kommen, dann wandert ja diese Linie, die da jetzt grün den Unterpunkt kennzeichnet, der Erneuerbaren immer weiter nach unten. Das heißt, wir werden in wenigen Jahren sehen, dass Kohlekraftwerke sich selbst aus dem Markt schießen. Weil die dann, also Gas sowieso bei der jetzigen Preisstruktur und Kohle aber auch als nächstes, aus dem Markt fliegen. Das Problem erledigt sich quasi durch das Marktdesign, das heute da ist. Dann stellt sich aber wieder die Frage, wer bringt dann diese Flexibilität aus gesicherter Leistung in den Markt, die wir weiter brauchen werden.

Was ist denn Regelleistung?

Jetzt einmal kurz dazu, was Regelleistung ist. Mit Regelleistung wird versucht das was innerhalb des Bilanzkreises, also in 15 Minuten, in diesen 15-Minuten-Zeitscheiben tatsächlich physikalisch geschieht, auszubalancieren. Und dazu hat man künstlich einen Markt designt, den man in drei Scheiben aufgeteilt hat und hatte im Hinterkopf, was mache ich, wen ein großes Kraftwerk auf einmal vom Markt geht.

Das System ist ausgelegt auf zwei gleichzeitige Ausfälle innerhalb von 15 Minuten. Also zwei große Einheiten fallen aus. In 15 Minuten. Drei Gigawatt Leistung sind weg. Hier Grafik der ETH Zürich, da ist ein Kraftwerk in Frankreich ausgefallen, vermutlich ein Atomkraftwerk oder eben das Umspannwerk davor, also ein großes, deswegen fällt die Netzfrequenz ab.

Netzfrequenz sind 50 Hertz

Die Netzfrequenz, die ist sonst immer so um die 50 Hertz zappelt. Dann ist der Markt so designt, dass binnen 30 Sekunden diese sogenannte Primärregelleistung zum Einsatz kommt, die vollautomatisch aus allen Kraftwerken die unter Vertrag sind, in der gesamten ENTSOE – Zone – also ENTSOE ist alles, was da, am Beamer ist es orange – was da orange gekennzeichnet ist. Das ist dieser gekoppelte europäische Markt, der synchronisiert ist, da ist die Netzfrequenz gleich. Also wenn in Portugal sich die Netzfrequenz ändert, weil da ein Kraftwerk ausfällt, können wir das zwei Sekunden später hier messen.

Entweder muss ich Leistung einspeisen oder rausnehmen

Die Netzfrequenz ist mit den Laufzeiten im gesamten ENTSOE gleich. Und Primärregelleistung ist so aufgesetzt, dass jedes Kraftwerk, das an diesen Markt teilnimmt, selbst die Netzfrequenz misst und danach regelt. Entweder muss ich Leistung einspeisen oder rausnehmen. Also hier muss man Leistung einspeisen.
Deswegen ist es hier orange. Die fangen also nach 30 Sekunden an einzuspeisen und das Ziel ist – darum heißt es im Englischen auch präziser „Frequency Containment Reserve“ -das Ziel ist die Störung einzufangen. Also ich komme aus dem Abfall und ich möchte das in die Horizontale überführen. Dann kommt nach spätestens fünf Minuten die sogenannte Sekundärregelung – im Englischen heißt die auch präziser „Frequency Restoration Reserve“ – die hat die Aufgabe die Störung auf normal Null zurückzuführen, also auf 50 Hertz Netzfrequenz.

Sekundärregelung und Tertiärregelung

Die wird dort erbracht in der Regelzone, wo die Störung verursacht ist, deswegen ist nur Frankreich in diesem Beispiel markiert. Und das Dritte ist die Tertiärregelung, die kommt nach 15 Minuten – im Englischen heißt die „Frequency Replacement Reserve“ – Replacement, weil die die ersten beiden wieder freischaufelt. Es könnte ja ein zweites Kraftwerk ausfallen.
Weil vielleicht nicht alle hier Elektroingenieure sind, die Netzfrequenz hat was damit zu tun, dass Generatoren sich drehen, Wechselstrom erzeugen, 50 Hertz die Sekunde. Und in dem Moment, wo sie beispielsweise alle Lichter einschalten, jetzt nicht die drei in diesem Raum, sondern viele Lichter, dann merkt die Maschine das, dreht sich schwerer und wird langsamer. Und umgekehrt genauso, das heißt, wenn ein Kraftwerk ausfällt, müssen alle anderen mehr arbeiten, so „wuah“. Dann wird es bei denen langsamer, die Netzwerkfrequenz geht runter und das muss man ausgleichen. Den gleichen Effekt gibt es aber auch in der anderen Richtung. Es gibt also auch Störungen, die anders rumgehen.

Abweichungen von mehreren Gigawatt

Jetzt könnte man sich ja vorstellen, wenn wir das System der Energieerzeugung umstellen, von diesen großen Kraftwerken Kohle, Kernkraft und so weiter auf Erneuerbare, dezentrale verteilte Einheiten in einem voll vermaschten vernetzten System, dass es dann dieses Klumpenrisiko gar nicht mehr gibt. Es kann gar nicht mehr solche Störungen geben, weil was ist, wenn eine PV-Anlage ausfällt. Wenn mal eine zehn Megawatt groß ist, das ist ja schon was Größeres in Europa. Das spüren wir überhaupt nicht, hier sprechen wir von Abweichungen von mehreren Gigawatt.
Aber das ist nicht so, weil auch dezentrale Energiesysteme Klumpenrisiken haben. Hier sieht man mal die Netzfrequenz, also die Mittellinie da sind die 50,0 Hertz über 24 Stunden am 28. Oktober 2013. Was man da im Laufe des Tages so sieht, dieses Hin-und-her-Gezappel ist das ganz normale, weil immer irgendwie Plan und Realität nicht zusammenpassen.

Eine Toleranz von 200 Millihertz

Irgendeine Maschine in der Fabrik läuft anders, irgendwo ist was kaputtgegangen und läuft nicht. Irgendwas ist immer anders, das ist auch okay, es gibt da eine Toleranz von 200 Millihertz.
Der Grund dieser engen Toleranz für das drüber und drunter, ist dass die Erzeugungsmaschinen, beim rotierenden kaputtgehen. Die Generatoren mögen das nicht.
Und da am Nachmittag, etwa um 17 Uhr sieht man einen großen Einbruch der Netzfrequenz, das ist wirklich groß. Bei 200 Millihertz Abweichung fangen unangenehme Maßnahmen an, das heißt Lastabwurf, das ist so ein vornehmer Ausdruck für: „hier wird es jetzt dunkel“. Das war nicht weit weg davon. Von dem Netzbetreiber 50 Hertz weiß ich es. Die mussten in der Nordsee fünf Gigawatt Windstrom abschalten, weil der Wind so stark war, dass die Anlagen gefährdet waren, also zum Schutz der Kraftwerke.

Zeitkritische Betrachtungen

Und was man hier dann sieht, da ist die Zeitachse jetzt praktisch gedehnt, wieder die Netzfrequenz jetzt von 17 Uhr bis 18:40 Uhr. Der Übertragungsnetzbetreiber oder die Betreiber haben diese Kraftwerke nicht mit einem Schalter ausgeschaltet bei fünf Gigawatt, sonst wäre es nämlich dunkel geworden in Europa, sondern die haben das nach und nach gemacht. Das kann man da jetzt im Verlauf, also als jemand, der sich damit befasst hat, kann man das im Verlauf der Netzfrequenz sehen.
Die Störung, also die Netzfrequenz hatte da dieses Maximum mit 50 Millihertz kurz nach fünf. Dann wurden die ersten Windparks ausgeschaltet, die fällt ab. Dann sieht man eine kleine Gegenbewegung, da kommt die Regelleistung rein, dann werden die Nächsten abgeschaltet und so geht das immer weiter. Und das führte dazu, dass nach etwa 40 Minuten zwei Gigawatt dieser ersten Regelleistung aktiviert waren, weil die Abweichung eben 130 Millihertz groß war.

Strom aus Windenergie?

Strom aus Windenergie ist mit dieser alten Mühle nicht möglich.

Zuviel Windenergie kann zu Problemen führen

Wenn jetzt doppelt so viel Wind installiert gewesen wäre als 2013 – inzwischen ist ungefähr, ich glaube 50 Prozent mehr oder zwischen 30 und 50 Prozent mehr, ich habe die Zahl nicht genau im Kopf, aber es ist deutlich mehr installiert mit weiter wachsendem Zubau – dann hätte die Reserve hier nicht ausgereicht. Und zwar geht es hier um die Primärreserve und auch um die Sekundärreserve, weil nach dieser langen Zeit hätte die Störung eigentlich von der Sekundärreserve beseitigt sein müssen, also zurückgeführt werden müssen auf nominal 50 Hertz.

 

Schneebedeckung von Photovoltaikmodulen

Solche Beispiele gibt es auch für Photovoltaik. Die schwierigste Situation ist hier Schneebedeckung von Photovoltaikmodulen. Sie wissen vielleicht, dass die Photovoltaiksysteme typischerweise in sogenannten Strings zusammengefasst sind. Und wenn ein Modul dann, ich sage mal am unteren Ende vom Dach oder von der Anlage mit Schnee bedeckt ist, dann bringt die ganze Anlage praktisch nichts mehr, weil die alle hintereinander geschaltet sind. Wenn jetzt die Temperatur falsch für einen Tag vorhergesagt ist und es ist zwei Grad wärmer und der Schnee rutscht weg, dann kommt plötzlich ungeplant massiv Leistung in das System. Dann hat man das Gleiche nur mit einem anderen Vorzeichen, dann fehlt halt nicht Leistung, wie hier Abschaltung, sondern es ist zu viel Leistung drinnen.

Bilanzkreismanager

Also die mögliche Idee von Bilanzkreismanagern, die Sie angedeutet haben Herr, dass man dann einfach systematisch mehr einspeist in das Netz, die ist sicher nicht gut. Die führt nicht zu einem stabileren Netz, weil wir dann einen ständigen Fehler haben in positiver Richtung.

 (Einwand aus dem Publikum – unverständlich)

Ja, ja ich habe das schon verstanden, dass man das praktisch vorsorglich macht, naja, ich habe verstanden, dass das eine Idee sein könnte, dass man das vorsorglich macht als Bilanzkreismanager, um sicher zu sein, dass man im Fehlerfall nicht auf die falsche Seite rutscht.

 (Einwand aus dem Publikum – unverständlich)

Permanent wäre es „a“ verboten und „b“ ungünstig für die Systemstabilität. Also man wird hier weiter Maßnahmen brauchen und wir glauben, dass es Sinn macht, das künftig mit neuen Assets, mit Batteriespeichern zu machen. Weil Batteriespeicher besonders günstig sind, gerade für diese Primärregelleistung. Weil sie reinspeisen können in das Netz und rausnehmen.
Für die Versorger hatte ich schon gesagt, macht es Sinn das zu machen, macht auch mehr Sinn, als einfach nur Hausspeicher zu verkaufen.

Wertansätze

So, was ist es wert? Wir haben ja vorher schon die Frage, was kann man da verdienen?
Wir sind eben seit Juli letzten Jahres präqualifiziert für Primärregelleistung und hier sieht man jetzt die Preise, Primärregelleistung wird wöchentlich in einer (Strom) Auktion versteigert. Im Moment 800 Megawatt eben für die Länder Deutschland, Österreich, Schweiz, Niederlande. Ab Mitte Januar kommt Frankreich mit weiteren 600 Megawatt dazu, dann haben wir etwas 1.400 Megawatt, ist also kein riesengroßer Markt – ist in Deutschland ungefähr 100 Millionen Euro wert. Dafür schon relativ komplex konstruiert, wenn man die anderen Zahlen anschaut, was andere Kosten im System sind.
Die schwarze Linie ist der mittlere Preis, der da erzielt wurde, die grüne Linie ist die Volatilität des Preises, also die grünen senkrechten Striche, weil der Markt für Regelleistungen es anders konstruiert als die Energiebörse. An der Energiebörse ist „pay as cleared“(für den Strom A.d.R), das heißt der höchste Preis, der noch zum Zuge kam, wird allen bezahlt. Deswegen gehen die Erneuerbaren da immer mit null rein, weil sie wissen, der höchste Preis der aufgerufen wird, wird dann auch für die Abrechnung gegenüber den Erneuerbaren und damit gegen das EEG-Konto gerechnet.

Man muss vorausahnen, wo der Preis sein wird

Hier ist „pay as you bid“ (für den Strom A.d.R) das heißt, man muss vorausahnen, wo der Preis ist. Das machen wir auch per Software. Der mittlere Preis schwankt saisonal. Das hat was damit zu tun, dass es im Frühjahr Schmelzwasser in den Speichern gibt. Dann können die mit den Pumpspeichern, mit den Speicherseen, das besser anbieten.
Irgendwann im späteren Frühjahr gehen die Großkraftwerke in Revision und kurz vor Weihnachten ist die Leistung knapp. So in der Art sind wir, also die einfachen Mechanismen die da sind.

Verdienst pro Megawatt

Verdienen kann man da ungefähr, wenn man das ganze Jahr teilnimmt an dem Markt, zwischen 130 und 180 / 200.000 Euro pro Megawatt, die man im Markt hat, wenn man das ganze Jahr erfolgreich den mittleren Preis erzielt. Das ist das, was da rauskommt und damit ist der Wertbeitrag, wenn ich das Mal runter breche auf so einen Hausspeicher – wir installieren im Haus, warten Sie einmal, ich zeige Ihnen mal das, wir installieren im Haus hier einen 20 Kilowatt Leistungsspeicher und 20 Kilowatt Stunden, runter gebrochen auf ein Haus mit Reserven. Und es gibt da noch ein paar Randbedingungen. Wir machen aus 65 dieser Strom Speicher jeweils ein Megawatt Primärregelleistung. Da sind round-about 2.000 bis 2.500 Euro pro Jahr Umsatz zu machen, während die Eigenversorgung hat ungefähr einen Wert von 200 Euro.
Also da sieht man schon, wo das Verhältnis ist und man könnte, am Intraday Markt könnte man etwa zwei Drittel der 2.000 Euro auch verdienen. Also alternativ, man kann das nicht gleichzeitig machen, manche Sachen kann man gleichzeitig machen, andere kann man nicht gleichzeitig machen. Die Leistung darf man immer nur ein Mal verkaufen.

Voraussetzungen um Gewinne zu erwirtschaften

Was muss man da können? Also wichtig sind einmal die Kosten, Euro pro Kilowatt. Logisch, das ist der größte Treiber an dem ganzen Thema, Bei uns kostet das Kilowatt jetzt 1.300 Euro installiert. Mit einer Lebenserwartung von 20 Jahren mit Wartungskosten, aber eben mit einer Lebenserwartung von 20 Jahren.
Das heißt, wir wären bei den 65 Euro, die Sie da angezeigt haben, die sind bezogen auf heute, aufgeteilt für die 20 Jahre.

Wirkungsgrade sind mit entscheidend

Man muss alle Wirkungsgrade sehr gut kennen. In allen Betriebssituationen, weil die Wirkungsgrade sehr stark schwanken, abhängig von der Betriebssituation.
Batterien, Lithium-Ionen Batterien haben sehr geringe Verluste. Die arbeiten mit 96 / 98 Prozent in guten Systemen, aber Wechselrichter sind sehr sensibel für die Auslastung. Also wenn Sie einen Wechselrichter von Leistung, ich sage mal 100 haben, dann hat der einen hohen Wirkungsgrad von über 90 Prozent. Wenn Sie denn aber nur bei 40 betreiben, dann geht der Wirkungsgrad auf 30 Prozent runter, dann wird es ganz bitter und ganz teuer.
Das heißt, das muss man berücksichtigen. Man muss für alle Kosten, für alle Zustände, die man in dem System hat, aufladen, entladen und so weiter, immer die Kosten hinterlegen. Wie stark nutze ich das Asset eigentlich ab? Ist das Geschäft mehr wert als die Abnutzung?

Fernwartung ist ebenfalls ein wichtiger Punkt

Und ich muss aus der Ferne warten können, einmal um Fehler zu beseitigen, aber auch um, wie eingangs gesagt, eben den Märkten folgen zu können und neue Algorithmen da hineinbringen zu können. In der Software, das ist eigentlich unser Kern, man braucht einen stark autonomen Betrieb. Die Vernetzung der Systeme erfolgt über UMTS. Es ist nicht erlaubt, wenn man diese Systemdienstleistungen erbringen will, über die DSL-Leitung des Haushalts zu gehen oder sich an die DSL-Leitung einer Firma anzuschließen, wenn man das auf einem Firmenstandort hat, weil das kein sicherer Betrieb ist. Wir sprechen hier von kritischer Infrastruktur.
Es ist also eine eigene private Internetleitung und Mobilfunk in der Fläche und hat nicht die gleiche Zuverlässigkeit, wie eine Standleitung mit x Megabyte pro Sekunde.
Also muss ich sehr viel mehr lokal machen in meiner Automatisierung. Aus der Ferne updaten hatten wir schon, Messen ist sehr wichtig, weil die Frage, auf was zahle ich Abgaben und Umlagen, ist natürlich sehr kritisch. Speicher sind nach Paragraf 118 Absatz 6 EnWg von Netzentgelten für 20 Jahre befreit. Dafür muss man das aber auch so messen, dass man nachweist, was ist eigentlich gespeichert und was im Haushalt letztverbraucht.

Strom : Konzepte der Zukunft

wikipedia.org – Railweh10

EEG-Umlage fällt nicht an

Die EEG-Umlage fällt auch nicht an, für Strom der aus dem Netz entnommen und wieder eingespeist wird. Und Stromsteuer, das sind eh völlig perverse Gesetze, weil das Stromsteuergesetz aus dem Finanzministerium und den Hauptzollämtern kommt und die die Stromsteuer antreiben. Wenn Sie mal versuchen – und wir haben das gemacht, weil wir sind Stromsteuererlaubnis oder wie immer das heißt, jedenfalls wir geben da monatlich Steuererklärungen ab – im Hauptzollamt zu erläutern, was Regelleistung ist, das ist schon einmal eine Challenge. Da gibt es nämlich keinen, der wirklich eine Ahnung davon hat, die machen sonst Zoll auf irgendwelche Waren, die eingeführt werden.
Das ist also nicht nur teuer, sondern auch noch ausgesprochen bürokratisch. Dafür muss man das alles sorgfältig messen. Wir bringen dazu zwei Smartmeter in das Haus.

Datenübertragung kostet Geld

Also Digitalisierung der Energiewende ist ein Kern, sage ich mal, ein Kern-Enabler. Und kosten darf die Kommunikation auch nichts, wir haben das jetzt so aufgesetzt, dass wir mit Mobilfunkkosten von 50 Euro im Jahr pro System auskommen. Und das geht nur, wenn man bei ungefähr 100 Megabyte pro Monat bleibt, sonst wird die Mobilfunk-Kommunikation gleich sehr teuer. Und alle Handynutzer wissen, dass das nicht viel ist.
In der Leitstelle ist das Thema: Wie stelle ich einen zuverlässigen 24 x 7 Betrieb bereit. Und da lernt man relativ schnell, dass das was anderes ist, als eine Website bei 1&1 zu hosten. Die geht nämlich nicht 24 x 7.
Wir haben heute zwei Rechenzentren in BSI. Da gibt es Vorschriften, was sichere Distanzen von Rechenzentren sind, nicht zu nah, nicht zu weit. Wo alles redundant ist, also Prozesse, die abstürzen, automatisch durch andere Prozesse abgelöst werden. Server, die abstürzen durch andere Server abgelöst werden und Rechenzentren, die ausfallen durch das andere Rechenzentrum abgelöst werden und alles so, dass das System im Feld das nicht merkt.

Mit Big Data Methoden Schlussfolgerungen ziehen

Das ist sehr wichtig und Schlüssel dazu. Bei den Märkten muss man diese vielen, da gibt es sehr viele Daten, ab sofort sehr viele Daten in kurzer Zeit analysieren. Wir können das am Intraday-Markt, Intraday heißt, ich habe 96 Mal die Viertelstunde, 365 Tage im Jahr und alle zwei Sekunden neue Bücher von der Börse. Dass können wir an einem Tag durchsimulieren, und wenn Sie mal nachrechnen, wie viele Daten das sind, das sind richtig viele. Wir können das prognostizieren und daraus eben auch mit Big Data Methoden Schlussfolgerungen ziehen. Wir prognostizieren Preisverläufe, Netzfrequenzverläufe, Ladestände alles.

Die Vision der Caterva

Unsere Vision ist: Wir bauen die systemintegrierte Photovoltaik. Es gibt also keine ungesteuerte Einspeisung mehr, sondern wir können jede Kilowattstunde systemkonform in Bilanzkreise einfüllen. Dafür gibt es heute noch keinen Markt. Es gibt heute die Einspeisevergütung, also nehmen wir das mit und wir machen das in der Partnerschaft mit Energieversorgern, Privatkunden und Übertragungsnetzbetreibern.
Danke schön!
Ende des Vortrages

 

*Anmerkung: An einigen Stellen wurde das Transkript zur leichteren Lesbarkeit überarbeitet, wobei die Aussagen an sich nicht verändert wurden.

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