Was ist die beste Strategie, wenn man einzeln zu schwach ist? Man tut sich zusammen, das könnte helfen. Dazu rät etwa Eric Cutter, führender Analyst bei Energy und Environmental Economics in San Francisco bezüglich Photovoltaik und Speichertechnologien. „Beide sind immer noch relativ kostspielig. In Kombination jedoch sinken die Kosten“, sagt er. Auf der Intersolar USA, die im Juli in San Francisco stattfand, zeigte sich, dass einige Unternehmen diesen Vorschlag beherzigt haben. Die Projekte, die sie dort vorstellten, zeigten, dass bei der Planungvon Solar-Großprojekten die Energiespeicherung durchaus schon von Bedeutung ist. „Speichertechnologie sollte als Chance und nicht als Last betrachtet werden“, sagt auch William Richardson, Leiter der Forschung und Entwicklung bei der Solon Corp. U.S. in Tucson, einer Tochtergesellschaft des Berliner Unternehmens Solon.
Man liest immer wieder, dass Speicher relativ viel kosten. Doch diese Aussage greift zu kurz. Es gibt einfach noch zu wenig Erfahrung. „Die Speichertechnologie hat sich größtenteils noch nichtbewährt, weshalb die Kosten auch noch nicht bekannt sind“, klagt ein Solarmanager. Genauer: Bei der Kosten-Nutzen-Rechnung schwimmen die Experten. „Bisher gab es kein Mittel, den Wert der Energiespeicherung in einem System zu bestimmen“, so Janice Lin, Leiterin und Mitbegründerin der in Berkeley ansässigen California Energy Storage Alliance. Das führt zu eher vagen Aussagen. „Wir vermuten, dass die Kosten bei den größten Projekten am niedrigsten sein werden“, prognostiziert etwa Obadiah Bartholomy, Projektmanager beim Sacramento Municipal Utility District, einem großen Versorger, der sich in öffentlichem Besitz befindet. Und: Unabhängig von den relativen Kosten der Speichertechnologie sei die Energiespeicherung ein Muss, wenn das Land sein Entkarbonisierungsziel einhalten wolle.
Jetzt untersuchen laut Lin immer mehr US-Stromversorger, wie Speicher helfen können, die Frequenz in Stromnetzen zu stabilisieren. Das würde nämlich auch Kosten senken. Dabei werde ihnen klarer, dass eine neue Energiespeicheranlage eine Alternative zur Erweiterung von Kondensatorblöcken in Umspannwerken sein könne, eventuell sogar zu einer neuen Energieübertragungsleitung. Das liegt auch daran, dass die Unternehmen mit Speichersystemen Engpässe ausgleichen können, die durch die Fluktuation der erneuerbaren Energien entstehen, was bei den US-Stromversorgern ein wachsendes Problem sei, bemerkt Tom Stepien, CEO des Speichertechnologie-Unternehmens Primus Power in Hayward in Kalifornien.
Tests in Tucson
Obwohl die großen Projekte sich am Ende wohl eher rentieren als die kleinen, werden die Speicher dort vermutlich nicht als Erstes eingesetzt werden. Einen Schub könnten nämlich die Verbraucher geben, die den Markt durchaus mitbestimmen. „Verbraucheranwendungen werden wohl zu den ersten Bereichen gehören, in denen die Speicherung Fuß fasst“, sagt Lin voraus.
Sei es für den Wohnbereich, sei es für große Solarkraftwerke, für Speichertechnologien wird es mit großer Wahrscheinlichkeit in Zukunft mehr Nischenlösungen geben, wobei die Kosten für jede Nische unterschiedlich hoch sind. „Alle Anwendungsmöglichkeiten der Speichertechnologie haben unterschiedliche Kosten“, sagt Solon-Experte Richardson. „Vor Kurzem haben die Sandia National Laboratories in einem Bericht sogar 17 Pluspunkte benannt, die Speicher in verschiedenen Anwendungen haben.“ Um die Kosten der verschiedenen Speicherlösungen abzuschätzen, hat sich Solon mit dem Arizona Research Institute for Solar Energy und dem örtlichen Stromversorger Tucson Electric Power zusammengetan. Sie bauen in Tucson gemeinsam ein Versuchsgelände auf. Die Testanlage wird Solarenergie von einer 1,6-Megawatt-Solaranlage von Solonbeziehen und anfänglich mit einem von der Universität entwickelten Versuchs-Druckluftspeicherkraftwerk mit oberirdischen Speichertanks arbeiten. Für diesen Herbst ist ein Versuch mit einer Lithium-Ionen-Batterie geplant. Im nächsten Jahr sollen zwei weitere Speichertechnologien zum Zuge kommen, erklärt Richardson.
Ein anderes Unternehmen, das die Entwicklung der Speicher vorantreibt, ist Xtreme Power im texanischen Austin. Eine der Batterien von Xtreme ist eine Zwölf-Volt-Trockenbatterie mit einer Kapazität von einer Kilowattstunde. „Dieses System bietet eine Speichereffizienz von bis zu 99 Prozent“, sagt CEO Carlos Coe, weil die Batterie einen extrem niedrigen Innenwiderstand habe. Xtreme hat bereits kleinere Speichersysteme für Mikronetze installiert. Auf Hawaii kaufte die Kaua’i Island Utility Cooperative im Januar ein für Großkraftwerke geeignetes 1,5-Megawatt-Speichersystem von Xtreme Power, das im Umspannwerk Koloa die Fluktuationen eines Drei-Megawatt-Photovoltaikkraftwerks ausgleichen soll. Das Projekt soll im dritten Quartal 2011 abgeschlossen sein. Für Xtreme ist es der erste Großanlagen-Verkauf seines Batteriesystems „Power Cell“. „Die Kosten lagen bei einem Drittel der Kosten für eine neue Übertragungsleitung“, behauptet Coe.
Auch Lithium-Ionen-Batterien finden bereits in großem Maßstab Anwendung, beispielsweise in einem Großanlagen-Projekt des Energieversorgers Southern California Edison. Das Projekt umfasst zwei große Einheiten zum Speichern von Windenergie im kalifornischen Tehachapi. Unter anderem mit Unterstützung des US-Energieministeriums werden die Batterien von A123 Systems aus Waltham, Massachusetts, geliefert.
Primus Power startete bereits 2009 ein Projekt mit einer Redox-Flow-Zelle für Modesto Irrigation District in Kalifornien mit einem Zuschuss des Energieministeriums in Höhe von 14 Millionen US-Dollar. Das Primus-Projekt war Teil eines 47-Millionen-Dollar-Projekts des Energieministeriums zum Bau eines 25-Megawatt-Speichersystems. Im vergangenen Jahr erhielt Primus von der Advanced Research Projects Agency des Energieministeriums außerdem Unterstützung für die Entwicklung einer langlebigen Elektrode für Flussbatterien zum Speichern von Solarenergie.Der Energieversorger SMUD (Sacramento Municipal Utility District) führt sogar gleichzeitig Tests mit mehreren Speichervarianten durch, ebenfalls gefördert vom Energieministerium. Das Unternehmen baut Lithium-Ionen-Batterien des französischen Herstellers Saft als Speicher für Solaranlagen in einem Wohngebiet ein, sowohl in einzelnen Haushalten als auch in Umspannwerken. Unabhängig davon testet SMUD Lithium-Ionen-Batterien von A123 und Zink-Brom-Flussbatterien von Plexos Solutions im kalifornischen Roseville. Abgesehen von den Batterieversuchen führt SMUD Tests mit einem Pumpspeicherwerk auf dem American River imRahmen eines 700-Millionen-Dollar-Projekts durch, das 400 Megawatt Leistung über zehn Stunden Versorgungsdauer liefern soll. Schließlich testet der Versorger noch eine Druckluftanlage im Windpark in Solano.
Zögerliche Finanzierung
Die Speicherhersteller leiden auch in den USA unter einem der typischen Probleme, die viele neue Technologien haben. Banken sind selten dazu bereit, große Projekte damit günstig zu finanzieren. „Es hat Jahre gedauert, um die Banken auf diese Technologie einzustimmen“, sagt auch Xtreme-Chef Coe. In der Zwischenzeit habe immerhin sein Unternehmen einige Investoren hinter sich, darunter Sail Venture Partners, Bessemer Venture Partners, Dow Chemical Company, Fluor Corp., BP Alternative Energy, Dominion Resources, Posco ICT und Skylake & Co.
Neue Unternehmen sind oft als Risikokapitalgeber aktiv, um Speichertechnologien zu erproben. Primus etwa hat im Januar elf Millionen US-Dollar an Risikokapital für seine Flussbatterien zusammengebracht, unter anderem von I2BF Global Ventures und DBL Investors, einer Abteilung von J.P. Morgan. FrühereInvestoren waren Kleiner, Perkins, Caufield & Byers und Chrysalix.
Die knappe Finanzierung wird in Zukunft vielleicht die Politik ausgleichen, denn ein neues Gesetz treibt in Kalifornien den Markt für Speichertechnologien voran: AB 2514, verabschiedet im September letzten Jahres. Danach soll eine Kommission mit dem Namen Public Utilities Commission bis zum nächsten März ein Verfahren einleiten, um Ziele für 2015 und 2020 aufzustellen, in welchem Umfang private Stromversorger „brauchbare und kostengünstige“ Energiespeichersysteme anschaffen sollten.
Der Senat Kaliforniens behandelt bereits das Nachfolgegesetz AB 1150, das die Zuschüsse für Speicheranlagen und Solaranlagen miteinander verknüpft. Solchen Kombinationsprojekten erschließen sich dann mehr Programme, mit denen sie staatliche Unterstützung bekommen können. Eine Verknüpfung der Speichertechnologie mit der Stromerzeugung ist vielleicht auch für die Gesetzgebung auf US-Bundesebene nicht mehr weit. „Bei der FERC (Federal Energy Regulatory Commission) war kürzlich bereits ein Rumpeln zu vernehmen“, bemerkt Lin von der California Energy Storage Alliance.
