Wenn mehrere Tage kaum Wind weht und dichte Wolken die Solaranlagen ausbremsen, gerät ein stark erneuerbares Stromsystem unter Druck. Solche Dunkelflauten lassen sich mit klassischen Batteriespeichern nur begrenzt überbrücken. Diese Systeme verschieben Strom meist über einige Stunden, etwa vom Mittag in den Abend. Fehlt die Einspeisung jedoch zwei oder drei Tage, reichen ihre Kapazitäten wirtschaftlich nicht aus.
Genau hier setzen Langzeitspeicher an. Sie nehmen Überschüsse aus wind- und sonnenreichen Phasen auf und geben sie über viele Stunden oder Tage wieder ab. Damit senken sie den Bedarf an fossilen Reservekraftwerken, verringern Abregelungen und stabilisieren die Preise. Für Versorger und Netzbetreiber ist das ein zentraler Baustein, wenn der Anteil von Wind- und Solarstrom weiter steigt.
Speicher von 8 bis 100 Stunden
In den Niederlanden will die Netherlands Organisation for Applied Scientific Research diese Rolle nun systematisch untersuchen. Unter dem Projektnamen "RenewaFLEXNL" arbeiten 17 Partner aus Energiewirtschaft, Netzbetrieb, Industrie und Forschung drei Jahre lang zusammen. Sie entwickeln eine nationale Strategie für Langzeitspeicher mit Entladezeiten zwischen 8 und 100 Stunden.
Parallel testen sie aber auch konkrete Anwendungen: Im Hafen von Rotterdam koppeln die Projektpartner Offshore-Wind mit industrieller Strom- und Wärmenachfrage. Im nordholländischen De Kwakel sollen Gewächshäuser gespeicherten Ökostrom nutzen, um ihre gasbetriebenen Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) schrittweise zu ersetzen.
In der ländlichen Gemeinde Altena verbinden sie wiederum erneuerbare Erzeugung mit Speichern, Ladepunkten für elektrische Lkw und einer lokalen Wärmeversorgung. Ein offenes Energiemanagementsystem soll Erzeugungsprognosen, Netzengpässe und Marktpreise zusammenführen und den Speicher so steuern, dass er sowohl dem Netz als auch dem Betreiber Nutzen bringt.
Mehrere technische Ansätze
Das Konsortium testet dabei zunächst drei niederländische Langzeitspeicherlösungen. Das Unternehmen Aquabattery nutzt ausschließlich Salzwasser als Speichermedium und funktioniert wie eine Flow-Batterie, bei der sich Leistung (kW) und Speicherkapazität (kWh) unabhängig voneinander anpassen lassen. Der Anbieter Ore Energy wiederum setzt auf ein Eisen-Luft-System mit rund 100 Stunden Entladezeit.
Ein drittes Projekt kombiniert Wärmepumpen, wasserbasierte Wärmespeicher und Natrium-Ionen-Batterien zu einem hybriden thermisch-elektrischen Speicher, der erneuerbaren Strom über längere Zeiträume sowohl als Wärme als auch als Strom bereitstellen kann. Ergänzend entsteht ein offenes Energiemanagementsystem, das Erzeugungsprognosen, Netzrestriktionen und Marktpreise integriert und Speicher netzdienlich sowie marktorientiert steuert.
Technisch verfolgen die Niederländer damit unterschiedliche Ansätze. Flow-Batterien speichern Energie in externen Tanks; wer mehr Energie speichern will, vergrößert die Tanks, die Leistungseinheit bleibt gleich. Eisen-Luft-Systeme nutzen einen reversiblen Rostprozess. Beim Entladen oxidiert Eisen, beim Laden wird es wieder reduziert. Die Materialien sind günstig und weltweit verfügbar, was die Kosten bei langen Laufzeiten senkt.
Hinzu kommen hybride Lösungen, die Strom in Wärme umwandeln. Wärmepumpen erhitzen Wasser, das in großen Speichern lagert. Bei Bedarf erzeugt das System daraus wieder Strom oder versorgt direkt ein Wärmenetz. Wo viel Prozess- oder Fernwärme gebraucht wird, kann dieser Ansatz sehr effizient sein. In Deutschland gibt es beispielsweise bereits Erfahrungen mit Eisspeichern.
Hürden in der Regulierung zu finden
Doch so überzeugend die Technik klingt, die größten Hürden liegen im Markt. Noch ist oft unklar, welchen rechtlichen Status Speicher haben. Gelten sie als Erzeuger oder als Verbraucher? Davon hängen Netzentgelte und Abgaben ab.
Zudem brauchen Investoren verlässliche Erlösmodelle. Langzeitspeicher müssen gleichzeitig an verschiedenen Märkten teilnehmen können, etwa am Energiehandel und am Regelenergiemarkt. Nur so lassen sich die hohen Anfangsinvestitionen refinanzieren. Auch der Netzanschluss auf Mittel- und Hochspannungsebene erfordert klare technische Vorgaben. Die Projektpartner wollen deshalb konkrete Vorschläge für Verträge, Tarife und Genehmigungsverfahren vorlegen.
Für Deutschland kommt das Vorhaben zur rechten Zeit. Mit wachsender Elektrifizierung von Industrie, Wärme und Verkehr steigt der Bedarf an mehrtägiger Flexibilität. Wenn Dunkelflauten häufiger auftreten und Redispatchkosten weiter zunehmen, dürfte die Frage lauten, ob auch hier eine gezielte Strategie für Langzeitspeicher nötig ist. Die Niederlande liefern nun einen Praxistest, der zeigen soll, ob 100-Stunden-Speicher vom Pilotprojekt zur festen Größe im Energiesystem werden können.
