Warum Preissignale Flexibilität anreizen – aber kein Stromnetz steuern

von Marcel Linnemann auf LinkedIn

Warum Preissignale Flexibilität anreizen – aber kein Stromnetz steuern

Im Westernfilm gibt es einen Effekt, den jeder kennt: Die Kutsche fährt vorwärts, doch ihre Speichenräder scheinen sich rückwärts zu drehen. Das Rad ist real, die Bewegung ist real – nur das Bild lügt. Es entsteht, weil die Kamera mit 24 Bildern pro Sekunde eine Bewegung abtastet, die viel schneller ist als ihre Abtastrate.

Genau dieses Bild hat jemand bei mir erzeugt mit einem sehr technischen Kommentar bzgl. einer direkten Nachricht, als ich in einem anderen Newsletterbeitrag über die Steuerung und Netzplanung künftiger Stromnetze schrieb. Und es führt direkt zum Kern eines Missverständnisses, das gerade die Energiewende-Debatte prägt: die Vorstellung, man könne ein Stromnetz über Preissignale steuern.

Die kurze Antwort vorweg: Dynamische Preise sind ein hervorragendes Instrument, um Flexibilität anzureizen und wirtschaftlich zu verteilen. Als Werkzeug zur schnellen, stabilen Netzführung die wir in der Endausbauphase benötigen, taugen sie aber nur sehr begrenzt. Wer beides verwechselt, baut sich genau die rückwärts drehenden Speichen ins Energiesystem ein.

Die Beobachtung, die alles auslöste

Ausgangspunkt war eine ganz praktische Erfahrung aus einer Diskussion zum netzorientierten Steuern, denn wenn das netzorientierte Steuern zum 01.01.2029 starten soll können wir im operativen Betrieb häufig nur noch reaktiv handeln. Die steuernde Instanz – die Niederspannungsleitwarte oder wie wir es auch immer nennen wollen – arbeitet mit Verzögerungen im Minutenbereich (laut VDE bis zu 5min in der Niederspannung).

Gleichzeitig sind die Anlagen der Kunden längst schneller, wie ich auch in meinem oben verlinkten Blogbeitrag zeige: HEMS, Wallboxen, Batteriespeicher und Wärmepumpen können technisch innerhalb von Sekunden auf eine Preisänderung reagieren. Auf den ersten Blick klingt das beruhigend – schnelle Geräte, alles gut. Tatsächlich ist es das Gegenteil. Die gefährliche Kombination ist nicht das langsame Gerät, sondern das schnelle Gerät an einem langsamen, unscharfen Signal.

Auf diese Einordnung erhielt ich einen Kommentar, der zwei Prinzipien zusammenführt, die – wie der Verfasser süffisant anmerkte – schon zu seinem Diplom 1982 lange bekannt waren. Zugespitzt formuliert, aber mit einem wichtigen fachlichen Kern. Beide Prinzipien lohnt es sich, hier konkret in den folgenden zwei Kapiteln aufzuzeigen (zur Vereinfachung habe ich den Kommentar in den Beitrag nicht 1:1 kopiert, sondern im Beitrag übersetzt):

Erstens: Latenz bringt Regelkreise zum Aufschwingen

Wer in seinem Studium Regelungstechnik hatte und aufgepasst hat, erinnert sich vielleicht an das Grundprinzip: Reagiert eine Steuerung immer erst mit Verzögerung, kann sie ein eigentlich stabiles System zum Schwingen bringen – und zwar nicht harmlos, sondern sich selbst aufschaukelnd. Jeder kennt das von einer alten Dusche: Man dreht auf, es bleibt erst kalt, also dreht man weiter – und plötzlich ist es brühheiß. Man reißt auf kalt, wieder passiert kurz nichts, dann ist es eiskalt. Die Verzögerung zwischen Handeln und Wirkung sorgt dafür, dass jede Korrektur zu spät kommt, zu stark ausfällt und die Abweichung am Ende vergrößert statt sie zu beseitigen. Fachleute nennen diese unvermeidliche Verzögerung „Totzeit“ – und je größer sie ist, desto sicherer treibt sie den Regelkreis ins Aufschwingen. Technisch gesprochen verschiebt diese Totzeit die Phase im Regelkreis so weit, dass die Übertragungsfunktion Polstellen in einem kritischen Bereich bekommt – und genau das ist die mathematische Beschreibung des Aufschwingens.

Was hat es mit den „Polstellen“ auf sich? Man kann sich jedes geregelte System als etwas vorstellen, das eine eingebaute Vorliebe für einen bestimmten Rhythmus hat – so wie eine Schaukel, die von allein in ihrem Takt schwingt. Mathematisch beschreiben genau die Polstellen diese natürlichen Eigenschwingungen. Liegen sie im „erlaubten“ Bereich, klingt eine Störung von selbst ab: Die Schaukel pendelt aus. Rutscht eine Polstelle dagegen in den kritischen Bereich, kehrt sich das um – jeder Anstoß landet im falschen Moment und macht die Schwingung größer statt kleiner. Das Paradebeispiel kennt jeder aus der Realität: das schrille Pfeifen, wenn ein Mikrofon zu nah an seinen eigenen Lautsprecher gerät. Das Signal läuft im Kreis und schaukelt sich in Sekunden bis zum Kreischen auf. Genau dorthin verschiebt eine zu große Totzeit die Polstellen eines Regelkreises – und genau das wollen wir in einem Stromnetz unter keinen Umständen.

Übertragen auf das Energiesystem: Wenn Millionen flexibler Verbraucher automatisiert auf ein verzögertes Preissignal reagieren, entsteht ein einziger, riesiger, verteilter Regelkreis. Das Signal ist der Preis, die Stellglieder sind Wärmepumpen, Wallboxen, Speicher, Elektrolyseure, industrielle Lasten. Reagieren sie mit ähnlicher Logik, synchronisieren sie sich: Viele schalten gleichzeitig ein, aus, hoch oder runter.

Und genau hier baut der Markt die Latenz systematisch ein. Day-Ahead-Preise werden festgelegt, auf die später reagiert wird – das ist eine Totzeit von Stunden oder Viertelstunden. Aber selbst der Idealfall rettet das Konzept nicht: Würde man die Gate-Closure-Time auf null senken, den Preis also unmittelbar vor der Viertelstunde festlegen, betrüge die mittlere Latenz immer noch 7,5 Minuten – die halbe Produktdauer. Eine offene und sehr spannende Frage lautet deshalb: Wie kurz muss diese mittlere Latenz – und damit die Produktdauer – bei voller Skalierung eigentlich sein, wenn alles, was flexibel ist, tatsächlich flexibilisiert wird?

Der Kontrast, den ich im Kommentar erhalten habe, ist deutlich: In der Praxis ließe sich die Latenz auf eine Sekunde reduzieren. Zwischen einer Sekunde und 7,5 Minuten liegen nicht ein paar Prozent, sondern mehr als zwei Größenordnungen.

Zweitens: Wer zu langsam misst, sieht das Gegenteil der Wirklichkeit

Das zweite Prinzip ist das Shannon-Nyquist-Theorem, auch Abtasttheorem genannt: Ein Signal muss mit mindestens der doppelten Frequenz abgetastet werden, die als höchste Komponente in ihm steckt – sonst wird die Information verfälscht.

Hier kommt die Kutsche zurück. Beim Blackout auf der Iberischen Halbinsel traten Ost-West-Schwingungen von rund 0,21 Hz auf. Um ein solches System korrekt zu erfassen, müsste man es mit mindestens 0,42 Hz abtasten – also rund alle zwei Sekunden ein Messwert. Ein 15-Minuten-Raster entspricht dagegen etwa 0,001 Hz. Das ist keine grobe Abtastung, das ist eine Unterabtastung um mehr als zwei Größenordnungen.

Die Folge sind Abtastartefakte – dasselbe Phänomen wie bei den Speichen im Westernfilm, nur mit ungleich höherem Einsatz. Im Stromsystem kann es fatal werden, wenn das Bild das Gegenteil der Realität suggeriert: Dann bewirkt die abgeleitete Entscheidung das Gegenteil dessen, was man bewirken wollte. Man regelt gegen eine Schwingung an, die in Wahrheit schon umgekehrt verläuft – und facht sie damit an.

Wichtig ist die ehrliche Eingrenzung: Netzbetreiber steuern Frequenz, Spannung und Schutzfunktionen heute selbstverständlich nicht über Day-Ahead-Preise und ja, auch je Netzebene hat man unterschiedliche technische Herausforderungen und Möglichkeiten. Dafür gibt es eigene, schnelle Regelmechanismen. Das Argument ist somit eine fachliche Warnung, keine Beschreibung der gesamten Netzführung. Brisant wird es genau dort, wo preisbasierte Signale faktisch zum dominanten Auslöser technischer Anlagensteuerung werden – und das ist die Richtung, in die viele Konzepte gerade laufen und wohin wir unser Energiesystem ausbauen wollen. Mittlerweile habe ich dazu auch den Überblick verloren, wie viele Studien, Beiträge bei Linkedin, Aussagen von Verbänden etc. genau dieses Netz fordern.

Warum die Sekundenreaktion im HEMS allein nicht genügt

Der naheliegende Einwand: Wenn die Kundenassets in Sekunden reagieren können, ist das System doch schnell genug. Stimmt nur halb, wie wir gerade gesehen haben. Schnelle Reaktion ist eine notwendige, aber keine hinreichende Bedingung für netzdienliches Verhalten, da auch schnelle Reaktionen den Regelkreis gefährden können, wenn wir das Netz als ein Regelkreis sehen wollen. Entscheidend ist nicht nur, wie schnell ein Gerät reagiert, sondern worauf:

• Reagiert es auf einen Preis, optimiert es gegen ein wirtschaftliches Signal – aus Kundensicht rational, aber nicht zwingend netzdienlich.
• Reagiert es auf einen lokalen Netzzustand, kann es netzdienlich handeln.
• Reagiert es auf ein koordiniertes Steuersignal, kann es Teil eines stabilen Regelkonzepts sein.

Ohne geeignete Koordination wird Geschwindigkeit sogar zum Problem, weil viele Geräte gleichzeitig in dieselbe Richtung laufen. Das eigentliche Risiko liegt also nicht in den schnellen Kundenanlagen, sondern in der Kombination aus schneller, dezentraler Reaktion und langsamem, unscharfem, nicht lokalisiertem Auslöser.

Vier Welten und vier Zeitlogiken

Was also sollen wir mit der Herleitung und den wirklich interessanten Hinweisen, die ich bekommen und versucht zu übersetzen habe anfangen? Für die Diskussion hilft vermutlich nur eine saubere Trennung der Ebenen – und vor allem ihrer Zeitlogiken. Wir müssen unterscheiden, was ist ein marktliches Preissignal, was eine HEMS-Steuerung, was eine netzorientierte Steuerung und was eine Schutz- und Systemregel. Und weil das alles vermutlich nicht genug ist, müssen wir auch unterscheiden über welchen Zeitpunkt wir diskutieren. Reden wir über das heutige Netz und seine Anfänge der Flexibilisierung oder schon das Zielbild?

Die Botschaft der oben aufgeführten Tabelle ist somit: Je weiter man nach unten geht, desto schneller, lokaler und verbindlicher muss gesteuert werden. Das Preissignal sitzt ganz oben – und ihm fehlen derzeit für die unteren Ebenen drei Eigenschaften: ausreichende Geschwindigkeit, lokale Netzsicht und technische Verbindlichkeit.

Was daraus für die Praxis folgt

Preissignale sollten als das behandelt werden, was sie sind: ein Instrument zur Aktivierung und wirtschaftlichen Allokation von Flexibilität. Sie verschieben Lasten in günstigere Fenster, optimieren Eigenverbrauch und bilden Knappheiten ab. Als Werkzeug zur unmittelbaren Netzsteuerung sind sie nur bedingt geeignet.

Für eine belastbare netzorientierte Steuerung braucht es zusätzlich technische Leitplanken: aktuelle Netzzustandsdaten, lokale Engpassinformationen, klare Prioritäten zwischen Komfort, Kosten und Netzrestriktionen, definierte Reaktionszeiten, Rückfallebenen und Mechanismen gegen Massensynchronisation.

Der sinnvolle Ansatz ist die Kopplung, nicht die Konkurrenz: Das HEMS optimiert innerhalb technischer Freiräume nach Preisen – aber Netzrestriktionen setzen die Grenzen. Innerhalb dieser Grenzen darf das Asset wirtschaftlich agieren; werden lokale Netzgrenzen erreicht, hat die netzorientierte Vorgabe Vorrang. Markt optimiert, Netz begrenzt. Alternativ könnte man auch über ganz andere Art von Tarifen nachdenken. Statt einem dynamischen Stromtarif, der sich an den Preisen der Strombörse orientiert, könnte ich mir auch einen frequenzabhängigen Tarif vorstellen.

Mit Blick auf die kurzen Latenzzeiten je näher wir uns auf der unteren Ebene und dem Zielszenario hinbewegen, desto kürzer müssen vermutlich auch die Kommunikationsstrecken zwischen den Assets erfolgen, was wiederum für einen zellularen Ansatz der Netzführung sprechen könnte. Kurzfristig könnte man sich auch mit einfachen Bordmitteln helfen, wie z.B. Speichern in der Niederspannung auch Lastgradienten verpflichtend vorzugeben, dass der Regelkreis innerhalb von 5min im netzorientierten Steuern bewegen könnte. Da allerdings die Vorgaben schon heute den Speicherbetreibern ab der Mittelspannung wenig Freude bereiten und eine Preiszeitscheibe nur 15min derzeit beträgt, muss man sich fragen, wie lange wir solche Instrumente bedienen wollen. In Summe gibt es also noch einige Fragezeichen zu beantworten…

Fazit

Der Kommentar, den ich ursprünglich erhalten habe, hatte eine hohe technische Basis und trifft übersetzt vermutlich einen Zielkonflikt über den wir zu wenig oder unscharf diskutieren. Dynamische Preise und automatisierte Kundenflexibilität sind wertvolle Bausteine der Energiewende, sie dürfen nur nicht mit schneller Netzregelung verwechselt werden – und je mehr Anlagen automatisiert auf Preise reagieren, desto dringlicher wird die Frage, ob diese Reaktion koordiniert, lokal passend und stabilitätsverträglich erfolgt.

Die technische Lehre, die man vielleicht aus diesem Beitrag mitnehmen kann dürfte sein: Preissignale können Flexibilität auslösen, aber sie ersetzen keine Netzsicht. Sie können Anreize setzen, sind aber keine vollständige Regelgröße. Und sie können Verbrauch verschieben, garantieren aber nicht, dass diese Verschiebung im konkreten Netzabschnitt zum richtigen Zeitpunkt die richtige Wirkung hat.

Netzorientierte Steuerung wird im Zielbild einer vollständig automatisierten Welt mit 100% EE in 2045 schneller, lokaler und verbindlicher sein müssen als reine Preislogik – im Sekunden-, nicht im Viertelstundenbereich. Sonst regeln wir am Ende ein System, dessen Bild sich rückwärts dreht, während es in Wahrheit längst nach vorne fährt.