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Windstrom flexibel speichern

Windparks wie dieser in White Water, Palm Springs (USA), produzieren zu Spitzenzeiten mehr Strom als die Netze derzeit verarbeiten können. Technologien, um die Last aufzunehmen und sinnvoll einzusetzen gibt es derzeit bereits einige. (Foto: <a href="http
Windparks wie dieser in White Water, Palm Springs (USA), produzieren zu Spitzenzeiten mehr Strom als die Netze derzeit verarbeiten können. Technologien, um die Last aufzunehmen und sinnvoll einzusetzen gibt es derzeit bereits einige. (Foto: © Tony Webster / flickr.com , CC BY 2.0)

Wenn Atom- und Kohlekraftwerke in Deutschland abgeschaltet werden, muss die schwankende Erneuerbaren-Einspeisung besser austariert werden. Bei der Windenergie gibt es viele geeignete Lösungsansätze um dies zu realisieren, jedoch auch gesetzliche Hürden die eine Umsetzung teilweise erschweren.

07.10.2016 – Die erneuerbaren Energien gefährden die Stabilität des Energiesystems, heißt es oft. Doch obwohl bereits fast ein Drittel des gesamten deutschen Strombedarfs mit erneuerbaren Energien gedeckt wird, hat das System den Ausbau von Solar und Windenergie nach aktuellen Zahlen der Übertragungsnetzbetreiber bisher gut kompensiert. Auf dem Regelenergiemarkt schreiben sie die kurzfristig zum Ausgleich von Stromproduktion und -verbrauch benötigte Flexibilität aus. Lag der Bedarf an Regelleistung am 1. Dezember 2007 in Summe bei rund 11000 Megawatt, liegt er heute nur noch bei etwa 8000 Megawatt – ein Indiz, dass das Stromnetz stabiler ist als vor einigen Jahren.

Trotz des enormen Zubaus an Wind- und Solarenergie wird deutlich weniger Flexibilität benötigt“, sagt Jan Aengenvoort, Sprecher von Next Kraftwerke. Das Unternehmen betreibt ein sogenanntes virtuelles Kraftwerk, in dem insgesamt 3000 dezentrale Stromerzeuger zum Zweck einer gemeinsamen Stromvermarktung zusammengeschlossen sind. Eine Erklärung für den sinkenden Reserve-Bedarf: Stromhändler prognostizieren den Ökostrom mittlerweile deutlich exakter als vor zehn Jahren. Dadurch können Angebot und Nachfrage an der Strombörse besser aufeinander abgestimmt werden, sodass weniger Regelenergie eingesetzt werden muss.

Außerdem ist es den Erneuerbaren seit dem EEG 2012 erlaubt, selbst Regelenergie anzubieten. Die Branche nutzt diese Möglichkeit, um sich zusätzliche Einnahmequellen zu erschließen: Hunderte von Biogas-, Solar- und Windenergieanlagen sind hierzulande inzwischen zu virtuellen Kraftwerken vernetzt.

Dennoch wird der weitere Ausbau der Erneuerbaren kein Selbstläufer. „Ab einem Anteil von 70 bis 80 Prozent am Stromverbrauch wird ihre Systemintegration deutlich schwieriger“, sagt Stefan Brühl vom Büro für Energiewirtschaft und technische Planung (Bet) in Aachen. Dann würden zusätzliche Flexibilitätsoptionen, vor allem Langzeitspeicher wie Power-to-Gas- oder Power-to-Heat-Anlagen benötigt, um weiterhin die Stabilität des Stromnetzes sicherzustellen.

Welche Probleme auftreten können, zeigt sich bereits zeitweise in den deutschen Küstenregionen. Windturbinen werden bei Starkwind heruntergeregelt, damit nicht zu viel Strom die sensiblen Leitungen belastet. „Energiespeicher, die den überschüssigen Windstrom in Wasserstoff oder in Wärme umwandeln, könnten Abhilfe schaffen“, sagt Brühl.

Abgesehen davon könnten die Anlagen helfen, die Klimaschutzziele der Bundesregierung zu erreichen. Bei der Wärme, vor allem aber beim Verkehr, hinkt sie hinter ihrer eigenen Zielsetzung her. „Durch Kopplung der Sektoren würde sich das ändern“, sagt Brühl. Das Problem ist jedoch, dass Investoren die Anreize fehlen, derartige Anlagen zu errichten. Zum einen erschweren politische Hürden den wirtschaftlichen Betrieb – so werden Speicher hierzulande als sogenannte Letztverbraucher eingestuft und daher mit zusätzlichen Abgaben und Umlagen für den Strombezug belastet.

Zum zweiten stehen Power-to-Gas-Anlagen und Batteriespeicher erst am Anfang ihrer technischen Entwicklung und müssen noch wesentlich kompakter und langlebiger werden, um einen wirtschaftlichen Betrieb zu ermöglichen. Industrie und Forschung haben deshalb die Aufgabe, die Kosten der Technologien durch Innovationen zu senken und neue Geschäftsmodelle zur Vermarktung überschüssiger Ökostrommengen oder daraus erzeugter Wärme und Gase zu entwickeln.

Aus Windstrom wird Windgas

Ihr Hauptaugenmerk liegt derzeit darin, Wege für einen noch flexibleren Einsatz der Windenergie zu erproben. So haben die Städtischen Betriebe Haßfurt und der Hamburger Ökoenergieanbieter Greenpeace Energy Anfang September in Haßfurt den Testbetrieb eines sogenannten Windgas-Elektrolyseurs gestartet, der vorwiegend überschüssigen Strom aus dem nahen Bürgerwindpark Sailershäuser Wald in erneuerbaren Wasserstoff umwandeln soll. Die Anlage in der Größe eines Containers soll pro Jahr eine Million Kilowattstunden des Ökogases für die 14 000 Prowindgas-Kunden von Greenpeace Energy in das Erdgasnetz einspeisen.

„Wir wollen mit den Erkenntnissen aus dem Betrieb der Anlage dazu beitragen, dieses Verfahren noch wirtschaftlicher zu machen“, sagt Unternehmensvorstand Nils Müller. Denn mit Windgas ließen sich selbst in einem vollständig erneuerbaren Energiesystem längere windstille und sonnenarme Phasen von bis zu drei Monaten überbrücken. Bei dem in Haßfurt eingesetzten Elektrolyseur mit einer Leistung von 1,25 Megawatt handelt es sich um eine sogenannte PEM-Anlage (PEM = Polymer Electrolyte Membrane), die Schwankungen schneller folgen kann als bisher gängige Alkali-Elektolyseure. Herzstück ist eine spezielle, protonenleitende Membran, die dank ihrer guten Leitfähigkeit Strom in Millisekunden in Wasserstoff und Sauerstoff spaltet.

Neben der Technik wollen Greenpeace und die Städtischen Betriebe Haßfurt auch testen, wie hoch der Wasserstoffanteil im Gasnetz sein kann. Technische Regeln beschränken diesen auf fünf Prozent. Die Projektpartner gehen allerdings davon aus, dass ein wesentlich höherer Anteil möglich ist. So erzeugt ein nahe gelegener Industriebetrieb in seinem Blockheizkraftwerk bereits Strom und Wärme mit einem Gasgemisch mit zehn Prozent Wasserstoff.

Die Firma Sunfire aus Dresden zielt mit ihrem Produkt „Blue Crude“ nicht auf Haushalte, sondern auf Abnehmer in der Auto- und Flugzeugindustrie. Dabei handelt es sich um einen flüssigen Kohlen-wasserstoff, aus dem sich nach Unternehmensangaben Benzin, Diesel und Kerosin herstellen lassen. Auch bei dem Sunfire-Verfahren steht die Elektrolyse im Fokus: Auf diese Art wird in einem ersten Schritt Wasserdampf mit Ökostrom bei 800 Grad Celsius gespalten, danach reduziert ein Teil des Wasserstoffs mit Kohlendioxid, das von außen zugeführt wird, zu Kohlenmonoxid. Dieses bildet das Grundelement für das sogenannte Fischer-Tropsch-Verfahren, bei dem schließlich das energiereiche Blue Crude entsteht.

Der neue synthetische Kraftstoff hat jedoch einen entscheidenden Nachteil: Die aufwendige Produktion treibt die Kosten des Ökosprits auf 1,20 Euro pro Liter – damit ist er fast doppelt so teuer wie Rohdiesel. Geschäftsführer Christian von Olshausen sieht dennoch großes Marktpotenzial für das Sunfire-Produkt. Durch Skalierung der Technik, größere Anlagen und Skaleneffekte bei der Produktion der Elektrolyse-Stacks könnten die Kosten weiter gesenkt werden.

Zum anderen hofft von Olshausenauf einen Anschub der Politik. „Wir bräuchten ein Gesetz, das festlegt, dass synthetische Kraftstoffe nicht so versteuert werden müssen wie fossile. Das fehlt bisher.“ Stefan Bofinger, Abteilungsleiter Energiewirtschaft und Systemdesign am Fraunhofer-Institut Iwes in Kassel, sieht in der Kopplung von Strom und Verkehr einen zentralen Punkt für das Gelingen der Energiewende. „Hier ist es wichtig, dass auch die Elektromobilität stärker eingebunden wird.“ Nötig seien hierfür allerdings besondere Ladetarife, um die Last im Netz intelligent zu verteilen.

Weitere wichtige Flexibilitätsoptionen sieht der Experte in Wärmepumpen, die in Haushalten und in der Industrie Strom in Wärme umwandeln, sowie in Batteriespeichern, die bei einem Strom-überangebot kurzfristig das Netz entlasten können. Ein Beispiel hierfür liefert ein neues Speicher-Pilotprojekt, das der Auricher Turbinenhersteller Enercon derzeit zusammen mit dem Energie-versorger SEV im Windpark Húsahagi auf den Färöer-Inseln realisiert. Eine Lithium-Ionen-Batterie mit einer Leistung von 2,3 Megawatt soll dort in erster Linie die Stromaufbau- und -abfallraten der angeschlossenen 13 Enercon-Turbinen des Typs E-44/900 glätten und so das Inselnetz entlasten.

Großspeicher aus Gebrauchtakkus

Enercon erhofft sich von dem Projekt auch wichtige Erkenntnisse für das besonders in Norddeutschland gravierende Problem der oft nötigen Drosselung von Windkraftanlagen. Denn durch den Ausgleich abrupter Anstiege und Abfälle lässt sich nicht nur eine konstante Einspeiseleistung erzielen, sondern auch eine Drosselung der Leistung durch den Netzbetreiber vermeiden.

Um Speicherprojekte künftig schneller und effizienter umsetzen zu können, hat Enercon den sogenannten Smart-Container entwickelt. Dieser bildet die Schnittstelle der Windturbinen zum Speicher und enthält die Wechselrichter-Technik sowie die Komponenten zur Steuerung der Leistungselektronik. „Der Container hat eine standardisierte Größe und lässt sich leicht installieren und in Betrieb nehmen“, sagt Enercon-Sprecher Felix Rehwald. Ansatzpunkte für die weitere Entwicklung des Containers seien eine höhere Spannung für die Wechselrichter sowie ein übergeordnetes Energiemanagement zur Batteriesteuerung.

Einen besonders ressourcenschonenden Ansatz verfolgt bei den Batteriespeichern eine Kooperation von Daimler, Batteriespezialist The Mobility House, Energiedienstleister Getec und Recyclingspezialist Remondis. Die Unternehmen verwenden gebrauchte Elektrofahrzeug-Batterien, um Schwankungen im Netz zu glätten. Im September nahmen sie im westfälischen Lünen einen sogenannten Second-Use-Batteriespeicher mit einer Speicherkapazität von 13 Megawattstunden in Betrieb, der sich aus insgesamt 1000 gebrauchten Batterien aus „Smart fortwo“-Elektrofahrzeugen zusammensetzt.

Die Kapazität stellt die Kooperative dem deutschen Energiemarkt in Form von sogenannter Primärregelleistung zur Verfügung. Diese muss innerhalb von 30 Sekunden verfügbar sein, um einen Stromausfall verhindern zu können. Somit ist die Primärreserve die erste zu aktivierende Regelenergieart und die unmittelbare Maßnahme auf eine Abweichung der Netzfrequenz. Nach Zuschlag in den wöchentlichen Auktionen der Netzbetreiber erfolgten Abruf, Speicherung wie Einspeisung der Leistung voll automatisch, heißt es.

Speicher sind jedoch keine Grundvoraussetzung, um Regelenergie anbieten zu können und das Netz stabil zu halten. Next Kraftwerke integriert in sein virtuelles Kraftwerk neben Erneuerbaren-Anlagen auch Notstromaggregate und Pumpen von Industrieunternehmen, um Schwankungen in der Stromproduktion auszugleichen.

Konkret bietet das Unternehmen positive Regelenergie an, fährt also bei Bedarf die Erzeugung einzelner Anlagen seines virtuellen Kraftwerks hoch, um Stromlücken zu füllen. Die Teilnehmer können so über den Verkauf der Regelenergie Zusatzerlöse erwirtschaften. Ein Beispiel hierfür liefert die Psychiatrische Klinik in Dortmund, deren Notstromaggregat mit 400 Kilowatt Leistung neben der Notstromversorgung der Klinik noch genug freie Kapazitäten hat, um an der Regelenergie-vermarktung teilzunehmen. Weht hingegen viel Wind und wird viel Strom produziert, stellt Next Kraftwerke Verbrauchern in seinem Verbund die Energie kostengünstig zur Verfügung.

Hiervon profitiert etwa der Deich- und Hauptsielverband Dithmarschen, der für den Abfluss des Regenwassers in die Nordsee verantwortlich ist, damit das Marschland bewohn- und bewirtschaftbar bleibt. Zu diesem Zweck betreibt der Verband Schöpfwerke, die seit 2015 mit dem virtuellen Kraftwerk verbunden sind und hiervon fortlaufend neue Strompreise zur Einspeisung in das System erhalten. „Unser System wählt so vollautomatisch die günstigsten Viertelstunden aus, in denen wir das Regenwasser zurück in die Nordsee pumpen“, sagt Verbandsgeschäftsführer Matthias Reimers. So habe man den Energiepreis um rund 30 Prozent im Vergleich zum vorherigen Liefervertrag senken können.

Die Beispiele zeigen: Schon heute gibt es einfache, wirtschaftliche Möglichkeiten, um die Erneuerbaren auszutarieren. Verfahren, die dies bei steigendem Ökostrom- Anteil im großen Stil sicherstellen könnten, sind in der Erprobung. Geeignete politische Rahmenbedingungen könnten ihre Entwicklung und Markt-einführung noch beschleunigen – und so frühzeitig letzte Zweifel an der Systemverträglichkeit großer Windstrommengen beseitigen.

Sascha Rentzing (neue energie, Ausgabe Nr. 10/2016, S.54-57)


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Kommentare

Diskutieren Sie über diesen Artikel

Gernot Kloss 24.10.2016, 16:26:25

+340 Gut Antworten

Sind PUMPSPEICHERN MIT SCHWIMMENDEM SPEICHERTEIL immer noch unbekannt? Diese Speicher könnten überall eingesetzt werden. Sie sind höchst effizient, extrem leistungsfähig und emissionsfrei. Das Preis-/Leistungsverhältnis ist weit besser als das von anderen Speicherarten. Diese Energie-Speicher werden von der Politik immer noch ignoriert und nicht gefördert, weil sie die Energiewende zu stark vorantreiben könnten. Das gefällt einigen Akteuren nicht.

 

Dabei bieten uns diese neuartigen Großspeicher riesige Chancen, weil sie neben den bereits aufgezählten Vorzügen einen besonderen Vorteil haben. Es sind die weltweit ersten patentierten Energie-Speicher, die durch intelligentes Nutzen der Schwer- und Auftriebskraft bei ihrer Leerung mehr Energie abgeben können, als sie für ihre Füllung benötigen. Das heißt, diese Speicher sind nicht nur besonders effizient, sondern erbringen auch noch Energie-Überschüsse.

Eitel Heck 18.04.2017, 23:04:13

+385 Gut Antworten

@Gernot Kloss

Ich stimme dem Kommentar von Gernot Kloss weitgehend zu.

Der Artikel zu den Technologien der Speicherung und Nutzung der überschüssigen Stromproduktion zeigt sehr deutlich die Schwäche der Energiewende.

Es werden die Technologien der Nutzung und Speicherung des überschüssigen Windstroms genannt, ohne dass weder der wissenschaftlich-technische Arbeitsstand der noch zu entwickelnden Speichertechnologien noch der Investitionsaufwand bzw. die Ökonomie der bereits vorhandenen Speichertechnologien dargestellt ist.

Diese volkswirtschaftlich nicht mehr vertretbare Arbeitsweise im Zusammenhang mit Entscheidungen zum weiteren Ausbau der Windkraftanlagen ohne Kenntnis wie genau der überschüssige Strom gespeichert wird, sollte von den Bürgern nicht mehr akzeptiert werden und bei der Bundestagswahl 2017 eine Rolle spielen.

Windkraftanlagen werden in Deutschland seit über 15 Jahren betrieben.

Damit ist das Problem der Speichertung des überschüssigen Stroms seit langer Zeit bekannt.

Ich nenne nochmals die Speichertechnologien, zu denen eine konkrete Aussage erfoderlich ist:

-Pumpspeicherwerke,

-Kugelspeicher für Offshore-Windkraftanlagen,

-Druckluftspeicher in stillgelegten Bergwerken oder Salzstöcken,

-Batteriespeicher, insbesondere Redox Flow Batterien,

-Power to Gas Technologie,

-Power to Heat-Technologie,

Eitel Heck 20.04.2017, 10:30:59

+340 Gut Antworten

@Eitel Heck

Ergänzung zu meinem Kommentar:

Im Interview mit mit der Bildzeitung am 19.04.2017 teilte der Vorstansvorsitzende bei RheinEnergie, Dieter Steinkamp, unter anderem mit, dass die Finanzierung der Enegiewende auf eine völlig neue Grundlage zu stellen ist.

Er wies darauf hin, solange wir keine bezahlbaren Groß- und Langzeitspeicher für Stromüberschüsse haben, werden wir noch herkömmliche Kraftwerke brauchen, und zwar für die nächsten zwei bis drei Jahrzehnte.

Dieses Interview betrachte ich als Bestätigung meines Standpunktes zu den Stromspeichertechnologien.


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