Es wird viel darüber diskutiert, ob das US-Energiesystem (oder das eines jeden Landes) zu 100 % auf erneuerbaren Energien basieren sollte. Wie wir wissen, besteht das Problem in der Intermittenz, da die Sonne nicht immer scheint und der Wind nicht immer weht. Diejenigen, die ein rein grünes Netz für realisierbar halten, sind sich uneins darüber, wie weit die Energiespeicherung voranschreiten und günstiger werden muss, bevor diese Vision verwirklicht werden kann, während einige Forscher argumentieren, dass die erneuerbaren Energien letztlich nicht ausreichen werden und das Netz der Zukunft Atom-, Erdgas- oder Biomassekraftwerke erfordert (die mit Kohlenstoffabscheidung und -speicherung betrieben werden könnten, auch wenn diese Technologie sehr teuer ist).
In diesem Artikel fassen wir zwei der führenden Ansichten über den Weg zu einem grünen Stromnetz in den USA zusammen. Auf der einen Seite stehen die kühnen Vorhersagen des Vordenkers und Pädagogen Tony Seba, die im Oktober 2020 veröffentlicht wurden, dass das US-Netz bis 2030 zu 100 % aus erneuerbaren Energien und sauberer Speicherung bestehen könnte. Auf der anderen Seite stehen die Schlussfolgerungen der kürzlich veröffentlichten Solar Future Studies des US-Energieministeriums, die von der Abteilung für Energieeffizienz und erneuerbare Energien erstellt wurden. Bevor wir auf den Punkt kommen und diese verschiedenen potenziellen Wege zu einem überwiegend auf erneuerbaren Energien basierenden Stromnetz skizzieren, sollten wir uns einige wichtige Punkte ansehen.
Der Wendepunkt hin zu einem erneuerbaren Stromnetz ist die zunehmende preisliche Wettbewerbsfähigkeit der Solarenergie
Das vergangene Jahrzehnt war für Solaranlagen und Batterien ein Wendepunkt. Nicht nur ist die Solarenergie heute die billigste Stromquelle, sondern die meisten Analysten erwarten, dass die Preise für Solarmodule weiter sinken werden. Daher ist es wirtschaftlich sinnvoll, eine veraltete Infrastruktur durch eine Energiequelle zu ersetzen, die immer wettbewerbsfähiger wird.
Der durchschnittliche Solarpark in den USA hat eine Größe von etwa 5 MW. Der Bau eines solchen Solarprojekts hätte im Jahr 2010 23,6 Millionen US-Dollar gekostet. Diese Kosten sind bis 2020 auf 4,4 Mio. USD gesunken und könnten 2030 nur noch 1,1 Mio. USD betragen (das entspricht einer Reduzierung der Investitionskosten um ca. 95 % in 20 Jahren).
Die Internationale Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA) fasst in der nachstehenden Grafik die Entwicklung der installierten Gesamtkosten für die verschiedenen Technologien zusammen. Beim Vergleich der sieben Arten von erneuerbaren Energien fällt auf, dass die Preise für Solarenergie (PV und Concentrated Solar Power (CSP)) und Windenergie (Onshore und Offshore) am stärksten sinken. Zwischen 2010 und 2020 sanken die gewichteten durchschnittlichen Gesamtkosten für die Installation von PV-Anlagen im industriellen Maßstab um 81 % (von 4.731 US$/kW im Jahr 2010 auf ca. 883 US$/kW im Jahr 2020). Da die meisten PV-Anlagen in den USA eine Größe von 5 MW oder weniger haben, bedeutet dies, dass der durchschnittliche Solarpark im Jahr 2010 ca. 23,6 Mio. US$ kostete, im Jahr 2020 jedoch nur noch ca. 4,4 Mio. US$. 4,4 Millionen US$ im Jahr 2020. Auffallend ist auch, dass zu Beginn des Jahrzehnts die Photovoltaik 2,4-mal teurer war als die Onshore-Windenergie. Die Parität wurde 2016 erreicht, und Ende 2020 war Wind 1,5 Mal teurer als Solar.
Globale gewichtete durchschnittliche installierte Gesamtkosten nach Technologie, von 2010 bis 2020
Tony Seba und sein Team bei RethinkX prognostizieren, dass die kombinierten Kapitalkosten von Photovoltaik, Windkraft und Batterien bis 2030 um weitere 75 % sinken werden. Das bedeutet, dass die installierten Gesamtkosten für Solar-PV-Anlagen bis 2030 221 US$/kW erreichen könnten, so dass ein durchschnittlicher 5-MW-Solar-PV-Betrieb in weniger als 10 Jahren ca. 1,1 Mio. US$ kosten würde. 1,1 Mio. US$ kosten würde, um in weniger als 10 Jahren gebaut zu werden. Als Referenz schätzt die Energy Information Administration (EIA) die Basiskosten für ein erdgasbefeuertes Kombikraftwerk im Jahr 2020 auf 958 US$/kW. Zusätzlich zu den Vorabinvestitionen erfordert der Betrieb eines solchen Kraftwerks natürlich kontinuierliche variable Kosten für den Kauf des Brennstoffs, der verbrannt werden muss.
Die Lösung von Unterbrechungen ist eine Voraussetzung
Auf den Strommärkten muss das Angebot jederzeit der Nachfrage entsprechen, sonst kommt es zu einem Blackout. Erneuerbare Energien sind jedoch nicht abschaltbar, d. h. sie können nicht als Reaktion auf die Anforderungen des Netzes ein- oder ausgeschaltet werden. Ein Netz mit vielen erneuerbaren Energiequellen benötigt daher viele Möglichkeiten, um die Schwankungen von Wind und Sonne auszugleichen. Daher ist es notwendig, grüne Elektronen für Zeiten der Spitzennachfrage zu speichern, wenn die Sonne nicht scheint (oder der Wind nicht weht). Die Lösung, die als der heilige Gral für Netze auf der Grundlage erneuerbarer Energien gilt, ist die Speicherung sauberer Energie auf Batteriebasis.
Der Solar Futures Study zufolge verfügten die USA im Jahr 2020 über eine Solarkapazität von rund 76 GW (davon 46 GW im Versorgungsbereich, 28 GW im Bereich der dezentralen Solarenergie und 2 GW im Bereich der solarthermischen Kraftwerke), die ca. 3 % des Strombedarfs des Landes deckte.
Während erneuerbare Energien nicht abrufbar sind, ist saubere Energie, die in Batterien gespeichert wird, abrufbar. Im Jahr 2019 veröffentlichte das NREL eine Studie über das Potenzial von Batterien für die kurzfristige Bereitstellung von Spitzenkapazitäten (derzeitige Bedingungen: ca. 1.187 GW Erzeugungskapazität in den USA und ca. 261 GW Spitzenkapazitäten auf der Grundlage fossiler Brennstoffe). NREL hat nachgewiesen, dass Batteriespeicher im Versorgungsmaßstab einen wesentlichen Teil des Spitzenkapazitätsbedarfs in den USA abdecken können. Unter den derzeitigen Bedingungen kamen sie zu dem Schluss, dass ein Potenzial von 28 GW für die 4-Stunden-Speicherung erforderlich ist, um Spitzenkapazitäten bereitzustellen. Es könnte sich ein positiver Kreislauf entwickeln:
“Dieser Einsatz könnte dazu beitragen, die Speicherkosten zu senken, und Speicher, die in erster Linie für die Bereitstellung von Spitzenkapazität eingesetzt werden, können zusätzliche Vorteile bieten, z. B. als Senke für die PV-Erzeugung mit niedrigem oder gar keinem Wert während der Nicht-Spitzenlastzeiten. Dies wiederum kann einen verstärkten Einsatz von PV ermöglichen, was wiederum das Potenzial der 4-Stunden-Speicher erhöht. Dieser Effekt kann das praktische Potenzial für die 4-Stunden-Speicherung auf 50 GW oder mehr in den einzelnen Ländern erhöhen. Der allgemeine Effekt sollte zusätzliches Potenzial für Kostensenkungen bieten, um die Wettbewerbsfähigkeit von 6- oder 8-Stunden-Speicheranlagen zu erhöhen”.
Batteriespeichersystem Schlüsselbegriffe
Energiekapazität: Maximale Menge der gespeicherten Energie (in kWh oder MWh)
Speicherdauer: Die Zeitspanne, in der der Speicher mit seiner Leistungskapazität entladen werden kann, bevor seine Energiekapazität erschöpft ist (z. B. hat eine Batterie mit 1 MW Leistungskapazität und 4 MWh nutzbarer Energiekapazität eine Speicherdauer von vier Stunden)
Die positive Entwicklung der Batteriespeicherung vor dem Stromzähler könnte mit den Fortschritten in der Batterietechnologie konvergieren, wenn Elektrofahrzeuge zum Mainstream werden. Die Speicherung sauberer Energie kann in verschiedenen Formen erfolgen. Erstens die herkömmliche Speicherung vor dem Zähler, eine Form, die mit der zunehmenden Verbreitung von Elektrofahrzeugen und den damit verbundenen Fortschritten in der Batterietechnologie ein erhebliches Wachstum erfahren könnte. Die Speicherung sauberer Energie kann auch hinter dem Zähler (am Ort des Verbrauchs) erfolgen. Sie können auch mobil sein (z. B. durch die Zusammenlegung der Batterien in Millionen von Elektrofahrzeugen, was als Vehicle to Grid (V2G) bezeichnet wird) oder stationär (z. B. das Management von verteilten Hausbatterien hinter dem Zähler als virtuelles Kraftwerk (VPP)). Damit ein Netz ausschließlich auf erneuerbaren Energien basieren kann, brauchen wir diese saubere Energiespeicherung. Der künftige Bedarf an sauberer Energiespeicherung wird wahrscheinlich durch eine Kombination aus Versorgungsanlagen vor dem Zähler, V2G hinter dem Zähler und VPPs gedeckt werden.
Batteriespeichersysteme sind bereits im Einsatz
Bei der Frage, wie viel Speicherkapazität benötigt wird, wenn das Netz überwiegend auf erneuerbare Energien umgestellt wird, muss die Entladedauer berücksichtigt werden. Ende 2020 betrug die installierte Kapazität des US-Systems 3 GW Batteriespeicher mit einer maximalen Entladedauer von 4 Stunden. Wie wir gleich sehen werden, prognostiziert das US-Energieministerium einen erheblichen Anstieg der Größe der Batteriespeichersysteme – bis 2035 möglicherweise bis zu 124-mal mehr als die derzeitige Batteriekapazität, aber erst später (in einer dritten Phase) würde sich die Entladedauer gegenüber dem heutigen Stand erhöhen.
Obwohl die Batterie als Dienstleistung exponentiell wachsen wird, sind die in Betrieb befindlichen Batteriespeichersysteme ein Präzedenzfall und eine Referenz dafür, wie die wirtschaftliche Nutzung solcher Anlagen funktioniert. Generell können Batteriespeichersysteme Einnahmen durch Arbitrage erzielen, d. h. durch das Aufladen der Batterien mit Strom, wenn die Preise niedrig sind, und das Entladen, wenn die Preise hoch sind, wodurch das System ausgeglichen wird. Dies trägt dazu bei, dass die Menge an erneuerbarer Energie, die gekürzt wird, reduziert wird. Ebenso können Batteriesysteme (die, wie oben erwähnt, abschaltbar sind) für Spitzenkapazitäten eingesetzt werden, um teurere Erzeuger, in der Regel fossile Kraftwerke, zu ersetzen. Schließlich können zusätzliche Betriebsreserven und Hilfsdienste wie die Frequenzregelung dazu beitragen, die Zuverlässigkeit des Netzes zu gewährleisten. Die meisten der von den derzeitigen Batteriespeichern in den USA erbrachten Leistungen stehen im Zusammenhang mit Betriebsreserven und Hilfsdiensten. Die nachstehende Tabelle fasst alle Anwendungen von Energiespeichern im Versorgungsbereich zusammen.
Anwendungen der Energiespeicherung im Versorgungsmaßstab
Tony Seba & RethinkX
100% SWB bis 2030
Im Oktober 2020 veröffentlichten Tony Seba und sein Team von RethinkX einen Bericht, in dem sie feststellten, dass “es sowohl physisch möglich als auch wirtschaftlich erschwinglich ist, bis 2030 auf dem gesamten amerikanischen Festland sowie in der überwältigenden Mehrheit der anderen bevölkerten Regionen der Welt 100 % des Strombedarfs mit einer Kombination aus Solar-, Wind- und Batteriesystemen (SWB) zu decken. “Der Hauptgrund für die Umstellung auf ein SWB-System sind die wirtschaftlichen Vorteile, da die Solarenergie nach Ansicht von Seba die billigste Stromquelle werden soll. Die kostengünstigste SWB-Architektur wäre daher eine mit 10-mal mehr Solar- als Windenergie. Die Auswirkungen eines solchen Systems wären tiefgreifend, da die Grenzkosten der Energie in den meisten Teilen des Jahres nahe Null liegen würden. Es ist nicht die Frage, ob die erneuerbaren Energien vorherrschen werden, sondern wann.
“Sinkende Kosten treiben den technologischen Umbruch voran. Solar- und Windenergie sind bereits die günstigsten neuen Erzeugungsoptionen und kosten in vielen Gebieten weniger als bestehende Kohle-, Gas- und Kernkraftwerke. Die Kosten für SWB-Systeme werden bis 2030 um weitere 70 % sinken, so dass ein Umbruch unvermeidlich ist.” Tony Seba
Seba schätzt, dass der von einem 100%igen SWB-System erzeugte Strom im Jahr 2030 30 US$/MWh betragen würde. Im Gegensatz zu den meisten Forschern ist er außerdem der Meinung, dass für eine 100%ige SWB keine großen Mengen an Batteriespeichern erforderlich sind. Sein Modell basiert auf der Idee, dass das Elektrizitätssystem so konzipiert werden muss, dass die Energieüberschussproduktion maximiert wird (anstatt fälschlicherweise zu versuchen, die unterbrochene Energie zu minimieren). In dem Maße, wie die SWB-Kapazität im System wächst, werden diese Technologien eine wachsende Menge überschüssiger Energie zu Grenzkosten von nahezu Null produzieren. Seba nennt dies “Clean Energy Super Power”. Der Grund dafür ist, dass die Kapazitäten des Systems ausgebaut werden müssen, um die Stromnachfrage auch an kürzeren bewölkten Wintertagen vollständig zu decken. Infolgedessen könnten 100 % SWB in der restlichen Zeit des Jahres viel mehr Strom erzeugen, so dass die Speicherung weniger wichtig wäre.
Die Investitionen für den Bau dieses 100%igen SWB-Systems in den kontinentalen USA bis 2030 würden sich auf insgesamt weniger als 2 Billionen Dollar belaufen (das Team von Seba schätzt, dass dies nur 1 % des BIP des Landes ausmacht). Die Simulation von RethinkX optimierte das Gleichgewicht zwischen den Kosten für die Erzeugung von Solar- und Windenergie und den Kosten für Batterien und ergab, dass das kostengünstigste 100%ige SWB-System eine drei- bis fünffach höhere Gesamterzeugungskapazität als das heutige Netz hätte, aber nur Batterien für 35 bis 90 Stunden benötigen würde. Diese Berechnung hängt vom Standort ab. Im Falle Kaliforniens simulierte das Team ein Grenzszenario, bei dem das System im Jahr 2030 über eine installierte Batteriespeicherkapazität von ca. 1.200 GWh verfügen würde, was eine anhaltende Entladeleistung von 2.400 GW ermöglichen würde.
Das US-Energieministerium hat Antworten
78% SWB bis 2035 (90% bis 2050)
Die Solar Futures Study des US-Energieministeriums ist eine beeindruckende Modellierung zahlreicher komplexer und sich gegenseitig beeinflussender Trends (Kosten verschiedener Technologien, Elektrifizierung von Verkehr und Wärme und Auswirkungen auf die Nachfrage, Entwicklung verschiedener Technologien und Geschwindigkeit des Kostenrückgangs). Es werden drei Szenarien vorgestellt:
- Moderater Fall: Erneuerbare Energien und Speichertechnologien profitieren von moderaten Kostensenkungen, einem Basisfall der Elektrizitätsnachfrage und den aktuellen politischen Maßnahmen zur Emissionsbegrenzung, einschließlich Mandaten für saubere Energie und Steueranreizen auf Bundesebene.
- Fall der Dekarbonisierung: Fortgeschrittene Kostensenkungen für Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energien, ein Basisfall der Stromnachfrage und politische Maßnahmen im Einklang mit einer Reduzierung der CO2-Emissionen (gegenüber dem Stand von 2005) um 95 % bis 2035 und 100 % bis 2050.
- Fall Dekarbonisierung mit Elektrifizierung: Fortgeschrittene Kostensenkungen für Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energien, ein hoher Elektrifizierungsgrad und politische Maßnahmen im Einklang mit einer Reduzierung der CO2-Emissionen (gegenüber dem Stand von 2005) um 95 % bis 2035 und 100 % bis 2050.
Eine zu geringe Speicherung könnte zu Stromausfällen führen, eine zu große Speicherung wäre jedoch zu kostspielig. Das Modell berücksichtigt in allen drei Szenarien dieses Optimierungsproblem und sieht drei verschiedene Phasen für die Speicherung sauberer Energie vor. In der ersten Phase, die bis in die späten 2020er Jahre reicht, findet ein begrenztes Wachstum der Speicherung statt. Mit 5 GW pro Jahr handelt es sich dabei hauptsächlich um die Speicherung innerhalb eines Tages. In der zweiten Phase von den späten 2020er bis zu den späten 2040er Jahren wird der Einsatz von Speicheranlagen beschleunigt (aufgrund sinkender Batteriekosten und der Stilllegung von Kraftwerken, die mit fossilen Brennstoffen betrieben werden), und zwar nach wie vor hauptsächlich innerhalb eines Tages (allerdings sprunghaft von 2 bis 4 Stunden auf 6 bis 8 Stunden). In einer dritten Phase, die in den späten 2040er Jahren beginnt, wird der größte Teil der neu hinzukommenden Speicher auf Langzeitspeicher entfallen.
Da die Dauer der Batteriespeicherung erst nach den 2040er Jahren zunehmen wird, geht man kurzfristig davon aus, dass die Abregelung von Solarstrom ein kosteneffizienter Weg zur Integration von Solarstrom ist. Es wird davon ausgegangen, dass die gesamte gekürzte PV- und Windenergieerzeugung bis 2035 zwischen 7% und 8% liegt und bis 2050 auf 9% bis 13% ansteigt. Die Studie berücksichtigt auch den Ausbau der Übertragungsnetze, die Energie aus Gebieten mit hohem Solarstromaufkommen in die Nachfragezentren bringen könnten. Lastflexibilität und Nachfragesteuerung werden ebenfalls berücksichtigt, z. B. die Verlagerung von Gebäudelasten zur Optimierung der Solarnutzung und die Steuerung von Ladegeräten für Elektrofahrzeuge zur Maximierung des Ladevorgangs während des Tages.
Die Studie hebt hervor, dass ein Drittel der bisherigen Solarkapazität den Verbrauchern in verteilten Netzen gehört. Die Studie verweist auch auf den Anstieg anderer dezentraler Energiequellen (DER) wie Elektrofahrzeuge, Batterien und flexible Lasten. Die Studie schätzt, dass etwa 80% bis 90% aller neuen erneuerbaren Kapazitäten auf Solarenergie im Versorgungsbereich entfallen und 10% bis 20% auf kleinere dezentrale Anlagen.
Historische und modellierte Kapazitäten für das US-Stromsystem
Jetzt haben wir also endlich die Antwort. Die Batteriespeicherung soll bis 2035 von derzeit 3 GW auf 59 GW bis 374 GW ansteigen. Interessant ist, dass das Verhältnis der PV-Anteile im System zwischen Dekarbonisierung + Elektrifizierung und dem Referenzfall bis 2035 etwa das Dreifache beträgt (994 GW gegenüber 373 GW), während das Verhältnis der Batteriespeicherkapazität zwischen den beiden Fällen im selben Jahr etwa das Sechsfache beträgt (374 GW insgesamt gegenüber 59 GW). Je mehr Solarstrom das System hat, desto mehr braucht es Speicher.
Eine ähnliche Beobachtung gilt für die gesamte Batteriespeicherkapazität im Jahr 2050. Im Referenzfall würden 196 GW an Speicherleistung benötigt, im Fall von Dekarbonisierung und Elektrifizierung dagegen 1.676 GW.
In Bezug auf die jährliche Stromerzeugung zeigt die Studie, dass der Anteil der SWB von derzeit 12% auf potenziell 78% im Jahr 2035 und ca. 90% im Jahr 2050 im Fall von Dekarbonisierung und Elektrifizierung steigen würde. Hervorzuheben ist, dass in diesem aggressivsten Fall im Jahr 2035 immer noch ca. 5% des Stroms aus fossilen Brennstoffen erzeugt würden, was sich jedoch bis 2050 auf Null reduzieren würde.
Nicht ob, sondern wann
Ein Netz, das überwiegend auf erneuerbaren Energien basiert, benötigt Speicher. Kurzfristig wird es sehr wichtig sein, alle vorhandenen Batterien zu nutzen. Deshalb werden sich V2G und VPP in den nächsten zehn Jahren ausbreiten. Es ist wirtschaftlich sinnvoll, die mobilen Speicher in Elektrofahrzeugen und alle stationären Speicher hinter dem Zähler zu nutzen, und mehrere Unternehmen haben die Technologie entwickelt, die die Nutzung dieser Speicher ermöglicht. Um eine lange Lebensdauer zu erreichen, sind Lösungen erforderlich, die über Lithium-Ionen hinausgehen – denken Sie an grünen Wasserstoff als Lösung für die saisonale Speicherung. Die Technologien sind vorhanden, die Investitionen fließen, und die Lösungen werden immer umfangreicher. Die von RethinkX und der Solar Futures Study modellierten Szenarien (siehe unten) sind beide in Reichweite.
Wie RethinkX sagte: “Es geht nicht mehr darum, ob die SWB-Energiewende stattfindet, sondern nur noch darum, wann und wo”. Die Entscheidung für die SWB ist absolut nicht politisch, sondern eine rationale wirtschaftliche Entscheidung. Wir haben das Glück, dass ein zusätzlicher positiver Nebeneffekt die Dekarbonisierung des Planeten ist.