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Erneuerbare-Energien-Anlagen - Speichern statt Abregeln!

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Eingestellt 3, Jun 2016 in Energiewende von Susanne Jung (1,547 Punkte)
Bearbeitet 1, Jul 2016 von Susanne Jung
Zahlen und Fakten zum Einspeisemanagement

Erneuerbare-Energien-Anlagen abzuregeln ist aus ökologischen Gründen die denkbar schlechteste Reaktion auf ein zeitlich begrenztes Überangebot von EE-Strom in lokalen Stromnetzen. Jede abgeregelte Kilowattstunde EE-Strom trägt dazu bei, den Bestand fossiler Kraftwerke zu sichern. Chancen zur CO2-Reduktion werden verwirkt.

Leider gehört die Abregelung von EE-Anlagen immer mehr zum Tagesgeschäft der Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber. Rechtliche Grundlagen hierzu sind im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) enthalten.

Im folgenden Beitrag sollen vorrangig die Auswirkungen des Einspeisemanagements bei EE-Anlagen näher betrachtet und zur Diskussion gestellt werden. Andere Netz- und marktbezogene Maßnahmen wie z. B. Redispatch, Regelenergieleistungen sowie die Auswirkungen des Stromhandels spielen ebenso eine wichtige Rolle.



Abregelung per Gesetz

Bereits seit dem EEG 2009 dürfen Netzbetreiber EE-Anlagen abregeln, wenn Netzengpässe drohen oder sonstige Stromversorger am Netz bleiben müssen, damit „die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Stromversorgung gewährleistet“ werden kann (§ 10 (1) Satz 1 EEG 2014).

Da die im Kraftwerkspark vorhandenen schwer regelbaren Grundlastkraftwerke regelmäßig die Drosselung von Solar- und Windleistung erzwingen, verliert der Ausbau von Photovoltaik und Windenergie zunehmend seine Attraktivität. Es gibt nur noch eine eingeschränkte vorrangige Einspeisung. Dies spiegelt sich auch im Gesetz wieder.

Die im EEG 2012 festgeschriebene Vorrangregelung für Erneuerbare Energien wurde eingeschränkt. In § 2 „Anwendungsbereich“ stand einmal: „Dieses Gesetz regelt [...] die vorrangige Abnahme, Übertragung, Verteilung und Vergütung“. Diese richtungsweisende Bestimmung wurde gestrichen. Stattdessen legt das EEG 2014 nunmehr in dem neuen § 2 „Grundsätze des Gesetzes“ fest, dass Erneuerbare Energien in ein „Energieversorgungssystem integriert“ werden müssten. Die Vorrangregelung findet offensichtlich seine Grenze dort, wo bestehende konventionelle Kraftwerke auf Grund ihrer Betriebstechnik nicht weiter abgeregelt werden können. Auch der Strommarkt spielt dabei eine wesentliche Rolle.

Im EEG 2009 waren die gesetzlichen Möglichkeiten zum Abregeln, dem sogenannten „Einspeisemanagement“, technisch noch auf Anlagen über 100 kW beschränkt. Erst ab dieser Anlagengröße mussten Abschalteinrichtungen durch den Anlagenbetreiber vorgesehen werden. Dies änderte sich mit dem EEG 2012. Seit dieser Zeit müssen alle EE-Anlagen, unabhängig davon, ob im Eigenverbrauch oder in stabilen Netzregionen betrieben, mit Rundsteuergeräten bzw. mit an Telekommunikationseinrichtungen gekoppelten Fernwirkeinrichtungen ausgestattet werden. Technische Abregelvorgaben gelten selbst für Betreiber von Anlagen bis 30 kW. Diese haben allerdings die Möglichkeit, zwischen einer Fernregelung oder einer dauerhafter Begrenzung auf 70 % der maximalen Wirkleistung der Anlage zu wählen.

Nicht nur Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber sind zur Abregelung berechtigt. Seit Einführung der Direktvermarktung im EEG 2012 dürfen auch Privatunternehmen Abregelungen beauftragen. Wenn der EE-Strom am Spotmarkt der Strombörse direkt vermarktet wird, können Direktvermarkter bei ungünstigen Preisentwicklungen eine Drosselung und Abschaltung der EE-Anlagen erwirken - und zwar auch dann, wenn vor Ort kein konkreter Netzengpass vorliegt. Grund: Die Anlagen der Direktvermarkter sind über ganz Deutschland verteilt und Zeit ist Geld. Somit kann es passieren, dass Abschalt-Entscheidungen auch einmal ohne netzoptimierenden Hintergrund getroffen werden, wenn direkte Absprachen mit Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern kurzfristig nicht möglich sind. Eventuelle Möglichkeiten, Netzengpässe zu vermeiden, erlangen dann eine nachgelagerte Bedeutung. Es geht um die Optimierung der Einnahmen auf Grundlage des realen Marktes - alles völlig legal und politisch gewollt. Konventioneller Strom enthält ohne zwingende netztechnische Notwendigkeiten Vorfahrt. Eine fatale Entwicklung!


Fernleitungsbau?

Das oft bediente Argument, dass Abregelungen heute noch kostengünstiger seien als die schnelle und umfassende Einführung von Speichertechnologien, spricht der Fossilwirtschaft aus dem Herzen. Solange Speichern ein diskriminierungsfreier Marktzugang verwehrt wird, behalten konventionelle Kraftwerke ihre Daseinberechtigung. Für eine vollständige Energiewende notwendig wären umfassende, rechtsverbindliche Förder- und Ausbaustrategien für netzgekoppelte Pufferspeicher und Mittel- und Langzeitspeicher. Erhalten sie grünes Licht, folgt der Marktdurchbruch und die Kostensenkung. Davon sind wir leider noch weit entfernt.

Stattdessen wirbt man weiter für den Fernleitungsbau. Die Bundesnetzagentur (BNetzA), die regelmäßig Statistiken über die Abregelung von EE-Anlagen veröffentlicht, beklagte bei einer der letzten Pressekonferenzen den immer deutlich werdenden Trend zum Einspeisemanagement. Ohne Umschweife wurde daraus die „Notwendigkeit eines zügigen Netzausbaus zur Aufnahme des Stroms im Norden und dessen Transport zu den Verbrauchszentren im Süden“ abgeleitet. Und wieder wurde übersehen, dass Fernübertragungsleitungen EE-Strom allenfalls örtlich und nicht zeitlich verschieben können. Der dezentrale Ausbau Erneuerbarer Energien benötigt aber gerade diese zeitliche Verschiebung, um das über Tag und Jahr fluktuierende Angebot mit einer wechselnden Nachfrage in Übereinstimmung zu bringen.

Betrachtet man die Erzeugungszentren der Braunkohlestromer und vergleicht sie mit dem geplanten Leitungsbau, so drängt sich das Argument auf, dass Fossilstrom über weite Teile des Landes transportiert werden soll.

Die Vermeidung von Abregelungen steht also kaum im Vordergrund. Somit ist anzunehmen, dass der geforderte Fernleitungsbau vor allem der Aufrechterhaltung zentraler Strukturen dienen soll.



Verteilnetz-Ausbau?

Was Erneuerbare-Energien brauchen sind funktionierende Verteilnetzstrukturen. Bevor abgeregelt und EE-Betreiber entschädigt werden, sollten alle Möglichkeiten zur Verstärkung, zum Ausbau und zur Optimierung des (Verteil)Netzes ausgeschöpft werden (§ 14 EEG 2014).

Ob dies tatsächlich geschieht, ist für Stromverbraucher und -erzeuger kaum transparent. Immer häufiger wird berichtet, dass Verteilnetze an den Grenzen ihrer Auslastung betrieben werden. Weitere Spannungsänderungen durch die Einspeisung neuer EE-Anlagen sind mancherorts nicht mehr möglich. Auch der Anschluss weiterer, zum Teil kleinerer Anlagen wird zunehmend mit dem Argument verwehrt, der Verteilnetzausbau sei wirtschaftlich unzumutbar. So ist es nicht verwunderlich, dass vereinzelt auch EE-Anlagen unter 30 kW in innerstädtischen Gebieten abgeregelt wurden.

Ob die Möglichkeiten von Netzverstärkungen oder Netzoptimierungen (z.B. durch die Nutzung regelbarer Ortsnetz-Transformatoren) sorgfältig geprüft und regelmäßig eingefordert werden, ist schwer nachprüfbar. Die Vermutung liegt nahe, dass es hier Defizite gibt, denn 2014 wurden ca. 42 % der Abregelungen im Verteilnetz verursacht. Zu dieser Zeit waren im ganzen Bundesgebiet ca. 22 GW regelbare Solarstromleistung am Nieder- und Mittelspannungsnetz angeschlossen, also in Gebieten, wo Verteilnetzbetreiber systemverantwortlich sind.


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Daten: Bundesnetzagentur,
Verteilnetz: Nieder- und Mittelspannungsnetz
Übertragungsnetz: Hoch- und Höchstspannungsnetz



Zahlen und Fakten

Von 2009 bis Mitte 2015 wurden auf Grundlage des EEG ca. 5,8 TWh EE-Strom abgeregelt. Bis Ende des dritten Quartals 2015 waren es mehr als 1 % des gesamt erzeugten Bruttostromerzeugung aus Erneuerbaren für diesen Zeitraum. Dies scheint zunächst wenig dramatisch. Beachtet man allerdings, dass sich die sich die nicht genutzten Strommengen von 2013 auf 2015 mindestens verfünffachten, ergibt sich eine beunruhigende Tendenz. Wenn sich dieser Trend im letzten Quartal des Jahres 2015 fortgesetzt hat, so kann davon ausgegangen werden, dass allein 2015 so viel Strom abgeregelt wurde wie in den Jahren 2009 bis 2014 zusammen.






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  Abregelung von EE-Anlagen im Zeitraum 2009 bis Ende September 2015, Daten: Bundesnetzagentur, Grafik SFV


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Im Jahr 2015 wurden in Deutschland ca. 195,9 TWh Strom aus Erneuerbaren Energien erzeugt. Grafik SFV

Diese Zunahme mit der Erhöhung der Bruttostromerzeugung zu begründen, wäre einfach, ist allerdings kaum überzeugend. Im Zeitraum 2013/2014 erhöhte sie sich um nur 6 Prozent. Weder die Windkraft noch die Solarenergie erfuhren einen sprunghaften Anstieg.

Auffällig allerdings war die Veränderung des konventionellen Kraftwerkparks. Im Norden sind 2015 neue konventionelle Kraftwerke ans Netz (Kraftwerke Moorburg und Wilhelmshaven) gegangen. Im Juni 2015 wurde zudem das AKW Grafenrheinfeld, das sich im Süden Deutschlands befindet, stillgelegt.

Außerdem nahm die Zahl der Sturmtiefs oder die Zeiträume langanhaltender Sonneneinstrahlung zu. Sie führten zu hohen Einspeisespitzen aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen.Insbesondere im Sommer 2015 gab es außergewöhnliche Sommersturmlagen und damit eine überdurchschnittlich hohe Windstromproduktion.

Da die technischen Voraussetzungen in EE-Anlagen bereits seit dem EEG 2012 auf alle Anlagengrößen ausgeweitet waren, verbesserten sich auch die Möglichkeiten zum schnellen Eingriff der Verteilnetz- und Übertragungsnetzbetreiber. Bei Netzengpässen konnte zügig reagiert und vollständig oder in Stufen abgeregelt werden. Um die Abschaltreihenfolge der EE-Anlagen und die Festlegung der Entschädigungszahlungen bundesweit einheitlicht zu regeln, veröffentlichte die BNetzA einen Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement, an dessen Optimierung bis heute immer weiter gearbeitet wird.

Ein weiterer, nicht unwesentlicher Grund für die Zunahme der Abregelung könnte im erhöhten Direktvermarkten zu suchen sein. Waren im März 2015 rund 47,5 GW installierte EE-Leistung in der Direktvermarktung, erfasste die Bundesregierung im März 2016 bereits 54,6 GW.


Jahr (Stand jeweils 31.3.) Direktvermarktete EE-Leistung in GW
2012 20,5
2013 31,6
2014 39,7
2015 47,5
2016 54,6




Tabelle: Entwicklung der Direktvermarktung in Deutschland,
Quelle: http://www.erneuerbare-energien.de/, http://www.iwr.de/news.php?id=30956


Vor allem Betreiber von Windenergieanlagen, die am häufigsten von einer Abgeregelung betroffen waren, nutzten die Direktvermarktung. Anstatt eine feste Vergütung für Windstrom zu beanspruchen, reizt das sogenannte Marktprämien-Modell. Dort bemisst sich die Höhe der auszuzahlenden Marktprämie aus der Differenz des für jede Energieform anzulegenden Werts (ermittelt durch die Bundesnetzagentur auf Grund der Zubauzahlen der jeweiligen EE-Anlagen) und dem monatlich ermittelten durchschnittlichen Börsenpreis für den jeweiligen EE-Strom. Bedingung für Direktvermarktung ist allerdings eine Fernsteuer- und damit Abregelbarkeit der Anlage.


Entschädigungszahlungen

Wenn abgeregelt wird, müssen entgangene Stromerträge der Anlagenbetreiber finanziell ausgeglichen werden. Die Abrechnungsgrundsätze sind in § 14 EEG 2014 festgeschrieben. Die Rückfinanzierung erfolgt über die Netzgebühren. Der Blick auf die Zahlen: Von 2009 bis Ende 2014 wurden insgesamt ca. 183 Mio. Euro Entschädigungen an Anlagenbetreiber ausgezahlt. Diese von der BNetzA veröffentlichte Zahl basiert allerdings nur auf Schätzungen. Sie wurde anhand „vereinfachender Annahmen mittlerer Vergütungssätze“ durchermittelt [6], denn Netzbetreiber lieferten bis 2014 keine jahresscharfen Daten, weil im Bezugsjahr auch Forderungen der Vorjahre wiederkehrten. Erst seit 2015 müssen Netzbetreiber auf Grundlage real geleisteter und zu leistender Zahlungen jahresbezogene Prognosen an die BNetzA melden.


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Entschädigungszahlungen für die Abregelung von EE-Anlagen nach § 14 EEG 2014, Quelle Bundesnetzagentur, Grafik SFV



Die ersten drei Quartalsberichte des Jahres 2015 liegen vor [7 ] und bieten beunruhigende Ergebnisse: Die Entschädigungszahlungen haben sich im Vergleich zu 2014 (82 Mio €) mehr als verdreifacht (1. bis 3. Quartal 2015: 276 Mio €). Rechnet man die Zahlungen für Regelenergieleistungen, ab- und zuschaltbare Lasten, Redispatch und kurzfristige Strommarktaktivitäten zu, so wurden bis zum dritten Quartal 2015 weitere 392 Mio € fällig.

Was bietet sich mehr an, als den Erneuerbaren die hohen Zusatzkosten in die Schuhe zu schieben und daraufhin eine Ausbaubeschränkung und Ausschreibungsverfahren zu fordern. So jedenfalls Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel und warnte davor, den Fernleitungsbau weiter zu behindern. Dass Fossil/Atom-Strukturen mit den Anforderungen der Erneuerbaren nicht kompatibel sind, blieb unerwähnt. Und offensichtlich lagen ihm auch aktuellere Zahlen als der BNetzA vor. Bis heute hätten sich die Ausgleichszahlungen auf 1,1 Mrd € summiert [8 ]. Und würde man EE-Ausbaudeckel und den geplanten Fernleitungsbau nicht umsetzen, so käme es zu einer Vervierfachung der Entschädigungszahlungen, prophezeite er. Unsere besorgte Nachfrage bei der Pressestelle der BNetzA, wie Gabriel auf diese zukünftigen 4 Mrd € gekommen sei, vermutete man, dass seine Hochrechnung auf den Prognosen der Übertragungsnetzbetreibern für das Jahr 2023 basieren könnten.

Ob die Zahlen der BNetzA und des Bundesministers belastbar sind, sei dahin gestellt. Fakt ist: Die Zunahme der Entschädigungsleistungen für Abregelungen sind beträchtlich. Hier muss gegengesteuert werden.

Wichtig ist, dass wir in dieser hitzigen Diskussion den Überblick behalten: Wer eine schnellstmögliche Umstellung auf Erneuerbare Energien fordert, kommt an umfassenden Investitionen in Kurz-, Mittel- und Langzeitspeicher nicht vorbei. Ansonsten verschwenden wir Zeit, Geld und Ressourcen - und noch schlimmer: Wir feuern den Klimawandel weiter an.



Quellen

[1] Bundesnetzagentur „Erneuerbare Energien in Zahlen, 2014“ ,http://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/ZahlenDatenInformationen/zahlenunddaten-node.html
[2] Statistik zur Direktvermarktung,http://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/Berichte/laufende-evaluierung-direktvermarktung-strom-erneuerbare-energie-2015-mai.pdf?__blob=publicationFile&v=4
[3] http://www.iwr.de/news.php?id=30956
[4] http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/Einspeisemanagement/Leitfaden_2_1/LeitfadenEEG_Version2_1.pdf?__blob=publicationFile&v=3
[5] EEG-Statistik: Deutlicher Anstieg von Einspeisemanagementmaßnahmen, http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2015/151110_EEG_ZD.html
[6] Antwort der Pressestelle der Bundesnetzagentur auf eine Anfrage des SFV vom 6.6.2016
[7] Be­rich­te zu Netz- und Sys­tem­si­cher­heits­maß­nah­men: http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1421/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Stromnetze/Netz_Systemsicherheit/Berichte/Berichte_node.html;jsessionid=9D1190DED77C0C2AFF4FA8622691147D
[8] Rede von Sigmar Gabriel zur Haltung der Bundesregierung zur Zukunft der erneuerbaren Energie in Deutschland und Europa, 1.6.16: https://www.bundesregierung.de/Content/DE/Bulletin/2016/06/62-2-bmwi-bt.html



   
Kommentiert 3, Jun 2016 von Michael Stöhr (1,180 Punkte)
Hallo Frau Jung, in Bild 2 haben Sie vermutlich Solarenergie und Windenergie vertauscht. Mit sonnigen Grüßen, M. Stöhr
Kommentiert 6, Jun 2016 von Susanne Jung (1,547 Punkte)
Besten Dank. Der Fehler wurde beseitigt.
S. Jung

1 Antwort

0 Punkte
Beantwortet 1, Jul 2016 von Joseph Bergner (57 Punkte)

Hallo Frau Jung,

leider ist mein Beitrag soeben beim Absenden verloren gegangen deshalb nochmal in kurz.
Ich würde ihre Ausführungen gerne um eine Untersuchung zum Redispatch aus meiner Masterarbeit ergänzen. Unter Redispatch versteht man, dass zur Leitungsentlastung ein Kraftwerk an einem Ende heruntergefahren wird und ein anderes am anderen Ende hochgefahren wird. Diese Massnahme erfolgt Bilanzneutral.

Schaut man sich hier die von der Bundesnetzagentur veröffentlichten Daten an, so muss man feststellen, dass sich die Tendenz auch hier fortsetzt und ein Massiver Anstieg der Redispatchmassnahmen seit 2014 zu beobachten ist. Interessant dabei ist, dass die Bilanzneutralität nicht mehr gegeben ist sondern mehr Kraftwerksleistung heruntergefahren wurde.

Die Ursachen lassen sich leicht in Prognosefehlern oder Vorrang der regenerativen Kraftwerke suchen, was einer nähren Betrachtung nicht standhält. Trägt man bspw. die EE-Erzeugung über der Redispatchleistung (gestrichelt = Runterfahren, durchgezogen = Herauffahren) auf, muss man zu dem Schluss, dass andere Gründe ursächlich sein müssen.

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Hierfür kommen unter Anderen geänderte Betriebsführung der ÜNB oder eine ökonomische Motivation der Kraftwerksbetreiber in Frage. Kann der Kraftwerksbetreiber mit Redispatch rechnen, weil er an einer überlasteten Leitung einspeist, kann er auch einen geringeren Börsenstrompreis akzeptieren und ökonomisch dennoch gewinnen.

Diese Kosten werden jedoch in der öffentlichen Diskussion den EE zugeschlagen mit den einschlägigen Folgerungen. Der Fisch stinkt jedoch vom Kopf. Solange der Börsenstrompreis keine Netzengpässe abbilden kann, ist er ungeeignet, die Einspeisung eines Flächenkraftwerks mit beschränkten Leitungskapazitäten zu koordinieren, dies wird auch nach dem geplanten Netzausbau immernoch der Fall sein.
Gruß
J. Bergner


Kommentiert 1, Jul 2016 von Susanne Jung (1,547 Punkte)
Hallo Herr Bergner,

vielen Dank für die Ergänzung. Maßnahmen des Redispatch hatte ich nicht in die Betrachtung einbezogen, so dass Ihre Ausführungen noch weitere wichtige Informationen enthalten. Übrigens habe ich den Beitrag oben noch einmal aktualisiert. Man findet ihn auch unter http://www.sfv.de/artikel/speichern_statt_abregeln.htm
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