Strommarkt im Gleichgewicht?

PV-Anlage
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Hallo Ihr,

Märkte streben zu einem Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage. Dieses Equilibrium gibt es leider nicht im Strommarkt:
Stromkunden bekommen den Strom aus dem Netz, bezahlen aber an Stromlieferanten, die den Strom an der Börse einkaufen. Leider sind die Netzentgelte nicht an die Auslastung der Netze gekoppelt. Wenn das Netz überlastet ist, muss über den Redispatch der Strom lokal erzeugt werden – eine teure und ineffiziente Maßnahme.

Besser wäre es, die Netzentgelte flexibel zu gestalten: Bei geringer Netzauslastung sollten sie sinken, um Anreize für eine netzdienliche Nutzung zu setzen. Gleichzeitig muss verhindert werden, dass dies zu Spekulation und künstlicher Nachfrageverschiebung führt, ohne echten Nutzen für das Netz. Zudem könnte ein intelligentes System Stromlieferanten ermöglichen, Strom direkt aus lokalen Speichern in der Umgebung der Kunden zu beziehen. Für diese kWh würden die meisten Netzentgelte entfallen, wodurch das Netz entlastet würde.

Damit entstünde ein marktgesteuertes Interesse (ohne Subventionen), große Speicher zu betreiben, günstigen Strom einzukaufen (lokal oder bei geringer Netzauslastung) und ihn gezielt dann zu verkaufen, wenn er konkret netzdienlich gebraucht wird. Allerdings darf dies nicht dazu führen, dass Speicher ausschließlich für Arbitrage genutzt werden, ohne einen echten Beitrag zur Netzstabilität zu leisten. Daher müssen klare Kriterien definiert werden, wann ein Speicher tatsächlich als netzdienlich gilt. Derzeit sind große Stromspeicher von Netzentgelten ausgenommen, aber sie arbeiten fast ausschließlich börsenorientiert, nicht netzorientiert. Hier braucht es gezielte Anpassungen, um sicherzustellen, dass Speicher nicht nur zur Gewinnmaximierung, sondern tatsächlich für eine stabile und effiziente Netzinfrastruktur genutzt werden.

Ein möglicher Nachteil könnte sein, dass Netzbetreiber eine hohe Netzauslastung bevorzugen und den Netzausbau verzögern, um höhere Renditen zu erzielen. Daher muss regulierend eingegriffen werden, sodass steigende Netzentgelte nicht in überhöhte Gewinne der Investoren fließen, sondern tatsächlich in den Netzausbau investiert werden. Hier wäre eine Transparenzpflicht wichtig, damit ersichtlich ist, wie Netzentgelte verwendet werden, und Fehlanreize vermieden werden.

Ich bin Elektroingenieur und Ökonom und denke viel über den Netzausbau nach.

Herzliche Grüße Achim

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@Achim,
hallo Achim. Weder Ing. noch Ökonom bin ich und doch gebe ich etwas zu Bedenken. Beruflich hatte ich mit einem Stadtwerk zu tun und weiß, dass im Netzbetrieb kein großes Geld verdient wird. Die Netzentgelte können nicht frei vom Netzbetreiber festgesetzt werden. Das jeweilige Entgelt muss er sich genehmigen lassen. Die Formel zur Höhe beinhaltet viele Faktoren. Als Gewinn ist "nur" eine Verzinsung des Eigenkapitals vorgesehen. Da gibt es dann Erlösobergrenzen und Anreizregulierungen, usw. Das Rechenwerk ist schon eine komplexe Materie. Vermutlich wird man sich damit intensiver beschäftigen müssen, und die Auswirkungen des "freien" Marktes" sind wahrscheinlich nicht so bedeutend, wie die dortigen Regulierungen.

Deine Überlegungen kann ich gut nachvollziehen, die Netze möglichst 24/7 gut auslasten, ohne sie zu überlasten. Das bedeutet aber auch, dass die Kunden ihre Gewohnheiten umstellen und dass wir alle auch variable Strompreise (inkl. Netzentgelte) bekämen. Bei mir wurde vor 3 Jahren ein digitaler Zähler eingebaut, doch hat der keine Fernauslesemöglichkeit (eine IR Schnittstelle hat er). Ich fürchte, vom variablen Strompreis sind wir noch weit entfernt.

Wie die Netzengelte verwendet werden, wird mit jedem Jahresabschluss ermittelt und muss von einem WP bestätigt werden. Soweit der Netzbetreiber im elektronischen Handelsregister dne JA veröffentlicht, ist das auch einsehbar.

L.G.

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Doch zu jeder Sekunde.
Die minimalem Schwankungen sieht man an der Netzfrequenz

Das Spiel beherrschen wir seit über 100 Jahren
dazu waren früher wenige manuelle Eingriffe notwendig, heute sind es nur in Deutschland über 20'000 pro Jahr das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage nicht in eine Richtung umkippt.

Ich habe mir deshalb vor 3 Jahren einen EFH-USV Anlage angeschafft, weil dieses Gleichgewicht immer wackeliger wird und Blackouts im Winter, Brownouts an Ostern oder Load-shedding wie in Südafrika zu erwarten sind.

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Hallo Auric,
wo du recht hast, hast du recht. Doch ich als "dummer Endkunde" sehe die Netzfrequenz nicht und dort wo ich Netzbrummen hören kann, reicht mein Gehör nicht aus, um den Unterschied wahrzunehmen. Da die kWh bei mir zu jeder Tages- und Nachtzeit den gleichen Preis hat, richte ich meinen Stromverbrauch folglich auch nicht der jeweiligen Lage am Netz aus, denn die kenne ich nicht und es ändert sich für mich nichts. Seit ich den Hichi habe, schau ich mir gelegentlich das an, was der digitale Zähler so mitteilt. Die Frequenz wird nur in Zahlen ohne Komma angegeben. Da stand bisher immer 50Hz. Die Spannungen der 3 Phasen zeigen recht deutliche Schwankungen an. Die ganze Regelenergie kostet zusätzlich Geld, das wir mit unserer Stromrechnung bezahlen. Daher kommen ja die Ideen, den Strompreis von der Netzlast abhängig zu machen, damit der Kunde über den Preis zu netzverträglichem Verhalten angehalten ist. Das mag bei E-Autos eine große Rolle spielen. Doch wer will schon mit dem Kochen warten, bis es netzdienlich ist, wenn der Magen knurrt? :grinning_face_with_smiling_eyes:
L.G.

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Du sprichst ein sehr interessantes und wichtiges Thema an. Die Idee, die Netzentgelte flexibel zu gestalten, um Anreize für eine netzdienliche Nutzung zu schaffen, erscheint sinnvoll. Auch die Möglichkeit, lokale Speicher für eine effiziente Netzstabilität zu nutzen, könnte eine enorme Entlastung bringen. Deine Bedenken bezüglich der Nutzung von Speichern für Arbitrage sind ebenfalls nachvollziehbar. Es ist wichtig, klare Kriterien für netzdienliches Verhalten zu definieren, um eine stabile und effiziente Netzinfrastruktur zu gewährleisten. Spannende Überlegungen! Um auf weitere Informationen zuzugreifen und tiefere Einblicke zu gewinnen, besuchen Sie unbedingt den Link, unter dem alles im Detail erklärt wird. https://mycompany.filemail.com/d/pwkrxrzckdsfvyf

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Es gibt ja seit April zeitvariable Netzentgelte. In der Ausgestaltung gibt es aber 2 Probleme. Zum einen sind wie gewohnt die bürokratischen Hürden hoch, um diese zeitvariablen Netzentgelte nutzen zu können. Zum anderen haben wir 866 Verteilnetzbetreiber in Deutschland. Jeder VNB kann sein eigenes Modell für zeitvariable Netzentgelte entwerfen und dieses Modell gilt dann immer nur für ein Kalenderjahr. Ein VNB kann z.B. 2025 in den beiden Winterquartalen nachts 5 Stunden Niedrigtarif bei Netzentgelten bieten. 2026 bietet er in den beiden Sommerquartalen um die Mittagszeit 5 Stunden Niedrigtarif, was fundamental die Nutzungsmöglichkeiten auf Verbraucherseite verändert. 2025 wäre das extrem interessant für Wärmepumpen. 2026 wäre das komplett unbrauchbar für Wärmepumpen. Zeiträume von einem Jahr reichen niemals, um irgendeine Investition zu amortisieren (z.B. in eine Wärmepumpe oder mehr Speicher).

Daneben gibt es eine Reihe weiterer Probleme: Unser Netzausbau erfolgt aktuell gemäß einer Planung, die für 2030 einen Verbrauch von 750 TWh in Deutschland vorsieht. Es steht schon heute fest, dass wir weit darunter bleiben werden. D.h. nicht, dass wir die Netze nicht ausbauen müssen, aber wir müssen punktuell gezielter ausbauen. Wir brauchen nicht alles an Netzausbau, was bislang bis 2030 geplant war. Sonst halten wir am Ende viele extrem teure Netzkapazitäten vor, die bezahlt werden müssen, die aber gar nicht genutzt werden.

Daneben erfolgt der Photovoltaikausbau unbalanciert. Während es einen fein granulierten politischen Plan für den Ausbau von PV gibt, existiert kein konkreter Plan für den Bau von Großspeichern. Die Spitzenlast im deutschen Stromnetz liegt im Sommerhalbjahr an Werktagen bei etwa 70 GW und an Wochenende bei etwa 50 GW. Einen Sockel von ca. 15 GW liefern eigentlich immer Biomasse, Laufwasser und etwas (Offshore-)Wind. D.h. wir können an Werktagen maximal ca. 55 GW Photovoltaik-Strom verwenden und an Wochenende etwa 35 GW an Photovoltaikstrom. Wir werden bis zum Sommer aber ca. 110 GW an Photovoltaik-Leistung in Deutschland installiert haben (aktuell 104 GW). Nun pumpen diese 104 GW installierte PV-Leistung zu keinem Zeitpunkt 104 GW PV-Strom ins Netz, aber eben schon heute um die Mittagszeit fast täglich mehr PV-Strom, als wir brauchen. Ablesbar am Börsenstrompreis. Bis 2030 soll auf 215 GW installierte PV-Leistung in Deutschland ausgebaut werden. Die Last im Sommerhalbjahr wird aber wenig bis gar nicht steigen. Wenn wir das weiter so wie jetzt durchziehen, ist der PV-Zubau nicht nutzbar. Der ab jetzt zusätzlich zugebaute PV-Strom wird dann komplett abgeregelt und weggeworfen. Das generiert ausschließlich Kosten, ohne dass wir ökologisch und ökonomisch vorankommen. Die Lösung ist nicht, dass wir nun den PV-Ausbau stoppen. Wir brauchen eine Festlegung, dass für jedes weitere kW an PV-Leistung 4 kWh an Speicher ans Netz gehen müssen.

Noch ein Problem: Die Bundesnetzagentur schreibt mehrfach im Jahr Aufdach-Photovoltaik mit ein paar hundert MW aus. Die Zuschläge erfolgen aktuell für ca. 9,1 Cent/kWh und diese Vergütung wird dann für 20 Jahre garantiert. Das ist völlig sinnfrei. Die BNA schreibt auch regelmäßig Freiflächen-PV aus. Die Zuschläge liegen da bei um die 5 Cent/kWh. Die BNA kann also PV-Strom in Massen für 5 Cent/kWh einkaufen. Und dann kauft sie wieder und wieder Aufdach-PV-Strom für fast das Doppelte ein (den wir ohne Batterien ohnehin nicht verwenden können). Das treibt dann 20 Jahre lang nur noch die Stromkosten hoch.

Meine Forderungen wären deshalb: Photovoltaik komplett aus der EEG-Förderung nehmen. Balkonkraftwerke und PV-Anlagen auf privaten Dächern werden trotzdem weiter boomen, weil diese durch Eigenverbrauch hochrentabel sind. Wir brauchen konkrete Festlegungen, wie viel Batteriekapazität jedes Jahr ans Netz gehen muss. Der Netzausbau muss überarbeitet werden. Geringere Lasten als geplant und mehr Batterien senken den Bedarf an Netzausbau. Wir müssen bei Smartmetern endlich vorankommen, um Lasten gemäß dem Stromangebot zu verschieben.

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also ein Smartmeter tut messen und melden
die vom Stromverkäufer gelieferten haben darüber hinaus noch EIN Relais eingebaut
das kann den Kunden vom Grid trennen
da wird also technisch höchstens der Privat Kunde als Last abgeworfen und zwar komplett

Das passt aber zur "angebotsortientieren Stromversorgung", ob es dem Kunden auch passt?

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War sehr beschäftigt, drum heute erst die Antwort.
Danke für eure Rückmeldungen – spannend zu sehen, dass die Technik einerseits Netzstabilität bringt, andererseits den Kunden einschränkt.

Die Strombörse bildet Preise derzeit rein nach Angebot und Nachfrage. Ob eine Kilowattstunde netzdienlich eingespeist oder verbraucht wird, spielt dabei keine Rolle. Dadurch entstehen Verzerrungen: Strom kann sehr billig oder sogar mit negativen Preisen gehandelt werden, obwohl er das Netz in diesem Moment eher belastet als entlastet. Für Verbraucher und Erzeuger fehlt so ein direkter Anreiz, sich am tatsächlichen Bedarf der Netzstabilität zu orientieren.

Ein marktdienlicher Ansatz müsste den Faktor Netzdienlichkeit in die Preisbildung integrieren. Strom, der in Engpassregionen eingespeist wird, wäre dann weniger wert als Strom, der genau dort verbraucht oder flexibel verschoben werden kann. So ließe sich Laststeuerung marktbasiert organisieren, ohne Kunden einseitig per Abschaltung zu belasten. Solange das fehlt, bleibt die Schere zwischen Börsenpreisen und realer Netzsituation weit offen.

Ansätze in der Gesetzgebung gibt es zwar – etwa § 14a EnWG, der steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wallboxen oder Wärmepumpen berücksichtigt, oder die ersten Schritte zum Energy Sharing. Aber diese Regelungen bleiben bisher Stückwerk: Sie schaffen noch keinen echten Marktwert für Netzdienlichkeit. Genau da müsste nachgebessert werden, damit Preissignale und Netzstabilität endlich zusammenpassen.

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Geschichten aus dem Paulanergarten?
Abwerfen ist nicht zulässig, nur dimmen steuerbarer Verbraucher.
Sind wir bei Verschwörungsgerede?

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Vermutlich einfach nur ein Österreicher.

Die haben so komische Sachen wie Tarifschalter (einstellbare LS) und eben auch Fernabschaltbare Smartmeter.

Für Deutschland absolut irrelavant. Unsere Smartmeter können nicht schalten. Da kommt nur per Steuerbox ein Signal zur Leistungsreduzierung, das irgendwie umgesetzt werden muss. Wer damit komplett hart abschaltet ist selbst Schuld.

Und die Steuerung gibts auch nur theoretisch weil die Steuerboxen derzeit noch absolute Mangelware sind. Aktuell gibts idR nur Messeinrichtung + Smartmetergateway ohne Steuerbox und das auch nur ausreichendem Empfang in Nähe des Zählerschrankes.

Gefordert sind -100db oder weniger. Die werden in Großen Teilen Deutschlands nichtmal im Freien erreicht. Dementsprechend gibts Smartmeter nichtmal auf Wunsch.

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Mir sind Preis-Anreize am liebsten.

Bei 4 kWh pro kWp braucht man gar keinen Netzausbau für PV, das reicht für eine vollständige Vergleichmäßigung der Einspeisung.

1 kWp hat etwa 25% Auslastung an einem guten Sommertag, sprich statt 24 kWh, die man bei 100% Auslastung in 24 Stunden erwarten würde, schafft man etwa 6 kWh. Man muss aber nicht 6 kWh in die Nacht schieben, wenn man nie mehr als 250 Watt pro kWp einspeisen will. Man hat vielleicht 12 Stunden mit mehr Erzeugung und 12 mit weniger. Grob müssten also sogar 3 kWh Speicher reichen, um eine vollständige Vergleichmäßigung zu erreichen.

Bisher gilt pro kWp Freifläche setzt der Netzbetreiber 1 kW an Netzanschluss hin. Tun es stattdessen 0,25 kW kann die vierfache Leistung in kWp angeschlossen werden. Oder auf Deutschland übertragen das bestehende Netz reicht für 400 GWp an PV, wenn da für 300 GW Zubau mit Deinen 4 kWh pro kWp Speicher zugebaut werden.

Meiner Meinung nach ist das bestehende Stromnetz ähnlich ausreichend wie das Straßennetz.

Sobald die Verursacher die wahren Kosten sehen, ist Netzausbau super unattraktiv. Kein Erzeuger setzt zusätzliche Einspeisung ohne Speicher oder lokalen Verbrauch hin, wenn in dem Fall 100 Euro pro Jahr und kW genommen werden.

Da wird man bei bestehender Freifläche PV und Speicher gleichzeitig zubauen ganz ohne irgendwelche Pflichten. Denn damit verursacht man 0 Cent die kWh an Netzausbaukosten statt 10 und wenn man die 10 Cent wirklich selbst zahlen muss, statt wie bisher praktiziert einfach über die Netzentgelte auf alle Stromkunden wälzen kann, ist Ausbau ohne Speicher oder lokalen Verbrauch unwirtschaftlich.

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Leider wird heute für ein neues Rechenzentrum oder einen großen Ladepark Netz zugebaut und dann auch noch für neue Freiflächen PV.

Da kann man stattdessen Anreize geben, die Netzausbau komplett vermeiden.

Zum Beispiel nehmen wir einen Standort mit 5 MW aus Biogas. Da könnte man ein 10 MW Rechenzentrum hinsetzen und die bestehenden 5 MW Netzanschluss würden reichen. Dann könnte man noch das Biogas kryogen zu LNG und flüssigem CO2 aufarbeiten. Da verbraucht man dann vielleicht 1 MW für die kryogene Gasaufbereitung und hat 11 MW an lokalem Bedarf. Sieht erstmal nach Ausbau-Bedarf auf 11 MW Netzanschluss aus. Stattdessen kann man 64 MWp PV dazu setzen und 200 MWh an Batteriespeicher. Schon reichen die 5 MW Netzanschluss wieder und würden an einem sonnigen Tag für bis zu 5 MW Export genutzt.

Da hat man also Null Netzausbau, wo heute

10 MW für das Rechenzentrum
64 MW für die PV
Und für den Großspeicher nochmals 64 MW hingesetzt würden.

Bzw. der Großspeicher bekommt den Netzanschluss erst nach 15 Jahren und die Batterie Tsunami bleibt erstmal rein theoretisch und virtuell.

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Du hast Sorgen ...

Erstens sind keine Relais verbaut (in De) und zweitens wird man beim Lastabwurf nicht einzelne Verbraucher abschalten.

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Meinst du Südafrika?

In Südafrika sieht man schön, wie nützlich PV selbst in den Zeiten ist, wo Kohlekraftwerke laufen. Die können jetzt besser gewartet werden Dank der Entlastung durch PV und sind daher insgesamt zuverlässiger geworden.

Load shedding ist jetzt erstmal größtenteils überwunden in Südafrika.

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Du meinst schon den guten alten Dieselmotor
https://businesstech.co.za/news/energy/834646/the-dark-side-of-no-load-shedding-in-south-africa/

South Africans could pay the cost

While the higher-than-forecast diesel burn has helped keep the lights on and provided South Africans with a rare period of uninterrupted supply, some experts warn that it comes with a delayed financial sting.

Eskom’s reliance on diesel in recent years has already been one factor behind its aggressive tariff hike requests.

The National Energy Regulator of South Africa (Nersa) approved an average electricity tariff increase of 12.74% for 2025/26, far below the 36.15% Eskom applied for.

Energy expert Matthew Cruise from Impower explained late last year that the steep application was partly an attempt to claw back the billions Eskom had spent on diesel during the height of the energy crisis.

“They’ve cited a range of reasons why the current cost of electricity is not reflective of their costs,” Cruise said. “One of the factors is that they’ve been spending a lot on diesel. R15 billion has been spent on diesel over the last financial year.”

Cruise noted that Eskom’s earlier tariff applications didn’t fully account for these diesel costs.

“There was very high diesel use during the energy crisis, which incurred debt and needs to be addressed,” he said.

The implication is that while current diesel spending may be budgeted for, it still contributes to Eskom’s long-term financial strain, which inevitably feeds into tariff increases.

Apart from diesel, Cruise also warned that the cost of Eskom’s main fuel source, coal, is also rising, further driving up the expense of generating electricity.

“There was very high diesel use during the energy crisis, which incurred debt that needs to be addressed.”

The current spending pattern suggests that while the crisis may have eased, the financial and structural costs remain.

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ich habe Sorgen?
Es gibt Deutschsprachige Regierungen die sich Sorgen machen

Aber Du kannst selbstverständlich weiterhin volles Rohr einspeisen und .... wählen. :+1:

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Motoren als Backup sind eine gute Option, solange man sie nicht zu oft braucht.

Ich denke schon, dass die zusätzliche Erzeugung in Südafrika aus PV jetzt im Vergleich zu 2022 und 2023 den Unterschied macht, also den Unterschied zwischen load shedding fast jeden Tag und praktisch nie.

Und auch in deinem Link findet sich der Hinweis auf mehr Dieselverbrauch in der akuten Krise, sprich 2023 gab es trotz load shedding mehr Dieselverbrauch als dieses Jahr. Es ist nur immer noch zuviel:

Also noch mehr PV zubauen :wink:

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Tolle Idee. Ich schmeiß jetzt schon knapp 5000-7000kWh weg. Soll ich noch mehr wegwerfen? Oder nen Pool bauen damit der Eigenbedarf steigt?

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es ist sicher hilfreich das weniger Strom in Südafrika verbraucht wird, da folgen sie dem Deutschen Beispiel

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andere Länder zeigen da einen anderen Trend.

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Ich hab an der Grundstücksgrenze Heizstrahler montiert, die diese blöde Energie von Dach einfach weg pusten.

Daneben das Schild "Für die Umwelt"

:zany_face: