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Langfristige Speicherung von Wasserstoff aus erneuerbaren Quellen - Windkraftanlagen und Photovoltaik.

Energiemarkt der Zukunft

Sauer: Flexibilität nicht nutzen wäre volkswirtschaftlicher Schaden

Wie viel Speicher brauchen wir langfristig und welche Rolle spielt die Flexibilisierung? Mit diesen Fragen beschäftigten sich Experten.

Wie viele Speicher und welche Art brauchen wir künftig, wenn wir in Richtung 100 Prozent Erneuerbare gehen?  In einem Online-Fachgespräch, zu dem Bündnis 90/Die Grünen eingeladen hatten, ging es um  Versorgungssicherheit, um Stromspeicher und Flexibilisierung. Bernd Tersteegen von  Consentec, einem auf technische und energiewirtschaftliche Fragestellungen der Strom- und Gasversorgung spezialisierten Beratungsunternehmen aus Aachen, fiel einiges zu dem Thema ein. Er war vorher bei der RWTH Aachen tätig und kennt sich mit dem  europäischer Strommarkt gut aus. Er erläuterte die Rolle der Speicher im Gesamtsystem unter der Prämisse, dass Europa für 2050 CO2-Neutralität anstrebt. „Wir reden also über ein System, in dem Erneuerbare dominieren“, so Tersteegen. „In Europa sind das Wind und Solar, die eher fluktuierend Strom erzeugen.“ Erzeugung und Verbrauch müssten immer ausgeglichen sein. Wenn die Erzeugung nicht so flexibel passiere, bräuchte man eben Speicher. Wirklich? Er widersprach sich selbst: „Meiner Meinung nicht notwendigerweise, sondern wir brauchen Flexibilität“, schob er nach. „Das müssen nicht notwendig Speicher sein.“

Lastverschiebung in Industrie und Gewerbe

Welche Flexibilitätsoptionen bieten sich statt der Speicher? Strom werde künftig eine größere Rolle in der Industrie und im Gewerbe spielen, da könne ebenfalls Flexibilität herkommen, erklärte Tersteegen. Heute liege die deutsche Stromnachfrage zwischen 550 und 600 TWh. 2050 würden es fast 1.200 TWh sein, weil Elektrifizierung weiter Teile von Verkehr, Gebäude, Wärmenetze und Elektrolyse hinzukommen. Und auch der Bedarf an Industriestrom steige. Seine Botschaft: Die Stromnachfrage steigt und bringt Flexibilität von sich aus mit. Lastspitzen können verschoben werden. Die stromintensive Industrie hat damit selten ein Problem. Und auch E-Fahrzeuge müsse nicht grundsätzlich nach Feierabend betankt werden. 

Tersteegens verwies darauf, nicht nur die Entwicklung in Deutschland im Blick zu behalten, sondern in ganz Europa. „Überwiegend haben wir Wind Onshore 2050 als Quelle zur Verfügung“. Mehr als 3 TWh Onshore Wind. Danach kommen für ihn PV mit etwa halbsovielen TWh und dann Offshore-Wind. Wie sieht Ausgleich von Nachfrage und Produktion 2050 aus?  Erzeugung, Importe und Exporte spielen eine Rolle. Anfang der Woche hat man zum Beispiel viel Wind und kann exportieren – denn nicht überall in Europa herrschen einheitliche Windbedingungen. Das System gleicht sich aus. Wenn wir dann Bedarf haben, können wir viel Strom importieren. „Aber Pumpspeicher werden wenig eingesetzt“, ist er sicher.

Was heißt das für Stromspeicher? „Wir haben unterschiedliche Szenarien gerechnet und dabei Kurzfrist- und Langfristspeicher unterschieden. Kurzfristig gibt es keinen Mangel an Flexibilität: Lastflexibilität, Sektorkopplung und Wärmespeicher zu nutzen, ist günstiger als Kurzfristspeicher anzuschaffen“, so Tersteegen. Als Langfristspeicher sei der derzeit super gehypte Wasserstoff nicht zwangsläufig notwendig. Wichtig seien auch eine Stärkung des regionalen Ausgleichs und europäische Vernetzung. „Wasserstoff ist erst langfristig wichtig.“ Ab 2040 komme erst der große Bedarf an erneuerbaren Gasen. 

Markt für Momentanreserve fehlt

„Von einer Welt, die getrennte Systeme für Gas und Strom hat, kommen wir in eine vernetzte Welt“, stellte Dirk Uwe Sauer klar, Professor an der RWTH Aachen und Vorsitzender der Forschungsgruppe für Energiesysteme der Zukunft. Sein Schwerpunkt sind elektrische Batterien. „Es ist sinnvoll Energie in die Form zu transformieren, wie sie dann gebraucht wird“, betonte er. Wärme sollte also zum Beispiel Wärme bleiben und nicht in Strom umgewandelt und in Batterien gespeichert werden. Das spräche zum Beispiel gegen das Heizen mit Photovoltaik vom eigenen Dach. Denn das wäre eine Umwandlung von Strom in Wärme.

Angebot und Nachfrage müssten ausgeglichen werden, betonte wie Tersteegens auch Dirk Uwe Sauer. Im Sinne der CO2-freien Elektrifizierung muss Strom derweil nicht nur als Strom eingesetzt werden, sondern Strom wird als Langzeitspeicher zu Gas , und Strom wird eben doch auch zu Wärme – weil die effizientesten Regenerativquellen Wind und Solar eben Strom produzieren und auch für die Verkehrs- und die Wärmewende eine Rolle spielen.

„Wo brauchen wir kurzfristig Speicher?“, fragte er. „Was aus rotierenden Massen kommt, da müssen wir schnell ausgleichen mit Batteriespeichern. Ein Problem ist dabei: Momentanreserve ist derzeit gar kein Produkt. Sie könnten liefern, aber es gibt keinen Markt.“ Mit anderen Wort: Solange der wirtschaftliche Anreiz fehlt, wird ihr ein Mangel bestehen blieben. Auch er betonte die Bedeutung der Spitzenlastkappung – auch mit Speicher – für die Industrie.

Er kritisierte, „die Regulierung lässt es kaum zu, dass Energie aus Speichern rein und raus fließt. Die Regulierung sieht nicht die Möglichkeit vor, den Ankauf von Flexibilität zu monetarisieren statt des Netzausbaus.“ Genau das könnte aber über Netzentgelte passieren. So würden die Verteilnetze viel besser ausgelastet. 

Als Langzeitspeicher sei Wasserstoff das Mittel der Wahl. Anders als Tersteegens hoffe er, „dass es vor 2040 so weit ist“. Künftig werde ein Kapazitätsmarkt gebraucht. Wenn man Langzeitspeicher hat, könne man mehrere Tage ausgleichen, an denen kein Strom erzeugt wird. Das wäre zum Beispiel ein Schutz vor einer mehrtägigen Dunkelflaute. 

Er berichtete, es gebe eine Entkopplung von Batterien für Fahrzeuge und stationären Batterien, weil beide für unterschiedliche Zwecke angelegt werden müssten, etwa Ladezyklen. Wie Tersteegen sieht auch er für Großspeicher wie Pumpspeicher und Druckluftspeicher kaum eine Chance realisiert zu werden. Stattdessen solle Flexibilität genutzt werden – etwa aus Lasten. Es sei ein volkswirtschaftlicher Schaden, wenn das nicht genutzt werde. „Die eigentliche Frage liegt im regulatorischen Bereichen“, betonte er schließlich. Sprich: Die Technik ist da, aber der regulatorische Rahmen verhindert die Entwicklung.  

Regulatorischer Rahmen muss auf Flexibilisierung ausgerichtet werden

Die Juristin Eva-Maria Ländner kennt sich mit diesem Thema gut aus. Für die Einbindung industrieller –Prozesse fehlten nach ihrer Ansicht die monetären Anreize. „Vergünstigungen bei Netzentgelten und EEG-Umlage fehlen.“ Und diese machten laut Ländner fast die Hälfte des Strompreises aus. In einer sogenannten Stromnetzentgelteverordnung müssten die Kosten verursachungsgerecht verteilt werden. „Je stärker das Netz genutzt wird(z.B. Aluminiumindustrie), desto mehr muss bezahlt werden“, so Ländner. Eine Vergünstigung wurde bisher damit gerechtfertigt, dass sehr gleichmäßig Strom abgenommen werde. Eine Flexibilisierung würde dem entgegenstehen. Noch ein Problem: Der Reduzierung der EEG-Umlage durch Flexibilisierung stehen die Effizienznachweise im Weg. „Es lohnt sich nicht zu flexibilisieren. Was muss geändert werden? Der Rechtsrahmen wurde geschaffen, als sich das Angebot nach der Nachfrage richtete.“ Das hat sich geändert. Der regulatorische Rahmen wurde bisher nicht auf diese Veränderung ausgelegt. Vergünstigungen dürfen nach Ländners Meinung nicht versagt werden, wenn ein Unternehmen flexibilisiert. Wichtig sei es in dem Zusammenhang zu definieren, was systemdienlich ist. Und dann müsste Flexibilität finanziell angereizt werden.  

Die Grüne Ingrid Nestle sagte zum Thema Stromnetzentgeltverordnung, §19 tauche in beihilferechtlicher Diskussion auf. „Man kann Industriestrom flexibel abgeben und trotzdem vergünstigte Netzentgelte zahlen.“ Zur EEG-Umlage fragte sie: „Muss man andere Finanzierungsinstrumente schaffen? Reduzierte Netzentgelte und reduzierte EEG-Umlage – wenn das nicht geht, woher kann man dann einen Anreiz schaffen?“

600 MWh Stahlhochtemperaturspeicher

Philipp Alexander Hiersemenzel von der Firma Lumenion berichtete in dem Zusammenhang von dem Plan seines Unternehmens, in Hamburg einen Stahlspeicher als Hochtemperaturspeicher mit 600 MWh für 24.000 Wohneinheiten umzusetzen. Bisher hat das Unternehmen kleinere Speicher realisiert, zum Beispiel in Tegel 5 MWh. Aber für den privaten Hausgebrauch sei die Technologie nicht vorgesehen. 

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