Verbraucher können zu und abgeschaltet werden. Zählerstände werden abgelesen. Die eigene Photovoltaikanlage wird überwacht. Und selbst das Baby im Kinderzimmer kann heute über eine Webcam audio- und videoüberwacht werden.

Da stellt sich nun schon die Frage, was dies alles mit einer umfassenden Nutzung von Erneuerbaren Energien zu tun haben könnte? Nun – die Steuerung von Angebot und Nachfrage in einem durch den zunehmenden Einsatz hochvolatiler Energien wie Sonne und Wind geprägten Energiesystem wird einer der Schlüssel zu einer erfolgreichen Energiewende sein.

Energiepolitisches Ziel der Bundesregierung ist es , den Anteil der Erneuerbaren Energien im Strommarkt bis zum Jahr 2050 auf 80% anzuheben. Die Ziele im viel größeren Wärmemarkt wurden mit 14% bis zum Jahr 2020 drastisch geringer festgelegt. Sie liegen unterhalb der Anforderungen der Europäischen Union, die bis 2020 für den gesamten Energiemarkt 20% erreicht haben will.

Das hängt auch etwas von den Möglichkeiten ab, welche sich nach heutiger Denkweise ergeben: Holz, Biogas oder Erdwärme als Ressourcen werden eher dem Wärmemarkt zugeordnet. Sonne und Wind dem Stromsektor, obwohl ja gerade auch die Warmwasserbereitung über Solarthermie eine typische Wärmeanwendung ist. Aber gerade hier wird gedanklich ein Einordnen in alte Schubladen vorgenommen, obwohl die Welt heute ganz anders ist.

Beginnen wir mit dem Thema E-Mobility. Ein mit Benzin betriebener Mittelklassewagen wie der VW Golf benötigt etwa 6 Liter Benzin auf 100 Kilometer. Das sind also etwa 60 Kilowattstunden Brennstoff. Würde dieses Fahrzeug mit einem wesentlich effizienteren Elektromotor betrieben, dann zeigen die heute schon vorhandenen Elektromobile wie Mitsubishi IMIEV (16 kWh/150 km= 10,7kWh/100km) oder das neue „Tesla Model S“ (85 kWh/425km=20 kWh/100km), dass Elektrofahrzeuge durchaus in großem Umfang mithelfen können, den Energieverbrauch in Deutschland zu verringern. Gerade der neue Tesla zeigt als 5+2 Sitzer, dass man sich bei einer maximalen Leistung von über 400 PS, einer Beschleunigung von 4,6 Sekunden von Null auf Hundert, einer Höchstgeschwindigkeit von mehr als 200 km/h und einer Schnellaufladung (50% Aufladung in etwa 30 Minuten) künftig auch auf bundesdeutschen Autobahnen ohne Geschwindigkeitslimit mithalten kann.

Energiepolitisch denken manche Leute natürlich sofort wieder an Probleme. Die Sonne scheint nur tagsüber, dann sind die Autos nicht an der Ladesäule in der heimischen Garage, sondern sie werden bewegt und deshalb passen Elektrofahrzeuge und volatile Erneuerbare Energien nicht zusammen. Allerdings zeigt folgende Betrachtung, dass bei einer genügend großen Dichte an Ladestationen auch tagsüber Zeit und Raum für Aufladungen gefunden werden kann: Ein Fahrzeug mit einer Fahrleistung von 12.000 km/Jahr und einer Durchschnittsgeschwindigkeit von 60 km/h ist also im Jahr nur 2000 Stunden von insgesamt 8760 Jahresstunden im Fahrbetrieb. Bei einem Stromverbrauch von etwa 2500 Kilowattstunden pro Jahr würde eine wöchentliche Ladezeit von weniger als 60 Minuten bei Schnellaufladung an einer dafür geeigneten Ladestation ausreichen.

Schon dieses Beispiel zeigt, dass die Energiemärkte Strom, Wärme und Verkehr künftig ineinander verwoben sind. Im Strom- und Wärmemarkt lassen sich beliebig viele weitere Beispiele finden: Ein Blockheizkraftwerk erzeugt im Betrieb gleichzeitig Wärme und Strom und ist deshalb besonders effizient. Eine Wärmepumpe bedient sich auf niedrigem Temperaturniveau aus von der Sonne angewärmten Wärmequellen wie Erdreich, Grundwasser oder Luft und transferiert die entzogene Wärme mit etwas Strom aus Erneuerbaren Energien auf nutzbare Heizenergie. Methan soll künftig synthetisch durch die Nutzung von überschüssigen Strom mittels Elektrolyse und Carbonisierung) erzeugt, zwischengespeichert und dann wieder in GUD- oder Blockheizkraftwerken in Strom und Wärme zurück verwandelt werden.

All diese Beispiele zeigen, dass die edle Energie Strom künftig zu einer Führungsgröße im Energiemarkt werden wird. Alle anderen benötigten Energien wie Licht, Kraft, Wärme und noch vieles mehr lassen sich durch Strom erzeugen. Allerdings hat die elektrische Energie auch einen gravierenden Nachteil – Angebot und Nachfrage müssen ständig in Einklang gebracht werden. Langfristspeicher gibt es praktisch nicht.

Die fossilen Brennstoffe haben es hier viel leichter. Gas, Öl, Kohle oder Holz, die fossilen Brennstoffe können beinahe beliebig lange gelagert werden. Und deswegen gibt es Überlegungen, überschüssigen Strom in Gas umzuwandeln. Dabei stehen freilich noch 3 Probleme an, die diese Art der Energiespeicherung wirtschaftlich noch nicht attraktiv genug machen:

1. Die Umwandlung von Strom in Methan und die spätere Wiederverstromung führt zu einem Energieverlust von bis zu mehr als 65% und ist damit nicht besser, als der Wirkungsgrad von herkömmlichen Kohlekraftwerken – freilich auf der Basis von Erneuerbarer Energie.
2. Das Angebot an Überschussstrom wird mit dem zunehmenden Ausbau von PV und Wind künftig ansteigen. Noch ist es auf wenige Tage und innerhalb dieser Tage auf wenige Stunden begrenzt. Power to gas – Anlagen verschlingen beim Bau enormes Kapital und rechnen sich wirtschaftlich heute noch nicht. Die Wirtschaftlichkeit könnte durch eine höhere Betriebszeit gesteigert werden. Dafür fehlt aber (noch) der Brennstoff Überschussstrom.
3. Power to gas – Anlagenbetreiber gehen heute davon aus, dass sie den überschüssigen Strom nahezu kostenfrei zur Verfügung gestellt bekommen und künftig sogar noch Geld bekommen, wenn sie den Strommarkt stabil halten. Dieser Strom müsste also auch von sämtlichen staatlich verordneten Abgaben und Steuern befreit sein.

Strom kann man aber auch in Batterien speichern und damit könnten Stromnetze entlastet werden. Der Markt für stationäre Batteriespeicher in Zusammenhang mit der Eigenerzeugung von Photovoltaikstrom wird gerade gewaltig ausgebaut. Viele Kunden haben Angst, dass Energiepreise und darauf fällige Steuern und Abgaben noch stärker angehoben werden und wünschen sich deshalb eine möglichst hohe Eigenversorgung mit Energie. Der Staat möchte dies sogar noch fördern und wird vermutlich demnächst Kombinationen aus Photovoltaik und Batteriespeichern zum Zwecke der höheren Eigenstromversorgung mit einem einmaligen Baukostenzuschuss unterstützen. Das wird den Verteilnetzbetreibern bei der Laststeuerung aber wenig nützen:  Im Sommer werden diese Kunden sich nahezu selbst versorgen. Die Sonne scheint bis spät am Abend. Die kurzen Nachtstunden werden vollständig vom Batteriespeicher überbrückt. Am Morgen ist dieser noch beinahe voll aufgefüllt. Deshalb kann der Netzbetreiber kaum Sommerspitzen im Batteriespeicher unterbringen. Im Winter ist es genau umgekehrt. Der bedeckte Himmel vermindert die Stromerzeugung aus Photovoltaik schon erheblich. Wenn dann noch eine dünne Schneedecke auf den PV-Modulen die Stromproduktion zum Erliegen bringt, dann läuft auch der Batteriespeicher leer. Versuche in Bayern haben gezeigt, dass Haushaltkunden im Sommer kaum Energie aus dem Netz entnehmen (4 kWh/Monat; 99% Eigenversorgung). Im Winter beziehen sie jedoch ungleich mehr (300 kWh/Monat).

Der Ausbau der Photovoltaik und der Zubau von Batteriespeichern wird sich wohl trotzdem auch künftig stark erhöhen, weil PV-Module und (derzeit noch nicht wirtschaftliche) Batteriespeicher bei den Investitionskosten einer starken Preisdegression unterliegen. Steigende Stromkosten und fallende Investitionskosten werden zum Bau von Batteriespeichern mit größerer Speicherkapazität führen. Damit könnte der Schritt hin vom heutigen „Nachtspeicher“ zum künftigen 3-7 Tagespeicher verbunden sein.

Spätestens dann könnten diese Speicher auch Netze entlasten. Wegen der vorbeschriebenen Schneefallproblematik aber nur dann, wenn nicht nur auf den eigenerzeugten PV-Strom sondern auch auf Überschussstrom aus dem Netz zurück gegriffen werden kann. Das ist beim heutigen Strompreisgefüge noch kaum machbar. Die eine Hälfte des Strompreises teilen sich heute Stromerzeuger, Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Vertrieb. Die andere Hälfte und sogar noch etwas mehr geht an den Staat oder unterliegt einer staatlichen Regulierung (Stromsteuer, Mehrwertsteuer, Kraft-Wärme-Koppelungs-Abgabe, Konzessionsabgabe, §19-Umlage, EEG-Abgabe, Offshore-Abgabe). Eine energiewirtschaftlich sinnvolle Bewirtschaftung eines Batteriespeichers unter Berücksichtigung der auch bei einem solchen Speicher entstehenden Speicherverluste (Wärme) wäre nur dann möglich, wenn in Zeiten von Stromüberschuss vergünstigte Stromkonditionen angeboten würden. Lastvariable Strompreise machen aber nur dann Sinn, wenn deren Preisstellung dreistufig zu Zeiten mit hohem Stromangebot besonders günstig, zu Zeiten mit Stromengpässen entsprechend hoch und im Übrigen zu heutigen Stromkonditionen zu haben ist. Nur eine genügend große Spreizung führt hier zur wirtschaftlichen Handlungsweise. Dies scheitert aber daran, dass die staatlich regulierten Preisbestandteile weitgehend Festpreise in Cent je Kilowattstunde sind und keine Rücksicht auf den Markt nehmen. Smart Home-Kunden, die heute schon in der Lage sind, ihren Energieverbrauch zu steuern und zu regeln, brauchen deshalb Preisanreize. Gelingen wird dies wohl erst dann, wenn der Staat zu Zeiten von Stromüberschüssen für diese Marktanreizsignale setzt.

Das Beispiel „Power to Heat“ zeigt, dass sich unter solchen Voraussetzungen der Markt schnell bewegen könnte: Der Warmwasser-Energiebedarf liegt in Deutschland bei etwa 2,5 Kilowattstunden je Tag und Einwohner. Bei mehr als 80 Millionen Einwohnern werden folglich täglich etwa 200 Millionen Kilowattstunden Energie verbraucht, was umgerechnet auf Heizöl und unter Berücksichtigung von Umwandlungsverlusten etwa 25 Millionen Liter Heizöl je Tag ausmacht.

Würden die bestehenden Warmwasserbereiter in Wohngebäuden zu Hybridspeichern ausgebaut, müsste in den meisten Fällen mit geringen Investitionskosten wohl nur ein zusätzlicher Elektroheizstab eingebaut werden. Eine Brauchwasserwärmepumpe würde die Energieeffizienz sogar noch wesentlich erhöhen. In 2020 wird es wohl mehr als 100 Tage mit zumindest zeitweisen Stromüberschuss im Stromnetz geben. Würden diese Überschüsse regional zur Warmwasserbereitung eingesetzt, könnten bis zu 2500 Millionen kWh (2500 GWh) fossile Energien  eingespart werden. Diese Energien könnten dann abgerufen werden, wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht weht und würden ausreichen, etwa 11 Spitzenlastkraftwerke vom Typ Irsching5 bei heutiger Benutzungsdauer das ganze Jahr hindurch zu betreiben.

Die Zeiten sind vorbei, wo es rein um Stromeinsparung ging. Der Anteil von Erneuerbaren Energien ist mit 23% Anteil nirgends so ausgeprägt, wie auf dem Stromsektor. Deswegen sollten wir den gesamten Energiemarkt betrachten und versuchen, über Synergien im gemeinsamen Energiemarkt den Primärenergieverbrauch in Deutschland und die damit im Zusammenhang stehenden CO2-Emissionen so niedrig wie möglich zu halten.