Chemische Symbole von Batteriespeichern als Illustration der Agora Speicherstudie

Agora Energiewende hat am 15. September eine Studie zum Bedarf von Batteriespeichern und anderen Speichern veröffentlicht.
Agora Energiewende

Agora-Speicherstudie: Eine kurze Analyse

15. September 2014 | Topnews, Speicher und Netze, Politik und Gesellschaft, Hintergrund

Stationäre Stromspeicher sind für die nächsten zehn bis 20 Jahre nicht wichtig, um Solar- und Windstrom ins Netz zu integrieren, so der Think-Tank Agora Energiewende in einer veröffentlichten Studie. Nur wenn man genau liest, kommen die Hausspeicher und die Forschungsförderung nicht unter die Räder.

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Auf der heutigen Presskonferenz in Berlin glich die Vorstellung von Patrick Graichen, Direktor von Agora Energiewende, und den anwesenden Wissenschaftler einem Spagat. Dort stellten sie die neue Studie "Stromspeicher in der Energiewende" vor. Die Hauptbotschaft war, dass die Energiewende die nächsten 10 bis 20 Jahre allen Kritikern zum Trotz auch ohne Stromspeicher funktioniert. Es gebe andere, günstigere „Flexibilitätsoptionen“, wie das bei den Experten heißt.

Das Ergebnis gilt für die Szenarien der Wissenschaftler für das Jahr 2023 mit einem Anteil von 42 Prozent erneuerbare Energien am Stommix und für das Jahr 2033 mit einem Anteil von 60 Prozent erneuerbare Energien. In einem drittes Szenario, bei dem 90 Prozent des Stromes erneuerbar erzeugt wird und für das kein Zeitpunkt angegeben wurde, spielen stationäre Stromspeicher dann allerdings eine größere Rolle.

Sollten Batteriespeicher trotzdem gefördert und implementiert werden? Es sieht so aus. Die Förderung und Implementierung von Speichersystemen, auch den gerade bei Photovoltaik-Anlagentreibern gerne gekauften Haus-Batteriespeicher, wollten zumindest die anwesenden Wissenschaftler nicht zerreden. Wenn in Deutschland dazu nicht mehr geforscht werde, geschehe die Entwicklung anderswo, gibt etwa Michael Sterner, einer der beteiligten Experten und Professor in Regensburg an der Forschungsstelle Energienetze und Energiespeicher (FENS), zu Bedenken.

Hausspeicher trotzdem sinnvoll

Dirk Uwe Sauer, ebenfalls in die Studie involviert, sieht durchaus auch den Markt auch für die Hausspeichersysteme. Er ist Professor an der RWTH Aachen und leitet das dortige Institut für Elektrochemische Energiewandlung und Speichertechnik. „Wir können mit ihnen das Kapital zu günstigen Preisen zu bekommen“, sagt er auf der Pressekonferenz. Das liegt daran, dass private Hausbesitzer mit viel geringeren Renditen zufrieden sind als Unternehmen, die in Speicher investieren. Man sieht es daran, dass schon jetzt viele Privatkunden in die Speichersysteme investieren. Ein Hauspeicher kann dadurch nach Einschätzung von Dirk Uwe Sauer 30 bis 50 Prozent mehr kosten als beispielsweise ein Quartier-Batteriespeicher und trotzdem konkurrenzfähig sein.

Dirk Uwe Sauer hält es allerdings für überaus wichtig, dass die Speicherförderung dazu führt, dass die Hausspeicher netzdienlicher werden, da Speicher ansonsten Stromkosten der Gebäude mit Speicher senken, sich die Stromkosten der Gebäude ohne Speicher aber erhöhen würden. Dahinter verbirgt sich die Diskussion um den Eigenverbrauch der letzten Monate. Wer Strom selbst erzeugt und verbraucht spart Umlagen und Abgaben auf den Strompreis, was bei anderen Stromverbrauchern die Umlagen erhöht. Daher müssten im übrigen Netzkosten anders bemessen werden, sagt Agora-Direktor Patrick Graichen. Den in der FAZ zitierten Satz, wonach auf Markteinführungsprogramme verzichtet werden könne, wiederholt er übrigens nicht auf die Frage, was die politische Schlussfolgerung aus der Studie sei.

In der aktuellen Studie wird auch berücksichtigt, wie die Speicher in den Netzen Kosten sparen können. So können Speicher in Niederspannungs-Verteilnetzen in 2033 bis zu 50 Prozent der Kosten einsparen, indem sie Netzausbau unnötig machen. Das reicht bei der Optimierung, wie sie in diesem Fall durchgeführt wurde, aber nicht dazu aus, dass sich Speicher großflächig rechnen.

Das derzeitige Förderregime, nach dem die geförderten Photovoltaik-Anlagen mit Speichern auf 60 Prozent der Nennleistung abgeregelt werden müssen, hält Dirk Uwe Sauer nicht für ausreichend, um die Netzdienlichkeit der Hausspeicher zu erreichen. Dieser Wert könne flexibler gehandhabt werden und zwischenzeitlich durchaus auch niedriger liegen. Die Teilnahme der Batteriespeichersysteme am Regelenergiemarkt, die jetzt einige Hersteller aufsetzen, hält auch er für sehr sinnvoll.

Elekotromobilität und Industrie mitdenken

Ansonsten zeigt die Studie, dass es nicht sehr sinnvoll ist, auf das optimale Stromnetz alleine zu optimieren. So sehen die Experten bis 2033 schon durchaus bis zu 30 Gigawatt Entladeleistung Speicher bei Elektroautos, die sie in das Netz integriert sehen wollen, bis 2033 kann dieser Speicheranteil sogar über 120 Gigawatt steigen. Dann tauche auch schon nennenswert stationäre Speicher im Szenario auf, nämlich bis zu etwa 40 Gigawatt. Die Kosten für stationäre Energiespeicher sehen sie dann bei 200 bis 300 Euro pro Kilowattstunde. Im Vergleich zu den reinen Batteriezellen für die Elektromobilität sei Faktor von 2 bis 2,5 zu berücksichtigen, so Dirk Uwe Sauer.

Grundsätzlich würden Technologien eingesetzt, die nicht primär den Zweck hätten Strom zu speichern, aber dafür genutzt werden könnten. So wie die Batterien von Elektroautos primär für die Mobilität angeschafft, aber dann für die Speicherung im Stromnetz eingesetzt werden können, werde Power-to-Gas eventuell vorwiegend zur Dekarbonisierung der Industrie implementiert. Dabei wird aus hoffentlich regenerativen Quellen erzeugter Strom zur Methan oder Wasserstoffproduktion genutzt und steht dann als Energieträger und Ausgangsstoff von chemischen Synthesen zur Verfügung. Wenn dieses Power-to-Gas-Potenzial vorhanden ist, trägt es aber auch zur Flexibilisierung im Stromnetz bei. Bei den stationären Speichern sei das übrigens auch teilweise so. So benötigten Telekommunikationsunternehmen große Speicherkapazitäten, um eine unterbrechungsfreie Stromversorgung sicherzustellen. Diese überlegen laut Sauer, damit Regelenergie anzubieten.

Unwägsamkeiten bei den Szenarien der Agora-Studie

Frage 1: Was ist, wenn der Ausbau der Erneuerbaren schneller ist, als in dem Netzentwicklungsplan vorgesehen?
Die Hauptaussage der Agora Studie ist: Der Ausbau der erneuerbaren Energien muss nicht auf Stromspeicher warten. In dieses Ergebnis fließen sehr viele Annahmen und Szenarien ein. Es beruht auf einem Kostenvergleich für den von der Bundesregierung geplanten Ausbaupfad erneuerbarer Energien. Danach werden erst ab 2033 Stromspeicher günstiger sein, die in den Stromnetzen benötigte Flexibilität zur Verfügung zu stellen, als alternative Technologien. Will man die Erneuerbaren Energien aber schneller ausbauen als die Bunderegierung, die derzeit eher als Bremserin auftritt, benötigt man früher Stromspeicher. Die Technologien dafür sind übrigens da, wie Michael Sterner, Professor in Regensburg an der Forschungsstelle Energienetze und Energiespeicher (FENS), als Schlussstatement ausdrücklich betonte.

Frage 2: Was ist, wenn die europäischen Nachbarn anders reagieren als von den Wissenschaftlern vorgesehen?
Zweite wichtige Annahme für die Hauptaussage der Agora-Studie ist, welche Art Kraftwerken in 2023 und 2033 in Europa noch ihren Dienst tun werden. Die Wissenschaftler legten ein Diagramm auf, nach dem in 2023 nur an wenigen Stunden im Jahr die erneuerbaren Energien in Deutschland mehr Strom erzeugen als verbraucht wird. Sie kommen zu einer ähnlichen Aussage wie zum Beispiel auch schon ISE-Professor Bruno Burger. Er zeigte bereits vor einem Jahr, dass wenn der restliche Kraftwerkspark flexibel genug reagiert, ein Ausbau von 100 Gigawatt Photovoltaik- und 100 Gigawatt Windleistung möglich ist, ohne dass Speicher gebraucht werden.

Es lohnt sich, die Antwort der Agora-Experten zu diskutieren, ob die verbleibenden konventionelle Kraftwerke flexibel genug sind. Wenn man das Szenario nur auf Deutschland begrenzen würde, müssten die verbleibenden Kraftwerke oft weit heruntergefahren werden, wenn mittags die Sonne scheint. Für Deutschland haben sie nämlich angenommen, dass die Kohlekraftwerke auch in 2023 und 2033 noch so in Betrieb sind, wie es derzeit geplant ist, und diese sind bekanntermaßen nicht flexibel genug.

Die Lösung ergibt der Blick nach Europa. „Wir haben dann das Stromsystem in Europa simuliert“, erklärt Tim Drees von der Forschungsgruppe Stromerzeugung und Energiemärkte der RWTH Aachen. Dazu haben sie berücksichtigt, was derzeit in unseren Nachbarländern am Ausbau erneuerbarer Energien geplant ist und wie viel Energie mit ihnen ausgetauscht werden kann. In dem liberalisierten europäischen Strommarkt wird der Austausch durch die so genannten Kuppelgrenzen an den Grenzen bestimmt. Dafür haben sie angenommen, dass der Ausbau so wie in diversen Planungen vorgesehen kommt, allerdings etwas verzögert. In den Simulationen reicht das aus, damit die deutschen Kohlekraftwerke weiterlaufen können, während Solarstrom mittags auf vollen Touren einspeist. Der Solar- oder Kohlestrom, das kann man sich aussuchen, fließt dann in die anderen europäischen Länder.

Diese Annahme birgt eine Reihe Unwägsamkeiten. So ist es ja nicht gegeben, dass die europäischen Nachbarländer bereit sind, dem deutschen Strommarkt die Flexibilität bereitzustellen, für die sonst Speicherkapazitäten nötig wären. Denn mit dem deutschen Kohlestrom importieren sie dann auch die Strompreise, die mittags durch den Solarstrom, den unflexiblen Kohlestrom und das Strommarktdesign sehr niedrig sind. Das könnte das Geschäftsmodell von Kraftwerksbetreibern dort genauso zerstören, wie es das in Deutschland schon tut.

Außerdem könnte es doch sein, dass die europäischen Länder erneuerbare Energien deutlich schneller ausbauen als derzeit geplant, so dass dort weniger Flexibilitäten zur Verfügung stehen.

Die Annahme des europäischen Ausgleiches ist nach Aussagen der Wissenschaftler im übrigen der Grund, warum sie für den Bedarf nach Stromspeichern auf andere Ergebnisse kommen als Studien, die auf Deutschland beschränkt sind. So haben Forscher des Fraunhofer ISE ein Modell für Deutschland optimiert, in dem bei 100 Prozent Versorgung oder 80 Prozent Versorgung mit erneuerbaren Energien mehr Speicher zum Einsatz kommen. (Michael Fuhs)

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