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Umwelttechnik Problematische Speicher für Ökostrom

Um Ökostrom zuverlässig zu machen, braucht es neue Energiespeicher. Sie sind knapp, teuer und teils unerprobt.

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Ein Windpark in Nordfriesland. Quelle: AP

Wie sehr ein Sturm an Deutschlands Küsten selbst im oberfränkischen Bayreuth für Turbulenzen sorgen kann, stellten die Energiemanager des Netzbetreibers Transpower im vergangenen Oktober erschrocken fest. Plötzlich pumpten norddeutsche Windräder 7500 Megawatt (MW) Ökostrom zusätzlich ins Netz des bayrischen Versorgers, der von Bremen bis München rund 20 Millionen Deutsche beliefert. Deren Strombedarf aber, rund 8000 MW an dem Wochenende, war durch klassische Kraftwerke abgedeckt.

Da sich die nicht kurzfristig abschalten lassen, ohne hohe Kosten zu verursachen oder die Netzsicherheit zu gefährden, musste Transpower Käufer für den Überschussstrom finden. Dessen Preis an der Strombörse in Leipzig stürzte daraufhin ins Minus. Kunden, die Transpower aus der Energieklemme halfen, bekamen – zusätzlich zum Strom – bis zu 1,50 Euro pro Kilowattstunde gutgeschrieben.

Der Stromsturm im Netz mag ein Extremfall gewesen sein. Eine Ausnahme ist er längst nicht mehr. In diesem Jahr kippten die Preise an der Strombörse bereits zehn Mal ins Negative. Die Situation wird sich drastisch verschärfen, wenn die Kapazität der Wind- und Solaranlagen mit ihren stark schwankenden Strommengen in Deutschland bis 2030 um mindestens 65 000 MW zunimmt, wie die Deutsche Energie-Agentur (Dena) prognostiziert. Heute liegt die Kapazität bei rund 35 000 MW.

Neue Stromspeicher gesucht

Stromerzeuger und -versorger müssen Milliarden in ihre Infrastruktur stecken, um sie für die Ökoenergie fit zu machen (WirtschaftsWoche 26/2010). Doch intelligente Netze, dynamische Preise und Hausgeräte die sich nach Stromangebot ferngesteuert zu- oder abschalten lassen, reichen nicht aus, die Spitzen auszugleichen.

Und so führt kein Weg vorbei an einem massiven Ausbau von Speichern, die es ermöglichen, Energie aus Wind- und Sonnenstrom über Tage, Wochen oder Monate zwischenzulagern. Unterbleibe der Ausbau, orakelt Dena-Chef Stephan Kohler düster, wachse das Risiko „großräumiger Netzstörungen“, also Stromausfälle in bestimmten Regionen. Sogar den Komplettausfall des Stromnetzes in Deutschland hält Kohler dann für möglich.

Mit Hochdruck arbeiten die Entwickler in Unternehmen und Forschung daher an einer Vielzahl von Techniken, um Strom „haltbar“ zu machen:

Druckluftspeicher, bei denen Luft in unterirdische Speicher gepresst wird, bei Bedarf zurückströmt und dabei Generatoren antreibt;

Batterien, die wie gigantische Haushaltsakkus als Strompuffer im Netz oder an Kraftwerken fungieren;

Wasserstoff, erzeugt mit Überschuss-Elektrizität, der bei Nachfragespitzen in Brennstoffzellen in Strom zurückverwandelt werden kann;

Synthetisiertes Methangas, das sich in die vorhandene Gas-Infrastruktur einspeisen lässt.

Diese Verfahren aber sind bisher entweder noch nicht marktreif oder noch nicht in großem Maßstab wirtschaftlich zu betreiben. Holger Rubel, Geschäftsführer der Unternehmensberatung Boston Consulting Group (BCG), fordert daher staatliche Hilfen für den Bau neuer Speicher. „Um sicherzustellen, dass ausreichend Kapazitäten geschaffen werden und die staatlichen Ziele für den Einsatz grüner Energie realisiert werden können, braucht es Anreize und Subventionen.“

Denn bisher gibt es nur eine etablierte Technik, um Energie zwischenzulagern: sogenannte Pumpspeicherkraftwerke, die bei Stromüberschuss Wasser in höher gelegene Reservoirs pumpen. Herrscht dagegen Mangel, fließt das Wasser wieder zurück und treibt dabei Generatoren an. Doch die Kapazität in Deutschland reicht bei Weitem nicht aus, um die absehbaren Angebotsmengen aus erneuerbaren Energiequellen zu nivellieren. Heute stehen erst rund 7000 MW in 33 Pumpspeicherkraftwerken zur Verfügung.

Pumpspeicherkraftwerk Quelle: dpa

Nach BCG-Berechnungen aber werden in Deutschland bis 2025 Speicheranlagen mit einer Kapazität von rund 20 000 MW benötigt. Das entspricht der aktuellen Leistung aller deutschen Kernkraftwerke. Mehr noch: Um das wachsende Windstromangebot der neuen großen Offshore-Windparks aufnehmen zu können, müssten von 2020 an jährlich zehn Milliarden Euro in den Bau neuer Speicher fließen.

Die Vorarbeiten hätten längst beginnen müssen. Denn Planung und Bau dauern Jahre. Tatsächlich aber ist wenig geschehen. Mit dem 1400-MW-Pumpspeicherwerk Atdorf in Südbaden, unweit der Schweizer Grenze, ist nur eine einzige Anlage konkret in Planung. Abgesehen von diesem Standort gibt es in Deutschland kaum noch Möglichkeiten, weitere Anlagen zu bauen.

Umso drängender müssen daher die Speicheralternativen ausgebaut werden, die auch in Deutschland nutzbar sind.

Erprobt, aber bisher nicht in großem Umfang eingesetzt, sind Druckluftspeicher. Dabei wird Luft unter hohem Druck in unterirdische Salzstöcke gepresst und bei Bedarf über Turbinen entladen. Bundesweit gibt es jedoch nur eine begrenzte Anzahl geeigneter Lagerstätten und in einem Teil davon soll künftig das aus Kraftwerksabgasen herausgelöste Klimagas Kohlendioxid gelagert werden.

Weltweit einmalige Technik

Immerhin: Dass die Technik funktioniert, beweist das bisher einzige Kraftwerk dieser Art, das der Düsseldorfer Stromkonzern E.On im Oldenburger Land betreibt. Ein zweites solches Kraftwerk wollen RWE, General Electric, der Baukonzern Züblin und das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt in Norddeutschland errichten. Das Kraftwerk soll eine Million Kilowattstunden speichern. Das ist etwa so viel wie ein 400-Megawatt-Windpark in der Nordsee in zweieinhalb Stunden produziert.

Bisher steht allerdings nicht einmal der Standort für das Adele genannte Projekt fest. Sollte Adele dennoch wie geplant 2013 in Betrieb gehen, wäre die Technik weltweit einmalig. Denn auch die Wärme, die beim Komprimieren der Luft entsteht, soll zur Stromproduktion genutzt werden. Das steigert den Wirkungsgrad von weniger als 50 auf 70 Prozent.

Ebenfalls im Grundsatz erprobt sind Batteriepuffer. Ihre Nutzbarkeit und Rentabilität in Stromnetzen muss die Technik aber noch nachweisen. Besonders leistungsstarke Großspeicherbatterien entwickelt Evonik. Der Industriekonzern testet die Technik in seinem Steinkohlekraftwerk Fenne im saarländischen Völklingen. 5000 Batteriezellen in einem zwölf Meter langen Container bieten ab Ende dieses Jahres eine Ladekapazität von 700 Kilowattstunden – rund 50-mal so viel wie die Batterie eines Elektrofahrzeugs speichert.

Während der japanische Evonik-Konkurrent NGK mit Natrium-Schwefel-Großbatterien für den Lastausgleich experimentiert, setzt Evonik auf eine Technik, die der Konzern mit Daimler im Gemeinschaftsunternehmen Li-Tec für Elektroautos entwickelt: Lithium-Ionen und eine keramische Membran, die im Akku Plus- und Minuspol trennt und zuverlässig Kurzschlüsse verhindern soll.

Eine weitere Option der Batteriepufferung sind die Elektroautos. Rund eine Million davon, strebt die Bundesregierung an, sollten in zehn Jahren auf Deutschlands Straßen fahren. In ihren Akkus könnten sie bis zu vier Gigawattstunden Strom speichern. Das wäre genug, um ganz Deutschland rund drei Tage mit elektrischer Energie zu versorgen. Noch sind Batterien wegen der begrenzten Lebensdauer unwirtschaftlich. Die Dena erwartet aber, dass sich die Speicherkosten in den nächsten zehn Jahren denen von Pumpspeichern annähern.

Ein Elektro-Auto steht an Quelle: REUTERS

Eine Alternative, Strom einzulagern, ist, ihn in andere Energieträger umzuwandeln. Wasser etwa lässt sich mit Billigstrom per Elektrolyse in Sauer- und Wasserstoff aufspalten. Letzterer wird in Tanks gesammelt und bei Bedarf in Brennstoffzellen in Strom zurückverwandelt.

Das Unternehmen Enertrag aus Brandenburg verbindet die Idee in einer weltweit einmaligen Anlage. Ein Hybridkraftwerk, das in Prenzlau ans Netz gehen soll, erzeugt per Windgeneratoren Strom. Überschüssige Energie wird zur Gewinnung von Wasserstoff genutzt, der bei Flaute wieder Strom erzeugt.

Brillant, aber nicht ausgereift

Ebenfalls auf ein Gas als Energiespeicher, wenn auch mit einem gänzlich neuen Konzept, setzt eine deutsch-österreichische Forschungskooperation. An der ist das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung (ZSW) in Stuttgart beteiligt, das die erste Demonstrationsanlage betreibt. Sie wandelt Strom in Wasser und Methan um, den Hauptbestandteil konventionellen Erdgases.

Das Methan kann Erdgasautos antreiben, in Kraftwerken verbrannt oder in vorhandene Gasometer und Gasleitungen eingespeist werden. „In Deutschland kommen wir auf rund 200 Terawattstunden Speicherkapazität“, rechnet Gregor Waldstein vor, Chef der Salzburger Firma Solar Fuel, die sich um die kommerzielle Verwertung kümmert. Noch allerdings befindet sich die Technik im Entwicklungsstadium.

Das gilt erst recht für die brillante, aber technisch längst nicht ausgereifte Idee, regenerativen Strom in supraleitenden Spulen zu lagern. In den auf minus 196 Grad Celsius gekühlten Leitern kreist Strom beinahe beliebig lange, ohne an Kraft zu verlieren. Vorausgesetzt, die Kühlung ist absolut zuverlässig. Fällt sie aus, ist nicht nur der gespeicherte Strom auf einen Schlag futsch. Auch der Supraleiter zerstört sich in einem gleißenden Lichtblitz selbst.

Damit ist klar: So vielversprechend die Pläne auch sind, es wird noch Jahrzehnte dauern, bis neue Speicher die schwankenden Belastungen der Netze wirklich werden ausgleichen können. So lange werden die Energiemanager von Transpower & Co. noch so manches Kilowatt Ökostrom an der Energiebörse mit mit einer Gutschrift für den Abnehmer aufhübschen müssen.

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