Das Stromnetz speichert keine Energie, brachten es mehrere Teilnehmer auf den Punkt. Umso wichtiger sind vernetzte Stromspeicher für die Energieversorgung und damit für die Versorgungssicherheit, den Ausgleich von Spannungsspitzen und die Angebotsschwankungen. „Entwicklungspotenziale, Anwendungen und Wirtschaftlichkeit von stationären Batteriespeichern in der Energieversorgung“ stellte deshalb ein Cluster-Forum an der Hochschule Landshut (14. Juni 2016) in den Mittelpunkt.
Organisiert vom Cluster Energietechnik (Bayern Innovativ GmbH) in Kooperation mit dem Technologiezentrum Energie der Hochschule Landshut (TZE, Ruhstorf a.d. Rott) trafen sich 130 Experten, um über Möglichkeiten der Energiespeicherung und das zukünftige Energienetz zu diskutieren. Denn vor dem Hintergrund der Energiewende benötigt das System zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit Speichermöglichkeiten. Dabei stehen Batteriespeicher in Lösungskonkurrenz zu anderen Flexibilisierungsoptionen wie Netzausbau, chemischer Speicherung und Power-to-Heat, wie Torsten Urban, Projektleiter Cluster Energietechnik (Bayern Innovativ GmbH, Nürnberg) den Hintergrund der Veranstaltung erläuterte. In seiner Begrüßung betonte Hochschulpräsident Prof. Dr. Stoffel den hohen Stellenwert, den die Themen Energiespeicher und –Netze einnähmen. Das Thema Energie ist für die Strategie der Hochschule Landshut von großer Bedeutung, was sich im eigenen Forschungsschwerpunkt Energie und dem Technologiezentrum Energie widerspiegeln.
Neben der Sicherstellung der Versorgung spiele besonders das Thema Leistungsreserve bei der Umstellung auf regenerative Energien eine wichtige Rolle. Und hier seien Energiespeicher die Grundlage, wie Prof. Dr. Karl-Heinz Pettinger (Technologiezentrum Energie der Hochschule Landshut) in seinem Vortrag ausführte. Er gab einen Überblick über verschiedene Speicher- und Batterietechnologien und betonte dabei den Einfluss der Häufigkeit der Entladung einer Batterie: „Kaufen sie sich lieber einen kleinen Speicher, laden und entladen sie in häufig, so sind sie schneller in der Rentabilität“ empfiehlt er.
Bei der Speicherung von großen Strommengen sieht er für Pumpspeicher keine weiteren Optionen, da die Ressourcen geografisch oder politisch bedingt bereits ausgeschöpft seien. Zur Speicherung großer Energiemengen spricht er Redox Flow Systemen ein hohes Zukunftspotenzial zu, der Wirkungsgrad dieses chemischen Energiespeichers liege bei bis zu 80 Prozent. Auch am TZE werde in Kürze zu Forschungszwecken ein solches Redox Flow System aufgebaut und dem interessierten Anwender zugänglich gemacht. Erste Erfahrungen mit einem solchen Batteriespeicher stellte Sebastian Aschenbrenner (Lechwerke Verteilnetz GmbH, Augsburg) vor und ist aufgrund eines einjährigen Testbetriebs überzeugt, diese Speicherart könne sowohl netzdienlich als auch rentabel betrieben werden.
Mit dem Mehrwert von Energiespeichern bis zum Jahr 2030 befasste sich Christoph Pellinger (Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. München) in seinem Vortrag. Grundsätzlich müsse die Bewertung der Energiewirtschaft aus Sicht des energiepolitischen Zieldreiecks mit den Faktoren Versorgungssicherheit, Umweltverträglichkeit und Wirtschaftlichkeit erfolgen. Für ihn verspricht Power to Heat, die Umwandlung von Strom in Wärme, gerade in Fernwärmesysteme und für die Lastflexibilisierung in der Industrie auf der Übertragungsnetzebene den größten Mehrwert.
Wie wichtig für das Gelingen der Energiewende der Netzausbau ist, betonte Miriam Hegner vom Bundesverbgand Energiespeicher BVES. Dabei seien Speicher als dezentrale Komponente zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen ein wichtiger Faktor für die Sicherstellung der Netzstabilität. Dies könne durch große Speicheranlagen oder u.a. auch durch vernetzte Hausspeicher, sog. Schwarmspeicher erfolgen. Für das Funktionieren von solch vernetzten Lösung müssten die Bedingungen schnell geklärt werden, wie Prof. Dr. Haber (Hochschule Landshut) erklärte. Neben dem eigentlichen Energienetz müsse ein Informations- und Kommunikationsnetz aufgebaut werden. Wer dieses aufbauen und betreiben soll, wer das dezentrale Speichermanagement durchführen solle und damit für Zuverlässigkeit, Sicherheit und Datenschutz im Netz sorge, sei bisher noch nicht geregelt.
Eine im Forschungsprojekt EKOSTORE entwickelte dezentrale Versorgungslösung unter Systemkombination von Batteriespeicher, Photovoltaik und Blockheizkraftwerken, stellte Prof. Dr. Tim Rödiger (TZE Hochschule Landshut) vor. Im Rahmen des Projektes wurde auch ein Simulationsmodell entwickelt, das es erlaubt, die Dimensionierung der verschiedenen Komponenten zu optimieren. Durch diese und weitere Maßnahmen ist eine Vervielfachung der Ladezyklen und damit eine deutliche Steigerung der Effektivität und Rentabilität im dezentralen Energiesystem möglich.
Viele weitere Themen rund um Batteriespeicher und Energieversorgung der Zukunft wurden aufgegriffen. Die rege Diskussion während und nach der Veranstaltung zeigte die vielfältigen Herausforderungen, die es bei der Umsetzung der Energiewende noch zu bewältigen gibt.
