»Immer in Verbindung mit der Endanwendung«

Foto: »Speicher werden immer mit dem System, in das sie eingebettet sind, interagieren«, erklärt Michael Weinhold. Foto: »Speicher werden immer mit dem System, in das sie eingebettet sind, interagieren«, erklärt Michael Weinhold.

Verschiedenste Speichertechnologien beflügeln derzeit die Fantasien im Umbau der Energiesysteme. Erfolgreich werden jene Lösungen sein, die auf die Anwendungen abgestimmt sind, ist Michael Weinhold, CTO Energy Management Division, Siemens, im Gespräch mit dem Energie Report überzeugt.

Report: Die Speicherfrage ist derzeit das Missing Link auf vielen Ebenen der Energiewende – im Gebäudebereich, auf der Straße und in den Netzen. Werden wir in Zukunft einen Mix an Speichertechnologien sehen?

Weinhold: Hier gilt es, stets systemisch zu denken. Was ist für ein gegebenes Energiesystem sinnvoll? Das Thema Speicher ist immer in Verbindung mit der Endanwendung zu sehen. Natürlich ist die direkte Anwendung aus einer Erzeugung verlustfrei und am vorteilhaftesten. Aufgrund des Ungleichgewichts von Erzeugung und Last gibt es aber eben auch eine Notwendigkeit zur Pufferung.

Stromspeicher ermöglichen es mittels »Power-to-Power«, Strom für eine Anwendung bereitzustellen. Wärmespeicher wiederum können Wärmelasten bedienen – in einem Fernwärmenetz oder für eine lokale Anwendung. So können Gebäude etwa auch über eine Betonkernaktivierung vorgekühlt oder vorgeheizt werden. Generell ist Wasser ein prinzipiell guter Energiespeicher: 1 m³ Wasser um 50 Grad erwärmt, speichert 50 bis 60 kWh. Ein neuartiger Wärmespeicher von Siemens Gamesa in Hamburg wiederum nutzt Vulkangestein, das auf Temperaturen von bis 750 Grad erhitzt wird.

Report: Die Speicherkomponente fehlt allerorts in den Netzen, seien es netzdienliche Lösungen oder lokale Puffer bei Erzeugungsanlagen.

Weinhold: Ja und nein. Geografisch begünstigte Länder wie Österreich haben seit vielen Jahrzehnten mit Pumpspeicherkraftwerken hervorragende Speichertechnik zum Einlagern und für die Erzeugung von Strom. Zur Speicherung von 1 kWh muss eine Tonne Wasser 400 Meter hoch transportiert werden. Pumpspeicherkraftwerke sind mit rund 80 % Gesamtwirkungsgrad sehr effizient und sie sind sehr dynamisch und flexibel, um Regelleistung für ein Energiesystem anbieten.

Dann sehen wir seit einigen Jahren verstärkt Batteriespeichersysteme in der Bandbreite von Kilowattbereich bis zu Lösungen für mehrere hundert Megawatt. Zweck und Anwendung von Batteriespeichern können sehr unterschiedlich sein – vom Puffer zuhause für die PV-Anlage am Dach über die Einbringung in Schwarmsysteme für die Bereitstellung von Regelenergie, als USV zur Verbesserung der Versorgungsqualität. Ob dies vielleicht auch ein Gewerbespeicher oder Campusspeicher ist – er wird immer mit dem System, in das der eingebettet ist, interagieren.

Im Fall des Wärmespeichers mit heißen Steinen an einem Kraftwerksstandort können wir aus der eingelagerten Energie über deutlich längere Zeiträume hohe Leistungen für eine existierende Dampfturbinen-Infrastruktur nutzen.

Report: Das würde auch nachhaltige großtechnische Lösungen für die Sektorkopplung an bestehenden Kraftwerks­standorten interessant machen.

Weinhold: Das bringt auch Wasserstoff ins Spiel, über den wir noch gar nicht gesprochen haben. Mittels »Power-to-Gas« über Erneuerbare gewonnener grüner Wasserstoff lässt sich nicht nur für die chemische und energieintensive Industrie oder als Kraftstoff verwenden, sondern beigemischt bereits beim Betrieb heutiger Gasturbinen. Wir haben alle unsere Turbinen durchgemessen und wissen, dass diese bereits sehr viel wasserstoffhaltiges Erdgas verbrennen können.

Report: Wo werden wir Wasserstoffanwendungen zuerst en gros sehen – in der Industrie?

Weinhold: Derzeit sind es stets alle drei Anwendungsbereiche – Industrie, Mobilität und Rückverstromung –, die im Markt gleichermaßen genannt werden. Auch jene 33 TWh Jahresbedarf des größten stahlverarbeitenden Industrieunternehmens in Österreich können theoretisch auf grünen Wasserstoff umgestellt werden. Man würde dies sinnvollerweise nicht am selben Fleck machen, sondern über einen Netzausbau in die Fläche verteilen.

Report: Sollte Wasserstoff idealerweise nicht eher lokal produziert werden – an dem Ort, an dem er auch genutzt wird –, um längere Transportwege zu vermeiden?

Weinhold: Nun, das ist nicht immer möglich und sinnvoll. Wir diskutieren mit unseren Kunden auch Szenarien, wo Wasserstoff an sehr weit entfernten wind- oder solarkraftstarken Gegenden erzeugt wird und dann zu dem Ort transportiert wird, wo dieser vielleicht mit Kohlenstoff zu einem kohlenwasserstoffbasierten Treibstoff produziert wird. Auf der ganzen Weltkarte wird das überlegt – auch in Australien oder in Südamerika.

Report: Womit werden mit der Photovoltaik die Klimaziele eher erreicht werden können – mit Großanlagen oder kleinteiligen Strukturen?

Weinhold: Wir sehen beides. Es gibt immer mehr eingebettete Photovoltaik auch in Fassaden und auch im innerstädtischen Bereich nehmen PV-Anlagen zu. Eine 10 kWp starke PV-Anlage auf 60 m² Dachfläche erzeugt in Österreich jährlich in etwa 10.000 kWh. Bei einem halbwegs effizienten Haus ist das für den Bedarf ausreichend und Sie könnten damit auch ein Stück weit ein Elektroauto versorgen.

Allerdings sind Sie damit nur übers Jahr gesehen relativ autark. Am anderen Ende dieser Skala haben wir gerade eine Industriehalle in Berlin errichtet, in der Hochleistungsschalter gefertigt werden. Mit PV auf dem Dach würden wir nur 5 % unseres Bedarfs an elektrischer Energie erzeugen. Damit haben wir Endkundengruppen, die bilanziell relativ viel mit Eigenerzeugung hebeln können, aber immer noch auf das umliegende System angewiesen sind. Bei anderen bringt es nicht viel – es wird aber dennoch passieren. Nehmen Sie Supermärkte her, die eine direkte Korrelation zwischen PV-Erzeugung und Last haben.

Report: Letztlich ist es also immer eine Frage der Sichtweise – die Veränderung in Kleinen kann auch nicht ohne Umwälzungen im Großen funktionieren.

Weinhold: Beides steigt: Die Bedeutung der Übertragungs- und Verteilnetze ebenso wie die Notwendigkeit der Flexibilität auf der Last- beziehungsweise der Erzeugungsseite. Das Gefüge in den Städten verändert sich rasant: Um beispielsweise Nürnberg herum gibt es derzeit mehr installierte Erneuerbare als Spitzenlast innerhalb des Stadtgebiets. Da kann es dann passieren, dass bei strahlendem Wetter die Solarkraftwerke im Umland der Stadt in die Hochspannungsebene einspeisen, da es zu wenig Last im Versorgungsgebiet des Verteilernetzbetreibers gibt.

Auch 6 GW Offshore-Windenergie in Deutschland müssen an wenigen einzelnen Punkten wie beispielsweise Emden ins Stromnetz verteilt werden. Hier braucht es natürlich einen entsprechenden Datenaustausch in den Netzen. Moderne Schutzgeräte liefern bereits Daten zu Phasen und Phasenverschiebungen, um auch frühzeitig Stabilitätsprobleme im Netz erkennen zu können. Hier schlägt die Digitalisierung im positiven Sinne zu. Wir haben immer mehr Sensorik – auch Autos beispielsweise sind Sensoren, die dem Netzbetreiber und auch netzübergreifend Daten zum lokalen Energiewetter liefern können.

Wir sehen weltweit massive Veränderungen in den Energiesystemen. Das Emirat Dubai zum Beispiel hat keine eigenen Vorkommen Fossiler oder Wind im eigenen Land und setzt als Konsequenz in seiner wohldurchdachten Energiestrategie massiv auf Solarkraft. Aktuell baut man an einer 800-MW-starken PV-Anlage rund 50 km außerhalb von Dubai City in der Wüste.

Last modified onDienstag, 07 Januar 2020 13:10
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