Batterietechnik hält das Netz stabil

Markus StrehlitzJournalist in Mannheim

Wenn es um den Umbau der Energiesysteme geht, wird häufig die Bedeutung der Speichertechnologien hervorgehoben. Der Einsatz von Energiespeichern wird gerade im Niederspannungsbereich als effiziente Alternative zum Netzausbau gesehen.

Ob sich Investitionen in entsprechende Lösungen rechnen, bewerten die Experten jedoch unterschiedlich. „Neben den Kosten spricht auch die viel kürzere Lebensdauer gegen Speicher im Niederspannungsbereich als langfristige Lösung“, meint etwa Matthias von Bechtolsheim, der beim Beratungshaus Arthur D. Little für das Thema Energieversorgung zuständig ist. Ein Kupferkabel halte dagegen quasi ewig, ein Transformator mindestens 50 Jahre. „Kurzfristig kann ein Stromspeicher im Verteilnetz allerdings eine Lösung sein“, fügt von Bechtolsheim hinzu.

„Dezentrale Batterien tragen künftig zu einem stabilen Stromnetz bei“, glaubt dagegen Hermann Falk, Geschäftsführer des BEE – des Bundesverbands Erneuerbare Energie (Halle 27, Stand H25). „Sie ergänzen den Wind- und Solarstrom und helfen konventionelle Must-Run-Kraftwerke abzulösen.“

Auch der VDE – der Verband der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik (Halle 13, Stand C20) – hält Batteriespeicher als entscheidend für die verstärkte Einbindung erneuerbarer Energien. In einer Studie empfehlen die VDE-Experten den Einsatz flexibler Batteriespeicher in der Mittel- und Niederspannungsebene. Diese Speicher seien – in großer Zahl eingesetzt – technisch besonders gut geeignet, um die Auswirkungen der schwankenden Einspeisungen aus Solar und Windkraft im Kurzzeitbereich zu beherrschen.

Dabei können die Batteriespeicher laut VDE prinzipiell Netz- und Systemdienstleistungen in allen Bereichen erbringen und somit auch in gewissem Umfang Aufgaben konventioneller Kraftwerke übernehmen. Für den Kurzzeitbereich böten sich insbesondere Lithium-Ionen- und Blei-Säure-Technologien an, so die Studie. Bei größeren Speicher-Systemen könnten Hochtemperaturbatterien und Redox-Flow-Batterien je nach Anwendung von Vorteil sein.

Die VDE-Experten sehen dabei sogar Einsatzmöglichkeiten für ausgediente Batterien aus Elektroautos. Denn am Ende ihrer Nutzungsdauer weisen diese häufig noch Speicherkapazitäten von bis zu 80 % auf. Daher ist es durchaus sinnvoll, diese noch weiter zu verwenden.

In seiner Studie „Second-Life-Konzepte für Lithium-Ionen-Batterien aus Elektrofahrzeugen“ kommt der VDE zu dem Ergebnis, dass es ein deutliches wirtschaftliches und ökologisches Potenzial für solche Konzepte gibt, wenn der Markt für Elektromobilität und Batteriespeicher wie vorgesehen wächst. Vielversprechende Anwendungen seien die Bereitstellung von Regelleistung für Stromnetzbetreiber sowie der Einsatz als Hausspeicher, die an Photovoltaikanlagen gekoppelt sind.

Nicht nur solche Recycling-Konzepte bringen Bewegung in den Batteriemarkt. Auch Hersteller aus anderen Branchen wie der Automobilindustrie treiben die Entwicklung voran. So hat zum Beispiel Tesla unter dem Namen Powerwall einen stationären Speicher für zu Hause entwickelt. Der Lithium-Ionen-Akku ist als Energiespeicher für Solaranlagen gedacht und soll die Stromversorgung des eigenen Heims auch in sonnenlosen Stunden sichern. Das Besondere an dem Tesla-Angebot ist der Preis: 3000 US-Dollar kostet der Energiespeicher für den Hausgebrauch in seiner kleinen Variante mit sieben kWh. Für 3500 US-Dollar erhält der Käufer ein 10-kWh-Modul.

Auch ein deutscher Automobilhersteller hat das Geschäft mit stationären Batterien ins Visier genommen. Über seine Tochter Accumotive bietet Daimler (Halle 27, Stand H71, Gemeinschaftsstand Baden-Württemberg) einen Lithium-Ionen-Speicher für Privathaushalte sowie für die Industrie. Für den Einsatz im privaten Bereich lassen sich bis zu acht Batteriemodule von jeweils 2,5 kWh zu einem Energiespeicher mit 20 kWh kombinieren.

Über seine Brennstoffzellen-Fahrzeuge hat Daimler auch bereits Erfahrungen mit einem weiteren Speichermedium gesammelt: mit Wasserstoff. Dieser bietet ebenfalls viel Potenzial für das Speichern von erneuerbaren Energien.

So lässt sich etwa Windstrom in Wasserstoff umwandeln. Auf dieser Basis arbeitet zum Beispiel die Lösung von GP Joule (Halle 37, K41). „Wir haben das Konzept eines Stromlückenfüllers, bei dem überschüssiger erneuerbarer Strom mit eigenentwickelten PEM-Elektrolyse-Stacks in Wasserstoff gewandelt und zwischengespeichert wird“, erklärt Ove Petersen, Geschäftsführer von GP Joule. „Bei Bedarf kann dieses Gas in der Stromlücke in einem Blockheizkraftwerk, beispielsweise einer Biogasanlage, wieder rückverstromt werden.“ Der Vorteil bei einer Biogasanlage liege darin, dass die Abwärme aus der Wasserstoffproduktion mitgenutzt werden kann und sich somit ein Gesamtwirkungsgrad von über 95 Prozent ergeben kann.

Während mittelständische Firmen wie GP Joule einen kleinteiligeren Ansatz praktizieren, bewegt sich zum Beispiel Siemens (Halle 27, Stand B74) mit seinem PEM-Elektrolyse-System Silyzer in einem größeren Leistungsbereich. Der Elektrolyseur besteht aus mindestens einem Zellstapel mit 1,25 MW, ist modular und kann zu einem Elektrolyse-Verbund von 20 MW und mehr kombiniert werden. Mit einer Betriebsdauer von mehr als 80 000 Stunden ist der Silyzer eines der ersten industriell einsetzbaren PEM-Systeme. Grundsätzlich hängt der Erfolg aller Speicher-Varianten von ihrer Wirtschaftlichkeit ab. Laut VDE-Studie muss daher an den regulatorischen Rahmenbedingungen gearbeitet werden, um in naher Zukunft einen wirtschaftlichen Betrieb von Batteriespeichern zu ermöglichen. Dies alles in Abhängigkeit von den künftigen Preisen pro Kilowatt für Batteriespeicher. Umso wichtiger sei es daher, die bestehenden Rechtsunsicherheiten sowie Regelungs- und Definitionslücken in Bezug auf Speicher auszuräumen und einen umfassenden Rechtsrahmen für die Stromspeicherung zu schaffen.