Trianel bietet Stadtwerken seit vergangenem Herbst das Netzwerk „FlexStore“ an. Mit was genau befasst sich das Netzwerk und in wie fern können Stadtwerke davon profitieren?
FlexStore bietet Stadtwerken Unterstützung bei der Positionierung und Entwicklung von Neugeschäft im Bereich Flexibilität. Dabei betrachten wir das Thema Flexibilität aus verschiedenen energiewirtschaftlichen und energietechnischen Perspektiven. Sei es als Batteriespeicher, Demand Side Management, Sektorenkopplung, intelligenter Netzbetrieb oder auch Erzeugung und Nutzung von Wasserstoff. Im Fokus steht die Vermittlung von Wissen, die Begleitung beim Aufbau eigener Kompetenzen, die Entwicklung eigener Projekte bis zur Einwerbung von Fördermitteln und Umsetzung von wirtschaftlichen Projekten.
Wer Flexibilität wirtschaftlich nutzen will, muss zunächst seinen Energiebedarf und die Flexibilität kennen. Dabei erkennen wir schon heute wie wichtig zunächst eine gute Analysearbeit ist. Dabei helfen unsere Erfahrungen aus dem Energiehandel, aber auch aus den Energieeffizienzaudits und CO2-Bilanzierungen, die wir für Stadtwerke und Industriekunden anbieten. Unsere Energieberater haben die Erfahrung, um Potenziale zur Einsparung von Energiekosten, Netzentgelten und CO2-Vermeidung zu identifizieren. Auf Basis dieser Daten kann man Optionen vor Ort für die wirtschaftliche Nutzung vorhandener Potenziale oder auch Ansätze für die Installation von Flexibilitätsquellen wie Wärme- oder Batteriespeichern ableiten.
Worin genau liegen die Chancen des Flexibilitätsmanagements?
Branchenweit gibt es einen großen Konsens darüber, dass mit dem Ausbau der Erneuerbaren ein Ausbau der Flexibilität einhergehen muss. Uneinheitlicher wird es bei der Frage, welche Form von Flexibilität die effizienteste und wirtschaftlichste Form ist. Zunächst fallen einem Speichertechnologien ein, um Überschüsse einzuspeichern und diese später nutzen zu können. Schaut man aber auf die verfügbaren Technologien, stellt man schnell fest, dass Flexibilität aus Speichern relativ teuer ist. Es kann deutlich günstiger sein, den Verbrauch (Demand) an die Erzeugung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien anzupassen. Prozesse, bei denen die Energie einen hohen Anteil der Kosten ausmacht, der Zeitpunkt der Produktion aber in gewissen Grenzen flexibel ist, sind besonders attraktiv für das Demand Side Management (DSM).
Das Potential von DSM ist technisch sehr groß. Wirtschaftlich erschließbar sind aber vor allem Prozesse, mit möglichst großer Leistung und großem Spielraum bei den Einsatzzeiten. Leistung mal Laufzeit stellen den Energieinhalt des DSM-Speichers dar und der Zeitraum der Verschiebung die Speicherdauer. Je mehr Kapazität man mit einem Steuerungseingriff verschieben kann desto besser die Wirtschaftlichkeit. Daher sind Industrieprozesse bei denen mehrere hundert kW oder sogar mehrere MW gesteuert werden können in der Regel attraktiver als die Aggregation von vielen kleinen Erzeugern. Aber keine Regel ohne Ausnahme. Mit der Zunahme der Elektromobilität und der Elektrifizierung des Wärmesektors werden im Haushaltbereich erhebliche Verschiebepotentiale entstehen.
Der Wert der Flexibilität kann pro Jahr einige tausend Euro pro MW betragen. Allerdings hat der Betreiber der Einheit in der Regel einen anderen Unternehmenszweck als die Bewirtschaftung der Flexibilität und die Erträge einer einzelnen Einheit würden den Aufwand nicht rechtfertigen. Daher braucht es einen Aggregator zur Bündelung vieler technischer Einheiten. Die Flexibilität kann dann in unterschiedlicher Form genutzt werden – u.a. für die Betriebsoptimierung des Verteilnetzes, Regelenergiemärkte aber auch die Direktvermarktung von erneuerbarer Energie. In der Regel dürfte das lokale Stadtwerk der naheliegendste Ansprechpartner für die Vermarktung von Flexibilität sein. Trianel unterstützt Stadtwerke dann bei der weiteren Bündelung und der Verwertung am Energiemarkt.
Noch hört man von vielen Versorgern, dass das Peak-Shaving für Industrieunternehmen nach wie vor wirtschaftlich am interessantesten ist, während sich die Flexibilitätsbereitstellung bis jetzt noch kaum rechnet. Teilen Sie diese Einschätzung?
Es kommt darauf an. Tatsächlich sind die Einsparpotenziale bei den Netzentgelten durch Peak Shaving mitunter so hoch, dass sich sogar die Investition in einen Batteriespeicher lohnt. Das primäre Ziel des Betriebs ist dann die Absenkung der Spitzenlast bzw. eine Vollaststundenzahl von 7.000 oder sogar 8.000 Stunden. Das heißt aber nicht, dass nicht auch andere Flexibilitäten wirtschaftlich genutzt werden können. Kann man die Spitzenlast z.B. gut vorhersagen, dann kann man die vorhandene Flexibilität in der verbleibenden Zeit anderweitig verwerten, z.B. für die Integration für selbsterzeugten Solarstrom, Entlastung von Netzengpässen, oder über einen Aggregator am Strommarkt.
Richtig ist aber auch, dass die bestehende Netzentgeltsystematik der Nutzung von Flexibilität in vielen Fällen im Wege steht. Würde die Nutzung von betrieblicher Flexibilität z.B. den maximalen Netzbezugs in einem Jahr um ein MW steigern, können Netzentgelte von 80.000-120.000 Euro entstehen. Dem gegenüber liegen Erträge aus der Flexibilitätsvermarktung in etwa im Bereich von 10.000 € im Jahr. Bleibt die maximale Last aber unverändert, sind 10.000 Euro pro MW ein Ertrag, für den eine Bewirtschaftung sich lohnt.
Mit der Zunahme der Erneuerbaren wird die Rolle der Flexibilität an Bedeutung gewinnen. Die starren Netzentgelte und das Umlagesystem insgesamt stammen noch aus der Zeit der dominanten fossilen Erzeugung und stehen der für die Dekarbonisierung notwendigen Sektorenkopplung entgegen. Im Sinne einer kosteneffizienten Gesamtenergieversorgung ist eine Überarbeitung ein wichtiges Ziel der Politik für die kommende Legislaturperiode.
Im novellierten EEG finden Speichertechnologien weitgehend keine Berücksichtigung, lediglich die EEG-Umlage für die Erzeugung von „grünem“ Wasserstoff entfällt. In den kommenden Wochen will die Bundesregierung das EEG jedoch erneut anpacken, was wünschen Sie sich im Rahmen dessen für die Speichertechnologien?
Die Befreiung von Wasserstoff von Umlagen und Abgaben ist an sich erfreulich. Es ist aber nicht nachvollziehbar, dass die viel kostengünstigeren Optionen der Sektorkopplung und Speicherung weiterhin so stark belastet sind. Der Wärmemarkt ist noch weit weniger dekarbonisiert als der Stromsektor und bietet gleichzeitig sehr kostengünstige Flexibilitätspotenziale. Aufgrund der einseitigen und überholten Belastung von Strom im Wärmemarkt ist z.B. der Einsatz von Wärmespeichern schlicht unwirtschaftlich. Das muss sich ändern. Statt Wasserstoff zum Sonderfall zu machen, sollte man Speicher und Flexibilität insgesamt deblockieren. Grüner Strom als die umweltfreundlichste Energieform wird mit Umlagen belastet, die um ein Vielfaches über den eigentlichen Erzeugungskosten liegt. Fast die gesamten Kosten der Dekarbonisierung liegt auf dem Stromsektor – der CO2-Preis ist ein Anfang aber viel zu niedrig, um wirksam CO2-Vermeidung anzureizen. Solange sich das nicht ändert kann Flexibilität ihr volles Potenzial zur Dekarbonisierung nicht entfalten.
Die Fragen stelle Lisa Marx, das vollständige Interview lesen Sie in unserer aktuellen Printausgabe.
