Gliederung
- Auftraggeber und Auftragnehmer
- Zweck der Studie und Nicht-Eignung für diesen Zweck
- Kritik des SFV an einzelnen Kernaussagen
Auftraggeber und Auftragnehmer
Das BMWi hat in der Zeit vom 1.7.2011 bis 30.06.2014 eine Auftrags-Studie zur Frage erarbeiten lassen, wann und in welchem Umfang Stromspeicher bei der Umstellung auf Erneuerbare Energien erforderlich werden würden.
Mit dieser Studie wurden das Fraunhofer Institut für Windenergie und Systemtechnik Kassel (IWES) (als Koordinator), die Würzburger Stiftung Umweltenergierecht und das Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW) der Rheinisch Westfälischen Technischen Hochschule (RWTH) Aachen beauftragt.
Die drei Institute haben im Juni 2014 die Ergebnisse ihrer Studien als Kurzfassung gleichlautend unter der Überschrift "Kernaussagen" zur Roadmap Speicher auf ihren Internetseiten veröffentlicht.
Zweck der Studie und Nicht-Eignung für diesen Zweck
Der gewählte Titel, "Roadmap Speicher", legt nahe, dass diese jetzt veröffentlichte Kurzfassung der Politik wissenschaftlich begründete Hinweise geben soll, in welcher Dringlichkeit und Reihenfolge sowie mit welchen Methoden die Installation von Energiespeichern in das große Projekt der Energiewende sinnvoll vorzunehmen ist.
Genau für diese Aufgabe als Wegweiser für Politiker ist die Zusammenfassung jedoch keinesfalls geeignet. Vier wichtige Gründe für die Nichteignung seien hier aufgeführt:
Erstens:
In der Studie selbst wird festgestellt, dass bereits kleine Änderungen der Rand- und Rahmenbedingungen zu sehr starken Änderungen des Speicherbedarfs führen. Diese Erkenntnis müsste dazu führen, dass bei der Planung des Speicherausbaus ein gehöriges Sicherheitspolster vorgesehen werden müsste. Doch davon ist nicht die Rede. Im Gegenteil werden positive Ergebnisse ohne Einschränkungen dargestellt, obwohl sie nur unter positiven Randbedingungen zu Stande kommen können.
Zweitens:
Die Studie geht in allen drei gewählten Szenarien wie selbstverständlich davon aus, dass ein intensiver Stromaustausch mit den anderen europäischen Ländern erfolgt, und setzt deren willige Beteiligung an der Umstellung der Energieversorgung auf Erneuerbare Energien voraus.
Es wird zum Beispiel vorausgesetzt, dass die südeuropäischen Länder eine sehr große Zahl von Turm- oder Spiegelrinnenkraftwerken (CSP-Anlagen) mit überdimensionierten Wärmespeichern errichten werden, oder dass die skandinavischen Länder ihre Wasserkraftwerke zu Pumpspeicherkraftwerken ausbauen werden, so dass die mitteleuropäischen Länder die süd- oder nordeuropäischen Speicherkapazitäten mitnutzen können.
Drittens:
Die Erfahrungen der Vergangenheit geben wenig Anlass, in Fragen des Klimaschutzes auf internationale oder auch nur auf innereuropäische Absprachen zu hoffen. Soviel Regierungen es gibt, soviele Meinungen und soviele Eigeninteressen müssen berücksichtigt werden und das Ergebnis kann immer nur eine "Einigung auf das Tempo des langsamsten Schiffs im Geleitzug" sein. Solche wichtigen Projekte sollten deshalb so geplant werden, dass sie auch dann zum Erfolg führen, wenn die erhofften Partner sich nur verzögert oder überhaupt nicht beteiligen. Dass so etwas möglich ist, hat Deutschland mit dem erfolgreichen Alleingang beim Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG 2000 und EEG 2004) gezeigt, der zum weltweiten Ausbau der Massenproduktion insbesondere von Solarstromanlagen und deren unerwarteter Verbilligung geführt hat. Die ersten Jahre des Erneuerbaren Energien-Gesetzes haben die Überlegenheit eines entschlossenen nationalen Vorgehens - eines Alleinganges - bewiesen. Doch ein weiterer Alleingang wird in der Roadmap nicht einmal diskutiert.
Viertens:
Die Kernaussagen der Roadmap verkürzen die Ergebnisse der zugrunde liegenden umfangreichen Studien, indem sie wichtige Einschränkungen einfach weglassen. Man kann dies z.B. erkennen, wenn man die "Kernaussagen" in den Folien des Präsentations-Workshops mit den im Internet veröffentlichten endgültigen "Kernaussagen" vergleicht. In den Folien des Workshops sind die getroffenen Vereinfachungen und die Einschränkungen unterhalb der "Kernaussagen" teilweise noch zu erkennen. In der endgültigen Fassung fehlen sie.
Wenn man die verkürzten "Kernaussagen" wörtlich nimmt, so beantworten sie die wichtige Frage nach der Dringlichkeit der Markteinführung von Stromspeichern sinngemäß etwa wie folgt: "Es besteht derzeit noch keine Notwendigkeit zur Markteinführung von Energiespeichern".
Tatsächlich wird jedoch in der vollständigen - sehr umfangreichen Studie - die erfahrungsgemäß wie alle Studien kaum noch gelesen wird - ausdrücklich darauf hingewiesen, dass sicherheitshalber (damit man einen plötzlich auftretenden Bedarf von Speichern auch decken könne) schon jetzt damit begonnen werden muss, Speicher und ihre Anwendung in den Markt einzuführen.
Die hier angesprochenen inneren Widersprüche in der Präsentation der Studie ergeben sich u.E. aus dem Spannungsverhältnis zwischen der etablierten Stromwirtschaft und den Befürwortern einer raschen Umstellung auf Erneuerbare Energien:
Jede bedarfsgerechte Stromversorgung ist auf Energiespeicher angewiesen, auch wenn dies nicht auf den ersten Blick ersichtlich ist. Hier ist nicht nur an die 15 deutschen Pumpspeicherkraftwerke zu denken. Z.B. ist jedes Kohlekraftwerk mit einem "Kohlebunker" ausgestattet. Und schließlich sei auch an die großen Erdgasspeicher erinnert, aus denen die deutschen Gaskraftwerke Monate lang versorgt werden könnten, wenn die Erdgaszufuhr aus dem Ausland unterbrochen würde. So können die deutschen konventionellen Kraftwerke Stunden oder Tage ohne Brennstoffnachschub überbrücken. Photovoltaik- und Windanlagen hingegen arbeiteten bislang zumeist ohne Energie-Zwischenspeicher.
Je länger die Photovoltaik- und Windanlagen ohne Unterstützung von Stromspeichern auskommen sollen, desto länger müssen zum Ausfüllen von Versorgungslücken fossile Kraftwerke betrieben werden. Der etablierten Stromwirtschaft ist das nicht unlieb. Ihr Interesse ist darauf gerichtet, den Bau geeigneter Energiespeicher für Solar- und Windanlagen so lange hinauszuzögern wie möglich. Die Kernaussagen der Roadmap Speicher in ihrer verkürzten Form unterstützen sie dabei argumentativ. Vor sinnentstellenden Auslassungen schrecken sie dabei nicht zurück. Wir werden einige dieser Auslassungen und Fehlaussagen weiter unten detailliert ansprechen.
Kritik des SFV an einzelnen Kernaussagen
Roadmap Speicher - Kurzzusammenfassung Fraunhofer IWES, IAEW, RWTH Aachen, Stiftung Umweltenergierecht
Die zentralen Ergebnisse zum zukünftigen Speicherbedarf für erneuerbare Energien des vorliegenden Forschungsprojekts Roadmap Speicher sind in den folgenden Kernaussagen zusammengefasst:
Zur Erreichung der Ziele der Energiewende spielt Flexibilität im Stromversorgungssystem zukünftig eine zentrale Rolle. Diese kann durch Netzausbau und den europäischen Strommarkt sowie durch Lastmanagement, flexible Biogasanlagen, Kraft-Wärme-Kopplung und Power-to-Heat zu großen Teilen gedeckt werden.
Kommentar des SFV zu Kernaussage 1):
Kernaussage 1 der Roadmap lenkt die Aufmerksamkeit auf die sogenannten "Flexibilitäten".
In Kernaussage 1 werden die wichtigsten Flexibilitäten aufgezählt, wobei Kraft-Wärme-Kopplung und Power to Heat konsequenter Weise nur dann mitgezählt werden dürfen, wenn sie mit Primärenergie aus EE-Überschussenergien also mit EE-Methan oder EE-Methanol oder EE-Wasserstoff betrieben werden. In diesem Fall handelt es sich dann aber um echte Energiespeicher, für die der Ausdruck "Flexibilität" leicht gekünstelt und hergesucht erscheint.
Flexible Biogasanlagen können u.E. wegen der bekannten Einwände gegen die CO2 emittierende Biomasse Nutzung nicht als Beitrag zum Klimaschutz angesehen werden.
Bei den übrig bleibenden Flexibilitäten lässt sich am konkreten Beispiel einer windstillen Nacht leicht zeigen, dass keine von ihnen den Einsatz von Speichern ersetzen kann:
- Netzausbau kann in windstillen Nächten weder Solarstrom noch Windstrom herbeischaffen. Es sei denn, die südeuropäischen Länder hätten Solarturmkraftwerke oder Spiegelrinnenkraftwerke mit überdimensionierten Wärmespeichern in so großer Zahl erstellt, dass sie nicht nur sich selber, sondern auch noch Deutschland, Norwegen, Schweden, Finnland, Dänemark, Belgien, Niederlande, Frankreich, Polen, und die Tschechei mit überschüssigem Solarstrom versorgen könnten.
- Am europäischen Strommarkt gibt es derzeit im Wesentlichen nur fossilen Strom aus Polen und Atomstrom aus Frankreich. Solarstrom aus den Nachbarländern ist nicht zu erwarten, weil es nachts auch in Frankreich, Österreich und Polen dunkel ist. Und an Windstrom haben in windstillen Nächten die Nachbarländer Deutschlands keinen Überschuss, den sie abgeben könnten.
- Lastmanagement würde bedeuten, dass die produzierende Wirtschaft und der elektrische Schienenverkehr sowie Kaufhäuser, Theater usw. an windstillen Abenden sowie nachts den Betrieb einstellen müssten.
- Ergebnis: Fehlanzeige! In windstillen oder windarmen Nächten können die verbleibenden genannten "Flexibilitäten" eine Stromversorgung nicht aufrecht erhalten. Da windstille Nächte häufig vorkommen, genügt dieses Beispiel bereits zum Nachweis, dass Transportnetzausbau, europäischer Strommarkt und Lastmanagement keine ununterbrochene Stromversorgung mit Erneuerbaren Energien garantieren können.
Bis zu einem EE-Anteil von ca. 60% ist der Ausbau von Stromspeichern keine Voraussetzung für den weiteren Ausbau von Windenergie- und PV-Anlagen, wenn eine Abregelung geringer Mengen von Erzeugungsspitzen akzeptiert wird.
Kommentar des SFV zu Kernaussage 2)
Kernaussage 2 stellt einen Idealfall dar, verschweigt jedoch zwei Voraussetzungen dafür. Kernaussage 2 geht davon aus, dass ein Teil der Solarleistung aus den südlichen Ländern mit CSP-Anlagen erfolgt, die mit großen Wärmespeichern ausgestattet sind. Außerdem müssen zunächst die Solar- und Windanlagen sämtliche Systemdienstleistungen der konventionellen Kraftwerke übernehmen können. Dazu benötigen sie gespeicherte Energie aus Pufferspeichern. Das ist zwar möglich, aber es muss gezielt in Angriff genommen werden. Andernfalls ist auch bei Solar- und Windüberschuss eine vollständige Abregelung von mit Synchrongeneratoren versehenen Großkraftwerken nicht möglich, weil diese dann zu Recht als "Must-Run-Kraftwerke" weiterlaufen müssen.
Nehmen wir einmal an, Solar- und Windanlagen könnten die Systemdienstleistungen der Großkraftwerke übernehmen.Diese Aufgabe kann im nationalen Rahmen erfüllt werden. Nehmen wir weiter an, dass nur eine geringe Zahl von CSP-Anlagen in Südeuropa zur Verfügung steht (Deutschland hat darauf leider keinen Einfluss). Eine einfache Überschlagsrechnung zeigt dann, was hier unter "geringer Menge von Erzeugungsspitzen" zu verstehen ist. Der jährliche Strombedarf der Bundesrepublik liegt bei deutlich über 600 Terawattstunden (TWh). Die Studie geht zwar davon aus, dass der Verbrauch deutlich gesenkt werden könne, bleibt aber eine überzeugende Begründung schuldig. Wir gehen also von 600 TWh aus. Ein EE-Anteil von 60% sind 360 TWh. Davon könnten 60% aus Windenergie, 20% aus Biomasse, Wasserkraft und Geothermie, sowie 20% aus Solarenergie stammen. 20 Prozent davon für die Sonnenenergie sind 72 TWh. Um 72 TWh zu erzeugen, sind Solaranlagen von 72 GW erforderlich. An sonnigen Tagen erzeugen sie um die Mittagszeit rund 60 GW.
Bei Windstrom sieht die Rechnung ähnlich aus. Windanlagen sollen etwa 60 Prozent der 360 Terawattstunden decken. Das sind 216 Terawattstunden. Zu deren Erzeugung sind Windanlagen von grob gerechnet 60 Gigawatt (GW) erforderlich. An windigen Tagen bringen diese bundesweit rund 48 GW.
60 GW Solarleistung plus 48 GW Windleistung ergeben 108 GW EE-Stromleistung. Nicht abregelbare Wasserkraft, Geothermie und Biomasse bringen vielleicht noch 2 GW dazu. Das macht 110 GW EE-Leistung.
Im Sommer liegt der Stromspitzenbedarf bei einer Größenordnung von 40 bis 70 GW. Das bedeutet, dass grob gerechnet an sonnig-windigen Tagen um die Mittagszeit bis zu 40 GW abgeregelt werden müssen, wenn in den Nachbarländern Deutschlands ähnliche Wetterbedingungen herrschen und keine Speicher zur Verfügung stehen. Das entspricht der Leistung von 40 Atomkraftwerksblöcken! Da die Lastkurve des Strombedarfs und die Leistungskurve der Solarleistung um die Mittagszeit nahezu parallel verlaufen, wird sich das Leistungsüberangebot über zwei, drei Stunden langsam aufbauen und sich nur langsam wieder abbauen. Mehrmals im Jahr geht bei solchen Abregelungen Sonnen- oder Windenergie in der Größenordnung von 100.000 MWh verloren. Hier von einer Abregelung "geringer Mengen von Erzeugungsspitzen" zu sprechen, erweckt den Eindruck, als könne man mit dieser Energiemenge nichts Vernünftiges anfangen.
Wichtig: Es wird die Gelegenheit versäumt, mit der Speicherung dieser kostenlos zur Verfügung stehenden Energiemengen die ersten Speichererfahrungen für die Energiewende zu sammeln.
Auch bei hohen EE-Anteilen an der Stromerzeugung (ca. 90% in Deutschland und über 80% in Europa) kann bei Flexibilisierung von Erzeugung und Nachfrage der notwendige Ausgleich weitgehend ohne zusätzliche Stromspeicher geschafft werden. Dabei ist der Anteil abgeregelter EE-Erzeugung mit ca. 1% gering.
Kommentar des SFV zu Kernaussage 3):
Bereits im vorstehenden Kommentar zu Kernaussage 2 wurde festgestellt, dass schon bei 60% der Stromerzeugung aus EE mehrfach im Jahr hohe Leistungen über mehrere Stunden hinweg abgeregelt werden müssen. Bei noch höheren EE-Anteilen werden die Verhältnisse nicht günstiger. Die gleiche Berechnung würde hier auf etwa 100 GW abzuregelnde EE-Leistung kommen.
Dabei wurde von uns eine vollständige Flexibilisierung der Erzeugung angenommen; d.h. wir sind bereits im Sinne der Roadmap davon ausgegangen, dass im Überschussfall sämtliche Biomasse-, und Geothermiekraftwerke, sowie die Hälfte der Wasserkraftwerke ihre Stromproduktion über einige Stunden einstellen würden.
Sollte es in diesem Szenario zukünftig zu einer fehlenden Flexibilisierung der Nachfrage kommen, wird sich ein Bedarf für Stromspeicher mit einem sehr kurzfristigen Zeitbereich ergeben. Bei einem hohen Anteil von PV- und Windenergieanlagen werden ebenfalls zusätzliche Tagesspeicher zur Bereitstellung von Flexibilität benötigt.
Dabei ist der Bedarf im Vergleich zur EE-Erzeugungsleistung niedrig und stellt gegenüber der alternativen Stromerzeugung aus Biomasse, Geothermie oder CSP-Anlagen keinen ausschlaggebenden Kostenfaktor dar.
Kommentar des SFV zur Kernaussage 4)
Kernaussage 4 befasst sich mit der Frage, was wohl geschehen müsse, wenn die Nachfrage nicht in der erhofften Weise den Schwankungen des EE-Stromangebots folgt. Diese Frage stellen bedeutet dann allerdings auch, sich auf den Worst Case einstellen zu müssen (eine Forderung, die der Solarenergie-Förderverein Deutschland bereits seit Jahren stellt). Für diesen Fall wird von der Roadmap des BMWi in Übereinstimmung mit dem SFV ein Bedarf an Tagesspeichern prognostiziert. Die Übereinstimmung besteht allerdings nur in der Tatsache eines Bedarfs, nicht aber unbedingt in seiner Höhe. Siehe dazu unseren Stromspeicher-Beitrag vom 08.11.2011. Die Ausdrucksweise - Bereitstellung von Flexibilität - ist ungewöhnlich, meint aber wohl konkret die Bereitstellung von Speicherkapazität.
Erfreulich ist auch die Aussage, dass die notwendigen Tagesspeicher für Wind- und Solaranlagen gegenüber der alternativen Stromerzeugung aus Biomasse, Geothermie oder CSP-Anlagen (Concentrated Solar Power - z.B. Solarturmkraftwerk) keinen ausschlaggebenden Kostenfaktor darstellen. Hier wird endlich mit dem Vorurteil aufgeräumt, dass Speicher zu teuer seien. Allerdings fehlt der Hinweis für die Politik, dass die Betreiber, von denen der Einbau solcher Speicher erwartet wird, dafür auch einen lohnenden finanziellen Anreiz benötigen.
Der Ausbau des Übertragungsnetzes ist in einem angemessenem Umfang erforderlich, um die Ziele der Energiewende zu erreichen. Anderenfalls kann es zu großen Engpässen im Übertragungsnetz innerhalb von Deutschland kommen, wodurch mögliche Einspeisungen von Erzeugungsanlagen auf Basis dargebotsabhängiger Ressourcen eingeschränkt werden.
Kommentar des SFV zu Kernaussage 5)
Ein gewisser Ausbau des Übertragungsnetzes wird in Kernaussage 5 damit begründet, dass man andernfalls dargebotsabhängige EE-Einspeisungen einschränken müsse. Übertragungsnetze können allerdings nur dann eine uneingeschränkte Einspeisung ermöglichen, wenn sie Regionen miteinander verbinden, in denen regelmäßig oder abwechselnd einerseits EE-Überschüsse und andererseits EE-Mangel vorliegen.
Der Fall, dass in allen (oder den meisten) miteinander verbundenen Regionen gleichzeitig EE-Überschuss und zu anderen Zeiten gleichzeitig EE-Mangel vorkommt, ist bei diesen Roadmap-Überlegungen anscheinend nicht berücksichtigt, doch kommt er in der Praxis durchaus vor. Zwischen Polen und Portugal gibt es nur eine Tageszeitverschiebung von zwei Stunden. In beiden Ländern ist es fast genau um die gleiche Zeit dunkel oder hell. Tagsüber zwischen 10 und 14 Uhr gibt es bei Hochdruckwetterlagen überall Solar-Mittagsspitzen, die beim Fehlen von Speichern abgeregelt werden müssen. Auch das perfekteste Fernübertragungsnetz kann diesen gleichzeitigen Leistungsüberschuss nirgendwohin abführen, könnte die Notwendigkeit der Abregelung also nicht verhindern. Nur eine Glättung der dargebotsabhängigen Einspeisungen mit Hilfe von Tagesspeichern - wie in Kernaussage 4 angedeutet - könnte den Netzausbau überflüssig machen. Aus Kernaussage 5 lässt sich somit NICHT entnehmen, dass eine Entscheidung zwischen Einführung von Tagesspeichern oder einem angemessenen Übertragungsnetzausbau getroffen werden muss. Es zeigt sich vielmehr, dass Abregelung von EE-Anlagen nur durch den Bau von Tagesspeichern vermieden werden kann.
Der netzdienliche Einsatz von Stromspeichern kann bei einem verzögerten Netzausbau Nutzen im Engpassmanagement bringen. Aufgrund der zeitlichen und räumlichen Entkopplung von Ein- und Ausspeicherung weisen Power-to-Gas-Anlagen hierbei den größten Nutzen auf, dem jedoch höhere Investitionskosten gegenüberstehen. Bei einem abgeschlossenen Netzausbau werden diese netzdienlichen Stromspeicher jedoch für diese Funktion nicht mehr benötigt.
Kommentar des SFV zu Kernaussage 6
Hier geht es um "netzdienliche" Stromspeicher. Gemeint sind offenbar Power to Gas-Anlagen, die den Energieüberschuss einer Region in Form von synthetisch erzeugtem Methan in das Gasnetz einspeisen und ihn über die bestehenden Gasleitungen in andere Regionen abgeben sollen, in denen EE-Mangel herrscht.
Auf diese Transportfunktion der Power to Gas Anlagen könnte man in der Tat verzichten, wenn das Fernübertragungsnetz weiter ausgebaut würde.
Was hier jedoch übersehen wurde, ist eine viel wichtigere Eigenschaft der Power to Gas Anlagen, nämlich ihre gewaltige Speicherkapazität. Power to Gas und insbesondere Power to Liquid (EE-Methanol) haben die höchsten Energiedichten der großtechnisch einsetzbaren Stromspeicher und können deshalb die Basis einer strategischen Energiereserve bilden, die das Überstehen einer mehrwöchigen europaweiten Solar- und Windflaute ermöglicht.
Da Power to Gas oder Power to Liquid aus diesem Grund ohnehin als strategische Reserve für die Umstellung auf Erneuerbare Energien vorgesehen werden müssen, können sie auch die hier erwähnte Transportfunktion mit übernehmen, so dass auf den Ausbau des Fernübertragungsnetzes verzichtet werden kann.
Zukünftig werden die Anforderungen an die Bereitstellung von Systemdienstleistungen im Energieversorgungssystem steigen. Speicher können hierzu neben anderen Technologien einen nennenswerten Beitrag leisten.
SFV-Kommentar zu Kernaussage 7)
Kernaussage 7 ist zuzustimmen!
Eine wichtige Voraussetzung für die zukünftige Wirtschaftlichkeit der Stromspeicher ist die Kostendegression. Hierzu sind konkrete Strategien und Maßnahmen zur Einführung der Technologien gegebenenfalls durch eine politische Begleitung zu schaffen.
SFV-Kommentar zu Kernaussage 8
Hier fehlt ein Hinweis auf den Zeitbedarf, bzw. auf die bekannten Lernkurven, die notwendigerweise durchlaufen werden müssen. Die Kostendegression hängt von der kumulierten Menge der bisher produzierten Stückzahlen ab. Diese Entwicklung braucht Zeit - und deshalb darf sie nicht immer weiter hinausgeschoben, sondern muss endlich begonnen werden. Nur der Einstieg in die Massenproduktion schafft die Voraussetzung für eine Verminderung der Produktionskosten. Das Beispiel der Automobilentwicklung zeigt deutlich, dass vom ersten Ford T-Modell bis zur heutigen Familienkutsche nicht nur der Preis heruntergegangen ist, sondern gleichzeitig auch die Leistungsfähigkeit des Produkts in unerwarteter Weise zugenommen hat.
Da jede Speicherung mit Kosten und zum Teil sehr hohen Wirkungsgradverlusten verbunden ist, ist eine direkte Nutzung des Stroms einer Zwischenspeicherung sowohl ökonomisch als auch klimapolitisch vorzuziehen. Speicherung im Vergleich zu alternativen Lösungen ist dann sinnvoll, wenn nur mit einer Speicherung die Ziele erreicht werden können oder die mit der Speicherung verbundenen Vorteile die zusätzlichen Kosten zumindest aufwiegen.
SFV-Kommentar zu Kernaussage 9
Wenn eine direkte Nutzung des Stroms ohne Speicherung möglich ist, ist sie selbstverständlich vorzuziehen. Wenn die Alternativen zur Speicherung allerdings darin bestehen, auf den Bau einer großen Menge von CSP-Anlagen in südeuropäischen Ländern zu hoffen, oder auf den Bau von Hunderttausenden von Windrädern in Ländern, die sich bisher noch wenig für eine Umstellung der Energieversorgung einsetzen, dann sind sie u.E. zu unsicher.
Ungünstige Regelungen und rechtliche Unsicherheiten wirken sich auf die Investitionsentscheidung in Stromspeichern aus. Dies betrifft die Planungs- und Genehmigungsphase ebenso wie die spätere Betriebsphase. Der Rechtsrahmen für Stromspeicher stellt sich als teilweise inkonsistent dar und ist angesichts der bestehenden tatsächlichen Unsicherheiten beim künftigen Stromspeicherbedarf weniger von einem gesetzgeberischen Gesamtkonzept geprägt, als vielmehr von einer Vielzahl punktueller Regelungen.
Die genehmigungsrechtliche Situation für Stromspeicher hängt stark von der jeweiligen Technologie ab und zeigt sich etwa bei Pumpspeicherkraftwerken als durchaus problematisch.
SFV-Kommentar zu Kernaussagen 10 und 11
Ein Blick in die zu Grunde liegenden Studien zeigt, dass die hier geäußerten Bedenken sich ausschließlich auf Pumpspeicherkraftwerke beziehen. Bei Batteriespeichern und Speichern nach dem Power to Gas oder Power to Liquid Verfahren gibt es solche Bedenken nicht.
Nach Erkenntnissen des SFV wird sich voraussichtlich für Kurzfrist- insbesondere für Pufferspeicher eine Technik aufladbarer Batterien durchsetzen. Für Langfristspeicher gehen wir von Power to Liquid aus. Mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit kommt der Pumpspeicherrtechnik wegen ihres ungeheuren Platzbedarfs und fehlender geomorphologischer Gegebenheiten keine weitere Zukunft zu.
Die Kosten- und Abgabensituation für Stromspeicher ist im regulatorischen, rechtlichen sowie marktlichen Rahmen teilweise uneinheitlich und im Detail bisweilen umstritten. Der Gesetzgeber hat jedoch bereits etliche Privilegierungen für Speicher geschaffen.
SFV-Kommentar zu Kernaussage 12
Entscheidend ist die Frage, wem die genannten Privilegierungen zu Gute kommen.
- Eine Privilegierung der Betreiber von Speichern, die für die Zusammenarbeit mit Grundlastkraftwerken errichtet wurden (wie z.B. Pumpspeicherkraftwerke) wäre kontraproduktiv.
- Eine Privilegierung von PV-Betreibern, die ihren Eigenverbrauch steigern wollen, wäre ebenfalls kontraproduktiv. Notwendig wäre hingegen eine Privilegierung von Wind- und Solaranlagenbetreibern, die ihre Netzeinspeisung glätten wollen.
- Sinnvoll wäre eine Privilegierung von Betrieben (z.B. auch von Stadtwerken), die aus Solar- oder Windstromüberschüssen EE-Methanol herstellen (Power to Liquid).
- Flankierend zur Unterstützung von EE-Methanol- oder EE-Methan-Herstellung mit Überschussstrom regt der SFV an, dass Strom am Spotmarkt zu negativen Strompreisen nur noch von Betrieben gekauft werden darf, die eine Bescheinigung darüber vorlegen, dass sie diese überschüssige elektrische Energie ausschließlich zur Schaffung einer strategischen Reserve verwenden. So könnte vermieden werden, dass negative Strompreise zur absichtlichen "Vernichtung" elektrischer Energie führen (Beispiele: Antrieb von Kühlwasserpumpen stillgelegter Kraftwerke, gleichzeitiges Kühlen und Lüften von Kühlhäusern, elektrisches Beheizen von Weichen im Sommer usw.)
Bei der Ausgestaltung einer finanziellen Förderung von Speichern sind zur Verhinderung von Wettbewerbsverzerrungen insbesondere das europäische Beihilferecht und ggf. die neuen Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien zu beachten sowie daneben auch gewisse verfassungsrechtliche Grenzen einzuhalten
Kein SFV-Kommentar
Das sind Selbstverständlichkeiten
Eine Speicherförderung nach dem Vorbild des EEG durch Gewährung bestimmter Vergütungssätze und/oder Prämien ist nicht geeignet. Es entstünden Fehlanreize, unabhängig von der energiewirtschaftlichen Sinnhaftigkeit möglichst viel Strom zwischenzuspeichern. Ein Speichergesetz wird im jetzigen Stadium nicht empfohlen. Es braucht angesichts der tatsächlichen Ungewissheiten lernfähiges Recht, das eine gewisse Flexibilität in verschiedenen Entwicklungspfaden erlaubt und eine Erprobung ermöglicht.
SFV-Kommentar zu Kernaussage 14
Hier wird nur gesagt, was für eine Art von Speicherförderung nicht geeignet ist. Warum wird hier kein Vorschlag gemacht, wie eine sinnvolle Speicherförderung aussehen könnte? Der SFV schlägt bereits seit dem 8.11.2011 vor, das Bereithalten von Stromspeichern bis zu einer bestimmten Kapazität durch eine Bereitstellungsvergütung zu erstatten und dem Betreiber lediglich vorzuschreiben, dass er die Einspeisung von Solar- oder Windstrom durch Pufferung glättet. Details dazu finden sich hier.
SFV-Kommentar zu einer fehlenden "Kernaussage"
Wir vermissen unter den "Kernaussagen" einen Hinweis auf das größte Flexibilitäts-Hindernis: die mangelnde Abregelbarkeit der Grundlastkraftwerke. Die "Roadmap Speicher" disqualifiziert ihre wissenschaftliche Seriosität durch diese Auslassung in der verkürzenden Kurzfassung.