Für den Ausstieg aus der Kernenergie bis 2022 stellt das Speichern von Strom in den nächsten Jahren eine der zentralen Herausforderung in Deutschland dar. Die bisherige Stromspeicherinfrastruktur ist nicht ausreichend, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, besonders für den prognostizierten Anteil erneuerbarer Energien an der Nettostrom-erzeugung von über 50 Prozent im Jahr 2030. Die Ausgangssituation wird zusätzlich erschwert durch den vorwiegenden Ausbau der erneuerbaren Energien bei den am meisten fluktuierenden Einspeisern Sonne und Wind. Zu einer steigenden Speicherleistung ist nach wie vor eine weitere Möglichkeit nötig, um längerfristig größere Energiemengen vorzuhalten.
Bisher dominieren Pumpspeicherkraftwerke
Bislang werden zum Speichern großer Strommengen - abgesehen von einzelnen Ausnahmen - zumeist Pumpspeicherkraftwerke genutzt. Neben den deutschen Speichern sind zudem Pumpspeicher- und Speicherwasserkraftwerke in Luxemburg und Österreich durch langfristige Strombezugsrechte und Direktleitungen Teil des deutschen Stromnetzes. Bei Pumpspeicher- oder Speicherwasserkraftwerken kann von einer ausgereiften Technologie gesprochen werden, bei der auch ein wirtschaftlicher Betrieb bei hohem Wirkungsgrad gewährleistet ist. Für diese Kraftwerke werden aber spezifische geografische und topologische Voraussetzungen benötigt, die in Deutschland nur noch begrenzt gegeben sind. Andere Technologien, die sich zum Speichern großer Strommengen eignen, wie etwa adiabate Druckluftspeicherkraftwerke, sind noch im Forschungsstadium. Auch zum Einsatz von Batteriespeichern im Netz bestehen vereinzelte Pilotprojekte, doch die Marktdurchdringung ist gering und viele Energieversorgungsunternehmen (EVU) scheuen die beim Speicherausbau notwendigen Investitionen.
Aktuelle Speicherkapazitäten nicht ausreichend
Die derzeitige Maximalleistung der zur Verfügung stehenden Speicherkraftwerke beträgt 10 GW. Darin eingeschlossen sind auch die Zugriffsrechte auf die bereits genannten bestehenden Speicherkapazitäten in Österreich und dem luxemburgischen Pumpspeicherkraftwerk Vianden, dessen Spitzenstrom in das deutsche Netz eingespeist wird. In der Studie "Stromspeicher: Speicherbedarf, technologische und wirtschaftliche Potenziale" hat Trendresearch im Referenzszenario ermittelt, dass bis 2030 die Speicherkapazität von 10 GW auf knapp 19 GW ansteigen wird (Abb. 1).
In der Prognose wird der Anteil erneuerbarer Energien an der Netto-Stromerzeugung im Jahr 2030 etwa 53 Prozent ausmachen. Die heute bestehende Speicherinfrastruktur mit einer Kapazität von knapp 70 GWh inklusive ausländischer Kapazitäten und dem Druckluftspeicherkraftwerk in Huntorf kann dann allerdings nicht mehr ausreichen, zumal der Ausbau der erneuerbaren Energien vorwiegend bei den am meisten fluktuierenden Energiequellen Sonne und Wind erfolgt.
Vielversprechend ist die Methanisierung
Für die Studie befragte Trendresearch Experten von EVU, welche Technologie zukünftig - neben Pumpspeicherkraftwerken - eine entscheidende Rolle beim Speichern großer Strommengen einnehmen wird. Dabei entfielen 55 Prozent der Nennungen auf "Wasserstoff und Methanisierung" - keine andere Speichervariante erreichte nur eine annähernd hohe Zustimmung (Abb. 2). Als Begründung für die Relevanz dieser Technologie nannten die Experten vorrangig die vorhandene Gasnetz- und -speicherinfrastruktur und die Möglichkeit der Langzeitspeicherung von großen Kapazitäten. Denn durch das Umwandeln von Strom in Wasserstoff und daraufhin in synthetisches Methan können große Energiemengen in Erdgaskavernen gespeichert werden. Neben der Rückumwandlung in Strom durch Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD) oder Gasturbinen bietet sich zudem auch die Möglichkeit, das synthetische Methan im Wärme- und Verkehrssektor zu nutzen. Auch aus Sicht einiger befragter Experten aus Forschung und Entwicklung stellt die Methanisierung die zentrale innovative Entwicklung bei den Speichertechnologien dar. Immerhin 15 Prozent sehen keine Alternativen zu Pumpspeichern - auch aufgrund der derzeit sehr hohen Kosten bei der Wasserstoffspeicherung und Methanisierung und des niedrigen Wirkungsgrades dieser Umwandlungstechnologien.
Geringer Wirkungsgrad - hohe Energiedichte
Vorteile dieser neuen Technologie sind zum einen die hohe Energiedichte und zum anderen die multifunktionale Einsetzbarkeit des Methans. Denn das Gas kann entweder in Gaskraftwerken wieder in elektrische Energie umgewandelt werden oder es wird für Wärme, Verkehr und Industrie genutzt.
Für das zentrale Speichern von großen Energiemengen ist insbesondere die Energiedichte von Bedeutung. Die Energiedichte von Methan ist dreimal höher als von Wasserstoff in Bezug auf Energie pro Volumen Gas. Hinzu kommt, dass sich Wasserstoff oder Methan über einen langen Zeitraum, sogar über Monate, speichern lassen. Damit eignet sich die Methanisierung auch zum Speichern von Solar- oder Windstrom bis in den sonnen- und windärmeren Winter hinein.
Der wesentliche Nachteil liegt in der momentan noch sehr aufwendigen und somit kostenintensiven Produktion des Wasserstoffes, die zu hohen Speicherkosten führt. Der Wirkungsgrad für den gesamten Prozess - vom Verdichten über das Speichern bis hin zur Rückumwandlung - liegt bei maximal 44 Prozent. Obwohl dieser Wirkungsgrad relativ gering ist, lohnt sich der Prozess, wenn der Strom aus dem zuvor erzeugten Methan zu Zeitpunkten produziert wird, an denen Strom an der Börse teuer gehandelt wird.
Speicher versus Kraftwerke und Stromimporte
Berücksichtigt man den in Deutschland bis 2030 entstehenden Speicherbedarf, der durch die Stilllegung bestehender Atomkraftwerke und älterer fossiler Kraftwerke aus einer sinkenden gesicherten Leistung resultiert, so ergab sich bereits im Jahr 2011 ein Fehlbedarf, der durch Stromimporte ausgeglichen werden musste. Insgesamt wurden 2011 mehr als 37 Mrd. kWh Strom aus dem benachbarten Ausland importiert, dies entspricht einer Steigerung von rund 16 Prozent zum Vorjahr. Bis 2015 kann der Speicherbedarf im Referenzszenario aber nahezu gedeckt werden.
Langfristig sind in der Referenzbetrachtung bis 2030 über den prognostizierten Speicherzubau hinaus weitere 3,1 GW an Kapazität notwendig, etwa durch die Nutzung der Batteriespeicher in Elektromobilen, die in diesem Szenario ausreichend vorhanden wären - sofern die bis dahin zu entwickelnde Infrastruktur es technisch zulässt. Andernfalls sind zusätzliche Investitionen in den fossilen Kraftwerks-park oder Strom-importe, welche die Stromexportmenge übersteigen, aus anderen europäischen Ländern unumgänglich. Ohne den Ausbau der Stromspeicherkapazitäten ist der Kernenergieausstieg in Deutschland aufgrund der zunehmend volatilen Stromerzeugung nicht zu realisieren.
Das höchste Potenzial hinsichtlich der Speichertechnologien wird der Methanisierung zugeschrieben. Ist die Technologie ausgereift, wird sie aufgrund des geringen Wirkungsgrades jedoch eher der Spitzenlast- und nicht der Grundversorgung dienen. Ein flächendeckendes Speichern in einem reinen Wasserstoffnetz wäre mit erheblichen Investitionskosten für eine entsprechende Infrastruktur verbunden. Das Einspeisen von Wasserstoff in das Erdgasnetz ist nur begrenzt möglich.
