Warmer Lichtsturm – Umgang mit Erzeugungsspitzen aus PV und Wind

Für die Transformation zu einer nachhaltigen und treibhausgasneutralen Stromversorgung hat die Bundesregierung sich zum Ziel gesetzt, den Ausbau Erneuerbarer Energien (EE) bis 2030 auf mindestens 80 % des Bruttostromverbrauchs zu steigern. Beson­ders der Ausbau von Photovoltaikanlagen (PV) zeigt große Erfolge: 2023 wurde ein Rekord von 15,1 GW neuer Leistung installiert. Der Nettozubau 2024 beträgt nach vorläufigen Zahlen 13,1 GW, sodass auch das für 2024 gesetzte Ziel von 13 GW Neuinstallationen erreicht wurde. Einen signifikanten Beitrag zu diesem Erfolg leistet die bislang bestehende gesetzliche Grundlage (Stand: Oktober 2024), nach welcher eine feste Einspeisevergü­tung für PV-Anlagen bis zu 100 kWp ausgezahlt wird. Diese berücksichtigt jedoch nicht die Situation auf der Nachfrageseite, wodurch ein hoher Anteil an preisun­elastischer Erzeugung entsteht. Trifft letztere auf eine geringe und unflexible Stromnachfrage, kann dies zu negativen Preisen an den Strombörsen führen.

Der ‚Warme Lichtsturm‘ (d. h. Situationen mit PV-Ein­speisespitzen, also der PV-getriebene Gegenpol zur ‚Kalten Dunkelflaute‘) stellt eine reale und kurzfristige Herausforderung für die Systemsicherheit dar. Wenn der PV-Zubau nach Ausbaupfad im EEG weiter voran­schreitet (von 13 GW/a in 2024 bis 22 GW/a in 2030) und zu erheblichen Teilen weiterhin nicht-steuerbar ist, kann die Systembilanz bereits ab dem Jahr 2025 in einzelnen Zeiträumen mit geringem Verbrauch ge­fährdet sein, es droht ein Systemungleichgewicht. Eile ist geboten, um systemgefährdenden PV-Ein­speisespitzen entgegenzuwirken und PV-Anlagen auf negative Preissignale reagieren zu lassen. Ansonsten drohen Konsequenzen wie regional begrenzte, zeitwei­se Stromunterbrechungen/Stromabschaltungen und erhebliche volkswirtschaftliche Kostensteigerungen.

Die im Rahmen des 50Hertz Scientific Advisory and Project Boards erstellte Kurzstudie ‚Warmer Lichtsturm – Umgang mit Erzeugungsspitzen aus Photovoltaik und Wind‘ untersucht den erwartbaren Umfang des Problems und identifiziert eine Reihe von erzeugungs- und lastseitigen Maßnahmen, um Erzeugungsspit­zen, insbesondere aus PV, abfangen zu können. Es handelt sich um eine konzeptionelle Kurzstudie, die verschiedene mögliche Lösungsansätze beleuchtet.

Kernbotschaften der Studie

• Der „warme Lichtsturm“, d.h. Situationen mit PV- und Wind-Einspeisespitzen, ist eine sehr reale und kurzfristige Herausforderung für die Systemsicher­heit. Wenn der PV-Zubau nach Ausbaupfad im EEG weiter voranschreitet (von 13 GW/a in 2024 bis 22 GW/a in 2030), kann bereits ab dem nächsten Jahr 2025 in einzelnen Situationen (bei geringem Verbrauch) die Systembilanz gefährdet sein.
• Es ist Eile geboten, um systemgefährdenden PV-Einspeisespitzen entgegenzuwirken und Vorausset­zungen zu schaffen, damit PV-Anlagen auf Preissi­gnale reagieren. Ansonsten drohen Konsequenzen wie Teilnetzabwürfe (die auch die Abschaltungen von Verbrauchern bedeuten) und volkswirtschaft­liche Kostensteigerungen. Im Jahr 2023 entstanden gemäß Berechnungen von 50Hertz durch die EEG-Vermarktung bei negativen Preisen negative Erlöse in Höhe von ca. 70 Mio. Euro, im Jahr 2024 betragen die negativen Erlöse bislang ca. 109 Mio. Euro (Stand November 2024).
• Es muss daher umgehend nachjustiert werden, da­mit größere Erneuerbaren-Anlagen im Bestand, die sich bereits in der Direktvermarktung befinden, auf negative Preise auch wirklich umfassend reagieren, was derzeit in der Regel nicht der Fall ist. Die Er­fahrung aus dem Jahr 2023 zeigt, dass selbst in Zeiten negativster Day-ahead-Preise von -500 Euro/MWh nur ca. 10 % der PV-Anlagen in der Direktvermarktung ab­regeln. Es müssen technische, aber auch prozessuale, vertragliche und finanzielle Hürden schnellstmöglich behoben werden. Bei einer Zunahme von Zeiten mit negativen Preisen dürfte der finanzielle Anreiz für Di­rektvermarkter steigen, diese Steuerbarkeit für große Anlagen zu nutzen.
• Bei einem „Business as usual“-Szenario ist bereits in den kommenden Jahren mit einem erheblichen Anstieg der Kosten durch die EEG-Vermarktung zu rechnen. Selbst wenn, wie in der hier vorgestellten Kurzstudie angenommen, bis 2030 80 % der bereits in der Direktvermarktung befindlichen Anlagen (>100 kW) auf negative Preise reagierten, könnten sich mehrere hundert Stunden mit Erzeugungsüberschüssen er­geben, welche im Extremfall Kosten im Milliardenbe­reich für das EEG-Konto nach sich ziehen würden.
• Die systematische Einbindung von neuen Anlagen größer 25 kW in die Direktvermarktung würden einen wichtigen zusätzlichen Beitrag zum Ausgleich der Systembilanz leisten. Aber auch neue kleinere Erzeuger sollten zur längerfristigen Stabilisierung des Systems idealerweise in die Direktvermarktung integriert werden. Derzeit scheitert dies an mangeln­den technischen Voraussetzungen wegen des schlep­penden Rollouts von Smart-Meter-Gateways sowie mangelnden ökonomischen Anreizen für Direktver­markter und Betreiber, kleine Erzeuger in die Direkt­vermarktung aufzunehmen.
• Ein dynamischer Einspeisetarif könnte zu Zeiten mit Negativpreisen die ökonomischen Fehlanreize eines festen Einspeisetarifs korrigieren und über eine entsprechende Pönale Anreize für eine Reaktion auf negative Preise setzen. Jedoch bedarf es einer viertelstundenscharfen Messung und ebenfalls eines Smart-Meter-Gateways.
• Der Rollout von Smart-Meter-Gateways muss weiter beschleunigt werden – und jegliche bestehenden Hemmnisse müssen abgebaut werden, da diese Technik eine Grundvoraussetzung für die System­integration von Kleinst-Photovoltaik und auch von kleinen, flexiblen Verbrauchern ist. Die Einführung einer zeitlich begrenzten niederschwelligen Alternative zum SMGW-Rollout für systemunkritische Anwen­dungsfälle (theoretisch vorstellbar wären moderne Messeinrichtungen inklusive Kommunikationsmodul wie sie in anderen europäischen Ländern zum Einsatz kommen) könnte eine zeitlich begrenzte Zwischen­lösung sein – allerdings nur, sofern grundlegende Sicherheitsanforderungen erfüllt wären. Hier muss wiederum bedacht werden, dass das Festlegen solcher Sicherheitsanforderungen keinen zu zeitintensiven Ab­stimmungsprozess mit sich bringen sollte.
• Falls nicht kurzfristig eine ausreichende Steuer­barkeit von PV-Kleinanlagen hergestellt werden kann, wäre eine Begrenzung der Einspeiseleistung bei neuen PV-Kleinstanlagen bis zur Erfüllung der technischen Voraussetzungen denkbar. Dabei würde die Einspeiseleistung im Verhältnis zur instal­lierten Spitzenleistung der Anlage, auf einen gewissen Wert begrenzt, der wahrscheinlich deutlich unterhalb des Werts läge, der bereits in der Vergangenheit als Begrenzung existierte. Eine solche Begrenzung der Einspeiseleistung würde zugleich einen Anreiz für eine deutlich netzdienlichere Betriebsweise der oftmals mit verbauten Batterieheimspeicher schaffen.
• Lastseitige große Flexibilitäten sind technisch, aber noch nicht marktlich verfügbar. Speziell im Bereich von Power-to-Heat (Fernwärmenetze, industrielle Wär­mebedarfe) in Kombination mit Großwärmespeichern, aber auch bei anderen flexiblen Lasten, bieten sich grundsätzlich große und relativ kurzfristig verfügbare technische Potenziale, die bei Spitzenerzeugung das System substanziell entlasten könnten. Bzgl. Power-to-Heat gibt es bereits eine Reihe kürzlich entstandener bzw. in der Entstehung befindlicher Projekte, die hier als positive Referenz diesen können. Gleichzeitig ist seit Langem bekannt, aber nach wie vor nicht gelöst, dass das regulatorische Umfeld nicht den erforder­lichen Rahmen setzt, damit diese Flexibilitäten noch umfänglicher in gangbare, system- und netzdienliche Geschäftsmodelle übersetzt werden könnten.
• Insbesondere Batterien werden im zukünftigen Energiesystem auch für die Abfederung von Ein­speisespitzen eine wichtige Rolle spielen. Batterie­speicher sind eine naheliegende Flexibilitätsoption, die bereits jetzt wirtschaftlich ist. Allerdings wird bei allen Beteiligten eine höhere Planungssicherheit benötigt. Die zu August 2029 auslaufende für 20 Jahre garantierte Netzentgeltprivilegie­rung für Batteriespeicher führt derzeit zu einer enor­men Flut von teilweise spekulativen oder mehrfachen Netzanschlussanträgen von Batterien, welche weit jenseits eines sinnvollen Bedarfs und einer plausiblen Entwicklung liegen. Derzeit liegen über 80 GW Netz­anschlussanträge allein bei 50Hertz und ohne Berück­sichtigung der Anträge in unterlagerten Netze vor.