Landvoigt Net | Das Speichermalheur Der Energiewende browse

Es sollte mittlerweile jeder Wissen: An sonnigen Tagen werden um die Mittagszeit so viel Strom eingespeist, dass es beinahe für den gesamten Energiebedarf Deutschlands reichen würde. Aber abends sinkt die PV-Produktion auf NULL und muss durch andere Quellen ersetzt werden. Zumeist wird hier von Speichern gesprochen, die die Spitzenproduktion Mittags abschöpft, um diese in der Nacht wieder einzuspeichern. Hier geht es um die Problematik des Netzbetreibers.

Das funktioniert aus vielen Gründen nicht, denn Speicher stehen eben nicht in dem Umfang zu Verfügung, sondern lediglich nur unter einem Prozent. Die Kosten und Infrastruktur für einen entsprechenden Ausbau sind immens und können nie zu einer Amortisation führen.

Hier wird untersucht, ob und wie Speicher eine Lösung für das Problem der Energiewende sein können, die durch den wetterabhängigen tageszeitlichen und jahreszeitlichen Verlauf sein können. Zunächst gehen wir von kleinen PV-Anlagen mit Speicher aus und betrachten dann die Idee, die durch die Speicherkapazität in E-Mobilen steckt zu nutzen. Schließlich werden wir uns die Lage bei den Großspeichern aktuell analysieren.

Kleine Privatanwender

Als Privatanwender sind die Vergleichskosten für die kWh, die aus dem Stromnetz bezogen werden, ungleich höher als eigene PV-Produktion, denn hier muss man immer mit Netzkosten, Streuern und Abgaben rechnen, die man ja einsparen könnte. So könnte eine Wirtschaftlichkeit für den Privatanwender eher möglich sein. Würde das nicht ein Teil des Problems abfangen, wenn viele Anlagenbesitzer von PV-Anlagen selbst für die Speicherung sorgen? Mittlerweile gibt es viele Kleinbetreiber von PV Anlagen, die über Speicherkapazitäten von 5 bis 20 kWh verfügen, viele Balkonkraftwerke und kleine Industrieunternehmen mit etwas größeren Anlagen mit Schwerpunkt Eigenbedarf.

Leider verhindern die Details genau diesen erwünschten Effekt des Ausgleichs der Produktionsschwankungen, sondern machen es nur um so schlimmer. Am praktischen Beispiel unsere Einfamilienhauses soll gezeigt werden, was in der Praxis wirklich passiert.

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Das Bild zeigt die Tagesstatistik des Speichers eines sonnenreichen Tages: Bis zum Sonnenaufgang wird der Speicher durch den Hausbedarf mit dem Ziel der Nulleinspeisung entladen. Das ist aus Netzsicht sicher nicht schlecht, aber in der Summe so gering, dass man kaum einen nennenswerten Nutzen für den Netzbetreiber ausmachen kann.

Mit dem Sonnenaufgang setzt die Solarproduktion ein, die zunächst vollständig in den Speicher fließt, bis der Speicher - hier 5,12 kWh - voll ist. Dann wird der Überschuss schlagartig ins Netz eingespeist. Das war im Bild etwa um 10:50 etwa 2 kW.

Der Netzbetreiber muss dafür Sorge tragen, dass zu jeder Sekunde das Angebot der Nachfrage entspricht. Für den Netzbetreiber wäre es kein Problem, wenn dieser Lastwechsel nur bei unserem Haus passieren würde, denn dafür ist er im Vergleich zu den gesamten Leistungsflüssen zu gering. Aber stellen wir uns vor, es gibt hier nicht nur unseren Solarspeicher, sondern zig-Tausende. Fast immer sind die Leistungsdaten so, dass die Speicher deutlich vor 12 Uhr gefüllt werden.

Zum Glück laufen die Speicher nicht alle in der selben Sekunde voll, aber wir haben im Laufe einer Stunde wohl den Großteils dieses Effektes. Das heißt, die Flanke, an der der zusätzliche PV-Strom ausgeregelt werden muss, ist sehr steil - viel steiler, als es durch den Sonnenlauf alleine bedingt war. Und das stellt für die Netzbetreiber ein wachsendes Problem dar.

Ein Sicht aus der Steuerung der Solaranlage macht dies deutlich:

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Man erkennt, wie viel plötzlich vom Netzbetreiber verwertet werden muss. Nach etwa 2 Stunden werden rund 7 kW eingespeist ... und das muss dann alles ausgeglichen werden.

Die Befürworter von Speichern als Problemlösung für das Netzproblem haben sich das wohl anders vorgestellt. Sie dachten, dass die Leistungsspitze ab 11:00 bis 14:00 wohl gekappt wird, die dann in den Speicher fließt.

Hersteller und Privatanwender

Der Hersteller von Speicherlösungen könnte hierfür Einstellmöglichkeiten schaffen, die das Problem behandeln könnten. Z.B. dass erst ab einer bestimmten Uhrzeit oder aber einem bestimmten Leistungsschwellwert eingespeichert wird. Aber das Interesse des Herstellers ist zunächst, dass die Anlage einfach funktioniert. Detailoptimierungen sind dann Zusatzaufwand. Mein Marstek-Speicher unterstützt zur Zeit diese Optimierungen nicht.

Der gewöhnliche Privatanwender will nur, dass seine Anlage problemlos funktioniert und er sich nicht ständig um sie kümmern muss. Wenn die Batterie so früh als möglich geladen ist, wäre der Schutz im Fall eines Stromausfalls besser, als wenn dies erst später passiert.

Was ist aber an dunklen Tagen im Winter? Dann läuft der Speicher gar nicht mehr voll, und ein verzögertes Laden würde die Funktion der Anlage einschränken.

Denn wenn die Anlage eine Parametrierung unterstützt, so müsste er sich mit dem Für und Wider beschäftigen, ggf. die Strategien nachjustieren etc. Also ist die Wahrscheinlichkeit gering, dass selbst dann wenn die Hersteller hier erweiterte Möglichkeiten bieten, eine Verbesserung der Ladestrategie auf breiter Front umgesetzt würde.

Mit anderen Worten: Private Energiespeicher sind ein Malheur für den Netzbetreiber, der die problematische Lage in der Netzstabilisierung nur weiter verschärft. Dies gilt weitgehend ebenso für Balkonkraftwerke und kleine Industriebetriebe.

Ist die E-Mobilität eine Lösung?

Jedes E-Auto verfügt über eine Batteriekapazität zwischen 50 und 100 kWh. Darum gibt es viele Autoren, die die Ansicht vertreten, die Nutzung dieser Kapazitäten würde das Problem der schwankenden Produktion der WKA und PV-Anlagen lösen. Immerhin sind das aktuell aus E-Autos eine Speicherkapazität von 148,65 GWh - Quelle RWTH Aachen. Allerdings sind diese Kapazitäten für die nationale Stromversorgung nicht verfügbar.

Technische Grenzen

Aktuell wird das reverse Laden zwar viel diskutiert, ist aber nur in verschwindenden Umfang technisch möglich. Denn es würde die Unterstützung durch die Fahrzeug-Steuersysteme und der Wall-Boxen erfordern und einen variablen Stromtarif erforderlich machen, der hohe Strombörsenpreise auch für den privaten Nutzer verfügbar macht. Zudem gilt dies nur für die privat betriebenen Ladestationen, nicht aber für die Vielzahl der E-Fahrzeuge, die überwiegend oder ausschließlich über die öffentliche Infrastruktur angebunden sind. Zwar könnte man das Einspeisen an einer öffentlichen Ladestation zwar auch vergüten, würde aber die knappen Ladestationen weiter blockieren.

Natürlich könnte die Einspeisestrategie nicht nur über den Preis gesteuert werden, denn selbst eine hohe Vergütung an sich ist kein Signal zur Einspeisung, wenn denn diese Vergütung im Tages und Wochenverlauf weiter steigen sollte, wäre dies unwirtschaftlich. Es müssten zentrale Steuerungssystem mit zuverlässigen Prognosemodellen her.

Praktische Grenzen

Batteriespeicher in E-Mobilen sind grundsätzlich immer knapp und teuer, denn sie ermöglichen eine Reichweite für die Fahrzeugnutzung. So würde selbst dann, wenn alle technischen Probleme gelöst wären und die Verfügbarkeit an einer privaten Ladestation möglich wäre, die Abwägung für den Fahrzeugnutzer bestehen:

Benötige ich die geladene Kapazität für meinen eigene Mobilitätsbedarf? Können selbst hohe Vergütungen wirtschaftlich fragwürdig sein, wenn die Preise für das Nachladen in angebotsschwachen Zeiten noch viel höher wäre?

Das lässt die These als sehr plausibel erscheinen, das Speicherkapazitäten aus der E-Mobilität auch langfristig nur einen unbedeutenden Bruchteil zur Stromversorgung ausmachen. Gerade durch einen wachsenden Anteil von E-Fahrzeugen überwiegen die problematischen Aspekte, da dies zu einer Bedarfssteigerung der Stromproduktion führt.

Großspeicher der EVU

Einige der genannten Bedenken gelten allerdings nicht für große Batteriespeicher der Elektroversorgungsunternehmen und Netzbetreiber, die zum Ausgleich von Angebotsmengen und Preisen konzipiert werden. Immerhin sinken die Preise für Batteriespeicher durch die technologische Entwicklung und die Economies of Scale. Die Preise an den Strombörsen schwanken von negativen Strompreisen bis zu Preisen über 200 Euro je Megawattstunde. Die Steuerung ist weit weniger problematisch, da man hier von ohnehin vorhandenen Prognosemodellen ausgehen kann und Fachpersonal bereit steht. Reichen diese überschlägigen Pro-Argumente bereits aus, um hier begründete Hoffnung auf eine Problemlösung zu nähren?

Dies ist nicht trivial zu beantworten, denn bei den Preisunterschieden sind hier nicht die hohen Steuern, Netzentgelte und Abgaben in Ansatz zu bringen. Zudem würde ein erfolgreicher Ausgleich des Stromangebotes die Preisdifferenzen nivellieren und die Wirtschaftlichkeit pulverisieren.

Wir wissen: Die Wirtschaftlichkeit errechnet sich aus den Einnahmen abzüglich Ausgaben / Investitionen (Kosten). Auf der Einnahmenseite für eine Speicherlösung ist die Differenz zwischen den Erträgen aus Stromverkauf / Entladung und den Kosten für die Einspeicherung. Die weiteren Betriebskosten und der Kapitaldienst besteht vor allem aus den Anschaffungskosten, die durch die Abschreibung und Zinskosten anfallen. Batteriespeicher sind auch trotz der drastisch gesunkenen Preise für Kapazitäten noch immer dramatisch hoch. Die Lebensdauer von Batteriespeichern kann abgeschätzt werden, aber es bleiben Unsicherheiten. So könnte es zu einem Großbrand kommen. Dieses Risiko kann durch Brandschutzmaßnahmen minimiert werden, aber nie völlig ausgeschlossen werden. Aber auch Anschläge und Sabotage bleiben ein Risiko, das bewertet werden muss. Ebenso müssen die Kosten für Gebäude, Betrieb und Wartung in Ansatz gebracht werden.

Falls also die Preisdifferenzen zwischen Einkauf und Verkauf gering werden, bleibt der Betreiber auf den hohen Kosten sitzen. Ferner kann hier nicht von einem intersaisonalen Ausgleich gesprochen werden, denn die Einnahmen zwischen Einkauf und Verkauf addieren sich mit jedem Zyklus. Werden im Jahr nur wenige Lade/Entladezyklen realisiert, wird es keine Kostendeckung geben können. Es kann bestenfalls nur der tägliche Ausgleich als Modell angenommen werden.

Wenn man betriebswirtschaftlich statt mit direkten Erträgen mit einer Umlage wie bei der Netz-Infrastruktur rechnet (Kapazitätsmarkt), und somit die Kosten trägt, kann der Betrieb zwar gesichert werden, aber am Deckungsbeitrag ändert sich nichts. Das heißt, die Kosten tragen dann die Nutzer, deren Stromkosten weiter in die Höhe treiben und das Leben für private Verbraucher teurer machen und die internationale Konkurrenzfähigkeit für Unternehmen belasten. Diese Kosten wären dann vor allem den WKA und PV Anlagen zuzurechnen, denn nur für diese werden derartige Anlagen benötigt. Es wäre dann eine Mogelpackung für Investitionsentscheidungen, denn der Stromnutzer entscheidet nicht über den Bau und Finanzierung von Stromversorgungssystemen. Bestenfalls tut er das im Paket in der Wahlentscheidung, wobei den wenigsten Wählern klar sein dürfte, was die Entscheidung im Einzelnen bedeutet.

Die Energiewende und die Volkswirtschaft

Prof. Hans-Werner Sinn, der ehemalige Leiter des IFO-Institutes hat in mehreren Publikationen und Vorträgen ermittelt, dass die Wirtschaftlichkeit der Energiewende um Dimensionen verfehlt wird. Bereits vor 11 Jahren hat er mit dem denkwürdigen Vortrag Energiewende ins Nichts auf die Problemlage eindringlich aufmerksam gemacht. Heute wollen wir überprüfen, ob die Ausführung noch zutreffend sind und wie sich die Zahlen entwickelt haben. Sinn meint, dass der Klimawandel ein Problem sei, dem man entgegen wirken solle. Man kann ihn nicht als 'Klimawandelleugner' nennen. Auch wenn dies fragwürdig ist, so sind darum seine Analysen der Energiewende um so dramatischer. Heute kann man feststellen, dass sich keine positive Reaktion in der Energiepolitik erkennbar ist und die Strompreise sich schlechter entwickelten als es Sinn darstellte. Auch hat sich die gesicherte Leistung eher schwächer entwickelt, da sich die Planungen für die Ersatzkraftwerke verzögerten.

Zur Windkraft-Produktion zeigt er ab 28:10 die enorme Volatilität. Dies zeigt den Bedarf an Speichern

Zum Thema der Stromspeicher nimmt er ab 30:22 Stellung: Basierend auf den Daten von 2011 errechnet er eine durchschnittliche Windstromleistung von 5,145 GW bei einer installierten Leistung von 29 GWp und ermittelt einen Speicherbedarf von 6,6 TWh, um diese Produktion über das Jahr zu glätten. Für den Solarstrom lag die durchschnittliche Produktion bei 2,127 GW bei einer installierten Leistung von 24,8 GWp. Er ermittelte einen Speicherbedarf von etwas über 4 TWh für die Glättung. Da sich die Bedarfsspitzen jahreszeitlich aber gegenseitig ausgleichen, ist der Gesamtbedarf der Glättung rückwirkend betrachte im Jahr 2011 nur rund 3,9 TWh für die installierte Leistung von PV und WKA. Sinn rechnet hier den Bedarf in virtuellen Pumpspeicherkraftwerken dagegen, da diese weitaus kostengünstiger als Batteriespeicher waren.

Diese Zahlen wären hochgerechnet

	2011	2025
WKA installiert	29 GWp	77,7 GWp
WKA Durchschnitt	5,145 GW	15,3 GW
Speicher für Glättung	6,6 TWh	19,8 TWh
PV installiert	24,8 GWp	117 GW
PV Durchschnitt	2,127 GW	10 GW
Speicher für Glättung	4 TWh	19 TWh
WKA + PV installiert	53,8 GWp	294,7 GWp
Speicher für Glättung	3,9 TWh	19 TWh

Die Zahlen für 2025 wurden mit der KI Gemini ermittelt

Zur Vorstellung, was 19 TWh bedeutet:

19 000 GWh
19 000 000 MWh
19 000 000 000 kWh

Sinn rechnet, dass ggf. 4/7 weitgehend hinreichend sein könnten, aber auch dann läge der Bedarf hochgerechnet noch bei einer benötigten Speicherkapazität von rund 10 TWh.

Von Prof. Hans-Werner Sinn ist ein weiterer jünger Vortrag zum Thema aus 2022 verfügbar: 6 Probleme der globalen Energiewende - 4pi-Klima-Symposium

Es wird daran deutlich dass die Speicherkapazitäten von kleinen Hausanlagen und selbst sogenannten großen Batteriespeichern dagegen verschwindend gering sind. Der weltweit größte Batteriespeicher im Jahr 2025 ist Edwards & Sanborn in Kalifornien mit 3,3 GWh. Für ganz Deutschland wird aktuell 31,55 GWh angegeben. Quelle RWTH Aachen davon ca. 80 % PV-Heimspeicher (laut Gemini), die ja kaum zur Speicherglättung nutzbar waren - siehe oben.

Ein alternativer Bedarfsansatz

Der durchschnittliche Strombedarf Deutschlands lag in der Vergangenheit bei etwa 600 bis 625 Terawattstunden (TWh) pro Jahr (Quelle Aria KI). Das sind pro Woche rund 11,5 TWh. Bei einer 2 wöchigen Dunkelflaute sind 23 TWh anzusetzen. Wenn die fossilen Kraftwerke ebenso wie die Kernkraftwerke abgeschaltet worden sind, stellt sich die Frage, woher der Bedarf gedeckt werden kann, da ansonsten nur geringfügige Versorgung aus dem Ausland und durch Wasserkraft etc. bereit gestellt werden kann. Man mag einwenden, dass durch eine weiterhin gegebene Restproduktion die Situation etwas entschärft werden würde, aber dagegen spricht, dass die vorhandenen Speicherkapazitäten bei Beginn der Dunkelflaute kaum über 90 % gefüllt sein können und auch keine vollständige Entladung nach 2 Wochen geplant sein dürfte. Auch werden in der Zukunft erheblich größere Bedarfe der Strommengen erwartet: Mehr E-Mobilität, Wärmepumpen und Rechenzentren für KI-Anwendungen.

Zudem kann niemand wissen, ob sich eine Dunkelflaute auch erheblich länger als 2 Wochen ereignen könnte. Als das Jahr ohne Sommer wird das ungewöhnlich kalte Jahr 1816 bezeichnet. Als Hauptursache wird heute der Ausbruch des indonesischen Vulkans Tambora im April 1815 angesehen, der als deutlich stärker eingestuft wird als die Ausbrüche des Vesuv im Jahr 79 n. Chr. und des Krakatau 1883.Quelle

Somit wäre der Ansatz von nur 2 Wochen Dunkelflaute als Worst-Case-Szenario äußerst optimistisch.

Aktuelle Kosten für große Batteriespeicher

Der im Bau befindliche Batteriespeicher Gundremmingen soll eine Kapazität von 700 MWh und eine Leistung von 400 MWh haben. Bei Vollast ist er in weniger als 2 Stunden leer. Die Investitions- bzw. Baukosten für den Großbatteriespeicher am Standort Gundremmingen belaufen sich laut dem Betreiber RWE auf rund 230 Millionen Euro. 700 GWh würden dann, wenn der Kostenrahmen eingehalten wird und linear skaliert werden könnte, 230 Milliarden Euro kosten. ...und auch das deckt nur weniger als 7 % des Speicherbedarfs.

Zum Vergleich: Die Baukosten für ein Gaskraftwerk mit 400 MW liegen typischerweise zwischen ca. 190 und 320 Millionen Euro, abhängig von der genauen Technologie und Ausführung. Dazu ist zwar noch der Brennstoff zu kalkulieren, aber auch die einzuspeichernde Strommenge im Fall des Stromspeichers. Der entscheidende Unterschied: Das Gaskraftwerk ist nach zwei Stunden Betrieb unter Vollast nicht leer.

Schlussfolgerung für die Energiewende

Damit wäre die steuerbare Speicherkapazität zur Stromglättung aktuell bei rund 6,5 GWh Batteriespeicher und 35 GWh Pumpspeicherkraftwerke - bei einem Bedarf von 10000 GWh (Nach dem Ansatz von H.-W. Sinns) bis 30000 GWh (Vorsorge für Dunkelflaute). Dabei blieb diese Übersicht noch ohne Berücksichtigung die jeweils maximale Leistungsabgabe und Stromverteilung.

Der reale Speicherbedarf kann natürlich stark davon abweichen, denn die Zahlen von 2011 können zwar exemplarisch zur Abschätzung genutzt werden, sind aber keineswegs zwingend auf die Zukunft zu projizieren.

Man kann mit Sicherheit davon ausgehen, dass der gewöhnliche Bürger, aber auch den Politikern, Journalisten und so mancher Experten sich über die Dimensionen der Strommengen und Kosten nicht im klaren ist. Sonst wäre es allen Beteiligten klar, dass die Energiewende offensichtlich in den Abgrund führt und sofort gestoppt werden müsste.

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