Motivation

Warum habe ich mein Energie-Management auf vollständig aktive Netzdienlichkeit umgerüstet?

Meine Ziele

Nachdem meine PV-Anlage 2023 mit einem zunächst eher kleinen Speicher (gemessen am heutigen Stand) in Betrieb ging, habe ich Schritt für Schritt darauf hingearbeitet, die Steuerung sowohl auf der Bezugsseite wie auch auf der Einspeiseseite zu optimieren. Einige Ziele ergaben sich erst auf dem Weg, andere waren zwar schon vorhanden, wurden aber erst nach Änderung der gesetzlichen Rahmenbedingungen überhaupt realisierbar.
Das wollte ich erreichen:

• weitgehende Autarkie und Unabhängigkeit hinsichtlich der eigenen Stromversorgung, vor allem Störsicherheit in einem immer fragileren Netz
• Ausschöpfen des erheblichen Potenzials zur Kostensenkung beim Strombezug
• deutliche Erhöhung der Einnahmen aus der Stromeinspeisung über die gesetzliche Einspeisevergütung hinaus
• meine Anlage netzdienlich machen, weil ich es für die Versorgungsstabilität aus technischer Sicht für unabdingbar halte, diesen Weg im großen Maßstab zu gehen
• „proof of concept“: den Nachweis erbringen, dass auch kleine Anlagen rentabel sein können, obwohl, wenn und gerade weil sie einen Beitrag zur Versorgungssicherheit und Netzstabilität leisten. Das von mir entwickelte Steuerungskonzept lässt sich skalieren und funktioniert im Sinne einer dezentralen Versorungssteuerung. Bei zentraler Einbindung in ein Stromversorgungsnetz bestehen noch weitere Potenziale!

Stromerzeugung und Börsenstrompreis – am Tag

Meine eigene private Solarstrom-Anlage (PV-Anlage) würde sich – wie die meisten Anlagen auf Hausdächern und anderswo – ohne geeignete Steuerung maximal schädlich (im Sinne von überhaupt nicht netzdienlich) für das öffentliche Stromnetz verhalten. Das Grundproblem ist vor allem im Sommer die extrem vom Tagesgang abhängige Einspeisung, weil der Strombedarf im Netz nicht synchron zum Angebot an Solarstrom wächst und fällt. Übliche Solaranlagen werden bislang meist ohne Stromspeicher (Solar-Akku) errichtet. Sofern sie doch mit einem Speicher ausgerüstet sind, steht dessen Größe (kWh – Kilowattstunden) meist in einem bestimmten Verhältnis zur installierten Solar-Leistung (kWp – Kilowatt peak). Hier gibt es bestimmte Erfahrungswerte zur Optimierung des Eigenverbrauchs, letztlich stellt die Speichergröße unter den derzeitigen Bedingungen von Speicherpreisen, Strompreisen, Subventionen und Förderungen sowie dem eigenen Strombedarf und Verbrauchsverhalten ein gewisses betriebswirtschaftliches Minimum bis Optimum dar.

Folge des weitgehend gleichartigen Verhältnisses zwischen Solarleistungen und Speichergrößen ist, dass alle diese Speicher an einem sonnigen Tag über die ganze Republik verteilt im Großen und Ganzen zu einer ähnlichen Zeit ihren maximalen Füllstand erreichen. Dies ist zumeist am (späten) Vormittag der Fall. Ab dann speisen diese Anlagen ihren Strom alle voll ins Netz ein (abzüglich des geringen Eigenverbrauchs), unabhängig davon, ob es im Netz für diesen Strom Abnehmer mit Bedarf gibt. Gerade im Sommer führt das regelmäßig zu einem drastischen Überangebot an Strom im Netz. Konventionelle grundlastfähige Kraftwerke werden dann abgeschaltet, was deren Betrieb unwirtschaftlich macht und den Strompreis letztlich sogar verteuert, da die Betreiber die Verluste auf den Strompreis aufschlagen, wenn sie Strom produzieren. An sehr sonnigen und/oder windreichen Tagen reicht selbst diese Maßnahme nicht aus, das Überangebot auszugleichen, dann müssen Solar- und Windstromanlagen abgeregelt werden. Die Strompreise werden ggf. sogar negativ, d.h. große Verbraucher werden dafür bezahlt, den Strom zu verbrauchen. Auch dieses Geld muss irgendwo erwirtschaftet werden, mit der Folge, dass diese Kosten ebenfalls auf den Strompreis aufgeschlagen werden für alle, die Strom beziehen.

…in der Nacht

Über Nacht, vor allem in den Abend- und Morgenstunden, ist hingegen der Strombedarf besonders in den Haushalten hoch, gleichzeitig ist Solarstrom nicht oder kaum verfügbar. Konventionelle Kraftwerke (Kohle, Öl, Gas) oder Reservekraftwerke (meist Gas, z.T. Pumpspeicherkraftwerke) müssen nun vermehrt Strom produzieren. Das Merit-Order-Prinzip, das den Einsatz der Kraftwerke am Strommarkt bestimmt, bewirkt, dass Kraftwerke in der Reihenfolge steigender Erzeugerkosten zugeschaltet werden, also zunächst die billigsten, bei höherem Bedarf die nächst teureren, usw. Dieses Prinzip beinhaltet jedoch auch, dass die Preise aller Erzeuger stets gleich sind. Wenn also ein Erzeuger mit höherem Preis hinzukommt, steigen die Preise aller anderen (eigentlich billigeren) Erzeuger mit. Das führt letztlich dazu, dass der Strom aus allen Quellen dann besonders teuer ist, wenn der Bedarf den Einsatz teurer Quellen erfordert, auch wenn diese selbst nur einen kleinen Teil der Nachfrage selbst decken. Entsprechend ergibt sich ein stark schwankender Strompreis im Tagesgang, siehe Abbildung. Die Schwankung ist umso größer, je höher das Überangebot tagsüber ist, besonders dann, wenn die konventionellen Kraftwerke als Grundlastkraftwerke zum Ausgleich des Überangebotes vom Netz genommen werden mussten. Müssen diese Kraftwerke zur Deckung des Bedarfs am Abend wieder hochgefahren werden, bilden sich diese Zusatzkosten und entgangenen Gewinne des Tages unmittelbar im abendlichen Strompreis ab.

Datenquelle: API-Abruf bei smard.de, Visualisierung: eigene Aufbereitung in Node Red

Erläuterung:

• blau: Börsenstrompreis (day-ahead), Einspeisung unkritisch
• grün: Hochpreiszeiten, ideal für die zeitversetzte Einspeisung des Tagesertrages
• gelb: Preis unterhalb der üblichen Einspeisevergütung und des üblichen Erzeugerpreises, nicht ideal, Kosten trägt die Allgemeinheit
• rot: negative Preise – Strom wird an Abnehmer im Ausland geliefert, die dafür bezahlt werden, ihn zu nehmen.

Österreich betreibt mit unserem verklappten Überschussstrom z.B. seine Pumpspeicherwerke und speichert die Energie ein, nachts bei hohem Bedarf kaufen wir den Strom dann teuer von dort zurück. Wir zahlen also zweimal dafür, einmal um den Überschuss loszuwerden, und ein zweites Mal, um unseren eigenen Bedarf zu anderer Zeit zu decken. Was für ein Unsinn!

Die Potenziale für Stromkosten-Ersparnis und Erhöhung der Einspeise-Erlöse ergeben sich daraus, den Bezug von Strom in Zeiten niedriger Strompreise zu verlagern und die Einspeisung von Solarstrom in die Zeiten hoher Strompreise.