Energien haben bekanntlich Nachteile: Ihre schlechte Vorhersagbarkeit und große Fluktuation erfordern den Einsatz von Speichermedien, um langfristig und zu jeder Zeit eine stabile Stromversorgung zu gewährleisten.
Aus Sicht der Netzstabilität, insbesondere wegen der vergleichsweise hohen Effizienz und der hohen Reaktionsgeschwindigkeit, werden zahlreiche Batteriespeicher zum Einsatz kommen. Sie sind optimal geeignet, um das Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch in Minuten bis zu einigen Stunden auszugleichen. Gleichzeitig können sie durch ihre schnelle Regelbarkeit die Netzstabilität auch dann gewährleisten, wenn immer weniger fossile Kraftwerke die Grundlast im Netz liefern.
Damit Speicher finanziert, installiert und im Sinne der Energiewende betrieben werden, muss es belastbare und rentable Geschäftsmodelle geben.
Der Betrieb von gewerblichen Speichern zur Eigenverbrauchserhöhung von Photovoltaikanlagen ist schon sehr verbreitet, aber als alleiniges Erlösmodell in den meisten Fällen noch nicht wirtschaftlich.
Speicher werden deswegen meistens eingesetzt, wenn sie zusätzliche Aufgaben wie Notstromversorgung, Blindleistungskompensation oder die Unterstützung von Ladestationen für die E-Mobilität erfüllen können.
Peakshaving für Großverbraucher
Wirklich attraktive Betriebsmodelle für Speicher ergeben sich für sehr große Stromverbraucher, die typischerweise sehr niedrige Arbeitspreise und sehr hohe Leistungspreise haben. Hier können Speicher im Peakshaving sehr wirtschaftlich sein, indem sie hohe Netzentgelte für Leistungsspitzen einsparen.
Zudem gibt es die Variante der „atypischen Netznutzung“ oder bei Überschreitung der sogenannten 7.000-Stunden-Regel: Je nach Lastgang und Zusammensetzung der Energiekosten können solche Speicher in Extremfällen sogar Kapitalrücklaufzeiten von unter einem Jahr erreichen.
Speicher als Diener des Netzes
Betreiber von netzdienlichen Speichern kann ein Energieversorger sein, der damit seinen Kraftwerksbetrieb optimiert. Auch ein kommerzieller Anbieter kann solche Speicher betreiben und dafür bestimmte Zahlungen beanspruchen. Netzbetreiber dürfen allerdings definitionsgemäß selbst keine Speicher betreiben.
Das häufigste Geschäftsmodell ist die sogenannte PRL oder Primärregelleistung. Ein Speicherbetreiber bietet an, bei Frequenzschwankungen das Netz nach einer festgelegten Kennlinie zu stützen. Wenn der Speicher eine vorgeschriebene Präqualifikation durchlaufen hat, wird diese Dienstleistung an der Strombörse angeboten und bei Zuschlag vergütet.
Die PRL-Vermarktung war in vergangenen Jahren zwar immer volatil, aber dennoch langfristig ein sehr gut planbares Geschäftsmodell für große Speicher. Der begrenzte Regelleistungsmarkt führte jedoch zu stark sinkenden Preisen, sodass dieses Geschäftsmodell für eine alleinige Refinanzierung von Großspeichern meist nicht mehr ausreicht.
Einen neuen Betriebsfall für Speicher in Übertragungsnetzen stellen die sogenannten Netzbooster dar. Hier schaffen Speicher zusätzliche Redundanzen im Netz, um bei Ausfall von Netzkomponenten die Übertragung im Höchstspannungsnetz zu sichern. Besonders naheliegend ist der Betrieb von Speichern an den Standorten von Einspeiseanlagen für erneuerbare Energie. Die gemeinsame Nutzung des Netzanschlusses bietet Einsparpotenziale bei der Investition, dennoch sind diese Kombinationen meist nur durch eine zeitversetzte Einspeisung der Energie in das Netz nicht wirtschaftlich.
Ein Versuch, solche Projekte dennoch zu forcieren, ist die seit September 2020 geltende Innovationsausschreibung. Durch einen etwas höheren Gebotspreis für die Einspeisung wird der Speicheranteil refinanziert. Sowohl bei den Netzboostern als auch bei der Innovationsausschreibung handelt es sich nicht um echte Wirtschaftlichkeitsmodelle. Sie sind eher als Programme zur Markteinführung geeignet, um Erfahrungen zu sammeln.
Aufgrund des Preisverfalls bei der Photovoltaik gibt es mittlerweile immer mehr Projekte, bei denen Verbraucher direkt aus Solarkraftwerken mittels Lieferverträgen bedient werden. Als Oberbegriff hat sich PPA (Power Purchase Agreement) eingebürgert.
Auch in diesen Modellen stellt sich die Frage, wie das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch hergestellt werden kann. Für diesen Zweck werden bereits Speicher eingesetzt, meist ist die Wirtschaftlichkeit gegenüber einem Zukauf von Reststrommengen aus dem Netz aber noch nicht gegeben. Bei weiterem Preisverfall ist in diesem Segment aber ein sehr großes Wachstum zu erwarten.
Intraday: Handel am Spotmarkt
Ein interessantes Modell, das sich direkt am Markt orientiert und deswegen weniger stark von Regularien abhängt, ist der sogenannte Intraday-Handel mit Speicheranlagen. Ein Energiehändler ist dafür verantwortlich, dass er sich jeweils für den nächsten Tag am sogenannten Day-Ahead-Markt mit der notwendigen Energie eindeckt, um seine Verbraucher zu bedienen und in jedem Viertelstunden-Zeitfenster eine ausgeglichene Bilanz zu erreichen. Ändern sich die Erzeugungsprognosen oder der Verbrauch, muss er nachsteuern und am aktuellen Tag, also am Intraday-Markt, Energie nachkaufen oder verkaufen. Insbesondere Wind- und Solarstrom werden am Spotmarkt gehandelt, weil die Wettermodelle nur kurzfristig genaue Prognosen der Erzeugung zulassen. Da die Genauigkeit von Wetterprognosen und von erneuerbarer Stromproduktion steigt, je näher man an den betrachteten Zeitpunkt rückt, wird ein Marktplatz für die laufenden Korrekturen der Erzeugungsprognosen gebraucht. Dies ist eine der wesentlichen Funktionen des Intraday-Handels.
Ein Betreiber kann die Flexibilität des Speichers (laden/entladen) nutzen, um die Schwankungen in den Wind- und Solarprognosen zu puffern. Zu günstigen Zeiten von unerwartet hoher Produktion würde der Speicher Strom einkaufen und in Zeiten unerwartet geringer Produktion und damit bei unerwartet steigenden Preisen wieder verkaufen. Je größer die Spanne und je größer die Anzahl dieser Transaktionen, desto besser der Verdienst.
Wachsende Bedeutung
Die Handelssystematik mit Day-Ahead- und Intraday-Markt wurde nicht speziell für die erneuerbaren Energien eingeführt, rückt aber durch die steigende Einspeisung von Solar- und Windenergie immer mehr in den Fokus. Besonders die Windenergie führt oft zu stark steigenden oder fallenden Flanken im Stromangebot und damit zu sehr starken Preisschwankungen.
Gerade diese starken Flanken im Stromangebot werden durch Batteriespeicher sehr gut geglättet. Andererseits sind es die starken Preissignale in diesen Flanken, die zu einem wirtschaftlichen Betrieb der Batteriespeicher im Intraday-Markt führen können. Hier ergänzen sich technische Notwendigkeit und Wirtschaftlichkeit für die Speichersysteme.
Im Idealfall ist der Intraday-Handel ein Geschäftsmodell, mit dem sich die Batteriespeicher selbst finanzieren. Er wird als Modell angesehen, das am ehesten den bisherigen PRL-Markt ablösen oder ergänzen und damit ein größeres Marktwachstum auslösen könnte. Ob sich aus dem Intraday-Handel mit Speichern langfristig ein Geschäftsmodell entwickelt, hängt von zahlreichen Faktoren ab:
Die Erträge aus dem Speicherbetrieb sind direkt proportional zur jeweiligen Differenz von Verkaufspreis und Einkaufspreis. Voraussetzung ist also, dass diese Differenz in den getätigten Transaktionen jeweils groß genug ist, um die Kosten anteilig zu decken.
Volatilität der Preisverläufe
Die langfristige Tendenz lässt sich nur schwer abschätzen. Dennoch gibt es zahlreiche Argumente, die für eine zukünftige Zunahme dieser Volatilität sprechen. Denn die kumulierte Zubaumenge von Wind- und Solaranlagen steigt stetig an.
An den Ergebnissen der Ausschreibungen ist erkennbar, dass die Erzeugungskosten sowohl im Wind- als auch im Solarbereich langfristig absinken. Auf der anderen Seite ist im fossilen Segment durch die steigenden CO₂-Abgaben mit weiterer Kostensteigerung zu rechnen. Das wird dazu führen, dass die Preisunterschiede und insbesondere die Gradienten in den Preisentwicklungen ansteigen. Denn in Zeiten eines hohen Angebotes an erneuerbaren Energien wird die Erzeugung immer billiger, die Erneuerbaren werden deswegen in Zukunft das untere Ende der Preisspanne bilden. Fossile Energien oder Reservekapazitäten wie Gaskraftwerke werden tendenziell das obere Ende der Preisspanne bilden.
Es leuchtet ein, dass es am Spotmarkt in Zeiten mit starkem Windanteil meist zu hohen negativen Preisausschlägen kommt. Dies gilt insbesondere an Tagen am Wochenende – bei wenig Verbrauch. An Tagen mit wenig Windangebot entstehen dagegen Preisausschläge nach oben, bevorzugt tritt dies offenbar in den Abendstunden auf. Für den Betrieb des Speichers sind intelligente Algorithmen notwendig.
Sie müssen wiederkehrende Muster in der Preisentwicklung erkennen und kurzfristig entscheiden, ob der jeweilige Momentanpreis für eine Transaktion ausreicht. Aus den Erfahrungen der vergangenen Zyklen müssen sich diese Algorithmen selbst optimieren und zugleich auf aktuelle Veränderungen reagieren.
Erkennung wiederkehrender Muster
Ein Algorithmus kann sich nur dann selbst optimieren, wenn die Führungsgröße, also der Preis, sich nicht chaotisch, sondern nach gewissen Gesetzmäßigkeiten entwickelt. Erfolgreiches Trading im Intraday-Handel mithilfe automatischer Algorithmen ist nur dann möglich, wenn wiederkehrende Muster mit einer gewissen Regelmäßigkeit vorkommen und für ein erfolgreiches Trading genutzt werden können.
Solche Muster sind erkennbar: In Zeiten hohen Solarangebotes sind die Preise mittags niedrig, abends und morgens jeweils hoch. Ob diese Differenzen für einen erfolgreichen Intraday-Handel ausreichen, sei zunächst dahingestellt. Die Viertelstunden-Auflösungen lassen darüber hinaus eine weitere Regelmäßigkeit erkennen, die eine wesentlich höhere Amplitude aufweist.
Sie steigen bis zu jedem Stundenwechsel kontinuierlich an, finden zum Stundenwechsel ein Maximum und fallen danach kontinuierlich ab. Dieser Verlauf ergibt sich nicht zufällig, sondern entsteht, weil zum Stundenwechsel die Bilanzkreise ausgeglichen werden müssen, auch wenn kurzfristig unter Umständen nur sehr teure Energien verfügbar sind. Somit ist ein klares Muster erkennbar, das für intelligentes Trading genutzt werden könnte.
Es wäre natürlich kontraproduktiv, für ein Trading nur einen intelligenten Algorithmus zu nutzen und reale Einflussfaktoren außer Acht zu lassen. So müssen insbesondere Wetterprognosen für Wind und Sonne als externe Parameter über Schnittstellen angebunden werden.
Es ist zunächst sehr naheliegend, hier die Haupteinflussfaktoren zu vermuten. Aber diese Parameter dürfen nicht überbewertet werden, denn sie bilden eher die längerfristigen Schwankungen ab. Längerfristiges Trading ist bei derzeitigen Speicherpreisen noch nicht wirtschaftlich abbildbar.
Kostenstruktur beim realen Trading
Sowohl die Installation des Speichers als auch jeder real gefahrene Zyklus verursacht Kosten. Eine positive Rendite wird erreicht, wenn jeder Zyklus anteilig einen Teil der Investitionskosten (Capex) und der Betriebskosten (Opex) deckt.
Besonders in der Betriebsart „Intraday“ ist zu berücksichtigen, dass beide Kostenblöcke stark von der Zyklisierung abhängen. Häufige Zyklen können eine kürzere Lebensdauer bedeuten und wirken sich damit auf die Capex aus. Ebenso bedeutet jeder Zyklus eine gewisse Menge an Verlustenergie und erhöht die Opex-Kosten. Andere Kosten sind von der Zyklisierung unabhängig.
Kaufmännische und reale Zyklen
Aus diesem Zusammenhang wird erkennbar, dass intelligentes Trading nur möglich ist, wenn die Kostenstruktur des Speichers im Algorithmus realistisch abgebildet ist und im Wesentlichen nur kostendeckende Zyklen gefahren werden. Insbesondere bei Speichern, die für PRL und Intraday gleichzeitig laufen, ist zu entscheiden, welche Bewirtschaftung im jeweiligen Zeitraum mehr erwirtschaften kann und zugleich den Zyklushaushalt des Speichers nicht unnötig belastet.
Doch nicht jede gehandelte Transaktion führt automatisch zu einem physikalischen Zyklus. Vielmehr bildet der Zugriff auf eine bestimmte Speicherkapazität grundsätzlich die Möglichkeit, mit Strommengen zu handeln. Jede Handelsposition kann bis zum Zeitpunkt der Umsetzung jederzeit aufgelöst werden, wenn der kurzfristige Preisverlauf dies vorteilhaft erscheinen lässt.
So wird die Megawattstunde des Speichers unter Umständen vor dem eigentlichen Tradingzeitpunkt noch mehrmals gekauft und wieder verkauft, bevor die letzte Transaktion wirklich physikalisch ausgeführt wird. Theoretisch kann sogar Geld verdient werden, ohne dass tatsächlich Energie fließt. Wichtig ist lediglich, dass die Position im Ernstfall vor Handelsschluss mit der realen Speicherkapazität eingelöst werden kann.
Daraus ergibt sich ein reales kaufmännisches Tradingpotenzial, das im Idealfall um ein Mehrfaches höher ist als das tatsächlich physikalisch gehandelte. Der in der Praxis erreichbare Faktor ist letztendlich entscheidend für die Wirtschaftlichkeit des Speichers.
Reallabor von Smart Power
Natürlich ist es prinzipiell möglich, Algorithmen mithilfe historischer Preisdaten und Simulationen zu testen. Gerade für größere Investitionen ist die Erprobung wesentlich aussagekräftiger als die Vorhersage. Genau hier liegt der neue Ansatz der Smart Power GmbH: In den letzten Jahren wurden nicht nur Speichersysteme im Kundenauftrag gebaut. Sondern es gibt Systeme, die im eigenen Bestand verblieben. So läuft zum Beispiel der 2018 im Netz der Trostberger Stadtwerke aufgebaute Speicher (1,5 Megawattstunden, 1,2 Megawatt) etwa drei Monate im Jahr im Peakshaving-Betrieb für die Stadtwerke. Neun Monate im Jahr nutzt Smart Power, um neue Geschäftsmodelle im Realbetrieb zu testen.
Das Speichersystem ist an das Mittelspannungsnetz der Stadtwerke angebunden und als Hybrid aus Neubatteriesystemen und gebrauchten Fahrzeugbatterien im Second-Use-Einsatz aufgebaut.
Tradingpotenzial in der Praxis
Mit diesem Speicher wird ermittelt, ob sich das in Simulationen ermittelte Tradingpotenzial in die Praxis umsetzen lässt. Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit ist der oben angesprochene Multiplikator. Da die Preisänderungen im Extremfall oft sehr schnell erfolgen, ist die dynamische Reaktionskette vom Preissignal bis zum Abschluss oder bis zum tatsächlichen Energiefluss wesentlich.
Smart Power geht noch einen Schritt weiter und testet nicht nur eigene Algorithmen, sondern stellt dieses Labor verschiedenen Händlern für eigene Tests und Optimierungen zur Verfügung. Aktuell testet die österreichische Verbund GmbH eigene Optimierungsroutinen für einen zukünftigen Intraday-Handel.
Weitere interessierte Kunden und Partner von Smart Power werden demnächst folgen. Die Daten und Ergebnisse der Partner werden vertraulich behandelt. Gleichzeitig stellt Smart Power jedem Teilnehmer den Erfolg der eigenen Tradingaktion anhand der Abweichungen zum Durchschnitt zur Verfügung.
Test läuft seit fünf Monaten
Das Intraday-Trading mit dem Speicher in Trostberg ist nunmehr fast fünf Monate im Betrieb, sodass erste Erfahrungen vorliegen. Allerdings wird der Speicher nicht durch Smart Power selbst bewirtschaftet, sondern durch Partner.
Betrieben wurde der Speicher im betrachteten Zeitraum im Intraday-Handel und mehr oder weniger gleichzeitig im PRL-Betrieb. Durch die mittlerweile eingeführten kürzeren PRL-Slots ist ein relativ kurzfristiger Wechsel zwischen den beiden Vermarktungsoptionen, bei entsprechender Auslegung des Speichers sogar teilweise gleichzeitiger Betrieb, möglich. Der Speicher kann relativ flexibel zwischen den beiden Betriebsmodellen Intraday und PRL wechseln. Lediglich bestimmte Zeiträume der Wintermonate sind für Peakshaving im Netz der Stadtwerke reserviert.
Im Sommer 2020 startete der Versuch. Die wöchentlichen Ergebnisse aus dem Trading entsprachen grob den Erwartungen: Die Ergebnisse aus dem Trading erreichten an manchen Tagen die Größenordnung der sonst erreichbaren PRL-Erlöse. An den meisten Tagen lagen sie allerdings eher darunter. Diese Ergebnisse waren im Groben so erwartet worden.
Denn in Zeiträumen mit hohem Solarstrahlungsanteil sind große Preissignale eher nicht zu erwarten. Im Spätsommer 2020 zeigte sich ein ähnliches Bild.
Allerdings waren an einigen Tagen mit starkem Windanteil bereits recht hohe Preisausschläge erkennbar, die sich in entsprechendem Vermarktungserlös niederschlugen. Im Oktober 2020 verstärkte sich die Tendenz großer Preisausschläge in der Folge stärkerer Windereignisse.
Generell zeigten sich nach Auswertung der ersten Betriebsmonate folgende Trends:
Sehr wichtig für die Prognose der Wirtschaftlichkeit ist folgendes Ergebnis: Der bisher ermittelte Multiplikator im Intraday-Trading liegt im Schnitt bei etwa 6 bis 7. Das heißt, nur jede sechste Trading-Transaktion führt letztendlich zu einem realen physikalischen Zyklus.
Das bedeutet wiederum, dass die real erreichbare Wirtschaftlichkeit des Speichers um diesen Faktor höher ist als unter Annahme eines rein physikalischen Tradings. Sehr interessant für die Wirtschaftlichkeit ist die Erkenntnis, dass sich die beiden Geschäftsmodelle sehr gut ergänzen: An Tagen mit niedrigen PRL-Einkünften ist oftmals ein gutes Intraday-Ergebnis zu erreichen und umgekehrt. Das ist erklärbar: In einer Phase mit wenig Windenergie gibt es nur wenige Schwankungen und damit keine hohen Preissignale für das Trading.
Gleichzeitig gibt es in dieser Zeit eher eine tendenzielle Unterdeckung im Netz. Das wiederum bewegt die konventionellen Energieerzeuger, ihre Kraftwerke nicht im gedrosselten Betrieb zu fahren, bei dem sie auch PRL anbieten könnten, sondern eher mit voller Leistung. Dadurch erzielt die PRL für den Speicher in diesem Zeitraum wiederum bessere Ergebnisse in der Vermarktung. Für die Vermarktung des Speichers ist es also optimal, dass sich die beiden Modelle Intraday und PRL ergänzen. Durch intelligente Vorauswahl kann man damit mehr erreichen als mit einem Modell allein.
Der steigende Anteil der erneuerbaren Energien im Stromnetz wird große Speicherkapazitäten erfordern. Batteriespeicher sind für die Speicherung im Zeitbereich von Minuten bis zu wenigen Stunden die prädestinierte Lösung.
Fazit und Ausblick
Der Intraday-Handel kann eines der möglichen zukünftigen Finanzierungsmodelle für Großspeichersysteme im Netz sein. Gerade die steigenden Anteile der Windenergie im Netz erfordern aus Gründen der Systemstabilität in zunehmenden Maße einen Ausgleich im Netz.
Gleichzeitig trägt die Windenergie mit teilweise starken Schwankungen dazu bei, dass sich solche Speicher über Intraday-Handel besser refinanzieren lassen. Zumindest teilweise ergänzen sich die technische Notwendigkeit und die Wirtschaftlichkeit für die Speichersysteme bei der schrittweisen Dekarbonisierung der Stromversorgung.
Beim derzeitigen Verhältnis zwischen Systemkosten und Ertragspotenzial ist eine Refinanzierung nur für sehr kurzfristige Speicherzyklen möglich. In Zukunft werden Skalierungseffekte dazu führen, dass die wirtschaftlichen Zyklen länger und die Speicher im energiewirtschaftlichen Mix immer systemdienlicher werden. Die Marktgröße für Speicher im Intraday-Handel kann stetig wachsen. Die Energiewende wird noch viele Speicher brauchen!
Der Autor
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Meine Vision: Franz-Josef Feilmeier von Fenecon
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Nicht im Klein-Klein denken – 100 Prozent Erneuerbare
Meine und unsere Vision als Fenecon ist die 100-prozentige Energiewende. Darunter verstehen wir eine Welt, die sich zu 100 Prozent aus erneuerbaren Energien versorgt – für Strom, Wärme/Kälte und Mobilität. Ganz explizit machen wir nicht bei den typischen 70 Prozent Schluss, die man mit einer Photovoltaik-Speicher-Kombination im Eigenverbrauch erzielen kann – denn diese Fokussierung ist im Zweifelsfall im Energiesystem sogar hinderlich.
Wir sehen es als unsere Aufgabe, dass alle unsere Hard- und Softwarelösungen zu diesem Ziel hinführen und auch in der 100-Prozent-Welt noch ihre Daseinsberechtigung haben.
Erneuerbare Energien haben bereits gewonnen
Die erneuerbaren Energien haben eigentlich bereits gewonnen: Wir sind in allen Belangen besser – und nun auch deutlich günstiger als alle fossil-atomaren Alternativen. Insofern muss die restliche Energiewende jetzt nur noch umgesetzt werden – was natürlich mit Bewahrungskämpfen der Verlierer dieser Entwicklung einhergehen wird. Aber davon lässt sich die Branche sicherlich nicht aufhalten.
Wichtig ist, dass wir nicht im Klein-Klein denken, sondern das große Ziel der 100-Prozent-Energiewende im Fokus behalten. Das bedeutet, dass wir Plattformen für Energiemanagement und Systemintegration aufbauen und nutzen.
Geschlossene, herstellereigene Ansätze wären hier falsch. Wir unterstützen Offenheit als Förderer des Open EMS sowie mit unseren modularen Hardware-Plattformen.
Eigentlich brauchen wir nur Bürokratiefreiheit und das Wegfallen von künstlichen Hürden. So sollte der Smart Meter die zentrale Rolle einnehmen, die er ermöglicht und aufgrund derer wir ihn ja auch (fast) alle bekommen werden: Stromeinspeisung und Stromverbrauch müssen den jeweiligen Wert des Stroms zu diesem Zeitpunkt abbilden.
Das fördert intelligentes Energiemanagement und Sektorkopplung und ist volkswirtschaftlich am günstigsten. Die EEG-Umlage auf Eigenverbrauch muss genauso wegfallen wie Ausschreibungserfordernisse oder Eigenverbrauchsverbote. Das würde bereits im Marktgeschehen funktionieren. Für den ambitionierten Ausbaupfad empfehle ich eine geringe Marktprämie, die zusätzlich zu den Vermarktungserlösen gewährt wird.
Franz-Josef Feilmeier ist Geschäftsführer von Fenecon in Deggendorf.
www1.fenecon.de
Meine Vision: Sebastian Poensgen von Priogo
Foto: Thomas Meurer/Priogo
Alle Sektoren nutzen!
Wir stehen heute mit den erneuerbaren Energien schon an einem Punkt, an dem keiner von uns sich vor auch nur fünf Jahren hätte vorstellen können, angekommen zu sein. Dennoch werden fast alle Projekte noch viel zu eindimensional, je aus einer bestimmten Art der regenerativen Energieerzeugung her, gedacht.
Dabei ist es heute, wenn man den Batteriespeicher als zentrales Element einer energetisch optimierten Liegenschaft sieht, schon möglich, eine „endenergiearme Liegenschaft“ zu kreieren, indem man Photovoltaik, Batterie, KWK und Wärmepumpe geschickt miteinander kombiniert und aussteuert.
Ausbaufähig für die Zukunft
Im optimalen Fall nutzt man danach für alle Sektoren – Strom, Wärme und Mobilität – das Stromnetz nur noch zum Abtransport überschüssiger elektrischer Energie und das Gasnetz nur dann zur Versorgung der KWK, wenn die Akkus leerlaufen oder der Verbrauch so hoch ist, dass ein Zukauf aus dem Stromnetz droht.
Aber wie sieht das Ganze dann morgen aus? Dieses Konzept ist nämlich gerade nicht auf die heutigen Technologien begrenzt, sondern lässt sich in Zukunft wunderbar um Power-to-Gas-Komponenten zur Speicherung überschüssiger Energie und zum Betrieb der KWK erweitern, durch ein Verschneiden von Erdgas und EE-Gas aus P2G funktioniert das sogar mit heutiger KWK-Technologie schon ohne Probleme.
Die Netze werden damit immer mehr zum System für einen Abtransport überschüssiger Energiemengen, die dann aber gerade für die Versorgung der Ballungsräume immer wertvoller sein werden. Damit kommen wir Schritt für Schritt, wunderbar aufskalierbar, immer weiter zur „energieliefernden Liegenschaft“, die ihren Verbrauch – nicht nur im Saldo – komplett selbst deckt und dazu noch andere Liegenschaften zu versorgen hilft.
Sebastian Poensgen ist Vorstand der Priogo AG in Zülpich.
Meine Vision: Udo Möhrstedt von IBC Solar
Foto: IBC Solar
Wir brauchen eine Schubumkehr in der Politik!
Uns treibt die Firmenvision der IBC Solar AG: ein Denken und Handeln aller, das konsequent und nachhaltig erfolgreich auf erneuerbare Energien ausgerichtet ist. Die Photovoltaik hat sich zu einer der effizientesten und günstigsten Stromerzeugungsarten überhaupt entwickelt und ist die Technologie unserer Zeit!
Jeder sollte daran teilhaben und davon profitieren können. Dafür engagieren wir uns und wir sind stolz, seit nunmehr fast 40 Jahren hierzu unseren Beitrag zu leisten – für eine saubere Zukunft und eine lebenswerte Welt.
Taten statt Lippenbekenntnisse
Die Vision wird nur dann Wirklichkeit werden, wenn es zu einer Schubumkehr in der Politik kommt. Den wohlfeilen Lippenbekenntnissen von Klimabündnissen und anderem müssen endlich Taten folgen. Wir brauchen eine Politik, die den dynamischen Ausbau der erneuerbaren Energien und der Photovoltaik als günstigste, beliebteste und flexibelste Technologie in das Zentrum des Handelns rückt.
Die notwendigen Maßnahmen sind längst bekannt. Sie aufzuzählen würde den Rahmen dieses Artikels sprengen. Wir haben kein Erkenntnisdefizit darüber, was getan werden muss. Wir haben ein Umsetzungsdefizit – und zwar an zentralen Stellen der Bundesregierung.
Deutlich mehr Photovoltaik auf die Dächer
Wir befinden uns mitten in einer Phase der Energiewende, in der deutlich mehr Photovoltaik auf die Dächer installiert werden muss. Allein die Idee, gerade in dieser Zeit durch die Einführung unerprobter Ausschreibungen im Miniaturumfang ein Viertel des deutschen Zubaus auszubremsen, oder der allen Ernstes vorgetragene Plan, die Freiflächenausschreibungen ab 2022 wieder zu senken, zeigen das Maß an Dogmatismus und Kleinmut, mit dem wir es zu tun haben.
Hiermit werden Handwerk, Mittelstand, Verbraucher sowie Investoren daran gehindert, endlich loszulegen, die Wirtschaft anzukurbeln und den Klimawandel zu begrenzen.
Zubauziele anheben
Das Allerwichtigste ist die Anhebung der Zubauziele. Es ist eine gefährliche und teure Illusion, von einem sinkenden Stromverbrauch bis 2030 auszugehen. Das Gegenteil wird der Fall sein. Wir brauchen jährlich mindestens zehn Gigawatt Photovoltaik, um angesichts des Kernenergie- und Kohleausstiegs keine Stromlücke aufzureißen. In diesem dynamischen Rahmen müssen Dachanlagen, Freiflächen und Speicher gestärkt werden. Die Umstellung eines Viertels des deutschen Marktes bei Dächern von 500 Kilowatt bis 750 Kilowatt von festen Vergütungen auf Ausschreibungen ohne jegliche Erfahrung lehnen wir ab.
Zocken statt Politik
Das ist keine Politik, das ist Zocken. In Frankreich hat sich gezeigt, dass Dachausschreibungen teurer und ineffizienter sind. Deshalb kehrt man dort zu Festvergütungen zurück. Bevor ein neues System eingeführt wird, muss es erst getestet werden und es muss, wenn es funktionieren soll, einfach und unbürokratisch sein.
Rechtswidrig ist nach unserer Einschätzung die Knebelung und Gängelung der Prosumer. Die Eigenversorgung ohne Abgaben muss spätestens zum 30. Juni 2021 von der Ausnahme zur Regel gemacht werden.
Das Europarecht ist an dieser Stelle glasklar. Die vielfachen Vorschriften gegen den Eigenverbrauch werden sich dann nicht mehr halten lassen. Die Bundesregierung muss hier endlich umdenken.
Eigenverbrauch nicht länger diskriminieren
So gehört nicht nur die Eigenverbrauchsabgabe auf einen ungeförderten Eigenverbrauch bis 30 Kilowatt abgeschafft. Vielmehr muss auch Schluss gemacht werden mit der Diskriminierung des Eigenverbrauchs für geförderte Anlagen und erst recht bei den ausgeförderten Anlagen.
Mit den Vorschlägen zur Einführung der Smart Meter erweist die Bundesregierung dieser wichtigen Technologie einen Bärendienst. Der Smart-Meter-Rollout muss mit den Verbrauchern und Investoren geschehen und darf nicht gegen sie durchgesetzt werden. Deswegen müssen die teilweise unnötigen und viel zu teuren Vorschriften dringend überdacht werden.
Udo Möhrstedt ist Gründer und Geschäftsführer von IBC Solar in Bad Staffelstein.
Unsere Vision: Tobias Wenleder, Enrico Brandmeier und Daniel Schmitt von Memodo
Foto: Memodo
Probleme werden pragmatisch gelöst
Photovoltaik auf jedem Gebäude und das als Selbstverständlichkeit, dazu eine gesellschaftlich anerkannte Energiewende, in der Elektrizität mehr als nur Strom aus der Steckdose ist. Das ist unsere Vision für die Branche und unsere Energiezukunft.
Schon heute beschäftigen wir uns viel mehr mit „Strom“ und verbinden damit auch Mobilität, Wärme sowie wirtschaftliche und persönliche Unabhängigkeit. Das wird auch in Zukunft so sein. Die Photovoltaik ist der Motor des Systems und wichtigster Energielieferant.
Vielleicht hilft der Nachbar
Etwas Flexibilität der Verbraucher ist dabei normal. So kann ein Tankvorgang für das E-Auto auch mal länger dauern, dafür geschieht das im besten Fall vor unserer Haustür und vor allem mit dem eigenen Strom. Wenn die Sonne mal nicht scheint, dann kommt der Strom vom Energiespeicher.
Wenn die eigenen Batterien leer sind, kann vielleicht der Nachbar helfen. Und wenn alle Stricke reißen, dann kommt der Strom eben vom Windrad an der Ostsee oder vom Solarfeld an der Autobahn. Ist zu viel Energie im Netz, dann speichern wir, was geht, in unsere Autos und Energiespeicher im Keller.
Beschränkungen infrage gestellt
Unnütze Regularien, Vorschriften und Beschränkungen werden zukünftig mehr und mehr infrage gestellt. Warum darf ich meinem Nachbarn den Strom nicht verkaufen, wenn ich genug habe? Warum ist Mieterstrom so kompliziert? Warum fällt für meinen selbst produzierten und auch selbst verbrauchten Strom eine Umlage an?
In unserer Vision für die Photovoltaikbranche werden all diese Probleme pragmatisch gelöst. Was uns bisher fehlt, sind mutige Entscheidungen. Dabei stehen eigentlich die Weichen dafür: Wir sehen eine gesellschaftliche Akzeptanz, technische Lösungen und einen marktwirtschaftlichen Anreiz, auch ohne Förderungen. Das Restrisiko will bisher aber keiner tragen. Risiken und Nebenwirkungen gehören aber zum Spiel, denn wo gehobelt wird, fallen Späne!
Tobias Wenleder, Enrico Brandmeier und Daniel Schmitt (im Foto von links) sind die Gründer und Geschäftsführer von Memodo in München.
