Autoren: Bernhard Suter, Jörg Hofstetter, 2025
Version: 17.3.2025
Was ist ein Stromspeicher?
Die wohl bekanntesten Stromspeicher sind Batterien, welche heute auch in Form von Batterie-Speicherkraftwerken im Stromnetz eingesetzt werden.
Nicht alle Stromspeicher funktionieren nach dem Prinzip einer aufladbaren Batterie, welche mit Strom aufgeladen wird und später diesen Strom – minus Verluste – wieder abgeben kann. Als Stromspeicher dienen auch Kraftwerke die über ein grosses lokales Reservoir an Energie verfügen und diese je nach Bedarf später abgeben können. So wird zum Beispiel der See eines Speicher-Wasserkraftwerkes über den Sommer aus Niederschlägen gefüllt und diese gesammelte Wassermasse kann dann z.B. über den Winter zur Stromproduktion eingesetzt werden.
In diesem Sinne sind auch Kohlehalden, Diesel- oder Gastanks in Thermischen Kraftwerken oder Uran in den Brennstäben von AKWs eine Form von Speicher. Diese gelten jedoch nur als CO2-neutral, wenn über den vollen Betriebszyklus des Speichers kein zusätzliches CO2 in die Atmosphäre abgegeben wird, beziehungsweise als Erneuerbar wenn der Energieträger in einer Kreislaufwirtschaft regeneriert werden kann.
Ausdauer und Zeithorizont
Je nach Verwendungszweck habe Stromspeicher sehr unterschiedliche Eigenschaften:
| Type | Verwendungszweck | Dauer | Anzahl Zyklen |
|---|---|---|---|
| “Sprint” Kurzzeit-Speicher | – Netzstabilisierung – Ausgleich von Tages-Lastzyklen (Nacht→Tag, Mittag→Abend) – Backup für Kurzfristige Ausfälle | Stunden | Mehrmals täglich d.h. 300-700 pro Jahr |
| “Marathon” Langzeit bis saisonaler Speicher | – Abdecken von saisonalem Ungleichgewicht (z.B. Sommer→Winter) – Backup für ausgedehnte Mangellagen | Wochen bis Monate | 1-10 pro Jahr |
Eine wichtige Kennzahl eines Stromspeichers ist die Dauer, die technisch definiert ist als das Verhältnis Speicherkapazität zu Anschlussleistung. Oder in anderen Worten: wie lange könnte ein Speicher mit voller Leistung betrieben werden, bist dieser Leer ist?
Die Speicherkapazität, z.B. gemessen in kWh (Kilowattstunden), beschreibt wie viel Energie maximal zur gleichen Zeit gespeichert werden kann, während die Anschlussleistung, gemessen in kW (Kilowatt), die maximale Leistung beschreibt, welche der Speicher zu einem gegebenen Zeitpunkt abgeben oder aufnehmen kann.
Zur Illustration, eine Kilowattstunde Energie reicht ungefähr aus um 30 Sekunden warm zu duschen, eine helle LED Lampe ca. 100 Stunden lang brennen zu lassen oder mit einem Elektroauto im Durchschnittsbetrieb ca. 5km weit zu fahren.
Die wohl bekanntesten Stromspeicher sind Batterien, welche heute auch in Form von Batterie-Speicherkraftwerken im Stromnetz eingesetzt werden. Diese Batteriekraftwerke habe in der Regel eine Dauer von ca. 1-4 Stunden, dienen also vor allem zur kurzfristigen Stabilisierung des Stromnetzes oder zum Speichern von Solarstrom am Mittag für den Verbrauch am Abend. Solche Speicher können pro Tag 1-2 mal eingesetzt werden womit die Kosten pro Jahr über 300-700 Nutzungszyklen amortisiert werden können.
Unser Fokus hier ist auf die Anforderungen an langfristigen oder saisonalem Speicher. Dieser wird pro Jahr nur für einen Zyklus gebraucht, wobei die Lade und Entladezeit sich über Tage bis Monate erstrecken kann. Wir suchen also nach Speichertechnologien welche bei vergleichbaren Kosten hundert bis tausend mal grösser sein können als die heutigen Kurzzeitspeicher.
Kostenfaktoren eines Speichers
Die Stromgestehungskosten eines Speicherkraftwerkes können wir berechnen indem wir z.B. die jährlichen Gesamtkosten durch die ins Stromnetz eingespiesene Energie teilen:
Die Kapitalkosten sind die jährliche Amortisations der Investitionskosten über die Lebensdauer der Anlage. Betriebskosten sind zusätzlich anfallende fixe und variable Kosten für den Betrieb und Unterhalt der Anlagen. Ladekosten sind primär die Kosten für die Energie welche zum Aufladen des Speichers eingesetzt werden muss.
Die hauptsächlichen Kostentreiber für einen saisonalen Speicher sind in der Regel:
- Investitionskosten für das Speichermedium in Fr. pro kWh Speicherkapazität (Speicher-Komponente).
- Investitionskosten für die Anlagen zur Energieumwandlung (Transformatoren, Turbinen, Generatoren, Wechselrichter usw.) zum Laden und Entladen des Speichers in Fr. pro kW Anschlussleistung (Leistungs-Komponente).
- Lebensdauer und Amortisationszeit der verschiedenen Anlagen.
- Die Wirkungsgrade beim Laden und Entladen des Speichers, die entscheiden wie viel mehr Energie beim Laden eingekauft werden muss als am Ende beim Entladen wieder abgegeben werden kann.
- Die Anzahl Betriebszyklen des Speichers die entscheiden, wie oft der Speicher pro Jahr eingesetzt werden kann.
- Der maximale Energie, welche ein Speichersystem pro Jahr produzieren, kann ist das Produkt von Speicherkapazität mal Anzahl Zyklen
Da ein saisonaler Speicher pro Jahr nur einmal pro Jahr eingesetzt werden kann – z.B. um Strom vom Sommer für den Winter zu speichern – muss dieser im Vergleich zu einem kurzfristigen Tagesspeicher für die gleiche Jahresproduktion ca. hunderte bis tausend mal grösser sein, beziehungsweise die Einheitskosten für das Speichermedium müssten hunderte bis tausend mal kleiner sein.
Speichermedien im Vergleich
Saisonale Speicher haben eine Dauer im Bereich von hunderten bis tausenden Stunden, d.H ein sehr grosses Verhältnis von (grosser) Speicherkapazität zu (kleiner) Anschlussleistung.
Auf der Suche nach geeigneten Technologie-Kandidaten für saisonale Speicher fokussieren wir daher vor allem auf die Investitionskosten für das Speichermedium. Das heist wenn möglich nur die Kosten für den Kernspeicher und nicht für das ganze Speicherkraftwerk inklusive Lade- und Entlade-Infrastruktur oder Nebenanlagen (Balance of Plant).
Je nach Lebenserwartung können diese Kosten über mehrere Jahre amortisiert werden, z.B. über ca. 10-20 Jahre für Lithium-Ionen Batterien, 25-30 Jahre für Kraftwerksanlagen oder 80-100 Jahre für einen Stausee.
Alle Kostenschätzungen basieren auf dem heutigen Stand (siehe Exkurs zu Preisentwicklung), angegeben in Fr. mit Umrechnung von Euro oder USD als 1:1.
Falls nicht anders erwähnt, so dient als Quelle für die Kostenschätzungen der Technologie Katalog der Dänischen Energieagentur.
Exkurs: Preisentwicklung (Inflation vs. Wright’s Law)
Alle hier enthaltenen Kostenschätzungen basieren so gut wie möglich auf heutigen Preisen. Dies ist jedoch nicht relevant für Anlagen die bereits vor Jahrzehnten gebaut wurden (wie viele Wasserkraftwerke in der Schweiz) oder vielleicht erst in Jahrzehnten gebaut werden sollten.
Während die Preise für etablierte Produkte, Materialien oder Dienstleistungen mit der Zeit mit der Teuerung (Inflation) eher steigen, haben vor allem neuere Technologien und Produkte mit stark steigenden Produktionszahlen ein Potential zu starken Preissenkungen.
Für industriell hergestellte Massenprodukte besagt Wright’s Law, dass mit jeder Verdoppelung der kumulierten Produktionsmenge die Kosten um einen konstanten Faktor sinken.
Das Resultat ist eine Kurve von exponentieller Abnahme (Quelle): 
Eindrückliche Beispiele von Wright’s Law im Energiebereich sind z.B. die Preisentwicklung von Solarzellen oder Lithium-ion Batterien, welche über die letzten Jahre mit einem Faktor von ca. 20% pro Verdoppelung der Produktionsmenge gesunken sind.
Das Potential für Preissenkungen ist besonders gross für standardisierte, modulare Produkte, die industriell Massenproduziert werden und wo etablierte Technologien ohne weiteres durch neuere, effizientere Technologien abgelöst werden können.
Da wir eher zu einer linearen Extrapolation neigen, neigen wir oft dazu, das exponentielle Wachstum zu unterschätzen und den exponentiellen Rückgang zu überschätzen.
Wenn die Preise von bestimmten Komponenten an einem Gesamtsystem stark sinken, dann sinkt auch deren Anteil an den Gesamtkosten – z.B. der Anteil von Solarzellen an den Kosten eines Solarkraftwerkes oder der Anteil von Li-ion Batteriezellen an den Kosten eines Batteriespeicherkraftwerkes wird tendenziell kleiner, weil der Preis von anderen Kostenfaktoren wie z.B. Stahlkonstruktionen oder Bodenmiete nicht im selben Masse abnimmt.
Die Vorhersage von Systemkosten für relative neue Technologien wie erneuerbare Stromspeicher ist also zu dieser Zeit noch sehr unsicher.
Lithium-Ionen Batterien
Wegen den stark wachsenden Produktionsvolumen von Li-ion Batteriezellen für die Automobilindustrie bewegen sich die Preise zur Zeit sehr stark. Die Schätzungen bewegen sich je nach Quelle und Region zwischen ca. 50 bis 150 Franken pro kWh und es ist zu erwarten, dass die Preise weiterhin stark fallen werden.
Die Speicher und Leistungskomponente von Li-ion Batteriezellen lassen sich nur sehr schwer unabhängig voneinander skalieren, da die elektrochemische Energieumwandlung direkt in der Zelle geschieht und für Anwendung im Automobilbereich sind vor allem schnellladefähige Zellen gefragt mit Dauer um die 15-20 Minuten bei einem Wirkungsgrade von über 90%. Die Integration von Batteriezellen in ein Batteriespeicherkraftwerk erfordern noch zusätzliche Leistungskomponenten wie Transformatoren, Wechselrichter, Gleichrichter und Lade/Entlade-Regelung.
Potential in der Schweiz
Batteriespeicher können grundsätzlich überall und in jeder Grösse gebaut werden, von einigen kWh Heimspeicher bis zu einigem MWh als regionales Speicherkraftwerk. Batteriespeicher sind schnell, effizient aber im Vergleich zu anderen Technologien teuer und eignen sich daher vor allem als kurzfristige Speicher über einige Stunden bis Tage sowie zur lokalen Stabilisierung des Stromnetzes oder als Alternative zu Netzausbau.
Speicher-Wasserkraft
Der Energiespeicher eines typischen Speicher Wasserkraftwerkes ist ein hochgelegener künstlicher See – typischerweise ein durch eine Staumauer überflutetes Hochtal. Dieses Reservoir wird im Jahreszyklus aus natürlichen Niederschlägen im Einzugsgebiet gefüllt. Das im Reservoir gespeicherte Wasser kann mehr oder weniger nach Bedarf zur Stromerzeugung genutzt werden. Speicher-Wasserkraftwerke können jedoch nur an geeigneten Orten gebaut werden.
Zusätzlich oder als Ersatz für Niederschläge und natürliche Zuflüsse in den Stausee, kann Wasser auch hochgepumpt werden.
Ein spezialisiertes Pumpspeicher Kraftwerk hat zwei künstliche Reservoirs mit einem Höhenunterschied zwischen denen das Wasser relative schnell hin und her bewegt werden kann: Pumpen zum Laden des Speichers, Turbinieren zum Entladen. Pumpspeicher Kraftwerke können grundsätzlich überall dort gebaut werden, wo zwei grosse künstliche Reservoirs mit einem gewissen Höhenunterschied gebaut werden können. Pumpspeicher Kraftwerke operieren jedoch wie Batteriespeicher im kurzfristigen Bereich zur Netzstabilisierung und dem Ausgleich von Lastspitzen.
Die heutigen Kosten für das Speichermedium (i.e. Staudamm und Speichersee, ohne Druckleitungen und Turbinen/Generatoren-Gruppen), sind schwer abzuschätzen, da die meisten Wasserkraftwerke in Europa vor Jahrzehnten gebaut wurden. Die geplante Erhöhung der Staumauern des Grimselsees sollte 240 GWh neue Speicherkapazität schaffen für ein Budget von 235 Mio Fr., das heisst also geschätzte Investitionskosten von ca. 1 Fr. pro kWh Speicherkapazität (Quelle). Der ebenfalls geplante neue Trift Staudamm mit einer Speicherkapazität von 215 GWh soll inklusive einem neuen Kraftwerk mit 80 MW Anschlussleistung für 452 Mio Fr. gebaut werden oder geschätzten Investitionskosten von ca. 2 Fr. pro kWh Speicherkapazität (Quelle).
Für langfristigen bis saisonalen Stromspeicher ist Speicherwasserkraft heute bei weitem die weltweit billigste und meistgebrauchte erneuerbare Speichertechnologie. Diese kann jedoch nur an wenigen, geographisch geeigneten Orten gebaut werden und hat einen grossen lokalen Einfluss auf die Natur und Landschaft.
Pumpspeicher waren bis vor kurzem die dominierende Technologie für kurzfristige Speicherkraftwerke. Diese Aufgaben wie Netzstabilisierung und Spitzenlastausgleich werden heute jedoch vermehrt von Batteriekraftwerken übernommen (Quelle)
Potential in der Schweiz
Die Schweiz hat heute schon eine saisonale Speicherkapazität von ca. 8.8 TWh in der Form von existierenden Speicher-Wasserkraftwerken – inklusive Pumpspeicher. Das natürliche Potential ist damit aber bis auf ein paar kleinere Projekte mehr oder weniger ausgeschöpft. An einem runden Tisch zwischen Vertretern der Energiewirtschaft und Umweltschutzverbänden sind 15 Projekte als prioritär identifiziert worden. Diese sind vor allem Erhöhungen bestehender Staumauern mit einer totalen zusätzlichen Speicherkapazität von ca. 2 TWh.
Die existierende Speicherkapazität beinhaltet auch mehrere grosse Pumpspeicher-Kraftwerke in den Alpen, inklusive der neuesten Generation wie die Kraftwerken Linth-Limmern oder Nant de Drance. Beide haben eine Anschlussleistung von je ca. 900 MW (900000 kW) und eine Speicherdauer von je ca. 24 Stunden. Der Gesamtwirkungsgrade für moderne Pumpspeicher-Kraftwerke beträgt ca. 70-80%.
Kavernen Gaslager
Brennbare Gase wie z.B. Methan (Erdgas) oder Wasserstoff können in geeigneten gasdichten geologische Formationen gespeichert werden. Dies sind zum Beispiel ausgelaugte Salinen oder poröse Gesteinsschichten (z.B. Grundwasser-Aquifere oder ausgebeutete Öl oder Erdgas Vorkommen).
Die saisonale Speicherung von Methan (Erdgas) basiert heute hauptsächlich auf solchen unterirdischen Kavernen. Weltweit gibt es erst wenige Lager für Wasserstoff in Salzkavernen, die schon seit Jahrzehnten in Betrieb sind (UK und Texas).
Es ist auch möglich dies Speicher mit erneuerbaren Gasen zu füllen. Siehe Details zu “Erneuerbare Brennstoffe”
Unter atmosphärischen Bedingungen hat Wasserstoff eine ca. 3 mal kleinere Energiedichte als Methan (Erdgas) und entweicht leicht durch kleine Poren, was die Anforderungen an geeignete Lagerstätten erhöht.
Wo die geologischen Voraussetzungen fehlen für natürliche Gaslager, können unterirdische Kavernen auch mit Bergbaulichen Techniken aus dem Fels gebrochen werden. Solchen LRC (Lined Rock Caverns) sind in der Regel kleiner und teurer als solche basierend auf Salinen, Aquifer oder Erdgas-Lagerstätten.
Gemäss Schätzungen der Dänischen Energiebehörde wären die heutigen Investitionskosten für ein ca. 5TWh Salzkavernen-Speicher für Erdgas ca. 250 Mio Fr. also ca. 5 Rp. pro kWh. Aufgrund der 3 mal kleineren Energiedichte und der höheren Anforderungen and die Anlagen wäre die Kosten für die Speicherung von Wasserstoff mindestens 3 mal so gross, also ca. 15-20 Rp. pro kWh an Speicherkapazität. Dieser Bericht zum Thema Wasserstoff-Speicher geht von Investitionskosten von ca. 30-80 Rp. pro kWh Speicherkapazität aus.
Mit geschätzten Kosten von 400 Mio Fr. für ein 1.5 TWh LRC Gaslager im Wallis wäre dies ca. 30 Rp. pro kWh an Speicherkapazität.
Wir können also sagen, dass je nach geologischen Voraussetzungen und Speicherinhalt die Investitionskosten pro kWh Speicherkapazität etwa im Bereich von 10 Rp bis 1 Fr. liegen.
Der Wirkungsgrade für die Umwandlung der Energie gespeichert in gasförmigen Brennstoffen in elektrische Energie ist ca 40-60%, je nach verwendeter Technologie. Den höchsten Wirkungsgrad erreichen Gas-Dampf Kombikraftwerke mit bis zu über 60%. Einfache Gasturbinen, wie sie z.B. in Reservekraftwerk Birr eingesetzt werden, erreichen nur einen Wirkungsgrad von ca. 40%. Für kleinere Anlagen können auch Gasmotoren eingesetzt werden mit einem Wirkungsgrad von bis zu 50%.
Die Investitionskosten für ein Gas-Dampf Kombikraftwerk sind ca. 1000 Fr. pro kW Anschlussleistung. (Quelle: DK Energieagentur).
Alternative Gaslager
Oberirdische Drucktanks
Im Gegensatz zu unterirdischen Gaslagern, welche geeignete geologische Formationen erfordern, sind oberirdische Gaslager in der Regel viel kleiner, können jedoch grundsätzlich überall gebaut werden. In den heutigen Gasnetzen werden oberirdische Speicher vor allem als kurzfristige, lokale Puffer-Speicher benutzt., wie z.B. die historischen Gaskessel oder Gasometer.
Flüssiggas Tanks
Methan (Erdgas) kann durch abkühlen auf -160C verflüssigt werden (LNG – Liquid Natural Gas). Wasserstoff kann durch abkühlen auf -253C verflüssigt werden. Durch verflüssigen steigt die Energiedichte pro Volumen um ca. 1000 mal, was die Lagerung und den Transport stark vereinfacht. Um die Verdampfungsverluste zu minimieren werden Flüssiggase in der Regel in grossen, isolierten Tanks gespeichert. Die Umwandlungen von Gas zu Flüssigkeit und zurück sind jedoch mit grossen zusätzlichen Kosten und Energieverlusten verbunden.
Ammoniak kann bereits bei -30C verflüssigt werden und wir heute als wichtiger Chemierohstoff bereits in grossen Mengen hergestellt, transportiert und gelagert.
Potential in der Schweiz
In der Schweiz gibt es zur Zeit keine unterirdischen Gaslager und auch keine bekannten geeigneten Formationen. Für die Gasversorgung im Winter mietet die Schweiz Lagerkapazität in Deutschland und Frankreich, wo geeignet Lagerstätten zu Genüge vorhanden sind.
Soweit sind in der Schweiz auch keine geeigneten geologischen Formationen bekannt, die sich im grossen Stil als Gaslager nutzen liessen. Projekte für kleinere lokale Gaslager basieren auf weniger effizienten Technolgien wie künstlichen Kavernen (LRC) oder Flüssiggas Lagern (Quelle).
Es gibt in der Schweiz einige Salzvorkommen, die sich eventuell zu kleineren Salzkavernenlagern ausbauen liessen (Quelle)
Tanklager für flüssige Brennstoffe
Brennstoff welche zu Normalbedingungen flüssig sind, können in der Regel in recht einfachen oberirdischen Tanklagern gespeichert werden. Aussichtsreiche Kandidaten für nachhaltige flüssige Energieträger sind z.B. aus Biomasse hergestellt Alkohole oder Öle (e.g. bio-/e- Methanol oder bio-Diesel).
Die gängigen flüssigen Brennstoffe haben eine sehr hohe Energiedichte, z.B. ca. 10 kWh pro Liter für Diesel oder ca. 5 kWh pro Liter für Methanol.
Die meisten grossen Tanklager wurden gebaut für die Lagerung von Ölprodukten: Heizöl, Diesel, Benzin oder Kerosin. Öle vermischen sich nicht mit Wasser, absorbieren daher wenig Luftfeuchtigkeit sind kaum korrosiv und haben einen relativ hohen Flammpunkt. Alkohole wie z.B. Methanol sind Wasserlöslich und erfordern daher bei der Lagerung zum Teil andere Ausrüstungen und Massnahmen.
Gemäss Schätzungen der International Energie Agentur sind die Investitionskosten für neue oberirdische Tanklager ca. zwischen 100-150 Fr. pro Kubikmeter, also im Bereich von 1-3 Rp. pro kWh (Diesel oder Methanol).
Die Lagerung von flüssigen oder festen Brennstoffen ist bei weitem die billigste Form von Langzeitspeicher. Um jedoch als erneuerbar zu gelten müssen die Brennstoffe aus nachwachsender Biomasse produziert werden oder mithilfe von erneuerbaren Energiequellen synthetisiert werden.
Leichte flüssige Brennstoffe können wie gasförmige Brennstoffe auch in effizienten Gasturbinen in Strom umgewandelt werden. Schweröle, oder fest Brennstoffe wie Kohle oder Holz erfordern in der Regel ein Dampfturbine mit Heizkessel, welche nur Wirkungsgrade von ca. 20-40% erreichen.
Potential in der Schweiz
Als Teil der Landesversorgung mit flüssigen Brenn- und Treibstoffen unterhält die Schweiz bereits ein Pflichtlager in der Grösse von 7 Milliarden Liter Speicherkapazität.
Flüssige Brennstoffe können auch sehr einfach transportiert und dezentral am Ort des Verbrauches gelagert werden, z.B. für den Betrieb von Notstromaggregaten oder Blockheizkraftwerken.
Exkurs: Erneuerbare Brennstoffe
Damit Lager für gasförmige oder flüssige Brennstoffe als CO2 neutraler saisonaler Speicher betrieben werden können müssen diese mit erneuerbar produzierten Energieträgern gefüllt werden.
Die etablierten industriellen Verfahren zur Herstellung von erneuerbaren Energieträgern beruhen entweder auf der Verarbeitung von Biomasse oder durch Synthese auf der Basis von aus Elektrolyse mit erneuerbarem Strom gewonnenem Wasserstoff.
Beispiele von heute in Industriellen Mengen hergestellten biogenen Brenn und Kraftstoffe sind zum Beispiel Holzpellet, Biogas, Bio-Diesel , Bio-Ethanol oder Bio-Methanol. Biogene Stoffe sind heute in der Regel billiger als die synthetischen Alternativen aber in der Regel immer noch teurer als die entsprechenden Petrochemischen Standardprodukte. Die Herstellung von biogenen Energieträgern kann jedoch nicht beliebig erhöht werden, da die nachwachsenden Rohstoffe beschränkt sind und deren Ausbau in der Regel zu Nutzungskonflikten mit Nahrungsgewinnung oder Naturschutz führt.
Synthetische Energieträger beruhen auf der Elektrolyse von grünem Wasserstoff welche sehr viel erneuerbare elektrische Energie benötigt.
Der einfachste Energieträger auf der Basis von Wasserstoff ist Wasserstoff selbst. Der offensichtliche Vorteil ist, dass keine weiteren aufwendigen Verarbeitungsschritte mehr nötig sind, der Nachteil ist dass Wasserstoff durch seine niedrige Energiedichte und hohe Flüchtigkeit schwierig zu speichern und zu transportieren ist.
Eine vielversprechende Alternative sind verschiedene synthetische Kohlenwasserstoffe wobei bei Normalbedingungen Methan das einfachste Gas ist und Methanol die einfachste Flüssigkeit. Von diesen Grundstoffen liessen sich grundsätzlich auch komplexere Kohlenwasserstoffe synthetisieren (z.B. Diesel oder Kerosin) mit entsprechend höheren Verlusten und Kosten. Der Nachteil an der Synthese von Kohlenwasserstoffen ist der Bedarf für Kohlenstoff aus erneuerbaren Quellen wie z.B. aus Biomasse (sieh Probleme mit biogenen Energieträgern) oder durch sehr teure Abscheidung aus Luft oder Wasser (DAC – Direct Air Capture).
Ein weiterer industrieller Grundstoff auf der Basis von Wasserstoff ist Ammoniak – eine Verbindung von Wasserstoff und in der Luft reichlich enthaltenem Stickstoff. Ammoniak ist jedoch ein Gefahrengut, was bei Transport und Lagerung in grossen Mengen hohe Sicherheitsrisiken mit sich bringt. Ausserdem entstehen bei der direkten Verbrennung schädliche Stickoxide.
Alternative Speichertechnologien
Neben den etablierten Speichertechnologien, welche weltweit schon im grossen Stil eingesetzt werden, gibt es immer wieder neue Ideen für potentielle Speichertechnologien. Hier sind einige der vielversprechenden Kandidaten, die mindestens schon in Prototypen oder Pilotanlagen getestet worden sind.
Luftdruck Kavernenspeicher
Eine alternative Nutzung von auch bei höherem Druck gasdichten unterirdischen Kavernen ist ein Luftdruckspeicher. Anstatt die Kavernen mit gasförmigen chemischen Energieträgern zu füllen (Methan bzw. Wasserstoff), können diese auch mit Druckluft gefüllt werden. Diese Druckluft kann beim Entladen durch eine Expansionsturbine wieder in Elektrizität umgewandelt werden. Da sich Luft beim Komprimieren erwärmt und beim Ausdehnen abkühlt ist der Wirkungsgrad des Speichers in der Praxis tiefer als 50%.
Metalloxyd Speicher
Die zyklische Reduktion und Oxidation von billigen und weitverbreiteten Metallen, wie z.B. Eisen oder Aluminium kann auch zur Speicherung von Wasserstoff eingesetzt werden. Es gibt bereits einige Stahlwerke welche Eisenerz mit Wasserstoff anstatt Kohle zu Eisen reduzieren. Beim gezielten oxidieren (”rosten”) von Eisen kann wieder Wasserstoff freigesetzt werden, wie z.B. mit diesem Prototyp eines Energiespeichers an der ETH Zürich demonstriert wurde. Eisenerz wir heute bereits in grossen Mengen abgebaut, transportiert und gelagert.
Wärmespeicher
Saisonale Wärmespeicher werden heute vor allem für Heizungszwecke eingesetzt, im grossen Stil vor allem für Heizungsverbunde und Fernwärmenetze und können dabei helfen Energieverbrauch vom Winter in den Sommer zu verschieben und dadurch den Stromverbrauch im Winter zu reduzieren. Diese sind aber im Sinne unseren Definition keine Stromspeicher, da aus der gespeicherten Energie in der Regel kein Strom gewonnen werden kann.
Hochtemperatur Wärmespeicher zum Beispiel mit Sand, Steinen oder Flüssigsalz als Speichermedium können über Dampfturbinen zur Stromerzeugung eingesetzt werden. Die existierenden Pilotprojekte dienen aber vor allem als Kurzzeitspeicher.
Ein Vorteil von Wärmespeichern ist, dass die Ladeinfrastruktur sehr einfach und billig sein kann , was sich zum absorbieren von auf wenige Stunden konzentrierten Überschüsse eignet, z.B. bei Solaranlagen.
Kostenvergleich und Wirtschaftlichkeit
Basierend auf den oben genannte Schätzungen und gerundet auf die nächste Zehnerpotenz kommen wir auf die folgenden Investitionskosten pro kWh Speicherkapazität für eine Auswahl an Speichertechnologien:
| Technologie | Investitionskosten Speicherkapazität (Fr. / kWh) |
|---|---|
| Li-ion Batterien | 100 (50-200) |
| Speicher-Wasserkraft | 1 (1-5) |
| Unterirdische Gaskavernen | 0.1 (0.01-1) |
| Flüssigstoff Tanklager | 0.01 (0.01-0.05) |
Tiefe Speicherkosten sind sicher eine zentrale Anforderung für saisonale Speicher und dafür können wir Kompromisse eingehen bei den Investitionskosten für die Energieumwandlung (Fr. / kW), dem Wirkungsgrad oder den Betriebskosten:
| Technologie | Investitionskosten Leistungsumwandlung (Fr. / kW) | Wirkungsgrad | Betriebskosten pro kWh Energiezufuhr |
|---|---|---|---|
| Li-ion Batterien | – | 95% | 0-7 Rp. Strompreis |
| Speicher Wasserkraft | – | 95%* | 1.2 Rp. Wasserzins |
| Gaskavernen für Wasserstoff (lokal produziert) | 2500 (Elektrolyseure + Kombikraftwerk) | ca. 33% | 0-7 Rp. Strompreis |
| Gaskaverne für Biogas oder Wasserstoff (importiert) | 1000 (Kombikraftwerk) | 50-60%* | 10-30 Rp. (1) |
| Tanklager Methanol (importiert) | 1000 (Kombikraftwerk) | 50-60%* | 5-15 Rp. (2) |
(*) Wirkungsgrade nur für Entladevorgang (Umwandlung von Speicher-Energie in Strom), ansonsten round-trip Wirkungsgrad.
(1) basierend auf 4-9 Fr. pro kg grünen Wasserstoff (Quelle)
(2) basierend auf 300-1000 Fr. pro t grünes Methanol (Quelle)
Die vielversprechendsten Kandidaten für saisonale Speicher müssen sehr hohe Mengen an billiger Speicherkapazität aufweisen können, eventuelle auf Kosten teurer und ineffizienter Energieumwandlung beim Laden/Entladen des Speichers. Diese Eigenschaften finden wir vor allem bei der Lagerung von chemischen Energieträgern.
Effiziente aber im Volumen teurere Speicher eignen sich vor allem für kurzfristige Anwendungen wie Netzstabilisierung oder Tagesausgleich.
Als erneuerbare saisonale Speicher sind heute nur Speicher-Wasserkraftwerke unter sehr günstigen geographischen Bedingungen konkurrenzfähig. Mit Hilfe grosse Stauseen kann ein Teil der Niederschläge und Schneeschmelze aus dem Sommerhalbjahr gespeichert werden und erst im Winterhalbjahr wenn nötig in Strom umgewandelt werden.
Die Hauptrolle von saisonalem Speicher für die Stromversorgung in Europa tragen heute grosse unterirdische Kavernenspeicher für Erdgas sowie die Kohle-Halden und Bunker welche den Brennstoff für Kohlekraftwerke lagern.
Trotz den relativ hohen Kosten in Europa für mehrheitlich importiertes Erdgas sowie CO2 Abgaben um die 50-100 Euro sind erneuerbare Alternativen immer noch um ein Mehrfaches teurer.
Welche Lösungen sich durchsetzen würden, falls fossile Brennstoffe wie Kohle und Erdgas verboten oder verteuert würden, ist heute ein Thema für Spekulation in der Forschung um zukünftige Energieszenarien. Es ist aber auch möglich, dass Aufsichtsbehörden CO2-arme Speichertechnologien finanziell unterstützen werden und diesen dadurch zum Durchbruch verhelfen.
Nach dem Stand der heutigen Technik wäre die direkte Speicherung von Wasserstoff in unterirdischen Salzkavernen vermutlich technisch und wirtschaftlich am besten machbar – jedenfalls für Regionen wo geeignete geologischen Formationen vorhanden sind.
Für Regionen wie die Schweiz, wo die Bedingungen für unterirdische Gasspeicher nicht günstig sind, wäre vermutlich ein Ausweichen auf flüssige Tanklager die nächst-beste Lösung in Bezug auf gesamte Systemkosten, wie z.B. diese Vergleichsstudie zeigt.