Wertvolle Reserven

Im Gespräch mit dem Speicherexperten Prof. Dr. Dirk Uwe Sauer von der RWTH Aachen loten wir die Perspektiven einer Zukunftstechnologie mit langer Tradition aus.

In Power-to- Gas-Anlagen lässt sich Strom über lange Zeiträume speichern und für andere Sektoren umwandeln. Noch ist die Technologie aber nicht wirtschaftlich. Foto: Greenpeace Energy

Für die meisten Menschen waren Energiespeicher über viele Jahre kein wirklich spannendes Thema, wurden sie doch vorwiegend für die – eher seltenen – Situationen benötigt, in denen das Stromnetz einmal nicht zur Verfügung stand. Allerdings wird seit einigen Jahren immer stärker die Elektrifizierung des Antriebsstranges im Pkw maßgeblich durch die Integration von Batterien vorangetrieben und auch die unterbrechungsfreie Stromversorgung großtechnischer Anlagen wird durch Energiespeicher gewährleistet. Im Übertragungsnetz dienen Pumpspeicherkraftwerke allerdings schon seit langem dazu, überschüssigen Strom in Zeiten schwacher Nachfrage aufzunehmen und in Spitzenlastzeiten wieder verfügbar zu machen – zunächst im Interesse einer besseren Auslastung von Grundlastkraftwerken, heute zunehmend auch zur Abfederung von Einspeisespitzen. „Derzeit haben diese Pumpspeicher eine Leistung von rund 6 GW, also weit mehr als jeder andere Speicher im Netz“, berichtet Prof. Dr. Dirk Uwe Sauer, der an der RWTH Aachen den Lehrstuhl Elektrochemische Energiewandlung und Speichersystemtechnik innehat. Er beschäftigt sich seit etwa 25 Jahren mit Energiespeichern und amüsiert sich immer ein wenig, wenn in der öffentlichen Diskussion der Eindruck entsteht, dass Energiespeicher „eine Erfindung der Energiewende“ seien.

Unbestritten ist jedoch, dass nun, da mit zunehmender Einspeisung erneuerbarer Energien die Grenzen unserer Stromnetze sichtbar werden, auch die Bedeutung von Energiespeichern steigt. „Leitungen verteilen elektrische Energie im Raum, Speicher in der Zeit“, sagt Prof. Sauer und genau aus diesem Grund können Energiespeicher eine Alternative zum Netzausbau sein. Eine Alternative, die man jedoch differenziert betrachten muss.

Die Zukunft: Dezentrale Kurzzeitspeicher

Das langfristig größte Potenzial sieht der Energiespeicher- Experte im Verteilnetz, wo das Gros der erneuerbaren Erzeuger angeschlossen wird und wo dementsprechend der größte Bedarf für einen Netzausbau entsteht. Hier können insbesondere Batteriespeicher sinnvoll genutzt werden, die in der Lage sind, sehr kurzfristig Energie aufzunehmen und wieder abzugeben. Die gute Nachricht: „Die Verteilnetzbetreiber werden diese Infrastruktur nicht selbst aufbauen müssen“, so Dirk Uwe Sauer. In der Tat zeigen steigende Absatzzahlen, dass Heimspeicher als Ergänzung zu privaten PV-Anlagen zunehmend Einzug in Wohnimmobilien halten. „Die Technologie wird immer günstiger und nachhaltige Versorgungslösungen sind für Verbraucher zudem emotional sehr attraktiv“, sagt Prof. Sauer. Ob sich die Anlagen über die Ersparnis bei den Stromkosten amortisieren, sei vor diesem Hintergrund gar nicht die Frage. Mit dem Mieterstromgesetz wurde darüber hinaus ein erster Schritt getan, um Eigenerzeugung und (thermische) Energiespeicherung auch für die Wohnungswirtschaft attraktiv zu machen. Einen ähnlichen Trend wird es bei den Elektroautos respektive der zugehörigen Ladeinfrastruktur sowie bei Haustechnik und Haushaltsgeräten geben, ist der Speicherexperte überzeugt – und die Technologie wird immer intelligenter.

Seine Prognose: „In etwa zehn Jahren werden wir über ein dichtes Netz von digitalisierten und vernetzten Energiespeichern und steuerbaren Lasten verfügen, mit denen sich die Stromeinspeisung und -abnahme in den Verteilnetzen kurzfristig bedarfsgerecht ausbalancieren lässt.“ Netzbetreiber und Versorger sind somit gut beraten, den Nutzern entsprechende Angebote nahezubringen und gleichzeitig Anreize zu schaffen, die smarten Geräte netzdienlich zu verwenden. „Das Interesse an derartigen Geschäftsmodellen ist auch jenseits der Versorgungsbranche groß“, weiß Prof. Sauer.

Der Übergang: Großspeicher im Verteilnetz

Bis es soweit ist, hätten gerade in Regionen mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien auch großtechnische Speicher ihren Sinn, betont Dirk Uwe Sauer. „Technisch sind moderne Batteriegroßspeicher in der Lage, Systemdienstleistungen zur kurzfristigen Stabilisierung von Frequenz und Spannung zu übernehmen und damit die rotierenden Massen in den konventionellen Kraftwerken zu ersetzen“, erläutert er.

Vorreiter in diesem Feld war der Stromversorger WEMAG, der bereits 2014 zusammen mit dem Technologieunternehmen Younicos in Schwerin den größten kommerziellen Batteriespeicher in Europa errichtete, der mit dem Stromnetz verbunden ist. Er gleicht kurzfristige Netzschwankungen aus und bewies Anfang 2016 sogar seine Schwarzstartfähigkeit.

Im Juni 2017 wurde der Erweiterungsbau des Batteriespeichers fertiggestellt. Damit wird die Leistung von 5 Megawatt auf 10 Megawatt verdoppelt, die Kapazität wird von 5 Megawattstunden auf 14,5 Megawattstunden knapp verdreifacht. Das Batteriespeicherkraftwerk wird aktuell zur Frequenzstabilisierung in der Primärregelleistungsvermarktung eingesetzt und arbeitet nach Angaben der WEMAG wirtschaftlich. Andere Anlagen dieser Art werden laut Prof. Dirk Uwe Sauer derzeit in unterschiedlichen Szenarien getestet und könnten in absehbarer Zeit durchaus in den Verteilnetzen zum Einsatz kommen.

Speichern im Übertragungsnetz

Prof. Dirk Uwe Sauer ist Professor für elektrochemische Energiewandlung und Speichersystemtechnik an der RWTH Aachen. Foto: Prof. Dirk Uwe Sauer

Im Übertragungsnetz stellt sich die Situation anders dar, denn hier ist der Ausbau der Netze deutlich günstiger als die Inbetriebnahme neuer Speicher: „Bevor sich ein neues Speicherkraftwerk trägt, kann man rund 3.000 Kilometer neue Trassen bauen“, rechnet Prof. Sauer vor. Seiner Prognose zufolge werden Energiespeicher hier erst dann zum Einsatz kommen, wenn eine Verteilung im Raum und die Intelligenz auf den nachgelagerten Netzebenen nicht mehr ausreichend ist, um Einspeisespitzen oder insbesondere auch sogenannte Dunkelflauten zu kompensieren.

Gasspeicher

Zu diesem Zweck eignen sich Gasspeichertechnologien, wie beispielsweise Powerto- Gas (PtG): „Deren Stärke besteht darin, elektrische Energie über Monate oder Jahreszeiten hinweg zu speichern und – in Zukunft ganz wichtig – anderen Sektoren zuzuführen“, erläutert Dirk Uwe Sauer. Wirtschaftlich mache das jedoch erst dann Sinn, wenn der Gesamtanteil der Stromproduktion aus Wind und Solar 80 Prozent in Bezug auf den elektrischen Energieverbrauch beträgt. „Das wird allerdings erst nach dem Jahr 2030 der Fall sein“, betont der Speicherfachmann. Die Entwicklung und Demonstration solcher Technologien muss daher jetzt vorangetrieben werden.

Rahmenbedingungen verbessern

Für ganz wichtig hält es auch Prof. Sauer, dass regulatorische Hürden fallen. „Auf allen Netzebenen ist es derzeit noch deutlich günstiger, erneuerbare Energieanlagen abzuregeln, als Speicher zu nutzen“, erläutert der Experte, denn die Kosten hierfür trägt letztlich der Verbraucher.

Aus diesem Grund sei es nötig, Energieträger verschiedener Sektoren in gleicher Weise mit Abgaben zu belasten. Außerdem muss es möglich sein, dass Versorger zeitlich und räumlich variable Strompreise bilden können, damit sich der Speicherbedarf in einem marktwirtschaftlichen System adäquat abbilden lässt.

Kontakt: RWTH Aachen Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA), Lehrstuhl für Elektrochemische Energiewandlung und Speichersystemtechnik, Prof. Dr. Dirk Uwe Sauer, 52066 Aachen, Tel. +49 241 80 96977, DirkUwe.Sauer@isea.rwth-aachen.de

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