Stromspeicher in Australien in Brand geraten

Die Volatilität der meisten erneuerbaren Stromquellen erzwingt eine Veränderung der Netzinfrastruktur. Akkuspeicher sind eine Möglichkeit, jedoch nicht die einzige

Dieser Tage sind zwei der jeweils 13 Tonnen schweren Tesla Megapack-Batteriemodule der Victorian Big Battery beim finalen Test in Brand geraten und konnten nicht gelöscht werden. Inzwischen sind sie ausgebrannt.

Für Australien haben die Großspeicher wie der von der französischen Neoen aufgebaute eine besondere Bedeutung bei der Umstellung auf Erneuerbare, weil aufgrund der geographischen Lage im Bedarfsfall keine ausreichenden Strommengen aus Nachbarländern geliefert werden könnten, wie dies beispielsweise in Deutschland möglich wäre.

Lithiumionenakkus bieten den Vorteil einer hohen Energiedichte und damit einer kompakten Bauform. Bei großen Lithiumionen-Speicherfarmen wird die Energiedichte im Falle eines Brandes jedoch zur Falle, wenn die Module so nahe beieinanderstehen, dass das Nachbarmodul im Falle eines Brandes nicht geschützt werden kann.

Wer jetzt den Blick zurück auf die Blei-Akkus wendet, sieht sich schnell mit der Tatsache konfrontiert, dass weniger Bleierz gefördert wird, als schon heute für die Akkumulatorfertigung benötigt wird, was den Preis für sekundäres Blei schon vor Jahren soweit hat ansteigen lassen, dass das Bleiakku-Recycling ein einträgliches Geschäft ist. Bleiakkus werden für die nächsten Jahre noch als Starterbatterien für Benzin- und Dieselfahrzeuge benötigt, wenn man nicht zur sportlichen Kurbel zurückkehren will.

Und wer jetzt wieder Pumpspeicherkraftwerke bauen will, muss feststellen, dass die potenziellen Nachbarn mit allen rechtlichen Mitteln gegen die "Verschandelung" der Umwelt vorgehen. Gerne wird gegen Pumpspeicherkraftwerke auch die in den 1920er-Jahren bei Wehr errichtete Anlage der damaligen Brennet AG angeführt, deren Hochbecken auf dem Humbel im Jahre 1932 einem Dolineneinsturz zum Opfer fiel und in den 1990er-Jahren zurückgebaut wurde.

Der Neubau von Pumpspeicherkraftwerken, die meist als Minutenreserve für Braunkohlekraftwerke errichtet wurden, ist vor dem Hintergrund der Abschaltung thermischer Kraftwerke und dem deutschen Energiemarktdesign heute auch wirtschaftlich nicht mehr darstellbar.

Der gezielte und vertraglich vereinbarte Lastabwurf großer Verbraucher kommt die Netzbetreiber und damit auch die privaten Endverbraucher deutlich günstiger als der Aufbau neuer großer Wasserkraftwerke.

Kleine zellulare Stromnetze benötigen auch nur kleine Reservestromquellen

Der Drang zu immer größeren Einheiten, der letztlich mit der dabei erzielbaren Kostendegression begründet wird, sorgt nicht nur bei den großen Lithiumionenakkuanlagen für größere Risiken, sondern dadurch, dass solche Anlage nicht in die Verteilnetz-, sondern in die Übertragungsnetzebene integriert werden, für größere Verluste bei der in der Praxis benötigten mehrfachen Spannungswandlung.

Batteriespeicher in der Nähe und auf der Versorgungsebene der Kunden sind letztlich inzwischen wirtschaftlicher, weil mit geringeren Verlusten verbunden und weil die Anlagen kleiner sind, auch mit geringeren Kosten, falls eine Anlage in Brand gerät.

Wenn Lithiumionenakkus für den dauerhaften Betrieb bei steigenden Umgebungstemperaturen als zu risikobehaftet betrachtet werden, könnte man auch auf andere Speichertechnologien ausweichen. Da könnten sich sowohl Natrium-Ionen-Akkus als auch Eisen-Luft-Akkus anbieten. Deren geringere Energiedichte fällt bei stationären Anlagen nicht wirklich ins Gewicht.

Sektorkopplung als Lösungsansatz

Wenn man die Stromwirtschaft nicht als isolierten Zweig der Energiewirtschaft betrachtet, sondern mit einem Blick über den Tellerrand eine Verknüpfung der unterschiedlichen Energieträger und Energiesysteme ins Auge fasst, bieten sich für die künftige leitungsgebundene Energieversorgung noch ganz andere Lösungen an, bei welchen die eingangs erwähnte Volatiliät deutlich weniger störend zutage tritt, als sie bei reinen Elektrizitätssystemen wirksam sind.

Das Stichwort lautet Sektor- oder Sektorenkopplung. Die einfachste Anwendung besteht darin, dass man mit überschüssigem Strom Wasser erwärmt und speichert. Wärmespeicher sind deutlich kostengünstiger als Stromspeicher und mit gespeicherter Wärme lässt sich auch Kälte erzeugen.

Etwas ambitionierter ist die Verknüpfung von Strom- und Gasnetzen. Anders als Strom- können Gasnetze atmen, also mit in Grenzen unterschiedlichen Drücken betrieben werden und somit als Speicher eingesetzt werden. In den 1990er-Jahren, als der Ausbau der Gasnetze stärker gefördert wurde als der Bau von Gasspeichern, haben Netzbetreiber vor diesem physikalischen Hintergrund Netzstränge aufgebaut, die für den Gastransport noch gar nicht benötigt wurden, die man jedoch gut als Speicher nutzen konnte.

Heute könnte man mithilfe von Stromüberschüssen aus erneuerbaren Quellen Wasserstoff erzeugen, der als Gas deutlich einfacher zu speichern wäre, als die für elektrische Energie möglich ist, die erst gleichgerichtet und vor der Einspeisung ins nationale Stromnetz wieder in Wechselstrom umgewandelt werden muss.

Dabei stellt sich jedoch die Frage, ob in bestehende Gasnetze Wasserstoff beigemischt werden soll oder ob für Wasserstoff eine getrennte Infrastruktur aufgebaut werden sollte. Die Ansichten über die bessere Strategie gehen hier deutlich auseinander.

Die deutsche Politik plant derzeit jedoch in Richtung getrennter Wasserstoffnetze, die zumindest in der Startphase aufgrund der geringen Auslastung mit prohibitiv hohen Netzentgelten verbunden wäre. Auch wenn die Bundesregierung derzeit annimmt, dass ihr Vorgehen den EU-Vorgaben entspreche, scheint das letzte Wort hier noch nicht gesprochen zu sein.

Für eine bessere Integration der Erneuerbaren und die Verknüpfung mit den Bedürfnissen der Kunden scheint noch einige Arbeit anzustehen. Die kommunalen Verbundunternehmen hätten dafür die besten Voraussetzungen, wenn sie nicht aus politischen/ideologischen Gründen verstärkt aufgetrennt und in ihre Einzelbestandteile zerlegt worden wären.