Missing Link: Was ein flexibler Strommarkt für Geldbeutel und Klimaschutz bringt
Als Speicher dienende E-Autos, Wärmepumpen, verteilte erneuerbare Energieerzeugung & Co. könnten die Verbraucher in Milliardenhöhe entlasten.
(Bild: pan demin/Shutterstock.com)
Bei einem flexiblen Energiemarkt mit Möglichkeiten für Bürger und Unternehmen, selbst unbegrenzt Strom aus Photovoltaik- und Windanlagen ins Netz einzuspeisen, mit dynamischen Tarifen gekoppelt mit intelligenten Stromzählern, virtuellen Kraftwerken, Batterie-Pooling etwa über Elektrofahrzeuge und Smart Grids könnten die Verbraucher in der EU Milliarden pro Jahr einsparen. Zugleich ließen sich jährlich 37,5 Millionen Tonnen Treibhausgas-Emissionen vermeiden. Dies geht aus einer ersten Studie zu "Flexibilität auf der Nachfrageseite" beim Energieverbrauch hervor.
Angebot und Nachfrage ausgleichen
Die sogenannte "Demand-side Flexibility" (DSF) im Energiebereich ist spätestens seit dem bewaffneten Angriff Russlands auf die Ukraine und dem dadurch ausgelösten sprunghaften Anstieg der Energiepreise in vieler Munde. Endverbraucher sollen im Rahmen der Energiewende zudem generell in die Lage versetzt werden, eine aktivere Rolle bei der Sicherung der Verlässlichkeit des Stromsystems zu spielen. Dieser Schritt könnte zugleich helfen, die Energieversorgung mit einem stärkeren Einbezug der Erneuerbaren zu dekarbonisieren und die Klimaziele zu erreichen.
Anders ausgedrückt: Mit zunehmender Einspeisung fluktuierender erneuerbarer Energien ins Netz und dem Rückgang konventioneller Kraftwerksleistung sind "neue Flexibilitätsoptionen" gefragt, um den Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage sicherzustellen. Vor allem die Elektromobilität und Wärmepumpen sollen also verstärkt in den Markt kommen, aber möglichst dann grünen Strom aus dem Smart Grid ziehen, wenn keine Knappheit herrscht.
Zögerliche Reformen des Strommarkts
Eine höhere Flexibilität auf der Verbrauchsseite stößt aber immer noch auf regulatorische Hürden. Diese sind der jetzt veröffentlichten Studie zufolge in der EU vor allem auf eine zögerliche Reform des Strommarktdesigns durch die Mitgliedstaaten zurückzuführen. Darüber hinaus sei DSF immer noch nicht weithin als zuverlässige, effiziente und klimafreundliche Lösung anerkannt, da ihr Potenzial bislang nie systematisch quantitativ gemessen wurde.
Um diese Informationslücke zu schließen, gab die Wirtschaftsvereinigung Smart Energy Europe (SmartEn) die Untersuchung bei der norwegischen Klassifikationsgesellschaft DNV in Auftrag. Die Firma fungiert als Dienstleister in den Bereichen technische Beratung, Ingenieurswesen, Zertifizierungen und Risikomanagement im weltweiten Energiesektor. Unterstützt haben die Studie die Unternehmen Eaton, Enel X und Voltalis als Anbieter von Energiemanagement-Lösungen sowie die französische Elektrizitätsgesellschaft EDF, die aufgrund maroder Atomkraftwerke gerade verstaatlicht werden soll.
Modell für Flexibilität bei der Nachfrage
Unter "nachfrageseitiger Flexibilität" verstehen die Forscher "die Fähigkeit eines jeden aktiven Kunden, auf externe Signale zu reagieren und seine Energieerzeugung und seinen Energieverbrauch dynamisch und zeitabhängig anzupassen". DSF könne durch intelligente dezentrale Energieressourcen einschließlich Nachfragesteuerung mithilfe von Echtzeitverbrauchsdaten, Energiespeicherung und dezentrale erneuerbare Stromerzeugung bereitgestellt werden.
Um die potenziellen Vorteile der nachfrageseitigen Flexibilität auszuloten, haben die Wissenschaftler DSF-Technologien als Teil des bestehenden europäischen Stromsystems modelliert. Dieses haben sie für die Analyse mit dem Status quo als Ausgangs- und Vergleichsbasis heranzogen. Sie quantifizieren dabei die Vorteile einer vollständigen Einführung von nachfrageseitiger Flexibilität in der EU bis 2030. Auf Grundlage ihrer technologischen Merkmale und des hohen Flexibilitätspotenzials berücksichtigten sie dabei acht aktivierbare DSF-Technologien, die von der Fernwärmeerzeugung für Gebäude über E-Autos bis zu Heizkesseln in der Industrie reichen.
Bidirektionales Laden bei Elektroautos
Elektrofahrzeuge etwa können den Experten zufolge durch die Verlagerung ihrer Last für Flexibilität sorgen. Für ihr Zukunftsszenario gehen sie davon aus, dass mit intelligentem Laden der gesamte tägliche Strombedarf für E-Autos optimiert wird, wenn diese an das Netz angeschlossen sind. Für die 27 Mitgliedsstaaten nehmen sie eine Gesamtzahl von etwa 60 Millionen E-Fahrzeugen bis 2030 an. Zum Vergleich: Im April 2022 waren in Deutschland rund 687.200 "Stromer" zugelassen.
Zusätzlich zogen die Fachleute Zahlen der EU-Kommission heran, wonach derzeit 30 Prozent der Ladegeräte bereits auf bidirektionales Laden ausgerichtet sind. Dieses erlaubt die Einspeisung der Batterie ins öffentliche Netz: E-Autos können so Strom aus ihren Antriebsakkus etwa ins Smart Grid zurückführen. Ein solches "Vehicle-to-Grid"-Modell (V2G) wird in der Studie insgesamt wie eine große virtuelle Batterie "hinter" dem Stromzähler direkt bei den Verbrauchern betrachtet, deren Laden und Entladen durch die an das Netz angeschlossenen E-Autos begrenzt ist.
Fahrzeugbatterien als Zwischenspeicher
Die entsprechenden Voraussetzungen hat der Bundestag hierzulande im Juli mit dem "Osterpaket" prinzipiell geschaffen. Die Bundesnetzagentur kann damit nun bundeseinheitliche Vorgaben für die Netzintegration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und Netzanschlüssen festlegen. Praktisch schließt das die Option ein, akkugetriebene Fahrzeuge als lokale Batteriespeicher zu nutzen und durch bidirektionales Laden ins Netz zu integrieren. Konkrete Schritte in diese Richtung muss die Regulierungsbehörde noch machen.
Ingrid Nestle, Sprecherin für Klimaschutz und Energie der Grünen-Bundestagsfraktion, begrüßte den Beschluss: Ob ein E-Mobil "über Nacht eine halbe Stunde früher oder später lädt, macht für den Fahrer am Morgen keinen Unterschied. Für die Stabilität des Stromnetzes kann es ein großer Vorteil sein." Stromversorger und Vertreter des Bundeswirtschaftsministeriums hatten zuvor für das Modell der "Spitzenglättung" geworben. Es sieht vor, dass E-Autos oder Speicheranlagen im Heim in Spitzenzeiten weniger Strom aus dem Netz beziehen können und für einen unbeschränkten Verbrauch höhere Entgelte fällig sind. Davon ist in der Untersuchung nicht direkt die Rede.
Selbstproduzierte Energie bei Stromausfall
Näher gehen die Verfasser auf den Trend "Behind the Meter" (BTM) ein. Mit dem Begriff werden Photovoltaik-, Solar- und Energiespeichersysteme "jenseits des Stromzählers" bezeichnet, die ein Haus oder Gebäude mit Strom oder Wärme versorgen, ohne dass die Kleinerzeuger auf ein Energieunternehmen angewiesen sind. Ein BTM-System macht grundsätzlich nicht nur unabhängig vom Stromnetz, sondern verringert auch das Risiko einer Nichtversorgung oder eines lokalen Blackouts, da es die Energieresilienz der eigenen vier Wände erhöht: Wer über ein BTM-Speichersystem verfügt, sollte bei einem Stromausfall bei der Versorgungsfirma weiterhin in der Lage sein, die selbstproduzierte Energie im Haus oder Büro zu nutzen.
BTM-Batterien bieten laut der Analyse generell Flexibilität durch tägliches Laden und Entladen, wenn die flexiblen Preise eine ausreichende Spanne aufweisen, um ihre Effizienz und Betriebskosten zu decken. Die DNV hat hier insgesamt 10,9 Gigawatt (GW) an BTM-Batterien in der EU berücksichtigt.
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Ferner betrachten die Autoren die industrielle Nachfragesteuerung als "abschaltbare Last". Diese könnte ihnen zufolge mit dem Instrument der "Industrial Demand-side Response" (DSR) oberhalb eines bestimmten Strompreises gedrosselt werden, der je nach Kategorie variiert und auf den Kosten basiert, die der Industrieanlage bei einer Betriebsunterbrechung entstünden. Insgesamt seien 21,7 GW an industrieller DSR-Kapazität in allen Mitgliedstaaten vorhanden.
Wärmepumpen in Privathaushalten
Laut einer anderen Studie könnten auf Industrieseite etwa Rechenzentren durch Puffer und Speicher eine große Flexibilitätsreserve für das Netz bereitstellen und so helfen, die Volatilität grüner Energiequellen aufzufangen. So sei es den Betreibern etwa möglich, eine unterbrechungsfreie Stromversorgung mit Lastverschiebung, Notstromgeneratoren und Backup-Erzeugung zur Verfügung zu stellen.
In dem neuen DSF-Modell nehmen die Forscher zudem an, dass die gesamte flexible elektrische Heizung für Privathaushalte durch Wärmepumpen bereitgestellt wird. Sie betrachten diesen Posten als verschiebbare Last innerhalb von 12-Stunden-Zeiträumen. Die Versorger könnten der halbtäglichen Nachfrage, die auf das elektrische Heizen von Wohngebäuden zurückgeht, grundsätzlich nachkommen. Die Stunden, in denen der Verbrauch stattfindet, ließen sich aber über die Zeit verschieben. Um diese Last darzustellen, hat die DNV einen Gesamtstromverbrauch für die Raumheizung in Höhe von 449 Terawattstunden (TWh) bis 2030 angesetzt.
Zeitweise Last vom Stromnetz nehmen
Industrielle Elektroheizungen (E-Heizkessel) erachten die Berater ebenfalls als Einrichtungen, die prinzipiell stundenweise vom Netz abgezwackt werden könnten. Die Last würde auch hier oberhalb eines bestimmten Strompreises auf der Grundlage der Kosten verringert, die dem Industriebetrieb durch das Abschalten des E-Heizkessels entstünde. Die industrielle Heizlast wird dabei mit 7 GW in allen Mitgliedsstaaten veranschlagt.
Kraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), die Fernwärme liefern, betrachten die Autoren als aggregierte Anlagen mit einem gewissen täglichen Erzeugungsbedarf. Diese DSF-Technologie verhält sich ihnen zufolge wie ein Erzeuger, der permanent von seinem täglichen Erzeugungsbedarf nach oben abweichen kann. Nach unten aber nur, wenn es betriebswirtschaftlich sinnvoller ist, eine Geldbuße zu zahlen als zu erzeugen. Der Strafpreis basiert dabei auf den alternativen Kosten für die Heizung. Für die EU erwarten die Macher im Heimbereich eine Fernwärmekapazität von insgesamt 56 GW bis 2030, für die Industrie parallel zusätzlich 19 GW.
Einbezogen haben die Verfasser zudem netzgekoppelte Batterien mit einem Fassungsvermögen von insgesamt 15,5 GW, obwohl diese nicht direkt beim Verbraucher ihre Wirkung entfalten. Sie böten trotzdem Flexibilität durch tägliches Laden und Entladen, wenn die Preise eine ausreichende Spanne aufweisen, um ihre Effizienz und Betriebskosten zu decken.
E-Autos mit größtem Speicherpotenzial
Den Verbrauch durch Elektrolyseure zum Gewinnen von Wasserstoff sieht die DNV als weiteren flexiblen Posten an. Die Last würde demnach oberhalb eines bestimmten, auf den Wasserstoffkosten basierenden Strompreises gedrosselt, der auf 86,2 Euro/MWh geschätzt wird. Die installierten Kapazitäten und der jährliche Verbrauch beruhen auf den von der Kommission genannten Richtzielen von 10 Millionen Tonnen jährlich produzierten erneuerbaren, grünen Wasserstoffs, was für alle EU-Länder bis 2030 insgesamt bis zu 149 GW ausmachen könnte.
Auf der Basis des Marktmodells ergibt sich für 2030 in der EU ein Gesamtvolumen von 164 GW Speicherleistung (upward flexible power) und 130 GW Abgabeleistung (downward flexible power). Bei einer prognostizierten Spitzennachfrage von 752 GW in den Mitgliedsstaaten in 2030 entspricht die aufwärts- und abwärtsflexible Leistung etwa 22 beziehungsweise 17 Prozent davon. Die größte Speicherleistung sehen die Forscher mit knapp 49 GW beim smarten Laden von E-Autos, weitere rund 26 GW bei V2G. Wärmepumpen im Heimbereich sprechen sie ein flexibles Speicherpotenzial von fast 33 GW zu.
Der größte Teil der aktivierten Flexibilität in beide Richtungen inklusive der Abgabeleistung wird den Ergebnissen zufolge durch elektrische Heizungen von Privathaushalten bereitgestellt, gefolgt von E-Fahrzeugen, KWK-Kraftwerken für Fernwärme und V2G.
Eine vollständige Einführung von DSF wird laut den Forschern so direkte Vorteile für Verbraucher mit flexiblen Anlagen sowie indirekte Pluspunkte für alle Kunden durch niedrigere Strompreise und geringere Netzkosten mit sich bringen. Nutzer von BTM-Speichern müssten demnach von 2030 an jährlich 64 Prozent weniger Geld für den Stromverbrauch ausgeben, was sich auf 71 Milliarden Euro pro Jahr summiere.
Das indirekte Einsparpotenzial für Privatpersonen und die Wirtschaft liege bei jährlich über 300 Milliarden Euro, heißt es weiter. Dieses speise sich aus der generellen Senkung der Energiepreise und der Kosten für Erzeugungskapazitäten sowie einem niedrigeren Investitionsbedarf für die Netzinfrastruktur. Dazu trügen auch weniger Ausgaben für den Systemausgleich sowie niedrigere Kohlenstoffemissionen bei.
Die finanziellen und ökologischen Vorteile für den Großhandel beziffert die DNV so: 4,6 Milliarden Euro beziehungsweise 5 Prozent werden aufgrund niedrigerer Stromerzeugungskosten im Vergleich zu einem Szenario ohne DSF eingespart. 9 Milliarden Euro müssten die Versorger weniger ausgeben, da das angepasste Stromsystem die gesamte Nachfrage für ein ganzes Jahr lang bedienen könnte.
Klimaziele könnten sogar übertroffen werden
Mit den um fast 84 Kilogramm pro Kopf reduzierten CO₂-Ausstößen dürfte der Energiesektor das 55-Prozent-Minderungsziel bis 2030 sogar übertreffen, lautet ein weiteres Resultat. Die Drosselung bei der Einspeisung erneuerbarer Energien würde um 15,5 TWh (61 Prozent) geringer ausfallen, was deren Wirtschaftlichkeit und die Verfügbarkeit von Grünstrom für die Verbraucher verbessere.
Die Studie legt schließlich nahe, dass dem Energiesystem ohne DSF im Jahr 2030 mindestens 60 GW an Erzeugungskapazität fehlen, um die Versorgungssicherheit während Nachfragespitzen zu gewährleisten. Lastverschiebung und -beschränkung wiederum ermöglichten es, dieses Manko auszugleichen. 2,7 Milliarden Euro würden dabei durch die Etablierung von 60 GW DSF im Vergleich zur Installation von 60 GW Spitzenerzeugungskapazität jährlich eingespart. Die Aktivierung von DSF-Technologien auf den Ausgleichsmärkten könnte in der EU insgesamt weitere 262 bis 690 Millionen Euro einsparen. Das entspricht einem Reduzierungspotenzial bei den Ausgleichsenergiekosten von 43 bis 66 Prozent.
Gutes Design und leichte Bedienung nötig
"Die Verbraucher brauchen einen 'sicheren Raum', damit DSF auf breiter Basis angenommen wird", forderte Monique Goyens, Generaldirektorin des EU-Verbraucherschutzdachverbands Beuc, laut dem Portal "Euractiv" bei der Präsentation der Untersuchung. "Das System sollte freiwillig sein und diejenigen, die sich nicht dafür entscheiden, nicht bestrafen."
Damit sich Lösungen für nachfrageseitige Flexibilität durchsetzen können, müssten diese automatisiert einsetzbar sowie leicht bedienbar sein und ein gutes Design aufweisen, gab Tadhg O’Briain aus dem Generaldirektorat Energie der Kommission zu bedenken. "Wir brauchen jemanden, der das entwickelt", unterstrich er und verglich den bevorstehenden Aufstieg von DSF mit dem iPhone, mit dem Apple von 2007 an das Mobiltelefon neu erfand.
Zuvor hatte die Denkfabrik Agora Energiewende in einer Studie zum "klimaneutralen Stromsystem" die Herausforderungen für Deutschland mit einem massiven Zubau der Erneuerbaren ausgemalt: Einschlägige Anlagen und E-Fahrzeuge müssten demnach künftig "systemdienlich betrieben werden, um die Systemintegration von Wind und Solarstrom zu stärken.
Wenn 25 Prozent der Elektro-Pkw im Jahr 2035 dieses Flexibilitätsmodell nutzten und davon durchschnittlich 40 Prozent der Fahrzeuge für den Strommarkt bereitstellten, beträgt die nutzbare Leistung laut dieser Analyse 28 GW. Obwohl diese nur für kurze Zeiträume von wenigen Stunden verfügbar sei, verringere V2G so den Bedarf an kleinen Batteriespeichern in Eigenheimen sowie den Bedarf an Großbatteriespeichern. Als nötig erachten die Sachverständigen eine zügige Reform der Netzentgelte mit dynamischen Stromtarifen, einen intelligenteren Verteilnetzbetrieb und einen "konsequenten Smart-Meter-Rollout".
(tiw)
