Netzintegration & Energiespeicherung

Variable Erneuerbare liefern, wenn die Sonne scheint; die Nachfrage bleibt konstant. Speicher und Übertragungsnetz schließen die Lücke — unterschätzt wird dabei das Netz.

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Der Beitrag

Solar- und Windstrom fällt an, wenn die Sonne scheint und der Wind weht. Sie sind fluktuierend und nicht regelbar — auf Abruf sind sie nicht zu haben, und wenn das Wetter umschlägt, bei Dunkelflaute etwa, fallen sie aus. Die Stromnachfrage dagegen ist annähernd konstant, mit Tages- und Jahresgängen, die zum Wetter nicht passen; trotzdem muss ein Netz Angebot und Nachfrage sekundengenau zur Deckung bringen und dabei Spannung und Frequenz in engen Grenzen halten. Die Lücke zwischen Erzeugung, wie sie anfällt und Nachfrage, wie sie anfällt ist das zentrale technische Problem der Energiewende — und der Grund, warum billiger Solar- und Windstrom allein das Stromnetz noch nicht dekarbonisiert: Eine mittags erzeugte Kilowattstunde nützt wenig, wenn der Bedarf in der Dämmerung kommt. Gelöst wird das Integrationsproblem aus einer Mischung von Speichern, Übertragungsnetzen, Lastmanagement und gesicherter emissionsarmer Leistung; diese Mischung Region für Region richtig zu treffen, ist der schwierige Teil.

Die Gestalt der Aufgabe zeigt die Duck Curve: Mittags flutet Solarstrom das Netz und drückt die Residuallast in einen tiefen Bauch, dann bricht er genau in dem Moment weg, in dem die abendliche Nachfrage ihren Gipfel erreicht — übrig bleibt eine steile Rampe, die binnen weniger Stunden zu füllen ist. Am sichtbarsten antwortet darauf der Speicher, und zwar über sehr verschiedene Zeithorizonte. Lithium-Ionen-Batterien beherrschen die Kurzzeitspeicherung unter 8 Stunden, 2024 bei rund 120 $/kWh, Tendenz fallend. Natrium-Ionen-Batterien (CATL ab 2023) kommen für stationäre Anwendungen auf den Markt und halten Lithium für Fahrzeuge frei. Eisen-Luft-Zellen (Form Energy) und Redox-Flow-Batterien zielen auf längere Speicherdauern, thermische Speicher halten Wärme über Stunden bis Tage. Im Pumpspeicherkraftwerk — Wasser wird bei billigem Strom bergauf gepumpt und bei Bedarf abgelassen — liegt weiterhin der Löwenanteil der weltweit gespeicherten Energie, auch wenn die Batterien rasch aufholen. Für den Bereich von Tagen bis Jahreszeiten wird grüner Wasserstoff aus Elektrolyse als Langzeitspeicher und Industriebrennstoff erprobt; der Wirkungsgrad über den ganzen Zyklus und die Kosten bleiben ungünstig. Der am meisten unterschätzte Engpass ist das Übertragungsnetz: Höchstspannungsleitungen glätten die Wetterschwankung über die Regionen hinweg — wo es bewölkt ist, scheint anderswo die Sonne —, doch neue Leitungen brauchen in den USA und der EU 10–20 Jahre für Genehmigung und Bau, in China 2–4. Lastmanagement — stromziehende Vorgänge wie Autoladen, Warmwasser oder Industrieprozesse ans Angebot rücken — lohnt sich mit wachsender fluktuierender Erzeugung immer mehr, ebenso das Überdimensionieren der Anlagen, damit stets ein Bruchteil genügt und der Überschuss abgeregelt wird. Feiner liegt das Problem der Momentanreserve: Rotierende Synchrongeneratoren hielten die Frequenz allein durch ihre Schwungmasse selbsttätig stabil; scheiden sie aus, muss diese Stabilität anders erzeugt werden. Gesicherte emissionsarme Leistung — Kernkraft, Wasserkraft, Geothermie, Gas mit CO₂-Abscheidung — füllt die Lücken, die Speicher und Netz offenlassen. Welcher Mix am günstigsten ist, hängt vom örtlichen Sonnen- und Winddargebot, von der vorhandenen Netztopologie und von den Speicherkosten ab. Szenarien für weitgehende Dekarbonisierung verbinden daher mehrere Flexibilitätsoptionen in wechselnder Zusammensetzung; nicht jede Technik kommt in jedem Szenario vor.

Warum jetztDer Zubau von Batteriespeichern erreichte 2023 weltweit rund 42 GW und legte 2024 erneut zu, nach rund 5 GW im Jahr 2020 — ein schnellerer Hochlauf, als ihn irgendeine frühere Energietechnik in dieser Phase gezeigt hat. Kalifornien und Texas decken die abendlichen Nachfragespitzen inzwischen routinemäßig mit Großbatterien und kappen damit die steilste Flanke der Kurve. Der Rückstau beim Netzanschluss in den USA ist gewaltig: Weit über 2.000 GW an Erzeugungs- und Speicherprojekten stehen in den Warteschlangen, meist weil das Netz sie ohne neue Leitungen nicht aufnehmen kann. Während Kohle- und Gaskraftwerke vom Netz gehen, ringen die Betreiber zugleich darum, die Momentanreserve zu ersetzen, die jene einst lieferten — mit netzbildenden Wechselrichtern und Synchronkompensatoren. Wie schnell Leitungen und Projekte entstehen, entscheidet die politische Ökonomie der Genehmigungsreform, und damit ist sie in den Industrieländern vermutlich die größte einzelne Stellgröße für den Dekarbonisierungspfad 2030–2050. Die technischen Hebel sind weitgehend bekannt; offen sind Ausbautempo, Netzausbau und die politischen Kämpfe, die er auslöst.