II

Kurzfassung

Durch die Einbindung von fluktuierenden Energiequellen in unser Elektroenergiesystem entstehen wirtschaftliche und technische Herausforderungen, die es zukünftig zu bewältigen gilt. Ein Lösungsbeitrag kann dabei von Energiespeichern erbracht werden, die auf der Seite der Erzeugungskapazitäten (Angebot) sowie der Verbraucher (Nachfrage) eine höhere Flexibilität ermöglichen. Nach der Vorstellung der grundsätzlich geeigneten Flexibilisierungsoptionen wird in einem Kostenvergleich von Speichertechnologien dargestellt, dass zukünftig verschiedene Energiespeicher mit Energiedurchsatzkosten unter oder bei 10 ct/kWh zur Verfügung stehen könnten. Ein Schwerpunkt dieser Arbeit ist die Untersuchung der Konzeption eines untertägigen Pumpspeicherwerks (PSWuT) in stillgelegten Bergwerken unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten.

In der Kostenbetrachtung für ein PSWuT bildet die Bestimmung der Einflussfaktoren auf die Speicherkosten einen elementaren Bestandteil. Insbesondere sind die Investitionskosten hervorzuheben, die durch einen Bottom-up-Ansatz ermittelt werden, wobei für die Betrachtungen zwei Modellbergwerke als Grundlage dienen. Die Ergebnisse der Analysen zeigen, dass unter den gewählten Annahmen im Vergleich zu anderen Speicheralternativen höhere Energiedurchsatzkosten resultieren. Dies ist prinzipiell als Wettbewerbsnachteil einzuordnen, wenn diese die prognostizierten Kostensenkungspotenziale umsetzen werden. Allerdings werden auch für die betrachtete Speichertechnologie des PSWuT mehrere Ansätze für Kostenreduktionen aufgezeigt.

Die Identifizierung und Analyse der Erlösmöglichkeiten zeigt, dass deutliche Unterschiede in den Vermarktungsalternativen des Speicherstroms eines PSWuT bestehen. So ist zum Beispiel der alleinige Handel am Spotmarkt nicht ausreichend, damit die investitionsintensive Anlage sich amortisieren könnte. Der Regelenergiemarkt bietet als Kapazitätsmarkt, bei dem ein Großteil der Erlöse durch die reine Leistungsbereitstellung generiert werden kann, unter Umständen eine interessante Möglichkeit, obgleich die Märkte durch Unsicherheiten eine Investitionsentscheidung erschweren.

Da die Anreize für Investitionen in Speichertechnologien in Deutschland zu gering sein könnten, als dass derartige Projekte alleine durch private Investments getätigt würden, wird eine Analyse zu den aktuell diskutierten Förderkonzepten durchgeführt. Insbesondere eine direkte Förderung des Speicherstroms muss dabei kritisch bewertet werden.

III

Inhaltsverzeichnis

Kurzfassung   II

Inhaltsverzeichnis   III

1  Einführung  1

2  Herausforderungen durch die Integration der erneuerbaren  

Energien   2

3  Energiespeicher - notwendiger Bestandteil eines  

Elektroenergiesystems   8

3.1  Möglichkeiten der Flexibilisierung  8

3.2  Betrachtung ausgewählter Energiespeicher  13

3.3  Kosten der Energiespeicheroptionen  21

4  Wirtschaftlichkeitsanalyse eines PSWuT  24

4.1  Einführende Betrachtungen  24

4.2  Vorgehensweise  26

4.3  Investitionskosten eines untertägigen Pumpspeicherwerks  27

4.3.1  Maßnahmen zur Errichtung des Energiespeichers  27

4.3.2  Modellbergwerk Grund  31

4.3.3  Modellbergwerk Pöhla  33

4.4  Einflussfaktoren auf die Speicherkosten  36

4.5  Bewertung eines untertägigen Pumpspeicherwerks  41

4.5.1  Modellbergwerk Grund  43

4.5.2  Modellbergwerk Pöhla  45

4.6  Sensitivitätsanalyse  47

4.7  Vergleich der Modellbergwerke  49

4.8  Ableitung von Erkenntnissen aus der Kostenbetrachtung  51

5  Aktuelle Marktsituation und zukünftige Entwicklungen  57

5.1  Ausnutzung von zeitlichen Preisdifferenzen  57

5.2  Regelenergiemarkt  61

IV

5.3 Blindleistungsbereitstellung 64

5.4 Schwarzstartfähigkeit 64

5.5 Ein Business Case 66

6 Fördermöglichkeiten für Energiespeicher 70

6.1 Status Quo: Forderung nach einer Förderung 71

6.2 Legitimation staatlicher Eingriffe 72

6.3 Mögliche Konzepte für höhere Anreize 75

6.3.1 Abbau von Hemmnissen 75

6.3.2 Forschungsförderung intensivieren 77

6.3.3 Speicherstromvergütung analog zur Förderung von erneuerbaren Energien 77

6.3.4 Kombikraftwerksmodell 79

6.3.5 Marktprämienmodell 82

6.3.6 Weitere Ansätze 84

6.3.7 Bewertung und Empfehlung 85

7 Zusammenfassung und Ausblick 90

Literatur und Quellen 92

A Extrembeispiel negativer Strompreise 99

B Ausnutzungsdauer von Energiespeichern 100

C Technologiekomponente des Kombikraftwerksbonus 102

Abkürzungsverzeichnis 103

Verzeichnis der verwendeten Formelzeichen 104

Abbildungsverzeichnis 105

Tabellenverzeichnis 108

1

1 Einführung

In unserem Elektroenergiesystem der Vergangenheit wurden fossile Kraftwerke verbrauchsnah errichtet, um die Industrie und Kunden mit elektrischer Energie ver-sorgen zu können. Dabei haben diese konventionellen Kraftwerke die Eigenschaft, dass sie je nach aktuellem Strombedarf die gewünschte Leistung bereitstellen können. Diese Fähigkeit wird u.a. durch die Speicherungsmöglichkeit der Energie in den jeweiligen Energieträgern ermöglicht.

In unserem zukünftigen Stromversorgungssystem werden fluktuierende Energiequellen einen immer größer werdenden Anteil ausmachen. Die Wahrscheinlichkeit nimmt zu, dass das Angebot ohne ein einziges anderes Kraftwerk am Netz deutlich die Nachfrage übersteigen kann. Je nachdem wie stark der Wind weht oder ob die Sonne scheint, wird Energie in das System eingespeist. Um dennoch zu jedem Zeitpunkt zu gewährleisten, dass der benötigte Strombedarf - nicht mehr und nicht weniger - gedeckt wird, sind sogenannte Flexibilisierungsoptionen notwendig. Damit sind zum Beispiel Energiespeicher gemeint, die immer mehr zu einer Voraussetzung werden, damit die Integration, insbesondere der Windkraft und der Photovoltaik, gelingt.

Vor diesem Hintergrund liegt ein Schwerpunkt dieser Arbeit darauf, das Konzept eines untertägigen Pumpspeicherwerks in stillgelegten Bergwerken unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten zu bewerten. Diese neuartige Speichertechnologie kann zu der eben genannten Entwicklung einen Lösungsbeitrag liefern.

Der Aufbau dieser Arbeit ist folgendermaßen vorgesehen. In einem ersten Schritt werden einige Herausforderungen, die sich durch die Integration der erneuerbaren Energien ergeben, dargestellt. Das Ziel dabei ist es, die Dynamik und die Auswirkungen des Strukturwandels im Umbau des Elektroenergiesystems zu verdeutlichen. Anschließend werden im Kapitel 3 mögliche Lösungsansätze zur Flexibilisierung vorgestellt. Insbesondere sollen die grundsätzlich einsetzbaren Speichertechnologien und damit konkurrierenden Systeme zu dem hier diskutierten identifiziert werden. Ausgewählte Technologien werden im Weiteren in ihrer Idee und von ihrem Potenzial einerseits sowie hinsichtlich ihrer Kosten anderseits verglichen.

Als Schwerpunkt wird darauf folgend im Kapitel 4 eine Kostenanalyse von untertägigen Pumpspeicherwerken durchgeführt. Für die Analyse werden zwei Modellbergwerke im Harz und im Erzgebirge zu Hilfe genommen, um die Bewertung so realitätsnah wie möglich durchzuführen. Ausgehend von der Kostenbetrachtung

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liegt im anschließenden Kapitel der Fokus auf der Erlösseite. Die möglichen Vertriebswege des Speicherstroms werden vorgestellt. In einem Business Case wird eine Vermarktungsstrategie konkretisiert.

Kapitel 6 beschäftigt sich von einer allgemeineren Perspektive aus mit aktuell diskutierten Förderkonzepten, die einen Einfluss auf einen Energiespeicher haben können. Dabei soll der derzeitige Stand der Debatte über Fördermöglichkeiten zusammengefasst sowie konstruktive Kritik an dieser Diskussion geübt werden. Als Abschluss dieser Arbeit folgen die Zusammenfassung und ein Ausblick.

2 Herausforderungen durch die Integration der erneuerbaren Energien

Für die tragende Säule zur zukünftigen Versorgung der Verbraucher mit elektrischer Energie hat sich Deutschland dazu entschieden, auf erneuerbare Energien (EE) zu setzen. Bereits Anfang der neunziger Jahre wurden gesetzliche Rahmenbedingungen geschaffen, die insbesondere durch das spätere Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) den Weg zu einer regenerativen und CO 2 -armen Energieversorgung weisen sollen. Wie Abbildung 1 verdeutlicht, ist bis in die heutige Zeit ein beeindruckender Verlauf des Ausbaus der Erzeugungskapazitäten vorzuweisen. Von der insgesamt installierten Leistung von über 45 GW (Ende 2009) stammt mit rund 77% ein Großteil von der fluktuierenden Windkraft sowie der Photovoltaik. Vergleicht man die Leistungsgrößen des Angebots mit einer Höchstlast in Deutschland von rund 80 GW werden die Größenordnungen deutlich.

Abbildung 1 Installierte Leistung der EE in Deutschland von 1990 bis 2009 - Quelle: eige- ne Darstellung mit Daten aus [BMU10b].

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Auch zukünftig wird der Zuwachs der Kapazitäten nicht abbrechen. Während vor einigen Jahren beispielsweise „Ökoverbände“ Forderungen für eine überwiegend erneuerbare Energieversorgung aufstellten, ist es heute die Bundesregierung, die ambitionierte Ausbauziele für die kommenden Dekaden vorlegt.

Abbildung 2 Zielwerte der Bundesregierung bezüglich des Anteils der Stromerzeugung aus EE am Bruttostromverbrauch - Quelle: eigene Darstellung mit Daten aus [BMU10a]. Die Wind- und Sonnenenergie sollen weiterhin wesentlich zu der Erreichung der Ausbauziele beitragen. Im Onshore-Bereich der Windenergie wird für einen weiteren Ausbau bei begrenzten Flächen auf einen Ersatz von alten Anlagen durch leistungsstärkere Maschinen (Repowering) gesetzt. Offshore soll bis 2030 ein Potenzial von 25 GW installierter Leistung verwirklicht werden. Hohe Zubauraten müssen bei bestehenden technischen Herausforderungen realisiert werden, da zum heutigen Zeitpunkt lediglich etwa 0,5 GW in den küstennahen Gebieten Deutschlands installiert sind [Den11]. Auch für die Photovoltaik, die von den 8760 möglichen Stunden in einem Jahr etwa 800 bis 900 Volllaststunden aufweist, werden weiterhin Ausbaupotenziale vorausgesagt.

In 2020 werden Wind- und Sonnenergie eine installierte Kapazität von über 100 GW aufweisen, was dem zweieinhalb- bis dreifachen der niedrigsten Verbrauchslast entspricht [BMU11a]. Es sei jedoch darauf hingewiesen, dass je nach Annahmen, Szenarien und politischer Richtung die Studien insgesamt sehr variieren. Dennoch werden sogenannte Schwachlast/Starkwind Situationen immer häufiger angespannte (Netz-)Situationen hervorrufen.

In einzelnen Bundesländern wie z.B. Niedersachsen sind die Pläne deutlich ambitionierter als im Bundesdurchschnitt. Der niedersächsische Umwelt-Staatssekretär Birkner ist der Ansicht, dass „bis 2020 rechnerisch knapp 80 Prozent des niedersächsischen Stromverbrauchs durch EE“ abgedeckt werden können [Bir11].

Bei diesen Dynamiken entwickelt sich immer mehr das Bewusstsein, dass techni- sche und wirtschaftliche Herausforderungen durch den Ausbau insbesondere der

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fluktuierenden Energiequellen einen Wandel des Versorgungssystems fordern. Dabei besteht die technische Notwendigkeit, dass die Stromerzeugung zu jedem Zeitpunkt dem Stromverbrauch entsprechen muss. Anders als in vielen anderen Branchen, ist das betrachtete Gut, die Elektrizität, großtechnisch nicht lager- bzw. speicherbar. Wenn zu große Abweichungen in der Leistungsbilanz vorliegen, hat dies direkten Einfluss auf die Versorgungssicherheit.

In der Konsequenz ist beispielsweise als technische Herausforderung der notwendige Netzausbau zu sehen, der von der Deutschen-Energie-Agentur (dena) prognostiziert wird. Dieser ist eine grundlegende Bedingung, um die produzierten Energiemengen der Windkraft in Nord- und Ostdeutschland ins verbrauchsstärkere Süd-und Westdeutschland zu transportieren [Den10b].

Forderungen, dass in der Elektrizitätswirtschaft neue Marktdesigns nötig seien, sind als wirtschaftliche Beispiele anzufügen [Web11]. Durch die Vorrangregelung und die gesetzlich gesicherte Einspeisevergütung der EE wird ein immer größerer Anteil der Stromversorgung dem freien Wettbewerb entzogen. In der Vergangenheit, als die Anteile aus der Wind- und Sonnenenergie noch verhältnismäßig gering an der Gesamtstromerzeugung waren, waren die Auswirkungen auf die verbleibenden Marktteilnehmer begrenzt. Die obige Darstellung (Abbildung 2) verdeutlicht, dass in naher Zukunft ein Fünftel und 2020 bereits über ein Drittel der Energie - das bisherige Marktdesign vorausgesetzt - dem freien Wettbewerb entzogen werden.

Um die Situation zu verdeutlichen, soll ein Beispiel einer angespannten ¹ Netzsituation in einer Regelzone (50Hertz) in der Abbildung 3 veranschaulicht werden. Die Nachfrage bzw. Last sowie die Residuallast sind zu Vergleichszwecken abgebildet. Die Residuallast, verstanden als verbleibende Nachfrage nach Abzug der nicht steuerbaren Kraftwerke bzw. fluktuierenden Energiequellen, ist bereits heute durch einen stark schwankenden bzw. volatilen Verlauf gekennzeichnet.

¹ Aufgrund hoher Windenergieerzeugung kam es zu „sehr hohen Belastungen im Übertragungsnetz“ von 50Hertz, weswegen Maßnahmen zur Sicherung der Systemstabilität gemäß §13 (1) EnWG, §13 (2) EnWG umgesetzt wurden [50Hz10].

Abbildung 3 Vergleich der Schwankungsbreite von Last und Residuallast an 7 Tagen in 2010 - Quelle: eigene Darstellung mit Daten aus [50Hz11b].

Während in einem System ohne Windkraftanlagen ² die Schwankungsbreite bei 7 GW läge, ist im Beispiel durch die fluktuierenden Quellen eine verbleibende Nachfrage mit einer Spreizung von 12,5 GW zu erkennen. Prinzipiell wären z.B. Speicher in der Lage eine Vergleichmäßigung der Residuallast zu ermöglichen. Legt man zur Veranschaulichung die betrachtete Systemgrenze auf die Regelzone, würde am 11.12.2010 nahezu kein anderes Kraftwerk nötig sein, um die Nachfrage zu befriedigen. Wenn wie am 8.12.2010 fast keine Einspeisung aus der Windkraft und der Photovoltaik erfolgt, müssen dagegen konventionelle Kraftwerke ihre Leistung erhöhen. Diese Beobachtung führt direkt auf das Stichwort der sogenannten gesicherten Leistung. Die allgemeine Definition kann durch folgendes, vereinfachtes Rechenschema abgebildet werden [Mos11]:

² Die Solaranlagen spielen im Betrachtungszeitraum eine zu vernachlässige Rolle.

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Die gesicherte Leistung kann dabei als aggregierter Wert für ein Elektroenergiesystem gesehen werden, wobei dann folgende Bedingung für eine Versorgungssicherheit gelten muss:

(nationale) gesicherte Leistung > Jahreshöchstlast

Jeder einzelner Energieerzeugungsform kann ebenfalls ein Wert hinsichtlich der gesicherten Leistung zugewiesen werden. Man geht davon aus, dass der Beitrag der gesicherten Leistung von der Windkraft bei 5 - 10% und der der Photovoltaik bei rund 1% liegt [Mos11]. Der abgebildete Verlauf der Windeinspeisung während der 7 Tage macht deutlich (Abbildung 3), dass im gewählten Beispiel eine stark schwankende Einspeisung vorliegt. Bei einer installierten Leistung der Windkraft von etwa 10,5 GW (Stand 2009 ³ ) in der betrachteten Regelzone zeigt sich, dass innerhalb einer Woche die Einspeisung von nahe Null MW bis zu einem Großteil der Windkraftleistung schwankt. Bei einem stetigen Ausbau dieser Kapazitäten und der bestehenden Rechtslage führt ein steigender Energieeintrag der EE zu Herausforderungen für konventionelle Kraftwerke. Diese können ihre typischen Jahresausnutzungsdauern nicht mehr erreichen, da die Residuallast insgesamt abnimmt. Allerdings werden sie (größtenteils) benötigt, um Nachfragespitzen, insbesondere bei Schwachwindzeiten, abzudecken. Investitionsentscheidungen für neue, konventionelle Kraftwerke werden damit zunehmend unattraktiver.

Abbildung 4 zeigt weitere Aspekte auf, die Herausforderungen für Netzbetreiber als auch für Marktteilnehmer mit sich bringen.

³ Daten zur installierten Leistung von 2010 wurden bisher nicht veröffentlicht und können erst im Laufe der zweiten Jahreshälfte bereitgestellt werden (persönliche Anfrage bei 50Hertz).

Abbildung 4 Windeinspeisung und -prognose vom 7. bis 13. Dezember 2010 - Quelle: eigene Darstellung mit Daten von [50Hz11b], [EEXa].

Im Gegensatz zu konventionellen Kraftwerken, die sehr gut auf eine gewünschte Leistung geregelt werden können, muss eine Abschätzung der prognostizierten Einspeisung im Vorhinein getroffen werden. Es ist zu erkennen, dass der Prognoseverlauf der Windeinspeisung (rot) in der Regel von der Einspeisung (blau) selbst abweicht. Hier muss teure Regelenergie beschafft werden, um den notwendigen Leistungsausgleich im Netz wieder herzustellen. Auch wenn die Methoden und Modelle in den vergangenen Jahren an Verbesserungen hinsichtlich der Genauigkeit gewonnen haben, sind insbesondere bei großen Gradienten deutliche Abweichungen unvermeidbar. In den realen Daten der betrachteten sieben Tage sind maximale Differenzen von bis zu +925 MW bzw. -2460 MW vorzufinden. Der zuletzt genannte Wert entspricht der Leistung von etwa zweieinhalb Kernkraftwerken.

Obwohl die Strompreisbildung auf dem Spotmarkt vieler Einflussfaktoren unterliegt und der Windenergiebeitrag lediglich einen darstellt, ist der Einfluss ersichtlich. Beispielsweise ist am ersten und letzten Tag des Betrachtungszeitraums (07. und 13.12.2010), an denen die Windeinspeisung das niedrigste Niveau aufweist, das höchste Preisniveau erreicht. Werte von bis zu 100 €/MWh stellen sich ein. Im Gegensatz dazu werden am Tag der höchsten Windenergieeinspeisung (11.12.) die geringsten Preise verzeichnet. Selbst in Zeiten relativ hoher Nachfrage am Tage stei- gen die Preise nicht über 50 €/MWh. In den Nächten vor und nach dem 11.12.

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kann dabei von sogenannten Schwachlast/Starkwind Zeiten gesprochen werden. Eine recht geringe Nachfrage tritt zu einem Zeitpunkt höherer Windstärke auf. Die Folge sind negative Preise ⁴ mit Werten bis minus 20 €/MWh.

Alleine für die betrachtete Regelzone gehen die Schätzungen davon aus, dass bis zum Jahre 2019 ein Anstieg der installierten Windkraftleistung auf ca. 25.000 MW erreicht wird, was einer Verdopplung gegenüber dem Wert von heute (2011) entspricht [50Hz11a].

Ein Auszug des deutschen Energiekonzeptes fasst die aktuelle Situation zusammen, dass im gesamten Energieversorgungssystem, bestehend aus konventionellen Kraftwerken, erneuerbaren Energien, Netzen und Speichern ein Optimierungsbedarf gesehen wird [BMU10a]. Wenn auch zukünftig die Einspeisung von EE (weitestgehend) nicht marktbasiert erfolgt, sondern förderpolitische Mechanismen exogen eingreifen, müssen den entstehenden Herausforderungen wirtschaftlich umsetzbare Lösungen entgegnet werden. Als Antwort wird u.a. die „Entwicklung und Förderung der Speichertechnologien“ genannt, was im Energiekonzept der Bundesregierung gleichzeitig als eines der neun größten Herausforderungen identifiziert wird [BMU10a].

Die aktuelle Lage und die zukünftigen Entwicklungen machen deutlich, dass Lösungsansätze diskutiert und umgesetzt werden müssen. Das folgende Kapitel beschäftigt sich daher mit Lösungsmöglichkeiten und insbesondere mit verschiedenen Speicheroptionen.

3 Energiespeicher - notwendiger Bestandteil eines Elektroenergiesystems

3.1 Möglichkeiten der Flexibilisierung

Untertägige Pumpspeicherwerke in Deutschland zu errichten stellt eine Möglichkeit zur besseren Integration von EE dar. Neben dieser Option gibt es eine Reihe weiterer Möglichkeiten, zu denen untertägige Pumpspeicherwerke demnach in einer Wechselwirkung stehen. Die Beziehungen der folgend aufgeführten Möglichkeiten zum PSWuT sind unterschiedlicher Art und damit nicht zwangsläufig als

⁴ Erläuterungen zu negativen Preisen sind dem Kapitel 6.2 und auch dem Anhang A zu ent- nehmen.

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v vollständige e Substitut e zu sehen n. Dennoch h sollten si ie bei eine er Betrachtu ung des lichen Umf w wettbewerb felds (im w weiteren Sin nne) mit auf fgeführt we erden.

Abbildun g 5 Wettbew

N Netzausba au G Getrieben d durch einen n starken A Ausbau von n Windkraf ftanlagen (u (und Photo ovoltaik-A Anlagen) ko ommt es ve ermehrt da zu, dass En ngpässe bei den Übert tragungs- u und Ver-Es wäre de te eilnetzen e entstehen. enkbar, mit t Speichern n eine Alte ernative zum m Netza usbau zu li iefern. Jedo och zeigen Beispielrec chnungen w wie in [Sau0 09a], dass S Speicher n den meis sten Fällen schaftliche Alternativ e für den N Netzausbau in keine wirts darsteltifizierten T le en. Problem matisch ist die Situatio on dadurch h, dass von n dem ident Trassenb bedarf im B Bereich der Übertragu ungsnetze a aus der erst ten dena-N Netzstudie v von 850 bis 2015 bi K Kilometern is heute led diglich ein kleiner Tei l realisiert w werden ko nnte. In ten Varian d der aktuelle en und zwe eiten dena--Netzstudie e wird in de er günstigst nte sogar stellt, der z zusätzlich u e in Bedarf v von 3600 K Kilometern Freileitung gen festges umzusetz en wäre [D Den10b]. Da abei ist es m möglich, da ass Speiche r bei fehlen nder Netzk kapazität d die Integrat ion von EE E unterstütz zen. Darüb ber hinaus k können Spe eicher dazu u beitramen ⁵ verring . g gen, dass sog genannte R Redispatch--Maßnahm gert werden n [Den10a]

L Lastmanag gement A Als weitere nn die Flex xibilisierun g der Nach hfrage nach h Elektrizitä ät durch Option kan nt genann M Maßnahme n im Lastm managemen nt werden. Bereits lan nge genutz te Mögäge mit li ichkeiten s sind beispi ielsweise N Nachtspeich herheizung gen oder a auch Vertr G Großkunden n zur Absen nkung von n Spitzen be ei der Leist ungsbereit tstellung. V Verschied dene Rechn nungen ver suchen dar rüber hinau us die Pote enziale des Lastmanag gements

⁵ Marktbezog gene Maßna hme, um En ngpässe im S Stromnetz zu u verhindern n bzw. zu be eseitigen, t werden d damit die Sys stemverantw wortung der Übertragun gsnetzbetrei iber (ÜNB) g gewährleiste k kann.

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zu quantifizieren. In den Sektoren Industrie, Gewerbe, Handel sowie Dienstleistungen und Haushalte gibt es Anwendungen, die flexibel nutzbar sind.

Tabelle 2 Theoretisches Lastmanagementpotenzial in den Sektoren Industrie, Gewerbe,

Die Werte sind als theoretisches Potenzial zu interpretieren. Technische und wirtschaftliche Betrachtungen schränken die Flexibilisierungsoption weiter ein. Einige Voraussetzungen und Entwicklungsarbeiten, wie die Ausbreitung der modernen Zählertechnologie, sind noch zu leisten. Ein adäquater Vergleich zu Speichertechnologien ist nur schwer zu ziehen. Vertreter der Industrie sehen die Möglichkeiten in diesen Bereichen deutlich kleiner. Hier ist die Rede von einem technischen Potenzial von 2.500 MW, wobei sogar weniger als die Hälfte davon als wirtschaftlich eingeschätzt wird. Zudem müssen zur Realisierung der Potenziale Akzeptanzhürden überwunden werden [Sch11b].

Als prinzipieller Vorteil gegenüber Speichertechnologien ist zu nennen, dass bei Demand-Side-Management Maßnahmen keine elektrischen Verluste auftreten müssen, wobei bei einer mit einem Wirkungsgrad behafteten Speichertechnologie dies stets der Fall ist.

Elektromobilität

Wenn im Jahr 2020 eine Million Elektrofahrzeuge in Deutschland existieren, ist auch hier ein zumindest theoretisch hohes Speicherpotenzial vorhanden. Als virtueller Großspeicher stünden sie in ihrer Gesamtheit für Speicheraufgaben zur Verfügung. Dabei macht [ETG09] deutlich, dass durch intelligentes Management die Verfügbarkeit eines Fahrzeugs irrelevant ist und das Kollektiv mit seiner statistischen Verfügbarkeit betrachtet werden kann. Es wäre möglich, dass hierdurch Regelleistung (durch zum Beispiel Aufnahme oder Unterbrechung des Ladevorgangs) sowie weitere Speicheraufgaben „bis zu einem Tag“ geleistet werden können.

Wohke stellt demgegenüber bei Betrachtung der aktuellen Marktsituation fest, dass auf dem Spot- und Regelenergiemarkt keine ausreichenden Anreize für Anwendun- gen aus diesem Bereich bestehen [Woh10] oder anders formuliert: Die Kosten um

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die Fahrzeuge als Energiespeicher zu verwenden erscheinen zu hoch. Zum heutigen Zeitpunkt ist es problematisch, das nutzbare Potenzial zu quantifizieren. Erschwert wird dies durch die noch nicht absehbaren Geschäftsmodelle, Ladestrategien und Kosten. Die Lieferung eines Beitrags über dem primären Nutzen der Mobilität hinaus zum Ausgleich von fluktuierender Elektrizitätsbereitstellung ist durch die Elektromobilität kurz- bis mittelfristig nur begrenzt zu erwarten.

Flexible Kraftwerke

Bereits heute tragen konventionelle Kraftwerke dazu bei, ein Gleichgewicht im Netz herzustellen, indem Sie ihre Leistungsbereitstellung variieren. Wie die folgende Grafik verdeutlicht, sind u.a. auch Grundlastkraftwerke in der Lage, eine gewisse Flexibilität bereitzustellen.

Abbildung 6 Flexibilisierungsbeitragsmöglichkeit von Kraftwerken

(idealisierte Darstellung) - Quelle: eigene Darstellung nach [Vah11]. Allerdings entsprechen stark flexible Fahrweisen nicht dem ursprünglichen Zweck dieser Kraftwerke und auch nicht ihrer optimalen Fahrweise. Die Folgen sind ein geringerer Wirkungsgrad und in der Konsequenz steigende Betriebskosten und erhöhte CO 2 -Emissionen. In einer zukünftig immer regenerativeren Stromerzeugung werden die Herausforderungen weiter wachsen, wobei die technischen Grenzen zur Einhaltung der Netzstabilität beibehalten werden müssen. Mit einem Abbau von Kraftwerkskapazitäten wie bspw. der Kernkraft sowie der älteren Kohlekraftwerke sinkt zudem der mögliche Flexibilisierungsbeitrag.

Zusätzlich sind die Kraftwerke darauf angewiesen, je nach typischer Ausnutzungsdauer, am Netz zu sein, um betriebswirtschaftlich positive Ergebnisse zu erzielen. Bei Beibehaltung des aktuellen Marktdesigns würde sich durch den Ausbau der EE

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das Residualmarktvolumen ⁶ verkleinern. Wenn gleichzeitig zur Deckung der Netzhöchstlast fortwährend ein großer Kraftwerkspark benötigt wird, da die gesicherte Leistung beispielsweise der Windenergie verhältnismäßig geringe Beiträge liefert, ist die Folge eine geringere Auslastung der konventionellen Kraftwerke.

Zum Vergleich ist in der obigen Darstellung ein untertägiges Pumpspeicherwerk mitaufgeführt und weist mit der höchsten Leistungsänderungsgeschwindigkeit von 2 MW/sec eine große Einsatzflexibilität auf. Zudem erkennt man das Alleinstellungsmerkmal eines Speichers, Energie einspeichern zu können und damit Leistung aufzunehmen.

Speicher im Ausland

Um dem Speicherbedarf zu begegnen, werden das Speicherpotenzial skandinavischer Länder - insbesondere von Norwegen - als Argument angeführt. Die wesentlichen Vorteile sind die in der Regel bereits bestehenden Ober- und Unterseen sowie die Größenordnungen, die vorgefunden werden. Der Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) geht dabei soweit, dass er die klare Empfehlung ausspricht, „möglichst bald eine Kooperation“ mit entsprechenden Ländern anzustreben [SRU11]. In Szenarien wird dargestellt, dass die berechneten durchschnittlichen Stromgestehungskosten für Deutschland dadurch sinken können.

Bei dieser Option sind als Nachteile aufzuführen, dass für den nicht benötigten und damit zu speichernden Strom sowie auch für den ausgespeicherten Strom jeweils Übertragungsverluste auftreten. Ein untertägiges Pumpspeicherwerk hätte demgegenüber bezüglich des Standorts durch die Nähe an Erzeugung bzw. Verbrauch einen Vorteil. Ein „Supergrid“ mit Verbindung zu den skandinavischen Speicherpotenzialen ist zudem heute nicht vorhanden. Des Weiteren birgt die Variante „Speicher im Ausland“ eine gewisse Abhängigkeit, die aber für den skandinavischen Fall als kein nennenswertes Versorgungsrisiko eingeschätzt wird [SRU11].

Zu bedenken ist, dass auch in Norwegen bei derartigen Großprojekten Akzeptanzschwierigkeiten nicht ausgeschlossen werden können [Sch11b]. Der Zusammenhang der höheren Zustimmung der Gesellschaft, wenn ein Nutzen für die eigene erneuerbare Stromerzeugung hergestellt wird, ist bekannt. Hier müsste die norwegische Bevölkerung bereit sein, ein anderes Land beim Übergang in ein regeneratives Energiezeitalter zu unterstützen.

⁶ Energiemenge, die mit konventionellen Kraftwerken gedeckt werden muss.

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Der naheliegende Vergleich von untertägigen Pumpspeicherwerken mit weiteren Speichertechnologien wird dabei in den folgenden Kapiteln gesondert und auch quantitativ betrachtet.

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass insbesondere bei den Speicherpotentialen im Ausland, beim Lastmanagement, aber auch bei der Elektromobilität die theoretischen Potenziale hoch sind. Unterschiedlichste Voraussetzungen machen eine Voraussage des in der Zukunft realisierbaren Beitrags schwierig. Auch Akzeptanzfragen können und werden bei einzelnen Optionen zum entscheidenden Kriterium. Der geringe wirtschaftlich sowie nachhaltig umsetzbare Beitrag deutet darauf hin, dass zukünftig ein weiterer Flexibilisierungs- bzw. Speicherbedarf entstehen wird, der sogar das Thema Förderung von Speichertechnologien in die politische Diskussion bringt [BMU10a]. Ein untertägiges Pumpspeicherwerk wäre als nationale Option in Kombination als eine verfügbare und sichere Technologie attraktiv.

3.2 Betrachtung ausgewählter Energiespeicher

Bis auf die nicht in Frage kommenden Speicherungsmöglichkeiten Magnetfeldspeicher und Kondensatoren ist elektrische Energie nicht direkt speicherbar. Damit ist Strom nur indirekt durch Wandlung in andere Energieformen zu akkumulieren. Hinsichtlich des notwendigen Energiespeicherausbaus stellt sich die Frage, welche Speichertechnologie großtechnisch in der Lage ist, die zukünftigen Anforderungen zu erfüllen. Gleichzeitig soll in diesem Abschnitt beantwortet werden, welche Systeme in Konkurrenz zu einem untertägigen Pumpspeicherwerk stehen. Hierzu ist in Abbildung 7 die Entladungszeit bei Nennleistung als Funktion von typischen Systemgrößen verschiedener Speicherarten im doppelt logarithmischen Maßstab dar- gestellt.

Abbildung 7 Entladezeit als Funktion der Systemgröße zur Charakterisierung verschiedener Speichertechnologien - Quelle: [SVV07], bearbeitet. Als konkurrierende Speichersysteme in einem Bereich von Stunden bei der Entladungszeit und mehreren Megawatt bis Gigawatt bei der Systemgröße als charakteristische Größenordnungen für die benötigten Speicher können drei Technologien identifiziert werden. Dazu zählen die Stand-der-Technik-Variante der Pumpspeicherwerke, der Druckluftspeicher in der diabatischen sowie der adiabatischen Form und die Nutzung von Wasserstoff (H 2 ) zur Rückverwandlung in Strom (oben rechts in Abbildung 7).

Die als relevant identifizierten Anwendungen werden auf den folgenden Seiten in ihrer Charakteristik und mit ihrem Potenzial vorgestellt.

Pumpspeicherwerke

Pumpspeicherwerke ⁷ (PSW) bilden seit Jahrzehnten die wesentliche Säule der Speicherkapazitäten in deutschen, aber auch internationalen Elektroenergiesystemen. Weltweit sind Kapazitäten von ca. 75.000 MW installiert. Davon entfallen auf Deutschland rund 6,7 GW bzw. 40 GWh [Gie09]. Dies entspricht einer durchschnittlichen, maximalen Entladedauer von knapp 6 Stunden. Das Prinzip ist dabei wie folgt. Wenn Strom „überschüssig“ ist bzw. aufgenommen werden muss, wird Wasser von einem unteren Wasserreservoir in ein oberes ge- ⁷ Nach Giesicke handeltes sich im Gegensatz zu einem Pumpspeicherkraftwerk um ein Pumpspeicherwerk, wenn der Pumpzufluss mehr als die Hälfte des Turbinenzuflusses ausmacht. Andernfalls liegt ein kombiniertes Speicherkraftwerk vor, dessen Turbinenzufluss überwiegend aus natürlichem Zufluss besteht [Gie09].

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pumpt. Damit besteht die Speicherung darin, potenzielle Energie des Wassers (im Oberbecken) akkumulieren zu können. Wenn Strom zu einem anderen Zeitpunkt bereitgestellt werden soll, kann das Wasser durch ein Druckrohr heruntergelassen werden. Die potenzielle wird in kinetische Energie umgewandelt; eine Turbine kann angetrieben werden. Mit der Rotationsenergie der Turbine kann anschließend, auf derselben Welle im Generator, Strom erzeugt und ins Netz eingespeist werden.

Wenn das PSW über keinen natürlichen Wasserzufluss verfügt, ist die Anlage - wie jeder andere Speicher auch - keine Energieerzeugungseinheit. Vielmehr könnte man von einem Energieverbraucher reden, der die Möglichkeit schafft, Energie zu speichern um Teile davon zu späteren Zeitpunkten bereitzustellen. Der Wirkungsgrad moderner Anlagen beträgt bis zu 80 Prozent. Dieser vergleichsweise hohe Wert kann als eindeutiger Vorteil gegenüber anderen Speichertechnologien gesehen werden. Auch die schnelle Anfahrzeit (je nach Anlagentyp 1 - 3 Minuten) und eine hohe Flexibilität stellen wesentliche Vorzüge dieser Speichermöglichkeit dar [Gie09].

Konventionelle PSW gelten als wirtschaftliche Option, Energie großtechnisch speichern zu können. Allerdings ist das deutschlandweite Ausbaupotenzial begrenzt. Neben notwendigen geologischen Voraussetzungen stellen der massive Eingriff in die Natur und mehr denn je Akzeptanzfragen der Bevölkerung Hürden zur Realisierung derartiger Großprojekte dar. Aktuell existiert allerdings ein Vorhaben der Schluchseewerke zum Bau eines PSW mit einer Turbinenleistung von 1.400 MW. In 5,5 Jahren Bauzeit soll ab 2013 mit einem Investitionsvolumen von über einer Mrd. Euro das bisher größte PSW in Deutschland errichtet werden [Sch11a].

Die Möglichkeit, ein PSW auch unter Tage zu errichten, wird durch das Energie-Forschungszentrum Niedersachsen erforscht [EFZ11]. Im Rahmen eines vom Umweltministerium geförderten Projekts „Windenergiespeicherung durch Nachnutzung stillgelegter Bergwerke“ wird das deutschlandweite Potenzial untersucht, Bergwerke nachzunutzen und PSW darin unterzubringen. Weltweit existiert hierzu noch kein umgesetztes, vergleichbares Projekt. Ansätze gab es bereits im Jahre 1996 in New Jersey/USA [Gie09] und von der Kelag AG in Südtirol in 2009 [Wir09], wobei beide Projekte nicht zur Umsetzung gekommen sind. Aktuell gibt es in Holland Untersuchungen, ein PSW untertägig auf der „grünen Wiese“ zu errichten [Sog11].

Eine umfassende, wirtschaftliche Bewertung der Möglichkeit, ein PSW in einem stillgelegten Bergwerk zu installieren, existiert bisher nicht und bildet den Kern der

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vorliegenden Arbeit. Neben dieser ersten groben Einordnung der Speichertechnik werden nähere Beschreibungen der Charakteristika und Funktionen von PSW auch mit den besonderen Anforderungen unter Tage in Kapitel 4 näher gebracht. Nicht zuletzt, um einen vergleichenden Überblick zu PSW bzw. PSWuT zu ziehen, werden an dieser Stelle weitere relevante Speicheroptionen vorgestellt.

Druckluftspeicher

Ein Druckluftspeicherkraftwerk, oder auch Compressed Air Energy Storage (CAES), basiert auf der Möglichkeit, komprimierte Luft als Speichermedium zu nutzen. Abbildung 8 verdeutlicht das Konzept der Technologie. Bei günstigen Strompreisen wird durch einen elektrisch betriebenen Verdichter Luft komprimiert und in Hohlräumen im geologischen Untergrund gespeichert. Bei hoher Stromnachfrage erfolgt die Ausspeicherung unter Zuführung mit Erdgas in eine Gasturbine. Ein Generator wird antrieben, welcher elektrischen Strom bereitstellt. Letztendlich ist ein sogenanntes diabates Druckluftspeicherkraftwerk eine Gasturbine mit der Möglichkeit, die benötigte komprimierte Luft zu speichern. Da bei einer konventionellen Gasturbine bis zu 2/3 der Turbinenleistung für die energieintensive Verdichtung benötigt wird, ist die vorherige Kompression der Luft zu günstigeren Preisen in Schwachlastzeiten eine sinnvolle Konsequenz aus der technischen Restriktion. Die bei der Kompression anfallende Wärme geht bei dem sogenannten diabaten Konzept ver-loren. Bei der Dekompression wiederum benötigte thermische Energie wird durch eine Lufterwärmung durch die Gasturbinenfeuerung realisiert. Die diabate Variante weist durch die erläuterten Aspekte einen schlechten Wirkungsgrad von unter 55 % auf [EnB07].

Abbildung 8 Prinzipbild einer diabaten (links, mit Rekuperator) und adiabaten (rechts) CAES-Anlage - Quelle: [EnB07], bearbeitet.

Obwohl die Technik für das diabate Konzept verfügbar ist, kann nicht von einer erfolgreichen Marktdurchdringung gesprochen werden. Bisher existieren weltweit

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lediglich zwei Anlagen dieses Typs, die in der folgenden Tabelle mit ihren wesentlichen Kenndaten skizziert sind.

Tabelle 3 Charakteristische Daten der weltweit einzigen CAES Anlagen - Quelle: [Bin07].

Aus den gegebenen Daten ist der Wirkungsgrad ableitbar. Für die von E.ON betriebene Anlage in Deutschland ist gemäß der folgenden Gleichung

ein Wirkungsgrad von rund 42% möglich. Analog hierzu kann die amerikanische Anlage einen Wert von ca. 54% aufweisen. Neben allgemeiner, technischer Weiterentwicklung ist dies insbesondere auf den Einsatz eines Rekuperators zurückzuführen. Dieser wärmt die Luft durch die heißen Abgase der Gasturbine auf und fungiert damit als Wärmetauscher. Dadurch wird ein verminderter Gaseinsatz ermöglicht.

Das adiabate ⁸ Konzept unterscheidet sich vom diabaten im Wesentlichen dadurch, dass die anfallende Kompressionswärme für den Prozess nutzbar gemacht wird, indem sie zwischengespeichert wird. Die benötigte Wärme bei dem Dekompressions-vorgang wird aus einem zu errichtenden Wärmespeicher bezogen und die Befeuerung mit Gas kann substituiert werden. Gleichzeitig wird eine Wirkungsgraderhöhung auf ca. 70 % für möglich gehalten [RWE11a]. Als Nachteil muss angemerkt werden, dass die Investitionskosten eines AA-CAES Kraftwerk höher ausfallen. [Den10a] geht davon aus, dass die Investitionskosten des Wärmespeichers bei einer Speicherkapazität von 8 Stunden mindestens 25 % des Gesamtinvestitionsvolumens ausmachen und diese mit der Anlagegröße näherungsweise linear steigen

⁸ Kein Wärmeaustausch mit der Umgebung.

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bzw. sinken. Allerdings wird erwartet, dass die Betriebskosten deutlich verringert werden können, da die Gaszusatzbefeuerung nicht nötig ist.

Von der adiabaten Technologie (AA-CAES ⁹ ) ist bisher keine Anlage realisiert. Forschungsarbeiten laufen beispielsweise noch im Bereich des Wärmespeichers. Unter Beteiligung von u.a. RWE ist ein Demonstrationsprojekt geplant, welches die Errichtung einer ersten Anlage ab 2013 mit einer Speicherkapazität von 1.000 MWh und einer elektrischen Leistung von bis zu 200 MW zum Ziel hat. Alleine für die Entwicklungsphase für das Projekt namens ADELE werden Kosten in Höhe von zehn Millionen Euro bis 2013 angegeben [RWE11a].

[Den10a] identifiziert drei Aspekte, die das Ausbaupotenzial von Druckluftspeichern einschränken:

1. Beide Konzepte haben gemein, dass für die Druckluftspeicherung i.d.R. ¹⁰ geeignete geologische Formationen nötig sind, in denen eine möglichst verlustfreie Speicherung möglich ist. In Frage kommen hier insbesondere Salzkavernen, eingeschränkt auch Aquifer-Strukturen oder aufgelassene Bergwerke. Damit wird deutlich, dass die Technologie auf geeignete Standorte angewiesen ist. Es bestehen (potenzielle) Konkurrenzen in der Nutzung von Kavernen zwischen den Anwendungen Gasspeicherung, CO 2 -Speicherung, Wasserstoffspeicherung und Druckluftspeicherung.

2. Die anfallenden Mengen an Salzwasser bei der Errichtung bzw. Aussolung einer Salzkaverne müssen im Meer entsorgt werden. Hierzu sind Leitungen zu errichten, die insbesondere bei der Überbrückung größerer Entfernungen einen wesentlichen Kostenfaktor darstellen.

3. Bei dem diabaten Speicher fallen Kosten für die Herstellung eines Gasanschlusses an. Darüber hinaus besteht eine Abhängigkeit vom Gaspreis und CO 2 -Emissionen entstehen.

Insgesamt lässt sich resümieren, dass das adiabate Konzept als (lokal) emissionsfreies, reines Speicherkraftwerk mit dem höheren Wirkungsgrad der diabaten Technologie in der Zukunft überlegen sein wird, sofern die notwendigen Entwicklungsarbeiten erfolgreich sein werden [Tus08]. Insbesondere der geringe Wirkungsgrad und

⁹ Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage

¹⁰ Beispielsweise bestehen am Energie-Forschungszentrum Niedersachsen Forschungsansät- ze für kleine Anlagen die Druckluft anstatt in Kavernen in Druckrohrleitungen zu speichern.

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die notwendige Kombination mit einem konventionellen Gaskraftwerk und damit die Kopplung der Wirtschaftlichkeit am Gaspreis bzw. dessen Entwicklung veranlassen, sich in der folgenden Betrachtung auf das adiabate Konzept zu beschränken. Dieses ist wiederum heute (noch) als keine marktreife Technologie einzuordnen, aber im Vergleich zum PSW mittelfristig als Konkurrenztechnologie zu sehen.

Elektrochemische Speicher

Bei den elektrochemischen Speichern existiert eine Vielzahl von verschiedenen Varianten, auf die aufgrund des Umfangs nicht detailliert und gesondert eingegangen wird. Eine Klassifizierungsmöglichkeit ist in der folgenden Abbildung dargestellt.

Abbildung 9 Klassifizierung elektrochemischer Speichertechnologien - Quelle: [Sau09a]. Bei internen Speichern ist der elektrochemische Energiewandlungsschritt und die Speicherung der Energie räumlich nicht zu trennen [Sau09a]. Diese Restriktion hat zur Folge, dass eine erhöhte Leistung gleichzeitig eine Erhöhung der geometrischen Größe des Energiespeichers und umgekehrt als Konsequenz hat. Einzelne große Speicher sind in der Regel unüblich, wobei in einer virtuellen Betrachtung die statistische Gesamtheit vieler kleinerer Anlagen in Größenordnung kommen kann, die einen Beitrag zum Ausgleich fluktuierender Energiequellen liefern können (Stichwort Elektromobilität). Ein Beispiel einer größeren Anlage mit Seltenheitswert wäre eine Natrium-Schwefel-Hochtemperaturbatterie (NaS) in Japan, die mit 6 MW und einer Energiemenge von 48 MWh im Load-Levelling-Betrieb ¹¹ arbeitet [Sau09a]. Hohe Investitionskosten, kombiniert mit einer vergleichsweisen geringen Lebensdauer durch die begrenzte Zyklenanzahl, sind aufzuzählende Nachteile, wenn Integrationsmöglichkeiten von EE gesucht werden. Bei der Kategorie externer

¹¹ Zeitliche Entkopplung von Angebot und Bedarf im Tagesrhythmus.