Ohne fossile Energieträger auszukommen bedeutet, unseren derzeitigen Verbrauch an Gas und Öl durch Elektrizität zu kompensieren. Da Heizöl durch Wärmepumpen und Verbrennungsmotoren durch elektrische Antriebe ersetzt werden, wird die Nachfrage stetig steigen. Gleichzeitig liefern Solar- und Windenergie einen größeren Teil des Angebots, während die Kernenergie in der Schweiz dem Ende entgegengeht. Strom hat jedoch ein Problem: Es ist immer besser, ihn zu nutzen, wenn er produziert wird, da seine Speicherung nur von kurzer Dauer oder kompliziert ist und immer mit relativ hohen wirtschaftlichen,Ökologischen und energetischen Kosten verbunden ist. Die Variabilität, Dezentralisierung und Intermittenz der erneuerbaren Ressourcen erfordern daher ein Umdenken bei der Verwaltung, Erzeugung, Übertragung und Verteilung von Strom, wenn wir die Herausforderung der Dekarbonisierung erfolgreich meistern wollen.
Unterschiedliche Zeiten
"Je mehr erneuerbare Energien, deren Erzeugung ungewiss ist, desto mehr Reserven werden wir brauchen", stellt Mario Paolone, Leiter des Labors für verteilte elektrische Systeme (DESL) an der EPFL, gleich zu Beginn fest. Dies gilt umso mehr, als die Nachfrage heute die Oberhand hat. Man geht davon aus, dass sie unflexibel ist und dass es die Erzeugung ist, die kontrolliert werden muss. So muss der Kunde zu jeder Tages- und Nachtzeit, im Sommer wie im Winter, in der Lage sein, sein Licht einzuschalten, seinen Ofen zu heizen oder sein Auto aufzuladen. Das Netz benötigt daher Reserven, die zeitlich moduliert werden. Primäre Reserven haben einen Zeithorizont von wenigen Minuten, sekundäre zwischen 15 Minuten und einer Stunde und tertiäre darüber hinaus. Und die Speichersysteme variieren dementsprechend.Glücklicherweise ist die Schweiz nicht allein. Unser Stromnetz ist auf europäischer Ebene miteinander verbunden, sodass die Verfügbarkeit von Ressourcen, Speichersystemen und Kosten gemeinsam genutzt werden können. "Der Traum von der elektrischen Autarkie auf technischer und wirtschaftlicher Ebene ist sinnlos, wenn man ihn auf die Schweiz beschränkt. Es ist die Energieunabhängigkeit Europas, die wichtig ist", betont der Professor.
Die Elektrifizierung von Prozessen und die Integration erneuerbarer Energien werden sich zunächst auf das Netz auswirken, wenn es um das Management von Produktion und Reserven geht. "Das vielversprechendste Mittel zur Speicherung von TWh, um saisonale Flexibilität zu gewährleisten, ist Synthesegas, das aus erneuerbaren Ressourcen erzeugt wird." Mit Gaskraftwerken kann überschüssiger Bedarf gedeckt werden, und man wird auf Power-to-Gas-Technologien setzen können, die beispielsweise zeitweilige Stromüberschüsse nutzen, um grünen Wasserstoff und anschließend Synthesegas zu produzieren. "Die Gasindustrie hat ein enormes Interesse an diesen Technologien, da sie die Möglichkeit bieten, die bestehende Infrastruktur für den Transport und die Verteilung von Gas wiederzuverwenden. Dies setzt jedoch voraus, dass es effiziente, großflächige Technologien zur CO2-Abscheidung gibt", betont der Professor.
"Aber im Hinblick auf die Dekarbonisierung wird in der Schweiz die Wasserkraft zum grundlegenden Trumpf, um diese Art von Flexibilität zu ermöglichen. Sie hat den Vorteil, dass sie die einzige vollständig erneuerbare Ressource ist, die man kontrollieren kann. Im zukünftigen Kontext wird dies von grundlegender Bedeutung sein".
Die Flexibilität aller Wasserkraftwerke reicht vom Intraday-Zyklus bis zum saisonalen Zyklus und ist mit verschiedenen Arten von Kraftwerken verbunden (Speicherkraftwerke, die Gletscherschmelze und Niederschläge nutzen, oder Pumpspeicherkraftwerke). Vor kurzem hat die EPFL das größte europäische Projekt in diesem Bereich koordiniert: XFLEX Hydro. Das Projekt zielt darauf ab, die Kapazität von Wasserkraftwerken mit minimalem Umbau zu verbessern, um die Zuverlässigkeit des europäischen Stromnetzes zu erhöhen. Die im Rahmen des Projekts entwickelten Technologien sind in der Lage, die Bereitstellung verschiedener Systemdienstleistungen (die das ständige Gleichgewicht zwischen Produktion und Verbrauch gewährleisten) von Wasserkraftwerken zu verbessern und so sicherzustellen, dass die lokalen und regionalen Stromnetze zuverlässig und widerstandsfähig gegenüber aktuellen und zukünftigen Störungen der Energieversorgung bleiben.
Batterien als Retter in der Not
Für die Intraday-Regelung sind Batterien ein wunderbarer Hebel. Für Mario Paolone wird die Integration und das optimale Management von Lithiumbatterien ein Schlüsselelement sein. "Ihr sehr hoher Wirkungsgrad und ihre Fähigkeit, die aufgenommene/eingespeiste Leistung sehr schnell zu variieren, sind grundlegende Eigenschaften für die Primärreserven des Stromnetzes. Außerdem werden sie fähig, mehrere tausend oder sogar zehntausend Zyklen zu überstehen. Für das Stromnetz ist das sehr positiv, denn wenn man einen Vermögenswert installiert, dann für 10 bis 20 Jahre, und die Technologien beginnen, mit diesem Zeithorizont kompatibel zu sein."Mehr noch: Das Potenzial ist bereits vorhanden. "Um 2035 wird der weltweite Bedarf an Batterien im Netz bei etwa 180 GWh/Jahr liegen. Gleichzeitig werden wir zwischen 100 und 200 GWh Batterieleistung am Ende der Lebensdauer von Elektroautos haben. Das passt also perfekt", freut sich der Experte. Die Herausforderung besteht jedoch in der Technologie. Das DESL begegnet ihr unter anderem durch die Entwicklung von Methoden, mit denen die Resteffizienz von gebrauchten Autobatterien quantifiziert werden kann, um ihnen ein zweites Leben zu ermöglichen. "Wir können definieren, wie viele und welche Zyklen diese in einem Netzzyklus noch durchlaufen können. Da wir wissen, dass die Zyklen dort viel weniger intensiv sind als in Autos, können sie noch mehrere Jahre lang genutzt werden."
Ein Netzwerk, das gestärkt werden muss
Die zweite grundlegende Auswirkung betrifft die Infrastruktur des Netzes selbst. "Wir brauchen mehr Leitungen. Auf allen Ebenen, von der Höchstspannung bis zur Verteilung, sind und werden die Leitungen bis an die Grenzen ihrer Kapazität ausgelastet", warnt Mario Paolone. In einem Szenario ohne Kernkraft, in dem die private Mobilität und die private Heizung vollständig elektrisch betrieben werden, wären in der Schweiz rund 40 GW an Photovoltaik-Spitzenleistung erforderlich. Das DESL-Modell zeigt jedoch, dass das Mittelspannungsnetz bereits ab 13 GWp relativ überlastet ist. Das Netz muss daher verstärkt und massiv investiert werden.Durch den Einsatz lokaler und dezentraler Speicherlösungen - also Batteriespeicher - könnte der Bedarf an Netzverstärkung reduziert werden. Um dies zu erreichen, hat das DESL Optimierungsalgorithmen entwickelt, die bestimmen können, welcher Netzausbau und welche lokale Speicherung notwendig sind, um die Kosten für die gesamte Gemeinschaft zu minimieren, abhängig von der Menge der erzeugten Photovoltaik (PV) und der Nachfrage im lokalen Netz.
Aber ein weiteres Problem führt dazu, dass man noch keine Antwort auf den idealen Mix, das optimale Speichersystem und wie man es regeln kann, hat. "Heute haben wir ein stabiles und zuverlässiges Stromsystem, weil wir die Produktion und die Planung der Netze unter Kontrolle haben. Das ist möglich, weil wir relativ wenige Vermögenswerte zu kontrollieren haben", betont der Professor. Die Herausforderung besteht jedoch darin, ein System zu beherrschen, in dem es Millionen von völlig unkontrollierbaren Erzeugungssystemen gibt. Wenn man 1 GW Kernkraft durch 5 GWp unkontrollierbare, verteilte Photovoltaikanlagen ersetzt, wie kann man dann die Kontrolle zurückgewinnen? Die Anzahl der zu kontrollierenden Variablen wird explodieren. Technisch gesehen haben wir die Mittel, um 100 % PV zu erreichen, aber das erfordert eine große Veränderung aller Kontrollsysteme, des Managements der Übertragungs- und Verteilungsnetze und der Strommärkte."
Schließlich könnte ein Hebel zur Minimierung des Speicherbedarfs darin bestehen, die Kontrolle über die Nachfrage zu übernehmen. "Wenn man es schafft, den Verbrauch zu kontrollieren, kann man fast alles erreichen", versichert der Professor. In diese Richtung gehen beispielsweise Kontrollpläne für das Aufladen von Elektrofahrzeugen, bidirektionales Aufladen oder variable Tarife in Echtzeit.
