Stromspeicherpotenziale für Deutschland - Zentrum für ...

Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Niklas Hartmann, Ludger Eltrop, Nikolaus Bauer, Johannes
Salzer, Simon Schwarz, Maike Schmidt
Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER)
Institut für Strömungsmechanik und Hydraulische Strömungsmaschinen (IHS)
Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW)
Universität Stuttgart
Juli 2012

Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis ................................................................................................................ I
Kurzfassung ...................................................................................................................... III
1 Einleitung .....................................................................................................................1
2 Stromspeichertechnologien .........................................................................................3
2.1 Aufgaben von Speichertechnologien ............................................................................. 4
2.2 Spezifikation eines Referenzspeichers .......................................................................... 6
2.3 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen und Berechnungsgrundlagen ........................ 6
3 Analyse der Speichertechnologien und deren Entwicklungspotenzial ...................9
3.1 Pumpspeicherwerke ....................................................................................................... 9
3.1.1 Funktionsprinzip, Stand der Technik und Entwicklungsperspektiven ....................................... 9
3.1.2 Ökonomische Analyse ............................................................................................................. 14
3.2 Druckluftspeicher ......................................................................................................... 15
3.2.1 Funktionsprinzip, Stand der Technik und Entwicklungsperspektiven ..................................... 16
3.2.2 Ökonomische Analyse ............................................................................................................. 24
3.3 Wasserstoffspeicher ..................................................................................................... 27
3.3.1 Funktionsprinzip, Stand der Technik und Entwicklungsperspektiven ..................................... 27
3.3.2 Ökonomische Analyse ............................................................................................................. 34
3.4 Methanisierung von Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid ......................................... 35
3.4.1 Funktionsprinzip, Stand der Technik und Entwicklungsperspektiven ..................................... 36
3.4.2 Ökonomische Analyse ............................................................................................................. 40
3.5 Mobile Batteriespeicher ............................................................................................... 42
3.5.1 Funktionsprinzip, Stand der Technik und Entwicklungsperspektiven ..................................... 42
3.5.2 Ökonomische Analyse ............................................................................................................. 49
4 Potenziale der Speichertechnologien für Deutschland ...........................................51
4.1 Pumpspeicherwerke ..................................................................................................... 51
4.2 Druckluftspeicher ......................................................................................................... 58
4.3 Wasserstoffspeicher ..................................................................................................... 63
4.4 Methanisierung von Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid ......................................... 64
4.5 Mobile Batteriespeicher ............................................................................................... 68
5 Vergleich der Speichertechnologien ........................................................................71
5.1 Technischer Vergleich der Speichertechnologien ..................................................... 71
5.2 Ökonomischer Vergleich der Speichertechnologien ................................................. 72
5.3 Kosten der Stromrückspeisung der Speicher ............................................................ 74
5.4 Sensitivitätsanalyse....................................................................................................... 77
5.5 Potenzial der Speichertechnologien ............................................................................ 81
6 Zusammenfassung .....................................................................................................83
I

II
7 Anhang ....................................................................................................................... 87
8 Literaturverzeichnis ................................................................................................. 93

Kurzfassung
Der Anteil der Stromerzeugung erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch ist in den
vergangenen Jahren stark angestiegen. Mit einem weiteren starken Ausbau wird gerechnet.
Die Stromerzeugung erneuerbarer Energien wird zukünftig vornehmlich durch Windkraftund
Photovoltaikanlagen getragen. Durch deren fluktuierenden und nur im begrenzten
Umfang planbaren Charakter ergibt sich die Herausforderung, diese hohen Anteile
erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch in das Elektrizitätssystem zu integrieren.
Speichertechnologien können diese Aufgabe unterstützen, indem Überschuss-energie
aufgenommen und bei Bedarf wieder abgegeben wird.
Ziel der Studie ist die Durchführung einer technischen und ökonomischen Analyse
von Pumpspeichern, Druckluftspeichern, mobilen Batteriespeichern sowie der
Speicherung von Wasserstoff und künstlich hergestelltem SNG (Substitute Natural Gas)
nach dem Power-to-Gas-Verfahren (CO2-Methanisierung). Hierfür wurde jede
Speichertechnologie in Bezug auf einen Tagesspeicherbetrieb (Verhältnis Speicherleistung
zu –kapazität 1:7; 1 Zyklus pro Tag) und für einen saisonalen Speicherbetrieb (Verhältnis
Speicherleistung zu –kapazität 1:500; 0,014 Zyklen pro Tag) untersucht. Einige
Technologien können neben der Verwendung als Stromspeicher auch in weiteren
Bereichen eingesetzt werden (z.B. im Mobilitätssektor oder im Wärmesektor). In dieser
Studie wird hierzu eine Abgrenzung vorgenommen und ausschließlich der
Anwendungsfall „Stromspeicherung“ berücksichtigt. Zusätzlich wird das Potenzial der
Speichertechnologien in Deutschland ermittelt.
Pumpspeicher und mobile Batteriespeicher weisen mit 80 – 90 % die höchsten
Wirkungsgrade (Verhältnis von Stromein- und Stromausspeicherung für einen
vollständigen Speicherzyklus) der untersuchten Speichertechnologien auf. Der
Wirkungsgrad diabater Druckluftspeicher liegt mit 54 % und der adiabater
Druckluftspeicher mit 60 bis 70 % (in Abhängigkeit der Temperatur im Wärmespeicher)
deutlich darunter. Die niedrigsten Wirkungsgrade mit 36 – 45 % weisen Power-to-Gas
Speicher (Herstellung von SNG inklusiver Rückverstromung) und Wasserstoffspeicher
auf.
In der Studie wurden die Kosten der Rückspeisung von Energie aus dem Speicher
in das Stomnetz inklusive der im Speicherbetrieb auftretenden Verluste und der
Strombezugskosten berechnet. Im Tagesspeicherbetrieb fallen zukünftig in Abhängigkeit
der Strombezugskosten (Variation von 0 und 48 €/MWh) für Pumpspeicher die niedrigsten
spezifischen Kosten der Stromrückspeisung von 3 bis 9 €ct2010/kWh an. Die Kosten der
Druckluftspeicher liegen mit 4 bis 13 €ct2010/kWh knapp darüber, gefolgt von
Wasserstoffspeichern mit Kosten zwischen 9 und 19 €ct2010/kWh und von Power-to-Gas
Speichern mit Kosten zwischen 15 und 29 €ct2010/kWh. Mobile Batteriespeicher weisen
mit 13 bis 19 €ct2010/kWh im Tagesspeicherbetrieb vergleichbare Kosten der
Stromrückspeisung zu den Power-to-Gas Speichern auf.
Im saisonalen Speicherbetrieb steigen die Kosten der Stromrückspeisung der
Speichertechnologien, die hohe kapazitätsspezifische Investitionskosten aufweisen, stark
III

IV
an. Dies trifft vor allem auf mobile Batteriespeicher, Druckluftspeicher und im begrenzten
Ausmaß auf Pumpspeicher zu. Durch die geringen kapazitätsspezifischen
Investitionskosten von Wasserstoffspeichern weisen diese die geringsten Kosten der
Stromrückspeisung im saisonalen Speicherbetrieb auf. Die Kosten der Stromrückspeisung
von Druckluftspeichern und Power-to-Gas Speichern sind höher.
Anhand einer Sensitivitätsanalyse wurde der große Einfluss des Verhältnisses von
Speicherleistung zu Speicherkapazität sowie der zugrunde gelegten Speicherzyklen auf die
Kosten der Stromrückspeisung verdeutlicht. Die Gesamtinvestitionskosten können in
Investitionskosten, die der Speicherleistung zugeordnet werden und in Investitionskosten,
die der Speicherkapazität zugeordnet werden aufgeteilt werden. Im Bereich der
Tagesspeicher ist der Anteil der Investitionskosten mit Bezug zur Speicherleistung und
beim saisonalen Speichern der Anteil der Investitionskosten mit Bezug zur
Speicherkapazität ausschlaggebend.
Pumpspeicher, Druckluftspeicher und ggf. mobile Batteriespeicher eignen sich
besonders für den Tagesspeicherbetrieb, Wasserstoffspeicher und Power-to-Gas Speicher
zeigen ihre Stärken im saisonalen Betrieb.
Das Potenzial von Stromspeichern in Deutschland ist insgesamt groß. Für
Wasserstoff- und Power-to-Gas Speicher in Salzkavernen liegt das Potenzial bei einer
Kapazität von ca. 1800 TWh. Diese Salzkavernen können auch für Druckluftspeicher
verwendet werden, wodurch sich ein Potenzial bei einem Druckspiel von ca. 20 bar von
ca. 27 TWh ergibt. Bis zum Jahr 2020 kann die Kapazität bestehender Pumpspeicher in
Deutschland (derzeit ca. 44 GWh) alleine durch die Umsetzung geplanter Projekte auf ca.
90 GWh erhöht werden. Längerfristig ist nach Untersuchungen der Bergischen Universität
Wuppertal ein Potenzial von etwa 2 TWh vorhanden. Das Potenzial der mobilen
Batteriespeicher liegt bei ca. 0,3 TWh. Insgesamt ist das Potenzial ausreichend um die in
verschiedenen Studien 1 benötigte Speicherkapazität (zwischen 1 und 40 TWh) zur
Integration hoher Anteile erneuerbarer Energien in das Elektrizitätssystem Deutschlands
bereitzustellen.
1 Z.B. „Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in
Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global - Leitstudie 2010“
/DLR 2010/ und „Wege zur 100 % erneuerbaren Stromversorgung“ /SRU 2011/

1 Einleitung
Stromspeicherpotenziale für Deutschland 1
Die Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland hat in den vergangenen Jahren
eine große Dynamik erfahren. Beispielsweise betrug die Stromerzeugung aus Windenergie
im Jahr 2010 rund 38 TWh bei einer installierten Leistung von ca. 27 GW /BMU 2011a/.
An Land (onshore) wird bis 2030 gegenüber heute ein Zubau auf insgesamt rund 35 GW
erwartet. Dieser wird zu einem großen Teil durch Repowering getragen. Der Einstieg in
die Offshore-Windenergienutzung hat mit der Inbetriebnahme des Windparks ‚Alpha
ventus‘ im April 2010 bereits begonnen. Im Offshore-Bereich wird mit einer hohen
Dynamik im weiteren Ausbau gerechnet (installierte Leistung von bis zu 30 GW bis zum
Jahr 2030 /WindEnergy 2010/). Insgesamt wird eine Stromerzeugung (onshore und
offshore) von rund 150 TWh pro Jahr, entsprechend etwa einem Viertel des derzeitigen
Stromverbrauchs in Deutschland, für das Jahr 2030 erwartet.
Leistung [MW]
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
Leistung Onshore
Leistung Offshore
Stromerzeugung gesamt
0
0
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
160
140
120
100
80
60
40
20
Stromerzeugung [TWh]
Abbildung 1-1: Geplante Windenergienutzung Onshore / Offshore (links) bis 2030 /WindEnergy
2010/ und Stromerzeugung aus Photovoltaik (rechts) laut Branchenprognose bis
2020 /Agentur EE 2010/ in Deutschland
Die Stromerzeugung durch Photovoltaikanlagen zeigt ebenso einen starken Zubau. Ende
2010 waren bereits Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von über 17 GW installiert
/BMU 2011a/. Durch die Novellierung des EEG soll der zukünftige Ausbau der
Photovoltaik in Deutschland auf 2.500-3.500 MW pro Jahr reguliert werden. Dadurch ist
bis zum Jahr 2030 eine installierte Leistung von rund 80 GW (bis 2020 rund 45 GW)
denkbar, so dass in der Summe bis zum Jahr 2030 mit einer installierten Leistung der
Solar- und Windenergienutzung von ca. 140 GW gerechnet werden kann.
Die Produktion von ‚Wind‘-strom ist ebenso wie die photovoltaische
Stromerzeugung durch erhebliche Fluktuationen in der Energiebereitstellung
charakterisiert. Die Integration der Wind- und Solarstromerzeugung in das Stromnetz stellt
bereits heute die Netzbetreiber vor Probleme. Wenn eine hohe Wind- und
Solarstromeinspeisung gleichzeitig auftritt, können Leistungsspitzen entstehen, die den
Bedarf übertreffen und zu Problemen der Netzstabilität führen. Für die Durchleitung der
Energiemengen aus erneuerbaren Energien (von ca. 40 % erneuerbarer Energien an der
Stromversorgung) wird ein Ausbaubedarf der Transportnetze von 3.600 km mit einem

2
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Kostenvolumen von bis zu 55 Mrd. EUR veranschlagt /Dena 2010/. Trotz des
Netzausbaus ist mittel- bis langfristig mit erheblichen Überkapazitäten zu rechnen.
Punktuell kann dies sogar schon kurzfristig auftreten. Als weiterer Baustein für die
Integration hoher Anteile erneuerbarer Energien in die Stromversorgung wird der Einsatz
von Speichertechnologien intensiv diskutiert. Aufgaben von Stromspeichern in einem
Elektrizitätssystem mit hohem Anteil erneuerbarer Energien können sein:
- Aufnahme von Überschussenergie / Integration erneuerbarer Energien
- Leistungs-Frequenz-Regelung
- Bereitstellung von Reserve- und Störungsreserveleistung
- Spannungshaltung
- Schwarzstartfähigkeit
Vor diesem Hintergrund werden in dieser Kurzstudie verschiedene Stromspeicher
hinsichtlich deren technischen Eignung zur Erfüllung der genannten Aufgaben untersucht
und bewertet. Zusätzlich werden die Investitionskosten sowie die spezifischen
Stromspeicherkosten im Betrieb für den exemplarischen Einsatz als Tagesspeicher und
saisonaler Speicher der verschiedenen Speichertechnologien einander gegenüber gestellt.
Zuletzt wird das Potenzial der Speichertechnologien in Deutschland ermittelt.
Die oben genannten Aufgaben von Stromspeicher in einem Elektrizitätssystem mit
hohem Anteil erneuerbarer Energien werden zunächst näher erläutert (Kapitel 2). Danach
werden die Funktion, der Stand der Technik und die Entwicklungsperspektiven der
Stromspeicher Pumpspeicherwerke, diabate und adiabate Druckluftspeicher, mobile
Batteriespeicher, Wasserstoffspeicher und Power-to-Gas Speicher erläutert. Anschließend
werden die Stromspeicherkosten für einen exemplarischen Einsatz als Tagesspeicher und
saisonaler Speicher ermittelt (Kapitel 3). Die Potenziale der einzelnen
Speichertechnologien in Deutschland werden in Kapitel 4 berechnet und die Ergebnisse
der technischen und ökonomischen Analyse sowie der Potenziale der Speicher in Kapitel 5
einander gegenübergestellt. In Kapitel 6 folgt eine Zusammenfassung der wesentlichen
Ergebnisse.

2 Stromspeichertechnologien
Stromspeicherpotenziale für Deutschland 3
Elektrische Speichertechnologien lassen sich in direkte und indirekte
Elektroenergiespeicher einteilen (vgl. Abbildung 2-1). Direkte Elektroenergiespeicher
speichern Energie in Magnetfeldern, z.B. stromdurchflossenen Spulen, oder in
elektrischen Feldern, z.B. Kondensatoren. Indirekte Elektroenergiespeicher wandeln die
elektrische Energie in chemische oder mechanische Energie um. Beispiele für letztere sind
Pumpspeicherwerke und Druckluftspeicherkraftwerke. Zu den Systemen, bei denen die zu
speichernde elektrische Energie in chemische Energie umgewandelt wird, gehören
Batteriespeichersysteme und Akkumulatoren mit externem Speicher (z.B. Gasspeicher,
Brennstoffzellensysteme).
Abbildung 2-1: Klassifizierung von Elektroenergiespeichern (SMES = supraleitende magnetische
Energiespeicher)
In dieser Studie werden die Entwicklungspotenziale der Technologien zur indirekten
Stromspeicherung untersucht und darauf aufbauend das Potenzial der
Speichertechnologien ermittelt. Die folgenden Speichertechnologien werden analysiert:
- Pumpspeicherwerke
- Diabate und adiabate Druckluftspeicherkraftwerke
- Wasserstoffspeicher
- Power-to-Gas Speicher
- Mobile Batteriespeicher (Elektrofahrzeuge)

4
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
2.1 Aufgaben von Speichertechnologien
Speichertechnologien werden heute schon zu verschiedenen Aufgaben herangezogen. Im
Folgenden wird ein Überblick über mögliche Aufgaben gegeben.
- Aufnahme von Überschussenergie / Integration erneuerbarer Energien
- Leistungs-Frequenz-Regelung
- Bereitstellung von Reserve- und Störungsreserveleistung
- Spannungshaltung
- Schwarzstartfähigkeit
Zur Aufnahme von Überschussenergie und späteren Abgabe der Energie zu Zeiten mit
geringer Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien werden hohe Be- und
Entladeleistungen der Speicher benötig, um große Energiemengen verschieben zu können.
Für die Integration von Solarstrom im Tag-Nachtausgleich sind ebenfalls hohe
Speicherleistungen erforderlich, wobei die Entladezeit im Bereich von einigen Stunden
liegt. Die Integration von Windstrom erfordert einerseits hohe Be- und Entladeleistungen
für den Ausgleich der Windleistungsänderungsgeschwindigkeit. Zusätzlich werden
größere Speicherkapazitäten, z.B. zur Pufferung mehrtägiger Windflauten benötigt.
Die „Aufnahme von Überschussenergie / Integration erneuerbarer Energien“ wird
exemplarisch anhand einer Analyse der Wind- und Solarenergieeinspeisung der Regelzone
TenneT TSO GmbH im Zeitraum Mai 2010 – April 2011 analysiert /TenneT 2011/. Die
Regelzone TenneT überstreckt sich grob über die Bundesländer Schleswig-Holstein,
Niedersachsen, Bremen, Hessen und Bayern. Die Last schwankt im Gebiet der TenneT
Regelzone zwischen ca. 6 GW und 22 GW /TenneT 2011a/. Insgesamt waren Ende 2010
ca. 8 GW Photovoltaikleistung und ca. 10 GW Windenergieleistung in der Regelzone
installiert /EEG 2011/, /BMU 2011b/.
In der Regelzone der TenneT traten in dem betrachteten Jahr sowohl bei der Wind- als
auch bei der Solarenergieeinspeisung wenige Zeitschritte mit hoher
Leistungsänderungsgeschwindigkeit auf. Die maximale Leistungsänderungsgeschwindigkeit
der Windenergie betrug 7 % der installierten Nennleistung in einem 15-Minuten
Zeitschritt. Die der Solarenergie betrug 9 % der installierten Nennleistung an
Photovoltaikanlagen in einem 15-Minuten Zeitschritt.
Neben der „Aufnahme von Überschussenergie / Integration erneuerbarer Energien“ zählt
die Leistungs-Frequenz-Regelung sowie die Reserve- und Störungsreservebereitstellung
zu den potenziellen Aufgaben von Stromspeichern. Die Anforderungen an die
Speichertechnologien werden hierfür im Folgenden erläutert.
Die Leistungs-Frequenz-Regelung (Primärregelreserve, vgl. Abbildung 2-2) muss
innerhalb von 30 Sekunden nach Bedarfsanfall einsetzen und 15 Minuten lang
uneingeschränkt zur Verfügung stehen. Kraftwerke mit einer Leistung größer als 100 MW
müssen aus dem Betrieb heraus in der Lage sein, Primärregelreserve bereitzustellen. Das
Primärregelband muss mindestens � 2 % der Nennwirkleistung betragen.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 5
Die Reserve- und Störungsreservebereitstellung (Sekundär- und Tertiärregelung, vgl.
Abbildung 2-2) löst die Primärregelung ab und weist eine Aktivierungszeit von 30
Sekunden auf. Nach 5 Minuten muss die Leistung vollständig zur Verfügung stehen und
bis maximal 1 Stunde im Einsatz sein.
Die Tertiärregelung (Minutenreserve) wird in 15-Minuten Blöcken bereitgestellt
und folgt der Sekundärregelreserve. Die Leistung muss dabei für maximal 4 Stunden
bereitgestellt werden. Kraftwerke, die an der Tertiärregelung teilnehmen, müssen
mindestens 15 MW positive und / oder negative Leistung bereitstellen und
Leistungsänderungsgradienten von mindestens 2 % pro Minute der Nennleistung
aufweisen.
Abbildung 2-2: Einsatz der Reservearten /BMWi 2008/
Für die Leistungs-Frequenz-Regelung und Reserve- und Störungsreservebereitstellung ist
vor allem die Anfahrzeit der Einspeicher- und Ausspeichereinheit ausschlaggebend.
Neben den dargestellten Aufgaben von Stromspeichern sind noch zwei weitere, die
Spannungshaltung und Schwarzstartfähigkeit, zu nennen. Die Spannungshaltung
(Blindleistungsbereitstellung) wird neben der Regelung der Wirkleistung auch durch den
Blindleistungsbedarf und die Blindleistungserzeugung geregelt. Hierfür werden Einheiten
zur Blindleistungskompensation verwendet, die der induktiven Blindleistung der
Verbraucher entgegenwirken.
Im Falle eines Netzausfalls werden Erzeugungseinheiten benötigt, die
schwarzstartfähig sind, und für die Betriebsaufnahme keinen Strom benötigen.
Die Eignung der verschiedenen im Rahmen dieser Studie untersuchten
Speichertechnologien zur Erfüllung der in diesem Abschnitt dargestellten Aufgaben von
Speichertechnologien wird in den folgenden Kapiteln analysiert. Um die
Speicherdimensionierung für alle betrachteten Speicher gleich zu halten, wird im nächsten
Kapitel ein Referenzspeicher definiert, dessen Spezifikation auf die anderen
Speichertechnologien übertragen wird.

6
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
2.2 Spezifikation eines Referenzspeichers
Für die Erfüllung der verschiedenen Aufgaben von Speichern sind Anlagen mit
variierender Leistung und Kapazität erforderlich. Eine grundsätzliche Einteilung kann in
Kurzzeitspeicher und Langzeitspeicher erfolgen. Kurzzeitspeicher speichern die Energie
über Stunden oder wenige Tage. Dagegen werden Langzeitspeicher eher im Wochen- oder
saisonalen Betrieb verwendet /DENA 2010/.
Die derzeit in Deutschland eingesetzten Pumpspeicherwerke mit einer
Betriebsdauer der Turbinen von max. 24 Stunden weisen im Durchschnitt eine
Speicherleistung von ca. 270 MW und eine Speicherkapazität von ca. 1800 MWh auf
/DENA 2010/. Das Verhältnis von Speicherleistung PSpeicher zu Speicherkapazität K beträgt
ca. 1 zu 7 und wird für die folgende Berechnung für den Referenz-Tagesspeicher
festgelegt. Das Verhältnis von Speicherleistung zu Speicherkapazität wird für einen
saisonalen Speicher mit 1 zu 500 festgesetzt. Der Speicherzyklus einer vollständigen Beund
Entladung wird für den Tagesspeicher mit 1 Zyklus pro Tag und für den (Referenz)
saisonalen Speicher mit 0,014 Zyklen pro Tag angenommen. Hiermit wird für die
wirtschaftliche Bewertung und dem Vergleich der Speichertechnologien eine einheitliche
Grundlage geschaffen. In Tabelle 2-1 sind die Werte aufgeführt.
Tabelle 2-1: Spezifikation für einen Tagesspeicher und einen saisonalen Speicher
Verhältnis Leistung
zu Kapazität
[PSpeicher /
K]
Tagesspeicher Saisonaler Speicher
1/7 1/500
Zyklen [Anzahl pro Tag] 1 0,014
2.3 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen und Berechnungsgrundlagen
Für die Kostenberechnungen der Stromspeicherung werden folgende Rahmenbedingungen
festgelegt. Der effektive Zinssatz wird mit 6 % angesetzt. Die fixen und variablen
Betriebskosten Cvar&fix werden pauschal mit 5 % der Investitionskosten pro Jahr in die
Berechnung mit aufgenommen. Die spezifischen Strombezugskosten bC aus externen
Quellen (z.B. zur Speicherbefüllung) betragen 48 €/MWh.
Tabelle 2-2: Festgelegte wirtschaftliche Rahmenbedingungen zur Kostenberechnung der
Stromspeicherung
Einheit Wert
Effektiver Zinssatz %/a 6
Fixe und variable Betriebskosten % der Investitionskosten/a 5
Strombezugskosten €/MWh 48
Der Wert beschreibt den Durchschnittspreis des EPEX Spot Auktionsmarkts der
Strombörse EEX /EEX 2011/ im Zeitraum Mai 2010 – April 2011.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 7
Abbildung 2-3 zeigt das Speichersystem schematisch. Dieses besteht aus den drei
Elementen:
1. Einspeichereinheit – Wandlung der elektrischen Energie in Speicherenergie
2. Eigentlicher Speicher – Tagesspeicher: Verhältnis Leistung zu Kapazität 1/7;
saisonaler Speicher: Verhältnis Leistung zu Kapazität 1/500
3. Ausspeichereinheit – Rückwandlung der gespeicherten Energie in elektrische
Energie
Abbildung 2-3: Darstellung der einzelnen Speicherkomponenten für die Berechnung der
Investitionskosten der Speicher
Die betrachteten Technologien unterscheiden sich in den Wirkungsgraden der Einspeiseund
Ausspeiseeinheit. Mathematisch wird die Berechnung der Kosten der
Stromrückspeisung (Stromeinspeisungskosten CSp_ein und Stromspeicherkosten CSp_rück)
wie folgt durchgeführt.
Mit Hilfe der Bezugsenergie Ein werden die Bezugskosten BC berechnet (vgl.
folgende Aufzählung und Abbildung 2-3). Die spezifischen Kosten der Speicher (spez.
Investitionskosten der Einspeichereinheit cP_in, der Ausspeichereinheit cP_out und der
Kapazität cK) werden aus Kostenkalkulationen in Literaturquellen ermittelt. Die
leistungsabhängigen Investitionskosten CP für die im vorangegangenen Kapitel definierten
Referenzspeicher (mit der Leistung Pin und Wirkungsgrad ηin der Einspeichereinheit sowie
der Leistung Pout und Wirkungsgrad ηout der Ausspeichereinheit) werden anhand der in der
folgenden Aufzählung und Abbildung 2-3 dargestellten Rechnung ermittelt. Die
kapazitätsabhängigen Investitionskosten CK werden für die Kapazität K, in Abhängigkeit
des Arbeitsvermögens Eout, berechnet. Die Summe der Kostenbestandteile des Speichers
CP, CK und BC ergeben die Investitionskosten des Speichers CSp.

8
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
• Kapazität [kWh]: K = Ein ∙ ηin
• Arbeitsvermögen [kWh]: Eout = K ∙ ηout
• Leistung im Speicher [kW]: Pout = PSpeicher ∙ ηout
• Investitionskosten (leistungsabhängig) [€]: CP = cP_out ∙ Pout + cP_in ∙ Pin
• Pin = Pout /(ηin ∙ ηout )
• Investitionskosten (kapazitätsabhängig ) [€]: CK = cK ∙ K
• Bezugskosten [€]: BC = bC ∙ Ein
• Investitionskosten Speicher [€]: CSp = CP + CK + BC
• Annuitätenfaktor: An = i ∙ (1 + i) L /((1 + i) L -1)
• Spez. Stromeinspeisungskosten (bC = 48 €/MWh) [€/kWh]:
CSp_ein = (CSp ∙An + Cvar&fix) / ER_Jahr
• Spez. Stromspeicherkosten (bC = 0 €/MWh) [€/kWh]:
CSp_rück = (CSp ∙An + Cvar&fix) / ER_Jahr
Die spezifischen Stromeinspeisungskosten CSp_ein werden anhand der Annuitätenmethode
(Annuitätenfaktor An, Lebensdauer L und Zinssatz i) mit den jährlichen Investitionskosten
der Speicher inklusive spezifischer Strombezugskosten (bC = 48 €/MWh) und der
rückgespeisten Energiemenge in einem Jahr ER_Jahr berechnet. In einer zweiten Variante
werden die Stromspeicherkosten CSp_rück berechnet. In dieser Variante werden die
Speicher nur dann beladen, wenn der Strompreis bei 0 €/MWh liegt. Preise von 0 €/MWh
oder niedriger können auftreten, wenn z.B. durch eine hohe Wind- und
Solarstromeinspeisung Leistungsspitzen entstehen, die den Bedarf übersteigen. Die
Stromspeicherkosten CSp_rück werden ebenfalls anhand der Annuitätenmethode, der
jährlichen Investitionskosten der Speicher und mit spezifischen Strombezugskosten von
(bC = 0 €/MWh) und der rückgespeisten Energiemenge in einem Jahr ER_Jahr ermittelt.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 9
3 Analyse der Speichertechnologien und deren
Entwicklungspotenzial
Im Folgenden werden die ausgewählten Speichertechnologien technisch und ökonomisch
charakterisiert sowie deren Entwicklungspotenzial beschrieben. Hierbei werden zunächst
Pumpspeicher, gefolgt von Druckluftspeichern, Wasserstoffspeichern, Power-to-Gas
Speichern und mobilen Batteriespeichern beschrieben.
3.1 Pumpspeicherwerke
3.1.1 Funktionsprinzip, Stand der Technik und Entwicklungsperspektiven
Pumpspeicherwerke (PSW) sind den mechanischen, indirekten Elektroenergiespeichern
zuzuordnen, da sie elektrische Energie in Form von potentieller Energie von Wasser
speichern. PSW sind aus zwei Speicherbecken aufgebaut, die sich auf verschiedenen
geodätischen Höhenniveaus befinden. Während des Ladevorganges wandeln
Elektromotoren elektrische Energie erst in mechanische Energie. Pumpen wandeln diese
in potentielle Energie, indem Wasser vom Unterbecken durch Rohrleitungen in das höher
liegende Oberbecken befördert wird. In Strommangelzeiten kann das im Oberbecken
gespeicherte Wasser über Turbinen wieder in das Unterbecken geleitet werden, wodurch
aus der potentiellen Energie mechanische Energie und mit Hilfe von Generatoren wieder
elektrische Energie entsteht (entspricht: Entladevorgang).
Oberbecken Wasserschloss
Einlaufbauwerk
Oberwasserstollen
Druckstollen
Pumpe / Turbine
Abbildung 3-1: Prinzipskizze Pumpspeicherwerk
Pumpbetrieb
Turbinenbetrieb
Motor / Generator
Auslaufbauwerk
mit Wasserschloss
Unterbecken
Die wichtigsten Anlagenbestandteile von Pumpspeicherwerken sowie ihre grundlegenden
Funktionen sind:
� Oberbecken zur Speicherung des Wassers auf erhöhtem geodätischem Niveau
� Einlaufbauwerk mit Fallschützen als Wassereinlass in die Rohrleitungen und
Verschluss für Revisionen
� ggf. Oberwasserstollen zum Wassertransport auf annähernd gleichbleibendem
Höhenniveau
h

10
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
� ggf. Wasserschloss zur Verminderung von Druckstößen und Verbesserung der
Regelfähigkeit
� Druckstollen zum Wassertransport bei Überwindung der Höhendifferenz
� Krafthaus mit Turbinen und Pumpen, Generatoren bzw. Elektromotoren,
Kugelschiebern als Absperrorgan, Transformatoren, Leittechnik, usw., dient der
Energieumwandlung, teilweise in Kavernenbauweise
� Auslaufbauwerk, ggf. mit Wasserschloss, als Verbindung zum Unterbecken
� Unterbecken zur Wasserspeicherung
Die gespeicherte potentielle Energie des Wassers entspricht der Kapazität K des Speichers
und ergibt sich mit der Dichte des Wassers ρ, der Erdbeschleunigung g, der
Wasserspiegeldifferenz Oberwasser – Unterwasser h und dem nutzbaren Volumen V zu
K � � � g � h �V
3
K 3 � � � g � h �1m
1m
Die Kapazität pro Kubikmeter K1m³ beschreibt den Energiegehalt von einem gespeicherten
Kubikmeter Wasser. Abbildung 3-2 zeigt den proportionalen Zusammenhang zwischen
Kapazität pro Kubikmeter und der Wasserspiegeldifferenz h der Speicherbecken, auch
Fallhöhe genannt. Je größer die Fallhöhe, desto höher auch der Energiegehalt eines
Kubikmeters Wasser. Die durchschnittliche Fallhöhe der größeren Pumpspeicherwerke in
Deutschland liegt bei etwa 300 m. Daraus ergibt sich eine Kapazität von 0,82 kWh/m 3 . Für
ein Pumpspeicherwerk mit 1000 m Fallhöhe berechnet sich die Kapazität zu 2,73 kWh/m 3 .
Energie pro m³ Wasser [kWh/m³]
4
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
0,82 kWh/m³
2,73 kWh/m³
0 500 1000 1500
Fallhöhe [m]
Abbildung 3-2: Kapazität pro Kubikmeter Wasser in Abhängigkeit von der Fallhöhe
Die gespeicherte Energie eines Pumpspeicherwerkes ist ausschließlich von dessen
Fallhöhe h und dem nutzbaren Beckenvolumen V abhängig. Das nutzbare Beckenvolumen
beschreibt das Wasservolumen, dass in einem Zyklus maximal gepumpt und turbiniert
werden kann. Es entspricht bei einer klassischen Speicheranordnung (siehe Abbildung 3-1)

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 11
dem kleineren Volumen von Ober- oder Unterbecken abzüglich einer Restwassermenge,
die im Becken verbleiben muss.
Oft wird bei Pumpspeicherwerken das Arbeitsvermögen W anstatt der
Speicherkapazität angegeben. Es entspricht der tatsächlich dem Stromnetz bei gefülltem
Speicher zur Verfügung stehenden Energie und beinhaltet daher den Wirkungsgrad des
Entladevorgangs ƞT.
W � K ��T
� � � g � h �V
��T
Die Leistung P eines Pumpspeicherwerks ist (technisch) unabhängig von seiner Kapazität
bzw. von seinem Arbeitsvermögen. Entscheidend ist neben der Leistung des Kraftwerkes
das Verhältnis aus Arbeitsvermögen und Leistung. Dabei wird meist die Turbinenleistung
verwendet. Das Resultat ist eine Zeitangabe t. Sie beschreibt, wie lange das Kraftwerk im
Turbinenbetrieb unter maximaler Leistung betrieben werden kann, um das nutzbare
Beckenvolumen V umzusetzen.
W
t �
P
Bei einem großen Verhältnis von Arbeitsvermögen zu Leistung kann die Leistung über
einen langen Zeitraum abgerufen werden (saisonaler Speicher). Bei kleineren
Verhältnissen ist die Leistung nur über einen kürzeren Zeitraum verfügbar
(Tagesspeicher). Aus technischer Sicht kann zu einem bestimmten Arbeitsvermögen bzw.
zu einer bestimmten Kapazität jede beliebige Leistung installiert werden. Hierbei spielt die
gewünschte Betriebsweise und somit die Wirtschaftlichkeit die ausschlaggebende Rolle.
Die deutschen Pumpspeicherwerke sind mit einem Verhältnis von Arbeitsvermögen zu
Leistung zwischen 3 und 15 h ausgelegt. Der Mittelwert beträgt 6,4 h.
Neben der reinen Energiespeicherung sind Pumpspeicherwerke zu weiteren
Systemdienstleistungen im Stromnetz fähig und haben einen entscheidenden Anteil an
dessen Stabilität. Einige Pumpspeicherwerke besitzen einen natürlichen Zufluss, dies wird
im Folgenden nicht berücksichtigt.
Technische Analyse
Pumpspeicherwerke haben sich bereits seit Jahrzehnten auch in großem Maßstab im
Einsatz bewährt. Weltweit ist eine Leistung von mehr als 110 GW installiert /Dötsch
2009/. Pumpspeicherwerke arbeiten wirtschaftlich und befinden sich auf einem hohen
technischen Niveau. Die Lebensdauer von Pumpspeicherwerken wird in der Literatur mit
80 Jahren /Gatzen 2008/ und bis zu 100 Jahren angegeben /Schernthanner 2010/.
Pumpspeicherwerke können Gesamtwirkungsgrade von bis zu 80% erreichen. Den
Energiefluss und die Verluste der einzelnen Komponenten zeigt Abbildung 3-3. Besonders
hervorzuheben ist neben dem hohen Gesamtwirkungsgrad, dass nahezu keine
Speicherverluste auftreten. Die Systemverluste sind lediglich dem Lade- und
Entladevorgang zuzuschreiben.

12
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Abbildung 3-3: Energiebilanz eines Pumpspeicherwerkes nach /EnergieCH 2011/
Pumpspeicherwerke sind sehr flexibel und besitzen daher hervorragende
Regeleigenschaften. Je nach Art und Anordnung der Maschinensätze können
Pumpspeicherwerke sehr kurze Schaltzeiten erreichen. Laut Betreiberangaben sind unter
entsprechenden Umständen Schaltzeiten sowohl vom Stillstand in den Turbinenbetrieb
und vom Stillstand in den Pumpbetrieb, als auch im Wechselbetrieb (Pumpe – Turbine
oder Turbine – Pumpe) von bis zu 60 Sekunden möglich. Die Maschinensätze von
Pumpspeicherwerken können also innerhalb einer Minute auf maximale Leistung gebracht
werden. Je nach der Größe der Maschine können damit pro Maschinensatz mehrere
hundert Megawatt sehr kurzfristig angeboten werden. Alle Anlagen, für die entsprechende
Daten vorliegen, erreichen Zeiten unter 5 min. Die Verluste beim Anfahren und
Abschalten sind sehr gering. Teilweise kann der ganze Leistungsbereich eines Kraftwerks
als Regelenergie bereitgestellt werden.
Alle der in Kapitel 2 gestellten Anforderungen werden von Pumpspeicherwerken
erfüllt. Dazu zählen Regelenergiebereitstellung (Primär-, Sekundär- und Tertiärregelung),
Blindleistungskompensation / Phasenschieberbetrieb und Schwarzstartfähigkeit /
Inselbetrieb / Netzaufbau.
Seit der Strommarktliberalisierung und dem forcierten Ausbau der erneuerbaren
Energien in Deutschland, insbesondere der Windenergie, ändert sich die Betriebsweise
von Pumpspeicherwerken hin zu mehr Anfahr- und Abschaltungsvorgängen, größeren
Leistungsänderungsgeschwindigkeiten und höheren Betriebszeiten. Die in /Klein 2008/
veröffentlichten Daten zeigen, dass sich die Ausnutzungsdauer (gelieferte Jahresarbeit /
Leistung) von Pumpspeicherwerken zwischen 1994 und 2004 um rund 43 % erhöht hat.
Die durchschnittliche Anzahl Betriebsartenwechsel wird in /Rost 2000/ mit 1730
Wechseln pro Maschinensatz (pro Jahr) angegeben, dies entspricht fast fünf
Betriebsartenwechseln pro Tag und Maschinensatz. Das Kraftwerk Wehr erreichte sogar

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 13
durchschnittlich zehn mit einem Maximum einer Einzelmaschine von durchschnittlich
zwölf Betriebsartenwechseln pro Tag.
Entwicklungsperspektiven
Die Pumpspeichertechnologie befindet sich auf einem sehr hohen Entwicklungsstand,
sowohl im Hinblick auf den Wirkungsgrad als auch auf die Flexibilität. Dennoch erfolgt
eine stetige Weiterentwicklung der Technologie wie beispielsweise eine Erweiterung des
Regelbereichs (extreme Teillast: < 30 % der Nennleistung). Da die technische und
bauliche Ausführung von Pumpspeicherwerken je nach Standort und gewünschter
Charakteristik stark variieren kann, ist eine individuelle Entwicklung jeder Anlage
notwendig.
Die ersten Pumpspeicherwerke wurden Ende des neunzehnten bzw. Anfang des
zwanzigsten Jahrhunderts errichtet. Seitdem herrscht ein ständiger Zuwachs mit
Ausnahme der achtziger und neunziger Jahre, da zu dieser Zeit der Preis für Öl und Gas
relativ gering und eine Überkapazität an Pumpspeicherwerken vorhanden war. Seit der
Strommarktliberalisierung und der forcierten Integration der erneuerbaren Energien steigt
der Bedarf an Pumpspeicherwerken wieder stark an. Alleine in Deutschland sind im Jahr
2011 zwölf Modernisierungs- und Neubauprojekte mit einer Zubauleistung von 4400 MW
geplant. Abbildung 3-4 zeigt die Entwicklung der Pumpspeicherwerke in Deutschland in
den letzten 100 Jahren sowie einen Ausblick bis zum Jahr 2019.
Leistung [MW]
10000
8000
6000
4000
2000
0
1900-1909 1910-1919 1920-1929 1930-1939 1940-1949 1950-1959 1960-1969 1970-1979 1980-1989 1990-1999 2000-2009 2010-2019
Installierte Turbinenleistung Anzahl Pumpspeicherwerke
Abbildung 3-4: Entwicklung von PSW in Deutschland: Kraftwerksanzahl und installierte
Leistung 2
2 Annahmen:
Die momentan installierte Leistung entspricht der Leistung zum Inbetriebnahmezeitpunkt.
Alle geplanten Projekte werden bis 2019 realisiert.
40
32
24
16
8
0
Anzahl Pumpspeicherwerke

14
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
3.1.2 Ökonomische Analyse
Die ökonomische Analyse erfolgt anhand der in Kapitel 2.3 vorgestellten wirtschaftlichen
Rahmenbedingungen. Es werden eine Lebensdauer von 80 Jahren und ein Wirkungsgrad
von 0,8 angenommen. Berechnet werden die Kosten pro ins Netz eingespeister kWh.
Tabelle 3-1 zeigt eine Auswahl der in der Literatur angegebenen Investitionskosten.
Dabei wird in leistungsabhängige (€/kW, bezogen auf die Erzeugungsleistung) und
kapazitätsabhängige Kosten (€/kWh, bezogen auf die Erzeugungskapazität) unterschieden.
Um den teilweise unterschiedlichen zugrunde gelegten Verhältnissen von Kapazität zu
Leistung gerecht zu werden, gibt die letzte Spalte beispielhaft die Kosten eines
Pumpspeicherwerks mit einer Leistung von 1 kW und einer Kapazität von 7 kWh an.
Tabelle 3-1: Kostenangaben zu Investitionskosten von PSW (aus der Literatur)
Quelle €/kW €/kWh €
/VDE 2008/ 400 10
PSW mit 1 kW und 7 kWh
470
/DLR 2010/
(Verhältnis: K/P = 6 h)
700 - 700
PSW Goldisthal
/Sterner 2010/
(Verhältnis: K/P = 9,3 h)
585 - 585
/DENA 2010a/ 750 - 750
/Gatzen 2008/ 600 - 3000 - 600 - 3000
Nur eine Quelle berücksichtigt dabei kapazitätsgewichtete Investitionskosten. Es ist zu
sehen, dass für ein Pumpspeicherwerk mit einem Verhältnis von Kapazität zu Leistung
von beispielsweise 7 h mit Kosten im Bereich von 470 bis 750 €/kW (bezogen auf die
Erzeugungsleistung) zu rechnen ist. /Gatzen 2008/ gibt Investitionskosten von 600 bis
3000 €/kW an, was die starke Abhängigkeit der Kosten von der Ausführung des
Kraftwerks sowie von örtlichen Gegebenheiten widerspiegelt. Beispiele hierfür sind die
Fallhöhe oder die Verfügbarkeit eines natürlichen Beckens.
Die weitere ökonomische Analyse wird auf Grundlage der für das PSW Goldisthal
bekannten Investitionskosten durchgeführt. Anhand der Baukosten von ca. 620 Mio.€
/Sterner 2010/, einem Kostenanteil von Ober- und Unterwasser von 13 % /Czisch 2005/
und dem Verhältnis von Kapazität zu Leistung von 9,3 h lassen sich leistungsabhängige
Kosten von 258,3 €/kWTurbinenleistung und 258,3 €/kWPumpleistung berechnen. Die
kapazitätsabhängigen Kosten ergeben sich zu 8,16 €/kWh installierte Kapazität 3 .
€
kW
€
kW
€
kWh
3 1060MW �
258,
3 �1028MW
� 258,
3 � 9875,
4MWh
�8,
16 � 620Mio.€

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 15
Kosten Speicherkraftwerk als „Tagesspeicher“:
Die meisten deutschen Pumpspeicherwerke sind als Tagesspeicher ausgelegt. Für die
Berechnung der spezifischen Speicherkosten wird ein Tagesspeicher mit einem Verhältnis
von Kapazität zu Speicherleistung von 7 h und einem Zyklus pro Tag definiert. Daraus
ergeben sich Stromspeicherkosten für ein als Tagesspeicher ausgelegtes
Pumpspeicherwerk von ca. 3 €ct/kWh ohne Strombezugskosten und
Stromeinspeisungskosten von 9 €ct/kWh mit Strombezugskosten. Das Pumpspeicherwerk
würde in diesem Fall ca. 14 Stunden pro Tag arbeiten und 10 Stunden pro Tag stillstehen.
In dieser Zeit könnten Systemdienstleistungen angeboten werden. Dies wird aber in der
Wirtschaftlichkeitsbetrachtung nicht berücksichtigt.
Kosten Speicherkraftwerk als „saisonaler Speicher“:
Für ein Pumpspeicherwerk mit einem Verhältnis von Kapazität zu Speicherleistung von
500 h und 0,014 Zyklen pro Tag errechnen sich die Stromspeicherkosten zu 22 €ct/kWh
ohne Strombezugskosten und die Stromeinspeisungskosten zu 28 €ct/kWh mit
Strombezugskosten. Auch in diesem Berechnungsmodell ist die Stillstands-Zeit (etwa
714 h), während der Systemdienstleistungen angeboten werden könnten, nicht
berücksichtigt.
Da die Baukosten von Speicherseen und somit die kapazitätsabhängigen Kosten
eines PSW insbesondere von den benötigten Dammvolumina der Speicherbecken
abhängen, erfolgt für einen saisonalen Speicher eine weitere Abschätzung der
kapazitätsabhängigen Kosten anhand des Dammvolumens der Becken eines typischen
Pumpspeicherwerkes. Für einen saisonalen Speicher mit einem Verhältnis von Kapazität
zu Leistung von 500 h ergeben sich so kapazitätsabhängige Kosten von 1,08 €/kWh
Speicherkapazität. Daraus errechnen sich spezifische Stromspeicherkosten von 5 €ct/kWh
ohne Strombezugskosten und spezifische Stromeinspeisungskosten von 11 €ct/kWh mit
Strombezugskosten.
Es zeigt sich, dass die kapazitätsabhängigen Kosten bei saisonalen Speichern einen
großen Einfluss auf die spezifischen Speicherkosten haben. Da die Kosten der
Speicherbecken je nach örtlichen Gegebenheiten stark variieren können, wird für saisonale
Speicher von spezifischen Stromspeicherkosten in einem Bereich von 5 bis 22 €ct/kWh
(ohne Strombezugskosten) bzw. spezifische Stromeinspeisungskosten von 11 bis
28 €ct/kWh (mit Strombezugskosten) ausgegangen.
3.2 Druckluftspeicher
Druckluftspeicherkraftwerke (CAES – Compressed air energy storage) wandeln während
des Ladevorgangs elektrische Energie in mechanische Energie um. Das geschieht durch
Kompression von Umgebungsluft in einem Verdichter und anschließender Speicherung
der erzeugten Druckluft in einer unterirdischen Kaverne. Beim Entladen wird die
Druckluft aus der Kaverne über Turbinen geleitet und dort entspannt. Ein den Turbinen

16
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
nachgeschalteter Generator wandelt die mechanische Energie wieder in Strom um und gibt
sie an das Netz ab. Im Folgenden wird zunächst der Stand der Technik von
Druckluftspeicher erläutert und deren Entwicklungspotenzial aufgezeigt. Darauf folgend
wird eine ökonomische Einordnung vorgenommen.
3.2.1 Funktionsprinzip, Stand der Technik und Entwicklungsperspektiven
In Abbildung 3-5 ist das Funktionsprinzip eines diabaten Druckluftspeichers (dCAES)
dargestellt. Elektrische Energie treibt einen Motor (2) an, welcher eine Verdichtereinheit
(1) betreibt. Der Verdichter komprimiert Umgebungsluft in einer oder mehreren
Verdichterstufen auf das benötigte Druckniveau. Dabei wird thermische Energie frei. Um
die Verdichter durch die hohen Temperaturen bei der Kompression nicht zu stark zu
belasten wird das Arbeitsmedium zwischen- und nachgekühlt. Die komprimierte Luft wird
anschließend in unterirdischen Kavernen (4) zwischengespeichert. Im Bedarfsfall wird die
Druckluft in einer Gasturbine wieder expandiert. Dabei muss Erdgas zugefeuert werden,
um die Turbine auf Betriebstemperatur bzw. über der Vereisungsgrenze zu halten. Die
Turbine treibt einen Generator (2) an, der die mechanische Energie wieder in elektrische
Energie umwandelt und ins Netz einspeist. Bei einem diabaten
Druckluftspeicherkraftwerk geht die frei werdende thermische Energie verloren, bei einem
adiabaten Kraftwerk wird sie gespeichert und im Prozess wiederverwendet.
Ein diabates Druckluftspeicherkraftwerk mit zwei Salzkavernen existiert in
Deutschland in Huntorf seit 1978. Der Wirkungsgrad des Systems beträgt ca. 42 %
/Crotogino 2003/. Der geringe Gesamt-Wirkungsgrad kommt durch die notwendige
Kühlung der Luft vor dem Einspeichern und die Erhitzung vor der Expansion in der
Turbine, wofür ein fossiler Brennstoff (z.B. Erdgas) benötigt wird, zustande /RWE Power
2010/. In diabaten Druckluftspeichern wird die Luft bis auf ein Druckniveau von ca.
70 bar komprimiert /Henken-Mellies 2005/. Ein im Jahre 1991 in Betrieb genommenes
Druckluftspeicherkraftwerk in McIntosh, USA, arbeitet mit einem Wirkungsgrad von 54 –
55 % /Crotogino 2003/, /Siemens 2008/. Hierbei wird der höhere Wirkungsgrad
insbesondere durch die Rekuperation der Abwärme erreicht, die der Druckluft entnommen
und vor dem Turbineneintritt wieder zugeführt wird. Hierdurch wird ein Teil der
Erdgaszufeuerung eingespart /Alstom Power et al. 2006/.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 17
Abbildung 3-5: Funktionsprinzip eines diabaten Druckluftspeichers /Crotogino 2003/
Eine Weiterentwicklung der diabaten Druckluftspeichertechnologie ist der adiabate
Druckluftspeicher (Adiabate Compressed Air Energy Storage – A-CAES). Hierbei wird
die im Verdichtungsprozess frei werdende Wärme wieder zur Aufheizung der Druckluft
vor dem Eintritt in die Turbine genutzt. Die Kompressionswärme wird an einen
Wärmespeicher abgegeben und die abgekühlte Luft eingespeichert. Beim Ausspeichern
wird die Druckluft durch den Wärmespeicher geleitet und aufgeheizt, sodass sie der
Turbine zugeführt werden kann (vgl. Abbildung 3-6). Hierdurch kann auf den Einsatz von
fossilem Brennstoff (z.B. in Form von Erdgas) verzichtet und der Wirkungsgrad auf 60 -
70 % angehoben werden. Dieser ist stark abhängig von den Temperaturen, die im
thermischen Speicher gespeichert werden. Bei Speichertemperaturen von ca. 600°C kann
ein Wirkungsgrad von ca. 60 % erreicht werden. Durch die Speicherung hoher
Temperaturen (> 800°C) kann dieser weiter auf ca. 70 % gesteigert werden.
Abbildung 3-6: Funktionsprinzip eines adiabaten Druckluftspeichers /Zunft et al. 2005/

18
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Adiabate Druckluftspeicher können bei einem Wirkungsgrad von maximal 60 - 70 %
bereits in 15 Minuten hochgefahren werden, also etwa in der gleichen Zeit wie
herkömmliche diabate Druckluftspeicher des Typs Huntorf (vgl. Abbildung 3-7). Bei
diabaten Druckluftspeicher mit Rekuperator dauert der Anfahrvorgang etwa 20 bis 35
Minuten. Dies ist bedingt durch die Verzögerungszeiten bei der Anfahrzeit, die bei
Systemen mit Wärmerückgewinnung auftreten.
Abbildung 3-7: Vergleich von Anfahrzeiten und Wirkungsgrad verschiedener
Druckluftspeicherkonfigurationen nach /Siemens 2008/
Huntorf ist seit gut 30 Jahren im Einsatz. Da es das erste Kraftwerk seiner Art ist, kann
bezüglich der Lebensdauer keine genaue Angabe gemacht werden. Angesichts der
Ähnlichkeit eines Druckluftspeicherkraftwerks mit einem konventionellen
Gasturbinenkraftwerk ist die Lebensdauer in Bezug auf die verwendeten
Kraftwerkskomponenten mit ca. 50 Jahren anzusetzen /Spahic et al. 2007/. Hierbei wird
berücksichtigt, dass Druckluftspeicher voraussichtlich in geringerem Umfang eingesetzt
werden als Gasturbinenkraftwerke und sich dadurch die Lebensdauer erhöht.
Durch die Verbesserungen des Wirkungsgrades und die Einsparungen durch den
vermiedenen Einsatz von Erdgas in der Turbine wird die adiabate
Druckluftspeichertechnologie als zukünftige Alternative zu herkömmlichen
Pumpspeicherwerken gesehen. Die einzelnen Komponenten adiabater Druckluftspeicher-
Kraftwerke werden im Folgenden beschrieben.
Verdichtereinheit
Die Verdichtereinheit besteht aus einem Turboverdichter, der aus einer Kombination aus
Radial- und Axialverdichtern zusammengesetzt wird. Im adiabaten Druckluftspeicher wird
ein Druckniveau von maximal 150 bar angestrebt. Hierdurch können allerdings
Temperaturen von über 1000 K /Vöhringer 2010/ auftreten, weswegen eine Kühlung des
Kompressors unabdingbar ist. Die Wirkungsgrade von Industrie-Turboverdichtern
bewegen sich im Bereich von ca. 85-90 % /Baehr 2005/.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 19
Wärmespeicher
Wärmespeicher werden ausschließlich für den adiabaten Druckluftspeicher benötigt. Der
Wärmespeicher hat dabei verschiedene Aufgaben. Zum einen muss die aus den
Verdichtern kommende Druckluft möglichst isobar von einer hohen Temperatur (ca.
600°C) auf eine niedrige Temperatur (ca. 50°C) abgekühlt werden. Zum anderen sollte die
Wärmeenergie mit möglichst geringen Verlusten über längere Zeiträume gespeichert
werden können. Für die Entladung muss eine hohe Wärmeleistung erreicht werden, um die
vorbeiströmende Druckluft effektiv zu erwärmen. Der Betriebsdruckbereich sollte
zwischen Umgebungsdruck und 150 bar liegen /Zunft 2005/. Für den Wärmeübergang
kann zwischen direkter und indirekter Wärmespeicherung unterschieden werden. Bei der
direkten Speichermethode erfolgt ein unmittelbarer Kontakt zwischen Luftstrom und
Speichermaterial. Dadurch entstehen geringere Wärmeverluste als bei einem indirekten
Speicher, der mit Unterstützung eines Wärmeträgermediums arbeitet. Verbunden mit der
direkten Wärmespeicherung ist der Materialaustrag aus dem Wärmespeicher, der sich zum
einen negativ auf die Speicherkapazität des Wärmespeichers und zum anderen negativ auf
die Lebensdauer der nachgeschalteten Turbinen auswirken kann /Nowi 2005/. Als
Speichermedien kommen sowohl flüssige (z.B. Öle oder Flüssigsalze) als auch feste Stoffe
(z.B. Naturstein, Beton) in Betracht /Moessner 2008/. Flüssigkeitsspeicher müssen zwar
im indirekten Verfahren beladen werden, können aber in kostengünstigen Behältern
untergebracht werden. Dadurch sind keine druckfesten Hüllen wie bei den
Feststoffspeichern erforderlich /Meyer 2007/. Eine weitere Möglichkeit stellen
Latentwärmespeicher dar. Hierfür wird Phasenwechselmaterial (Phase Change Material –
PCM) verwendet, das die Wärme speichert, indem es seinen Aggregatzustand ändert.
Durch deren geringe Wärmeleitfähigkeit werden allerdings große spezifische Oberflächen
notwendig /Deutscher Bundestag 2008/.
Expansionseinheit
Die Expansionseinheit besteht aus einer Gasturbine sowie dem von der Turbine
angetriebenen Generator. Gegebenenfalls wird hierzu ebenfalls der Rekuperator gezählt.
Diabate Systeme benötigen hier zusätzlich eine Brennkammer, die in der Turbine verbaut
ist. Im Gegensatz zum Verdichter kann eine Turbine mit Leistungen bis 300 MW in einem
Gehäuse gebaut werden. Hierfür wird eine hohe Leistungsdichte und möglichst hohe
Eintrittstemperaturen (> 1400°C beim diabaten Druckluftspeicher; >600°C beim adiabaten
Druckluftspeicher) sowie ein großer Betriebsbereich benötigt. Die hohe Leistungsdichte
und Eintrittstemperatur wird im diabaten System durch die Zufuhr des fossilen
Brennstoffes Erdgas in die Brennkammer erreicht. Im adiabaten System wird stattdessen
die Druckluft im Wärmespeicher erhitzt und der Turbine zugeführt.

20
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Kaverne
Zur Speicherung der im Verdichter erzeugten Druckluft werden für
Druckluftspeicherkraftwerke Kavernen verwendet. Diese können grundsätzlich in den für
die Erdgasspeicherung verwendeten Untergrundstrukturen errichtet werden. Geeignete
Gesteinsschichten sind Salzgestein, poröses Gestein oder Aquiferstrukturen sowie
Felsgestein /Kruck 2008/, /Crotogino 2003/. Ebenfalls können ausgeförderte Erdgas- und
Erdöllagerstätten sowie stillgelegte Bergwerke verwendet werden /Deutscher Bundestag
2008/. Je nach dem geplanten Einsatzzweck des Druckluftspeichers (Tagesspeicher mit
hohen Umschlagfrequenzen, saisonaler Speicher mit großem Volumen) werden
unterschiedliche Anforderungen an die Kavernen gestellt. Im Folgenden werden die
aussichtsreichsten Untergrundstrukturen für die Errichtung von Kavernen vorgestellt.
Kavernen in ehemaligen Bergwerken oder Erdgas- und Erdöllagerstätten
Für die Speicherung der Druckluft in ehemaligen Bergwerken und Erdgas- und
Erdöllagerstätten müssen diese zunächst auf Dichtigkeit überprüft werden. Ehemalige
Bergwerke verfügen meist über ausreichende Volumina. Die Abdichtung ist bei Kohleund
Erzbergwerken allerdings nur mit großem Aufwand sicherzustellen, im Gegensatz zu
ehemaligen Salzbergwerken, deren Dichtheit meist gegeben ist /Griesbach und Heinze
1996/. Dagegen liegen ausgeförderte Erdgas- und Erdöllagerstätten bereits in porösen
Gesteinsschichten /Deutscher Bundestag 2008/, deren Dichtheit in der Regel gegeben ist.
Insgesamt stellen ehemaligen Rohstofflagerstätten durch die Dichtheit die einfachste Form
der Erschließung von Druckluftspeicherkavernen dar. Zusätzlich sind bei ausgeförderten
Lagerstätten bereits Bohrlöcher vorhanden, die für den Einsatz in einem
Druckluftspeicherkraftwerk geeignet sind. Dagegen spricht, dass durch die poröse
Gesteinsstruktur ehemaliger Lagerstätten hohe innere Reibungsverluste bei der Ein- und
Ausspeicherung von Druckluft auftreten und somit der Volumendurchsatz gering ist
/Crotogino 2010/.
Kavernen in porösem Gestein und Aquiferstrukturen
Poröse Gesteinsschichten und Aquiferstrukturen sind wasserführende Gesteinsschichten,
in die Luft eingepresst und somit das Wasser verdrängt werden kann. Voraussetzung für
die Verwendung als Druckluftspeicher ist eine Porosität von 18 % bis 25 % /Sedlacek
1999/ und eine Permeabilität von 0,2 bis 0,3 Darcy /Griesbach, Heinze 1996/. Wichtig ist,
dass die porösen Gesteinsschichten in dichte Gesteinsschichten wie Ton, Mergel oder
Salzgestein eingebettet sind. Der zulässige Innendruck des Gesteins wird durch die
umschließende Gebirgsformation bestimmt, wobei der Gradient ca. 0,11 bis 0,15 bar/m
Teufe beträgt. Für den Einsatz in einem Druckluftspeicher sollte mindestens eine
Speichermächtigkeit von 10 bis 40 m /Griesbach, Heinze 1996/, /Sedlacek 1999/
vorhanden sein. Vorteil dieser Gesteinsschichten ist, dass keine Kavernen erzeugt werden
müssen, sondern die Gesteinsschicht nur angebohrt werden muss /Kruck 2008/.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 21
Für den Einsatz von Kavernen in porösem Gestein und Aquiferstrukturen ist ein hoher
Explorationsaufwand nötig, um die Dichtheit nachzuweisen. Außerdem ist der
Volumenstromdurchsatz bei der Ein- und Ausspeicherung von Druckluft durch auftretende
Reibungsverluste gering.
Kavernen in Salzgestein
Zur Errichtung von Kavernen in Salzgestein muss das Steinsalz verschiedene
Voraussetzungen erfüllen. Vor allem muss eine ausreichende Dicke vorhanden sein. Diese
ist bei Schichtensalz, Salzstöcken, Salzkissen oder Salzmauern grundsätzlich gegeben.
Außerdem sollten nichtlösliche Bestandteile wie Ton, Anhydrit, Karbonat oder Kalisalze
nur in geringem Umfang auftreten /Griesbach, Heinze 1996/. Kavernen in Salzgestein
werden durch Solung hergestellt. Hierbei wird Süßwasser durch ein Bohrloch in eine
Salzschicht eingepresst, wodurch sich das Salz löst. Die Sole, die bei diesem Vorgang
entsteht, muss durch ein zweites Bohrloch wieder abgeführt werden wodurch der
Hohlraum entsteht. Unlösliche Bestandteile des Salzgesteins sinken auf den
Kavernengrund und können nur mit hohem Aufwand abgeführt werden. Grundsätzlich
werden zwei Verfahren für den Solprozess unterschieden, das indirekte und direkte
Verfahren (vgl. Abbildung 3-8).
Für beide Verfahren müssen drei Zugänge zu der Kaverne geschaffen werden.
Über den einen Zugang wird das Süßwasser eingeleitet (beim direkten Verfahren durch
den inneren Zuleitungsstrang, beim indirekten Verfahren durch den äußeren
Zuleitungsstrang). Entgegengesetzt dazu wird durch einen weiteren Zugang die Sole
abgeleitet. Um die Kaverne nach oben zu begrenzen wird ein Blanket durch das dritte
Rohr eingeleitet. Dieses besteht aus einem Stoff mit geringerer Dichte als die Sole (z.B.
Öl) wodurch kein Kontakt zwischen dem Süßwasser und Salzgestein im oberen Bereich
der Kaverne entsteht. Hierdurch wird gewährleistet, dass die Kaverne durch das
Solverfahren nach unten vergrößert wird. Generell wird zunächst das direkte Verfahren
eingesetzt und im späteren Verlauf durch das indirekte Verfahren abgelöst /Alstom Power
et al. 2006/. Die Solerohre werden nach der Fertigstellung der Kaverne durch ein
zementiertes Förderrohr ersetzt, wobei ein Soleentleerungsstrang zunächst bestehen bleibt.
Durch die erste Druckluftbefüllung wird die verbleibende Sole verdrängt, worauf im
Anschluss der Soleentleerungsstrang ausgebaut wird /Alstom Power et al. 2006/.

22
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Abbildung 3-8: Direktes und indirektes Soleverfahren /Alstom Power et al. 2006/
Für die Erschließung der Kavernen im Salzgestein muss ausreichend Wasser vorhanden
sein (ca. 7 bis 10 m³ Süßwasser für 1 m³ Kavernenhohlraum). Hierfür kann Süßwasser
(aus Flüssen, Seen, Grundwasser aus Brunnen, Klärwasser aus Großkläranlagen oder
Schichtwasser mit geringer Mineralisation aus dem Untergrund) oder Meerwasser
verwendet werden /Griesbach, Heinze 1996/. Für den Bau von Kavernen muss die
Möglichkeit der Entsorgung der Sole (ca. 7,5 m³ entstehenden Sole pro Kubikmeter
Hohlraum) beachtet werden /Alstom Power et al. 2006/. Nach /Griesbach, Heinze 1996/
gibt es dafür die folgenden Möglichkeiten:
- Nutzung in der chemischen Industrie, z.B. Chlorelektrolyse, Siedesalzproduktion,
Sodaproduktion (nur möglich bei Einhaltung geforderter Solequalität)
- Ableitung in Oberflächengewässer (in der Regel nur in Meeresnähe möglich, bei
Ableitung in Flüssen wird eine mengenmäßige Begrenzung vorgenommen)
- Einleitung in permeable, poröse Gesteinsschichten im Untergrund, die keinen
Kontakt zu grundwasserführenden Schichten haben (Verträglichkeit mit
Schichtwasser und Gestein und ein dichtes Deckgebirge muss gegeben sein)
- Flutung von stillgelegten Bergwerken
Für Druckluftspeicherkavernen sind ähnliche Voraussetzungen zu erfüllen wie bei heute
bereits im Einsatz befindenden Erdgasspeicherkavernen. Im Folgenden werden die
Besonderheiten, die zusätzlich bei der Druckluftspeicherung bedacht werden müssen,
dargestellt.
Erdgaskavernen werden mit wenigen Zyklen im Jahr betrieben. Im Gegensatz dazu
müssen Druckluftspeicherkavernen eine häufige Veränderung des Innendrucks verkraften.
Zusätzlich können durch das Einspeichern von feuchter Luft die Zuleitungsrohre
korrodieren. Druckluftspeicherkavernen können in Teufen von 500 bis 2000 m realisiert
werden /Bérest, Brouard 2003/. Je tiefer dabei eine Kaverne liegt, desto höher ist der
zulässige Kavernendruck. Große Teufen bieten ebenfalls den Vorteil, dass die Kavernen

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 23
eine hohe Stabilität aufweisen. Im Gegensatz dazu darf die Spannungsdifferenz zwischen
Kaverne und Randgebirge nicht zu groß sein. Durch die Notwendigkeit des zeitweisen
atmosphärischen Betriebs, und daraus resultierender Instabilität der Kaverne in großen
Tiefen, werden Kavernen in Teufen zwischen 600 bis 1.800 m (Kavernenmitte) /Alstom
Power et al. 2006//Crotogino 2003/ installiert. Zum Vergleich liegen die Kavernen des
Druckluftspeichers in Huntorf in einer Tiefe von ca. 700 m und verfügen über das
Druckspiel zwischen 50 und 70 bar /Crotogino 2003/. In diesen Tiefen sollte die
eingespeicherte Druckluft eine Temperatur von maximal 50°C betragen, da sonst die
Stabilität der Kaverne nicht mehr sichergestellt werden kann.
Die Volumenobergrenze einer Kaverne liegt aufgrund der steigenden Instabilität
der Kaverne bei größeren Volumina bei ca. 500.000 m³ /Alstom Power et al. 2006/. Durch
eine nahezu zylindrische Form der Kavernen wird eine solche Kaverne einen Durchmesser
von ca. 100 m aufweisen. Zusätzlich ist bei mehreren Kavernen ein minimaler Abstand
von 300 m zwischen den Kavernenachsen vorzusehen /Alstom Power et al. 2006/.
Ein Vorteil von Druckluftkavernen in Salzgestein ist, dass im Gegensatz zu
Speicherung in porösen Schichten ein hoher Volumendurchsatz möglich ist. Außerdem
kann das Salzgestein, ohne eine Beeinträchtigung der Funktionsfähigkeit, bei hohem
Druck Schäden im Salzgestein selbstständig ausheilen /DeVries 2003/. Schäden, die im
Betrieb durch niedrige Drücke oder im kurzzeitigen atmosphärischen Betrieb entstehen,
können daher später durch den hohen Druck im Betrieb wieder ausgebessert werden.
Tabelle 3-2 zeigt nochmals einen Vergleich der verschiedenen Möglichkeiten für
Untergrundspeicher und deren qualitative Bewertung hinsichtlich der Größe des
Volumens, der Dichtheit und dem Volumendurchsatz.
Tabelle 3-2: Zusammenfassende Übersicht der verschiedenen Möglichkeiten für
Untergrundspeicher
Ehemalige
Bergwerke
Ehemalige
Erdgaslagerstätte
Felsgestein Poröses
Gestein/
Aquifer
Salzgestein
Volumen ++ ++ + ++ +
Dichtheit -- ++ -- 0 ++
Volumendurchsatz
++ - ++ - ++
++ sehr vorteilhaft; + vorteilhaft; 0 neutral; - nachteilig; -- sehr nachteilig
Ausgeförderte Erdgaslagerstätten stellen die am besten bewertete Möglichkeit von
Druckluftspeichern dar. Der geringe Volumendurchsatzes aufgrund der inneren
Reibungsverluste wird hingegen weniger vorteilhaft bewertet. Zusätzlich besteht eine hohe
Konkurrenz zu der Einspeicherung von Erdgas.
Aquifere oder poröse Gesteine sowie Kavernen in ehemaligen Bergwerken bieten
sich als Alternative zu ausgeförderten Lagerstätten an. Allerdings ist die Exploration in der
Regel sehr aufwendig und es müssen aufwendige Abdichtungsarbeiten erfolgen. Kavernen
in Felsgestein sind sehr aufwendig zu erschließen und werden bisher nicht für die

24
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Speicherung von Erdgas verwendet. Daher stellen Felskavernen auch zukünftig keine
Alternative für Druckluftspeicherkavernen dar. Insgesamt werden Kavernen in Salzgestein
am besten bewertet.
3.2.2 Ökonomische Analyse
Die Anfahrzeiten (vgl. Abbildung 3-7) für Druckluftspeicherkraftwerke liegen je nach
Ausführung zwischen ca. 8 und 35 Minuten /Siemens 2008/. Mit einem vorübergehend
geringeren Wirkungsgrad und erhöhten Verschleiß können Druckluftspeicher mit
Rekuperatoren auch innerhalb von 15 Minuten hochgefahren werden. Somit können
Druckluftspeicherkraftwerke zur Bereitstellung von Minutenreserve genutzt werden,
diabate Druckluftspeicherkraftwerke des Typs Huntorf sogar für Sekundärregelreserve.
Zukünftige adiabate Druckluftspeicher können bei entsprechender Auslegung ebenfalls
Sekundärregelleistung bereitstellen.
Investitionskosten der oberirdischen Anlagenkomponenten
Die im Folgenden dargestellten spezifischen Investitionskosten für die oberirdischen
Anlagenkomponenten schließen die in Kapitel 3.2.1 dargestellten Anlagenkomponenten
Verdichter und Turbineneinheit für diabate Druckluftspeicher mit ein. Bei den adiabaten
Druckluftspeichern wird hierbei zusätzlich der Wärmespeicher berücksichtigt. Die
spezifischen Investitionskosten für die Speicherkavernen der diabaten und adiabaten
Druckluftspeicher werden getrennt davon im nächsten Abschnitt erläutert.
Die spezifischen Investitionskosten für diabate Druckluftspeicherkraftwerke sind
wie die der adiabaten Druckluftspeicher in Abbildung 3-9 dargestellt. Hierbei sind jeweils
die Maximal- und Minimalwerte aus den Literaturquellen aufgeführt, sowie der
Durchschnitt angegeben. Es wird deutlich, dass die spezifischen Investitionskosten für
diabate Druckluftspeicher in der Literatur zwischen ca. 400 €2010/kW und ca.
1000 €2010/kW angegeben werden.
Geringe Kosten zwischen ca. 400 und 600 €2010/kW werden häufiger angegeben
und daher wird für nachfolgenden Berechnungen der Durchschnitt von 560 €2010/kW für
die spezifischen Investitionskosten des diabaten Druckluftspeichers angesetzt. Durch die
Weiterentwicklung hin zu einem adiabaten Druckluftspeicher erhöhen sich die
spezifischen Investitionskosten auf Werte zwischen 770 €2010/kW und 1500 €2010/kW. Die
Bandbreite der angegebenen Werte ist dabei größer als bei den spezifischen
Investitionskosten der diabaten Druckluftspeichern. Dies ist auf die Unsicherheit
bezüglich der Investitionskosten der adiabaten Druckluftspeicher, die noch in der
Entwicklung sind, zurückzuführen. Durchschnittlich werden spezifische Investitionskosten
von ca. 910 €2010/kW in der Literatur angegeben.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 25
Abbildung 3-9: Übersicht der spezifischen Investitionskosten von diabaten und adiabaten
Druckluftspeicherkraftwerken im Vergleich /Schmidt 2011/
Kosten für Untergrundspeicher
Die Kosten für die Untergrundspeicherung (Kosten der Speicherkapazität) werden im
Folgenden dargestellt. In Tabelle 3-3 sind die Werte für Salzkavernen zusammengefasst
[in €2010/kWh].
Tabelle 3-3: Spezifische Investitionskosten (kapazitätsbezogen) für Salzkavernen - Werte mit
volumetrischer Speicherkapazität von 2,9 kWh/m³ umgerechnet
Quelle Spezifische Investitionskosten
[€2010/kWh]
/Pehnt Höpfner 2009/
3,04 - 6,08
/Vennemann et al. 2008/
3,25 – 5,59
/Chachine, Guerrini 2000/
3,1 – 4,4
/EPRI 2002/
1,1
/Nölke 2006/
4,0
In /Chachine, Guerrini 2000/ und /Nölke 2006/ werden die spezifischen Investitionskosten
für ein maximales Salzkavernenvolumen von 500.000 m³ mit ca. 11,7 €2010/m³ angegeben.
Durch Umrechnung der Kosten pro Volumen durch die volumetrischen
Speicherkapazitäten (2,9 kWh/m³ für ein Druckluftspeicher /VDE 2008/) ergeben sich
kapazitätsspezifische Investitionskosten von 3,1 – 4,4 €2010/kWh /Chachine, Guerrini
2000/ bzw. 4,0 €2010/kWh /Nölke 2006/. Dagegen werden in /EPRI 2002/ spezifische
Investitionskosten von 1,1 €2010/kWh für Salzkavernen verwendet. In /Vennemann et al.
2008/ sowie in /Pehnt Höpfner 2009/ wird eine Bandbreite der spezifischen
Investitionskosten für Kavernen in Salzgestein zwischen ca. 3 €2010/kWh und 6 €2010/kWh
angegeben. Als Berechnungsgrundlage wird der Mittelwert aus den in Tabelle 3-3
angegeben Werten mit spezifischen Investitionskosten von ca. 3,5 €2010/kWh für Kavernen
in Salzgestein gebildet.

26
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Für die folgende Berechnung der Speicherkosten werden die in Tabelle 3-4 dargestellten
Eingangsparameter verwendet. Die Investitionskosten sind hierbei als Bandbreite
angegeben. Zusätzlich werden gemäß der Berechnungsmethode in Kapitel 2.3 die
Investitionskosten für die oberirdischen Komponenten in spezifischen Investitionskosten
der Einspeichereinheit und der Ausspeichereinheit aufgeteilt. Diese werden anhand des
Mittelwerts der Kalkulationen in Abbildung 3-9 ermittelt.
Tabelle 3-4: Eingangsparameter zur Berechnung der Stromeinspeisungs- und
Stromspeicherkosten von Druckluftspeicherkraftwerken
Bandbreite der Invest.-kosten
oberirdischer Komponenten
Einheit
Diabater
Druckluftspeicher
(2010)
Adiabater
Druckluftspeicher
(2030)
€2010/kW 400 – 1000 770 – 1500
Invest.-kosten
Einspeichereinheit
€2010/kW 280 455
Invest.-kosten
Ausspeichereinheit
€2010/kW 280 455
Investitionskosten Kaverne €2010/kWh 3,5 (1,1 – 6)
Gesamtwirkungsgrad % 54 60 - 70
Lebensdauer a 50 50
Im Folgenden wird eine wirtschaftliche Einordnung der Druckluftspeicherkraftwerke
vorgenommen. Mit den in Tabelle 3-4 (sowie Tabelle 2-1 und Tabelle 2-2) dargestellten
Eingangsparametern und der Annuitätenmethode werden die spezifischen
Stromeinspeisungs- und Stromspeicherkosten berechnet. Die Kostenabschätzung bezieht
sich dabei auf den Stand heute (2010) für die diabate Druckluftspeichertechnik und auf das
Jahr 2030 für die adiabaten Druckluftspeicher. Das Ergebnis zeigt, dass heutige
Druckluftspeicher im Tagesspeicherbetrieb spezifische Stromeinspeisungskosten von
knapp 13 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 4 €ct2010/kWh ohne Strombezugskosten)
aufweisen. Diese steigen für den Fall des saisonalen Betriebes auf ca. 23 €ct2010/kWh
(Stromspeicherkosten: 14 €ct2010/kWh ohne Strombezugskosten). Durch den
Technologiesprung von der diabaten zur adiabaten Technologie wird zukünftig für den
Tagesspeicherbetrieb eine leichte Veränderung der Stromeinspeisungskosten auf knapp
12 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 5 €ct2010/kWh), und für den saisonalen
Speicherbetrieb auf ca. 21 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 14 €ct2010/kWh) erreicht.
Bei der Berechnung der Stromeinspeisungs- und Stromspeicherkosten ist allerdings zu
beachten, dass exemplarisch die Speicher einer bestimmten Aufgabe (Tagesspeicher bzw.
saisonaler Speicherbetrieb) zugeordnet werden.

3.3 Wasserstoffspeicher
Stromspeicherpotenziale für Deutschland 27
Bei der Wasserelektrolyse wird elektrische Energie in chemische Energie gewandelt und
in Form von Wasserstoff gespeichert. Der so erzeugte Energieträger eignet sich zur
Speicherung und bedarfsgerechten Rückverstromung, bspw. in Brennstoffzellen oder in
kombinierten Gas- und Dampfkraftwerken.
3.3.1 Funktionsprinzip, Stand der Technik und Entwicklungsperspektiven
Wasserstofferzeugung durch Elektrolyse
Das Prinzip der Wasserelektrolyse beruht darauf, dass Wasser durch elektrische Energie in
seine Bestandteile Wasserstoff und Sauerstoff aufgespalten wird. Zwei Verfahren sind
heute Stand der Technik: die alkalische Elektrolyse mit flüssigem Elektrolyten und die
saure Elektrolyse mit Polymer-Elektrolyt-Membran (PEM). Daneben gibt es die
Hochtemperaturelektrolyse, welche sich aber noch im Entwicklungsstadium befindet und
hier nicht näher betrachtet wird.
Es gibt bei beiden Elektrolysetypen einerseits Anlagen, die mit atmosphärischem
Druck arbeiten und andererseits Druckelektrolyseure, die bei bis zu 30 bar betrieben
werden. Die Vorteile der Druckelektrolyseure liegen vor allem in der kompakteren
Bauweise aufgrund kleinerer Rohrleitungsquerschnitte und Anlagenkomponenten und in
der Möglichkeit einer direkten Anbindung an viele industrielle Anwendungen, die bei
entsprechend hohem Druck arbeiten. Druckelektrolyseure bieten aufgrund der höheren
Stromdichte zudem größere Verbesserungspotenziale hinsichtlich der Stack-Kapazität.
Höhere Investitionskosten verglichen mit atmosphärischen Systemen sowie höherer
Wartungs- und sicherheitstechnischer Aufwand und ein kleinerer Teillastbereich sind die
wichtigsten Nachteile der Drucksysteme. Für atmosphärische Systeme sprechen vor allem
die zuverlässige und langjährig erprobte, einfache Anlagentechnik sowie vergleichsweise
niedrige Investitionskosten. Die atmosphärische Elektrolyse ist im Moment die
Standardtechnik bei Elektrolyseanlagen, die Entwicklungen gehen aber verstärkt auch in
Richtung Druckelektrolyseure. /Wenske 2008/
Alkalische Elektrolyseure nutzen eine wässrige Kaliumhydroxid-Lösung
(„Kalilauge“) als Elektrolyt, die sich durch eine hohe Leitfähigkeit auszeichnet. Die
Kathodenmaterialien basieren in der Regel auf Nickel; Kathode und Anode sind durch ein
Diaphragma voneinander getrennt. Das Wasser wird an der Kathodenseite zugeführt, an
welcher Wasserstoff und OH - -Ionen entstehen. Die OH - -Ionen durchqueren das
Diaphragma und werden an der Anode zu Sauerstoff und Wasser umgesetzt. Die
chemischen Reaktionen laufen folgendermaßen ab:
Kathode: 2 H2O + 2e - � H2 + 2 OH -
Anode: 2 OH - � ½ O2 + H2O +2e -
Gesamtreaktion: H2O � H2 + ½ O2

28
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Heute verfügbare kommerzielle Elektrolysesysteme liegen in einem Leistungsbereich
zwischen 1 und 760 m³(Vn)/h pro Modul, was einer elektrischen Leistungsaufnahme von
5 kW bis 3,4 MW entspricht. Sollen größere Anlagen realisiert werden, werden mehrere
Module parallel geschaltet. Das bisher größte realisierte alkalische Elektrolysesystem
wurde mit einer Leistung von 156 MW (ca. 33.000 m³(Vn)/h) am Assuan-Staudamm in
Ägypten errichtet. /Smolinka et al. 2011/
Der Wirkungsgrad eines Elektrolyseurs wird durch seinen Energieverbrauch zur
Herstellung eines Normkubikmeters Wasserstoff bestimmt. Der spezifische
Energieverbrauch nimmt mit größerer Modulkapazität ab, weil die Peripherie großer
Einheiten effektiver arbeitet und somit weniger Energie pro Normkubikmeter Wasserstoff
verbraucht. Wird eine bestimmte Größe überschritten (ca. 100 m³(Vn)), dann wird dieser
Effekt aufgrund der modularen Bauweise von Elektrolyseuren beschränkt. Alkalische
Elektrolyseure, die drucklos arbeiten, erreichen einen spezifischen Energieverbrauch von
4,1 – 4,5 kWh/m³(Vn). Das entspricht einem Wirkungsgrad von bis zu 73 %, bezogen auf
den Heizwert. Wird der Wasserstoff anschließend auf 30 bar verdichtet, werden weitere
0,2 kWh/m³(Vn) benötigt. Große Druckelektrolyseure erreichen wegen der
elektrochemischen Kompression nur etwas geringere Systemwirkungsgrade von bis zu
67 % bezogen auf den Heizwert. Der spezifische Energieverbrauch beträgt dann ca. 4,5 bis
5,0 kWh/m³(Vn). Die etwas niedrigeren Wirkungsgrade stehen jedoch in Relation zum
höheren Druckniveau. Abhängig der anschließenden Nutzung, z.B. einer weiteren
Verdichtung zum Einspeisen in Erdgastransportnetze, muss daher der Wirkungsrad der
Gesamtkette betrachtet werden.
Im Fokus von kurz- und mittelfristig eingesetzten Forschungsvorhaben werden die
drei Aspekte Erhöhung des Wirkungsgrades, Verbesserung der Dynamik des
Gesamtsystems und Ausweitung des nutzbaren Teillastbereichs stehen. In Hinblick auf die
Erhöhung des Wirkungsgrades werden weitere Erfolge durch den Einsatz verbesserter
Katalysatoren und damit sinkenden Überspannungen erwartet /Smolinka et al. 2011/.
Alkalische Elektrolyseure können in der Regel im Teillastbereich auf 20 - 40 % der
Nennleistung herabgeregelt werden. Allerdings wirkt sich das bei längerem Betrieb
negativ auf die Gasqualität aus. Die Laugenströme im Elektrolysesystem zirkulieren
nahezu unabhängig von der Auslastung der Elektrolyse und in diesen Laugenströmen
gelöste Gase führen zu Verunreinigungen. Im Teillastbereich steigt der relative Anteil der
Fremdgase im Vergleich zum produzierten Gas. Bei stark schwankender Betriebsweise,
zum Beispiel im Zusammenspiel mit erneuerbaren Energien, kann dies dazu führen, dass
die Anlage sicherheitsbedingt (Explosionsgefahr) automatisch abschaltet, wenn eine
Konzentration von 2 % Wasserstoff im Sauerstoff vorliegt. Dieser Effekt verstärkt sich bei
Druckelektrolysen, weil dann die Querdiffusion über den Separator steigt. Die
Verunreinigung kann durch eine Regelung des Laugenstroms entsprechend des
Teillastbetriebs gemindert werden, auch eine komplette Trennung der beiden

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 29
Laugenströme ist denkbar. Damit könnte die untere Grenze für den Teillastbereich auf
etwa 5 % gesenkt werden. /Smolinka et al. 2011/
Die Dynamik der Anlagen hängt von den peripheren Komponenten (z.B.
Laugenpumpen, Druckregler) ab, da die elektrochemischen Vorgänge in der Zelle nahezu
verzögerungsfrei auf Laständerungen reagieren. Soll die Anlagendynamik verbessert
werden, dann muss das dynamische Verhalten der Komponenten optimiert werden, so dass
Lastwechsel im gesamten Leistungsbereich störungsfrei umgesetzt werden können. Ein
wichtiger Faktor ist dabei auch die Optimierung der Wärmekapazität des Systems.
Aufgrund der mechanischen Beanspruchung infolge von Temperaturänderungen können
Lastwechsel zu einer Reduktion der Lebensdauer führen. Wird ein alkalischer
Elektrolyseur abgeschaltet oder in Stand-by gefahren, dann führt eine daraus resultierende
Temperaturabsenkung (insbesondere bei Druckelektroyseuren) zu einer geringen
Lösbarkeit der Gasbestandteile in der Flüssigkeit. Dadurch findet eine Ausgasung statt, die
zu einer Verunreinigung der in der Anlage verbliebenen Produktgase führt. Ein
aufwändiges Spülen vor Wiederinbetriebnahme kann erforderlich werden. Zudem kommt
es durch Abkühlung und späteres Aufwärmen zu thermischen und durch Druckabnahme
zu mechanischen Belastungen. /Smolinka et al. 2011/
Bei der PEM-Elektrolyse besteht der Elektrolyt aus einer festen, ionenleitfähigen
Membran. PEM-Elektrolyseure werden im Gegensatz zu alkalischen Systemen, bei denen
Kalilauge zu Einsatz kommt, mit reinem Wasser betrieben. Die Membran ermöglicht den
Protonenfluss von der Anodenseite, an der sich Sauerstoff bildet, zur Kathodenseite, an
der sich die Protonen zu Wasserstoff verbinden. Die Membran dient auch dazu,
Wasserstoff und Sauerstoff voneinander getrennt zu halten. Da sich eine saure Umgebung
einstellt, kommen verschiedene Edelmetalle zum Einsatz. /NREL 2009/
Die chemischen Reaktionen laufen folgendermaßen ab:
Kathode: 2 H + + 2e - � H2
Anode: H2O � 2 H + + ½ O2 + 2e -
Gesamtreaktion: H2O � H2 + ½ O2
Aktuelle PEM-Module haben eine Leistung zwischen 0,06 und maximal 30 m³(Vn)/h, was
einer elektrischen Leistungsaufnahme von maximal 150 kW pro Modul entspricht. Es
handelt sich noch um eine relativ junge Technik, die Anlagen kommen in
Nischenanwendungen und im kleinen Leistungsbereich zum Einsatz. Der spezifische
Energieverbrauch pro Normkubikmeter Wasserstoff liegt zwischen 6 und 8 kWh (inkl.
Nebenaggregate), wobei die größeren Anlagen (> 10 m³(Vn)) auch unter 6 kWh kommen.
Bezogen auf den Heizwert werden Stack-Wirkungsgrade von maximal 77 % erreicht.
/Smolinka et al. 2011/
Die PEM-Elektrolyse ermöglicht im Vergleich zur alkalischen Elektrolyse einen
größeren Teillastbereich, da die Fremdgaskonzentration auch bei minimaler Teillast keine
kritischen Werte erreicht. Die minimale Last wird demzufolge vom elektrischen
Eigenverbrauch der Systemkomponenten bestimmt. Es wird dabei von einem Wert von
etwa 5 % der Nennleistung ausgegangen. Ein Vorteil der PEM-Elektrolyse ist das schnelle

30
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
dynamische Verhalten. Auf Zellebene werden die Leistungsänderungsgeschwindigkeiten
wie bei der alkalischen Elektrolyse praktisch verzögerungsfrei umgesetzt. Die
Systemkomponenten haben im Vergleich zur alkalischen Elektrolyse jedoch eine
geringere thermische Kapazität, wodurch eine schnellere Anpassung an
Leistungsänderungsgeschwindigkeiten erfolgen kann. Weiterhin erreicht ein PEM-
Elektrolyseur in der Startphase im Vergleich schneller seine Betriebstemperatur. Bei
(langen) Stand-by- oder Stillstandszeiten ergeben sich ähnliche Probleme wie bereits bei
der alkalischen Elektrolyse beschrieben. /Smolinka et al. 2011/
In Tabelle 3-5 und Tabelle 3-6 sind wichtige Eigenschaften der alkalischen Elektrolyse und
der PEM-Elektrolyse jeweils mit Stand heute und dem Entwicklungspotenzial bis zum
Jahr 2030 dargestellt. Dabei handelt es sich um eine Darstellung des jeweiligen Potenzials
und es ist nicht davon auszugehen, dass eine Einzelanlage in allen Eigenschaften das
Potenzial voll ausschöpft. Es ist daher vom Anwendungsfall abhängig, nach welchen
Kriterien die Anlage ausgelegt und optimiert wird. Beim direkten Vergleich der beiden
Techniken fällt auf, dass die alkalische Elektrolyse mit geringeren Stromdichten und
Leistungsdichten arbeitet. Die alkalischen Systeme sind flächen- und kapazitätsseitig
deutlich größer als die PEM-Elektrolyseure.
Tabelle 3-5: Stand der Technik und Entwicklungspotenzial der alkalischen Elektrolyse
/Smolinka 2011/
Spezifikation alkali. Elektrolyse alkali. Elektrolyse
Stand heute langfristig (2030)
Zelldruck [bar] < 30 < 60
Stromdichte [A/cm²] 0,2 - 0,4 < 0,8
Zellspannung [V] 1,8 - 2,4 1,7 – 2,2
Leistungsdichte [W/cm²] bis 1,0 bis 1,8
Spannungswirkungsgrad* [%] 62 - 82 67 – 87
spez. Energieverbrauch
Stack
[kWh/m³(Vn)] 4,2 - 5,9 4,1 - 5,2
spez. Energieverbrauch
System**
[kWh/m³(Vn)] 4,5 - 7,0 4,3 – 5,7
Unterer Teillastbereich [%] 20 - 40 10 – 20
Zellfläche [m²] < 4 < 4
H2-Produktionsrate pro
Stack
[m³(Vn)/h] < 760 < 1.500
Lebensdauer Stack [h] < 90.000 < 90.000
*Spannungswirkunsgrad ist ein Maß für die ohmschen Verluste der Zelle
**Produktgas getrocknet, Druckbetrieb (30 bar) und H2-Reinheit 5.0 (99,9990 Vol%)
Die Forschungs- und Entwicklungsarbeiten zur Verbesserung der Anlagentechnik haben
bei alkalischen Elektrolyseuren und bei PEM-Elektrolyseuren ähnliche Ziele. So sollen
einerseits die Kapazitäten pro Einzelstack erhöht werden, um weitere Skaleneffekte zu

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 31
ermöglichen. Außerdem soll der spezifische Energieverbrauch weiter gesenkt werden,
damit die Effizienz der Anlagen verbessert werden kann. Durch höhere Systemdrücke
könnten noch kompaktere Anlagen ermöglicht werden. Gleichzeitig soll die Flexibilität
der Anlagen erhöht werden, was insbesondere für die Speicherung von Strom aus
fluktuierenden erneuerbaren Energiequellen zielführend wäre. Nicht zuletzt besteht ein
wichtiges Ziel darin, die Investitionskosten der Anlagen zu senken. /Wenske 2010/
Tabelle 3-6: Stand der Technik und Entwicklungspotenzial der PEM-Elektrolyse
/Smolinka 2011/
Spezifikation PEM-
Elektrolyse
Stand heute
Zelldruck [bar] < 30 < 100
PEM-
Elektrolyse
langfristig
(2030)
Stromdichte [A/cm²] 0,6 - 2,0 1,5 - 3,0
Zellspannung [V] 1,8 - 2,2 1,6 - 1,8
Leistungsdichte [W/cm²] bis 4,4 bis 5,4
Spannungswirkungsgrad* [%] 67 - 82 82 - 93
spez. Energieverbrauch
Stack
[kWh/m³(Vn)] 4,2 - 5,6 3,9 - 4,3
spez. Energieverbrauch
System**
[kWh/m³(Vn)] 4,5 - 7,5 4,1 - 4,8
Unterer Teillastbereich [%] 0 - 10 0 - 5
Zellfläche [m²] < 0,03 < 0,5
H2-Produktionsrate pro
Stack
[m³(Vn)/h] < 10 < 250
Lebensdauer Stack [h] < 20.000 < 60.000
*Spannungswirkunsgrad ist ein Maß für die ohmschen Verluste der Zelle
**Für Anlagen > 1 m³(Vn) H 2/h, H 2-Reinheit 5.0 (99,9990 Vol%)
Wasserstoff-Speicherung und Transport
Es gibt unterschiedliche Möglichkeiten zur Speicherung von Wasserstoff.
Druckgasbehälter (z.B. Flaschenbündel) werden häufig im kleinen Maßstab genutzt, um
Endverbraucher zu versorgen. Eine weitere Möglichkeit ist die Verflüssigung des
Wasserstoffs, welche u.a. für Raumfahrtanwendungen genutzt wird. Zur Speicherung
großer Mengen Wasserstoff eignen sich hingegen vor allem unterirdische
Kavernenspeicher. Diese Kavernen werden durch Aussolung von Salzstöcken bis zu einer
Tiefe von 2.000 m geformt. Die Technik ist seit Jahrzehnten erprobt und wird
beispielsweise in Teeside, Großbritannien (3 Kavernen à 70.000 m³ Hohlraumvolumen)
und in Texas (Kaverne mit 580.000 m³ Hohlraumvolumen) eingesetzt. Zu beachten ist,
dass Wasserstoffkavernenspeicher bezüglich des geologischen Potenzials mit Öl- und

32
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Gasspeichern sowie mit Druckluftspeichern konkurrieren (siehe auch Abschnitt 3.2. und
/Stiller et al. 2010/
Sollen große Kavernen zur Wasserstoffspeicherung genutzt werden, dann sollte
idealerweise auch der Wasserstoff in räumlicher Nähe produziert werden. In der Praxis
wird dies aber nicht immer möglich sein, insbesondere wenn der Elektrolysestandort an
bestimmten Strom-Netzknoten durch Netzengpässe vorgegeben wird. Der Wasserstoff
muss dann beispielsweise mit Stich-Pipelines zum Speicher transportiert werden, was mit
zusätzlichen Kosten und möglicherweise mit Akzeptanzproblemen verbunden ist.
Neben der Speicherung in speziellen Wasserstoffspeichern besteht die
Möglichkeit, Wasserstoff ins vorhandene Erdgasnetz einzuspeisen und damit die
Speicherkapazitäten des Erdgasnetzes zu nutzen. Allerdings ist die Beimischung laut
DVGW Arbeitsblatt G262 auf 5 Vol-% Wasserstoff an jeder Stelle des Netzes beschränkt,
also auch am Einspeisepunkt. In der Praxis spielt die Einspeisung von Wasserstoff ins
Erdgasnetz bisher keine Rolle, weil Wasserstoff vorrangig als chemischer Rohstoff
gehandelt wird und nicht als Energieträger. Es gibt allerdings erste Bestrebungen zur
Umwandlung von erneuerbar erzeugtem Strom in Wasserstoff und anschließender
Einspeisung ins Erdgasnetz /Greenpeace Energy 2011/.
Rückverstromung
Wenn Wasserstoff als Energiespeicher zur Zwischenspeicherung von erneuerbar
erzeugtem Strom genutzt werden soll, dann ist neben der Wasserstofferzeugung und -
speicherung auch die Rückverstromung in das Gesamtsystem einzubeziehen.
Brennstoffzellen erzielen zwar hohe elektrische Wirkungsgrade, sind aber (noch) mit
hohen Investitionskosten verbunden und weisen aufgrund der modularen Bauweise nicht
die notwendigen Skaleneffekte für großtechnische Anlagen auf. In einem Leistungsbereich
von ca. 100 kW bis 10 MW können sie in Zukunft aber durchaus eine wichtige Rolle
spielen. Für größere Anlagen im Bereich über 100 MW kommen entweder Gasturbinen
oder kombinierte Gas- und Dampfkraftwerke zum Einsatz, da diese bei Kosten und
Wirkungsgrad höhere Skaleneffekte erreichen. Es ist allerdings zu beachten, dass es
bezüglich der Anlagentechnik andere Anforderungen gibt, wenn statt Erdgas Wasserstoff
bzw. ein wasserstoffreiches Gas eingesetzt wird. Zurzeit werden für die Verbrennung von
wasserstoffreichem Synthesegas Gasturbinen eingesetzt, die im Gegensatz zu
Erdgasturbinen im Diffusionsbetrieb arbeiten. Dabei wird der Brennstoff erst in der
Brennkammer mit Luft gemischt. Weiterhin müssen Stickstoff und Wasser zugemischt
und die Verbrennungstemperatur abgesenkt werden, damit künftige NOx-Grenzwerte
eingehalten werden können. Das führt zu einer deutlichen Reduzierung des
Wirkungsgrads. Es laufen deshalb verschiedene Forschungsprojekte, u.a. zur Erhöhung
der Anlageneffizienz und der Brennstoffflexibilität. /Stiller et al. 2010/ /FIZ Karlsruhe
2010/

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 33
Klassifizierung anhand der Kriterien für Kurz- bzw. Langfristspeicher
Prinzipiell kann bei Wasserstoffspeichersystemen die Ein- und Ausspeisung getrennt
voneinander skaliert werden. Aufgrund der großen Speicherpotenziale (siehe Abschnitt
4.3) sind kurz- und langfristige Speicherkonzepte denkbar. Die Elektrolyse-
Anlagentechnik ist innerhalb bestimmter Grenzen (ca. 20 % - 100 % der Nennlast) flexibel
regelbar, auch wenn damit noch, wie im Kapitel erwähnt, bestimmte Herausforderungen
verbunden sind.
Zur Erbringung von Netzdienstleistungen und zum Ausgleich fluktuierender
erneuerbarer Energien sind einerseits die Elektrolyse-Anlage selbst und andererseits das
Kraftwerk zur Verstromung des Wasserstoffs einsetzbar. Die Elektrolyse-Anlage kann,
unter Voraussetzung eines Warmstarts, mit einer Leistungsänderungsgeschwindigkeit von
etwa 20 % der installierten Leistung pro Minute der schwankenden Einspeisung von
erneuerbaren Energiequellen folgen. Große Gaskraftwerke erreichen Leistungsgradienten
von 5 zu 10 % der installierten Leistung pro min /GE Energy 2011, /Alt 2010/. Eine
Teilnahme am Regelenergiemarkt wird vielfach praktiziert. Auch mit der Elektrolyse-
Anlage ist dies denkbar, indem die Elektrolyse zur Erbringung positiver Regelleistung
heruntergefahren und zur Erbringung negativer Regelleistung hochgefahren wird.
/Lechner 2010/
Tabelle 3-7: Anforderungen und Eigenschaften von Speichertechniken:
Wasserstoffspeicherung
Leistungsänderung
Gaskraftwerk:
5 - 10 % / min
Anforderung
Elektrolyse:
Bis zu 20 % / min
Kontrollkriterium
Primärregelleistung Aktivierungszeit < 30 Sek. (nein)
Sekundärregelleistung Aktivierungszeit < 5 min ja
Tertiärregelleistung Aktivierungszeit < 15 min ja
Netzstabilität
Spannungshaltung
Ausfall
Blindleistungskompensation
Schwarzstartfähigkeit
GK: ja
GK: ja
GK = Gaskraftwerk
Die Wasserstoff-Erzeugung mit anschließender Rückverstromung ist also grundsätzlich
als Kurzfristspeicher und zur Erbringung bestimmter Netzdienstleistungen geeignet.
Allerdings sprechen zwei wichtige Aspekte dafür, dass die Technik vornehmlich als
Langfristspeicher eingesetzt wird. Erstens ist der Wirkungsgrad der Gesamtkette mit bis
zu 45 % relativ niedrig. Zweitens fallen für den Bau einer Wasserstoffkaverne etwa
10 Mio. Euro fixe Investitionskosten an, unabhängig davon wie groß die Kaverne ist
/Stiller et al. 2010/. Kleine Kavernen mit geringer Energiespeicherkapazität für die
Kurzfristspeicherung sind daher wirtschaftlich vermutlich nicht darstellbar. Als weitere
Option kann die bereits bestehende Erdgas-Infrastruktur als Speicher genutzt werden.
-

34
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Aktuell sind die Speicher von Netznutzungsentgelten befreit, weswegen diese in der
Studie nicht berücksichtigt werden.
3.3.2 Ökonomische Analyse
Die Investitionskosten für alkalische Elektrolyseure liegen bei atmosphärischen Systeme
zwischen etwa 800 und 1.500 €/kW. Für Druckelektrolyseure fallen etwas höhere
Investitionskosten im Bereich zwischen ca. 1.000 und 1.800 €/kW an. Die noch junge
PEM-Technologie kostet mit einer Bandbreite von 2.000 – 6.000 €/kW deutlich mehr.
Durch Realisierung verschiedener Kostensenkungspotenziale sollen zukünftig Kosten von
unter 500 €/kW (alkalische Elektrolyse) bzw. von unter 1.000 €/kW (PEM-Elektrolyse)
erreicht werden. /Wenske 2010/
Amerikanische Experten gehen davon aus, dass sogar Kosten im Bereich von
umgerechnet etwa 320 €/kW erreichbar sind, allerdings erst in einem gesättigten Markt
/NREL 2009/. Inwiefern diese Zielwerte realisierbar sind, kann im Rahmen dieser Studie
nicht näher untersucht werden.
Für die Errichtung von unterirdischen Wasserstoff-Speicherkavernen fällt ein fixer
Sockelbetrag von rund 10 Mio. € pro Kaverne an. Dazu kommen Kosten von ca. 20 € pro
m³ Speichervolumen. Pro m³ Speichervolumen können bis zu 112 m³(Vn) Wasserstoff
gespeichert werden, abhängig des eingesetzten Druckes. Für eine beispielhafte 500.000 m³
Kaverne ergeben sich damit unter Berücksichtigung eines gewissen Puffers zur
Aufrechterhaltung des Arbeitsdrucks spezifische Investitionskosten von 0,36 €/m³(Vn)
nutzbarer Speicherkapazität. /Stiller et al. 2010/
Um das Wasserstoffsystem als Stromspeichersystem zu komplettieren, ist auch die
Investition in eine entsprechende Rückverstromungsanlage zu berechnen. Vereinfachend
werden hier die Kosten für konventionelle Gas- und Dampfkraftwerke angesetzt.
Demnach fallen für das Kraftwerk Kosten in Höhe von ca. 700 €/kW an /Wissel et al.
2010/. Die Transportkosten für den Wasserstoff werden hier nicht berücksichtigt, da sich
Elektrolyse-Anlagen, Speicher und Verstromungsanlagen idealerweise in unmittelbarer
räumlicher Nähe befinden, so dass keine Transportkosten für den Wasserstoff anfallen.
Berechnet man die Kosten der gespeicherten elektrischen Kilowattstunde, dann
ergeben sich bei Berücksichtigung der unter Abschnitt 0 definierten Rahmenbedingungen
für den Stand heute spezifische Stromeinspeisungskosten von ca. 26 €ct2010/kWh für den
Tagesausgleich und ca. 27 €ct2010/kWh für den saisonalen Speicher (Stromspeicherkosten
für den Tagesausgleich knapp 15 Cent/kWh bzw. knapp 16 Cent/kWh für den saisonalen
Speicher). Für diese Berechnung wurde Stand heute von Investitionskosten von 1.000
€/kW für die Elektrolyse und 700 €/kW für das Gaskraftwerk zur Rückverstromung
ausgegangen. Werden die angesprochenen Kostensenkungspotenziale realisiert und sinken
die Investitionskosten der Elektrolyse damit auf 500 €/kW, dann können bei
gleichbleibenden Kosten für das Gaskraftwerk die spezifischen Stromeinspeisungskosten
zukünftig auf etwa 19 €ct2010/kWh für den Tagesspeicher bzw. 20 €ct2010/kWh für den

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 35
saisonalen Speicher gesenkt werden (Stromspeicherkosten ohne Strombezugskosten knapp
10 €ct2010/kWh für den Tagesspeicher bzw. gut 9 €ct2010/kWh für den saisonaler Speicher).
Für diese Berechnung wurde eine durchschnittliche Anlagenlebensdauer von 30 Jahren
angesetzt, der elektrische Wirkungsgrad der Gesamtkette wurde mit 42 % (heute) bzw.
45 % (zukünftig) angenommen.
3.4 Methanisierung von Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid
Beim Power-to-Gas (PtG) Verfahren wird nach der Wasserelektrolyse (siehe
Abschnitt 3.3) eine weitere Stufe, die Methanisierung angeschlossen. Bei der
Methanisierungsreaktion verbindet sich Wasserstoff (H2) mit dem Kohlenstoff des
Kohlenstoffdioxids (CO2) zu Methan (CH4) und mit dem Sauerstoff (O2) zu Wasser
(H2O). Dieser weitere Umwandlungsschritt ist wiederum mit Energieeinsatz und
entsprechenden Verlusten behaftet. Die Vorteile des Verfahrens liegen jedoch im
Speicherpotenzial der verfügbaren Erdgas-Infrastruktur und der vielfältigen
Nutzungsoptionen. Durch die Methanisierung steigt der volumetrische Energiegehalt um
bis zu 300 % gegenüber reinem Wasserstoff. Ohne weitere Anpassungen kann Wasserstoff
lediglich zu einem niedrigen Prozentsatz in das bestehende Erdgasnetz als Zusatzgas
eingespeist werden. Synthetisch hergestelltes Erdgas (SNG) hingegen ist chemisch
identisch mit fossilem Erdgas, erfüllt die Anforderungen gängiger Normen (bspw. DVGW
G260) und kann zu 100 % als Austauschgas verwendet werden. An das Erdgasnetz
angeschlossene Verbraucher, bspw. Wärmeerzeuger, Kraftwerke oder Tankstellen haben
hohe Anforderungen an eine gleichbleibende Erdgasqualität, eine Toleranz gegenüber
variabler Wasserstoffanteile besteht lediglich in engen Grenzen.
Die Verbindung von Gas- und Strommarkt besteht bereits heute durch die
Stromerzeugung aus Erdgas (Gas to Power), wird nun aber durch die entgegengesetzte
Energiewandlung bidirektional ausgebaut (siehe Abbildung 3-10). Die resultierenden
Verknüpfungspfade ermöglichen zudem die Wahrnehmung unterschiedlichster Aufgaben
im zukünftigen regenerativen Energiesystem. Neben der bereits erwähnten
Stromspeicherung können weitere Systemdienstleistungen wie die Sicherstellung der
Strom-Qualität unterstützend angeboten werden.

36
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Abbildung 3-10: Schematische Darstellung des Power-to-Gas Verfahrens
3.4.1 Funktionsprinzip, Stand der Technik und Entwicklungsperspektiven
Das Power-to-Gas Verfahren zur SNG-Erzeugung aus erneuerbarem Strom basiert auf der
Kombination von bekannten verfahrenstechnischen Komponenten unterschiedlichen
Reifegrades und industrieller Verfügbarkeit. Im Wesentlichen handelt es sich dabei um die
Wasser-Elektrolyse, die Methan-Synthese (Methanisierung) und die – je nach eingesetzter
CO2-Quelle – erforderliche CO2-Gasaufbereitung sowie die Leistungselektronik zur
Stromwandlung.
H2-Erzeugung (Wasser-Elektrolyse)
Die H2-Erzeugung mittels Wasser-Elektrolyse ist, wie in Abschnitt 3.3.1 beschrieben,
Stand der Technik. Etwa 5% der weltweiten H2-Produktion stammt aus
Elektrolyseverfahren /BMWA 2005/. Trotz erreichtem Kommerzialisierungsgrad sind die
spezifischen Investitionskosten noch hoch und die Wirkungsgrade der Elektrolyseure noch
optimierbar. Weiteren Forschungsbedarf bietet die Auslegung auf eine dynamische
Fahrweise, da kommerzielle Elektrolyseure für einen vergleichsweise statischen Betrieb
ausgelegt sind.
Methanisierung (Methan-Synthese)
Die bekannten Methanisierungsverfahren für Synthesegas wurden als großtechnische
Verfahren für die Kohlevergasung entwickelt. Die Entwicklungen begannen verstärkt ab
ca. 1950 und erreichten mit der Ölkrise in den 70er Jahren ihren Höhepunkt. Bei den
Methanisierungsverfahren nach dem Stand der Technik handelt es sich im Wesentlichen

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 37
um die Methanisierung des CO-Anteils im Synthesegas, wogegen beim Power-to-Gas
Verfahren vornehmlich CO2 methanisiert werden soll.
Die wesentlichen Unterschiede zwischen der Methanisierung von Synthesegasen
und konzentriertem CO2 sind folgende:
Beim Synthesegas aus Vergasungsprozessen handelt es sich in der Regel um ein
Gemisch aus mehreren Komponenten (CO, CO2, H2, H2O, CH4 und höhere
Kohlenwasserstoffe). Für die Hydrierung der Kohlenoxide reicht der H2-Gehalt im
Synthesegas aus der Kohlevergasung nicht aus. Deshalb gibt es meist eine sog. Shift-
Stufe, die CO mit H2O in H2 und CO2 wandelt. Damit steigt natürlich auch der CO2-
Gehalt. Zur Einstellung der Stöchiometrie für die unten stehende CO-Methanisierung
muss überschüssiges CO2 aus dem Synthesegas vor oder nach der CO-Methanisierung
abgetrennt werden.
CO + 3H2 � CH4 + H2O
Unter Verwendung eines Katalysators lässt sich die CO-Methanisierung als sehr selektiv
und mit hohen Reaktionsgeschwindigkeiten durchführen. Deshalb wird hier bevorzugt das
CO methanisiert und nicht das CO2 welches auch im Synthesegas vorhanden ist.
Die Methanisierung von CO2 nach untenstehender Reaktionsgleichung
unterscheidet sich von der CO-Methanisierung durch geringere Reaktionsgeschwindigkeit
und eine starke Gleichgewichtsverschiebung durch entstehendes Produktwasser (doppelte
Menge an H2O im Vergleich zur CO-Methanisierung). Dennoch liegt der Fokus beim
Power-to-Gas Verfahren wegen der besseren Verfügbarkeit auf CO2. Während CO bei
Prozessen unter Sauerstoffmangel gebildet wird, entsteht CO2 bei optimaler
Betriebsführung von bspw. Kraftwerken und ist damit in großer Menge verfügbar (siehe
Abschnitt 4.4).
CO2 + 4H2 � CH4 + 2H2O
Für die Reaktionsführung hat das gegenüber der CO-Methanisierung weitreichende
Konsequenzen. Um gute Reaktionsraten zu erzielen sind hier mindestens zwei Reaktoren
oder Reaktorstufen auf unterschiedlichen Temperaturniveaus erforderlich.
Das am ZSW entwickelte Methanisierungs-Verfahren für CO2, bzw. für Gase mit
einem hohen CO2-Anteil (bspw. Roh-Biogas) ist nicht Stand der Technik und wird im
Rahmen mehrerer Vorhaben auf den anvisierten Leistungsbereich zukünftiger Power-to-
Gas Anlagen (10 – 20 MWel) skaliert werden. Voraussichtlich wird im Jahr 2013 der
Prototyp einer kommerziellen 6 MWel-Anlage ans Netz gehen und ab 2015 wird der
Markteintritt erwartet.

38
CO2-Abtrennung
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
CO2 kommt in der Natur nicht in reiner Form vor. Häufig ist es ein Bestandteil eines
Gasgemischs, bspw. Luft oder Abgase anthropogener Nutzung kohlenstoffhaltiger
Energieträger. Für die Methanisierung wird nur das CO2 benötigt, weswegen meist ein
CO2-Abtrennverfahren vorgesehen werden muss.
Für die CO2-Abtrennung finden heute drei Methoden Anwendung. Es handelt sich um
physikalische, chemische oder kryogene Verfahren. Zu den physikalischen Verfahren
zählen Adsorptions-Prozesse. Hierbei lagert sich das CO2 an der Oberfläche der
Adsorbentien, bspw. Kohlenstoffmolekularsiebe oder Zeolithe, an. Der Prozess zur CO2-
Abtrennung, die Druckwechseladsorption (PSA), ist in zwei Phasen aufgeteilt. Das Gas
durchströmt die Adsorbentien bis eine Sättigung eintritt, anschließend erfolgt im
Desorptionsschritt eine Reinigung des Adsorptionsmittels durch ein Austragen des CO2.
Solange keine besonderen Inhaltsstoffe, bspw. Öltröpfchen, Stäube, etc. im Gas enthalten
sind, kann von einer nahezu unbegrenzten Standzeit der Adsorbentien ausgegangen
werden /FNR 2006/.
Tabelle 3-8: Übersicht CO2-Abscheideverfahren /FNR 2006/
Verfahren Investitions- /
Betriebskosten
Druckwechseladsorption
(PSA)
(physikalisches Verfahren)
Druckwasserwäsche
(DWW) (chemisches
Verfahren)
Wartungs- /
Energieaufwand
Stand der Technik
+ / + 0 / + Geringer Energiebedarf
Für kleine Kapazitäten
geeignet
++ / + + / - Hohe Flexibilität
Geringe Kapital- und
Betriebskosten
Hoher Energiebedarf
Kryogene Verfahren -- / k.A. k.A. / - Technisch sehr anspruchsvoll
Hoher Investitions- und
energetischer Aufwand
Hohe Reinheit
Membrantrennverfahren - / k.A. k.A. / - Kurze Standzeit
Einfacher Aufbau
Entwicklungsbedarf
Zu den chemischen Verfahren zählen Absorptions-Prozesse. Das Gas wird mit einer
Flüssigkeit in Verbindung gebracht, wobei ein oder mehrere Komponenten der Gasphase
in die Flüssigkeit übertreten. Es kommt zu einer chemischen Bindung (Chemisorption),
wodurch im Vergleich zur physikalischen Bindung zwar eine deutliche Erhöhung der

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 39
Aufnahmemenge erreicht wird, jedoch auch eine deutlich stärkere Bindung vorliegt. In der
anschließenden Desorptionsstufe zur Regeneration des Absorptionsmittels müssen diese
Bindungen wieder gelöst werden, was einen höheren Energieaufwand bedeutet /FNR
2006/.
Kryogene Trennverfahren machen sich die Eigenschaft unterschiedlicher
Schmelzpunkte der einzelnen Gasbestandteile zu nutzen. Durch eine
Tieftemperaturkühlung friert CO2 aus und kann so abgetrennt werden. Durch kryogene
Verfahren können sehr hohe Reinheiten erreicht werden, es müssen aber große
Energiemengen aufgebracht werden /FNR 2006/.
Neben den bereits erwähnten Verfahren werden zunehmend auch
Membrantrennverfahren entwickelt und verwirklicht. Dabei wird ein Gas über eine
Membran geleitet, welche die einzelnen Gasbestandteile unterschiedlich schnell hindurch
diffundieren lässt. Vorteile dieses Verfahrens sind in einem einfachen Aufbau und einem
geringen Wartungsaufwand zu sehen. Nachteilig fallen eine relativ kurze Standzeit der
Membran (wenige Jahre) und eine geringere Reinheit der Produktgase auf. Eine
Weiterentwicklung der Membrantechnik ist Gegenstand von Forschungsvorhaben /FNR
2006/.
Gesamtsystem
Die Einzelkomponenten des Gesamtsystems sind Stand der Technik (z.B. Elektrolyseure)
oder können aufgrund vergleichbarer technisch realisierter Synthese-Reaktionen als
kontrollierbar eingestuft werden. Das Gesamtsystem wurde in der vorgeschlagenen
Kombination bislang noch nicht großtechnisch realisiert. Die Machbarkeit des Verfahrens
konnte mit der Erzeugung von DVGW- bzw. DIN-konformem SNG in einer bestehenden
25-kWel-Versuchsanlage („alpha-Anlage“) nachgewiesen werden.
Netzeinbindung
Ein besonderer Vorteil des Power-to-Gas Konzepts ist die Nutzung des Erdgasnetzes mit
seiner quasi unbegrenzten Speicherkapazität (etwa 217 TWh, vgl. Abschnitt 4.4). Als
Langzeitspeicheroption ist das Power-to-Gas Konzept eine Möglichkeit, diese vorhandene
Speicherkapazität in vollem Umfang zu nutzen. Zudem besteht eine hohe Flexibilität
hinsichtlich der Weiterverwendung der gespeicherten Energie, da SNG neben dem
Stromsektor auch im Wärme- oder Kraftstoffmarkt eingesetzt werden kann.
Klassifizierung anhand der Kriterien für Kurz- bzw. Langfristspeicher
Eine Stromspeicherung durch die Power-to-Gas Technologie unterscheidet sich von
anderen Stromspeichertechnologien dahingehend, dass nicht von einzelnen Speichern
sondern von einem zusammenhängenden Speichersystem gesprochen werden kann.
Einspeiseanlagen (also Erzeugung von SNG) und Ausspeiseanlagen (Verstromung des
SNG) sind über das bestehende Gasnetz verbunden und daher unabhängig zu betrachten.

40
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Das System erhält Freiheitsgrade hinsichtlich der Leistungskennwerte, örtlichen
Gebundenheit, zeitlichen Verfügbarkeit, des Speichervolumens und des Nutzungsweges.
Der Fokus dieser Studie liegt auf der Stromspeicherung, weswegen andere Nutzungswege,
bspw. der Einsatz im motorisierten Individualverkehr oder die Wärmeerzeugung keine
weitere Berücksichtigung erfahren.
Die momentan verfügbaren Power-to-Gas Anlagen zur Herstellung von
synthetischem Methan (SNG) befinden sich noch im Versuchsmaßstab mit Leistungen im
Bereich von 25 kW. Mittel- bis langfristig sollen die Anlagen eine Größe von 10 bis
20 MW erreichen. Im Prinzip können beliebig viele solcher Anlagen installiert und auch
kombiniert werden, so dass die Einspeiseleistung flexibel dem entstehenden Bedarf
angepasst werden kann.
Die heute installierte Leistung von Gaskraftwerken beträgt über 20 GW,
bereitgestellt durch mehr als 70 Gaskraftwerksblöcke /UBA 2011/. Unter der Annahme
von 217 TWh Speicherkapazität im Erdgasnetz /LBEG 2010/ und einem elektrischen
Wirkungsgrad der Gaskraftwerke von 60 % liegt das Verhältnis von Leistung zu Kapazität
heute theoretisch bei rund 1/6.500, also deutlich über dem in Abschnitt 2.2 definierten
Wert für saisonale Speicher. Unter dem, in Abschnitt 2.2 definierten Verhältnis von 1/500
für Langfristspeicher, der Annahme, dass nur 10 % der verfügbaren Speicherkapazitäten
des Erdgasnetzes (21,7 TWh) zur Stromspeicherung bereitstehen und dem Wirkungsgrad
der Gaskraftwerke von 60 % müssten daher Gaskraftwerke mit einer Gesamtleistung von
ca. 26 GW zur Rückverstromung vorhanden sein. Ob ein Anteil der bestehenden
Gaskraftwerke hierfür berücksichtigt werden kann war nicht Teil der Untersuchung. Im
Zweifel muss davon ausgegangen werden, dass für die Rückverstromung eine
entsprechende Leistung zusätzlich installiert werden muss.
Die Flexibilität der Power-to-Gas Technologie erschwert eine eindeutige
Zuordnung zu einem Tages- oder einem saisonalen Speicher. Prinzipiell sind beide
Betriebsweisen denkbar, da insbesondere die Elektrolyse in einem Bereich zwischen etwa
20 und 100 % der Nennleistung flexibel regelbar ist. Für die Methanisierungsstufe müsste
dann vermutlich ein Wasserstoffpufferspeicher eingesetzt werden, was technisch ohne
Probleme umsetzbar wäre. Da für die Rückverstromung flexible Gaskraftwerke zum
Einsatz kommen, ist ein kurzfristiger Ausgleich schwankender erneuerbarer Energien
somit möglich. Bezüglich der Anforderungen und Eigenschaften von Speichern ergibt sich
das gleiche Bild wie bei der Elektrolyse (Tabelle 3-7). Gegen den Einsatz der Power-to-
Gas Technologie als Kurzfristspeicher spricht allerdings der geringe Wirkungsgrad
(36 %). Aufgrund der hohen Energiedichte von Erdgas bietet sich die Power-to-Gas
Technologie allerdings zum Einsatz als saisonales Speichersystem an.
3.4.2 Ökonomische Analyse
Die heutigen Investitionskosten für die Anlagentechnik liegen wie üblich bei Versuchs-
Anlagen deutlich über dem, was wirtschaftlich am Markt darstellbar wäre. Bei

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 41
großtechnischer Umsetzung wird aber von hohen Kostensenkungspotenzialen
ausgegangen. Diese betreffen z.B. die Elektrolyse, da sie einen großen Teil der
Investitionskosten ausmacht und durch Lern- und Skaleneffekte deutlich günstiger werden
kann (siehe Abschnitt 3.3.2). Als Ziel für die spezifischen Investitionskosten der PtG-
Anlagen wird bei Realisierung aller im Moment absehbaren Kostensenkungspotenziale ein
Wert von unter 1.000 €/kW angestrebt. Dieser Wert darf als durchaus ambitioniert
angesehen werden, erscheint aber nach aktuellen Einschätzungen erreichbar, vor allem
wenn man langfristig bis 2030 in die Zukunft blickt.
Die Frage, ob die bestehende Erdgasinfrastruktur bei der Berechnung der
Investitionskosten berücksichtigt werden muss, ist nicht ganz eindeutig zu beantworten.
Betrachtet man das Power-to-Gas System als Stromspeicheranlage, dann müssen auch die
Investitionskosten für die Rückverstromungsanlage des SNG einkalkuliert werden. Zwar
gibt es heute schon ca. 20 GW Gaskraftwerkskapazität, die für die Verstromung des SNG
genutzt werden könnten, es ist aber davon auszugehen, dass Speicher – in diesem Fall die
Power-to-Gas Anlagen – vor allem dann eingesetzt werden, wenn die verfügbaren
Kraftwerke die Nachfrage nicht decken können. Die fossilen Gaskraftwerke laufen dann
schon auf Volllast und können nicht für die Rückverstromung von SNG genutzt werden.
Deshalb wird es langfristig notwendig sein, zusammen mit der Power-to-Gas Technologie
auch in entsprechende Stromerzeugungsanlagen zur Leistungsvorhaltung zu investieren.
Laut /Wissel et al. 2010/ fallen dann für ein GuD-Kraftwerk Investitionskosten von rund
700 €/kW an. Ginge es hingegen nur darum, Erzeugungsspitzen abzufangen und zu
beliebigen anderen Zeiten wieder zurück zu verstromen, dann müssten keine
Investitionskosten für die bestehenden Gaskraftwerke berücksichtigt werden. Dies kann
jedoch nur angenommen werden, solange diese Kraftwerke ohnehin in Betrieb und nicht
voll ausgelastet sind.
Da im Rahmen dieser Studie keine umfangreiche Untersuchung einer möglichen
Nutzung der Erdgasinfrastruktur für Power-to-Gas Speicher durchführbar ist, wird bei den
Transportkapazitäten davon ausgegangen, dass sie auch in Zeiten hoher Nachfrage noch
nicht komplett ausgelastet sind und somit zusätzlich für SNG genutzt werden können.
Diese Frage sollte jedoch in einem gesonderten Vorhaben nochmals näher untersucht
werden. Die Kosten für die Transportkapazitäten werden daher nicht berücksichtigt, da
SNG fossiles Erdgas eins zu eins ersetzen und die vorhandene Infrastruktur ohne
Zusatzinvestitionen weiter genutzt werden kann. Die Speichertechnik ist nach § 118
EnWG von den Gasnetznutzungsentgelten befreit. Heute wird Erdgas bereits
großtechnisch in Kavernen gespeichert. Um die Technik entsprechend vergleichen zu
können soll ein Zubau von Erdgasspeichern berücksichtigt werden.
Unter der Voraussetzung die Kavernen ausschließlich für SNG zu nutzen können
die Speicherkosten analog der Wasserstoffnutzung angenommen werden. Da der
Energiegehalt von SNG den des Wasserstoffs um das 3-fache übersteigt sinken die Kosten
auf ca. 0,09 €ct2010/kWh.

42
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Unter den in dieser Studie vorgegebenen Rahmenbedingungen und der Annahme, dass das
CO2 kostenfrei verfügbar ist, ergeben sich bei Realisierung der Kostensenkungspotenziale
und Verbesserung der Anlagentechnik in Zukunft Stromeinspeisungskosten in Höhe von
gut 28 €ct2010/kWh für den Tagesspeicherbetrieb und 29 €ct2010/kWh für die saisonale
Speicheranwendung (Annahme: Investitionskosten PtG-Anlage 900 €/kW,
Rückverstromung 700€/kW, Wirkungsgrad 36 %). Setzt man die Strombezugskosten
gleich Null, dann ergeben sich Stromspeicherkosten von 15 €ct2010/kWh für die
Tagesspeicheranwendung und 16 €ct2010/kWh für die saisonale Speicherung. Die
Nutzungsdauer der Anlage wurde für die Berechnung auf 30 Jahre festgesetzt.
3.5 Mobile Batteriespeicher
Der Anteil der Fahrzeuge mit elektrischem Antrieb soll in Deutschland bis zum Jahr 2030
auf 6 Mio. Fahrzeuge ansteigen /Bundesregierung 2011/. Für den Antrieb der elektrischen
Einheit im Fahrzeug werden mobile Batteriespeicher benötigt, die im Falle eines
Anschlusses des Fahrzeugs an das Stromnetz auch als Batteriespeicher im
Elektrizitätssystem verwendet werden können. Zunächst werden der Stand der Technik
sowie das Entwicklungspotenzial der Fahrzeuge mit elektrischem Antrieb aufgezeigt und
darauf folgend auf deren elektrischen Speicher eingegangen. Im anschließenden
Unterkapitel wird eine ökonomische Einordnung der mobilen Batteriespeicher
vorgenommen.
3.5.1 Funktionsprinzip, Stand der Technik und Entwicklungsperspektiven
Fahrzeuge mit elektrischem Antrieb lassen sich nach deren Antriebsarten in zwei
Kategorien einteilen, die für das „Vehicle-to-Grid“ Konzept von Bedeutung sind
/Kempton und Tomic 2005/, die reinen Elektrofahrzeuge und die Plug-In-Hybrid
Fahrzeuge.
Elektrofahrzeug
Die wesentlichen Komponenten des Antriebstrangs eines Elektrofahrzeugs sind der
Elektromotor als Antriebsmaschine in Kombination mit einem elektrochemischen
Energiespeicher. Hierbei werden verschiedene Antriebssysteme nach deren
Kraftübertragung unterschieden, der Vorder- bzw. Hinterradantrieb mit
Differentialgetriebe, Tandemantrieb und Radnabenantrieb (vgl. Abbildung 3-11). Die
derzeitig am weitesten verbreitete Kraftübertragung erfolgt über ein Differentialgetriebe
auf die beiden Antriebsräder (vgl. Abbildung 3-11, links) /Braess, Seifert 2007/. Im
Gegensatz dazu erfolgt die Kraftübertragung beim Tandemantrieb direkt über die
Antriebswelle, wodurch kein Differentialgetriebe benötigt wird. Die dritte Möglichkeit ist
der Antrieb durch Radnabenmotoren. Hierbei wird die Antriebskraft direkt an den Rädern
erzeugt und somit ist keine weitere Übertragung nötig.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 43
Abbildung 3-11: Antriebssysteme für Elektrofahrzeuge /Braess, Seifert 2007/
Der Vorteil von Elektrofahrzeugen liegt darin, dass keine lokalen Schadstoffemissionen
im Betrieb entstehen. Außerdem sind vor allem bei niedrigen Geschwindigkeiten die
Geräuschemissionen geringer. Während der Beschleunigung sind elektrische Antriebe um
bis zu 7 dB und im Leerlauf um ca. 20 dB leiser als vergleichbare Fahrzeuge mit
Verbrennungsmotor /Koch et. al 2005/, /HSD 2009/.
Plug-In-Hybride
Hybrid-Fahrzeuge verfügen über mindestens zwei verschiedenartige Energiewandler (z. B.
Verbrennungsmotor und Elektromotor) und Energiespeichersysteme (z. B. Kraftstofftank
und Batterie) /UN 2005/. In der Regel werden Hybridfahrzeuge nach zwei Kriterien, nach
der Antriebsart und nach der Leistung des Elektromotors, klassifiziert. Nach der
Antriebsart werden die parallelen, seriellen sowie die Mischhybride unterschieden /Bady,
Biermann 2000/, /Wallentowitz, Reif 2006/.
In parallelen Hybridfahrzeugen sind die Antriebseinheit des Elektromotors sowie
des Verbrennungsmotors parallel mit der Antriebsachse verbunden, so dass jede Einheit
einzeln und auch in Kombination mit der anderen Einheit das Fahrzeug antreiben kann
(vgl. Abbildung 3-12). Durch den gleichzeitigen Betrieb der beiden Antriebstränge lässt
sich eine Momenten- oder eine Drehzahladdition realisieren /Hildebrandt 2009/. Durch
den zeitweise parallelen Betrieb der beiden Antriebseinheiten können diese kleiner
konstruiert werden, wodurch der Kraftstoffverbrauch sinkt /Naunin et al. 2007/. Hierbei
wird typischerweise der elektrische Antriebsstrang für den Stadtverkehr ausgelegt, und der
Verbrennungsmotor für den Überlandverkehr. Das Beladen des Akkumulators erfolgt
dabei entweder beim Bremsen über eine Rekuperation mittels des Generators oder durch
den Verbrennungsmotor. Die Mehrzahl heutiger Hybridantriebssysteme basiert auf diesem
Antriebskonzept /Stiegeler 2008/.

44
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Abbildung 3-12: Parallel, seriell und leistungsverzweigter Hybrid /Bady, Biedermann 2000/
Im Gegensatz dazu sind beim seriellen Hybrid die Antriebseinheiten in Reihe geschaltet
(vgl. Abbildung 3-12). Die Kraftübertragung auf die Räder erfolgt ausschließlich durch den
Elektromotor. Der Vorteil ist, dass der Akkumulator mit geringeren Verlusten als beim
parallelen Hybrid aufgeladen werden kann. Nachteilig ist, dass eine zweifache
Energieumwandlung, mechanisch-elektrisch und umgekehrt erfolgt, wodurch der
Gesamtwirkungsgrad auf ca. 25 % sinkt /Stiegeler 2008/. Angewandt wird das Konzept
des seriellen Hybridantriebs daher in erster Linie bei Plug-In-Hybridfahrzeugen, die
größtenteils im rein elektrischen Antriebsmodus arbeiten /Blesl 2009/.
Ein Plug-In-Hybridfahrzeug ist ein Voll-Hybrid, bei dem die Reichweite des rein
elektrischen Fahrens zwischen 20 – 50 km liegt. Ebenfalls ist die verfügbar Leistung des
Elektromotors im Vergleich zu anderen Hybridvarianten (z.B. Micro-Hybrid oder Mild-
Hybrid) höher (zwischen 45 – 110 kW). Zusätzlich ist es bei Plug-In-Hybriden möglich
die Akkumulatoren über eine Verbindung mit dem Stromnetz zu laden.
Elektromotor
Für den Antrieb von Elektrofahrzeugen und Plug-In-Hybriden können unterschiedliche
Elektromotoren eingesetzt werden. In der Vergangenheit wurden vermehrt
Gleichstrommotoren verwendet. Neben dem Nachteil durch den hohe Wartungsaufwand
der Kohlebürsten spielen wegen den geringeren Wirkungsgraden und Leistungsdichten,
Gleichstrommotoren derzeit eine untergeordnete Rolle /Braess, Seifert 2007/. In den heute
verfügbaren oder in naher Zukunft gebauten Elektrofahrzeugen werden überwiegend
Drehstrom-Synchron- bzw. Drehstrom-Asynchronmotoren eingesetzt /Braess, Seifert
2007/. Der Vorteil der Drehstrom-Asynchronmotoren ist deren einfacher Aufbau und der
daraus resultierende geringe Herstellungs- und Wartungsaufwand. Synchronmotoren

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 45
müssen zwar elektrisch erregt werden, weisen allerdings einen hohen Wirkungsgrad
(> 90 %), hohe massenspezifische Leistungsdichte (1 kW/kg) und Drehmomentdichte
(5 Nm/kg) auf /Blesl et al. 2009/. Zum Beispiel werden im Smart electric drive
(Motorleistung: 30 kW) und im Mitsubishi i-MiEV (Motorleistung: 47 kW),
Synchronmotoren mit Permanentmagneten verwendet /Daimler 2008/, /Mitsubishi 2009/.
Dagegen wird im Think City ein Asynchronmotor mit einer Leistung von 34 kW
eingesetzt /Think City 2011/.
Akkumulator
Bisher werden verschiedene Batterietechnologien in Fahrzeugen verbaut. Einen Überblick
über die am häufigsten eingesetzten Technologien gibt Tabelle 3-9. Herkömmlich werden
als Starterbatterie in Fahrzeugen Blei- und Nickel-Cadmium-Akkumulatoren (NiCd)
eingesetzt. Diese zeichnen sich vor allem durch geringe Kosten und hohe Zyklenfestigkeit
aus. Natrium-Nickelchlorid-Akkumulator (NaNiCl) sind Hochtemperaturakkumulatoren
(ZEBRA-Akkumulatoren) die eine Betriebstemperatur von ca. 300 °C benötigen. Nickel-
Metallhybrid-Akkumulatoren (NiMH) wurden in der Vergangenheit in verschiedenen
Hybridfahrzeugen verbaut, stellen allerdings aufgrund ihrer geringen spezifischen
Energiedichten keine Option für reine Elektrofahrzeuge dar /Sauer 2009/. Lithium-Ionen-
Akkumulatoren (Li-Ionen) werden im Folgenden genauer beschrieben.
Tabelle 3-9 Kenndaten von Akkumulatorsystemen im Vergleich
Akkumulator- Energiedichte Leistungsdichte Zyklische
System [Wh/kg] [W/kg]
Lebensdauer
[Zyklen]
Blei 20 – 40 100 – 300 500 – 2.000
NiCd 45 – 60 180 – 500 1.000 – 2.000
NiMH 60 – 70 150 – 1.500 600 – 2.500
NaNiCl 80 – 125 150 – 170 1.000 – 1.700
Li-Ionen 100 – 160 400 – 660 600 – 2.000
/Arndt et al. 2003/; /Braess, Seiffert 2007/; /Hauck 2003/; /Heinemann 2007/;
/Sauer 2006/; /Vezzini 2009/; /Schuster 2009/; /Oertel 2008/; /von Borck et al.
2008/; Mock, Schmid 2008/; /Kloess 2009/; /Naunin et al. 2007/
Lithium-Ionen (Li-Ionen)-Akkumulator
Li-Ionen-Akkumulatoren speichern Energie durch die Einlagerung von Li-Atomen in
einem Wirtsgitter (Interkalation). Die Wirtsgitter können dabei aus unterschiedlichen
Materialien hergestellt werden /Schuster 2009/. Die negative Elektrode sollte dabei aus
Materialien bestehen, die ein ähnliches Potential wie Lithium besitzen, wie z.B. Graphit.
Dagegen sollte das Material der positiven Elektrode ein höheres Potential als Lithium
aufweisen (Potenzialdifferenz zu Lithium im Bereich von 3 – 5 V). Da Lithium ein hoch

46
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
reaktives Material ist, kann es bei Erhitzung der Zelle in Kontakt mit dem Elektrolyten zu
einer unkontrollierten Temperaturzunahme bis hin zur Explosion kommen. Die Sicherheit
der Zelle kann dabei durch die Verwendung von verschiedenen Materialien verändert
werden. Häufig eingesetzte Materialien sind Metalloxide (MO2), z.B. Lithium-
Manganoxid (LiMn2O4), Lithium-Kobaltoxid (LiCoO2) oder Lithium-Nickeloxid
(LiNiO2). In letzter Zeit wird vermehrt Lithium-Eisen-Phosphat (LiFePO4) aufgrund hoher
Zyklenfestigkeit und Sicherheit eingesetzt. Die Sicherheit wird dabei über die
Wärmeentwicklung in der Zelle definiert. In Tabelle 3-10 und Tabelle 3-11 sind die
unterschiedlichen Materialkombinationen für die Kathode und die Anode mit den
jeweiligen Eigenschaften dargestellt.
Tabelle 3-10 Materialkombinationen für die Kathode von Li-Ionen-Akkus
Kathodenmaterial Eigenschaften Spezifische
Energiedichte
Mittlere
Spannung
LiCoO2 Sicherheitsrisiko, geringe Zyklenfestigkeit 150 Wh/kg 3,7 V
LiNiO2 Höchstes Sicherheitsrisiko k.A. k.A.
LiMn2O4
LiCo1/3Ni1/3Mn1/3O2
Sicherheit besser als bei Co und Ni, geringere
Lebensdauer
Mischmaterial mit Optimierung der
Eigenschaften
LiCoxNiyMnzO2 Große Variabilität in Mischmaterialien,
sicher
LiFePO4 Hohe Sicherheit, günstiges
Ausgangsmaterial, hohe Zyklenfestigkeit,
110 – 120
Wh/kg
4 V
120 Wh/kg 3,7 V
120 Wh/kg k.A.
105 Wh/kg 3,3 V
Titanat Li4Ti5O12 sicher, geringere Energiedichte 70 – 80 Wh/kg 2,3 V
/Sauer 2009, S. 9/; /Vezzini 2009, S. 20/; /von Borck 2008, S. 16/
Allgemein lässt sich festhalten, dass eine zunehmende Sicherheit und Lebensdauer zu
Einbußen bei der Energiedichte des Akkumulators führt /von Borck et al. 2008/.
Tabelle 3-11 Materialkombinationen für die Anode von Li-Ionen-Akkus
Anodenmaterial Eigenschaften
Hard Carbon LiC6
Graphit LiC6
Silizium Li22Si6
/Sauer 2009, S. 9/
geringe Vollzyklenzahl
Hohe Kosten, hohe Vollzyklenzahl
hohe Energiedichte
Neben den Elektroden sind weitere wichtige Bestandteile eines Li-Ionen-Akkumulators
das verwendete Elektrolyt und die Separatoren. Elektrolyte bestehen aus wasserfreien,
organischen Lösungsmitteln in Kombination mit Lithiumsalz. Hierbei werden vor allem
Alkoholkarbonate wie z.B. Propylencarbonate oder Ethylencarbonate mit dem Leitsalz

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 47
Lithiumhexafluorophosphat (LiPF6), das derzeit am häufigsten verwendet wird,
eingesetzt. Die Eigenschaften der Elektrolyte weisen einen großen Einfluss auf das
Tieftemperaturverhalten und die Lebensdauer /Sauer 2009/ auf. Der Separator hat dagegen
einen großen Einfluss auf die Sicherheit der Li-Ionen-Zelle. Hier geht die Entwicklung zu
keramischen Separatoren, die hitzeunempfindlicher sind und die Sicherheit der Zelle
erhöhen.
Beim Ladevorgang eines Li-Ionen-Akkumulators werden Lithium-Ionen von der
positiven Elektrode ausgelagert und wandern durch den Separator zur negativen Elektrode,
wo sie in das Gitternetz des Kohlenstoffs eingelagert werden. Beim Entladevorgang
verläuft dieser Vorgang umgekehrt. Der Elektrolyt ist dabei das Transportmittel, hat aber
keinen Einfluss auf die Reaktion der Li-Ionen. In Abbildung 3-13 ist der Entladeprozess
einer Li-Ionen-Zelle dargestellt.
Abbildung 3-13: Entladeprozess eines Li-Ionen-Akkumulator /Sauer 2009/
Die chemische Reaktion in einer Lithium-Ionen-Zelle läuft nach folgenden Gleichungen
ab:
Kathode:
Anode:
Gesamtreaktion:
Li1-xMO2 + x Li + + x e - LiMO2
LixCn x Li + + x e - + n C
Li1-xMO2 + LixCn LiMO2 + n C

48
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Die wichtigsten Kenndaten von Lithium-Ionen-Akkumulatoren sind in Tabelle 3-12
zusammengefasst.
Wegen der hohen Reaktionsfähigkeit von Lithium gepaart mit der hohen
Energiedichte in der Zelle werden Li-Ionen-Zellen mit Sicherheits- und Schutzelektronik
abgesichert, das die Spannung der Zelle zwischen 2,7 V bis max. 4,2 V hält. Des Weiteren
müssen Lithium-Ionen-Akkumulatoren vor äußeren Einwirkungen gut abgedichtet sein, da
bereits geringe Spuren von Wasser und Sauerstoff negativen Einfluss auf die Lebensdauer
von Lithium-Ionen-Zellen haben /Naunin et al. 2007/.
Tabelle 3-12 Übersicht über die spezifischen Kenndaten von Li-Ionen-Akkumulatoren
Kenngröße Li-Ionen-Akkumulator
Energiedichte
Gravimetrisch [Wh/kg]
100 – 160
300 e)
Volumetrisch [Wh/l]
Leistungsdichte [W/kg]
a) c)
400 – 660
Zellennennspannung [V]
b) c) d)
3,6 – 4
Wirkungsgrad [%] 90 g)
Betriebstemperatur [°C]
Lebensdauer
b) c)
-20 bis +55
Zyklenlebensdauer (80 % Entladetiefe)
a) c)
600 – 2.000
Kalendarische Lebensdauer [Jahre]
10 -12 a)
Selbstentladungsrate bei 20 °C
Pro Tag [%/Tag]
k.A.
Pro Monat [%/Monat]
5 % f)
a) /Braess, Seiffert 2007/; b) /Hauck 2003/; c) /Heinemann 2007/; d) /Naunin et al. 2007/;
e) /Oertel 2008/; f) /Vezzini 2009/; g) /von Borck et al. 2008/
Neue Entwicklungen in der Lithium-Ionen-Technologie gehen neben den Lithium-Eisen-
Phosphat-Zellen hin zu anderen Zusammensetzungen und Komponenten, wie bei Lithium-
Polymer- und der Lithium-Titanat-Akkumulatoren.
Li-Polymer-Akkumulatoren werden im Vergleich zu herkömmlichen Li-Ionen-
Akkumulatoren mit Elektrolyten, die aus einer trockenen, flexiblen Folie auf Polymerbasis
bestehen, ausgestattet. Um eine ausreichend hohe Leitfähigkeit im Elektrolyt zu erreichen,
wird anstelle der Folie häufig ein Gel auf Polymerbasis eingesetzt. Der Vorteil von Li-
Polymer-Akkumulatoren ist, dass diese aus ultradünnen Schichtfolien hergestellt werden
können /Oertel 2008/ und dadurch eine größere Flexibilität des mechanischen Aufbaus
ermöglichen.
Im Lithium-Titanat-Akkumulator wird im Vergleich zu dem herkömmlichen Li-
Ionen-Akkumulator eine nanostrukturierten Lithium-Titanat-Anode anstelle der Graphit-
Anode verwendet. Dies bietet den Vorteil, dass die Löcher im Titanat zu den Li-Ionen
b) e)

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 49
genau passen und somit eine materialschonendere Ein- und Auslagerung der Ionen, ohne
Volumenänderung an der Elektrode, erfolgt. Hierdurch lassen sich höhere
Zyklenfestigkeiten realisieren. Somit ergibt sich insgesamt eine Zyklenlebensdauer von
12.000 Zyklen bei einem Betriebsbereich von -40 bis +55 °C und einer möglichen
Leistungsdichte von bis zu 1.250 W/kg /Altair 2009/.
3.5.2 Ökonomische Analyse
Für eine ökonomische Einordnung von mobilen Batteriespeichern sind vor allem die
Investitionskosten des Batteriesystems wichtig. Hierbei werden die Kosten der
Batteriesysteme in energiespezifischen [€/kWh] Kosten angegeben. Dies resultiert daraus,
dass bei Elektrofahrzeugen die Reichweite des Fahrzeugs und somit auch die Kapazität
des Akkumulators das entscheidende Kriterium ist. Durch den Aufbau der Akkumulatoren
in einzelnen Einheiten können zusätzlich keine Skaleneffekte bei größerer
Akkumulatorkapazität erwartet werden. In Abbildung 3-14 sind die Kostenentwicklung der
spezifischen Batteriekosten von Li-Ionen-Akkumulatoren für reine Elektrofahrzeuge in
€2010/kWh bis zum Jahr 2030 angegeben.
Abbildung 3-14: Derzeitige und zukünftige Kosten von Li-Ionen-Batterien für reine
Elektrofahrzeuge
Die spezifischen Kosten belaufen sich derzeit auf durchschnittlich ca. 650 €2010/kWh. Bis
zum Jahr 2030 kann davon ausgegangen werden, dass sich die spezifischen Kosten auf ca.
200 bis 400 €2010/kWh reduzieren. Die Unsicherheit der zukünftigen Entwicklung der Li-

50
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Ionen-Akkumulatoren liegt vor allem in der Entwicklung der Rohstoffpreise für die
benötigten Materialien der Zellen. Die Rohstoffvorkommen für Lithium und Kobalt sind
z.B. zum Großteil in wenigen Ländern der Andenregion (Bolivien, Chile, etc.)
konzentriert. Um Engpässe vermeiden zu können, wird das Recycling der Materialien
durch Recyclingquoten (12,5 % im Jahr 2012 und 22,5 % im Jahr 2016) nach der
Europäische Batterierichtlinie 2006/66/EC forciert /ISI 2009/.
Zusammenfassend ergeben sich die folgenden durchschnittlichen Kosten für die
mobilen Batteriespeicher (Tabelle 3-13). Bei der Berechnung der zukünftigen Kosten der
Batteriespeicher für Elektrofahrzeuge wurde der Mittelwert aus den in Abbildung 3-14
dargestellten Quellen verwendet. Der Wirkungsgrad wird mit 90 % und die Lebensdauer
mit 12 Jahren (vgl. Tabelle 3-12) angesetzt.
Tabelle 3-13: Eingangsparameter inklusive deren Bandbreite zur Berechnung der
Stromeinspeisungs- und Stromspeicherkosten bei Nutzung mobiler
Batteriespeicher
Investitionskosten
Bandbreite der Investitionskosten
Einheit
€2010/kWh
Mobile Batteriespeicher -
Elektrofahrzeug
2010 2030
650
600 – 950
Wirkungsgrad % 90
Lebensdauer a 12
270
200 - 400
Im Folgenden wird eine wirtschaftliche Einordnung der mobilen Batteriespeicher
vorgenommen. Die Eingangsparameter zur Berechnung der spezifischen
Stromeinspeisungs- und Stromspeicherkosten sind in Tabelle 3-13 dargestellt
(Rahmenannahmen in Tabelle 2-2). Jeweils in Klammern sind im Folgenden die Werte
ohne Strombezugskosten angegeben. Mit den dargestellten Kostenannahmen weisen heute
(2010) mobile Li-Ionen-Batteriespeicher im Tagesspeicherbetrieb spezifische
Stromeinspeisungskosten von 37 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 32 €ct2010/kWh) auf.
Zukünftig werden hier die spezifische Stromeinspeisungskosten auf 19 €ct2010/kWh
(Stromspeicherkosten: 13 €ct2010/kWh) sinken. Im saisonalen Speicherbetrieb eingesetzte
mobile Batteriespeicher weisen heute spezifische Stromeinspeisungskosten von
2.275 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 2.270 €ct2010/kWh) auf und zukünftig
948 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 943 €ct2010/kWh). Die hohen
Stromeinspeisungskosten resultieren dabei für den saisonalen Speicherbetrieb aus der
großen Speicherkapazitäten und den hohen kapazitätsabhängigen spezifischen
Investitionskosten (vgl. Tabelle 3-13).

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 51
4 Potenziale der Speichertechnologien für Deutschland
4.1 Pumpspeicherwerke
Anlagenbestand
In Deutschland existieren insgesamt 31 Pumpspeicherwerke. In Tabelle 4-1 sind für jedes
PSW das Bundesland (BL) in dem sich das Pumpspeicherwerk befindet, die Turbinen- und
Pumpenleistung, die mittlere Fallhöhe und das Arbeitsvermögen aufgelistet. Abbildung 4-1
zeigt die geografische Verteilung der Pumpspeicherwerke in Deutschland sowie deren
Turbinenleistung.
In Summe ergibt sich eine in deutschen Pumpspeicherwerken installierte
Turbinennennleistung von 6400 MW und ein Arbeitsvermögen von 37,7 GWh. Dabei ist
lediglich das nutzbare Beckenvolumen der Kraftwerke berücksichtigt.
Sonderfälle bilden Pumpspeicherwerke, deren Oberbecken ein größeres nutzbares
Volumen als ihr Unterbecken besitzt. Hier kann unter Umständen das gesamte
Arbeitsvermögen des Oberbeckens genutzt werden, das Wasser würde jedoch über einen
Fluss abfließen. Ein Beispiel ist die Schluchseegruppe (Häusern, Witznau und Waldshut)
mit dem Schluchsee als Oberbecken. Das berechnete Arbeitsvermögen bildet also die
Untergrenze des tatsächlich verfügbaren Arbeitsvermögens.
Zusätzlich arbeiten Pumpspeicherwerke in Österreich und Luxemburg für das
deutsche Stromnetz. Die Kraftwerksgruppe Obere-Ill in Österreich mit einer
Turbinenleistung von 1773 MW und ca. 540 GWh gespeicherter Energie wird zu 50 %
von einem deutschen Energieversorgungsunternehmen betrieben /Illwerke 2011/. Das
Kraftwerk Vianden in Luxemburg stellt die installierte Turbinenleistung von 1096 MW
und das Arbeitsvermögen von 4,625 GWh vollständig dem deutschen Netz zur Verfügung.
Diese werden bei der Berechnung des Potenzials in Deutschland nicht berücksichtigt.

52
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Tabelle 4-1: Pumpspeicherwerke in Deutschland, Quelle: Betreiberangaben
Turbinen Pumpen mittlere
Pumpspeicherwerk BL Leistung Leistung Fallhöhe Arbeitsvermögen
[MW] [MW] [m] [MWh]
Bleiloch TH 80 30 49,4 4 753 3
Einsiedel BW 1,6 1,1 127 6,9 3
Erzhausen NS 220 224 286,69 1032
Geesthacht SH 120 96 80 3 534
Glems BW 90 68 283 560
Goldisthal TH 1060 1028 301,65 8480
Happurg BY 160 160 209 840
Häusern BW 100 100 200 514
Hohenwarte I TH 62,75 36 56 795 3
Hohenwarte II TH 320 336 302 2087
Koepchenwerk NW 153 153,59 155,35 590
Langenprozelten BY 168,4 154 297,2 950
Leitzachwerk I BY 49 45,4 128 siehe Leitzachwerk II
Leitzachwerk II BY 49,2 36,8 128 628,9
Markersbach SN 1050 1140 288 4018
Niederwartha SN 40 40 142,5 591
Oberberg I BY 3,5 4,55 223 keine Angabe
Oberberg II BY 0,5 1 54 keine Angabe
Oberberg II a/b BY 4,4 5,5 270 keine Angabe
Pfreimd - Tanzmühle BY 28 28 122,45 siehe Pfreimd - Reisach
Pfreimd - Reisach BY 99 99 179,05 600
Rönkhausen NW 140 140 265,5 690
Säckingen BW 360 296 400 2064
Schwarzenbachwerk BW 46 20 357 265
Sorpekraftwerk NW 7,2 5,6 56 44
Waldeck I HE 140 70 296,65 487
Waldeck II HE 480 480 329 3428
Waldshut BW 150 80 160 476
Wehr BW 910 980 625 6142
Wendefurth ST 80 72 126 523
Witznau BW 220 128 250 642
Summe 6393 6059 37740
4 Keine Betreiberangabe. Quellen: /Sterner 2010/, /DENA 2010a/ und /Floecksmühle 2010/

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 53
Abbildung 4-1: Geografische Verteilung und Turbinenleistung der PSW in Deutschland
Geplante Projekte
Insgesamt sind zwölf Projekte über einen geplanten Neubau oder Ausbau bestehender
Pumpspeicherwerke in Deutschland bekannt. Tabelle 4-2 stellt die Projekte und den
Gewinn an Leistung und Arbeitsvermögen für das deutsche Stromnetz vor.

54
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Tabelle 4-2: Projekte: Neubau oder Ausbau von Pumpspeicherwerken, Quelle: Angaben
von Planungsbüros und Betreibern (Stand: September 2011)
Pumpspeicher- BL Turbinen mittlere Arbeits- geplante
werk
Leistung Fallhöhe vermögen Inbetriebnahme
[MW] [m] [MWh] [Jahr]
Atdorf BW 1400 rd. 600 13000 2019
Blautal BW 60 170 370 keine Angabe
Einöden BY (100 oder) 200 370 (900 oder) 1600 2019
Forbach Ausbau BW 24 364 519 5
keine Angabe
Forbach Neubau BW 200 320 1428 4 keine Angabe
Halde Sundern NRW 15 50 74 4 keine Angabe
Heimbach RP (300 bis) 600 550 8183 4 2019
Nethe NRW 390 223 2323 4 2019
Riedl BY 300 350 3732 4 2018
Rur NRW 640 240 4523 4 2019
Stadtwerke Trier RP 300 300 4464 4 2017
Waldeck II+ HE 300 330,5 369 4
2016
Summe Summe
4429 40585
Werden alle Projekte realisiert, erhöht sich die in Deutschland installierte
Pumpspeicherleistung um 4,4 GW auf 10,8 GW. Dies entspricht einer Erhöhung um
nahezu 70 %. Das Arbeitsvermögen wird dabei mehr als verdoppelt. Es erhöht sich um
40,6 GWh um 108 % auf insgesamt 78,3 GWh.
Auch im Ausland sind Projekte geplant, die Leistung der Kraftwerksgruppe Obere-
Ill soll mit zwei neuen Kraftwerken um 372 MW ausgebaut werden, das Arbeitsvermögen
wird dabei um lediglich ca. 0,046 GWh erhöht. Das Kraftwerk Vianden wird um eine elfte
Maschine mit 195 MW erweitert, die Erhöhung des Stauziels der Oberbecken hat eine
Erhöhung des Arbeitsvermögens von 0,375 GWh zur Folge.
Potenziale der Pumpspeicherung in Deutschland
Das technische Potenzial für Pumpspeicherwerke in Deutschland ist nahezu unbegrenzt,
da die Voraussetzungen für den Bau eines Pumpspeicherwerks lediglich der Platzbedarf
für Ober- und Unterbecken sowie ein Höhenunterschied sind. In jedem Gelände, das
Höhenunterschiede aufweist, kann ein Pumpspeicherwerk errichtet werden. Letztendlich
könnten die nötigen Höhenunterschiede sogar durch bauliche Maßnahmen hergestellt
werden.
Dennoch wird häufig das Potenzial für den Bau von Pumpspeicherwerken als sehr
gering eingeschätzt. Dies begründet sich in der Einschränkung der Potenziale sowohl
durch wirtschaftliche als auch politische und insbesondere gesellschaftliche Faktoren. Ein
5
Das Arbeitsvermögen ist nicht bekannt, es erfolgt eine Abschätzung anhand eines
Turbinenwirkungsgrades von � � 0,
91.
W �� T � � � g � h �V
T

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 55
wirtschaftlicher Faktor ist dabei die verfügbare Fallhöhe. Vereinfacht sinken die
Baukosten im Vergleich zu Kapazität und Leistung eines PSW, je höher der auf möglichst
kurzer Strecke nutzbare Höhenunterschied ist. Große Höhengradienten sind meist in
landschaftlich wertvolleren Gegenden vorhanden, weshalb der Bau von
Pumpspeicherwerken in der Bevölkerung auf Proteste stoßen kann.
Alleine die enorme Anzahl sowie die Größenordnung der vorgestellten geplanten
Projekte zeigen, dass von ausgeschöpftem oder geringem Potenzial von
Pumpspeicherwerken in Deutschland keine Rede sein kann. Das nahezu unbegrenzte
technische Potenzial soll in den folgenden Kapiteln anhand von Beispielen konkretisiert
werden. Dazu gehören eine Abschätzung des Ausbau-Potenzials bestehender
Pumpspeicherwerke, die Vorstellung einiger bereits durchgeführter Studien zu Potenzialen
von Pumpspeicherwerken sowie Überlegungen zu möglichen Reaktivierungen, hybriden
Pumpspeicherwerken und weiteren Projektideen.
Wie bereits beschrieben ist die Leistung von Pumpspeicherwerken technisch
unabhängig von deren Kapazität. Für eine bestimmte nutzbare Kapazität kann also
theoretisch jede beliebige Leistung installiert werden. Im deutschen Kraftwerkspark
könnte die Leistung der Pumpspeicherwerke wenn nötig beispielsweise durch den Bau von
zusätzlichen Maschinen ohne sichtbare Eingriffe in die Natur erhöht werden, ein Beispiel
hierfür ist das Kraftwerk Vianden. Dabei reduziert sich lediglich das Verhältnis aus
Kapazität und Leistung, die höhere Leistung des Kraftwerks könnte dann über einen
kürzeren Zeitraum abgerufen werden.
Abschätzung des Ausbau-Potenzials bestehender Pumpspeicherwerke
Die Abschätzung des Potenzials erfolgt anhand des Arbeitsvermögens der Kraftwerke, da
die Leistung wie beschrieben je nach Bedarf ausgebaut werden könnte. Untersucht werden
zwei Optionen zur Erhöhung des Arbeitsvermögens. Die Vergrößerung des nutzbaren
Beckenvolumens und eine Wirkungsgradverbesserung. Es wird angenommen, dass das
nutzbare Beckenvolumen um durchschnittlich 10 % erhöht werden kann. Dies kann
beispielsweise durch Erweiterung der Becken realisiert werden. Das Beispiel Vianden
zeigt, dass unter entsprechenden Umständen auch eine Erhöhung der Kapazität um 8 %
ohne Veränderung der Beckenform möglich ist. Der technische Status Quo des
Wirkungsgrades von Pumpspeicherwerken ist � � 0,
8,
er lässt sich in zwei
Teilwirkungsgrade unterteilen. Der Ladevorgang (Pumpbetrieb) erfolgt nach Abbildung
3-3 mit einen Wirkungsgrad von � P � 0,
88 , für den Entladevorgang (Turbinenbetrieb)
ergibt sich ein Wirkungsgrad von � T � 0,
91.
Damit berechnet sich für jedes Pumpspeicherwerk das durch Beckenvergrößerung
und einen Turbinen-Wirkungsgrad von 0,91 erreichbare Arbeitsvermögen zu
Wneu �� T � � � g � h �V
�1,
1
Es ergibt sich ein Arbeitsvermögen von 44,4 GWh, eine Steigerung um 6,7 GWh (18 %)
gegenüber dem Status Quo.

56
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Abschätzung des Potenzials in der Literatur
In einer Studie von Czisch werden 100 mögliche Pumpspeicherstandorte untersucht
/Czisch 2005/. 20 Standorten mit einer Gesamtleistung von 14 GW und einem
Arbeitsvermögen von ca. 77 GWh werden dabei ähnlich gute Bedingungen wie dem
Standort Goldisthal bescheinigt. An zwei dieser Standorte sind bereits Pumpspeicherwerke
errichtet, die PSW Goldisthal und Markersbach.
Eine interne Studie der RWE detektiert in West- und Südwest-Deutschland 20
mögliche Standorte, an denen unter ökologisch vertretbaren Bedingungen
Pumpspeicherwerke mit spezifischen Kosten unter 1300 €/kW in der Größenordnung von
50 bis 440 MW gebaut werden könnten /Vennemann 2010/. Die Kapazität der Kraftwerke
würde 14 GWh (bei 3,5 GW) betragen.
Die Bergische Universität Wuppertal untersucht das Potenzial von
Pumpspeicherwerken im Regierungsbezirk Arnsberg in NRW auf Grundlage des GIS
(Geoinformationssystem) /Schlenkhoff 2011/. Das „überraschende Ergebnis“ zeigt, dass
ohne Inanspruchnahme von Talsperren in diesem Gebiet eine Kapazität von 40 GWh
verfügbar ist. Werden zusätzlich die Talsperren als Unterbecken genutzt, lassen sich
weitere 80 GWh Energie speichern. Eine grobe Hochrechnung für Deutschland ergibt ein
Potenzial von 2000 GWh.
Die Nutzung von Tagebaurestlöchern zur Errichtung von Pumpspeicherwerken in
Mitteldeutschland und der Lausitz wird in einer Studie der Helmut Schmidt Universität
Hamburg untersucht /Schulz 2009/. Für Mitteldeutschland und die Lausitz ergibt sich eine
Kapazität von 98 GWh unter den Annahmen, dass lediglich 10 % der verfügbaren
Tagebauseen mit einer mittleren Fallhöhe von 80 m genutzt werden.
Das Energieforschungszentrum Niedersachsen untersucht das Potenzial von
Pumpspeicherwerken in ehemaligen Bergwerkstollen /Goslar 2011/. Unter der Annahme,
dass 100 Pumpspeicherwerke in der Größenordnung von 0,16 Mio. m 3 nutzbarem
Volumen und einer Fallhöhe von 600 m realisiert werden können, ergibt sich eine
Kapazität von 20 GWh.
Es zeigt sich, dass die vorgestellten Untersuchungen realisierbare Potenziale unter
unterschiedlichen Rahmenbedingungen und für verschiedene Regionen aufzeigen. Eine
Untersuchung unter einheitlichen Rahmenbedingungen für ganz Deutschland wurde bisher
nicht durchgeführt. Lediglich die Hochrechnung der Bergischen Universität Wuppertal
weist ein landesweites Potenzial (2 TWh) aus.
Reaktivierung, hybride Nutzung und weitere Projektideen
Die Eingriffe in die Natur durch den Bau von Pumpspeicherwerken können durch eine
Reaktivierung stillgelegter Pumpspeicherwerke wie beispielsweise das Dhronekraftwerk
Leiwen, die Pumpspeicherwerke Warmatsgrund, Wisenta, Ortenberg-Lißberg und
Mittweida oder das Zweribachwerk minimiert werden. Ebenso würde die Nutzung von
bestehenden Staubecken den Bauaufwand verringern. In Deutschland existieren mehr als

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 57
300 (große) Talsperren. Alleine die zehn größten dieser Talsperren haben einen Stauinhalt
von 1619 Mio. m 3 /Talsperrenkomitee 2011/. Drei dieser Talsperren werden bereits als
Becken für Pumpspeicherwerke verwendet, Bleiloch, Hohenwarte und Schluchsee. Das
genutzte Volumen ist dabei mit etwa 12 Mio. m 3 vergleichsweise gering. Würden lediglich
20 % des verbleibenden Stauinhalts der zehn größten Talsperren bei einer Fallhöhe von
300 m genutzt, entspräche dies einem Arbeitsvermögen von ca. 240 GWh, sechs Mal so
viel wie momentan verfügbar (37,7 GWh). Sowohl bestehende, als auch neu angelegte
Speicherbecken können bei entsprechender Ausführung hybrid genutzt werden, was
sowohl wirtschaftlich, als auch gesellschaftspolitische Vorteile verspricht. Übliche
Nutzungsarten von Speicherbecken sind neben Stromgewinnung (Pumpspeicherwerke,
Speicherkraftwerke, Laufwasserkraftwerke) beispielsweise Brauchwasserversorgung,
Trinkwasserversorgung, Hochwasserschutz bzw. Hochwasserrückhaltung, Naherholung
oder Löschwasserspeicher.
Es existieren viele weitere Projektideen meist mit dem Ziel, den Eingriff in die
Natur beim Bau der Speicherbecken zu Minimieren. Einige Beispiele sind im Folgenden
vorgestellt:
� Dezentrale kleine Anlagen unter 50 MW: kleinere Anlagen verringern die
Eingriffe in die Natur und sind aufgrund geringerer Baukosten auch bspw. für
Stadtwerke erschwinglich.
� Ringwallspeicher: das ringförmige Unterbecken wird künstlich ausgehoben, der
Abraum wird zur Errichtung des Oberbeckens verwendet. Diese Bauform benötigt
keine natürlichen Erhebungen.
� Pumpspeicherwerke an Haldenstandorten: die künstlich erschaffenen
�
Höhenunterschiede von bis zu 100 m bieten insbesondere im sonst flachen
Norddeutschland gute Voraussetzungen für den Bau von Pumpspeicherwerken,
insbesondere da hier kein Eingriff in Naturlandschaften erfolgen muss. Beispiel:
Projekt Halde Sundern /RWE 2011/
Pumpspeicherwerke in Tagebaurestlöchern: Ein Unterbecken ist vorhanden, das
Oberbecken muss an der Erdoberfläche angelegt werden. Es ist ein nur geringer
Eingriff in die Natur notwendig.
� Kombination aus Pumpspeicherwerk und Windpark: Die Oberbecken von
Pumpspeicherwerken liegen oft auf Hügel- oder Bergkuppen, auf denen hohe
Windgeschwindigkeiten vorliegen können. Die fluktuierende Windenergie kann
vom Pumpspeicherwerk je nach Bedarf direkt zwischengespeichert werden.
� Pumpspeicherwerk unter Tage: Ehemalige Bergwerksstollen könnten als
Speicherbecken und für die Anlagentechnik genutzt werden. Der Eingriff in die
Natur ist minimal, große Fallhöhen wären vorhanden. Beispiel: Projekt Wiemanns
Bucht /Goslar 2011/
� Meerwasser-Pumpspeicherwerke: Meerwasser wird zur Speicherung in ein
Oberbecken gepumpt, der Bau eines Unterbeckens entfällt. Es ist ein großer
Höhenunterschied in Küstennähe notwendig. Beispiel: Meerwasser-
Pumpspeicherwerk Okinawa Yanbaru

58
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Potenziale in Nachbarländern
Zusätzlich zu den in Deutschland vorhandenen Potenzialen besteht die Möglichkeit,
Pumpspeicherpotenziale anderer Länder zu Nutzen. An den Beispielen Vianden und der
Kraftwerksgruppe Obere-Ill zeigt sich, das bereits heute mehr als 20 % der dem deutschen
Stromnetz zu Verfügung stehenden Leistung von Pumpspeicherwerken im Ausland
angeboten wird. Die Nutzung der Potenziale von Nachbarländern scheint aufgrund der
optimalen topografischen Verhältnisse insbesondere in der Schweiz und Österreich sowie
in Skandinavien sinnvoll. In der Schweiz befinden sich Pumpspeicherwerke mit einer
Leistung von 1,6 GW im Bau, weitere 1,5 GW sind in Planung /Vennemann 2010/. In
Österreich sind 980 MW in Bau, 2,5 GW in Planung /Vennemann 2010/. Norwegen,
Schweden und Finnland besitzen Wasserreservoirs mit einer Kapazität von 121 TWh
(Stand 2004), die als Speicherkraftwerke den Zufluss in den Sommermonaten
zurückhalten, um den hohen Strombedarf im Winter zu decken /NordPool 2011/. Diese
Speicher könnten auch für das deutsche Stromnetz genutzt werden. Dafür müsste
allerdings insbesondere die entsprechende Stromnetz-Infrastruktur geschaffen werden.
4.2 Druckluftspeicher
Kavernen können in Aquiferstrukturen, Felsgestein oder Salzgestein angelegt werden,
oder es können ehemalige Bergwerke, Erdgasspeicher oder Lagerstätten genutzt werden.
Durch die in Kapitel 3.2 dargestellten Restriktionen bezüglich Kavernen in
Aquiferstrukturen und Felsgestein sowie in ehemaligen Bergwerken und
Erdgaslagerstätten werden diese hier nicht weiter berücksichtigt. Zusätzlich werden die
heute in Betrieb befindenden Erdgaskavernen nicht in die Potenzialberechnung
eingerechnet.
Potenzial für Kavernen in Salzgestein
Abbildung 4-2 zeigt die Vorkommen von Salzgestein in Europa. Die größten
Salzvorkommen stammen aus dem Permian-Zeitalter und liegen in Mitteleuropa, in
Norddeutschland, Dänemark, den Niederlanden, Polen und der Nordsee. Weiterhin sind
vereinzelte kleine Gebiete in Ostfrankreich, Süddeutschland, Österreich, der Schweiz und
der Slowakei zu finden. Zu erkennen ist auch, dass in Deutschland und der Nordsee ein
größeres Gebiet von Salz aus dem Mesozoikum existiert, das sich über der Permian-
Salzschicht befindet.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 59
Abbildung 4-2: Salzvorkommen und Speichereinrichtungen für Gas und Öl in Europa /Gillhaus
2007/
Die Salzvorkommen bedecken ein Gebiet von insgesamt ca. 158.000 km² in
Norddeutschland, zusätzlich noch ca. 28.600 km² offshore in der Nordsee und ca.
4.000 km² in der Ostsee. Im Folgenden wird das technische Potenzial für Aussolung von
Kavernen in diesem Salzgestein bewertet.
Das technische Potenzial berücksichtigt die Realisierbarkeit der Kavernen im
Salzgestein hinsichtlich der technischen Umsetzung und äußere Einflüsse. Die einzelnen
Untergrundstrukturen für Kavernen müssen bestimmte Bedingungen erfüllen, um als
Untergrundspeicher oder für den Bau von Kavernen geeignet zu sein.
Für den Kavernenbau muss ein geeignetes Gefüge in einer Tiefe von 600 bis 1.800 m
vorhanden und ausreichend mächtig sein. Dies resultiert aus der Annahme, dass eine
500.000 m³ große Kaverne einen Durchmesser von ca. 100 m /Zunft 2005/, sowie der
Abstand zwischen zwei Kavernen ca. 300 Meter /Alstom Power et al. 2006/ betragen soll.

60
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
In dem Gebiet, das Norddeutschland, die Niederlande und die Nordsee umfasst, besteht
eine sehr große Chance, eine Salzstruktur in geeigneter Tiefe zu finden, da hier mehrere
Salzschichten aus verschiedenen Erdzeitaltern übereinanderliegen. Dieses Gebiet bedeckt
eine Landfläche von ca. 158.000 km² in Norddeutschland, zusätzlich noch ca. 32.600 km²
offshore. Vor allem Salzstöcke bieten hier gute Eigenschaften, Kavernen zu bauen. In
Abbildung 4-3 sind vorhandene Salzstöcke in Norddeutschland (hellblau und dunkelblau)
eingetragen. Die Fläche dieser ergibt 6.000 km² onshore und 1.300 km² offshore. Im
Maximum können dadurch in diesen Salzstöcken 20.000 Kavernen onshore und 4.200
Kavernen offshore (jeweils mit einer Größe von 500.000 m³) gebaut werden. Zum
Vergleich wird in /Thomsen 2011/ berechnet, dass in der K.E.R.N.-Region (Kreise
Rendsburg-Eckernförde, Plön und die Städte Kiel, Neumünster) ein Potenzial von 900
Kavernen und ein technisches Potenzial von 700 Kavernen besteht. Dadurch, dass in der
K.E.R.N.-Region nur ein kleiner Teil der Salzstrukturen liegen, kann das errechnete
Ergebnis für das technische Potenzial der Kavernen als realistisch angesehen werden.
Abbildung 4-3: Salzvorkommen in Norddeutschland
Um die Fläche, die für den Bau von Druckluftspeichern tatsächlich zur Verfügung steht zu
ermitteln, wird die Bodenbedeckung über den Salzstrukturen berücksichtigt. Hierbei wird
angenommen, dass die Kavernen senkrecht angebohrt werden und sich somit die
verfügbare Fläche für die Kavernen im gleichen Maß verringert, wie die Verfügbarkeit der
übertage befindlichen Fläche für den Bau der Maschineneinheit.

Bodenbedeckung
Stromspeicherpotenziale für Deutschland 61
Eurostat, das statistische Amt der Europäischen Union, veröffentlichte für die
Bodenbedeckung in Deutschland die in Tabelle 4-3 dargestellten Werte mit Stand von
2009.
Tabelle 4-3: Anteil der Gesamtfläche der Bodenbedeckung in Deutschland, 2009 /Corselli-
Nordblad 2010/
Bodenbedeckung Anteil der Gesamtfläche in Deutschland
Wald und andere Waldflächen 34%
Ackerflächen 33%
Grünland 23%
Heideflächen 1%
Gewässer und Feuchtgebiete
Bebaute Flächen und künstlich angelegte
2%
nicht bebaute Flächen (wie Parkplätze,
Höfe, Friedhöfe)
7%
Vegetationslose Böden 1%
Bebaute und künstlich angelegte, nicht bebaute Flächen stehen für den Bau von
Druckluftspeichern nicht zur Verfügung, ebenso wenig Gewässer und Feuchtgebiete.
Hierbei wird angenommen, dass die Ausschlussflächen sich gleichmäßig über
Deutschland verteilen. Demnach können weitere 9 % der Salzvorkommen nicht genutzt
werden.
Rechtliche Restriktionen
Die Problematik der Genehmigungen ist ein umfassendes Thema, das hier allerdings nur
am Rande mit Augenmerk auf Naturschutzgebiete behandelt werden soll.
Abbildung 4-4 zeigt alle Schutzgebiete der Natura 2000. Die dargestellten
Schutzgebiete dienen dem Erhalt und der Sicherung bedrohter Tierarten und einzigartiger
Lebensräume und sollen helfen, die biologische Vielfalt zu bewahren /DVL 2011 (a)/.
Eine Beeinträchtigung dieser Schutzgebiete ist nicht erlaubt /DVL 2011 (b)/. Allerdings
werden neue Aktivitäten oder Entwicklungen nicht von vornherein verboten, sondern
müssten im Einzelnen überprüft werden. Sollten für ein Vorhaben keine realisierbaren
Alternativen verfügbar sein und dieses einen großen Nutzen für die Allgemeinheit
darstellen, könnte seine Umsetzung sogar bei nachweislicher Beeinträchtigung und
Schädigung des Schutzgebietes erlaubt werden /Commission 2002/. Der Bau eines
Druckluftspeicherkraftwerks in diesen Gebieten wird für die folgenden Berechnungen
ausgeschlossen und die Flächen für das Potenzial nicht berücksichtigt.

62
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Abbildung 4-4: Europäische Vogelschutzgebiete und Natura 2000 Gebiete /BfN 2011/
Die Natura 2000-Gebiete umfassen 11,2 % der Landesfläche Deutschlands /Zisenis 2010/,
/BfN 2011/. Zusätzlich sind 31,5 % der Außenwirtschaftszone (AWZ) Natura 2000-
Schutzgebiete /BfN 2010/. Das Potenzial für Kavernen in Salzgestein verringert sich bei
Berücksichtigung der Konkurrenznutzung durch Bodenbedeckung und rechtliche
Rahmenbedingungen auf ca. 16.000 Kavernen onshore und 2.800 Kavernen offshore.
Maximal ist daher ein Volumen zur Speicherung von Druckluft von ca. 9
Milliarden m³ in Salzgestein verfügbar. Mit der volumetrischen Speicherkapazität (2,9
kWh/m³) und einem Druckspiel gemäß diabater Druckluftspeicherkraftwerke von ca. 20
bar /VDE 2008/ ergibt dies ein Speicherkapazitätspotenzial für
Druckluftspeicherkraftwerke von ca. 27 TWh.

4.3 Wasserstoffspeicher
Stromspeicherpotenziale für Deutschland 63
Die Wasser-Elektrolyse zur Gewinnung von Wasserstoff ist – wie zuvor beschrieben –
Stand der Technik. Deshalb kann angenommen werden, dass es für die Produktion des
Wasserstoffs auf anlagentechnischer Seite keine Beschränkung des technischen Potenzials
gibt. Bei der großtechnischen Speicherung des Wasserstoffs sind zwei Wege denkbar, die
unterschiedlichen Beschränkungen unterliegen: Einerseits kann die Speicherung in
speziellen Wasserstoffspeichern erfolgen, andererseits kann Wasserstoff in bestimmten
Mengen ins bestehende Erdgasnetz eingespeist werden.
Kavernen für Wasserstoffspeicher können analog den Druckluftspeicherkavernen
in Aquiferstrukturen, Felsgestein oder Salzgestein gebaut werden. Zusätzlich können auch
ehemalige Bergwerke, Erdgasspeicher oder Lagerstätten verwendet werden (vgl.
Kapitel 4.2). Unter den in Kapitel 4.2 beschrieben Restriktionen können hierfür in
Deutschland ca. 16.000 Kavernen onshore und ca. 2.800 Kavernen offshore verwendet
werden. Hieraus ergibt sich ein Speichervolumen von ca. 9,43 Milliarden m³. Mit der
volumetrischen Speicherkapazität (187 kWh/m³, /VDE 2008/) errechnet sich daraus eine
Speicherkapazität von 1.763 TWh.
Die vorhandene Erdgasinfrastruktur kann in gewissem Maße auch zur Verteilung
und Speicherung von Wasserstoff dienen. Bei der technischen Umsetzung zeigen sich
allerdings einige Herausforderungen. So darf laut DVGW Arbeitsblatt G262 aus der
Wasserstoffeinspeisung am Einspeisepunkt ein maximaler Wasserstoffgehalt von 5 %
bezogen auf das Volumen resultieren. Nach dem Einspeisepunkt darf außerdem der
Brennwert bezogen auf den oberen Heizwert aus technischen und abrechnungstechnischen
Gründen um maximal 2 % schwanken /DVGW Arbeitsblatt G685/. Werden diese
Anforderungen erfüllt, dann ist es möglich, 5 Vol-% des fossilen Erdgases durch
erneuerbar erzeugten Wasserstoff zu ersetzen. Bezogen auf den Energiegehalt entspricht
dies wegen der geringeren Energiedichte von Wasserstoff energetisch jedoch nur 1,4 %.
Maximal könnten somit rund 3 TWh Wasserstoff im Erdgasnetz gespeichert werden (zu
den Speicherkapazitäten im Erdgasnetz siehe Abschnitt 4.4). Setzt man für die
Verstromung einen Wirkungsgrad von 60 % an, dann resultieren daraus maximal 1,8 TWh
elektrische Energie, die indirekt in Form von Wasserstoff gespeichert werden könnten.
Dabei ist jedoch zu beachten, dass bereits heute ein gewisser Anteil Wasserstoff im Erdgas
enthalten ist, so dass die 3 TWh eher als theoretische Obergrenze anzusehen sind.
Die Einspeisung von Wasserstoff ins Erdgasnetz erscheint kurzfristig als attraktive
Alternative zum Aufbau einer eigenen Wasserstoffinfrastruktur, da die bestehende
Erdgasinfrastruktur genutzt werden kann. Dabei ist darauf zu achten, dass die technischen
Vorgaben eingehalten werden. Eine komplette Ausreizung des vorhandenen Potenzials
erscheint aufgrund der genannten Restriktionen nicht umsetzbar. Langfristig sind die
Kapazitäten des Erdgasnetzes zur Aufnahme von Wasserstoff aber sicherlich beschränkt,
sofern die Quote von 5 % nicht erhöht wird. Hier wäre zu prüfen, ob eine höhere

64
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Wasserstoff-Beimischung technisch umsetzbar ist und die 5-%-Quote eventuell angehoben
werden könnte.
4.4 Methanisierung von Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid
Das technische Potenzial der Stromspeicherung mittels PtG-Anlagen wird durch folgende
Faktoren beschränkt:
1. Speicherkapazität der vorhandenen Erdgasinfrastruktur
2. Erdgas-Transportkapazitäten
3. CO2-Verfügbarkeit
Zu 1., Speicherkapazität der vorhandenen Erdgasinfrastruktur: Laut Landesamt für
Bergbau, Energie und Geologie Niedersachsen gibt es in Deutschland 47 Untertage-
Erdgasgroßspeicher mit einem Arbeitsgasvolumen, sprich tatsächlich nutzbarem
Speichervolumen, von insgesamt 20,8 Mrd. m³(Vn) (Stand 31.12.2009). Diese Speicher
könnten auch für die Zwischenspeicherung von SNG genutzt werden. Es handelt sich um
23 Porenspeicher (ehemalige Erdgas-/Erdöl-Lagerstätten oder Aquifere) mit insgesamt
12,7 Mrd. m³(Vn) und 24 Salz-Kavernenspeicher mit insgesamt 8,1 Mrd. m³(Vn). Die
vorhandenen Speicher können weiter ausgebaut werden, so dass insgesamt
22,7 Mrd. m³(Vn) gespeichert werden können. Zusätzlich gibt es umfangreiche Planungen
für Neubauten und mehrere Speicher, die sich bereits im Bau befinden. Wenn alle
geplanten Projekte realisiert würden, dann stünde eine nutzbare Speicherkapazität von
36,6 Mrd. m³(Vn) zur Verfügung. /LBEG 2010/
Werden die Volumina mit Hilfe der Energiedichte von Erdgas (10,4 kWh/m³(Vn))
in Energiespeicherkapazitäten umgerechnet, dann zeigt sich, dass schon heute rund
217 TWh Energie in den vorhandenen Untergrundspeichern gespeichert werden können.
Werden alle in Planung und Bau befindlichen Projekte realisiert, steigt diese Kapazität auf
über 380 TWh. Bei Rückverstromung in einem GuD-Kraftwerk mit einem angenommenen
elektrischen Wirkungsgrad von 60 % könnten damit 130 bzw. 228 TWh Strom gespeichert
werden.
Bei der Nutzung von Untertagespeichern sind Nutzungskonkurrenzen zu beachten,
da die Anlagen bisher der Speicherung fossilen Erdgases dienen. Allerdings kann mit dem
synthetisch erzeugten Erdgas fossiles Erdgas eins zu eins ersetzt werden. Die
Erdgasinfrastruktur kann ohne Einschränkungen weiter genutzt werden. Unter der
Annahme, dass lediglich 10 % der Speicherkapazitäten für SNG genutzt werden, könnten
schon heute rund 22 TWh Energie in Form von SNG gespeichert werden.
Zu beachten ist, dass sich die meisten Porenspeicher nur für den saisonalen
Ausgleich eignen, weil die Entnahmerate des Gases aus dem Speicher relativ gering ist.
Kavernenspeicher hingegen können schnell be- und entladen werden und eignen sich
daher auch für den Ausgleich kurzfristiger Schwankungen. /LBEG 2010/

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 65
Zu 2., Erdgas-Transportkapazitäten: Eine umfangreiche Untersuchung der
Transportkapazitäten im Erdgasnetz ist im Rahmen dieser Studie nicht möglich. Da aber
das Erdgasnetz in Deutschland flächendeckend ausgebaut ist, wird angenommen, dass die
Transportkapazitäten entweder bereits ausreichend verfügbar sind oder bei Bedarf
ausgebaut werden könnten. Deshalb stellen die Transportkapazitäten keine technische
Beschränkung dar, sondern spielen allenfalls für die wirtschaftliche Betrachtung eine
Rolle. Zu beachten ist, dass das SNG nicht zwangsläufig in die großen Untertagespeicher
transportiert und eingespeichert werden muss, sondern möglicherweise in unmittelbarer
Nähe sofort wieder verbraucht werden kann.
Zu 3., CO2-Verfügbarkeit: Die CO2-Quelle ist ein entscheidender Faktor bei der
Ausgestaltung von PtG-Anlagen. Grundsätzlich lassen sich vier Arten von CO2-Quellen
unterscheiden:
1. CO2 aus biogenen Quellen (z.B. Biogas-Anlage; Bioethanolherstellung,
Biomassevergasung)
2. CO2 aus Industrieprozessen (z.B. Zementindustrie, Stahlherstellung)
3. CO2 aus fossilen Quellen (z.B. CO2-Abtrennung bei der Kohleverstromung)
4. CO2 aus der Luft
Aus technischer Sicht stellt die CO2-Quelle keine Begrenzung des Potenzials dar, da auch
CO2 aus der Luft mit bereits verfügbarer Anlagentechnik genutzt werden kann. Zu
bevorzugen sind aus wirtschaftlicher Sicht aber CO2-Quellen mit einer möglichst hohen
Konzentration an CO2.
Setzt man voraus, dass das SNG komplett aus erneuerbaren Quellen erzeugt
werden muss, dann kommen heute nur biogene CO2-Quellen und keine fossilen CO2
Quellen in Frage. Gut geeignet sind hierfür beispielsweise Biogasanlagen, die idealerweise
schon über eine Aufbereitungsanlage zur Erzeugung und Einspeisung von Biomethan
verfügen. Bei der Aufbereitung wird hoch konzentriertes CO2 aus dem Rohbiogas
abgetrennt, welches direkt in einer Power-to-Gas Anlage zur Methanisierung genutzt
werden kann. Aktuell sind in Deutschland 48 Biogasaufbereitungsanlagen mit einer
installierten Gasleistung von knapp 340 MW in Betrieb. Die jährliche
Biomethaneinspeisekapazität dieser Anlagen liegt bei 280 Mio. m³(Vn). Unter der
Annahme, dass das Rohbiogas zu 60 % aus Methan und 40 % aus CO2 besteht, heißt das,
dass bis zu 187 Mio. m³(Vn) CO2 pro Jahr zur Verfügung stehen. Die Technologie befindet
sich momentan in einem starken Ausbautrend. So sind aktuell weitere 86 Anlagen in
Planung und Bau und sollen 2011 oder 2012 fertig gestellt werden. /Witt et al. 2011/
Da aus einem Mol CO2 bei der Methanisierung theoretisch ein Mol synthetisch
erzeugtes Methan entsteht, könnten mit dem CO2-Strom der bisher bestehenden 48
Biomethaneinspeiseanlagen bei vollständiger Reaktion 187 Mio. m³(Vn) Methan pro Jahr
erzeugt werden. In der Praxis sind im Produktgas, welches die Erdgas-

66
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Qualitätsanforderungen erfüllt, aber neben CH4 auch H2 und CO2 in kleinen Anteilen
enthalten. Das führt dazu, dass aus den 187 Mio. m³(Vn) CO2 der
Biomethaneinspeiseanlagen tatsächlich rund 218 Mio. m³(Vn) Produktgas (SNG) pro Jahr
erzeugt werden können. Der Energieinhalt dieses Produktgases beträgt insgesamt knapp
2.300 GWh. Werden die weiteren 86 Biomethaneinspeiseanlagen realisiert, dann steigt das
Potenzial zur SNG-Erzeugung unter der konservativen Annahme, dass die Anlagen
dieselbe Größe haben wie die bestehenden 48 Anlagen, um 390 Mio. m³(Vn) auf
608 Mio. m³(Vn) pro Jahr. Das entspricht einem Energieinhalt von 6.300 GWh, der bei
Rückverstromung in einem GuD-Kraftwerk zu insgesamt 3.780 GWh elektrischer Energie
umgewandelt werden könnte.
Es besteht auch die Möglichkeit, die Methanisierung direkt mit Rohbiogas aus
Biogasanlagen zu betreiben. Dabei wird der CO2-Anteil im Rohbiogas methanisiert,
während der schon vorhandene Methan-Anteil nicht an der Reaktion teilnimmt. In
Deutschland gibt es mehr als 5.800 Biogasanlagen, von denen 12 % (ca. 710 Anlagen) in
einer Größenkategorie zwischen 500 und 1.000 kWel liegen. Weitere 4 % (ca. 220
Anlagen) sind der Größenkategorie über 1.000 kWel zugeordnet /Witt et al., S. 48/. Für die
Berechnung des Potenzials zur SNG-Erzeugung wird angenommen, dass die Anlagen
zwischen 500 und 1.000 kWel eine durchschnittliche Größe von 750 kWel haben. Bei den
Anlagen über 1.000 kWel wird von einer durchschnittlichen Leistung von 1.250 kWel
ausgegangen. Unter Berücksichtigung der Volllaststunden (Annahme 7.450) und des
elektrischen Jahresnutzungsgrades (Annahme 35 %) lässt sich ein Rohbiogaseinsatz von
rund 17.300 GWh/a berechnen, was einem Volumenstrom von ca. 2.770 Mio. m³(Vn) pro
Jahr entspricht. Das enthaltene CO2-Volumen beträgt ca. 1.110 Mio. m³(Vn)/a, so dass
daraus knapp 1.300 Mio. m³(Vn)/a SNG erzeugt werden können. Das entspricht einem
Energieinhalt von 13.450 GWh. Durch Rückverstromung in einem GuD-Kraftwerk
könnten damit 8.070 GWh elektrische Energie erzeugt werden. Der Ausbau der Biogas-
Nutzung wird das Potenzial in der Zukunft weiter erhöhen.
Auch bei der Bioethanolherstellung wird CO2 freigesetzt. Im Jahr 2009 wurden in
Deutschland 0,59 Mio. t Bioethanol produziert, was einer freigesetzten CO2-Menge von
ca. 0,56 Mio. t entspricht /BDBe 2011/. Daraus ließen sich 333 Mio. m³(Vn)/a SNG
produzieren und somit 3.460 GWh Energie speichern. Dies entspricht bei
Rückverstromung in einem GuD-Kraftwerk einer Strommenge von 2.076 GWh pro Jahr.
Eine weitere potenzielle CO2-Quelle sind industrielle Produktionsprozesse, bei denen CO2
entsteht. Als Beispiel wird hier die Zementindustrie aufgeführt. CO2 entsteht bei der
Entsäuerung des Kalksteins (CaCO3 � CaO + CO2). Im Jahr 2009 produzierten in
Deutschland 56 Zementwerke insgesamt 30,4 Mio. t Zement /vdz 2010/. Die
rohstoffbedingten spezifischen CO2-Emissionen betrugen 0,398 t CO2/t Zement /vdz
2010/. Die 56 Zementwerke in Deutschland produzierten also eine gesamte
rohstoffbedingte CO2-Menge von 12,1 Mio. t im Jahr 2009. Das entspricht einem CO2-
Volumenstrom von rund 6.100 Mio. m³(Vn)/a, bzw. einem potenziellen SNG-Volumen

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 67
von 7.130 Mio. m³(Vn)/a. Der Energieinhalt dieses potenziell erzeugbaren Produktgases
beträgt rund 74.100 GWh und es könnten daraus ca. 44.500 GWh elektrische Energie pro
Jahr bereitgestellt werden.
Zum Vergleich der Größenordnungen werden noch die CO2-Emissionen eines
Steinkohlekraftwerks als potenzielle CO2-Quelle für Power-to-Gas Anlagen betrachtet.
Ausgegangen wird von einem Kraftwerksblock mit 800 MW elektrischer Leistung. Es
wird angenommen, dass das Kraftwerk rund 6.100 Volllaststunden im Jahr erreicht und
pro erzeugte elektrische Kilowattstunde 800 g CO2 emittiert. Das Kraftwerk emittiert also
ca. 3,9 Mio. t CO2/a, was einem Volumenstrom von 1.980 Mio. m³(Vn) CO2/a entspricht.
Wird das CO2 abgetrennt, dann können allein mit den CO2-Emissionen eines
Steinkohlekraftwerks ca. 2.300 Mio. m³(Vn) SNG/a produziert werden, was einem
Energieinhalt von 24.000 GWh entspricht. Durch Umwandlung in einem GuD-Kraftwerk
könnten damit 14.400 GWh elektrische Energie bereitgestellt werden. Allerdings würden
zur Umsetzung der gesamten CO2-Mengen, die an einem einzelnen Kraftwerks-Standort
anfallen, Power-to-Gas Anlagen in einer Größenordnung von rund 6 GWel benötigt. Es
erscheint momentan nicht realistisch, solche großen Anlagen an einem Standort zu bauen.
Die Abtrennung und Nutzung eines Teilabgasstroms ist jedoch denkbar. Dabei muss
jedoch beachtet werden, dass für die Abscheidung von CO2 aus Rauchgasen heute
chemische Absorptionsverfahren (bsp. Druckwasserwäsche) in Betracht gezogen werden.
Inwiefern eine solche Anlage auf einen Teilstrom ausgelegt und ob damit ein
wirtschaftlicher Betrieb realisiert werden kann ist nicht abschließend geklärt.
Abbildung 4-5 fasst die CO2-Potenziale zur SNG-Erzeugung mit verschiedenen
CO2-Quellen zusammen, wobei jeweils der Energieinhalt der potenziellen jährlich
erzeugbaren SNG-Menge angegeben ist. Es wird deutlich, dass bereits mit den CO2-
Strömen der heute verfügbaren bzw. in Planung und Bau befindlichen
Biomethaneinspeiseanlagen, der bestehenden Biogasanlagen sowie der bestehenden
Bioethanolproduktionsanlagen große Mengen Energie in Form von SNG speicherbar sind.
Das SNG-Potenzial aus biogenen CO2-Quellen beträgt demnach ca. 23 TWh/a. Wird die
Biogas- und Bioethanolnutzung weiter ausgebaut, dann steigt auch das Potenzial zur SNG-
Erzeugung aus biogenen CO2-Quellen weiter an. Bei der dezentralen SNG-Erzeugung in
Verbindung mit Biomethaneinspeiseanlagen und Biogasanlagen würden den Kapazitäten
der Anlagen entsprechend PtG-Anlagen mit 3 - 10 MWel Leistung zum Einsatz kommen.
Die Industrie – hier das Beispiel der Zementindustrie – stellt eine weitere sehr
interessante CO2-Quelle dar. Die Potenziale sind heute schon sehr hoch und es ist davon
auszugehen, dass sie in Zukunft auf einem ähnlichen Niveau bleiben. Aufgrund der
geringeren Anzahl der Industrieanlagen kann man hier schon von einer zentralen SNG-
Erzeugung sprechen, mit Anlagengrößen von mehreren 100 MWel Leistung. Die Kopplung
einer Power-to-Gas Anlage mit einem Steinkohlekraftwerk erscheint bei den betrachteten
Größenordnungen unrealistisch, da das Kohlekraftwerk einen sehr hohen CO2-Ausstoß an
einem Standort erzeugt und die Power-to-Gas Anlage dementsprechend groß sein müsste

68
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
(mehrere GWel Leistung). Wird am Kohlekraftwerk sowieso eine CO2-Abscheidung
durchgeführt, dann wäre es denkbar, einen Teil dieses CO2-Stroms für eine Power-to-Gas
Anlage zu nutzen.
SNG-Potenzial [TWh/a]
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
Potenzielle jährliche SNG-Erzeugung mit verschiedenen CO2-Quellen (2010)
2,3
4,1
13,5
3,5
74,1
24,0
Biomethaneinspeiseanlagen
Bestand
Biomethaneinspeiseanlagen
Planung/Bau
Alle Biogasanlagen > 500 kWel
Bioethanolproduktion
Zementindustrie
rohstoffbedingt
Beispiel Steinkohlekraftwerk
800 MWel
Abbildung 4-5: Potenziale zur SNG-Erzeugung aus CO2-mit verschiedenen CO2-Quellen
Unter der Voraussetzung, dass sich die Anlagentechnik innerhalb der nächsten Jahre vom
Versuchs-Maßstab auf großtechnische Maßstäbe skalieren lässt, gibt es zusammenfassend
aus technischer Sicht nur wenige Beschränkungen des Potenzials für die Power-to-Gas
Technologie. Das Erdgasnetz ist sehr gut ausgebaut und hat – verglichen mit den
Maßstäben im Elektrizitätsnetz – fast unbegrenzte Speichermöglichkeiten. Allein durch
die in Planung und Bau befindlichen Erdgasspeicher soll die Speicherkapazität von heute
rund 217 TWh auf über 380 TWh erweitert werden. Auch die CO2-Quelle schränkt die
Nutzung von Power-to-Gas Anlagen technisch nicht ein, da theoretisch CO2 aus der Luft
genutzt werden könnte und dieses quasi unbegrenzt zur Verfügung steht. Das ist aber aller
Voraussicht nach nicht notwendig, weil biogene und industrielle CO2-Quellen mit höherer
CO2-Konzentration schon heute sehr große Potenziale bieten, und damit vermutlich der
absehbare Bedarf an SNG gedeckt werden kann.
Wie groß wirtschaftliches und realisierbares Potenzial der Power-to-Gas
Technologie letztendlich sind, lässt sich im Rahmen dieser Studie nicht beantworten, da es
zu viele Einflussfaktoren gibt. Hier besteht weiterer Forschungsbedarf, um das Potenzial
verschiedener Speichertechniken dem Bedarf gegenüberstellen und technisch und
wirtschaftlich bewerten zu können.
4.5 Mobile Batteriespeicher
Anfang 2011 waren ca. 44 Mio. PKWs (inklusive Fahrzeuge mit Saisonkennzeichen) in
Deutschland registriert /KBA 2011/. Zusätzlich sind derzeit in Deutschland ca. 0,76 Mio.
Kraftomnibusse und ca. 2,5 Mio. Lastkraftwagen angemeldet. LKWs weisen hohe
Fahrdistanzen und Betriebszeiten auf und werden in der Potenzialanalyse ausgeschlossen.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 69
Ebenfalls werden Kraftomnibusse aufgrund deren geringer Stillstandzeiten nicht in die
Potenzialanalyse aufgenommen.
Nach /Shell 2009/ wird der PKW-Bestand in den kommenden Jahren leicht
ansteigen und dann auf einem Niveau von ca. 50 Mio. Fahrzeuge bestehen bleiben. Bei
einer angenommenen durchschnittlichen Batteriekapazität für PKWs von 32 kWh
(0,16 kWh/km und einer Reichweite von 200 km /Hartmann Özdemir 2011/) ergibt sich
ein Potenzial für die Speicherkapazität in PKWs von 1,6 TWh.
Die verfügbare Leistung der mobilen Batteriespeicher richtet sich nach der
möglichen Anschlussleistung. In der Regel können Batterien in Elektrofahrzeugen mit
hohen Leistungen beladen und entladen werden (> 50 kW bei 32 kWh Kapazität). Diese
hohen Be- und Entladeleistung werden für den Antrieb über den Elektromotor und die
Rekuperator über den Generator im Fahrbetrieb benötigt. Für die Aufgabe als
Stromspeicher im Elektrizitätssystem wird der Anschluss an das Stromnetz restriktiv auf
die verfügbare Leistung des Akkumulators. Hier werden 2 Varianten betrachtet. Zum
einen der Anschluss des Elektrofahrzeugs über eine herkömmliche Haushaltssteckdose
und der Anschluss über einen Drehstromanschluss. Über eine einphasige
Haushaltssteckdose kann Wechselstrom mit einer Spannung von 230 V und 16 A
Absicherung übertragen werden. Hierdurch kann eine Ladeleistung von ca. 3 kW /Mezger,
Blank 2009/ übertragen werden. Mit einem Drehstromanschluss mit 3-Phasen Drehstrom
kann durch eine Spannung von 400 V mit einer Absicherung von 25 A eine Leistung von
bis zu 16 kW bereitstellen werden /SWT 2009/. Dadurch ergibt sich eine Speicherleistung
der verfügbaren Fahrzeuge von 150 GW bei der Verwendung eines Haushaltsanschlusses
und 800 GW bei der Verwendung eines Drehstromanschlusses. Das Speicherpotenzial für
mobile Batteriespeicher in Deutschland beträgt somit ca. 1,6 TWh. Die Anschlussleistung
ist dabei mit ca. 800 GW (bei Anschluss an einen Drehstromanschluss) sehr hoch im
Vergleich zu der maximalen vertikalen Netzlast von ca. 83 GW (Jahr 2010 /Golletz 2011/)
in Deutschland.
Für die Nutzung von mobilen Batteriespeichern sind zusätzlich drei wesentliche
Restriktionen zu beachten. Zum einen werden mobile Batteriespeicher für deren
Hauptzweck, das Fahren, verwendet, wodurch sich die dem Stromnetz verfügbare
Speicherkapazität und -leistung durch geringere Verfügbarkeit der Fahrzeuge verändert
und sich die Lebensdauer der Fahrzeuge bei der Nutzung der Fahrzeugbatterien als
Speicher verringert. Eine weitere Restriktion ist, dass Fahrzeughalter entscheiden müssen,
welcher Prozentsatz der Batterie für den Einsatz als Stromspeicher verwendet werden
kann.
Die Verfügbarkeit für PKWs in Deutschland ist in Abbildung 4-6 dargestellt. Die
Fahrzeuge sind hierbei verfügbar, wenn diese zwischen zwei Fahrten stehen.
Ausgeschlossen sind hierbei kurze Stops an z.B. Ampeln. Hieraus wird ersichtlich, dass
zum einen die Verfügbarkeit über den Tag stark variiert (mit ca. 10 %), insgesamt aber zu

70
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
jedem Zeitpunkt mindestens 90 % der Fahrzeuge verfügbar sind und somit als Speicher
verwendet werden kann.
Abbildung 4-6: Prozentualer Anteil von PKWs, die unterwegs sind /Hartmann et al 2009/
Neben der sich ändernden Verfügbarkeit der Speicherkapazität und –leistung durch den
Fahrbetrieb der Fahrzeuge muss die Alterung der Fahrzeugbatterien, die durch die
Verwendung als Stromspeicher im Elektrizitätssystem auftritt berücksichtigt werden.
Zusätzlich kann davon ausgegangen werden, dass Fahrzeughalter am Startzeitpunkt einer
Fahrt eine vollständig beladene Kapazität in dem Fahrzeug erwarten. Dies schränkt den
Umfang, mit dem die Batterie als Stromspeicher im Elektrizitätssystem genutzt werden
kann weiter ein. Exemplarisch wurde der Einsatz von Elektrofahrzeugen als Stromspeicher
im Elektrizitätssystem in /Hartmann Özdemir 2009/ untersucht, mit dem Ergebnis, das
maximal 22 % der Batteriekapazität für eine solche Aufgabe zur Verfügung gestellt
werden sollte. Daher wird im Folgenden pauschal lediglich 20 % der Batteriekapazität in
die Potenzialberechnung mit einbezogen.
Zur Potenzialbestimmung werden daher die Verfügbarkeit (90 %) und der Anteil
der Batteriekapazität, der als Stromspeicher zur Verfügung steht (20 %), mit dem
gesamten Speicherpotenzial der Elektrofahrzeuge verrechnet. Zusätzlich wird die
verfügbare Leistung anhand der Haushaltsanschlüsse, die ebenfalls durch die
Verfügbarkeit der Fahrzeuge abnimmt, verwendet. Daraus folgt ein
Stromspeicherpotenzial für die mobilen Batteriespeicher von 135 GW und ca. 0,03 TWh.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 71
5 Vergleich der Speichertechnologien
Im Folgenden werden wesentliche Eigenschaften der verschiedenen Speichertechnologien
miteinander verglichen. Hierbei werden zunächst die technischen (Abschnitt 5.1) und
ökonomischen (Abschnitt 5.2) Kenngrößen miteinander verglichen. Die Berechnung der
Kosten der Rückspeisung folgt in Kapitel 5.3. Anhand einer Sensitivitätsanalyse wird
deren Einfluss auf die Stromeinspeisungs- und Stromspeicherkosten analysiert (Abschnitt
5.4). Im letzten Unterkapitel (Abschnitt 5.5) wird das konkrete Zubaupotenzial bis zum
Jahr 2020 in Deutschland für jede Speichertechnologie abgeschätzt und daraufhin das
gesamte Potenzial der Speichertechnologien in Deutschland zusammengefasst.
5.1 Technischer Vergleich der Speichertechnologien
Der elektrische Wirkungsgrad der Gesamtkette Speicher- und Umwandlungsverfahren
sowie die jeweilige Leistungsänderungsgeschwindigkeit in Prozent der installierten
Leistung sind in Abbildung 5-1 dargestellt.
Abbildung 5-1: Wirkungsgrad und Leistungsänderungsgeschwindigkeit (in % der inst.
Leistung/min) von Speichertechnologien (heutige und zukünftige Werte); Powerto-Gas
Speicher derzeit im Entwicklungsstadium, daher nur zukünftiger Wert
Es wird deutlich, dass Pumpspeicher und mobile Batteriespeicher hohe Wirkungsgrade
(zwischen 80 und 90 %) aufweisen. Bei beiden Technologien wird davon ausgegangen,
dass zukünftig keine wesentliche Steigerung des Wirkungsgrades erfolgt. Dies liegt vor
allem daran, dass Pumpspeicher seit Jahrzehnten im Einsatz sind und eine ausgereifte
Technologie darstellen. Batterien sind als Stromspeicher für das Elektrizitätssystem zwar
bisher nur im geringen Umfang im Einsatz, aber für viele andere Zwecke (z.B. portable
Anwendung) ebenfalls über Jahrzehnte verfügbar. Daher wird ebenfalls keine wesentliche
Steigerung des Wirkungsgrades erwartet. Der Wirkungsgrad der Druckluftspeicher liegt
deutlich unter denen der mobilen Batteriespeicher und Pumpspeicher. Bei der
Druckluftspeichertechnologie kann durch den Übergang vom diabaten auf das adiabate
Verfahren eine Wirkungsgradsteigerung von ca. 54 % auf ca. 60 % erreicht werden. Durch
die Speicherung hoher Temperaturen im Wärmespeicher des adiabaten Druckluftspeichers
(> 800°C) kann der Wirkungsgrad weiter auf ca. 70 % gesteigert werden. Den niedrigsten
Wirkungsgrad weisen mit ca. 36 – 45 % die Power-to-Gas Speicher und
Wasserstoffspeicher auf. Für Wasserstoffspeicher wird eine Wirkungsgradverbesserung

72
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
um ca. 3 % (von 42 % heute auf ca. 45 % zukünftig) erwartet. Die Power-to-Gas-
Speichertechnologie befindet sich derzeit im Entwicklungs- und Demonstrationsstadium.
Es kann aber davon ausgegangen werden, dass zukünftig ein Wirkungsgrad der Power-to-
Gas-Speicher von 36 % erreicht wird.
Die Leistungsänderungsgeschwindigkeit ist bei Pumpspeichern und mobilen
Batteriespeichern mit 100 % der installierten Leistung pro Minute am höchsten.
Druckluftspeicher können mit Leistungsänderungsgeschwindigkeiten von 20 % reagieren.
Wasserstoffspeicher und Power-to-Gas Speicher weisen im Einspeicherprozess
(Elektrolyseur oder PtG) eine Leistungsänderungsgeschwindigkeit von 20 % der
installierten Beladeleistung pro Minute auf. Im Ausspeicherprozess sinkt diese aufgrund
der Reaktionsfähigkeit von Gasturbinen-Kraftwerken auf ca. 5-10 % der installierten
Entladeleistung pro Minute.
5.2 Ökonomischer Vergleich der Speichertechnologien
Der ökonomische Vergleich der Speichertechnologien wird anhand der spezifischen
Investitionskosten für die Speicherleistung und die Speicherkapazität durchgeführt. Die
Kosten werden nicht in Abhängigkeit des Potentials gesetzt. Dadurch ist der Einfluss
steigender Investitionskosten beispielsweise aufgrund zukünftig schwierig erschließbarer
Speicherstandorte nicht in die Kostenberechnung mit aufgenommen.
In Abbildung 5-2 sind die spezifischen Investitionskosten bezogen auf die
Austrittsleistung der Speicher (in €2010/kW) dargestellt. Die leistungsbezogenen
Investitionskosten beziehen sich auf den Kraftwerksteil der Speicher und beinhalten nicht
die Investitionskosten zur Installation der Kapazität. Hierbei sind für jede
Speichertechnologie die Minimal- und Maximalwerte der spezifischen Investitionskosten
(aus den Kostenkalkulationen der „ökonomischen Analysen“ des Kapitels 3) als
Bandbreite angegeben.
Abbildung 5-2: Spezifische Investitionskosten der Leistung der Speicher (bezogen auf die
Austrittsleistung); Wasserstoffspeicher und Power-to-Gas Speicher inkl. Kosten
für GuD-Kraftwerk (700€/kW) zur Rückverstromung; heute und Abschätzung für
die Zukunft

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 73
Die leistungsbezogenen spezifischen Investitionskosten für Pumpspeicherwerke liegen
zwischen 470 €2010/kW bis 750 €2010/kW im Vergleich am niedrigsten. Diabate
Druckluftspeicher weisen heute mit 400 €2010/kW bis ca. 1000 €2010/kW geringfügig
höhere spezifische Investitionskosten als Pumpspeicherwerke auf. Ein Kostenanstieg auf
Werte zwischen 770 €2010/kW und 1500 €2010/kW wird bei Druckluftspeichern durch den
Übergang auf adiabate Druckluftspeicher erwartet.
Wasserstoffspeicher weisen heute die höchsten leistungsspezifischen
Investitionskosten von ca. 1500 €2010/kW bis 2500 €2010/kW auf. Zukünftig wird hier eine
Reduktion auf ca. 1200 €2010/kW bis 1700 €2010/kW erwartet. Der Power-to-Gas
Speichertechnologie werden aufgrund des gegenwärtig noch frühen Entwicklungsstands
für heute keine Kosten zugewiesen. Das Ziel für die spezifischen Investitionskosten der
Power-to-Gas Anlagen liegt bei ca. 900 €2010/kW für die Elektrolyse und Methanisierung.
Bei Wasserstoffspeichern und Power-to-Gas Speichern sind in der Abbildung die
spezifischen Invesititionskosten der Rückverstromung (700 €2010/kW) eingerechnet.
In Abbildung 5-3 sind die spezifischen Investitionskosten für die Speicherkapazität (in
€2010/kWh) dargestellt. Die kapazitätsspezifischen Investitionskosten beziehen sich
beispielsweise bei Druckluftspeichern ausschließlich auf die Investition für die Kaverne.
Für jede Speichertechnologie sind die spezifischen Investitionskosten als Bandbreite aus
den Minimal- und Maximalwerten der Kostenkalkulationen der ökonomischen Analysen
des Kapitels 3 angegeben.
Abbildung 5-3: Spezifische Investitionskosten der Kapazität der Speicher; heute und Abschätzung
für die Zukunft.
Die kapazitätsbezogenen spezifischen Investitionskosten für Pumpspeicher liegen mit
8,16 €2010/kWh höher als die der Druckluftspeicher (ca. 3,5 €2010/kWh),
Wasserstoffspeicher (ca. 0,21 €2010/kWh) und Power-to-Gas Speicher (ca. 0,09 €2010/kWh).
Dies liegt vor allem an der höheren Energiedichte von Druckluft, Wasserstoff und SNG
sowie dem geringen Aufwand, der für die Erschließung einer Speicherkaverne (nutzbar für
Druckluftspeicher, Wasserstoff und SNG) anfällt.
Für mobile Batteriespeicher werden ausschließlich kapazitätsbezogene spezifische
Investitionskosten angegeben. Der Grund liegt darin, dass durch die Zusammenfassung

74
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
einzelner Batteriezellen zu Batterien eine Einheit entsteht, deren Leistung nahezu beliebig
gewählt werden kann. Zusätzlich kann eine Erhöhung der Kapazität des mobilen
Batteriespeichers nur durch das Zusammenschalten mehrer Batterieeinheiten erfolgen.
Somit ist die Kapazität die entscheidende Einflussgröße auf die Investitionskosten. Daher
werden die spezifischen Investitionskosten kapazitätsabhängig angegeben (vgl. Kapitel
3.5). Diese liegen mit ca. 600 bis 950 €2010/kWh heute deutlich über denen der anderen
Speichertechnologien. Zukünftig wird hier eine Reduktion auf ca. 200 bis 400 €2010/kWh
erwartet.
Für die folgende Berechnung der spezifischen Stromeinspeisungskosten und
spezifischen Stromspeicherkosten werden die in Tabelle 5-1 zusammengefassten Werte für
die leistungsspezifischen und kapazitätsspezifischen Investitionskosten der Speicher
angesetzt. Die leistungsspezifischen Investitionskosten (vgl. Abbildung 5-2) werden
aufgeteilt in die spezifischen Investitionskosten der Einspeicher- und der
Ausspeichereinheit.
Tabelle 5-1: Werte der spezifischen Investitionskosten (leistungs- und kapazitätsabhängig) für
Speicher, heutige und zukünftige Werte
Pumpspeicher
Druckluftspeicher
Wasserstoffspeicher
Power-to-Gas
Speicher
Mobile
Batteriespeicher
Spezifische Speicherinvestitionskosten
leistungsabhängig kapazitätsabhängig
Einspeicher-
einheit
Ausspeicher-
einheit
[€2010/kW] [€2010/kW] [€2010/kWh]
Heute 258 258 1,1 - 8,2 *
Zukunft 258 258 1,1 - 8,2 *
Diabat 280 280 3,5
Adiabat 455 455 3,5
Heute 1000 700 0,2
Zukunft 500 700 0,2
Heute - - -
Zukunft 900 700 0,1
Heute 0 0 650
Zukunft 0 0 270
* Bandbreite durch Kostendifferenz an unterschiedlichen Standorten (vgl. Kapitel 3.1.2)
5.3 Kosten der Stromrückspeisung der Speicher
Im Folgenden werden die spezifischen Stromeinspeisungskosten (inklusive
Strombezugskosten) und spezifischen Stromspeicherkosten (ohne Strombezugskosten) der
Speicher einander gegenübergestellt. Für die Berechnung wird das Verhältnis von
Speicherleistung zu Speicherkapazität (Tagesspeicher: Verhältnis Leistung zu Kapazität
1:7; saisonaler Speicher: Verhältnis 1:500) gemäß Tabelle 2-1 festgesetzt (siehe Kapitel
2.3).

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 75
Hierdurch ist gewährleistet, dass beispielsweise die Leistung der Einspeichereinheit eines
Tagesspeichers groß genug gewählt wird, so dass der Speicher in 7 Stunden vollständig
beladen werden kann. Für die Berechnung der spezifischen Stromeinspeisungskosten
CSp_ein und der spezifischen Stromspeicherkosten CSp_rück werden die Investitionskosten
der Speicher nach den Investitionskosten der Einspeichereinheit, der Ausspeichereinheit
und der Speicherkapazität (siehe Abbildung 2-3 und Kapitel 2.3) aufgeteilt.
Gemäß des Verhältnisses der Speicherleistung zu –kapazität ergeben sich für einen
exemplarischen Tagesspeicher (Leistung 400 MW, Kapazität 2,8 GWh) und einen
saisonalen Speicher (Leistung 400 MW, Kapazität 200 GWh) die in Tabelle 5-2
dargestellten Investitionskosten. Diese ergeben sich aus den in Tabelle 5-1
zusammengefassten Werten der spezifischen Investitionskosten der Einspeichereinheit,
der Ausspeichereinheit und der Speicherkapazität sowie der Berechnung aus Kapitel 2.3.
Tabelle 5-2: Gesamtinvestitionskosten (heute und Zukunft) für einen exemplarischen
Tagesspeicher (Leistung PSpeicher: 400 MW, Kapazität K: 2,8 GWh) und einen saisonalen Speicher
(Leistung PSpeicher: 400 MW, Kapazität K: 200 GWh)
Pumpspeicher
Druckluftspeicher
Wasserstoffspeicher
Power-to-Gas Speicher
Mobiler Batteriespeicher
Spezifische Speicherinvestitionskosten
Tagesspeicher Saisonale Speicher
[Mio €2010] [Mio €2010]
Heute 234 427 - 1.843 *
Zukunft 234 427 - 1.843 *
Diabat 245 935
Adiabat 380 1.070
Heute 740 781
Zukunft 435 477
Heute - -
Zukunft 768 786
Heute 1.820 130.000
Zukunft 756 54.000
* Bandbreite durch Kostendifferenz an unterschiedlichen Standorten (vgl. Kapitel 3.1.2)
Die spezifischen Stromspeicherkosten (ohne Strombezugskosten) sind in Abbildung 5-4
einander gegenübergestellt.
Für den Betrieb als Tagesspeicher weisen die Pumpspeicherwerke gefolgt von den
Druckluftspeicherkraftwerken die niedrigsten spezifischen Stromspeicherkosten auf. Die
Stromspeicherkosten von Wasserstoffspeichern liegen mit ca. 9 - 15 €ct2010/kWh und die
von Power-to-Gas mit ca. 16 €ct2010/kWh darüber. Die Stromspeicherkosten reduzieren
sich für die mobilen Batteriespeicher im Tagesspeicherbetrieb deutlich und liegen in der
Zukunft in vergleichbarer Größenordnung wie Power-to-Gas Speicher bei ca.
13 €ct2010/kWh.

76
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Abbildung 5-4: Spezifische Stromspeicherkosten der Speichertechnologien ohne Kosten des
Strombezugs (saisonale Kosten für Pumpspeicherwerke inklusive variierender
kapazitätsbezogener Investitionskosten; vgl. Kapitel 3.1.2)
Die spezifischen Stromspeicherkosten für einen Betrieb als saisonaler Speicher sind für
Wasserstoffspeicher, gefolgt von Druckluftspeichern und Power-to-Gas Speichern, am
niedrigsten. Pumpspeicherwerke können durch kostengünstigen Zubau der
Speicherkapazität unter Umständen sehr geringe spezifische Stromspeicherkosten
aufweisen. Diese sind aufgrund ihrer Unsicherheit hier als Bandbreite (gestrichelter
Balken) angegeben. Die Stromspeicherkosten für die Nutzung mobiler Batteriespeicher im
saisonalen Betrieb liegen mit 943 – 2270 €ct2010/kWh deutlich über den Kosten der
anderen Speicher.
Es zeigt sich, dass vor allem Pump- und Druckluftspeicher geringe Kosten im
Tagespeicherbetrieb und Wasserstoff-, Druckluft- und Power-to-Gas Speicher die
niedrigsten Kosten im saisonalen Betrieb aufweisen. Die Kosten der mobilen
Batteriespeicher liegen dagegen deutlich höher als die der anderen Speichertechnologien.
Die spezifischen Stromeinspeisungskosten (inklusive Strombezugskosten von
48 €/MWh) sind in Abbildung 5-5 einander gegenübergestellt. Die spezifischen
Stromeinspeisungskosten liegen in einer Bandbreite für den Tagesspeicher zwischen ca.
9 €ct2010/kWh und 37 €ct2010/kWh. Hierbei weisen die Pumpspeicher die geringsten
spezifischen Stromeinspeisungskosten auf, gefolgt von den Druckluftspeichern. Die
spezifischen Stromeinspeisungskosten der Wasserstoffspeicher liegen heute bei ca.
26 €ct2010/kWh. Es wird davon ausgegangen, dass diese auf ca. 19 €ct2010/kWh sinken.
Mobile Batteriespeicher weisen heute noch sehr hohe spezifische
Stromeinspeisungskosten von über 37 €ct2010/kWh auf. Zukünftig können diese sich durch
die angenommene Investitionskostenreduktion auf ca. 19 €ct2010/kWh verringern. Für den
Tagesspeichereinsatz liegen die zukünftigen Stromeinspeisungskosten der Power-to-Gas
Speicher mit ca. 29 €ct2010/kWh am höchsten.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 77
Abbildung 5-5: Spezifische Stromeinspeisungskosten der Speichertechnologien inklusive Kosten
des Strombezugs (saisonale Kosten für Pumpspeicherwerke inklusive variierender
kapazitätsbezogener Investitionskosten; vgl. Kapitel 3.1.2)
Bei der Bewertung der spezifischen Stromeinspeisungskosten der saisonalen Speicher
wird ersichtlich, dass vor allem die Speichertechnologien mit hohen spezifischen
kapazitätsbezogenen Investitionskosten (mobile Batteriespeicher, Pumpspeicher und
Druckluftspeicher) erhöhte Stromeinspeisungskosten im Vergleich zum Tagesspeicher
aufweisen. Aufgrund der Variabilität bzgl. der Investitionskosten eines
Pumpspeicherwerks wird hier eine Bandbreite der spezifischen Stromeinspeisungskosten
zwischen ca. 11 €ct2010/kWh und ca. 28 €ct2010/kWh angegeben. Daneben liegen die
Kosten der Wasserstoffspeicher gefolgt von denen der Druckluftspeicher mit gut
20 €ct2010/kWh am niedrigsten, die der Power-to-Gas Speicher liegen mit ca.
30 €ct2010/kWh nochmal darüber.
5.4 Sensitivitätsanalyse
Im Folgenden wird die Variabilität der Ergebnisse in Folge einer Abweichung der
Eingangsparameter der technischen und ökonomischen Analyse anhand einer
Sensitivitätsanalyse untersucht. Hier sollen die Eingangsparameter, die einen wesentlichen
Einfluss auf die Stromspeicherkosten der Speichertechnologien aufweisen, bestimmt
werden. Für jede Speichertechnologie ist in Abbildung 5-6: bis Abbildung 5-10 die
Auswirkung auf die spezifischen Stromspeicherkosten für den Tagesspeicherbetrieb (a)
und den Betrieb als saisonaler Speicher (b) dargestellt. Hierbei werden nur die
Eingangsgrößen für die zukünftige Entwicklung variiert.

78
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Abbildung 5-6: Sensitivität der Stromspeicherkosten eines Pumpspeicherwerks im
Tagesspeicherbetrieb a) oder im Betrieb als saisonaler Speicher b)
Die Parameter „Investitionskosten für die Speicherleistung und –kapazität“ sowie der
Zinssatz wurden variiert. Zusätzlich wurde der Einfluss der Lebensdauer auf die
Stromspeicherkosten der Speichertechnologien analysiert. Bei der Parametervariation des
Speicherzyklus bedeutet eine Erhöhung, dass die Anzahl der Speicherzyklen im Jahr
erhöht werden und nicht die Dauer der Speicherzyklen. Zuletzt wurde noch das Verhältnis
aus Leistung zu Kapazität der Speichertechnologien variiert.
Abbildung 5-7: Sensitivitätsanalyse der Stromspeicherkosten eines adiabaten
Druckluftspeicherkraftwerks; a) im Tagesspeicherbetrieb, b) im Betrieb als
saisonaler Speicher
Für diesen Parameter bedeutet ein erhöhter Parameter, dass das Verhältnis aus Leistung zu
Kapazität zunimmt und somit die Leistung kleiner bzw. die Kapazität größer wird. Bei
allen Speichertechnologien zeigt sich erwartungsgemäß eine deutliche Erhöhung der

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 79
spezifischen Stromspeicherkosten bei höheren Zinssätzen. Gegenläufigen Einfluss weist
der Parameter des Speicherzyklus auf.
Abbildung 5-8: Sensitivitätsanalyse der Stromspeicherkosten der mobilen Batteriespeicher; a)
Tagesspeicher, b) Saisonaler Speicher
Eine Verringerung der Speicherzyklen wirkt sich negativ auf die Stromspeicherkosten aus.
Mit steigenden Speicherzyklen sinken die spezifischen Stromspeicherkosten, allerdings
mit degressivem Verlauf. Bei den Tagesspeichern hat das Verhältnis der Speicherleistung
zur Kapazität einen ähnlichen Einfluss wie die Speicherzyklen (außer bei den mobilen
Batteriespeichern). Im Bereich der saisonalen Speicher wird die Bedeutung des
Verhältnisses aus Speicherleistung und –kapazität deutlich geringer (Ausnahme wiederum
beim mobilen Batteriespeicher). Bei mobilen Batteriespeichern ist eine Veränderung des
Verhältnisses aus Leistung zu Kapazität nicht ausschlaggebend.
Die Lebensdauer weist bei den Technologien mit langer Lebensdauer
(Pumpspeicher und adiabate Druckluftspeicher) nur einen geringen Einfluss auf die
spezifischen Stromspeicherkosten auf. Für Wasserstoffspeicher und Power-to-Gas-
Speicher wirkt sich eine Verringerung der Lebensdauer leicht dämpfend auf die
spezifischen Stromspeicherkosten aus. Einen größeren Einfluss hat dieser Parameter bei
den mobilen Batteriespeichern. Steigt hier die Lebensdauer auf 150 %, verringern sich die
spezifischen Stromspeicherkosten um ca. 25 %.

80
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Abbildung 5-9: Sensitivitätsanalyse der Stromspeicherkosten eines
Wasserstoffspeicherkraftwerkes; a) im Tagesspeicherbetrieb, b) im Betrieb als
saisonaler Speicher
Für den Tagesspeicherbetrieb wirkt sich eine Erhöhung der Investitionskosten der
Speicherkapazität nur geringfügig negativ auf die spezifischen Stromspeicherkosten aus
(bei allen Speichertechnologien mit Ausnahme der mobilen Batteriespeicher). Bei mobilen
Batteriespeichern steigen diese deutlich an. Für saisonale Speicher gewinnt der Einfluss
der Investitionskosten für die Speicherkapazität an Bedeutung. Sowohl bei den
Pumpspeichern als auch bei den adiabaten Druckluftspeichern erhöhen sich die
spezifischen Stromspeicherkosten um ca. 40 % bei einer Zunahme der Investitionskosten
der Speicherkapazität um 50 %.
Abbildung 5-10: Sensitivitätsanalyse der Stromspeicherkosten der Power-to-Gas-
Speicherkraftwerke; a) im Tagesspeicherbetrieb, b) im Betrieb als saisonaler
Speicher

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 81
Im gleichen Maß vergrößern sich die spezifischen Stromspeicherkosten der mobilen
Batteriespeicher, allerdings ist hier ein deutlich höherer Ausgangswert (vgl. Tabelle 3-13)
vorhanden. Die Investitionskosten für Speicherkapazität für Wasserstoffspeicher und
Power-to-Gas-Speicher weisen dagegen keinen oder einen sehr geringen Einfluss auf die
spezifischen Stromspeicherkosten auf. Für Wasserstoffspeicher steigen diese lediglich um
ca. 3 % bei einem Anstieg der Investitionskosten für die Speicherkapazität um 50 %. Bei
der Power-to-Gas Technologie ist kein Einfluss festzustellen.
Zusammenfassend wird in der Sensitivitätsanalyse der große Einfluss des
Verhältnisses der Speicherleistung zu –kapazität sowie der Speicherzyklen deutlich.
Ebenso wirkt sich eine Veränderung des Zinssatzes deutlich auf die spezifischen
Stromspeicherkosten aus. Im Bereich der Tagesspeicher haben die Investitionskosten der
Speicherleistung einen deutlichen Einfluss, bei den saisonalen Speichern sind die
Investitionskosten der Speicherkapazität ausschlaggebend.
5.5 Potenzial der Speichertechnologien
Es wird zunächst eine Einschätzung über das Ausbaupotenzial der Speicher bis zum Jahr
2020 gegeben und im Anschluss das Potenzial der Speichertechnologien in Deutschland
zusammengefasst.
Zubaupotenzial in den kommenden 10 Jahren (bis 2020)
Da die Planungs- und Bauzeit insbesondere von großen Pumpspeicherwerken mehr als
zehn Jahre betragen kann, kann bis 2020 lediglich mit der Realisierung der bisher
geplanten Projekte gerechnet werden. Die zwölf bereits vorgestellten Projekte haben eine
Turbinenleistung von insgesamt 4,4 GW und ein Arbeitsvermögen von 40,6 GWh, dies
entspricht einer Kapazität von 45,2 GWh. Die Umsetzung dieses Potenzials würde einer
Erhöhung der momentan verfügbaren Kapazität um 103 % auf 89,3 GWh, also eine
Verdopplung der Kapazität innerhalb von neun Jahren, bedeuten.
Wegen der technischen Ähnlichkeit von Druckluftspeichern zu Erdgaskraftwerken
kann ebenfalls von einem ähnlichen zeitlichen Aufwand für die Planung und den Bau der
Kraftwerke ausgegangen werden. Erdgaskraftwerke können in ca. 5 Jahren geplant und
gebaut werden /DENA 2008/. Der jährliche Zubau von Druckluftspeichern wird mit
800 MW pro Jahr /Hundt et al. 2010/ angegeben. Durch die Annahme, dass das Verhältnis
aus Leistung und Kapazität des Kraftwerks in Huntorf (320 MW und 640 MWh
/Tiedemann et al. 2008/) für zukünftige Kraftwerke bestehen bleibt, können jährlich ca.
1,6 GWh Speicherkapazität zugebaut werden. Somit kann bis einschließlich des Jahres
2020 eine Druckluftspeicherleistung in Höhe von 3,2 GW und eine
Druckluftspeicherkapazität in Höhe von 6,4 GWh zum Einsatz kommen (sofern ab 2012
neue Druckluftspeicherkraftwerke geplant werden).
Welche Potenziale der Wasserstoffspeicherung bis zum Jahr 2020 realisiert werden
könnten, lassen sich im Zuge dieser Studie nur grob abschätzen. Würde die 5 Vol.%-
Beimischung im Erdgasnetz komplett ausgenutzt, dann könnten bis 2020 maximal 3 TWh
Speicherkapazität genutzt werden. Geht man davon aus, dass davon nur ein Drittel, also

82
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
1 TWh tatsächlich realisiert wird, dann werden dafür Elektrolyse-Anlagen mit einer
Leistung von 400 MW benötigt (bei angenommenen 2500 Volllaststunden). Dieses
Potenzial erscheint bis 2020 realistisch umsetzbar. Soll der Wasserstoff hingegen in
unterirdischen Kavernen gespeichert werden, dann ergeben sich längere Vorlaufzeiten für
Planung, Genehmigung und Bau der Speicheranlage.
Die Speicherkapazität für Erdgas bzw. Erdgassubstitut liegt bereits heute bei
217 TWh und ist damit im Zeithorizont 2020 quasi unbegrenzt. Der beschränkende Faktor
liegt auf der Seite der SNG-Erzeugung, sprich den Power-to-Gas Anlagen. Im Jahr 2013
soll eine Demonstrationsanlage mit einer Leistung von etwa 6 MW gebaut und in Betrieb
genommen werden. Vor diesem Hintergrund erscheint eine installierte Leistung von
200 MW bis zum Jahr 2020 als eher konservative Abschätzung umsetzbar. Bei 2500
Volllaststunden könnten damit 500 GWh SNG pro Jahr erzeugt werden.
Die Vorgabe der Bundesregierung sieht die Einführung von einer Millionen
Elektrofahrzeuge bis zum Jahr 2020 im deutschen Markt vor /BMU 2009/. Mit den
vorgestellten Restriktionen (vgl. Kapitel 5.5.2) ergibt sich dadurch eine mögliche
Speicherleistung von 3,6 GW und eine Speicherkapazität von 6,3 GWh. Die Grundlage
hierfür ist, dass alle Fahrzeuge mit einem bidirektionalen Anschluss ausgerüstet sind, was
aus heutiger Sicht eine sehr optimistische Annahme darstellt.
Potenzial der Speichertechnologien
Für die Abschätzung des Potenzials der Speichertechnologien wird auf einen direkten
Vergleich verzichtet, da zur Potenzialermittlung der einzelnen Technologien jeweils
unterschiedliche Grundlagen und Annahmen getroffen werden mussten. Somit wird hier
keine Konkurrenz zwischen den Speichertechnologien dargestellt. Es lässt sich festhalten,
dass ein sehr großes Speicherpotenzial in Deutschland vorhanden ist.
Das Potenzial für Wasserstoffspeicher und Power-to-Gas Speicher liegt bei einer
Kapazität von ca. 1800 TWh in Salzkavernen. Diese Salzkavernen können auch für
Druckluftspeicher verwendet werden, wodurch sich ein Potenzial bei einem Druckspiel
von ca. 20 bar von ca. 27 TWh ergibt. Das Ausbaupotenzial der Pumpspeicher wird mit
einer Kapazität von 45 GWh alleine durch die Umsetzung geplanter Projekte bis 2020
ausgewiesen. Längerfristig ist nach Untersuchungen der Bergischen Universität Wuppertal
ein Potenzial von etwa 2 TWh verfügbar. Das Potenzial der mobilen Batteriespeicher liegt
bei ca. 0,3 TWh. Im welchem Umfang dieses wirtschaftlich genutzt werden kann, muss
noch detaillierter untersucht werden.

6 Zusammenfassung
Stromspeicherpotenziale für Deutschland 83
Zusammenfassend wird eine Charakterisierung der verschiedenen Speichertechnologien
hinsichtlich deren Eignung als Kurz- und Langfristspeicher durchgeführt:
� Pumpspeicherwerke eignen sich aufgrund des hohem Wirkungsgrads (ca. 80 %)
und der geringen Kosten sehr gut als Kurzfristspeicher. Zudem sind sie sehr
flexibel und besitzen hervorragende Regeleigenschaften. Aufgrund der nahezu
verlustfreien Energiespeicherung auch über lange Zeiträume eignen sich
Pumpspeicherwerke ebenfalls als Langfristspeicher. Die gespeicherte, wandelbare
Energiemenge ist von der Größe bzw. dem Volumen des Reservoirs und der
Fallhöhe abhängig. Daher sind für die Nutzung von Pumpspeicherwerken als
Langfristspeicher entsprechend große Reservoir-Volumina oder Fallhöhen
notwendig. Sind günstige Standorte nicht vorhanden, sollten Pumpspeicher eher im
Tagesspeicherbetrieb eingesetzt werden.
� Druckluftspeicher eignen sich prinzipiell für Kurz- und Langfristspeicherung. Der
Wirkungsgrad von diabaten Druckluftspeichern liegt bei ca. 54 % und der
adiabater Druckluftspeicher bei ca. 60 - 70 % (in Abhängigkeit der
Speichertemperatur im Wärmespeicher). Allerdings sind die Kosten der
Stromrückspeisung für den saisonalen Speicherbetrieb hoch. Dies liegt vor allem
an der geringen Energiedichte von Druckluft und den hohen Investitionskosten.
Ein Druckluftspeicher ist daher eher zur Kurz- bis Mittelfristspeicherung
einzusetzen.
� Wasserstoffspeicher sind ebenfalls für den Einsatz als Kurzfristspeicher geeignet,
da die Gaskraftwerke zur Rückverstromung schnell ihre Last ändern können. Bei
der Elektrolyse ist dies prinzipiell auch möglich, allerdings besteht hier noch
Forschungsbedarf in Bezug auf die Langzeitstabilität. Der Wirkungsgrad der
Gesamtkette liegt bei ca. 42 – 45 %. Aufgrund der hohen Kosten für die
Stromrückspeisung im Tagesspeicherbetrieb sowie der großen Speicherpotenziale
eignet sich die Technik eher als Langfristspeicher zum saisonalen Ausgleich
erneuerbarer Energien.
� Power-to-Gas Speicher eignet sich aufgrund der möglichen Laständerung von
Gaskraftwerken prinzipiell für den Einsatz als Kurzfristspeicher. Auch bei der
Methanisierung (inkl. Elektrolyse) ist dies prinzipiell möglich, wenngleich hier
noch Forschungsbedarf besteht. Der Wirkungsgrad von Power-to-Gas Speichern
liegt bei ca. 36 %. Allerdings weisen Power-to-Gas Speicher hohe Kosten für die
Rückspeisung von Strom im Tagesspeicherbetrieb auf, wodurch die Speicher eher
im saisonalen Speicherbetrieb eingesetzt werden sollten.
� Die verfügbare Leistung der mobilen Batteriespeicher ist im Vergleich zur
Kapazität der Speicher hoch. Ebenfalls ist der Wirkungsgrad mit ca. 90 % hoch.
Batteriespeicher weisen sehr hohe Kosten der Rückspeisung von Strom aufgrund

84
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
der hohen spezifischen Investitionskosten für die Kapazität auf. Daher ist der
Einsatz mobiler Batteriespeicher für Langfristspeicherung (saisonaler Speicher)
nicht sinnvoll. Mobile Batteriespeicher können dagegen durch den hohen
Wirkungsgrad und hohe Leistungsänderungsgeschwindigkeit für
Kurzfristspeicherung eingesetzt werden.
Im Folgenden werden die Potenziale der einzelnen Speichertechnologien
zusammengefasst:
� Die große Anzahl geplanter Projekte, das untersuchte Ausbau-Potenzial und die
vorgestellten Studien zeigen, dass ein großes Potenzial für einen Ausbau der
Pumpspeicherwerke in Deutschland existiert. Die Realisierung der zwölf
vorgestellten geplanten Projekte hätte eine Erhöhung der Speicherkapazität um
45,2 GWh bis 2020 zur Folge, also eine Verdopplung der Kapazität innerhalb von
neun Jahren. Längerfristig ist nach Untersuchungen der Bergischen Universität
Wuppertal ein Potenzial von etwa 2 TWh verfügbar. Zusätzlich zu den Potenzialen
in Deutschland besteht die Möglichkeit, Pumpspeicherpotenziale anderer Länder
wie Norwegen, Österreich oder Schweiz zu nutzen. Bereits heute werden mehr als
20 % der dem deutschen Stromnetz zu Verfügung stehenden Speicherleistung von
Pumpspeicherwerken aus dem Ausland bezogen.
� Für den Kavernenbau von Druckluftspeicherkraftwerken muss ein geeignetes
Gefüge in einer Tiefe von 600 bis 1.800 m vorhanden und ausreichend mächtig
sein. Vor allem Salzstöcke bieten hier gute Eigenschaften für den Bau von
Kavernen. In Norddeutschland ist eine Fläche von ca. 6.000 km² onshore und ca.
1.300 km² offshore in Salzstöcken verfügbar. Im Maximum können dadurch in
diesen Salzstöcken 20.000 Kavernen onshore und 4.200 Kavernen offshore
(jeweils mit einer Größe von 500.000 m³) gebaut werden. Durch
�
Konkurrenznutzung mit Bodenbedeckung und rechtliche Rahmenbedingungen
verringert sich das Potenzial für Kavernen auf 16.000 Kavernen onshore und 2.800
Kavernen offshore. Maximal ist daher ein Arbeitsvolumen von ca. 9 Milliarden m³
verfügbar. Mit der volumetrischen Speicherkapazität (2,9 kWh/m³, /VDE 2008/)
ergibt dies ein Speicherkapazitätspotenzial von 27 TWh.
Wasserstoffspeicher können analog den Druckluftspeichern in Kavernen in
Aquiferstrukturen, Felsgestein oder Salzgestein gebaut werden. Zusätzlich können
auch ehemalige Bergwerke, Erdgasspeicher oder Lagerstätten verwendet werden.
Mit der volumetrischen Speicherkapazität von 187 kWh/m³, /VDE 2008/ errechnet
sich daraus eine maximale Speicherkapazität von ca. 1800 TWh. Außerdem kann
Wasserstoff ins bestehende Erdgasnetz eingespeist werden. Unter bestimmten
Voraussetzungen ist es möglich, 5 Vol-% des fossilen Erdgases durch Wasserstoff
zu ersetzen und somit die Erdgasinfrastruktur für den Transport und die
Speicherung zu nutzen. Bezogen auf den Energiegehalt entspricht dies jedoch nur

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 85
1,4 % und es können deshalb maximal 3 TWh Energie in Form von Wasserstoff im
Erdgasnetz gespeichert werden.
� Die maximale Speicherkapazität der Power-to-Gas Technologie umfasst das
gesamte bestehende Erdgasnetz inklusive der bereits genutzten Erdgaskavernen.
Diese Kapazität soll durch die in Planung und Bau befindlichen Erdgasspeicher
von heute rund 217 TWh auf über 380 TWh erweitert werden. Auch die CO2-
Quelle schränkt die Nutzung von Power-to-Gas Anlagen technisch nicht ein, da
theoretisch CO2 aus der Luft genutzt werden könnte. Das ist aber aller Voraussicht
nach nicht notwendig, da biogene und industrielle CO2-Quellen mit höherer CO2-
Konzentration schon heute sehr große Potenziale bieten, und damit vermutlich der
absehbare Bedarf an SNG gedeckt werden kann.
� Die Potenzialbestimmung der mobilen Batteriespeicher richtet sich ausschließlich
nach den Personenkraftwagen (PKW). Lastkraftwagen sowie Kraftomnibusse
werden hier aufgrund ihrer geringen Stillstandzeiten nicht berücksichtig. Mit den
Restriktionen der Verfügbarkeit der Fahrzeuge und der zu vermeidenden
Batteriealterung besteht das Speicherkapazitätspotenzial in der gesamten PKW-
Flotte in Deutschland bei ca. 0,3 TWh. Mit dem Anschluss über eine
herkömmliche Haushaltssteckdose wird dadurch eine Speicherleistung in Höhe
von 135 GW verfügbar.
Bezüglich des Potenzials von Stromspeichern in Deutschland kann festgehalten werden,
dass ein sehr großes Speicherpotenzial in Deutschland vorhanden ist. Im welchem Umfang
dieses wirtschaftlich genutzt werden kann muss noch detaillierter untersucht werden. Zur
Integration hoher Anteile erneuerbarer Energien werden in verschiedenen Studien
Speicherkapazitäten zwischen 1 TWh /SRU 2011/, /UBA 2010/ und ca. 20 bis 40 TWh
/FVEE 2010/, /DLR 2010/ benötigt. Das Speicherpotenzial in Deutschland ist daher nach
den Ergebnissen der vorliegenden Studie ausreichend groß, um hohe Anteile erneuerbarer
Energien in das Elektrizitätssystem Deutschlands integrieren zu können.

86
Stromspeicherpotenziale für Deutschland

7 Anhang
Stromspeicherpotenziale für Deutschland 87
Tabelle 7-1: Steckbrief Pumpspeicher
Pumpspeicherwerke nutzen für die Energiespeicherung die potentielle
Energiedifferenz von Wasser auf unterschiedlicher Höhe. Dafür wird im
Ladevorgang Wasser vom Unterbecken in ein höher gelegenes
Stand der Technik Oberbecken gepumpt. Die Speicherung erfolgt dort nahezu verlustfrei. Im
und zukünftige Entladevorgang wird das Wasser wieder ins Unterbecken geleitet. Dabei
Entwicklung wandelt eine Turbine die verfügbare Energie in elektrischen Strom.
Charakterisierung
Kurzfrist-
/Langfristspeicher
Pumpspeicherwerke haben sich bereits seit Jahrzehnten auch in großem
Maßstab im Einsatz bewährt. Sie arbeiten wirtschaftlich, die Technologie
befindet sich auf einem hohen technischen Niveau.
Pumpspeicherwerke sind sehr flexibel und besitzen daher hervorragende
Regeleigenschaften, weshalb sie sich als Kurzfristspeicher eignen. Sie
eignen sich hervorragend sowohl für die Regelenergiebereitstellung
(Primär-, Sekundär- und Tertiärregelung) als auch für weitere
Systemdienstleistungen wie Blindleistungskompensation, Schwarzstartfähigkeit,
Inselbetrieb, Netzwiederaufbau und transiente Stabilität.
Aufgrund der nahezu verlustfreien Energiespeicherung auch über lange
Zeiträume eignen sich Pumpspeicherwerke auch sehr gut als Langfristspeicher.
Die gespeicherte, wandelbare Energiemenge ist von der Größe
bzw. dem Volumen des Reservoirs und der Fallhöhe abhängig. Daher sind
für die Nutzung von Pumpspeicherwerken als Langfristspeicher
entsprechend große Reservoir-Volumina oder Fallhöhen notwendig.
Technische Daten
Elektrischer Wirkungsgrad 80 %
Leistungsänderungsgeschwindigkeit (% der inst. Leistung) 100 %/min
Primärregelleistung Aktivierungszeit < 30 Sek. ja
Sekundärregelleistung Aktivierungszeit < 5 Min. ja
Tertiärregelleistung Aktivierungszeit < 15 Min. ja
Spannungshaltung Blindleistungskompensation ja
Ausfall Schwarzstartfähigkeit ja
Investitionskosten Einspeichereinheit 258 €2010/kW
Investitionskosten Ausspeichereinheit 258 €2010/kW
Investitionskosten Becken (Kapazität) 1,08 €2010/kWh - 8,16 €2010/kWh
Spezifische Stromeinspeisungs- und Stromspeicherkosten (ohne Strombezugskosten)
Tagesspeicher 9 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 3 €ct2010/kWh)
Saisonaler Speicher 11 bis 28 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 5 bis 22 €ct2010/kWh)
Speicherpotenzial
Technisches Potenzial: nahezu unbegrenzt
Anlagen in Betrieb: 37,7 GWh
Geplante Projekte: 40,6 GWh
Ausbau-Potenzial bestehender Kraftwerke: 6,7 GWh

88
Tabelle 7-2: Steckbrief Druckluftspeicher
Stand der Technik
und zukünftige
Entwicklung
Charakterisierung
Kurzfrist-
/Langfristspeicher
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Druckluftspeicherkraftwerke wandeln während des Ladevorgangs
elektrische Energie in mechanische Energie um. Dies geschieht durch
Kompression von Umgebungsluft und anschließender Speicherung in
einer Kaverne. Beim Entladen wird die Druckluft in einer Turbine
entspannt, welche zur Stromerzeugung einen Generator antreibt.
Stand der Technik ist der diabate Druckluftspeicher. In der Turbine
wird bei dieser Technologie Erdgas zugefeuert, um den Luftstrom am
Turbinenaustritt über der Vereisungsgrenze zu halten. Eine
Weiterentwicklung der diabaten Druckluftspeichertechnologie ist der
adiabate Druckluftspeicher. Die im Verdichtungsprozess entstehende
Wärme wird zur Erhitzung der Druckluft vor dem Turbineneintritt
genutzt. Es kann somit auf den Einsatz von Erdgas verzichtet werden.
Druckluftspeicherkraftwerke eignen sich prinzipiell für Kurz- und
Langfristspeicherung. Allerdings sind die spezifischen
Stromspeicherkosten der Langfristspeicherung (Saisonaler Speicher)
sehr hoch. Dies liegt vor allem an der geringen Energiedichte von
Druckluft und den hohen Investitionskosten. Ein Druckluftspeicher ist
daher eher zur Kurz- bis Mittelfristspeicherung einzusetzen.
Elektrischer
Technische Daten
Diabater Druckluftspeicher: 42 % (54 % inkl. Rekuperation)
Wirkungsgrad Adiabater Druckluftspeicher: 60 – 70 %
Leistungsänderungsgeschwindigkeit (% der inst. Leistung) 20 %/min
Primärregelleistung Aktivierungszeit < 30 Sek. Nein
Sekundärregelleistung Aktivierungszeit < 5 Min. Nein (Heute), Ja (Zukunft)
Tertiärregelleistung Aktivierungszeit < 15 Min. Ja
Spannungshaltung Blindleistungskompensation Nein
Ausfall Schwarzstartfähigkeit Ja
Investitionskosten Einspeichereinheit &
Ausspeichereinheit
Diabat 280 €2010/kW
Adiabat 455 €2010/kW
Investitionskosten Kaverne (Kapazität)
Diabat
Adiabat
3,5 €2010/kWh
3,5 €2010/kWh
Spezifische Stromeinspeisungs- und Stromspeicherkosten (ohne Strombezugskosten)
Tagesspeicher
Diabat 14 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 4 €ct2010/kWh)
Adiabat 14 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 5 €ct2010/kWh)
Saison. Speicher Diabat 23 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 13 €ct2010/kWh)
Adiabat 21 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 12 €ct2010/kWh)
Speicherpotenzial Potenzial in Salzstöcken: 27,3 TWh

Tabelle 7-3: Steckbrief mobiler Batteriespeicher
Stand der Technik
und zukünftige
Entwicklung
Charakterisierung
Kurzfrist-
/Langfristspeicher
Stromspeicherpotenziale für Deutschland 89
Plug-In-Hybrid-Fahrzeuge und reine Elektrofahrzeuge können im
Falle des Anschlusses der Fahrzeuge an das Stromnetz als
Batteriespeicher verwendet werden. Bisher werden in Fahrzeugen vor
allem Blei- und Nickel-Cadmium-Akkumulatoren eingesetzt. Nickel-
Metallhybrid-Akkumulatoren wurden in der Vergangenheit verbaut,
stellen allerdings aufgrund ihrer geringen spezifischen Energiedichten
keine nachhaltige Option dar. Lithium-Ionen-Akkumulatoren weisen
dagegen hohe Energie- und Leistungsdichten auf und werden
vermehrt eingesetzt. Die Entwicklungen in der Lithium-Ionen-
Technologie gehen neben den Lithium-Eisen-Phosphat-Zellen hin zu
anderen Zusammensetzungen und Komponenten, wie bei Lithium-
Polymer- und der Lithium-Titanat-Akkumulatoren.
Die verfügbare Leistung der mobilen Batteriespeicher ist im
Vergleich zu der Kapazität der Speicher hoch. Zusätzlich weisen die
Batteriespeicher sehr hohe spezifische Stromspeicherkosten aufgrund
der hohen spezifischen Investitionskosten für die Kapazität auf.
Daher ist der Einsatz mobiler Batteriespeicher für
Langfristspeicherung (Saisonaler Speicher) nicht sinnvoll. Mobile
Batteriespeicher können dagegen durch den hohen Wirkungsgrad und
hohe Leistungsänderungsgeschwindigkeit für Kurzfristspeicherung
eingesetzt werden.
Technische Daten
Elektrischer Wirkungsgrad Li-Ionen-Akkumulator 90 %
Leistungsänderungsgeschwindigkeit (% der inst. Leistung) 100 %/min
Primärregelleistung Aktivierungszeit < 30 Sek. Ja
Sekundärregelleistung Aktivierungszeit < 5 Min. Ja
Tertiärregelleistung Aktivierungszeit < 15 Min. Ja
Spannungshaltung Blindleistungskompensation Ja
Ausfall Schwarzstartfähigkeit Ja
Investitionskosten
Investitionskosten
Heute 650 €2010/kWh
Li-Ionen-Akkumulator Zukunft 270 €2010/kWh
Spezifische Stromeinspeisungs- und Stromspeicherkosten (ohne Strombezugskosten)
Tagesspeicher
Heute 37 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 32 €ct2010/kWh)
Zukunft 19 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 13 €ct2010/kWh)
Saison. Speicher Heute 2275 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 2270 €ct2010/kWh)
Zukunft 948 €ct2010/kWh (Stromspeicherkosten: 943 €ct2010/kWh)
Speicherpotenzial Leistung: 135 GW
Kapazität: 0,3 TWh

90
Tabelle 7-4: Steckbrief Wasserstoffspeicher
Stand der Technik
und zukünftige
Entwicklung
Charakterisierung
Kurzfrist-
/Langfristspeicher
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Die Erzeugung von Wasserstoff per alkalischer Elektrolyse ist Stand
der Technik und seit vielen Jahren erprobt. Als neueres Verfahren hat
sich die PEM-Elektrolyse bisher nur in kleineren Anwendungen
durchsetzen können. Forschungs- und Entwicklungsbedarf besteht bei
beiden Techniken u.a. hinsichtlich des dynamischen Verhaltens zum
Ausgleich fluktuierender erneuerbarer Energien.
Die großtechnische Speicherung von Wasserstoff kann in
unterirdischen Kavernenspeichern erfolgen. Darüber hinaus sind im
Erdgasnetz bis zu 5 Vol-% Wasserstoff erlaubt, so dass die
bestehende Erdgasinfrastruktur teilweise genutzt werden könnte.
An sich ist die Technik für den Einsatz als Kurzfristspeicher geeignet,
da die Gaskraftwerke zur Rückverstromung schnell ihre Last ändern
können. Bei der Elektrolyse ist dies prinzipiell auch möglich,
allerdings besteht hier noch Forschungsbedarf in Bezug auf die
Langzeitstabilität. Aufgrund der großen Speicherpotenziale eignet
sich die Technik sehr gut als Langfristspeicher zum saisonalen
Ausgleich erneuerbarer Energien.
Technische Daten
Elektrischer Wirkungsgrad (inkl. Rückverstromung) 42 % (heute) - 45 % (langfristig)
Leistungsänderungsgeschwindigkeit
Leistung)
(% der inst.
GK 1 : 5-10 %/min, EL 2 : 20 %/min
Primärregelleistung Aktivierungszeit < 30 Sek. (Nein)
Sekundärregelleistung Aktivierungszeit < 5 Min. Ja
Tertiärregelleistung Aktivierungszeit < 15 Min. Ja
Spannungshaltung Blindleistungskompensation GK 1 : Ja
Ausfall Schwarzstartfähigkeit GK 1 : Ja
Investitionskosten Elektrolyse
Investitionskosten
Heute 1.000 €2010/kW
Zukunft 500 €2010/kW
Investitionskosten Kaverne (Kapazität) 0,21 €2010/kWh
Investitionskosten Gaskraftwerk 700 €2010/kW
Spezifische Stromeinspeisungs- und Stromspeicherkosten (ohne Strombezugskosten)
Tagesspeicher
Heute 26 €ct2010/kWh (15 €ct2010/kWh ohne Strombezugskosten)
Zukunft 19 €ct2010/kWh (9 €ct2010/kWh ohne Strombezugskosten)
Saison. Speicher Heute 27 €ct2010/kWh (16 €ct2010/kWh ohne Strombezugskosten)
Zukunft 20 €ct2010/kWh (10 €ct2010/kWh ohne Strombezugskosten)
Speicherpotenzial Technisches Potenzial in Salzstöcken: 1.763 TWh
Potenzial als Beimischung im Erdgasnetz: 3 TWh
1 GK = Gaskraftwerk, 2 EL = Elektrolyse

Tabelle 7-5: Steckbrief Power-to-Gas-Speicher
Stand der Technik
und zukünftige
Entwicklung
Charakterisierung
Kurzfrist-
/Langfristspeicher
Stromspeicherpotenziale für Deutschland 91
Beim Power-to-Gas Verfahren wird Wasserstoff mit Hilfe von CO2
zu Methan umgewandelt, welches als Erdgassubstitut genutzt,
zwischengespeichert und später rückverstromt werden kann. Die
Nutzung der vorhandenen Erdgasinfrastruktur ermöglicht eine
einfache und zeitnahe Umsetzung.
Die technische Machbarkeit der Methanisierung von Wasserstoff
wurde in ersten Versuchsanlagen in einer Größenordnung von
25 kWel demonstriert. Die nächsten Schritte beinhalten größere
Anlagen bis hin zu einer Demonstrationsanlage mit einer geplanten
Größe von 6 MWel und Inbetriebnahme in 2013. Anlagen dieser
Größenordnung sollen kommerziell zum Einsatz kommen.
Die Technik eignet sich prinzipiell für den Einsatz als
Kurzfristspeicher, da die Gaskraftwerke zur Rückverstromung
schnell ihre Last ändern können. Auch bei der Methanisierung (inkl.
Elektrolyse) ist dies prinzipiell möglich, wenngleich hier noch
Forschungsbedarf besteht. Aufgrund der bereits vorhandenen sehr
großen Erdgasspeicher eignet sich die Technik sehr gut als
Langfristspeicher.
Technische Daten
Elektrischer Wirkungsgrad (inkl. Rückverstromung) 36 %
Leistungsänderungsgeschwindigkeit
Leistung)
(% der inst.
GK 1 : 5-10 %/min, PtG 2 : 20 %/min
Primärregelleistung Aktivierungszeit < 30 Sek. (Nein)
Sekundärregelleistung Aktivierungszeit < 5 Min. Ja
Tertiärregelleistung Aktivierungszeit < 15 Min. Ja
Spannungshaltung Blindleistungskompensation GK 1 : Ja
Ausfall Schwarzstartfähigkeit GK 1 : Ja
Investitionskosten
Investitionskosten Methanisierung, Zielwert Zukunft 900 €2010/kW
Investitionskosten Speicher (Kapazität) 0,09 €2010/kWh 3
Investitionskosten GK 1 700 €2010/kW
Spezifische Stromeinspeisungs- und Stromspeicherkosten (ohne Strombezugskosten)
Tagesspeicher Zukunft 28 €ct2010/kWh (15 €ct2010/kWh ohne Strombezugskosten)
Saison. Speicher Zukunft 29 €ct2010/kWh (16 €ct2010/kWh ohne Strombezugskosten)
Speicherpotenzial Vorhandene Untertage-Erdgasspeicher: 217 TWh
In Planung und Bau befindliche Erdgasspeicher: +163 TWh
CO2-Potenzial zur
Methanisierung heute
Biogene Quellen: >23 TWh/a; Industrielle Quellen (z.B.
Zementindustrie): >74 TWh/a; Luft: unbegrenzt
1 GK = Gaskraftwerk, 2 PtG = PtG-Anlage (Elektrolyse + Methanisierung),
3 :Annahme, da PtG-Anlagen nach EnWG von Gasnetznutzungsentgelten befreit sind

92
Stromspeicherpotenziale für Deutschland

8 Literaturverzeichnis
Stromspeicherpotenziale für Deutschland 93
/ADAC 2009/ ADAC. Allgemeiner Deutscher Automobil Club, Statistiken.
www.adac.de (Zugriff 24.11.09).
/Agentur EE 2010/ Agentur für erneuerbare Energien, 2010, auf www.unendlich-vielenergie.de/de/solarenergie
(19.11.10)
/Alstom Power et al. 2006/ Konsortium Alstom Power; Ecofys; E.ON Energie; KBB;
IAEW; REpower; Vattenfall Europe Transmission: Verbesserte
Integration großer Windstrommengen durch Zwischenspeicherung mittels
CAES. Endbericht. Wissenschaftliche Studie gefördert durch das
Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit.
Herausgegeben von RWTH Aachen Institut für Elektronische Anlagen
und Energiewirtschaft. 2006.
/Alt 2010/ Prof. Dr.-Ing H. Alt: Zulässige Lastgradienten von Großkraftwerken.
Fachhochschule Aachen, 2010
/Altair 2009/ Altair Nanotechnologies Inc., Nevada, USA; Internet:
http://www.b2i.cc/Document/546/50Ah_Datasheet-012209.pdf [Zugriff:
08.07.2009]
/Arndt et al. 2003/ Arndt, U. ; Hauptmann, F. ; Kraus, D. ; Richter, S. (2003);
Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE), München;
Brennstoffzellensysteme für portable und stationäre Kleingeräte,
Technikbewertung und Potenziale.
/Bady, Biermann 2000/ Bady, R. ; Biermann, J.-W. (2000); Hybrid-Elektrofahrzeuge
Strukturen und zukünftige Entwicklungen; 6. Symposium “Elektrische
Straßenfahrzeuge“, Technische Akademie Esslingen, 11 – 12.05.2000
/Baehr 2005/ Baehr, H. D. (2005). Adiabate Turbinen und Verdichter. Thermodynamik.
Berlin, Springer: 405-9.
/BDBe 2011/ Bundesverband der deutschen Ethanolwirtschaft e.V.: Bioethanol-
Produktion. Abruf von der Webseite
http://www.bdbe.de/Zahlen_2009.html, aufgerufen am 02.08.2011
/Bérest, Brouard 2003/ Bérest, P.; Brouard, B.: Safety of Salt Caverns Used for
Underground Storage. Blow Out; Mechanical Instability; Seepage; Cavern
Abandonment. In: Oil & Gas Science and Technology, Jg. 58 (2003), H.
3, S. 361–384.
/BfN 2010/ Bundesamt für Naturschutz (BfN) (Hg.): Habitat mare - aktiv für die
marine Lebensvielfalt. Natura 2000 in der deutschen AWZ -
Schutzgebiete, Übersicht und Kurzfakten. 2010. Online verfügbar unter
http://www.bfn.de/habitatmare/de/schutzgebiete-uebersicht.php, zuletzt
geprüft am 16.01.2011.
/BfN 2011/ Bundesamt für Naturschutz (BfN) (Hg.): Naturverträglicher
Hochwasserschutz. Online verfügbar unter
http://www.bfn.de/0324_hochwasserschutz.html, zuletzt geprüft am
05.01.2011.

94
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
/BGR 2011/ http://public.geoshophannover.de/bgr/Geologie/Salzkarte/Vorschau/BGR_Salzkarte_Vorschau.
png
/Blesl 2009/ Blesl, Markus ; Bruchof, David ; Hartmann, Niklas ; Özdemir, Enver
Doruk ; Fahl, Ulrich ; Eltrop, Ludger ; Voß, Alfred: Entwicklungsstand
und Perspektiven der Elektromobilität : Endbericht, Dezember 2009
/BMU 2009/ Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
(BMU): Nationaler Entwicklungsplan Elektromobilität der
Bundesregierung, September 2009
/BMU 2011a/ Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
(BMU), Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat):
Erneuerbare Energien in Zahlen 2011 – Nationale und internationale
Entwicklung
/BMU 2011b/ Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
(BMU), Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat):
Erneuerbare Energien 2010, Stand 23. März 2011
/BMWA 2005/ Forschungsbericht 546: Strategiepapier zum Forschungsbedarf in der
Wasserstoff-Energietechnologie, Strategiekreis Wasserstoff des
Bundesministeriums für Wirtschaft und Arbeit, Berlin, 2005
/BMWI 2008/ Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi): Analyse und
Bewertung der Versorgungssicherheit in der Elektrizitätsversorgung,
CONSENTEC CONSULTING FÜR ENERGIEWIRTSCHAFT UND -
TECHNIK GMBH, Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu
Köln (EWI), Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der
RWTH Aachen (IAEW), Bonn 2008
/Boll 2008/ Boll, Jörn-Peter: Stromspeicherung. Hamburg: Diplomica Verlag. 2008.
/Braess, Seifert 2007/ /Braess, H. ; Seifert, U. (2007) ; Handbuch Kraftfahrzeugtechnik; 5.
Auflage Vieweg Teubner Verlag 2007.
/Casey 2010/ Casey, M.: Grundlagen der Thermischen Strömungsmaschinen. SS 2010.
Universität Stuttgart. Institut für Thermische Strömungsmaschinen und
Maschinenlaboratorium. 2010.
/Chachine, Guerrini 2000/ Chachine, Alexandre; Guerrini, Yannick: More underground
storage for increased gas consumption. UNECE. 2010. Online verfügbar
unter http://www.unece.org/press/pr2000/00ene1e.htm, zuletzt geprüft am
28.12.2010.
/Commission 2002/ Commission of the European Communities (Hg.): Commission
Working Dokument on Natura 2000. 2002. Online verfügbar unter
http://ec.europa.eu/environment/nature/info/pubs/docs/nat2000/2002_faq_
en.pdf, zuletzt geprüft am 05.01.2011.
/Corselli-Nordblad 2010/ Corselli-Nordblad, L. 2010: Stichprobenerhebung zur
Bodennutzung/Bodenbedeckung. Ergebnisse zur EU Bodenbedeckung
und Bodennutzung zum ersten Mal veröffentlicht: Eurostat
Pressemitteilung. Herausgegeben von Eurostat Pressestelle. (145/2010).
Online verfügbar unter

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 95
http://epp.eurostat.ec.europa.eu/cache/ITY_PUBLIC/5-04102010-
BP/DE/5-04102010-BP-DE.PDF, zuletzt geprüft am 04.01.2011.
/Crotoging 2003/ Crotogino, F. Einsatz von Druckluftspeicher-Gasturbinen-
Kraftwerken beim Ausgleich fluktuierender Windenergie-Produktion mit
aktuellem Strombedarf Tagung FORTSCHRITTLICHE
ENERGIEWANDLUNG UND -ANWENDUNG der VDI-Gesellschaft
Energietechnik, Stuttgart, 2003
/Crotogino 2010/ Crotogino, Fritz: Large Scale Energy Storage in Geological
Formations. 2010.
/Czisch 2005/ „Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung - Kostenoptimierte
Variationen zur Versorgung Europas und seiner Nachbarn mit Strom aus
erneuerbaren Energie“, Czisch, G.; Dissertation, Institut für Elektrische
Energietechnik / Rationelle Energiewandlung, Kassel 2005
/Daimler 2008/ Daimler (2008); Electric Drive. Der Start ins Zeitalter der
Elektromobilität; Internet:
http://www.daimler.de/Projects/c2c/channel/documents/1656482_daimler
_inno_2008_booklets_electricdrive_de.pdf [Zugriff: 12.04.2009]
/DENA 2008/ Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): Kurzanalyse der Kraftwerks-
und Netzplanung in Deutschland bis 2020 (mit Ausblick auf 2030).
Annahmen, Ergebnisse und Schlussfolgerungen, Berlin, 15.04.2008
/DENA 2010/ Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena): Analyse der Notwendigkeit des
Ausbaus von Pumpspeicherwerken und anderen Stromspeichern zur
Integration der erneuerbaren Energien. (PSW - Integration EE), Berlin,
05.02.2010
/Dena 2010a/ Dena-Netzstudie II: Integration erneuerbarer Energien in die deutsche
Stromversorgung im Zeitraum 2015 – 2020 mit Ausblick auf 2025.
Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena). November 2010
/Deutscher Bundestag 2008/ Deutscher Bundestag (16. Wahlperiode) (Hg.):
Energiespeicher - Stand und Perspektiven. Bericht des Ausschusses für
Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung (18. Ausschuss)
gemäß § 56a der Geschäftsordnung. 2008. (Drucksache, 16/10176).
/DeVries 2003/ DeVries, Kerry L.: Improved Modeling Increases Salt Cavern Storage
Working Gas. An improved model for gas storage caverns has revealed
the potential for safely increasing storage capacity by accurately
characterizing the plastic behavior of salt. In: GasTIPS (2003), S. 33–36.
/DLR 2010/ DLR; IWES; IfNE, 2010: Nitsch, J.; Pregger, T.; Scholz, Y.; Naegler, T.;
Sterner, M.; Gerhardt, N.; von Oehsen, A.; Pape, C. & Saint-Drenan, Y.
Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren
Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa
und global „Leitstudie 2010“ DLR; IWES; IfNE, 2010
/Dötsch 2009/ „Speicherung elektrischer Energie – Technologien zur Netzintegration
erneuerbarer Energien“, Dötsch, C.; Kanngießer, A.; Wolf, D.;
Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik
UMSICHT, Springer Verlag, 21.11.2009

96
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
/DVL 2011 (a)/ Deutscher Verband für Landespflege e.V. (DVL) (Hg.): Natura 2000 -
Schutzgebietssystem. Online verfügbar unter http://www.natura2000dvl.de/index.php?id=378,
zuletzt geprüft am 04.01.2011.
/DVL 2011 (b)/ Deutscher Verband für Landespflege e.V. (DVL) (Hg.): Natura 2000 -
Sicherung der Gebiete. Online verfügbar unter http://www.natura2000dvl.de/index.php?id=374,
zuletzt geprüft am 04.01.2011.
/Eberwein 2003/ Eberwein, M. (2003); Die Synthese und elektrochemische
Charakterisierung von neuen stabilen Lithiumsalzen mit organischen
Anionen und Untersuchungen an Polymer-Gelelektrolyten; Dissertation
an der Naturwissenschaftliche Fakultät Chemie und Pharmazie der
Universität Regensburg
/EEG 2011/ Bundesnetzagentur: EEG-Statistikbericht 2009
/EEX 2011/ http://www.eex.com/de/
/EnergieCH 2011/ Webseite, http://www.energie.ch/pumpspeicherkraftwerk,
Abrufdatum: 25.08.2011
/EPRI 2002/ Electric Power Research Institute (EPRI) (Hg.): Handbook of Energy
Storage for Transmission or Distribution Applications. Palo Alto, CA.
2002. 1007189.
/FIZ Karlsruhe 2010/ Webseite des BINE Informationsdienst, FIZ Karlsruhe: Projekt-
Cluster Wasserstoff-Gasturbinen. Bonn, 2010,
http://www.kraftwerkforschung.info/wasserstoff-gasturbinen/, aufgerufen
am 28.07.2011
/Floecksmühle 2010/ „Potentialermittlung für den Ausbau der Wasserkraftnutzung in
Deutschland als Grundlage für die Entwicklung einer geeigneten
Ausbaustrategie", Ingenieurbüro Floecksmühle, IHS Universität Stuttgart,
Hydrotec und Fichtner GmbH & Co. KG, im Auftrag des
Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit,
Aachen 2010
/FNR 2006/ Fachagentur für Nachwachsende Rohstoffe: Einspeisung von Biogas in das
Erdgasnetz. Leipzig, 2006
/FVEE 2010/ FVEE - Forschungsverbund Erneuerbare Energien Energiekonzept 2050
"Eine Vision für ein nachhaltiges Energiekonzept auf Basis von
Energieeffizienz und 100% erneuerbaren Energien", 2010
/Gatzen 2008/ „The Economics of Power Storage, Theory and Empirical Analysis for
Central Europe“, Gatzen, C.; Schriften des Energiewirtschaftlichen
Instituts der Universität Köln Band 63, Oldenburg Industrieverlag,
München 2008
/GE Energy 2011/ GE Energy: FlexEfficiency50 Combined Cycle Power Plant –
Advanced power with a new standard of high efficiency and operational
flexibility. Download von http://www.ge-energy.com/, aufgerufen am
02.08.2011
/GeoDataZone 2010/ GeoDataZone: Salzstruktur. Online verfügbar unter
http://www.geodz.com/deu/d/Salzstruktur, zuletzt geprüft am 30.11.2010.

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 97
/Gillhaus 2007/ Gillhaus, Axel: Natural Gas Storage in Salt Caverns - Present Status,
Developments and Future Trends in Europe. 2007.
/Golletz 2011/ Golletz, Frank: Neue Netze für neue Energien?
Industriepartnersymposium der Fakultät Elektrotechnik / Informationstechnik
der Technischen Universität Dresden, Oktober 2011
/Goslar 2011/ „Windenergiespeicherung durch Nachnutzung stillgelegter Bergwerke“,
Energie-Forschungszentrum Niedersachsen, Goslar 2011
/Greenpeace Energy 2011/ Greenpeace Energy e.G.: Frischer Wind im Gasnetz. Webseite
der Greenpeace Energy e.G., http://www.greenpeaceenergy.de/windgas.html,
aufgerufen am 18.07.2011
/Griesbach, Heinze 1996/ Griesbach, Helga; Heinze, Frank: Untergrundspeicherung.
Exploration, Errichtung, Betrieb. Landsberg/Lech: Verl. Moderne
Industrie. 1996. (Die Bibliothek der Technik, 130).
/Hartmann et al 2009/ N. Hartmann, E.D. Özdemir, P.H. Goyns, L. Eltrop, in: 24th
International Battery, Hybrid and Fuel Cell Electric Vehicle Symposium,
Stavanger, May 13–16, 2009.
/Hartmann Özdemir 2011/ Hartmann, N. & Özdemir, E. Impact of different utilization
scenarios of electric vehicles on the German grid in 2030 Journal of
Power Sources, 2011, 196, 2311 - 2318
/Hauck 2003/ Hauck, B. (2003); Elektronische Überwachungs- und Steuergeräte zum
Erhalt der aktuellen Qualität vielzelliger elektrochemischer
Speichersysteme; Habilitationsschrift im Fachbereich Elektrotechnik und
Informationstechnik an der Technischen Universität Kaiserslautern
/Heinemann 2007/ Heinemann, D. (2007); Strukturen von Batterie- und
Energiemanagementsystemen mit Bleibatterien und Ultracaps;
Dissertation an der Fakultät Elektrotechnik und Informatik der
Technischen Universität Berlin
/Henken-Mellies 2005/ Mellies, F.: E.ON Kraftwerke, Druckluftspeicherkraftwerk
Huntorf - Technik und Betriebserfahrung; Vortrag im Rahmen des 5.
dena-EnergieForum „Druckluftspeicherkraftwerke“, Berlin 08.09.2005
/Hildebrandt 2009/ Eugen Hildebrandt: Technisch-/ ökonomische Evaluierung und
Analyse der möglichen Technologien für die Umsetzung von Vehicle-to-
Grid (V2G) Konzepten, Diplomarbeit, 2009
/HSD 2009/ Hybrid Synergy Drive (2009); Hybridantriebssystem von Toyota; Internet:
http://www.hybridsynergydrive.com/de/ Technologien für das niedrige
Geräuschniveau des Prius:
http://www.hybridsynergydrive.com/pdf/de/15208/HYBRID_SYNERGY
_DRIVE.pdf
/Hundt et al. 2009/ Hundt, M., Barth. R., Sun, N., Brand, H., Voß, A.:
Herausforderungen eines Elektrizitätsversorgungssystems mit hohen
Anteilen erneuerbarer Energien. Oktober 2010
/Hundt et al. 2010/ Hundt, M., Barth. R., Sun, N., Wissel, S., Voß, A.: Verträglichkeit
von erneuerbaren Energien und Kernenergie im Erzeugungsportfolio –

98
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
Technische und ökonomische Aspekte. Auftraggeber: E.ON Energie AG,
München, Oktober 2010
/Illwerke 2011/ Webseite der Vorarlberger Illwerke AG, www.illwerke.at, Abrufdatum:
25.08.2011
/KBA 2011/ Kraftfahrt-Bundesamt: Der Fahrzeugbestand im Überblick am 1. Januar
2011
/Kempton 2005/ Kempton, W. & Tomic, J. Vehicle-to-grid power implementation:
From stabilizing the grid to supporting large-scale renewable energy
Journal Of Power Sources, Elsevier Science Bv, 2005, 144, 280-294
/Klein 2008/ „Abschätzung von Revisionszyklen bei PSW infolge modifizierter
Betriebsweise“, Klein, K.; Nowicki, P.; Pöhler, F.; Klein, J.; VGB
PowerTech 9/2008
/Kloess 2009/ Kloess, M. (2009); TU Wien, Institut für Elektrische Anlagen und
Energiewirtschaft; Die Wirtschaftlichkeit teil- und voll elektrifizierter
Antriebe in Österreich bis 2030; 6. Internationale
Energiewirtschaftstagung (IEWT) an der TU Wien; Internet:
http://www.eeg.tuwien.ac.at/events/iewt/iewt2009/papers/4C_1_KLOESS
_M_P.pdf [Zugriff: 17.06.2009]
/Koch et al. 2005/ Koch, H.-J. ; von Haaren, C. ; Brunner, P. ; Foth, H. ; Jänicke, M. ;
Michaelis, P. ; Ott, K. ; Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU);
Sondergutachten: Umwelt und Straßenverkehr, Hohe Mobilität –
Umweltverträglicher Verkehr, Juli 2005. Internet:
http://www.umweltrat.de/02gutach/downlo02/sonderg/SG_Umwelt_und_
Strassenverkehr2005_web.pdf [Zugriff: 12.07.2009]
/Kruck, Eltrop 2007/ C. Kruck, L. Eltrop, Perspektiven der Stromerzeugung aus Solar-
und Windenergienutzung für eine nachhaltige Energieversorgung in
Deutschland. Projekt Stiftung Energieforschung Baden-Württemberg,
Stuttgart, 2007.
/Kruck 2008/ Kruck, Christoph: Integration einer Stromerzeugung aus Windenergie und
Speichersystemen unter besonderer Berücksichtigung von
Druckluftspeicherkraftwerken. Dissertation. IER-Band 103, Universität
Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung.
2008.
/LBEG 2010/ Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie Niedersachsen (LBEG):
Untertage-Gasspeicherung in Deutschland. Aus: ERDÖL ERDGAS
KOHLE 126. Jg. 2010, Heft 11, URBAN-VERLAG Hamburg/Wien
GmbH, 2010
/Lechner et al. 2010/ Christof Lechner, Jörg Seume (Hrsg.): Stationäre Gasturbinen.
Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2010
/Mauch et al. 2009/ Mauch, W.; Mezger, T.; Staudacher, T.: Anforderungen an
elektrische Energiespeicher. Stationärer und mobiler Einsatz.
Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. 2009. (VDI-Berichte, 2058).
Online verfügbar unter http://www.ffe.de/wissenffe/papers/235-

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 99
anforderungen-an-elektrische-energiespeicher-fuer-den-stationaeren-undmobilen-einsatz,
zuletzt geprüft am 13.12.2010.
/Metzger, Blank 2009/ Metzger, T. ; Blank, T. (2009); Forschungsstelle für
Energiewirtschaft e.V.; Projekt: Elektrostraßenfahrzeuge – Szenarien zur
künftigen Nutzung und Synthese von Gesamtlastkurven
/Meyer 2007/ Meyer, F.: Druckluftspeicher-Kraftwerke, Bine Projektinfo 05/2007
Internet: http://www.bine.info/pdf/publikation/projekt0507internetx.pdf
[Zugriff: 04.02.2008]
/Mitsubishi 2009/ Mitsubishi Motors (2009); Mitsubishi Press Release No. 3/2009:
Mitsubishi i MiEV mit Elektro-Antrieb. Start der Flottentests in der
Schweiz; Internet:
http://www.raebmatter.ch/pdf/PressReleases/PR03%20Mitsubishi%20i%2
0MiEV%20mit% 20Elektro-Antrieb%20_2_.doc.pdf [Zugriff:
14.04.2009]
/Mock, Schmid 2008/ Mock, P. ; Schmid, S. (2008); Brennstoffzellen- und
Hybridfahrzeuge – Kurzfristiger Hype oder langfristiger Trend? ; 6. VDI
Tagung, Innovative Fahrzeugantriebe, 06 – 07.11.2009, Dresden
/Moessner 2008/ Mößner, Manuel: Entwicklungsperspektiven von Technologien zur
Speicherung elektrischer Energie, Diplomarbeit, IER-Band 452, 2008
/Nakhamkin 2007/ Nakhamkin, Michael: Novel Compressed Air Energy Storage
Concepts. Developed by ESPC. 2007.
/Naunin et al. 2007/ Naunin, D. (2007); Hybrid-, Batterie- und Brennstoffzellen-
Elektrofahrzeuge, Technik, Strukturen und Entwicklungen; 4. Auflage
2007; expert-Verlag
/Nölke 2006/ Nölke, Marcus: Compressed Air Energy Storage (CAES) - eine sinnvolle
Ergänzung zur Energieversorung? Promotionsvortrag. 2006. Online
verfügbar unter http://www.brennstoffzellen.rwthaachen.de/Promotionen/102006_noelke_promotionsvortrag.pdf,
zuletzt
geprüft am 28.12.2010.
/NordPool 2011/ Webseite Nord Pool Spot, http://www.nordpoolspot.com/Marketdata1/Power-system-data/Hydro-Reservoir/Hydro-
Reservoir/ALL/Hourly/, Abrufdatum: 01.09.2011
/Nowi 2005/ Nowi, A. (2005). Entwicklung von Großdampfturbinen, Wärmespeichern
und Hochtemperatur-Kompressoren für adiabate
Druckluftspeicherkraftwerke. Dena Energieforum
"Druckluftspeicherkraftwerke", Berlin.
/NREL 2009 National Renewable Energy Laboratory: Current (2009) State-of-the-Art
Hydrogen Production Cost Estimate Using Water Elektrolysis. Published
for the U.S. Department of Energy Hydrogen Program, Colorado 2009
/Oertel 2008/ Oertel, D. (2008); Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim deutschen
Bundestag (TAB) Energiespeicher – Stand und Perspektiven;
Sachstandbericht zum Monitoring “Nachhaltige Energieversorgung“
/Özdemir 2011/ Özdemir ED, The Future Role of Alternative Powertrains and Fuels in the
German Transport Sector - A model based scenario analysis with respect

100
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
to technical, economic and environmental aspects with a focus on road
transport, Fakultät Energie-, Verfahrens- und Biotechnik der Universität
Stuttgart, Dissertation, Unveröffentlicht, 2011
/Pehnt, Höpfner 2009/ Pehnt, Martin; Höpfner, Ulrich: Kurzgutachten - Wasserstoff- und
Stromspeicher in einem Energiesystem mit hohen Anteilen erneuerbarer
Energien: Analyse der kurz- und mittelfristigen Perspektive. Im Auftrag
des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
(BMU). Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg GmbH
(IFEU). 2009.
/Rost 2000/ „Pumpspeicherkraftwerke – Aufgaben und Zukunft im
Stromwettbewerb“, Manfred Rost, Wasserwirtschaft Heft 7/8, Juli/August
2000
/RWE Innogy 2010/ RWE Innogy GmbH (Hg.): Energien von morgen schon heute
nutzen. 2010. Online verfügbar unter
http://www.rwe.com/web/cms/mediablob/de/86198/data/87266/8/rweinnogy/erneuerbare-energien/Unternehmensbroschuere-de.pdf,
zuletzt
geprüft am 04.02.2011./Shell 2009/ Shell PKW-Szenarien bis 2030 -
Fakten, Trends und Handlungsoptionen für nachhaltige Auto-Mobilität
Shell Deutschland Oil GmbH, 2009
/RWE 2011/ Webseite der RWE, http://www.rwe.com/web/cms/de/543702/rweinnogy/erneuerbare-energien/neue-technologien/energie-auf-halden/,
Abrufdatum: 25.08.2011
/Sauer 2006/ Sauer, D. U. (2006); Optionen zur Speicherung elektrischer Energie in
Energieversorgungssystemen mit regenerativer Stromerzeugung; In:
Solarzeitalter 4/2006
/Sauer 2009/ Sauer, D. U. (2009); Elektrische Energiespeicher in Hybrid- und
Elektrofahrzeugen; Seminar für Kraftfahrzeug- und Motorentechnik, TU
Berlin; Berlin 29.01.2009
/Schernthanner 2010/ „Pumped storage power stations as a guarantor for secure power
supply“, J. Schernthanner, J. Lackner, Institute for Energy Systems and
Thermodynamics, 16th Intern. Seminar on Hydropower Plants, Vienna
2010
/Schlenkhoff 2011/ „Ein Blick auf die öffentliche Debatte über Energiespeicher und das
Potential von Pumpspeicher in Deutschland“, Schlenkhoff, A.; Heinz, G.;
34. Dresdner Wasserbaukolloquium 2011, Dresdener Wasserbauliche
Mitteilungen, 2011
/Schmidt 2011/ Schmidt, Sarah: Potenzial von Druckluftspeichern in Europa,
Studienarbeit, IER- Band 543, 2011
/Schulz 2009/ „Speicherpotenziale von Pumpspeicherwerken in Tagebaurestlöchern
ehemaliger Braunkohlereviere“, Schulz, D.; Forum Netzintegration,
Deutsche Umwelthilfe, Berlin 2009
/Schuster 2009/ Schuster, A. (2009); Institut für Elektrische Anlagen und
Energiewirtschaft, TU Wien; Eigenschaften heutiger Batterie- und

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 101
Wasserstoffsysteme für eine nachhaltige elektrische Mobilität;
Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien (IEWT 2009)
/Sedlacek 1999/ Sedlacek, R.: Untertage Erdgasspeicherung in Europa. In: Erdöl Erdgas
Kohle, Jg. 115 (1999), H. 11, S. 537–540.
/Sedlacek 2009/ Sedlacek R.: Untertage-Gasspeicherung in Deutschland, ERDÖL
ERDGAS KOHLE 125. Jg. 2009, Heft 11, 2009
/Shell 2009/ Shell PKW-Szenarien bis 2030 - Fakten, Trends und Handlungsoptionen
für nachhaltige Auto-Mobilität Shell Deutschland Oil GmbH, 2009
/Siemes 2008/ Siemes, Philipp Mathias Karl: Verbesserte Systemintegration von
Windenergieanlagen mittels Druckluftspeichern. Techn. Hochsch., Diss.--
Aachen, 2007. 1. Aufl. Aachen: Klinkenberg. 2008 (Aachener Beiträge
zur Energieversorgung, 121).
/Smolinka et al. 2011/ Tom Smolinka, Martin Günther, Jürgen Garche: Stand und
Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von
Wasserstoff aus regenerativen Energien. Kurzfassung des
Abschlussberichts, Stand Juli 2011
/Spahic et al. 2007/ Spahic, Ervin; Balzer, Gerd; Hellmich, Britta; Münch, Wolfram:
Wind Energy Storages - Possibilities. In: PowerTech 2007, S. 615–620.
/SRU 2011/ SRU - Sachverständigenrat für Umweltfragen: Wege zur 100 %
erneuerbaren Stromversorgung, 2011
/Sterner 2010/ „Energiewirtschaftliche Bewertung von Pumpspeicherwerken und anderen
Speichern im zukünftigen Stromversorgungssystem“, Sterner, M. et al.,
Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES)
Kassel, FuE-Bereich Energiewirtschaft und Netzbetrieb, Februar 2010
/Stiegeler 2008/ Stiegeler, M. (2008); Entwurf einer vorausschauenden Betriebsstrategie
für parallele hybride Antriebsstränge; Dissertation, Fakultät für
Ingenieurwissenschaften und Informatik der Universität Ulm
/Stiller et al. 2010/ Christoph Stiller, Patrick Schmidt, Jan Michalski, Reinhold Wurster,
Uwe Albrecht, Ulrich Bürger, Matthias Altmann: Potenziale der Wind-
Wasserstoff-Technologie in der Freien und Hansestadt Hamburg und in
Schleswig-Holstein. Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH, Ottobrunn
2010
/SWT 2009/ Stadtwerke Tübingen GmbH (2009); Bedingungen zur
Niederspannungsanschlussverordnung (NAV); Internet:
http://www.swtue.de/fileadmin/user_upload/PDF_Gesetzesblaetter/09_05
_01_Ergaenzende _Bedingungen_NAV.pdf [Zugriff: 15.08.2009]
/Talsperrenkomitee 2011/ Webseite des Deutschen Talsperren Komitees e.V.,
http://www.talsperrenkomitee.de/, Abrufdatum: 25.08.2011
/TenneT 2011/ http://www.tennettso.de/pages/tennettso_de/Transparenz/
Veroeffentlichungen/Netzkennzahlen/Tatsaechliche_und_prognostizierte_
Solarenergieeinspeisung/Tatsaechliche_und_prognostizierte_Solarenergie
einspeisung/index.htm (Zugriff 04.05.2011)
/TenneT 2011a/ http://www.tennettso.de/pages/tennettso_de/Transparenz/
Veroeffentlichungen/Netzkennzahlen/

102
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
/Think City 2011/ http://www.thinkev-usa.com/why-think-city/specs/ (Zugriff:
05.09.2011)
/Thomsen 2011/ http://www.umweltdaten.landsh.de/nuis/upool/gesamt/jahrbe06/
Geologie/2Vorrat-.pdf
/Tiedemann et al. 2008/
Tiedemann, A., Srikandam, C., Kreutzkamp, P., Wagner, U., Roth, H.,
Gohla-Neudecker, B., Kuhn, P: „Untersuchung der
elektrizitätswirtschaftlichen und energiepolitischen Auswirkungen der
Erhebung von Netznutzungsentgelten für den Speicherstrombezug von
Pumpspeicherwerken (kurz: NNE-Pumpspeicher)“; Deutsche Energie-
Agentur GmbH (dena); Technische Universität München, Lehrstuhl für
Energiewirtschaft und Anwendungstechnik; im Auftrag der Vattenfall
Europe Transmission GmbH; Berlin im November 2008
/UBA 2010/ Klaus, T.; Vollmer, C.; Werner, K.; Lehmann, H. & Müschen, K.
Energieziel 2050: 100% Strom aus erneuerbaren Quellen
Umweltbundesamt, 2010
/UN 2005/ United Nations (2005); Agreement Rev.1/Add.23/Rev.2/Amend.2; vom
12. Juli 2005; Internet:
http://www.unece.org/trans/main/wp29/wp29regs/r024r2a2e.pdf [Zugriff:
12.05.2009]
/VDE 2008/ Buenger, U.; Crotogino, F.; s. Donadei; Gatzen, C.; Glaunsinger, W.;
Kleinmeier, M.; Huebner, S.; Kleimaier, M.; Koenemund, M.; Landinger,
H.; Lebioda, T.; Leonhard, W.; Sauer, D. U.; Weber, H.; Wenzel, A.;
Wolf, E.; Woyke, W. & Zunft, S. Energiespeicher in
Stromversorgungssystemen mit hohem Anteil erneuerbarer Energieträger
- Bedeutung, Stand der Technik, Handlungsbedarf VDE, 2008
/Vennemann et al. 2008/ Vennemann, Peter; Thiel, Lothar; Funke, Hans-Christoph:
Pumped Storage Plants in the Future Power Supply System.
Herausgegeben von VGB PowerTech 2008. Online verfügbar unter
http://www.vennemann-online.de/papers/vennemann2010.pdf, zuletzt
geprüft am 05.02.2011.
/Vennemann 2010/ „Pumped storage plants - Status and perspectives“, Vennemann, P.
et al., VGB PowerTech 4/2011 und Vortrag VGB Congress Power Plants
2010
/Vezzini 2009/ Vezzini, A. (2009); Lithiumionen-Batterien als Speicher für
Elektrofahrzeuge; Fachbeitrag im Bulletin SEV/VSE 3/2009, S. 19 – 23;
Internet: http://labs.hti.bfh.ch/fileadmin/user_upload/lab12/papers/2009-
03- 09_SEV_Bulletin_Lithiumionen-
Batterien_als_Speicher_fuer_Eektrofahrzeuge_Teil_1.pdf [Zugriff:
12.07.2009]
/Vöhringer 2010/ Vöhringer Oleg: Simulation und Vergleich mobiler und stationärer
Speichertechnologien zur Ausregelung fluktuierender erneuerbarer
Energieerzeuger, Studienarbeit, IER-Band 498, 2010

Stromspeicherpotenziale für Deutschland 103
/von Borck et al. 2008/ von Borck, F.; Eberleh, B.; Rinker, M.; Forschungs- und
Entwicklungszentrum AKASOL; Die Traktionsbatterie –
Schlüsseltechnologie für den Durchbruch elektrischer Fahrzeugantriebe;
in: ATZ Elektronik 1/2008 S. 14 – 18; Internet:
http://www.akasol.de/downloads/presse/print/2008-02-01-
ATZ%20Elektronik.pdf [Zugriff: 20.07.2006]
/Wallentowitz, Reif 2006/ Wallentowitz, H. ; Reif, K. (2006); Handbuch
Kraftfahrzeugelektronik; Vieweg Teubner Verlag 2006
/Wenske 2008/ Michael Wenske, ENERTRAG AG: Wasserstoff – Herstellung per
Elektrolyse. Gut Dauenthal, 2008
/Wenske 2010/ Michael Wenske, ENERTRAG AG: Stand Elektrolyse und zukünftige
Entwicklungen. Unterlagen zum Vortrag beim DBI Fachforum
Energiespeicherung im Erdgasnetz und Wasserstoff in Freiberg, Gut
Dauenthal, 2010
/WindEnergy 2010/ WindEnergy Study 2008 – Assessment of the wind Energy market
until 2017. HUSUM WindEnergy, http://www.hamburgmesse.de/presse/presse_windenergy/Charts_Studie_2008.pdf
(Stand:20.10.2010)
/Wissel et al. 2010/ S. Wissel, M. Blesl, U. Fahl, A. Voß: Erzeugungskosten zur
Bereitstellung elektrischer Energie von Kraftwerksoptionen in 2015.
Universität Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle
Energieanwendung, Stuttgart, 2010
/Witt et al. 2011/ Janet Witt, Nadja Rensberg, Christiane Henning, Karin Naumann, Andre
Schwenker, Martin Zeymer, Eric Billig, Alexander Krautz, Jaqueline
Daniel-Gromke, Dr. Daniela Thrän (DBFZ); Annika Hilse, Armin Vetter,
Dr. Gerd Reinhold (TLL): Monitoring zur Wirkung des Erneuerbare-
Energien-Gesetz (EEG) auf die Entwicklung der Stromerzeugung aus
Biomasse. Deutsches BiomasseForschungsZetrnrum gemeinnützige
GmbH (DBFZ) und Thüringer Landesanstalt für Landwirtschaft (TLL),
Leipzig 2011
/Wolf, Dötsch 2009/ Wolf, Daniel; Dötsch, Christian: Druckluftspeicherkraftwerke -
Technologischer Vergleich, Einsatzszenarien und zukünftige
Entwicklungstrends. In: Elektrische Energiespeicher.
Schlüsseltechnologie für energieeffiziente Anwendungen ; Tagung, Fulda,
25. und 26. März 2009. Als Ms. gedr. Düsseldorf: VDI-Verl. (VDI-
Berichte, 2058), 2009, S. 101–115.
/Zepp 2008/ Zepp, Harald: Geomorphologie. Eine Einführung. 4., aktualisierte und
erw. Aufl. Paderborn: Schöningh. 2008 (UTB Geographie, 2164).
/Zisenis 2010/ Zisenis, Marcus: 10 messages for 2010 - Protected areas. European
Environment Agency. 2010.
/ZSW 2010/ ZSW, 2010: Ökostrom als Erdgas speichern, Presseinformation 06/2010,
auf http://www.zsw-bw.de/index.php?id=109&0=
/Zunft 2005/ Zunft, S. (2005). diabate und adiabate Druckluftspeicherkraftwerke. dena-
EnergieForum "Druckluftspeicherkraftwerke", Berlin.

104
Stromspeicherpotenziale für Deutschland
/Zunft et al. 2005/ Zunft, S.; Tamme, R.; Nowi, A.; Jakiel, C.: Adiabate
Druckluftspeicherkraftwerke: Ein Element zur netzkonformen Integration
von Windenergie. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 55 (2005),
H. 7, S. 451–455.