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24.9.2013

Das Stromnetz im Zeichen der Energiewende

Die Versorgungssicherheit im Stromnetz ist ein hohes Gut. Um sie zu gewährleisten, müssen einige technische Grundvoraussetzungen gegeben sein. Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien aber wird eine konstante Leistungsbereitstellung zur Herausforderung. Deshalb sollen künftig intelligente Netze und neue Speicheranlagen bzw. -technologien eingesetzt werden.

Einleitung



Strom auf dem Weg zum Verbraucher: neue Strommasten für eine 110-Kilovolt-Freileitung in der Nähe von Kummer (Mecklenburg-Vorpommern) (© picture-alliance/ ZB/ Jens Büttner)

Das elektrische Energiesystem (Stromnetz) hat die Aufgabe, den in Kraftwerken und erneuerbaren Energieanlagen erzeugten Strom zuverlässig zum Nutzer zu bringen. Strom lässt sich in großen Mengen nicht speichern, sondern wird meist direkt ins Netz eingespeist. Erneuerbare Quellen wie Wind und Sonne liefern ihn jedoch – abhängig vom Wetter – nicht gleichmäßig, sondern schwankend. Um die Stabilität des Stromnetzes nicht zu gefährden und die notwendige Netzfrequenz von 50 Hertz (Hz) zu garantieren, werden daher sogenannte Must run-Kraftwerke zugeschaltet. Sie halten die Versorgungssicherheit aufrecht, indem sie abhängig von der eingespeisten Menge der Wind- und Photovoltaikenergie ergänzend Strom ins Netz liefern. So soll vermieden werden, dass es insbesondere bei einer "dunklen Flaute" zur vollständigen Stromunterbrechung kommt. Die Must run-Kapazität wird bisher noch überwiegend von konventionellen Kraftwerken erbracht. Wollte man diese Aufgabe alleine den – relativ umweltschonenden – Gaskraftwerken überlassen, müsste mehr Gasspeicherkapazität vorhanden sein. Denn ohne diese Speicher würde die laufende Entnahme stark schwankender Gasströme unzulässige Druckschwankungen im Gasnetz auslösen. Zum jetzigen Zeitpunkt, an dem der Anteil der erneuerbaren Energie am Energiemix 25 Prozent beträgt, die Kernkraftwerke zur Unterstützung wegfallen und es noch keine genügende Speicherkapazität gibt, gewährleisten daher vorwiegend Kohlekraftwerke die Systemsicherheit, ergänzt durch das Abregeln, also das Begrenzen von Wind- und Photovoltaikanlagen bei Stromüberangebot. Der verstärkte Einsatz von Kohlekraftwerken hat allerdings die unliebsame Folge, dass heute wieder mehr CO2-Emissionen als zu Zeiten der Kernkraft-Ära entstehen. Wenn dies vermieden und der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung wie vorgesehen weiter zunehmen soll, müssen Gaskraftwerke flexibler leistungsfähig gemacht und Gas- und Stromnetze enger gekoppelt werden, um die guten Speichereigenschaften von Gasnetzen zum Erhalt der Versorgungssicherheit nutzen zu können. Eine wichtige Rolle wird dabei dem Bau von Gas- und Stromspeichern, wie beispielsweise Pumpspeicher- und Batteriespeicher-Kraftwerken, zukommen. Diese Maßnahmen benötigen Zeit und finanzielle Mittel und bedeuten neue Herausforderungen für Politik, Wirtschaft und Gesellschaft.


Technische Grundvoraussetzungen



Frequenzstabilität im Verbund

Nur wenig Stromausfälle in Deutschland

Der elektrische Strom muss möglichst störungsfrei zum Verbraucher gelangen. Dazu dient das Stromnetz, das unter anderem aus Freileitungen, Kabeln, Transformatoren und Schaltern besteht. Es leitet elektromagnetische Wellen nahezu mit Lichtgeschwindigkeit und einer Wellenlänge von 6000 km bei 50 Hz Netzfrequenz weiter. Stromangebot und -nachfrage müssen jederzeit bei einer konstanten Netzfrequenz von 50 Hz im Gleichgewicht gehalten werden. Abweichungen, hervorgerufen durch das Ein- und Ausschalten von Lasten (größer als 100 MW), werden sofort durch rotierende Schwungmassen in den Kraftwerken ausgeglichen. Bei Unterfrequenzen, wenn also mehr Energie nachgefragt wird oder wenn ein Kraftwerk überraschend ausfällt, dient diese kinetische Energie als Sofortreserve mit Leistungen von ca. 100 bis 1000 MW. Sinkt die Frequenz beispielsweise um ein Hz in einer Sekunde, stützen die deutschen Kraftwerke das Netz augenblicklich mit ca. zehn GW mechanischer Leistung. Durch die Erhöhung des Drehmomentes an den Generatorwellen übernehmen sie die fehlende Einspeiseleistung und heben die Frequenz wieder auf 50 Hz an. Beim Abschalten von Lasten geschieht das Umgekehrte. Dieser Mechanismus funktioniert nur, wenn alle Kraftwerke elektrisch über Leitungen miteinander synchron, das heißt mit gleicher Frequenz, verbunden sind und sich gegenseitig stützen. Ein solches Verbundnetz besteht in Deutschland seit circa 100 Jahren. Im europäischen Verbundnetz stellen alle Betreiber zur Netzstützung stets mindestens zwei Prozent ihrer Kraftwerksleistung bereit, die innerhalb von 30 Sekunden verfügbar sein müssen.
Die Frequenz von 50 Hz im Verbundnetz ist somit das Maß aller Dinge für ein stabiles Netz. Nur in signifikanten Störfällen, wenn beispielsweise ein Kraftwerkblock von 600 MW ausfällt, gibt es Abweichungen von bis zu ± 0,5 Hz und mehr. Bei höheren Frequenzabweichungen besteht die Gefahr regionaler Stromausfälle.
Die Versorgungssicherheit ist ein hohes Gut und ein wichtiger Standortfaktor. Mit Ausfallzeiten von weniger als 20 Minuten pro Jahr ist das deutsche Verbundnetz (mit Spannungen kleiner-gleich 380 kV und einem angeschlossenen Verteilnetz mit Spannungen kleiner-gleich 110 kV) extrem zuverlässig, wobei diese Berechnung allerdings nur Ausfälle von drei Minuten und mehr berücksichtigt. Doch nehmen, wie berichtet wird, kürzere Ausfälle und Spannungsschwankungen zu. Sie gilt es beim verstärkten Übergang auf erneuerbare Energien beherrschbar zu machen beziehungsweise zu vermeiden.

Blackout – eine Katastrophe und wie man ihr begegnet

[...] DIE ZEIT: Herr Homann, haben Sie einen Notstromgenerator zu Hause?


Blindleistung, Spannung und Schutz

Eine stabile Netzspannung ist erforderlich, um die Funktion der an den Strom angeschlossenen Geräte nicht zu gefährden und diese bei Überspannungen infolge von Instabilitäten vor Zerstörung zu bewahren. Um das zulässige Spannungsband in jedem Einspeise- und Lastfall einzuhalten, stellen die Netzbetreiber zusammen mit den Kraftwerken die hierfür erforderliche Blindleistung bereit. Sie wird zum Beispiel in den Kraftwerksgeneratoren durch ein starkes Magnetfeld nach dem Induktionsgesetz erzeugt und sorgt für die notwendige Netzspannung, die den Strom durch den elektrischen Verbraucher treibt. Spannung und Strom zusammen ergeben schließlich die gewünschte elektrische Leistung, die in Motoren, zum Beispiel in Kraft, umgesetzt wird. Zu viel Blindleistung im Netz führt zu Überspannungen und umgekehrt. Die Energieversorger sorgen auch hier jederzeit für einen Ausgleich zwischen Blindleistungsangebot und -nachfrage.
Elektrische Netze können durch Brände Sach- und Personenschäden auslösen und durch Übergreifen auf "gesunde" Netzabschnitte weitere Ausfälle hervorrufen. Um dies zu vermeiden, gibt es die Schutztechnik in Gestalt von Sicherungen und Leistungsschaltern, die im Störfall im 0,1-Sekundenbereich eingreift und "kranke" Netzbereiche gezielt abschaltet. Um die Schutztechnik auszulösen, muss neben der Anschlussleistung auch eine circa zehnmal höhere Kurzschlussleistung am Fehlerort vorhanden sein.
Auch ein ausgeglichener Blindleistungshaushalt und die Bereitstellung der Kurzschlussleistung erfordern neue Technologien, wenn konventionelle Kraftwerke zugunsten erneuerbarer Energien zurückgehen und trotzdem die hohe Netzsicherheit sowie der Sach- und Personenschutz aufrechterhalten werden sollen.

So kommt der Strom zu uns




Netzstruktur und Spannungsebenen

Die heutigen vier Spannungsebenen – Höchstspannung: 380/220 kV, Hochspannung: 110 kV, Mittelspannung: kleiner-gleich 110 kV, Niederspannung: kleiner-gleich 1 kV – sind aus physikalischen Gründen nötig. Da die Kunden unterschiedliche Leistungen abnehmen, zum Beispiel Haushalt/Gewerbe kleiner als 1 MW, Industrie kleiner als 100 MW, sollte aus technischen Gründen ein typischer Strom von 1000 Ampere nur in Ausnahmefällen überschritten werden. Die Spannung (U) wird daher beim Kunden durch Transformatoren so eingestellt, dass deren spezifischen Leistungsanforderungen entsprochen werden kann. Neben der kundengerechten Anschlussspannung auf der sogenannten Verteilnetzebene (VN, U kleiner-gleich 110 kV), welche vom Verteilnetzbetreiber (VNB) verantwortlich betrieben wird, gibt es noch die oben angegebene Verbund- bzw. Übertragungsnetzebene (ÜN, U=380/220 kV). Sie ist für die überregionale Versorgungssicherheit und die sich daraus ergebende Frequenzregelung erforderlich und wird von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) geführt, welche europaweit über die Norm-Frequenz von 50 Hz "wachen". Als Verantwortliche mit gesetzlichem Auftrag stellen sie den angeschlossenen VNB ein hochgradig verfügbares flächendeckendes Verbundnetz bereit, an das die Kunden über die Verteilnetze angeschlossen sind.

Stromtrassen durch Deutschland




Diese bewährte Netzstruktur ist den neuen Anforderungen hoher schwankender Einspeisungen, vor allem aus erneuerbaren Energien, anzupassen: Bisher wurden die Übertragungs- und Verbundnetze so angelegt, dass beim Eintreten eines Fehlers (von n Betriebsmitteln fällt eines aus, d. h. n-1) der Betrieb ganz oder wenigstens zu drei Vierteln aufrecht erhalten werden kann. Hierzu sind redundante, das heißt mehrfach vorhandene Netzstrukturen nötig, die die Investitions- und Betriebskosten erhöhen. Steigt der Anteil erneuerbarer Energie, müssen zusätzliche Strukturen von den Netzbetreibern aufgebaut werden (z. B. ein Gleichstrom-Transportnetz von Nord nach Süd). Dies verursacht betriebswirtschaftliche Mehrkosten, denen allerdings – falls aus Mangelstrukturen ein Fehler erwächst – mögliche volkswirtschaftliche Schäden gegenüber stehen. Diese und ähnliche Fragen sind beim Umbau der Netze zur Integration von erneuerbaren und hocheffizienten Energieerzeugern unter technischen, wirtschaftlichen, ökologischen und Akzeptanzgesichtspunkten abzuwägen.

Ausbau des Stromnetzes

Der Umbau der deutschen Energieversorgung kommt vorläufig mit weniger neuen Stromleitungen aus als von den Netzbetreibern noch im Frühjahr kalkuliert. Das zeigt der Entwurf für einen Bundesbedarfsplan, den die Bundesnetzagentur [...] dem Bundeswirtschaftsministerium vorgelegt hat. Er umfasst den Neubau von rund 2800 Kilometern Höchstspannungstrassen und die Verstärkung von weiteren 2900 Leitungskilometern. Nur 51 der von den Betreibern des Übertragungsnetzes vorgeschlagenen 74 Bauvorhaben wurden aufgegriffen. [...] In die Planung seien zunächst nur die besonders dringenden Vorhaben aufgenommen worden, erläuterte Netzagentur-Präsident Jochen Homann. Vorgesehen ist, dass der Bedarf jedes Jahr aufs Neue überprüft wird. Gegebenenfalls können dann weitere Projektvorschläge der Netzbetreiber nachträglich berücksichtigt werden. [...] Die ursprüngliche Netzplanung war in einem öffentlichen Konsultationsverfahren mit mehr als 3300 Stellungnahmen auf viele Einwände gestoßen. Umweltverbände hatten sie als überdimensioniert bemängelt.


Innovationsfaktor Gleichspannung?

In der Elektrotechnik gab es lange eine Hierarchie, die sich bis in den Haushalt fortsetzte: Überall dort, wo elektrische Energie ernsthafte Aufgaben zu erledigen hatte, kam sie als Wechselspannung daher. Sie treibt Lokomotiven, Flutlichtanlagen und Waschmaschinen. Gleichspannung taugte demnach nur für harmlose Randbereiche, das Batterieradio, die Halogen-Birnchen in der Schreibtischlampe oder den zur Steckdose umfunktionierten Zigarettenanzünder im Auto.


Intelligente Netze – Antwort auf ein Mehr an erneuerbaren Energiequellen



Die bisherigen Stromnetze waren darauf eingerichtet, dass große Kraftwerke viele Verbraucher mit relativ konstanter Leistung versorgen. Der Strom aus erneuerbaren Energien kommt dagegen aus einer Vielzahl kleiner Anlagen, die dezentral angesiedelt sind, sich kaum übergreifend steuern lassen und starken Leistungsschwankungen unterliegen. Dies erfordert ein intelligenteres Stromnetz (englisch: Smart Grid), das diese Vorgaben unter Beobachtung von Wirtschaftlichkeit und Netzstabilität mit den Bedürfnissen der Verbraucher in Einklang bringt. Die Übertragungs- und Verbundnetze müssen also so umgestaltet werden, dass die schwankenden Erzeugerleistungen problemlos einbezogen werden können. Hierzu müssen die Kraftwerke nicht mehr nur nach den Verbraucher-Lastgängen gesteuert werden, sondern zunehmend auch nach der mit Vorrang eingespeisten erneuerbaren Energie. Der schwankende Teil muss möglichst genau vorhergesagt werden, damit keine Netzengpässe ("Staus auf den Stromautobahnen") entstehen. Heutige Kraftwerke brauchen je nach Typ zehn bis 60 Minuten, um auf 100 Prozent Leistungsabgabe anfahren zu können. Je ungenauer die erneuerbare Leistung vorhergesagt wird, desto mehr teure Regelkraftwerke müssen dann am Netz sein. Zudem ist ihre Leistung nicht unbedingt dort verfügbar, wo die erneuerbaren Quellen bei ausreichend Sonne und Wind einspeisen. Erneuerbare Energiequellen erzeugen den Strom häufig nicht immer wo (z. B. in Ballungszentren) und wann er benötigt wird. Das lokale Defizit kann durch neue Leitungen ausgeglichen werden, das zeitliche durch Kraftwerke und zukünftig auch durch Speicher.
Erneuerbare Anlagen speisen je nach Spitzenleistung auf verschiedenen Spannungsebenen ein: kleine PV-Anlagen meistens in das Niederspannungsnetz, größere in das Mittelspannungsnetz. Windparks "onshore" speisen immer mittelspannungs- oder hochspannungsseitig ein und "offshore"–Parks in der Regel auf der Höchstspannungsebene. Die auf einer Ebene eingespeiste Energie kann nicht immer auch dort abgenommen werden; der Lastfluss kehrt sich um, die Verbrauchsebene mit Überschussleistung wird für die höhere Spannungsebene zur Erzeugerebene. Dies kann zur unzulässigen Spannungserhöhung am Einspeiseort führen. Der Netzbetreiber hat dies zu verhindern und muss auch in kritischen Fällen, wie Windstille und Bewölkung, kombiniert mit Starklast oder Schwachlast bei gleichzeitiger hoher Sonnen- und Windenergieeinspeisung, das zulässige Spannungsband (±10 Prozent der Normspannung) sicherstellen. Die Vermeidung von Fehlspannungen führt schon heute teilweise zu einem Netzausbau mit leistungsstärkeren Transformatoren, Schaltern und Leitungen bzw. Kabeln. Bei zukünftig noch höheren erneuerbaren Anteilen (>30 Prozent) sind neue Wege zu gehen wie beispielsweise selbstregelnde Ortsnetztransformatoren, Blindleistungsregelanlagen mit Umrichtern oder Speicher in Verbindung mit einer intelligenten Automatisierungstechnik.
Ein Smart Grid ist also aus elektrotechnischer Sicht ein Netz, welches einen stabilen Betrieb auch bei schwankender Lastflussumkehr ermöglicht. Diese wäre vermeidbar, wenn lokal die eingespeiste Energie stets dem Verbrauch entsprechen würde und somit das Netz nicht zusätzlich in Anspruch nähme. So ließe sich der eigene Verbrauch zeitlich und leistungsmäßig an die Erzeugung anpassen (z. B. Laden von Elektroautos bei Stromüberangebot). Auch die Wärme- und Kälteerzeugung durch Blockheizkraftwerke kann mit eigenerzeugtem Strom gekoppelt werden, beispielsweise durch die angebotsabhängige Steuerung von Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungsanlagen oder Wärmepumpen. Auch eine Zwischenspeicherung in Batterien ist möglich, wenngleich die derzeit teuerste Methode.

Studien zeigen allerdings, dass auch bei einem solchen Last- und Erzeugungsmanagement über "intelligente" Rechner (z. B. Smart Meter, s. u.) ein vollständiger lokaler Ausgleich von erzeugter und benötigter elektrischer Energie nicht immer erreicht werden kann. Es wird deshalb auf der Verteilnetz-Ebene einen Markt für dezentral erzeugte elektrische Energie geben müssen (Smart Market). Zudem werden auch weiterhin zentrale Großkraftwerke elektrische Energie für die Verbundnetze bereitstellen, um die Defizite aufzufangen, die gerade in Ballungsgebieten nach Abschaltung der dortigen nuklearen Kraftwerke erwartbar sind.
Um alle genannten Dienstleistungen sowie die Netzsteuerung und Abrechnung erbringen zu können, ist eine sichere und zuverlässige Kommunikation im Verteilnetz erforderlich. Die bereits bei den Übertragungsnetzebenen und Verbundnetzebenen vorhandenen Kommunikationsnetze werden entsprechend ausgebaut und durch eine zuverlässige Kommunikation im Verteilnetz ergänzt.

Ein Vorbote hierfür sind Smart Meter, also der Ersatz des bisherigen kommunikationslosen Stromzählers durch einen kleineren Messcomputer mit Datenaustausch. Diese Zähler eröffnen neue Möglichkeiten, zum Beispiel eine dynamische Abrechnung bei zeitabhängigen Stromtarifen. Der Kunde könnte dann prinzipiell Geld sparen, wenn er Strom in Starkwind- und Schwachlastzeiten bei niedrigen Preisen nutzen würde. Wirtschaftlich besonders interessant könnte der Betrieb eigener Speicher werden, da überschüssige Energie zu Preisen unterhalb der Tarifpreise verfügbar wäre. Diese lastabhängigen Tarife fehlen allerdings heute noch. Sie gibt es bisher nur für Großverbraucher, so dass sich für Tarifkunden ein Smart Meter derzeit noch nicht lohnt.

Smart Grid auf dem Dorf

[...] In Wildpoldsried wird das [schlaue Netz, genannt "Smart Grid"] erprobt, im Forschungsprojekt IRENE (Integration regenerativer Energien und Elektromobilität). Das kleine Dorf der Erneuerbaren ist zu einer Modelllandschaft geworden für Ökostrom und seine Verteilung.


Entwicklungsmöglichkeiten und Entwicklungsnotwendigkeiten



Für eine erfolgreiche Wende weg von der Kernkraft hin zu einem steigenden Anteil erneuerbarer Energien werden Speicher, intelligente Netze hinreichender Dimensionierung und Systemstabilisatoren gebraucht. Nur so lässt sich die heutige Versorgungssicherheit aufrechterhalten, die ein hohes Gut und auch ein – volkswirtschaftlich gesehen – wichtiger Standortfaktor ist.
Für Netzbetreiber, die diese Systemdienstleistungen erbringen, und für Kraftwerksbetreiber, die im großen Maßstab an der Börse Strom kaufen und verkaufen, haben sich bislang Pumpspeicherkraftwerke (PSW) gelohnt: Bei Stromüberschüssen wird Wasser den Berg hinauf gepumpt und in Starklastzeiten in einer Turbine im Tal verstromt. Allerdings werden die vorhandenen PSW vorrangig als Regelkraftwerke zur Frequenzstabilisierung und Spannungshaltung benötigt, und schon heute reichen die 40 GWh Speicherenergie mit acht GW Leistung, die die Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland erbringen, nicht aus, um die aus erneuerbaren Quellen erzeugte Überschuss-Energie aufzunehmen; sie wird deshalb noch abgeregelt, aber in voller Höhe vergütet. Die Kosten tragen die Stromkunden. Dieser Zustand wird in Zukunft durch ein neues Marktdesign zu ändern sein, er belegt aber auch, wie wichtig die Entwicklung neuer Speicheranlagen und -technologien ist. Am einfachsten wäre der Bau neuer Pumpspeicherkraftwerke in Ländern mit großem Potenzial wie Österreich, Schweiz und Norwegen. Im Mai 2012 haben die Regierungen von Österreich, der Schweiz und Deutschland ihre Bereitschaft erklärt, die vorhandenen Möglichkeiten dieser Technologie gemeinsam zu nutzen. Dem stehen jedoch Nachteile entgegen wie große Entfernungen, die Abhängigkeit von anderen Nationen, möglicherweise zu hohe Preise sowie Akzeptanzprobleme vor Ort.

Die drei wichtigsten Speichertypen

Alternativ zu Pumpspeichern über oder unter Tage sind Druckluftspeicher mit unterirdischen Kavernen denkbar, in denen die bei der Komprimierung anfallende Wärme mit gespeichert wird, um sie beim Entspannen der Druckluft wieder nutzen zu können. Diese Speicher, die es weltweit derzeit noch nicht gibt, sind jedoch erst ab Wirkungsgraden von mehr als 60 Prozent sinnvoll einsetzbar und verursachen Zusatzkosten. Auch untertägige Wasserstoffspeicher gibt es bislang nur je einmal in den USA und in England. Ihr Gesamtwirkungsgrad liegt bei Rückverstromung unter 40 Prozent und wird erzielt, indem Wasserstoff mittels Elektrolyse mit regenerativ erzeugtem Strom hergestellt, gespeichert und in einer speziellen Turbine verstromt wird. Vorhandene, günstigere Gasturbinen können wegen der zu heißen Flamme (3000°C) derzeit noch nicht genutzt werden. Prinzipiell erscheint auch eine Methanisierung ("Windmethan") denkbar. In dem von dem französischen Chemiker Paul Sabatier entwickelten Verfahren wird aus Wasserstoff (H2) und Kohlenstoffdioxid (CO2) bzw. Kohlenmonoxid (CO) synthetisches Methan (CH4) erzeugt. Mit diesem Verfahren wurde bereits in den 1970er-Jahren in der Industrie Erdgassubstrat aus Kohle gewonnen. Allerdings wäre der Wirkungsgrad bei der Methanisierung (35-55 Prozent) noch ungünstiger, bei zugleich hohen Kosten für die entsprechenden Anlagen.

Am aussichtsreichsten ist die Wasserstoffnutzung in Chemieanlagen und im Verkehr, wobei hier derzeit noch die Tankstelleninfrastruktur und die Wasserstoffautos hergestellt werden müssten. Eine weitere vielversprechende Option ist die Beimischung von Wasserstoff zum Erdgas (Power-to-Gas). Aus heutiger Sicht scheint ein Anteil von fünf bis zehn Prozent möglich, ohne den Brennwert dieses Mischgases unzulässig zu verändern. Theoretisch sind Anteile bis zu 60 Prozent denkbar (früheres Stadtgas). In diesem Fall müssten allerdings alle Gasgeräte eine zusätzliche Brennwertregelung erhalten.
Langzeit-Wasserstoffspeicher für die Strom-zu-Strom-Anwendung sind derzeit großtechnisch nicht verfügbar und wären mit erheblichen Kosten verbunden. Sie werden aber, vergleichbar mit Erdgasspeichern im Erdgasnetz, erforderlich, um die nötige Reserve für die Versorgungssicherheit zu bunkern.

Batterien erscheinen für die Kurzzeitspeicherung (bis zu mehreren Stunden) sinnvoll, stehen jedoch in Konkurrenz zu anderen Technologien. Die Kosten sind derzeit viermal so hoch wie bei einem Pumpspeicherkraftwerk über Tage und doppelt so hoch wie bei der untertägigen Variante.
Auch mit der theoretischen Speicherkapazität von 40 Millionen Elektroautos könnte Deutschland lediglich 2000 GWh/70 GW ≈ 30 h, also nur für circa einen Tag versorgt werden, vorausgesetzt, das Netz stünde bereit und wäre stabil bei einer fast 100-prozentigen Lastflussumkehr. Elektroautos sind somit als strategischer Speicher kaum geeignet.
Großtechnische Anlagen mit stofflichen Speichern (Wasserstoff, Druckluft, synthetisches Erdgas) werden erst ab 2030 eine wirtschaftliche Rolle spielen, wenn der erneuerbare Anteil im Stromnetz bei 50 Prozent und mehr liegen sollte. Sie müssen aber schon heute erforscht und entwickelt werden, um bis dahin verfügbar zu sein. Ab 2030 werden Angebot und Nachfrage voraussichtlich so weit auseinanderklaffen, dass ein erheblicher Speicheranteil in allen Netzebenen erforderlich sein wird.

Speicher – Achillesferse der Energiewende?

[...] Früher oder später könnte die Speicherfrage zur Achillesferse der Energiewende werden, denn der Ausbau der Kapazitäten verläuft alles andere als reibungslos. Zum einen sträuben sich Bürger [...] gegen Großprojekte vor ihrer Haustür. Zum anderen ist es ausgerechnet der Ausbau der Erneuerbaren, der das Geschäft mit Pumpspeicherkraftwerken unrentabel werden lässt. [...] In Deutschland sind mehr als 30 solcher Anlagen in Betrieb. [...]

Hans-Peter Beck, Jens-Peter Springmann

Hans-Peter Beck

Prof. Dr.-Ing. Hans-Peter Beck ist Leiter des Instituts für Elektrische Energietechnik und Vorstandsvorsitzender des Energie-Forschungszentrums Niedersachsen, beides an der TU Clausthal. Seine Forschungsschwerpunkte liegen in den Bereichen Dezentrale Energiesysteme, Leistungsmechatronik und Antriebe sowie elektrische Energiespeicher.
Kontakt: vorsitzender@efzn.de


Jens-Peter Springmann

Dr. Jens-Peter Springmann ist Leiter der Geschäftsstelle des Energie-Forschungszentrums Niedersachsen der TU Clausthal. Seine Forschungsschwerpunkte liegen in der volkswirtschaftlichen Analyse energiepolitischer Maßnahmen.


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