Energie Blog

Bisher ist die Bereitstellung von Flexibilität in Deutschland auf zwei Ebenen organisiert: Entweder auf nationaler und marktlicher Ebene über den Energy Only Markt der Strombörse sowie den Regelenergiemarkt oder auf lokaler Ebene durch nichtmarktliche Eingriffe der Netzbetreiber über das Einspeisemanagement und den Redispatch. Das Ergebnis kann sich sehen lassen.

Wir brauchen mehr Flexibilität im Stromnetz, am Strommarkt, im kompletten Stromsystem. Diese Forderungen werden immer und immer wieder in Zusammenhang mit der Energiewende gestellt. Denn durch einen Anstieg der Anteile von Wind und Solar am Strommix, diesen beiden volatilen und nur bedingt steuerbaren Stromerzeugern, wird das Stromsystem vor neue Herausforderungen gestellt. Zu einem schwankenden Stromverbrauch gesellt sich nun auch eine schwankende Stromeinspeisung, die sich, platt ausgedrückt, nach dem Wetter richtet. Eine neue Stellschraube, die justiert werden muss, um Angebot und Nachfrage im Gleichgewicht zu halten. Justiert mit Flexibilitätspotenzialen, die – und hier schließt sich wieder der Kreis – dringend gebraucht werden.

Nach einer zweijährigen Entwicklungsphase stellen Next Kraftwerke und Jedlix seit August 2020 dem niederländischen Stromnetz Sekundärreserve (aFRR) mit einem Pool von Elektrofahrzeugen (EVs) bereit. Nick Hubbers, Jedlix, und Elias De Keyser, Next Kraftwerke, erzählen von ihren Ambitionen, wie sie dieses Projekt auf die Straße gebracht haben und was sie dabei über den Einsatz von Elektrofahrzeugen für die Bereitstellung von Regelenergie gelernt haben. Anschnallen und los geht‘s!

Es ist Freitag, der 14. August. Ein extrem heißer und trockener Tag in Kalifornien und der Westküste der USA. Und etwa 400.000 Menschen sind ohne Strom, da der unabhängige Netzbetreiber, CAISO (California Independent System Operator), gezwungen war in seinem Versorgungsgebiet den Strom abzustellen.

Welche Auswirkungen hat die im Rahmen des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG) vorgesehene Einführung des „Redispatch 2.0“ für Anlagen der Erneuerbaren Energien? In einem Gespräch erläutert unser Kollege Tobias Nitze, Project Manager im Business Development, die anstehenden Änderungen.

Am 22. Juni 2020 schrammte Polen sehr nah an landesweiten Stromausfällen vorbei: Dem polnischen Stromnetz fehlten als Spitzenwert rund 13 Gigawatt an Strom. Die Regelenergiepreise erreichten Rekordniveau – das System kam an seine Grenzen.

In einem Virtuellen Kraftwerk erbringen tausende von Anlagen tagtäglich Regelleistung. Aber wie werden die einzelnen Anlagen für die Vorhaltung und die Erbringung von Regelleistung genau ausgewählt? Welche Komponenten fließen in die Bewertung mit ein?

Seit Beginn der Coronakrise sind sie für Stromhändler fast alltäglich geworden: Wir möchten in diesem Blog erklären, wie negative Strompreise entstehen und warum sie durchaus auch positiv gesehen werden können.

Wer dezentrale Anlagen aggregieren und in einem Virtuellen Kraftwerk bündeln möchte, ist in der Planungsphase mit einer ganzen Reihe von Fragen konfrontiert: Welche Business Cases sind im jeweiligen regulatorischen Kontext realisierbar – und welche sind wirtschaftlich überhaupt sinnvoll? Welche technischen Voraussetzungen müssen die Anlagen für die Anbindung erfüllen – und welche fordert der Netzbetreiber in seinen Grid-Codes? Wir haben einmal die Top 10 Fragen für Sie zusammengetragen, die sich im Rahmen der Projektplanung stellen.

Alle sprechen immer nur über Erlöse. Dabei kann es viel spannender sein, mal einen Blick auf die Kosten der Direktvermarktung zu werfen. Denn ein scheinbar so banales Thema wie Vermarktungsgebühren gibt tiefe Einblicke in die Welt des Stromhandels. So lässt sich etwa nachvollziehen, warum der höchst produktive Windpark an der Nordsee unter Umständen einen höheren Preis für die Direktvermarktung zahlt als ein kleiner Windpark im Schwarzwald. Oder warum eine Solaranlage andere Konditionen hat als eine Biogasanlage.