Das Stromnetz stabilisieren, die CO2-Bilanz verbessern, Gewinne erzielen

Angesichts deren schwankender Einspeisung, etwa bei Flaute oder nachts, gewinnt das Thema Versorgungssicherheit immer mehr an Relevanz — schließlich muss stets die aktuell benötigte Strommenge zuverlässig und so genau wie möglich zur Verfügung stehen.

Denn auch der Stromverbrauch unterliegt starken tageszeitlichen Schwankungen. Lastspitzen treten vor allem am Morgen auf, wenn schwere Geräte in Industrieanlagen anlaufen und Millionen von Menschen ihren Alltag starten, zur Mittagszeit, wenn in Kantinen und Restaurants Hochbetrieb herrscht, sowie am frühen Abend, wenn fast gleichzeitig Millionen von Herden und Fernsehern eingeschaltet werden. Die untenstehende Grafik verdeutlich dies anhand des beispielhaften Energieverbrauchs an einem Tag in Deutschland. 

Angesichts langjähriger Erfahrungswerte im Kraftwerksmanagement ist der Verlauf der Lastkurven sehr zuverlässig vorhersehbar. Der Bedarf an Grundlast lässt sich langfristig problemlos planen, die Mittellast deckt vorhersehbare Spitzenlasten am Morgen, Mittag und Abend ab. Unvorhergesehene Spitzen des Stromverbrauchs hingegen, also sehr starke und plötzliche Lastanstiege oder unerwartet hoher Strombedarf, müssen von Spitzenlastkraftwerken abgedeckt werden — etwa von Pumpspeicherkraftwerken, die innerhalb von Sekunden hohe Leistungen zur Verfügung stellen können.

Doch es gibt noch einen weiteren Lösungsweg: Stationäre Batteriespeicher sind für diese Aufgabe ebenfalls geeignet. Sie können sogar noch schneller und flexibler reagieren als Pumpspeicher und werden deshalb auch immer beliebter für den Einsatz in der Primärregelleistung (PRL), welche sozusagen die Königsdisziplin im Regelenergiemarkt darstellt. Die Hauptaufgabe von PRL-Kraftwerken ist es, die Netzfrequenz mit möglichst geringen Abweichungen bei 50 Hertz zu halten. Laut Daten der Netzbetreiber waren Ende 2019 mehr als 380 MW an Batterieleistung im deutschen PRL-Markt verfügbar, mit stark steigender Tendenz: Allein im Jahr 2019 wurden mehr als 100 MW an neuer Leistung aus Batterien für die Teilnahme am PRL-Markt präqualifiziert. Damit können Stationärspeicher nun bis zu 66 % der für Deutschland vorzuhaltenden Primärregelleistung bereitstellen.

The Mobility House trägt über 6 % zu der in Deutschland installierten Batterieleistung im PRL-Markt bei: Allein an den beiden Standorten Lünen und Elverlingsen sind etwa 30 MW installiert. Das Besondere an den Stationärspeichern von The Mobility House: Sie bestehen ausschließlich aus Akkus, die zuvor in Elektroautos verbaut waren — sogenannten Second-Life-Speichern, oder als Ersatzteile gelagert werden und noch in Elektroautos verbaut werden. Am Ende seiner Lebensdauer im Fahrzeug hat der Energiespeicher noch eine Restkapazität von etwa 70 bis 80 % seiner ursprünglichen Kapazität, mehr als genug für seine zweite Einsatzschicht im Stromnetz.

Das verbessert nicht nur die Materialeffizienz und die CO2- sowie Kostenbilanz des Akkus und der Elektromobilität im Allgemeinen, sondern bringt seinem/seiner Besitzer/Besitzerin auch stetige Erlöse ein: 2019 erzielten die etwa 2550 Elektroautobatterien aus den Projekten von The Mobility House im Schnitt einen Umsatz von über 800 €. Schätzungen zufolge ist ein wirtschaftlicher Betrieb im stationären Bereich für mindestens zehn weitere Jahre möglich, bevor ein endgültig verschlissener Stromspeicher dem Recycling zugeführt wird. 

Wie wichtig schnelles Reagieren auf kurzfristige Schwankungen im Netz ist, zeigte sich unter anderem im Juni 2019, als es in Deutschland gleich mehrmals beinahe zu mehreren großflächigen Stromausfällen gekommen wäre. Sowohl am 6., 12. und am 25. Juni war die Situation im Stromnetz kritisch, weil die Nachfrage nach Strom die Erzeugung übertraf. Mit der Folge, dass die Frequenz im ganzen europäischen Verbundnetz stark absank. Unterschreitet die Netzfrequenz die Marke von 49,8 Hertz, werden Verbraucher vom Netz zwangsgetrennt. Anders ausgedrückt: Es kann zu lokalen Stromausfällen kommen. Das konnte bei den Zwischenfällen im Juni verhindert werden. 

Diese Vorfälle haben eine Diskussion über das PRL-Angebot angestoßen: Der Verband der Europäischen Übertragungsnetzbetreiber (Entso-E) zieht aktuell eine generelle Erhöhung in Betracht. Der Bundesverband Energiespeicher (BVES) begrüßt dies, da die Frequenzabweichungen im Energiesystem in den vergangenen Jahren stark zugenommen haben. Demnach hat sich die Zahl der Abweichungen von mehr als 75 mHz verdoppelt. Allein im Januar 2020 wurden bereits 19 Abweichungen von mehr als 100 mHz gemessen. Diese gravierenden und häufiger auftretenden Frequenzschwankungen im Stromsystem gefährden zunehmend die Netzstabilität und Versorgungssicherheit, da gleichzeitig die Menge an vorgehaltener Regelenergie an ihre Grenzen stoße. 

Als Maßnahme zur Entschärfung der Situation empfiehlt der BVES den Ausbau mit Stationärspeichern, da Batterien in Sekundenschnelle auf Frequenzänderungen reagieren können. „Sie eignen sich hervorragend zur Gewährleistung von Frequenzstabilität und können die riskanten Vorfälle sicher entspannen“, so der BVES in einer Mitteilung. 

Der BVES begrüßt vor diesem aktuellen Hintergrund den Plan des Verbands der Europäischen Netzbetreiber Entsoe-E, die Frequenzstabilität mithilfe der Einführung einer schnellen PRL-Reserve aus Speichern kurzfristig von europaweit 3000 auf 5400 Megawatt zu steigern. Damit stünde genug Kapazität bereit, um schnell auf gefährliche Schwankungen reagieren zu können. 

Aber nicht nur in der Primärregelleistung übernehmen Batteriespeicher netzdienliche Aufgaben. The Mobility House vermarktet Kapazität und Leistung seiner Speicher, welche nicht in der PRL gebunden sind, ebenso im Kurzfristhandel für Energie. Dies ermöglicht wegen der schwankenden Strompreise an der Strombörse European Energy Exchange (EEX) hohe Zusatzerlöse. Das Vorgehen ähnelt dem Handel mit Aktien: Strom aus den Stationärspeichern wird zum Verkauf angeboten, wenn der Preis hoch ist, etwa wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint. Wieder aufgeladen werden die Batterien dann, wenn Strom günstig ist. Dadurch leisten die Speicher unter anderem einen wichtigen Beitrag zur Vermeidung von extremen Schwankungen bei der Leistung, die aus konventionellen Kraftwerken bereitgestellt werden muss, sowie zur Bewältigung von Prognoseabweichungen, z.B. durch von der Prognose abweichende Sonneneinstrahlung. Ebenfalls verbessert sich die CO2-Bilanz signifikant, da diese Schwankungen nicht mehr durch CO2-intensive Spitzenlastkraftwerke, die in ineffizienten Wirkungsgradbereichen laufen, ausgeglichen werden müssen. Die folgende Grafik zeigt noch einmal beispielhaft den Preisverlauf an einem Tag am Intraday Auction Markt der EEX.

Einer aktuellen Studie zufolge kann der gesamte globale Energiebedarf bis zum Jahr 2050 zu 100 % von erneuerbaren Energien gedeckt werden. Und das zu geringeren Kosten als heute. Dies ist besonders effizient bei einem hohem Elektrifizierungsgrad in Sektoren wie Transport und Heizung, der im Vergleich zu 2015 in einer vier- bis fünffach erhöhten Stromerzeugung resultiert. Die Energiekosten für ein vollständig nachhaltiges Energiesystem sinken so von 54 € je MWh im Jahr 2015 auf 53 € je MWh im Jahr 2050, wie die Energy Watch Group und LUT University in ihrer Studie „Globales Energiesystem mit 100 Prozent Erneuerbaren Energien“ (auf Englisch) skizzieren. Batteriespeicher spielen bei den Berechnungen der Wissenschaftler eine wichtige Rolle.