Jahresübersicht 01.05.2017, 11:07 Uhr

Energiespeicher 2017

Die zentrale Bedeutung von Flexibilitätsoptionen zur Herstellung eines Ausgleichs zwischen Stromerzeugung und Stromnachfrage ist unstrittig und wird mit steigenden Anteilen dargebotsabhängiger Einspeisung aus Wind- und Photovoltaikanlagen zukünftig weiter zunehmen. Offen ist allerdings die Frage, welche Flexibilitätsoptionen zukünftig in welchem Umfang eingesetzt werden und welche Rolle Speichern in diesem Zusammenhang zukommt. Konsens besteht dahingehend, dass in näherer Zukunft der Einsatz von Speichern insbesondere im Bereich der Kurzzeitspeicherung zum Ausgleich kurzfristiger Erzeugungs- und Verbrauchsschwankungen eine Rolle spielen wird. Zum Ausgleich längerer Phasen mit niedriger Erzeugung erneuerbarer Energien werden auf absehbare Zeit überwiegend flexible Kraftwerke eingesetzt. Power-to-X-Konzepte als derzeit einzige wesentliche Langzeitspeicheroption spielen erst bei sehr hohen Anteilen erneuerbarer Energien beziehungsweise hohen Emissionsreduktionszielen (> 80 %) eine Rolle.

Instandsetzung des Unterbeckens Pumpspeicherkraftwerk Langenprozelten.
Bild: Fotografie Wolfgang Philipp

Instandsetzung des Unterbeckens Pumpspeicherkraftwerk Langenprozelten. Bild: Fotografie Wolfgang Philipp

Im Bereich des Einsatzes stationärer Batteriespeicher gehört Deutschland neben den USA, China, Australien und Japan international zu den dynamischsten Märkten. Insbesondere im Bereich von Photovoltaik-Batteriespeichersystemen ist Deutschland aktuell international führend. Dies betrifft sowohl die Anzahl an installierten Systemen als auch die Anzahl an Herstellern und Anbietern derartiger Systeme. Ähnliches gilt für den Bereich stationärer Großbatteriespeicher, wo in den letzten Jahren zahlreiche Projekte initiiert und realisiert wurden [1].

Die Technologieentwicklung und die rasch sinkenden Batteriesystem- beziehungsweise -zellpreise erhöhen die Attraktivität von stationären Batteriespeichersystemen für verschiedene stationäre Anwendungen. Die Möglichkeit der kompletten Nutzung des Leistungsbandes sowie kurze Reaktionszeiten und die damit verbundene Fähigkeit, schnell und genau auf Frequenzabweichungen zu reagieren, sind Hauptmerkmale von Batteriespeichersystemen und machen sie zu idealen Kandidaten für die Bereitstellung von Primärregelleistung.

In den letzten Jahren hat der Einsatz von Batteriespeichern zur Bereitstellung von Primärregelleistung eine dynamische Entwicklung in Bezug auf die Anzahl der Projekte und die präqualifizierte Batteriespeicherleistung erfahren. Das größte Batteriespeicherprojekt in Deutschland ist bisher das vor kurzem angekündigte 90-MW-Projekt des Energieversorgungsunternehmens Steag. Im Rahmen des Projektes ist die Errichtung von Batteriespeichern an sechs verschiedenen Standorten in 2016 / 17 vorgesehen [2].

Unter der Annahme, dass alle angekündigten Projekte ohne Zeitverzug realisiert werden, kann die präqualifizierte Batteriespeicherleistung am Markt für Primärregelleistung auf rund 155 MW bis 2016 / 17 steigen. Im Vergleich zum gesamten Marktvolumen für Primärregelleistung von 578 MW (2015) in Deutschland beziehungsweise 783 MW (2015) im gekoppelten Marktgebiet Deutschland, Österreich, Schweiz und den Niederlanden kann der Marktanteil von Batterien bis zu 27 % (gekoppeltes Marktgebiet 20 %) erreichen, wenn die gesamte präqualifizierte Batteriespeicherleistung in den Ausschreibungen akzeptiert wird. Länderübergreifend ist sogar ein noch höherer Marktanteil von Batteriespeichern möglich durch zusätzliche Batteriespeicherprojekte in Österreich, der Schweiz und den Niederlanden, die nicht berücksichtig wurden [3].

Die Errichtung von Photovoltaik-Batteriespeichersystemen zur Erhöhung des Eigenverbrauchs wurde im Zeitraum Mai 2013 bis Ende 2015 im Rahmen eines Förderprogramms der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) unterstützt. Während der Laufzeit der Förderung wurden insgesamt etwa 35 000 Batteriespeichersysteme installiert [4; 5]. Hiervon wurden rund 19 000 Anlagen im Rahmen des Förderprogramms realisiert [6]. Während der Laufzeit des Programms sind die Installationszahlen stark angestiegen. Allein im Jahr 2015 wurden insgesamt etwa 20 000 Systeme neu installiert [4]. Details zur wissenschaftlichen Evaluierung des Förderprogramms finden sich in [7]. Neben dem Haupteinsatzgebiet der Erhöhung des Eigenverbrauchs können dezentrale Speicher auch zusätzlich zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen eingesetzt werden. Beispiele sind die virtuellen Kraftwerke von Caterva / N-Ergie und Ampard. Hier werden mehrere dezentrale Speicher zusammengefasst (gepoolt) und zur Bereitstellung von Primärregelleistung eingesetzt. Darüber hinaus gibt es auch mehrere Speicherhersteller, die die Speicherkapazität optional am Sekundärregelleistungsmarkt über eigene Pools oder mit Kooperationspartnern anbieten. Ziel dieser Vermarktungsansätze ist es, zusätzliche Erlöse für den Speicherbetreiber zu generieren, wodurch die Wirtschaftlichkeit der Systeme verbessert werden kann.

Neben dieser einzelwirtschaftlich interessanten Perspektive stellt eine „Doppel“-Nutzung von Speichern auch aus volkswirtschaftlicher Perspektive beziehungsweise aus Energiesystemperspektive eine interessante Option dar. Die Studie [8] geht zum Beispiel davon aus, dass durch eine Doppel-Nutzung von Speichern in Elektrofahrzeugen und von Eigenverbrauchssystemen sowie Power-to-Heat in Haushalten und Industrie als Kurzzeitspeicher (im Bereich einiger Stunden) zum Beispiel zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen und Lastfolgefähigkeit es nicht zwingend erforderlich ist, neue Kurzzeitspeicher speziell für diese Aufgaben zu errichten, beziehungsweise dass der Bedarf an zusätzlichen Speichern erheblich reduziert werden kann.

Das KfW-Förderprogramm für Photovoltaik-Batteriespeichersysteme sollte seitens des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) ursprünglich nicht verlängert werden mit der Begründung, dass „die zentralen Ziele, die Markteinführung und Kostensenkung dieser Technologie“ erreicht worden seien [9]. Wenig später erfolgte dann die Kehrtwende auf Druck des Bundestags-Haushaltsausschusses, und eine Fortführung der Förderung wurde beschlossen [10]. Die Nachfolgeförderung konnte nicht nahtlos an das alte Programm anknüpfen und startete am 1. März 2016 (Details hierzu siehe Abschnitt „Förderprogramme“).

Trotz dieser vielversprechenden Entwicklungen und interessanten Perspektiven, die die Nutzung stationärer Batteriespeicher bieten, ist zu beachten, dass auch zukünftig ein nennenswerter Anteil des Kurzzeitspeicherbedarfs durch den bestehenden Pumpspeicherkraftwerkspark sowie zukünftige Neubauprojekte abgedeckt werden wird. Der aktuelle Stand zu Pumpspeicherkraftwerken in Deutschland in Bezug auf den Anlagenbestand und Neubauprojekte bzw. -planungen sowie die Diskussion der aktuellen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen bilden daher den Schwerpunkt der diesjährigen Übersicht.

Auch wenn Langzeitspeicher – maßgeblich Power-to-X-Konzepte – erst bei sehr hohen Anteilen erneuerbarer Energien eine Rolle spielen werden, ist es dennoch wichtig durch Forschung und Entwicklung sowie durch die Errichtung und den Betrieb von Demonstrationsanlagen Machbar- und Skalierbarkeit zu demonstrieren sowie Kostensenkungspotenziale zu erschließen. Hierbei kommt neben der Weiterentwicklung der Technologie selber insbesondere der Systemeinbindung eine große Bedeutung zu [8]. Der Abschnitt „Power-to-X in Deutschland“ liefert hierzu einen Überblick zu aktuellen Trends in Forschung und Demonstration.

Die regulatorischen und gesetzlichen Rahmenbedingungen für Energiespeicher beeinflussen wesentlich die Einsatzmöglichkeiten von Energiespeichern in verschiedenen Märkten. Maßgebliche Regelungen für Energiespeicher finden sich im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), die beide im laufenden Jahr 2016 überarbeitet werden sollen. Einen Kurzüberblick zu dieser Thematik liefert der Abschnitt „Regulatorische und gesetzliche Rahmenbedingungen“.

Stand der Stromspeicherung in Deutschland

Mit einem Anteil von mehr als 99 % an der installierten weltweiten Speicherkapazität für elektrische Energie stellen Pumpspeicherkraftwerke die mit Abstand wichtigste Speichertechnologie dar [11]. Auch in Deutschland entfällt auf Pumpspeicherkraftwerke der mit Abstand größte Anteil in Bezug auf die installierte Leistung und Kapazität. Insgesamt befinden sich zurzeit 27 Pumpspeicherkraftwerke mit einer Leistung von rund 6 200 MW in Betrieb. Hinzu kommt das Druckluftspeicherkraftwerk Huntorf mit einer installierten Leistung von 321 MW. In den letzten Jahren wurden auch zunehmend stationäre netzintegrierte Batteriespeicher realisiert [1]. Deren Beitrag zur installierten Speicherkapazität wächst derzeit stark, ist absolut gesehen allerdings noch gering. Das größte in diesem Zusammenhang angekündigte Batteriespeicherprojekt verfügt über eine Gesamtleistung von 90 MW und eine Kapazität von etwa 140 MWh, die sich auf sechs Standorte verteilen [2].

Im November 2015 wurde zudem erstmals ein Energiespeicher-Container mit 28 Schwungrädern der Firma Stornetic GmbH in den kommerziellen Betrieb überführt. Der Speicher mit einer maximalen Leistung von 600 kW und einer Speicherkapazität von 100 kWh (Bild 1) wird im virtuellen Kraftwerk der Stadtwerke München am Regelenergiemarkt vermarktet und zum Ausgleich von Prognoseabweichungen erneuerbarer Energieerzeugung eingesetzt [12].

Bild 1 Innenansicht des Schwungrad­speichers der Stornetic GmbH. Bild: Stornetic

Bild 1 Innenansicht des Schwungrad­speichers der Stornetic GmbH. Bild: Stornetic

 

Pumpspeicher- und Speicherwasser-Kraftwerke

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen

Die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Pumpspeicherkraftwerke haben sich in den letzten Jahren kontinuierlich verschlechtert [13]. Dies betrifft sowohl den Einsatz von Pumpspeichern am Strommarkt als auch am Regelenergiemarkt [14]. Sichtbar wird dies unter anderem an der Aufgabe von Neubauprojekten, Projektverzögerungen beziehungsweise Verschiebungen von Investitionsentscheidungen und an der Diskussion um eine Stilllegung älterer und kleinerer Anlagen. Ein Beispiel ist das Pumpspeicherkraftwerk Rönkhausen (140 MW), für das aufgrund fehlender Wirtschaftlichkeit vom Betreiber MarkE die vorläufige Stilllegung bei der Bundesnetzagentur beantragt wurde [15]. Der wirtschaftliche Betrieb bestehender Anlagen ist aufgrund der sinkenden Erlösmöglichkeiten auf den Märkten und daraus resultierenden sinkenden Deckungsbeiträgen somit zunehmend kritisch zu sehen [16]. Um die bestehende Situation zu verbessern und der wachsenden Bedeutung von Speichern im Zuge der Energiewende Rechnung zu tragen, wurde die Bundesregierung unter anderem vom Bundesrat dazu aufgefordert, im Zuge der Neufassung des Strommarktgesetzes „die geltenden Regelungen für Errichtung und den Betrieb von Energiespeichern zu überprüfen und mögliche Hemmnisse für Errichtung und Betrieb zu beseitigen“ [17]. In diesem Zusammenhang wird von unterschiedlichen Akteuren (zum Beispiel Landesregierung Thüringen, dena) insbesondere die Befreiung auch bestehender Pumpspeicher von den Netzentgelten gefordert [18; 19]. Unsicherheiten über zukünftige Rahmenbedingungen wirken sich insbesondere bei langfristigen Investitionen wie Pumpspeicherkraftwerken mit langen Planungs- und Bauphasen und langen Abschreibungszeiträumen grundsätzlich investitionshemmend aus [20].

Eine Übersicht zur Entwicklung der Netzentgelte, die eine wesentliche Kostenkomponente für Betreiber von Pumpspeicherkraftwerken darstellen, gibt Bild 2.

Bild 2 Entwicklung der Netzentgelte auf der Höchst­spannungsebene (Benutzungsstunden < 2 500 h/a) [21 bis 24]. Bild: eigene Darstellung

Bild 2 Entwicklung der Netzentgelte auf der Höchst­spannungsebene (Benutzungsstunden < 2 500 h/a) [21 bis 24]. Bild: eigene Darstellung

In den letzten Jahren sind die Netz­entgelte deutlich gestiegen, die Betreiber von Bestandsanlagen für den Bezug von Pumpstrom entrichten müssen. Sie sind in den Regelzonen von 50Hertz und TenneT am höchsten (Bild 2). Aus der unterschiedlichen Höhe der Netzentgelte ergeben sich in Abhängigkeit von der Regelzonenzugehörigkeit unterschiedliche Belastungen. Pumpspeicherkraftwerke, deren Höchstlastbeitrag erheblich von der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus der angeschlossenen Netzebene abweicht, haben nach § 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV einen Anspruch auf ein individuelles Netzentgelt, das nicht weniger als 20 % des veröffentlichten Netzentgeltes (Bild 2) betragen darf. Für Neubauten oder bei Erweiterungen gilt eine Befreiung von den Netzentgelten für einen Zeitraum von 20 beziehungsweise zehn Jahren.

Im Vergleich zu den Nachbarländern Österreich und Schweiz, die beide über erhebliche Pumpspeicherkapazitäten verfügen, ist zu beachten, dass deutsche Anlagen gegenüber Anlagen in diesen Ländern in Bezug auf die Netzentgeltbelastungen benachteiligt sind, weil dort deutlich geringere (Österreich) beziehungsweise gar keine Netzentgelte anfallen (Schweiz).

Um die aufgrund der derzeit ungünstigen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen bestehenden Risiken für potenzielle Investoren zu begrenzen, hat Nordrhein-Westfalen (NRW) als derzeit einziges Bundesland ein Modell zur Absicherung von Planungsrisiken entwickelt. Ziel des Programms ist es, potenziellen Investoren die Planung von neuen Pumpspeichern zu ermöglichen. Dies ermöglicht eine deutliche Zeitersparnis bei der Projektrealisierung, da die lange Projektplanungs- und Genehmigungsphase zeitlich vorgezogen und vom Zeitpunkt der Investitionsentscheidung entkoppelt werden kann. Mit Ausfallgarantien werden von der NRW.Bank die Planungskosten für den Fall übernommen, wenn es nicht zu einem Investitionsbeschluss kommt. Im NRW-Landeshaushalt wurde hierfür ein Budget von 50 Mio. € eingeplant, das für die Planung von fünf bis sechs neuen Pumpspeichern in NRW ausreichend sein sollte [25; 26].

Eine modellbasierte Analyse zur Wirtschaftlichkeit von Pumpspeicherkraftwerken hat ergeben, dass bei einer Vermarktung am Spotmarkt derzeit ein Neubau von Pumpspeicherkraftwerken wirtschaftlich nicht darstellbar ist. Erst bei spezifischen Kosten von 570 €/kW wird ein wirtschaftlicher Betrieb möglich. Dieses Kostenniveau wird allerdings als unrealistisch eingestuft. Im Rahmen der Analyse wird davon ausgegangen, dass sich der Preisspread ab etwa 2030 am Spotmarkt wieder vergrößert, was sich vorteilhaft auf die Wirtschaftlichkeit auswirkt. Es wird daher empfohlen, Investitionen in neue Pumpspeicherkraftwerke nicht zeitnah zu tätigen [27].

Andere Analysen kommen zu ähnlichen Ergebnissen [16; 28; 29]. Durch die Einbeziehung zusätzlicher Vermarktungsoptionen an Regelleistungsmärkten können die Deckungsbeiträge zwar erhöht werden, insgesamt werden aber auch dann Neuinvestitionen derzeit als in der Regel nicht wirtschaftlich eingestuft [16; 28]. In [29] wird ebenfalls davon ausgegangen, dass erst ab etwa 2030 die Erlöse wieder steigen und neue Pumpspeicher wieder wirtschaftlich attraktiv werden könnten. Die Erlösstruktur wird auch in Zukunft überwiegend durch Einsatz am Strommarkt (Energiehandel) dominiert (Anteil rund 80 %). Der verbleibende Deckungsbeitrag (rund 20 %) ergibt sich durch die Bereitstellung von Systemdienstleistungen [29]. Die Rentabilität wird somit auch zukünftig stark von der Marktsituation und der Volatilität der Strompreise abhängen [16]. Bei der Bereitstellung von Systemdienstleistungen (insbesondere Sekundärregelleistung) ist zu beachten, dass nicht alle Pumpspeicherkraftwerke die erforderliche Flexibilität aufweisen, um am Regelleistungsmarkt teilnehmen zu können. Hier wurden allerdings in den letzten Jahren mehrere Kraftwerke entsprechend nachgerüstet [13] unter anderem mit flexiblen Maschinensätzen, um zum Beispiel einen flexiblen Anlagenbetrieb im hydraulischen Kurzschluss zu ermöglichen. Grundsätzlich werden die höchsten Deckungsbeiträge mit flexiblen Pumpspeicherkraftwerken erreicht [16].

Die Analyse zur Situation von Pumpspeichern aus Deckungsbeitragsperspektive von [16] kommt zu dem Ergebnis, dass die wirtschaftliche Situation für die Betreiber beziehungsweise Investoren von Pumpspeicherkraftwerken mittel- und langfristig mit großen Unwägbarkeiten behaftet ist. Es wird auf die mögliche Problematik hingewiesen, dass der Neubau von Pumpspeicherkraftwerken aus gesamtwirtschaftlicher Perspektive sinnvoll sein kann, es aber derzeit nicht absehbar ist, wie sich dies auf individualwirtschaftlicher Ebene widerspiegelt.

Anlagen in Betrieb in Deutschland

In Tabelle 1 sind die wesentlichen Kenndaten der deutschen Pumpspeicherkraftwerke aufgeführt.

 Tabelle 1 Kenndaten des deutschen Pumpspeicher-Kraft­werks­parks (Quelle: IEK-STE-Datenbank).

 Tabelle 1 Kenndaten des deutschen Pumpspeicher-Kraft­werks­parks (

Foto: IEK-STE-Datenbank).

 

Kraftwerke, in denen kein Pumpbetrieb mehr möglich ist oder dieser aus wirtschaftlichen Gründen nicht stattfindet, sind in Tabelle 1 nicht enthalten. Vor allem bei kleinen Pumpspeicherkraftwerken mit natürlichem Zufluss ist die feste Vergütung nach EEG, die nur gezahlt wird, wenn kein Pumpbetrieb stattfindet, höher als die am freien Markt erzielbaren Strompreise. Diese Anlagen werden daher in der Regel als Laufwasserkraftwerke betrieben.

Im Unterschied zu der in [13] veröffentlichten Tabelle sind drei Kraftwerke nicht mehr in der Aufzählung enthalten: Das PSW Happurg (160 MW) ist aufgrund großer Schäden am Oberbecken seit Januar 2011 außer Betrieb (Details siehe Abschnitt „Sanierungen“). Von den drei Pumpspeichereinheiten (Oberberg I, Oberberg II, Oberberg IIa/b) der Ruselkraftwerke ist derzeit nur ein Maschinensatz (Oberberg IIa) in Betrieb. Dadurch ergeben sich gegenüber [13] eine geringere Anzahl und eine geringere Gesamtleistung sowie andere Untergrenzen und Mittelwerte von Leistung, Wasservolumen und Kapazität.

Die in Deutschland installierten Speicherwasser-Kraftwerke verfügen insgesamt über eine Leistung von rund 350 MW. Aufgrund unzureichender Datenlage sind diese in Tabelle 1 ebenfalls nicht berücksichtigt.

In Tabelle 2 sind statistische Daten zur Stromer­zeugung und zum Strombezug (Pumparbeit) der deutschen Pumpspeicher- und Speicherwasser-Kraftwerke aufgeführt.

 Tabelle 2 Netto-­Stromerzeugung nach Kraftwerkstyp und Netto-Pumparbeit für den Zeitraum 2011 bis 2014 in Deutschland [30].

 Tabelle 2 Netto-­Stromerzeugung nach Kraftwerkstyp und Netto-Pumparbeit für den Zeitraum 2011 bis 2014 in Deutschland [30].

 

Für den Zeitraum 2011 bis 2014 ergibt sich eine durchschnittliche Netto-Stromerzeugung der Pumpspeicherkraftwerke von rund 6 260 GWh/a, wobei der Anteil aus natürlichem Zufluss bei etwa 7,9 % liegt. Zum Vergleich: Die durchschnittliche Bruttostromerzeugung in Deutschland lag im Zeitraum 2011 bis 2014 bei rund 626 800 GWh/a [31]. Im Zeitraum 2007 bis 2010 lag die durchschnittliche Netto-Stromerzeugung der Pumpspeicherkraftwerke bei etwa 6 645 GWh/a [32]. Gegenüber der Vor­periode ergibt sich für den aktuellen Zeitraum für die Netto-Stromerzeugung somit ein Rückgang von etwa 6 %. Der durchschnittliche Nutzungsgrad 1) der Pumpspeicherkraftwerke im Betrachtungszeitraum beträgt rund 73 %, und die durchschnittlichen Volllaststunden liegen bei etwa 1 000 h/a.

In Bild 3 sind ergänzend zu Tabelle 2 monatliche Daten zur Stromerzeugung und zum Strombezug der deutschen Pumpspeicher- und Speicherwasser-Kraftwerke für die Jahre 2013 und 2014 aufgeführt.

Bild 3 Netto-Stromerzeugung nach Kraftwerkstyp, Netto-Pumparbeit und mittlerer Nutzungsgrad pro Monat (prozentuale Werte) [30]. In den mit * gekennzeichneten Monaten sind keine Produktionsdaten von Pumpspeichern mit natürlichem Zufluss verfügbar (Geheimhaltung). Bild: eigene Darstellung

Bild 3 Netto-Stromerzeugung nach Kraftwerkstyp, Netto-Pumparbeit und mittlerer Nutzungsgrad pro Monat (prozentuale Werte) [30]. In den mit * gekennzeichneten Monaten sind keine Produktionsdaten von Pumpspeichern mit natürlichem Zufluss verfügbar (Geheimhaltung). Bild: eigene Darstellung

Die Daten für Pumpspeicher mit natürlichem Zufluss sind aufgrund geänderter Bestimmungen bei der Veröffentlichung der statistischen Daten lückenhaft, da aus Gründen der Geheimhaltung die Werte in einzelnen Monaten nicht veröffentlicht werden. Dieser Fall liegt dann vor, wenn in einem Monat auf zwei Melder der Produktionsdaten ein Anteil von mehr als 80 % an der Stromerzeugung entfällt. In den Jahressummenwerten in Tabelle 2 sind die fehlenden Monate allerdings enthalten. Die analogen Werte für die Jahre 2011 und 2012 sind [33] zu entnehmen.

Anhand der Daten zur Stromerzeugung und zur Pumparbeit wird ersichtlich, dass der Speichereinsatz jahreszeitlichen Schwankungen unterliegt. In den Wintermonaten ist der Speichereinsatz typischerweise größer als in den Sommermonaten. Die Monatswerte des Nutzungsgrades variieren aufgrund abweichender Betriebsstunden für Pump- und Turbinenbetrieb beziehungsweise abweichender umgesetzter Wasservolumina in den Betriebsarten. Zusätzlich ist zu beachten, dass die Produktionsdaten für Speicherwasser- und Pumpspeicher-Kraftwerke mit natürlichem Zufluss auch natürlichen Einflüssen (Niederschlag, Verdunstung usw.) unterliegen.

Anlagen im Ausland, die für deutsche Regelzonen arbeiten

Neben den Anlagenstandorten in Deutschland stehen noch Pumpspeicherkraftwerke in Luxemburg (Vianden) und Österreich (Kopswerk, Lünerseewerk, Rifawerk und Rodundwerk der Vorarlberger Illwerke) für die deutschen Regelzonen zur Verfügung (Tabelle 3).

Tabelle 3 Pumpspeicherkraftwerke im Ausland, die für deutsche Regelzonen arbeiten (Quelle: IEK-STE-Datenbank).

Tabelle 3 Pumpspeicherkraftwerke im Ausland, die für deutsche Regelzonen arbeiten (

Foto: IEK-STE-Datenbank).

 

Das Kraftwerk Vianden verfügt über einen direkten Anschluss an die deutsche Regelzone der Amprion GmbH [34]. Die Erweiterung des Kraftwerks Vianden um eine zusätzliche elfte Maschine (Leistungserhöhung um 195 MW auf insgesamt 1 291 MW und Erhöhung des Regel-Arbeitsvermögens von 4,6 GWh auf rund 5,0 GWh) wurde mit der offiziellen Inbetriebnahme am 4. November 2014 erfolgreich abgeschlossen [35]. Das Gesamtinvestitionsvolumen für die Erweiterung umfasste rund 186 Mio. €, wovon etwa 176 Mio. € auf den Neubau von Maschine 11 und etwa 10 Mio. € auf die Erweiterung des Speicherbeckens entfallen [36].

Die Kraftwerke der Vorarlberger Illwerke sind vertraglich mit EnBW (50 %-Anteil), technisch über Grenzkuppelleitungen mit Deutschland und regelungstechnisch mit Transnet BW verbunden. Das PSW Kühtai wurde in [37] als zur deutschen Regelzone gehörig angenommen, in der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur [38] ist es unter anderem TenneT zugeordnet. In den „Bedarfsanalysen Reservekraftwerke Winter 2014 / 15“ [39] werden die Kraftwerke Kühtai, Kopswerk, Lünerseewerk und Rodundwerk I „marktbasiert“ als zum deutschen Kraftwerkspark zugehörig angenommen.

Das Kraftwerk Kopswerk II wird hauptsächlich zur Lieferung von Regelenergie eingesetzt. So wurden die Maschinen im Jahr 2009 an 6 900 Stunden, im Jahr 2010 an 7 800 Stunden genutzt, davon etwa 45 % im Turbinen-, 5 % im Pumpen- und 50 % im Regelpumpen-Betrieb (mit hydraulischem Kurzschluss). In diesem Zeitraum wurde die Betriebsart jeder Maschine 10- bis 20-mal pro Tag zwischen Pump- und Turbinenbetrieb umgestellt. Kopswerk II kann zugleich auf die Regelsignale aller vier Regelzonenführer in Deutschland reagieren [40].

Die in Tabelle 3 aufgeführten Kraftwerke verfügen insgesamt über eine Turbinenleistung von 2 885 MW. Unter der Annahme, dass die österreichischen Pumpspeicherkraftwerke mit 50 % ihrer Leistung und Vianden mit 100 % der Leistung dem deutschen Netz zur Verfügung stehen, ergibt sich eine Gesamtleistung von insgesamt 2 088 MW.

Sanierungen, Überholungen und Modernisierungen

An mehreren Pumpspeicherkraftwerken laufen derzeit Arbeiten zur Sanierung, Überholung beziehungsweise Modernisierung oder wurden kürzlich abgeschlossen. Mit den meisten Arbeiten ist eine vorübergehende Außerbetriebnahme der Anlagen für die Dauer der Arbeiten verbunden. Auffallend ist die aktuelle Häufung von Sanierungen und Überholungen. Möglicherweise nutzen einige Betreiber die Phase derzeitig niedriger Betriebserlöse, um anstehende Arbeiten durchzuführen.

Das Kraftwerk Wendefurth wurde von Januar 2012 bis Juli 2014 mit einem Aufwand von rund 40 Mio. € modernisiert. Das Kraftwerk steht damit nach Betreiberangaben für die nächsten 40 Jahre als Stromspeicher zur Verfügung. Der Pumpspeicherwirkungsgrad der Anlage konnte auf 76 % gesteigert werden [42]. Das Unterbecken des PSW Glems / Metzingen wurde im Jahr 2014 saniert (Austausch der Entlastungsverschlüsse des Unterbeckens und Reinigung) [43]. Im PSW Waldeck 2 sind von 2013 bis 2014 die beiden Generatoren saniert worden [44; 45].

In der zweiten Jahreshälfte 2015 wurde die Kraftwerksgruppe Pfreimd (Kraftwerke Reisach und Tanzmühle sowie der Speicher Rabenleite) für rund 10 Mio. € generalüberholt [46; 47]. Ebenfalls in 2015 wurden im Kraftwerk Säckingen die Maschinensätze saniert, Teile der Elektro- und Leittechnik erneuert sowie der Korrosionsschutz der Rohrleitungen und der Unterwasserstollen kontrolliert. Weitere Maßnahmen sollen folgen [48]. Beim PSW Hohenwarte wurden in 2015 die Becken saniert [49].

Im Kraftwerk Markersbach steht die Revision der Generatoren an. Die Revision an der ersten Maschine wird derzeit durchgeführt und soll im Frühjahr 2016 abgeschlossen werden. Im Oktober 2015 wurde der Auftrag für die zweite Maschine erteilt. Die Arbeiten sollen im Juni 2016 beginnen und werden etwa bis Februar 2017 andauern. Für die Revision der verbleibenden Generatoren besteht eine vertragliche Option – vorgesehen ist eine jährliche Beauftragung mit jeweils einer Einheit [50].

Das PSW Langenprozelten, das ausschließlich Bahnstrom speichert und abgibt, wird von Mitte 2015 bis Ende 2017 saniert. Die Sanierung des Unterbeckens ist bereits abgeschlossen, die beiden Maschinen werden nacheinander bearbeitet, so dass der Betrieb mit einem Maschinensatz aufrechterhalten werden kann [51; 52].

Ein Sonderfall ist das Kraftwerk Happurg. Es ist seit Januar 2011 außer Betrieb, das Oberbecken steht leer, weil darunter durch Sickerwasser Hohlräume entstanden sind und der Boden stellenweise eingebrochen ist. Bei Feldversuchen zeigte sich, dass die erforderlichen Sanierungen erheblich umfangreicher sein müssen als anfangs angenommen. Für die Sanierung wurde die Genehmigung (PFV) erteilt, aber die Investitionen würden sich nur rechnen, wenn das Kraftwerk von den Netzentgelten befreit würde. Für eine hierfür erforderliche Leistungs- oder Kapazitätserhöhung sind aber zusätzliche Genehmigungsverfahren erforderlich [53; 54]. Daher wird dieses PSW als „in Planung“ eingestuft (Tabelle 4).

 Tabelle 4 Pumpspeicherprojekte in Deutschland (Quelle: IEK-STE-Datenbank, Stand: Februar 2016).

 Tabelle 4 Pumpspeicherprojekte in Deutschland (

Foto: IEK-STE-Datenbank, Stand: Februar 2016).

 

 

Erweiterungen

Erweiterungen von Pumpspeicherkraftwerken sind derzeit attraktiv, da eine Befreiung von den Netznutzungsentgelten für zehn Jahre möglich ist, wenn die Leistung um mindestens 7,5 % und / oder die speicherbare Energiemenge um mindestens 5 % erhöht wird.

Das Oberbecken von Hohenwarte II wurde in 2015 um etwa 200 000 m3 vergrößert [49]. Der Betreiber Vattenfall nutzt dies, um die Befreiung von den Netzentgelten beantragen zu können [55]. Beim Kraftwerk Säckingen wurde das Fassungsvermögen des Eggbergbeckens um 100 000 m3 und damit der Speicherinhalt um 105 MWh erhöht. Die Arbeiten wurden im November 2015 abgeschlossen (Bild 4).

Bild 4 Installierte Wellenumlenker am Eggbergbecken (Kraftwerk Säckingen) im Rahmen der Erweiterung des Fassungsvermögens. Bild: Schluchseewerk

Bild 4 Installierte Wellenumlenker am Eggbergbecken (Kraftwerk Säckingen) im Rahmen der Erweiterung des Fassungsvermögens. Bild: Schluchseewerk

Die als Unterbecken verwendeten Stauräume im Rhein sind dafür noch ausreichend groß. Eine Erweiterung des Wehrabeckens ist in Vorbereitung [56]. Im PSW Waldeck 2 wird seit Mai 2014 an der Volumenvergrößerung des Oberbeckens um 450 000 m3 gearbeitet [45]. Die Erweiterung beider Becken des PSW Erzhausen um jeweils 10 % ist genehmigt, die Bauarbeiten sollten im Januar 2016 beginnen. Am Oberbecken werden zur Erhöhung des Stauziels Wellenumlenker angebracht, beim Unterbecken wird die bestehende Reserve genutzt, indem die Steinschüttung im Wellenlaufbereich angepasst wird [57; 58].

Außerbetriebnahmen

Das Kraftwerk Rönkhausen ist zwar derzeit noch in Betrieb, aber der Betreiber (Mark-E) hat eine vorläufige Stilllegung beantragt [61]. Zunächst will der Betreiber das bestehende Kraftwerk weiter in Betrieb halten, doch wenn sich an den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen nichts ändere, werde man die Stromproduktion „in sechs bis acht Jahren einstellen“ [62].

Die im PSW Niederwartha erforderlichen Sanierungen werden nicht durchgeführt, ab 1. Januar 2016 wird das Werk nach Betreiberangaben im „Übergangsbetrieb“ gefahren [63]. Die Betriebsart Übergangsbetrieb wird allerdings nicht weiter spezifiziert. Nach den Beschädigungen durch das Elbhochwasser waren ohnehin nur zwei der sechs Maschinen repariert worden und seit 2001 in Betrieb.

Pumpspeicherkraftwerke im Bau

In Baden-Württemberg ist der „Naturstromspeicher Gaildorf“ in Bau, bei dem ein Windpark mit einem Pumpspeicherkraftwerk kombiniert wird. Die Oberbecken aus Beton werden als Fundamente der vier Windkraftanlagen verwendet. Die so genannten Aktivbecken befinden sich im unteren Teil der Windkraftanlagen und sind von je einem offenen Außenbecken (Passivbecken) umgeben. Es sollen vier Windkraftanlagen mit je 5,5 MW und ein Pumpspeicherkraftwerk mit drei Pump-Turbinen mit je 5,3 MW Leistung, vier Oberbecken je 40 000 m3, einer Fallhöhe von 200 m und insgesamt 70 MWh Speicherkapazität entstehen [64; 65]. Im November 2015 wurde mit den Erdarbeiten begonnen. Derzeit wird die Statik der Windenergietürme überarbeitet, weil man unerwartet früh auf felsigen Untergrund getroffen ist [66]. Interessant ist, dass beim Bau der Oberbecken vorgefertigte Betonsegmente (Tübbinge) verwendet werden [67]. Durch die drei regelfähigen Pumpturbinen wird ein sehr flexibler Anlagenbetrieb ermöglicht. Nach erfolgter Inbetriebnahme soll das Kraftwerk unter anderem voll primärregelfähig sein. In einer weiteren Ausbaustufe ist die zusätzliche Nutzung des Unterbeckens als Wärmequelle für eine Nah- und Fernwärmeversorgung in der Diskussion (Konzept „Naturwärmespeicher“) [65].

Im Monitoringbericht 2015 [68] werden neben der bereits abgeschlossenen Erweiterung des Kraftwerks Vianden zwei weitere Pumpspeicherkraftwerke als in Bau angegeben. Das Pumpspeicherkraftwerks­projekt „Rellswerk“ mit 12 MW Turbinen- und 15 MW Pumpleistung befindet sich in der österreichischen Gemeinde Vandans. Baubeginn war 2014 (Bild 5), die Inbetriebnahme ist für 2016 geplant [69].

Bild 5 Baustellenansicht des Pumpspeicherkraftwerks im Rellstal (Juni 2015). Bild: Asurnipal / Wikimedia Commons

Bild 5 Baustellenansicht des Pumpspeicherkraftwerks im Rellstal (Juni 2015). Bild: Asurnipal / Wikimedia Commons

Das Projekt „Obervermuntwerk II“ soll im gesamten Leistungsband im Bereich − 360 MW (Pumpbetrieb) bis + 360 MW (Turbinenbetrieb) betrieben werden. Dies soll durch zwei Maschinensätze mit je 180 MW realisiert werden. Baubeginn war 2014, die Inbetriebnahme ist für 2018 geplant. Das Obervermuntwerk II ergänzt das Speicherwasserkraftwerk Obervermuntwerk I, das nur über Turbinen verfügt, um zwei Pumpturbinen. Damit können die Speicher Silvretta und Vermunt als Pumpspeicherkraftwerk genutzt werden [70]. Obwohl die beiden Kraftwerksstandorte in Österreich liegen, werden die Projekte nach Fertigstellung auch für die deutschen Regelzonen arbeiten. Von der Speicher- und Regelenergie aus den Kraftwerken stehen über einen langfristigen Vertrag 50 % der EnBW zur Verfügung.

Geplante Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland

Derzeit sind in Deutschland neun Neubauprojekte, zwei Erweiterungen und eine Sanierung in Kombination mit einer Erweiterung geplant (PSW Happurg). Eine Übersicht über die Projekte gibt Tabelle 4. Die Gesamtleistung der Projekte summiert sich auf etwa 5 GW. Es sind nur Projekte aufgeführt, die sich zumindest in der Vorbereitung auf das Genehmigungsverfahren befinden, also deutlich über Absichtserklärungen hinausgehen. Die Liste erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit.

Im Vergleich zum Planungsstand Anfang 2014 [13] hat sich die Anzahl der Neubauprojekte von dreizehn auf neun reduziert. Auch die sich in Planung befindliche Gesamtleistung ist von 7 GW auf 5 GW gesunken.

Nur bei fünf Projekten ist gegenüber 2014 ein Fortschritt zu verzeichnen: Für die Beckenerweiterung Markersbach ist die Genehmigung (PFV abgeschlossen) erteilt worden, für Schmalwasser und Heimbach wurde das ROV mit positivem Bescheid abgeschlossen, für Leutenberg-Probstzella wurden die ROV-Unterlagen eingereicht, das Verfahren läuft. Bei Atdorf und Riedl / Jochenstein läuft weiterhin das PFV (Ende 2014 beziehungsweise in 2015 wurden die Antragsunter­lagen vervollständigt), Investitionsentscheidungen wurden aber bisher nicht getroffen.

Aufgrund der bereits beschriebenen ungünstigen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen werden bei einigen Projekten die Planungen verlangsamt fortgeführt (Blautal, Forbach plus). Bei mehreren Projekten (Markersbach +, Nethe, Schmalwasser, Schweich, Waldeck 2 +) wurden anstehende Investitionsentscheidungen aufgeschoben. Die Projekte befinden sich somit derzeit in Wartestellung. Hierbei ist zu beachten, dass nach positivem Abschluss des Planfeststellungsverfahrens die erteilte Genehmigung für fünf Jahre ihre Gültigkeit behält. Wird in diesem Zeitraum nicht mit dem Bau begonnen, ist eine neue Genehmigung erforderlich.

Beim Kraftwerk Happurg würde sich die erforderliche Sanierung nur bei einer Befreiung von den Netzentgelten lohnen. Für die hierfür erforderliche zusätzliche Leistungs- und / oder Kapazitätserhöhung sind aber zusätzliche Genehmigungsverfahren erforderlich. Hierfür laufen die Planungen [53; 54].

Bild 6 fasst den Status der Pumpspeicherprojekte in Deutschland zusammen.

Bild 6 Status der Pumpspeicherprojekte in Deutschland (IEK-STE-Datenbank, Stand: Februar 2016). Bild: eigene Darstellung

Bild 6 Status der Pumpspeicherprojekte in Deutschland (IEK-STE-Datenbank, Stand: Februar 2016). Bild: eigene Darstellung

Die Realisierung der Projekte ist angesichts der beschriebenen Entwicklungen und wegen Akzeptanzproblemen in der Bevölkerung in einigen Fällen fraglich. Die laufenden Projekte und deren Genehmigungsverfahren werden zwar derzeit weiter vorangetrieben, zum Teil aber deutlich verlangsamt. Falls sich das ungünstige Marktumfeld nicht bessert, ist mit weiteren Verzögerungen hinsichtlich der Projektentwicklung, Genehmigungsverfahren und Investitionsentscheidungen bis hin zur Aufgabe von Projekten zu rechnen. Ob die geplanten Anlagen zukünftig wirtschaftlich betrieben werden können, hängt stark davon ab, ob sich das derzeitig ungünstige Marktumfeld verbessert. Die Realisierungschancen der Projekte können daher im Moment nur schwer eingeschätzt werden. Insgesamt ist davon auszugehen, dass maximal etwa 50 % der möglichen Zubauleistung von 5 GW (Bild 6) bis 2025 / 30 realisiert werden könnte.

Zusätzlich zu den in Tabelle 4 beziehungsweise Bild 6 aufgeführten Projekten finden weitere Planungen zu Pumpspeicherprojekten statt. Hier sind beispielsweise die Planungen der Allgäuer Überlandwerke zu nennen. An drei potenziellen Standorten werden derzeit für die Umsetzung wichtige Faktoren wie geologische oder artenschutzrechtliche Belange näher geprüft [71]. Detaillierte Informationen zu den Planungen sind derzeit nicht verfügbar.

In Tabelle 5 sind die seit 2013 gestoppten beziehungsweise aufgegebenen Projekte zusammengestellt.

 Tabelle 5 Gestoppte und aufgegebene Pumpspeicherprojekte in Deutschland (Quelle: IEK-STE-Datenbank, Stand: Februar 2016).

 Tabelle 5 Gestoppte und aufgegebene Pumpspeicherprojekte in Deutschland (

Foto: IEK-STE-Datenbank, Stand: Februar 2016).

 

Endgültig aufgegeben worden sind seit 2014 alle vier Projekte der Firma Hochtief (Hainleite, Leinetal, Lippe / Mörth und Zollernalb) sowie das Projekt Ellrich. Das Projekt Rur wurde bereits 2013 wegen des Widerstands der Bevölkerung und der Kommunen aufgegeben. Bei allen anderen in Tabelle 5 aufgeführten Projekten wurden die Planungen gestoppt. Ob es sich hierbei um einen endgültigen oder vorübergehenden Planungsstopp handelt, ist in einigen Fällen unklar.

Potenziale

Unter rein geographischer Betrachtung gibt es in Deutschland sehr viele potenziell geeignete Standorte für Pumpspeicherkraftwerke [72]. Die meisten Standorte scheiden jedoch bei Einbeziehung weiterer Kriterien aus. Ein Kriterium ist zum Beispiel der Flächenverbrauch für die Speicherbecken, insbesondere wenn Siedlungs- und Verkehrsflächen oder ökologisch hochwertige Naturgebiete betroffen sind. Ein weiteres Kriterium ist die Beeinträchtigung bestehender Gewässer, beispielsweise dürfen Trinkwassertalsperren grundsätzlich nicht für Pumpspeicher genutzt werden. Das Konzept des „Naturstromspeichers“ versucht den Flächenverbrauch zu minimieren, indem die Wasserspeicher auf den von den Windenergieanlagen ohnehin beanspruchten Flächen errichtet werden.

Unter Berücksichtigung dieser Kriterien weist die Studie „Pumpspeicherkataster Thüringen“ potenziell attraktive Stand­orte in Thüringen aus. Neben den bereits in Planung befindlichen Standorten Schmalwasser (1 000 MW, 6 GWh) und Leutenberg-Probstzella (400 MW, 2,4 GWh) werden neun weitere potenzielle Standorte mit einer Leistung von insgesamt 4 780 MW und einer Speicherkapazität von 38 GWh genannt sowie die Möglichkeit des Ausbaus zweier bestehender Talsperren mit insgesamt 150 MW [73].

In [74] werden die Methodik und Ergebnisse von Potenzialstudien für Thüringen und Baden-Württemberg vorgestellt. Für Thüringen werden dreizehn Standorte mit insgesamt 5 500 MW und 44 GWh als gut geeignet identifiziert, davon drei an bestehenden Talsperren und zehn an neuen Standorten. In Baden-Württemberg besteht großes geographisches Potenzial mit insgesamt 845 Standorten, davon 201 konfliktarme. Dreizehn Standorte mit 19 000 MW gehören zur ökonomisch günstigen Kategorie.

Für Bayern wird in der Studie „Analyse der Pumpspeicherpotenziale in Bayern“ ein Potenzial von 16 Standorten mit einer Leistung von 11 000 MW und einer Speicherkapazität von 66 GWh genannt [75].

Für Nordrhein-Westfalen wurden Pumpspeicherpotenziale an Talsperren (Agger-Talsperre, Rur-Talsperre, Bigge-­Talsperre, Henne-Talsperre und Wupper-Talsperre) untersucht. Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass Pumpspeicherkraftwerke an den untersuchten Standorten aus technischer Sicht grundsätzlich machbar sind, aber unter den derzeitigen wirtschaftlichen Bedingungen nur die Variante Rur-Talsperre mit großem Oberbecken kostendeckend zu betreiben wäre [76; 77].

Die meisten bestehenden Pumpspeicherkraftwerke und alle geplanten Projekte haben Speicherkapazitäten von ungefähr sechs Stunden Volllastbetrieb (maximale Dauer Turbinenbetrieb unter Volllast). Auch die Potenzialstudien gehen von sechs Stunden Volllastbetrieb aus. Damit eignen sich Pumpspeicherkraftwerke für den Ausgleich zwischen den Starklast- und Schwachlast-Zeiten eines Tages und zum Ausregeln schneller Leistungsschwankungen. Mehrwöchige Phasen geringer Erzeugung aus Wind- und Sonnenenergie, die häufig im November und Dezember vorkommen, lassen sich mit Pumpspeicherkraftwerken in Deutschland jedoch nicht überbrücken.

Power-to-X in Deutschland

Unter dem Begriff Power-to-X werden Systeme unterschiedlicher Technologien verstanden, die hauptsächlich zur Speicherung von elektrischer Energie, zum Lastmanagement in Stromnetzen und / oder zur Produktion von Gasen auf Basis von erneuerbaren Energien dienen [78]. Kernstück dieser Systeme ist dabei die Wasser-Elektrolyse, die elektrische Energie in Wasserstoff umwandelt (Bild 7).

Bild 7 Übersicht von Power-to-X-Systemen. Bild: eigene Darstellung

Bild 7 Übersicht von Power-to-X-Systemen. Bild: eigene Darstellung

Je nach Verwendungszweck des Wasserstoffes wird dieser in einer Methanisierung weiter zu synthetischem Methan verarbeitet oder direkt genutzt (Power-to-Gas). Beide Gase können in das Erdgasnetz eingespeist werden oder ohne weitere Behandlung an den Verbraucher geliefert werden. Power-to-X-Konzepte ermöglichen somit die Kopplung der Energiesysteme von Strom und Erdgas.

Da Wasserstoff ein wichtiger Rohstoff in der chemischen Industrie darstellt, wird dieser Bereich als einer der zukünftigen Nutzer gesehen. Ein solches System wird auch als Power-to- (Gas-to-) Chemicals bezeichnet. Alternativ können die her­gestellten Gase in einem Kraftwerk zur Strom- und Wärmeproduktion eingesetzt werden (Power-to- (Gas-to-) Power), um tatsächlich als Stromspeicher zu dienen. Die derzeitigen Forschungs- und Demonstrationsprojekte nutzen die Gase hingegen hauptsächlich im Verkehr (Power-to- (Gas-to-) Transport) oder in BHKW zur lokalen Strom- und Wärmeproduktion.

Übersicht

In Deutschland existier(t)en insgesamt 33 Projekte (Stand Februar 2016), die als Power-to-X-Projekte klassifiziert werden können (Tabelle 6).

 Tabelle 6 Übersicht von Power-to-Gas-­Projekten in Deutschland [78; 80 bis 86].

 Tabelle 6 Übersicht von Power-to-Gas-­Projekten in Deutschland [78; 80 bis 86].

 

Diese befinden sich in den unterschiedlichsten Entwicklungsstadien von der Planung, über den Bau, den Betrieb bis hin zur Stilllegung. Insgesamt vier dieser 33 Projekte sind bereits beendet und nicht mehr in Betrieb. Die Technologie der Projekte variiert sehr stark. Zur Wasser-Elektrolyse werden insgesamt drei unterschiedliche Verfahren eingesetzt. Dazu gehören die alkalische und die PEM (Protonen Austausch Membran oder auch Polymer Electrolyte Membran) -Elektrolyse sowie die Hochtemperatur-Wasserdampf-Elektrolyse (SOEC =  Solid Oxide Electrolyser Cell). Für die Methanisierung werden zwei unterschiedliche Prozesse erprobt. Die katalytische und die biologische Methanisierung. Das Kohlendioxid (CO2) für diese Prozesse kann aus unterschiedlichen Quellen stammen. Derzeit wird CO2 aus Biogasanlagen, Kläranlagen und der Industrie eingesetzt. So unterschiedlich wie die eingesetzten Prozesse sind, so stark variiert auch der Reifegrad der eingesetzten Technologien. Dieser kann mit Hilfe des Technology Readiness Level (TRL) klassifiziert werden [79]. Dabei werden die Technologien auf einer Skala von eins bis neun einsortiert. TRL 1 entspricht einer Technologie, bei der das Funktionsprinzip beobachtet und beschrieben wird, und TRL 9 ein tatsächliches / qualifiziertes System, das erfolgreich eingesetzt und konkurrenzfähig produziert werden kann. Die hier diskutierten Systeme erreichen ein TRL von 5 bis 7 / 8.

Seit 2011 ist die installierte Kapazität von Elektrolyseuren deutlich angestiegen (Bild 8).

Bild 8 Entwicklung der Elektrolysekapazität für Power- to-X Projekte in Deutschland nach Einsatzgebieten (Quelle: IEK-STE-Datenbank, Stand: Februar 2016). Bild: eigene Darstellung

Bild 8 Entwicklung der Elektrolysekapazität für Power- to-X Projekte in Deutschland nach Einsatzgebieten (

Foto: IEK-STE-Datenbank, Stand: Februar 2016). Bild: eigene Darstellung

 

Waren Ende des Jahres 2011 erst 500 kW installiert, hatte sich bis Ende 2013 dieser Wert mehr als verzwanzigfacht (11 900 kW). Bis Ende letzten Jahres waren dann 23 500 kW in Betrieb. Dabei wird ein Großteil (84 % im Jahre 2015) des produzierten Gases (Wasserstoff oder synthetisches Methan) in das Erdgasnetz eingespeist. Das Ziel vieler Projekte ist ausdrücklich die Einspeisung der Gase in das Erdgasnetz, weil eine direkte Nutzung des Wasserstoffes oder auch des Erdgases nicht möglich ist. Ein anderweitiger Transport des Wasserstoffes, zum Beispiel mit Lkw, wird nur in wenigen Fällen erwogen. Für den Verkehr wurden in 2015 9 % der installierten Elektrolysekapazität verwendet und für die gekoppelte Strom- und Wärmeproduktion (BHKW) 5 %.

Bei den betrachteten Projekten ging der Trend in den letzten Jahren vom Einsatz einer alkalischen zu einer PEM-Elektrolyse über, weil diese schneller und effizienter auf fluktuierende Energieströme reagieren können. Ist das Ziel eines Projektes jedoch auch die Bereitstellung von Wasserstoff / synthetischem Methan für einen bestimmten Anwendungsfall, zum Beispiel Einsatz im Verkehr, oder treten finanzielle Aspekte stärker in den Vordergrund, werden hauptsächlich alkalische Elektrolyseure eingesetzt.

Vorstellung ausgewählter Projekte

BioPower2Gas: Im hessischen Allendorf wurde Anfang März 2015 eine Power- to-Gas-Anlage in Betrieb genommen. Dort wird Wasserstoff in einer biologischen Methanisierung zu synthetischem Methan verarbeitet und anschließend in das Erdgasnetz eingespeist. Die Pro­jektpartner MicrobEnergy (Viessmann Group), Cube Engineering, EAM EnergiePlus und IdE (Institut dezentrale Energietechnologien) wollen in diesem dreijährigen Forschungsprojekt (2013 bis 2016, gefördert vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie) zeigen, dass die technischen Einzelkomponenten (Elektrolyse, Biogasanlage und Methanisierung) als Gesamtsystem „überschüssige“ Windenergie in einen speicherbaren Energieträger umwandeln können. Dazu wurde eine PEM-Elektrolyse mit einer maximalen Stromeingangsleistung von 1 200 kW zur Wasserstofferzeugung installiert. Eine PEM-Elektrolyse weist ein sehr gutes Teillastverhalten (hohe Wirkungsgrade, gute Regelbarkeit) auf und ist daher geeignet, fluktuierende Erzeugung aufzunehmen. Der produzierte Wasserstoff wird anschließend biologisch methanisiert. Einige Mikroorganismen sind in der Lage, aus Wasserstoff und Kohlendioxid synthetisches Methan zu bilden. Dazu wird Kohlendioxid, das hier aus einer Biogasaufbereitungsanlage gewonnen wird, mit dem Wasserstoff in einen Reaktor bei 20 bis 70 °C und Umgebungsdruck zur Reaktion gebracht [81; 87; 88].

Multi-Energie-Tankstelle H2BER: Am 23. Mai 2014 wurde in Berlin Schönefeld in der Nähe des Flughafens eine Multi-Energie-Tankstelle eröffnet. In dem vom NOW geförderten Forschungsprojekt (2013 bis 2016) wird Windenergie, die von der sonst abgeregelten Stromproduktion eines Brandenburger Windparks stammt, mit Hilfe einer alkalischen Elektrolyse in Wasserstoff umgewandelt. Dieser kann direkt an der Tankstelle an Busse (bei 350 bar) und Pkw (bei 700 bar) abgegeben, in das Erdgasnetz eingespeist, an Industriekunden verkauft oder in einem BHKW, das zur Eigenversorgung der Tankstelle mit Energie betrieben wird, in Strom und Wärme umgewandelt werden. Zusätzlich wird das BHKW mit Erdgas betrieben. Die alkalische Druckelektrolyse (45 bar) besitzt eine maximale Stromaufnahme von 500 kW. Ein alkalischer Druckelektrolyseur ist besonders effizient, wenn Wasserstoff bei höheren Drücken benötigt wird. Der produzierte Wasserstoff wird entweder im Mitteldrucktank oder einem Metallhydridspeicher gelagert, bis er genutzt werden kann. Initiiert wurde dieses Projekt von Linde, McPhy, Total, Enertrag und 2G Energietechnik. Neben Wasserstoff kann an dieser Tankstelle auch Benzin, Diesel, Erdgas, Autogas und Strom getankt werden [89; 90].

Zero-Emission-Wohnpark: In Alzey, Rheinland-Pfalz, wird dieses Jahr eine Power-to-Gas-Anlage zur Speicherung von Strom aus Photovoltaik gebaut. Auf diese Weise soll die Energieversorgung einer Reihenhaussiedlung teilweise autark geregelt werden. Strom, der in der Siedlung nicht sofort genutzt wird, wird zum Betrieb eines alkalischen Elektrolyseurs (62,5 kW) verwendet. Der Wasserstoff wird anschließend in einem katalytischen Methanisierer mit Kohlendioxid zu synthetischem Methan umgesetzt. Dieses Methan kann gespeichert werden bis zusätzlicher Strom oder Wärme in der Siedlung benötigt wird. Im Bedarfsfall wird dann ein BHKW mit dem gespeicherten Methan betrieben. Das dabei anfallende Kohlendioxid wird wiederum für die Methanisierung genutzt. Auch die anfallende Abwärme bei der Methanisierung wird zur Wärme- und Warmwasserbereitstellung in der Siedlung verwendet. Ziel des Betreibers Exytron mit diesem Projekt ist es, ein kommerzielles System zur emissionsarmen und autarken Bereitstellung von Strom und Wärme zu realisieren. Um einen wirtschaftlicheren Betrieb zu erreichen, wird ein alkalischer Elektrolyseur ohne Druckaufladung eingesetzt anstelle eines PEM-Elektrolyseurs, der besser auf flexible Lasten (hier Strom aus Photovoltaik) reagieren kann, aber auch höhere Investitionskosten aufweist [81; 91].

Sunfire: Das Forschungsprojekt „sunfire“ hat die Entwicklung und Errichtung einer Testanlage mit einer Kombination aus Hochtemperatur-Wasserdampf-Elektrolyse (SOEC) und reverser Wassergas-Shift-­Reaktion (RWGS; Einkopplung von CO2) zur Synthesegaserzeugung als Ziel. Das Synthesegas wird anschließend in flüssige Kraftstoffe umgewandelt. Der Gesamtprozess zeichnet sich durch eine sehr hohe Effizienz vom Strom bis hin zum flüssigen Kraftstoff von etwa 70 % aus [92]. Die Testanlage soll eine Kapazität von knapp 200 Liter synthetischen Kraftstoff pro Tag aufweisen und die Machbarkeit unter realen Einsatzbedingungen demonstrieren. Die Testanlage wurde am 14. November 2014 in Dresden in Betrieb genommen [93]. In dem vom Bundesforschungsministerium geförderten Projekt arbeiten Partner aus der Industrie und Forschung an Verbesserungen von Hochtemperaturelektrolyse, Synthesegaserzeugung und deren Verschaltung. Mit Blick auf den industriellen Einsatz muss insbesondere die Langzeitstabilität der Materialen inklusive deren Strukturen verbessert werden. Begleitet wird das Forschungsvorhaben durch eine Ökobilanzierung der gesamten Wertschöpfungskette. Die Ergebnisse zur Machbarkeit fließen in die Produktentwicklung der Firma Sunfire GmbH ein, die erste Produkte der Power-to-­Liquids-Technik im Jahr 2016 anbieten will. Diese kommerziellen Anlagen sollen Kapazitäten zwischen 600 und mehreren Tausend Litern an synthetischen Kraftstoffen (entsprechend 250 kW (el.) bis mehrere MW (el.) Inputleistung der Wasser-Elektrolyse) aufweisen [94].

Regulatorische und gesetzliche Rahmenbedingungen für Speicher

Der Einsatz von Speichertechniken ist von vielen regulatorischen und gesetzlichen Faktoren abhängig, die deren Wirtschaftlichkeit deutlich beeinflussen. Zu diesen Rahmenbedingungen zählen genehmigungsrechtliche, energierechtliche und entflechtungsrechtliche Regelungen.

Energierecht

Im Jahr 2015 hat es keine wesentlichen Änderungen im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gegeben, die die Anschluss- und Marktbedingungen von Energiespeichern grundsätzlich beeinflussen. Nach der derzeitig gültigen Gesetzeslage werden Energiespeicher als Letztverbraucher eingestuft und dementsprechend auch mit Letztverbraucherabgaben belegt. Hierzu gibt es jedoch zahlreiche Befreiungs- oder Verringerungstatbestände zu den verschiedenen Bestandteilen der Letztverbraucherabgaben, die von der jeweiligen Technik, vom Einspeisepunkt, der Unterscheidung nach Bestands- beziehungsweise Neuanlage oder vom Einsatzzweck abhängen. Eine detaillierte Übersicht kann [95] entnommen werden.

Ein gesetzgeberisches Gesamtkonzept für Energiespeicher ist in Grundzügen erkennbar, jedoch erfolgt nach wie vor eine Zuordnung von Speichern zu der Kategorie „Verbrauch“ (die weiteren Kategorien sind „Erzeugung“ und „Transport“). Der Bundesverband Energiespeicher fordert daher die Einführung einer eigenen gleichgestellten Kategorie „Energiespeicher“ in den Gesetzen und zugehörigen Verordnungen. Diese neue Kategorisierung bietet die Möglichkeit, Speicher gemäß ihren Aufgaben korrekt zu definieren und damit eine Einordnung als Letztverbraucher zu vermeiden [96].

Bezüglich Power-to-Gas gibt es im Erneuerbare-Energien-Gesetzes die Definition des Speichergases (Wasserstoff oder synthetisches Methan aus 100 % erneuerbarem Strom), die eine Befreiung von der EEG-Umlage der zum Speicherzweck entnommenen Strommenge ermöglicht. Bei Power-to-Gas-to-Power-Anlagen ergibt sich für die „ausgespeiste“ Strommenge ein Anspruch auf EEG-Vergütung oder Direktvermarktung (entsprechend der Art des Speicherstrombezugs). Im EnWG wird mittels Elektrolyse erzeugter Wasserstoff und synthetisches Methan der Kategorie Biogas zugeordnet und mit den damit verbundenen Regelungen und Privilegien verknüpft. Der zur Wasser-Elektrolyse eingesetzte Strom und das zur Methanisierung eingesetzte Kohlendioxid müssen jeweils nachweislich zu über 80 % aus erneuerbaren Energiequellen stammen. Dies steht nicht im Einklang mit der Regelung im EEG (100 % Strom aus erneuerbaren Energiequellen).

Auf europäischer Ebene stellt sich die regulatorische und rechtliche Situation nicht so fortgeschritten dar wie in Deutschland. In der EU-Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt (2009 / 72 / EG) und der Richtlinie zum Erdgasbinnenmarkt (2009 / 73 / EG) finden sich noch keine Hinweise oder speziell angepasste Regularien bezüglich Stromspeicher inklusive Power-to-Gas-Konzepte. Der europäische Diskussionsprozess ist jedoch bereits – maßgeblich durch deutsche Initiative – angestoßen worden.

Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen

Im Sommer 2015 hat das Bundeswirtschaftsministerium ein Weißbuch zur Ausgestaltung des zukünftigen Strommarktes veröffentlicht. Darin wurden die Vorstellungen der Konsultationsteilnehmer zusammengefasst und auch Ideen zur zukünftigen Marktteilnahme von Stromspeichern dargestellt. Die Weiterentwicklung der Regelleistungsmärkte in Richtung Erleichterung der Marktteilnahme für neue Anbieter wie flexiblen Lasten, erneuerbaren Energien oder Speichern ist ein zentraler Punkt des Weißbuchs. Weiterhin wird auf die Möglichkeit zur Vermeidung von Netzausbau – insbesondere im Verteilnetz – durch systemdienlichen Speichereinsatz hingewiesen [97].

Im November 2015 wurde basierend auf dem Weißbuch der Entwurf eines Gesetzes zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetz) von der Bundesregierung verabschiedet. In diesem Änderungsgesetz zu bestehenden Gesetzen, insbesondere EnWG und EEG, sollen die Rahmenbedingungen für einen effizienten, kostengünstigen und liberalisierten Strommarkt unter Einhaltung der Energiewendeziele geschaffen werden. Der Bundesverband Energiespeicher fordert in einem Positionspapier [96] eine deutlichere Klarstellung des regulatorischen Rahmens für Energiespeicher. Dazu gehört laut BVES insbesondere die stärkere Öffnung der Regelleistungsmärkte für neue Anbieter durch Anpassung von Produktlaufzeiten und Änderungen der Ausschreibungsmodalitäten, die Energiespeichern eine Konkurrenzfähigkeit zu thermischen Kraftwerken ermöglichen.

Auf europäischer Ebene befindet sich momentan der Entwurf des „Network Code on establishing a guideline on elec­tricity transmission system operation” in der finalen Abstimmung. Im Rahmen des Network Code werden unter anderem die Zugangsvoraussetzungen zum Regelenergiemarkt festgelegt. Ein zentraler Diskussionspunkt ist hier der zu garantierende Zeitraum der Leistungserbringung. Hier war zwischenzeitlich ein einheitliches 15-Minuten-Kriterium für alle Technologien in der Diskussion [98]. Der aktuelle Entwurf [99] sieht zur Festlegung des Zeitraums zunächst die Durchführung einer Cost-Benefit-Analyse für Anlagen mit begrenzter Energiekapazität (insbesondere Energiespeicher) seitens der Übertragungsnetzbetreiber vor. Als Ergebnis der Analyse soll der mindestens erforderliche Leistungserbringungszeitraum festgelegt werden, wobei dieser im Bereich zwischen 15 und 30 Minuten liegen soll. Die Endfassung des überarbeiteten Network Codes ist für Sommer 2016 angekündigt.

Förderprogramme

Das Bundeswirtschaftsministerium hat ein neues Förderprogramm für Photovoltaik-Batteriespeicher aufgelegt, das zum 1. März 2016 gestartet ist. Das neue Programm ist befristet bis Ende 2018 und hat ein Volumen von 30 Mio. € [100]. Das neue Marktanreizprogramm wird – wie der Vorgänger – über die bundeseigene KfW-Bankengruppe abgewickelt. Die Förderung erfolgt über Tilgungszuschüsse zu einem zinsvergünstigten KfW-Darlehen für die Anschaffung neuer Speichersysteme in Verbindung mit Photovoltaik-Anlagen oder die Nachrüstung bereits bestehender PV-Anlagen. Wichtigste Neuerungen ist die Degression der Tilgungszuschüsse (Startwert maximal 500 € je installiertes kW Peakleistung der PV-Anlage; entsprechend 25 % der förderfähigen Kosten). In Halbjahresschritten sinkt der Tilgungszuschuss, so dass in der letzten Stufe nur noch 10 % der förderfähigen Kosten bezuschusst werden. Die beschlossene Fortführung der Speicherförderung für dezentrale Solarstromspeicher soll sicherstellen, dass der Speicherbetrieb nicht nur eigenverbrauchsoptimiert, sondern auch system- beziehungsweise netzdienlich erfolgt, indem die maximale Stromeinspeisung auf 50 % der Nennleistung der PV-Anlage reduziert wird (vorher 60 %). Weitere Ziele des Förderprogramms sind die Erhöhung des Absatzes von systemdienlichen Batteriespeichern, um Kostensenkungspotenziale zu erschließen und die technologische Entwicklung zu beschleunigen. Die Zeitwertersatzgarantie für die Batterien wurde auf zehn Jahre erhöht (vorher sieben Jahre).

Neben dem bundesweiten Marktanreizprogramm von PV-Batteriesystemen fördern auch einige Bundesländer wie zum Beispiel Bayern [101] und Sachsen [102] die Installation von Speichersystemen durch landesinterne Förderprogramme. Die bundeslandinternen Förderungen sind nur zum Teil kombinierbar mit den Bundesprogrammen. Eine zwischen den Bundesländern und dem Bund abgestimmte Förderstrategie existiert daher nur in Ansätzen.

Zusätzlich zur Förderung im Bereich der stationären Energiespeicher wird seit längerer Zeit über die Einführung einer Kaufprämie für Elektrofahrzeuge diskutiert. Im Februar 2016 fand ein erneutes Spitzentreffen zwischen Automobilindustrie und Bundesregierung statt. Strittigster Punkt eines möglichen Marktanreizprogramms ist die Aufteilung der Kosten zwischen Industrie und öffentlicher Hand. Eine Entscheidung, ob ein Anreizprogramm für Elektromobilität installiert wird, dürfte noch in diesem Jahr fallen. Eine Kaufprämie für Elektrofahrzeuge mit einer deutlichen Steigerung des deutschen Elektrofahrzeugabsatzes dürfte auch für fallende Kosten bei Batterien in stationären Anwendungen sorgen. Marktanreizprogramme im Bereich stationärer Energiespeicher und Elektromobilität können daher nicht entkoppelt betrachtet werden.

Eine weitere wesentliche Förderung erfährt die Energiespeichertechnik durch eine gezielt ausgerichtete Forschungsförderung. Im Jahr 2014 wurden Forschungsgelder von knapp 57 Mio. € für Energiespeicher bereitgestellt. Ein Drittel der Gelder ging alleine in den Bereich der elektrochemischen Speicher [103]. Weitere Forschungs- und Entwicklungsarbeiten werden durch Fördermittel der Industrie, der Bundesländer und der EU angestoßen.

Trend 2016

Im Bereich des Einsatzes von Energiespeichern zeichnet sich derzeit ein sehr heterogenes Bild ab. Auf der einen Seite konnte durch eine umfangreiche Förderung von Speichern in Forschung und Demonstration ein zunehmender Einsatz verschiedener Speichertechnologien in unterschiedlichen Anwendungen erreicht werden. Insbesondere im Bereich des Einsatzes von Batteriespeichern hat sich in Deutschland ein sehr dynamischer Markt entwickelt. Dies betrifft in erster Linie die Anwendungsgebiete Photovoltaik-Batteriespeicher zur Eigenverbrauchserhöhung und Batteriespeicher zur Bereitstellung von Primärregelleistung. Beide Marktsegmente weisen derzeit stark steigende Installationszahlen auf. Während anfänglich die meisten Projekte noch durch Förderprogramme beziehungsweise Investitionskostenzuschüsse unterstützt wurden, können wohl zukünftig viele Projekte insbesondere im großtechnischen Bereich ohne Fördermittel realisiert werden. Das Kippmoment stellt der Trend der stark sinkenden Batteriezellen- und -systemkosten dar. Dieser sehr dynamischen Marktentwicklung im Bereich der Batteriespeicher steht eine zunehmend schwierige Situation für Betreiber bestehender (Pump-)Speicher mit ungünstigen Rahmenbedingungen auf etablierten Märkten für Speicher (Energiehandel, Sekundärregelleistung und Minutenreserve) gegenüber. Die aktuellen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen sind für bestehende Anlagen ungünstig und setzen derzeit auch keine Impulse für Neubauprojekte. Hier wurden im Gegenteil schon mehrere Projekte eingestellt beziehungsweise Investitionsentscheidungen verschoben. Die Diskussion um eine Lithium-Ionen-Batteriezellenfertigung in Deutschland reißt ebenfalls nicht ab. Nach dem Aus der Li-Tec zum Ende des Jahres 2015 sah es hier zunächst nach einer ungünstigen Entwicklung aus. Mit der Ankündigung der Litarion GmbH, zukünftig auch eigene Zellen im sächsischen Kamenz zu fertigen, ist allerdings zu beachten, dass es auch zukünftig weiterhin mehrere Fertigungsstandorte (unter anderem Leclanché und Liacon Batteries) in Deutschland geben wird. Alle Hersteller sind auf die Herstellung hochwertiger Zellen für Anwendungen mit hohen Batterieanforderungen spezialisiert. Darüber hinaus wird die Batteriemodulfertigung in Deutschland stark ausgebaut. Im Fokus steht hier die 500-Mio.-€-Investition von Daimler zur Erweiterung der Produktionskapazitäten ab Herbst 2016 am Standort Kamenz.

 

1) Der Nutzungsgrad ergibt sich durch Division der Netto-Stromerzeugung von Pumpspeicherkraftwerken ohne natürlichen Zufluss durch die Netto-Pumparbeit. Dieser Wert bezieht sich somit auf die umgesetzte Wassermenge im Betrachtungszeitraum, wobei Wassermengen aus natürlichen Zuflüssen nicht mit einbezogen werden.

 

 

Literatur

Die Literaturstellen zu dieser Jahresübersicht sind auf der BWK-Homepage über den Menüpunkt „Literaturverzeichnisse“ aufrufbar.

Von Dr.-Ing. Peter Stenzel, Dipl.-Ing. Wilfried Hennings, Dipl.-Ing. Jochen Linssen und Dipl.-Ing. Christina Wulf

Dr.-Ing. Peter Stenzel, Dipl.-Ing. Wilfried Hennings, Dipl.-Ing. Jochen Linssen und Dipl.-Ing. Christina Wulf, alle Forschungszentrum Jülich, Institut für Energie- und Klimaforschung – Systemforschung und Technologische Entwicklung (IEK-STE), Jülich.LiteraturDie Literaturstellen zu dieser Jahresübersicht sind auf der BWK-Homepage über den Menüpunkt „Literaturverzeichnisse“ aufrufbar.

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