"Technikfolgenabschätzung zur Energiespeicherung in Supraleitenden Spulen (SMES)"

vorgelegt von ITAS und dem Institut für Technische Physik des Forschungszentrums Karlsruhe

von Torsten Fleischer (ITAS)

Effiziente Verfahren für die Speicherung elektrischer Energie sind seit geraumer Zeit Objekt von Forschungsanstrengungen. Derartige Systeme würden nicht nur eine Entkoppelung von Elektrizitätserzeugung und -verbrauch - beide Größen sind naturgesetzlich eng miteinander verbunden - gestatten. Für viele neue Techniken zur Elektrizitätserzeugung oder für neue Elektrizitätsanwendungen ist das Vorhandensein effizienter Speichertechniken eine technologische Voraussetzung, die Speichertechniken sind hier "technology enabler" für andere Techniken. Zwar sind Speicherbatterien (Akkumulatoren) seit langem eingeführt und erprobt, allerdings sind sie für viele Anwendungen aufgrund ihrer Eigenschaften nur bedingt oder nicht geeignet. Darum sucht man nach technischen Alternativen. Neben Schwungradsystemen wird auch der Energiespeicherung in Supraleitenden Spulen (abgekürzt SMES für Superconducting Magnetic Energy Storage) verstärkt Aufmerksamkeit geschenkt.

Für die SMES-Technologie bedient man sich der Eigenschaft von Spulen, in dem durch sie aufgebauten magnetischen Feld Energie zu speichern. Zu den aus technischer Sicht besonders interessanten Eigenschaften eines SMES-Speichers zählen die kurze Zugriffszeit von wenigen zehn Millisekunden, der hohe Umwandlungswirkungsgrad (d.h. Wirkungsgrad ohne Berücksichtigung der Hilfsenergieverbräuche) von weit über 90 %, die hohe kalendarische Lebensdauer und hohe Zyklenlebensdauer sowie die mit selbstgeführten Stromrichtern mögliche unabhängige Steuerung von Wirk- und Blindleistung. Dem stehen folgende einschränkende Tatsachen gegenüber: Da die Stromrichterspannung durch die Auslegung begrenzt ist, nimmt mit abnehmendem Energieinhalt auch die entnehmbare Maximalleistung ab. Zudem tritt ein ständiger Kühlleistungsbedarf auf, der abhängig von der Spulengröße (und damit dem Speicherinhalt) ist und mindestens einige Prozent des Speichervermögens pro Tag beträgt. Damit ist der Gesamtnutzungsgrad des Systems stark von der Zyklusdauer abhängig.

Für Speicher dieser Art ist theoretisch eine Vielzahl von Einsatzmöglichkeiten denkbar. Vorgestellte Konzepte für den Bereich der elektrischen Energieversorgung reichen von großen Systemen für den Tageslastausgleich in Elektrizitätsversorgungsnetzen über mittelgroße Systeme zur Pufferung von größeren Elektrizitätserzeugungsanlagen auf der Basis intermittierender regenerativer Energiequellen oder als Sekundenreserve in thermischen Kraftwerken bis zu Kleinanlagen für Stabilisierungsaufgaben in der Stromübertragung oder zur Sicherung einer unterbrechungsfreien Stromversorgung bei sensiblen Verbrauchern. Auch im Verkehrsbereich ließen sich SMES einsetzen, beispielsweise zum Tageslastausgleich in der Bahnstromversorgung oder zur Spannungsstabilisierung auf dicht befahrenen Strecken des schienengebundenen Nahverkehrs. Darüber hinaus gibt es Nischenanwendungen in der Forschungstechnik, so zur Stromversorgung von Verbrauchern mit kurzzeitigem hohen Leistungsbedarf wie Beschleuniger- oder Fusionsexperimenten, oder in der Militärtechnik. Für den Auftraggeber dieses Projektes, das Bundesministerium für Bildung, Wissenschaft, Forschung und Technologie (BMBF), haben das Institut für Technikfolgenabschätzung und Systemanalyse (ITAS) und des Institut für Technische Physik (ITP) des Forschungszentrums Karlsruhe gemeinsam u.a. untersucht, ob SMES-Systeme grundsätzlich die in sie gesetzten Erwartungen erfüllen können, wie groß die Potentiale für verschiedene Anwendungsbereiche sind, welche technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Probleme existieren und welcher FuE-Bedarf in diesem Zusammenhang besteht. Dabei galt das Interesse des BMBF vor allem großen Speichern mit Energieinhalten im GWh-Bereich und Leistungen von mehreren hundert MW zum Tageslastausgleich in der öffentlichen Stromversorgung.

SMES zur Spitzenlastdeckung

Eine Speicherung von elektrischer Energie zum Zweck der Bereitstellung bei hohem Leistungsbedarf über längere Zeit dient primär dazu, die Stromerzeugung insgesamt wirtschaftlicher zu gestalten. Einer wirtschaftlichen Speicherung von Elektrizität wäre von vornherein jegliche Grundlage entzogen, wenn der Bedarf an elektrischer Energie im Laufe des Tages keine wesentlichen Schwankungen mehr aufweisen würde oder man die Elektrizitätserzeugung ohne technische Beschränkungen, Wirkungsgradverschlechterungen oder verstärkten Verschleiß der Anlagen einem schwankenden Leistungsbedarf der Verbraucher anpassen könnte. Durch eine Elektrizitätsspeicherung selbst ist keine Einsparung von elektrischer Energie möglich. Bei einer Bilanzierung über das Gesamtsystem zeigt sich jedoch, daß sich bei geeigneten Randbedingungen der gesamte Energieaufwand für eine Einheit Nutzenergie reduzieren läßt.

Elektrizitätsspeichersysteme für diesen Einsatzzweck werden in der Elektrizitätswirtschaft primär im Hinblick auf ihre Möglichkeit, die mittleren Stromerzeugungskosten zu reduzieren, und damit anhand ihres Gesamtwirkungsgrades und der Systemkosten bewertet. Sowohl für Kostenbetrachtungen als auch für die Beurteilung der Chancen und Risiken großer Systeme muß jedoch berücksichtigt werden, daß die Technologie noch relativ jung ist. Realisierte Anlagen verfügen über Speicherinhalte von maximal einigen Megajoule und Leistungen von bis zu 10 MVA. Für physikalische Experimente wurden zwar schon größere Einzelspulen gefertigt (bis zu einigen hundert Megajoule Energieinhalt), diese sind aber nicht auf einen Einsatz als Energiespeicher ausgelegt. Darum bleiben viele Angaben für größere Systeme mit großen Unsicherheiten behaftet oder spekulativ.

Im Hinblick auf den Einsatz in der Spitzenlastdeckung ist die Wirtschaftlichkeit eines Speichersystems zu vergleichen mit der von Primärerzeugern (Gasturbinen, Verbrennungsmotoren, zukünftig vielleicht auch Brennstoffzellen), von Speichersystemen sowie anderen EVU-Maßnahmen zur Steuerung des Leistungsbedarfs wie Lastmanagement oder Demand-Side-Management-Aktivitäten. Es zeigte sich, daß SMES für die Spitzenlastdeckung über den gesamten plausiblen Ausnutzungsdauerbereich die teuerste Technologie ist. Selbst unter aus Sicht der Autoren äußerst optimistischen Annahmen wird SMES in der Spitzenlastdeckung teurer als konventionelle Gasturbinen, Pumpspeicher oder Druckluftspeicher bleiben. Größere SMES-Anlagen werden unter den derzeitigen Rahmenbedingungen also nur dann Anwendung finden können, wenn es gelingt, Speicherspulen zu deutlich geringeren Kosten als heute absehbar zu fertigen oder wenn aus ökologischen oder anderen Gründen Primärerzeuger bzw. andere Speichersysteme nicht einsetzbar sind. Zudem verfügen einige der konventionellen Techniken noch über beträchtliches Entwicklungspotential, welches kompetitive Vorteile von SMES eventuell reduziert; weitere mutmaßliche technische Vorteile von großen SMES gegenüber anderen Speichersystemen stoßen häufig nicht auf einen entsprechenden Bedarf seitens der Elektrizitätswirtschaft.

Unter Status-Quo-Bedingungen (Dominanz der großtechnischen Stromerzeugung, gegenwärtige Zusammensetzung des Kraftwerksparks mit hohem Anteil fossiler Brennstoffe in der Grund- und Mittellast, nur noch begrenztes Ausbaupotential für Laufwasserkraftwerke, de-facto-Moratorium bei der Kernenergie) ist der Einsatz von Tagesspeichern für die EVU nur dann betriebswirtschaftlich lukrativ, wenn diese zu sehr geringen Jahreskosten (und folglich geringen Investitions- und Betriebskosten) betreibbar wären. Diese Kostengrenze wird schon durch die heute großtechnisch verfügbaren Speichertechnologien derzeit in der Regel nicht erreicht. Eine Reduktion dieser beim Einsatz von SMES-Systemen entstehenden Kosten auf das unter heutigen Bedingungen erforderliche Niveau ist derzeit nicht wahrscheinlich.

Zu berücksichtigen ist bei den Überlegungen zum Einsatz großer Speicher außerdem, daß die hydraulischen und nuklearen Kapazitäten schon heute mit relativ hohen jährlichen Ausnutzungsdauern betrieben werden. Ein Speichereinsatz würde ihre Ausnutzungsdauer nur noch geringfügig erhöhen können. Bei einem ausgedehnten Speichereinsatz würde der Hauptanteil der im Nachttal dem Speicher anzubietenden Elektrizität durch die (hauptsächlich mit Steinkohle gefeuerten) Mittellastkraftwerke bereitzustellen sein. Abgelöst werden durch den Speichereinsatz primär gas- und ölbetriebene Spitzenlastkraftwerke. Eine Substitution von Erdgas in der Spitzenlast durch Mittellast-Steinkohle ist unter der Annahme heutiger Preise und in Kenntnis der gegenwärtigen Prognosen der Preisentwicklung nicht nur wirtschaftlich nicht sinnvoll. Auch würden die Emissionen von klimarelevanten Gasen und anderen Schadgasen der Energieversorgung dadurch eher steigen.

Ungeklärt ist nach Auffassung der Autoren desweiteren, ob sich die Magnete für Großspeicher überhaupt bauen lassen. Solenoide der diskutierten Größenordnung (mehrere hundert Meter Durchmesser) wie auch einige Toroidkonzepte (Durchmesser der aufrecht stehenden Einzelspulen ca. 40 m) werfen Probleme nicht nur wegen ihrer Baugröße, sondern vor allem wegen der hohen technischen Komplexität dieser Systeme auf. Da viele notwendige Einzelkomponenten aufgrund ihrer Größe nicht mehr transportiert werden können, würde eine umfangreiche Vor-Ort-Fertigung notwendig werden. Hinzu kommt, daß sich das Spulensystem nur am Standort (und bei Solenoiden auch nur nach weitgehender Fertigstellung der Gesamtanlage) testen ließe, was eine ausgedehnte Infrastruktur voraussetzt. Neben diesen eher grundsätzlichen Problemen bedürfen auch noch viele wichtige technische Detailfragen einer Klärung. Hierzu sind noch umfangreiche - vor allem praktische - Forschungsarbeiten zu leisten, bevor eine genauere Beurteilung wesentlicher technischer und wirtschaftlicher Parameter möglich ist.

Zudem wird es systembedingt für viele Anwender kein SMES-System "von der Stange" und damit kaum wesentliche Kostenreduktionen aufgrund von Lernkurveneffekten geben. Weitere mutmaßliche technische Vorteile von großen SMES gegenüber anderen Speichersystemen stoßen häufig nicht auf einen entsprechenden Bedarf seitens der Elektrizitätswirtschaft. Zusammenfassend wird festgestellt, daß kurz- und mittelfristig für die Bundesrepublik Deutschland ein Bedarf für die Entwicklung großer SMES als Tagesspeicher nicht erkennbar sei. Zwar könnte langfristig - unter der Voraussetzung starker Veränderungen in den Organisationsstrukturen der Elektrizitätswirtschaft und in der Zusammensetzung des Kraftwerksparks - verstärkter Bedarf an Speichertechnologien entstehen. Der gegenwärtige Stand der Technik zeige allerdings für den Tagesspeichereinsatz keine eindeutige technische oder wirtschaftliche Überlegenheit von SMES gegenüber anderen konventionellen Speichertechniken.

Neben dem Einsatz von SMES als Großspeicher wird ein zweiter zentraler Einsatzbereich von SMES-Anlagen diskutiert: die Speicherung von elektrischer Energie zur sofortigen Bereitstellung oder Aufnahme elektrischer Leistung im Bedarfsfall sowie die periodische Leistungsbereitstellung mit einer Periodendauer im Sekundenbereich. Hierzu ist gefordert, sehr schnell hohe elektrische Leistungen abgeben oder aufnehmen zu können. Da die meisten Anwendungen dieses lediglich für kurze Dauer erfordern, werden oft nur geringe Energiemengen benötigt (großes P/E-Verhältnis). SMES hat bei vielen dieser Anwendungen, die wir im folgenden dynamische Anwendungen nennen wollen, deutliche technische Vorteile gegenüber den konventionellen Alternativen. Dies ist insbesondere auf die sehr guten dynamischen Eigenschaften von SMES-Anlagen (schnelle Zugriffszeit, hohe Zyklenfestigkeit, unkritische Tiefentladung) zurückzuführen. Für dynamische Anwendungen sind die Gesamtwirkungsgrade in der Regel von untergeordneter Bedeutung, im Vordergrund steht die technische Funktionalität des Systems.

Eine Beurteilung des "Wertes" einer Technologie für solche Einsatzbereiche ist schwierig und häufig sehr subjektiv. So fehlen bislang verläßliche und akzeptierte Methodiken und Instrumente zur Quantifizierung und Berücksichtigung der durch Lastveränderungen bei Kraftwerken verursachten dynamischen Kosten. Gleiches gilt für die Reservehaltung oder die Versorgungsqualität. Einer sicheren und qualitativ hochwertigen Stromversorgung wird sowohl seitens der EVU als auch seitens der Verbraucher ein hoher Stellenwert beigemessen, wobei die tatsächlich technisch notwendigen Qualitätserfordernisse der Verbraucher recht unterschiedlich sind. Aus physikalischen wie auch aus infrastrukturellen und wirtschaftlichen Gründen sind zumindest auf den höheren Netzebenen keine unterschiedlichen Qualitätsstandards denkbar. Die Betriebsmittel sind technisch auf ein hohes Qualitäts- und Zuverlässigkeitsniveau ausgelegt, die notwendigen Kosten dafür werden durch die Verbraucher getragen.

SMES-Anlagen kleine(re)n Energieinhaltes und vergleichsweise großer Leistung bieten im Bereich der dynamischen Anwendungen eine Reihe attraktiver Möglichkeiten. So sind von den Autoren untersucht worden:

- Primärregelreserve (Frequenz-Wirkleistungs-Regelung)

- Dämpfung von Netzpendelungen

- Gewährleistung einer unterbrechungsfreien Stromversorgung (USV)

- Pufferung von Stoßlasten

- Anwendungen in der Bahnstromversorgung sowie

- mobile Anwendungen.

Es konnte gezeigt werden, daß in einigen dieser Anwendungsbereiche SMES durchaus wettbewerbsfähig mit anderen konventionellen Maßnahmen bzw. alternativen Speichertechniken sein kann. Allerdings sind globale Aussagen dazu nicht möglich, vielmehr bedarf es in der Regel einer standort-, anwender- und anwendungsspezifischen Untersuchung.

Problematik elektromagnetische Felder

Durch SMES-Anlagen entstehen elektromagnetische Felder, die auf sich im Umfeld befindende lebende Organismen und technische Systeme einwirken. Biologische Wirkungen elektromagnetischer Felder sind von zentraler Bedeutung für die Beurteilung der Umweltverträglichkeit von SMES und die Akzeptanz solcher Systeme in der Bevölkerung.

Empirie und Theorie der biologischen Wirkungen elektromagnetischer Felder sind zur Zeit in vielen wesentlichen Punkten mit großen Ungewißheiten behaftet. Deshalb kann auch die Bewertung der Gesundheitsfolgen von biologischen Wirkungen oft nur mit Ungewißheit vorgenommen werden. Auch die für die Bundesrepublik relevanten Grenzwerte reproduzieren diese Ungewißheiten; allerdings werden Ungewißheiten zum Teil durch vorsorglich ergriffene Sicherheitsmaßnahmen aufgefangen. Die aktuellen Grenzwerte im Bereich der in der SMES-Anlage Tätigen werden durch die betrachteten Felder von Solenoid-Anlagen um Größenordnungen überschritten. Dies könnte für den Bau der Anlage juristisch relevant sein. Auch gesellschaftlich ist die Risikoproblematik umstritten. So stehen Forderungen nach wesentlich niedrigeren (als den gültigen) Grenzwerten andere - von ökonomischen Erwägungen diktierte - Tendenzen gegenüber, nämlich sich in Grenzwerten im wesentlichen nur an wohlbestätigten Wirkungen zu orientieren. Aus all dem leiten die Autoren die folgende Empfehlung ab: Erstens aufgrund vieler wissenschaftlich und gesellschaftlich ungeklärter Fragen, zweitens auch in Einklang mit allgemeinen Vorsorgeprinzipien, wie sie in relevanten Richtlinien ausgesprochen werden, und drittens schließlich wegen der erwähnten Grenzwert-Überschreitungen sollten Feldexpositionen durch die SMES-Felder so klein wie möglich gehalten werden. Dies bedeutet: Bereits beim Entwurf und beim eventuellen Bau von großen SMES-Anlagen sollte auf Spulenformen mit geringen äußeren Feldern, wie beispielsweise Toroid-Spulen, zurückgegriffen werden.

Große SMES-Anlagen als Zukunftstechno
logie?

Elektrizitätsspeichersysteme für die Spitzenlastdeckung sind derzeit nur in Ausnahmefällen wirtschaftlich attraktiv. Dies könnte sich ändern, wenn sie zu wesentlich geringeren Kosten realisierbar sind oder sich die wirtschaftlichen, organisatorischen oder gesellschaftlichen Rahmenbedingungen der Elektrizitätswirtschaft ändern. Einige denkbare Beispiele wären:

1. In konventionellen Spitzenlastkraftwerken (und auch in den für diesen Einsatzzweck für die Zukunft vorgeschlagenen Brennstoffzellen) werden hauptsächlich hochwertige fossile Brennstoffe (Erdgas, Erdölprodukte) eingesetzt. Sollten diese sich wesentlich verteuern oder ihr Einsatz aus anderen Gründen (z.B. Emissionen) nicht mehr opportun erscheinen, könnten Spitzenlastkraftwerke durch Speichersysteme ersetzt werden. Längerfristig würde ein solches Szenario einhergehen mit einem verstärkten Ausbau von Grundlastkraftwerken mit niedrigen spezifischen Stromgestehungskosten. Wenn diese auf Kohlebasis arbeiten, so ist in der Emissionsbilanz zumindest keine Entlastung zu erwarten. Ob in Zukunft wieder Kernkraftwerke errichtet werden, wird kontrovers diskutiert und unterliegt derzeit der gesellschaftlichen Konsensfindung.

2. Verschiedene derzeit im politischen Raum diskutierte Überlegungen zur wettbewerbsnäheren Gestaltung der Stromversorgung hätten tiefe Eingriffe in die Organisationsstruktur der Elektrizitätswirtschaft zur Folge, sie würden die für das neue System zentrale - in der deutschen Elektrizitätsversorgung nicht bekannte - Figur des Netzbetreibers hervorbringen. Dieser ist für die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit in seinem Gebiet - und damit auch für die Spannungshaltung und den Lastausgleich - sowie für den Netzausbau verantwortlich.

Für den Netzbetreiber böten sich mehrere Möglichkeiten, den Regelungsaufgaben in seinem Teilnetz zu entsprechen. Neben vertraglichen Regelungen mit den Betreibern der einspeisenden Kraftwerke oder dem Vorhalten der Regelreserve ausschließlich in eigenen Kraftwerken könnte der Netzbetreiber die Regelungsaufgaben mittels eigener Speicher, die er je nach Angebot zu Poolpreisen füllen kann und die für Lastausgleich, Spannungshaltung, Reservebereitstellung etc. zur Verfügung stehen und dementsprechend auszulegen wären, realisieren.

3. Bei verstärkter Einspeisung intermittierender regenerativer Energiequellen in der Zukunft werden neue Anwendungsfelder für Energiespeicher eröffnet. Das Problem der Langzeitspeicherung wird mit SMES aufgrund des hohen Hilfsenergieverbrauchs wirtschaftlich nicht befriedigend gelöst werden können, besonders bei umfangreicher photovoltaischer (PV) Stromerzeugung entsteht aber Speicherbedarf im Kurzzeitbereich. Auch an Tagen mit guter Witterung sind plötzliche Einbrüche der PV-Leistung nicht auszuschließen. Eine solche Situation stellt bei höheren Einspeiseanteilen große Anforderungen an die Regelbarkeit der konventionellen Kraftwerke. Hier könnte der Einsatz schneller Elektrizitätsspeicher geboten sein und - abgesehen von den bekannten wirtschaftlichen Problemen - ihre Verfügbarkeit möglicherweise ein verstärktes Eindringen von Regenerativen in den Markt der Stromerzeugung erst ermöglichen.

4. Nukleare Erzeugungsanlagen erfordern eine stabile Betriebssituation und sind schlecht oder gar nicht geeignet, Lastschwankungen zu folgen. Sollten in ferner Zukunft die Vorstellungen einer nuklearen Energieversorgung - sei es Fission oder Fusion - verwirklicht werden, so würde eine darauf basierende Struktur größere und vergleichsweise schnelle Speicher erforderlich machen.

Die in der Reihe "Wissenschaftliche Berichte" des Forschungszentrums Karlsruhe mit der Nr. 5575 erschienene Studie kann bezogen werden über:

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