Energie und Strom speichern, Emissionsreduktions-ziele erreichen und gleichzeitig die Energiesicherheit erhöhen.

Globale Sichtweise

Anstieg der CO2-Konzentration in der Atmosphäre.

Mit der Analyse und Modellierung der Erschöpfung von Ölfeldern durch M. King Hubbert wurde erkannt, dass die weltweiten Reserven an fossilen Brennstoffen begrenzt sind. Sein Modell wurde durch die Ölkrise 1973 und den Bericht "Global 2000" des Club of Rome (Barney, 1988) weitgehend bestätigt. Die Freisetzung von CO2 bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe und die möglichen Auswirkungen auf das Klima wurden jedoch bereits 1896 von Svante Arrhenius vorausgesagt. Erst hundert Jahre später wurde allgemein anerkannt, dass die Zunahme von CO2 in der Atmosphäre (Petit et al., 1999) einen Anstieg der globalen Durchschnittstemperatur verursacht und dass die globale Erwärmung Auswirkungen auf die Umwelt haben würde. Begrenzte fossile Ressourcen und die globale Erwärmung haben zusammen mit der wachsenden Bevölkerung und der wirtschaftlichen Abhängigkeit vom Energieverbrauch die Notwendigkeit einer globalen Energiewende begründet. Ziel ist es heute, den Anstieg der CO2-Konzentration in der Atmosphäre zu begrenzen und einen geschlossenen Stoffkreislauf für Energieressourcen wie auch für alle anderen in Produkten verwendeten Materialien einzuführen, um mehr Energie und Materialien mit geringeren Auswirkungen auf die Umwelt bereitzustellen (Kreislaufwirtschaft).

Der derzeitige weltweite Energiebedarf liegt bei 1,6-1014 kWh/Jahr, was einer durchschnittlichen Leistung von 18 TW entspricht. Das Wachstum der Photovoltaik (PV) und der Windkraft in Deutschland zwischen 2008 und 2018 von 6 auf 45 GWp bzw. von 24 auf 60 GWp (installierte Spitzenleistung) hat gezeigt, dass die installierte Spitzenleistung aus erneuerbaren Energien bereits innerhalb eines Jahrzehnts den durchschnittlichen Stromverbrauch erreichen und übersteigen kann - 61 GW ist der Jahresdurchschnitt in Deutschland.

Die weltweit installierte Spitzenleistung von PV-Anlagen hat in den letzten 20 Jahren exponentiell zugenommen, mit einer Wachstumsrate von etwa einer Größenordnung alle 5 Jahre (+47 %/Jahr). Die Wachstumsrate der Windenergie ist etwas geringer, und es wird prognostiziert, dass die von PV erzeugte Energie die der Windenergie im Jahr 2024 übertreffen wird.

Der intermittierende Charakter von Solar- und Windenergie erfordert aufgrund der Jahreszeiten und der hohen Energiedichte, die für die Mobilität erforderlich ist, die Speicherung einer erheblichen Menge der jährlich erzeugten Energie. Die wichtigste technische Herausforderung besteht daher nicht in der Erzeugung erneuerbarer Energie, sondern in der Speicherung der Energie in einer nutzbaren Form, d. h. in der Umwandlung erneuerbarer Energie in einen speicherbaren Energieträger und im Aufbau der erforderlichen Speicherkapazitäten und Verteilungsnetze.

Ausgangslage

Netto-Null-Ziel.

Weltweit scheint die Zahl der Länder, die sich zu einem Netto-Null-Ziel verpflichten, rasch zu steigen. Es ist wichtig zu beachten, dass ein Netto-Null-System im Gegensatz zu einem kohlenstoffarmen System entweder den Betrieb von fossilen Emittenten mit Restemissionen ausschließt oder den Einsatz von Technologien mit negativen Emissionen (NETs) erfordert. Das strombasierte System ist das effizienteste und benötigt die geringste Energiemenge, um den gesamten Energiebedarf zu decken. Außerdem liefert es die Energie zu den niedrigsten Kosten. Die auf Wasserstoff und synthetischen Kohlenwasserstoffen basierenden Energiesysteme benötigen 50 % mehr Energie und sind 20 % bzw. 160 % teurer als das strombasierte System.

Es gibt eine lineare Beziehung zwischen dem Energieverbrauch pro Kopf und dem BIP pro Kopf, der die meisten Länder der Welt folgen, mit einer Steigung von 2,5 kWh/CHF für ein BIP <13 kCHF/(Kopf-Jahr). Die CO2-Emissionsintensität der Volkswirtschaften sinkt weltweit langsam von 0,44 kg/CHF im Jahr 1994 auf 0,34 kg/CHF im Jahr 2014, was auf Effizienzsteigerungen und das Wachstum der erneuerbaren Energien zurückzuführen ist. Rechnet man (bei einem Wirkungsgrad von 25 %) die CO2-Emissionen pro CHF in Energie pro CHF um, so ergibt sich ein Wert von 2,5 kWh/CHF, der genau mit der Energiemenge pro CHF übereinstimmt. Dies bedeutet wiederum, dass die Weltwirtschaft 0,4 CHF/kWh oder 4 CHF/Liter an fossilen Brennstoffen erzeugt.

Die Energiewende zu einer fossilfreien Energiewirtschaft erfordert die Erzeugung der Endenergie (3,3 kW-Kopf) aus erneuerbaren Energien. Derzeit werden 0,86 kW-Kopf-1 aus erneuerbaren Energien einschließlich Biomasse erzeugt, und die Stromerzeugung aus Kernkraft entspricht 0,24 kW-Kopf-1. Die nicht-erneuerbare Endenergie beträgt 2,02 kW-Kopf-1.

Der Einsatz erneuerbarer Energien, insbesondere von Wind- und Solarenergie, nimmt weltweit zu, da Regierungen und Unternehmen daran arbeiten, die mit dem Klimawandel verbundenen Emissionsreduktionsziele zu erreichen und die Energiesicherheit zu erhöhen. Die Internationale Energieagentur (IEA) prognostiziert für den Zeitraum 2021-2026 ein um 50 % höheres Kapazitätswachstum bei den erneuerbaren Energien als für den Zeitraum 2015-2020. Trotz dieser guten Aussichten ist ein noch schnellerer Ausbau der erneuerbaren Energien erforderlich, um bis zur Mitte des Jahrhunderts weltweit Netto-Null-Emissionen zu erreichen und die globale Erwärmung bis 2100 auf unter 1,5 °C zu begrenzen.

Solar- und Windenergie spielen also eine entscheidende Rolle bei der Energiewende. Ihre Leistung ist variabel und nicht vollständig vorhersehbar. Diese Herausforderungen sind nicht grundsätzlich neu für das europäische Stromsystem, das bereits in der Vergangenheit gut mit der ständig schwankenden Nachfrage und mit unvorhergesehenen Ereignissen zurechtkam. Die Herausforderung an die Flexibilität wird jedoch erheblich zunehmen. Dies ist nicht nur auf den zunehmenden Anteil der variablen Erzeugung zurückzuführen, sondern auch auf die geografische Umgestaltung des Stromsystems.

Die Herausforderungen bei der Gestaltung eines Stromsystems, das kohlenstoffneutralen Strom für Stromanwendungen, aber auch für kohlenstoffneutrale Wärme- und Verkehrsdienstleistungen bereitstellt, gehen über eine bloße Erweiterung der Netzkapazität hinaus. Nicht nur die Quantität der Stromnachfrage wird sich voraussichtlich ändern, sondern auch die qualitative Form dieses Nachfrageprofils. Wichtig ist, dass die Spitzennachfrage aufgrund der kumulierten Nachfrage der drei Sektoren während der Spitzenstunden des Tages erheblich ansteigen kann. Darüber hinaus können sich die jahreszeitlichen Schwankungen der Stromnachfrage aufgrund der Auswirkungen der Elektrifizierung der Wärmeversorgung stärker auswirken. Daraus resultieren saisonale Schwankungen.

Die Flexibilität und Sicherheit, die die Energiespeicherung bietet, ermöglicht eine weitaus größere Abhängigkeit von erneuerbaren Energiequellen wie Solar- und Windenergie. Da sich die Energiesysteme von der Bequemlichkeit fossiler Brennstoffe wegbewegen, werden Innovation und Wachstum bei einer Reihe von Energiespeichertechnologien - insbesondere bei der saisonalen Langzeitspeicherung - für die Unterstützung dieser Systeme entscheidend sein.

Zuverlässige Elektrizitätssysteme, die auf variablen Energiequellen wie Wind und Sonne basieren, müssen diese Schwankungen jedoch beispielsweise durch Energiespeicherung oder "feste" Erzeuger wie Wasserkraft, Kernenergie, Erdgas mit Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS), Geothermie und Bioenergie ausgleichen. Die Hinzunahme von kohlenstoffarmen oder kohlenstofffreien "festen" Stromerzeugern senkt die Gesamtkosten von Stromsystemen mit einem hohen Anteil an variablen erneuerbaren Energiequellen. Geothermie und Wasserkraft sind aufgrund der verfügbaren Standorte, die für einen Ausbau geeignet sind, stark eingeschränkt.

Die Entwickler erneuerbarer Energien könnten zusätzliche Entwicklungsmöglichkeiten für Wind- und Solarenergie finden, wenn die Energiespeicherung ausgebaut wird, wobei die Energiespeicherung eine potenzielle Lösung für unzureichende und überlastete Übertragungs- und Verteilungsinfrastrukturen darstellt. Energiespeichersysteme bieten mehrere potenzielle Vorteile, darunter die Erhöhung der Netzzuverlässigkeit, die Verschiebung von Übertragungsaufrüstungen und die Entlastung von Übertragungsengpässen. Fehlende oder überlastete Übertragungsleitungen sind in vielen Ländern ein Haupthindernis für die umfassende Entwicklung erneuerbarer Energien.

Die Elektrifizierung der Mobilität und Wärmepumpen zum Heizen erhöhen die Nachfrage nach Strom im Winter, wenn weniger Strom zur Verfügung steht, was Europa zwingen könnte, weiterhin fossile Kraftwerke zu betreiben. Die Entwicklung von Technologien auf der Grundlage der Kernfusion, dem Herzstück der Solarenergie, schreitet als Forschungsthema voran, die Kosten steigen, aber eine kommerzielle Stromerzeugung ist in diesem Jahrhundert eher unwahrscheinlich.

Europäisches Stromsystem bis 2050.

Energiesysteme, drei Szenarien

Robuste Wachstumsaussichten für erneuerbare Energien.

Um fossile und nukleare Brennstoffe für alle Verwendungszwecke zu ersetzen gibt es drei Szenarien und natürlich eine Kombination dieser Ansätze.

Szenatio A - Vollständige Elektrifizierung.

Vollständige Elektrifizierung des gesamten Energiebedarfs, einschließlich Wärme und Verkehr, mit Ausnahme des Luftverkehrs, wobei die gesamte neue Stromerzeugung durch Photovoltaik erfolgt. 

Strom kann günstiger erzeugt werden, wenn das Energiesystem in Äquatornähe gebaut wird, wo eine große Wüstenfläche mit hoher Sonnenintensität und geringen jahreszeitlichen Schwankungen zur Verfügung steht. In einigen Regionen, z. B. in Katar, betreibt die Ölindustrie bereits Anlagen zur Herstellung von synthetischem Öl. Dies wirft neben der technischen und wirtschaftlichen Machbarkeit ein weiteres Thema auf: den politischen Aspekt der internationalen Zusammenarbeit, der für die künftige Entwicklung der Welt, insbesondere in Richtung erneuerbare Energiewirtschaft, entscheidend ist.

In einem elektrifizierten Energiesystem steigert die Elektrifizierung die Effizienz und verringert den Energiebedarf erheblich, allerdings ist eine große Stromspeicherung erforderlich.

Szenatio B - Wasserstoff.

Ersatz fossiler Brennstoffe durch Wasserstoff, mit Ausnahme des Luftverkehrs, der im Sommer aus erneuerbarer Elektrizität erzeugt wird. In einem wasserstoffbasierten Energiesystem, in dem Wasserstoff fossile Brennstoffe ersetzt, muss nuklear erzeugter Strom durch Strom aus erneuerbaren Energiequellen und Flugzeugtreibstoff durch synthetische Treibstoffe ersetzt werden. Hier wird der Bedarf an saisonaler Speicherung durch die Speicherung von Wasserstoff gedeckt.

Szenatio C - Synthetische Kohlenwasserstoffe.

Ersatz fossiler Brennstoffe durch synthetische Kohlenwasserstoffe, z. B. Oktan, die aus erneuerbaren Energien und der CO2-Abscheidung aus der Atmosphäre gewonnen werden. In einem kohlenwasserstoffbasierten Energiesystem wird nuklear erzeugter Strom durch erneuerbare Energien ersetzt. Dies hat den Vorteil, dass Speicherung und Anwendungen unverändert bleiben und außer der Kohlenstoffabscheidung und den Kohlenwasserstoffanlagen selbst keine zusätzliche Infrastruktur erforderlich ist. Allerdings erfordern die hohen Gesamtenergieumwandlungsverluste die größten PV-Anlagen der drei Energiesysteme.

In allen drei Energiesystemen ist die Energiewirtschaft CO2-neutral und basiert auf erneuerbaren Energien, hauptsächlich Photovoltaik.

Die für den vollelektrifizierten Ansatz benötigte PV-Fläche ist etwas größer als die durchschnittliche Wohnfläche von 46 m2 pro Kopf-1 in der Schweiz. Für die Produktion des Kerosins wäre wiederum eine ähnliche PV-Fläche erforderlich. Die Abdeckung der Dachfläche in der Schweiz mit PV könnte 24 TWh-Jahr-1 produzieren, was 326 W-Kopf-1 entspricht und 34 % des im vollelektrifizierten Ansatz benötigten Stroms ausmacht. Um den Energiebedarf einschließlich Kerosin zu decken, müssten 30 % der städtischen Fläche in der Schweiz mit PV für die Energiesysteme bei einem vollelektrifizierten Ansatz, 45 % bei einem wasserstoffbasierten Energiesystem und 64 % bei einem kohlenstoffbasierten Energiesystem abgedeckt werden. 

Elektrizitätsbasiertes Energiesystem.

Die Substitution fossiler Brennstoffe durch ein vollständig elektrifiziertes Energiesystem, bei dem die Mobilität elektrisch erfolgt und die Heizung von Gebäuden überall mit Wärmepumpen realisiert wird ist am sichersten und am günstigsten umzusetzen. Dieser Ansatz senkt den Energiebedarf erheblich und zwar um -30 % im Vergleich zur derzeitigen Energiewirtschaft. Um das strombasierte Energiesystem zu vervollständigen, muss der Flugzeugtreibstoff in Form von synthetischen Kohlenwasserstoffen hergestellt werden. Der Strom wird durch Photovoltaikanlagen erzeugt und in Batterien oder Wasserkraftwerken für die Tag/Nacht- bzw. saisonale Speicherung gespeichert. Die PV-Fläche beträgt 48 m2/Kopf-1 für die Stromproduktion, was fast 13 % der städtischen Fläche in der Schweiz entspricht, und weitere 33 m2/Kopf-1 für die Produktion von Flugzeugtreibstoff. Die saisonale Stromspeicherung beträgt 2.345 kWh-Kopf-1 (1.020 kWh-Kopf-1 sind derzeit vorhanden), zusätzlich zu 26 kWh-Kopf-1 für die Tag-/Nachtspeicherung. Die lokale Verfügbarkeit von Tag-/Nachtspeichern erhöht die Belastbarkeit und Zuverlässigkeit des Netzes und reduziert die Spitzenleistung im Netz um fast eine Größenordnung.

In allen drei Szenarien braucht es eine großflächige Stromspeicherung.

Der zunehmende Einsatz erneuerbarer Energien in Form von Solar- und Windenergie führt zu einer immer stärkeren Unterbrechung der Stromerzeugung. In der Europäischen Union soll der CO2-Ausstoß bis 2050 um 80 % im Vergleich zu 1990 gesenkt werden. Dies bedeutet eine massive Einführung von erneuerbaren Energien und CO2-neutralen Technologien. Die Einführung erneuerbarer Energien führt zu systematischen täglichen und saisonalen Schwankungen in den Stromnetzen. Solarenergie und Windenergie erreichen tagsüber Spitzenwerte und nehmen nachts ab. Die Solarenergie ist im Sommer 6-mal stärker als im Winter, während die Windenergie im Winter etwa 2-mal stärker als im Sommer ist.

Die kombinierte Erzeugung von Solar- und Windenergie in einem ausgedehnten Stromnetz muss mit der Gesamtnachfrage und der Stromzwischenspeicherung in Einklang gebracht werden. Um Angebot und Nachfrage rund um die Uhr und 365 Tage im Jahr auszugleichen, ist eine Tages-Speicherung als auch eine Saison-Speicherung erforderlich.

Versorgungssicherheit hat einen Wert.

Analyse

Bedarf an Energiespeicherung.

Der derzeitige durchschnittliche monatliche Energiebedarf beträgt 3,2 kW mit einem Maximum im Winter von 4,1 kW (127%) und einem Minimum von 2,75 kW (86%) im Sommer. Der berechnete durchschnittliche monatliche Strombedarf einschließlich der oben beschriebenen Einsparungen beträgt 2,1 kW mit einem Maximum von 2,4 kW (110%) im Winter und einem Minimum von 2,0 kW (95%) im Sommer. Die Elektrifizierung der Fahrzeuge und der Heizung reduziert also den durchschnittlichen jährlichen Energiebedarf um 34% und die Differenz zwischen Sommer und Winter von 41% auf 15%.

Wird der heute in der Schweiz durch Kernenergie produzierte Strom durch PV ersetzt, sind für die Schweiz nur 16 m2-Kopf-1 = 134 km2 für die Produktion von 24 TWh/Jahr notwendig sowie eine Stromspeicherkapazität von 9'000 GWh, zusätzlich zu den bereits vorhandenen 9'000 GWh Speicherkapazität aus Wasserkraft. Die PV-Fläche entspricht der potenziell verfügbaren Dachfläche in der Schweiz (Assouline et al., 2018). Der jährliche Strombedarf in der Schweiz beträgt 58 TWh, bereits heute werden im Sommer 10,7% exportiert und im Winter 7,9% importiert (4'550 GWh). Der Import entspricht 50% der Wasserkraftspeicherkapazität von 9'000 GWh. Die Erhöhung der Speicherkapazität der Seen bestehender Wasserkraftwerke ist alleine durch den Wegfall der Kernenergie unerlässlich, um den Beitrag der erneuerbaren Energien in der Schweiz zu erhöhen.

Stromknappheit.

CO2-Reduktion und Elektrifizierung ohne saisonale Speicherung in der Schweiz.

Im einem rein elektrischen System mit reiner Tag-/Nachtspeicherung können fast 75% des Energiebedarfs gedeckt werden. Die verbleibenden 25% im Winter (0,32 kW-Kopf-1) müssen durch die Stromproduktion aus fossilen Brennstoffen gedeckt werden, da die Heizung auf Wärmepumpen basiert und die Mobilität elektrisch erfolgt. Daher werden zusätzliche 0,8 kW-Kopf-1 an fossilen Brennstoffen für die thermischen Kraftwerke (kombinierter Wirkungsgrad = 40 %) benötigt, die nur 5 Monate im Jahr laufen und 60.000 GWh Erdgas verbrauchen würden, wobei in 5 Monaten 6,5 GWel. erzeugt würden.

Daher sind etwa sechs Wärmekraftwerke (je 1,1 GWel.) erforderlich, die an 150 Tagen/Jahr laufen und >10-109 kg CO2 ausstoßen. Rechnet man den Flugzeugtreibstoff (0,32 kW-Kopf-1) hinzu, der 5,6-109 kg CO2 pro Jahr erzeugt, sind das etwas mehr als 38% der derzeitigen jährlichen CO2-Emissionen der Schweiz (40-109 kg). Die Elektrifizierung der Energiewirtschaft ohne massiven Ausbau der Speicherkapazität muss mit sechs mit Erdgas betriebenen thermischen Kraftwerken ergänzt werden und führt zu einer CO2-Reduktion von nur 62% gegenüber den heutigen CO2-Emissionen aus fossilen Brennstoffen.

Erneuerbare Energien weltweit.

Im Jahr 2021 wuchs die Erzeugungskapazität für erneuerbare Energien um 9,1 % auf knapp 3.065 Gigawatt. Weltweit entfielen im vergangenen Jahr 81 % aller neu hinzugefügten Kapazitäten auf erneuerbare Energien, angetrieben durch den Wind- und Solarstromsektor. Das robuste Wachstum der erneuerbaren Energien wird sich fortsetzen. Die Kapazität wird bis 2026 4.800 GW erreichen. Zum Vergleich: 4.800 GW entsprechen in etwa der weltweiten Kapazität für fossile Brennstoffe und Kernenergie zusammen. Insgesamt wird prognostiziert, dass 95 % des gesamten Kapazitätswachstums zwischen 2022 und 2026 auf erneuerbare Energien entfallen werden.

Die robusten Wachstumsaussichten für erneuerbare Energien sind auf mehrere Faktoren zurückzuführen. Viele Regierungen verstärken ihre Bemühungen zur Eindämmung des Klimawandels und unterstützen die Einführung erneuerbarer Energien durch Steuergutschriften und Subventionen. Auch Unternehmen bemühen sich um eine eigene Versorgung mit erneuerbarer Energie, um ihre Nachhaltigkeitsziele zu erreichen. Im Jahr 2021 bezogen Unternehmen weltweit 31,1 GW erneuerbare Energie über Stromabnahmeverträge. Die drei größten Abnehmer sauberer Energie waren im vergangenen Jahr Amazon, Microsoft und Meta.

Darüber hinaus machen technologische Fortschritte, u. a. bei Windturbinen und Solarmodulen, Wind- und Solarenergie zunehmend wettbewerbsfähig gegenüber herkömmlichen Energiequellen und steigern gleichzeitig die Gesamtleistung und den Wirkungsgrad.

Die Energiespeicherkapazität und -erzeugung werden in den kommenden Jahren rasch wachsen, angetrieben durch die weltweite Verbreitung erneuerbarer Energien, Herausforderungen bei der Netzversorgung, staatliche Unterstützung und niedrigere Technologiepreise. Laut BloombergNEF wird die weltweite Energiespeicherung von 17 GW/34 Gigawattstunden (GWh) im Jahr 2020 auf 358 GW/1.028 GWh im Jahr 2030 explodieren. Die USA und China werden wohl die größten Energiespeichermärkte sein, aber auch in Indien, Australien, Deutschland, Japan und Großbritannien wird ein starkes Wachstum erwartet. Der schnelle Ausbau von Langzeit-Energiespeichersysteme könnte die Stromnetze unterstützen und gleichzeitig die Entwicklung von Wind-, Solar- und Wasserstoffkraft erheblich beschleunigen.

Die Stromspeicherung ist deshalb ein Schlüsselelement des künftigen, dekarbonisierten Eneriesystems. Vor allem, weil bei der Energiewende hin zu einem 100% elektrifizierten System der Anteil an erneuerbaren Energien enorm ansteigen wird. Speichertechnologien müssen ganz grundsätzlich in der Lage sein, die gespeicherte Energie wieder in Strom umzuwandeln.

Die Speicherung elektrischer Energie ist ein Prozess, bei dem elektrische Energie in eine andere Energieform umgewandelt wird, die sich leichter speichern lässt und zu einem späteren Zeitpunkt wieder in elektrische Energie umgewandelt werden kann, wenn sie benötigt wird. Es gibt verschiedene Möglichkeiten der Energiespeicherung, darunter elektromagnetische, elektrochemische, chemische, mechanische und thermische Mechanismen. Obwohl heute die Speicherung von Energie in großen Mengen von der Wasserkraft dominiert wird, die etwa 99 % der weltweiten Energiespeicherung ausmacht, wird erwartet, dass der größte Teil der zukünftigen Speichertechnologien auf andere Mechanismen entfallen wird.

Die immer stärkere Verbreitung von Speichermedien, insbesondere von elektrischen, im Netz ist zum Teil auf den Wunsch zurückzuführen, den Anteil erneuerbarer Energiequellen im Netz zu erhöhen. Die inhärente Variabilität erneuerbarer Energiequellen und die Notwendigkeit, ein stabiles elektrisches Netzsystem zu schaffen, erfordern neue Wege, um diese variablen Einspeisungen so zu steuern, dass ein stabiles Ergebnis erzielt wird. Eine effiziente Energiespeicherung würde die Massenintegration der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen weltweit erheblich erleichtern, die bestehenden Netzinfrastrukturen verbessern und die Entwicklung völlig neuer Stromarchitekturen, Märkte und Geschäftsmodelle ermöglichen.

Durch den Ausgleich der Stromnetze und die Speicherung überschüssiger Energie stellt die Energiespeicherung ein konkretes Mittel zur Verbesserung der Energieeffizienz und zur Integration von mehr erneuerbaren Energiequellen in die Stromsysteme dar. Sie wird auch dazu beitragen, die Energieversorgungssicherheit der EU zu verbessern und einen gut funktionierenden Binnenmarkt mit niedrigeren Preisen für die Verbraucher zu schaffen.

Der wichtigste Energiespeicher in der EU – und vor allem auch in der Schweiz - ist bei weitem die Pumpspeicherung aus Wasserkraft. Laut einer im Mai 2020 veröffentlichten Studie über Energiespeicherung nehmen die Projekte für Batterien zu. Batterie- und Wasserstofftechnologien sind die Schlüsseltechnologien für eine erfolgreiche Dekarbonisierung des Energie- und Verkehrssektors. Zudem entwickelt sich in rasantem Tempo eine Vielzahl neuer Technologien zur Stromspeicherung.

Das Wachstum von Photovoltaikanlagen auf Dächern und Elektrofahrzeugen ist eine Herausforderung, die zu bidirektionalen Stromflüssen im Netz führt und die Notwendigkeit mit sich bringt, lokale Engpässe zu vermeiden, wenn zum Beispiel mehrere Elektrofahrzeuge gleichzeitig zum Aufladen an die Steckdose angeschlossen sind. In diesem Fall kann die Energiespeicherung dazu beitragen, dass Investitionen in die Netzverstärkung aufgeschoben werden.

Da die Leistung von Wind- und Solarenergie vom lokalen Wetter abhängt, kann es zu kurzfristigen Schwankungen kommen, oder die Zeiten der Erzeugung stimmen nicht mit denen der Nachfrage überein. Bei der Solarenergie beispielsweise liegt die maximale Leistung normalerweise in den mittleren Stunden des Tages, während die größte Nachfragespitze oft am Abend auftritt.

Für den Einsatz im Energiesektor steht eine breite Palette verschiedener Energiespeicheroptionen zur Verfügung, und es werden immer mehr, da diese Technologie weltweit zu einer Schlüsselkomponente in den Energiesystemen der Zukunft wird. Energiespeichersysteme können von schnell reagierenden Optionen für die nahezu in Echtzeit erfolgende und tägliche Verwaltung der Netze bis hin zu längerfristigen Optionen für die unvorhersehbaren Schwankungen von Woche zu Woche und die besser vorhersehbaren saisonalen Schwankungen von Angebot und Nachfrage reichen. Zu den wichtigsten Anwendungsfällen gehören Dienste wie das Management der Stromqualität und der Lastausgleich sowie die Reservestromversorgung für das Ausfallmanagement.

Die aktuell verfügbaren Speichertechnologien haben jedoch meist noch Schwierigkeiten, die erforderliche Leistung oder akzeptable Kosten zu liefern, um die Speicherung rentabel zu machen. Bei der Integration erneuerbarer Energien besteht die Herausforderung darin, die Anforderungen an Leistung wie Lebensdauer, Effizienz, Betriebsflexibilität und Kosten zu erfüllen. Es braucht bahnbrechende neuen Technologien. 

Wirtschaftliche Auswirkungen und Herausforderungen.

Das globale Verhältnis zwischen dem BIP und dem Pro-Kopf-Energiebedarf beträgt 0,4 CHF/kWh, was dem Einkommen entspricht, das durch eine investierte kWh Energie bei Energiekosten von 0,13 CHF/kWh entsteht. Da fossile Brennstoffe in der Schweiz importiert werden, stellen die Energiekosten eine Ausgabe für das Land dar. Im Falle der erneuerbaren Energien kann zumindest ein Teil der Kosten im Lande ausgegeben werden und trägt positiv zum BIP bei. Die erneuerbaren Energiesysteme führen zu Energiekosten von 0,11-0,45 CHF/kWh, was in der Nähe des BIP/kWh liegt und daher einen erheblichen Einfluss auf die energiebezogenen Vorteile der Industrie haben kann. Da es ein Potenzial für Effizienzsteigerungen in den Produktionsprozessen gibt, könnte die Wirtschaft ausreichend widerstandsfähig sein, um sich an erneuerbare Energien anzupassen. Die Kosten für Energie (Strom) werden sehr stark von der Jahreszeit abhängen, d. h. Strom im Sommer wird sehr billig oder kostenlos sein, während Strom im Winter recht teuer sein wird. Für die vollständige Substitution fossiler Brennstoffe durch erneuerbare Energie aus Photovoltaik, gibt es drei Szenarien, nämlich ein rein elektrisches System mit Batteriespeicher als Kurzzeitspeicher, Wasserstoff und synthetische Kohlenwasserstoffe als Langzeitspeicher.

Die größte Herausforderung bei der Ersetzung fossiler Brennstoffe durch erneuerbare Energie ist die saisonale Speicherung (30 % des jährlichen Energiebedarfs) und die Mobilität (10-30 % des jährlichen Energiebedarfs). Die Mobilität erfordert einen Energieträger mit einer hohen gravimetrischen Energiedichte, da der Energiebedarf für das Fahren proportional zum Gewicht des Fahrzeugs ist; daher verbraucht ein ideales Elektrofahrzeug mit einer Batterie etwa W [kWh/100 km] = 0,005 m [kg] = 10 kWh/100 km für ein 2.000 kg schweres Fahrzeug einschließlich Rekuperation. Derzeit verfügbare Fahrzeuge verbrauchen mit 20 kWh/100 km doppelt so viel Energie. Die Elektrifizierung des Mobilitätssektors mit Batterien erfordert ein Netz mit höherer Leistung und erhöht die Stromnachfrage im Winter, so dass der Bedarf an saisonalen Speichern steigt, was die Einführung erneuerbarer Energien erschwert.

Das vollständig elektrifizierte Energiesystem ist das effizienteste. 

Das gesamte Energiesystem muss durch die Produktion von synthetischem, grünen Flugkraftstoff ergänzt werden. Ein vollständig elektrifiziertes Energiesystem erfordert die Abdeckung von etwa 13% der städtischen Fläche der Schweiz mit Photovoltaikanlagen. Batteriespeicher sind erforderlich, um den Bedarf über Nacht zu decken und die PV-Produktion während des Tages auszugleichen, um die Leistungsspitzen im Netz zu senken. Für die saisonale Speicherung müssen Pumpspeicherkraftwerke gebaut werden, um Strom wirtschaftlich zu speichern, wenn die Netzkosten vernachlässigt werden.

Die größten Herausforderungen für ein vollständig elektrifiziertes System sind die Erhöhung der Speicherkapazität auf 320 % der Pumpspeicherkraftwerke und die Vermeidung oder erhebliche Verringerung der Netzkosten. Wenn eine Speicherung nicht möglich ist, sind sechs gasbefeuerte Wärmekraftwerke mit einer Leistung von 1 GW erforderlich, um den Strombedarf im Winter zu decken, was zu einer CO2-Emission von 40 % der derzeitigen CO2-Emissionen aus der Nutzung fossiler Energieträger führen würde.

In der Schweiz hat der technische und wirtschaftliche Ersatz fossiler Energie durch erneuerbare Quellen massive Auswirkungen auf die Umwelt. Es braucht grosse Investitionen in PV Anlagen und saisonale Speicher. Werden diese Investitionen in der Schweiz getätigt, dann bleibt der wirtschaftliche Nutzen im Land. Dies im Gegensatz zur Umwandlung erneuerbarer Energien in Äquatornähe. Die Schwankung der Stromkosten ist auch eine Chance für die künftige Industrie und Wirtschaft, wo energieintensive Prozesse in der Sommerzeit konzentriert werden könnten, wenn die Energie leicht verfügbar und kostengünstig ist.

Investitionen in die Stromverteilungsnetze.

Energienachfrage in der Schweiz

Gesamtenergiebedarf  und Primärenergiebedarf.

Die Energienachfrage in der Schweiz wird jährlich vom Bundesamt für Energie analysiert und veröffentlicht. Zu unterscheiden ist zwischen dem Gesamtenergiebedarf, dem Primärenergiebedarf und der Endnutzung von Energie. Der Gesamtenergiebedarf ist wegen der in Produkten importierten Energie deutlich grösser als der Primärenergiebedarf, und der Primärenergiebedarf ist wegen der Effizienzgrenzen bei der Stromproduktion grösser als der Endenergieverbrauch. Heute werden in der Schweiz ca. 53% der Elektrizität durch vollständig erneuerbare Wasserkraftwerke erzeugt, 36% durch Kernkraftwerke (mit einem durchschnittlichen Wirkungsgrad von 25% bei der Umwandlung von Wärme in Elektrizität), und die restlichen 11% werden durch Biotreibstoffe (<5,7%), Müllverbrennung (<2,7%), Photovoltaik und Windkraftanlagen gewonnen. Somit ist die Stromproduktion der Schweiz fast frei von CO2-Emissionen. Darüber hinaus hat die Schweiz einen niedrigeren Gesamtenergieverbrauch von 6 kW pro Kopf-1, gegenüber zum Beispiel 8,2 kW pro Kopf-1 in Großbritannien. In der Schweiz wird die Abwärme der Kernkraftwerke bis auf wenige Ausnahmen nicht genutzt, da das Volk beschlossen hat, die Abhängigkeit von Kernkraftwerken bei der Wärme- und Stromerzeugung im Winter nicht zu erhöhen.

Absicherung der Stromproduktion in der Schweiz.

Die Endenergienachfrage in der Schweiz hat in den letzten Jahren eine Sättigung erreicht oder ist sogar leicht gesunken. Die Endenergie wird durch die nukleare Abwärme ergänzt, was zum Primärenergieverbrauch führt. Die gesamte importierte eingebettete Energie und die Prozessenergie der importierten Produkte sind zusätzliche Energie, die den Menschen in der Schweiz zur Verfügung gestellt wird. Die eingebettete Energie beträgt 25% des gesamten Energiebedarfs in der Schweiz.

Mobilität.

Eine aktuelle statistische Auswertung des Bundes (Bundesamt für Statistik, 2010) zeigt, dass eine durchschnittliche Schweizer Person 13'432 km/Jahr auf der Strasse und 11'000 km/Jahr in der Luft zurücklegt. Der durchschnittliche Verbrauch von Flugzeugen liegt bei 3,7 l Kerosin pro Kopf und 100 km. Der durchschnittliche Benzin- und Dieselverbrauch von Autos liegt bei 4,65 l pro Kopf und 100 km, und die jährliche durchschnittliche Verweildauer im Auto beträgt 22,9 Tage (bei einer Durchschnittsgeschwindigkeit von nur 24,4 km/h).

Ausbau des Stromnetzes.

Stabilität des Schweizer Stromnetzes.

Speicherbedarf

Ausgleich von Leistungsschwankungen.

Der Speicherbedarf wird durch die Differenz zwischen dem Zeitprofil der PV-Produktion und dem Energiebedarf bestimmt. Bei PV-Anlagen ist in der Regel eine Tag/Nacht-Speicherung erforderlich, um den Bedarf über Nacht zu decken und die Leistungsschwankungen während des Tages auszugleichen, während die saisonale Speicherung von den jahreszeitlichen Schwankungen der PV-Produktion und des Energiebedarfs in den verschiedenen Jahreszeiten abhängt. Die minimale Tag-/Nachtspeicherkapazität für den Durchschnitt des Solarstroms über den Tag und die Nacht an allen Tagen des Jahres beträgt 50 % der maximalen täglichen PV-Produktion im Juli und liegt damit bei etwa 0,25 % der jährlichen Energieerzeugung.

Die Größe des saisonalen Speichers wird durch die Verteilung der jährlichen Sonnenintensität an einem bestimmten Ort bestimmt. Am kleinsten ist er in Äquatornähe, wo es fast keine jahreszeitlichen Schwankungen der Intensität gibt und die Sonneneinstrahlung mehr als doppelt so hoch ist wie in der Schweiz. An Standorten, an denen der Heizbedarf im Winter gering ist und die Klimatisierung im Sommer wesentlich zum Energiebedarf beiträgt, ähneln sich die Bedarfs- und die PV-Erzeugungskurve, was den Bedarf an saisonaler Speicherung verringert. Da jedoch der maximale Energiebedarf in der Schweiz im Winter auftritt, der mit der Zeit der minimalen PV-Erzeugung zusammenfällt, ist eine saisonale Speicherung erforderlich.

Anders verhält es sich an Standorten, an denen im Winter nicht geheizt werden muss und im Sommer die Klimatisierung einen wesentlichen Beitrag zum Energiebedarf leistet. An solchen Standorten sind die Kurven der Nachfrage und der PV-Erzeugung ähnlich.

Für eine PV-Produktion, die dem jährlichen Energiebedarf entspricht, ist eine maximale Größe des Speichers erforderlich. Je höher die Sonnenintensität ist, desto schneller nimmt die erforderliche Speichergröße mit steigender PV-Produktion ab.

Für einen großen Teil des Jahres ist nur eine Tag/Nacht-Speicherung erforderlich. Zum Beispiel 74 % für Zürich, 83 % für Zermatt und 89 % für die Sahara. Die Größe des Speichers wird auf der Grundlage der Energie aus der Sonnenintensität und des Energiebedarfsprofils errechnet. Selbst bei erheblicher Überkapazität ist die Tag-/Nachtspeicherung vorteilhaft, da sie das Stromnetz widerstandsfähiger macht und die Leistung im Netz aufgrund der Spitzenabschaltung während des Tages deutlich von der Spitzenleistung auf weniger als das Doppelte der durchschnittlichen Leistung der PV-Anlage reduziert.

Die größte Herausforderung für das Stromsystem ist die saisonale Speicherung von 18 TWh für die Schweiz, was dem 40-fachen der weltweiten Li-Batterieproduktion im Jahr 2020 entspricht und 36.000 CHF/Kopf pro Jahr kostet. Daher ist die saisonale Speicherung des Stroms in Batterien weder technisch noch wirtschaftlich eine praktikable Lösung für die Schweiz. Die Stromspeicherung in einem Wasserkraftwerk ist mit Kosten von 0,1 CHF/kWh ohne Netzkosten um drei Grössenordnungen günstiger als in Batterien. Aufgrund des Wirkungsgrads von Pumpe und Turbine von jeweils rund 80 % muss im Vergleich zu einem Batteriespeicher 56 % mehr Strom durch PV erzeugt und 25 % mehr Strom gespeichert werden. Die volumetrische Energiespeicherdichte in einem Wasserkraftwerk beträgt 1,1 kWh-m-3, und in einem Speichersee mit einem Volumen von 16,3 km3 könnten 18 TWh gespeichert werden, was dem Zweifachen der gesamten Speicherkapazität aller Seen der derzeitigen Wasserkraftwerke in der Schweiz oder dem 13-fachen des Wasserkraftwerks Grand Dixence (1.570 GWh) im Wallis, Schweiz, entspricht.

Selbstentladung

Energiespeicherverluste.

Bei der Selbstentladung nimmt die in einem Speicher gespeicherte Energiemenge ab, auch wenn er entladen ist. Bei Batterien geschieht dies in der Regel aufgrund einer bestimmten chemischen Reaktion. Bei den meisten Batterietypen beträgt die Selbstentladung einige Zehntelprozent pro Tag. In einigen Fällen, bei einer eingeschalteten Redox-Flüssigstrombatterie zum Beispiel, kann die Selbstentladung jedoch bis zu 10 % pro Tag betragen.

Die Standby-Energieverluste dürfen physisch nicht von den Selbstentladungsverlusten getrennt werden. Bei einer Natrium-Schwefel-Batterie hält die Abwärme der Selbstentladung die Natrium- und Schwefelelektroden während der 6-12-stündigen Lade-Entlade-Zyklen flüssig. In einem Fall, in dem weder eine Ladung noch eine Entladung stattfindet, muss dies durch eine Zusatzheizung erfolgen, was einen Verlust von etwa 3 % pro Tag bedeutet. Die beiden Arten von Verlusten könnten physikalisch getrennt werden, aber da die Auswirkungen der beiden Verluste die gleichen sind, ist eine Trennung nicht sinnvoll.

Verdampfungs- und Leckageverluste in einem Pumpspeicher, Gasleckagen in einem Power-to-Gas-Speicher, Flüssigkeitsleckagen oder der Abbau der meist komplexen Molekularstruktur in einem Power-to-Liquid-Speicher können ebenfalls ähnliche Verluste verursachen wie die Selbstentladung von Batterien, die zudem zeitabhängig sind.

Der Verlust akkumuliert sich im Laufe der Zeit und wird daher in prozentualen Einheiten oder in einem auf die Zeit normierten Anteil angegeben (z. B. %/Tag), was jedoch nur möglich ist, wenn der Verlust zeitlich konstant ist. Wenn die Verlustgeschwindigkeit nicht konstant ist, wäre es angemessener, eine Selbstentladungsfunktion zu verwenden. Summiert man die streng zeitabhängige Selbstentladung und andere Verluste, erhält man einen zeitabhängigen Gesamtspeicherverlust. Subtrahiert man diesen von der gespeicherten Energiemenge, erhält man die Energie, die aus dem Speicher zurückgewonnen werden kann. Auf diese Weise erhält man eine bereits zeitabhängige Speichereffizienz.

Wenn die gleiche Energiemenge in zwei verschiedenen Arten von Speichermedien gespeichert ist, kann man messen, aus welchem der beiden Speichermedien mehr Energie zurückgewonnen werden kann. So lässt sich leicht feststellen, welcher Speicher später mehr Energie zurückgewinnt, wenn die vollständige Entladung zu einem beliebigen Zeitpunkt beginnt. Beim Vergleich von zwei oder mehr Speichern wird die Energiedichte gesondert angegeben, das heisst, ob einer von ihnen eine extrem große Speichergröße erfordert, um die gleiche Energiemenge zu speichern.

Beispiel Staudammspeicher.

Bei einem gepumpten Speicher beispielsweise bezieht sich die "Selbstentladung" auf:

- den Verdunstungsverlust, welcher von der Außentemperatur und dem Wind zeitabhängig ist

- die aktuell freie Oberfläche des Speichers (in Staudammspeichern nimmt sie in der Regel ab, wenn das Volumen im Speicher abnimmt)

- den Sickerverlust vom Wasservolumen im Speicher abhängt (der Höhe der Wassersäule, d. h. dem Druck)
Bei einem Staudammspeicher mag sich eine Berechnung der Haltbarkeit vielleicht nicht lohnen und sie mag sinnlos erscheinen und nicht relevant sein. Bei Batterien ist die Haltbarkeit aber definitiv ein wichtiges Kriterium.

Beispiel Batteriespeicher.

Die Speicherkapazität eines Akkus kann nach sechs Monaten z. B. 80 % der ursprünglichen Kapazität betragen, während sie nach 12 Monaten noch 60 % beträgt. Wie lange der Speicher als nutzbar angesehen wird, hängt auch von der Verwendung ab; unter bestimmten Umständen sind 80 % für den Nutzer nicht lohnend (in diesem Fall beträgt die Haltbarkeit weniger als 6 Monate), in anderen Fällen sind 60 % mehr als ausreichend (in diesem Fall würde die Haltbarkeit mehr als 12 Monate betragen).

Die sekundäre Verwendung von Batterien für Elektroautos als Hausbatterie ist ein gutes Beispiel dafür, dass sie nach einer gewissen Zeit nicht mehr für ihren ursprünglichen Zweck geeignet sind, aber immer noch für andere Zwecke eingesetzt werden können. Daher kann die ursprüngliche zeitunabhängige Lebensdauer verallgemeinert werden, um eine von der Zeit und der verbleibenden Speichereffizienz abhängige neue Lebensdauer zu erhalten. Der Wirkungsgrad der Rückumwandlung der gespeicherten Energie in Elektrizität kann linear abnehmen, wenn man unmittelbar nach dem Aufladen mit dem Entladen beginnt. Die ist beispielsweise der Fall, wenn man die PV-Leistung aufgrund von Unregelmäßigkeiten der Sonneneinstrahlung mit einer Li-Ionen-Batterie glätten will.

Flexibitität der Netze

Zuverlässige und erschwingliche Stromnetze.

Das erklärte Ziel ist es, zuverlässige und erschwingliche Stromnetze und –systeme zu haben. Mit der Zunahme von variablen Energiequellen wie Wind und Sonne wird der Bedarf, große Mengen kostengünstiger Energie über lange Zeiträume zu speichern grösser. Erneuerbare Energiequellen, vor allem Wind- und Solarenergie, werden in den kommenden Jahren den größten Teil des Wachstums im Energiesektor ausmachen. Um dieses Wachstumspotenzial voll ausschöpfen zu können, sind jedoch zuverlässige Energiespeichersysteme erforderlich, die die durch zunehmende Schwankungen und den Klimawandel bereits unter Druck stehenden Energienetze unterstützen können.

Modernisierung von Übertragungs- und Verteilungsnetzen.

Kurzzeitspeicherung von Energie.

Energiespeicherung und Stromnetze hängen direkt voneinander ab. Die breite Einführung von Energiespeichersystemen ist eine wesentliche Voraussetzung dafür, dass erneuerbare Energien einen hohen Anteil am globalen Stromnetz haben. Der zunehmende Einsatz von Energiespeichern das Potenzial hat, das Wachstum von Wind- und Solarenergie zu beschleunigen. Die Energiespeicherlandschaft umfasst Lösungen für die Kurzzeit- und Langzeitspeicherung von Energie. Kurzzeit-Energiespeicher, auch als Kurzzeit-Energiespeicher bekannt, werden als Speichersysteme definiert, die in der Lage sind, Energie für bis zu 10 Stunden bei ihrer Nennleistung zu entladen. Für Kurzzeit-Energiespeicher gibt es breitgefächerte Anwendungen und die Entwicklung von kostengünstigen Lösungen ist in vollem Gang. Meist werden Kurzzeit-Energiespeicher lokal oder dezentral eingesetzt und die Investition erfolgt oft durch die Privatwirtschaft.

Im Gegensatz zur stündlichen Nachspeisung von Strom oder zur Glättung des Tageszyklus erfordert die Deckung mehrtägiger oder wochenlanger Lücken zwischen Angebot und Nachfrage größere Speicherkapazitäten mit wesentlich geringeren Auslastungsraten als bei der Kurzzeitspeicherung. Die Kosten für batteriegestützte Energiespeicher, die ausreichen, um länger andauernde Lücken in der Solar- und Windenergieerzeugung zu schließen, bleiben daher hoch. Infolgedessen kann es für eine hohe Zuverlässigkeit von Wind- und reinen Solarstromsystemen immer noch günstiger sein, Solar- und Windkapazitäten zu "überbauen" und über große Gebiete zu verteilen, was durch neue Technologien der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung erleichtert wird, als die erforderliche Batteriespeicherung.

Langzeitspeicherung von Energie.

Langzeitspeicher sind alle Systeme, die Energie für 10 oder mehr Stunden bei ihrer Nennleistung entladen können. Beide Arten von Speichern sind notwendig, um die künftigen Stromnetze auf stündlicher, täglicher, wöchentlicher und sogar saisonaler Ebene auszugleichen. Die Entwicklung von Langzeitspeicherung-Systemen hat neuen Schwung bekommen. Langzeit-Energiespeichersysteme bieten eine stabile Energieleistung über einen Zeitraum von 10 Stunden bis hin zu Tagen, Wochen und sogar Jahreszeiten, was die Netzzuverlässigkeit im Vergleich zu Kurzzeit-Energiespeichersystemen erhöht. Langzeitspeicherung-Systeme gibt es schon seit Jahrzehnten, vor allem in Form von Pumpspeicherkraftwerken. Aufgrund von Kosten, Genehmigungen und technologischen Hindernissen sowie mangelnder Akzeptanz konnten sich Langzeitspeicherung-Systeme jedoch nicht auf breiter Front durchsetzen.

Die Zukunft bietet jedoch erhebliche Wachstumschancen für Langzeitspeicherung-Technologien. Um die globalen Netto-Null-Ziele für den Energiesektor zu erreichen, muss Langzeitspeicherung bis 2040 um das geschätzte 400-fache von heute auf 85-140 TWh gesteigert werden. Diese Steigerung entspricht weltweit einer Investitionsmöglichkeit von 1,5-3,0 Milliarden Franken. Das Interesse an Langzeitspeicherung-Systemen wächst.

Man geht davon aus, dass das Wachstum von Langzeitspeicherung-Systemen auch Investitionsmöglichkeiten im Bereich der erneuerbaren Energien schaffen kann. Ähnlich wie bei Batteriespeichersytemen könnten Langzeitspeicherung-Systeme dazu beitragen, das Potenzial von Wind- und Solarenergie in der Stromerzeugung zu erschließen, insbesondere wenn die erneuerbaren Energien einen Marktanteil von 60-70 % erreichen. Eine weitere Netzstabilisierung könnte erneuerbare Energien zu einer geeigneteren Option im Vergleich zu herkömmlichen stabilen Grundlaststromquellen wie Erdgas, Kohle und Kernkraft machen.

Darüber hinaus stellt der Bedarf an Langzeitspeicherung-Systemen einen bedeutenden Anwendungsfall für Wasserstoff dar, insbesondere für grünen Wasserstoff. Wasserstoffbasierte Energiespeicher das Potenzial, Energie für Wochen bis Monate zu speichern, so dass diese Projekte genutzt werden könnten, um saisonale Schwankungen in der Stromerzeugung auszugleichen. Power-to-Hydrogen-to-Power-Projekte im industriellen Maßstab befinden sich noch in einem sehr frühen Stadium der Entwicklung. Es wird jedoch erwartet, dass in den nächsten Jahren viele Pilotprojekte in Betrieb genommen werden.

Ähnlich wie bei der wasserstoffbasierten Speicherung befinden sich auch die meisten anderen Langzeitspeicherung-Technologien noch in einem frühen Stadium der Einführung. Zu den Arten von Langzeitspeicherung-Systemen, von denen man erwarten kann, dass sie sich im kommerziellen Maßstab durchsetzen werden, gehören Druckluftspeicher, Flüssigluftspeicher, Nicht-Lithium-Ionen-Batterien und wasserstoffbasierte Energiespeichersysteme. Es wird erwartet, dass die Akzeptanz dieser Technologien aufgrund der Standorteignung und der Kostenbeschränkungen variieren wird.

Nieder- oder Mittelspannungsnetze.

Ein erheblicher Anteil der erneuerbaren Energien wird in die lokalen Nieder- oder Mittelspannungsnetze eingebettet sein. All diese Faktoren führen zu einem wesentlich höheren Bedarf an Flexibilität im Stromsystem.

Es können vier Arten von Flexibilitätsressourcen zum Ausgleich von Schwankungen definiert werden:
- abschaltbare (oder flexible) Kraftwerke
- Nachfragesteuerung und Nachfragereaktion
- Energiespeicher
- verstärkte Zusammenschaltung mit angrenzenden Märkten

Der "Verbund mit angrenzenden Märkten" umfasst die Modernisierung und den Ausbau der Netzinfrastruktur und die Integration der Strommärkte, um die Verbindungsleitungen optimal zu nutzen. Die Reaktion auf die Nachfrage kann mit Speichermöglichkeiten im Wärmebereich (z. B. Wärmespeicher für den Endverbraucher) oder im Verkehrssektor (z. B. Elektrofahrzeuge) verknüpft werden.

Die Unterscheidung zwischen Speicherung und Flexibilitätsquellen ist nicht immer eindeutig. Beispielsweise Wasserkraftwerke sowohl als "abschaltbare Erzeugung" oder auch als "Speicher" betrachtet werden. Ebenso können thermische Endverbrauchsspeicher (z. B. Warmwasserspeicher in Verbindung mit einer Wärmepumpe oder einer elektrischen Heizung) zum kosteneffizienten Ausgleich des Stromsystems beitragen, wenn sie mit intelligenten Steuerungen ausgestattet sind. Das Hauptproblem der Energiewende im Stromsektor ist die Wechselwirkung zwischen der stark zunehmenden variablen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und dem Mix an Flexibilitätsressourcen, um diese in das Stromsystem zu integrieren. Letzlich ist nicht so wichtig, ob dies mit Speicherung, dynamischer Erzeugung oder Nachfragereaktion geschieht.

Mit dem wachsenden Bedarf an Energiespeichern Sektor wächst auch die Palette der verfügbaren Lösungen, da die Anforderungen immer spezifischer werden und Innovationen auf der Grundlage modernster Materialien und Technologien entwickelt werden. Obwohl der Bedarf nicht neu ist - die Menschen haben schon immer nach Möglichkeiten gesucht, Energie zu speichern, die zu Spitzenzeiten erzeugt wird, um sie zu einem späteren Zeitpunkt zu nutzen und so das Ungleichgewicht zwischen Energiebedarf und -erzeugung zu verringern - boomt die Energiespeicherung jetzt. Mit der Zunahme der variablen Wind- und Solarenergie, der Dezentralisierung des Stromnetzes und dem Bedarf an Ausfallsicherheit im Netz werden die Anwendungen vielfältiger und geografisch weiter verbreitet.

Anforderungen

Herausforderungen bei der Netzversorgung.

Bei Wind- und Solarenergie handelt es sich um intermittierende Energiequellen. Die Produktion stimmt oft nicht mit der Energienachfragespitze überein. Diese Schwankungen stellen die Netzbetreiber vor wachsende Herausforderungen bei der Netzversorgung, insbesondere angesichts des zunehmenden Risikos extremer Wetterereignisse, die die Stromproduktion unterbrechen.

Aber: zu jedem Zeitpunkt muss der Stromverbrauch und die Stromerzeugung perfekt aufeinander abgestimmt sein. Dieses Gleichgewicht ist in allen Stromnetzen notwendig, um eine stabile und sichere Versorgung zu gewährleisten. Die Energiespeicherung kann Schwankungen bei Angebot und Nachfrage stabilisieren, indem sie es ermöglicht, überschüssigen Strom in großen Mengen über verschiedene Zeiträume zu speichern, von der schnellen Speicherung in Sekunden bis zur längeren Speicherung über Tage.

Die Herausforderungen im Bereich der Energie-Speicherung erstrecken sich über vier Zeitbereiche:
- Echtzeit
- Tag-/Nachtspeicherung
- Zwischen den Tagen
- Saisonale Speicherung

Echtzeit.

Zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität braucht es Massnahmen, die sofort greifen. Die Echtzeitspeicherung erfordert eine hohe Leistung und Reaktionszeiten im Millisekundenbereich mit einer Speicherdauer von bis zu mehreren Minuten.

Tag-/Nachtspeicherung.

Die Tag-/Nachtspeicherung soll die zeitliche Verschiebung des Energiebedarfs innerhalb des Tages, typischerweise Verlagerung der Spitzenenergieerzeugung um mehrere Stunden auf den späten Nachmittag um die Nachfragespitze am Abend ausgleichen. Die untertägige Speicherung erfordert wahrscheinlich eine relativ hohe Leistung und Reaktionszeiten im Sekundenbereich mit einer Speicherdauer von bis zu 4 Stunden.

Zwischen den Tagen.

Laufend ändernde Wetterlagen bedeuten weitere Herausforderungen beim Ausgleich zwischen den Tagen aufgrund von Schwankungen der Wettermuster. Die untertägige Speicherung erfordert eine relativ hohe Leistung und schnelle Reaktionszeiten, wobei die Speicherdauer möglicherweise mehr als 24 Stunden beträgt.

Saisonale Speicherung.

Die Energieschaukel oder die Winterlücke verdeutlichen, wie gross der Ausgleich von Schwankungen in der Energienachfrage im Laufe des Jahres sind. Besonders schwierig ist dies in der Schweiz, wo in den Wintermonaten erhebliche Nachfragespitzen auftreten. Für die saisonale Speicherung ist eine mäßige Leistung erforderlich, aber es werden sehr große Energiemengen benötigt.

Die Einführung von kohlenstofffreien Stromsystemen, die hauptsächlich auf erneuerbaren Technologien wie Wind- und Solarenergie basieren, benötigen vor allem Langzeitspeicher (>10 h), um die Kosten von Wind-Solar-Batterie-Systemen zu reduzieren. Langzeitspeicherung hat gegenüber Kurzzeitspeicherung mit Batterien das Potenzial, die Systemkosten um eine Kostensenkung von 50% zu halbieren.

Langfristige Energiespeicher mit großer Kapazität können die Probleme der Zuverlässigkeit und Erschwinglichkeit von Systemen, die auf diesen natürlich variablen Erzeugungsressourcen basieren, verringern. Speichertechnologien mit langer Laufzeit (10 Stunden oder mehr) weisen im Vergleich zu Lithium-Ionen-Batteriespeichern sehr unterschiedliche Kostenstrukturen auf. Langzeitspeicher können die saisonale und sogar mehrjährige Speicherung übernehmen und ermöglichen damit kostengünstige Stromsysteme.

Zweck der Energiespeicherung

Umwandlung von Strom zum Speichermedium und erneute Verstromung.

Der Zweck der Energiespeicherung besteht darin, ungenutzten Strom für eine spätere Nutzung zu speichern. Die Nutzung kann erfolgen, indem der verfügbare Teil des gespeicherten Stroms abgerufen und verwendet wird. Wenn das Zwischenprodukt (z. B. Wasserstoff) des Speicherprozesses ein Brennstoff ist, wird es aufgrund gesetzlicher Änderungen ebenfalls als Energiespeicher betrachtet.

Die Umwandlung von Strom zum Speichermedium und die erneute Verstromung ist kostspielig und erfordert spezielle Geräte oder Einrichtungen. Eine dieser Methoden ist die mechanische Energiespeicherung, bei der die gespeicherte Elektrizität entweder in potenzielle (z. B. Pumpspeicher) oder kinetische (z. B. Schwungradspeicher) Energie umgewandelt wird und diese potenzielle oder kinetische Energie dann mithilfe von Generatoren wieder in Elektrizität umgewandelt wird. Energie kann auch chemisch gespeichert werden, wobei die ursprüngliche Elektrizität zur Herstellung eines Brennstoffs oder zur Erhöhung des Energiegehalts eines vorhandenen Brennstoffs verwendet wird. Die vielleicht bekannteste Form dieser Gruppe ist die Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse von Wasser, wobei der Wasserstoff gespeichert und später zur Stromgewinnung verwendet werden kann, z. B. mit Hilfe von Brennstoffzellen.

Aus historischen und technologischen Gründen ist die elektrochemische Speicherung eine eigene Kategorie, bei der reversible elektrochemische Prozesse zur Speicherung und Rückgewinnung der Energie genutzt werden; so funktionieren auch wiederaufladbare Batterien. Erwähnenswert sind auch die so genannten Wärmespeicher; die Wärmespeicherung wird in der Regel nicht als Energiespeicherung eingestuft, da normalerweise weder das Eingangs- noch das Ausgangsprodukt" Strom ist. Heutzutage ändert sich dies jedoch. Manchmal fällt so viel überschüssiger Strom an, dass es sich lohnt, ihn zur Erzeugung von Wärme zu nutzen und diese später zu verwenden. Es ist dann möglich - wenn auch mit geringem Wirkungsgrad - aus der Wärme später wieder Strom zu erzeugen, z. B. indem man die Wärme als Input für einen Organic Rankine Cycle verwendet.

Die Energiespeicherung wird vor allem benötigt, um die Differenz zwischen der schwankenden Energieerzeugung, die meist durch die wechselnden Wetterbedingungen verursacht wird und der schwankenden Nachfrage auszugleichen. Der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (ohne konventionelle Wasserkraft) ist in der Europäischen Union von 1% auf 20% gestiegen. Relativ gesehen war der größte Anstieg in diesem Zeitraum bei der Solarstromerzeugung mit Photovoltaik zu verzeichnen. Bei den erneuerbaren Energieträgern wie Biomasse, Biogas, Bioflüssigkeit und andere biogene Abfälle, Windkraft (off- und on-shore), Gezeitenenergie, Erdwärme und bei der konventionellen, d. h. flussbasierten Wasserkraft ist die Abhängigkeit vom Wetter deutlich zu beobachten.

Diese Abhängigkeit kann bei Solar- und Windenergie sogar kurzfristig zu großen Schwankungen in der Produktion führen, aber auch in anderen Fällen ist eine längerfristige Abhängigkeit zu beobachten. Bei biologischen Materialien beispielsweise ist die Produktion von Rohstoffen (sowohl quantitativ als auch qualitativ) saisonal vom Wetter abhängig, während bei der konventionellen Wasserkraft die Produktion über einen Zeitraum von sieben bis zehn Monaten oder saisonal auch vom Wetter (Niederschläge, Trockenheit) beeinflusst wird. Überraschenderweise ist auch die geothermische Stromerzeugung wetterabhängig. So werden beispielsweise bei ORC-Kraftwerken, die häufig mit diesen Wärmequellen betrieben werden, die Kondensatortemperatur und der Wirkungsgrad des gesamten Kraftwerks durch wetterbedingte Schwankungen der Luft oder des Oberflächenwassers beeinflusst.

In Bezug auf Speicher- oder Ausgleichsprobleme denken wir aufgrund der Wetterabhängigkeit eher an Probleme und Lösungen auf substündlicher Basis:
- tägliche Basis, z. B. Wolken vor der Sonne, Solarpaneele produzieren nachts nicht
- wöchentliche Basis, z. B. der Rückgang des industriellen Verbrauchs am Samstag-Sonntag
Für solche Speicheraufgaben sowohl in Bezug auf die Dauer als auch auf die Kapazität können batteriegestützte Systeme wie Li-Ion verwendet werden. Diese Speicherarten sind jedoch nicht geeignet, wenn eine saisonale (Unterschiede zwischen Winter- und Sommerproduktion und -verbrauch) oder möglicherweise längerfristige Speicherung über mehrere Jahre erforderlich ist. Ein Grund dafür ist ihre Selbstentladung, durch welche die in ihnen gespeicherte Energie kontinuierlich abnimmt, ein anderer der sehr hohe Bedarf an Speicherkapazität, der bei saisonaler oder jährlicher Speicherung auftritt. Die Entladezeit wird häufig verwendet, um anzugeben, wie lange die derzeit vermarkteten Typen einer bestimmten Speichermethode den angeschlossenen Verbraucher ununterbrochen versorgen können. Diese Entladezeit ist bei Batterien, Pumpspeicher, Power-to-Hydrogen und Power-to-Methane unterschiedlich.

Bei Angaben zur Entladezeit-Speicherleistung ist die Ausgangsleistung in der Regel nicht definiert. Doch es ist ein Unterschied, ob ein Speichersystem ein kleines Wohnhaus oder ein ganzes Industriegebiet versorgen muss. In der Regel wird davon ausgegangen, dass die maximale Leistung oder nahe an der maximalen Leistung der bereits vorhandenen Speichersysteme liegt.

Ein weiterer zeitbezogener Faktor für Energiespeicher ist die Lebensdauer der Geräte selbst. Diese wird häufig in Form einer maximalen Anzahl von Zyklen angegeben - ein Zyklus ist eine Ladung und eine Entladung, wobei die Lebensdauer durch Multiplikation dieser Anzahl von Zyklen mit der durchschnittlichen Lade-/Entladezeit ermittelt werden kann. Eine weitere Lebensdauer ist die so genannte Haltbarkeitsdauer, die die Verschlechterung eines Speichermediums von fabrikneu bis unbrauchbar angibt, wenn es in unbenutztem und normalerweise entladenem oder nur teilweise geladenem Zustand gehalten wird. Die Haltbarkeitsdauer wird hauptsächlich für Batterien angegeben. Viele Menschen sind daran interessiert, wie lange eine unbenutzte Batterie verwendet werden kann, aber weniger daran, wie lange das trockene Bett eines unbenutzten Pumpspeichers undurchlässig bleibt.

Eine weitere Größe ist nicht nur zeitabhängig ist, sondern auch von der Speichereffizienz abhängig. Diese Größe zeigt, dass man bei der Befüllung eines bestimmten Speichertyps und der anschließenden Speicherung für eine lange Zeit ohne absichtliche Entladung, d. h. nur mit Selbstentladung einen Bruchteil der gespeicherten Energie zurück erhält. Diese Größe ist für die saisonale, jährliche oder mehrjährige Speicherung wichtig, da die in einem heißen Sommer erzeugte photovoltaische Energie nicht immer nach 3-4 Monaten, konkret innerhalb der Saison, ungenutzter Speicherung zurückgewonnen werden kann.

Arten der Energiespeicherung

Fünf Technologiekategorien.

Die verschiedenen Arten der Energiespeicherung können in fünf große Technologiekategorien eingeteilt werden:
- Batterien
- Thermische Speicher
- Mechanische Speicher
- Gepumpte Wasserkraft
- Wasserstoff

Innerhalb dieser Kategorien lassen sich die Anwendungen weiter untergliedern, und zwar in die Bereiche Energieversorgungsunternehmen oder Großanlagen, Kunden und Haushalte. Darüber hinaus gibt es mit der Elektrifizierung des Verkehrs eine weitere Kategorie für mobile Anwendungen.

Energiebezogene Kapitalkosten

Nur ein kleiner Teil der Gesamtkosten.

Kapitalkosten von Kurzzeit- und Langzeitspeichertechnologien.

Die Energiekapazität mal die energiebezogenen Kapitalkosten machen nur einen kleinen Teil der Gesamtkosten aus. Einige Technologien für Langzeitanwendungen, wie Power-to-Gas-to-Power, Pumpspeicherwerke und Druckluftspeicher bieten zusätzliche Flexibilität, da die Leistungs- und Energiekapazitäten für ein bestimmtes Projekt unabhängig voneinander dimensioniert werden können.

Kurzzeitspeichertechnologien.

Zu den Kurzzeitspeichertechnologien, bei denen die Kosten für die Energiekapazität dominieren, gehören Schwungräder, Kondensatoren sowie Li-Ionen- und Blei-Säure-Batterien. Die Trennung von Leistungs- und Energiekosten ist bei Batterien schwieriger. Die meisten Redox-Flow-Batterien haben eine Speicherdauer von 1 bis 4 Stunden, was sie nach den CEC-Standards von der Lanzeitspeicher-Kategorie ausschließt. Redox-Flow-Batterien mit einer Dauer von 8 bis 10 Stunden gibt es zwar, aber sie sind selten. Alle andere Batterietypen eignen sich in der Regel für kurzfristige Anwendungen, sind also Kurzzeitspeicher-Energiesysteme.

Langzeitspeichertechnologien.

Die sehr hohen Anforderungen hinsichtlich Zyklenfestigkeit bereiten elektrochemischen Speichern erhebliche Probleme. Hier bietet der Einsatz zyklenfester mechanischer Stromspeicher, wie die CAES-Technologie (Compressed Air Energy Storage) erhebliche Vorteile. Bisher sind alle im Betreib befindlichen CAES-Anlagen große, diabat arbeitende Anlagen mit relativ geringer Effizienz (42 – 54%) und der Bindung an unterirdische Kavernen. Es existieren allerdings Verfahren, die höhere Effizienzen erwarten lassen.

Es gibt bei Langzeitspeicher-Systemen verschiedene technologische Optionen mit unterschiedlicher Rentabilität. Projekte zur Wasserstoff-Energiespeicherung in industriellem Maßstab werden derzeit international ausgeweitet. Im Zentrum stehen Elektrolyseuren für die Energieumwandlung, sowie Wasserstoff für die Energiespeicherung und für Brennstoffzellen.

Grundsätzlich kann man sagen, dass Elektrizitätssysteme, die zur zuverlässigen Deckung des Strombedarfs nur Wind- und/oder Solarstromerzeugung und Speicherung nutzen, wesentlich weniger kosten, wenn Langzeitspeichertechnologien als Speicheroption einbezogen werden. Die Vorteile von Langzeitspeichertechnologien sind über ein- und mehrjährige Zeiträume, verschiedene räumliche Maßstäbe und eine große Bandbreite an modellierten Technologiekosten hinweg recht robust.

Im Vergleich zu Batteriekosten führt die Einführung von Langzeitspeichertechnologien zu niedrigeren Systemkosten. Langzeitspeichertechnologien minimieren die teure Kurzzeitspeicherung, die andernfalls erforderlich wäre, um den Tageszyklus des Sonnenlichts zu kompensieren. Sie reduziert auch den Überbau der Stromerzeugung, der erforderlich wäre, um die saisonalen Schwankungen der Sonneneinstrahlung zu kompensieren. Die Systemkosten sinken weiter, wenn ein Mix aus Wind- und Solarstromerzeugung vorhanden ist, da die Least-Cost-Systeme so optimiert werden, dass ein übermäßiger Aufbau von Stromerzeugung und kurzfristiger Energiespeicherung vermieden wird.

Der Einsatz von Langzeitspeichertechnologien bietet eine erweiterte Palette an kostengünstigen Optionen für den Aufbau zuverlässiger, kohlenstofffreier Elektrizitätssysteme mit einer Vielzahl von Wind- und/oder Solaranlagenkombinationen.

Weniger kostspielige Langzeitspeichertechnologien führten zu einer höheren Durchdringung der Windenergieerzeugung, während weniger kostspielige Batterien für die Kurzzeitspeicherung zu einer höheren Durchdringung der Solarstromerzeugung führen.

Da das Windaufkommen im Spätsommer über mehrere Wochen hinweg gering sein kann, wird die Durchdringung mit Windenergie durch die Einbeziehung einer Energiespeichertechnologie erleichtert, die in der Lage ist, diese längeren Lücken, in denen die Nachfrage die Erzeugung deutlich übersteigt, zu füllen. Haupthindernis für die Verbreitung der Solarenergie ist dagegen die Fähigkeit, tageszeitliche Schwankungen auszugleichen. Elektrochemische Batterien sind für diesen Zweck aufgrund ihrer relativ niedrigen Stromumwandlungskosten und hohen Umlaufwirkungsgrade gut geeignet.

Eine Senkung der Kosten für Langzeitspeichertechnologien führt trotz Einsatz batteriegestützter Netzspeicher zu niedrigeren Systemkosten als die gleiche proportionale Senkung der Batteriekosten. Beispielsweise würde eine 10-prozentige Senkung der Kosten von Langzeitspeichertechnologien die Systemkosten fast doppelt so stark senken wie eine 10-prozentige Senkung der Batteriekosten.

Umwandlungskosten und -kapazität.

Die Bedeutung der Stromkapazitätskosten von Langzeitspeichertechnologien erklärt, warum das kostengünstigste System häufig Energie zwischen Langzeitspeichertechnologien und Batteriespeichern überträgt. Die Übertragung zwischen den Speichern ermöglicht es dem Stromsystem, die stärksten Eigenschaften der einzelnen Technologien zu nutzen. 

Aufgrund der hohen Kapitalkosten der mit den Langzeitspeichertechnologien verbundenen Umwandlungstechnologien kann der Einsatz einer Batterie sowohl beim Laden als auch beim Entladen den Umfang der erforderlichen Langzeitspeichertechnologien-Umwandlungskapazität verringern. Ähnlich verhält es sich mit Batterien, die zwar schnell und kostengünstig Strom liefern können, deren Kosten für die Energiespeicherung jedoch hoch sind. Daher können die Kosten oft gesenkt werden, wenn die Energie in einem Langzeitspeichertechnologie-System gespeichert und dann langsam an eine Batterie abgegeben wird, von der die Energie bei Bedarf schnell abgegeben werden kann.

Batteriespeicher

Älteste, gebräuchlichste und am weitesten verbreitete Form der Energiespeicherung.

Batterien, die älteste, gebräuchlichste und am weitesten verbreitete Form der Energiespeicherung, sind eine elektrochemische Technologie, die aus einer oder mehreren Zellen mit einem positiven Pol, der Kathode, und einem negativen Pol, der Anode, besteht. Dabei wird die gespeicherte chemische Energie in elektrische Energie zurück umgewandelt, sobald ein Bedarf entsteht.

Grösse einer Batterie.

Batterien umfassen eine Reihe von chemischen Verfahren. Die bekanntesten und in tragbaren elektronischen Geräten und Fahrzeugen weit verbreiteten Batterien sind Lithium-Ionen- und Bleibatterien. Andere Arten von Feststoffbatterien sind Nickel-Cadmium und Natrium-Schwefel, während Zink-Luft-Batterien im Kommen sind. Eine weitere Kategorie sind Durchflussbatterien mit flüssigen Elektrolytlösungen, darunter Vanadium-Redox-, Eisen-Chrom- und Zink-Brom-Batterien. Superkondensatoren sind zwar keine Batterie im eigentlichen Sinne, können aber ebenfalls als elektrochemische Technologie eingestuft werden, da sie insbesondere für Reaktionen im Minutenbereich eingesetzt werden.

Batterien machten 2020 bereits 88 % der weltweit neu hinzugekommenen netzgekoppelten Speicher im Rahmen groß angelegter Energiespeicherprojekte aus. Batterien können überall eingesetzt werden. Sie haben eine hohe Hin- und Rücklaufeffizienz beim Laden und Entladen und ihre Kosten sind stetig gesunken. Die meisten Batterien werden für die Kurzzeitspeicherung verwendet.

Die lokale, dezentrale Batteriespeicherung ist nötig und nicht durch andere Technologien zu ersetzen. Die Batteriekosten insgesamt liegen bei 100 CHF/kWh 356 CHF/Kopf und Jahr. Diese Kurzzeitspeicherung stellt jedoch einen Mehrwert für variable erneuerbare Energiesysteme dar. Die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern hängt jedoch stark vom Nutzungsszenario ab. Je mehr Speicher eingesetzt werden, desto geringer ist der Grenzwert pro kWh. Da die Kapitalkosten für die Speicherung sinken, werden mehr Speicher eingesetzt, und die Systemkosten fallen.

Batterie-Energiespeichersysteme haben in der Regel eine kurze Speicherdauer von 4-6 Stunden. Batterie-Energiespeichersysteme Designs können eine Vielzahl von Batteriechemien verwenden, darunter Lithium-Ionen-, Nickel-, Natrium- und Bleisäure-Batterien. Lithium-Ionen-Systeme dominieren jedoch den Markt. Über 90 % der installierten Energiespeicherkapazität stammten Ende 2019 aus Lithium-Ionen-Systemen. Es wird erwartet, dass Batterie-Energiespeichersysteme auf Basis der Lithium-Ionen Technologie den Energiespeichermarkt in den kommenden zehn Jahren aufgrund ihrer zunehmenden Kostenwettbewerbsfähigkeit und der etablierten Lieferkette weiterhin weltweit dominieren werden.

Die rasche Einführung von Batteriespeichersystemen mit kurzer Laufzeit schafft neue Investitionsmöglichkeiten in der gesamten Wertschöpfungskette für erneuerbare Energien. Effiziente und vielseitige Lithium-Ionen-Batterien eignen sich gut für die kurzfristige Energiespeicherung im Netz und werden in künftigen Energiesystemen eine wichtige Rolle spielen. Die Kosten der Batterietechnologie sinken, und es gibt Pläne für Großanlagen in Australien, Chile, Deutschland, Japan und dem Vereinigten Königreich. Im Januar 2021 wurde in der Moss Landing Energy Storage Facility in Kalifornien eine rekordverdächtige 300-MWh-Batterie in Betrieb genommen.

Grösste Batterie der Schweiz.

Superbatterie Arbon.

Die weltweite Nachfrage nach Batterien steigt rapide an, da sie in der Lage sind, mehr erneuerbare Energien in unsere Energiesysteme zu integrieren und den Industrie- und Verkehrssektor umweltfreundlicher zu machen, was sich auf die Elektrifizierung anderer Sektoren auswirkt.

Die saisonale Batteriespeicherung in einem vollständig elektrifizierten Energiesystem beträgt 2,3 MWh-pro-Kopf-1, was eine 12.000 kg schwere Li-Ionen-Batterie (200 kWh/kg) oder 18 TWh Speicher für die Schweiz erfordern würde, während für die Tag/Nacht-Speicherung nur 26 kWh benötigt werden, etwa 1 % der saisonalen Speicherkapazität. Eine dezentrale oder lokale Tag-/Nachtspeicherung von Strom reduziert die Leistung im elektrischen Netz um den Faktor 7,5 (Durchschnitts- gegenüber Spitzenleistung der PV), d.h. die aktuelle Netzinstallation ist für ELC ausreichend, da tagsüber der Strombedarf lokal gedeckt wird und nachts die Leistung der Durchschnittsleistung entspricht. 

Schweizer Startup mit 1000 Wh/kg Batterie.

Lithium-Ionen-Batterien.

Bei Leistungsbatterien wie zum Beispiel Li-Ionen-Batterien wird die Energie schnell, mit hoher Leistung abgegeben. Die gespeicherte Gesamtenergiemenge ist hoch. Li-Ionen-Batterien werden dehalb vor allem dann eingesetzt, wenn hohe Energie- und Leistungsdichten erforderlich sind. Daher werden Li-Ionen-Batterien mit größerer Kapazität vor allem im Verkehrswesen verwendet. Für die saisonale Speicherung in großem Maßstab wären sie "zu gut" und auch zu teuer. Für diesen Zweck können "Second-Life"-Batterien in Betracht gezogen werden. Dabei handelt es sich um Batterien, die für ihre ursprüngliche Verwendung zu stark abgenutzt sind, aber noch für andere Zwecke eingesetzt werden können.

Der Preis von Lithium-Ionen-Batterien liegt derzeit bei 200 CHF/kWh (2018) und ist zwischen 2008 und 2018 um eine Größenordnung bzw. -20 %/Jahr gesunken. Die Kosten für Lithium-Ionen-Batterien sinken exponentiell und werden sich voraussichtlich um 2030 auf 150 CHF/kWh einpendeln. Die Kapazität von Li-Ionen-Batterien nimmt mit der Zeit zu und konvergiert bei 250 Wh/kg. Die Tesla Powerwall hat eine Kapazität von 13,5 kWh und wiegt 125 kg, was zu einer gravimetrischen Energiedichte von 108 Wh/kg führt, und kostet 7'600 CHF nur für die Batterie und 9'600 CHF bis 15'600 CHF inklusive Installation (563 CHF/kWh).

Vanadium-Redox-Flow-Batterie.

Bei der Vanadium-Redox-Flow-Batterie findet die chemische Reaktion in einem Raum statt, der durch eine Membran getrennt ist. Vanadium-Ionen sind im Elektrolyten in Konzentrationen von einigen Mol/L vorhanden, und die elektrochemischen Reaktionen laufen zwischen verschiedenen chemischen Wertigkeitszuständen ab. Die beiden Elektrolytarten werden in zwei getrennten Behältern gelagert und können nur in dem durch eine Membran getrennten Reaktionsraum miteinander in Kontakt kommen. In der Praxis ist dieser Batterietyp eine kleine chemische Fabrik. "Zwischenprodukte" die nicht benötigt werden, werden die beiden Elektrolytarten ohne Abbau, Auslaufen oder mit Verdunstung (d. h. Selbstentladung) in Tanks gelagert, von denen es mehrere geben kann, und sie können sogar von der zentralen, stromerzeugenden Einheit getrennt sein, als wären sie flüssige Brennstoffe in getrennten Tanks. In diesem Fall befindet sich die Batterie in einem nicht angeschlossenen Zustand, der Elektrolyt zirkuliert nicht und hat praktisch keine Selbstentladung, bis die Kunststofftanks zusammenbrechen und der Elektrolyt abfließt. Wenn er jedoch im Standby-Modus fließt, bereit zur Entladung ist, kann die tägliche Selbstentladung bis zu 20 % betragen. Der Wirkungsgrad der Rückgewinnung liegt zwischen 75-80 %, einschließlich der Standby-Verluste.

Die Natrium-Schwefel-Batterie ist eine Hochtemperaturbatterie mit geschmolzenem Elektrolyt. Während sich die beiden Elektroden (Natrium und Schwefel) in einem flüssigen, d. h. geschmolzenen Zustand befinden, ist der Elektrolyt fest. Die Innentemperatur der Batterie beträgt mindestens 300 °C, um die Elektroden im flüssigen Zustand zu halten. Die Batterie gehört zu den so genannten Energiebatterien. Sie sind im Handel in Containergröße erhältlich. Gewisse Batterien können bis 1,2 MWh speichern und diese in sechs Stunden oder mehr bei einer Höchstleistung von 200 kW abgeben. Die hohe Temperatur ergibt sich aus der Abwärme, die durch die Selbstentladung bei kontinuierlichen Lade-Entlade-Zyklen entsteht. Der Gesamtwirkungsgrad kann im Prinzip 85 % erreichen. Im ungeladenen Zustand muss man mit einem Standby-Verlust aufgrund der notwendigen Erwärmung durch die gespeicherte Energie von 3,4 kW rechnen, d. h. 81 kWh pro Tag oder 6,8 %.

Blei-Säure-Batterien.

Blei-Säure-Batterien sind etwas billiger als Li-Ionen-Batterien; die Kosten pro gespeicherte 1 kWh Energie sind jedoch vergleichbar (200 CHF/kWh). Es wird angenommen, dass die Batterien eine Lebensdauer von 8 Jahren haben und 250 volle Zyklen machen.

Vergleich mit Wasserkraft.

Die Speicherung von Strom mittels Wasserkraft in einem Speichersee erreicht eine typische gravimetrische Energiedichte [Δh = 500 m, η = 82% von 1,1 Wh/kg (1,1 kWh-m-3), und die Kapitalkosten liegen bei knapp 2'000 CHF/kW (4 CHF/kWh), was zu Stromspeicherkosten von <0,1 CHF/kWh führt. Die geschätzte Betriebsdauer eines Wasserkraftwerks beträgt 80 Jahre.

Batteries Europe und Batterieforschung.

Batteries Europe, die 2019 ins Leben gerufen wurde, ist die europäische Technologie- und Innovationsplattform der European Battery Alliance, die gemeinsam von der Europäischen Kommission und den Akteuren der Batterieindustrie betrieben wird. Die Batteries Europe-Plattform umfasst eine breite Vertretung von Interessengruppen und verfügt über eine klar definierte Führungsstruktur, einschließlich sechs thematischer Arbeitsgruppen, die auf der früheren Arbeit der Aktion 7 des Strategieplans für Energietechnologie (SET-Plan) zu Batterien aufbauen und sich auf die Wettbewerbsfähigkeit im globalen Batteriesektor konzentrieren.

Die meisten der neuen EU-Verbundforschungsprojekte zu Batterien finden im Rahmen der BATT4EU-Partnerschaft statt, für die in der laufenden siebenjährigen Finanziellen Vorausschau 925 Millionen Euro vorgesehen sind. Eine Reihe von EU-Ländern haben sich für wichtige Projekte von gemeinsamen europäischem Interesse (IPCEI) zur Batterieforschung und -innovation zusammengeschlossen.

Brückenprojekte zu Batterien.

Bridge ist eine Initiative der Europäischen Kommission, die Projekte zu intelligenten Netzen, Energiespeicherung, Inseln und Digitalisierung vereint, die im Rahmen von Horizont 2020 und Horizont Europa finanziert werden. Im Jahr 2018 veröffentlichte die Gruppe einen Bericht, der auf den Beiträgen von 15 Projekten basiert, von denen sich die meisten mit der Integration von Batterien in das Energiesystem befassen.

Auszug aus diesem Bericht.

Gemäss diesem Bericht befinden sich die meisten Demonstrationsstandorte mit Batterien in Südeuropa und auf Inseln (wo Batterien wirtschaftlich am sinnvollsten sind). Es werden verschiedene Batterietechnologien im Rahmen von H2020-Projekten getestet, auch wenn Lithium-Ionen-Batterien am häufigsten verwendet warden. Batterien werden auf allen Ebenen des Energiesystems für verschiedene Anwendungsfälle getestet. Im Rahmen der H2020-Projekte werden neue Marktkonzepte und Geschäftsmodelle erarbeitet, um diese neuen Dienstleistungen wirtschaftlich tragfähig zu machen. Batterien aus Elektrofahrzeugen sind an der Nutzung von Second-Life-Batterien beteiligt (aus Elektrofahrzeugen und intelligenten Lade- und Vehicle-to-Grid (V2G)-Anwendungen).

Lithium-Ionen-Batterien eignen sich jedoch schlecht für die langfristige Energiespeicherung, da sie bei einer Nutzung über mehrere Stunden unwirtschaftlich werden - auch die Pumpspeicherung ist nur begrenzt möglich. Derzeit gibt es kein offensichtliches Äquivalent, das den Bedarf an langfristiger Speicherung (Wochen oder Monate) decken könnte. In den kommenden Jahren werden Innovationen entscheidend sein, um diese Lücke zu schließen.

USA ist weltweit führend bei der Entwicklung von grossen Batterie-Energiespeichersystemen.

Angesichts der starken Wachstumsaussichten könnte der globale Markt für Batterie-Energiespeicher von 10,9 Milliarden US-Dollar im Jahr 2022 auf 31,2 Milliarden US-Dollar im Jahr 2029 anwachsen. Für das gesamte Jahrzehnt könnte der Markt für Batterie-Energiespeicher mit einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate von 16,3 % wachsen.

Der wachsende Markt für Batterie-Energiespeichersysteme schafft Chancen für Projektentwickler im Bereich der erneuerbaren Energien. Führende Projektentwickler im Bereich der erneuerbaren Energien wie NextEra Energy Resources, Enel Green Power, AES Corp. und Vistra Corp. bauen ihre Projektpipelines für Batterie-Energiespeicher zügig aus.

Zu den bemerkenswerten Projekten, die bereits in Betrieb sind, gehören das 409 MW/900 Megawattstunden (MWh) Manatee Energy Storage Center von Florida Power & Light, einem regulierten Versorgungsunternehmen von NextEra, und die 400 MW/1.600 MWh Moss Landing Energy Storage Facility von Vistra in Kalifornien. Die beiden Projekte gehören zu den größten Batterie-Energiespeichersystemen der Welt. Vistra plant, Moss Landing um ein zusätzliches Batteriesystem mit 350MW/1.400MWh zu erweitern.

Die rasche Akzeptanz von Batterie-Energiespeicher kann auch Chancen in der gesamten Lieferkette für Batteriespeicher schaffen. Führende Hersteller von Batteriespeichersystemen, darunter Tesla und Fluence Energy, ein Joint Venture von Siemens und AES Company, meldeten eine starke Nachfrage bis zum ersten Quartal 2023. Fluence Energy verzeichnete Aufträge für Energiespeicherprojekte mit einer Leistung von 600 MW, was einem Anstieg von 525 % gegenüber dem ersten Quartal 2021 entspricht. Das Wachstum der Energiespeicherung könnte auch die Nachfrage nach Lithium und anderen wichtigen Mineralien wie Kupfer, Kobalt, Nickel und Seltenen Erden erhöhen. Je nach Wachstumsrate bei sauberen Energietechnologien wie Elektrofahrzeugen und Energiespeicherung könnte die Lithiumnachfrage 2040 etwa 13-43 Mal höher sein als 2020. Die Nachfrage nach Kobalt und Nickel könnte etwa 6-20 Mal höher sein.

Salzwasser-Batterien.

Power-to-Gas-Speichersysteme

Brennstoffe erzeugen.

Bei der Power-to-Fuel-Speicherung wird Strom verwendet, um einen neuen Brennstoff zu erzeugen oder einen vorhandenen Brennstoff in einen anderen mit höherem Energiegehalt umzuwandeln. 

Synthesegas für Kerosin, Benzin oder Diesel.

Bei dieser Methode gibt es zwei Untertypen und bei beiden ist der erzeugte Brennstoff ist gasförmig. Zum einen handelt es sich um Wasserstoff (Power-to-Hydrogen, P2H), bei dem anderen um Methan (Power-to-Methane, P2M). Die beiden Verfahren sind sehr eng miteinander verwandt. In beiden Fällen wird der Wasserstoff im ersten Schritt unter Verwendung von überschüssigem, grünem Strom erzeugt.

Bei der P2H-Methode (Power-to-Hydrogen) wird dieser Wasserstoff später zur Stromerzeugung oder als Fahrzeugtreibstoff verwendet. In reiner Form kann Wasserstoff als Hochdruckgas oder kryogene Flüssigkeit bis zur Wiederverwendung gespeichert werden. Alternativ kann er in chemisch gebundener Form (z. B. als Ammoniak) oder gemischt mit Erdgas gespeichert werden. Bei dieser Methode ist der Verlust von Wasserstoff für die "Selbstentladung" verantwortlich.

Bei der P2M-Methode (Power-to-Methane) wird der Wasserstoff durch Elektrolyse unter Verwendung der überschüssigen Energie hergestellt. Das Kohlendioxid  wird aus verschiedenen Quellen verwendet, um auf chemischem oder biochemischem Weg Methan zu erzeugen. Nach der Speicherung wird das Methan zur Stromerzeugung oder als Kraftstoff für Fahrzeuge verwendet. Die biochemische Variante ist weniger energieintensiv und daher effizienter. Sie hat auch den Vorteil, dass sie sich für die Anreicherung von Methan-Kohlendioxid-Gemischen (Biogas, Deponiegas) eignet, da sie aufgrund der niedrigen Temperatur das bereits im Eingangsgas vorhandene Methan erhalten kann. Für die Rückverstromung geht man von einer Methanverstromung mit einem Wirkungsgrad von etwa 60 % aus.

Mit einer verbesserten Gasturbine kann ein Gesamtspeicherwirkungsgrad von etwa 33 % erzielt werden. Es ist auch möglich, die Abwärme der Elektrolyse und der Methanisierung zu nutzen. Etwa 30 % der zugeführten Energie gehen in diesen beiden Schritten verloren. Ein Teil dieser Verluste tritt in Form von 60-70 °C Abwärme auf. Durch einen Niedertemperatur-ORC-Prozess kann diese Energie wieder in Elektrizität umgewandelt werden um diese in den Elektrolyseur zurückzuspeisen. So verringert sich die Menge der zugeführten Energie und die Speichereffizienz kann um 1-2 % erhöht werden. Auch ist es möglich, die bei der Rückgewinnung des Stroms anfallende Abwärme mittels einer zweiten ORC-Anlage zu nutzen. Auf diese Weise könnte man eine Obergrenze für die Gesamtspeichereffizienz von etwa 50 % annehmen. In beiden Fällen würde das Methan im Erdgasnetz gespeichert werden. Die Selbstentladung ist also eine Leckage aus dem Gas-Netz, deren Wert anhand anderer Daten geschätzt wird.

Power-to-Methane-to-Power.

Bei Power-to-Methane wird aus Wasser und Kohlendioxid unter Verwendung von gespeichertem Strom Methan erzeugt. Das Methan wird dann aus der Speicherung zur Stromerzeugung oder als Brennstoff genutzt. Dieser Ansatz ist derzeit aus energetischer und wahrscheinlich auch aus wirtschaftlicher Sicht die am vielversprechendste Technologie. Die Frage ist aber, welcher Prozentsatz der ursprünglich gespeicherten Elektrizität wiedergewonnen werden kann (auch als Elektrizität), wenn der vollständig geladene Speicher über eine bestimmte Zeit bis hin zum entladenen Zustand verglichen wird. Die Wirkungsgrade sind für verschiedene Produkte unterschiedlich. Für Wasserstoff gilt, dass der Wärmeverlust und damit der Flüssigkeitsverlust vom größenabhängigen Verhältnis von Oberfläche zu Volumen abhängt, das heisst, für große Behälter im Verhältnis grösser ist als für kleine Behälter.

Synthetisches Methan.

Power to Gas (PtG | P2G).

Bei der saisonalen Energiespeicherung kann die P2M-Methode die gespeicherte Energie mit einem höheren Wirkungsgrad zurückgeben als alle anderen Methoden, mit Ausnahme der Massenturm-Speicherung. Die P2M-Methode kann daher eine wichtige Rolle für saisonale oder längere Speicherzeiträume spielen. Das heisst: Strom wird im Sommer erzeugt, für einige Monate im Gasnetz gespeichert und dann im Winter wieder in Strom umgewandelt. Auf dieser Grundlage kann die P2M-Methode als ein saisonales oder mehrjähriges, energiereiches, relativ kleines und kompaktes Energiespeichersystem bezeichnet werden, das sehr leicht und mit akzeptabler Effizienz "entladen" werden kann.

LNG - verflüssigtes Gas.

Industrielle Power-to-Gas-Anlage.

Thermische Speicherung

Ein Material gewinnt Energie, wenn seine Temperatur steigt.

Bei der thermischen Energiespeicherung gewinnt ein Material Energie, wenn seine Temperatur steigt, und verliert sie, wenn sie sinkt. Die Ausnutzung dieser Eigenschaft ermöglicht es, verschiedene Materialien mit unterschiedlichen thermischen Eigenschaften zu verwenden und verschiedene Ergebnisse zu erzielen, die zu verschiedenen Anwendungen der thermischen Energiespeicherung (z. B. Heizen und Kühlen) führen können.

Geothermische Energie.

Thermische Energiespeicher-Systeme können dazu beitragen, den Energiebedarf und das Energieangebot auf täglicher, wöchentlicher und sogar saisonaler Basis auszugleichen. Thermische Energiespeicher-Systeme können auch den Spitzenbedarf, den Energieverbrauch, die CO2-Emissionen und die Kosten reduzieren und gleichzeitig die Gesamteffizienz von Energiesystemen erhöhen.

Die häufigste Anwendung für thermische Energiespeicher sind solarthermische Systeme. Aufgrund ihres breiten Spektrums an Vorteilen werden thermische Energiespeicher jedoch auch in vielen anderen Anwendungen eingesetzt. So beispielsweise zu Wärmespeicherung in Gebäudestrukturen, zur Kopplung von Abwärme und Fernwärmesystemen und zur Kopplung von Wärmepumpen und Kraft-Wärme-Kopplungsgeneratoren in Fernwärmenetzen.

Die Bedeutung von thermischen Energiespeicher in zukünftigen Energiesystemen mit einem hohen Anteil an intermittierenden erneuerbaren Energiequellen ergibt sich aus der Tatsache, dass die Hälfte des gesamten Endenergieverbrauchs weltweit auf Wärme zurückzuführen ist. Die Speicherung thermischer Energie ist viel billiger als die Speicherung von Elektrizität und bietet ein hohes Potenzial für die Integration intermittierender erneuerbarer Energiequellen wie Wind und Sonne in den Wärme- oder Kältesektor, z. B. über Wärmepumpen oder elektrische Heizkessel. Thermische Energiespeicher bieten mehrere Vorteile für Wärme- und Kältenetze, darunter die Verringerung des Spitzenwärmebedarfs, die Erhöhung der Effizienz des Systems und die Integration anderer Wärmequellen wie industrielle Abwärme oder Meerwasser.

Die Anwendung der thermischen Energiespeicherung mit erneuerbaren Energiequellen, Abwärme oder überschüssiger Energieerzeugung kann die Wärme- oder Kälteerzeugung aus fossilen Brennstoffen ersetzen, wodurch die Treibhausgasemissionen gesenkt und der Bedarf an Wärmekraftkapazität der Erzeuger verringert wird. In Europa könnten schätzungsweise rund 1,4 Millionen GWh pro Jahr eingespart - und 400 Millionen Tonnen CO2-Emissionen im Gebäude- und Industriesektor vermieden - werden, wenn Wärme- und Kältespeicher stärker genutzt würden.

Grundprinzip und Methoden der thermischen Energiespeicherung.

Das Grundprinzip ist bei allen thermischen Energiespeicher-Anwendungen das gleiche. Energie wird in ein Speichersystem eingespeist, um zu einem späteren Zeitpunkt entnommen und genutzt zu werden. Unterschiede bestehen vor allem in der Größe des Speichers und in der verwendeten Speichermethode. Der Prozess der Speicherung von Wärmeenergie kann in drei Schritten beschrieben werden, die als Zyklus bezeichnet werden. Diese Schritte sind Aufladen, Speichern und Entladen. Der Speicherkreislauf gilt für die sensible, die latente und die chemische Speicherung; die Unterschiede zwischen diesen Methoden liegen im Material, in der Betriebstemperatur und in einigen anderen Parametern. Wasser ist zum Beispiel das am häufigsten verwendete Medium für die sensible Speicherung.

Ein weiterer wichtiger Aspekt, den man über thermische Energiespeicher-Systeme wissen muss, ist die Dauer der Speicherung der Energie. Je nachdem, wie lange die Wärme oder Kälte gespeichert wird, werden thermische Energiespeicher in der Regel als kurz- oder langfristig eingestuft (saisonale Speicherung). Ein Pufferspeicher kann täglich eingesetzt werden, um die Spitzenleistung von Wärmeerzeugern zu reduzieren. Die in den Pufferspeichern gespeicherte Wärme oder Kälte deckt einen Teil des Wärmebedarfs, der in der Regel morgens oder abends in thermischen Systemen anfällt, wodurch die Wärmeleistung von Gaskesseln oder KWK-Anlagen reduziert wird. Dieser Fall kann als Kurzzeitspeicherung eingestuft werden, aber thermische Energiespeicher können auch für längere Zeiträume (Wochen oder Monate) genutzt werden. Um saisonale Temperaturschwankungen auszugleichen, kann die Wärme während des warmen Sommers z. B. in großen Wasserteichen (z. B. 60.000 m3) mit Hilfe von Solarkollektoren gesammelt werden. Sie kann dann gespeichert und später im Winter an die Wohnungen abgegeben werden. Umgekehrt kann ein Kältespeicher im Winter aufgeladen werden und dann im Sommer für Kühlung sorgen.

Thermische Energiespeicher-Anwendungen können auch in dezentrale und zentrale thermische Energiespeicher unterteilt werden. Zentrale Energiespeicher sind in Fernwärme- und Fernkältenetzen, großen Industrieanlagen, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und Kraftwerken für erneuerbare Energien zu finden, während dezentrale thermische Energiespeicher in der Regel in Wohn- und Geschäftsgebäuden eingesetzt werden, wo sie zur Speicherung von Solarenergie für die Warmwasserbereitung und Raumheizung verwendet werden.

Methoden der thermischen Energiespeicherung.

Thermische Energiespeicher-Anwendungen können unterschiedliche Materialeigenschaften zur Energiespeicherung nutzen. Je nach dem thermischen Mechanismus, der zur Energiespeicherung verwendet wird, können thermische Energiespeicher in drei Typen unterteilt werden:
- sensible Speicherung (z. B. Wasser und Gestein)
- latente Speicherung (z. B. Wasser/Eis und Salzhydrate)
- thermochemische Reaktionen (z. B. chemische Reaktionen und Sorptionsprozesse)

Sensible Speicherung findet statt, wenn die Temperatur eines Materials erhöht oder gesenkt wird, während latente Speicherung auftritt, wenn sich die Phase eines Materials ändert (von fest zu flüssig oder von flüssig zu dampfförmig), ohne dass sich die Temperatur ändert. Beide Mechanismen können in ein und demselben Material auftreten. Der dritte Mechanismus, eine chemische Reaktion oder ein Sorptionsprozess, findet an der Oberfläche eines Materials statt. In allen Fällen kann Wärme entweder absorbiert oder an das Material abgegeben werden.

Die thermische Energiespeicherung ermöglicht es, Wärmeenergie für eine spätere Nutzung zu sammeln. Dies kann Stunden, Tage oder viele Monate später sein und wird mit verschiedenen Technologien erreicht. Die Wärmespeicherung kann für ein einzelnes Gebäude, ein großes Mehrzweckgebäude wie eine Schule oder ein Krankenhaus, ein Stadtviertel oder ein lokales Gebiet und sogar für eine ganze Stadt nützlich und anwendbar sein. Mit Hilfe der thermischen Energiespeicherung kann der Energiebedarf zwischen Tag und Nacht oder Sommer und Winter ausgeglichen werden. So kann z. B. die Wärme der Sonne für den Winter gespeichert und die Kälte der Winterluft für den Sommer genutzt werden. Saisonale thermische Energiespeicherung ist der allgemeine Begriff für mehrere Technologien zur Speicherung von Wärme oder Kälte über längere Zeiträume. Die thermische Energie kann gesammelt werden, wann immer sie verfügbar ist, und kann genutzt werden, wenn sie benötigt wird.

Beispiel: Saisonale thermische Energiespeicherung in Gewächshäusern: Saisonale thermische Energiespeicher werden auch in großem Umfang für die Beheizung von Gewächshäusern verwendet. Aquifere sind die am häufigsten verwendete Art von Speichersystemen. Im Sommer werden die Gewächshäuser mit Grundwasser gekühlt, das in den Aquifer gepumpt wird. Dabei wird das Wasser von kaltem in warmes Wasser umgewandelt. Wenn das Gewächshaus Wärme benötigt, wird das Wasser aus dem warmen Brunnen entnommen. Während es seine Heizfunktion erfüllt, kühlt das Wasser ab und wird in den kalten Brunnen gepumpt.

Bei der thermischen Speicherung geht es also im Wesentlichen um die Aufnahme und Abgabe von Wärme oder Kälte in einem Feststoff, einer Flüssigkeit oder in der Luft, wobei sich der Zustand des Speichermediums ändern kann, z. B. von Gas zu Flüssigkeit oder von Feststoff zu Flüssigkeit und umgekehrt. Die thermische Energiespeicherung, umfasst ein sehr breites Spektrum an Technologien. Die Internationale Agentur für erneuerbare Energien sagt voraus, dass sich der Markt für thermische Energiespeicher von 2019 bis 2030 verdreifachen und eine Kapazität von mehr als 800 GWh erreichen könnte.

Die Optimierung von Heizsystemen ist entscheidend für die Erfüllung der Verpflichtungen aus dem Pariser Abkommen. Der Schlüssel dazu ist der Anschluss von Gemeinden an Fernwärmenetze und die Einbeziehung von thermischen Energiespeichern. Wärme kann in verschiedenen Medien gespeichert werden, z. B. in isolierten Eistanks, geschmolzenen Salzen und im Erdreich, wobei die Möglichkeit besteht, Wärmeenergie saisonal zu speichern.

Bei der thermischen Energiespeicherung kommen sehr unterschiedliche Technologien zum Einsatz. Je nach spezifischer Anwendung kann überschüssige Wärmeenergie für Stunden, Tage oder Monate gespeichert werden, und zwar in Größenordnungen, die von einzelnen Prozessen, Gebäuden, Gebäuden mit mehreren Nutzern, Stadtteilen, Städten bis hin zu ganzen Regionen reichen. Anwendungsbeispiele sind der Ausgleich des Energiebedarfs zwischen Tag und Nacht, die Speicherung von Sommerwärme für die Heizung im Winter oder von Winterkälte für die Klimatisierung im Sommer (saisonale thermische Energiespeicherung). Zu den Speichermedien gehören Wasser- oder Eisschlammtanks, über Erdwärmesonden erschlossene Erd- oder Felsmassen, tiefe Grundwasserleiter zwischen undurchlässigen Schichten, ausgekleidete und mit Kies und Wasser gefüllte Gruben sowie geschmolzene Salze, Phasenwechselmaterialien und thermochemische Materialien.

Weitere Quellen für die Speicherung thermischer Energie sind Wärme oder Kälte, die mit Wärmepumpen aus kostengünstigem Strom außerhalb der Spitzenlastzeiten erzeugt werden - eine Praxis, die als Peak Shaving bezeichnet wird. Wärme aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Wärme, die aus erneuerbarer elektrischer Energie erzeugt wird, die den Netzbedarf übersteigt, sowie Abwärme aus industriellen Prozessen sind weitere Quellen. Die saisonale und kurzfristige Wärme- und Kältespeicherung gilt als wichtiges Mittel zum kostengünstigen Ausgleich hoher Anteile fluktuierender erneuerbarer Stromerzeugung und zur Integration des Strom- und Wärmesektors in Energiesysteme, die fast oder vollständig mit erneuerbaren Energien gespeist werden.

Zu den Technologien gehören auch die Energiespeicherung mit geschmolzenem Salz und flüssiger Luft oder die kryogene Speicherung. Salzschmelze hat sich im Zusammenhang mit der konzentrierten Solarenergie als wirtschaftlich rentabel erwiesen, aber diese und andere Wärmespeicheroptionen können durch den Bedarf an großen unterirdischen Speicherkavernen eingeschränkt sein.

Wärme ist nicht die einzige thermische Energie, die saisonal gespeichert werden kann. In Schweden und Finnland wird seit Jahrzehnten Schnee gespeichert, um die sommerlichen Kühllasten zu decken. Durch die Kombination von natürlichem Schnee mit künstlich erzeugtem Schnee, der in einer Grube gelagert und mit isolierendem Sägemehl abgedeckt wird, liefert diese saisonale Speichermethode Kühlung zu einem Bruchteil des Energieaufwands herkömmlicher Kühlung.

Thermische Energiespeicher-Systeme decken eine Reihe von Anwendungen ab, von der zeitlichen Verschiebung von Heiz- und Kühllasten in Gebäuden und in der Industrie bis hin zur Glättung der von solarthermischen Kraftwerken (CSP) ins Netz eingespeisten Energie. Thermische Energiespeicher-Systeme speichern Energie entweder als fühlbare Wärme, latente Wärme oder über thermochemische Reaktionen. Thermische Energiespeicher-Systeme liefern direkt keine elektrische Energie zurück. Im Gegensatz zu anderen Energiespeichertechnologien, die elektrische Energie in gespeicherte Energie und wieder in elektrische Energie umwandeln, speichern Thermische Energiespeicher-Systeme fast ausschließlich Wärme aus einer direkten Wärmequelle. Während gekoppelte CSP-Thermische Energiespeicher-Systeme in einem zukünftigen emissionsfreien Stromsystem eine Rolle spielen können, erschwert die gleichzeitige Stromerzeugung und Energiespeicherung durch Wärmezufuhr den Vergleich mit anderen Langzeitspeicher-Technologien.

Verknüpfung der Elektrizitätssektoren mit den Sektoren Heizung.

Eine der größten Herausforderungen für künftige Energiesysteme ist die Überwindung des Missverhältnisses zwischen Angebot und Nachfrage, das durch den immer stärkeren Einsatz intermittierender erneuerbarer Energiequellen entsteht. Durch die Verknüpfung der Elektrizitätssektoren mit den Sektoren Heizung und Kühlung und durch den Einsatz von Wärmespeichern können die Probleme des Missverhältnisses und der Unterbrechungen gelöst werden. Diese neuen betrieblichen Zwänge in künftigen Energiesystemen erfordern auch die Entwicklung und den Einsatz von Instrumenten für das Energiemanagement sowohl in elektrischen als auch in thermischen Netzen. Dieses intelligente Management wird durch neue Informations- und Kommunikationstechnologien und einen neuen Ansatz für intelligente Energiesysteme erreicht.

Die Solarenergie wird tagsüber gespeichert und in der Nacht oder in den frühen Morgenstunden in einzelnen Haushalten oder auf Fernwärmeebene genutzt. Die thermische Energiespeicherung in Fernwärme- und Fernkältesystemen dient als Reserve an thermischer Energie, die in Zeiten von Nachfragespitzen oder hohen Strompreisen - wenn Wärme durch elektrische Heizungen oder Wärmepumpen erzeugt wird - zur Versorgung der Wärme- oder Kühllast genutzt werden kann.

Die thermische Energie kann nachts erzeugt werden, wenn Strom im Überfluss vorhanden und weniger teuer ist und weniger Primärenergie verbraucht wird als tagsüber. Auch Strom aus Windkraft kann zu diesen Tageszeiten integriert werden. Wird thermische Energie während der Tagesspitzenzeiten erzeugt, um die thermischen Lasten zu versorgen, wenn die Stromlast Spitzenwerte erreicht, dann verteuert das die Strompreise. Thermische Energie ist eine potenzielle technologische Lösung für die zeitliche Diskrepanz zwischen erneuerbaren Energiequellen und der thermischen Nachfrage.

Wärmespeichersysteme.

Es gibt auch Speichersysteme für den Ausgleich saisonaler Ungleichgewichte zwischen Angebot und Nachfrage nach Wärmeenergie. Dazu braucht es die Weiterentwicklung großer, zentraler Wärmespeichersysteme. Die Integration in Energieerzeugungs- und -versorgungssysteme, Gebäudeelemente, Fernwärmesysteme und industrielle Anwendungen sollte vorrangig behandelt werden. Die thermische Gesamtleistung herkömmlicher Fernwärme- und Fernkältesysteme kann durch die Integration erneuerbarer thermischer Energiequellen verbessert werden. Thermische Energiespeicher können eine ideale Lösung für die Integration von z. B. solarthermischen, geothermischen und Biomasse-Quellen sein.

Moderne erneuerbare Energien tragen nur zu einem kleinen Teil zur gesamten Wärmeerzeugung bei. Dieser Beitrag steigt jedoch allmählich an, und in einigen Ländern, z. B. in Schweden und Island, werden 60 % des Endenergieverbrauchs für Heizzwecke durch erneuerbare Energien gedeckt. Wärmepumpen ermöglichen die Nutzung geringer Wärmequellen aus dem Boden, der Luft und aus Gewässern wie Seen oder Flüssen und können auch zur sehr effizienten Rückgewinnung von Abwärme aus Abwässern oder industriellen Prozessen eingesetzt werden, indem Strom oder Wärme genutzt wird, um thermische Abwärme geringer Intensität in nutzbare Wärme oder Kälte umzuwandeln. Darüber hinaus können Wärmepumpen zusammen mit thermischen Energiespeichern den Anteil der erneuerbaren Energien erhöhen, wenn sie als Primärenergie eingesetzt werden, d. h. Strom aus Wind- oder Sonnenenergie im Rahmen der so genannten Power-to-Heat-Technologie.

Langfristige, saisonale Speicherung.

Saisonale Wärmespeicher sind traditionell an die Sonnenwärme gebunden und ermöglichen es, die überschüssige Energie im Sommer in den Winter zu verlagern, wenn die Nachfrage hoch und das Angebot niedrig ist. Sie sind daher so konzipiert, dass sie sowohl über eine ausreichende Kapazität verfügen, um diesen Überschuss aufzunehmen, als auch über einen ausreichend geringen Energieverlust im Laufe der Zeit, um einen erheblichen Teil davon später im Jahr wieder abgeben zu können.

Es geht darum, im Sommer sowohl Strom als auch Wärme zu erzeugen und die erzeugte Wärme für die Nutzung in den Wintermonaten abzuschöpfen. Ein Beispiel hierfür findet sich in Linköping (Schweden), wo ein außergewöhnlich großer 3 000 000 m3 großer Felskavernenspeicher vor allem im Sommer geladen und im Winter entladen wird. Vier Arten von groß angelegten oder saisonalen thermischen Energiespeichern sind weltweit gebräuchlich. Zu den vier in der Abbildung dargestellten Speicherkonzepten gehören die thermische Energiespeicherung in Tanks und Gruben, die thermische Energiespeicherung in Bohrlöchern und die thermische Energiespeicherung in Aquiferen. Zwei weniger verbreitete Typen, die thermische Energiespeicherung in Kavernen und die Energiespeicherung in Phasenwechselmaterialien. Mit Ausnahme der Schneespeicherung befinden sich latente und thermochemische Speichermethoden in saisonalem Maßstab noch in verschiedenen Entwicklungsstadien und werden höchstwahrscheinlich wesentlich teurer sein als sensible thermische Speichersysteme. Da ein größerer Speicher im Laufe der Zeit weniger Wärme verliert und somit einen Kostenvorteil gegenüber der gleichen Kapazität, die auf viele kleine Speicher verteilt ist, bietet, und außerdem eine stärkere Schichtung ermöglicht, ist die Konzentration von Vorteil.

Speicherung thermischer Energie.

Mechanische Speicherung

Kinetische Kräfte oder Schwerkraft.

Mechanische Speichersysteme sind wohl die einfachsten, denn sie nutzen die kinetischen Kräfte der Rotation oder der Schwerkraft, um Energie zu speichern. Die Machbarkeit in heutigen Netzanwendungen erfordert jedoch den Einsatz modernster Technologien. Beispiele sind Schwungräder und Luftkompression.

Bei der Energiespeicherung mit Schwungrädern und Druckluftsystemen wird die Gravitationsenergie genutzt. Dies ist eine aufstrebende Technologie, für die derzeit verschiedene Optionen entwickelt werden. Bei diesen konzeptionell einfachen Systemen werden hochentwickelte Materialien und Kontrollsysteme eingesetzt, um die Effizienz und Reaktionsfähigkeit zu steigern.

Schwungradspeicher.

Energiespeicherung in Schwungrädern.

Energieturm.

Das Start-up-Unternehmen Energy Vault hat ein System entwickelt, bei dem ein sechsarmiger Kran zum Stapeln von Betonblöcken verwendet wird - diese speichern aufgrund ihrer Dichte weit mehr Energie als Wasser mit gleichem Volumen und gleicher Höhe in einem Pumpspeicherwerk. Obwohl dieser Ansatz noch experimentell ist, hat er aufgrund seines Potenzials für die Langzeitspeicherung und seiner hohen Effizienz im Vergleich zu Lithium-Ionen-Batteriespeichern Aufmerksamkeit erregt - und Energy Vault hat eine Investition von 110 Millionen Dollar von SoftBank erhalten.

Bei der Schwerkraftspeicherung wird die Selbstentladung praktisch auf Null reduziert. Eine größere Herausforderung ist die feste Schwerkraftspeicherung, wie z.B. Massen- oder Gewichts-Türme. Die Schwerkraftspeicherung ähnelt im Prinzip der Pumpspeicherung, da sie Energie in Form von potenzieller Energie speichert und mit hoher Effizienz recycelt werden kann. Es gibt einige Typen, die nur an bestimmten Orten installiert werden können, zum Beispiel an Berghängen oder in Bergwerken, aber die Versionen vom Typ Energieturm können fast überall installiert werden. 

Im Energieturm werden Betonblöcke mit Hilfe eines speziellen Krans gestapelt und wieder herab gelassen. Auf diese Weise wird der Strom in potenzielle Energie umgewandelt. Bei der Entladung senkt der Kran diese Blöcke auf den Boden ab, während ein geeignetes Übertragungssystem mit einem eingebauten Generator Strom erzeugt. Die Selbstentladung ist bei einer solchen Lagerung fast unbedeutend, obwohl langfristig das Herabfallen oder die Erosion der gelagerten Blöcke einen solchen Verlust verursachen könnte.

Gravitations-Energiespeicher - die "Batterie" aus Beton.

Druckluft-Speicher

Luft komprimieren.

Die Druckluftspeicher-Technologie nutzt Elektrizität, um Luft zu komprimieren, zu kühlen und unterirdisch zu speichern. Mit einer anschließenden Luftexpansion wird durch eine Reihe von Turboexpandern wieder Strom erzeugt. Weltweit sind zwei große Druckluftspeicher-Anlagen in Betrieb: eine 290-MW-Anlage in Huntorf, Deutschland, und eine 110-MW-Anlage in McIntosh, Alabama, USA. Beide speichern Druckluft in Salzkavernen. Künftige Druckluftspeicher-Projekte könnten ohne technologische Probleme erneuerbaren Strom für den ersten Verdichtungs- und Kühlungsschritt verwenden.

Neue Druckluftspeicherungs-Methoden.

Die Druckluftspeicher-Anlagen in Huntorf und McIntosh benötigen jedoch zusätzliche Wärme, wenn sie entladen werden und das Netz mit Strom versorgen. In beiden Fällen wird die komprimierte Luft vor der Expansion durch die Verbrennung von Erdgas vorgewärmt. Es gibt konzeptionelle adiabatische Entwürfe, bei denen die expandierende Luft mit der gespeicherten Kompressionswärme vorgewärmt wird, um CO2-Emissionen zu vermeiden, aber es gibt keine groß angelegten Versuchsanlagen dieses Ansatzes.

Eine unterirdische Batterie aus Druckluft.

Unabhängig von der Quelle des Ladestroms sind die derzeitigen Druckluftspeicher-Konzepte daher nicht mit den Zielen von Null-Kohlenstoff-Emissionen und 100 % erneuerbarer Energie vereinbar. Optionen zur Beseitigung der fossilen CO2-Emissionen von Druckluftspeichern (z. B. Verbrennung von Brennstoff, der in einem kohlenstoffneutralen Prozess hergestellt wurde, oder Abscheidung und Sequestrierung von CO2 aus dem Abgas) würden die aktuellen erheblich Kosten erhöhen.

Druckluftenergiespeicherung in der Schweiz.

Gepumpte Wasserkraft

Pumpspeicherkraftwerke .

Die Energiespeicherung mit Hilfe von Pumpspeichersystemen, die auf großen Wasserreservoirs basieren, hat sich im letzten Jahrhundert weit verbreitet und ist heute weltweit die häufigste Form der Energiespeicherung im industriellen Maßstab.

Nutzung der Wasserkraft.

Pumpspeicherkraftwerke sind die am weitesten verbreitete Form der Energiespeicherung. Bei der Pumpspeicherkraft wird die im Überfluss vorhandene Energie genutzt, um Wasser in einem erhöhten Stausee hinter einem Damm zu speichern. Das Wasser kann auch zwischen zwei Reservoirs auf unterschiedlichen Niveaus hin- und hergepumpt werden, wobei die "Energiespeicherung" im Wasser des oberen Reservoirs erfolgt, das freigesetzt wird, wenn das Wasser in das untere Reservoir geleitet wird.

Wasserspeicher.

Das Wasser wird dann freigesetzt, wenn gerade Energie benötigt wird und dann wird mit dem Druck eine Turbine angetrieben. Pumpspeicherkraftwerke verfügen über die bei weitem größte Kapazität für die Energiespeicherung im Netz, haben einen hervorragenden Wirkungsgrad von etwa 70-85 % und sind nach dem Bau kostengünstig. Die Infrastruktur ist jedoch nicht nur teuer, sondern erfordert auch bestimmte geografische Gegebenheiten und verbraucht große Mengen an Wasser.

Zu den wichtigsten Einschränkungen beim Ausbau der Wasserkraft in der Schweiz gehören begrenzte geografische Standorte und Auswirkungen auf die Größe und den zeitlichen Ablauf der Wasserströme flussabwärts. Entsprechend der lokalen Topografie kann ein Staudamm je nach Form und Tiefe seines Reservoirs sehr unterschiedliche Wassermengen speichern.

Alternative: Unterwasser-Batterie.

Wasserstoff

Potenzial als Technologie zur Langzeit-Speicherung .

Das Potenzial von Wasserstoff als Technologie zur Langzeit-Speicherung von Energie zwischen den Jahreszeiten ist gross. Die Wasserstoff-Technologie als Basis für die intersaisonale Energiespeicherung kann die Einschränkung der erneuerbaren Energien und die Überkapazitäten der intermittierenden erneuerbaren Energien reduzieren. Bei der Energiespeicherung mit Wasserstoff, die sich noch in der Entwicklung befindet, wird grüner Strom durch Elektrolyse in Wasserstoff umgewandelt und in Tanks gespeichert. Überschüssige Energie wird für die Elektrolyse von Wasser genutzt, wobei Wasserstoff für die Speicherung und Wiederverstromung bei Bedarf abgetrennt wird. Von dort aus kann er später entweder wieder verstromt oder an neue Anwendungen wie Verkehr, Industrie oder Haushalte als Ergänzung oder Ersatz für Gas geliefert werden.

Die Energiedichte von komprimiertem Wasserstoff (p = 200 bar) beträgt 15 kg m-3 oder 591 kWh m-3 und die erforderliche Speicherkapazität beträgt 3,9 MWh pro Kopf-1. Neben der Speicherung müssen auch die Verdichtung des Wasserstoffs und ein Verteilungsnetz installiert werden.

Obwohl der Wirkungsgrad vergleichsweise gering ist, stößt die Wasserstoffspeicherung auf großes Interesse, da sie eine enorme Kapazität über Monate hinweg vorhalten kann. Die Speicherung von 500.000 Kubikmetern Wasserstoff in einer unterirdischen Salzkaverne bei einem Druck von 2.900 psi könnte beispielsweise 100 GWh speichern - das ist genug, um die 2,1 Millionen Elektroautos zu versorgen, die 2019 weltweit verkauft wurden.

Wasserstoff kann durchaus als Energiespeichertechnologie genutzt werden. Bei diesem Prozess wird der Strom - aber es muss grüner Strom sein - in Brennstoff umgewandelt (z. B. Wasserstoff durch Elektrolyse). Bei Bedarf erfolgt eine Umwandlung des Brennstoffs zurück in Elektrizität, entweder thermisch (Verbrennungsturbinen) oder elektrochemisch (Brennstoffzellen). Aktuell sind die Kosten für stationäre Brennstoffzellen und Elektrolyseure noch sehr hoch. In der Zukunft könnten die Kosten für Stromkapazitäten mit Wasserstoff-Energiespeicherung und damit die Systemkosten erheblich gesenkt werden. Dies erfolgt, wenn die Kosten für stationäre Brennstoffzellen und Elektrolyseure sinken. Die derzeitigen Fixkosten von Brennstoffzellen- und Elektrolyseursystemen sind aber noch zu hoch für eine industrielle Anwendung im grossen Massstab.

Die Kosten für die Stromerzeugungskapazität aus Wasserstoff-Energiespeicherung könnten auch durch die Entwicklung und den Einsatz neuer Gasturbinen gesenkt werden, die mit 100 % H2 betrieben werden. Es ist auch möglich, die Methanisierung unter Verwendung von elektrolytischem H2 und konzentriertem CO2 mit relativ geringem Energieaufwand durchzuführen, wobei Methan erzeugt wird, das gespeichert werden könnte, wie Erdgas heute routinemäßig gespeichert wird, und später bei Bedarf in einer Turbine verbrannt wird. Dies hat den Vorteil, dass das bestehende Gasnetz genutzt werden kann, weil die Qualitätssicherung bei der Einspeisung den Unterschied zwischen natürlichem Erdgas und künstlichem Methan nicht realisiert.

Bei diesem Prozess kann CO2 aufgefangen, konzentriert und recycelt werden, um einen geschlossenen Kreislauf zu bilden. Dieses alternative Wasserstoff-Energiespeicherung-Verfahren würde die mit Brennstoffzellen oder H2 betriebene Turbine durch eine herkömmliche, mit Methan betriebene Turbine ersetzen und eine geografisch verteilte, herkömmliche Methangasspeicherung ermöglichen, aber Kosten verursachen, die mit der Abscheidung, Konzentration und Reinigung von CO2 aus dem Rauchgas sowie den mit der Methanisierung verbundenen Umwandlungskosten verbunden sind.

Kosten für die Herstellung von Wasserstoff.

Der Preis von Wasserstoff liegt derzeit bei etwa 10 CHF/kg und ist stark von den Stromkosten abhängig. Denn etwa 90 % der Kosten für die Elektrolyse in großem Maßstab sind Stromkosten. Eine funktionierende Protonenaustauschmembran-Elektrolyse (PEM) mit einem Wirkungsgrad von 50 % verbraucht derzeit 80 kWh Strom pro 1 kg Wasserstoff.

Der Preis für Energie in Form von Wasserstoff beträgt also 0,25 CHF/kWh. Eine großtechnische Elektrolyse, z. B. die alkalische Lurgi™ 4 MW-Elektrolyse oder die NEL-Wasserstoffelektrolyse, erreicht dagegen 4 kWh/Nm3, was einem Wirkungsgrad von 88 % entspricht. Die Mindestkosten der Elektrolyseure, basierend auf dem höheren Heizwert des erzeugten Wasserstoffs betragen 3.000 CHF/kW, was etwa 1.500 CHF/kWel für Elektrolyseure mit einer Leistung >10 kW in China und >3 MW in der EU/USA entspricht. Während die alkalischen Elektrolyseure von Lurgi im Dauerbetrieb eine typische Lebensdauer von 30 Jahren haben, wird bei modernen Elektrolyseuren mit einer Betriebsdauer von 10 Jahren gerechnet, bevor der Stack ersetzt werden muss.

Die Kosten der Wasserstoffspeicherung hängen von der Art und Größe des Speichers ab. Wasserstoff kann als komprimiertes Gas, in flüssiger Form und in Hydriden gespeichert werden. Die Speicherung von komprimiertem Wasserstoff in kleinem Maßstab (<1.000 kg H2) kostet <250 CHF/kg (<6,2 CHF/kWh), erfordert aber einen Kompressor. Zusammengesetzte Hochdruck-Wasserstoffbehälter kosten 15-25 CHF/kWh. Große Kompressoren (4 MW) kosten 1.000 CHF/kW, und Druckgasbehälter (>200 kg H2) kosten 1.323 CHF/kg H2.

Die unterirdische Grossspeicherung (20 MPa) kostet 8,80 CHF/kg H2 (0,22 CHF/kWh). Die Gesamtkosten für die unterirdische Wasserstoffspeicherung, einschließlich Kompression, werden auf 2,5 CHF/kWh geschätzt. Metallhydridkosten <2.500 CHF/kg H2 (<62 CHF/kWh). Die Kosten für Metallhydrid haben sich in den letzten 15 Jahren kaum verändert (25 CHF/kg). Die Speicherung von flüssigem Wasserstoff erfordert einen Verflüssiger, der 44,1 kCHF/(kg-h) kostet, und einen Dewar, der 441 CHF/kg für 45 kg H2 kostet. Die PEM-Brennstoffzellen weisen einen Wirkungsgrad von bis zu 60% auf und kosten 1'000 CHF/kW. Es wird erwartet, dass die Brennstoffzellen 10 Jahre lang im Dauerbetrieb funktionieren.

Wasserstofftankstellen.

Produktion und Speicherung in der Schweiz.

Der Energiebedarf in einem wasserstoffbasierten Energiesystem wird als identisch mit dem heutigen Energiebedarf angenommen, obwohl der Energiebedarf in der Mobilität aufgrund des Einsatzes von Brennstoffzellen potenziell geringer ist. Die saisonale Speicherung wird durch eine zentrale Wasserstoffproduktion und -speicherung realisiert, d.h. 6,5 m3-pro-Kopf-1 oder 57 Mm3 für die Schweiz. Die Speicherung von komprimiertem Wasserstoff in Stahlflaschen kostet 6,3 CHF/kWh und in einem grossen unterirdischen Hohlraum etwa eine Grössenordnung weniger, was 2'656 CHF/Kopf pro Jahr und 7,0 CHF/kg Wasserstoff ergibt. Neben der saisonalen zentralen unterirdischen Speicherung ist eine lokale Speicherung sowie eine Speicherung für die mobilen Anwendungen erforderlich. Das wasserstoffbasierte System erfordert aufgrund der Umwandlungsverluste im Elektrolyseur (Wirkungsgrad zwischen 50 % und 85 %) eine größere Stromerzeugung. Die Summe aller Photovoltaikanlagen beträgt 116 m2/Kopf-1, >100%  und ist damit größer als im Vergleich zu einem rein elektrifizierten Energiesystem.

Darüber hinaus sind für das wasserstoffbasierte System Anlagen für die Wasserstofferzeugung, -speicherung und -verteilung sowie für Wasserstoffanwendungen erforderlich. Um den saisonalen Bedarf auszugleichen, braucht es eine Langzeitspeicherung. Es braucht zudem Batterien nur zur kontinuierlichen, konstanten Stromversorgung, um einen Elektrolyseur sechs Monate im Jahr zu betreiben und Wasserstoff zu erzeugen, der in unterirdischen Hohlräumen gespeichert wird. In einer Wasserstoffwirtschaft ist die Speicherung jedoch dezentral und nur teilweise zentralisiert; daher ist eine unterirdische Speicherung nur teilweise möglich, und es muss landesweit ein Pipelinesystem installiert werden. Die Langzeitspeicherung mit Wasserstoff erfordert das grösste Photovoltaik (PV)-Feld, aber die Infrastruktur und die Anwendungen sind bereits vorhanden. Das Modell für die Schweiz kann aber auf andere Länder übertragen werden, indem die Sonneneinstrahlung, der Energiebedarf und die Speicheroptionen angepasst werden.

Aufgrund der Umwandlungsverluste bei der Produktion und Nutzung von Wasserstoff  brauch es viel grössere PV-Anlagen von 32% der Stadtfläche der Schweiz. Zusätzlich muss der derzeit von den Kernkraftwerken produzierte Strom sowie das Flugbenzin abgedeckt werden. Die Speicherung von Wasserstoff ist unter Druck in unterirdischen Kavernen am wirtschaftlichsten und erfordert ein Volumen von 57 Mio. m3 oder etwa das 25-fache des Gotthard-Basistunnels. Die grössten Herausforderungen eines wasserstoffbasierten Energiesystems sind die 2,5 mal grössere Fläche von PV im Vergleich zu einem vollständig elektrifiziertesn System und das riesige unterirdische Speichervolumen, das benötigt wird.

Im wasserstoffbasierten System werden die Kosten durch die Wasserstoffproduktion (PV, Batterie und Elektrolyse) bestimmt. Großflächige unterirdische Wasserstoffspeicher reduzieren den Kapitalkosten für die Speicherung im Vergleich zu Druckflaschen oder Metallhydriden um mehr als eine Größenordnung. Die Kapitalkosten des wasserstoffbasierten Energiesystems belaufen sich auf annähernd 40 kCHF/Kopf, und die Endkosten für Wasserstoff werden auf etwa 7,0 CHF/kg geschätzt, was mit den derzeitigen Kosten für Wasserstoff aus erneuerbaren Energien vergleichbar ist und etwa dreimal so hoch ist wie die Kosten für Wasserstoff aus der Dampfreformierung. Die Gesamtkosten belaufen sich auf 2.656 CHF/Kopf pro Jahr für Wasserstoff, 1.817 CHF/Kopf pro Jahr für Strom und 1.184 CHF/Jahr für Kerosin; die Gesamtenergiekosten von 4.394 CHF/Kopf pro Jahr sind weniger als doppelt so hoch wie die Energiekosten im derzeitigen Energiesystem.

Durchbruch bei der Wasserstoff-Speicherung.

Synthetische Brennstoffe

Kohlenwasserstoffe.

Der erzeugte Wasserstoff wird zur Reduzierung des aus der Atmosphäre abgeschiedenen CO2 verwendet, um damit synthetische flüssige Kohlenwasserstoffe (z. B. Oktan oder Dekan) herzustellen, was die Speicherung des Energieträgers vereinfacht und insbesondere die Nutzung der bestehenden Infrastruktur ermöglicht.

Die Herausforderung besteht darin, das CO2 aus der Luft abzuscheiden und es mit Wasserstoff an einem selektiven Katalysator zu reduzieren, um ein bestimmtes Produkt zu erhalten und nicht die breite Palette von Produkten, die durch das etablierte Fischer-Tropsch-Verfahren synthetisiert werden. Die Forschung schreitet jedoch voran, um die Steuerung der Reaktion zu verbessern. Die thermodynamische Grenze der Energieumwandlung von Wasserstoff in Oktan liegt bei 76 %. Die bei der Reduktionsreaktion freigesetzte Wärme kann direkt für die CO2-Abscheidung genutzt werden, wobei der Energiebedarf für die Desorption von CO2 den größten Energiebeitrag zum Kohlenstoffabscheidungsprozess darstellt.

Die Produktion von synthetischen Brennstoffen erfordert aufgrund der Umwandlungsverluste bei der Produktion und der Nutzung von Kohlenwasserstoffen grösste PV-Anlagen von 60% der Stadtfläche der Schweiz. Darüber hinaus muss die derzeit von den Kernkraftwerken erzeugte Elektrizität abgedeckt werden. Die Speicherung von Kohlenwasserstoffen und die Anwendungen sind etablierte Technologien und erfordern keine Änderung der Infrastruktur oder der Anwendungen.

CO2-Abscheidung.

Die für die CO2-Abscheidung erforderliche Mindestenergie hängt von der CO2-Konzentration ab und beträgt bei 10 % (in typischem Rauchgas) und 400 ppm (in Luft) 36 bzw. 120 Wh/kg, wobei letztere weniger als 5 % des Heizwerts des aus CO2 und Wasserstoff hergestellten Kohlenwasserstoffs betragen. Die Kosten für die CO2-Abtrennung aus Luft werden auf <0,5 CHF/kg CO2 geschätzt, und bei Optimierung der Energiequelle und des Prozesses können die Kosten auf <0,22 CHF/kg CO2 gesenkt werden.

Ein Beispiel für ein installiertes System zur Abscheidung von CO2 aus der Luft fängt 2.500 kg CO2 pro Tag mit einer Investitionssumme von 3,6 Mio. CHF [1.500 CHF/(kg CO2/Tag)] ab. Der geschätzte Energiebedarf für die CO2-Absorption beträgt 300 Whel./kg CO2 für die Belüftung und 2 kWh/kg CO2 für die Desorption des CO2. Während es sich bei der Belüftungsenergie um elektrische Energie handelt, kann die Desorptionswärme durch Abwärmequellen (>100°C) bereitgestellt werden, sofern diese vorhanden sind.

Bei der derzeitigen Synthese von Alkanen aus CO2, z. B. Oktan (8CO2 + 25H2 ➝ C8H18 + 16H2O), werden 7 kg CO2 mit 1 kg H2 in 2,3 kg Oktan umgewandelt, wobei 57 % der Energie in Wasserstoff erhalten bleiben. Die exotherme Reaktion liefert 2,3 kWh Wärme bei >200°C pro 1 kg CO2, die zur Bereitstellung der für den Abscheidungsprozess erforderlichen Desorptionswärme genutzt werden kann. Die Pearl-GTL-Syntheseanlage in Katar produziert 140.000 Barrel Öl pro Tag (10 GW) und hat Kosten in Höhe von 18 Milliarden CHF. Dieses einzigartige Beispiel zeigt, dass die Synthese von Kohlenwasserstoffen (Fischer-Tropsch-Synthese) in großem Maßstab eine Investition von fast 2.300 CHF/kW erfordert.

Der Energiebedarf kann durch die bereits vorhandenen erneuerbaren Energien sowie mit synthetischem Flugbenzin gedeckt werden, was zu Energiekosten von 3.669 CHF pro Kopf und Jahr führt. Dies ist vergleichbar mit den durchschnittlichen Energiekosten, die heute auf fossilen Brennstoffen basieren und mit Abstand die vernünftigste und kostengünstigste Lösung.

Die zweite Option ist die bereits existierende erneuerbare Energie in Kombination mit Wasserstoff und synthetischem Flugbenzin, was zu Kosten von 4.394 CHF pro Kopf und Jahr führt und 50% mehr ist als die heutigen Energiekosten. Die dritte Option schliesslich ist die bereits vorhandene erneuerbare Energie in Kombination mit einem reinen Wasserstoff-System, was zu Kosten von 9'634 CHF pro Kopf und Jahr führt und etwas mehr als das Dreifache der heutigen Energiekosten wäre.

Sowohl das elektrische Energiesystem als auch das Wasserstoff-Energiesystem erfordern eine erhebliche Veränderung der Infrastruktur und der Anwendungen, während das auf synthetischen Brennstoffen basierende System die Nutzung der derzeitigen Infrastruktur und Anwendungen ermöglicht.

Während Batterien Strom direkt speichern, erfordert eine wasserstoffbasierte Wirtschaft die Herstellung von Wasserstoff, die Speicherung und die Anpassung der Anwendungen an den Wasserstoff. Der Übergang von Wasserstoff zu Kohlenwasserstoffen erfordert die Abscheidung von CO2 aus der Atmosphäre und die Synthese von Kohlenwasserstoffen. Im Falle von Methan (synthetisches Erdgas) muss auch die Speicherung von Methan in Betracht gezogen werden, während die Anwendungen bereits existieren. Bei flüssigen Kohlenwasserstoffen schließlich muss nur die Synthese berücksichtigt werden, da die Infrastruktur für die Lagerung und Verteilung sowie die Anwendungen bereits vorhanden sind.

Die Kosten im Energiesystem auf der Grundlage synthetischer Brennstoffe sind auf den Wirkungsgrad der gesamten Umwandlungskette von 36 % zurückzuführen, der höher ist als bei Wasserstoff. Die höchsten Komponentenkosten fallen für die CO2-Abscheidung an, die in naher Zukunft sicherlich sinken werden. Die resultierenden Brennstoffkosten betragen 7.896 CHF/Kopf pro Jahr. Die synthetischen Kohlenwasserstoffe werden heute zu einem Preis von 4,46 CHF/L einschließlich des Düsentreibstoffs hergestellt.

Energiesystem auf Kohlenwasserstoffbasis, Ersatz von fossilen Brennstoffen durch synthetische Kohlenwasserstoffe in der Schweiz

Der Wasserstoff kann zur Reduzierung des aus der Luft abgeschiedenen CO2 und zur Herstellung synthetischer Kohlenwasserstoffe verwendet werden. Die Umwandlungsverluste einschließlich der CO2-Abscheidung erfordern wesentlich größere PV-Anlagen. Der Hauptvorteil der synthetischen Kohlenwasserstoffe besteht jedoch darin, dass sie leicht zu lagern und zu verteilen sind, die Infrastruktur bereits existiert und alle Anwendungen bereits vorhanden sind.

Die PV-Anlagen benötigen mit eine Fläche von 220 m2 pro Kopf, was 60 % der städtischen Fläche der Schweiz entspricht. Von April bis September wird synthetischer Treibstoff produziert und in 11,3 Fässern pro Kopf-1 gelagert. Bei der Synthesereaktion werden 76 % der Energie des Wasserstoffs in Kohlenwasserstoffe umgewandelt, und die Wärme aus der exothermen Reaktion kann für den Desorptionsschritt bei der CO2-Abscheidung aus der Luft genutzt werden. Zwischen April und September (6 Monate) schwankt die PV-Energieerzeugung zwischen 75% und 100% des Maximums. Der Batteriespeicher ist groß genug, um das ganze Jahr über nachts Strom zu liefern, und kommt der vollen Stromerzeugung aus synthetischen Kohlenwasserstoffen in sechs Monaten des Jahres nahe. Die Wasserstoffspeicherung in großem Maßstab erfolgt unterirdisch neben der CO2-Abscheidung, und die Synthese von Kohlenwasserstoffen läuft kontinuierlich mit einer konstanten Rate. Die Kapitalkosten der HCR-Anlage belaufen sich auf fast 90 kCHF/Kopf und werden von der CO2-Abscheidung dominiert, was zu geschätzten Kosten für den synthetischen Kohlenwasserstoff von 4,5 CHF/kg führt. Die Gesamtenergiekosten einschließlich der Stromkosten für ein auf synthetischen Kohlenwasserstoffen basierendes Energiesystem betragen 9.634 CHF/Kopf pro Jahr.

Solarthermie

Saisonale Solarenergiespeicherung.

Die Solarenergie ist eine der am meisten genutzten erneuerbaren Energiequellen, aber Kritiker weisen schnell darauf hin, dass es nachts keine Sonne gibt und im Winter noch viel weniger. Die Batterietechnologie hat mit der Entwicklung von reinen Elektrofahrzeugen rasante Fortschritte gemacht und kann eine tägliche Stromspeicherung ermöglichen. Die Speicherung in Batterien für mehr als einen Tag ist jedoch immer noch zu kostspielig und wird es wahrscheinlich auch auf lange Sicht bleiben. Technologien, die thermische Energie auch im Sommer und Winter effizient speichern können, haben Zukunft.

Drake Landing Solar Community ist die weltweit erste zu 100 % solarthermisch beheizte Gemeinde. Auf der Grundlage dieses Pilotprojekts hat ETA Energy Jahre damit verbracht, die Solarsiedlung der Zukunft zu entwerfen. Mit neuen PV/T-Technologien in Kombination mit Wärmepumpen zur Verbesserung der Effizienz der thermischen Energiespeicherung in Bohrlöchern ist die saisonale Speicherung von Solarenergie heute selbst in kalten Klimazonen wie Calgary, Alberta, wirtschaftlicher.  Mehr Recherchieren...

Die saisonale Speicherung kann mit Aquiferen (Aquifer Thermal Energy Storage) sogar noch wirtschaftlicher sein, wie das Demonstrationsprojekt an der Universität Delft mit Virtu HOT Solarkollektoren zeigt. Dies ist ein Parallelprodukt zum Virtu PVT-Produkt von Naked Energy LLC. Die Verbesserungen bei der Speicherkapazität und Effizienz von Aquiferenergie zeigen, dass die Nutzung von Aquiferen dort, wo sie verfügbar sind, die kostengünstigste Lösung sein kann.

Private Energie-Speicherung

Ungleichgewicht zwischen Energieerzeugung und –nutzung .

Die Energiespeicherung im eigenen Haus kann das Ungleichgewicht zwischen Energieerzeugung und –nutzung ausgleichen.

Berechnung der Leistung von grünem Photovoltaik-Strom eines Hauses.

Das Dach oder die Fassade eines Hauses liefert mit PV-Modulen grünen Strom. Sie versorgen das Haus mit mehr als genug Energie, die in einem Jahr benötigt wird. Doch gibt es ein Missverhältnis zwischen Energieerzeugung und -verbrauch. Sowohl zwischen Tag und Nacht als auch zwischen Sommer und Winter. Deshalb braucht man ein Tagesspeicher- und ein Saisonspeichersystem für Energie. Ein Saisonspeicher ist zu teuer, wenn man dafür Li-Ionen-Batterietechnologie verwendet.

Saisonspeicher.

Echtes CO2-neutrales Wohnen ist nur mit einem Saisonspeichern möglich. Man kann verschiedene Energiespeicher einsetzen. Die Grundvoraussetzung ist ein Tagesspeichersystem, um den Tag- und Nachtrhythmus des Energieverbrauchs und der Energieerzeugung zu bewältigen. Der durchschnittliche Verbrauch in einem Haus beträgt 6 bis 10 KWh pro Tag bei einem Jahresverbrauch von 3600 KWh. Bei einem Vollelektrizitätshaus ist dieser Tagesverbrauch im Winter jedoch viel höher. Der Grund dafür ist die Wärmepumpe, die den Tagesverbrauch verdoppelt. Aus diesem Grund muss man die Wärmepumpe tagsüber so viel wie möglich nutzen und die tagsüber erzeugte Wärme am Abend verwenden. Ein Pufferspeicher ist in der Lage, diese Funktion zu erfüllen. Mit einem geeigneten Pufferspeicher kann man das Haus sogar mehr als 6 Tage lang warm halten.

Herkömmliche Speichersysteme verwenden hauptsächlich Lithium-Ionen-Batterien oder Wärmeträgermedien wie Wasser, um Energie zu speichern. Wenn ein Material seinen Zustand ändert, z. B. Wasser in Eis oder Paraffin in eine Kerze, kann es mehr Energie aufnehmen und abgeben. Solche Systeme gibt es, aber sie reichen nicht aus, um so viel Energie zu speichern, um die saisonale Lücke zu schließen. Die einzige vielversprechende Technologie ist Wasserstoff. Wasserstoff war schon immer eine vielversprechende Technologie, die jedoch nie ausgereift war.

Der Grund dafür ist, dass Brennstoffzellen empfindlich auf verunreinigten, aus fossilen Brennstoffen gewonnenen Wasserstoff reagieren und große Zellen ziemlich teuer sind. Darüber hinaus ist die Speicherung teuer und gilt als gefährlich. Für den Hausgebrauch ist das anders. Die Speicherung von Wasserstoff geschieht relativ weit entfernt eines Hauses. Man kann reinen Wasserstoff mit Elektrolyseuren erzeugen und sehr kleine Brennstoffzellen mit maximal 2 kW verwenden. Die Kombination aus Tages- und Saisonspeicherung macht dies möglich. Die relativ kleine Brennstoffzelle hält den Tagesspeicher im Winter auf dem Niveau und muss nicht die große Leistung beim elektrischen Kochen oder anderen anspruchsvollen elektrischen Haushaltsgeräten liefern.

Für den Saisonspeicher benötigt man einen minimalen Stromspeicher von 1500 KWh. Wenn man einen Tagesspeicher auf der Basis von Lithium-Ionen mit maximal 10 KWh und einen Saisonspeicher auf der Basis von Wasserstoff und einen Wärmespeicher auf der Basis eines Warmwasser-Pufferspeichers kombiniert, hat man die ideale Kombination. Heute liegen die Kosten für Li-Ionen-Batterien bei 600 bis 700 Schweizer Franken pro KWh. Mit Wasserstoff kann man auf 600 Schweizer Franken pro KWh herunterkommen und ein Pufferspeicher kostet etwa 200 bis 300 Schweizer Franken pro KWh Wärmespeicher. Allerdings benötigt man beim Kochen oder bei der Nutzung anderer Geräte eine gewisse Leistung, die die Größe der teuren Li-Ionen-Batterie bestimmt.

Energieschaukel - Thermische Speicher im Eigenheim.

Wasserstoff Saisonspeicher.

Der Wasserstoffspeicher ist die einzige Möglichkeit, sich von fossilen Brennstoffen unabhängig zu machen. Ein Wasserstoffspeicher wird aus Sicherheitsgründen weit entfernt von einem Haus platziert. Über eine Erdgasleitung wird der Wasserstoff zur bidirektionalen Brennstoffzelle transportiert, wo er in Strom umgewandelt und in der Tagesbatterie zur späteren Verwendung gespeichert wird. Im Sommer arbeitet die Brennstoffzelle als Elektrolyseur und erzeugt Wasserstoff, der über einen Festkörperkompressor in den Wasserstofftanks gespeichert wird. Ein Wasserstoffspeicher verringert Überkapazitäten und die Einschränkung von erneuerbaren Energien sowie die Gesamtsystemkosten.

Wasserstoff-Heimspeicher.

Innovationen

Effizienz verbessern und Kosten senken .

Für jede der verschiedenen Energiespeichertechnologien gibt es Anwendungen, für die sie am besten geeignet ist und die bei der Umsetzung berücksichtigt werden müssen. Zu den wichtigsten Aspekten, die bewertet werden müssen, gehören die Lade- und Entladeprofile sowie die Speicherkapazität und die mögliche Skalierbarkeit. Neben den Speicherkosten muss in einer Kosten-Nutzen-Analyse auch die erwartete Lebensdauer in Form der Zyklenhäufigkeit berücksichtigt werden, bevor eine Degradation einsetzt.

Superkondensatoren sind die wichtigste Technologie, wenn es darum geht, im Subminutenbereich zu reagieren. Aufgrund des raschen Kostenrückgangs bei Lithium-Ionen-Batterien, der sich auch in Zukunft fortsetzen dürfte, sind Batteriespeicher derzeit die wichtigste Option für einen Bedarf von bis zu einigen Stunden und für kleine Anwendungen in Haushalten und Elektrofahrzeugen. Mit zunehmender Speicherdauer verlagern sich die Optionen jedoch entweder auf thermische, mechanische oder gepumpte Wasserkraft und in Zukunft auf Wasserstoff.

Entwickler erneuerbarer Energien kombinieren zunehmend Wind- und Solarprojekte mit Batterie-Energiespeicher-Projekten, um hybride Energiesysteme zu schaffen. Von den 14,5 GW an Batteriespeicherkapazität, die Ende 2020 in den USA registriert wurden und bis 2024 ans Netz gehen sollen, werden 63 % mit Solarprojekten und weitere 9 % mit Windkraftprojekten kombiniert. Hybride Projekte für erneuerbare Energien und Speicher haben das Potenzial, die Kosten für die Aufrüstung der Übertragungsnetze und den Anschluss an das Stromnetz zu senken, die Drosselung der Stromproduktion in Zeiten eines Überangebots zu verringern und das Zeitfenster zu erweitern, in dem ein Projekt Strom ins Netz einspeisen kann.

Speicherung in einem kohlenstofffreien System der Zukunft.

Bei allen Speichertechnologien sind Innovationen im Gange, um die Effizienz zu verbessern und die Kosten zu senken. Neue Materialien wie Graphen und andere, die auf Konzepten im Nanomaßstab beruhen, bieten die Aussicht auf ein neues Effizienzniveau bei Superkondensatoren und thermischen Speichern, beispielsweise.

Die Integration erneuerbarer Energien wie schwimmender Solarenergie und die Digitalisierung werden voraussichtlich den Wert und die Wirtschaftlichkeit der Pumpspeicherung verbessern.

Wettbewerb und Größenvorteile dürften ein weiterer Motor für Kostensenkungen sein.

Mit Blick auf ein Netto-Null-Energiesystem im Jahr 2050 geht die Kommission für die Energiewende in ihrem Plan davon aus, dass sich drei der Speichertechnologien langfristig durchsetzen könnten, wenn auch natürlich nicht unter Ausschluss anderer Optionen, deren optimaler Mix von den einzelnen Anwendungsfällen, dem Markt und anderen Umständen abhängen wird.

Dabei handelt es sich um Lithium-Ionen-Technologie für den täglichen Ausgleich und um Wasserkraft- und Wasserstoffspeicher für den langfristigen Bedarf.

Die Kommission stellt fest, dass im Jahr 2040 das Gleichgewicht der verschiedenen Energiespeichertechnologien eine sehr bedeutende Rolle für Lithium-Ionen in einem breiten Spektrum, eine begrenzte Rolle für Schwungräder für niedrige Dauer und hohe Entladungsfrequenzen, eine bedeutende Rolle für Wasserkraftwerke für den Bereich von 16 bis 60 Stunden, eine Rolle für Druckluft für längere Zeiträume und Wasserstoff in Brennstoffzellen für den längsten Bedarf umfassen könnte.

Produktion synthetischer Kohlenwasserstoffe in Äquatornähe.

Die größte technische und wirtschaftliche Herausforderung ist die saisonale Energiespeicherung und die CO2-Abscheidung. Die Installation eines erneuerbaren Energiesystems in Äquatornähe hätte mehrere Vorteile. Die Sonneneinstrahlung ist mehr als doppelt so hoch wie in der Schweiz, was die Größe und die Kosten der PV-Anlagen um mehr als 50 % reduziert. Der saisonale Effekt verschwindet fast, so dass nur eine Tag/Nacht-Speicherung und keine saisonale Speicherung erforderlich wäre. Die Produktion des synthetischen Brennstoffs kann mit der Hälfte der Anlagengröße über das ganze Jahr verteilt werden. Daher sinken die Gesamtkapitalkosten auf etwa die Hälfte der Kosten des in der Schweiz installierten Energiesystems und die synthetischen Kohlenwasserstoffe werden nur halb so teuer.

Außerdem erfordert die Produktion synthetischer Kohlenwasserstoffe aufgrund des Umwandlungswirkungsgrads eine PV-Anlage, die etwa 300 % der in den Kohlenwasserstoffen enthaltenen Energie erzeugt. Eine solche PV-Anlage deckt jedoch bereits mehr als 95 % des jährlichen Energiebedarfs in Zürich und 100 % in Zermatt mit reiner Tag/Nacht-Speicherung. Folglich muss das ideale Energiesystem an die lokalen Anforderungen angepasst werden. 

Wärmespeichersystem auf Sandbasis.

Der finnische Energieversorger Vatajankoski und das finnische Start-up-Unternehmen Polar Night Energy haben ein Hochtemperatur-Wärmespeichersystem auf Sandbasis in Betrieb genommen, das die westfinnische Stadt Kankaanpää mit Fernwärme versorgen wird. Die Anlage wird die Stadt Kankaanpää in Westfinnland mit Fernwärme versorgen. Es hat eine Heizleistung von 100 kW und eine Energiekapazität von 8 MWh.

Der Speicher befindet sich auf dem Gelände eines nicht näher bezeichneten, von Vatajankoski betriebenen Kraftwerks und hat eine Heizleistung von 100 kW und eine Energiekapazität von 8 MWh. Er ist in einen 4 m x 7 m großen Stahlcontainer eingebettet und kann Strom in Form von Wärme bei Temperaturen zwischen 500 und 600 C für mehrere Monate speichern.

Der Bau des Speichers verlief gut, vor allem wenn man bedenkt, dass es sich um eine völlig neue Lösung handelt. Vatajankoski nutzt die vom Speicher gelieferte Wärme, um die Abwärme ihrer Datenserver, die für Hochleistungscomputer bestimmt sind, zu nutzen. Je nach Jahreszeit muss die Temperatur der 60 Grad warmen Abwärme der Server auf 75 bis 100 Grad erhöht werden, bevor sie in das Fernwärmenetz eingespeist wird. Nach Angaben des Unternehmens kann die Größe des Systems von zehn bis zu Tausenden von Kubikmetern variieren und entweder in einem Zylinder, wie bei dem Projekt in Kankaanpää, oder unterirdisch untergebracht werden, so dass nur minimaler Platz auf den oft hoch geschätzten Quadratmetern auf Baustellen benötigt wird.

Das System verwendet gewöhnlichen trockenen Sand ohne besondere Behandlung als Speichermedium und arbeitet mit Rohren, die Luft enthalten. Wenn diese Luft erhitzt wird, wird sie durch die Rohre gepumpt und erreicht den Sand, der seinerseits auf bis zu 600 °C erhitzt wird. Ähnliche Systeme wurden kürzlich vom National Renewable Energy Laboratory (NREL) des US-Energieministeriums und von Magaldi Green Energy, einem Unternehmen des in Italien ansässigen Anbieters von Systemen zur Behandlung von Trockenschlacke, Magaldi Power Spa, entwickelt.

Fazit

Photovoltaik macht das Rennen.

In Zukunft wird der größte Teil der erneuerbaren Energie durch Photovoltaik erzeugt werden. Die PV ist die einzige erneuerbare Energieform in der Schweiz, die das Potenzial hat, den Energiebedarf in Kombination mit den bereits vorhandenen erneuerbaren Energien zu decken.

Grösster alpiner Solarpark Europas.

Erneuerbare Energien decken 70 % des jährlichen Energiebedarfs, sind auf die Tag/Nacht-Speicherung beschränkt und kostengünstig, und die restlichen 30 % sind eine Herausforderung (saisonale Speicherung). Ein rein elektrisches Energiesystem mit Batteriespeicher ist sehr teuer und ressourcenintensiv. Das auf Wasserstoff basierende Energiesystem ist etwas teurer als das auf reinem Strom basierende und erfordert die Entwicklung einer Wasserstoffinfrastruktur und von Wasserstoffanwendungen. Die Produktion von erneuerbarer Energie und synthetischem Treibstoff in Äquatornähe senkt die Kosten um 35 %. Ein Energiesystem auf der Grundlage rein synthetischer Kohlenwasserstoffe ist doppelt so teuer wie eine vollständige Elektrifizierung. Die Kosten für synthetischen Treibstoff liegen bei etwa 0,5 CHF/kWh, dürften aber mit der Zeit sinken.

Die zeitliche Anwendbarkeit verschiedener Energiespeichertechnologien ist durch Selbstentladung und andere unvermeidliche Verluste begrenzt. Während Batterien und Wasserstoff für die Speicherung in einer Zeitspanne von Stunden bis zu mehreren Tagen oder sogar Wochen geeignet sind, können für die saisonale oder mehrjährige Speicherung nur einige traditionelle und recht kostspielige Methoden verwendet werden. Dazu gehören Pumpspeicherwerke, Druckluftspeicher oder Energietürme.

Eine saisonale Speicherung im strombasierten System mittels Batterien würde die Kosten massiv erhöhen, was zu Kapitalkosten von >200'000 CHF/Kopf und jährlichen Stromkosten von >30'000 CHF/Kopf führt. Die Speicherung von Strom in einem Wasserkraftwerk, ohne Berücksichtigung der Netzkosten, kostet schätzungsweise <0,1 CHF/kWh, was zu Energiekosten führt, die mit den derzeitigen Energiekosten von ≈3.000 CHF/Kopf pro Jahr vergleichbar sind, bei Kapitalkosten von <20.000 CHF/Kopf. Die resultierenden Stromkosten betragen 2'457 CHF/Kopf pro Jahr (0,11 CHF/kWh).

Wirkungsgrad der Energieumwandlung.

Die Größe der erforderlichen Photovoltaikanlagen hängt von der Sonneneinstrahlung, dem Endenergiebedarf und dem Wirkungsgrad der Energieumwandlung ab. Die Wirkungsgrade werden von den thermodynamischen Grenzen und der technischen Machbarkeit beeinflusst. Die von den PV-Paneelen erzeugte Elektrizität wird als 100 % betrachtet, gefolgt von der Umwandlung und dem Transport der Elektrizität. Dieser Teil der Umwandlungskette ist immer erforderlich, unabhängig vom verwendeten Endenergieträger. Im Falle des elektrischen Energiesystems ist die Speicherung von Strom aufgrund des Tag-Nacht-Zyklus und der saisonalen Schwankungen der Sonneneinstrahlung erforderlich. Die Kurzzeit-Speicherung in Batterien und die Langzeit-Speicherung in Pumpspeicherkraftwerken ist am sinnvollsten. Batterien bieten einen Wirkungsgrad von etwa 90 %, während Wasserkraftwerke einen Wirkungsgrad von <72 % haben.

Langzeitspeicher-Technologien.

Die Einführung von Langzeitspeicher-Technologien senkt die Systemkosten von zuverlässigen Stromsystemen, die ausschließlich aus Wind- und Solarstromerzeugung und Batteriespeicherung bestehen. Beispiele für Technologien, die eine langfristige Energiespeicherung ermöglichen, sind Power-to-X inklusive Wasserstoff, Druckluft und Pumpspeicherwerke. Aufgrund der niedrigen Kosten für die Energiespeicherkapazität bieten Langzeitspeicher-Technologien eine saisonale und mehrjährige Speicherung, wodurch die Kapazitäten der Wind- und Solarstromerzeugung, die andernfalls gebaut werden müssten, um eine hohe Zuverlässigkeit über mehrjährige Zeiträume zu erreichen, erheblich reduziert werden.

Es zeigt sich, dass die Abhängigkeit von Langzeitspeicher-Technologien zunimmt, wenn das System über mehrere Jahre hinweg optimiert wird. Dies ist wichtig, weil die meisten Netzplanungstools, die von Versorgungsunternehmen und Regulierungsbehörden verwendet werden, keine mehrjährigen Modellierungshorizonte beinhalten und daher den Wert von Langzeitspeicher-Technologien möglicherweise unterschätzen. Batterien eignen sich aufgrund ihrer relativ geringen Stromkapazitätskosten für die stündliche und tägliche Speicherung, bieten aber aufgrund ihrer hohen Kosten für die Energiespeicherkapazität keine kosteneffektive saisonale Speicherung. Die Batteriespeicherung erhält derzeit den größten Teil der Aufmerksamkeit, der Investitionen, der Anreize und der Vorschriften zur Förderung kohlenstofffreier Netzspeichertechnologien. Im Vergleich zu den derzeitigen Kosten würde eine Senkung der Kosten für Langzeitspeicher-Technologien die Systemkosten in einem zuverlässigen Wind- und Solarenergiesystem jedoch in einem viel größeren Maße senken als eine entsprechende Senkung der Batteriekosten. Diese Ergebnisse deuten darauf hin, dass ein groß angelegter Einsatz von Langzeitspeicher-Technologien und Kostenverbesserungen bei solchen Technologien die Kosten künftiger variabler erneuerbarer Stromsysteme erheblich senken könnten.

Die meisten der derzeit verwendeten Energiespeichermethoden, die große Energiemengen speichern können, werden eingesetzt, um die Differenz zwischen schwankender Energieerzeugung und schwankendem Bedarf auszugleichen.

Batteriesysteme sind für diesen Zweck bis zu einem Zeitraum von einigen Tagen geeignet, auch für größere Mengen (z. B. einige MWh). Für die saisonale und noch für die jährliche bis mehrjährige Speicherung sind diese Typen jedoch nicht geeignet.

Die Power-to-Methan-to-Power Methode ist die technologisch und wirtschaftlich geeignedste Technologie für die saisonale und mehrjährige Speicherung.