An der Technologie der elektrischen Energieerzeugung hat sich seit dem von Werner Siemens 1866 entwickelten elektrischen Generator und der damit einsetzenden Elektrifizierung Deutschlands über lange Zeit hinweg nur wenig verändert. Der größte Teil des Stroms wird nach wie vor auf ähnliche Weise produziert. Durch die Verbrennung von Kohle, Öl oder Gas wird Dampf erzeugt, der über Turbinen riesige Generatoren zur Stromerzeugung antreibt. Selbst die Atomkraft blieb dem Dampfturbinenprozess treu. Aus diesem Grund baut das gesamte deutsche Stromnetz auf eine zentralisierte Stromerzeugung in Kraftwerken mit Dampfturbinen und Generatoren. Dies gilt nicht nur für die technischen Aspekte, sondern auch für das Marktdesign.
Ein Generationenkonflikt
Die Verabschiedung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) im Jahr 2000 läutete ein neues technologisches Zeitalter ein. Im ganzen Land entstanden unzählige Sonnen- und Windkraftwerke. Die zunehmenden dezentralen Erzeugungskapazitäten zeigten jedoch schnell Unverträglichkeiten mit dem alten System. Insbesondere die fluktuierende Erzeugung, die an das Windaufkommen beziehungsweise die Sonneneinstrahlung gebunden ist, erwies sich als Herausforderung. Der Einspeisevorrang des EEG sorgte für Vorfahrt der Erneuerbaren, so dass sie nur im Ausnahmefall abgeregelt werden durften. Das Netz war aber nicht auf den Ausgleich einer so stark schwankenden Erzeugung ausgelegt und das Marktdesign ebenso nicht.
Die schnellen Schwankungen von Solar- und Windstrom mit den trägen, rotierenden Massen der großen Turbinen und Generatoren auszugleichen erwies sich als anspruchsvoll und teuer. Zusätzlich hatte die Entscheidung, den kompletten EEG-Strom über die Strombörse zu vermarkten, zur Folge, dass insbesondere an ertragsstarken Sommertagen regelmäßig negative Strompreise erzielt wurden. Dieses Problem besteht fort, da der Handelsplatz mit Sonnenstrom förmlich geflutet wird, ohne dass es dafür genug Nachfrage gäbe.
Obwohl der Anteil erneuerbarer Energien in Deutschland bereits circa 60 Prozent der Stromerzeugung ausmacht, konnten Blackouts bis heute vermieden werden. 2022 stellte der CEO des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz, Stefan Kapferer, in einem Interview mit dem Rundfunk Berlin-Brandenburg fest, „… dass es kein Problem mehr ist, ein Netz zu steuern, wenn die Sonne sehr intensiv scheint, wenn der Wind konstant weht. Dann kann ein Netz auch mit 100 Prozent Erneuerbaren verlässlich und sicher betrieben werden.“
Begründete Hoffnung
Ein Grund, warum Optimisten die Entwicklung entspannter sahen und sehen, dürfte am Fortschritt der Informationstechnologie liegen, denn die immer leistungsfähigere Technik ermöglicht die Steuerung immer komplexerer Systeme. Ein Beispiel für diesen Fortschritt ist die technische Entwicklung bei Wechselrichtern. Diese Geräte werden eingesetzt, um Gleichstrom in Wechselstrom umzuwandeln, wie zum Beispiel bei Photovoltaikanlagen. Im Zuge der technischen Weiterentwicklungen haben sich Wechselrichter von einem One-Trick-Pony zu einem Multi-Tool entwickelt, das Nutzern und Netzbetreibern eine Vielzahl praktischer Funktionen zur Verfügung stellt. Bezogen auf die Eigenschaften von Strom und Netz kann ein moderner Wechselrichter dank digitaler Technik alles und noch viel mehr, was früher nur ein großes Kraftwerk konnte, und das auch noch viel schneller.
Im Team mit einem Batteriespeicher kann ein Wechselrichter seine Stärken sogar noch besser ausspielen. Denn stationäre Batteriespeicher können im Gegensatz zu Photovoltaik- oder Windkraftanlagen dem Netz Strom entnehmen. Und im Gegensatz zu Solar- und Windenergie, deren Produktion dem natürlichen Angebot von Wind und Sonne unterworfen ist, lassen sich Leistungsaufnahme und -abgabe immer steuern. Das macht Batteriespeicher zum perfekten Sidekick der fluktuierenden erneuerbaren Energien. Aber ihr Nutzen geht noch weit darüber hinaus.
Weniger Kosten, mehr Möglichkeiten
Stationäre Batteriespeicher wurden ihrer hohen Anschaffungskosten wegen zunächst für Spezialanwendungen genutzt, etwa als Ersatz von Dieselgeneratoren oder auch zur Absicherung gegen Netzausfälle. Das rasante Wachstum der Elektrofahrzeugbranche sorgte auch für fallende Preise bei stationären Speichersystemen. Dies ermöglichte eine Vielzahl neuer, wirtschaftlich sinnvoller Anwendungen. Zum Beispiel ist es seit der Absenkung der EEG-Einspeisevergütung unter den Bezugspreis für Strom attraktiv, den nicht verbrauchten Solarstrom mit Hilfe eines Batteriespeichers zwischenzuspeichern und später zu nutzen.
In Gewerbe und Industrie helfen Speicher auch immer häufiger, die Energiekosten mittels der Kappung von Lastspitzen zu senken. Dank immer leistungsfähigerer Energiemanagementsysteme (EMS) werden bei gewerblicher Nutzung zunehmend mehrere Anwendungen wie zum Beispiel Backup-Power und Lastspitzenkappung parallel ausgeführt (Multi-Use), so dass sich die Systeme noch schneller amortisieren. Einer der neuesten Trends ist es, Batteriespeicher mit EMS für den automatisierten Handel an der Strombörse zu nutzen oder die Energiekosten über dynamische Stromtarife zu optimieren.
Ein weiterer Vorteil ist die dezentrale Verteilung von Speichern und Solaranlagen. Die Anlagen vermeiden somit nicht nur die Stromerzeugung in einem entfernten Kraftwerk und den anschließenden Transport über das Stromnetz, sie können auch im Netz vor Ort Problemen wie einer erhöhten Blindleistung entgegenwirken. Diese Möglichkeit zur Verbesserung der Stromqualität gibt es im klassischen Stromnetz mit seiner zentralen Erzeugungsstruktur nicht.
Nützlich auch im Netz
Alle privaten und gewerblichen Anwendungen von Batteriespeichern haben mit Blick auf das Stromnetz einen ähnlichen Effekt: Sie gleichen Unterschiede in Erzeugung und Verbrauch aus und sorgen somit für einen stabilen Netzbetrieb. Der positive Effekt von Batteriespeichern auf das Stromnetz ist noch besser nutzbar, wenn sie gezielt an neuralgischen Punkten zur Netzstabilisierung eingesetzt werden. Das deutsche Forschungsinstitut Fraunhofer ISE schlug deshalb 2022 in einer Kurzstudie vor, Großspeicher an stillgelegten Kraftwerksstandorten zu errichten. Man ging dabei von einem Gesamtbedarf von 100 Gigawattstunden (GWh) Speicherkapazität für Deutschland im Jahr 2030 aus, wovon 50 Prozent in Form von Großspeichern an den erwähnten Punkten errichtet werden sollten.
Trotz des Bedarfs und eines rasanten Marktwachstums erscheint das Ziel nur schwer erreichbar. Grund dafür ist auch das antiquierte Marktdesign des deutschen Strommarkts, da häufig keine Geschäftsmodelle für sinnvolle netzdienliche Anwendungen existieren. Eine von den Unternehmen Baywa r.e., Eco Stor, Enspired, Fluence und Kyon Energy bei den Analysten von Frontier Economics in Auftrag gegebene Studie kam zu dem Schluss, dass mit den entsprechenden regulatorischen Rahmenbedingungen die installierte Kapazität von großen Batteriespeichern in Deutschland bis 2030 im Vergleich zu heute sogar um den Faktor 40 auf 57 GWh und 15 Gigawatt (GW) Leistung wachsen könnte.
Es gibt Ausnahmen, in denen Speicher auch nach den Regeln des alten Strommarkts profitabel arbeiten. So kann Primär-Regel-Leistung (PRL) bereits seit Jahren gewinnbringend mit Hilfe von Batteriespeichern bereitgestellt werden. Grund ist dafür vor allem, dass Speicher im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken deutlich schneller sind, denn die PRL muss nach 30 Sekunden in voller Höhe zur Verfügung stehen, aber selbst moderne Gas-und-Dampf-Kraftwerke benötigen im Kaltstart mehr als 30 Minuten, bevor sie ihre volle Leistung erreichen, Kohlekraftwerke sogar mehrere Stunden, wohingegen ein Batteriespeicher dafür nur Sekundenbruchteile braucht.
Das Potential
Auch wenn Batteriespeicher über die PRL bereits einen Beitrag zur Netzdienlichkeit leisten, ist dies nur ein erster kleiner Schritt auf dem Weg zu einem modernen Übertragungsnetz. Da Speicher „nur“ Unterschiede zwischen Last und Erzeugung ausgleichen können, stellt sich die Frage, wie groß ihr Potential für das Stromnetz tatsächlich ist. Eine genaue Antwort ist nicht einfach zu finden. Mit einem Gedankenexperiment lässt sich dennoch eine Größenordnung erfassen:
Am Tag mit dem höchsten Stromverbrauch 2023 in Deutschland lag die durchschnittliche Last bei circa 80 Prozent der größten Lastspitze des Tages. Das bedeutet: Würde man an diesem Tag alle Lastspitzen komplett ausgleichen, käme man mit einer 20 Prozent geringeren Erzeugungskapazität aus, und auch das Übertragungsnetz könnte entsprechend kleiner dimensioniert werden. Vergleicht man dieselbe Lastspitze mit der durchschnittlichen Last des gesamten Jahres 2023, liegt der Wert sogar bei 34 Prozent. Hierfür würden jedoch Langzeitspeicher benötigt. Diese sind zwar generell verfügbar, aber ihr Einsatz würde aktuell noch zu einer deutlichen Verteuerung des Stroms führen.
Die Photovoltaik verstärkt diesen Effekt sogar noch weiter, da jede mit einer eigenen PV-Anlage erzeugte und selbst verbrauchte Kilowattstunde nicht mehr in einem fernen Kraftwerk erzeugt und auch nicht mehr über das Stromnetz zum Verbraucher transportiert werden muss.
Der Energiemarkt der Zukunft
Im Energiemarkt der Zukunft werden die Rollen der Marktteilnehmer neu definiert. Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher und Energiemanagementsysteme weichen die Grenzen zwischen Produzenten und Verbrauchern auf. Die Zahl der privaten Haushalte, Gewerbe- und Industriebetriebe, welche einen Großteil ihrer benötigten Energie selbst produzieren, mit Energie handeln und darüber hinaus auch netzdienliche Leistungen erbringen, wird weiter rapide wachsen. Diese Entwicklung spart nicht nur Erzeugungskapazitäten, sondern entlastet und stabilisiert auch das Stromnetz.
Die Preise für Batteriespeicher und Wechselrichter werden kontinuierlich weiter sinken, ihren Einsatz immer lohnender machen und somit letztlich auch die Strompreise senken. Im Bereich der Langzeitspeicherung bedarf es allerdings noch einer deutlich breiteren Anwendung auf dem Weg zu einer guten Wirtschaftlichkeit.
Der Ruf nach neuen Technologien ist angesichts der vorhandenen Möglichkeiten überflüssig. Denn bereits heute beweisen zehntausende Photovoltaikanlagen und Batteriespeicher tagtäglich, welchen Nutzen sie auch im Großen erbringen könnten – Last- und Erzeugungsspitzen vermeiden sowie Engpässe und Überlastungen verhindern und die Kosten senken.
