Auf der Suche nach Speichern
Pumpspeicherkraftwerke sind zwar effektiv – aber der Platz für einen Neubau der Anlagen ist begrenzt. Auch deswegen wird derzeit intensiv und in viele Richtungen nach neuen Speichertechnologien geforscht.
In Deutschland gibt es laut Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) derzeit sechs Pumpspeicherkraftwerke, die mehr als 300 Megawatt Leistung erbringen können - plus jenem in Vianden, das das deutsche Stromnetz nutzt. In Deutschland, Österreich, Luxemburg und der Schweiz sind für die nächsten Jahre etwa ein Dutzend Neubauprojekte sowie Erweiterungen bestehender Werke vorgesehen.
Doch die großen Anlagen brauchen viel Platz und verlangen oft einen Eingriff in die Natur. Und sie benötigen ein Gelände mit Gefälle: Je steiler und länger der Wasserweg von Ober- ins Unterbecken, umso höher ist der Energieertrag. Im flachen Norden ist ein Pumpspeicherkraftwerk also nicht möglich - dort aber weht der meiste Wind. Schon allein diese Standortproblematik macht neue Speichertechnologien - neben dem Netzausbau - nötig. Derzeit wird an mehreren Lösungen geforscht.
Eine davon ist die Power-To-Gas-Technologie, die 2011 für einige Tage in der Morbacher Energielandschaft getestet worden ist. Der Name der Technologie ist Programm: Strom wird in Gas umgewandelt und gespeichert. Es ist eine Variante der Wasserstoffspeicherung, die ebenfalls erforscht wird.
Bei Power-To-Gas wird zuerst Wasser in Sauerstoff und Wasserstoff zerlegt. Dann wird Wasserstoff mit Kohlendioxid (CO2) zu Methan, also synthetisches Erdgas, umgesetzt. Dieses kann direkt ins Gasnetz eingespeist werden und dann wieder in Strom umgewandelt oder als Gasprodukt genutzt werden. In Morbach wurde getestet, ob das regenerative CO2 aus der dortigen Biogasanlage für den Prozess genutzt werden kann - erfolgreich, wie Eric Frank von der Forschungsabteilung bei Juwi sagt. Die rheinland-pfälzische Firma aus Wörrstadt hatte gemeinsam mit der SolarFuel GmbH die Technologie bezüglich des Einsatzes von Rohbiogas als CO2-Quelle in Morbach erprobt. SolarFuel entwickelt die Technik mit dem Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und dem Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES).
Der große Vorteil der Anlage liegt laut Frank darin, dass das Gasnetz bereits jetzt über eine sehr gute Infrastruktur verfüge. "Theoretisch könnte mit den Kapazitäten des Gasnetzes ganz Deutschland etwa zwei Monate mit Strom versorgt werden", meint Frank. Allerdings: Allein durch das Konvertieren des Stroms in sogenanntes erneuerbares Methan, kurz E-Methan, gehen etwa 40 Prozent der Energie verloren - im Umkehrschluss liegt der Wirkungsgrad der Anlage bei 60 Prozent. Würde das Gas wieder rückverstromt und ins Stromnetz eingespeist, blieben von der ursprünglichen Menge nur noch etwa 36 Prozent übrig.
Im Vergleich zu Pumpspeicherkraftwerken sei das zwar sehr gering, meint Frank. Allerdings werde mit der Anlage ein anderes Ziel verfolgt. "Pumpspeicherkraftwerke sind auch von ihrem finanziellen Aufwand für Installation und Instandhaltung so konzipiert, dass sie täglich gefahren werden müssen, damit sich der Betrieb rechnet. Das SolarFuel Power-to-Gas-Verfahren verfolgt jedoch das Ziel einer saisonalen Speicherung - extreme Leistungsspitzen zum Beispiel in den windreichen Jahreszeiten Herbst, Winter und Frühling können abgefangen werden", erklärt Frank. "Das bedeutet aber auch, dass die Kosten verhältnismäßig gering sein müssen."
Zur Zeit wird an der technologischen Weiterentwicklung bis hin zur Marktfähigkeit gearbeitet. Die Probleme laut Frank: Zum einen sei die Technologie bislang noch sehr teuer. Zum anderen stimme der Gesetzesrahmen nicht. "Derzeit werden Speicher zwar nicht verhindert, aber auch nicht gefördert", merkt er an.
Eine weitere Möglichkeit, Energie zu speichern, bieten Druckluftspeicher. Weltweit gibt es davon derzeit nur zwei. Ein Druckluftspeicherkraftwerk befindet sich im US-amerikanischen Staat Alabama. Das andere im niedersächsischen Huntdorf, wo es seit 1978 von der Eon Kraftwerke GmbH geführt wird. Vom Prinzip funktionieren Druckluftspeicher ähnlich wie Pumpspeicherkraftwerke. Die überschüssige Energie wird dazu verwendet, Luft zu komprimieren und in unterirdischen Speichern in Salzkavernen zu pressen. Bei Strombedarf treibt die Druckluft Turbinen und diese Generatoren an, die Strom erzeugen.
Der entscheidende Vorteil im Vergleich zum Pumpspeicher: Es gibt in Norddeutschland, also dort, wo die Windenergie gewonnen wird, viele Salzstöcke, die für diese Art der Speicherung benötigt werden. Das Problem jedoch liegt derzeit im geringen Wirkungsgrad der Druckluftspeicher: Die durch das Komprimieren erhitzte Luft muss gekühlt und beim Entladen wiederum mit Gasbrennern erwärmt werden. Dafür wird Energie verbraucht. Nach dem Speichervorgang bleiben dann nur noch zwischen 45 und 55 Prozent der Energie übrig. Die leistungsstärksten Pumpspeicherwerke dagegen haben einen Wirkungsgrad von bis zu 80 Prozent.
Ein neues Verfahren
nutzt auch Wärme
Die RWE Power AG forscht derzeit mit weiteren Partnern an einer Lösung: Die Wärme, die beim Komprimieren entsteht, soll ebenfalls gespeichert werden. Später kann sie dann dazu verwendet werden, die Luft beim Entladen wieder zu erwärmen. Ziel ist es, den Wirkungsgrad auf 70 Prozent zu erhöhen. Adele heißt das Projekt, eine Kurzfassung von "adiabater Druckluftspeicher für die Elektrizitätsversorgung". "Wir entwickeln diesen Druckluftspeicher deshalb, um die nächste Technologie zur Verfügung zu haben, wenn wir an die Grenzen bei den Pumpspeichern gestoßen sind, weil in Deutschland keine Standorte mehr zu finden sind", erklärt Thomas Leitl von RWE Power. Geplant ist, im Salzlandkreis in Sachsen-Anhalt eine Demonstrationsanlage zu installieren.
