Stromspeicherung Power to Gas ist Favorit bei den Stromspeichern für erneuerbare Energien

Autor / Redakteur: Stéphane Itasse / Stéphane Itasse

Strom aus erneuerbaren Quellen stellt die Energiewirtschaft vor völlig neue Herausforderungen: Statt wie bisher die Erzeugung abhängig von der Nachfrage zu steuern, sehen sich die Versorger mit einem stark schwankenden und nicht regelbaren Angebot konfrontiert. Ein Ansatz, um dies in den Griff zu bekommen, sind Energiespeicher.

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Wird Ökostrom zur Wasserstoff- oder Methanerzeugung genutzt, kann man auch mit regenerativer Energie Auto fahren. Diese Form der Energiespeicherung gilt deshalb als vielversprechend.
Wird Ökostrom zur Wasserstoff- oder Methanerzeugung genutzt, kann man auch mit regenerativer Energie Auto fahren. Diese Form der Energiespeicherung gilt deshalb als vielversprechend.
(Bild: ZSW)

„Das Energiekonzept der Bundesregierung sieht eine deutliche Steigerung der erneuerbaren Energien vor, Ziel sind 80 % bis zum Jahr 2050“, verdeutlichte Alexander Folz, beim Bundesumweltministerium für Forschung und Entwicklung im Bereich erneuerbare Energien zuständig, auf der 2. VDI-Fachkonferenz „Stationäre Energiespeicher für erneuerbare Energien“. Doch bereits 2015 werde die installierte Leistung für Ökostrom über der benötigten Höchstlast in Deutschland liegen. „Wir werden Zeiten haben, in denen es ein massives Überangebot gibt“, folgerte Folz, „und längere Zeiten, nicht nur mehrere Minuten, in denen wir zu wenig Energie haben.“

Energiespeicher machen Versorgung flexibel

In dieser Situation würden Energiespeicher eine Flexibilitätsoption bieten. Allerdings gelte es, das Gesamtsystem zu optimieren und auch Netzausbau, Kraftwerksmix und die Entwicklung bei Smart Grids zu betrachten. In den kommenden zwei Jahren werde die Bundesregierung eine Speicher-Roadmap vorlegen, kündigte Folz weiter an: „Eine Förderung wird es allerdings nur für die Energiespeicher geben, die dem Gesamtsystem nutzen.“

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Als Beispiel für einen Energiespeicher im großen Maßstab stellte Dr. Hermann Pengg-Bührlen von der Audi AG die geplante Power to Gas-Anlage des Autoherstellers vor, die 2013 in Betrieb gehen soll. Die 6-MW-Anlage wird Wasser, Strom und CO2 in Wasserstoff und auf einer weiteren Veredelungsstufe in Methan umwandeln – die Methanisierung erlaubt eine Einspeisung in das Erdgasnetz.

Power to Gas schafft koppelt Strom- und Gasnetz

„Power to Gas schafft eine neue Kopplung des Stromnetzes mit dem Gasnetz. Außerdem werden Stromüberschüsse aus erneuerbaren Energien zu einem sekundären Energieträger für Mobilität, Wärme oder Industrie“, erläuterte Pengg-Bühren. Zudem ermögliche das Verfahren im Gegensatz zu anderen Energiespeichern eine Speicherung von mehr als zwei Tagen, eine Dekarbonisierung des Wärme- und Industriesektors sowie eine Dekarbonisierung der Automobile auf der Langstrecke, im Schiffs- und im Flugverkehr. „Mit Power to Gas sind 100 % erneuerbare Energien machbar“, bilanzierte der Audi-Manager.

Unterstützt wurde er von Werner Diwald, Vorstandsmitglied der Enertrag AG: „Power to Gas ist der Schlüssel der Energiewende“. Der Windparkbetreiber hat ein eigenes Hybridkraftwerk errichtet, um einerseits Wasserstoff für Fahrzeuge zu produzieren und andererseits ein Blockheizkraftwerk mit einem Biogas-Wasserstoff-Gemisch zu betreiben und damit Fehler aus der Day-ahead-Prognose für den Windstrom auszugleichen. „Die Herausforderung besteht darin, möglichst wenig Gas zurückzuverstromen“, sagte Diwald. Damit ließen sich die Kosten in Grenzen halten.

Lithiumionenbatterien sind Stromspeicher für kurze Zeit

Als weitere Möglichkeit zur Energiespeicherung stellte Dr. Wolfgang Deis, Projektmanager bei Evonik Industries, großskalige Lithiumionenbatterien vor. Diese eigneten sich für kürzere Speicherzeiten und seien für unterbrechungsfreie Stromversorgungen anwendbar, aber auch für die Verteilung von Lastspitzen, einen Schwarzstart von Kraftwerken, eine Vergleichmäßigung fluktuierender Stromerzeuger, die Regelung der Netzspannung, die Erhöhung von Kurzschlussströmen sowie die Bereitstellung von Regelleistung oder -energie.

Im Projekt Lithium-Elektrizitäts-Speicher-System (Lessy) habe Evonik die Primärregelenergie, die unterbrechungsfreie Stromversorgung und die Schwarzstartfähigkeit untersucht. Eine Großbatterie mit 700 kWh Speicherkapazität und einer Regelleistung von ±1 MW wird jetzt vier Jahre lang am Kraftwerk Fenne getestet. Als Vorteile der Lithiumionenbatterietechnik nannte Deis unter anderem eine hohe Leistungs- und Energiedichte, eine hohe Sicherheit durch den keramischen Separator von Evonik in der Batterie, eine vergleichsweise hohe Zellspannung von 3,6 V, eine niedrige Selbstentladung, eine hohe Zyklenbeständigkeit, einen hohen Wirkungsgrad, einen großen nutzbaren Lastbereich sowie eine hohe Stromfestigkeit.

Vanadium-Redox-Flow- und Lithiumionenbatterien konkurrieren miteinander

Als konkurrierendes Konzept zu den Lithiumionenbatterien zeigte Dr. Stefan Haslinger von Gildemeister Energy Solutions die Vanadium-Redox-Flow-Energiespeicher. „Die Besonderheit besteht darin, dass die Energie in der Flüssigkeit gespeichert ist“, erläuterte er. Sowohl der negative als auch der positive Energieträger enthielten nur Vanadium, das bedeute, es gebe keine Querkontamination. Der Vorgang sei zudem reversibel und die Spannung der Batterie im Leerlauf zeige den Ladegrad an. „Diese außergewöhnlichen Eigenschaften führen zu einer guten Skalierbarkeit“, sagte Haslinger.

Leistung und Energie seien unabhängig voneinander skalierbar, der Elektrolyt werde nicht verbraucht. Für das Produkt Cellcube garantiere Gildemeister deshalb 10.000 Ladezyklen, eine Tiefentladefähigkeit von 100 % und eine Selbstentladung unter 1 % pro Jahr.

Redox-Flow-Batterien schon kommerziell verfügbar

Der Vanadium-Redox-Flow-Großspeicher ist nach seinen Angaben bereits kommerziell verfügbar. Das modulare System lasse sich an die Kundenbedürfnisse anpassen mit anwendungsspezifischer Leistungselektronik für jede Applikation. Die Technik biete zudem schnelle Reaktionszeiten und hohe Regelgenauigkeit bei voller Tiefentladefähigkeit, einen hohen Wirkungsgrad auch im Teillastbereich und lange Autonomiezeiten. „Auch aus wirtschaftlicher Sicht ist eine Investition bereits heute sinnvoll“, so Haslinger. Allerdings müsse sich die Technik bei jeder Anlagengröße neu beweisen. Außerdem gelte es, Vertrauen bei den Kunden aufzubauen – die Technik ist laut dem Gildemeister-Manager erst vor zehn Jahren dem Labor entsprungen.

Über die Erfahrungen mit dem Druckluftspeicher-Kraftwerk in Huntorf berichtete Uwe Krüger von der Eon Kraftwerke GmbH. Die Anlage wurde 1973 von der Nordwestdeutschen Kraftwerke AG errichtet und sicherte mit damals 290 MW insgesamt 6,3 % der installierten Nettoleistung im Versorgungsgebiet ab. Aus technischer Sicht sprach damals für diese Kraftwerksart, dass die Salzstöcke vorhanden und den schnellen und häufigen Schwankungen des Speicherdrucks gewachsen waren. Zudem ließen sich die erforderlichen Anlagenteile aus Komponenten entwickeln, die bereits in der konventionellen Maschinentechnik bekannt waren. Betriebswirtschaftlich habe für das Druckluftspeicher-Kraftwerk gesprochen, dass die spezifischen Investitionskosten in der Größenordnung eines vergleichbaren Gasturbinen-Kraftwerks lagen und dass die Erzeugungskosten bei der Verwendung von Atomstrom für die Einspeicherung erheblich unter denen einer konventionellen Gasturbine lagen.

Das Anlagenkonzept und die Anlagentechnik würden heute auch nach einer Erweiterung auf 321 MW als „betriebsbewährt“ gelten, die inzwischen flexible Anlage werde für den Belastungsausgleich, zur Spitzenlastabdeckung, im Lastfolgebetrieb und als Minutenreserve eingesetzt. „Auch im kommerziellen Betrieb wurde nachgewiesen, dass das Anlagenkonzept die technischen Anforderungen und betriebswirtschaftlichen Erwartungen voll erfüllt“, sagte Krüger.

Entwicklungsziel teil- und adiabatische Druckluftspeicher

Für die mögliche Weiterentwicklung der Technik gab Bard Strand von der Eon Gas Storage GmbH einen Ausblick. Um den Wirkungsgrad zu steigern, gelte es, die Anlage zu einem teildiabatischen und schließlich adiabatischen Druckluftspeicher zu entwickeln – dann sei kein Erdgas für das Vorwärmen der entkomprimierten Druckluft mehr nötig. Derzeit sei der Teildiabat für Druckluftspeicher-Kraftwerke der richtige Weg, weil die Zufeuerung mit Erdgas eine konstante Leistungsentfaltung, Kaltstartfähigkeit und einen Simple-Cycle-Betrieb ermögliche. Darüber hinaus sei das Ziel eine realistische Technologieentwicklung, alle Komponenten für ein Zukunftskonzept würden adressiert und es sei eine Wirkungsgraderhöhung von 20 % im Vergleich zur bestehenden Technik möglich.

Die Rolle der Gasnetzinfrastruktur erläuterte Dr. Gerrit Volk, bei der Bundesnetzagentur Leiter des Referats Zugang zu Gasverteilernetzen, technische Grundsatzfragen, Versorgungsqualität. Pumpspeicherkraftwerke, Druckluftspeicher oder Batterien böten in Deutschland ein Speicherpotenzial von circa 0,07 TWh (el), Elektroautobatterien bei 45 Mio. Fahrzeugen zu je 10 kW insgesamt circa 0,45 TWh (el). An synthetischem Methan ließen sich im deutschen Erdgasnetz jedoch umgerechnet 120 TWh (el) speichern, was einer Reichweite von gut zwei Monaten entspreche. „Die Technik Power to Gas ist ausgereift, aber die Anwendung im industriellen Maßstab steht noch aus“, sagte Volk. „Es ist zwar ein mittel- und langfristiger Ansatz, aber wir müssen jetzt damit anfangen.“

Parallele Entwicklung von Netzausbau und Stromspeichern

Zudem warnte Volk davor, Netzausbau und Stromspeicherung gegeneinander auszuspielen – beides sei notwendig: „Stromnetzausbau und Speichermöglichkeiten sind Geschwister, die Hand in Hand gehen.“

Welche Rolle die Wahl des Ortes für Power to Gas-Speicher spielt, verdeutlichte Christopher Breuer, wissenschaftlicher Mitarbeiter am Institut für elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen. Nach einer Untersuchung der Forscher müssten diese Anlagen an den meisten Standorten in Deutschland abgeregelt werden, um die Stromnetze nicht zu überlasten. Sinnvoll sei ihr Einsatz vor allem in Nord- und Ostdeutschland. „Wenn man Power to Gas-Anlagen baut, dann am richtigen Standort“, fasste er zusammen.

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