Endesa und Iberdrola planen Vergütung für Stromsparmaßnahmen

Endesa und Iberdrola planen Vergütung für Stromsparmaßnahmen

Endesa und Iberdrola bereiten Angebote vor, bei denen Kunden Geld erhalten, wenn sie ihren Stromverbrauch auf Anforderung des Systems reduzieren. Das Paradoxe daran ist, dass dieser Mechanismus seit Jahren für die Großindustrie existiert und nun auch kleinen Verbrauchern offensteht. Camila Fernandes, Produktverantwortliche für Demand Response bei Endesa X, fasste es auf einer Veranstaltung der Asociación de Consumidores de Electricidad (Verband der Stromverbraucher) zusammen: „Das Lastmanagement wird ein wesentliches Element sein, um diese erneuerbare Erzeugung zu integrieren.“

Es handelt sich nicht um Wohltätigkeit, sondern um einen Markt. Der Systembetreiber zahlt dafür, dass Kraftwerke nicht hochgefahren werden, wenn die Nachfrage steigt. Das ist günstiger als der Betrieb eines Gasturbinenkraftwerks.

Was ist Nachfragelastflexibilität und warum kommt sie jetzt?

Das Stromsystem wurde so konzipiert, dass die Erzeugung der Nachfrage folgt. Nun soll das Gegenteil erreicht werden: Die Nachfrage passt sich dem verfügbaren Angebot an. Die europäische Richtlinie zur Netzbalance treibt dazu, dass Erzeugungsanlagen, aggregierte Nachfrage und Speicher gleichberechtigt konkurrieren, wie María Luisa Llorens, Leiterin der Abteilung Betriebsmärkte bei Red Eléctrica, erklärte.

Endesa bringt die Erfahrung von Enel X mit: 14.000 verwaltete Anlagen und eine flexible Lastkapazität von 6,3 GW in 15 Ländern. Iberdrola bereitet seinerseits Produkte vor, die auf Überwachung und Optimierung der Lastkurve basieren. Rafael Bellido, Leiter der Flexibilitätslösungen, bestätigte den bevorstehenden Start.

Teilnehmen können Kunden, die nach einer Vorwarnzeit von 15 bis 30 Minuten ihre Leistung mindestens eine Stunde lang reduzieren. Die Methoden reichen vom zeitweisen Abschalten von Produktionslinien bis zum minimalen Anheben der Temperatur bei Kühlgeräten.

Der Ahorramás-Pilot: 25 % Rendite in fünf Jahren

Die erste praktische Erfahrung in Spanien haben der Verband der Stromverbraucher und Minsait, eine Tochtergesellschaft von Indra, mit der Supermarktkette Ahorramás (IFA-Gruppe) gemacht. Die Märkte schließen sich einem Aggregator an, der als Vermittler beim Verkauf von Ausgleichsdienstleistungen an das System fungiert.

Die Verantwortlichen rechnen mit einer internen Verzinsung von nahe 25 % über einen Horizont von fünf Jahren, wobei die Auszahlung ab dem vierten Jahr beginnt. Die Einnahmen stammen zu 65 % aus dem Energiemarkt und zu 35 % aus direkten Einsparungen durch Lastabschaltungen und Sensorik. Die vollständige Berechnung, aufgeschlüsselt nach Posten, bildet die Grundlage für den Plan zum Aufbau eines virtuellen Kraftwerks.

Die Grenzen, über die niemand spricht

Endesa räumt ein, dass technische Anforderungen, der Wettbewerb mit der Erzeugung und geringe Vergütungen die kurzfristige Teilnahme einschränken können. Es ist kein Blankoscheck. Es ist ein Markt mit engen Margen und strengen Regeln.

Die häufigste Kritik in der öffentlichen Diskussion lautet, dass Verbraucher den Strompreis akzeptieren müssen, der ihnen vorgeschrieben wird, und dann abgeschaltet werden, wenn es dem System passt. Die technische Antwort darauf ist, dass die Alternative schlimmer wäre: Wenn niemand reduziert, muss ein teures Kraftwerk laufen, dessen Kosten alle im Stromtarif zahlen.

Manche behaupten, dies sei Dritte-Welt-Zustände getarnt als Modernität. Dem hält man entgegen, dass Unterbrechbarkeit seit Jahren für die Großindustrie existiert und deren Öffnung für weitere Verbraucher genau das Gegenteil eines Privilegs ist.

Das australische Vorbild und die ausbleibende Krise

Die Blackouts in South Australia werden oft als Warnung angeführt. Die technische Diagnose sieht anders aus: Drei thermische Kraftwerke waren außer Betrieb, und ein viertes hatte eine Panne. Systeme sind darauf ausgelegt, den Ausfall der zwei größten Blöcke zu verkraften. Hier fielen vier aus. Hinzu kam das Fehlen von Verbindungen zum Rest des Landes, was gerade korrigiert wird, sowie der Bau eines der weltweit größten Batteriespeicherprojekte.

In Spanien liegt der Anteil erneuerbarer Energien am Mix bei 40 % und steigt weiter. Die Frage ist nicht, ob das System standhält, sondern wer die Reservekosten zahlt, wenn weder Sonne noch Wind verfügbar sind.

Was ist mit EU-Fonds und Netzanbindungen?

Die TEN-E-Verordnung erlaubt in Artikel 14 finanzielle Unterstützung der Union für Projekte von gemeinsamem Interesse, einschließlich Verbundleitungen. Der European Green Deal mobilisiert eine Billion Euro (im spanischen Sprachgebrauch gemeint) für verschiedene Energieinfrastrukturen. Es ist kein Fonds ausschließlich für Netzanbindungen, aber solche Projekte sind förderfähig.

Die Diskussion darüber, ob dieses Geld tatsächlich dort ankommt oder in anderen Posten aufgeht, läuft noch. Klar ist jedoch, dass die Energiewende aus Fonds finanziert wird, die miteinander konkurrieren.

Was passiert, wenn der Rabatt für die Stromunterbrechung irgendwann zum regulären Tarif wird?