Ein Hybridmarkt für private Stromkunden lautet der Titel des Interviews mit blog.stromhaltig, welches bei Dialog Energie Zukunft (DEZ) erschienen ist. DEZ ist ein Informationsportal/Dialogmedium, welches kontrovers über die Zukunftsthemen und Innovationen kommunizieren möchten. Ins Leben gerufen wurde die Plattform von der EnBW und richtet sich an alle Interessierte im Bereich Energie und Strom, mit denen man auf Augenhöhe kommunizieren möchte.

Das Modell für den Hybridmarkt wurde hier im Blog mit 100 Worten beschrieben. Selbstverständlich kann man deutlich mehr Worte darüber verlieren, denn das Modell muss sich abgrenzen zu anderen Marktformen und vor allem diskutiert, debattiert und weiter gedacht werden. Die Hoffnung ist, dass die Perspektiven, die sich auf diesem Designvorschlag für den Strommarkt ergeben mehr Anhänger findet als nur einige Experten. Es soll ein Modell sein, bei dem auch der Stromkunde sich wieder findet.

Ausgangspunkt meiner Überlegungen ist, dass Wind- und Sonnenenergie anders als die Fossilen nicht geeignet sind für den Energy-Only-Markt, wo nur die Stromproduktion vergütet wird.

In den letzten 60 Jahren hat sich für die thermischen/fossilen Kraftwerke das Modell des Energy-Only-Markt bewehrt. Der Kunde zahlt einen Betrag für den Verbrauch, der auf einem Stromzähler angezeigt wird. Was bezahlt wird, ist Umwandlung von Energie in einer Lagerform (zum Beispiel Kohle) in elektrische Energie, die nicht direkt gelagert werden kann. Bildlich kann man sagen, soll der Stromzähler schneller drehen, dann wird einfach eine Schippe mehr in den Brennkessel geschmissen. Eine mehr oder minder direkte Umwandlung von Verbrauch des Primärenergieträgers in ein verkaufbares Produkt. Bei blog.stromhaltig wird dies unter dem Begriff Leistungsmarkt beschrieben.  Der Fluss des Geldes erfolgt in gegengesetzte Richtung zum Fluss des Stromes, bezahlt wird für die Erbringung einer Leistung  – im doppelten Sinne: Kohle schippen für Kohle schippen.

Über den Hybridmarkt entkommt der Verbraucher aus der Unmündigkeit, in der er als Stromkunde gefangen ist.

Mit der zunehmenden Verbreitung von Wind- und Sonnenstrom ändern sich die Gegebenheiten beim Bezug von Strom. Der Stromkunde erkennt sehr leicht am Trend des Preises, dass er für irgend etwas plötzlich mehr zahlt, obwohl die Leistung, die er bezieht die selbe ist. Kann die Leistung nur nach Wetterlage erbracht werden, dann reicht es nicht eine Schippe mehr aufzulegen. Die einfachste Lösung ist die Schaffung von massiven Überkapazitäten, damit immer noch mehr Leistung möglich ist.

  • Wer legt fest, wie viel mehr benötigt wird?
  • Wird dies rein national, oder im europäischen Kontext gelöst?
  • Wer zahlt für Kapazitäten, die niemals benötigt werden?

Es ist eine Risikoberechnung, die nicht vom Stromkunde vorgenommen wird. Es ist wie das Abschließen einer KFZ-Versicherung, ohne dass man den Verbraucher fragt, ob er überhaupt ein Auto hat.

In einem Hybridmarkt für Strom kann der Verbraucher selbst bestimmen, welche Menge von Kapazitäten er gesichert aus Sonne- und Windstrom haben möchte. Er wird mündig zu entscheiden, wie sich der Mix aus Kapazität (Sonne und Wind) und Leistung (thermische Kraftwerke) zusammensetzt. Der Verbraucher darf sich sogar für die Extremas entscheiden: Überdeckung mit Windkraft – oder 100% Strom aus Braunkohle.

Im Vergleich zu unserer Telefonrechnung stammt die Stromabrechnung noch aus der Steinzeit der Datenverarbeitung.

Eine der wichtigsten Komponenten des Hybridmarktes ist, den Betrag für den Erwerb eines Anteils an einer Sonnen-, Wind-, Wasserkraftanlage möglichst gering zu halten. 5 Euro, 10 Euro für den Anteil von 0,x% an einer Anlage pro Jahr. Keine Investition, sondern eine Ausgabe. Beträge, die man zwischendurch an der Supermarktkasse ausgeben kann. Durch Ansammlung von vielen kleinen Kapazitäten, entsteht der individuelle Mix.

Von Seiten der IT ist dies längst abbildbar. Die Datenmengen sind geringer, als man zunächst denkt. Das teuerste dürfte die Handelsmarge sein. Bei der Liberalisierung des Telefonmarktes hat sich gezeigt, wie man so etwas umsetzen kann. Trotz Flatrates, ticken im Telefonnetz parallel die Zähler für die Terminierungsentgelte. Bruchteile von Cent werden verrechnet und abgerechnet.

Im Vergleich zu einem juristisch hoch komplexen Regelwerk wie dem EEG benötigt die Einführung eines Hybridmarktes nur minimale Eingriffe des Gesetzgebers.

Schaut man sich die Soll-Seite an, was der Einführung eines Hybridmarktes im Wege steht, so erkennt man, dass nicht ganze Gesetzte neu geschrieben werden müssen, wie das bei einer Infrastrukturumlage der Fall ist. Es reichen chirurgisch kleine Eingriffe in der Stromnetz-Zugangsverordnung und die Schaffung der notwendigen Umsetzungsvorschläge durch den Branchenverband BDEW.

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2 Gedanken zu “blog.stromhaltig im Interview mit Dialog Energie Zukunft zum Hybridmarkt

  1. Hallo Thorsten,

    ich habe Dein Modell noch nicht verstanden. 😯

    Zu diesen Punkten in Deinem Beitrag habe ich jedoch eine Meinung :

    Wer legt fest, wie viel mehr benötigt wird?

    Wird dies rein national, oder im europäischen Kontext gelöst?

    Wer zahlt für Kapazitäten, die niemals benötigt werden?

    Besonders der letzte Teil „die niemals benötigt werden?“ fällt mir auf. Ginge es nur um den „Strom“, müsste man diese Frage (auch die anderen) ganz anders beantworten.

    Die Stromversorgung ist aber nur ein Teil der notwendigen „Energieversorgung“. Ergo kann es nur eine quasi „duale Nutzung“ von Kapazitäten geben. Das es dabei eher keine Sinn macht Kohle zu „verstromen“ um sie dann verlustbehaftet in „Power to Gas“ wieder einzulagern. Das wäre so sinnvoll wie Wasser den Rhein „hochzutragen.

    Ganz anders sieht das bei „Überschüssen“ aus – hier möchte ich keineswegs von „Überkapazitäten“ sprechen. Was nicht “gleich ins Netz“ fließen muss, sollte „darauf vorbereitet sein“ zu Gas zu werden. Womit es auch als „Primärenergie“ zur allgemeinen Verwendung steht. Da gibt es doch bereits erste regionale Aktivitäten.

    PV – jedenfalls die „häusliche“ deckt entsprechend ihrer Natur einen ganz anderen „Markt“ ab. Solange es keine „lokalen“ Speicher gibt (warum gibt es da keine Einheiten, wo sich sehr lokal – „außer Haus“ PV „einlagert ?) wird der größere Teil sozusagen von „Außen“ kommen müssen. Sobald sich das in größerem Maßstab ändert, wird das Problem „lokale Spitzenlast“ gemildert.

    Diese gesamte Technologie ist im Wandel begriffen – vermutlich brauchen alle etwas mehr Geduld. Dabei sind auch Lösungen wie Du sie gerade vorschlägst willkommenen Teillösungen.

    Ich sehe in einer sehr lokal geprägten „Dezentralität“ die größere Chance. Dort schließen sich bereits existierende Gemeinschaften (Dorf – Kleinregion etc. ) zu funktionierende Energiegemeinschaften zusammen. Autark mit „Verbindungen nach Außen“.

    Falls das nicht zu bewerkstelligen ist, werde ich mich in kleinstem Maßstab einfach abkoppeln und nur noch dann überhaupt einspeisen wenn das ganz und gar unvermeidbar sein wird. Bis hin zum Verkauf meiner Einspeisegarantie, wenn das anders nicht möglich sein sollte. Anders als beim Wasser und Abwasser erkenne ich da keine Anschlusspflicht für el. Strom. Wie hoch und wann ich etwas „beziehe“ ist meine Angelegenheit.

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  2. Was noch immer im Modell fehlt ist eine Antwort auf die Frage, was mit zuviel Kapazität passiert. Auch hier könnten die Speicher mit dem Hybridmartkmodell eine ganz neue Existenzberechtigung erhalten, losgelöst von PV-Strom.

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