Energie 16.09.2005, 18:40 Uhr

Mit Energieschwankungen können Betriebe Geld verdienen  

VDI nachrichten, Düsseldorf, 16. 9. 05 – Kurzfristig bezogene Regelenergie – etwa um Windenergieschwankungen auszugleichen – muss am Markt teuer bezahlt werden. Auf der anderen Seite versprechen sich Anbieter gute Geschäfte mit der Vermarktung kurzfristig verfügbarer Kraftwerkskapazitäten.

Bei unerwarteter Flaute kommt bei den Energiedisponenten der großen Stromkonzerne schon mal Hektik auf. Solche überraschenden Ereignisse bei der Windenergie-Einspeisung werfen ihre Planungen schnell über den Haufen: Dies geschieht freilich auch, wenn die Windmühlen beim schlagartigen Heraufziehen einer Sturmfront abschalten oder wenn in der Halbzeitpause eines Fußballländerspiels die deutschen Kühlschränke und Kaffeemaschinen anspringen. Zwar wird das Windaufkommen inzwischen 48 bis 72 Stunden im Voraus mit einem Fehler von durchschnittlich nur 8 % vorhergesagt, so dass sich die Energiekonzerne meist darauf einstellen können. Unerwartete Schwankungen des Windangebots im Bereich einiger Minuten bis zu etlichen Stunden können jedoch nicht mehr vollständig unterhalb des Übertragungsnetzes ausgeglichen werden.

Nur für diesen nicht voraussagbaren Anteil benötigen die Netzbetreiber zum Ausgleich Regelenergie: die so genannte Minutenreserve bzw. Stundenreserve. Die dena-Netzstudie, die gemeinsam von Netzbetreibern, der Windkraft-Branche und dem Bundeswirtschaftsministerium erarbeitet wurde, geht davon aus, dass bis 2015 „im Mittel rund 8 % bis 9 % der installierten Windleistung als positive Minuten- und Stundenreserve vorzuhalten sind“.

Derzeit müssen in Deutschland, das in vier Regelzonen der jeweiligen Netzbetreiber aufgeteilt ist, 7000 MW positiver Regelenergie und 5500 MW negativer Regelenergie vorgehalten werden – die Windenergie hat einen Anteil von 750 MW daran. Die Kosten dafür sind hoch: Sie liegen bei 40 % des gesamten Übertragungsnetzentgeltes. „Für Regelenergie müssen wir auf dem Markt bis zu 1,5 € pro Kilowattstunde zahlen“, klagt Christian Jänig, Geschäftsführer der Stadtwerke Unna.

Das gesamte Marktvolumen für Regelenergie liegt laut dem Institut für Trend- und Markforschung trend:research hierzulande bei 1 Mrd. € im Jahr. Des einen Leid ist des anderen Freud: Was also liegt näher, als etwa für einen Chemiebetrieb einen Aufwärmprozess mal kurz zu unterbrechen, um den via Gasturbinen erzeugten Eigenstrom als Regelenergie für gutes Geld ins Netz einzuspeisen. „Viele Kraftwerksbetreiber sowie zunehmend auch Unternehmen aus der Prozessindustrie entdecken Regelenergie als lukrative Einnahmequelle“, berichtet die trend-research-Studie „Regelenergie: Marktvolumen und -entwicklung“.

Den täglich benötigten Regelenergie-Bedarf schreibt beispielsweise die Dortmunder RWE Net öffentlich im Internet aus. Kraftwerksbetreiber und Händler haben die Möglichkeit, jeweils bis 14:30 Uhr ihre Gebote für den kommenden Tag per Internet abzugeben. Alle Angebote werden gesammelt und bis spätestens 18 Uhr erfolgt ebenfalls online der Zuschlag für einen Anbieter. Die Mindestangebotsgröße von 30 MW stellt für kleinere Anlagen und deren Betreiber keine wirkliche Hürde dar, da sich via Pool laut trend:research bereits Kraftwerksbetreiber ab 1 MW Leistung beteiligen können.

Eine derartige Pool-Lösung bildet das virtuelle Kraftwerk der Steag-Saar Energie: Sie schaltet kleinere und größere Kraftwerke, die über Reservekapazitäten verfügen, bei Bedarf zu einem einzigen, virtuellen Kraftwerksblock zusammen. Das Unternehmen hat sich auf das lukrative Regelenergie-Geschäft der Minutenreserve spezialisiert – laut trend:research die interessanteste Vermarktungsalternative. Saar Energie kann durch die Vernetzung zahlreicher kleiner Blockheizkraftwerke in kürzester Zeit 200 MW ans Netz bringen. Dieser spontane Service bringt dem Saarbrücker Energieversorger das Vier- bis Fünffache des normalen Verkaufserlöses.

Die swb, ein Privatisierungsableger der Stadtwerke Bremen bietet ca. 80 MW am Minutenreservemarkt an und der Kraftwerkspool der Trianel-Gruppe, hinter der 48 Stadtwerke-Gesellschafter und über 40 assoziierte Unternehmen stehen, erfüllt mit 30 MW Angebotsleistung gerade die Mindestvoraussetzungen zur Teilnahme am Markt. Auch die Stadtwerke Unna setzen auf einen virtuellen Kraftwerks-pool: Dort ging Ende 2004 das erste „virtuelle Kraftwerk“ offiziell in Betrieb: Die Prognose-, Leit- und Automatisierungs-Software der EUS, ein Anbieter von IT-Lösungen für die Energieversorgung, verbindet fünf Blockheizkraftwerke, zwei Windkraftparks, eine Photovoltaikanlage und ein Wasserkraftwerk zu einem System.

Die Energiemanagement-Lösung EUS Maximus DSC ist in der Lage, entfernte Energiestationen informationstechnisch per Internet bzw. ISDN zu verbinden. „Die Anlagen müssen dabei dank Internet und Liberalisierung des Energiemarktes nicht zwingend in Unna stehen“, betont Stadtwerke-Chef Jänig. Die so erzielten Ergebnisbeiträge verbessern die Wirtschaftlichkeit der dezentralen Energieerzeugung deutlich. „Wir hoffen, dass sich die Investitionen in virtuelle Kraftwerke in zwei bis drei Jahren amortisieren“, zeigt sich Thomas Stephanblome, Geschäftsführer der EUS optimistisch.

EDGAR LANGE

Von Edgar Lange
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