Flexibilität

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Westend61 / Karl Thomas

Zusammenfassung

In einem Energiesystem mit stark schwankendem Stromangebot müssen alle Register gezogen werden, damit Angebot und Nachfrage immer ausgeglichen sein.

Die Energiewende stellt das Stromsystem vor große Herausforderungen. Der Strommix hat sich bereits stark verändert und Erneuerbare Energien haben schon heute einen Anteil von 25 Prozent. Dabei werden insbesondere Wind und Photovoltaik zu den tragenden Erneuerbaren-Technologien des zukünftigen Stromsystems. Das System muss große Mengen dieser volatilen oder fluktuierenden, das heißt nicht-steuerbaren Energieerzeugung integrieren. Entsprechend wird Flexibilität zum zentralen Paradigma des Stromsystems.

Es wird zukünftig vorkommen, dass alleine Wind- und Sonnenanlagen mehr Strom produzieren können als Nachfrage besteht. In anderen Zeiten wiederum werden diese jedoch kaum einen Beitrag an der Stromversorgung leisten. Damit wird die so genannte Residuallast - der Bedarf an noch verbleibender konventioneller Strombereitstellung - weniger gleichmäßig sein als bislang. Die Anforderungen an die verbleibenden Kraftwerke werden daher zunehmend von häufigeren und extremeren Lastwechseln geprägt sein.

Bei hoher Residuallast (bei der eine hohe Stromnachfrage mit einer geringen Produktion von Wind- und Sonnenstrom zusammenfällt) wird es immer wichtiger, dass flexible Erzeuger, Speicher oder auch Stromimporte, insbesondere aber auch flexible Verbraucher, die ihre Stromnachfrage reduzieren, dazu beitragen, Angebot und Nachfrage zur Deckung zu bringen. Im umgekehrten Falle, einer geringen Residuallast (mit niedriger Stromnachfrage, aber hoher Erzeugung von Wind- und Sonnenstrom) kann es neben Speicherung und Export sinnvoll werden, flexiblen Verbrauch in diese Zeiten zu verlagern.

Im Kern geht es darum, Erzeugung und Verbrauch so gut wie möglich aufeinander abzustimmen und eine sichere Stromversorgung zu gewährleisten. Wettbewerbliche Märkte ermöglichen es, über Preissignale sowohl den lang- als auch kurzfristigen Bedarf der benötigten Flexibilität effizient anzureizen. So können Extremsituationen, von schnellen und unerwarteten Lastwechseln sicher bewältigt werden. Die Herausforderung liegt darin, durch unverzerrte Preissignale den Einsatz aller Flexibilitätsoptionen – auf der Angebots- und der Nachfrageseite – optimal, also systemkostenminierend sicherzustellen.

Entsprechend fallen unter den Themenbereich Flexibilität Erzeugungstechnologien wie fossile Kraftwerke, KWK- und Biomasseanlagen (z.B. Absenkung von Mindestleistung, Beschleunigung von Startzeiten, Rampenfähigkeit), Lastmanagement, Sparten übergreifende Techniken wie die Integration von Power to-heat (Strom in Wärme umwandeln, falls im Überfluss vorhanden), Speichertechniken und natürlich die Netze.

Im diskriminierungsfreien Wettbewerb sollten die Optionen aktiviert werden, die den Bedarf am effizientesten decken können.  Die Herausforderung besteht darin, ein Markt- und Regulierungsdesign zu schaffen, welches die Hemmnisse im Bereich der Flexibilität abbaut und ein „Level-Playing-Field“ für den gleichberechtigten Einsatz aller Flexibilitätsoptionen ermöglicht.

Kernergebnisse

  1. Wind and solar PV drive power system development.

    As part of Europe’s renewable energy expansion plans, the PLEF countries will strive to draw 32 to 34 percent of their electricity from wind and solar by 2030. The weather dependency of these technologies impacts power systems, making increased system flexibility crucial.

  2. Regional European power system integration mitigates flexibility needs from increasing shares of wind and solar.

    Different weather patterns across Europe will decorrelate single power generation peaks, yielding geographical smoothing effects. Wind and solar output is generally much less volatile at an aggregated level and extremely high and low values disappear. For example, in France the maximum hourly ramp resulting from wind fluctuation in 2030 is 21 percent of installed wind capacity, while the Europe-wide maximum is only at 10 percent of installed capacity.

  3. Cross-border exchange minimises surplus renewables generation.

    When no trading options exist, hours with high domestic wind and solar generation require that generation from renewables be stored or curtailed in part. With market integration, decorrelated production peaks across countries enable exports to regions where the load is not covered. By contrast, a hypothetical national autarchy case has storage or curtailment requirements that are ten times as high.

  4. Conventional power plants need to be flexible partners of wind and solar output.

    A more flexible power system is required for the transition to a low-carbon system. Challenging situations are manifold, comprising the ability to react over shorter and longer periods. To handle these challenges, the structure of the conventional power plant park and the way power plants operate will need to change. Renewables, conventional generation, grids, the demand side and storage technologies must all become more responsive to provide flexibility.

  1. The European power system will be based on wind power, solar PV and flexibility.

    The existing climate targets for 2030 imply a renewables share of some 50 percent in the electricity mix, with wind and PV contributing some 30 percent. The reason is simple: they are by far the cheapest zero-carbon power technologies. Thus, continuous investments in these technologies are required for a cost-efficient transition; so are continuous efforts to make the power system more flexible at the supply and demand side.

  2. Making the Energy-Only Market more flexible and repairing the EU Emissions Trading Scheme are prerequisites for a successful power market design.

    A more flexible energy-only market and a stable carbon price will however not be enough to manage the required transition to a power system with high shares of wind and solar PV. Additional instruments are needed.

  3. A pragmatic market design approach consists of five elements: Energy-only market, emissions trading, smart retirement measures, stable revenues for renewables, and measures to safeguard system adequacy.

    Together, they form the Power Market Pentagon; all of them are required for a functioning market design. Their interplay ensures that despite legacy investments in high-carbon an inflexible technologies, fundamental uncertainties about market dynamics, and CO2 prices well below the social cost of carbon, the transition to a reliable, decarbonised power system occurs cost-efficiently.

  4. The Power Market Pentagon is a holistic approach to the power system transformation. When designing the different elements, policy makers need to consider repercussions with the other dimensions of the power system.

    For example, introducing capacity remunerations without actively retiring high-carbon, inflexible power plants will restrain meeting CO2 reduction targets. Or, reforming the ETS could trigger a fuel switch from coal to gas, but cannot replace the need for revenue stabilisation for renewables.

Aus Studie The Power Market Pentagon
  1. Strom wird um ein Vielfaches höher belastet als Benzin, Diesel, Erdgas oder Heizöl.

    Strom wird derzeit durch Steuern, Abgaben, Umlagen und Entgelte mit 18,7 Cent je Kilowattstunde (ct/kWh) belastet, Benzin mit 7,3 ct/kWh, Diesel mit 4,7 ct/kWh, Erdgas mit 2,2 ct/kWh und Heizöl mit nur 0,6 ct/kWh. Ein ähnliches Bild ergibt sich, wenn man die impliziten CO₂-Belastungen der Energieträger vergleicht: Der Stromverbrauch hat mit 185 Euro je Tonne CO₂ die mit Abstand höchste implizite CO₂-Belastungen.

  2. Das derzeitige System der Steuern, Entgelte, Abgaben und Umlagen auf Energie verhindert eine kosteneffiziente Energiewende.

    Die sachlich inkonsistente Systematik verzerrt Kraftwerkseinsatz, Flexibilität und Nachfrage und verursacht Ausweichreaktionen. Zudem behindert sie Lastmanagement, Elektromobilität, Power-to-X-Technologien und eine effiziente Gebäudesanierung.

  3. Eine Reform des Netzentgelte-, Steuer-, Abgaben- und Umlagensystems ist dringlich.

    Mit jedem Jahr verschärft sich die Situation. Jeder Reformvorschlag sollte sich daher an vier Kriterien orientieren: volkswirtschaftliche Effizienz, Sicherstellung der Finanzierungsbasis, Verteilungsgerechtigkeit und Good Governance.

  4. Der effiziente Lösungsraum einer Reform enthält vier Kernelemente, die es sinnvoll zu kombinieren gilt:

    eine CO₂-orientierte Reform der Strom- und Energiesteuern, eine verursacher- und verteilungsgerechte Finanzierungsbasis für die Netze, eine sektorübergreifende Finanzierung der Energiewendekosten und das Einführen von zeitvariablen Tarifkomponenten.

Aus Studie Neue Preismodelle für Energie
  1. Effizienz und Flexibilität wachsen zusammen zu einem gemeinsamen Konzept: Flex-Efficiency.

    Denn mit immer mehr Erneuerbaren Energien in der Stromversorgung bekommt Effizienz eine zeitliche Komponente: Wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht, steigen die Strombörsenpreise – und Stromeffizienz wird wertvoller als in Zeiten hoher Erneuerbare Energien-Stromproduktion.

  2. Flex-Efficiency wird zum Paradigma für Design und Betrieb von Industrieanlagen.

    Mit zunehmenden Anteilen von Wind- und Solarstrom werden die Preisschwankungen an der Strombörse steigen. Bei der Entwicklung neuer Industrieanlagen sollten Energieeffizienz und Flexibilität schon heute gemeinsam gedacht werden, um in Zukunft von den Stunden mit niedrigen Preisen zu profitieren.

  3. Die Flexibilitätsmärkte und deren Produkte sollten weiter verbessert werden.

     Marktzugang, Marktstrukturen und die richtigen Produkte (zum Beispiel abschaltbare Lasten und weiteres Demand Side Management) sind entscheidend dafür, dass Marktpreissignale einen aus Systemsicht optimierten und zugleich wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen oder entsprechende Investitionen anreizen.

  4. Investitionen in Flex-Efficiency brauchen eine Kombination von marktlichen und anderen Anreizen.

    Marktpreise generieren gute Anreize für die Optimierung und den Betrieb großer, energieintensiver Anlagen. Sie versagen jedoch oft bei „durchschnittlichen“ Prozessen, Speichern und Querschnittstechnologien. Ergänzende Instrumente sind erforderlich, um dieses Potenzial zu heben.

Aus Studie Flex-Efficiency
  1. Short-term markets in Central Western Europe are characterised by a rather inefficient patchwork of flexibility enabling and disabling design elements.

    Some key design elements of intraday and balancing markets as well as imbalance settlement rules distort wholesale power price signals, increasing the cost of providing flexibility. This highlights the need to adjust key market design elements and requires continuous political momentum to coordinate efforts regionally.

  2. Current market designs are biased against demand side response and renewables.

    Restrictive requirements for market participation, mainly relating to demand response and renewables, constrain the flexibility potential. In the balancing markets, small minimum bid sizes and short Contracting periods would be required. A regulatory framework enabling independent aggregation should be implemented for fully tapping the flexibility potential.

  3. Balancing market rules show large differences across the region, leading to inefficient pricing in preceding day-ahead and intraday markets.

    A joint balancing market design in the PLEF region with short product duration, late gate closure and marginal pricing would enable efficient cross-border competition for flexibility services. Getting the pricing right in balancing mechanisms is important as it support sefficient pricing in preceding day-ahead and intraday markets – where most of the flexibility is traded.

  4. Cross-border intraday trading needs reform to improve efficiency and enhance liquidity.

    Intraday markets are critical for integrating wind and solar, as they allow for trades responding to updated generation forecasts. Today, explicit cross-border capacity allocation as well as misalignments in gate closure times across the region and differing product durations result in inefficient intraday energy and interconnector capacity allocation. Thus, harmonised rules and improved implicit cross-border allocation methods are needed, e.g. improved continuous trading or intraday auctions.

  1. Die Sonnenfinsternis am 20. März 2015 gibt einen Vorgeschmack auf die Zukunft: Mit zunehmenden Anteilen fluktuierender Erneuerbarer Energien muss das Stromsystem flexibler werden.

    Im Jahre 2030 sind Rampen von-10 bis+15 Gigawatt innerhalb einer Stunde, wie sie bei der Sonnenfinsternis einmalig auftreten, häufiger zu erwarten. Der Erzeugungsmix und alle anderen Flexibilitätsoptionen müssen hierauf ausgerichtet werden.

  2. Das heutige Stromsystem bietet genügend Flexibilität, um im Falle von starken Schwankungen der Erneuerbaren Energien eine stabile Versorgungslage zu gewährleisten.

    Eine Sonnenfinsternis wie am 20. März 2015 lässt sich bewältigen, weil sich die Stromnetzbetreiber frühzeitig vertraglich mit schnell zu- und abregelbarer Stromerzeugung ausgestattet haben.

  3. Die Stromversorgung kann auch mit erheblich höheren Anteilen an schwankenden Erneuerbaren Energien sicher bleiben.

    Die technischen Möglichkeiten für einen flexiblen Ausgleich existieren teilweise, aber müssen
    in jedem Fall stetig weiter entwickelt werden. Dazu gehören die weitere europäische Marktintegration, Netzausbau, Lastmanagement, Speichertechnologien und hochflexible Erzeugungsanlagen.

  1. Denmark is the world’s leader in the deployment of wind power, with 39 percent of electricity consumption supplied by wind.

    The challenge of integrating a high share of wind power led Danish institutions and market participants to develop several flexibility options early on, including use of interconnectors to other countries, increasing the flexibility of thermal power plants, making district heating more flexible, encouraging system friendly wind power, implementing demand side flexibility as well as introducing alternative options for procuring ancillary services.

  2. Market based power exchange with neighbouring countries is the most important tool for dealing with high shares of wind power in Denmark.

    With 6.4 GW of net transfer capacity to Norway, Sweden and Germany (Danish peak demand: 6 GW), Denmark is able to sell electricity during times of high wind production, and to import electricity in times of low wind production. The use of the 2.4 GW net transfer capacity to Germany is sometimes limited for export depending on the wind conditions in Northern Germany.

  3. A great deal of attention has been devoted in recent years to the flexibilisation of conventional power plants.

    Danish coal power plants have been optimised to allow very steep ramp-up gradients, shorter
    start-up times and low but stable minimum generation levels. Flexibility in providing ancillary services has further reduced must-run capacity

  4. Denmark has a large number of combined heat and power (CHP) plants in its power system.

    Regulation has been reshaped to reduce heat bound electricity generation in situations with high wind energy feed-in. In the future district heating systems are envisioned to become electricity consumers rather than producers in times of high wind power production. In spite of changes already adopted to the energy tax system, further regulatory measures are still needed to tap the full potential of using power for heat.

  1. Denmark is one of the first movers in implementing a green energy transition across all sectors, and aims to become independent from fossil fuels by 2050.

    The Danish power system has been undergoing a transformation, moving from a highly centralised to a more decentralised structure in electricity generation. There has been a significant increase not only in wind power but also in distributed generation from combined heat and power plants since the 1980s. Broad-based political agreements on energy policy have provided security for investors while enabling a smooth and continuous transition to a sustainable power sector.

  2. The Danish energy transition follows an integrated approach that encompasses the electricity, heat and transport sectors.

    The interdependencies among these different sectors are reflected in Danish energy policy goals, in scenario analyses as well as in concrete initiatives for implementing the transition to a renewables based energy system.

  3. As an early mover, Denmark has already gained substantial experience in the application of tendering schemes for offshore wind energy.

    The Danish tendering scheme is characterised by Contracts for Difference with guaranteed support payments, a guaranteed grid connection and a one-stop-shop authority for  preliminary site assessments when new offshore wind energy projects are developed.

  4. Denmark currently covers nearly 40 percent of its electricity needs with wind power, demonstrating that a grid can be well-equipped to accommodate high renewable energy feed-in.

    Internal grid expansion in neighbouring countries such as Germany and Norway will play a significant role in the future utilisation of interconnectors.

  1. Lastmanagement leistet einen wichtigen Beitrag zur Integration Erneuerbarer Energien und zur Versorgungssicherheit.

    Je mehr nachfrageseitige und sonstige Flexibilitätsoptionen zur Verfügung stehen, desto größere Mengen an Wind- und Solarstrom können integriert werden. Um bestehende Potenziale zu nutzen und weitere anzureizen, sollten die Rahmenbedingungen verbessert werden.

  2. Stromhändler sollten die Kosten tragen, die durch unausgeglichene Bilanzkreise entstehen.

    Dies ist verursachergerecht und erhöht die Nachfrage nach Lastmanagement durch untertägigen Stromhandel. Dazu muss die derzeitige Ausgleichsenergieregelung überarbeitet werden, unter anderem so, dass auch  die relevanten Kosten der Regelleistungsvorhaltung einbezogen werden.

  3. Der Regelleistungsmarkt sollte so organisiert werden, dass flexible Verbraucher leichteren Zugang bekommen.

    Kalendertägliche Ausschreibungen und stündliche Produkte reduzieren die Markteintrittsbarrieren und erlauben eine bessere Koordination von Regelleistungs- und Spotmärkten.

  4. Präqualifikationsbedingungen und Produktdefinitionen müssen zueinander passen.

    Die Netzentgeltsystematik sollte so weiterentwickelt werden, dass marktdienliches Verbrauchsverhalten möglich wird. Erste Schritte hierfür: Lastanpassungen energieintensiver Betriebe bei sehr niedrigen oder hohen Strompreisen sollten keine nachteiligen Auswirkungen auf ihre Entgeltermäßigungen haben, Lastmanagement bei Regelenergieabruf sollte die Netzentgelte nicht erhöhen.

Aus Studie Aktionsplan Lastmanagement
  1. Effizienz und Flexibilität wachsen zusammen zu einem gemeinsamen Konzept: Flex-Efficiency.

    Denn mit immer mehr Erneuerbaren Energien in der Stromversorgung bekommt Effizienz eine zeitliche Komponente: Wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht, steigen die Strombörsenpreise – und Stromeffizienz wird wertvoller als in Zeiten hoher Erneuerbare Energien-Stromproduktion.

  2. Flex-Efficiency wird zum Paradigma für Design und Betrieb von Industrieanlagen.

    Mit zunehmenden Anteilen von Wind- und Solarstrom werden die Preisschwankungen an der Strombörse steigen. Bei der Entwicklung neuer Industrieanlagen sollten Energieeffizienz und Flexibilität schon heute gemeinsam gedacht werden, um in Zukunft von den Stunden mit niedrigen Preisen zu profitieren.

  3. Die Flexibilitätsmärkte und deren Produkte sollten weiter verbessert werden.

     Marktzugang, Marktstrukturen und die richtigen Produkte (zum Beispiel abschaltbare Lasten und weiteres Demand Side Management) sind entscheidend dafür, dass Marktpreissignale einen aus Systemsicht optimierten und zugleich wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen oder entsprechende Investitionen anreizen.

  4. Investitionen in Flex-Efficiency brauchen eine Kombination von marktlichen und anderen Anreizen.

    Marktpreise generieren gute Anreize für die Optimierung und den Betrieb großer, energieintensiver Anlagen. Sie versagen jedoch oft bei „durchschnittlichen“ Prozessen, Speichern und Querschnittstechnologien. Ergänzende Instrumente sind erforderlich, um dieses Potenzial zu heben.

Aus Studie Flex-Efficiency
  1. Netzentgelte müssen systemdienlich sein und die Integration der erneuerbaren Energien ermöglichen.

    Regelungen, die Inflexibilität bei Erzeugung und Verbrauch oder Eigenverbrauch anreizen, müssen entsprechend angepasst werden. Das betrifft pauschal gewährte „vermiedene“ Netzentgelte genauso wie undifferenzierte Netzentgeltbefreiungen für Großverbraucher.

  2. Die Netzentgelte für die Industrie sollten rasch reformiert werden – weg von den Entgelten auf Basis der Jahreshöchstlast hin zu zeitlich differenzierten Leistungs- und Arbeitsentgelten.

    So können sowohl lokale Netzengpässe adressiert werden als auch Industriebetriebe von niedrigen Börsenpreisen bei hoher Wind- und Solareinspeisung profitieren und so das System stabilisieren.

  3. Höhere Grundpreise oder Leistungskomponenten sind bei Haushaltskunden nicht zielführend.

    Sie wären weder verursachungsgerecht noch sozialverträglich, da die Haushalte mit dem geringsten Verbrauch die größten Zusatzkosten tragen würden.

  4. Kleinverbraucher mit Eigenerzeugung wie Photovoltaik oder Mini-Blockheizkraftwerken profitieren vom Netz und müssen an dessen Kosten beteiligt werden.

    Zeitlich differenzierte Netzentgelte sind auch hier mittelfristig der richtige Ansatz; kurzfristig kann eine differenzierte Netzservicepauschale aushelfen.

  5. Die Netzkosten sollten bundeseinheitlich gewälzt werden.

    Die Energiewende und der Ausbau der Erneuerbaren Energien sind ein nationales Projekt. Ein System, das die Kosten für Netzausbau und Engpassbewirtschaftung einseitig den ländlichen Ausbauregionen auflastet, führt zu Fehlanreizen.

Aus Studie Netzentgelte in Deutschland
  1. Nur ein kleiner Teil des Strompreises von Endkunden ist vom Börsenpreis abhängig.

    Vor allem bei kleinerenKunden dominieren konstante Strompreisbestandteile. Dies ist ein Hemmnis bei der Mobilisierungvon Lastmanagementpotenzialen.

  2. Besserstellungen des Eigenverbrauchs dürfen nicht zu verminderter Effizienz und Flexibilität des Systems führen.

    Heutige Umlagebefreiungen isolieren die Eigenverbrauchsanlagen weitgehend von den Preissignalen der Strombörse und erschweren somit die Systemintegration von Erneuerbaren Energien.

  3. Eine Dynamisierung der EEG -Umlage kann Lastmanagementpotenziale mobilisieren und verbessert die Systemintegration der Eigenerzeugung.

    Sie gibt Anreize zur Steuerung der Erzeugung und Lastanpassungsowie zur Vermeidung negativer Preise. Dies führt zur Kostensenkung sowohl bei der Eigenerzeugungals auch im Gesamtsystem.

  1. Negative Strompreise sind per se nichts Schlechtes, sie belasten aber die EEG-Umlage erheblich.

    Denn auch in Stunden negativer Strompreise wird der Strom aus Erneuerbaren Energien am Spotmarkt vermarktet. Zwischen Dezember 2012 und Dezember 2013 hat dies das EEG-Konto mit knapp 90 Mio. Euro belastet.

  2. Negative Strompreise haben ihre Ursache in der mangelnden Flexibilität des konventionellen Kraftwerksparks.

    In Zeiten hoher Wind- und Solarstromproduktion haben Kernkraftwerke, Braunkohlekraftwerke und KWK-Anlagen ihre Erzeugung nur teilweise reduziert, sodass es – obwohl die Erneuerbaren Energien in den Spitzenstunden nie mehr als 65 % des Stroms produziert haben – zu Stromüberschüssen kam.

  3. Ohne eine deutliche Flexibilisierung von Kraftwerken und Großverbrauchern werden die Stunden mit negativen Strompreisen drastisch zunehmen.

    Wenn auch weiterhin etwa 20–25 GW konventionelle Kraftwerke rund um die Uhr Strom produzieren, wird die Zahl negativer Strompreise von 64 Stunden im Jahr 2013 auf über 1.000 Stunden bis 2022 steigen.

  4. Mit einem Flexibilitätsgesetz sollten zügig bestehende Flexibilitäts-Hemmnisse abgebaut werden.

    Derzeit verhindern verschiedene Regeln im Bereich der Systemdienstleistungen sowie im Energierecht eine größere Flexibilität des konventionellen Kraftwerksparks und der Stromnachfrageseite.

  1. Negative electricity prices are not necessarily a bad thing, but they do greatly burden the renewables surcharge.

    Even during hours when electricity prices are negative, electricity from renewable sources is still
    sold on the spot market. Between December 2012 and December 2013, this resulted in a burden of nearly 90 million euros on the renewables surcharge account.

  2. Negative electricity prices are a result of the lack of flexibility of the conventional generation system.

    During periods of increased wind and solar energy production, nuclear power plants, lignite power plants and combined heat and power (CHP) plants only partially reduced their output. This resulted in excess electricity, despite the fact that renewable sources never produced more than 65 per cent of the available electricity, even in peak hours.

  3. Without a significant increase in the flexibility of power plants and large consumers, the hours with negative electricity prices will increase drastically.

    If 20 to 25 GW conventional power plants continue to produce electricity around the clock, the number of hours when electricity prices are negative will grow from 64 hours in 2013 to over 1,000 hours by 2022.

  4. A flexibility law would quickly remove the current obstacles to flexibility.

    Various regulations regarding system services as well as a number of energy laws restrict the flexibility of both conventional generation systems and the electricity demand side.

  1. Power-to-Heat ist eine kostengünstige Technologie, die für die Energiewende viele Vorteile bietet.

    Power-to-Heat kann nicht nur Strom aus Erneuerbaren Energien, der sonst abgeregelt werden würde, für den Wärmesektor nutzen, sondern auch dem Strommarkt zusätzliche Flexibilität bieten – durch die Bereitstellung von Regelenergie und den Einsatz in Zeiten negativer Strompreise.

  2. Power-to-Heat kann jetzt schon am Regelleistungsmarkt fossile Must-run-Kraftwerke reduzieren.

    In Zeiten von negativen Strompreisen kann es dazu kommen, dass fossile Kraftwerke nur deshalb nicht aus dem Markt gehen, weil sie Leistung für den Regelenergiemarkt vorhalten. Power-to-Heat kann diese Dienstleistung kostengünstig bereitstellen und dadurch Kohlenstoffdioxid-Emissionen reduzieren.

  3. Windstrom, der derzeit aufgrund von Netzengpässen abgeregelt wird, sollte in Zukunft an Power-to-Heat-Anlagen verkauft werden können. Hierfür ist eine Regelungsanpassung im EEG nötig.

    Aufgrund von Netzengpässen werden heute etwa 3,5 Prozent des in Schleswig-Holstein erzeugten Windstroms abgeregelt, während zeitgleich Wärme aus fossilen Brennstoffen erzeugt wird. Das ist ineffizient.

  4. Erneuerbarer Strom, der in Zeiten von negativen Börsenpreisen abgeregelt wird, sollte künftig für Power-to-Heat genutzt werden können. Eine Reduktion der Umlagen in solchen Situationen würde dies ermöglichen.

    Wenn Power-to-Heat-Anlagen bei Strompreisen niedriger als minus 20 Euro pro Megawattstunde zum Einsatz kommen, vermeiden sie die Abregelung von EE Anlagen und entlasten die EEG-Umlage.

  1. Effizienz und Flexibilität wachsen zusammen zu einem gemeinsamen Konzept: Flex-Efficiency.

    Denn mit immer mehr Erneuerbaren Energien in der Stromversorgung bekommt Effizienz eine zeitliche Komponente: Wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht, steigen die Strombörsenpreise – und Stromeffizienz wird wertvoller als in Zeiten hoher Erneuerbare Energien-Stromproduktion.

  2. Flex-Efficiency wird zum Paradigma für Design und Betrieb von Industrieanlagen.

    Mit zunehmenden Anteilen von Wind- und Solarstrom werden die Preisschwankungen an der Strombörse steigen. Bei der Entwicklung neuer Industrieanlagen sollten Energieeffizienz und Flexibilität schon heute gemeinsam gedacht werden, um in Zukunft von den Stunden mit niedrigen Preisen zu profitieren.

  3. Die Flexibilitätsmärkte und deren Produkte sollten weiter verbessert werden.

     Marktzugang, Marktstrukturen und die richtigen Produkte (zum Beispiel abschaltbare Lasten und weiteres Demand Side Management) sind entscheidend dafür, dass Marktpreissignale einen aus Systemsicht optimierten und zugleich wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen oder entsprechende Investitionen anreizen.

  4. Investitionen in Flex-Efficiency brauchen eine Kombination von marktlichen und anderen Anreizen.

    Marktpreise generieren gute Anreize für die Optimierung und den Betrieb großer, energieintensiver Anlagen. Sie versagen jedoch oft bei „durchschnittlichen“ Prozessen, Speichern und Querschnittstechnologien. Ergänzende Instrumente sind erforderlich, um dieses Potenzial zu heben.

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