Je mehr Strom aus erneuerbaren Quellen das Netz verkraften muss, desto wichtiger werden Energiespeicher und Management-Systeme. Deutsche Forscher sind ganz vorne mit dabei.
Allenfalls Ornithologen bekamen früher leuchtende Augen, wenn man von der Insel Utsira sprach. Das felsige Stück Land vor der Südwestküste Norwegens ist mit mehr als 300 beobachteten Vogelarten ein wahres Naturparadies. Doch heute merken auch Energietechniker auf, wenn der Name des sechs Quadratkilometer großen Eilands fällt. Denn seit Juli 2004 erproben 10 der etwa 70 Haushalte auf der Insel die Zukunft der europäischen Stromversorgung – völlig ohne fossile Brennstoffe.
Zwei Windräder auf einem Felshügel im unbewohnten Nordosten von Utsira liefern die Energie zum Baden, Heizen, Kochen und Waschen. Das Innovative daran: Damit es bei Flaute nicht zu Stromausfall kommt, wird Energie aus den windigen Zeiten in Form von Wasserstoff gespeichert. Selbst wenn zwei Tage lang kein Wind weht, geht in den zehn Haushalten das Licht nicht aus.
Das Herzstück des insularen Stromnetzes schlägt auf einem umzäunten Grundstück zu Füßen der Windräder. Dort haben die Techniker des Energiekonzerns Norsk Hydro, dem die Anlage gehört, einen Elektrolyseur, einen Drucktank und eine Brennstoffzelle installiert. Bläst der Wind kräftig – und das tut er meistens auf Utsira –, erzeugen die beiden 600-Kilowatt-Windräder weit mehr Strom, als die zehn Haushalte benötigen.
Ein Teil davon fließt über ein Seekabel ins norwegische Festlandnetz. Den Rest des Überschuss-Stroms schluckt der Elektrolyseur, der durch Zerlegung von Wasser Wasserstoff erzeugt. Das energiereiche Gas wird im Drucktank zwischengelagert. Bei Windstille gewinnt die Brennstoffzelle daraus elektrische Energie zurück und speist sie ins Netz ein. Ein Schwungrad glättet zusätzlich plötzliche Verbrauchsspitzen. So entsteht eine gleichmäßige und kontinuierliche Stromversorgung, obwohl die Erträge der Rotoren je nach Windstärke stark schwanken.
Die Umwandlungskette von Strom in Wasserstoff und wieder zurück in Strom birgt allerdings einen eklatanten Nachteil: Bis zu drei Viertel des geernteten Windstroms gehen verloren. Auf zugigen Inseln wie Utsira ist das kein Problem, denn die großzügig bemessenen Rotoren erzeugen Elektrizität im Überfluss. Doch für einen Einsatz in den komplexen Versorgungsnetzen des europäischen Festlandes wären die Verluste von Speichersystem und Brennstoffzelle zu hoch.
Speicher für elektrische Energie werden in den nächsten Jahren enorm an Bedeutung gewinnen. Das könnte einer alten Technologie, die jahrzehntelang ein Mauerblümchendasein gefristet hat, zu neuen Zukunftsperspektiven verhelfen: dem Druckluft-Speicherkraftwerk. Weltweit arbeiten bislang nur zwei Anlagen. Die erste ging 1977 im niedersächsischen Huntorf ans Netz. Das heute vom Energieversorger E.ON betriebene Werk sollte damals in Zeiten geringer Nachfrage überschüssigen Strom aus Kernkraftwerken speichern. Mittlerweile dient das Kraftwerk als Zwischenlager für Energie aus Windkraft.
Das Funktionsprinzip: Ein mit Strom aus windreichen Phasen betriebener Kompressor presst Luft mit einem Druck von bis zu 70 Bar in zwei je 150 000 Kubikmeter große Salzkavernen, die mehr als 600 Meter unter der Erdoberfläche liegen. In Zeiten mit hohem Strombedarf strömt die komprimierte Luft zurück, wird mit zugeführtem Brenngas aufgeheizt und treibt eine Turbine an, die aus der Pressluft wieder Strom gewinnt. Das Kraftwerk Huntorf kann gut zwei Stunden lang mit Volllast – mit einer Leistung von 290 Megawatt – ans Netz gehen, zirka weitere drei Stunden ist ein Weiterbetrieb mit eingeschränkter Last möglich, danach sind die Speicherkavernen entladen.
Das zweite Druckluft-Speicherkraftwerk arbeitet seit Anfang der Neunzigerjahre in McIntosh im US-Bundesstaat Alabama. Es hortet die Luft in einer einzelnen Salzkaverne mit einem Volumen von rund 540 000 Kubikmetern und kann über 26 Stunden lang eine Leistung von 110 Megawatt bereitstellen.
In den USA werden derzeit mehrere neue Anlagen konkret geplant. So soll bei Norton in Ohio ein Druckluftspeicher in einem ehemaligen Kalksteinbergwerk eingerichtet werden, dessen Hohlräume rund 10 Millionen Kubikmeter Volumen fassen. Auch in Deutschland liegen aktuelle Pläne für den Neubau eines großen Druckluft-Speicherkraftwerks auf dem Tisch. Der Karlsruher Energieversorger EnBW hat die Absicht, bis zum Jahr 2011 an der deutschen Nordseeküste ein Speicherkraftwerk mit bis zu 600 Megawatt Leistung zu errichten.
Im März 2006 unterzeichnete das Unternehmen eine Vereinbarung darüber mit dem Land Niedersachsen. Zurzeit wird nach einem geeigneten Standort gesucht. Bei der EnBW sieht man in küstennahen Druckluft-Speicherkraftwerken – in unmittelbarer Nachbarschaft der geplanten großen Offshore-Windparks – eine gute Möglichkeit, die fluktuierende Erzeugung von Windenergie zu glätten. So würde ein weiterer Ausbau der Windkraft die Stromnetze nicht über Gebühr strapazieren.
Bei dem EnBW-Kraftwerk soll erstmals eine neuartige Technologie bei der Druckluftspeicherung und -nutzung zum Einsatz kommen: ein adiabater Druckluftspeicher. Hier wird die Wärme, die bei der Verdichtung der Luft entsteht, zwischengespeichert und später, bei der Rückumwandlung der Energie in elektrischen Strom, vor der Zuführung zur Turbine zum Aufheizen der Luft genutzt. Das macht den – bei den bisherigen Druckluftspeichern erforderlichen – Einsatz von Erdgas oder Biogas überflüssig.
Bislang wird die Druckluft durch Gasbrenner erhitzt, bevor sie in die Gasturbine strömt. Die bei der Verdichtung der gespeicherten Luft freigesetzte Wärme verpufft dagegen ungenutzt. Das reduziert den Wirkungsgrad eines herkömmlichen Druckluft-Speicherkraftwerks auf maximal 55 Prozent. Zudem entsteht durch die Gasverbrennung Kohlendioxid. Ein adiabates Druckluft-Speicherkraftwerk jedoch bringt es auf einen Wirkungsgrad von 70 bis 75 Prozent und verursacht außerdem keine CO2-Emissionen.
Wissenschaftler des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) arbeiten zurzeit an der Entwicklung eines adiabaten Kraftwerkstyps, der mit einem Entladezyklus von bis zu zwölf Stunden arbeiten soll. Neben der EnBW hätten auch andere große Energiekonzerne Interesse an der Technologie angemeldet, sagt DLR-Forscher Stefan Zunft.
Für die Einbindung von Druckluft-Speicherkraftwerken ins Stromnetz gibt es verschiedene Möglichkeiten. Eine Option ist die Integration eines solchen Kraftwerks in einen großen Windpark, etwa einen Offshore-Park auf dem offenen Meer. „Mit Windparks gekoppelt lassen sich Druckluftspeicher einsetzen wie konventionelle Kraftwerke”, sagt Fritz Crotogino von KBB Underground Technologies in Hannover – einer Firma, die sich auf die Erschließung geologischer Speicher spezialisiert hat. Anders als ein Windpark ohne angegliederten Speicher können sie kontinuierlich eine konstante Menge an elektrischem Strom ins Netz abgeben. Experte Stefan Zunft hält dies für unerlässlich: „ Wer Windenergie in großem Maßstab integrieren will, muss sie für das Netz verdaulich machen.”
Die zweite Option: Der hochflexible Kraftwerkstyp könnte die Versorgungssicherheit des gesamten Netzes gewährleisten. Weil sich mit Pressluft betriebene Anlagen innerhalb von nur wenigen Minuten auf volle Leistung hochfahren lassen, sind sie prädestiniert für das Bereithalten von so genannter Regelenergie – Leistungsreserven, die immer dann aktiviert werden, wenn der Verbrauch im Netz in die Höhe schnellt. Das ist beispielsweise morgens um sechs Uhr der Fall: Dann klingeln überall in Deutschland die Radiowecker, die Menschen schalten das Licht ein, duschen und rasieren sich, derweil in der Küche der Kaffee kocht. Würden solche plötzlichen Verbrauchsspitzen nicht durch sofortiges Nachspeisen abgefangen, drohte das Netz großflächig zu kollabieren.
Wenn konventionelle Kraftwerke Reserven vorhalten sollen, müssen sie in gedrosseltem Zustand gefahren werden – sie laufen mit verminderter Leistung. Dadurch erreichen sie nicht ihren optimalen Wirkungsgrad, verbrauchen mehr Brennstoff als unter Volllast und müssen zudem häufiger gewartet werden. Handelt es sich nicht um Kernkraft-, sondern um Kohle- oder Gaskraftwerke, erzeugen sie außerdem mehr klimaschädliches Kohlendioxid als bei voller Leistung. Alle diese Nachteile würden die Energieversorger sich durch Druckluft-Speicherkraftwerke ersparen.
Eine elegante, seit vielen Jahren genutzte Alternative, die allerdings nur begrenzte Kapazitäten hat, sind die Pumpspeicherkraftwerke. Sie legen Energie, die in verbrauchsarmen Zeiten zu viel produziert wurde, buchstäblich auf die hohe Kante: Mit dem Überschussstrom werden Pumpen betrieben, die Wasser in einen hoch gelegenen Speichersee pressen und auf diese Weise das Kraftwerk wie einen riesigen Akkumulator aufladen. Zu Zeiten, in denen viel Strom aus dem Netz gezapft wird, stürzen die Wassermassen talwärts und erzeugen dabei in Turbinen elektrische Energie.
In Deutschland arbeiten 33 Pumpspeicherkraftwerke. Das bislang letzte und größte – es liefert acht Stunden lang über 1000 Megawatt elektrische Leistung – ging Ende 2003 im thüringischen Goldisthal ans Netz. Doch mit dem Bau der riesigen Anlage, deren Planung noch aus der DDR-Zeit stammt, ist das Potenzial dieser Technologie in Deutschland weitgehend ausgereizt. Denn solche Kraftwerke erreichen zwar mit maximal 80 Prozent einen unschlagbar hohen Wirkungsgrad und verbrauchen während des Betriebs keinerlei fossile Brennstoffe, doch ihr Bau frisst wertvolle Naturfläche.
Deshalb gibt es hierzulande erheblichen Widerstand gegen die Errichtung neuer Pumpspeicherkraftwerke. Das könnte den Pressluft-Kraftwerken Auftrieb geben – oder man weicht in ein Nachbarland aus: Die EnBW realisiert derzeit zusammen mit der Illwerke AG im österreichischen Gaschurn-Partenen das 450-Megawatt-Pumpspeicherkraftwerk Kopswerk II, das Ende 2007 oder Anfang 2008 ans Netz gehen und vor allem dem Spitzenlastbedarf des baden-württembergischen Versorgungsunterneh- mens dienen soll.
Doch nicht nur Energiespeicherung wird immer wichtiger, sondern auch intelligente Regelung. Im künftigen dezentralen Netz werden sehr viele kleine Windräder, Photovoltaik-Anlagen, Brennstoffzellen und Biomassekraftwerke zur Stromerzeugung beitragen. Das birgt ein hohes Risiko: Je kleinteiliger Strom erzeugt und je unregelmäßiger er in die Mittel- und Niederspannungsnetze eingespeist wird, desto größer ist die Gefahr kleiner Schwankungen oder Spannungseinbrüche. Von Haushaltskunden würden sie kaum wahrgenommen, doch in Kliniken, Rechenzentren oder Fertigungsstraßen könnten sie verheerende Schäden anrichten.
„Die Mikrokraftwerke speisen bislang blind ein”, erklärt Philipp Strauß vom Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) in Kassel. „Sie lassen sich noch nicht gezielt zu- und abschalten.” Um das zu ändern, haben die Wissenschaftler am ISET ein Regelungsverfahren entwickelt, das es ermöglichen soll, Mikrokraftwerke in Mittel- und Niederspannungsnetzen genauso zu steuern wie den konventionellen Kraftwerkspark im Hochspannungsnetz.
„Bei Lastspitzen sinkt die Frequenz im Netz”, erläutert Strauß das Prinzip. „Das ist für die angeschlossenen Mikrokraftwerke das Signal, sofort die Produktion hochzufahren und ihren Überschuss-Strom einzuspeisen.” So lassen sich Lastspitzen abfangen, ohne dass der Netzbetreiber ein zusätzliches Kohlekraftwerk anwerfen muss.
Eigenheimbesitzer mit Solarzellen auf dem Dach oder einer Brennstoffzelle im Keller dürften sich in solchen Fällen besonders freuen. Denn Spitzenlaststrom wird den Einspeisern besser vergütet als Grundlaststrom. ■
HARTMUT NETZ arbeitet als freier Wissenschaftsjournalist in München. In bdw 11/2006 berichtete er zuletzt über die Wirkung von Aerosolen auf das Klima.
Hartmut Netz
Ohne Titel
• Druckluft-Speicherkraftwerke könnten die starken Schwankungen der Strommenge aus Windkraftwerken bändigen.
• An der Nordseeküste soll ein Kraftwerk dieses Typs errichtet werden, das ohne fossile Brennstoffe auskommt.
COMMUNITY INTERNET
Studie zur Integration der Windkraft ins deutsche Versorgungsnetz:
www.dena.de
Delphi-Studie zur langfristigen europäischen Energieversorgung:
www.izt.de/eurendel/index.html
Aktuelle Informationen über Technik, Ausbau und erzeugte Strommengen der deutschen Windkraftwerke:
reisi.iset.uni-kassel.de
