Dynamische Tarife brauchen intelligente Steuerung

Dynamische Stromtarife gelten als wichtiger Baustein für die Energiewende. Sie sollen Haushalte dazu bewegen, Strom bevorzugt dann zu verbrauchen, wenn viel erneuerbarer Strom verfügbar und der Börsenpreis niedrig ist. Seit dem 1. Januar 2025 sind Energieversorger nach § 41a EnWG verpflichtet, unter bestimmten Voraussetzungen entsprechende Tarife anzubieten.

Nach nationalem und EU-Recht werden bei dynamischen Tarifen Preisänderungen an den Spotmärkten (Day Ahead und Intraday) in hinreichend kurzen Intervallen an Letztverbraucher weitergegeben. Ob sich dadurch tatsächlich Lasten verlagern und Verteilnetze entlasten lassen, hängt nach einer neuen Studie des Reiner Lemoine Instituts (RLI) jedoch von weit mehr ab als nur vom Strompreis. Entscheidend sei vielmehr, wie Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher und Elektrofahrzeuge im Haushalt miteinander verknüpft und gesteuert werden.

Die Studie entstand gemeinsam mit dem Regionalversorger E-Regio mit Sitz im nordrhein-westfälischen Euskirchen. Sie verfolgt zwei Ziele: Zum einen ordnen die Autoren den Stand dynamischer Stromtarife und haushaltsnaher Flexibilitäten in Deutschland und Europa ein. Zum anderen simulieren sie, wie sich unterschiedliche Formen des Energiemanagements in Haushalten auf die Nutzung von Flexibilität und die Belastung von Niederspannungsnetzen auswirken.

Im Mittelpunkt steht die Frage, inwieweit Strompreissignale eine Reaktion bei den Verbrauchern hervorrufen und ob Heimenergiemanagementsysteme (HEMS) dazu beitragen können, lokale Erzeugung, Batteriespeicher und Elektrofahrzeuge netzdienlicher einzusetzen. Die Autoren weisen darauf hin, dass diese Fragen nicht nur für die Netzbetreiber von Bedeutung sind, sondern auch für die Anbieter dynamischer Tarife, die sich bei ihrer Beschaffung an den Lastgängen ihrer Kunden orientieren müssen.
 
Uneinheitliche Befunde bisheriger Studien
 
Bisherige Studien zu Lastverschiebungen und Netzbelastungen liefern den Forschenden zufolge ein uneinheitliches Bild. Das liege vor allem daran, dass die Wirkung von Preissignalen nicht allein davon abhänge, dass entsprechende Tarife angeboten werden. Vielmehr sei das Flexibilitätspotenzial maßgeblich − und wie dieses gehoben und gesteuert werde. Damit komme der technischen Ausstattung der Haushalte und der Frage, ob flexible Verbraucher automatisiert gesteuert werden, eine besondere Bedeutung zu. Ohne Smart Meter und HEMS blieben die Reaktionen vieler Haushalte auf variable Strompreise begrenzt.

Für ihre Simulation modellierten die Wissenschaftler zwei Niederspannungsnetze (siehe die Tabelle mit den Kennzahlen der beiden Netze) mit Wohngebäuden im Raum Euskirchen. Betrachtet wird eine Sommerwoche des Jahres 2035. Die Haushalte verfügen je nach Szenario über Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher und Elektrofahrzeuge. Wärmepumpen bleiben unberücksichtigt, da der Heizbedarf eine saisonale Größe ist. Als Preissignal dient ein stündlicher Spotmarktpreis, ergänzt um zeitvariable Netzentgelte.

Unterschieden werden drei Varianten: ein Szenario mit geringer HEMS-Durchdringung, ein Referenzszenario sowie ein Szenario, in dem sämtliche flexiblen Anlagen innerhalb des Haushalts gemeinsam durch ein HEMS optimiert werden.
Das Ergebnis fällt differenziert aus. Mit einer hohen HEMS-Durchdringung steigt die verschobene Energiemenge deutlich an. Sie erhöht sich gegenüber dem Referenzszenario um rund 47 (Netz 1) beziehungsweise 146 Prozent (Netz 2).

Gleichzeitig sinkt der Austausch mit dem übergeordneten Netz erheblich. Im Netz mit hoher Photovoltaikdurchdringung reduziert die gemeinsame Optimierung von Elektrofahrzeug, Batteriespeicher und PV-Anlage den Strombezug aus dem vorgelagerten Netz um rund 44 Prozent und die Einspeisung um knapp 48 Prozent.

Im zweiten Netz fallen die Rückgänge mit rund 17 beziehungsweise 42 Prozent ebenfalls deutlich aus. Die Autoren werten dies als Hinweis darauf, dass lokal koordiniertes Energiemanagement den Eigenverbrauch erhöht und sowohl Einspeise- als auch Bezugsmengen reduziert.

Allerdings zeigt die Studie auch, dass nicht jede Form der Flexibilisierung automatisch netzdienlich wirkt. Wird zusätzlich der allgemeine Haushaltsstromverbrauch unter Einbeziehung der E-Mobilität zeitlich verschoben, steigen in den Simulationen die maximalen Lasten auf der Bezugsseite um 18 bis 20 Prozent. Demgegenüber verringert die gemeinsame Steuerung von Photovoltaik und Elektrofahrzeug die Einspeisespitzen deutlich.

Nach Ansicht der Autoren sollte der Hochlauf der Elektromobilität deshalb eng mit dem Ausbau der Photovoltaik gekoppelt werden. Während die Solaranlagen Lastspitzen auf der Bezugsseite dämpften, könnten Elektrofahrzeuge Überschüsse aus der PV-Erzeugung aufnehmen und dadurch Einspeisespitzen abmildern.

Eine weitere Schlussfolgerung richtet sich an Energievertriebe. Anbieter dynamischer Stromtarife, die den Betrieb der Kundenanlagen nicht selbst steuern, müssten künftig deutlich genauer vorhersagen können, wie ihre Kunden auf variable Preise reagieren. Diese Prognosen seien notwendig, um Strombeschaffung und Bilanzkreismanagement zuverlässig zu organisieren. Die Art der Integration flexibler Verbraucher werde damit zu einem wichtigen Faktor für die Wirtschaftlichkeit entsprechender Tarifmodelle. Die Studie unterscheidet deshalb zwischen klassischen dynamischen Tarifen, Aggregator-Modellen und Contractor-Lösungen, bei denen die Steuerung der Anlagen unmittelbar durch einen Dienstleister erfolgt.

Allerdings schränken die Autoren die Aussagekraft der Simulationen selbst ein, denn die Untersuchung beschränkt sich auf zwei modellierte Niederspannungsnetze und eine Sommerwoche. Zudem beruhen einzelne Annahmen zur Verteilung von Photovoltaikanlagen, Speichern und Elektrofahrzeugen auf plausiblen, aber nicht empirisch abgesicherten Annahmen. Aus den Ergebnissen ließen sich daher vor allem qualitative Aussagen ableiten. Für belastbare Aussagen über die Auswirkungen verschiedener Anreizmechanismen seien regionale Untersuchungen mit realen Marktdaten und Kundenbefragungen erforderlich.

Auch von Unternehmen wie etwa Einskommafünfgrad, die dynamische Stromtarife anbieten, wird immer wieder die Bedeutung des Flexibilisierungspotenzials betont. Durch die Vernetzung von Photovoltaik, Batteriespeichern, Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen könnten Stromüberschüsse besser genutzt und Lastspitzen gedämpft werden. Gleichzeitig biete eine intelligente Vernetzung über einzelne Haushalte hinweg ein großes Potenzial für virtuelle Kraftwerke.

„Mit der Öffnung unserer Technologie für bestehende Energiesysteme haben wir allein in Deutschland ein Potenzial von über 6 Millionen Anlagen erschlossen“, sagte Barbara Wittenberg, CTO von Einskommafünfgrad laut einer Unternehmensmitteilung vom Mai. Bis 2030 will der Stromanbieter und wettbewerbliche Messstellenbetreiber weitere Flexibilitäten bei Haushalten erschließen und auf eine „systemrelevante steuerbare Leistung von 20 GW“ kommen.
 
Hilfsprozesse meist flexibler als Kernprozesse
 
Nicht nur bei Haushalten, auch im Gewerbe und in der Industrie verschiebt sich der Fokus zunehmend vom reinen Strompreis hin zur Betrachtung von Flexibilitätsoptionen. In einem Beitrag für E&M wies jüngst Michael Koudelka darauf hin, dass Unternehmen bei dynamischen Tarifen zunächst an Einsparungen durch niedrige Börsenstrompreise denken.

„Für den Einkauf ist jedoch ein anderer Punkt entscheidend: Nicht jeder Jahresverbrauch allein macht einen dynamischen Tarif interessant, sondern der Anteil des Verbrauchs, der zeitlich verschoben werden kann“, so der Geschäftsführer von ECS Energiemakler.

Wer Lasten in günstigere Stunden verschieben könne, gewinne Handlungsspielraum und senke den durchschnittlichen Arbeitspreis. Deshalb seien dynamische Tarife auch kein Standardprodukt, sondern eine Beschaffungsentscheidung, die eng an das reale Lastprofil des Betriebs gekoppelt werden müsse. Ohne diese Anbindung werde aus dem vermeintlichen Sparpotenzial schnell ein Preisrisiko.

Die Berater geben zu bedenken, dass Hilfsprozesse häufig deutlich flexibler seien als Kernprozesse. Deshalb sei es sinnvoll, nur einen Teil der Beschaffung über einen dynamischen Tarif abzudecken, um nicht vollständig einer Spotpreis-Volatilität ausgesetzt zu sein, auf die man nicht entsprechend reagieren könne. (fw)