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Frischer Wind für die Energiewende

Die Energiewende braucht neue Systeme zur Netzstabilisierung. Innovative Unternehmen stecken viel Geld und Expertise in Speichermöglichkeiten. Der Pioniergeist wird sich lohnen – weltweit.

Wenn die Natur doch nur berechenbar wäre: Mal wird weniger Wind gebraucht, ein andermal mehr Sonne. Dabei soll der Strom immer grüner werden. In dem Maß, wie der Anteil Erneuerbarer am Energiemix steigt, drängt eine neue Problematik in den Fokus: Systemstabilität und Speicherbedarf. Nach Berechnungen der Thüga-Gruppe werden schon 2020 etwa 17 Terrawattstunden erneuerbarer Energie zwischengespeichert werden müssen. Bis 2050 wird der Bedarf an Speicherkapazität auf etwa 50 Terrawattstunden ansteigen. Neben dem Netzausbau sind deshalb auch Investitionen in kluge und bezahlbare Speichertechniken gefragt.

Wo genau wieviel gespeichert werden soll, das ist die Frage, die sich bei der Speicherung generell stellt. Viele Verbraucher wollen eine autarke, von großen Energiekonzernen unabhängige Versorgung. Gleichzeitig muss in Großspeichersysteme investiert werden, die garantieren, dass der Strom für viele Abnehmer gleichmäßig fließt.
Immer mehr Unternehmen, ob klein oder global Player, arbeiten derzeit an der Entwicklung neuer Energiespeichermodelle. Die Investitionen machen sich zwar noch nicht oder kaum bezahlt, doch die Konkurrenz schläft nicht. Und jene, die sich jetzt das Knowhow aneignen, werden zu den Ersten gehören, die damit Geld verdienen. „Führend im Bereich ‚Storage’ sind derzeit die USA, gefolgt von Japan, China und Deutschland – egal ob es um kleinere Lösungen für die dezentralen erneuerbaren Erzeugungsparks geht oder zentrale Lösungen, die zur Netzstabilisierung oder zur Teilnahme am Regelenergiemarkt eingesetzt werden.„Wobei Deutschland eine sehr wichtige Rolle einnimmt“, sagt Cavin Pietzsch, Leiter des Geschäftsbereichs GE Energy Management in Deutschland. „Bereits heute besteht der Energieerzeugungsmix in Deutschland zu 30 Prozent aus Erneuerbaren. Daher gibt es hierzulande auch ein großes Interesse schnell Lösungen in das Energiesystem zu integrieren, die helfen, die fluktuierende Einspeisung aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen ausbalancieren. Speichertechnologien sind hier sicherlich eine zentrale Komponente.“

Speicherpioniere aus Berlin

Eine solche Lösung – ein 5 Megawatt Lithium-Ionen-Akku – stabilisiert in Schwerin bereits seit einem Jahr das ostdeutsche Stromnetz. Er ist der erste kommerzielle Batteriespeicher in Europa. Die vom Berliner Unternehmen Younicos konzipierte vollautomatische Anlage wurde im September 2014 eröffnet und gleicht seitdem erfolgreich kurzfristige Schwankungen in der Netzfrequenz aus und schafft so Platz für mehr Wind- und Sonnenstrom. „Wir arbeiten und forschen bereits seit 2005 am Speichern und konnten von Beginn an auf die Unterstützung von guten Investoren bauen“, sagt Clemens Triebel, Chief Visionary Officer und Younicos-Mitbegründer. „Und die Vorteile der Batterie lagen für uns immer klar auf der Hand: Sie sind langlebig, sicher und extrem schnell. Batterien können in weniger als 200 Millisekunden reagieren.“

Welche Batterien die Besten sind und wie ihr Lade- und Entladeverhalten sich auf die Speicheranforderungen auswirken, untersuchen die Berliner im eigenen Lithium-Ionen-Testlabor. Es wird aber nicht nur geforscht, sondern auch gebaut. Auf der portugiesischen Azoren-Insel Graciosa errichtet Younicos gemeinsam mit dem regionalen Energieversorger EDA das weltweit erste erneuerbare Energiesystem auf Basis von bis zu 100 Prozent Wind- und Sonnenstrom. „Wo sonst als auf einer Insel könnten wir derzeit besser zeigen, dass erneuerbare Energien technisch wie wirtschaftlich fossilen Energieträgern voraus sein können“, sagt Triebel. Deshalb konzipierten sie den Bau eines 2,6 Megawatt Groß-Akkus, der den überschüssigen Strom aus einem 4,5 Megawatt Windpark und einer 1 Megawatt Fotovoltaik-Anlage speichern kann. Der Bau wird von privaten Investoren getragen. Wenn die Anlage dann läuft, soll sie die Stromversorgung auf Graciosa zu 65 Prozent (Jahresdurchschnitt) aus erneuerbaren Energien decken. Die Dieselkraftstoff-Importe könnten dadurch sukzessive verringert werden.
Triebel: „Das Modell und die Erfahrungen, die wir aus diesem Projekt gewinnen, lassen sich auch auf andere Systeme umlegen. Letztlich spielt es keine Rolle, ob wir eine Insel oder den Kontinent Europa betrachten.“
Wesentlicher Bestandteil der  Batteriekonzepte von Younicos sind auch die dazugehörigen Softwarelösungen. Es geht um Regulierung, Vernetzung aber auch das Abschöpfen von großen Datenmengen aus zentralen und dezentralen Anlagen. „Die richtige Software ist entscheidend für intelligente Speicherlösungen“, erklärt Clemens Triebel. Damit die Stromnetze ohne rotierende Massen stabil betrieben werden können, müssen alle Erzeugungs- und Speichereinheiten dezentral, und ohne menschliches Eingreifen zusammenspielen. Schon eine vergleichsweise kleine Menge an, mit cleveren Leistungsmanagement ausgerüsteten Speichern, erlaubt es, den Jahresanteil an erneuerbaren Energien signifikant zu erhöhen . Das Batteriekraftwerksmanagement sorgt für die effiziente Einbindung von Batterien ins Stromsystem. Es optimiert den Einsatz von Wind, Photovoltaik, Back-up Generatoren und Speichern. „Das lohnt sich jetzt auch wirtschaftlich. Am Primärregelleistungsmarkt werden gerade zum ersten Mal schwarze Zahlen geschrieben“, erklärt  Triebel. Ob und wie man Geld in Zukunft mit den Speicherkapazitäten verdiene, liege allerdings nicht nur daran, wie sich der Markt entwickele, sondern auch, ob die Politik die Märkte so gestallte, um die Energiewende kosteneffizient umzusetzen. Im Moment sei das noch nicht der Fall. Speicher werden nicht für ihre Genauigkeit und Präzision belohnt, während fossile Kraftwerke die Leitungen für Grünstrom blockieren. Allerdings sei das fehlende politische Bekenntnis nicht die einzigen Gründe dafür, wieso die Investitionen in den deutschen Speichermarkt so zögerlich seien. Triebel glaubt, dass das Vertrauen in die Batterie als Speichermedium in großen Dimensionen erst langsam wächst. Als man 2006 damit begonnen habe sich vorzustellen, dass Batterien so groß sein könnten wie eine Sporthalle, war alleine schon das Wort Batteriekraftwerk eine Innovation für sich.

Neue Power aus den USA

Öffentliche Aufmerksamkeit erhielt die Batterie-Branche Anfang dieses Jahres, als der US- Elektroautobauer Tesla in Los Angeles die Powerwall, den Batteriespeicher für Zuhause, vorstellte. Auch wenn die Batterietechnik aus dem Hause Tesla nicht neu ist – durch die Powerwall wurde einen Hype ausgelöst. Ausgeklügeltes Marketing zog öffentliche Aufmerksamkeit und kurbelte den Absatz an. In den USA gingen nach der Präsentation im Mai bereits 40.000 Bestellungen ein. Der angekündigte Preis für den Tesla-Speicher kommt zudem einer Kampfansage an etablierte Anbieter für Stromspeicher gleich, darunter Samsung, Bosch und der Batteriehersteller Varta. Etwa 3.000 US-Dollar kostet die kleine Variante des Tesla Hausspeichers. Das ist fast die Hälfte dessen, was Käufer bisher für vergleichbare Produkte bezahlen müssen.

Ab 2016 soll der Tesla Wandspeicher in zwei Ausführungen auch in Deutschland auf den Markt kommen. Kooperiert wird hierzulande mit dem Hamburger Energieversorger Lichtblick. Diese Ankündigung rief die deutschen Unternehmen auf den Plan. So hat nun auch Daimler verkündet, in das Geschäft mit den stationären Batterien einzusteigen. Die ersten Lithium-Ionen-Akkus, die der Konzern bereits in kleinerer Ausführung in seinen Elektrofahrzeugen einsetzt, sollten im Sommer auf den Markt kommen, nun ist von Herbst die Rede. Über den Preis gibt es noch keine Informationen.
Der sich entwickelnde Wettbewerb wird den Produktpreis drücken. Ist eine Massenproduktion möglich, führe das zu einer Preisminderung. Die Stromspeicher werden immer günstiger zu haben sein – parallel dazu steigt die Akzeptanz der Batterien als Speicherform. Da sind sich die Experten sicher. „Technologisch gesehen sind mittlerweile viele Batteriespeichersysteme so weit entwickelt einen wirtschaftlichen Business case zu ermöglichen“, sagt Cavin Pietzsch. „Das wird sich in den nächsten Jahren mit der Verbesserung der zellenspezifischen Speicherkapazitäten noch drastisch verbessern. Der Wettbewerb wird hier auch durch die Anforderungen der Automobilindustrie angetrieben und sorgt damit für einen kontinuierlichen Innovationsdruck.“
GE entdeckte den Speichermarkt schon vor einigen Jahren für sich. Mittlerweile wächst auch der Konzern in diesem Geschäftsfeld kontinuierlich. Aktuell baut Generel Electric an einem Großprojekt in den USA mit 30 Megawatt Leistung. GE verbindet dabei seine Kernkompetenz im Bereich der Umrichtertechnologie mit sowohl eigenen als auch von Partnern hergestellten Batterien.

Grüner Wasserstoff kommt auch auf die Straße

Neben dem Hype um die Haus-Akkus ringen sowohl Power-to-Gas-Technologien (P2G) als auch Power-to-Heat (P2H) als wichtige Komponenten im Speichermarkt um Aufmerksamkeit. P2G als Langzeitspeicher wird dann gebraucht, wenn es über längere Zeit zu hohen Stromüberschüssen kommt, wie sie etwa ab einem Anteil der erneuerbaren Energien von mindestens 50 Prozent zu erwarten sind. „Unser P2G-Projekt ist in Deutschland eines der größten“, sagt Jonas Aichinger, Referatsleiter  Technologieentwicklung und –management der Stadtwerke Mainz.

Das besondere an der P2G-Technologie sei, dass man mit ihr auch auf lange Zeit Energie speichern könne. Mehrere Tage oder Wochen seien kein Problem – und genau das mache diese Technologie so wertvoll für die Energiewende, so der Technologieexperte. „Unsere PEM-Anlage zur Wasserstoffgewinnung ist sogar die größte im Speichermarkt weltweit.“ Die PEM Technologie ist zwar seit längerem in kleinerem Maßstab bei Brennstoffzellen im Einsatz. In dieser Größenordnung allerdings ist sie einzigartig.
Etwa 17 Millionen Euro wurden in die moderne Mainzer Anlage zur Herstellung grünen Wasserstoffs investiert. Etwa die Hälfte der Summe finanzierte der Bund als Forschungs- und Entwicklungsvorhaben. Das Pilotprojekt wurde von den Stadtwerken Mainz in Zusammenarbeit mit Siemens, Linde und der Hochschule RheinMain umgesetzt. Die Anlage, die nach einjähriger Bauzeit im Juli dieses Jahres in Betrieb ging, ist an einen Windpark und das Strom- und Gasnetz der Umgebung angeschlossen. Das Herzstück des Systems ist eine PEM-Elektrolyse-Anlage zur Wasserstoffgewinnung aus regenerativem Strom mit einer Spitzenleitung von sechs Megawatt.
Entschieden habe man sich für diese Technologie vor allem, weil der Standort in Mainz die nötige Infrastruktur hat, so Aichinger. „Wir haben hier einen idealen Knotenpunkt.“ Der Energiepark ist direkt an das Mittelspannnetz der Stadtwerke Mainz sowie an vier benachbarte Windräder angebunden. Zudem läuft eine Pipeline über das Gelände, in die der Wasserstoff gleich eingespeist werden kann.„Außerdem nutzen wir die in Wasserstoff gespeicherte Energie um sie auch in Brennstoffzellenfahrzeuge einsetzen zu können. Energiewende heißt ja nicht nur Stromwende, die erneuerbare Energie kann so auch auf die Straßen gebracht werden“, sagt Jonas Aichinger. Mit Brennstoffzellenfahrzeugen kann man schon heute mehrere hundert Kilometer an einem Stück unterwegs sein und einfach schnell auftanken.

Derzeit wird im Energiepark Mainz bereits genügend Wasserstoff produziert, um etwa 2.000 Brennstoffzellen-Autos zu versorgen. Aichinger: „Man sollte die moderne Stadt als energieatmende Zelle begreifen. Wenn Wind und Sonne viel Strom produzieren, laden wir die Speicher der Stadt auf, um diese nutzen zu können, wenn wetterbedingt weniger regenerativer Strom bereitsteht.“ Die Großanlage in Mainz ist auch aus wirtschaftlicher Sicht spannend. Denn die Stadtwerke Mainz beschäftigen sich schon seit Beginn der Energiewende mit dem Thema Netzstabilität und Speichertechnologie. „Wir investieren in die Zukunft“, sagt Dr. Tobias Brosze, stellvertretender Vorstandsvorsitzender der Stadtwerke Mainz AG. „Wir haben in den vergangenen Jahren schon viel Neues ausprobiert und waren sehr innovativ unterwegs. Man könnte sagen, wir packen das das Thema an und sammeln Erfahrungen.“ Die Wirtschaftlichkeit soll nun in einem vierjährigen Pilotprojekt untersucht und erprobt werden. „Derzeit wird die Auswirkung von Einsatzszenarien und Wasserstoffverwendung auf die Wirtschaftlichkeit der Anlage untersucht. Derzeit lässt sich noch nicht beantworten, ob man mit dem Einsatz von P2G Geld verdienen kann. Das soll aber in den kommenden Jahren anders sein. Wenn dann die neue Technologie honoriert wird und sich die Strommärkte weiter entwickeln, sind wir gut aufgestellt“, ist sich Brosze sicher.

Derzeit haben bei den Speichertechnologien in Deutschland allerdings die Pumpspeicher die Nase vorn. Etwa 30 Pumpspeicherkraftwerke speisen bis sieben Gigawatt Leistung ein. Eine Studie, die im Auftrag des WWF von Öko-Institut und Prognos erstellt wurde, zeigt, dass die Kapazität der Pumpkraftwerke alleine in der Zukunft nicht ausreichen wird. Für die Umstellung der Stromversorgung in Deutschland auf erneuerbare Energien müsse die Leistung bis 2050 verdreifacht werden. Obwohl die Technologie in der Branche als zuverlässig gilt, sehen Experten dieses Verfahren nicht als das Modell der Zukunft. 2008 lag die Preisdifferenz zwischen Nacht- und Tagstrom – der Spread – noch bei etwa zehn Cent. Allerdings hat sich der Markt und das Preisgefüge von Strom mit dem steigenden Anteil erneuerbarer Energien stark verändert, und damit auch die wirtschaftliche Rentabilität der Pumpspeicheranlagen drastisch gesenkt. Durch den Ausbau der Solaranlagen verdienen Pumpspeicherwerke ihr Geld nur noch an sonnenarmen Tagen. Zudem werden für den Strom, der in die Anlagen fließt, nach wie vor Netzentgelte und Umlagen verrechnet. Um die Anlagen weiterhin wirtschaftlich betreiben zu können, müsste die Politik dafür neue Voraussetzungen schaffen. Abgesehen davon hat der Ausbau auch geografische Grenzen.

Raus aus der Nische

„Es wird in kürzester Zeit einen kommerziellen Speichermarkt geben – ob für zentrale oder dezentrale Lösungen“, ist GE-Mann Cavin Pietzsch überzeugt. „Wir werden sowohl einen Anstieg kleiner Kompaktanlagen für den Häuslebauer beobachten können als auch zunehmend mehr Installationen von großen Lösungen, die unmittelbar an konventionelle Kraftwerke angeschlossen werden, um Regelenergie zu handeln und zu vermarkten. Beides wird seinen Platz finden.“ Allerdings, und darin sind sich die Marktteilnehmer einig, müssen die regulatorischen Hemmnisse für die neuen Speichermodelle abgebaut werden. Das betrifft unter anderem einfachere Genehmigungen für Windgasprojekte, einen besseren Zugang zu den Regelenergiemärkten und die Möglichkeit, überschüssigen Windstrom zum tatsächlichen Marktwert zu beziehen.

FAZIT: Ob Batterie, P2G, P2H oder auch der Pumpspeicher – verschiedene Speichertechnologien werden dafür sorgen, das Netz zu stabilisieren und die Versorgung zu sichern. Vielleicht entwickeln Ingenieure aber auch noch Verfahren, an die bis jetzt noch niemand gedacht hat.

 

Text für Streitfragen, das Magazin des BDEW Ausgabe 2/2015

 

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