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Die Energiefrage

 
 
     
 

Dr.-Ing. Rolf Schicke

Die Energiefrage – #63

Energiespeicher

Wind- und Solarstrom speichern – oder anders nutzen ?

Wernigerode - Vor dem Hintergrund stetig zunehmenden Zubaus von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien (EE), insbesondere Windkraft- und Photovoltaikanlagen (WKA, PV) wird immer dringlicher die Frage nach kostengünstigen Speichern zur Ablage temporärer, lokaler / regionaler Stromüberschüsse gestellt, insbesondere aus küstennahen WKA bzw. großen EE-Anlagen im ländlichen Raum, z.B. in Regionen in Schleswig-Holstein (SH), Mecklenburg-Vorpommern (MVP) und Brandenburg (BRB). Bereits heute werden WKA z.B. in SH im Jahr zu mehr als 40 % abgeregelt, was aus volkswirtschaftlicher Sicht als Desaster bezeichnet werden kann.

Der Ansatz „Power-to-Gas“, wobei meist nicht nur die Erzeugung von H2, sondern von Methan (CH4, SNG, synthetic natural gas) gemeint ist, wurde vor einigen Jahren u.a. (und vor allem) mit dem Argument in der Politik und nachgeordneten Agenturen wie z.B. der dena („Strategieplattform Power-to-Gas“) verankert, daß damit eine Verbindung zwischen den beiden großen Infrastrukturen Strom- und Gasnetz geschaffen werde, so daß insbesondere auch die große Speicherkapazität des Gasnetzes für temporäre Überschüsse an typischerweise Windstrom genutzt werden könne sowie die große energetische Übertragungsleistung des Gasnetzes. Dieser Ansatz klingt zunächst sehr attraktiv, bei genauerer Betrachtung werden jedoch auch Schwächen deutlich:

  1. Die eingesetzte elektrische (quasi) Primärenergie aus WKA / PV kann nur mit erheblichen Verlusten in gut speicherbares, d.h. mit dem vorhandenen Gasnetz voll kompatibles Methan umgesetzt werden (der Exergieverlust beträgt etwa 75 % (!));
  2. Wenn man die prozentuale Verteilung des Erdgasbedarfs in Deutschland betrachtet, wird deutlich, daß ein sehr großer Anteil für die Bereitstellung von Niedertemperaturwärme (Heizungsanlagen) eingesetzt wird (private Haushalte, Gewerbe/Industrie, öffentliche Gebäude). Die mit WKA erzeugten Strommengen könnten (als Alternative zur Abschaltung bei lokalem Überangebot an Windstrom) daher mit nahezu 95 % Wirkungsgrad (nur Leitungs- und Umspannverluste) mittels „Power-to-Heat“ viel effizienter zur Deckung dieser Bedarfe eingesetzt werden (vgl. Konzepte z.B. in Dänemark).
  3. Wenn im Zuge des weiteren elektrischen Netzausbaus auch die windreichen Regionen im Norden über entsprechende Transportkapazitäten an die Verbraucher im Süden verfügen, sinken die temporären, regionalen Stromüberschüsse; damit würde die Notwendigkeit der Stromspeicherung z.T. entfallen.

    Es gibt andere Technologien zur Speicherung auch großer Energiemengen, die in modifizierter Form derzeit auch in Deutschland entwickelt werden. Dazu gehört z.B. eine neue, sehr kostengünstige Variante der Redox-Flow-Technologie sowie ein bekannter Batterietyp, der, bei ebenfalls niedrigen spezifischen Kosten, gerade hochskaliert wird.

Es liegt auf der Hand, daß der mit Verlusten behaftete Pfad der H2-Gewinnung per Elektrolyse, ggf. mit weiteren erheblichen Verlusten (mit CO2) zu Methan (SNG) umgesetzt, der H2- (oder SNG-) Speicherung und anschließenden Rückverstromung nicht der technisch optimale Weg für die Frage der Stromspeicherung im großen Stil in entwickelten Ländern Mitteleuropas sein wird. In anderen Regionen der Welt (z.B. Teile Asiens und Afrikas, Länder wie Indonesien oder die Philippinen mit einer Vielzahl von Inseln) mit schwachem bzw. nichtvorhandenem Netzausbau, aber z.B. sehr guten Solareinstrahlungen, sieht es hingegen anders aus. Dort können unter Verwendung am Markt erhältlicher Komponenten durchaus Systeme mit Stromgestehungskosten von unter 10 €ct je kWh erreicht werden inkl. einer saisonalen Speicherung (ggf. über Monate), so daß zu den genannten Kosten eine sichere Versorgung über das ganze Jahr (8760 h) realisiert werden kann. Tatsächlich stellt in diesen Regionen, wo typisch entweder nur Dieselaggregate in Betrieb sind oder manchmal auch bereits hybride Anlagen aus PV und Diesel, die Variante der H2O-Druckelektrolyse (z.B. bei 100 bar), der Speicherung in Drucktanks sowie die Rückverstromung mittels Brennstoffzelle trotz der Umwandlungsverluste die derzeit wirtschaftlichste Variante einer sicheren Stromversorgung rund um die Uhr dar – mit Versorgungssicherheit. Die „traditionellen“ Lösungen (Dieselaggregat, ggf. zusätzlich mit PV oder Kleinwindkraftanlage) resultieren sämtlich mit Stromkosten oberhalb von 20 €ct/kWh (bei Hybridsystemen) bzw. typisch oberhalb von etwa 40 €ct/kWh für Dieselanlagen.

Anstelle der reinen H2-Technologie zur Stromspeicherung (wie oben beschrieben) oder, eher noch nachteiliger, der SNG-Variante mit Produktionskosten weitab vom Marktgeschehen (mindestens einen Faktor 5, derzeit eher Faktor 10 oberhalb des Marktpreises für Erdgas) bieten sich für hiesige Verhältnisse andere Varianten der Nutzung von temporären, regionalen Stromüberschüssen aus WKA / PV-Anlagen an:

  1. die stoffliche Nutzung als Energieträger für H2-/Brennstoffzellen-Fahrzeuge (PKW, Busse, Züge (vgl. Alstom-Projekt));
  2. sofern eine konzentrierte Quelle für CO2 in räumlicher Nähe zur H2-Erzeugung / Elektrolyse gegeben ist (bzw. die Elektrolyse ist am Ort der CO2-Quelle zu installieren), die Produktion flüssiger Energieträger (Fischer-Tropsch-Kraftstoffe, Methanol, Derivate aus Methanol wie DME, MTBE, ...);
  3. die stoffliche Nutzung von Wasserstoff (aus Stromüberschüssen) in industriellen Prozessen (Hydrierungen, andere Verwendungen);
  4. die Nutzung zeitlich begrenzter Überschüsse zur Erzeugung von Wärme („Power-to-Heat“)

Abschließend zur Einordnung:

Angesichts der tatsächlichen Relationen (die in vielen Diskussionen zur „Energiewende“ gern ausgeblendet werden) – Beitrag von Wind- und Solarenergie zum Primärenergiebedarf in Deutschland (vgl. beigefügtes Diagramm) – erscheint es als nahezu sicher, daß Deutschland auch in den Jahren 2030 ff in großem Maße auf den Import von Energie(trägern) angewiesen sein wird; die Vorstellung, den Bedarf von etwa 2.500 TWh/a allein auf der Grundlage heimischer erneuerbarer Quellen (Wind, Biomasse, Solarenergie, Wasserkraft) abdecken zu können, erscheint selbst bei Annahme größerer Effizienzsteigerungen und Einsparungen als abwegig. Trotzdem wird von manchen Akteuren ein Zubau von „etwa 500 bis 600 GW“ zusätzliche WKA-Leistung bis zum Jahr 2040 gefordert, von einigen sogar dieselbe Größenordnung zusätzlich für Solarenergie (PV). Über das ganze Jahr aufsummiert, könnten damit ca. 1.500 TWh elektrische Energie produziert werden. Das wären dann trotzdem nur ca. 60 % des derzeitigen Bedarfs. Aus einer installierten Leistung von dann etwa 1.100 GW (!) EE-Anlagen (etwa das 10-fache der derzeit installierten konventionellen (Braunkohle, Steinkohle, Kernenergie) Kraftwerksleistung). Mit einer gesicherten Leistung von (erfahrungsgemäß) etwa 2 %, d.h. ca. 22 GW. Wollte man hier im großen Stil (für die Pufferung / „Dunkelflaute“, Bedarf mindestens etwa 25 TWh pro 2-Wochen-Flaute) „Power-to-Gas“ vorsehen, würden etwa 55 GW installierte WKA allein für diesen Zweck gebraucht. Dies entspricht ungefähr der derzeit installierten WKA-Leistung.
Derartige Szenarien werden erstaunlicherweise ernsthaft präsentiert, obgleich einfache Fragen (z.B. nach dem Potential möglicher weiterer Standorte für diese Ausbauphantasien) zum Nachdenken Anlaß geben sollten.

Fazit:

Die derzeit mangels Netzausbau gegebenen regionalen, großen Überschüsse an insbesondere Windstrom sollten – ganz im Sinne der Sektorenkopplung – anderen als elektrischen Bedarfen zugeführt werden, wobei mit vergleichsweise sehr geringen Investitionen der Wärmemarkt (Niedertemperaturwärme, je nach regionaler Situation ggf. auch (industrielle) HT-Wärme) adressiert werden kann, aber vor allem auch der Bereich der Mobilität (H2 oder (in Kombination mit „Abfall“-CO2 aus technischen / biogenen Quellen) FT-Kraftstoffe oder Methanol /DME etc.) bedient werden sollte. Auf diese Weise lassen sich große Mengen an fossilen ET einsparen bzw. die damit verbundenen CO2-Emissionen

20. Oktober 2018

Dr.-Ing.
Rolf Schicke

Dr.-Ing. Rolf Schicke studierte Elektrotechnik mit Schwerpunkt Festkörperphysik und Elektronik an der TU Braunschweig und promovierte dort 1993 mit einem Thema zur elektrochemischen Oberflächenanalyse. Nach einigen Projekten zu verfahrens- und elektrotechnischen Fragestellungen in der Umwelttechnik (an der damaligen FAL Braunschweig) initiierte und baute er eine Brennstoffzellengruppe bei einem mittelständischen Unternehmen auf, später in ähnlicher Konstellation eine Entwicklungsgruppe zur Hochdruckelektrolyse. Seit einigen Jahren arbeitet Dr. Schicke als Berater und Projektentwickler im Bereich der H2-Technologien sowie allgemeinen Energiethemen, seit kurzem auch mit Schwerpunkt auf Technologien zur Sektorenkopplung inkl. der Nutzung von CO2 aus konzentrierten Quellen.