Creative Commons, Timothy K. Hamilton, 2009
Creative Commons, Timothy K. Hamilton, 2009

…. und Kombikraftwerke auch nicht.

Am 8.11. fanden gleich zwei interessante Veranstaltungen zum Thema Energie statt. Vom Dritten Bayerischen Windbranchentag bin ich mit der Erkenntnis aus dem Titel nach Hause gekommen, in Folge eines Gespräches mit Stadtwerkvertretern. Dies steht im exakten Gegensatz zur Essenz des 2. RWE-Forum. Wieso brauchen wir SmartGrids, wenn wir die EEX haben? 

Von der RWE Veranstaltung wird Lars Thomson (Chief Futurist der future matters AG) mit den Worten zitiert:

 „Mit jeder neuen lokalen Erzeugungsanlage erhöht sich der Bedarf nach Smart Grids und dezentralen Energiespeichern. Hier entsteht künftig ein großer Markt, den Deutschland maßgeblich mitgestalten wird. Energieversorger werden sich dabei mehr und mehr zum Energiemanager wandeln.“ (Quelle windkraft-journal)

Zunächst muss man sich die Aufgaben ansehen, die einem SmartGrid zugeschrieben werden. Das intelligente Stromnetz besitzt Kommunikations- und Steuerungsfunktionen, die dynamisch schwankende Stromerzeugung mit dynamisch schwankendem Stromverbrauch zusammen führen. Im Idealfall erfolgt eine Koordination der beiden Pole – Verbrauch und Produktion – die zu einem Ausgleich durch Speicherung oder Veränderung der Erzeugungs- bzw. Abnahmemenge bedingen, mit dem Ergebnis eines stabilen Gleichgewichtes.

Angebot und Nachfrage zu einem Gleichgewicht zu bringen nennt man Markt. Der Strommarkt ist der European Energy Exchange (EEX). Dort wird für MegaWattStunden ein Gleichgewichtspreis pro Zeiteinheit gebildet und Kapazitäten gehandelt. Vernachlässigt man zunächst die Regelleistung (s.h. Wikipedia), die nur einen geringen Anteil an der gesamten Strommenge am Markt ausmacht, so will der Verkäufer einen möglichst hohen Preis erzielen, der Käufer möglichst günstig einkaufen. Einer andere Kommunikation als über den Preis und dessen Prognose ist für das Funktionieren des Marktes nicht notwendig. Ideen, wie hier im Blog bereits mehrfach ausgearbeitet zu mehr Intelligenz und Planungssicherheit, fallen in diesem Umfeld auf wenig fruchtbaren Boden.

Das ein SmartGrid Vorteile bringen kann, zeigen Modellstädte wie Mannheim. Allen mir bekannten Beispielen ist jedoch gleich, dass die Mechanismen des Marktes bewusst außer Kraft gesetzt wurden, indem eine Laborbedingung geschaffen wurde. Bei diesen Versuchen ist die Rolle des Energieversorgers tatsächlich die Rolle eines Energiemanagers – oder in den Begriffen von Märkten: Broker. Der Broker bringt individuellen Bedarf mit individuellem Angebot zusammen – ohne Marktplatz – ohne allgemeinen Gleichgewichtspreis. Ein bilaterales Geschäftsmodell, welches mit hohem Kommunikations-. und Koordinationsaufwand verbunden ist.

Aus den Gesprächen bei meiner Veranstaltung habe ich nun gelernt, dass dieser Aufwand selbst innerhalb des gleichen Unternehmens (Stadtwerk) nicht praktikabel ist. Einfacher ist es, wenn die Kapazitäten des Kraftwerks, Windparks etc.. direkt am EEX verkauft werden. Das Kundengeschäft ebenfalls direkt über den EEX den Bedarf deckt. Beide Unternehmesbereiche können damit unabhängig ihre ökonomischen Ziele verfolgen. Zur Vollständigkeit sei an dieser Stelle gesagt, dass es sich um eine vereinfachte Darstellung handelt.

Nun könnte man auf die Idee kommen, dass zumindest beim Kundengeschäft eine bessere Verbrauchsprognose als Ergebnis eines SmartGrid nützlich sein könnte, um bessere Preise auf dem Terminmarkt vs. Spotmarkt zu erzielen. Dem ist aber nicht so, denn die Geschäftsmodelle für Privatkunden und Kleingewerbe (ca. 60% des Strombedarfs) werden über die Lastprofile abgerechnet. Darin geregelt ist der planerische Verbrauch zu einem Zeitpunkt, welcher vom tatsächlichen Verbrauch sich deutlich unterscheiden kann. Bei den Großverbrauchern wird zum Beispiel über 2 Jahre der Verbrauch beobachtet und auf Basis dieser Beobachtung ein Lastprofil erzeugt. Stromanbieter, die keine eigene Kraftwerke besitzen, müssen sicherstellen, dass sie für jeden Kunden ein Standardlastprofil (Kleinkunden) oder individuelles Profil (Großkunden) an Kapazität beschafft haben. Abweichungen werden am Ende der Abrechungsperiode ausgeglichen. Stomanbieter wie ehemals Teldafax oder ExtraEnergie und Co. arbeiten nach diesem Prinzip. Andere mit eigenen Kraftwerken scheinbar aber auch….

Wenn Lars Thomson meint, dass jede lokale Erzeugungsanlage den Bedarf für ein SmartGrid erhöht, dann würde ich aktuell dieser Tatsache widersprechen. Die lokale Erzeugungsanlage sorgt für eine Veränderung des Angebotes und verändert damit den Gleichgewichtspreis. Durch die Fakturierung über Lastprofile erhöht es aber die Möglichkeiten zur geschickten Spekulation – ohne dass dies mit dem tatsächlichen Bedarf übereinstimmt. Ausgleichend ist die Regelleistung, deren Einsatz und wirtschaftlichen Steuerung im Netzregelverbund (s.h. Wikipedia) den 4 Übertragungsnetzbetreibern obliegt. Spätestens auf Ebene der Regelleistung sind aber viele Parameter die den Verbrauch und die Erzeugung bestimmen nicht mehr vorhanden. Entsprechend fehleranfällig sind die Prognosen…

Zum Abschluss ein kleines Praxisbeispiel. Mein Haus wird durch eine Wärmepumpe geheizt. Im Kompressorbetrieb zieht diese ca. 2 kWh. Da es bei uns sehr viele Neubauten gibt, schätze ich die Zahl der Wärmepumpen auf 200 bei ~1.800 Haushalten. D.h. bei gleichzeitigem Kompressorbetrieb 0,4mWh. Die vom Grundversorger angebotenen Wärmetarife sind bei einer modernen Anlage mit guter Jahresarbeitszahl wenig attraktiv, da das Verhältnis zwischen Grundkosten zu variablen Kosten ungünstig ist. Die Konsequenz ist, dass die Wärmepumpe über einen normalen Haushaltstarif eines anderen Stromanbieters betrieben wird. Dieser wird für meinen Anschluss ein Lastprofil (H0) beschaffen, welches Nachts einen geringen Verbrauch – am Abend seine Spitzen hat. Auf Basis des EEX Marktes findet eine Fortschreibung des Fehlers für alle 200 Wärmepumpen des Ortes statt – der Preis geht vielleicht in der Nacht runter, da ein geringer Bedarf vermutet wird. Einige Kraftwerksbetreiber erkennen dies und führen lieber Wartungsarbeiten durch, als Strom zu einem lukrativen Preis anzubieten. Es kommt der Zeitpunkt der Kompressorstarts in einer kalten Nacht. In der Folge wird die Netzfrequenz leicht sinken und die Primärrelleistung abgerufen werden. Am nächsten Tag lesen wir dann in der Zeitung die Schlagzeile: „Netzstabilität in Gefahr? Netzbetreiber müssen immer häufiger eingreifen.“

Beispiel: Prognosefehler / Regelleistungsbedarf
Beispiel: Prognosefehler / Regelleistungsbedarf

Das dies kein konstruierter Fall ist, kann man leider am Soll/Ist Vergleich der vertikalen Netzlast meines Übertragungsnetzbetreibers ablesen. Analysiert man diese Daten und begibt sich auf Ursachenforschung, so erkennt man zum Beispiel, dass allein durch die Verwendung von Wetterdaten ersichtlich wird, dass die Wahrscheinlichkeit eines Prognosefehlers (hier E2 = >2000MWh) steigt, wenn in Freiburg ein Hochdruck zu Jahresanfang ohne Regen herrscht.

Persönliches Fazit: Natürlich brauchen wir SmartGrids (und Kombikraftwerke), nur auf Basis der aktuell bestehenden Rahmenbedingungen funktioniert es auch und lässt sich mehr Geld – bei geringerem Aufwand verdienen.

Den Beitrag "Smartgrid braucht kein Mensch... offline Lesen:

6 Gedanken zu “Smartgrid braucht kein Mensch…

  1. Kann man an der EEX lokale Schwankungen, bzw. lokale Differenzen von Angebot und Nachfrage ausgleichen? Dort wird doch nur der allgemeine Unterschied in D berücksichtigt, durch die Dezentralisierung haben wir aber viele lokale Differenzen, bzw. regionale Unterschiede in Angebot und Nachfrage.

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    • Bei einer meiner Diskussionen gestern, wurde mir gesagt, dass die Übertragungskosten bzw. die Übertragungsverluste vernachlässigbar sind. Ähnlich dem Getreidemarkt steht die heimische PV Anlage quasi als Potential dem gesamten Netzregelverbund zur Verfügung – mit leichten Einschränkungen was die Bilanzierungskreise und deren Austausch angeht.

      Antworten
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