können, würde eine umfangreiche Vorortfertigung notwendig werden. Hinzu kommt, dass sich das Spulensystem nur am Standort (und bei Solenoiden auch nur nach 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 der Elektrizitätswirtschaft. Generell kann festgestellt werden, dass kurz- und mittelfristig in Deutschland ein Bedarf für die Entwicklung großer SMES als Tagesspeicher nicht erkennbar zu sein scheint. Es könnte jedoch langfristig unter der Vorrausetzung starker Veränderungen in den Organisationsstrukturen der Elektrizitätswirtschaft und in der Zusammensetzung des Kraftwerksparks verstärkter Bedarf an Speichertechnologie entstehen. Der gegenwärtige Stand der Technik lässt allerdings für den Tagesspeichereinsatz keine eindeutige technische oder wirtschaftliche Überlegenheit von SMES gegenüber anderen konventionellen Speichertechniken erkennen.
Neben dem Einsatz von SMES als Großspeicher wird ein zweiter zentraler Einsatzbereich von SMES-Anlagen diskutiert, nämlich die Speicherung von elektrischer Energie zur sofortigen Bereitstellung oder Aufnahme elektrischer Leistung im Bedarfsfall sowie die periodische Leistungsbereitstellung mit einer Periodendauer im Sekundenbereich. Hierbei ist gefordert, sehr schnell hohe elektrische Leistungen abgeben oder aufnehmen zu können. Da die meisten Anwendungen von SMES-Anlagen dies lediglich für kurze Dauern erfordern, werden oft nur geringe Energiemengen benötigt (großes Primärenergieverhältnis P/E). SMES haben bei vielen dieser Anwendungen, die man auch dynamische Anwendungen nennt, deutliche technische Vorteile gegenüber den konventionellen Alternativen. Dies ist insbesondere auf die sehr guten dynamischen Eigenschaften von SMES-Anlagen wie schnelle Zugriffszeit, hohe Zyklenfestigkeit und unkritische Tiefentladung zurückzuführen. Für dynamische Anwendungen sind die Gesamtwirkungsgrade in der Regel von untergeordneter Bedeutung, im Vordergrund steht vielmehr 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 Daten zur Quantifizierung unter 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. Es hängt im Einzelfall davon ab, ob die notwendigen Kosten dafür durch die Verbraucher getragen werden.
SMES-Anlagen kleine(re)n Energieinhaltes und vergleichsweise großer Leistung bieten im Bereich der dynamischen Anwendungen eine Reihe attraktiver Möglichkeiten. Hierzu zählen Themen wie Primärregelreserve (Frequenz-Wirkleistung-Regelung), Dämpfung von Netzschwankungen, 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 konventionellen Maßnahmen beziehungsweise alternativen Speichertechniken sein können. Allerdings sind globale Aussagen dazu nicht möglich, vielmehr bedarf es in der Regel einer standort-, anwender- und anwendungsspezifischen Untersuchung.
Durch SMES-Anlagen entstehen elektromagnetische Felder, die auf im Umfeld befindliche lebende Organismen und 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 zurzeit 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 Deutschland relevanten Grenzwerte reproduzieren diese Ungewissheit. 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 nur an wohl bestätigten Wirkungen zu orientieren. Aus all dem leitet sich nachfolgende 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 Grenzwertüberschreitungen sollten Feldexpositionen durch SMES-Felder so klein wie möglich gehalten werden. Dies bedeutet, dass bereits beim Entwurf und beim eventuellen Bau von SMES-Anlagen auf Spulenformen mit geringen äußeren Feldern, wie beispielsweise Toroidspulen zurückgegriffen werden sollte.
Elektrizitätsspeichersysteme für die Spitzenlastdeckung sind derzeit nur in Ausnahmefällen wirtschaftlich attraktiv. Dies könnte sich ändern, wenn sie zu wesentlich geringeren Kosten realisierbar wären oder sich die wirtschaftlichen, organisatorischen oder gesellschaftlichen Rahmenbedingungen der Elektrizitätswirtschaft ändern sollten. 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 wie Erdgas oder Erdölprodukte eingesetzt. Sollten diese sich wesentlich verteuern oder ihr Einsatz aus anderen Gründen wie zum Beispiel 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 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 Elektrizitätswirtschaft 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 Lastenausgleich – sowie den Netzausbau verantwortlich.
Für den Netzbetreiber böten sich mehrere Möglichkeiten, den Regelaufgaben in seinem Teilnetz zu entsprechen. Neben vertraglichen Regelungen mit den Betreibern der entsprechenden 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
