How to Energiewende in 10 Jahren, Teil 4: Aber was machen wir, wenn nachts mal kein Wind weht?

Herzlich willkommen zu Teil 4 meiner Artikelreihe zur Energiewende. Solltet ihr die vorherigen Teile noch nicht gelesen haben, ist es vermutlich besser, erst mal dort anzufangen. Sie beginnen hier. Solltet ihr sie schon gelesen, aber längst vergessen haben, was genau drinstand, kommt jetzt ein kurzer „Was bisher geschah“-Absatz:

Bei einer Energiewende werden nicht nur die Emissionen reduziert, sondern auch die Menge an Energie, die verbraucht wird. Das klingt erst mal seltsam, ist aber plausibel, weil nicht-fossile Technik deutlich effizienter ist als das Verbrennen von Sachen, die wir aus der Erde buddeln. Anstatt den heutigen 3.500 Terawattstunden verbrauchen wir dann nur noch 1.500 Terawattstunden Energie. In Teil 2 und 3 haben wir durchgerechnet, wie wir diese Energiemenge mit Wind- und Solarstrom locker bereitstellen können, ohne dafür nennenswert zusätzliche Flächen zu verbrauchen. Unser gesamter Energiemix sah durch Einsatz von Agri-Photovoltaik am Ende so aus:

Der unordentliche Batteriehaufen auf der rechten Seite war zwar lustig gemeint, enthält aber einen wahren Kern: Entscheidend ist nicht, wie viel Energie wir per Wind- und Solarstrom zur Verfügung stellen können, sondern wollen. Entgegen vielfacher Stammtischsprüche kann das nur scheinbar so kleine Deutschland mit dem ach so vielen Regenwetter mit Wind und Sonne mehr Energie bereitstellen, als wir brauchen. Okay, aber wo ist dann überhaupt die Herausforderung? Sie liegt im Umstand begründet, dass Sonne und Wind sich benehmen wie ein paar divenhafte Hauskatzen und in der Regel machen, wozu sie gerade spontan Lust haben.

Anstatt einfach mal dann zu scheinen/zu wehen, wenn unsere Fabriken gerade Strom brauchen, räkeln sich diese störrischen Energiequellen allzu oft in der Gegend herum und scheren sich überhaupt nicht um unsere Quartalszahlen (Friedrich Merz ist empört). Stattdessen brennt die Sonne an langweiligen Sonntagnachmittagen vom Himmel und ballert uns ausgerechnet dann haufenweise Photonen um die Ohren, wenn wir ohnehin alle im Schwimmbad liegen. Um diesem wankelmütigen Zentralgestirn Herr zu werden, werden wir einen Teil des Solarstroms (und auch des Windstroms) also speichern müssen, und hier kommen wir zu Teil 4:

Das ist womöglich der umstrittenste Punkt des ganzen Vorhabens und wird in Kommentarspalten entsprechend heftig diskutiert. Daher hier nochmal ein Shoutout an alle, die das Ganze skeptisch sehen: Ich kann sehr gut nachvollziehen, wenn ihr kritische Fragen und Bedenken dazu habt. Mehr noch als die gesamte Energiewende wird die Speicherfrage in den Medien oft als unlösbares Problem dargestellt.

Hier und da wird mal eine kleine Insellösung vorgestellt, aber von einem robusten, überzeugenden Konzept, wie damit der Energiebedarf des bevölkerungsreichsten Landes der EU sichergestellt werden soll, ist selten etwas zu sehen. Eine der wenigen wohltuenden Ausnahmen ist diese Folge von „Leschs Kosmos“, aber bei den mutmaßlich erschütternd geringen Einschaltquoten von Wissenssendungen ist es irgendwie naheliegend, dass diese nicht sonderlich viele Menschen erreicht hat.

Das kommt jetzt also vielleicht etwas unerwartet, aber entgegen der landläufigen Meinung laufen in Deutschland bereits jetzt Energiespeicher. Es sind natürlich viel zu wenig, aber es gibt sie, sie funktionieren und wären vermutlich todunglücklich über die Erkenntnis, wie unbekannt sie sind. Vorrangig sind das Pumpspeicherkraftwerke. Passend zum Namen pumpen sie bei Stromüberschüssen Wasser aus Tälern in hoch gelegene Stauseen, so dass es bei hohem Strombedarf wieder durch eine Turbine abfließen kann und dabei Strom erzeugt.

Pumpspeicherkraftwerk Niederwartha vom Radebeuler Wasserturm aus, Bild von Jbergner lizenziert nach CC BY-SA 4.0

Vorteil: Das ist ein recht robustes Konzept, bei dem wir immerhin 70 Prozent des Stroms, den wir fürs Hochpumpen verwendet haben, wieder zurückgewinnen.

Nachteil: Es gibt für diese klassische Bauweise nur begrenzt Standorte im Land und selbst mit den bereits 26 existenten Pumpspeichern können wir nur knapp 40 Gigawattstunden Energie speichern. Das entspricht ca. 3 Prozent der Strommenge, die Deutschland an einem Tag verbraucht.

Aber was ist mit Batterien? Ja, dass sie nicht als ausschließliche Lösung des Problems in Frage kommen, haben wir ja schon in Teil 1 geklärt. Ich habe mehrere Zuschriften mit der Bitte bekommen, diese gigantische Batterie dennoch auf der Indoor-Skihalle bei Bispingen zu platzieren, aber das wäre einfach ziemlich teuer. Dennoch werden Batterien eine Rolle spielen – allerdings nicht als riesige, an BORG-Raumschiffe erinnernde Klumpen, sondern als viele Millionen Einzelspeicher.

Das ist auch ein Grund, warum ich Artikel über E-Autos schreibe, obwohl ich eigentlich Verkehrswendeaktivist bin: 20 Millionen davon mit mittelgroßer Batterie (53,5 Kilowattstunden) können zusammen ungefähr so viel Strom speichern, wie ganz Deutschland letzten Sonntag insgesamt verbraucht hat. Ja, mit dem Strom wollen die Menschen eigentlich ihr Auto fahren, schon klar, aber die wenigsten verbrauchen wirklich so viel. Ein deutscher PKW fährt im Schnitt 40 km pro Tag, dafür benötigt der elektrische Mittelklasse-ID.3 von VW gerade mal 8 Kilowattstunden.

All die Menschen, deren Auto die meiste Zeit in der Garage steht, könnten ihrem Stromanbieter also erlauben, das eigene Auto als Puffer mitzubenutzen. Ist das Netz mittags voller Wind- und Sonnenstrom, wird es aufgeladen. Geht der Strombedarf aber gegen Abend hoch und die Solarzellen in den Schlummermodus, könnte der Netzbetreiber die Batterie des Autos bis zu einer definierten Mindestmenge entladen. Zusätzlich eignen sich stationäre Stromspeicher im Keller des eigenen Hauses, um sie mit eigens erzeugtem Solarstrom aufzuladen. Laut dieser Studie lassen sich bis zu 80 Prozent des privaten Strombedarfs durch Photovoltaik auf dem Dach in Verbindung mit Stromspeichern decken. Das kommt euch viel vor? Nun, die Erzeugung von Wind- und Sonnenstrom sieht im Sommer häufig so aus, gelb-rot entspricht dem Solarstrom, der Rest ist Windstrom:

Zwischen 10 und 16 Uhr speisten die über Deutschland verteilten PV-Module an diesen Beispieltagen 20 Gigawatt Strom ins Netz, das entsprach in der gleichen Woche der Leistung aller Braunkohle- und Kernkraftwerke zusammen. Das ist einerseits wunderbar viel klimaneutral erzeugter Strom, aber leider wissen wir zur Spitzenzeit jetzt schon nicht, wohin damit. Diese Wellenform ist also irgendwie ganz hübsch, aber gleichzeitig auch entsetzlich unpraktisch, besonders wenn wir auch nach Sonnenuntergang noch mal den Staubsauger anwerfen wollen. Bei einem weiteren Ausbau der Kapazitäten verstärkt sich dieser Effekt sogar noch.

Wir brauchen also einen Weg, um aus dieser Hügelkette einen gleichmäßigeren Verlauf zu machen. Ein Weg: Wir nehmen den überschüssigen Strom in den Spitzenzeiten, speichern ihn und verbrauchen ihn dann, wenn die Sonne sich mal wieder mit der anderen Seite des Planeten vergnügt. Aber wie? Batterien sind doch viel zu teuer für so was, oder? Das liest man doch ständig auf diesen Facebook-Seiten wie „NUR DIE WARHEID!“ und „WIR DENKEN NOCH SELBST!“

Jein. Grundsätzlich liegt die Stärke von Batterien darin, dass sie innerhalb von Sekundenbruchteilen auf Lücken im Stromnetz reagieren können und geringe Verluste auftreten. Sie sind also sehr effektive Speicher, deren Einsatz nur unschön teuer wird, wenn die zu speichernden Mengen zu groß werden. „Teuer“ ist aber auch hier relativ zu verstehen, denn die Menschen des Jahres 2010 konnten von den bis heute eingetretenen Kostenrückgängen nur träumen:

Diese sensationellen Preisstürze sorgen dafür, dass wir die aus dem Alltag nicht mehr wegzudenkenden Lithium-Ionen-Batterien nur 10 Jahre später als große Speicher einsetzen können. Sie sind nach dem gleichen Prinzip aufgebaut wie die Batterien in eurem Handy, eurem E-Auto und eurer elektrischen Zahnbürste, nur einfach tausendfach zu einem großen Speicher zusammengeschaltet. Und wie auch bei den Pumpspeicherkraftwerken gibt es solche Speicher bereits in Deutschland.

Die größte Speicherbatterie der EU für solche Zwecke steht in Schleswig-Holstein, nördlich von Jardelund (unten im Bild vor dem Umspannwerk und praktischerweise vor zahlreichen Windkraftwerken):

größter Batteriespeicher der EU in Schleswig-Holstein

Nein, das ist kein Screenshot einer verlogenen Marketing-Broschüre, ihr könnt die Anlage auch bei Google Maps finden, auf dem Weg zum nächsten Nordsee-Urlaub dort anhalten und den Kindern ein Stück Energiewende zeigen, hier:

Aber wer in aller Welt nennt eine Straße „Lecker Au“? Ist die nach einem Torfstecher benannt, dem seine überaus schmackhaften Pfannekuchen auf den Fuß gefallen sind? Sollten die Kinder das erwartungsgemäß „megalangweilig“ finden, setzt ihr sie solange beim 500 Meter entfernten DJ-Ötzi-Double ab – wobei das eine echt üble Geräuschkulisse auf der Weiterfahrt verursachen könnte.

Wie auch immer, diese Anlage speichert ungefähr so viel Strom wie 1.000 mittelgroße E-Autos (50 Megawattstunden), kann also bei nächtlicher Flaute, wenn weder Wind weht noch Sonne scheint, so viel Strom liefern wie 5.000 Haushalte an einem Tag verbrauchen. Bevor in den Kommentaren jetzt hundertmal die Frage kommt, ob Deutschland wieder mal allein die Welt retten soll: Es gibt weltweit bereits Dutzende solcher und auch deutlich größerer Anlagen.

In England ist letzten Monat eine dreimal so große Anlage ans Netz gegangen, in Australien steht bereits seit 2019 eine viermal so große Anlage und China errichtet gerade eine 16-mal so große Anlage*, die sogar ohne Lithium auskommt. Gegenüber Batterien in Autos und Handys haben stationäre Speicheranlagen nämlich den Vorteil, dass es nicht ganz so entscheidend ist, wie groß die Batterien sind. Das eröffnet dem Einsatz eines ganz anderen Batterietyps Tür und Tor: den sogenannten „Redox-Flow-Batterien“.

*Mit Größe ist hier natürlich die Speicherkapazität gemeint

Diese sind noch mal deutlich robuster als Lithium-Ionen-Batterien und nicht brennbar, wodurch sie in der chinesischen Anlage unmittelbar neben den Büros eingesetzt werden können und diese noch mit der Abwärme beheizen können, die beim Aufladen der Batterien entsteht. Ein Nachteil dieses Batterietyps ist wie gesagt, dass sie größer sind als die Lithium-Ionen-Geschwister – das ist beim Einsatz in Handys und E-Autos problematisch, spielt bei stationären Anwendungen wie solchen Großspeichern aber keine große Rolle.

Der zweite Nachteil war bislang der Preis, die Redox-Flow-Batterien sind immer noch etwas teurer. Nun können beide Batterietypen in Zukunft noch günstiger in der Herstellung werden. Die Lithium-Ionen-Branche hat ja bereits sensationelle Kostensenkungen hervorgebracht, aber auch bei der Redox-Flow-Batterie gibt es Forschungsdurchbrüche in Richtung Massenmarkt. Ganz grundsätzlich läuft die Batterieforschung weltweit auf Hochtouren, eventuell speichern wir unseren Strom in Zukunft auch in Batterien mit einer Zellchemie, die gerade erst erfunden wird, das dürfte noch interessant werden.

Ein Ende der Entwicklung ist aktuell zumindest noch nicht abzusehen, es bleibt spannend. Das Fraunhofer-Institut hat in dieser Studie verschiedene Szenarien für den Ausbau unserer Batteriespeicher abhängig von der gesellschaftlichen und politischen Stimmung skizziert, und der Ausbau geht eigentlich in allen ordentlich nach oben:

Studie zum Batterieausbau

Und das beste daran: Diese Batterien müssen wir nicht alle exklusiv für die Speicheranlagen bauen, sondern können sie auch aus alten E-Autos nehmen. Wenn diese nur noch 80 Prozent ihrer Kapazität abrufen können, gelten sie als für E-Autos nicht mehr brauchbar, aber für stationäre Speicher ist das ein vollkommen akzeptabler Wert. Die Batterien bekommen dann ein sogenanntes Second Life. So betreibt Vattenfall bereits einen Speicher für Windstrom, der aus 700 alten Batterien aus dem BMW-i3-Modell besteht. Wenn in ein paar Jahren tausende Tesla-, Renault- und Hyundai-Batterien in ihr Second Life wechseln, ist das also erst mal kein Müll-Problem sondern eine riesige Chance für die Energiewende.

Mit Batterien können wir also schon etwas machen, wenn es darum geht, die Fluktuationen innerhalb eines Tages abzufangen. Es gibt aber auch weitere Möglichkeiten, um die während des Tages geerntete Energie bis in die Nacht hinein zu speichern, und eine davon ist wirklich unerwartet. Jetzt haltet euch fest bzw. setzt euch hin, es sind allen Ernstes: Kohlekraftwerke. Nein, ich werde nicht von RWE erpresst oder so, es handelt sich hierbei um ein Konzept des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt:

Anstatt den ganzen Überschussstrom in Batterien zu laden, kann man damit nämlich auch einfach irgendwelche Sachen erwärmen und sich dann ziemlich lange an der Wärme erfreuen. Schon im Mittelalter legten von der Kälte geplagte Menschen Steine ins Feuer ihrer Öfen, mit denen sie dann ihre Betten erwärmten, Speisen warmhielten oder der Burgwache eine Nacht ohne abgefrorene Füße gönnten.

Im Jahr 2021 nutzen wir nun keine Steine, sondern mehrere Tonnen Flüssigsalz und die erwärmen wir idealerweise auch nicht in unserem Backofen, sondern in einer entsprechend großen Anlage auf bis zu 560 Grad Celsius. Salz schmeckt nämlich nicht nur prima zu Pasta, sondern hat auch die praktische Eigenschaft, Wärme dreimal besser speichern zu können als Wasser. Diese gespeicherte Wärme können wir später wieder zu Strom machen, wenn die Erdrotation unsere Solarzellen mal wieder in Dunkelheit getaucht hat.

Mit unserem superheißen Salz bringen wir dann schlicht Wasser zum Kochen, das anschließend als Dampf durch ein paar Turbinen jagt, welche durch die Drehung wie ein Fahrraddynamo Strom erzeugen (so funktioniert das ja in jedem heutigen Gas-, Kern- oder Kohlekraftwerk auch). Und hier kommen die Kohlekraftwerke ins Spiel, denn Rohrsysteme für Wasserdampf, Turbinen und entsprechend dicke Stromleitungen sind da ja ohnehin schon drin verbaut.

Screenshot aus Energieforum

Wir müssen einfach nur den ganzen Plunder wegwerfen, in dem momentan Kohle verbrannt wird, und durch unseren großen Flüssigsalzbehälter ersetzen, und fertig ist das klimaneutrale „Salzspeicherkraftwerk“. Das ist meine Wortschöpfung, bitte benutzt sie nicht in Unterhaltungen mit Profis, die schlagen sich vermutlich ohnehin schon die Hände vor den Kopf angesichts der laienhaften Formulierungen hier. Das DLR nennt die Dinger „Hochtemperaturwärmespeicher“.

Aber der Vorteil liegt auf der Hand, oder? Nachdem wir aus hunderten Tonnen Beton unsere Kohlemeiler konstruiert und dabei viele tausend Tonnen CO2 für den Bau die Luft geblasen haben, wäre es ja schade, das alles wieder in der Restmülltonne entsorgen zu müssen.

Grundsätzlich ist das auch nicht der einzig denkbare Aufbau für die Grundidee, aus Überschussstrom Wärme und aus der Wärme wieder Strom zu machen und dafür alte Kraftwerke umzubauen. Ein anderer Ansatz für sogenannte elektrisch-thermische Energiespeicher steht bereits in Hamburg Altenwerder, darin erwärmt Windstrom Vulkanstein und speichert darin auf diese Weise 30 Megawattstunden Energie – das ist gut die Hälfte der Energie, die das weiter oben vorgestellte Batteriespeicherwerk an der dänischen Grenze vorhalten kann (eine Anlage mit der 10-fachen Kapazität ist aber bereits geplant).

Gut, ob das Konzept am Ende auch in größerem Maßstab so funktioniert, kann heute vermutlich niemand seriös beantworten. Es gibt auch noch verschiedene andere Konzepte, die ich hier nur mal kurz anreiße:

  • Bei Druckluftspeichern wird mit Überschussstrom Luft in unterirdische Kavernen gepresst, so dass diese unter Druck steht. Bei Strombedarf entlässt man die Luft durch eine Turbine nach draußen, die dann wieder Strom erzeugt, allerdings geht dabei viel Energie durch Wärme verloren.
  • Ein Kugelpumpspeicher besteht aus hohlen Kugeln am Grund von Gewässern, die mit Überschussstrom leergepumpt werden und bei Strombedarf wieder volllaufen. Hierzu gibt es bereits erfolgreich getestete Prototypen, wie z.B. das „Meer-Ei“ im Bodensee (grandioser Name), das laut Scinexx 90 Prozent des eingesetzten Stroms wieder zurückgewinnen konnte.

    Die hinter diesem Projekt stehenden Forscher des Fraunhofer-Instituts schlagen in einem weiteren Schritt vor, einen deutlich größeren Hohlraum unter dem zu flutenden Tagebaugebiet Hambach zu installieren, der laut ihnen dann 300 Gigawattstunden Strom speichern könne. Nur zur Erinnerung: Alle Pumpspeicher in Deutschland speichern gerade mal 40 Gigawattstunden.
  • Ein Hubspeicherkraftwerk arbeitet eigentlich nach dem gleichen Prinzip wie ein Pumpspeicherkraftwerk, aber anstatt Wasser nach oben zu pumpen, bewegt es Festkörper in höhere Lagen. Wenn dieser wieder abgesenkt werden, wird der Strom zum Hochziehen wieder zurückgewonnen.

    Es gibt bereits Projekte für den Bau von Testanlagen im schweizerischen Bellinzona und nahe Edinburgh, bei denen ein System aus 6 automatisieren Kränen große, tonnenschwere Betonklötze aufeinanderstapelt und wieder auf den Boden absenken kann (hier im Video ganz gut visualisiert).

Im Bodensee eingesetzter Kugelspeicher

Klingt jetzt alles toll, aber für jedes dieser Konzepte besteht natürlich das Risiko, dass es sich in der Praxis nicht bewährt. Vielleicht sind sie zu teuer, vielleicht zerfrisst das 560 Grad heiße Salz ständig die Isolationsschicht, vielleicht entwickeln die 6 autonomen Kräne ein Bewusstsein und gründen in Kalifornien eine Hippiekommune für polyamore Baumaschinen, das ist alles schwer absehbar. Vielleicht macht die Batterietechnik aber auch derartige Sprünge, dass der Einsatzort der anderen Konzepte später hauptsächlich das Technikmuseum ist.

Ich weiß, „der Markt regelt das“ ist ein Satz, der mittlerweile oft nur ein bitteres Auflachen hervorruft, aber in so einem Fall wäre so ein Markt, durch den sich die besten Ideen durchsetzen, wirklich hilfreich. Problem: So wie der Markt aktuell funktioniert, ist Strom aus Stromspeichern fast immer zu teuer. Solange Strom aus Kohle und Erdgas künstlich verbilligt ist, weil die Rechnung über die Folgekosten für ihre Verbrennung einfach an die kommenden Generationen weitergeleitet wird, ist der Markt stark verzerrt und blockiert die besten Ideen mit den ältesten Ideen.

Und das, obwohl es hier jetzt nur um Speicher ging, die unsere täglichen Schwankungen ausgleichen und damit noch vergleichsweise günstige Strompreise erzielen. Wie speichern wir denn dann erst langfristig Energie, um auch in kalten, dunklen Wintern die viertgrößte Volkswirtschaft der Erde zu versorgen?

Darum wird es in Teil 5 gehen.

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20 Gedanken zu “How to Energiewende in 10 Jahren, Teil 4: Aber was machen wir, wenn nachts mal kein Wind weht?

  1. Eine Antwort auf die letzte Frage dieses Artikels könnte „Zink-Luft“ sein. Ein altbekanntes Batterieprinzip, bei dem allerdings das elektrische Wiederaufladen bis heute noch nicht zufriedenstellend gelingt (Elektrodeninaktivierung, Dendriten, Nebenreaktionen… das Übliche halt 😉 ). Falls aber das oxidierte Zink regeneriert (reduziert) werden kann, steht ein einfacher Langzeitspeicher mit hoher Energiedichte und ohne Rohstoffprobleme zur Verfügung.
    Die Universität Buffalo installiert gerade eine entsprechende Versuchsanlage (100 kW / 1 MWh).
    http://www.buffalo.edu/ubnow/stories/2021/04/zinc8-energy-storage-system.html

  2. Ich wart mal mit meiner ausführlichen Speicher-Kritik noch bis Teil 5. Nur so viel:
    Wirkungsgrad+Skalierbarkeit müssen beide maximal sein. Sonst ist ein Speicher schnell unwirtschaftlich. Und Speichertechnologien die hierzu keine oder nur unzureichende Angaben machen, sind meist solche die in beiden Punkten oder zumindest einem von beiden unterirdisch schlecht sind.

  3. Nicht einfach nur den ganzen Plunder wegwerfen, in dem momentan Kohle verbrannt wird, sondern die bereits wärmeisolierte Brennkammer mit Steinen und Heizdrähten füllen um überschüssige Energie zu speichern und bei Bedarf über bestehende Dampfturbine verstromen.

  4. Speicher funktionieren noch besser als ich gedacht hätte. Ich habe jeden Monat (außer wettertechnisch jetzt Ende August) seit Anfang Mai nur ca. 2.5 kWh zukaufen müssen. Und das mit E-Auto (ja ich bin wegen Corona wenig gefahren) und Wärmepumpe.

    • Seit Anfang Mai ist aber auch etwas verzerrend, da dies ja nur Sommermonate waren. PV und Speicher funktioniert von Frühjahr bis Herbst (März-September) hervorragend, aber im Winter (Oktober bis Februar) kommt nur wenig dabei herum. Dies gilt natürlich weniger, wenn man näher am Äquator ist. Glücklicherweise kann man mit Wind im Winter mehr erreichen, dieser hat aber stärkere Schwankungen je nach Wetterlage und auch zwischen verschiedenen Jahren.

      Man kommt um saisonale Speicher, bzw. Speicher die auch man ungünstige Wetterlagen überbrücken können nicht herum. Für Deutschland hat eine aktuelle Studie ausgerechnet, dass auf Basis von 35 Jahren Wetterdaten Speiche für 24 Tage durchschnittlicher Stromverbrauch notwendig wären, ggf. noch mehr für eine Unsicherheitsreserve:

      https://www.econstor.eu/bitstream/10419/236723/1/Ruhnau-and-Qvist-2021-Storage-requirements-in-a-100-renewable-electricity-system-EconStor.pdf

      • Die gehen aber auch nur von einer Verdoppelung der installierten Windkapazität (auf Land) und der Photovoltaik aus, was mir einfach nicht einleuchtet. Erhöht man das nämlich würden die Speicher in den langen Dunkelflauten Perioden schneller wieder gefüllt werden und er müsste nicht über die komplette Zeit reichen.

        • Die Betrachtung ist nur für den jetzigen Strombedarf. Darum gehen sie nur von einer Verdopplung von On-Shore-Wind und PV aus. Sie gehen aber von einer Verzehnfachung des Off-Shore-Windes aus. Also der Ausbau ist so gering nicht, aber vor allem Off-Shore, was vermutlich den Grund hat, dass dies weniger wetteranfällig ist.

          In ihrem Modell ist diese Variante mit den geringsten Kosten, wobei diese Kostenanalysen mit Vorsicht zu genießen sind, da sie sehr unsicher sind. Die Größenordnung Speicher könnte man natürlich durch mehr Erzeugungsleistung verringern, aber dann erhöht man das sog. „Curtailment“, also das Abschalten von vorhandener Erzeugungsleistung. Ist dann die Frage, was in welchem Umfang sinnvoller ist.

          Die Studie berücksichtigt auch einige Faktoren nicht, wie etwa die regionale Vernetzung mit anderen Ländern. Ein Argument der Autoren dafür ist, dass in Phasen niedriger erneuerbarer Leistung in Deutschland diese auch in den umliegenden Ländern gering ist, sodass die Ausgleichskapazitäten irgendwo vorhanden sein müssen.

          • Das war mir nicht klar, wofür die Analyse ist. Generell ist Speicher (derzeit) teuer, deswegen ist ein Curtailment im Normalfall wirtschaftlicher (in gewissen Grenzen natürlich). Aber da kann man beides zusammen auf Kosten optimieren. Ich habe die Studie allerdings so verstanden, dass sie ein vorher kostenoptimiertes Modell genommen haben und darauf jetzt ihre Simulation laufen gelassen haben – und das geht so nicht.
            Meiner Einschätzung nach, ich bin kein Experte. Vielleicht ist auch die Zielrichtung der Studie etwas ganz anderes und war z.B. vor allem eine Analyse der Wetterbedingungen.

            Generell denke ich, dass sich unser System verändert wird. Es wird nicht mehr einen Tarif für alle geben, sondern z.B. verschiedene Priorisierungen. Wer in eine niedrigere Priorisierung wechselt dem kann dann dafür (einrichtbar entsprechend) die Stromzufuhr heruntergeregelt werden (nach vorheriger Ankündigung vermutlich, Wind und Sonne können ja vorhergesagt werden).
            Auf der anderen Seite wird es auch Abnehmer geben, die nur bei einem entsprechenden Angebot anspringen können, aber dafür dann sehr günstigen Strom geliefert bekommen (Beispiele die mir einfallen würden: Computerfarmen, CO2-Extraktoren)

      • >Seit Anfang Mai ist aber auch etwas verzerrend, da dies ja nur Sommermonate waren. PV und Speicher funktioniert von Frühjahr bis Herbst (März-September) hervorragend, aber im Winter (Oktober bis Februar) kommt nur wenig dabei herum.

        Was ist das für ein Strohmann-Argument? Ich habe transparent die Einschränkungen Sommer und Wetter gemacht. Außerdem ging es hier explizit um die Leistungsfähigkeit eines Akkus (für Tag(e)) und nicht um die einer PV-Anlage. Die Leistungsfähigkeit des Speichers kann ich halt nur im Sommer ausgiebig testen, da ich leider kein Windrad besitze (was Sie aber nicht wissen konnten).

  5. Also bei den kleinen Solaranlagen auf den Dächern von Wohn- und Industriegebäuden scheint mir die Verteilung des Stroms nicht so das ganz große Problem zu sein. Diese Art von Bereitstellung ist ja eine Art „Schwarm“-Energie, bei der die Erzeuger und die Haupt-Verbraucher sozusagen direkt „im eigenen Haus“ sitzen.

    Bei Windstrom und natürlich auch allen Großspeichern sieht das aber schon ein bisschen anders aus. Hier müssen wir denke ich auch mal über die Leitungen sprechen, die den Strom durch die Republik transportieren sollen, z.B. von den Offshore-Anlagen in der Nordsee nach Bayern. Für wesentlich mehr Windenergie und auch für den Stromtransport zu und von den großen Speicheranlagen werden ja wahrscheinlich noch wesentlich(?) mehr Leitungen benötigt.

    Wer besitzt denn eigentlich die heutigen Überlandleitungen, Umspannwerke und die ganzen Stromleitungen von Haus zu Haus? Wahrscheinlich doch die großen Energiekonzerne? Diese ganze Infrastruktur wird ja auch weiter benötigt und muss geplant, genehmigt, ausgebaut, betrieben, gewartet werden. Das dürfte nicht wenig Geld kosten! Soll das weiterhin durch die großen Energiekonzerne geschehen oder soll das auch in eine Art „Schwarmbesitz“ (Bürgergesellschaften o.ä.) übergehen?

    Die großen Energiekonzerne verlieren ja schon durch die Schwarm-Energieerzeugung schon ein Gutteil ihres Grundgeschäfts. Sollen die dann nur noch die Backup-Kraftwerke und die Energie-Infrastruktur verwalten und „kontrollieren“?

    Da ich viel zu wenig Ahnung von diesen Dingen habe, würde ich mir mal einen Beitrag zu diesem Thema wünschen.

    CRZeiss

  6. Was man noch ergänzen könnte: Wenn in Deutschland erst einmal ein Großteil der Autos elektrifiziert sind, kommt von ganz alleine ein extrem großer Speicher ins Netz. Annahme: Wir haben 50 Mio. Elektroautos mit je 75kWh Akkukapazität. Das sind dann 3.75 TWh Speicher, die am Netz hängen. und es gibt heute schon Elektroautos, die Vehicle-to-Grid (V2G) fähig sind, also rückspeisefähig.

  7. Bei den ganzen Ideen zur Speichertechnologie fehlt mir grundsätzlich die Beschreibung, wie die Speicher betrieben werden sollen?
    Da Speicher bei Unterversorgung einspringen sollten müssten sie theoretisch eher immer mit einem hohen „Füllstand“ betrieben werden. Wenn sie voll sind können sie aber keine Überschüssige Energie mehr aufnehmen. Wenn sie das nicht können, dann werden wir Phasen haben in denen wir den größten Teil der erzeugbaren Energie gar nicht nutzen können. Es ist aus meiner Sicht dann nicht mehr möglich, dass z.b. Windkraftanlagen wie heute für nicht eingespeisten Strom mit 90% „entschädigt“ werden. Wenn das aber nicht mehr machbar wäre, dann bricht die Wirtsachalftlichkeitsrechnung der Anlagen auseinander.

    Für mich ist die entscheidende Frage nicht, was wir in der Dunkelflaute machen, sondern wie machen wir es in den Zeiten in denen wir 6 mal mehr Strom produzieren als gebraucht wird. Und das ist unabhängig davon wie hoch der Bedarf an TWH ist.

  8. Dieser 5. Beitrag hat leider einen dringenden inhaltlichen Ergänzungsbedarf:

    Es gibt die perfekte Speicherlösung: Power-to-Gas Heizung mit Flüssiggas-Erdtank (z.B. Exytron) !!! Sie hat insgesamt einen „Verlust “ (im Sommer anfallende Wärme, die nicht benötigt wird) von nur 15 %. Sie kann wann immer Sonne und Wind Strom produzieren diesen in CH4 umwandeln, und wann immer Strom oder Wärme benötigt werden, diese/n mit dem CH4 aus dem Erdtank herstellen. Perfekt.

    Die in diesem Artikel dargestellten mindestens 20 % Verlust für die Methanisierung und 63 % beim Verstromen werden eben für Warmwasserbereitung und zum Heizen des Hauses benutzt, in dessen Kern die Anlage installiert ist, und weder einen Schornstein noch ein offenes Fenster benötigt, über die die Wärme verloren geht.

    100 % erneuerbare gehen ohne eine Cent Mehrkosten für Verbraucher. WKA und Solar Hersteller kriegen 8 Cent. Durch Leitungsverluste (10% vom Windrad zur Heizung werden aus 8 Cent 8,8 Cent, dazu Leitungsentgelt 1 Cent = 9,8 Cent), Verbraucher zahlt weiterhin etwas über 30 Cent. Differenz reicht dicke für Mehrkosten Power-to-Gas Heizung und auch für Subventionierung Heizungskosten, da mit Gasheizung derzeit noch für etwas weniger als 9,8 Cent geheizt werden kann.

    • Dieser Kommentar-Beitrag hat auch dringenden inhaltlichen Ergänzungsbedarf:

      Klingt alles sehr schön, aber auch genauso unrealistisch, wenn nicht vollkommen falsch.
      1. der thermodynamische Wirkungsgrad bleibt bescheiden. Die Nutzung der Wärme erhöht nur den Nutzungsgrad durch Kraft-Wärme-Kopplung.
      2. die Verluste im Sommer durch Strom aus PV sind schöngerechnet. Wie bei jeder PtX-Technologie gehen durch die Umwandlung in Wasserstoff und nachfolgend Methan enorme Mengen des eingesetzten PV-Stroms verloren. Der „Wirkungsgrad“ von über 80% gilt nur für die Rückumwandlung in Strom+Wärme
      3. es werden enorm große Gastanks mit entsprechenden Investitionskosten benötigt. Denn nicht nur das Methan soll gespeichert werden, sondern auch der Sauerstoff und das CO2, dass alles im Kreis geführt wird.
      Wird alles noch unter Druck gespeichert kommen die entsprechenden Kompressionsverluste auch noch dazu.
      Dass man den Sauerstoff direkt aus der Elektrolyse zur Verbrennung nutzen könne ist eine Milchmädchenrechnung, denn Elektrolyse wäre im Sommer, Verbrennung im Winter
      4. mehr als eine Pilotanlage in Augsburg gibt es bislang nicht und selbst die kommt nicht ohne „Zuschuß“ aus dem Erdgasnetz aus. Kommt wenn also auch für alles zu spät. Welche PV-Flächen für den Strom und Heizbedarf im Winter erforderlich sind, wenn man das in der Breite für alle Wohnhäuser baut, ist unklar. Ebenso unklar sind die Kosten für alles (Elektrolysator, Speichertanks etc.)

      Fazit: eine unausgegorene „Wunderwaffe“ von Ingenieuren ohne realistische und wirtschaftliche Energiebilanzrechnung vergleichbar dem Gumpert-Auto, das hier schon aus ähnlichen Gründen verrrissen wurde. Da ist die hier auch schon dargestellte Lösung eines Saisonspeichers für Warmwasser wo schon mit deutlich höherem „Wirkungsgrad“ im Sommer eingespeichert wird (PV-Wirkungsgrad (Strom) deutlich unter Solarthermie-Nutzungsgrad (Wärme)) höchstwahrscheinlich realistischer und wirtschaftlicher als Exytron. Und selbst das ist mit hohen Investitionskosten verbunden. An einer drastischen Reduktion des Energiebedarfs z.B. durch energetische Sanierung (die selbst allerdings auch einen CO2-Fußabdruck hat) führt so oder so kein Weg vorbei, selbst beim Pilotprojekt in Augsburg. Energie sparen hat daher immer noch Priorität #1.

      siehe:
      https://www.inframathics.com/2020/04/12/power2gas-der-rettungsring-der-energiewende/

  9. Nein, so leicht ist das mit Salzspeichern nicht.

    Kohlekraftwerke sind auf einen Betriebspunkt hin optimiert. D.h. wir haben Temperatur X und Druck Y bei dem die Sache läuft.

    Wenn wir jetzt einen Salzspeicher leeren, kühlt sich dieser ab. Die Parameter des Dampfes ändern sich, weswegen die Turbine nicht mehr in ihrem optimalen Punkt betrieben werden würde.

    –> Die Turbine ist dafür nicht gemacht und müsste ersetzt werden (Das ist kein 2,50€ Bauteil, sondern essentielle Komponente des Kraftwerks).

    –> So Dinge wie „Kessel mit Salz oder Steinen füllen geht auch nicht. Der Kessel hängt im Kraftwerk. Genau. Mehrere tausend Tonnen hängen dort, weil man sonst die thermische Dehnung von über 100m hohen Kesseln nicht aufnehmen könnte. Da jetzt noch einmal tausende Tonnen Gestein oder Salz einzufüllen ist unmöglich.

    –> Wie bereits erwähnt, sind Kohlekraftwerke für den Betrieb in einem Lastpunkt optimiert. Ein schnelles An- und Abfahren ist bei Steinkohle schwer und bei Braunkohle quasi unmöglich. Im schlimmsten Fall (Wir schalten das Kraftwerk gerade ab und merken nach einer Stunde, dass wir es eigentlich wieder in Betrieb nehmen müssen), dauert es mehrere Tage(!), bis das Kraftwerk wieder Strom liefern kann (unterschiedliche Dehnungskoeffizienten zwischen Turbine und Turbinengehäuse würden zum Verklemmen führen. Außerdem ist jeder Wechsel von Betrieb/Kein Betrieb ein Wechsel von heißen Teilen zu kalten Teilen. Durch die Temperaturausdehnung also ein Wechsel zwischen Beanspruchung/Nichtbeanspruchung –> Eine Schwingung. Die Materialien, die eingesetzt werden, sind nicht sehr schwingungsfest. Ein Braunkohlekraftwerk kann man nur wenige hundert Male starten, dann sind wesentliche Komponenten kaputt.

    Denkbar schlecht für ein Kraftwerk, dass ggf. mehrere Male an einem Tag starten können muss.

    –> Es braucht andere Mittel und Wege.

    • Im wahrsten Sinne des Wortes hervorragender Kommentar!
      Nein, es ist eben nicht so einfach ein Kohlekraftwerk mit „erneuerbarer“ Energie zu füttern, nur „weil es eben schon mal da steht“. Das ist auch ähnlich wirtschaftlich wie ein Verbrennerauto auf Elektroantrieb umzurüsten.
      Deswegen ist es so verdammt wichtig nicht weiter in fossile „Old-Technology“ zu investieren, sondern wenn schon neu bauen, dann nachhaltig und gleich richtig.
      Ach, ja, laut neusten Zahlen haben die Elektroautos (inkl. „Hybrid“-Verbrenner) gerade mal die 10%-Marke bei den Neuzulassungen „geknackt“ und das wohl nur weil generell die Zulassungszahlen mangels Chips in den Keller rauschen. MaW es werden noch deutlich über 80% Verbrennerautos zugelassen, die die nächsten 20 Jahre auf unseren Straßen herumfahren und auf jedem km alternativlos Benzin/Diesel in CO2 verwandeln m(

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