Der beschleunigte Ausbau erneuerbarer Energien bringt massive Herausforderungen mit sich. Denn der wachsende Anteil von Solar- und Windenergie führt auch zu mehr Volatilität bei der Stromgewinnung. In der Folge schwanken Strommärkte stärker und die Netze können überlastet werden. Eine Schlüsselrolle bei der Bewältigung dieser Herausforderungen spielen Energiespeicher. Sie können überschüssigen Strom zwischenspeichern und bedarfsgerecht wieder abgeben. Dadurch wirken sie als Stabilisatoren im Energiesystem und tragen dazu bei, Engpässe sowie starke Preisausschläge zu minimieren.
Der Ausbau kann mit dem Bedarf nicht Schritt halten
Das Fraunhofer ISE rechnet deshalb bis zum Jahr 2030 mit einem Speicherbedarf von rund 104 Gigawattstunden, bis 2045 sollen es sogar 180 Gigawattstunden sein. Fast die Hälfte des Bedarfs soll durch Großspeicher mit einer Speicherkapazität von jeweils mindestens einer Megawattstunde gedeckt werden. Bis dahin ist es aber noch ein weiter Weg. Denn derzeit weist die Statistik für Deutschland lediglich eine installierte Speicherkapazität von 10 Gigawattstunden aus. Der größte Teil davon sind mit über 80 Prozent Heimspeicher. Große Batteriespeicher bleiben mit 1,3 Gigawattstunden die Ausnahme.
Dabei bietet insbesondere die Kombination von Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit Großspeichern ein enormes Potenzial. Denn hier ist die Menge der produzierten Energie und damit auch der Einfluss auf das Stromsystem besonders groß. Aus diesem Grund schätzt die Bundesnetzagentur, dass ab 2030 etwa 10 Prozent der zugebauten Erneuerbare-Energien-Anlagen mit großen Batteriespeichern ausgerüstet sein werden. Ab 2035 soll die Quote auf 20 Prozent und ab 2040 sogar auf 25 Prozent steigen.
Die Hürden für Großspeicher sind hoch
Um diese Ziele zu erreichen, muss aber noch viel passieren. Vor allem politisch gibt es Nachholbedarf. So gibt es in Deutschland derzeit keine spezifische Gesetzgebung für Energiespeicher. Das führt zu rechtlicher Unsicherheit, da die bestehenden Regelungen für Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen nicht eins zu eins auf Speicher übertragbar sind. Hinzu kommt, dass noch nicht entschieden ist, wie lange netzgekoppelte große Batteriespeicher noch von Netzentgelten befreit sein werden.
Eine weitere Herausforderung ist der Netzanschluss. Die Netzkapazitäten sind so knapp, dass Speicher in den seltensten Fällen problemlos einen Netzanschluss erhalten. Auch entfällt bei Speichern die Acht-Wochen-Frist für eine Netzzusage, wodurch die Rückmeldung der Netzbetreiber häufig mehrere Monate in Anspruch nimmt. Zudem sind die Netzanschlussgebühren so hoch, dass sie in einigen Fällen bis zu 20 Prozent der Investitionskosten einer Speicheranlage betragen können.
Internationale Projekte können als Vorbilder dienen
Das „Solarpaket 1“ hat einmal mehr den politischen Fokus auf die erneuerbare Energieerzeugung unterstrichen. Nun ist es höchste Zeit, auch Energiespeicher stärker ins Visier zu nehmen. Damit der Ausbau mit dem Bedarf Schritt halten kann, sind klare Rahmenbedingungen unabdingbar. Um die bestehenden Unsicherheiten kurzfristig zu überbrücken, bedarf es eines starken Partners mit finanzieller Rückendeckung und entsprechender Projekterfahrung.
— Der Autor Andreas Pfeifer ist Geschäftsführer von FRV Deutschland, einem international führenden Projektentwickler im Bereich erneuerbare Energien aus Spanien. Zuvor arbeitete er als Head of Operations bei Enviria. FRV verwaltet und betreibt Anlagen für erneuerbare Energien mit einer Gesamtleistung von 3,4 Gigawatt und verfügen über eine Projektpipeline von insgesamt 24 Gigawatt, darunter 13,4 Gigawatt an Photovoltaik, 8,5 Gigawatt an großen Batteriespeichern und 2,1 Gigawatt bei grünem Wasserstoff. Aktuell vollzieht FRV seinen Markteintritt in Deutschland. https://frv.com/de/—
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Daran, dass Herr Pfeifer nur die Steigerungsraten bei Batteriespeichern in Kombination mit PV-Anlagen betrachtet, sieht man, dass er viel zu klein denkt. In der gegenwärtigen Situation, wo wir nur ganz selten erneuerbare Überschüsse produzieren, ist es fast egal, wo Speicher, auch Großspeicher errichtet werden. Im 100%-System wird das aber nicht mehr egal sein, weil in diesem System in mehr als 50% der Zeit Stromüberschüsse auftreten (vor Batteriespeicherung, Elektrolyse etc.).
In dieser Zukunft muss man den Markt von hinten her betrachten, und dann überlegen, wie man den technisch notwendigen Bedarf an Speichern möglichst kostengünstig befriedigt. Technisch notwendig sind Speicher, weil bei unflexiblen Erzeugern (Sonne und Wind) und unflexiblen Verbrauchern (wird als Versorgungssicherheit für unabdingbar gehalten) immer Differenzen zwischen Angebot und Nachfrage auftreten, die ausgeglichen werden müssen. Wer für den Ausgleichsbedarf aber im Einzelnen verantwortlich ist, lässt sich nicht eindeutig zuordnen: Ist es die Windmühle, die nicht läuft, obwohl ihr Strom gut gebraucht werden könnte, oder ist es die Industrie, die am Wochenende einen wesentlich geringeren Strombedarf hat, obwohl die Sonne gerade sehr viel Strom anzubieten hätte.
Für den notwendigen Differenzausgleich wird man einen eigenen Markt etablieren müssen, der seine Kosten an die Stromverbraucher weitergibt, als Bestandteil der Netzumlage, oder als eigenständige Umlage. Die Platzierung der Speicher ist so, wie man die Differenzen nicht einzelnen Akteuren anlasten kann, auch nicht an denen zu orientieren, sondern an den Bedürfnissen des Netztes. Wo kommt zeitweise zu viel Strom an, wo zu wenig. Die Speicher sollten also vor und hinter Netzengpässen errichtet werden, damit sie im Überschussfall Strom, der nicht weitergeleitet werden kann, aufnehmen, und im Mangelfall Strom, für den nicht genug Zuleitungen existieren, abgeben können. Für die Steuerung von Speichern müssen die Netzbetreiber zuständig sein. Als SPeicherbetreiber sollten selbständige Unternehmen auftreten, die in Ausschreibungen die erforderlichen Speicher in der gewünschten Technik an den gewünschten Orten errichten. Dieses Ausschreibungssegment muss immer nur so groß sein, wie der Bedarf nicht durch freie Speicherbetreiber gedeckt wird. Da aber von den Netzbetreibern gesteuerte Speicher einen wesentlich höheren Nutzwert haben und damit ihre Leistungen deutlich billiger anbieten können, werden es freie Speicherbetreiber schwer haben und insbesondere solche speziellen Anlagen zugeordnete Speicher wie im Artikel oben betrachtet. Allenfalls um ein gewisses Maß an Redundanz zu erreichen wäre es akzeptabel auch solche Speicher in geringem Umfang zu fördern.
Geht man davon aus, dass 70% des Stroms direkt verbraucht werden können, 10% in Batterispeichern zwischengespeichert werden müssen und 20% aus der Rückverstromung von Wasserstoff stammen werden, dann sind auch die Kosten überschaubar:
Direktverbrauch 6ct*0,7=4,2ct
Batteriestrom (6+5)ct*0,1=1,1ct
Wasserstoffstrom (3*6+5)ct*0,2=4,6ct
Bei dieser Rechnung kämen zu den Kosten für den Direktstrom von 6ct also nochmal 3.9ct fürs Speichern dazu. Da diese 3,9ct hauptsächlich aus der Wasserstoffspeicherung+Rückverstromung entstehen, wird man da auch am ehesten etwas drehen können, beispielsweise mit Hochtemperaturspeichern oder mit Effizienzgewinnen durch Wärmekraftkopplung.
Für die Bereitschaft zum Demand-Side-Management wird man die vermiedenen Speicherkosten bezahlen können. Lohnen wird sich das vor allem für vermiedenes Wasserstoffspeichern, also den Aufschub von Stromverbrauchswünschen um mehrere Tage. Sehr große Verbraucher werden natürlich die Belohnung für vermiedenes Batteriespeichern zu schätzen wissen.
Und weil das vermutlich so ist, wie Herr Pfeiffer das beschreibt, sollten netzdien.iche, große Speicher im Netz vom Netzbetreiber völlig transparent betrieben werden. Vorher bitte alle Netzbetreiber aller Energieformen und Ebenen vergesellschaften – sofern sie in Privatbesitz sind – und einen einzigen Neztentwicklungsplan für alle Energieformen incl. Speicher entwickeln, damit der Netz- und Speicher-Ausbau gemeinwohlorientiert vonstatten geht und die Abwärme aus den kommenden Netzspeichern intelligent und effizient mitgenutzt werden kann. Die Königsdisziplin der Energiewende wird die Abwärmenutzung werden.
Zusatz: Es wird vermutlich 170 Terawattstunden Langfristspeicher bedürfen, um 100 % EE-Versorgung in Deutschland mit Wind- und Solarkraft hinzubekommen. Das meint: 100 % Autarkie und bilanzielle Autonomie. Die Pläne der Bundesregierung sind in meinen Augen völlig unterambitioniert und gehören auf den Prüfstand.
Schade, dass diese eigentlich seit 30 Jahren bekannten Dinge, erst jetzt umgesetzt werden. Wo würden wir stehen, wenn man die Speicher schon ins erste EEG mit aufgenommen hätte?
Danke, es ist lange bekannt; MAN will keine dezentrale Lieferung von Strom. UND Speicherhersteller haben wir genügend. https://www.cellcube.com/de/ , redflow aus Australien war mal auf diesem Kontinent, was Voltstorage gerade macht – weis ich nicht. Es hängt mal wieder am Geld – sagt man. Und dann die Gesetze. Wieso muss man einen Speicher anmelden? Wer tickt denn da noch sauber?
Wenn das so weiter geht – werden viele nicht mehr netzparallel arbeiten. Dann werden wir sehen.
Und von wegen – man darf seinem Grundstücksnachbar keinen Strom geben …..
hatte ich vergessen: den Hersteller gibt es auch noch – https://www.volterion.com/systeme-volterion/
### Zitat: Um die bestehenden Unsicherheiten kurzfristig zu überbrücken, bedarf es eines starken Partners mit finanzieller Rückendeckung und entsprechender Projekterfahrung. ### korrekt und wie gesagt – Ausdauer – viel Geld und Nerven wie Drahtseile