Die grundsätzliche Idee der elektrischen Lastflexibilisierung ist simpel. Da durch die Nutzung erneuerbarer Energiequellen nicht zu jedem Zeitpunkt die gleiche Menge Energie zur Verfügung steht, schwankt der Bezugspreis für diese Energie, der sich an der Strombörse widerspiegelt. Scheint besonders viel Sonne oder weht starker Wind, so kann dieser auch ins Negative rutschen, siehe zum Beispiel Abbildung 1.
Um einen Nutzen aus dieser Fluktuation ziehen zu können, ist es nötig, die eigenen Verbräuche flexibel auf das Stromangebot zu verschieben. Wird der Lastgang einer mittelständischen Brauerei dem Börsenstrompreis im gleichen Zeitraum gegenübergestellt, so sind theoretische Sparpotenziale auch ohne große Berechnungen erkennbar, siehe Abbildung 2.
Ein ähnliches Szenario würde sich ergeben, wenn die Brauerei großflächig Eigenstrom durch Photovoltaik erzeugt. Der Hauptunterschied ist, dass der Strompreis dabei „nur“ gegen null geht und nicht negativ wird. Grund hierfür ist eine momentan geltende verschwindend geringe Einspeisevergütung ins Stromnetz.
Die Zusammenarbeit mit dem projektbegleitenden Ausschuss, bestehend aus mehreren im Bundesgebiet verteilten mittelständischen Brauereien hat ergeben, dass die Teilnahme am flexiblen Strommarkt für den deutschen Brauereimittelstand nahezu keine Rolle spielt. In den meisten bekannten Fällen werden mehrjährige Stromlieferverträge, häufig mit einem regionalen Versorger geschlossen. Auch Photovoltaik-Installationen werden in den meisten Fällen nur bis zur Deckung der Grundlast installiert, obwohl Autarkie vom Stromnetz bei den Unternehmen eine große planungstechnische Rolle spielt.
Die Gründe für diese Herangehensweise sind vielfältig. Unter anderem liegt es daran, dass sich viele der verbrauchsintensiven Prozesse im Brauereialltag zeitlich kaum verschieben lassen. Ein Beispiel: Wie in den meisten Brauereien, so bildet auch in der Beispielbrauerei (Abbildung 2) die Abfüllung eine der größten Verbrauchergruppen. Diese auf Zeiträume mit geringem (oder gar negativem) Strompreis zu schieben, macht theoretisch Sinn, lässt sich in der Betriebspraxis aufgrund von Dienstplänen und ähnlichem aber kaum umsetzen. Auch Druckluftspeicher (Windkessel) werden üblicherweise maximal so groß ausgelegt, dass sie Verbrauchsspitzen abfedern können, nicht jedoch eine große zeitliche Verschiebung der Kompressorlast zulassen.
Die während des Projekts BrewFlex analysierte Datenlage bei den meisten mittelständischen Brauereien deutet darauf hin, dass sich die bei weitem größten Potenziale nicht im Brauprozess, sondern in der Bereitstellungstechnik finden, da sich in diesem Bereich Energie mit vergleichsweise einfachen Mitteln speichern lässt. Der größte elektrische Verbraucher in dieser Gruppe und häufig auch in der gesamten Brauerei ist die Kälteanlage. Je nach den individuellen Gegebenheiten in der Brauerei, lässt sich die Kälteleistung gut speichern, worauf in den nächsten Absätzen genauer eingegangen werden soll.
Im Detail würde dies bedeuten, dass wann immer mehr Eigenstrom produziert als verbraucht wird, oder wenn bei Nutzung von flexiblen Stromtarifen die Strompreise besonders günstig sind, die Kältemittelkompressoren hochgefahren werden. Die in diesem Moment eigentlich nicht benötigte Kälte wird dann entweder in einen Glykol- oder Latentspeicher (diese müssen dementsprechend groß ausgelegt sein) oder in Bier in der Kaltlagerphase gespeichert.
So sind bereits Praxisbeispiele bekannt, wo der Glykolspeicher bei viel Eigenstromerzeugung auf -6 bis -8 °C abgekühlt wird und die Kälteanlage danach längere Zeit stillsteht. Dass sich der COP der Kälteanlage bei dieser Herangehensweise verringert, spielt keine bedeutende Rolle, weil der ineffizient verwendete Strom für die Kälteerzeugung im Überfluss vorhanden ist und keine oder geringste Kosten generiert.
Bier in der Kaltlagerphase vor der Filtration, egal ob Raum- oder Mantelkühlung, bildet einen zwar relativ trägen, aber dafür sehr großen Speicher. Zusätzlich bringt eine geringe Temperaturspreizung von ca. 2 °C, z.B. von -1 bis +1 °C, keine nennenswerten Folgen für die Produktqualität mit sich. Eine dynamische Temperatur-Sollwertanpassung an den Eigenstromüberschuss (oder an geringe/negative Strompreise) kann so den Gesamtstromverbrauch aus Netzbezug deutlich verringern. Ein ähnlicher Fall ist beispielsweise hier geschildert: Schlögl, T.: „Die Bierbatterie – Halbierung des Netzstrombezugs“, Brauwelt 43, 2021, S. 1088-1091.
Eine weitere gut realisierbare Möglichkeit der Speicherung von elektrischer Energie, ist die Umwandlung in Wärme. Nahezu alle Brauereien besitzen einen irgendwie gearteten Wärmespeicher. Sei es als Brauwasserspeicher für die direkte Benutzung des heißen Wassers für die Produktion oder als Energiespeicher, um die für die Produktion benötigten Geräte zu beheizen. Diese Heißwasserspeicher werden in den meisten Fällen, insbesondere im Mittelstand, durch fossile Energieträger über Dampf- oder Heißwasserkessel beheizt. Eine Nachrüstung der Heißwassertanks mit elektrischen Widerstandsheizungen (Heizstäben) ist häufig mit geringem Aufwand möglich. Diese Herangehensweise würde eine starke Verbrauchsreduzierung Seitens der fossilen Energieträger ermöglichen. Da der Bedarf an Wärmeenergie in der Brauerei oft mehr als doppelt so hoch ist wie der Bedarf an elektrischer Energie, lohnt sich die Betrachtung dieser Maßnahme umso mehr. Im Detail würde dies bedeuten, dass wann immer mehr Eigenstrom produziert als verbraucht wird, oder wenn bei Nutzung von flexiblen Stromtarifen die Strompreise besonders günstig sind, der Wärmespeicher aufgeheizt wird und dafür der Kessel nicht laufen muss.
Es sei an dieser Stelle erwähnt, dass die Nutzung von Wärmepumpen für diesen Zweck (Speicherung von überschüssiger elektrischer Energie in einen Wärmespeicher) nochmals deutlich effizienter ist. Jedoch sind die Investitionskosten im Vergleich zu einer Widerstandsheizung bedeutend höher und für den Brauereimittelstand oft nicht ohne weiteres stemmbar.
Mit der zunehmenden Nutzung erneuerbarer Energiequellen wird es immer wichtiger, die Balance im Stromnetz aufrechtzuerhalten. Dies liegt daran, dass die Einspeisung aus erneuerbaren Quellen deutlich stärker schwankt als bei fossilen Energieträgern. Allerdings folgen die Schwankungen natürlich Mustern, die sich für die Flexibilisierung des Stromverbrauch nutzen lassen, zum Beispiel uhrzeitenabhängige Solarstromproduktion oder über das Jahr gesehen, Windenergie stärker im Winter und Solarenergie stärker im Sommer. In diesem Zusammenhang hat sich ein komplexer Energiemarkt entwickelt, der auf verschiedenen Handelsplattformen und an der Börse, in der Regel der EEX gehandelt wird, beruht. An der Strombörse werden Stromliefermengen für den gleichen und den nächsten Tag (Over-the-Counter-Markt (OTC) und der Day-Ahead-Markt) aber auch langfristig für mehrere Jahre gehandelt. Außerdem wird Regelleistung gehandelt, also Sekunden- und Minutenreserven; dies kann Erzeugung- und oder Verbrauch sein. Die Reserven werden von den Übertragungsnetzbetreibern gesteuert. Nach diesem Handel folgt ein sogenannter „Balancing-Prozess“, bei dem in Echtzeit Ungleichgewichte im Stromnetz durch Reserven ausgeglichen werden. Diese Reserven wurden bereits am Vortag in einem Gebotsverfahren beschafft.
Um eine solche Balance zu erreichen, müssen normalerweise Fahrpläne übermittelt werden, die den geplanten Energieverbrauch widerspiegeln. Im After-Day-Markt können etwaige Abweichungen von den Fahrplänen ausgeglichen werden. Dabei gibt es zwei Hauptarten der Verbrauchserfassung: Für kleinere Verbraucher, die weniger als 100.000 kWh pro Jahr verbrauchen, gelten Standard-Last-Profile (SLP), die einmal jährlich abgelesen und abgerechnet werden. Für größere Verbraucher mit einem jährlichen Stromverbrauch über 100.000 kWh gibt es die sogenannte registrierende Leistungsmessung (RLM), bei der der Verbrauch genauer geplant und 15-minütlich abgerechnet wird.
Auf Basis dieser Fahrpläne kauft der Energieversorger den benötigten Strom an der Börse ein. Wenn es zu Abweichungen vom Fahrplan kommt, wird sogenannte Ausgleichsenergie benötigt, um das Ungleichgewicht auszugleichen. Der Preis für Ausgleichsenergie (AEP) kann sowohl positiv als auch negativ ausfallen. Das bedeutet, dass eine Abweichung vom Fahrplan entweder monetär vorteilhaft oder nachteilig sein kann.
Es zeigt sich, dass auf der einen Seite der schwankende Bedarf der Verbraucher besteht, der von den Fahrplänen und Prognosen abweichen kann. Auf der anderen Seite haben die Übertragungsnetzbetreiber die Aufgabe, die Netzfrequenz stabil zu halten. Eine instabile Netzfrequenz kann zu technischen Schäden an Geräten und Infrastruktur aber auch zu fehlender Versorgungssicherheit führen. Der Wert eines modernen Stromnetztes liegt darin dies zu verhindern, um so auch erneuerbare Energien besser nutzen zu können und Kosten gering zu halten. Hierfür gibt es verschiedene Regelmechanismen. Die Primär-Regelleistung (PRL) ist eine sehr schnelle Maßnahme, die innerhalb von 30 Sekunden in Kraft treten kann, um die Netzfrequenz zu stabilisieren. Die Sekundär-Regelleistung (SRL) und die Minuten-Reserven-Leistung (MRL) sind langsamer und sorgen dafür, dass die Primärregelleistung wieder freigegeben wird.
Ein besonders hoher Anreiz für Fahrplanabweichungen entsteht, wenn die MRL aktiviert wird. Da die Preise für MRL oft sehr hoch sind, kann eine solche Abweichung für Verbraucher lukrativ sein. In einigen Nachbarländern wie den Niederlanden ist dies bereits gängige Praxis, netzdienliche Fahrplanabweichungen zu fördern; und es hat zu einem relativ geringen Bedarf an Regelenergie geführt. Dort wird ein „Real-Time-Value“-Ansatz verfolgt, bei dem Fahrplanabweichungen transparent gemacht und durch einen schnellen Intra-Day-Markt gefördert werden. Voraussetzung dafür ist jedoch, dass Regelenergie in Echtzeit gehandelt werden kann. Für weiterführende Recherchen hier ein Link: regelleistung.net
Ein weiterer wichtiger Aspekt im Energiemarkt sind die sogenannten „Regelreserven“. Diese unterscheiden sich je nach Art der Reserve: Primärregelreserven werden in ganz Europa basierend auf Abweichungen der Netzfrequenz aktiviert, während Sekundärregel- und Minutenreserven nach dem Verursacherprinzip aktiviert werden. Das bedeutet, dass sie von den jeweiligen Übertragungsnetzbetreibern aktivieret werden, je nachdem, wo das Ungleichgewicht im Stromnetz auftritt.
Die Anforderungen für kleine und mittelständische Unternehmen (KMU), die aktiv am Strommarkt teilnehmen wollen, können je nach Region und Marktbedingungen unterschiedlich sein. Grundsätzlich müssen diese Unternehmen verschiedene regulatorische und technische Anforderungen erfüllen, etwa in Bezug auf Mess- und Abrechnungseinrichtungen z.B. Smart Meter. Zudem ist es oft notwendig, sich bei der Energieregulierungsbehörde zu registrieren oder eine Lizenz als Energieanbieter zu erwerben. In manchen Regionen können auch Umweltstandards und Nachhaltigkeitsanforderungen eine Rolle spielen, die den Marktzugang erleichtern.
Ein weiterer wichtiger Aspekt ist der Netzanschluss und die Netznutzung. Mit der Regelung für steuerbare Verbrauchseinrichtungen, können Netzbetreiber, flexible Verbraucher temporär auf 4,2 KWh reduzieren, um einer Überlastung des Stromnetztes vorzubeugen. Diese Regelung, die seit dem 1. Januar 2024 in Kraft ist, ist im § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) festgelegt. Sie betrifft vor allem bestimmte Verbraucher wie Wärmepumpen oder Anlagen zur Raumkühlung. Dabei ist es wichtig, dass diese Verbraucher eine hohe Automatisierung und eine präzise Messdatenerfassung aufweisen, um die Steuerung effektiv umzusetzen. Eine wichtige Neuerung, die zum 1. Januar 2025 in Kraft tritt, ist das Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (EnWG), das neue Anforderungen an Stromlieferanten stellt. Demnach müssen Stromlieferanten, soweit technisch machbar und wirtschaftlich zumutbar, Tarife anbieten, die Anreize zur Energieeinsparung oder zur flexiblen Steuerung des Energieverbrauchs schaffen. Besonders erwähnenswert sind lastvariable und tageszeitabhängige Tarife. Zudem sind Stromlieferanten, die mehr als 100.000 Letztverbraucher beliefern, verpflichtet, ab 2025 auch dynamische Tarife anzubieten, die mit intelligenten Messsystemen kompatibel sind. Darüber hinaus werden Netzbetreiber bis 2029 in der Lage sein müssen, eine netzorientierte Steuerung technisch umzusetzen: Ratgeber von Check24 zu dynamischen Stromtarifen
Dies könnte auch für kleinere Unternehmen wie Brauereien von Vorteil sein, da sie im Gegenzug für die Vereinbarung zur Steuerung ihrer Verbrauchseinrichtungen von einer reduzierten Netzentgeltzahlung profitieren können.
Jedoch gibt es auch Herausforderungen im Zusammenhang mit dynamischen Strompreismodellen. So können hohe Konzessionsabgaben, Steuern und Netzentgelte die Einsparungen durch variable Strompreise negieren. Die Schwankungen der Strompreise, die je nach Marktnachfrage zwischen -10 Cent pro Kilowattstunde und bis zu 40 Cent pro Kilowattstunde variieren. Durch die aktuelle Rechts- und Regulatorienlage liegt der Bruttopreis bei einem Strombörsen-Netto-Preis von 1 Cent allerdings bei 21 Cent und die Abgabenlast folglich bei über 2000%. Somit sind dynamische Strompreise für Kunden ohne eigenen Stromspeicher kaum attraktiv. Auch für Kunden, die über Speicher verfügen, bleibt es fraglich, ob die Einsparungen wirklich den Aufwand rechtfertigen. Möglichkeiten, diesen Problemen in Zukunft zu begegnen bestehen zum Beispiel darin, Abgaben auch zu dynamisieren. Zum Beispiel könnten dann geringe Abgaben bei geringen Netto-Preisen fällig werden. Bei mittleren Preisen werden diese dann durch einen Aufschlag gegenfinanziert, während die Abgaben bei hohen Preisen unbeeinflusst bleiben. Dieser Ansatz wäre für den Staat und die Energiewirtschaft aufkommensneutral.
Virtuelle Kraftwerke
Virtuelle Kraftwerke (VK) sind eine innovative Lösung zur Integration dezentraler Energiequellen in das Stromnetz. Sie bündeln und steuern flexibel verschiedene kleine Erzeugungsanlagen, Speicher und steuerbare Verbraucher, um diese als ein einziges, virtuelles Kraftwerk am Energiemarkt anzubieten. Das Konzept beruht auf der Nutzung moderner Kommunikationstechnologien und intelligenten Steuerungssystemen, die es ermöglichen, die dezentralen Einheiten so zu koordinieren, dass sie die gleichen Funktionen wie ein konventionelles, großes Kraftwerk erfüllen.
In einem virtuellen Kraftwerk werden beispielsweise Windräder, Solaranlagen, Blockheizkraftwerke oder auch Stromspeicher miteinander verknüpft, durch die sich nach außen auch eine stetige Stromerzeugung ergibt. Durch diese Vernetzung wird die Gesamtkapazität des virtuellen Kraftwerks so gesteuert, dass Angebot und Nachfrage auf dem Markt effizient ausgeglichen werden können. Ein großer Vorteil virtueller Kraftwerke ist die Flexibilität. Sie können schnell auf Veränderungen in der Stromnachfrage oder -produktion reagieren, was besonders im Zusammenhang mit der zunehmenden Nutzung erneuerbarer Energien von Bedeutung ist, da diese oft unregelmäßig und schwer vorhersagbar sind. Außerdem können sie durch den Handel auf dem Energiemarkt von Preisschwankungen profitieren und zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen. Virtuelle Kraftwerke leisten somit einen wichtigen Beitrag zur Energiewende, indem sie die Integration erneuerbarer Energiequellen fördern und gleichzeitig die Versorgungssicherheit und die Netzstabilität verbessern. Sie ermöglichen es, eine Vielzahl kleinerer dezentraler Systeme effizient zu nutzen und sie zu einem flexiblen, marktgängigen Ganzen zusammenzuführen.
Zusammenfassung und Ausblick
Zusammenfassend lässt sich sagen, dass der Energiemarkt mit dynamischen Preisen und flexiblen Regelmechanismen immer komplexer wird. Während die Umstellung auf erneuerbare Energien viele Vorteile für die Umwelt und die Energieversorgung bietet, sind die wirtschaftlichen Auswirkungen für die Marktteilnehmer nicht immer klar und erfordern eine sorgfältige Analyse und Planung.