Energiespeicher 

Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger 

Bedeutung, Stand der Technik, Handlungsbedarf

24.03.2009 

Der Bedarf für Energiespeicher bei zunehmendem Anteil erneuerbarer Energieträger sowie die Möglichkeiten verschiedener Speichertechnologien sind in einer aktuellen VDE-Studie /1/ untersucht worden. Neben unterschiedlichen Technologien für stationäre Speicher wurden auch die Möglichkeiten betrachtet, die sich zukünftig bei einer größeren Marktdurchdringung mit Elektrofahrzeugen durch diese mobilen Speicher ergeben könnten.

Die Bundesregierung plant einen massiven Ausbau erneuerbarer Energien mit bis zu 40 Prozent Anteil an der Stromerzeugung im Jahr 2020. Der größte Teil dieses Stroms kommt dabei aus den fluktuierenden Quellen Wind und Sonne und ist nicht mit dem Bedarf der Kunden korreliert. Selbst bei großer Bereitschaft, das Verbrauchsverhalten an das natürliche Energieangebot anzupassen, wird dieses noch zu implementierende Lastmanagement in Zukunft nicht ausreichen, um die täglichen Schwankungen - und bei Wind auch die teilweise längerfristigen Nichtverfügbarkeiten von vielen Tagen – auszugleichen (s. Bild 1). Bereits heute sind in Deutschland Windenergieanlagen (WEA) mit einer Gesamtleistung von knapp 24 GW (Stand Ende 2008) installiert - bezogen auf die Lastspitze entspricht dies bereits etwa 30 %. Obwohl die Energie aus diesen Anlagen (etwa 43 TWh) derzeit noch nahezu vollständig ins Netz eingespeist werden kann, betrug deren Beitrag zum Bruttostromverbrauch allerdings nur etwa 6,5 %. Aber bereits heute mehren sich die Klagen der Betreiber über zunehmende Leistungseinschränkungen aufgrund von Netzengpässen. Mit steigendem Anteil der Erneuerbaren wird es auch immer häufiger Zeiten geben, zu denen dann das Erzeugungspotential nicht nur regional die Nachfrage übersteigt. Auch bei Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ist nur in seltenen Fällen eine zeitliche Übereinstimmung von Strom- und Wärmebedarf gegeben. Da derzeit zudem leistungsstarke Netze fehlen, die verschiedene Klimazonen und Regionen mit unterschiedlicher Bedarfscharakteristik in Europa verbinden könnten, ist damit zu rechnen, dass die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen und KWK-Anlagen insbesondere bei geringer Netzlast zeitweise gedrosselt werden muss, um die Stabilität der Netze zu gewährleisten. Eine Einschränkung dieser umweltfreundlichen Stromerzeugung kann jedoch auf Dauer weder ökologisch noch volkswirtschaftlich sinnvoll sein. Deshalb sind ausreichende Speicherkapazitäten (stationär und/oder mobil) notwendig, die in allen Zeitbereichen von Sekunden bis zu Wochen den Ausgleich zwischen Erzeugung und Bedarf übernehmen können, um so das vorhandene Potential der erneuerbaren Energien möglichst vollständig zu nutzen.


Bild 1: Beispiel für den Verlauf von Windenergieeinspeisung und Last in einer Regelzone

Pumpspeicherkraftwerke

Seit langem werden Pumpspeicherkraftwerke neben der Bereitstellung von Spitzenlast auch für die Netzregelung (Sekundärregelung und Minutenreserve) eingesetzt. Mit Pumpspeichern lassen sich Zyklenwirkungsgrade im Bereich 75 % - 80 % erreichen. Die Anfahrzeiten liegen bei wenigen Minuten, z.B. für den Pumpspeicher Goldisthal: 75 s bis zur vollen Turbinenleistung und 185 s bis zur vollen Pumpleistung (jeweils aus dem Stillstand). Für eine Beteiligung an der schnellen Primärregelung ist dies jedoch nicht ausreichend.

Die in Deutschland vorhandenen Speicher (insgesamt etwa 7.000 MW mit einer Kapazität von etwa 40.000 MWh, je nach Anlage ausgelegt für eine Nutzungsdauer von 4 bis 8 Stunden) reichen aber bei weitem nicht aus, um ausschließlich hiermit die Fluktuationen auszugleichen. Allein in der Vattenfall-Regelzone würde hierfür bereits heute die gesamte Speicherleistung benötigt, allerdings nicht nur für wenige Stunden sondern für mehr als 10 Tage (Bild 1). Es werden in Zukunft also sehr große Speicherkapazitäten erforderlich sein, um den zeitlichen Energietransfer aus angebotsstarken Zeiten in angebotsschwache Zeiten zu ermöglichen. Die geographische Begrenztheit der Standorte für neue Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland und deren mangelnde Akzeptanz in der Bevölkerung erfordern neue Lösungsansätze. Große Pumpspeicher befinden sich insbesondere in den alpinen Regionen der Nachbarländer. Teilweise besteht dort auch die Möglichkeit, vorhandene große Saisonspeicher mit einer Pumpfunktion nachzurüsten. An entsprechenden Projekten wird z.B. in Österreich bereits gearbeitet. Diese Standorte sind allerdings sehr weit entfernt von Gebieten mit hohem Windenergiepotenzial, insbesondere von zukünftigen Off-Shore Windparks. Freie Übertragungskapazitäten in der erforderlichen Größenordnung sind in den Netzen derzeit jedoch nicht vorhanden und Genehmigungsverfahren für neue Leitungsprojekte gestalten sich zunehmend schwieriger.

Druckluftspeicherkraftwerke

Druckluftspeicherkraftwerke - oft auch als CAES-Kraftwerke bezeichnet (CAES – Compressed Air Energy Storage) - arbeiten in einem Leistungsbereich und mit Betriebscharakteristiken, die Pumpspeicherkraftwerken ähnlich sind. Entsprechend sind auch die Zielanwendungen dieser Speichertechnologie ähnlich.

Bei Druckluftspeicherkraftwerken wird die einzuspeichernde Energie durch den Antrieb von Kompressoren dazu genutzt, ein Luftreservoir, vorzugsweise in künstlich erstellten Salzkavernen,  auf ein erhöhtes Druckniveau zu bringen. Die Entladung des Speichers erfolgt durch die Entspannung der komprimierten Luft in geeigneten Turbinen. Aufgrund des besseren Wirkungsgrades werden heute praktisch nur noch „adiabate“ CAES betrachtet, bei denen die Kompressionswärme zusätzlich in einem separaten Wärmespeicher gespeichert wird, so dass die ansonsten benötigte Zufuhr von Fremdwärme bei der Entspannung entfallen kann (Bild 2). Der Speicher ermöglicht daher einen lokal emissionsfreien Betrieb. Dabei sind hohe Gesamtwirkungsgrade bis zu 70 % möglich.


Bild 2: Prinzipskizzen eines adiabaten Druckluftspeicherkraftwerks (Quelle: DLR)

Speicherkavernen für die Druckluft lassen sich in unterirdischen Salzstöcken ohne Bergbau durch Aussolung erzeugen. Für den Wärmespeicher kommen im Prinzip Flüssig- oder Feststoffspeicher in Frage. Derzeit untersuchen z.B. RWE  zusammen mit General Electric (GE) die Realisierungsmöglichkeiten für diese neue Speichertechnik. 

Das Nutzungspotenzial der Technik – wesentlich mitbestimmt durch die Verfügbarkeit geeigneter Salzformationen zur Erstellung von Speicherkavernen – wird insbesondere an den nordwesteuropäischen Küsten nach bisherigen Untersuchungsergebnissen als günstig eingeschätzt. Einschränkend ist anzumerken, dass die konkurrierende Nutzung für die Erdgasspeicherung die Verfügbarkeiten mindert.

Wasserstoff

Aufgrund der relativ hohen Energiedichte bietet sich  für die Speicherung großer Energiemengen insbesondere Wasserstoff an, unter Druck gespeichert ebenfalls in unterirdischen Salzkavernen. Aus vergleichbaren Kavernen lässt sich mit Wasserstoff etwa die 60-fache Nutz-Energiemenge (el. Energie) entnehmen, die bei Druckluft (CAES) möglich wäre. Eine spätere Nutzung heutiger Erdgaskavernen für die Speicherung von Wasserstoff erscheint mit gewissen Modifikationen grundsätzlich möglich.

Wasserstoff kann aus elektrischer Energie mit Hilfe von Elektrolyseuren erzeugt werden. Denkbar sind Hochdruck-Elektrolyseure, bei denen der Wasserstoff mit einem Druck von 5 MPa oder höher den Elektrolyseur verlässt, womit der Verdichtungsaufwand erheblich reduziert werden kann. Die Verdichtung auf den Kavernendruck von ca. 15 MPa und darüber kann mit konventionellen Verdichtern erreicht werden.

Ein Handikap der Wasserstoffspeicherung ist der geringe Nutzungsgrad des Gesamtprozesses: legt man in erster Näherung für die Elektrolyse einen Wirkungsgrad von 65%, für die Verdichtung von 97% und für die Wiederverstromung  in einem GuD-Kraftwerk von 60% zugrunde, so ergibt sich günstigstenfalls ein Gesamtwirkungsgrad von knapp 40%.

Wirtschaftlichkeit

Anhand von typischen Szenarien (Lade- /Entladezyklen), wurde die Wirtschaftlichkeit unterschiedlicher Speicherprinzipien miteinander verglichen. Die im Folgenden diskutierten Kosten sind die Einnahmen, die mit jeder ans Netz wieder abgegebenen kWh für den Bau, den Betrieb und die Finanzierung des Speichers verdient werden müssen, um einen kostendeckenden Betrieb zu erreichen. Zur Berechnung der Gesamtkosten der von Speichern gelieferten Energie, sind also noch die jeweiligen Einkaufskosten der Energie bei der Aufladung zu addieren. Der Vorteil dieser Systematik besteht darin, dass dadurch die unterschiedlichen Lebensdauern, Wirkungsgrade und zulässigen Entladetiefen auf einen einzigen monetären Wert abgebildet werden, der einen direkten Vergleich der Technologien ermöglicht.
Die Breite der Kostenbalken in den nachfolgenden Abbildungen stellt die Bandbreite dar, die sich aus dem “Stand der Technik” (hoher Wert) und den in den kommenden 5 bis 10 Jahren bei entsprechender Großserienproduktion erzielbaren Kosten (tiefer Wert) ergibt. Für etablierte Technologien ist die Bandbreite geringer als für neue noch nicht am Markt etablierte Technologien. Bei Pumpspeichern resultiert die relativ große Spreizung u.a. aus der Annahme unterschiedlicher geologischer Randbedingungen für den Bau der Speicherbecken.


Bild 3: Vergleich der Vollkosten von Speichersystemen für Wochenspeicherung (Referenzfall 1)

Der Referenzfall 1 „Wochenspeicher“ (Bild 3) repräsentiert einen Langzeitspeicher, dessen Energieinhalt nur zweimal pro Monat umgewälzt wird. Aufgrund der seltenen Nutzung ergeben sich bei gleichzeitig hohen Investitionskosten für alle Speichertechnologien äußerst hohe Stromgestehungskosten. Pumpspeicherkraftwerke wären zwar prinzipiell die kostengünstigste Option, haben aber bei der hierfür erforderlichen Speichergröße in Deutschland praktisch kein Ausbaupotenzial. Die Wasserstoffspeicherung in Kavernen stellt daher noch die kostengünstigste in Deutschland realisierbare Option dar, wobei sich auch in Zukunft die Kosten kaum unter etwa 10 €ct/kWh senken lassen. Aufgrund der um etwa zwei Größenordnungen höheren Energiespeicherdichte im Vergleich zu Druckluft, sind die kapazitätsspezifischen Kosten bei Wasserstoff deutlich günstiger. Auf diese Weise ließe sich auch eine begrenzte Kapazität an Kavernen effektiv ausnutzen.


Bild 4: Vergleich der Vollkosten für Speichersysteme für Tagesspeicherung (Referenzfall 2a)

Referenzfall 2a „Stundenspeicher“ (Bild 4) ist die klassische Anwendung und Auslegung großer Pumpspeicherkraftwerke mit täglicher Umwälzung des Energieinhalts. Adiabatische Druckluftspeicher sind von den Kosten her vergleichbar mit Pumpspeicherkraftwerken und können günstigstenfalls Werte von etwa 3 €ct/kWh erreichen. Damit sind diese Speicher eine aussichtsreiche Option für den weiteren Ausbau in Deutschland. Wasserstoffspeichersysteme können betriebswirtschaftlich in dieser Referenzklasse nicht mithalten, da durch den geringen Wirkungsgrad hohe Betriebskosten insbesondere zur Kompensation der Energieverluste anfallen.

Neben diesen Großspeichertechnologien sind in der Studie auch noch verschiedene Batterietechnologien für stationäre Anwendungen untersucht worden. Obwohl derzeit noch deutlich teurer, ist in Zukunft unter Annahme großer Stückzahlen mit erheblichen Kostenreduktionen zu rechnen.

Elektromobilität

Mittelfristig müssen Lösungen zur mobilen Energiespeicherung gefunden werden, die auch im Verkehrssektor die Nutzung erneuerbarer Energieträger ermöglichen. Als universelle und schnell umsetzbare Lösungen bieten sich dabei insbesondere so genannte Plug-in Hybridfahrzeuge an - also Elektrofahrzeuge mit Batterien, die aus dem Netz aufgeladen werden können und zusätzlichem Verbrennungsmotor für die Verlängerung der Reichweite.

Der Einsatz von Batterien hat gegenüber dem Wasserstoff den großen Vorteil, dass der aus erneuerbaren Energien gewonnene Strom gegenüber Wasserstoff wesentlich besser genutzt wird (ca. Faktor 3). Außerdem bietet eine „Betankung“ aus dem Stromnetz deutliche Vorteile bei der Bereitstellung der hierfür erforderlichen Infrastruktur, die weitgehend bereits vorhanden ist. Langfristig ist jedoch damit zu rechnen, dass bei den Plug-in-Hybrid-Konzepten der Wasserstoff in Kombination mit Brennstoffzellen den Verbrennungsmotor als Reichweitenverlängerer ersetzen wird.
Wenn Elektrofahrzeuge am Netz geladen werden, haben sie durchaus das Potential auch den Bereich der o.g. „Stundenspeicherung“ mit abzudecken.  Bereits bei einer Marktdurchdringung mit 10 % Elektrofahrzeugen können Leistungen und Speicherkapazitäten erreicht werden, die in etwa den Möglichkeiten aller heute in Deutschland vorhandenen Pumpspeicher entsprechen. Eingebunden in ein intelligentes Lastmanagementsystem können dann Elektrofahrzeuge auch Dienstleistungen für das Netz erbringen, die den Zeitbereich von Sekunden bis zu mehreren Stunden abdecken würden.

Zusammenfassung

Im Sinne einer umweltfreundlichen und volkswirtschaftlich tragbaren Lösung ist beim Ausbau der erneuerbaren Energien ein Optimum aus kostengünstiger Grundlasterzeugung, schnell regelbarer Kraftwerksleistung, Netzausbau, Lastmanagement und Speichereinsatz anzustreben. Dies kann nur in einem gesamteuropäischen Ansatz gelingen.

Um den weiteren Handlungsbedarf genauer eingrenzen zu können, werden folgende Schritte empfohlen:

  • Quantifizierung des europaweit erreichbaren, überregionalen Dargebotsausgleichs erneuerbarer Energiequellen und des zur Erschließung erforderlichen Ausbaus des Übertragungsnetzes.
  • Quantifizierung des durch Lastmanagement erreichbaren zusätzlichen Ausgleichs von Last und Erzeugung.
  • Integration von Anreizsystemen für erzeugungsnahe Speicher in die bestehenden Förderinstrumente so, dass Speicher bei Erreichen volkswirtschaftlicher Wettbewerbsfähigkeit auch zum Einsatz kommen.
  • Gezielte Förderung der Speicherentwicklung, insbesondere der Batterieentwicklung als Schlüsseltechnologie für Elektrofahrzeuge.
  • Verstärkung der systemtechnischen Erforschung der großtechnischen Wasserstofferzeugung und -speicherung bzw. der dafür erforderlichen Komponenten, insbesondere im Hinblick auf die Erschließung wirtschaftlich-technischer Synergien aus der Nutzung des Wasserstoffs als Fahrzeugkraftstoff und der saisonalen Speicherung elektrischer Energie.

Die ETG wird zu diesem Thema am 22./23.09.2009 eine Fachtagung in Erfurt ausrichten, bei der die Ergebnisse im Detail vorgestellt und diskutiert werden. Dabei besteht auch die Möglichkeit zur Besichtigung von Deutschland modernstem Pumpspeicherkraftwerk Goldisthal (s. Veranstaltungshinweis).

Literatur

/1/ Energiespeicher in Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger - Bedeutung, Stand der Technik, Handlungsbedarf, VDE-Studie, Dezember 2008
Die Studie kann für VDE-Mitglieder kostenlos bezogen werden über: www.vde.com/VDE/Fachgesellschaften/ETG

Kontakt


Dr.-Ing. Martin Kleimaier, Mitglied der ETG Task Force Energiespeicherung