Der Ausbau der Stromnetze ist aufgrund der mangelnden Akzeptanz ins Stocken geraten, Speicherlösungen stellen eine Alternative da, um Abregelungen von Erneuerbaren-Energien-Anlagen zu vermeiden. Doch wie sähe ein volkswirtschaftliches Optimum aus, braucht es beide Optionen? Welche Speicher eignen sich für die Energiewende am besten? In welchem Bereich bestehen die größten Geschäftschancen für Energieversorger? Darüber und über weitere Fragen hat EUWID (ab 2022 ContextCrew Neue Energie) mit Professor Dr. Ulrich Wagner, Wissenschaftlicher Leiter der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE), gesprochen.
Herr Professor Dr. Wagner, die Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) hat in der Merit-Order-Studie (MOS) dargestellt, welche Rolle Energiespeicher bis 2030 übernehmen können. Es folgte eine Merit-Order-Studie zum Netzausbau 2030 (MONA). Wie sollten sich Speicher und Netze demnach aus volkswirtschaftlicher Sicht im Jahr 2030 ergänzen?
Speicher sorgen für den zeitlichen Ausgleich, Netze für den räumlichen Ausgleich. Daher sind beide zwingend erforderlich und der Ausbau muss aufeinander abgestimmt sein. Nachdem der Nutzungsgrad des Stromnetzes typischerweise höher liegt als derjenige von Speichern, ist aus dem Blickwinkel der Energieeffizienz der Ausbau des Stromnetzes vorrangig. Zudem ist ein ausreichend dimensioniertes Netz Grundlage für einen einheitlichen Markt.
Speicher bzw. sektorkoppelnde Maßnahmen sollten dort umgesetzt werden, wo es zu Netzengpässen kommt. Auch wenn der Markt hierfür bislang kaum Anreize bietet, finden sich im Energiewirtschaftsgesetz entsprechende Ansätze, z.B. das Thema „Nutzen statt Abregeln“. Hier ist zielgerichtet in den Netzausbaugebieten die Option gegeben, in beschränktem Umfang von zwei Gigawatt zuschaltbare Lasten an Standorten von KWK-Anlagen zu installieren, um die Menge an Strom aus erneuerbaren Energien, die aufgrund des verzögerten Ausbaus des Übertragungsnetzes abgeregelt werden muss, zu verringern und so die Entschädigungszahlungen nach § 15 EEG zu reduzieren. Durch die Installation von zwei Speichern an beiden Enden einer temporär überlasteten Leitung kann deren Transportleistung verstetigt und die vorhandene Kapazität somit besser genutzt werden.
Welche Einsatzoptionen von Energiespeichern sind unter den gegebenen Rahmenbedingungen für Energieversorger derzeit am wirtschaftlichsten? Wo sehen Sie die größten betriebswirtschaftlichen Risiken?
Die aktuell wichtigsten Einsatzoptionen sind Batteriespeicher in privaten Haushalten und das industrielle Lastmanagement zur Spitzenlastglättung. In diesen etablierten Geschäftsfeldern besteht ein überschaubares Risiko. Auch der Einsatz von Batteriespeichern am Primärregelleistungsmarkt ist in vielen Fällen wirtschaftlich attraktiv, allerdings ist dieser Markt in seinem Volumen durch technische Grenzen beschränkt und es besteht das Risiko eines Preisverfalls, wie er auf anderen Regelleistungsmärkten in der Vergangenheit zu beobachten war.
Zukünftig können sich Flexibilitätsmärkte entwickeln, wie sie bundesweit gerade in den SINTEG-Projekten konzipiert und erprobt werden. Flexibilitätsmärkte haben in der Regel eine starke regionale Komponente und werden durch Netzengpässe motiviert. Innerhalb dieser regionalen Flexibilitätsmärkte besteht in Zukunft eine Vermarktungsoption für Speicher. Allerdings gibt es ein bedeutendes Risiko bei der ortsgebundenen Installation von Speichern zur Vermeidung von Netzengpässen, da letztere später durch Netzausbau oder eine verbesserte Betriebsführung gelöst werden können. Eine Lösung wäre hier die Nutzung modularer Systeme mit geringen Installationskosten und losgelöst von spezifischen Standortbedingungen, wie eine Wärmesenke. Dies würde einen örtlich flexiblen Einsatz der Speicher ermöglichen.
Der MOS-Studie zufolge bieten Power- 2-Heat in Fernwärmesystemen und Lastflexibilisierung in der Industrie auf der Übertragungsnetzebene aus Systemsicht den größten Mehrwert. Die Lastflexibilisierung bietet aufgrund der geringen leistungsspezifischen Erschließungskosten ein besonders kostengünstiges Potenzial von rund zwei Gigawatt. Welche Optionen zur Vermarktung von Flexibilitäten in Form von Lastverschiebungen sind aus betriebswirtschaftlicher Sicht für stromintensive Industriebetriebe am sinnvollsten? Was gibt es zu beachten?
Es sind diejenigen Optionen zu bevorzugen, bei denen eine Aktivierung des Lastmanagements möglichst selten vorkommt oder zuverlässig planbar ist. Hierzu zählen die Bereitstellung von Regelleistung, die Nutzung der Flexibilitätspotenziale als Realoption im kontinuierlichen Intraday-Handel oder das Spitzenlastmanagement im Rahmen der atypischen Netznutzung. Für die Unternehmen ist entscheidend, dass die Produktion und die Produktqualität nicht beeinträchtigt werden darf. Die Opportunitätskosten rechtfertigen ansonsten nicht ansatzweise den energiewirtschaftlichen Nutzen und die damit verbundenen Erlöspotenziale. In diesem Fall sollte auf die vielfältigen weiteren Flexibilitätsoptionen, die ebenfalls in der MOS-Studie untersucht werden, zurückgegriffen werden.
Welche politischen Maßnahmen können Sie sich vorstellen, damit eine volkswirtschaftlich sinnvolle Speicher-Infrastruktur entsteht?
Um die aus Energiesystemsicht sinnvollsten Speicheroptionen in den Markt zu bringen, wäre eine Reform der Abgaben und Umlagen ein wichtiger Schritt. Insgesamt geht es darum, neben Speichern auch die weiteren Flexibilitätsoptionen zu betrachten. Hierunter fallen alle Maßnahmen zur Sektorkopplung und Maßnahmen zur Optimierung der Netze, idealerweise nicht nur aus deutscher, sondern auch aus europäischer Sicht. In MOS wurde beispielsweise ermittelt, dass in etwa zehn Jahren rund ein Drittel des Stromverbrauchs über die Grenzen Deutschlands verschoben wird, auch wenn der Jahressaldo der Exporte deutlich geringer ausfällt. Das macht deutlich, welche Rolle ein koordinierter europäischer Ausbau der Stromnetze spielt.
Um dies zu erreichen, muss bei der Bevölkerung zunächst Verständnis geschaffen werden. Die großen Mengen an Wind- und Solarstrom in Deutschland lassen sich heute nur deshalb nutzen, weil unsere Nachbarländer die Funktion als Stromtransporteure und Speicher für Deutschland übernehmen, was auf längere und aus europäischer Sicht wenig Sinn macht. Erkennbar ist das schon heute daran, dass es zu manchen Zeitpunkten günstiger ist, Strom zu niedrigen Kosten – teilweise zu negativen Kosten – zu exportieren und ihn an anderer Stelle zu einem anderen Zeitpunkt zu höheren Kosten wieder zu importieren.
Bei welcher Speichertechnologie sehen Sie die größte Chance für Technologiesprünge? Wie würden Sie die öffentlichen Fördergelder im Bereich der Speicherforschung einsetzen?
Die größten Technologiesprünge erwarte ich bei Batterietechnologien und Power2Fuel-Technologien (PtF) zur Herstellung synthetischer Kraftstoffe. Für Batterietechnologien ist eine effiziente Mobilität durch Elektroantriebe der wichtigste Treiber. Dies gilt auch für PtF, das an Bedeutung zunehmen wird, weil das realisierbare Potenzial Erneuerbarer Energien in Deutschland niemals ganzjährig lückenlos den Leistungsbedarf decken wird. Besonders längerfristige Speicherung ist stets verlustbehaftet, hier stellen PtF-Technologien eine interessante Alternative dar. PtF wird jedoch vermutlich weniger in Deutschland zum Einsatz kommen, weltweit gibt es deutlich günstigere Produktionsstandorte.
Öffentliche Forschungsgelder sind zum einen für neue und verbesserte Technologien erforderlich, die in Deutschland und international zum Einsatz kommen. Zum anderen ist es gleichermaßen wichtig, die langfristige Energiebedarfsentwicklung und deren Deckung durch konventionelle und erneuerbare Energien zu untersuchen. Hierfür sind Methoden und Modelle in der Energiesystemanalyse weiter zu erforschen und auch disruptive Entwicklungen einzuschließen. Dieses Thema wird in unserem neu gestarteten und vom BMWi geförderten Verbundvorhaben „eXtremOS“ behandelt, mit Partnern aus Energieforschung, Gesellschaftswissenschaften sowie Unternehmen aus Industrie und Energieversorgung.
Vielen Dank für das Gespräch!