Ernst Schriefl
Dieser Text ist der zweite Teil des Kapitels "Keine Angst vor Dunkelflauten und Blackout? - Der enorme Speicherbedarf für die Energiewende" aus meinem Buch "Raus aus Kohle, Öl und Gas - aber wie? Die Dilemmata der Energiewende". Er beschäftigt sich damit, wie hoch der Speicherbedarf in einem 100-%-Erneuerbare Energiesystem sein müsste, bezogen auf die Verhältnisse in Deutschland. Am Ende folgt ein Fazit, das sich auf das gesamte Buchkapitel bezieht.
Das Buch
ist im Dezember 2025 im Büchner Verlag erschienen. Hier der Link zur
Vorstellung des Buchs auf der Homepage des Büchner Verlags:
https://www.buechner-verlag.de/buch/raus-aus-kohle-oel-und-gas-aber-wie
Kommen wir nun nach diesem Exkurs zur Blackout-Thematik zurück zur Frage des Speicherbedarfs in einem Energiesystem, das zur Gänze (oder fast zur Gänze) auf erneuerbaren Energien basiert. Eine bedeutende Arbeit in dem Zusammenhang, die durchaus auch ins Kreuzfeuer der Kritik geriet, ist jene von Hans-Werner Sinn aus dem Jahr 2017, mit dem Titel »Buffering volatility: A study on the limits of Germany’s energy revolution«[1].
Man darf sich die Arbeit von
Hans-Werner Sinn nicht als Versuch vorstellen, eine möglichst realitätsnahe und
umsetzbare Speicherstrategie für Deutschland zu beschreiben, sondern eher als
Gedankenexperiment: Wie hoch wäre der Bedarf an Pumpspeicherkapazität, wenn
Deutschland versuchen würde, die Stromerzeugung zu einhundert Prozent aus
erneuerbaren Energien zu decken?[2]
Pumpspeicher als die Speicheroption der Wahl heranzuziehen, ist zunächst
naheliegend, da Pumpspeicher bislang den – bei weitem – größten Anteil an
Speicherkapazität stellen und außerdem relativ effizient arbeiten[3].
Weiters nimmt Sinn an, dass 11 Prozent der Stromerzeugung aus den »anderen
Erneuerbaren«, nämlich Biomasse, Wasserkraft und Abfälle, stammt, während der
Rest (also 89 Prozent) durch Windenergie und Photovoltaik produziert wird und
dass keine Abregelung erfolgt. Alle Überschüsse aus Wind und Solar werden also
zwischengespeichert. Die Datengrundlage stammt aus dem Jahr 2014 – sowohl was
die Produktionscharakteristik von Wind und Solar als auch die Stromnachfrage
betrifft. Sinn berücksichtigt also die sehr wahrscheinliche deutliche Erhöhung
der Stromnachfrage aufgrund der zunehmenden Elektrifizierung noch gar nicht.
Das Ergebnis seiner Analyse ist, dass
unter den oben dargelegten Annahmen Pumpspeicher mit einer Kapazität von 16,3
Terawattstunden (TWh) vorhanden sein müssten, um – im Sinne des Titels seines Artikels
– die »Volatilität abzupuffern«. Da 16,3 TWh eine nicht unmittelbar
vorstellbare Energiemenge sind, ist es hilfreich, diese Zahl in Relation zu
bekannten Größen zu setzen, um ein Gefühl für die Größenordnung dieser
Energiemenge zu bekommen. Zurzeit sind in Deutschland 35
Pumpspeicher-Kraftwerke mit einer gesamten Kapazität von 0,038 TWh in Betrieb[4].
Eine Speicherkapazität von 16,3 TWh würde also theoretisch bedeuten, dass die
Zahl der Pumpspeicher-Kraftwerke in Deutschland um den Faktor 429 erhöht werden
müsste, was den Betrieb von mehr als 15.000 Pumpspeicher-Kraftwerken der
derzeitigen Größe bedeuten würde.
Dass das nicht möglich ist, ist
offensichtlich. Bereits der geplante Bau eines einzigen weiteren
Pumpspeicherkraftwerkes in Deutschland (am Jochberg in den bayrischen Alpen)
rief heftigen Widerstand in der Bevölkerung hervor[5].
Selbst wenn man den Widerstand in der Bevölkerung gegenüber derartigen
Projekten ignorieren würde, wäre das Ausbaupotenzial für Pumpspeicherkraftwerke
in Deutschland aufgrund der geographischen und geologischen Gegebenheiten sehr
begrenzt.
Eine weitere Möglichkeit, sich eine
Speicherkapazität von 16,3 TWh zu veranschaulichen, besteht darin, diese in
Bezug zum aktuellen Stromverbrauch zu setzen. Im Jahr 2023 betrug der
Bruttostromverbrauch in Deutschland 521 TWh[6].
Eine Speicherkapazität von 16,3 TWh bedeutet also, dass 3,1 Prozent des
gesamten jährlichen Stromverbrauchs Deutschlands gespeichert werden könnten.
Auf ein ganzes Jahr bezogen entsprechen diese 3,1 Prozent der Zeit von etwa
11,3 Tagen. Da an einem typischen Wintertag der Stromverbrauch höher ist als im
Jahresschnitt, entspricht die von Sinn errechnete Speicherkapazität in etwa dem
Stromverbrauch von 10 Wintertagen. Mit diesem Speichervermögen könnte also eine
Dunkelflaute von etwa 10 Tagen überbrückt werden (was allerdings nur für das
Verbrauchsniveau des Jahres 2023 gilt).
Es ist nicht überraschend, dass
die Analysen von Hans-Werner Sinn Kritikerinnen und Kritiker auf den Plan
gerufen haben. Im Juni 2018 konterte das Deutsche Institut für
Wirtschaftsforschung (DIW) mit dem Debattenbeitrag »Die Energiewende wird nicht
an Stromspeichern scheitern«. Die Autoren des DIW kommen darin zu der Schlussfolgerung[7]:
»So droht einer aktuell diskutierten Analyse
Hans-Werner Sinns zufolge der weitere Ausbau der Wind- und Solarenergie in
Deutschland aufgrund fehlender Stromspeicher an eine Grenze zu stoßen. In
diesem Beitrag wird gezeigt, dass der dabei ermittelte Speicherbedarf aufgrund
methodischer Schwächen weit höher liegt als in anderen relevanten Studien. Er
kann um rund zwei Größenordnungen niedriger ausfallen, wenn eine moderate
Abregelung erneuerbarer Stromerzeugungsspitzen erlaubt wird, wenn also nicht
jede von Windkraft- und Solaranlagen erzeugbare Kilowattstunde eingespeichert
werden muss. Zudem können neue flexible Stromnachfrager den Speicherbedarf noch
deutlich weiter verringern. Der Stromspeicherbedarf
stellt somit, anders als von Hans-Werner Sinn behauptet, kein Hindernis
für den weiteren Fortgang der Energiewende dar.«
Interessanterweise wird die
Richtigkeit der Berechnungen von Hans-Werner Sinn vom DIW bestätigt, aber es
wird kritisiert, dass Sinn zwei unrealistische Extremfälle hergenommen habe:
nämlich einerseits den Fall, dass gar nicht gespeichert wird (und
überschüssiger Strom aus Wind und Sonne abgeregelt, also quasi weggeworfen
werden muss) und andererseits den Fall, dass der gesamte überschüssige Strom
gespeichert wird (und auf Basis dieser Annahme resultiert der bereits oben
erwähnte Speicherbedarf von 16,3 TWh).
Die Hauptargumentation des DIW liegt
darin, dass bereits bei einer moderaten Abregelung von wenigen Prozent (das
heißt, über einer gewissen Erzeugungsleistung werden Anlagen abgeschaltet und
eine Strommenge von einigen Prozent wird »weggeworfen«) der Speicherbedarf
deutlich geringer ausfallen könne, um bis zu zwei Größenordnungen (also um den
Faktor 100). Außerdem hätte Sinn verschiedene Flexibilitätsoptionen nicht
berücksichtigt, insbesondere »P2X«, also die Produktion von Wasserstoff aus
überschüssigem bzw. fluktuierendem erneuerbarem Strom (zur Eigenwilligkeit
dieses Arguments in Kürze mehr).
Die Autoren des DIW-Artikels werfen der
Arbeit von Hans-Werner Sinn methodische Schwächen vor, aber dieser Ball ist
zurückzuspielen: Die Replik des DIW weist selbst erhebliche methodische
Schwächen auf. Erstens legt der Beitrag des DIW den alleinigen Fokus auf die
Abregelung und damit auf die Frage, was mit Stromüberschüssen zu tun sei bzw.
wieviel von diesen abgeregelt (also im Grunde weggeworfen) werden soll. Die
Frage, wie mit Defiziten in der Stromversorgung (bei geringem Angebot an Wind-
und Sonnenenergie) umgegangen werden soll, wird gar nicht thematisiert. Selbst
unter dieser eingeschränkten Sichtweise ist es nicht richtig, dass der vom DIW
errechnete Speicherbedarf um zwei Größenordnungen unter den
Ergebnissen von Hans-Werner Sinn liegt. Bei einem Anteil der fluktuierenden
Erneuerbaren (Wind und PV) von 90 Prozent[8]
kommt das DIW auf einen Speicherbedarf von ca. 1,1 TWh. Diese 1,1 TWh liegen
etwa einen Faktor 15 und damit nur mehr eine Größenordnung unter
den 16,3 TWh. Und sie werden mit 22 Prozent Abregelung »erkauft«. 22 Prozent,
also mehr als ein Fünftel des erzeugten Stroms abzuregeln und damit wegzuwerfen,
ist bereits ein erheblicher Anteil. Die sehr geringen vom DIW errechneten
Speicherkapazitäten bei moderater Abregelung (von 4 bis 8 Prozent) sind nur bei
mittleren Anteilen der fluktuierenden Erneuerbaren Wind und PV an der gesamten
Stromversorgung (50 bis 60 Prozent) möglich. Je mehr es in Richtung
Vollversorgung geht, desto mehr steigt selbst bei alleinigem Fokus auf Abregelung
der Speicherbedarf erheblich.
Zweitens ist der Umgang mit P2X, also
Power-to-X, im Debattenbeitrag des DIW sehr irreführend. Power-to-X, das
Betreiben von Elektrolyseuren zur Erzeugung von Wasserstoff (oder anderen »grünen
Gasen«) mit überschüssigem bzw. fluktuierendem Strom, wird als zusätzliche
Flexibilitätsoption beschrieben, die den
Speicherbedarf reduziert. Wie aber bereits in Teil 2 ausgeführt wurde[9],
soll gemäß den »Big 5« und anderen Szenarien ein Teil des durch P2X erzeugten
Wasserstoffs bei Bedarf (Strommangel) rückverstromt werden. Dieser
rückverstromte Wasserstoff müsste also der saisonalen bzw. der
Langzeitspeicherung zugerechnet werden, was das DIW aber nicht tut. Die Analyse
des DIW hinkt in dieser Hinsicht mehrfach. Einerseits wird so getan, als
bräuchte man Langzeitspeicherung gar nicht. Zumindest wird deren Notwendigkeit
im Artikel des DIW nicht erwähnt und die Grundszenarien des DIW kommen gänzlich
ohne P2X aus. Andererseits wird so getan, als hätte P2X nichts mit Speicherung
zu tun (im Gegenteil wird bei Einsatz von P2X der Speicherbedarf in der
Darstellung des DIW sogar reduziert).
Wenn aber von den 100 TWh, die gemäß
der Darstellung des DIW beispielhaft in P2X gesteckt werden sollen, nur 20
Prozent dafür vorgesehen sind[10],
wieder rückverstromt zu werden, würden damit etwa 14 TWh an Wasserstoff (unter
Berücksichtigung von Umwandlungsverlusten) erzeugt, die zwischengespeichert
würden und damit eigentlich der Langzeitspeicherung zuzurechnen sind. Damit
wäre man den 16,3 TWh in der Arbeit von Sinn schon sehr nahe gerückt. Während
das DIW die Arbeit von Hans-Werner Sinn dahingehend kritisiert, dass der dort
ermittelte Speicherbedarf viel zu hoch sei, kommen andere Analysen zu dem
Schluss, dass der gesamte Speicherbedarf (insbesondere für die Langzeit- bzw.
saisonale Speicherung) noch deutlich höher sein müsste (siehe unten). Die von
Hans-Werner Sinn ermittelten 16,3 Terrawattstunden sind also eher nur als untere Grenze für den gesamten Speicherbedarf zu sehen.
Die Frage des Speicherbedarfs für
den Ausgleich von Defiziten wird explizit in der bereits (im Zusammenhang mit
der Länge kritischer Versorgungsperioden) besprochenen Arbeit von Oliver Ruhnau
und Staffan Qvist behandelt[11].
Die beiden Forscher beschäftigen sich mit der Frage, wie der Speicherbedarf
einer Stromversorgung, die zu einhundert Prozent auf erneuerbaren Energien
beruht, gedeckt werden könnte. Es wird dabei ein fiktiver Erzeugungsmix und ein
fiktiver Lastgang für das Jahr 2030 angenommen[12].
Der geographische Bezugsrahmen ist Deutschland. Basierend auf Wetter- und
Stromerzeugungsdaten einer langen Zeitreihe (von 1982 bis 2016), ergänzt mit
einem Kostenoptimierungsmodell, kommen Ruhnau und Qvist zu folgenden
wesentlichen Ergebnissen:
Die gesamte Speicherkapazität beträgt
56 Terawattstunden und teilt sich folgendermaßen auf: Wasserstoff (54,8 TWh),
Pumpspeicher (1,3 TWh)[13]
und Batteriespeicher (0,059 TWh oder 59 GWh). Mit einem Anteil von beinahe 98
Prozent ist Wasserstoff also die bei weitem bedeutendste Speicheroption.
Interessant ist auch, dass die von Ruhnau und Qvist ermittelte
Speicherkapazität etwa um den Faktor 3,5 über den 16,3 TWh liegt, die
Hans-Werner Sinn errechnet hat.
Das riesige benötigte Volumen an
Wasserstoff soll gemäß Ruhnau und Qvist in Salzkavernen gespeichert werden. Die
Umwandlung des Wasserstoffs zu Strom (bzw. die Rückverstromung) passiert in
Gaskraftwerken[14].
Aufgrund der damit verbundenen Umwandlungsverluste beträgt die Strommenge, die
aus dieser gesamten Speicherkapazität von 56 TWh produziert werden kann, »nur« mehr
36 TWh. Mit diesen 36 TWh ließe sich der Stromverbrauch in Deutschland für etwa
25 Tage decken (zumindest wenn man den Stromverbrauch aus 2023 zugrundelegt).
Was den maximalen Überbrückungszeitraum durch Speicherung betrifft, kommen auch
andere Studien zu ähnlichen Ergebnissen von 12 bis zu 32 Tagen[15].
Neben der benötigten Speicherkapazität
lässt sich die Dimension des Aufwands für die Integration der fluktuierenden
Erneuerbaren (Wind und Photovoltaik) noch durch eine weitere Kennzahl veranschaulichen.
Nur 65 Prozent (bzw. 455 TWh) des im Modell von Ruhnau und Qvist gesamten
erzeugten Stroms fließen in den direkten Verbrauch für Nutzanwendungen aller
Art, der Rest wird zwischengespeichert (23 % bzw. 160 TWh) oder abgeregelt (12
% bzw. 84 TWh)[16].
Trotz der großzügig bemessenen Speicherkapazität muss also auch im Modell von
Ruhnau und Qvist ein erheblicher Anteil des erzeugten Stroms abgeregelt werden.
Der zwischengespeicherte Strom dient überwiegend dem Betrieb von
Elektrolyseuren, mit deren Hilfe Wasserstoff erzeugt wird. Mit kleineren
Anteilen des zwischengespeicherten Stroms werden Batterien geladen oder in
Pumpspeicherkraftwerken Wasser hochgepumpt.
Ruhnau und Qvist merken an, dass in
ihrem Modell noch keine Umstellung auf eine Vollversorgung mit einhundert Prozent
Erneuerbaren für alle Sektoren erfolgt ist. In den Bereichen Verkehr, Wärme und
Industrie gibt es also noch einen gewissen Anteil an fossiler Energie. Daher
ist davon auszugehen, dass die von ihnen ermittelten Werte im Vergleich zu einem
Energiesystem, das noch stärker elektrifiziert ist, eher eine Unterschätzung
darstellen.
Die von Ruhnau und Qvist
ermittelten Werte für den Speicherbedarf, insbesondere für Wasserstoff als
Medium der Langzeitstromspeicherung, mögen auf den ersten Blick sehr hoch
erscheinen, werden aber durch die Ergebnisse der »Big 5«-Studien durchaus
bestätigt. Zunächst ist erstaunlich, dass es gar nicht so einfach ist, aus den
»Big 5«-Studien herauszufinden, wie hoch der gesamte Speicherbedarf in
den verschiedenen Szenarien eigentlich ist. Das gilt insbesondere für die
Langzeit- bzw. saisonale Speicherung. Wenn man nach diesen Begriffen in den
Studien sucht, findet man nur magere Ergebnisse.
Einzig der Ariadne-Report verwendet
eine Terminologie, die die Dinge beim Namen nennt und daher aus meiner Sicht
klar zu bevorzugen ist. Hier ist von Kurzzeitspeichern im Stromsystem[17]
in Form von stationären und mobilen Batterien und Pumpspeicherkraftwerken und
von Langzeitspeichern in Form von saisonalen Wasserstoffspeichern die Rede[18].
Hier findet sich auch der kurze Hinweis, dass für die unterirdische
Langzeitspeicherung Salzkavernen am besten geeignet sein dürften[19].
Auch wenn der Begriff der »Langzeitspeicherung«
(oder der saisonalen Stromspeicherung) in den »Big 5«-Studien vermieden wird,
wird man unter Schlagworten wie »Versorgungssicherheit«, »regelbare
Kraftwerksleistung«, »Flexibilitäten« oder »Verwendungsarten von Wasserstoff«
schließlich fündig. Wie in Abb. 19 bereits
gezeigt, fließen gemäß den »Big 5«-Studien große Wasserstoffmengen in den
Energiewirtschafts- bzw. Umwandlungssektor, wovon der überwiegende Teil für die
Rückverstromung von Wasserstoff in wasserstofffähigen Gaskraftwerken eingesetzt
werden soll[20].
Wasserstoffmengen mit einem Energieinhalt zwischen 78 und 206 TWh kommen gemäß
den »Big 5«-Szenarien für diesen Anwendungsbereich zum Einsatz, im Schnitt sind
es 127 TWh. Selbst wenn man den »Ausreißer« mit 206 TWh weglässt, liegt man
noch bei einem Durchschnittswert von 114 TWh. Oder – wenn man noch etwas
abrundet und es auf eine leicht merkbare Zahl reduziert – lässt sich sagen,
dass (gemäß den »Big 5«-Studien) eine Wasserstoffmenge mit einem Energieinhalt
von etwa 100 TWh für die Rückverstromung benötigt wird, um
Versorgungssicherheit zu gewährleisten.
Damit sind die »Big 5«-Studien –
zumindest in der Größenordnung – nicht weit von den Ergebnissen der Arbeit von
Ruhnau und Qvist entfernt, wobei man mit einem direkten Vergleich der genannten
Zahlen zunächst etwas vorsichtig sein muss. Denn die genannten 55 TWh bei
Ruhnau und Qvist betreffen die Speicherkapazität für Wasserstoff,
während die etwa 100 TWh in den »Big 5«-Studien jene Wasserstoffmenge
betreffen, die in Summe in einem Jahr der Rückverstromung zugeführt werden
soll. In den »Big 5«-Studien gibt es keine expliziten Angaben zur
Speicherkapazität für die Langzeitspeicherung.
Die Speicherkapazität beschreibt die
Größe des Reservoirs, das man sich im Fall von Wasserstoff beispielsweise als
riesige unterirdische Salzkaverne vorstellen kann. In dieses Reservoir wird
Wasserstoff eingespeichert und bei Bedarf wieder entnommen. Bei einem saisonalen
Speicher wird idealtypisch während der Saison mit Energieüberschüssen
(hauptsächlich im Sommerhalbjahr) eingespeichert, während in der Saison mit
Defiziten aus dem Speicher entnommen wird. Daneben kann aber auch »zwischendurch«
in kleineren Zeiträumen abwechselnd eingespeichert und entnommen werden, sodass
die gesamte aus dem saisonalen Speicher während eines Jahres entnommene Menge
größer sein kann als dessen Kapazität.
Ruhnau und Qvist berechnen als Wert für
»storage discharge«, die Strommenge, die allen Speichern – Wasserstoff,
Batterien, Pumpspeichern – im Laufe eines Jahres entnommen wird, 92 TWh[21].
Mit diesen 92 TWh ist man den 100 TWh Wasserstoffverwendung für Rückverstromung
in den »Big 5«-Studien bereits erstaunlich nahe. Wenn man davon ausgeht, dass
das Verhältnis von Speicherentnahme und Speicherkapazität bei Ruhnau und Qvist
einigermaßen richtig eingeschätzt wird, dürfte auch die notwendige
Speicherkapazität für Wasserstoff in den »Big 5-Studien in einem ähnlichen
Bereich wie bei Ruhnau und Qvist liegen, nämlich bei über 50 TWh.
Fazit
Die Thematik des Speicherbedarfs in einem 100%-Erneuerbare Energiesystem betreffend, lässt sich also folgendes Fazit ziehen:
1.
Aus jetziger Sicht sind die drei
wichtigsten Optionen zur Stromspeicherung Pumpspeicherkraftwerke,
Batteriespeicher[22]
und Wasserstoff, der bei Bedarf in wasserstofffähigen regelbaren Gaskraftwerken
rückverstromt werden kann. Abgesehen von Wasserstoff könnte diese Funktion der
Rückverstromung auch mit anderen »grünen Gasen«, wie synthetischem Methan,
durchgeführt werden. Synthetisches Methan beruht in der Herstellung auch auf
Wasserstoff, benötigt aber als weiteren Umwandlungsschritt jenen der
Methanisierung und ist daher noch aufwändiger als Wasserstoff herzustellen.
Das Ausbaupotenzial von Pumpspeicherkraftwerken in Europa ist sehr begrenzt. Darauf deuten unter anderem große Widerstände bei aktuellen Pumpspeicherprojekten hin, die schließlich wieder zurückgezogen werden mussten, wie am Jochberg in Deutschland oder auf der Koralm in Österreich[23]. Um in der Zukunft Speicherkapazität zu schaffen, bleiben also als wesentliche Optionen einerseits Batteriespeicher und andererseits die Herstellung, Speicherung und Rückverstromung von »grünem Wasserstoff« bzw. von anderen »grünen Gasen« (abgesehen von jetzt noch unbekannten oder vielleicht auch unterschätzten Technologien).
2.
Für Deutschland liegt die notwendige
Speicherkapazität in einem Energiesystem, das zu hundert Prozent auf
erneuerbaren Energien beruht, wahrscheinlich im drei- bis vierstelligen Gigawattstunden-Bereich
bei Batteriespeichern und mindestens im zweistelligen Terawattstunden-Bereich
bei saisonalen Speichermedien wie Wasserstoff oder anderen »grünen Gasen«.
2023 lag die Kapazität von
Batteriespeichern in Deutschland bei 11 Gigawattstunden (GWh)[24].
Eine Verzehnfachung auf einen Wert von über 100 GWh oder vielleicht sogar eine
Verhundertfachung auf über eine Terawattstunde (TWh) wäre in diesem Bereich
denkbar. Batterie- und Pumpspeicher werden nur eine relevante Rolle im Bereich
der Kurzzeitspeicherung spielen, also einen Ausgleich zwischen Überschüssen und
Defiziten im Zeitraum von Stunden bis zu wenigen Tagen ermöglichen.
Für die Langzeitstromspeicherung mit Wasserstoff
(oder anderen »grünen Gasen«) könnte die benötigte Kapazität bei 50 bis 100 TWh
liegen (siehe oben). Dieser Wert übertrifft die derzeit vorhandene gesamte Speicherkapazität
in Deutschland um mehr als den Faktor tausend[25].
Die hohen Bedarfe für die Langzeitspeicherung sind notwendig, um Dunkelflauten
bzw. Perioden mit Versorgungsdefiziten von mehreren Wochen überbrücken zu
können. Je mehr das Energiesystem in Richtung einer Vollversorgung mit hundert Prozent
erneuerbaren Energien und der damit verbundenen Elektrifizierung geht, desto
mehr steigt überproportional der Bedarf für die Stromspeicherung.
3.
Der Strombedarf für die Erzeugung von
Wasserstoff, der im Bedarfsfall rückverstromt werden soll, dürfte für
Deutschland im dreistelligen TWh-Bereich liegen. Wenn man von etwa 100 TWh
Wasserstoff für die Rückverstromung ausgeht, wären mindestens 150 TWh Strom für
die Erzeugung und Zwischenspeicherung dieser Wasserstoffmenge notwendig[26].
Da derartige Energiemengen nicht unmittelbar vorstellbar sind, ist es sinnvoll,
diese in Relation zu anderen Größen zu setzen. Diese 150 TWh entsprechen 29 % des
derzeitigen gesamten Bruttostromverbrauchs in Deutschland (2023) oder dem
2,3-fachen Stromverbrauch Österreichs[27].
Es lohnt sich, an dieser Stelle einen
Moment innezuhalten und sich die Größenordnungen zu vergegenwärtigen. Um die
Menge an Wasserstoff herzustellen, die notwendig wäre, um die
Versorgungssicherheit in Deutschland zu garantieren, müsste dafür mehr als das
Doppelte der derzeit in Österreich produzierten (und verbrauchten) Strommenge
aufgewendet werden. Und die Rückverstromung ist nur einer der zukünftig
geplanten Einsatzbereiche von Wasserstoff.
4.
In den »Big 5«-Studien wird der Begriff der »Langzeitspeicherung« zumeist vermieden.
Daher gibt es dort auch in der Regel keine direkte Unterscheidung zwischen
Kurzzeit- und Langzeitspeicherung. Dennoch kommt Wasserstoff als Medium für die
Rückverstromung sehr wohl vor und soll für diesen Verwendungszweck in sehr
hohen Mengen zum Einsatz kommen. Ob mit dieser Art, die Dinge nicht direkt beim
Namen zu nennen, eine bewusste Taktik des »Versteckens und Verschleierns« verfolgt
wird, um den sehr hohen Wasserstoffbedarf für die Langzeitstromspeicherung
nicht zu sehr hervorzuheben? Darüber lässt sich nur mutmaßen.
5.
Eine etwas eigenwillige Darstellung der
Thematik prägt auch offizielle Dokumente. So beschäftigt sich die Stromspeicher-Strategie
des deutschen Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz aus dem Jahr
2023 explizit nur mit Batteriespeichern und Pumpspeicherkraftwerken und gibt
auch keine expliziten Mengenziele hinsichtlich des Ausbaus an (Kurzzeit-)Stromspeichern
vor[28].
6.
Bereits jetzt, wo die Ausbauziele für die
Erneuerbaren (Photovoltaik und Windenergie) noch lange nicht erreicht sind[29],
wird die Thematik des Umgangs mit temporären Stromüberschüssen immer
bedeutender und brisanter. Das hat nicht zuletzt der Sommer 2024 gezeigt, wo
das Schlagwort vom »Solarinfarkt« in medialen Überschriften kursierte[30].
Mit diesem Schlagwort wurde darauf angespielt, dass bei sehr hoher Einspeisung
aus Photovoltaikanlagen die Verteilnetze diese hohen Strommengen nicht mehr
aufnehmen können und so zumindest lokale Zusammenbrüche der Stromversorgung
drohen.
Auch wenn wir Polemiken und eventuelle
mediale Übertreibungen und Aufregungen einmal beiseitelassen, so weist dies auf
eine gravierende Problematik im Hintergrund hin, die sich tendenziell erheblich
verstärken wird. Bei einem Erreichen der Ausbauziele für 2035 könnten
Photovoltaikanlagen in Deutschland während der Mittagsspitze bis zu dreimal (!)
so viel Strom produzieren als zu diesem Zeitpunkt für den Verbrauch benötigt
würde[31]
(siehe dazu auch Abb. 1). Das
sind riesige Überschüsse, die erst irgendwie »weggebracht« werden müssen beziehungsweise
im besten Fall möglichst sinnvoll genutzt werden sollten.
Abb. 1: Verlauf des
Stromverbrauchs (blau) und der Einspeisung aus Photovoltaik (gelb) während
einer Woche im Juli 2023. Die strichlierten gelben Kurven zeigen die
prognostizierte Einspeisung aus Photovoltaik im Jahr 2029 und im Jahr 2035.
Quelle: Seltmann (2024), S. 4
Die Stellungnahme des
Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW) zur Stromspeicher-Strategie merkt dazu an[32]:
»Als erste große Industrienation stehen wir
derzeit vor dem Paradigmenwechsel zu einer Lastkurve, die von der
fluktuierenden Erzeugung mal unterschritten, immer häufiger aber auch erheblich
überschritten wird – längerfristig sogar um ein Vielfaches. Lastflexibilitäten
und Stromaustausch mit den Nachbarländern können dieser Herausforderung nur
teilweise begegnen und eine Abregelung sollte so weit als möglich und sinnvoll
vermieden werden, weil die Energie der Übererzeugungsphasen benötigt wird, um
die Erzeugungslücken zu schließen.«
Im Prinzip gibt es vier
Möglichkeiten, was mit diesem überschüssigen Strom gemacht werden könnte:
Abregelung, Export in Nachbarländer, Betreiben flexibler Verbraucher sowie
kurzfristige Zwischenspeicherung, hauptsächlich in Batteriespeichern. Unter den
flexiblen Verbrauchern könnten Elektrolyseure einen großen Anteil stellen, die
Wasserstoff – unter anderem für die Langzeitstromspeicherung – erzeugen.
Auch wenn vermutlich ein
grundsätzlicher Konsens dahingehend besteht, dass möglichst wenig abgeregelt
werden sollte, werden voraussichtlich sehr hohe Strommengen abgeregelt werden
müssen. Das wird beispielsweise auch durch die Studie »Klimaneutrales
Deutschland 2045«, eine der »Big 5«-Studien, bestätigt. Man sieht in Abb. 2 die
Aufgliederung des Stromverbrauchs im Jahr 2045 in je einer exemplarischen
Winter- und Sommerwoche, wie sie von dem Modell, das der Studie zugrundeliegt,
errechnet wurde. In den letzten drei Tagen der Sommerwoche werden sehr hohe
Strommengen abgeregelt (die weiße Fläche entspricht dem abgeregelten Strom).
Und das, obwohl während dieser Spitzenzeiten auch große Strommengen für den
Betrieb von Elektrolyseuren sowie für das Laden von E-Autos und
Batteriespeichern[33]
verwendet werden sollen.
Abb. 2: Stromnachfrage
während einer Sommerwoche im (modellierten) Jahr 2045. Weiß: Abgeregelter
Anteil, violetter Bereich unten: inflexible Stromnachfrage, Rest: flexible
Stromnachfrage. Quelle: Prognos et al. (2021b), S. 40
7.
Im antizipierten Stromsystem der Zukunft,
das zu hundert Prozent auf erneuerbaren Energien basieren und noch eine Reihe
von zusätzlichen Aufgaben (aufgrund der zunehmenden Elektrifizierung) übernehmen
soll, muss eine Vielzahl an Rädchen zusammenwirken und ineinandergreifen, um
dieses am Laufen zu halten. Die notwendigen Steuerungsaufgaben und die damit
verbundene Komplexität werden erheblich steigen. Es müssen zur richtigen Zeit
und in ausreichender Menge und Geschwindigkeit Kurzzeitspeicher be- und
entladen werden, wasserstofffähige Gaskraftwerke aktiviert und deaktiviert
werden, Elektrolyseure ein- und ausgeschaltet werden, die Batterien von
Elektrofahrzeugen be- und entladen werden, Wärmepumpen und andere flexible
Verbraucher ein- und ausgeschaltet werden. Auch müssen Vorkehrungen getroffen
werden, um in ausreichender Menge und Geschwindigkeit Erzeugungsanlagen
abregeln zu können, auch wenn Abregelung grundsätzlich vermieden werden soll.
Ob dies in der Praxis alles so
funktionieren wird, wie man das bereits jetzt in Modellrechnungen und
Computersimulationen abbilden kann, darf zumindest bezweifelt werden. Was
zurzeit beobachtbar ist, ist eher ein Hineinstolpern in diesen angestrebten
Wunschzustand des perfekten Zusammenspiels der verschiedenen
Flexibilitätsoptionen. Die bisherigen Regulierungen (wie etwa das
Erneuerbare-Energien-Gesetz und andere) stammen aus einer Zeit, in der dieses
Flexibilitätsdenken noch nicht notwendig war. Die Denkrichtung war ja zunächst:
Ausbauen und einspeisen, was geht (und um alles andere kümmern wir uns später).
Regulierungen ändern sich bereits und werden sich auch noch in Zukunft ändern
(müssen), worauf beispielsweise auch die Diskussion rund um die
Stromspeicher-Strategie des BMWK hinweist.
8.
Auch andere Optionen der Stromspeicherung
sind möglich. Diese werden diskutiert, sind noch in Entwicklung und Erprobung beziehungsweise
in einem unterschiedlichen Stadium des technologischen Reifegrades und der
Umsetzbarkeit. Zu diesen alternativen Speicheroptionen zählen unter anderem
Lagespeicher bzw. Hubspeicherkraftwerke, Ringwallspeicher, Carbonspeicher,
Druckluftspeicher und verschiedene alternative Batterietechnologien (alternativ
zur momentan dominierenden Lithium-Ionen-Batterie). Auch Wärmespeicher, welche
in diesem Kapitel nicht besprochen wurden, können eine bedeutsame komplementäre
Rolle spielen, aber Stromspeicher nicht grundsätzlich ersetzen.
In diesem Kapitel habe ich mich bewusst
auf die zurzeit aussichtsreichsten Optionen der Stromspeicherung beschränkt.
Letztlich muss sich jede Speicheroption verschiedenen Fragen stellen und sich
in verschiedener Hinsicht bewähren: Wie hoch ist der Gesamtwirkungsgrad? Wie
hoch ist die Energiedichte? Wie hoch ist der Aufwand (monetäre Kosten, Energie-
und Materialbedarf) zum Herstellen der Speicher? Werden seltene oder
umweltschädliche Materialien benötigt? Welche Speicherkapazitäten in Summe
lassen sich damit realistisch erreichen? Wie rasch oder wie einfach kann eine
Skalierbarkeit und Integrierbarkeit in das Gesamtsystem gelingen? Welche der
alternativen Optionen sich eventuell durchsetzen werden und welche
Überraschungen es in dieser Hinsicht noch geben wird, darüber kann jetzt nur
spekuliert werden.
9.
Im Zweifelsfall dürfte die Versorgungssicherheit
einen höheren Stellenwert als der Klimaschutz und der damit verbundene
möglichst rasche Abbau fossiler Kraftwerkskapazitäten haben. Darauf weist Anna
Veronika Wendland in »Atomkraft? Ja bitte!« hin. Sie schreibt am Ende des
Abschnitts »Zur Systemsicherheit der Energiewende«[34]:
»Ich wiederhole an dieser Stelle aber meine
generelle Einschätzung: Auch wenn die Systemsicherheit und das Blackout-Risiko
hier um der Vollständigkeit der Abwägung willen diskutiert werden, glaube ich,
dass die Verantwortlichen alles tun, um einen solchen Fall nicht eintreten zu
lassen. Sie werden also im Zweifelsfall immer die Versorgungs- und
Netzsicherheit vor das Erreichen von Klimazielen stellen. Das ist aber auch die
Lebensversicherung für Kohle und Erdgas, die viel länger gilt als es die
heutigen Ausstiegspläne suggerieren. Wir können also in eine Situation geraten,
wo wir in der Gewissheit Strom verbrauchen werden, dass wir entweder unsere
Klimaziele reißen oder unsere Sicherheit, Gesundheit und gesellschaftlichen
Zusammenhalt akut gefährden. Ein klassisches Dilemma.«
Sollte es trotz dieser
Prioritätenreihung dennoch zu einem Blackout kommen und würde dieser mit der
Energiewende ursächlich in Zusammenhang gebracht werden können, wäre der
Imageschaden für diese selbstredend massiv.
Literatur
Bundesministerium für
Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (2023): Stromspeicher-Strategie.
Handlungsfelder und Maßnahmen für eine anhaltende Ausbaudynamik und optimale
Systemintegration von Stromspeichern,
https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/S-T/stromspeicherstrategie-231208.pdf?__blob=publicationFile&v=8
(abgerufen am 14.10.2024)
Kopernikus-Projekt Ariadne
(2021a): Ariadne-Report: Deutschland auf dem Weg zur Klimaneutralität 2045.
Szenarien und Pfade im Modellvergleich https://doi.org/10.48485/pik.2021.006,
https://ariadneprojekt.de/media/2022/02/Ariadne_Szenarienreport_Oktober2021_corr0222.pdf
(abgerufen am 9.3.2024)
Ruhnau Oliver, Qvist Staffan (2022): Storage requirements in a 100% renewable electricity system: extreme events and inter-annual variability, Environmental Research Letters 17 (2022) 044018, https://doi.org/10.1088/1748-9326/ac4dc8 (abgerufen am 2.6.2025)
Schill Wolf-Peter, Zerrahn
Alexander, Kemfert Claudia, von Hirschhausen Christian (2018): Die Energiewende
wird nicht an Stromspeichern scheitern, DIW Berlin – Deutsches Institut für
Wirtschaftsforschung, DIW aktuell Nr. 11, 7. Juni 2018, https://www.diw.de/documents/publikationen/73/diw_01.c.591369.de/diw_aktuell_11.pdf
(abgerufen am 15.9.2024)
Seltmann Thomas (2024):
Stellungnahme des BSW – Bundesverbandes Solarwirtschaft zum Entwurf für eine
Stromspeicher-Strategie des BMWK,
https://www.bundestag.de/resource/blob/988014/1f56b5227703dba50d0c8d03c6d19fd4/20-25-559_Stellungnahme_SV_Thomas-Seltmann.pdf
(abgerufen am 17.10.2024)
Sinn Hans-Werner (2017): Buffering
volatility: A study on the limits of Germany’s energy revolution, European
Economic Review 99 (2017), S. 130–150,
https://www.hanswernersinn.de/sites/default/files/2017%20Buffering%20Volatility%20EER%2099%202017.pdf
(abgerufen am 2.6.2025)
Wendland Anna Veronika (2022): Atomkraft? Ja bitte! Klimawandel und Energiekrise: Wie Kernkraft uns jetzt retten kann, Quadriga Verlag.
[1] Sinn (2017)
[2] Daneben behandelt Sinn eine Reihe weiterer Fragestellungen mit »Gedankenexperimenten«
wie etwa den hypothetischen Fall eines umfassenden Stromverbunds zwischen
Deutschland und Norwegen.
[3] Sinn geht von einer Gesamteffizienz (»Round-Trip-Efficiency«) von
Pumpspeicherkraftwerken von 75 Prozent aus (Sinn 2017, S. 140). Diese
Gesamteffizienz ergibt sich aus der Inputeffizienz (81 % des Stroms werden in die
potenzielle Energie des hoch gepumpten Wassers umgewandelt) und der
Outputeffizienz (92,6 % der potenziellen Energie des gepumpten Wassers werden
wieder zurück in Strom umgewandelt).
[4] Sinn (2017), S. 132
[5] Siehe z.B. http://kein-psw.de/ (Homepage einer Bürgerinitiative
gegen das Pumpspeicher-Kraftwerk am Jochberg, abgerufen am 15.9.2024). Im September
2014 wurde auf dieser Homepage ein Zeitungsartikel mit dem Titel »Kein
Kraftwerk am Jochberg« zitiert.
[6] https://www.umweltbundesamt.de/daten/energie/energieverbrauch-nach-energietraegern-sektoren
(abgerufen am 30.5.2025)
[7] Schill et al. (2018), S. 1, Hervorhebung durch den Autor
[8] Der Anteil von 90 Prozent der fluktuierenden Erneuerbaren Wind und
PV entspricht in etwa einer Vollversorgung mit erneuerbaren Energien in der
Stromproduktion. Die restlichen 10 Prozent würden durch die nicht bzw. weniger
fluktuierenden »anderen Erneuerbaren« (Biomasse, Wasserkraft, Abfälle) gedeckt.
Bei Sinn liegt der Anteil dieser »andern Erneuerbaren« bei 11 Prozent. Alle
Zahlen in diesem Abschnitt gelten – sofern nicht explizit anders dargestellt –
modellhaft für Deutschland.
[9] Siehe Kap. »Wasserstoffwirtschaft, Flexibilitäten und
Energieimporte«,Teil 2.
[10] Das DIW geht beispielhaft von einer
Wasserstoff-Elektrolysekapazität von 50 GW, die mit 2.000 Volllaststunden
betrieben wird, aus. Es gibt keine Angaben in dem Artikel des DIW, wieviel von
den 100 TWh wieder zum Ausgleich von Versorgungsdefiziten rückverstromt werden
sollen.
[11] Ruhnau/Qvist (2022)
[12] Beruhend auf historischen Werten und Trends, beispielsweise wird
keine große Steigerung der Energienachfrage unterstellt.
[13] Im Artikel wird nicht erwähnt, wie die relativ hohe Kapazität (1,3
TWh) von Pumpspeichern realisiert werden soll, die ja zurzeit nur bei 0,038 TWh
in Deutschland liegt. Möglicherweise sind in dieser Zahl Importe aus dem benachbarten
Ausland (Österreich, Schweiz) und aus Norwegen inkludiert.
[14] Genau genommen mit CCGT (Combined Cycle Gas Turbines).
[15] Ruhnau/Qvist (2022), S. 12
[16] ebd., S. 4
[17] Genau genommen müsste man auch die zukünftige Rolle von
Wärmespeichern mitthematisieren. In diesem Abschnitt liegt der Fokus auf den
Stromspeichern, deren (ausreichende) Bereitstellung schon kritisch genug ist.
[18] Kopernikus-Projekt Ariadne (2021a), S. 206, S. 193
[19] ebd., S. 193
[20] Ein kleinerer Teil des
für den Energiewirtschafts- bzw. Umwandlungssektor
vorgesehenen Wasserstoffs könnte auch für die Fernwärmeversorgung eingesetzt
werden.
[21] Ruhnau/Qvist (2022), S. 4
[22] Genau genommen handelt es sich dabei zumeist um
Lithium-Ionen-Akkumulatoren. »Ein Batteriespeicher, auch als Solarbatterie,
Solarakkumulator oder Hausspeicher bezeichnet, ist ein stationärer
Energiespeicher auf Basis eines Akkumulators und/oder eines Kondensators.« (https://de.wikipedia.org/wiki/Batteriespeicher,
abgerufen am 3.6.2025)
[23] »Pumpspeicherkraftwerk Koralm vom Tisch«, https://steiermark.orf.at/stories/3214488/
(abgerufen am 3.6.2025)
[24] Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (2023), S.
9
[25] 2023 betrug die gesamte Kapazität an Stromspeichern in Deutschland
ca. 50 GWh, davon 39 GWh in Pumpspeicherkraftwerken und 11 GWh in
Batteriespeichern
(https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/FAQ/Stromspeicher-Strategie/faq-stromspeicher-strategie.html,
abgerufen am 14.10.2024).
[26] Bei einem angenommenen (optimistischen) Wirkungsgrad für
Elektrolyse, Transport und Speicherung des Wasserstoffs von 67 Prozent.
[27] Die Bruttostromerzeugung in Österreich lag 2022 bei 233 Petajoule (1015
Joule) bzw. 64,7 TWh (BMK (2024), S. 16). Bruttostromerzeugung und
Bruttostromverbrauch sind in etwa gleich groß.
[28] Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (2023)
[29] Zu den Ausbauzielen für Deutschland siehe Teil 2, Kap. »Erneuerbare
ausbauen, ausbauen, ausbauen ...«
[30] So lautete etwa am 30. Juli 2024 im Handelsblatt eine
Artikelüberschrift: »Energie: Angst vor Solar-Infarkt: Stromnetz-Betreiber
fürchten Blackouts«, https://www.handelsblatt.com/politik/deutschland/energie-angst-vor-solar-infarkt-stromnetz-betreiber-fuerchten-blackouts/100051643.html
(abgerufen am 3.6.2025)
[31] Seltmann (2024), S. 4
[32] ebd.
[33] Farbcodes der flexiblen Verbraucher: Hellblau: E-Mobilität
inflexibel; dunkelblau: E-Mobilität flexibel; mittelblau: Elektrolyseure;
dunkelgrau: Batterie- und Pumpspeicher.
[34] Wendland (2022), S. 96
Keine Kommentare:
Kommentar veröffentlichen