Im Aufwind: Trotz der globalen Rezession setzen erneuerbare Energien ihren Wachstumskurs fort; insbesondere Wind- und Photovoltaikenergie versprechen auch in Zukunft gute Wachstumschancen. Bis 2025 wird ihr Anteil an der installierten Gesamtkapazität in Deutschland auf bis zu 44 Prozent ansteigen – nicht zuletzt infolge politischer Bemühungen, fossile Energien zunehmend zu ersetzen. Um dieses Wachstumspotenzial zu nutzen, müssen die fluktuierenden regenerativen Energien – Solar- und Windenergie – besser ins Stromnetz integriert werden.

Zwar werden bestehende Lösungen zur Verstetigung der schwankenden Einspeisung durch Wind- und Sonnenenergie, wie etwa überregionaler Ausgleich (Netzausbau), Nachfragesteuerung und konventio­nelle Erzeugungskapazitäten, weiterhin eine wichtige Rolle spielen. Mit einem zunehmenden Anteil fluktuierender regenerativer Energien am Energiemix werden diese Maßnahmen allein jedoch zukünftig nicht mehr ausreichen. Daher werden Stromspeicher für die Integration fluktuierender Energien zukünftig erfolgskritisch sein, die bei einem Strom-Überangebot geladen werden und den gespeicherten Strom in Flautezeiten wieder abgeben. Sie versprechen ab 2020 ein Geschäftsvolumen von jährlich mehr als 10 Milliarden Euro.Zu diesen Ergebnissen kommt die Studie "Electricity Storage: Making Large-Scale Adoption of Wind and Solar Energy a Reality" der Unternehmensberatung The Boston Consulting Group (BCG). Sie untersucht den Markt für Energiespeicher in den kommenden Jahren und beschreibt Schlüsselfaktoren und Erfolgsstrate­gien.

 

Mehr Wind- und Solarenergie erhöhen Bedarf an Ausgleichsleistung

Verbunden mit einem wachsenden Anteil erneuerbarer fluktuierender Energien an der Gesamtkapazität wächst auch der Bedarf an Ausgleichsleistung. Wäh­rend der Anteil von Wind- und Photovoltaikenergie in Deutschland 2008 bei rund einem Fünftel der installierten Gesamtkapazität lag, wird sich dieser Wert bis 2025 auf 44 Prozent mehr als verdoppeln. Nach Prognosen der BCG-Studie wird 2025 dadurch eine Ausgleichsleistung von bis zu 28 Gigawatt benötigt, um bis zu 40 Terawattstunden Reserveenergie zu speichern. Dem steht eine aktuell ver­fügbare Speicherkapazität von 7 Gigawatt gegenüber. Insgesamt werden die europäischen Länder rund 100 Gigawatt an Ausgleichsleistung benötigen – bei einer installierten Gesamterzeugungskapazität von rund 1.000 Gigawatt bis 2025. Zum Ausgleich der Fluktuationen aus erneuerbaren Energiequellen muss eine Energiemenge von ca. 150 Terawattstunden bereitgestellt werden – dies sind mehr als fünf Prozent des jährlichen Elektrizitätsbedarfs in Europa. Bereits heu­te ergeben sich Ungleichgewichte, wenn die Einspeisung regenerativer Energien über dem Elektrizitätsbedarf außerhalb der Spitzenzeiten liegt – vorwiegend in Märkten mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien, z. B. Deutschland und Dänemark. Dies führt zu einer hohen Volatilität der Elektrizitätspreise bis hin zu negativen Preisen, wie 2009 wiederholt in Deutschland zu beobachten war – mit Rekord-Negativpreisen von bis zu minus 500 Euro pro Megawatt­stunde trotz einer starken europäischen Netzinfrastruktur.

 

"Wenn die Integration fluktuierender Energien in das Stromnetz nicht sicher­gestellt ist, wird das Wachstum von Wind- und Sonnenenergie bald an seine Grenzen stoßen", erklärt BCG-Geschäftsführer Holger Rubel. "Stromspeicher werden deshalb eine wichtige Rolle spielen. Die tatsächliche Nutzung einer Speicheranlage hängt von einem komplexen Zusammenspiel aus Wetter, Aus­lastung und Netzkapazitäten ab; dadurch wird die Erstellung einer verlässlichen Kalkulation erschwert. Momentan rechnet es sich nicht, massiv in die Entwick­lung von Speicherkapazitäten zu investieren." Um zu gewährleisten, dass lang­fristig ausreichende Kapazitäten geschaffen werden und staatliche Ziele für den Einsatz grüner Energie realisiert werden können, seien entsprechende Anreize und Subventionen erforderlich, so der Energieexperte weiter. Diese könnten beispielsweise in Form von Investitionshilfen oder in garantierten Einspeise­tarifen und Aufpreisen für gespeicherte Energie (vergleichbar mit Subventionen für erneuerbare Energien) bestehen.

 

Zusammenspiel unterschiedlicher Speichertechnologien erfolg­versprechend

Zur Entlastung der Stromnetze gibt es bereits verschiedene Speichertechnolo­gien – einige davon noch in der Pilotphase. Die vier Hauptkategorien sind:

• Mechanische Speicher, darunter Pumpspeicherkraftwerke, Druckluftspei­cher (Compressed-Air Energy Storage, CAES) und Schwungradspeicher
• Thermische Speicher, darunter Warmwasserspeicher oder Salzschmelze­speicher
• Elektrische Speicher, darunter Kondensatoren und supraleitende Magne­ten
• Elektrochemische Speicher, darunter Batterien wie Natrium-Schwefel und Redox-Flow
• Chemische Speicher oder Wasserstoffspeicher.

Das größte Potenzial für einen großflächigen Einsatz, so das Fazit der BCG-Studie, besitzen Druckluftspeicher, Batterien, Wasserstoffspeicher und Pump­speicherkraftwerke, da diese Technologien große Mengen an Energie speichern können – während andere Methoden für einen kurzen Zeitraum große Mengen an Leistung bereitstellen, aber nur eine begrenzte Menge an Energie liefern und eine hohe Selbstentladungsrate aufweisen. Da jede dieser Technologien ihre Stärken und Schwächen hat, kann nur eine Kombination verschiedener Spei­cherlösungen die zukünftig erforderliche Ausgleichsleistung bereitstellen.

 

Druckluftspeicher (CAES) erreichen im aktuellen Entwicklungsstadium ledig­lich einen Effizienzlevel von 45 bis 55 Prozent. Zudem wird diese Technologie derzeit zur Unterstützung eines konventionellen Gaskraftwerks genutzt und ist nicht autark. Mit der Weiterentwicklung zu einem adiabatischen Druckluft­speicher (A-CAES) –voraussichtlich ab 2013 in der Pilotphase – wird diese Technologie nicht nur autark, sondern auch deutlich effizienter und wird bis 2025 wettbewerbsfähig mit alternativen Speicherformen sein. Hindernisse ergeben sich hinsichtlich erforderlicher Standorte (Kavernen), die beispielsweise in Norddeutschland und großen Teilen der USA gegeben sind, in Spanien oder Japan hingegen seltener vorkommen.

 

Wasserstoffspeicher erfordern höhere Investitionskosten als A-CAES und erzielen gleichzeitig eine geringere Effizienz. Dennoch bietet diese Technologie eine höhere Energiedichte und somit eine höhere Kapazität. Daher sind Wasser­stoffspeicher vor allem für den Ausgleich von langfristigen (z. B. saisonalen) Schwankungen geeignet. Eine teure Infrastruktur ist nicht notwendigerweise erforderlich, da der Wasserstoff am selben Ort produziert, gespeichert und verbraucht bzw. für andere Zwecke als zur Elektrizitätserzeugung eingesetzt wird. Während sich die Technologie in kleineren Anlagen bewährt hat, bleibt zu prüfen, ob sie sich auch für größere Kapazitäten eignet. Hindernis für den weiteren Einsatz: Obwohl die Sicherheitsrisiken gering sind, muss die Branche in Aufklärungsarbeit investieren, um Bedenken bei der Bevölkerung abzubauen.

 

Stationäre Batterien, wie Natrium-Schwefel- (NaS) und Vanadium-Redox-Bat­terien (VRB), könnten insbesondere für den Einsatz in mittelgroßen Anwendun­gen attraktiv werden, wo Kavernen und Turbinengrößen die Verwendung anderer Technologien einschränken. Sie sind die effizienteste und flexibelste Speichertechnologie, gleichzeitig wettbewerbsfähig bei hohen Zyklen – z. B. im Einsatz für Tag-Nacht-Fluktuationen. Größte Herausforderung sind die derzeit hohen Investitionskosten. Im kommenden Jahrzehnt werden diese nach Schät­zung der BCG-Studie jedoch um bis zu 30 Prozent sinken.

 

Pumpspeicherkraftwerke haben sich als Speichertechnologie etabliert, erfor­dern jedoch spezifische Standorte (mit deutlichen Höhenunterschieden sowie ausreichenden Wasservorräten). Diese geographische Einschränkung, verbun­den mit politischem Widerstand – infolge von Umweltauswirkungen –, schrän­ken die Verbreitung dieser Technologie ein. Dennoch können Kraftwerke in Kombination mit Überlandleitungen potenzielle Puffer für Schwankungen durch fluktuierende Energien bieten.

 

Um sich erfolgreich im Energiespeicher-Markt zu positionieren, sollten poten­zielle Betreiber – Energieversorger, Kommunen und unabhängige Stromprodu­zenten (IPPs) – folgende strategische Aspekte prüfen:

• Betriebsmodell: Speicheranlagen sollten auf häufiges Laden und Ent­laden ausgerichtet sein, d. h. über einen geeigneten Standort, ausrei­chende Input- und Output-Kapazitäten sowie eine Hochleistungs-Netz­anbindung verfügen
• Erlöse: Das Geschäftsmodell sollte nicht nur Erlöse aus der Strukturie­rung fluktuierender erneuerbarer Energien, sondern auch aus anderen Quellen ermöglichen (z. B. Reserveenergie als zusätzliche Ertragsquelle).
• Einsatz von Subventionen: Speicheranlagen sollten so entwickelt werden, dass bestehende und zukünftige Subventionen genutzt werden können; dazu müssen regulatorische Rahmenbedingungen genau beobachtet werden.

The Boston Consulting Group | Tanja Nickels 2010