Der Mix macht´s

Titel | Speicher

Pilotprojekte - Trotz steigender Anteile an volatiler Wind- und Solarenergie im Energiesystem gilt es das diffizile Gleichgewicht des Stromnetzes weiter aufrechtzuerhalten. Eine wichtige Teil-Lösung dafür bilden künftig Speicherformate. Doch wie lassen diese sich in das System integrieren und wirtschaftlichbetreiben? Stadtwerke und Energieversorger gehen diesen Fragen nach und entwickeln Projekte.

05. November 2013

Den derzeit größten kommerziellen Batteriepark Europas zum Beispiel plant der Schweriner Energieversorger Wemag gemeinsam mit Younicos. Im September 2014 soll der Lithium-Ionen-Speicher mit einer Kapazität von 5MWh in Betrieb gehen, die Bauarbeiten dafür sind diesen September gestartet.

»Leistungsfähige Speicher, die kurzzeitige Schwankungen ausgleichen, sind der entscheidende Hebel für die wirtschaftliche Integration von mehr Erneuerbaren: Jedes Megawatt an installierter Batterieleistung ersetzt das Zehnfache an sonst für die stabile Stromversorgung benötigter konventioneller Kraftwerksleistung« sagt Clemens Triebel, Gründer und Vorstand von Younicos. »Wir sehen zwei Herausforderungen. Die erste ist die Umsetzung von Theorie in Praxis, sprich eine Anlage in dieser Größenordnung ist noch nicht gebaut«, erläutert Projektleiter Tobias Struck von der Wemag. Die zweite Herausforderung werde die Positionierung am Markt sein. Der Speicher wird im Rahmen der Auktionen für Primärregelenergie vermarktet. »Das ist für uns ein neues Geschäftsfeld, da wir nicht über konventionelle Regelleistung verfügen.«

Wirtschaftlichkeit für den Akku

Denn trotz des Pilotcharakters ist geplant, den Großspeicher wirtschaftlich zu betreiben. Nach der Anschubfinanzierung durch das Innovationsprogramm des Bundesumweltministeriums in Höhe von 1,3Mio.€ soll der Speicher sein Geld am Markt verdienen.

»Die Volatilität der Einspeisung hat zugenommen, damit auch der Regelbedarf«, erklärt Struck. Allein im Netz der Wemag im windreichen Westmecklenburg und Nord-Brandenburg sind Ökokraftwerke mit einer Leistung von etwa 800MW angeschlossen. Schon 2012 erzeugten diese Anlagen etwa 80% der Strommenge, die im Gebiet der Wemag Netz an Kunden verteilt wird. Für 2013 rechnet der Netzbetreiber mit einer bilanziellen Menge von mehr als 100%.

»Vor diesem Hintergrund müssen wir uns aktiv mit Themen wie Regelenergie und Netzstabilität auseinandersetzen. Der Batteriespeicher ist aus unserer Sicht für die Implementierung von Erneuerbaren notwendig und bietet darüber hinaus noch ein wirtschaftliches Ergebnispotenzial.«

Die Speicherung in Akkus ist eine Option, die gerade dann Sinn macht, wenn es schnell auf Schwankungen im Stromnetz zu reagieren gilt. Wenn allerdings ein Fernwärmenetz in einer Stadt vorhanden ist – in Kombination mit KWK – kann auch eine andere Variante sinnvoll sein: Der Wärmespeicher. So plant die N-ergie in Nürnberg derzeit einen Speicher mit einer Wärmekapazität von rund 1.500MWh. Zusätzlich baut das Unternehmen zwei Elektroheizer mit je 25MWel, die überschüssigen Strom in Wärme umwandeln.

Strom und Wärme entkoppelt

»Das Heizkraftwerk am Standort Sandreuth inklusive Gas- und Dampfturbinen- und Biomasse-Anlage kann aufgrund des Kraft-Wärme-Kopplungs-Prozesses bislang bei Lastveränderungen in der Stromerzeugung nicht flexibel gesteuert werden, da die Stromerzeugung an die Fernwärmeerzeugung gekoppelt ist«, erläutert Josef Hasler, Vorstandsvorsitzender der N-ergie die Hintergründe. Der Wärmespeicher erhöhe die Möglichkeit einer zeitlich entkoppelten Strom- und Wärmeerzeugung.

»Mit der steigenden Flexibilität können wir künftig Schwankungen im Netz besser ausgleichen.« Die größte Herausforderung im Vorfeld war das Genehmigungsverfahren, da der Speicher zentral im Stadtgebiet entsteht. »Mit einer Höhe von rund 70 Metern wird er einer der höchsten in Europa sein.« Es komme erstmals in Deutschland ein Zwei-Zonen-Speicher zum Einsatz, der mit einer Wassertemperatur von über 100°C arbeite.

»Die Rentabilität des Speichers steht im unmittelbaren Zusammenhang mit der Volatilität der Preise an der Strombörse und den künftig vermeidbaren Brennstoffaufwendungen«, so Hasler weiter. Die Stromerzeugung könne künftig besser auf die Erlösmöglichkeiten angepasst werden, und die Erzeugungsanlagen müssten zeitweise auch nicht mehr in Teillast mit schlechteren Wirkungsgraden gefahren werden.

Abwärmeüberschüsse müssen nicht mehr verworfen werden, sondern können als potenzielle Fernwärme eingespeichert werden. »Sie steht dann zur Verfügung, wenn die Stromerzeugung aus Marktpreisgründen – etwa an Sommerwochenenden mit viel PV-Strom im Netz – abgestellt wird.«

Die beiden Elektroheizer können auf zwei Arten eingesetzt werden: Eine Möglichkeit ist, den Strom aus der eigenen Erzeugungsanlage zu nutzen, wenn dieser nicht im Netz benötigt wird oder aus Marktgründen nicht platziert werden kann. »Dadurch erhöht sich gleichzeitig auch die Regelgeschwindigkeit des Kraftwerks hinsichtlich der Stromeinspeisung, und durch die Rückhaltung wird im Netz Platz für die Einspeisung von EEG-Strom gemacht«, so Hasler.

Zweitens kann bei entsprechend geringen Marktpreisen Strom für die Wärmeerzeugung genutzt werden. Hierbei können die Opportunitätskosten für eine eigene unrentable aber gegebenenfalls notwendige Wärmeerzeugung gespart werden.

Politik gefordert

Doch welches Speicherformat sieht Hasler für die Zukunft? »Absehbar kann und wird es nicht auf ein bestimmtes Speicherformat hinauslaufen«, ist er sich sicher. »Bereits jetzt zeichnet sich ein Mix aus Wärme-, Batterie- und Power-to-Gas-Speichern ab. Auch weitere technische Entwicklungen sind abzuwarten.«

Um langfristig in großen Mengen Erneuerbare zu speichern, bietet Power to Gas eine gute Option: Laut einer Studie des DVGW können schon heute in bestehenden Untergrundspeichern etwa 200TWh Energie gespeichert werden.

Es existiere aber noch Forschungsbedarf. Das sieht der VKU ebenso. Zudem sei es erforderlich, den ordnungspolitischen Rahmen anzupassen, damit die Technologie wirtschaftlich rentabel wird. »Wichtig ist an dieser Stelle der Hinweis auf Steuern, Umlagen und Abgaben, mit denen der eingesetzte Strom beaufschlagt wird. Diese erlauben keinen darstellbaren Business Case«, so Professor Peter Birkner, Technikvorstand von Mainova. Momentan entsteht bei der Mainova in Frankfurt eine Demonstrationsanlage, die Ende 2013 erstmals Strom in Wasserstoff umwandeln und in das kommunale Gasverteilnetz einspeisen soll.

Hier haben sich 13 Stadtwerke der Thüga-Gruppe zusammengetan, um bis 2016 Erfahrungen für die Praxis zu sammeln. »Der Leitgedanke besteht darin, vielversprechende Lösungsansätze für die Energiespeicherung im Rahmen der Energiewende zu prüfen«, so Birkner. Ziel des Projekts sei es, Erfahrungen mit der Protonen-Austausch-Membran(PEM)-Elektrolyse in einer realen energiewirtschaftlichen Umgebung zu sammeln.

»Konkret geht es darum, das Potenzial dieser Elektrolysetechnologie zur Aufnahme von elektrischer Energie und zur Einspeisung von Wasserstoff in das Erdgasnetz zu bewerten und die Fähigkeit der PEM-Elektrolyse für den Einsatz in einem Regelenergiepool auszuloten.« Zudem soll die Fähigkeit zum Ausgleich von Lastschwankungen ermittelt werden.

Verschiedene Faktoren waren entscheidend für die Standortwahl. Zum einen die gute Infrastruktur zum Anschluss der Elektrolyseanlage. Zum anderen, dass der zum Betrieb erforderliche Mindestgasabsatz im Gasnetz auch in den verbrauchsschwachen Sommermonaten besteht. Zudem befindet sich am Standort ein Heizkraftwerk, welches in einer möglichen zweiten Projektphase ab 2016 das Kohlendioxid für eine Methanisierung bereitstellen könnte.

Analyse zur Betriebsweise

Die Partner planen auch, verschiedene Fragen zur Wirtschaftlichkeit zu untersuchen. »Durch eine optimierte Betriebsweise wollen wir möglichst hohe Einnahmen generieren. Dazu gehören etwa die Einnahmen aus der Bereitstellung von Regelenergie.« Auch eine Analyse, welches die optimal zu erzeugende Wasserstoffmenge ist, gelte es durchzuführen. »Verwendet man nur Überschussstrom zur Elektrolyse, so kostet dieser zwar nichts, die Anlage wird aber nur einige Hundert Stunden pro Jahr in Betrieb sein.«

Laufe die Elektrolyse dagegen permanent, so wird zwar die Menge des erzeugten Wasserstoffs maximiert, aber es ist auch Strom zu Spitzenpreisen einzusetzen. Das Optimum liege zwischen diesen Fällen. »Was auf der Einnahmeseite nicht abgedeckt werden kann, muss langfristig auf der Kostenseite darstellbar sein. Für einen Übergangszeitraum ist hier eine Anschubfinanzierung vorstellbar, perspektivisch sind aber Herstellungs- und Betriebskosten so zu optimieren, dass sich die Anlage selbst trägt.«

Experten gehen davon aus, dass das deutsche Gasnetz überschüssigen Windstrom von 30 Tagen speichern kann. Deutsche Pumpspeicherkraftwerke sind in 6h gefüllt. »Es gibt viele Speicheroptionen, ohne den einen Speicher, der alles kann«, zieht Michael Riechel, Vorstandsmitglied der Thüga AG, ein Resümee. »Nun gilt es, aus dem Zusammenspiel der verschiedenen Optionen das bestmögliche Ergebnis zu erzielen.«

Interview

»Speicher als Teil der Wertschöpfungskette aufnehmen.«

Michael Riechel, Vorstand Thüga AG, geht auf die Herausforderungen der Systemlösung ein und erläutert Faktoren für die Rentabilität.

Kältespeicher, Wärmespeicher, Akkus, Pumpspeicherkraftwerke. Power to Heat. Power to gas. Es gibt viele unterschiedliche Speicherformate. In welchen sehen Sie das größte Potenzial für die Zukunft?

Wir werden vielleicht die ganze Bandbreite der Formate benötigen, weil sie sich nicht nur zum Beispiel hinsichtlich ihrer Speichervolumina oder ihrer Be- und Entladegeschwindigkeit unterscheiden, sondern viele Bewertungskriterien eine Rolle spielen. Vor dem Hintergrund, dass wir zur Umsetzung der Energiewende einen mittel- und langfristigen Speicherbedarf im Jahr 2020 von circa 17 Terrawattstunden und im Jahr 2050 von bis zu 50 Terrawattstunden erwarten, benötigen wir zudem Systeme mit einem hohen Speichervolumen. Aus unserer Sicht bietet sich hier die Strom-zu-Gas-Technologie an.

Wo sehen Sie noch die größten Herausforderungen für Speicher?

Wir müssen zum einen die einzelnen Speicherformate entwickeln. Zum anderen gilt es, aus dem Zusammenspiel der verschiedenen Optionen das bestmögliche Ergebnis zu erzielen.

Von welchen Faktoren ist eine Wirtschaftlichkeit der Speicher abhängig?

Für die Wirtschaftlichkeit sind drei Stellgrößen entscheidend: Zu welchem Preis kaufe ich den Strom ein, der gespeichert werden soll, wie hoch sind die Speicherkosten und zu welchem Preis kann ich das Speicherprodukt wieder verkaufen? Die Speicherkosten setzen sich unter anderem aus den Kapital- und Investitionskosten für die Technologie und den variablen Kosten für den operativen Betrieb der Anlage sowie für Wartung und Instandhaltung zusammen.

Aus welchen Gründen beschäftigen Sie sich mit der Speicherthematik?

Speicher sind und werden noch stärker als bisher Teil einer Wertschöpfungskette in der Energiewirtschaft. Stadtwerke sind gut beraten, diese Wertschöpfungsstufe in ihr Portfolio aufzunehmen und mit der eigenen Erzeugung und im engen Kontakt zu den Kunden kommerzielle Lösungen zu entwickeln. Das Strom-zu-Gas-Verfahren etwa ist eine Zukunftsoption für kommunale Gasverteilnetze in der Energielandschaft von morgen.

Was planen Sie in Zukunft im Bereich der Speicher?

Die Unternehmen der Thüga-Gruppe prüfen derzeit verschiedenste Speicherformate aus. Zum Beispiel die Kältespeicher der Eins Energie oder den Wärmespeicher der Drewag. Im Rahmen eines Gemeinschaftsprojektes von 13 Unternehmen der Gruppe errichten wir derzeit in Frankfurt eine Demonstrationsanlage, die Wasserstoff in das Gasnetz einspeisen wird. Wir haben an diesem Standort auch die Option, nach einer erfolgreichen Betriebsphase die Anlage aufzurüsten, sodass wir dort synthetisches Methan erzeugen könnten. Zuvor stehen aber die Erfahrungen im Vordergrund, wie die Anlage auf die unterschiedlichsten Produktionsbedingungen reagieren wird. Das wird spannend und uns ein ganzes Stück weiterbringen.

Erschienen in Ausgabe: 09/2013