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11 | 2015

Special Die

Special Die Energieversorgung Deutschlands Bild: RWE Viele richtungsweisende Entscheidungen müssen zeitnah gefällt werden, wenn die Energiewende bis 2050 erfolgreich bewältigt werden soll. Dazu helfen manchmal „neue Sichtweisen“. Umbau von Erzeugungsstrukturen und Energieverteilung in Deutschland Instrumente für eine erfolgreiche Energiewende ENERGIEWIRTSCHAFT | Die Energiewende in Deutschland ist eingeleitet, aber noch längst ist nicht sicher, dass sie ein Erfolg wird. Das zeigt nicht zuletzt die erbitterte Diskussion um neue Übertragungsleitungen. Die Energietechnische Gesellschaft (ETG) im Verband der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik (VDE) hat in drei Studien Instrumente untersucht, die dabei helfen können, den Umbau der Strom- und Wärmeerzeugung und der Energieverteilung erfolgreich zu gestalten. Die Instrumente sind Batteriespeicher, Strom im Wärmemarkt sowie der zellulare Ansatz. Bis 2050 sollen erneuerbare Energien zur Bruttostromerzeugung Deutschlands mindestens 80 % beitragen – so steht es zumindest im langfristigen Energiekonzept der Bundesregierung. Diese wachsende Leistung aus fluktuierenden Quellen wie Wind- und Solarenergie stellt die Stromnetze allerdings vor große Herausforderungen. Sobald sich die Lücke zwischen Energieproduktion und -verbrauch zu stark öffnet, droht eine erhebliche Netzinstabilität. Vor diesem Hintergrund hat die Energietechnische Gesellschaft (ETG) im Verband der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik (VDE) im Juni 2015 gleich zwei Studien vorgestellt, die sich mit zwei wichtigen Instrumenten beschäftigen, die in einer Kombination wesentlich zum Erfolg der Energiewende beitragen können: dezentrale Stromspeicher und elektrische Wärmeerzeuger. Die Ausarbeitungen „Batteriespeicher in der Nieder- und Mittelspannungsebene – Anwendungen und Wirtschaftlichkeit sowie Auswirkungen auf die elektrischen Netze“ und „Potenziale für Strom im Wärmemarkt – Wärmeversorgung in flexiblen Energieversorgungssystemen mit hohen Anteilen an erneuerbaren Energien“ weisen nach, dass die beiden Systeme bei geeigneter Steuerung für Entlastung der Stromnetze sorgen und als Abnehmer oder Lieferant Energie puffern können. In der Studie zu den Batteriespeichern werden Anwendungen in der Nieder- und Mittelspannungsebene in Deutschland für den Zeithorizont bis zum Jahr 2025 betrachtet. Batteriespeicher in diesen Spannungsebenen sind technisch gut geeignet, um die Auswirkungen der fluktuierenden Einspeisung von Sonnen- und Windstrom im Kurzzeitbereich, also bis zu einigen Stunden, zu beherrschen. „Derartige Speicher können prinzipiell Netzund Systemdienstleistungen in allen Bereichen erbringen und somit auch gewisse Aufgaben konventioneller Kraftwerke übernehmen“, erklärt Dr. Martin Kleimaier, Leiter der beiden verantwort - lichen Task Forces, die die Studien in den zurückliegenden Jahren erstellt haben. 6 BWK Bd. 67 (2015) Nr. 11

Die Energieversorgung Deutschlands Special Im Kurzzeitbereich bieten sich verschiedene Batterietechnologien an, darunter insbesondere Lithium-Ionen- und Blei- Säure-Batterien. Für andere Technologien wie Schwungmassenspeicher, SMES (supraleitende magnetische Energiespeicher) oder Supercaps sieht die Task Force in der betrachteten Zeitspanne bis 2025 keine großen wirtschaftlichen Einsatzmöglichkeiten im Stromnetz. Deshalb beschränkt sich die Studie auf Batteriespeicher. Für den bilanziellen Ausgleich ergibt sich noch kein Bedarf für Langzeitspeicher (Tage bis mehrere Wochen). Zu einem späteren Zeitpunkt kämen aus heutiger Sicht hier nur Technologien auf Basis der Wasserstoffelektrolyse in Frage. Allerdings gibt es durchaus Alternativen zu Batteriespeichern, sie stehen im Wettbewerb mit etablierten Technologien und alternativen Optionen. In Frage kommen der konventionelle Netzausbau beziehungsweise der Ausbau unter Berücksichtigung innovativer Netztechnologien, die direkte oder indirekte Speicherung als Wärme beziehungsweise Kälte oder Gas sowie die Nutzung alternativer Flexibilitäten wie zum Beispiel Demand Response oder Erzeugungsmanagement, das den flexiblen Einsatz zentraler beziehungsweise dezentraler Stromerzeuger zum Ziel hat. Dennoch sagt Dr. Matthias Leuthold, Abteilungsleiter Netzintegration und Speichersystemanalyse am Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA) der RWTH Aachen: „Als Stromspeichertechnologie für den breiten Einsatz in Nieder- und Mittelspannungsnetzen werden in den nächsten zehn Jahren nur Batteriespeicher gesehen.“ Aufwind erhält die Batterietechnologie insbesondere bei Lithium-Ionen-Systemen durch die Entwicklung in der Elektromobilität. Deshalb erwartet die ETG eine massive Kostenreduktion in diesem Bereich: Bei der Abschätzung einer zukünftigen Wirtschaftlichkeit ist zu berücksichtigen, dass die Preise für Batteriespeicher in den letzten Jahren schon deutlich gefallen sind (Bild 1). Auch die Entwicklung der Jahre 2013 und 2014 im Automobilmarkt bestätigt diesen Trend. „Wir gehen von einer Halbierung der Systempreise bis 2020 und bis 2025 sogar von einem Rückgang der Aufwendungen auf nur noch ein Drittel im Vergleich zu heute aus“, so Leuthold. Zwischen 2018 und 2020, so die Prognose der Fachleute, dürften die Speicher die Grenze zur Wirtschaftlichkeit durchstoßen. Die Anwendung von Batteriespeichern zur Erbringung von Primärregelleistung ist unter Bild 1 Zugrundelegung der aktuellen Preise in diesem Marktsegment bereits bei heutigen Speicherpreisen wirtschaftlich darstellbar. Auch bei einer Reduzierung der heute vorgeschriebenen Arbeits-Vorhaltedauer von vier Stunden auf nur noch eine Stunde wären Batteriespeicher bei den aktuell herrschenden Preisen an der Grenze zur Wirtschaftlichkeit. Deutlicher Wunsch nach Eigenversorgung Ohne Förderung ist ein Einsatz von Photovoltaik (PV)-Heimspeichern unter den aktuellen Rahmenbedingungen trotz gesunkener Speicherpreise noch nicht wirtschaftlich. Dennoch ist die Anzahl installierter Systeme in diesem Marktsegment in den letzten Jahren deutlich angestiegen. Bei diesen Investitionsentscheidungen spielen derzeit offenbar häufig andere Gründe eine Rolle, darunter der Wunsch nach Eigenversorgung beziehungsweise Weiterversorgung bei Versorgungsunterbrechungen. „Die Menschen wollen autark sein, deshalb haben wir keine Zweifel, dass Batteriespeicher ins Netz kommen werden“, erklärt Thomas Aundrup von der Westnetz GmbH. Die künftige Wirtschaftlichkeit von PV-Heimspeichern hängt neben den Preisen für die Speicher deutlich auch von der Entwicklung der Endverbraucher-Strompreise, also von Netzkosten, Konzessionsabgaben, Stromsteuer und EEG-Umlage, ab. Dazu kommen mögliche Förderungen (PV-Einspeisevergütung, Speicherförderung) und weitere regulatorische Rahmenbedingungen. Der Break-Even-Point (BEP) für einen wirtschaftlichen Betrieb könnte relativ bald erreicht sein und ist in jedem Fall mit Auslaufen der Förderperiode durch das Bild 1 Prognose der Preisentwicklung von Lithium- Ionen-Zellen, Fahrzeugbatteriesystemen, PV- Hausspeichersystemen und Megawatt- Systemen für 2015 bis 2025 (die Angaben beruhen auf Metastudien und Experten - einschätzungen). EEG nach 20 Jahren für die jeweilige PV- Anlage gegeben. Im Falle von Gewerbekunden mit einer sehr hohen zeitlichen Deckung von PV-Erzeugung und Energiebedarf ist der Einsatz von Batteriespeichern in der Regel derzeit noch nicht wirtschaftlich darstellbar. Er stellt so auch in absehbarer Zeit keine Alternative zum Netzausbau dar. Dafür müssten die Speicherkosten je nach Anwendungsfall noch erheblich sinken. Bislang existiert kein umfassender Rechtsrahmen für die Stromspeicherung. Die vorhandenen Unsicherheiten auf diesem Gebiet sowie Regelungs- und Definitionslücken in Bezug auf Speicher müssen dringend ausgeräumt werden. Derzeit lässt das Unbundling den Speicherbetrieb durch einen Netzbetreiber nur in engen Grenzen zu. So sind der Verkauf gespeicherter elektrischer Energie durch den Netzbetreiber sowie die Nutzung des Speichers für Regelenergie oder Verlustenergie außerhalb der dafür bestehenden Märkte nicht zulässig. Aktuell können also Dritte die Mehrwerte eines Speichers besser ausschöpfen und sind entsprechend den geltenden Rahmenbedingungen als Betreiber prädestiniert. Aus Netzsicht sind innerhalb des derzeit gültigen regulatorischen Rahmens sinnvolle Lösungen nicht möglich. Die aktuellen regulatorischen Rahmenbedingungen für die Erbringung von Systemdienstleistungen wie zum Beispiel Regelenergie sind aus der Historie primär auf konventionelle Kraftwerke ausgerichtet. Die relevanten Anforderungen in den Grid-Codes sollten hinsichtlich ihrer Notwendigkeit für die Systemsicherheit und in Bezug auf die gewünschte Marktöffnung für neue technische Möglichkeiten überprüft werden. BWK Bd. 67 (2015) Nr. 11 7

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