Von wegen Stahl sei Old Economy, Technologie von gestern. Wenn die Projekte des Berliner Start-ups Lumenion Erfolg haben, lässt sich mit dem Material aus der Schwerindustrie ein Problem lösen, dem Lithium-Ionen-Batterien bisher nicht gewachsen sind. Solarstrahlung fluktuiert grundsätzlich im 12-stündigen Wechsel und auch Windstrom kommt in Wellen, denen 18 bis 24 Stunden Flaute folgt, so das Unternehmen. Damit benötige man einen Speicher, der mit durchschnittlich 180 Zyklen pro Jahr wirtschaftlich betrieben werden kann. Außerdem sind die Spitzenlasten, mit denen diese Energie geladen werden muss, rund dreimal so hoch wie die Spitzenlasten, mit denen die Speicher später entladen werden.
In rein elektrischen Speichersystemen führt das zu vergleichsweise hohen Kosten für die Leistungselektronik. Nutzt für diesen Speichereinsatz Lithium-Ionen-Batterien, dürften sie auch immer allerbesten Fall bei mindestens acht Cent pro Kilowattstunde eingespeicherten Stroms liegen, rechnet Presseverantwortlicher Philip Hiersemenzel vor. Der Stahlspeicher könne dagegen mit 2 Cent pro Kilowattstunde betrieben werden, wenn man eine Lebensdauer von 40 Jahren und nur 150 Zyklen pro Jahr zugrunde legt.
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Zum Einspeichern heizt die elektrische Energie einen riesigen Stahlblock auf bis zu 650 Grad Celsius auf. Das geht sozusagen mit „Low-Tech“, so dass die hohen Einspeisepeaks die Kosten der Leistungselektronik nicht nach oben treiben. Die Herausforderung lag dafür jedoch darin, Heizlamellen zu entwickeln, mit der die Energie schnell genug übertragen wird. Die thermische Energie wird dann entweder als Hochtemperatur-Prozesswärme in der Industrie, oder als Niedertemperatur-Wärme in einem Fernwärmenetz oder für Gewächshäuser genutzt. Selbst im Sommer kann ein Teil der Wärme genutzt werden, da es einen Bedarf an warmen Wasser gibt.
Oder, bei Bedarf, lässt sich die Energie sogar bis zu 25 Prozent rückverstromen. Dazu kann eine Dampfturbine angeschlossen werden, die dank der hohen Temperatur betrieben werden kann. Der Wirkungsgrad der Rückverstromung ist bekannterweise gering, wenn man nur die elektrische Energie betrachtet. Die verbleibende Niedertemperatur-Wärme von 100 bis 120 Grad Celsius kann jedoch immer noch im Wärmenetz genutzt werden. Dadurch liege der Gesamtwirkungsgrad am Ende bei rund 95 Prozent, so das Unternehmen. Wenn man dem Strompreis zugute rechnet, was die Wärme wert ist, lassen sich vielleicht sogar Stromkosten von drei bis vier Cent erreichen, und konkurrenzfähig zu Gaskraftwerken zu sein. Das Verhältnis 70 zu 30 entspreche im Übrigen ungefähr dem Verhältnis im Bedarf der beiden Energieformen in Deutschland.
Cover: pv magazine energy storage highlights 2020
Am Ende konkurriert Lumenion nicht gegen Batteriespeicher, sondern gegen thermische Speicher, die andere Materialien nutzen. Am bekanntesten dürfte Heißwasser sein. Diese Speicher werden jedoch bei nur 150 Grad betrieben, was für manche Anwendungen nicht ausreicht und keine effiziente Rückverstromung erlaubt. Mit Beton oder geschmolzenem Salz lassen sich ähnliche Speicherkonzepte umsetzen wie mit dem Stahlspeicher. Lumenion führt an, dass das Konzept mit Stahl am Ende kostengünstiger sei, dass Stahl gut recycelbar ist und dass ein hoher Wert erhalten bleibt, der nach den 40 Jahren Lebenszeit dem Betreiber noch positiv zu Gute kommt.
Noch kämpft das Unternehmen mit der Regulierung, die Umlagen und Abgaben ungleich auf die Sektoren Wärme und Strom verteilt und diese Sektorenkopplung derzeit noch unwirtschaftlich macht. Wärme aus fossilen Brennstoffen koste drei bis acht Cent pro Kilowattstunde. Selbst wenn der Solar- und Windstrom im Überfluss vorhanden und umsonst ist, müssen Betreiber des Stahlspeichers Umlagen- und Abgaben von rund 15 Cent pro Kilowattstunde darauf abführen.
2019 ist ein solcher Stahlspeicher mit einer Kapazität von 2,4 Megawattstunden und mit einer Ladeleistung von 340 Kilowatt in einem Berliner Fernwärmenetz von Vattenfall in Betrieb gegangen. Dort noch ohne die Gasturbine zur Rückverstromung. Für 2020 ist ein 40 Megawattstunden-Projekt geplant. Danach soll das Größenwachstum weitergehen, da die Technologie umso günstiger wird, je großskaliger sie eingesetzt wird. Die Vision sind Gigawattspeicher in der Größe von Baumärkten. Dort soll dann auf jeden Fall auch die Turbine zur Rückverstromung installiert werden.
Die pv magazine storage highlight Jury:
Nina Munzke arbeitet seit 2012 am Karlsruher Institut für Technologie (KIT) und ist dort Teamleiterin des Bereichs „Systemsteuerung und Analyse“. Am Elektrotechnischen Institut des KIT legte sie ihren Schwerpunkt auf Energiespeichersystemen. Munzke hat umfangreiche Erfahrung auf dem Gebiet der Dimensionierung und Simulation, zusätzlich zur Entwicklung von intelligente Systemsteuerung für die stationäre Speichersysteme. Sie ist außerdem Expertin für die Bewertung der Leistung stationärer Speichersysteme.
Xavier Daval ist ein internationaler Photovoltaik- und Speicherexperte, und der CEO der französischen solartechnischen Beratungsfirma Kilowattsol SAS, die die er 2007 gegründet hat. Daval ist Ingenieur und der ehemalige EMEA-Direktor eines börsennotierten Herstellers in der Elektronikbranche. Er ist auch Vizepräsident der französischen Verband für erneuerbare Energien Syndicat des Energien Renouvelables (SER), der Vorsitzende der Solarkommission SER-SOLER, und der Direktor des Global Solar Council.
Julian Jansen leitet bei IHS Markit Technology die weltweite Forschung der Gruppe zu stationären Energiespeichern. Er bietet Einblicke zu den Triebkräften am Markt und zu neu aufkommenden Geschäftsmodellen, , die zu einem beschleunigen Zubau in ganz Europa und Nordamerika führen. Jansen liefert auch strategische Beratung für Projekte mit neuen Energietechnologien.
James Frith führt das Energiespeicher-Team bei BloombergNEF. Er leitet die Berichterstattung über Energiespeichertechnologien und die Lithiumbatterie-Versorgungskette, die Erkenntnisse über Technologie, Märkte, Politik und Regulierung liefert. Er nutzt seinen Hintergrund in Batterieforschung, um wichtige Fakten zu den chemischen Zusammensetzungen, Anwendungen und Märkte für Lithium-Ionen-Batterien zu analysieren.
Florian Mayr ist Partner bei Apricum und Experte für Energiespeicher, erneuerbare Energien und Elektromobilität. Mayr unterstützt Unternehmen auf der ganzen Welt, um im Bereich Cleantech zu wachsen, indem zu Strategie und zu Transaktionen in diesem Sektor berät. Vor seinem Eintritt bei Apricum war Mayr acht Jahre in leitender Position bei McKinsey & Company und dem Energiekonzern RWE tätig.
Mark Higgins ist der COO von Strategen. Das Unternehmen fokussiert sich auf professionelle Dienstleistungen für die Marktentwicklung im Bereich Dekarbonisierung der Netze. Higgins ist auch im Vorstand der Vehicle-Grid-Integration Council, einer gemeinnützigen Organisation, die sich für die Förderung des intelligenten Ladens von Elektrofahrzeugen verschrieben hat. In der Vergangenheit war er als Netzbereich West bei SunEdison bei Sunedison tätig, als Vizepräsident für Finanzen bei Hu Honua Bioenergy und als Leiter für die Bereiche Politik, Zusammenschaltung und Übertragungsplanung bei Pazifik Gas & Elektric.
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NB: In einem Fachmagazin sollten doch Größe und Einheit immer zusammenpassen: „Ladeleistung von 340 Kilowattstunden“ 🙁
Was die Kostenseite angeht, wundere ich mich etwas. Der Speicher ist doch nur sinnvoll, wenn er Netzdienstleistungen (positiv und negativ) erbringt. Wenn er das aber tut, und sich erfolgreich in den Auktionen behaupten kann, dann sollte er doch kostendeckend zu betreiben sein? Wenn der Speicher aber auf „eigene Rechnung“ Strom holt und abgibt, wenn es halt seine Wärmeanwendungen erfordern, dann wäre es nicht netzdienlich, und völlig berechtigt, dass er volle Netzgebühren bezahlen muss. EEG-Umlage sollte allerdings für Wärmeanwendungen gestrichen werden, sonst ist der Strom nicht konkurrenzfähig gegen die fossilen Brennstoffe. Voraussetzung für die Umlage-Befreiung sollte sein, dass die Anlage per Rundsteuerung vorübergehend gedrosselt werden kann.
Unter den gegebenen derzeitigen Rahmenbedingungen könnte es für einen Großerzeuger sinnvoll sein, wenn er seinen nicht absetzbaren Strom direkt am Erzeuger in so einem Speicher zwischenlagert. Technisch und wirtschaftlich sinnvoller wäre es natürlich, der Speicher säße an einem strategisch günstigen Punkt im Netz und könnte viele Erzeuger abdecken. Dazu müssten die Rahmenbedingungen schnellstmöglich angepasst werden. Aber Altmaier&Co sind ja nur damit beschäftigt, wie sie den Erneuerbaren das Leben so schwer wie möglich machen können. Irgendwie in die Zukunft denken, das „wäre ja eine Operation am offenen Herzen der Volkswirtschaft“ (Originalzitat Altmaier), und das traut er sich nicht, kann er nicht, und er will es auch nicht können.
Danke für den Hinweis. Es handelt sich natürlich um eine Ladeleistung von 340 Kilowatt, nicht Kilowattstunden. Wir haben den Fehler korrigiert.
Und jetzt?
Der Artikel hat was, aber streift nur am Grundproblem.
Energiemanagement, mit welchen Komponenten auch immer, wird in die Hoheit der Regelenergie eingreifen.
Diese Fraktion ist aber immer noch old scool.
Wir brauchen jetzt endlich eine Vision des Energiemanagement der Zukunft, ohne AKW und KKW, aber leider auch mit Störgrößen der Erneuerbaren.