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05 | 2018

Energiespeicher jekten

Energiespeicher jekten zu rechnen. Ob die geplanten Anlagen zukünftig wirtschaftlich betrieben werden können, hängt stark davon ab, ob sich das derzeitig ungünstige Marktumfeld verbessert. Die Realisierungschancen der Projekte können daher im Moment nur schwer eingeschätzt werden. Insgesamt ist davon auszugehen, dass maximal etwa 50 % der möglichen Zubauleistung von rund 3 GW (Bild 6) bis 2025/2030 realisiert werden könnte. In Tabelle 5 sind die seit 2013 gestoppten beziehungsweise aufgegebenen Projekte zusammengestellt. Endgültig aufgegeben worden sind seit 2014 alle vier Projekte der Firma Hochtief AG (Hainleite, Leinetal, Lippe / Mörth und Zollernalb) sowie das Projekt Ellrich. Das Projekt Rursee wurde bereits 2013 wegen des Widerstands der Bevölkerung und der Kommunen aufgegeben. In 2016 wurde das Pumpspeicherprojekt Blautal der Stadtwerke Ulm / Neu- Ulm ebenfalls aufgrund fehlender Wirtschaftlichkeit aufgegeben [61]. Ende 2017 gab EnBW bekannt, die Planungen für das Pumpspeicherprojekt Atdorf nicht weiter fortzuführen. Nachdem die RWE AG aus den Projektplanungen bereits 2014 ausgestiegen war, sind die Planungen des größten deutschen Pumpspeicherprojektes nach dem Ausstieg der EnBW nun endgültig aufgegeben. Als Gründe für den Ausstieg wurden neben den ungünstigen energiewirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen die anstehenden nächsten kosten- und zeitintensiven Projektschritte zur Fortführung der Planungen genannt [58]. Bei allen anderen in Tabelle 5 aufgeführten Projekten wurden die Planungen gestoppt. Ob es sich hierbei um einen endgültigen oder vorübergehenden Planungsstopp handelt, ist in einigen Fällen unklar. Die Planungen des Pumpspeichers Schweich (PSW RIO) der Stadtwerke Trier GmbH wurden Ende 2017 gestoppt, nachdem kein Partner gefunden werden konnte, der sich an der weiteren Projektentwicklung beteiligt. Das Projekt ist allerdings nicht endgültig aufgegeben worden, und die Partnersuche soll gegebenenfalls zu einem späteren Zeitpunkt wieder aufgenommen werden, wenn sich die Rahmenbedingungen verbessert haben [62]. Bild 6 Status der Pumpspeicherprojekte in Deutschland (Quelle: FZJ-Datenbank, Stand: 3/2018). jekt sieht den Ausbau zu einem Kraftwerkssystem mit zwei neuen unabhängigen Pumpspeicherkraftwerken vor. In diesem Zusammenhang ist die Errichtung einer zusätzlichen Oberstufe und einer neuen Unterstufe (unterirdischer Kavernenwasserspeicher) geplant. Das bestehende Pumpspeicherkraftwerk wird durch die beiden neuen Kraftwerke ersetzt. Die bereits vorhandenen Becken werden weiter genutzt [59]. Der Zulassungsantrag für die neue Unterstufe wurde am 31. Januar 2018 beim Regierungspräsidium Karlsruhe eingereicht. Die abschließende Investitionsentscheidung soll nach vorliegendem positivem Planfeststellungsbeschluss gefällt werden [60]. Beim Pumpspeicherkraftwerk Happurg würde sich die erforderliche Sanierung nur bei einer Befreiung von den Netz entgelten lohnen. Für die hierfür erforderliche zusätzliche Leistungs- und/oder Kapazitätserhöhung sind aber zusätzliche Genehmigungsverfahren erforderlich. Aktuelle Informationen hierzu liegen nicht vor. Bild 6 fasst den Status der Pumpspeicherprojekte in Deutschland zusammen. Die Realisierung der Projekte ist angesichts der beschriebenen Entwicklungen und wegen Akzeptanzproblemen in der Bevölkerung in einigen Fällen fraglich. Die laufenden Projekte und deren Genehmigungsverfahren werden zwar derzeit weiter vorangetrieben, zum Teil aber deutlich verlangsamt. Falls sich das ungünstige Marktumfeld nicht bessert, ist mit weiteren Verzögerungen hinsichtlich der Projektentwicklung, Genehmigungsverfahren und Investitionsentscheidungen bis hin zur Aufgabe von weiteren Pro- Potenziale Unter rein geografischer Betrachtung gibt es in Deutschland sehr viele potenziell geeignete Standorte [63]. Die meisten Standorte scheiden jedoch bei Einbeziehung weiterer Kriterien aus. Ein Kriterium ist zum Beispiel der Flächenbedarf für die Speicherbecken, insbesondere wenn Siedlungs- und Verkehrsflächen oder ökologisch hochwertige Naturgebiete betroffen sind. Ein weiteres Kriterium ist die Beeinträchtigung bestehender Gewässer, beispielsweise dürfen Trinkwassertalsperren grundsätzlich nicht für Pumpspeicher genutzt werden. Das Konzept des „Naturstromspeichers“ versucht, den Flächenbedarf zu minimieren, indem die Wasserspeicher auf den von den Windenergieanlagen ohnehin beanspruchten Flächen errichtet werden (siehe Abschnitt „Pumpspeicherkraftwerke in Bau“). In den letzten Jahren wurden mehrere Studien, die sich mit Potenzialen für Pumpspeicherkraftwerke auf Bundesländerebene befassen, veröffentlich, unter anderem für Thüringen, Baden-Württemberg und Bayern. Eine Kurzübersicht zu den Ergebnissen dieser Studien gibt [5]. Für das Bundesland Nordrhein-Westfalen wurde in 2016 ebenfalls eine Potenzialstudie veröffentlicht. Ziel der Studie war die Abschätzung des landesweiten Potenzials unter Berücksichtigung von Nutzungskonflikten und standortspezifischen Kosten. Zusätzlich wurden auch gezielte Untersuchungen der bestehenden Talsperrenstandorte durchgeführt. Im Rahmen der Studie wurden insgesamt 23 sogenannte Vorzugsstandorte identifiziert. Das landesweite technisch-machbare Potenzial wird mit 9,4 GW installierter Leistung bei einer speicherbaren Energiemenge von 55,7 GWh angegeben [64; 65]. Als Ergebnis der vorliegenden Potenzialstudien lässt sich festhalten, dass in Deutschland erhebliche technische Potenziale für den Neubau von Pumpspei- 42 BWK Bd. 70 (2018) Nr. 5

Energiespeicher Bezeichnung/Ort Elektrolyse-Typ elektr. Leistung Elektrolyse [kW] Einspeisung Erdgasnetz Inbetriebnahmejahr Weitere Umwandlungsschritte H 2 Energiepark Pirmasens-Winzeln AEL 2 500 2016 bio. Methanisierung bioConnect PEM k.A. 2016 bio. Methanisierung Integrated High-Temperature Electrolysis and Methanation for SOEC 15 2017 kat. Methanisierung Effective Power-to-Gas-Conversion Methanisiserung am Eichhof, zweite Projektphase PEM 50 2018 kat. Methanisierung Energiepark Mainz, Regelbetrieb a) PEM 6000 2018 Wind-to-Gas PEM 2400 2018 – Strom- und Wärmeerzeugung Stromlückenfüller Pilotphase PEM 200 in Bau Kombikraftwerk PEM 1000 in Planung Power-to-Gas Haßfurt PEM 1250 2016 Smart Grid Solar PEM 75 2016 Zero-Emission-Wohnpark AEL 63 2017 kat. Methanisierung Hypos LocalHy AEL 250 2018 – Klimafreundliches Wohnen in Augsburg AEL ≈ 45 in Planung Kraftstoffe H2Mobility – Karlsruhe SOEC 9 2017 – Leuchtturmprojekt: Power-to-Gas Baden-Württemberg AEL 1000 + 300 2018 – MefCO2 PEM 1000 2018 Methanol Wasserstofftankstelle Kirchheim k.A. ≈ 30 2018 – Infinity 1 PEM k.A. 2020 bio. Methanisierung Industrie-Anwendung H&R Ölwerke Schindler PEM 5000 2017 – H2Orizon b) PEM 1000 2018 – GrInHy SOEC 150 2018 – Hypos Megalyseur PEM 2000 2019 – Align-CCUS AEL ≈ 65 2019 Dimethylether PtG Raffinery PEM 1000 2020 – Refhyne PEM 10000 2020 BASF/bse k.A. k.A. in Planung Methanol PtG Raffinerie Lingen k.A. 6000 bis 15000 in Planung – Sonstige Anwendungen HPEM2Gas PEM 180 2018 – Hypos rSOC SOEC k.A. in Planung – a) H 2 auch für Kraftstoffe/Industrie b) H 2 auch für Kraftstoffe/KWK PEM = Polymer-Elektrolyt-Membran-Elektrolyse AEL = alkalische Elektrolyse SOEC = keramische Hochtemperatur-Elektrolyse k.A. = keine Angaben bio. = biologische kat. = katalytische Tabelle 6 Übersicht von Power-to-Gas (PtG)-Projekten in Deutschland ab Inbetriebnahmejahr 2016 [66]. cherkraftwerken vorhanden sind. Es wird allerdings deutlich darauf hingewiesen, dass keine konfliktfreien Standorte verfügbar sind [65]. Die meisten Potenzialstudien gehen typischerweise von sechs Stunden Volllastbetrieb aus. Auch die meisten bestehenden Pumpspeicherkraftwerke und alle geplanten Projekte weisen ebenfalls Speicherkapazitäten auf, die ungefähr sechs Stunden Volllastbetrieb (maximale Dauer Turbinenbetrieb unter Volllast) ermöglichen. Damit eignen sich Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland für den Ausgleich zwischen den Starklast- und Schwachlast-Zeiten eines Tages sowie zum Ausregeln schneller Leistungsschwankungen. Mehrwöchige Phasen geringer Erzeugung aus Wind- und Sonnenenergie, die häufig im November und Dezember vorkommen, lassen sich mit Pumpspeicherkraftwerken in Deutschland auch zukünftig nicht überbrücken. Power-to-Gas Die Entwicklung von PtG-Konzepten unterliegt derzeit einer sehr starken Dynamik, und deren Anwendung in der Energiewirtschaft erfährt eine deutliche Ausweitung auf mehrere Bereiche. Kernstück aller dieser Konzepte ist dabei die Wasser-Elektrolyse, die elektrische Energie in Wasserstoff umwandelt und als Ausgangspunkt für direkte Nutzung, Speicherung oder weitere Umwandlung zu anderen Energieträgern und Produkten dient. Basierend auf einer Fortschreibung der Auswertung von PtG-Projekten für Deutschland aus dem Jahr 2016 [5] wird hier eine Auswahl an neueren Projekten vorgestellt und ausgewertet. Grundlage der weiteren Erfassung der Projekte ist eine aktuelle Veröffentlichung der Entwicklung von PtG-Projekten in Europa [66]. Tabelle 6 gibt eine aktuelle Übersicht von Projekten ab Inbetriebnahmejahr 2016. Insgesamt wurden in der Analyse 28 neue PtG-Projekte mit Inbetriebnahmejahr nach 2016 in Deutschland identifiziert. Der größte Anteil der Projekte und auch die höchsten installierten Elektrolyseur-Leistungen werden den PtG- Anwendungen im Industriebereich zugeordnet. Im Vergleich zur Auswertung aus dem Jahr 2016 [5] gibt es bei den neuen Projekten einen Trend weg von Einspeisung, Strom-/Wärmeerzeugung und Kraftstoffen hin zum industriellen Einsatz von PtG. Mit über 85 % der in- BWK Bd. 70 (2018) Nr. 5 43

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