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Energiewende

Bitte Speicherplatz frei machen

Von Anna-Lena Niemann
Aktualisiert am 30.07.2020
 - 15:32
Energiewende am Picknickplatz: In den „Salines Grandes“ in Argentinien werden Lithium-Reserven abgebaut.zur Bildergalerie
Wind und Sonne machen, was sie wollen. Nach der Energiewende dürfen trotzdem die Lichter nicht ausgehen. Stromspeicher können helfen – in Batterien, Vulkangestein, im Meer.

Was auf dem Strommarkt in diesen ersten sechs Monaten des Jahres los war, ist nicht repräsentativ. Aber nichtsdestoweniger aufschlussreich. Erst rechnet Bloomberg aus, dass erneuerbare Energien ohne Subventionen schon 2019 in Großbritannien, Frankreich und Deutschland das erste Mal günstiger gewesen seien als Kohle. Dann überholen sie 2020 europaweit im Strommix erstmals fossile Brennstoffe. Für Deutschland zeigt sich das gleiche Bild, nur noch klarer.

Der Strommarkt in diesen ersten sechs Monaten, in denen Corona einerseits auf gute Wetterbedingungen zur regenerativen Stromerzeugung andererseits getroffen ist, war mit Sicherheit nicht repräsentativ. Das heißt aber nicht, dass es nicht trotzdem aufschlussreich ist. Ein paar Zahlen: Erneuerbare Energien haben die Hälfte des deutschen Stromverbrauchs gedeckt, ein Plus von acht Prozent. Windenergie an Land verzeichnet zehn Prozent mehr, auf See sind es 18 Prozent mehr. Solaranlagen konnten ihren Beitrag um 13 Prozent erhöhen. Braunkohle brach dagegen um 37 Prozent ein, Steinkohle um 46 Prozent. Doch Wind weht und Sonne scheint nun mal nicht so gleichmäßig, wie Kohle brennt. Und so verzeichnete noch ein anderer Mitspieler ein deutliches Plus: Pumpspeicherkraftwerke arbeiteten 23 Prozent mehr als zuvor.

Speicher sind für die Energiewende aus zwei Gründen wichtig. Sie müssen Energie vorhalten, wenn die kalte Dunkelflaute, das Schreckgespenst der Energiewende, zuschlägt, damit nicht landesweit die Lichter ausgehen. Und sie müssen als Puffer das Netz entlasten, wenn Wind und Sonne mehr Strom liefern, als die Verbraucher benötigen. Doch für beide Mechanismen gebe es bisher keine wirkliche Lösung, sagt Harald Schwarz. Er leitet den Lehrstuhl für Energieverteilung und Hochspannungstechnik an der BTU Cottbus-Senftenberg. Und er betont diesen Schwachpunkt in der deutschen Energiewende oft, wenn er vor dem Ausschuss für Wirtschaft und Energie des Bundestags Stellung zu seinen Fachthemen bezieht.

Die Stromnachfrage in Deutschland liegt zwischen 40 Gigawatt in schwachen Zeiten und etwa 80 Gigawatt in der Spitze. Doch die gesicherte Leistung der Sonne liege bei null Prozent, so Schwarz. Die von On-Shore-Wind bei einem und Off-Shore-Wind bei zwei Prozent. Einzig Biomasse und Wasserkraft böten stabile Leistungen von etwa 65 bis 70 Prozent. Im grünen Energiemix machen sie aber nur einen kleinen Teil aus. Für wirkliche Versorgungssicherheit reiche das nicht. Die Lösung, so Schwarz, sei also nicht, einfach mehr Anlagen für Wind und Sonne bereitzustellen. Der Professor fordert, erst mal dafür zu sorgen, dass die Leistung, die da ist, auch gesichert werden kann. Das beginnt mit einem gut ausgebauten Netz, das Strom im Überfluss überhaupt aufnehmen kann. Das Stromnetz ist ein fein abgestimmtes System, das minutengenau prognostiziert, wie viel Strom gebraucht und produziert wird, und dafür sorgt, dass beides in Balance bleibt. Zum Bespiel mit Hilfe von Spulen und Schwungfedern, die Spannungs- und Frequenzunterschiede auf die Millisekunde genau ausgleichen.

Gibt es einen Überschuss, müssen die Netzbetreiber gegensteuern. Je besser und großzügiger das Netz ausgebaut ist, desto besser können sich solche Spitzen verteilen. Doch der Ausbau stockt, betont Schwarz. „Die notwendigen Neubauleitungen sind seit zehn Jahren bekannt, bislang umgesetzt sind etwa zehn Prozent.“

Auch wenn es nicht die eine große Lösung für das von Schwarz beschriebene Problem gibt, richten es vielleicht irgendwann viele kleine, unterschiedliche Speicher im Verbund mit erneuerbaren Energieanlagen zusammen. Gerade im kleineren Betrieb, dezentral und für den kurzfristigen Ausgleich, ist es die klassische Batterie, die Abhilfe verspricht. Wie das Institut Agora Energiewende vorrechnet, sind die Preise für Lithium-Ionen-Batterien zwischen 2010 und 2018 um 85 Prozent gesunken. Die Technik wird wettbewerbsfähiger. Ein weiteres Fallen des Preises pro Kilowattstunde bis 2030 auf rund 53 Cent wird erwartet. Für Privatleute mit einer Solaranlage auf dem Dach ist das eine gute Nachricht. Inzwischen verfüge jede zweite Solaranlage auch über eine Speichereinheit, so Agora Energiewende.

Die Technik entwickelt sich schnell weiter, aber nicht schnell genug, um mit den erforderlichen Veränderungen auf dem Energiemarkt mitzuhalten. In Deutschland haben laut Bundesnetzagentur alle Batteriespeicher zusammen eine Kapazität von 116 MWh. Pumpspeicherkraftwerke kommen auf das Dreihundertfache. Zudem ist nicht ausgemacht, ob der Abbau von Kobalt oder Lithium mithält, wenn vor allem die Elektromobilität immer größere Mengen für sich beansprucht.

Allerdings müssen Elektroautos keine Konkurrenz in der Speicherfrage sein. Sie könnten auch Teil der Lösung werden. Wer beispielsweise eine Photovoltaikanlage auf dem Dach hat, kann überschüssigen Strom direkt in die Batterie seines Autos laden und von da wieder zurück ins Haus. Jedes Elektroauto an der Steckdose wäre ein kleiner Baustein des dezentralen Speichernetzes, der die Stromkosten für Hausbesitzer senkt und der Netzstabilität hilft. Audi verkündete beispielsweise erst vor wenigen Tagen Fortschritte bei seinem Forschungsprojekt zum bidirektionalen Laden, das der Autobauer zusammen mit der Hager Group betreibt.

Batterien können Energie für einige Stunden oder einen Tag gut vorhalten. Viel mehr schaffen sie aber nicht. Große Mengen im Mega- und Gigawattbereich über lange Zeiträume zu speichern, Wochen bis Monate, und damit saisonale Unterschiede abzufedern ist schwieriger. Pumpspeicherkraftwerke gehören zu den etablierten Verfahren. Sie bewähren sich seit mehr als 100 Jahren. In Deutschland weisen sie eine installierte Leistung von neun Gigawatt auf. Doch viel mehr ist nicht drin. Die Pumpspeicher sind schon jetzt gut ausgelastet, und neue, passende Standorte sind äußerst begrenzt. Daneben werden Technologien wie Power-To-Gas erprobt, die überschüssige Energie nutzt, um Wasserstoff und Methan zu produzieren.

Siemens Gamesa testet zurzeit ein anderes Verfahren

Doch manchmal muss eine alte Technik nur neu gedacht werden. Eine vielversprechende Idee hat ein Projekt unter Leitung des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik schon vor einigen Jahren entwickelt. Sie verfrachten das Prinzip des Pumpspeicherkraftwerks mit Betonkugeln auf den Meeresboden. Liegt ein Stromüberschuss an, pumpt die Anlage Wasser aus der Kugel ab. Hat das Netz Kapazitäten und Bedarf, strömt Wasser durch eine Turbine zurück in die Kugel, Strom wird erzeugt. Vor drei Jahren haben Projektleiter Matthias Puchta und sein Team ein Modell im Maßstab 1:10 auf den 100 Meter tiefen Grund des Bodensees gesetzt. „Wir konnten zeigen, dass es im See, in einer relevanten Umgebung, funktioniert“, erklärt der Ingenieur.

Nun ist die nächste Stufe in Planung. Ein 1:3-Modell in einer Wassertiefe von 500 bis 700 Metern. Das Institut hat errechnet, dass der Betrieb in dieser Tiefe mit einer 30 Meter durchmessenden Kugel am wirtschaftlichsten ist. Wirkungsgrad und Kosten entsprechen denen von Pumpspeichern an Land. Off-Shore-Infrastruktur sei zwar teurer, dafür brauche es weder Staudämme für das obere Becken noch Druckleitungen ins Tal. Das Meer besorgt beides von allein. Nutze man alle passenden Standorte für die Kugeln aus, ergäbe das weltweit eine installierte Speicherkapazität von 817 TWh. Zum Vergleich: Deutschlands Pumpspeicher kommen im Moment auf 0,04 TWh. Die Meeres-Pumpspeicherwerke scheinen wirtschaftlich interessant. „Jetzt herrscht Vertrauen“, sagt Puchta, „im nächsten Schritt ist es essentiell zu zeigen, dass es auch in größerem Maßstab zu realisieren ist.“ Später könnten die einzelnen Kugeln in großen Parks am Meeresgrund liegen – entweder an Wind- oder Solarparks in Küstennähe oder am Fuß schwimmender Windparks auf See.

In Hamburg testet Siemens Gamesa zurzeit ein anderes Verfahren, das nicht auf Wasser, sondern auf Vulkangestein setzt. Hinter der Bezeichnung ETES (Electro-Thermal Energy Storage) verbirgt sich die Pilotanlage einer thermischen Batterie. „Eine ideale Technologie, um erneuerbare Erzeugung aus Photovoltaik und Wind regelbar zu machen oder auch kontinuierlich Wärme aus Strom für die energieintensive Industrie zur Verfügung zu stellen“, wie Chefingenieurin Jennifer Wagner sagt.

Eingepackt in ein Meter dickes Isoliermaterial sind rund 1000 Tonnen Vulkangestein. Überschüssige Energie wird in Wärme transformiert und heizt das Gestein auf 750 Grad auf. Bei Bedarf wandelt eine Dampfpumpe die thermische Energie wieder in Strom. In ihrem jetzigen Maßstab kann die Anlage 130 MWh Strom vorhalten, das reicht, um 3000 Haushalte 24 Stunden mit Strom zu versorgen. Das Unternehmen strebt an, die gesamten Energiekosten für eine gespeicherte kWh kleiner als zehn Cent zu halten.

Anders als bei den Langzeit-Pumpspeichern ist die Anlage für den Tages- oder Wochenzyklus ausgelegt. Schwierigkeiten bereitet allerdings der Wirkungsgrad. Von Strom zu Wärme zu Strom bleiben im Idealfall noch 45 Prozent der ursprünglichen elektrischen Energie zurück. Die Demonstrationsanlage im Hamburger Hafen speist zudem keine Wärme ins Fernwärmenetz ein, sondern liefert ausschließlich Strom. „Die Technologie bietet jedoch die Möglichkeit für kombinierte Kraft-Wärme-Kopplung“, sagt Chefin Wagner und präsentiert noch eine andere Anwendung: Klassische Kraftwerke, die Auslaufmodelle der Energiewende, könnten als thermische Batterien eine neue Funktion finden. Der Großteil der Infrastruktur sei vorhanden. „Vereinfacht gesagt, können wir mit der ETES-Technologie aus Kohlekraftwerken CO2-freie Energiespeicher machen.“

Doch die derzeitigen Marktbedingungen machen die Entwicklung schwer. Der günstige Gaspreis ist mächtige Konkurrenz. Und aus gesetzlicher Sicht gelten Energiespeicher als „Letztverbraucher“. Das heißt, sie müssen für jeden Weg des Stroms Abgaben und Umlagen zahlen, wie jeder andere Verbraucher. Da kann es attraktiver sein, das Windrad einfach runterzufahren, anstatt den Speicher anzuwerfen – oder ihn gar nicht erst zu bauen.

Quelle: F.A.Z.
Autorenporträt / Niemann, Anna-Lena
Anna-Lena Niemann
Redakteurin in der Wirtschaft.
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