Das 47. Fachgespräch der Clearingstelle zum Thema „Dezentrale Erzeugungs- und Verbrauchskonzepte“ fand am 12. Juni 2024 als Präsenzveranstaltung im Magnus-Haus Berlin, Am Kupfergraben 7 in Berlin-Mitte sowie zeitgleich als Liveübertragung (auch mit
online statt.Die Autoren erläutern die Anforderungen an das Lastmanagement und die Verfügbarkeit in autarken Insel- oder Arealnetzen, insbesondere Industrieanlagen mit eigener Stromproduktion, mit Anbindung an eine übergeordnete Energieversorgung. Derzeit verwendete Power Management Systeme (PMS) stellten zwar eine ausgereifte Lösung zum sicheren Betrieb und zur Aufrechterhaltung der Verfügbarkeit dar, seien jedoch auf fossile Energieträger ausgerichtet.
Die Autoren machen darauf aufmerksam, dass ein Mangel an kostengünstigen Lösungen zur Steuerung die Teilnahme kleiner PV-Anlagen am Regelenergiemarkt erschwert. Sie präsentieren ein Verbundforschungsprojekt, in dem ein technischer Prototyp zur kostengünstigen Steuerung kleiner PV-Anlagen über die iMSysteminfratruktur erfolgreich implementiert wurde, und versprechen sich daraus Lösungsansätze.
Sachverhalt: Der Direktvermarkter fordert Erstattung der Ausgleichsenergiekosten verursacht durch Einspeisemanagementmaßnahmen des Netzbetreibers. Durch die Differenzen im Bilanzkreis des Direktvermarkters zwischen realen Einspeisemengen und angekündigten Strommengen musste dieser Ausgleichsenergie kaufen.
Ergebnis: Verneint.
Die vorliegende Studie beschäftigt sich mit der Frage, wie viel flexible Kraftwerkskapazitäten Deutschland im Jahr 2050 brauchen würde, um mögliche "kalte Dunkelflauten" (Zeiten im Winter mit keiner Sonnenstrahlung und keinem Windaufkommen) überbrücken zu können. Die Autoren kommen zum Ergebnis, dass 10 GW zusätzlicher Kraftwerksleistung vorhanden sein müssten, um die möglichen Stromlücken zu decken. Jedoch könne es dazu kommen, dass manche Kraftwerke so selten angefahren werden (wenige Stunden im Jahr), dass sie einen Strompreis von 10.000 €/MWh bräuchten, um rentabel zu werden.
Die Autoren stellen den neuen Rechtsrahmen zum sog. Redispatch 2.0 vor, durch das die beiden Netzengpassregime aus dem EnWG (Redispatch) und dem EEG (Einspeisemanagement) ab dem 01.10.2021 zusammengeführt werden sollen.
Die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur hat am 6. November 2020 ihre Festlegung zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch-Maßnahmen beschlossen.
Der Autor befürchtet, dass die schwankende Verfügbarkeit der Energieträger Wind und Sonne die Stabilität der Stromnetze gefährden und zu einer Unterversorgung mit elektrischer Energie führen könne. Er zeigt, dass der von der Bundesregierung vorgesehene Ausbau der erneuerbaren Energien und die damit einhergehende Abschaltung der Kernkraftwerke und das Zurückfahren der Kohleverstromung nicht wie vorgesehen möglich seien, ohne die Versorgungs- und Netzsicherheit zu gefährden. Langfristig könne eine stabile Energieversorgung nur durch die Bereitstellung von Speichern gemeistert werden.
Der Aufsatz berichtet über die laufende Energiewende in den USA. Das Land verfüge zurzeit über 236 GW von Kohlekraftwerken und mehr als 1.000 Gaskraftwerkseinheiten, die in den kommenden Jahrzehnten mit den erneuerbaren Stromquellen ersetzt und stillgelegt werden müssten. Die Anzahl der neuen Hybrid-Kraftwerke häufe sich insbesondere in den westlichen Bundesstaaten an, darüber hinaus sei deren Strompreis mit dem aus konventionellen Kraftwerken voll wettbewerbsfähig. Es müssten aber noch viele Regularien angepasst werden.
Im Mittelpunkt des Artikels steht die Entwicklung der "neuen" Wasserstoffindustrie in der EU. Der aus Erneuerbaren produzierte Energieträger Wasserstoff spiele eine wesentliche Rolle in der allumfassenden Dekarbonisierung Europas.
Die Autoren behandeln in ihrem Aufsatz die Simulation der Wertschöpfungskette von grünem LNG (Liquefied Natural Gas) von der Elektrolyse bis hin zur Verflüssigung.
Die Autoren beschäftigen sich in diesem Artikel mit der Einspeisung in das Stromnetz durch regenerative Stromerzeugungsanlagen. Der Parkregler (auch EZA-Regler genannt), als Schnittstelle zwischen Anlage und Netzbetreiber, sei hierbei von besonderer Bedeutung. Dieser vergleiche die vom Netzbetreiber geforderten Sollwertvorgaben für Wirk- und/oder Blindleistung am Netzanschlusspunkt mit den gemessenen Ist-Werten und kommuniziere die berechnete Stellgröße an die Erzeugungseinheiten.
Der Aufsatz widmet sich dem laufenden Forschungsprojekt im Landkreis Cham, bei dem das wirtschaftliche Potenzial des systembedingten Betriebs von Biogasanlagen angesichts deren eventuellen Ausfalls aus der EEG-Vergütung untersucht wird. Der Kernpunkt der dreijährigen Forschung sei, wie die Zusatzerlöse bei der Bereitstellung der Blindleistung und der Momentanreserven sowie beim Engpassmanagement und beim Netzwiederaufbau erzielt werden können.
Volatile Einspeiser wie PV-Anlagen und Windparks destabilisieren das Netz, aber die erneuerbaren Energien müssen auch ohne Kohle- oder Atomstrom die Netzstabilität gewährleisten. Die Autorin beschäftigt sich mit der Lösung, Momentanreserven durch Windturbinen bereitzustellen, bei der neben dem Einsatz der kinetischen Energie aus den Rotoren, auch eine Batterie eine Möglichkeit darstelle. Die Bereitstellung von Trägheit könnte neben der Momentanreserve ein handelbares Gut sein.
In dem Aufsatz berichtet der Autor über den Einsatz von Windenergieanlagen zur Erbringung von Primärregelleistung zur Stabilisierung des Stromnetzes. Schon vor drei Jahren habe man gezeigt, dass Wind- und Photovoltaikparks mithilfe genauer Wetterprognosen und schneller Steuerung grundsätzlich Regelleistung anbieten könnten. Negative Minutenreserven würden durch eine zeitlich begrenzte Drosselung der Windstromerzeugung Überschüsse im Netz ausgleichen. Zukünftig werde auch in Richtung Sekundärregelleistung hingearbeitet, der Schritt sei nicht allzu groß.
Die Autoren berichten über das Forschungsprojekt "Bidirektionales Lademanagement", das sich mit Entwicklung und Erprobung eines ganzheitlichen und nutzerorientierten Konzepts für die Integration von Elektrofahrzeugen in das Energiesystem beschäftigt. Das Projekt wurde in weitere Teilprojekte bzw. Arbeitsschwerpunkte unterteilt und es wurden Use Cases entwickelt. Diese beschreiben die Erlöspotenziale, die durch eine intelligente Nutzung von Elektrofahrzeugen als Energiespeicher bestehen können, u. a. die Spitzenlastkappung, Eigenverbrauchserhöhung und zeitliche Arbitrage.
Der Aufsatz berichtet über die Herausforderungen, die angesichts der zunehmenden Dezentralisierung der Stromversorgung im Stromnetz auftreten. Es sei notwendig, die Regularien für den störungsfreien Betrieb der Netze anzupassen. Einer dieser Hebel kann das neue Netzentgeltmodell sein, so die Gutachter, die im Auftrag des BMWi eine Stellungsnahme zur Weiterentwicklung des Netzentgeltsystems vorgelegt haben.
Die Studie von Deloitte Finance befasst sich mit der Frage der Flexibilität deutscher Steinkohlekraftwerke. Es wird untersucht, ob und in welchem Maße solche Kraftwerke zur Systemintegration des immer wachsenden Anteils regenerativer Energien und Aufrechterhaltung der Stabilität der Netze beitragen können. Als Hauptszenario wird eine "Dunkelflaute" (Zeiträume geringerer erneuerbarer Stromeinspeisung ins Netz) anhand des Beispiels während der zweiten Januarwoche 2018 betrachtet.
Die Autoren setzen sich mit einer Entscheidung des OLG Düsseldorf auseinander, wonach das zunächst von der BNetzA eingeführte Mischpreisverfahren (die dauerhafte Verwendung fester Gewichtungsfaktoren bei der Preisgestaltung aus Arbeits- und Leistungspreis) bei der Ausschreibung von Regelenergie unzulässig sei.
Die Autoren beschreiben in ihrem Beitrag, wie sich einfache Verbraucher aufgrund der Einspeiseförderung zu Prosumern und nun mittels Digitalisierung zu "Flexumern" entwickeln. Als "Flexumer" werden Akteure aus den Bereichen Haushalt bis hin zu Industrie beschrieben, die ihr Flexibilitätspotenzial in Form von steuerbaren Lasten, Erzeugungseinheiten, Sektorenkopplung oder Speichern dem Energiesystem zur Verfügung stellen.
Die Autoren widmen sich in ihrem Aufsatz den wichtigsten und umstrittensten Neuerungen durch die Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung (Elt-VO), die Elektrizitätsbinnenmarkt-Richtlinie (Elt-RL) und die ACER-Verordnung (ACER-VO).
Die Beschlusskammer 6 hat am 2. Mai 2019 den Antrag der regelzonenverantwortlichen deutschen Übertragungsnetzbetreiber auf Genehmigung einer von FCR-Einheiten und -Gruppen mit begrenzten Energiespeichern sicherzustellenden zwischenzeitlichen Mindestaktivierungszeit von 30 Minuten gem. Art. 6 Abs. 4 lit.
Der Autor setzt sich in diesem Artikel mit der Unterbrechungsfreien Stromversorgung (USV) bzw. Notstromversorgung durch den Einsatz von Batterien auseinander. Während früher Blei-Batterien die einzige Option gewesen seien, könnten heutzutage Lithium-Batterien und Brennstoffzellen ebenfalls die USV sicherstellen. Lithium-Batterien könnten im Vergleich zu Blei-Batterien bei gleicher Leistung bzw. Kapazität z.B. nicht nur kleiner und leichter sein, sondern auch mehr Be- und Entladezyklen ermöglichen.
Die Autoren betrachten im Artikel ein Hybridkraftwerk, bestehend aus einer Großbatterie und einer Gasturbine. Da Gasturbinen allein zumeist unrentabel seien, wären entweder Ausgleichszahlungen oder innovative Ansätze notwendig. Die Idee bei diesem Hybridkraftwerk sei, die Anlaufphase der Gasturbine für die Einspeicherung in den Batteriespeicher zu verwenden und den Speicher für die Primär- und Sekundärregelleistung bereitzustellen. Dieses Konzept könne für eine Vielzahl von älteren Gasturbinen wie ein Jungbrunnen wirken.
Der Autor setzt sich mit dem seit Oktober 2018 angewandten Mischpreisverfahren (MPV) kritisch auseinander und macht einen Korrekturvorschlag.
Innerhalb der ersten 100 Tage hätte es Mehrkosten in Höhe von 80 Millionen Euro gegeben, Cleantech-Lösungen wie Erneuerbare Energien hätten größere Schwierigkeiten gehabt ihre Flexibilität im Regelenergiemarkt anzubieten und extreme Netzsituationen hätten enorm zugenommen.