Energiewende: Was macht einen guten Netzspeicher aus?
Seit den 1990er Jahren wird diskutiert, wie Strom aus Windenergie und Photovoltaik über Nächte, grauem Schmuddelwetter und Flauten hinweg gespeichert werden kann. Solarpaneele und Windräder gibt es inzwischen reichlich. Aber wirklich viel getan hat sich bei den Speichern noch nicht, gerade in Deutschland, und großer Bedarf besteht überall auf der Welt. Die Diskussionen müssen nun zur wirtschaftlichen Realität werden.
Dabei werden Netzspeicher in der Regel in Kurz- und Langzeitspeicher aufgeteilt. Die Definition ist dabei etwas unverständlich, weil bereits zehn Stunden Lade- und Entladezeit als Langzeitspeicherung gelten, die nur zur Pfufferung der täglichen Schwankungen des Strombedarfs taugen. Andere Systeme mit der gleichen Bezeichung können dagegen den Speicherbedarf von mehreren Tagen oder einer ganzen Woche abdecken.
Die gebräuchlichen Technologien reichen dabei von herkömmlichen Akkus über Redox-Flow-Batterien, Pumpspeichern und thermischen Speichern bis hin zu exotischen und oft wenig vielversprechenden Techniken wie dem Stapeln von Betonklötzen. Die für den Winter benötigten saisonalen Speicher gehen noch weit über die Langzeitspeicher hinaus, die sind aber nur notwendig, um die CO2-Emissionen der Stromversorgung um mehr als 80 bis 90 Prozent zu senken. Davon sind die meisten Länder noch weit entfernt.
Meist wird bei saisonalen Speichern das Speichern von Wasserstoff oder Wasserstoffverbindugen genannt. Aber in Anbetracht des derzeitigen Ausbaus der erneuerbaren Energien und des großen Wasserstoffbedarfs der Stahl- und Chemieindustrie liegt das noch in einiger Ferne. Aktuell werden hauptsächlich die genannten Kurz- und Langzeitspeicher benötigt.
Am Ende ist alles eine Preisfrage
Eine wichtige praktische Frage ist dabei: Lohnt das überhaupt? Aus Sicht der Wirtschaft ist das Speichern von Strom nicht anderes als klassischer Handel. Strom wird billig gekauft und teuer verkauft, die Differenz entspricht dem Umsatz, mit dem der Betreiber den Speicher finanziert, unterhält und Profit macht. Dabei gilt es, die richtige Strategie zur Maximierung des Profits zu finden, denn jeder Speicherzyklus kostet Geld und Zeit.
Dazu reicht es aber nicht aus, einfach historische Daten der Stromerzeugung und der Strompreise heranzuziehen, um zu zeigen, ob ein Speicher profitabel ist oder nicht. Das ist eine beliebte Technik in Prospekten der Anbieter von Stromspeichern. Denn diese Preise entstanden, als keine Speichermöglichkeit vorhanden war. Sobald es Speicher in nennenswerter Größe gibt, werden völlig andere Preise und Preisdifferenzen entstehen, die den Betrieb der Speicher weniger wirtschaftlich machen, als es zunächst erscheint.
Das hat große Auswirkungen darauf, welche Speichertechnologien für bestimmte Netzspeicher geeignet sind und wer sie bauen sollte.
Verbraucher können von eigenen Speichern profitieren
Hohe Preise entstehen, wenn wenig Strom aus Wind und Sonne erzeugt wird, aber kein gut gefüllter Stromspeicher zur Verfügung steht, um die Nachfrage zu befriedigen. Mit Speicher steigt das Angebot und die Preise fallen. Damit sinkt auch der Umsatz aus dem Verkauf des gespeicherten Stroms. Umgekehrt wird es keine negativen Preise mehr für Strom bei Überproduktion geben, sobald der Strom von den Betreibern der Stromspeicher für den späteren Verkauf gekauft wird. Auch das senkt den Umsatz.
Für die Wirtschaftlichkeit ist nur die Marktsituation nach dem Bau der Stromspeicher von Bedeutung, nicht die Situation ohne Speicher. Wichtig ist dabei auch die Frage, wer die Speicher baut und betreibt. Ein monopolähnlicher Stromversorger würde etwa einen Speicher deutlich weniger auslasten als ein Speicherbetreiber im Wettbewerb auf einem diversen freien Markt, um in Zeiten von geringer Stromerzeugung höhere Preise zu erzielen und sie nicht durch ein noch höheres Stromangebot zum Vorteil der Kunden zu senken.
Den größten Vorteil könnten die Stromkunden selbst aus dem Betrieb von eigenen Speichern ziehen, sofern sie denn überhaupt Zugang zu den Strommärkten haben und zu deren Marktpreisen flexibel Strom kaufen, nutzen und verkaufen können. Das ist gerade in Deutschland schon bei der Stromerzeugung mit privaten Solarpaneelen nicht gegeben. Dabei könnten Privathaushalte über Elektroautos oder dezidierte Akkustromspeicher einen großen Anteil zur gesamtgesellschaftlichen Stromspeicherung beitragen. Ein Beispiel: Die derzeit wichtigsten Stromspeicher in Deutschland sind Pumpspeicherkraftwerke mit einer Gesamtkapazität von rund 40 GWh oder gerade einmal 0,5 kWh pro Kopf.
Die Zykleneffizienz darf nicht übersehen werden
Für Stromspeicher ist die oft übersehene, oder gar verschwiegene, Zykleneffizienz besonders wichtig.(öffnet im neuen Fenster) Bei einigen Speichertypen müssen mehr als zwei Kilowattstunden eingekauft werden, um eine kWh Strom zu speichern. Bei Wasserstoff sind es mehr als drei kWh und mit Ammoniak , Methan oder Methanol über vier kWh. Die Preisdifferenzen müssen also größer sein, die Gelegenheiten für Kauf und Verkauf von Strom werden seltener und der Speicher weniger wirtschaftlich.
Gerade Akkus halten außerdem auch nur eine begrenzte Zahl von Zyklen aus, was zusätzliche Kosten verursacht. Aber wie viele Zyklen sie aushalten müssen, hängt ganz von der Betriebsweise ab. Ein Akku, der mehrere Leistungsspitzen täglich abfangen muss, kann jährlich 1.000 Zyklen durchlaufen. Dient der Speicher hingegen nur dazu, am Wochenende billigen Strom zu speichern und über den Rest der Woche abzugeben, sind es nur noch 50 Zyklen.
Weniger Ladezyklen stellen kleinere Ansprüche an die Langlebigkeit der Technik. Aber damit sich so ein Speicher lohnt, muss er innerhalb dieser wenigen Zyklen alle Kosten wieder durch eingesparte Stromkosten einnehmen. Viele Techniken mit niedrigen Kosten pro kWh haben aber gleichzeitig eine niedrige Zykleneffizienz, was um so höhere Betriebskosten pro Ladezyklus verursacht. Denn, wie gesagt, Strom ist auch an besonders windigen und sonnigen Tagen nicht mehr kostenlos, wenn alle Netzbetreiber ihre Speicher füllen wollen.
Die Kosten gehen auch über den Preis pro kWh des reinen Stromspeichers hinaus.
Markt und Technik entscheiden, was ein guter Preis ist
Zu einem Energiespeicher gehört nicht nur der Speicher, sondern auch alles, um ihn zu beladen und entladen. Zu den Kosten der Speicherkapazität kommen noch die Kosten für die erreichbare Leistung, je nachdem wie schnell der Speicher be- und entladen werden soll. Das sind im Zusammenhang mit Akkutechnik vor allem Gleich- und Wechselrichter - oder etwa Pumpen, Turbinen, Generatoren und Transformatoren bei Pumpspeicherkraftwerken. Hohe Leistung kostet mehr Geld. Dazu kommen noch Installationskosten, Kapital und Betriebskosten.
Der Preis eines Stromspeichers lässt sich also nicht einfach aus den Kosten pro Akkuzelle hochrechnen. Der Wissenschaftler Paul Albertus geht in seiner Forschung(öffnet im neuen Fenster) bei herkömmlchen Lithium-Ionen-Akkus davon aus, dass ein Großspeicher etwa das doppelte des Preises für die Akkuzellen kostet. Je nach Technologie sind solche Kostenangaben oft abenteuerlich. Angaben von 5 bis 10 US-Dollar pro Kilowattstunde können Firmen wie Form Energy oder Zinc8 mit deren Eisen-Luft-Akkus und Zink-Luft-Akkus für fertige Großspeicher keineswegs erfüllen.
Aus diesen Überlegungen lassen sich einige konkrete Schlüsse ziehen. Zum einen, dass sich der Bau neuer Pumpspeicherkraftwerke besonders in Deutschland nicht mehr lohnt. Der Speicherbeharf liegt in Größenordnungen über 1000 GWh und ist viel zu groß um mit dieser Technik gedeckt zu werden. Private Haushalte könnten schon mit vergleichsweise kleinen Akkus und der Nutzung von Elektrofahrzeugen als Speicher einen großen Beitrag leisten, dafür müsste ihnen aber freierer Zugang zu den Strommärkten gewährt werden. Der Betrieb der Netzspeicher sollte keinesfalls nur den Netzbetreibern übertragen werden.
Kosten können durch Synergieeffekte sinken
Besonders für größere Speicheranlagen gilt, dass sie dort gebaut werden sollten, wo günstiger Netzzugang möglich ist. So kann die Leistungselektronik zum Laden von Elektrofahrzeugen genauso auch zum langsameren Laden und Entladen großer stationärer Akkus verwendet werden. Das verringert nicht nur die Netzbelastung durch Ladestationen, sondern bedeutet auch, dass die Akkus dort ohne den Kostenanteil für die Gleich- und Wechselrichter gebaut werden können. Aus demselben Grund sollten große Kurz- und Langzeitspeicher nicht getrennt voneinander gebaut werden.
Der Bau von Speichern mit niedriger Zykleneffizienz lohnt sich nur für Langzeitspeicher, wenn überhaupt. Die hocheffiziente Akkutechnik ist mit ihrer hohen Leistungsdichte, sofortigem An- und Abschalten und niedrigen Betriebskosten bei hoher Zyklenzahl für Kurzzeitspeicher ideal geeignet, zumal dadurch keine zusätzlichen Wind- und Solarkraftwerke zum Ausgleich ineffizienter Speicher gebaut werden müssen. Mit günstigeren Zellen aus Natrium-Ionen-Akkus lohnt auch der Bau von Langzeitspeichern für den unteren und mittleren Bereich, bis zu einigen Tagen Speicherdauer.
Wasserstoff- und Wasserstoffprodukte sind als dezidiertes Speichermedium weitgehend ungeeignet und sollten nicht gezielt für diesen Zweck entwickelt werden. Es gibt jedoch einen hohen Bedarf nach elektrisch erzeugtem Wasserstoff in der Chemieindustrie, die daraus auch andere potentielle Energieträger wie Ammoniak in großen Mengen herstellen wird. Sollten deren Preise etwa im Winter als Energieträger konkurrenzfähig sein, werden sie als Energiequelle genutzt werden, sonst nicht. Die Produktion ist ohnehin nötig. Dafür braucht es keine gesonderte Förderung von Wasserstoff- oder Wasserstoffverbindungen als Energieträger.
Es gibt eine Reihe von Techniken, die Strom potentiell wirtschaftlich über mehrere Tage bis einige Wochen speichern können. Mit herkömmlichen Akkuzellen sind die dafür nötigen Speicherkosten von 10 bis 30 Euro/kWh als Gesamtsystem kaum noch zu erreichen. Die Alternativen sind Redox-Flow-Batterien, Druckluftspeicher, thermische Speicher und sogenannte Carnot-Batterien.
Viele Technologien für Langzeitspeicher müssen sich erst noch bewähren
In Redox-Flow-Batterien werden Kathoden- und Anodenmaterial in großen Tanks gelagert und zum Laden und Entladen der Batterie zu einer Membran mit elektrischen Anschlüssen gepumpt - während das Material in herkömmlichen Akkus in dünnen Schichten etwa so dick wie ein Blatt Papier auf Metallfolien aufgebracht werden, die jeweils durch eine Membran voneinander getrennt sind. Entsprechend teurer ist die Produktion.
In China werden Vanadium-Redox-Flow-Batterien in teilweise großem Maßstab gebaut, obwohl Vanadium als Rohstoff dafür im Grunde zu teuer ist. Jedoch kann das Vanadium aus dem flüssigen Elektrolyt der Batterie leicht zurückgewonnen werden, so dass die Betreiber Mietverträge mit den Metallhändlern eingehen können und so das teure Vanadium nicht kaufen müssen.
Der Bau dieser Akkus ist aber selbst mit Mietverträgen durch die begrenzte Verfügbarkeit von Vanadium beschränkt, weshalb inzwischen Alternativen auf Grundlage von organischen Verbindungen oder Eisen statt Vanadium entwickelt werden. Die amerikanische Firma ESS(öffnet im neuen Fenster) bietet beispielsweise eine Flowbatterie mit Eisenchlorid an.(öffnet im neuen Fenster) Aber die Kosten für deren 500-kWh-Energy-Warehouse (dt. Energielagerhaus), entsprechen denen vergleichbarer Lösungen mit Lithium-Ionen-Akkus, die aber bei vergleichbarer Größe und Gewicht die zehnfache Kapazität haben.
Der Grund scheint in den kleinen Tankgrößen zu liegen, die zu Speicherdauern von nur sechs bis zwölf Stunden führen. Die Firma gibt leider keine Hinweise darauf, weshalb sie nicht auch Batterien mit größeren Tanks anbietet, obwohl dadurch die Kapitalkosten pro kWh stark sinken würden. Möglicherweise kommt es bei längeren Standzeiten der Speicherflüssigkeiten zu Korrosion oder anderen Problemen. Außerdem ist die Zykleneffizienz mit etwa 55 Prozent, inklusive Gleich- und Wechselrichter, ähnlich niedrig wie die der Eisen-Luft-Akkus von Form Energy.
Heiße und kalte Speicher
Thermische Speicher funktionieren nach dem gleichen Prinzip wie etwa Kohlekraftwerke. Ein von Siemens Gamesa bei Hamburg betriebener Speicher heizt etwa Steine mit elektrischem Strom auf und erzeugt umgekehrt Dampf zum Betrieb einer Kraftwerksturbine mit Hilfe der so in den heißen Steinen gespeicherten Energie. Die Firma will mit dem Prinzip ähnlich hohe Effizienzen wie in Kohlekraftwerken erreichen, also rund 45 Prozent. Die Kosten können sehr niedrig sein, wenn der Speicher am Standort eines schon vorhandenen Kraftwerks gebaut wird.
Thermische Speicher kommen auch in modernen Druckluftspeichern zum Einsatz, um die beim Komprimieren der Luft entstehende Wärme zu speichern. Bei alten Anlagen wurde stattdessen Erdgas benutzt, um den Temperaturverlust der Luft beim Ablassen des Druckspeichers zu kompensieren. Auch diese Speicher kommen auf eine Zykleneffizienz in der Größenordnung von rund 50 Prozent.
Das Prinzip der Carnot-Batterie(öffnet im neuen Fenster) geht noch weiter und kann eine Effizienz von bis zu 80 Prozent erreichen. Dort kommen mehrstufige Wärmepumpen für die Speicherung zum Einsatz. Ein Speicher wird aufgeheizt und gleichzeitig ein anderer Speicher abgekühlt. Da die Effizienz der Stromgewinnung einer Turbine nach dem Carnot'schen Gesetz vom Temperaturunterschied zwischen der heißen und kalten Seite der Turbine abhängt, können damit höhere Effizienzen erreicht werden als mit Speichern, die nur mit heißen Steinen oder kalter flüssiger Luft arbeiten.
Wie die anderen Techniken der Langzeitspeicher muss sich aber auch die Carnot-Batterie noch in der Praxis bewähren und zeigen, dass die höhere Effizienz erreicht wird und damit die gestiegene Komplexität und die höheren Kosten aufwiegt. Außerdem beruhen die Berechnungen zu den Kostenzielen der Energiespeicher auf Annahmen über die am Markt erreichbaren Preise. Albertus nahm etwa einen Preis von 10 Cent pro kWh an. Je nach tatsächlichem erreichbaren Preis für die gespeicherte Energie könnten sich am Ende auch andere Speichertechniken lohnen.