Implikationen der Integration von Energiespeichern in Stromnetze
am Beispiel des deutschen Stromversorgungssystems
vorgelegt von:
Diplom-Wirtschaftsingenieur Adam Witkowski
von der Fakultät VIII - Wirtschaft und Management der Technischen Universität Berlin
zur Erlangung des akademischen Grades Doktor der Wirtschaftswissenschaften
Dr. rer. oec.
genehmigte Dissertation
Promotionsausschuss:
Vorsitzender: Prof. Dr.-Ing. Frank Straube Gutachter: Prof. Dr. rer. oec. Georg Meran Gutachter: Prof. Dr. rer. pol. Dietmar Winje
Tag der wissenschaftlichen Aussprache: 17.12.2018
I
Danksagung
Dieser Arbeit vorangestellt sei mein Dank an alle Menschen, die mich im Laufe der Jahre bei der Erstellung dieser Arbeit begleitet und unterstützt haben. Euer Rückhalt und eure Unterstützung motivierten mich stets, das Ziel dieses Vorhabens trotz weiterer Verpflichtungen nicht aus den Augen zu verlieren.
Mein besonderer Dank gilt meinem Doktorvater Prof. Dr. Georg Meran für seine wertvollen Anregungen und Kommentare, die den Weg dieser Arbeit als wichtige Meilensteine begleitet haben. Ebenfalls möchte ich mich bei Herrn Prof. Dr. Dietmar Winje gleichwohl für die Übernahme des Zweitgutachtens als auch für seine fachlichen Hinweise und die wertvollen Diskussionen bedanken.
Weiterhin sei allen Kollegen bzw. Mitarbeitern der Fachgebiete „Wirtschaftspolitik und Umweltökonomie“ und „Energie- und Ressourcenmanagement“ der Technischen Universität Berlin sowie dem Departement „Informationstechnologie und Elektrotechnik“ der Eidgenössischen Technischen Hochschule Zürich für den fruchtbaren fachlichen Austausch während meiner Studien gedankt.
Für die in den Jahren der Erstellung dieser Arbeit aufgebrachte Geduld und erfahrene breite Unterstützung seitens meiner Familie und Freunde möchte ich an dieser Stelle meine außerordentliche Wertschätzung und Verbundenheit aussprechen.
II
Inhaltsverzeichnis
1. Einleitung... 1
1.1 Ausgangssituation und Problemstellung ... 1
1.2 Stand der Forschung ... 3
1.3 Zielsetzung ... 4
1.4 Vorstellung der Methodik ... 5
1.5 Aufbau der Arbeit ... 6
2. Grundzüge des Stromversorgungs- und Stromspeichersystems ... 8
2.1 Charakteristika des Gutes Strom ... 8
2.2 Grundzüge des Elektrizitätsversorgungssystems ... 9
2.3 Charakteristika der Strombereitstellung ... 12
2.3.1 Erzeugungstechnologien ... 12
2.3.2 Betriebsflexibilität und Planungsverhalten ... 14
2.4 Stromverbrauch ... 16
2.4.1 Charakteristika der Stromnachfrage ... 16
2.4.2 Lastmanagement ... 18
2.5 Grundzüge der Preisbildung ... 19
2.6 Grundzüge Stromspeicher ... 23
2.6.1 Klassifikation von Stromspeichern ... 23
2.6.2 Speichertechnologien ... 26
2.6.3 Aktuelle Forschungs- und Entwicklungsvorhaben ... 31
3. Speicherverhalten in Stromnetzen ... 33
3.1 Erwartungen an den Ausbau von Stromspeichern ... 33
3.1.1 Motivation ... 33
3.1.2 Positionierungen im politischen und wissenschaftlichen Diskurs ... 34
III
3.1.3 Staatliche Förderaktivitäten ... 36
3.2 Anwendungsbereiche und Anreize zum Betrieb von Stromspeichern ... 44
3.3 Speicherverhalten im Stromversorgungssystem ... 48
3.3.1 Ladeverhalten von Stromspeichern ... 50
3.3.2 Auswirkungen von Stromspeichern auf das Stromversorgungssystem ... 56
3.4 Hypothese der Arbeit ... 59
4. Modellgestützte Szenarioanalyse ... 61
4.1 Anforderungen an das Modell ... 61
4.2 Modellarten und -auswahl ... 62
4.3 Allgemeine Modelleigenschaften und Modellarchitektur ... 64
4.3.1 Simulationsansatz ... 64
4.3.2 Grund- und Rechenstruktur des Modells ... 67
4.3.3 Allgemeine Annahmen und Modellgrenzen ... 68
4.3.4 Eingangsdaten ... 70
4.3.5 Zielgrößen der Simulation ... 75
4.4 Simulation zukünftiger Stromerzeugungs- und Stromlastmengen ... 78
4.4.1 Szenarien ... 82
4.4.2 Modellierung der Stromerzeugungsmengen ... 86
4.4.3 Simulation der Stromnachfrage und Bildung der Residuallast ... 94
4.5 Simulation und Analyse des Speicherverhaltens im Stromversorgungssystem ... 98
4.5.1 Grundlegende Annahmen und Eigenschaften der Analyse ... 98
4.5.2 Parameter des simulierten Stromspeicherportfolios ... 103
IV
5. Auswirkungen eines Ausbaus von Stromspeichern auf das
Energieversorgungssystem und die Umwelt ... 108
5.1 Auswirkungen des Betriebs von Stromspeichern auf Stromerzeugungsmengen ... 110
5.2 Auswirkungen des Betriebs von Stromspeichern auf CO2-Emissionsmengen ... 118
5.3 Zusammenfassung der Simulationsergebnisse ... 121
6. Sensitivitätsanalysen ... 123
6.1 Variation des Wetter- und Verbrauchsprofils ... 124
6.2 Variation von Parametern der Stromerzeugung ... 130
6.3 Variation von Parametern zu Stromspeichern ... 137
6.4 Beurteilung der Robustheit der Ergebnisse ... 143
7. Schlussfolgerungen und Ausblick ... 145
7.1 Wirtschaftspolitische Implikationen der Ergebnisse ... 145
7.1.1 Stromspeicher im Bezug zur Energiewende ... 145
7.1.2 Mögliche Lösungsansätze ... 146
7.2 Kritische Würdigung und Anknüpfungspunkte für weitere Forschung .... 155
8. Zusammenfassung ... 159
Anhang ... 166
V
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Wertschöpfungsstufen der Stromversorgung ... 9 Abbildung 2: Illustration von Preisbildung und Merit-Order-Effekt auf dem
deutschen Strommarkt ... 21 Abbildung 3: Fünf mögliche Fälle zum Speicherverhalten in Stromnetzen ... 51 Abbildung 4: Illustration Grundlastanstieg durch Stromspeichereinsatz ... 57 Abbildung 5: Erwartete Stromerzeugungsmengen in den vom BMWi in
Auftrag gegebenen Referenz- und Trendszenarien ... 108 Abbildung 6: Erwartete Stromerzeugungsmengen im Szenariorahen der
Übertragungsnetzbetreiber ... 109 Abbildung 7: Erwartete Verteilung des Minimums der Tagesresiduallast in
Deutschland ... 110 Abbildung 8: Übersicht zu durch Stromspeicher verschobenen Lastmengen ... 113 Abbildung 9: Anteil der durch Stromspeicher nutzbar gemachten
überschüssigen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien
für das Trendszenario 2050 auf Basis des Wetterprofils 2015 ... 115 Abbildung 10: Übersicht zu erwarteten Auswirkungen des Betriebs von
Stromspeichern auf CO2-Emissionen ... 119
Abbildung 11: Schematische Darstellung des zweistufigen
Skalierungsvorgangs der Wetterjahre 2011 bis 2015 auf den
erwarteten zukünftigen Ausbau bzw. Zustand ... 125 Abbildung 12: Schaubild zu Stromflüssen im Stromversorgungssystem unter
VI
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Übersicht zur Intensität von Forschungs- und
Entwicklungsaktivitäten der größten Energieversorger in
Deutschland nach Technologien ... 31 Tabelle 2: Skalierung der ENTSO-E-Netzlast ... 75 Tabelle 3: Gegenüberstellung spezifischer Umweltkosten von
Luftschadstoffen und spezifischer CO2-Emissionen nach
konventionellen Stromerzeugungstechnologien ... 77 Tabelle 4: Bestimmung der λ1 Skalierungsfaktoren für die
Stromerzeugung in Ausbauszenarien der vom BMWi in
Auftrag gegebenen Energiereferenzprognose ... 87 Tabelle 5: Bestimmung der λ1 Skalierungsfaktoren für die
Stromerzeugung in Ausbauszenarien der
Übertragungsnetzbetreiber ... 88 Tabelle 6: Annahme zur Zusammensetzung der modellierten
Biomassestromerzeugung ... 90 Tabelle 7: Angenommener Abbaupfad der installierten
Erzeugungsleistung von Braunkohlekraftwerken je Szenario ... 92 Tabelle 8: Zusammenfassung der Annahmen zu spezifischen
CO2-Emissionen je Szenario ... 94
Tabelle 9: Bestimmung der λ1 Skalierungsfaktoren für die
Stromnachfrage der vom BMWi in Auftrag gegebenen Energiereferenzprognose und im Szenariorahmen der
Übertragungsnetzbetreiber ... 96 Tabelle 10: Herleitung der Residuallast aus der Netzlast ... 97 Tabelle 11: Übersicht zu stromspeicherbedingten Auswirkungen auf
VII Tabelle 12: Übersicht zum Anteil der durch Stromspeicher nutzbar
gemachten überschüssigen Stromerzeugung aus
erneuerbaren Energien in unterschiedlichen Szenarien... 117 Tabelle 13: Übersicht zu erwarteten Auswirkungen des Betriebs von
Stromspeichern auf CO2-Emissionen in weiteren Szenarien ... 120
Tabelle 14: Bestimmung der Skalierungsfaktoren λ2 je Energieträger / Last .... 126
Tabelle 15: Bestimmung der Skalierungsfaktoren λ3 je Energieträger / Last .... 127
Tabelle 16: Bestimmung der Skalierungsfaktoren λ4 je Energieträger / Last .... 127
Tabelle 17: Bestimmung der Skalierungsfaktoren λ5 je Energieträger / Last .... 128
Tabelle 18: Übersicht zum Einfluss veränderter Wetter- bzw.
Verbrauchsprofile auf speicherbedingte Lastverschiebungen
und CO2-Emissionen ... 129
Tabelle 19: Übersicht zum Einfluss veränderter Braunkohle- Grundlasterzeugungsleistungen auf speicherbedingte
Lastverschiebungen und CO2-Emissionen ... 131
Tabelle 20: Übersicht zum Einfluss veränderter spezifischer CO2
-Emissionen auf speicherbedingte Gesamt-CO2-Emissionen ... 134
Tabelle 21: Übersicht zum Einfluss veränderter direkt vermarkteter Biomassestromerzeugung auf speicherbedingte
Lastverschiebungen und CO2-Emissionen ... 136
Tabelle 22: Übersicht zum Einfluss veränderter Speicherwirkungsgrade auf speicherbedingte Lastverschiebungen und
CO2-Emissionen ... 138
Tabelle 23: Übersicht zum Einfluss veränderter Stromspeicherlade- und -entladeleistungen auf speicherbedingte Lastverschiebungen
und CO2-Emissionen ... 140
Tabelle 24: Übersicht zum Einfluss veränderter Stromspeicherkapazität auf speicherbedingte Lastverschiebungen und
VIII
Abkürzungsverzeichnis
Abs. Absatz
AGEB Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen
BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft BMBF Bundesministerium für Bildung und Forschung
BMU ehemals Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Energie
(bis 2013 Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie) BNetzA Bundesnetzagentur
bzw. beziehungsweise
°C Grad Celsius
CDU Christlich Demokratische Union Deutschlands (Politische Partei) CO2 Kohlenstoffdioxid
CSU Christlich-Soziale Union in Bayern (Politische Partei) EE Erneuerbare Energien
EEG Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien EEX European Energy Exchange
ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity EnWG Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung
(Energiewirtschaftsgesetz) EPEX European Power Exchange et al. und andere
EU Europäische Union
EU ETS European Union Emission Trading System e. V. eingetragener Verein
EWI Energiewirtschaftliches Institut an der Universität Köln f.; ff. folgende; und die folgenden
FVEE Forschungsverbunds Erneuerbare Energien
IX
GW Gigawatt
GWh Gigawattstunde
GWS Gesellschaft für wirtschaftliche Strukturforschung
H2 Wasserstoff
IEC International Electrotechnical Commission KfW Kreditanstalt für Wiederaufbau Kg Kilogramm kV Kilovolt kW Kilowatt kWh Kilowattstunde KWK Kraft-Wärme-Kopplung Mio. Million Mrd. Milliarde MW Megawatt MWh Megawattstunde
OTC Over-The-Counter / Außerbörslicher Handel
PV Photovoltaik
RWTH Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen
S. Seite s. o. siehe oben StromNEV Stromnetzentgeltverordnung t Tonne TWh Terawattstunde u. a. und andere
V2G Vehicle-to-Grid / Konzept zum Betrieb von Elektrofahrzeugen Vgl. Vergleich
1
1.
Einleitung
1.1
Ausgangssituation und Problemstellung
Jahrzehntelang dominierten Atomkraftwerke und mit fossilen Brennstoffen befeuerte konventionelle Kraftwerke die Stromversorgung in Deutschland. Reaktorkatastrophen, ungelöste Endlagerungsprobleme radioaktiver Abfallstoffe aus Atomkraftwerken und ein höheres Umweltbewusstsein insgesamt rückten die Energiepolitik in den letzten Jahren ins öffentliche Interesse und veranlassten die Politik zu Interventionen für die Entwicklung einer sichereren und nachhaltigeren Energieversorgung im Rahmen der Energiewende. Als Antwort auf „eine der größten Herausforderungen des 21. Jahrhunderts“1 wurde 2010 durch die Bundesregierung das „Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung“ erstellt, in welchem die Ziele und Leitlinien der bis 2050 reichenden Gesamtstrategie zusammengefasst wurden.2 Dem Energiekonzept zufolge sollen die Treibhausgasemissionen bis 2020 um 40 % und bis 2050 um mindestens 80 % gegenüber dem Jahr 1990 gesenkt werden. Der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch Deutschlands soll bis 2020 auf 35 % und bis zum Jahr 2050 auf mindestens 80 % steigen.3 Im Besonderen der Reaktorunfall in Fukushima (Japan) im März 2011 verstärkte das Interesse der Öffentlichkeit an der Energiewende und führte nur wenige Monate später zur Entscheidung alle deutschen Kernkraftwerke bis 2022 stillzulegen sowie den Umbau des Energiesystems zu beschleunigen.4 Die Notwendigkeit des Umbaus der Energieversorgung wurde von allen im Bundestag vertretenen Parteien mindestens seit 2010 anerkannt und die Umsetzung der Energiewende in Deutschland
1 BMWi / BMU (2010), S. 3
2 Nach Kemfert et al. (2013) ist der Begriff „Energiewende“ zwar nicht eindeutig definiert, kann jedoch
als Ziele und Maßnahmen des Energiekonzepts der Bundesregierung von 2010, sowie ergänzender Beschlüsse, aufgefasst werden
3 BMWi / BMU (2010), S. 4 4 Bundesregierung (2011), S. 1 ff.
2 parteiübergreifend befürwortet.5 Seitdem befindet sich Deutschland im Prozess einer
grundlegenden Neuordnung des Stromversorgungssystems, der maßgeblich über das Gesetz zum Ausbau der erneuerbaren Energien gesteuert wird und den Anteil erneuerbarer Energien im Stromnetz kontinuierlich erhöht.
Die Bundesregierung treibt die weitere Entwicklung in Deutschland in einem „energiepolitischen Zieldreieck“ unter Einhaltung der Umweltverträglichkeit, der Wirtschaftlichkeit und der Versorgungssicherheit voran,6 jedoch verschärfen sich die Komplikationen bei der Umsetzung der Energiewende zunehmend. Eine Herausforderung stellt die Integration von immer höheren Strommengen aus fluktuierenden erneuerbaren Energiequellen im Zusammenspiel mit dem konventionellen, zum Teil inflexiblen Kraftwerkspark dar. Hieraus ergeben sich regelmäßig Überlastungen in Stromnetzen und infolgedessen negative Strompreise an Stromhandelsplätzen. Für die Zukunft wird übereinstimmend davon ausgegangen, dass der weitere Ausbau von Erzeugungskapazitäten hauptsächlich aus neuen Windkraft- und Photovoltaikanlagen bestehen wird,7 wodurch sich die Integrationsschwierigkeiten voraussichtlich verstärken werden.
An den Einsatz von Stromspeichern werden in diesem Zusammenhang hohe Erwartungen geknüpft und es wird davon ausgegangen, dass zukünftig überschüssig erzeugter Strom aus erneuerbaren Energien für eine spätere Nutzbarmachung zwischengespeichert werden kann.8 Unbeachtet bleiben dabei jedoch zusätzliche,
systembedingte Auswirkungen von Stromspeichern im Versorgungsnetz, die sich durch Wechselwirkungen mit konventionellen Erzeugungsanlagen ergeben und negative Folgen für die Umwelt haben können. Eine durch Lastglättung verursachte Anhebung von konventionell erzeugter Grundlast aus Braunkohlekraftwerken oder eine durch die Verluste des Speicherprozesses verursachte Erhöhung der Stromerzeugung aus konventionellen Energiequellen sind nur zwei beispielhafte Folgen, die den Zielen der Energiewende entgegenstehen und die positiv zu
5 BMWi (2014a), S. 6 6 BMWi (2014b), S. 5
7 Vgl. BMWi (2014c) oder 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW (2016) 8 Vgl. Kapitel 4.5.2 für Übersicht zu Erwartungen an den Ausbau von Stromspeichern
3 wertende Nutzbarmachung überschüssig erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien aufheben könnten.
1.2
Stand der Forschung
Aufgrund der Bedeutung und Aktualität der diversen Herausforderungen der Neuordnung des Stromversorgungssystems befasst sich eine Vielzahl wissenschaftlicher Untersuchungen mit dem Themengebiet des Ausbaus von Stromspeichern. Die meisten Untersuchungen seit 2010 zielen auf eine Bestimmung des zukünftigen Speicherbedarfs zur Integration von Strom aus erneuerbaren Energien ab und erörtern die Frage, inwiefern Stromspeicher zu diesem Zweck wirtschaftlich eingesetzt werden können. Wagner et al. (2012) untersuchten beispielsweise die „Bandbreite des zukünftig in Deutschland wirtschaftlichen Potentials für die großtechnische Speicherung von Strom“ und Genoese (2013) den Bedarf und die Wirtschaftlichkeit von Energiespeichern zur Integration erneuerbarer Energien.9,10 Auch Hartmann (2013) analysierte für verschiedene Speichertechnologien deren Bedeutung zur Integration hoher Anteile erneuerbarer Energien.11 In einer gemeinsamen Studie des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES), des Instituts für elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen (IAEW) und der Stiftung Umweltrecht konkretisierten Pape et al. (2014) den Speicherbedarf in Deutschland zu einer „Roadmap Speicher“.12 Die in diesen Studien eingesetzten Modelle basieren grundsätzlich auf Optimierungsverfahren zum Kraftwerkseinsatz und sind dem weiteren Themengebiet der Kraftwerkseinsatzplanung entlehnt. Die bisherigen Untersuchungen im Themenfeld des Ausbaus von Stromspeichern beschränken sich auf energiewirtschaftliche Aspekte. Zum Einsatz kommen dabei teilweise bereits bestehende, komplexe Modelle, welche für den Untersuchungsgegenstand
9 Wagner et al. (2012), S. 86 10 Vgl. Genose (2013) 11 Vgl. Hartmann (2013) 12 Vgl. Pape et al. (2014)
4 modifiziert wurden.13 Durch die besondere Berücksichtigung der finanziellen Aspekte
sowie den hohen Detaillierungsgrad des modellierten Kraftwerksparks und Speicherbestands werden die Einsatzmöglichkeiten von Stromspeichern dabei zwar genau abgebildet, eine umfassende Analyse von Verdrängungs- und Systemeffekten des Stromspeichereinsatzes ist bislang jedoch ausgeblieben. Insbesondere zu Auswirkungen auf die Umwelt sowie wirtschaftspolitischen Zusammenhängen wird in den bisherigen Analysen und Untersuchungen keine hohe Beachtung beigemessen.
1.3
Zielsetzung
Das Ziel der vorliegenden Arbeit ist die Untersuchung und Quantifizierung der energiewirtschaftlichen und umweltbezogenen Auswirkungen einer Integration von Energiespeichern in Stromversorgungssysteme. Hierzu sollen über das Verhalten von Stromspeichern in Stromnetzen die theoretisch möglichen Auswirkungen in verschiedenen Situationen erfasst und analysiert werden.
Von bisherigen Untersuchungen grenzt sich diese Arbeit dadurch ab, dass nicht unter finanziellen Aspekten die Frage beantwortet wird, ob und wann ein Bedarf an Stromspeichern erwartet werden kann, sondern welche Folgen aus dem Verhalten von angenommenen zugebauten Stromspeicherkapazitäten zu erwarten sind. Im Besonderen soll hierbei auf die veränderte Erzeugungsstruktur infolge von Lastverschiebungen sowie auf Auswirkungen auf die Umwelt durch verhinderte bzw. zusätzlich verursachte Schadstoffemissionen eingegangen werden.
Gemessen an den Zielen der Energiewende können diese Auswirkungen situationsbedingt als positiv eingeschätzt werden, sofern sie beispielsweise zur Integration überschüssig erzeugter Strommengen aus erneuerbaren Energien beitragen, oder negativ, sofern sie beispielsweise den Betrieb von Braunkohlekraftwerken mit höheren Luftschadstoffemissionen fördern. Eine modellgestützte Quantifizierung der Auswirkungen am Beispiel des deutschen Stromversorgungssystems soll in dieser Arbeit deshalb klären, ob der Einsatz von Stromspeichern insgesamt zur Umsetzung einer nachhaltigeren Energieversorgung
5 beiträgt oder ob negative Auswirkungen die Vorteile kompensieren. Die Beantwortung dieser Frage erfolgt unter besonderer Berücksichtigung des wirtschaftspolitischen Hintergrunds, da der Ausbau von Stromspeichern in Deutschland hauptsächlich mit dem Argument der Unterstützung der Umsetzung der Energiewende auf verschiedenen Verwaltungsebenen aus öffentlichen Mitteln gefördert wird.
1.4
Vorstellung der Methodik
Zur Beantwortung der Frage nach den Auswirkungen eines Ausbaus von Stromspeichern in Deutschland wird in der vorliegenden Arbeit ein zweistufiges Vorgehen eingesetzt.
Im ersten Schritt werden nach einer Vorstellung der theoretischen Grundlagen zunächst alle theoretisch möglichen Fälle, in denen Stromspeicher durch ihr Ladeverhalten zu unterschiedlichen Auswirkungen auf das Stromversorgungssystem führen können, beschrieben und deren Folgen analysiert. Ausgehend von dieser Fallbetrachtung wird die Hypothese aufgestellt, dass über einen längeren Zeitraum die Summe der negativen Effekte höher ist als die Summe der Vorteile, die sich durch den Stromspeichereinsatz ergeben.
Zur Prüfung dieser Hypothese erfolgt im zweiten Schritt eine modellbasierte Quantifizierung der Auswirkungen von Stromspeichern über den Zeitraum eines Jahres. Zu diesem Zweck wird über ein Simulationsmodell die erwartete zukünftige Entwicklung des deutschen Stromversorgungssystems in stundengenauer Auflösung nachgebildet. Für die im ersten Schritt hergeleiteten Fälle werden deren Häufigkeit sowie das Ausmaß möglicher Auswirkungen bestimmt. Das hierzu eingesetzte Modell für die Quantifizierung und Aggregation der Auswirkungen wird für diese Arbeit neu aufgesetzt, während Prognosen zu zukünftigen Entwicklungen einzelner Faktoren, wie Stromnachfrage oder -erzeugung, aus öffentlich zugänglichen, bekannten Szenarien übernommen werden. Zur Bestätigung der Modellergebnisse wird flankierend eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt, in welcher der Einfluss abweichender Annahmen auf die Modellergebnisse hin untersucht wird.
6
1.5
Aufbau der Arbeit
Nach einer Einführung erfolgt in 2. Kapitel dieser Arbeit eine Vorstellung der Grundzüge von Stromversorgungs- und von Stromspeichersystemen. Dazu wird zunächst auf die allgemeinen Charakteristika des Gutes Strom und des Elektrizitätsversorgungssystems eingegangen und eine Übersicht über grundlegende Eigenschaften des Stromangebots und -verbrauchs, einschließlich der Preisbildung, gegeben. Neben einer Vorstellung und Klassifizierung von Speichertechnologien und Anwendungsbereichen wird in diesem Kapitel ebenso eine Abgrenzung zu nicht relevanten Themenfeldern vorgenommen.
Im 3. Kapitel wird detailliert auf das Speicherverhalten in Stromnetzen eingegangen. Hierzu werden die gestellten Erwartungen an einen Ausbau von Stromspeichern dargelegt und Positionierungen im wissenschaftlichen und politischen Diskurs angeführt. Anschließend wird die Frage erörtert, welche Auswirkungen der Einsatz von Stromspeichern auf das Elektrizitätsversorgungssystem hat. Dazu werden Geschäftsmodelle des Stromspeicherbetriebs vorgestellt und anhand einer Fallbetrachtung die theoretisch möglichen Auswirkungen auf die Erzeugungsstruktur analysiert. Auf Grundlage der erarbeiten Implikationen wird als Hypothese dieser Arbeit Stromspeichern unterstellt, dass deren Ausbau zu einem Überwiegen nachteiliger Effekte für die Umsetzung der Energiewende führt.
Eine Quantifizierung der erwarteten Auswirkungen eines Ausbaus von Stromspeichern auf das zukünftige Stromversorgungssystem gestaltet sich durch die langen Betrachtungszeiträume und die hohe Systemkomplexität als umfangreich, weshalb zur Prüfung der Hypothese eine modellgestützte Lösung herangezogen und im 4. Kapitel vorgestellt wird. Dafür werden zunächst die Anforderungen an das einzusetzende Modell vorgestellt, die Art der Modellierung festgelegt und der Aufbau des Modells erklärt. Neben allgemeinen Modellannahmen und einer Erklärung der Eingangsdaten, werden an dieser Stelle ebenfalls die Modellarchitektur und der Simulationsprozess erläutert. Anhand der herangezogenen Szenarien und des Analysevorgehens wird dabei schrittweise die Zusammensetzung der Modellergebnisse dargelegt.
7 Die Vorstellung der Ergebnisse der Simulationsrechnungen eröffnet das 5. Kapitel dieser Arbeit. Besonders die Auswirkungen eines Ausbaus von Stromspeichern auf die jährlichen Stromerzeugungsmengen sowie auf die CO2-Emissionen des
Stromversorgungssystems werden an dieser Stelle herausgestellt.
Das 6. Kapitel ergänzt die Vorstellung der Ergebnisse durch Sensitivitätsanalysen, in welchen die Robustheit der Ergebnisse auf diverse Variationen der Eingangsparameter geprüft wird. Das Kapitel schließt mit einer Beurteilung der Robustheit der Simulationsergebnisse.
Schlussfolgerungen aus den ermittelten Ergebnissen sind Gegenstand des 7. Kapitels, in welchem die wirtschaftspolitischen Implikationen der Modellergebnisse erörtert und daraus folgend mögliche Lösungsansätze erarbeitet werden. In einem kritischen Rückblick auf die Arbeit werden in diesem Teil ebenfalls Anknüpfungspunkte für die weitere Forschung vorgestellt.
Die vorliegende Arbeit schließt mit einer Zusammenfassung der erarbeiteten Ergebnisse im 8. Kapitel.
8
2.
Grundzüge
des
Stromversorgungs-
und
Stromspeichersystems
In Ländern der ersten Welt hat elektrischer Strom im Alltag der Menschen seit Beginn der industriellen Revolution eine herausragende Bedeutung erlangt und ist heute aus nahezu allen Lebensbereichen nicht mehr wegzudenken. Aufgrund seiner Besonderheiten werden in diesem Kapitel eingangs die Eigenschaften des Gutes Strom vorgestellt und die Grundlagen des Elektrizitätsversorgungssystems anhand der Wertschöpfungskette erläutert. Anschließend werden die Charakteristika der Strombereitstellung und des -verbrauchs erklärt, bevor abschließend auf die Grundzüge von Stromspeichern eingegangen wird.
2.1 Charakteristika des Gutes Strom
Elektrischer Strom besteht aus bewegten Ladungsträgern und setzt für die Übertragung und Verteilung eines Stromflusses an eine hohe Zahl von Verbrauchern ein verzweigtes, vielmaschiges Leitungsnetz voraus. In einem solchen Stromversorgungsnetz kann durch den homogenen Charakter des Gutes Strom die ausgespeiste Strommenge nicht auf einen einzelnen Erzeuger zurückgeführt werden. Elektrischer Strom wird in seiner Intensität durch die Stromstärke und in der Differenz zwischen zwei Potentialen durch die elektrische Spannung beschrieben. Eine Unterscheidung nach der Art von Strom erfolgt aus technischer Sicht grundsätzlich nach den Stromarten Gleichstrom, Wechselstrom und Mischstrom, wobei der letztgenannte eine Kombination der ersten beiden Stromarten bildet. Während Wechselstrom von einer um null symmetrischen, periodischen Änderung der Stromrichtung gekennzeichnet ist, ändert Gleichstrom seine Richtung und Stärke nicht. Als Austauschenergie ist elektrischer Strom in seiner Form nicht speicherbar, sondern auf eine zeitweilige Umwandlung in andere Energieformen angewiesen, die
9 eine Stromspeicherung aus technischer Sicht und im Hinblick auf die Wirtschaftlichkeit stark einschränken kann.14
2.2 Grundzüge des Elektrizitätsversorgungssystems
Als Elektrizitätsversorgungssystem werden alle technischen Einrichtungen und deren wechselseitige Beziehungen bezeichnet, die für die Versorgung von Verbrauchern mit Strom notwendig sind. Deshalb ist auch der Begriff Stromversorgungssystem geläufig. Entlang der Wertschöpfungskette werden diese Einrichtungen auf nachfolgenden Stufen zusammengefasst.
Abbildung 1: Wertschöpfungsstufen der Stromversorgung15
Aus den Charakteristika des Gutes Strom folgt für die in Abbildung 1 dargestellte Wertschöpfungskette des Stromversorgungssystems, dass durch die beschränkten Speichermöglichkeiten die Höhe von Verbrauch und Erzeugung koordiniert werden müssen und die dazwischenliegenden Handels- und Schaltvorgänge aufeinander abzustimmen sind. Eine Erhöhung des Verbrauchs ohne höhere Erzeugung oder eine Mehreinspeisung ohne Änderung des Verbrauchs würde zu Diskrepanzen führen, die in Drehstromnetzen über eine Frequenzänderung zu Störungen und Komplettausfällen führen können. Details zu den einzelnen Wertschöpfungsstufen dieses Systems werden im folgenden Abschnitt näher betrachtet.
14 Nabe (2006), S. 17 15 Eigene Darstellung
10
Stromerzeugung
Auf der Wertschöpfungsstufe der Stromerzeuger sind alle Einrichtungen zusammengefasst, die zur Einspeisung elektrischer Energie in das Stromnetz beitragen und nicht Stromspeichern zuzuordnen sind. Kraftwerksbetreiber speisen Strom dabei entweder zur Erfüllung ihrer bedarfsabhängigen vertraglichen Lieferverpflichtungen in das Stromnetz ein oder maximieren die Stromeinspeisung bedarfsunabhängig nach Verfügbarkeit der Primärenergiequellen. Seit der Liberalisierung des Elektrizitätsmarkts in der EU im Jahr 1996 müssen Erzeugungseinheiten von Netzbetreibern getrennt sein. Integrierte Unternehmen, welche die ganze oder mehrere Teile der Wertschöpfungskette abdecken, sind bis auf wenige Ausnahmen nicht zulässig.16
Handel / Börse
In Deutschland erzeugter Strom wird zum größten Teil in außerbörslichen Direktverträgen zwischen Produzenten und Abnehmern over the counter (OTC) gehandelt. Übrige Strommengen werden an der Börse veräußert und unterscheiden sich in der Frist der Zurverfügungstellung der ausgehandelten Leistung bzw. dem damit verbundenen Einsatzzweck. Der kurzfristige Stromgroßhandel dient der Sicherstellung der Balance zwischen Strombereitstellung und -konsum und wird über die European Power Exchange (EPEX SPOT SE) in Paris auf zwei Untermärkten abgewickelt. Während auf dem Day-Ahead-Market die folgende 24 Stunden Periode über eine Auktion abgedeckt wird, stellt der Intraday-Market den kontinuierlichen Handel über ein Orderbuch sicher, in welches Gebote bis zu 45 Minuten vor der physischen Stromlieferung eingetragen werden. Bei Kompatibilität werden die Gebote ausgeführt und erlauben eine angemessene Reaktion auf Abweichungen von Verbrauchsprognosen.17
Langfristiger Stromgroßhandel antizipiert den zukünftigen Verbrauch und dient der Absicherung von Erträgen aus Investitionen in Erzeugungseinheiten. Aus diesem Grund enthält der Preisbildungsmechanismus am langfristigen Stromgroßhandel eine
16 Lipphardt (2006), S. 10 17 Vgl. EXX (2017)
11 höhere risiko- bzw. spekulationsgetriebene Komponente, die von den teilnehmenden Händlern individuell bestimmt wird. Der Terminmarkt wird über die European Energy Exchange (EEX) abgewickelt und reicht über Wochen-, Monats-, Quartals- oder Jahres-Futures bis zu sechs Jahre in die Zukunft.18
Transport
Die Wertschöpfungsstufe Transport umfasst die Energieversorgungsnetze, welche sich aus Übertragungs- und Verteilnetzen zusammensetzen. Im kontinental-europäischen Verbundnetz, in welches das deutsche Verbundnetz eingegliedert ist, fließt Dreiphasenwechselstrom, der in Übertragungsnetzen durch Hoch- und Höchstspannungsleitungen mit 220 kV bzw. 380 kV / 400 kV übertragen wird. In Verteilungsnetzen liegen niedrigere Spannungsebenen zwischen 0,4 kV und 110 kV an.19 Als natürliches Monopol unterliegt der Netzbetrieb staatlichen Eingriffen durch Regulierungsbehörden, wie beispielsweise in Deutschland der Bundesnetzagentur oder den jeweiligen Landesregulierungsbehörden. Als eines der wichtigsten Regelwerke für Netzbetreiber strebt das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eine „möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität“20 an und sieht diese mittlere Stufe der Wertschöpfungskette in der
Verantwortung für Systemsicherheit und Systemstabilität. Nach § 4 Abs. 2 der Stromnetzzugangsverordnung tragen alle Bilanzkreisteilnehmer Verantwortung „für eine ausgeglichene Bilanz zwischen Einspeisungen und Entnahmen in einem Bilanzkreis“.21 Die Lieferung von Ausgleichs- bzw. Regelenergie, die nicht bereits durch Fahrplananpassungen auf dem Intraday-Market ausgeglichen wurde, wird in Deutschland von den Übertragungsnetzbetreibern 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO und TransnetBW sichergestellt. Um diesen Aufgaben im Verbund
18 Vgl. EXX (2017) 19 Lipphardt (2006), S. 10 20 EnWG, § 1
21 Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzzugangsverordnung),
12 gerecht zu werden, stehen Netzbetreiber über das Forum Netztechnik / Netzbetrieb (FNN), einem Ausschuss des Verbands der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik (VDE), im Austausch.22
Distribution / Verbraucher
Die in einem abgegrenzten Leitungsnetz durch die Bruttostromerzeugung zu deckende Netzlast setzt sich zusammen aus den Einzellasten aller Verbraucher des Versorgungsgebiets sowie Leitungs- und Umwandlungsverlusten, die untrennbar mit der bereitzustellenden Strommenge einhergehen. Unter den Verbrauchergruppen stellen nach Angaben des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) die Industrie mit etwa 47 % und Haushalte mit 25 % die größten Verbrauchergruppen dar. Auf Handel und Gewerbe entfallen rund 15 % des Stromverbrauchs und der Rest ist verteilt auf Öffentliche Einrichtungen, Verkehr und Landwirtschaft.23
2.3 Charakteristika der Strombereitstellung
Die Charakteristika des Stromangebots hängen von eingesetzten Erzeugungstechnologien und den Betriebsflexibilitäten der Energieversorger ab. Im Folgenden wird daher eine Übersicht und Abgrenzung der Erzeugungstechnologien gegeben und der Grad der Betriebsflexibilitäten der einzelnen Technologien aufgezeigt.
2.3.1 Erzeugungstechnologien
Grundsätzlich werden Erzeugungstechnologien nach ihren primären Energiequellen in konventionelle Kraftwerke und Stromerzeuger aus erneuerbaren Energien unterschieden. Zu den konventionellen Kraftwerken zählen alle thermischen Kraftwerke, die mit fossilen Brennstoffen betrieben werden, wie beispielsweise
22 Vgl. VDE FNN (2017)
13 Braunkohle-, Steinkohle-, Gas- und Gas-und-Dampf (GuD) Kraftwerke. Da bei konventionellen Kraftwerken der zur Umwandlung eingesetzte Energieträger lagerbar ist und technisch bedingt eine mehr oder minder hohe Regelfähigkeit der Kraftwerke vorliegt, kann der Kraftwerksbetrieb nach der Nachfrage ausgerichtet werden und die Stromerzeugung bedarfsgerecht erfolgen. Kernkraftwerke bilden hierbei eine Sonderform, da kein Verbrennungsprozess, sondern eine chemische Kettenreaktion der Energieumwandlung zugrunde liegt. Durch die Funktionsweise als thermische Großkraftwerke werden Kernkraftwerke jedoch üblicherweise den konventionellen Kraftwerken zugerechnet.
Als erneuerbare Energiequellen werden Primärenergieformen bezeichnet, die im Rahmen des menschlichen Zeithorizonts als unerschöpflich verfügbar angesehen werden oder sich schnell erneuern.24 Sie umfassen nach § 5, Punkt 14 EEG „Wasserkraft, einschließlich der Wellen-, Gezeiten-, Salzgradienten- und Strömungsenergie, Windenergie, solare Strahlungsenergie, Geothermie und Energie aus Biomasse, einschließlich Biogas, Biomethan, Deponiegas, Klärgas und biologisch abbaubaren Anteilen von Abfällen aus Haushalten und Industrie“.25
Mit Ausnahme von in gewissem Grad lagerbarer Biomasse und konstant verfügbarer Geothermie, teilweise auch Laufwasserkraftwerken, ist die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien abhängig vom Vorliegen des Primärenergieangebots. Da das Primärenergieangebot von meteorologischen Gegebenheiten abhängt, schwankt die Stromerzeugung üblicherweise unabhängig von der Stromnachfrage. Der Grad der Schwankungen ist dabei je nach Erzeugungstechnologie unterschiedlich hoch und deshalb nicht eindeutig vorhersehbar. Im Vergleich zur Windenergie ist beispielsweise die Einspeisung von Solarenergie häufigeren Schwankungen unterworfen, im Auftreten durch den Tagesrhythmus jedoch einfacher vorhersehbar.
24 Quaschning (2013), S. 34 25 EEG 2017, § 5, Punkt 14
14
2.3.2 Betriebsflexibilität und Planungsverhalten
Konventionelle Kraftwerke
Konventionelle Kraftwerke weisen als thermische Kraftwerke betriebsbedingte Inflexibilitäten auf, die sich größtenteils aus der Begrenzung des Temperaturgradienten, der Wärmespeicherwirkung von Bauteilen und aus der Trägheit bewegter Komponenten ergeben.26 Dies führt beim Betrieb von konventionellen Kraftwerken zu Restriktionen bezüglich Anfahrzeiten, Mindestbetriebszeiten, Mindeststillstandzeiten, Laständerungsraten sowie Wirkungsgraden im Teillastbetrieb. Der Grad der Einschränkungen ist für die einzelnen Kraftwerkstypen unterschiedlich hoch. Gaskraftwerke prägen eine verhältnismäßig kurze Anfahrdauer im Minutenbereich und ein hoher Leistungsgradient, weshalb sie üblicherweise zur flexiblen Spitzenlastdeckung eingesetzt werden. Steinkohle- und GuD Kraftwerke weisen unter den konventionellen Kraftwerken ein gutes Teillastverhalten auf und besitzen ausreichend kurze Anfahrzeiten, um einen Betrieb im Mittellastbereich ermöglichen. Braunkohle- und Kernkraftwerke weisen die geringste Flexibilität auf und sind unter geringen Brennstoffkosten auf Grundlastbetrieb ausgelegt. Zu den konventionellen Kraftwerkstypen zählen zusätzlich Ölkraftwerke. Da dieser Kraftwerkstyp in Deutschland nur einen sehr geringen Teil der Stromerzeugung ausmacht und die netzgekoppelten Ölkraftwerke bzw. Ölkessel zunehmend auf günstigere Brennstoffe umgerüstet werden,27 erfolgt in dieser Arbeit keine Berücksichtigung von Ölkraftwerken.
Aufgrund der Regelfähigkeit von konventionellen Kraftwerken und der betriebsbedingt höheren Grenzkosten der Stromerzeugung kommen diese Kraftwerksarten typischerweise nachrangig, nach der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen, zum Einsatz. Die Kraftwerkseinsatzplanung unter Berücksichtigung der relevanten Regelbereiche des konventionellen Kraftwerksparks
26 Nabe (2006), S. 24 ff.
15 erfolgt dabei aufgrund der hohen Komplexität mittels rechnergestützter Optimierungsverfahren, um eine kosteneffiziente Lösung sicherzustellen.28
Erneuerbare Energien
Bei Vorliegen einer ausreichend hohen Erzeugungsleistung begrenzt die zur Verfügung stehende Primärenergiemenge nach oben hin die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Technisch betrachtet weisen dabei alle Konverterarten die Fähigkeit zu flexibel ab- bzw. herunterregelbarem Betrieb auf. Im deutschen Stromversorgungssystem tritt ein Herunterregeln der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien jedoch nur in Ausnahmefällen lokaler Netzüberlastungen auf, z. B. durch überhöhte Einspeisemengen von Strom eines Windkraftparks in einer abgelegenen Region. Dies hat zwei Gründe: Erstens orientiert sich die Einsatzreihenfolge von Kraftwerken an den Grenzkosten der Stromerzeugung. Die aggregierte Angebotskurve der Stromerzeugung ergibt sich aus der aufsteigenden Anordnung der einzelnen Kraftwerkstypen nach deren Grenzkosten der Stromerzeugung. Da bis auf den Fall von Biomasse bei erneuerbaren Energien keine Brennstoffkosten für die frei verfügbare Primärenergienutzung anfallen und Servicekosten verhältnismäßig gering sind, liegen die Grenzkosten der Stromerzeugung auf sehr niedrigem Niveau. Zweitens begünstigt der Regulator in Deutschland den Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien gegenüber der konventionellen Stromerzeugung. Nach § 11 EEG gilt für regenerativ erzeugten Strom grundsätzlich eine vorrangige physikalische Abnahme, Übertragung und Verteilung.29
In den letzten Jahren geriet zunehmend die Integrationsfähigkeit eines hohen Anteils erneuerbarer Energien an der Gesamtstromerzeugung in den Fokus der energiepolitischen Diskussion. Zur Erreichung einer höheren Bedarfs- und damit Marktorientierung der Stromerzeugung wurden deshalb mit der Novellierung des EEG 2012 erstmals Instrumente eingeführt, die Anreize für eine eigene Direktvermarktung statt der bis dahin gültigen Abnahmeverpflichtung der
28 Vgl. Wood et al. (2013) 29 EEG 2017, § 11
16 Netzbetreiber gegen einen festen Vergütungssatz schufen. Über die Marktprämie, Flexibilitätsprämie und die Managementprämie wurden Erzeuger erstmals dafür kompensiert, dass auf feste Vergütungssätze verzichtet und stattdessen Strom nach §§ 33a und 33b EEG 2012 direkt an Dritte oder an der Börse vertrieben wurde.30 Im Zeitverlauf wurden diese Regelungen in neueren Novellierungen des EEG kontinuierlich verschärft und von Optionen weitgehend zu Pflichten gewandelt. Seit dem 01.01.2016 gilt für alle Neuanlagen mit einer Erzeugungskapazität von über 100 kW daher die verpflichtende Direktvermarktung.31
Inwiefern die Direktvermarktung das Erzeugungsprofil von dargebotsabhängigen Energiequellen wesentlich zu verändern vermag ist offensichtlich fraglich. Die gewichtigsten erneuerbaren Erzeugungstechnologien, die Windkraft und Photovoltaik, sind von meteorologischen Gegebenheiten abhängig, welche nicht aktiv gesteuert werden können. Die niedrigen Grenzkosten werden deshalb weiterhin dazu führen, dass das frei verfügbare Primärenergieangebot maximal ausgeschöpft wird bevor thermische Stromerzeugungstechnologien zum Einsatz kommen. Das Erzeugungsverhalten von fluktuierenden Energieerzeugern wird deshalb auch in Zukunft volatil bleiben und die Direktvermarktung hauptsächlich unter finanziellen Gesichtspunkten Einfluss auf das Vergütungsmodell üben. Durch die beschränkt mögliche Lagerfähigkeit ist allein für Biomassekraftwerke zu erwarten, dass der Grad der bedarfsgerechten Stromerzeugung zunimmt.
2.4 Stromverbrauch
2.4.1 Charakteristika der Stromnachfrage
Die Stromnachfrage in Deutschland hängt von den Verhaltensmustern der Gesellschaft ab und folgt regelmäßig dem Bild einer Spannungsspitze um die Mittagszeit und in den Abendstunden sowie einer Phase niedrigerer Last in den Nachtstunden. An den Wochenenden zeigt der Lastverlauf ein ähnliches Bild auf
30 EEG 2012, § 33a und § 33b 31 EEG 2014, § 37
17 insgesamt tieferem Verbrauchsniveau, da für viele Unternehmen Samstage und Sonntage als Ruhetage gelten, in welchen energieintensive Produktionsprozesse zurückgefahren werden oder Bürokomplexe geschlossen bleiben. Zusätzlich zu untertägigen und vom Wochentag abhängigen Schwankungen unterliegt der Bedarf an elektrischer Energie jahreszeitlichen Schwankungen. An Wintertagen führen beispielsweise niedrigere Außentemperaturen, längere Nächte und jahreszeitenabhängige Verhaltensänderungen zu einem tendenziell höheren Bedarf an elektrischer Energie als an einem sonst vergleichbaren Sommertag.
Die Stromnachfrage in Deutschland wird üblicherweise nach ihrer Nachfragedauer innerhalb eines Tages unterschieden in Grundlast, Mittellast und Spitzenlast, wobei zwischen Mittellast und Spitzenlast keine einheitliche und scharfe Abgrenzung besteht. Unter einigen Akteuren des energiewirtschaftlichen Geschehens wird die letztgenannte Unterscheidung deshalb nicht vorgenommen.
Als Grundlast wird der Teil der täglichen Stromnachfrage bezeichnet, dessen Leistung unterhalb des Minimalwertes der Stromnachfrage während eines Tages durchgehend nachgefragt wird.32 Nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber sind „die dafür eingesetzten Kraftwerke, die so genannten Grundlastkraftwerke, (…) ständig in Betrieb. Zu diesen Dauerläufern gehören vor allem die Braunkohle- und Kernkraftwerke, aber auch Laufwasserkraftwerke.“33 Grund hierfür sind – abgesehen
von natürlichen Gegebenheiten im Fall der Laufwasserkraftwerke – die niedrigen Brennstoffkosten, aus welchen niedrige Grenzkosten der Stromerzeugung resultieren.
Von den Übertragungsnetzbetreibern wird Mittellast definiert als „der Teil der Leistungsaufnahme der Verbraucher, der während des Großteils eines Tages, vorwiegend von morgens bis abends, in Anspruch genommen wird“,34 während Nachfragespitzen im Einsatzbereich weniger Stunden als Spitzenlast angesehen werden. In der Literatur und Praxis existiert keine eindeutige Abgrenzung dieser Lastarten und auch im Stromhandel an der Börse wird nicht zwischen Mittel- und
32 Vgl. Kemfert (2008), S. 161 33 Vgl. u. a. Amprion (2017a)
18 Spitzenlast unterschieden. Ebenso in anderen Ländern ist diese weitere Unterteilung nicht üblich. Beispielsweise kennt die Schweiz nur die Unterteilung in durchgängig nachgefragte Bandenergie (äquivalent Grundlast) und die oberhalb des Minimalwerts der Stromnachfrage gehandelte Spitzenenergie.35
2.4.2 Lastmanagement
Unter Lastmanagement (auch Nachfrageflexibilisierung oder Demand Side Management) werden alle Aktivitäten auf der Seite der Verbraucher verstanden, welche zur Optimierung der Stromerzeugung und -übertragung auf die Nachfragelast Einfluss nehmen. Die Nachfragelast wird dabei ausgeglichener verteilt, indem Residuallastspitzen und -täler geglättet werden.36 Die technische Umsetzung erfolgt hierbei entweder durch eine steuerungstechnische Erhöhung und Senkung der Stromabnahme größerer Verbraucher oder aber eine gezielte, vollständige Unterbrechung bzw. Einstellung der Abnahme aus dem Versorgungsnetz.
Die Stromerzeugung in Deutschland folgte lange der Prämisse einer Steuerung der Stromerzeugung nach dem Verbrauch, bzw. nach der zu deckenden Netzlast. Fehlende technische Möglichkeiten führten lange dazu, dass sich Energieversorger in variablen Tarifen darauf beschränkten für bestimmte Zeitperioden feste Preise in unterschiedlicher Höhe zu definierten (statische zeitvariable Tarife) und derart Einfluss auf das Verbrauchsverhalten übten, obwohl Konzepte zur Effizienzsteigerung durch Leistungs- und Laststeuerung bereits seit längerer Zeit bekannt waren.37 Die technologische Weiterentwicklung von Kommunikations- und Regelgeräten eröffnete die Möglichkeit dynamische Tarife in Abhängigkeit des aktuellen Strombörsenpreises anzubieten und die Preise dabei in bis zu stündlicher Auflösung zu differenzieren.38 Ein weitergehendes aktives Lastmanagement durch Lastverschiebung, -zuschaltung oder -abschaltung ist jedoch erst zukünftig durch den
35 Vgl. u. a. AXPO (2015), S. 4 oder Alpiq (2016), S. 4 36 Vgl. Kreith und Goswami (2008)
37 Vgl. Wagner (1989)
19 Einsatz intelligenter Netze (smart grids), vernetzter Geräte und Stromzähler (smart meter) zu erwarten, durch die eine direkte Steuerung von Verbrauchern seitens der Netzbetreiber möglich werden könnte. Die sich hieraus für Verbraucher ergebenden, vorteilhafteren Lastverschiebungspotentiale wurden in der Literatur in diversen modellgestützten Analysen untersucht. Nach Klobasa (2009) stehen „in Deutschland ca. 3 GW in der Industrie, weitere 3 GW im GHD-Sektor und weitere 4 GW im Haushaltsbereich im Mittel zur Verfügung“.39 Ohrem et al. (2007) sehen im Haushaltsbereich hingegen bis zu 7 GW Verlagerungspotential.40 Der größte Anteil dieses Potentials geht dabei auf unterbrechbare Stromlieferverträge zurück.41
Inwieweit dieses als Obergrenze anzusehende Potential ausgeschöpft werden kann, ist derzeit unklar, da „die Verfügbarkeit und der Umfang der Erschließung von verbraucherseitigen Maßnahmen (Demand Side Management) (…) aus heutiger Sicht mit großen Unsicherheiten behaftet“ sind.42 Im Zusammenhang mit der Integration erneuerbarer Energiequellen sind die Möglichkeiten des Lastmanagements deshalb als beschränkt anzusehen.
2.5 Grundzüge der Preisbildung
Unter den nach zeitlicher Perspektive abgegrenzten Strommärkten bildet der kurzfristige Day-Ahead-Market den Referenzmarkt zur Ermittlung des Strompreises. Der langfristige Stromhandel weist im Gegensatz zum kurzfristigen Handel aufgrund der langen Zeitspanne eine starke Risikokomponente auf, die sich aus der unsicheren Prognose der Stromerzeugung aus fluktuierenden Energieträgern ergibt. Diese Risikokomponente führt unter Marktteilnehmern mit unterschiedlicher Bereitschaft zu Spekulationsgeschäften zu Risikoaufschlägen, welche die Preisbildung zusätzlich beeinflussen.
39 Klobasa (2009), S. 1 40 Ohrem et al. (2007), S. 54 41 Vgl. Roon und Gobmaier (2010)
20 Der auf eine kontinuierliche Gebotsabgabe ausgerichtete Intraday-Market der EPEX hingegen dient der Anpassung der Strombereitstellung an Fahrplanabweichungen, die insbesondere aus Prognosefehlern der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und aus Kraftwerksausfällen entstanden sind. Durch den Korrektur-Charakter wird dem Intraday-Market im Vergleich zum Spotmarkt deshalb keine wesentliche Referenzkraft für die Preisbildung bei Stromkontrakten zugeschrieben. Als zentraler Stromhandelsplatz gilt in Deutschland, Österreich, Frankreich und Schweiz für kurzfristige Kontrakte der Day-Ahead EPEX Spotmarkt, auf dem täglich um 12:00 Uhr der Fahrplan für den nachfolgenden Tag in Stunden- bzw. Blockkontrakten gehandelt wird. Modus ist die zweiseitige, geschlossene Einheitspreisauktion, bei der Anbieter und Nachfrager Gebote zwischen -500 EUR / MWh bis +3000 EUR / MWh einreichen.43 Nach Ende des Auktionszeitraumes ermittelt der Auktionator für jede Stunde des Folgetages die aggregierten Angebots- und Nachfragekurven und setzt durch deren Schnittpunkt den einheitlichen Markträumungspreis fest. Um extreme Preisspitzen zu verhindern, greifen Schutzmechanismen in das Marktgeschehen ein, wie z. B. der Aufruf zu einer zweiten Auktionsrunde,44 sofern der Markträumungspreis ober- oder unterhalb bestimmter Grenzwerte liegt, oder eine anteilige Zuteilung,45 falls ein Angebots- oder Nachfrageüberhang durch preisunlimitierte Gebote vorliegt.
Für die durch den Auktionator bestimmte Angebotskurve ist zu berücksichtigen, dass die Angebotskurve nicht einer statischen Grenzkostenkurve entspricht. Zwar würden Kraftwerksbetreiber im vollkommenen Wettbewerb ihre Erzeugungsleistung zur Gewinnmaximierung zu Grenzkosten anbieten, jedoch hängen diese neben statischen Kostenkomponenten vom Verlauf der Residuallastkurve ab. Die Ursache der Abhängigkeit der Grenzkosten der Stromerzeugung von zeitlich vor- und nachgelagerten Betriebszeitpunkten liegt in technischen Restriktionen der Regelfähigkeit konventioneller Kraftwerke, im Besonderen der Mittel- und
43 EPEX SPOT (2017a), S. 55 44 Vgl. Berken und Katz (2009) 45 Vgl. Viehmann und Sämisch (2009)
21 Grundlastkraftwerke.46 In Abbildung 2 wird der Mechanismus der Preisbildung in zwei
Varianten mit verschieden hoher Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien schematisch dargestellt.
Abbildung 2: Illustration von Preisbildung und Merit-Order-Effekt auf dem deutschen Strommarkt47
Variante eins der in Abbildung 2 gezeigten beispielhaften aggregierten Angebotskurven stellt einen windstillen, bewölkten Tag mit niedriger Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien dar, während Variante zwei einen Tag mit vorteilhaften Wetterbedingungen für eine hohe Photovoltaik (PV)- und Windstromproduktion widerspiegelt. Zusätzlich eingetragen ist der Verlauf einer beispielhaften Nachfragekurve. Der vom Auktionator bestimmte Markträumungspreis für jede
46 Hierzu detailliertere Ausführungen in Kapitel 3.3 47 Eigene Darstellung nach VGB PowerTech (2015)
22 gehandelte Stunde ergibt sich aus dem Schnittpunkt der aggregierten Angebotskurve und der Nachfragekurve. In Variante eins bestimmt der Schnittpunkt den Börsenpreis zu p1 bei einer gehandelten Strommenge in Höhe von q1. Eine höhere
Stromerzeugung aus Photovoltaik- und Windkraftanlagen verschiebt die aggregierte Angebotskurve nach rechts, da die vernachlässigbar kleinen Grenzkosten zu einer Einordnung der Mehrerzeugung am Anfang der zweiten aggregierten Angebotskurve führen. Unter einer gleich hohen Nachfrage ergibt sich für einen höheren Stromanteil aus erneuerbaren Energien ein neuer Schnittpunkt der Angebots- und Nachfragekurve zu einem günstigeren Marktpreis p2 und einer höheren gehandelten
Strommenge q2. Dieser Sachverhalt zeigt, dass teurere Kraftwerke im rechten Teil
der Angebotskurve durch geringere Preise seltener ausgelastet und dadurch bei fortschreitendem Ausbau der erneuerbaren Energien tendenziell vom Markt verdrängt werden.
Eine Besonderheit der Preisbildung bilden negative Strompreise, welche auf den deutschen Strommärkten seit etwa 10 Jahren regelmäßig beobachtet werden. Als negativer Preis ist nach EPEX SPOT „ein Preissignal auf dem Strommarkt, welches auftritt wenn eine hohe unflexible Stromerzeugung auf eine schwache Nachfrage trifft“ zu verstehen.48 Ein Beispiel für unflexible Stromerzeugung ist in diesem
Zusammenhang die Stromerzeugung aus Braunkohlekraftwerken, welche für einen kurzen Zeitraum nicht oder nicht ohne hohen finanziellen Aufwand abgeschaltet werden kann.49 In Aussicht auf Gewinne in vor- und nachgelagerten Zeiträumen sind betroffene Kraftwerksbetreiber in dieser Situation bereit, kurzfristig negative Strompreise zu akzeptieren, da die Kosten eines Herunter- und wieder Hochfahrens der Kraftwerke höher sein würden als die Kosten einer durchgehenden Stromerzeugung.50 Nachfrageseitig ist der negative Strompreis dadurch begründet, dass Marktteilnehmer aktiv zusätzliche Verbrauchsmöglichkeiten schaffen müssen und dafür eine Kompensation erwarten. Ein negativer Strompreis setzt deshalb einen
48 Vgl. EPEX SPOT (2017b) 49 Hundt et al. 2009, S. 24 50 Ockenfels et al. (2008), S. 36
23 Anreiz zur Markträumung und wird von Börsenbetreibern positiv bewertet als „gutes Mittel mit plötzlicher Überversorgung umzugehen“.51
Da die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bislang zu keinem Zeitpunkt die Bruttostromnachfrage überstieg,52 ist dieser Sachverhalt kein Ausdruck einer überhöhten Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, sondern reflektiert die fehlende Fähigkeit des konventionellen Kraftwerksparks sich an kurzfristig niedrige Residuallasten anzupassen. Zweifellos ist jedoch festzustellen, dass der starke Ausbau der erneuerbaren Energien in Verbindung mit der Verpflichtung der Netzbetreiber „den gesamten Strom aus erneuerbaren Energien (…) unverzüglich vorrangig physikalisch abnehmen, übertragen und verteilen“53 zu müssen, die Entwicklung negativer Strompreise begünstigt. Obwohl eine Abregelung von erneuerbaren Energien technisch einfach möglich ist, sieht das derzeitige Marktdesign eine solche Möglichkeit nur bei einer begründeten Notwendigkeit vor. Eine derartige Situation kann beispielsweise durch eine lokale Überlast entstehen, in welcher sich Betreiber von konventionellen Kraftwerken, zusätzlich zu Nachfrageschwankungen, der in hohem Grad wetterabhängigen Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien unterordnen.
2.6 Grundzüge Stromspeicher
2.6.1 Klassifikation von Stromspeichern
Hauptaufgabe von Stromspeichern ist die zeitliche Entkopplung der Bereitstellung und des Verbrauchs von elektrischem Strom. Da elektrischer Strom als Flussgröße in Form von gerichteten bewegten Ladungsträgern nicht gespeichert werden kann, ist für die Zeit der Speicherung eine Energieumwandlung vorzunehmen. Nach Kruck (2008) entscheidet der zugrundeliegende Energieumwandlungsprozess über die
51 Vgl. EPEX SPOT (2017b)
52 Eigene Berechnungen auf Grundlage 50Hertz Transmission (2017), BDEW (2016c), Amprion
(2017b), ENTSO-E (2017), Tennet TSO (2017), TransnetBW (2017b)
24 Klassifikation des jeweiligen Speichersystems und unterteilt Speicher grob in direkte und indirekte Systeme.54
Unter direkter Speicherung werden alle Systeme zusammengefasst, welche Strom durch Umwandlung in magnetische oder elektrische Felder zwischenspeichern. Die Energiespeicherung in magnetischen Feldern wird durch den Einsatz widerstandsfreier, supraleitender Spulen erreicht und als Superconducting Magnetic Energy Storage (SMES) Technologie bezeichnet.55 In elektrischen Feldern kann Strom durch die Ladungstrennung zwischen zwei gegensätzlich geladenen elektrischen Potentialen gespeichert werden. Typischerweise werden dazu in Kondensatoren zwei elektrisch leitfähige Flächen als Elektroden eingesetzt und durch eine isolierende Schicht (Dielektrikum) voneinander getrennt. Modernere technische Lösungen verzichten in Superkondensatoren auf eine vollständig isolierende Trennschicht zugunsten innovativer elektro-chemischer Potentialtrennungsmechanismen.56,57 Die direkte Speicherung von Strom in magnetischen oder elektrischen Feldern weist zwar eine hohe Leistungsdichte auf, jedoch ist die Speicherkapazität so gering, dass allenfalls eine Anwendung für frequenzerhaltende Regelaufgaben im Sekundenbereich denkbar wäre.
Die indirekte Speicherung basiert auf der Umwandlung von elektrischem Strom in nicht-elektrische Energiearten, wie mechanische oder chemische Energie. Da eine Zwischenspeicherung von Strom in thermischer Energie mit sehr hohen Verlusten bei der Rückverstromung verbunden ist, eignet sich die thermische Zwischenspeicherung nicht für größere Strommengen. Unter mechanische Speichertypen fallen Schwungräder, Pumpspeicherkraftwerke und (adiabate) Druckluftspeicher.
54 Kruck (2008), S. 15 ff.
55 Supraleitende Materialien haben die Eigenschaft, dass deren elektrischer Widerstand unterhalb der
Sprungtemperatur abrupt abfällt. Dadurch kann eine Speicherung von Energie in deren magnetischem Feld nahezu verlustfrei stattfinden
56 Superkondensatoren stellen eine Weiterentwicklung gewöhnlicher Kondensatoren dar, welche statt
eines isolierenden Dielektrikums einen Ionen-durchlässigen Separater zur Trennung der Elektroden enthalten. Die erhöhten Möglichkeiten der Elektrochemie erlauben dabei das Erreichen von über hundertfach höheren Energiedichten gegenüber gewöhnlichen Kondensatoren
25 Chemische Speicherformen umfassen Batteriesysteme, Brennstoffzellen sowie die Wasserelektrolyse und Methanisierung im Rahmen von Power-to-Gas Konzepten. Neben dem Energieumwandlungsprozess können Stromspeicher auch nach der Auslegungsart und ihrem Einsatzzweck unterschieden werden in stationäre und mobile Speicherlösungen. Aufgrund geringer Einschränkungen zu Abmessungen und Gewicht von Anlagen können alle voran genannten Speicherarten als stationäre Stromspeicher betrieben werden. In persönlichen Arbeitsgeräten und in der Unterhaltungselektronik hingegen haben sich bereits elektrochemische Speicher als mobile Speicherlösungen durchgesetzt. Kleine, leistungsfähige Akkumulatoren sind zwar weit verbreitet, jedoch weisen sie keine dauerhafte Verbindung zum Stromnetz auf und haben nur einen unwesentlichen Einfluss auf das Stromversorgungssystem. Eine Ausnahme unter den mobilen Stromspeichern bilden Batteriespeichersysteme von elektrisch betriebenen Fahrzeugen, welche zukünftig in höherer Stückzahl eine bedeutende Gesamtspeicherkapazität erreichen und über längere Standzeiten netzgekoppelt werden können. Das als Vehicle-to-Grid (V2G) bezeichnete Konzept basiert auf mobilen Batteriespeichern in Elektrofahrzeugen und Plug-in Hybridfahrzeugen, welche außerhalb des unmittelbaren Gebrauchs der Fahrzeuge direkt an das Stromnetz angeschlossen werden und Netzbetreibern als steuerbare dezentrale Speicher zur Verfügung stehen könnten.58
Virtuell zusammengeschaltet würde sich eine hohe Zahl solcher Stromspeicher wie ein stationärer Großspeicher zentral steuern lassen. Die Bundesregierung erwartet bereits kurzfristig eine starke Zunahme von batteriebetriebenen Fahrzeugen auf deutschen Straßen, die bis 2020 eine Stückzahl von einer Million überschreiten sollen.59 Langfristig könnten deshalb mobile Stromspeicher von Fahrzeugen neben stationären Stromspeichern Einfluss auf Stromversorgungssystem üben.
58 Vgl. Kempton und Tomic (2001)
26
2.6.2 Speichertechnologien
Bei der zeitlichen Entkopplung der Bereitstellung und des Verbrauchs von elektrischem Strom können Stromspeicher zu kurzfristigen Regelaufgaben des Stromnetzbetriebs beitragen oder zur Lastverschiebung signifikanter Strommengen eingesetzt werden, die prägende Auswirkungen auf die Stromerzeugungsstruktur zur Folge haben.
Für kurzfristige Regelaufgaben zur Sicherstellung der Qualität des Stroms im Netz werden typischerweise Kurzzeitspeicher mit geringer Speicherkapazität eingesetzt, wie supraleitende magnetische Spulen, (Super-) Kondensatoren oder Schwungradspeicher.60 Da durch Kurzzeitspeicher keine nennenswerte Last- oder Leistungsverschiebung im Stromversorgungssystem möglich ist, wird auf diese Technologien in dieser Arbeit nicht näher eingegangen. Nachfolgend wird daher nur die Funktionsweise und technische Grundlagen der Langzeitspeicher Pumpspeicher-kraftwerke, Druckluftspeicher, Batteriespeicher und Wasserstoffspeicherung vorgestellt.
Pumpspeicherkraftwerke
Pumpspeicherkraftwerke speichern elektrische Energie durch eine Umwandlung von Strom in potentielle Energie, indem Ladestrom aus dem Netz dazu verwendet wird Wasser von einem Unterbecken entgegen der Gravitation in ein höher gelegenes Reservoir zu pumpen. Der Höhenunterschied zwischen Oberbecken und Turbinenstandort bestimmt dabei den spezifischen Energiegehalt des Speichermediums Wasser. Bei hohem Spitzenlastbedarf wird das Wasser des Oberbeckens über Druckleitungen an Turbinen mit einem angeschlossenen Generator zur Rückverstromung abgelassen und die elektrische Energie in das Stromnetz eingespeist. In modernen Pumpspeicherkraftwerken kann der Systemwirkungsgrad eines Speicherzyklus bis zu 85 % erreichen,61 wobei im Durchschnitt 70 bis 80 % üblich sind.62 Pumpspeicherkraftwerke stellen bei Weitem
60 Wietschel et al. (2010), S. 522 61 Vgl. Hauff et al. (2000)
27 den Großteil der in Deutschland installierten Energiespeicherleistung von etwa 7 GW und sind bei typischen Anlagengrößen von 100 bis 1000 MW auf tägliche Zyklen mit Speicherkapazitäten von wenigen Stunden ausgelegt. Vereinzelte große Neubauprojekte, wie das 1,4 GW bzw. 13 GWh Pumpspeicherkraftwerk Atdorf, befinden sich derzeit in Planung, jedoch ist nach Leonhardt et al. (2008) „in Deutschland (...) aufgrund der geographischen Begrenztheit der Standorte und der mangelnden Akzeptanz in der Bevölkerung momentan kein nennenswerter Zuwachs an Pumpspeicherkraftwerken zu erwarten“.63
Druckluftspeicher (A) CAES
Druckluftspeicher basieren auf dem Prinzip der Speicherung elektrischer Energie in komprimierter Luft. Ladestrom aus dem Stromnetz treibt bei dieser Speichertechnologie einen Verdichter an, der Umgebungsluft in einer unterirdischen Kaverne komprimiert. Zur Vermeidung von Hitzeschäden der Anlage durch Kompressionswärme wird der Luftstrom vor Einleitung in die Kaverne gekühlt. Bei der Rückverstromung wird die komprimierte Luft zusammen mit Brennstoff in die Brennkammer einer Gasturbine geleitet, welche durch Verfeuerung des Gemischs und Entspannung in der Turbine einen Stromgenerator antreibt. Durch die ungenutzte Wärmeabfuhr bei der Kompression und Abgasabführung ist der Gesamtwirkungsgrad bei derart diabaten Druckluftspeichern mit 40 bis 56 % verhältnismäßig gering64 und Optimierungen in Form einer Nutzung der Abgaswärme des Verfeuerungsprozesses zur Vorwärmung des Luftstroms vor der Brennkammer können den Wirkungsgrad nur geringfügig auf bis zu 60 % anheben.65 Eine wesentliche Erhöhung des Gesamtwirkungsgrads ist erst in adiabaten Druckluftspeichersystemen möglich, in denen die Kompressionswärme des Verdichtungsprozesses in einem Rekuperator thermisch zwischengespeichert und beim Entladevorgang der expandierenden Luft wieder zugeführt wird. Eine Wärmezuführung durch Verbrennung eines Brennstoffes wie im diabaten
63 Leonhardt et al. (2008), S. 22 64 Leonhardt et al. (2008), S. 23 65 Wolf und Dötsch (2009), S. 112
28 Druckluftspeicher ist beim adiabaten Druckluftspeicher überflüssig und die erwärmte Luft expandiert direkt in einer Turbine. Auf diese Weise können Wirkungsgrade von bis zu 70 % erreicht werden.66
Die Anlagengrößen von Druckluftspeichern werden voraussichtlich in etwa die Speicherkapazität von durchschnittlichen Pumpspeicheranlagen aufweisen. Im Gegensatz zu Pumpspeicheranlagen, die zumeist in Mittel- und Süddeutschland liegen, befinden sich geeignete Standorte für Druckluftspeicher überwiegend in Norddeutschland. Als natürliche Druckräume für die Speicherung eignen sich dabei durch Ausspülung erschaffene Salzkavernen, Felskavernen, Aquifere, Porenspeicher oder stillgelegte Bergwerke, deren Ausbaupotential in Deutschland und Europa sehr hoch ist.67
Batteriespeicher
In Batteriespeichern wird elektrische Energie in chemischer Bindungsenergie gespeichert. Die Ausgangsstoffe, Reaktionsprozesse und Wirkungsweisen unterscheiden sich dabei für unterschiedliche Batterietypen grundlegend und ändern sich durch die fortwährende Batteriespeicherforschung laufend. Zu den leistungsfähigsten Batteriesystemen, die für eine Speicherung von Strom aus dem Versorgungsnetz geeignet sind, zählen Lithium-Ionen Batterien. In deren Batteriezelle besteht die Anode typischerweise aus Kohlenstoff, während für die Kathode verschiedene Materialien, wie beispielsweise Lithium-Manganoxid (LiMn2O4), Kobaltoxid (LiCoO2), Nickeloxid (LiNiO2) oder Lithium-Eisen-Phosphat (LiFePO4) verwendet werden können. Bei der Wahl des Kathodenmaterials geht zum jetzigen Stand der Forschung eine höhere Stabilität und Zyklenfestigkeit der Zelle zulasten ihrer Energiedichte.68 Weitere Batterietypen umfassen Hochtemperaturbatterien, wie z. B. Natrium-Schwefel-Batterien, die für den Betrieb Temperaturen von 270 bis 350 °C benötigen. Die hohen Temperaturen führen bei diesem Batterietyp zum Schmelzen der Elektroden, während der Ionen
66 Wolf und Dötsch (2009), S. 112
67 Auer und Keil (DB Research, 2012), S. 10 68 Vgl. von Borck et al. (2008)
29 leitende Elektrolyt im festen Zustand verbleibt.69 Einem anderen Prinzip folgen
Flussbatterien (Redox-Flow-Batterien), in denen Energie in Elektrolyten außerhalb der Batteriezelle gespeichert wird. Durch Pumpen zirkulieren die Elektrolyten in zwei Kreisläufen durch die Zelle, in der sie durch eine Membran getrennt sind. Auf diese Weise können Speicherleistung und -kapazität durch die Schaltung mehrerer Reaktionszellen und durch die Größe der Elektrolytentanks separat skaliert werden. Als Elektrolyte weisen die häufigsten Systeme in Schwefelsäure gelöste Vanadiumoxide auf, mit denen Redox-Flow-Speichersysteme einen Gesamtwirkungsgrad von 70 bis 80 % erreichen können.70
Durch die auf Zellen basierte kompakte Bauweise eröffnet sich für Batteriespeicher neben der zentralen und netzgekoppelten Speicheranwendung ein breites Einsatzfeld. Neben den in Kapitel 2.6.1 vorgestellten mobilen Lösungen, insbesondere der Elektromobilität, können dezentrale Batteriespeichersysteme durch Betreiber von kleinen Photovoltaikanlagen eingesetzt werden. Betreiber solcher Anlagen, die gleichzeitig Endverbraucher darstellen, verfolgen primär das Anwendungsziel, den Anteil der Eigennutzung des Photovoltaikstroms zu erhöhen. Zwar wird hierbei nicht unmittelbar Netzstrom zwischengespeichert, jedoch wird mittelbar während hoher Erzeugungsspitzen eine Einspeisung von Solarstrom und ein späterer (Rück-)Kauf bei niedriger Stromerzeugung verhindert.71
Wasserstoffspeicherung
Bei der Wasserstoffspeicherung bewirkt eine von Strom in Wasser verursachte Redoxreaktion die Freisetzung von Wasserstoff (Elektrolyse), welches in Tanks oder Kavernen zwischengespeichert werden kann. Zur Rückverstromung kann der derart gewonnene Wasserstoff Erdgas beigemengt und zur Stromerzeugung in Gasturbinen
69 Wietschel et al. (2010), S. 577 70 Tübke und Noak (2007), S. 85 ff. 71 Vgl. hierzu auch im Detail Kapitel 7.1.2
