Sonne und Wind endlich gebändigt

20. Juni 2010: in den Lübecker Nachrichten lautet die Schlagzeile: „E.ON legt Windräder still.” – 26.12.2009: An der Leipziger Strombörse kostet eine Megawattstunde minus 1400 Euro. Nicht die Abnehmer bezahlen an diesem Tag für den Strom, sondern die Erzeuger müssen dafür bluten, dass jemand ihren Strom abnimmt. Was ist los im deutschen Stromnetz? Die Antwort ist einfach: In Deutschland gibt es zu viel Strom. Nicht immer, aber immer öfter – und zwar immer dann, wenn der Wind kräftig weht oder die Sonne vom Himmel brennt. Dann laufen Windräder und Photovoltaikanlagen landauf, landab auf Hochtouren und produzieren Strom, den keiner haben will. Bei Flaute oder in der Nacht ist wieder alles wie früher: Die Windräder stehen still, die Solardächer machen Feierabend und Kohle-, Gas- und Atomkraftwerke müssen die Last der Stromerzeugung übernehmen.

Das hat Konsequenzen für den Energiemix in Deutschland. Denn der Kraftwerkspark muss so ausgelegt sein, dass er immer genügend Strom zur Verfügung stellt. Das führt zur paradoxen Situation, dass man Windkraftanlagen massiv ausbaut, gleichzeitig aber konventionelle Kraftwerke nicht stilllegt. Eine Studie des Verbands Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (VDE) kommt zu dem Schluss, dass Windenergie kein einziges konventionelles thermisches Kraftwerk ersetzen kann.

Viel Windstrom vom Meer

So kann es nicht weitergehen. Bis 2020 plant die Bundesregierung, den Anteil der erneuerbaren Energien auf 30 Prozent auszubauen. Den Löwenanteil wird die Windkraft erbringen, vor allem durch Offshore-Anlagen, die auf dem offenen Meer besonders viel Windkraft ernten – wie der erste deutsche Offshore-Windpark, der im April vor Borkum in Betrieb gegangen ist. Auf bis zu 55 Gigawatt soll die installierte Leistung aller Windparks in Deutschland bis 2020 steigen, heute ist es etwa die Hälfte. Dem steht eine durchschnittliche Leistungsabnahme von 70 Gigawatt der Stromverbraucher gegenüber. An kalten Wintertagen mit voller Weihnachtsbeleuchtung können Spitzen über 75 Gigawatt erreicht werden. Auch wenn 2020 tatsächlich 55 Gigawatt Windstrom bei durchschnittlich 70 Gigawatt Leistungsbedarf zur Verfügung stünden, heißt das nicht, dass Windstrom schon fast allein die Stromversorgung gewährleisten kann. Denn die installierte Leistung ist ein theoretischer Wert, der je nach Wind zwischen 0 und 85 Prozent schwanken kann. Entscheidend ist die Energiemenge, die übers Jahr eingespeist wird. Und da steuert die Windkraft heute 15 Prozent, 2020 dann 30 Prozent bei. Wie gesagt: Das sind übers Jahr summierte Mengen. An manchen Tagen kann der Windstrom auch ausfallen. Und dafür müssen die Energieversorger weiter Atom- oder Kohlestrom vorhalten.

Energieexperten sind sich einig, dass ein steigender Anteil erneuerbarer Energien nur sinnvoll ist, wenn gleichzeitig die immer heftigeren Ausschläge der Stromeinspeisung im Netz gekappt und geglättet werden. Bisher war das nicht möglich, denn elektrische Energie ist zurzeit eine schnell verderbliche Ware, die exakt in dem Moment verbraucht werden muss, in dem sie hergestellt wurde. Stromspeicher könnten helfen, doch die reichen in Deutschland für weniger als eine Stunde. Fieberhaft suchen die Ingenieure deshalb weltweit nach Möglichkeiten, viel mehr Strom zu speichern und so Angebot und Nachfrage in Einklang zu bringen. An Ideen fehlt es nicht, doch alle Konzepte – ob schon bewährt oder erst als Prototyp im Labor – haben ihre Vor- und Nachteile. Die Oldies unter den Stromspeichern sind Pumpspeicherkraftwerke, die man häufig im Gebirge sieht, wo sich dicke Rohre an einen Berghang schmiegen, durch die Wasser bei Energieüberschuss in einen Stausee hochgepumpt und bei erhöhter Nachfrage wieder durch eine Turbine abgelassen wird. Pumpspeicher sind sehr flexibel und können Angebots- und Verbrauchsspitzen gut glätten. Allerdings ist ihre Kapazität begrenzt. Die deutschen Pumpspeicher leisten sieben Gigawatt, so viel wie sieben große Kraftwerke. Sie haben einen hohen Wirkungsgrad von bis zu 85 Prozent, sind aber nach wenigen Stunden leer und können zusammen bei einer einmaligen Entleerung nur 0,04 Terawattstunden (TWh) liefern. Zum Vergleich: Der Energieverbrauch in Deutschland betrug im Krisenjahr 2009 rund 540 TWh, lag in den Vorjahren dank brummender Wirtschaft aber auch schon über 600 TWh. „Um eine viertägige Windflaute auszugleichen, müsste man den Bodensee aufs Niveau der Zugspitze pumpen”, sagt Roland Hamelmann vom Kompetenzzentrum für Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie der Fachhochschule Lübeck. Hamelmann leitete eine Studie zur Netzbelastung im Auftrag des Wirtschaftsministeriums von Schleswig-Holstein.

Ein weiterer Ausbau der Pumpspeicher ist unwahrscheinlich, denn die Speicherseen sind gravierende Eingriffe in die Landschaft und kaum durchzusetzen. Da liegt es nahe, etwas in die Ferne zu schweifen, zum Beispiel nach Skandinavien. In Norwegen etwa gibt es genug Wasser und Regionen, die sich zum Bau von Pumpspeichern eignen. Dort stehen bereits knapp 82 TWh Pumpspeicherkapazität zur Verfügung. Tatsächlich wird in Norwegen diskutiert, diese Kapazitäten über das europäische UCTE-Verbundstromnetz anzubieten. Die Bevölkerung bewertet solche Aktivitäten im Allgemeinen positiv. Man sieht im Reichtum an regenerativen Energiequellen und -speichern einen künftigen Exportschlager und Garant für Arbeitsplätze. Doch Pumpspeicherkraftwerke können den künftigen Speicherbedarf nicht decken. Um einen Ausfall der erneuerbaren Energien länger als eine Woche zu überbrücken, sind in Deutschland 20 TWh Speicherkapazität nötig – das 500-Fache der Pumpspeicherkapazität. Daher setzen manche Fachleute auf Druckluftspeicher. Das Prinzip ist simpel: Überschüssiger Strom treibt eine Pumpe an, die Luft bei 70 Bar in einen unterirdischen Speicher presst. Steigt die Nachfrage, strömt die Luft wieder aus und treibt eine Luftturbine und damit einen Generator an. Vorteil: Der Eingriff in die Landschaft ist klein und das Speichermedium ungefährlich. Druckluft ist in der Industrie längst ein bewährter Speicher für kleine Energiemengen. In großem Stil, als Puffer fürs Stromnetz, funktioniert die Technologie aber noch nicht. Weltweit gibt es nur zwei große Druckluftspeicher: in Huntorf in Niedersachsen und in den USA. Sie leiden unter zwei Problemen: Der Wirkungsgrad ist kläglich – in Huntorf beträgt er 42 Prozent – und die komprimierte erhitzte Luft muss vor dem Speichern abgekühlt und beim Expandieren in der Turbine wieder aufgeheizt werden, sonst vereist die Turbine.

ADELE soll es richten

Den Durchbruch soll ADELE schaffen. Der „Adiabatische Druckluftspeicher für die Elektrizitätsversorgung” speichert die Wärme der Druckluft, die sich bei der Komprimierung auf 600 Grad Celsius erhitzt, und gibt sie bei der Expansion wieder ab. So soll der Wirkungsgrad über 70 Prozent erreichen. Der Energieversorger RWE aus Essen will bis 2016 eine Demoanlage bauen. Danach sind kommerzielle Anlagen geplant, die 300 Megawatt über mehrere Stunden leisten können, berichten Rolf Marquardt, der bei RWE das Projekt ADELE leitet, und Peter Moser, Leiter der Forschungsabteilung für Energiespeichertechnik bei dem Essener Unternehmen. „Mit dem adiabaten Druckluftspeicher betreten wir technisches Neuland”, betont Carlos Härtel, Managing Director bei General Electric (GE) Global Research Europe in Garching bei München. „Für den benötigten Hochtemperatur-Wärmespeicher gibt es weltweit kein Beispiel, er ist eine echte Innovation.” Härtel und sein Team im Garchinger Forschungszentrum des US-Technologiekonzerns sind für die Entwicklung von Verdichtern und Turbinen für die ADELE-Druckluftspeicher verantwortlich. „Die technischen Herausforderungen ergeben sich aus dem zyklischen Betrieb der Anlage und den extremen thermodynamischen Randbedingungen”, sagt Härtel: „Im Verdichterstrang erreicht die Druckluft Temperaturen über 600 Grad Celsius und Drücke bis zu 100 Bar.”

Doch nach dem heutigen Wissensstand werden weder Pumpspeicher noch Druckluftspeicher genügend Kapazität bieten, um den Ansturm der Windenergie zu puffern. Die typische Entladungszeit wird etwa bei einem Tag liegen, bei einer Flaute sind aber bis zu zwei Wochen nötig, um zu verhindern, dass doch wieder Atom- und Kohlekraftwerke in die Bresche springen müssen. Von den großen Stromspeichern – Druckluft-, Pump- oder Wasserstoffspeicher – biete nur die chemische Energiespeicherung durch Wasserstoffelektrolyse ausreichende Kapazität, besagt die erwähnte Studie des VDE, an der elf Unternehmen und Forschungsinstitute beteiligt waren.

Wasserstoff weckt Emotionen

Um Wasserstoff herzustellen, zerlegt man Wasser mittels Strom in seine Bestandteile Wasserstoff und Sauerstoff. Diese Elektrolyse ist seit 210 Jahren bekannt und bewährt. Der Sauerstoff kann industriell verwendet oder einfach in die Luft gelassen werden, der Wasserstoff dagegen wird unterirdisch in leeren Salzkavernen gespeichert, in denen man schon heute Erdgas bunkert, falls Russland mal wieder den Gashahn zudreht. Reiner Wasserstoff könnte in Brennstoffzellen-Autos genutzt werden oder, wie früher, dem Erdgas beigemischt werden. Ein Verstromen ist erst einmal schwierig, weil es für so hohe Leistungen keine bezahlbaren Brennstoffzellen gibt. Die Frage ist allerdings, ob die Bevölkerung Wasserstoffspeicher akzeptiert. Denn Wasserstoff ist brennbar und erfordert strenge Sicherheitsmaßnahmen. „ Wasserstoff ist ein emotionales Thema”, weiß Roland Hamelmann. Doch unterirdische Erdgasspeicher werden seit Jahrzehnten ohne Bedenken benutzt.

Auch Experten handeln nicht immer rational, findet Reinhold Wurster. Der Berater bei der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik in Ottobrunn erinnert sich an Diskussionen, bei denen es mehr um Emotionen als um Informationen ging. „Anfangs wurden wir belächelt”, berichtet Wurster, der die Fahne des Wasserstoffs hochgehalten hat. Doch das Argument, dass Wasserstoff eine 70 Mal höhere Energiedichte hat als komprimierte Luft und die Speicherung großer Mengen relativ billig ist, hat die Kritiker überzeugt. Ähnlich argumentiert Wurster bei künftigen Energiespeichern für Autos. Dort werde behauptet, dass die Wasserstoff-Brennstoffzelle noch nicht ausgereift sei. Aber: „Mit Batterien funktioniert es seit über 100 Jahren auch nicht, warum sollen die plötzlich besser sein?” Die Zeit läuft für den Wasserstoff, da sind sich Reinhold Wurster und Roland Hamelmann einig: „Wasserstoff ist der einzige Speicher, der große Energiemengen aus dem Stromnetz bei einem Überangebot speichern und mehrere Tage vorhalten kann.”

Aus Wasserstoff wird Erdgas

„Stimmt nicht”, sagt Martin Buxbaum, technischer Leiter bei SolarFuel Technology in Stuttgart. Das Start-up-Unternehmen hat ein Verfahren entwickelt, das die Szene durcheinanderwirbeln könnte. Auch die Stuttgarter setzen auf die Elektrolyse von Wasserstoff. Doch statt den Wasserstoff zu speichern und ihn in heute noch nicht vorhandenen Wasserstoff-Gasturbinen wieder in Strom zu verwandeln, veredelt das Unternehmen den Wasserstoff zu Erdgas. Das ist chemisch gesehen ein alter Hut. Erdgas ist nichts anderes als Methan, ein Kohlenstoff-Atom mit vier Wasserstoff-Atomen. Es lässt sich leicht herstellen, indem man Wasserstoff mit CO2 zur Reaktion bringt. Übrig bleibt Sauerstoff, den man wieder industriell nutzen oder in die Atmosphäre freisetzen kann.

Das Verfahren hat Charme, denn Erdgas ist als Energieträger akzeptiert und wird vielfältig genutzt. Man kann damit heizen, es in Erdgas-Autos verfahren oder in schnell startenden Gasturbinen verstromen, wenn bei Windflaute Bedarf besteht. Dazu bringt Erdgas eine fein verästelte Infrastruktur mit riesigem Speichervermögen mit. In den Rohren des Erdgasnetzes und in unterirdischen Kavernen lagert Gas mit 217 TWh Energieinhalt, die sich bei üblichen Wirkungsgraden in kombinierten Gas- und Dampfkraftwerken zu 130 TWh Strom verwandeln ließen – genug für mehrere Monate, selbst wenn alle regenerativen Stromerzeuger brach lägen.

Warum soll man aus teurem Strom billiges Erdgas machen, könnte man einwenden. „An manchen Tagen ist so viel Strom übrig, dass sich das lohnt”, meint Martin Buxbaum. Mit dem betriebswirtschaftlichen Ergebnis steht oder fällt das SolarFuel- Konzept. Da geht es den Stuttgartern nicht anders als der Wasserstofflobby und den Druckluftfanatikern, die mit Macht ihre Technologie durchsetzen wollen. Ob das gelingt, hängt stark von politischen Vorgaben ab, genauer: vom Erneuerbare Energien Gesetz (EEG). Das fördert Windstrom und besonders stark Solarstrom sowie biogene Gase. „Biogen müsste man durch erneuerbar ersetzen”, fordert Buxbaum. Denn das synthetische Erdgas sei ja auch biogen, da es aus regenerativen Quellen stammt. Und wenn darin Windstrom stecke, müsse das Erdgas so vergütet werden wie Windstrom: mit rund 8 Cent pro Kilowattstunde. Bei diesem Preis sei das synthetische Erdgas konkurrenzfähig zu Erdgas aus Russland, das zum Spottpreis von 2 Cent pro Kilowattstunde aus den Pipelines strömt. Auch die EEG-Vergütung von Windstrom müsse geändert werden, fordert Buxbaum. Spitzen beim Windstrom, die keiner braucht, sollten künftig nicht mehr so hoch vergütet werden wie verlässlicher Strom aus Speichern.

„Schön wäre eine Art Energieeinspeisegesetz für synthetisches Erdgas”, fordert Ulrich Zuberbühler vom Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoffforschung ZSW in Stuttgart, das im Nachbargebäude untergebracht ist und für SolarFuel eine Testanlage in einem Container aufgebaut hat, die Erdgas äquivalent zu zehn Kilowatt erzeugt und damit ein Auto betankt. Durch eine Öffnung wird Luft angesaugt und CO2 abgetrennt, das mit dem Wasserstoff zu Erdgas reagiert. Der Wasserstoff wird über eine Elektrolyse aus Wasser erzeugt. Beides funktioniert, ist aber nicht ideal. Erste kommerzielle Anlagen werden dort stehen, wo es konzentriertes CO2 gibt, etwa in Biogasanlagen. Dafür wollen SolarFuel und ZSW bis 2012 eine Anlage mit zehn Megawatt bauen. „Jede Technologie hat Vor- und Nachteile”, sagt Ulrich Zuberbühler. „Und am Ende brauchen wir sowieso alle.” ■

Bernd Müller ist Physiker und freier Journalist in Esslingen. Seine Wohnung ist gespickt mit Akkus, die mit Solarzellen geladen werden.

von Bernd Müller