Strom kann man in beliebiger Menge in Batterien speichern. Bild 7 zeigt als Ausschnitt aus Bild 4 für 240 Stunden das Laden und Entladen eines Batteriespeichers. Strom kann man aber auch in Wasserstoff und in einem weiteren Prozeß in Methan umwandeln. Das Gas kann man speichern. Wie weiter unten gezeigt wird, ist das Umwandeln von Strom in Methan und dessen Speicherung trotz der hohen Verluste deutlich billiger als das Speichern von Strom in Batterien. Bild 8 zeigt als Ausschnitt aus Bild 6A das Speichern von Methan. Erwähnenswert ist in Bild 8 die Rückverstromung. Damit wird die (zeitlch sehr begrenzte) Produktion von Strom aus gespeichertem Methan mit Hilfe von Gaskraftwerken bezeichnet, die erforderlich wird, wenn Strom aus Wind, PV und Wasserkraft nicht ausreicht, um den unverzichtbaren Bedarf von Haushalten und Bahn zu decken. Niemand möchte Stromsperren oder das Anhalten von Zügen, wenn der Wind nicht bläst, oder die Sonne nicht scheint. Die Kosten der Rückverstromung sind in den Gesamtkosten enthalten.
Die grundsätzlichen Möglichkeiten zum Speichern von Strom in Deutschland sind in Tabelle 2 dargestellt. Obergrenze für die Speicherkapazität sind ausgeförderte Erdgaslager, die heute für die Strategische Gasreserve genutzt werden. Nach Bild 10 steht in Deutschland ein Nutzgasvolumen von gut 23 Mrd m3 zur Verfügung. Befüllt man das mit Methan, dann ist die Speicherkapazität rund 220 TWh. Man sieht, dass keine der in Tabelle 2 aufgeführten Speicheralternativen auch nur annäherrnd an die Alternative Speicherung von Methan heranreicht. Alternativen zur Speicherung von Strom wären Auto-Batterien oder Pumpspeicher-Kraftwerke. Tabelle 2 zeigt, dass bei 45 Mio Autobatterien mit einer Kapazität von 100 kWh (Tesla S), deren Fahrzeuge nur zum Stromspeichern in der Garage stehen, gerade 1% der erforderlichen Speicherkapazität bringen. Die in Deutschland liegenden rund 30 Pumpspeicher-Kraftwerke können pro Jahr etwa 0,15 TWh speichern; Die Kapazität der deutschen Pumpspeicher-Kraftwerke müßte mehr als vertausendfacht werden, um eine Speicherkapazität von 220 TWh zu erreichen. Selbst das Speichern von Wasserstoff reicht wegen des geringeren Heizwertes pro m3 von Wasserstoff gegenüber Methan nicht aus.
Der nationale Speicher kann also kein Batteriespeicher sein. Ob es ein Wasserstoffspeicher sein kann, ist fraglich. Nur ein Methanspeicher ist beliebig mit einem globalen Erdgasspeicher austauschfähig. Die Kosten eines Methanspeichers werden duch die Fixkosten der beiden Umwandlungsstufen (Schätzung: 1.000 €/kWpeak) und die maximale Leistungsaufnahme des Speichers nach Bild 6A bestimmt. Die Kosten des Methanspeichers sind: 2*1.000*1.200.000*10^-6 = 2.400 Mrd €. Finanziert mit 11% und Verlusten nach Bild 6A von 50% sind das Jahreskosten von rund 400 Mrd €.
Ein mit globalen Großspeichern austauschfähiger Methanspeicher kostet nur rund 3% eines Batteriespeichers gleicher Wirkung.
Wie Bild 10 zu entnehmen ist, besteht in Deutschland ein Untertage-Speicherraum für gut 23 Mrd m3 Nutzgas. Füllt man diesen Raum mit Methan, kann man dort gut 220 TWh speichern. Das ist der Grund für die Obergrenze des Speichers in Bild 9. Globale Batteriespeicher müßten erst mit viel Aufwand gebaut werden. Globale Gasspeicher, verbunden durch Leitungssysteme, gibt es heute schon in großer Zahl und noch größerer Kapazität.
Und schließlich die Degression der Kosten. Auch hier helfen ein paar einfache Abschätzungen: 2007 kosteten in Deutschland Lithium-Ionen-Batterien 1.000 €/kWh. Heute sind es noch 230 €/kWh. Irgendwo bei 100 €/kWh wird die Kostendegression aufhören. Nimmt man 80 €/kWh, kann man nicht so falsch liegen.
Billiger ist die Umwandlung von Strom zunächst in Wasserstoff und dann in einer zweiten Stufe in Methan. Unterstellt man die - noch zu verifizierenden - Umwandlungskosten von 1.000 €/kWpeak und Stufe, so kommt man mit der Leistungsspitze nach Bild 4 (1.200.000 MW) auf eine Investition von 2*1.000*10^3*1.200.000 = 2.400 Mrd €. Diesen Betrag mit 11% zu finanzieren und unter Berücksichtigung der Verluste aus Bild 6A führt auf Jahreskosten von rund 340 Mrd €/Jahr. Dazu kommen nch Transportkosten für Methan in beide Richtungen, die mit 0.015 €/kWh etwa 66 Mrd €/Jahr betragen und bei der Speichergröße nach Bild 9 etwa dreimal pro Jahr anfallen.
Die Kosten für das in Bild 9 mit der roten Kurve skizzierte Zusammenspiel von nationalen und globalen Speichern setzen sich zusammen aus den Jahreskosten für Eletrolyseur und Methaniseur und den Transportkosten fü Methan in beide Richtungen. Die Jahreskosten für Eletrolyseur und Methaniseur betragen nach Bild 6A: 2*1.000*1.200*11% = 270 Mrd €. Mit den Daten von Nordstream II (Baukosten 9 Mrd €, Finanzierung 15%, jährliche Transportleistung 55 Mrd m3 Erdgas) kostet der Transport von 1 kWh Erdgas 0,002 €.. Unter der Annahme, dass die gesamte Strommenge aus Bild 6A in beide richtungen transportiert werden muß, ergeben sich Transportkosten von 2*0,002*2.967 = 12 Mrd €. Die Transportkosten sind klein, verglichen mit den Jahreskosten für Eletrolyseur und Methaniseur. Insgesamt kostet die Umwandlung von Überschuß-Strom in Methan und dessen Speicherung.
Speicherung von Strom in Batterie-Clustern ist mit 1.900 Mrd €/Jahr für einen 220 TWh-Speicher ist rund viermal so teuer, wie die Umwandlung des Stroms in Methan und dessen Speicherun, einschließlich aller Transportksten (340+3*66=538 Mrd €/Jahr).
Aus meteorologischen Gründen gibt es gute und schlechte "Erntejahre". Mehrere schlechte Erntejahre in Folge können den Speicherbedarf weit über die nationale Kapazität steigern. Erschöpfte nationale Speicher können aus globalen wieder aufgeladen werden. Diese "Anleihe"
Als Ergebnis ist festzuhalten, dass die Speicherung von überschüssigem Strom in Batterien etwa dreimal so teuer ist, wie die umwandlung des Stroms in Methan und dessen Speicherung. Der Grund ist sehr einfach: die Lagerstätten für Methan sind in Form von ausgeförderten Erdgaslagern vorhanden, während in die Lagerstätten von Strom, Batterien, investiert werden muß. Nicht berücksichtigt sind bei diesem Kostenverglich die Vorteile, die bei der lückenlosen Übernahme der Erdgas-Infrastruktur (Bild 10) in ein Speicherkonzept "Methan" entstehen. Die Speicher sind für Erdgas und damit auch für Methan dicht, denn sie sind in Jahrmillionen entstanden und werden heute ohne wesentliche Verluste für die Strategische Gasreserve genutzt.
Bei den Kosten ließe sich die Investition für die zweite Umwandlungsstufe "Wasserstoff in Methan" einsparen, wenn man sich im Rahmen einer CO2-freien Energieversorgung auf ein Speicherkonzept "Wasserstoff" verständigt. Der in Deutschland nach Bild 10 vorhamdene Speicherraum von 24 Mrd m3 wäre zu gering ausreichen, um bei einem Wasserstoff-Heizwert von 3,3 kWh/m3 den mittleren Speicherbedarf von 220 TWh zu decken. Dieses Problem ließe sich durch öfteren Austausch mit globalen Großspeichern lösen. In der Tat gibt es Branchen (Luftfahrt, Stahlindustrie, Zementhersteller, etc.), die ihre Produkte mit Wasserstoff klimafreundlicher herstellen könnten. Dennoch müßte der größte Teil des Wasserstoffs gespeichert werden. Alle Untertagespeicher, auch die globalen, sind für Methan dicht. Ob sie auch für Wasserstoff bei demselben Druck dicht sind, ist völlig offen. Sollte es Lecks geben, ist die Reaktion der Bürger heute nicht vorhersehbar. Auch das Betanken von Fahrzeugen mit Wasserstoff wirft viele Fragen auf, während das Betanken mit Erdgas (Methan) heute an jeder Tankstelle tägliche Praxis ist.
Im Hinblick auf die Nutzung der vorhandenen Erdgas-Infrastruktur scheint das Speicherkonzept Methan die bessere Lösung zu sein. Die Industriealisierung der beiden Umwandlungsstufen von Strom in Methan, für die es bisher nur Prototypen gibt, ist eine der wichtigsten Entwicklungsaufgaben im Rahmen einer CO2-freien Energieversorgung. Selbst wenn das Ziel der Kosten-Obergrenze von 1.000 €/kWpeak und Stufe um 100% verfehlt wird, würden die Gesamtkosten nicht mehr in der Nähe der heutigen Kosten liegen, sondern etwa 20% darüber.
Den Punkt der höchsten Beladung und der tiefsten Entladung eines Speichers findet man, indem man einen Zeitraum wählt und nach der oben beschriebenen Regel den Speicherbedarf ermittelt. Nimmt man die entso-e-Daten der 6 Jahre 2015 bis 2020 für den Stromverbrauch und rechnet die Daten für Windkraft, PV und Wasserkraft so hoch, dass die Gesamtbilanz 2050 erfüllt ist, dann entsteht die blaue Kurve in Bild 9. Wählt man einen anderen Zeitraum kann die Kurve anders aussehen. Der maximale Speicherbedarf kann größer oder kleiner sein, je nach den meteorologischen Gegebenheiten. Nach Bild 9 beträgt der maximale Speicherbedarf etwa 1.000 TWh. Ein Batteriespeicher dieser Größe wäre sehr teuer. Mit dem unten abgeschätzten Einheitspreis von 80 €/kWh würde dieser Speicher 80*1.000 = 80.000 Mrd € kosten. Mit 11% finanziert und 5% Verlusten würde diese Investition Jahreskosten von 12.000 Mrd € verursachen.
Fährt ein Netzbetreiber mit einem Batteriespeicher die blaue Kurve, dann gleicht er in schlechten Erntejahren (Jahre 1 und 2) Produktionsdefizite durch Entladen des Speichers aus. In guten Erntejahren (Jahre 5 und 6) kann er Produktionsüberschüsse nutzen, um den Speicher wieder aufzuladen. Der Preis ist ein 1.000 TWh Speicher. Denslben Effekt kann man erzielen, wenn man einen wesentlich kleineren nationalen Speicher in einen Austausch mit einem globalen Großspeicher bringt. Es entsteht die rote Kurve in Bild 9. Die rote Kurve läuft abschnittsweise parallel zur blauen. Ist der nationale Speicher leer, wird er aus dem globalen wieder aufgefüllt. Läuft der nationale Speicher in guten Erntejahren über, gibt er den Überschuß an den Globalspeicher ab. Über einen längeren Zeitraum (hier 6 Jahre) bleibt der Ladestand des Globalspeichers unverändert. Als Kosten fallen nur die Transportkosten von Gas in beide Richtungen an. Das alles setzt gleiche Medien in beiden Speichern voraus. Globale Erdgasspeicher gibt in großer Zahl und mit großen Kapazitäten. Einen globalen Batteriespeicher gibt es nicht.
Wie aus den Bildern 1 und 2 im Abschnitt "Energieverbrauch und - produktion" erkennbar, stimmen im Jahr 2015 Energieverbrauch und -Energieproduktion zeitgleich überein. Der Grund sind die fossilen Energieträger Kohle, Öl, Erdgas und Uran. Diese Energieträger werden den vorhandenen globalen Groß-Speichern entnommen, eventuell zwischengelagert, und dann zeitgleich mit dem Bedarf genutzt.
Das ist im Jahr 2050 völlig anders: Alle fossilen Energieträger werden durch regenerative ersetzt. Die Bilder 5 und 6A im Abschnitt "Energieverbrauch und -produktion" in Deutschland" zeigen, dass es bei Gleichheit von Jahresproduktion und Jahresverbrauch erhebliche Unterschiede zwischen aktueller Produktion und aktuellem Verbrauch gibt. Die Leistunsspitzen der Stromproduktion (in MW) schwanken zwischen fast Null und einem Mehrfachen der Leistungsspitzen des gesamten Energieverbrauchs. Der Verbrauch besteht nach Tabelle 1 zu 90% aus Strom. Die Möglichkeit zum Export von Leistungsspitzen dieser Größenordnung gibt es im Jahr 2050 nicht mehr, denn kein Nachbarland wäre in der Lage, solche Leistungsspitzen auch nur für einige Stunden oder Tage aufzunehmen. Dasselbe gilt für den Import: kein Nachbarland wäre in der Lage, einen großen Teil des deutschen Verbrauchs carbonfrei für einige Stunden oder Tage zu liefern.
Wenn man teures Abregeln von PV- und Windkraftanlagen und den Einsatz von Gaskraftwerken zum Ausgleich von Produktionsdefiziten vermeiden will, hilft nur Speichern. Gespeichert werden soll nur Strom, da die Energieproduktion 2050 nach Bild 6A zu 90% aus Strom und 10% aus Biomasse und Biogas besteht, die von Natur aus speicherfähig sind. Die erforderliche Speicherkapazität (in TWh) läßt sich sehr einfach dadurch ermitteln, dass man die stündliche Differenz zwischen Stromproduktion und Stromverbrauch über einen bestimmten Zeitraum aufaddiert und die kumulierte Summe über der Zeit aufträgt. Die Kurve hat immer einen Punkt der höchsten Beladung und einen Punkt der tiefsten Entladung des Speichers. Die Differenz zwischen den beiden Punkten (in TWh) ist die erforderliche Speicherkapazität im gewählten Zeitraum. Macht man das mit den entso-e-Daten von 2015 bis 2020, dann ensteht die blaue Kurve in Bild 9. Die erforderliche Speicherkapazität liegt bei gut 1.000 TWh. Das sind rund 1/3 der gesamten Stromproduktion. Der Grund ist sehr einfach: Zufällig und aus meteorologischen Gründen liegen im Zeiraum von 2015 bis 2020 zwei schlechte, zwei ausgeglichene und zwei gute "Erntejahre". Ein gutes "Erntejahr" bedeutet, dass mit den vorhandenen Windkraft- und PV-Anlagen mehr Strom produziert werden kann, als verbraucht wird. Kurz: es bleibt etwas übrig, um den Speicher zu füllen. In einem schlechten "Erntejahr" ist es umgekehrt.
