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Stromspeicher

Reserven für windstille Tage

© iStock

17. Oktober 2019

Wind und Sonne erzeugen sauberen Strom – aber Wind weht nicht immer, die Sonne scheint nicht immer, wenn man sie gerade braucht. Wollen wir künftig den Groß­teil unserer Energie aus den sogenannten Erneuer­baren beziehen, muss der Öko­strom also gespeichert werden. Aber welche Technologien stehen dafür zur Verfügung, wo liegen ihre Vor- und Nach­teile, und wie kann die saubere Strom­versorgung von morgen gesichert werden?

Der Anteil regenerativer Energien an der gesamten Strom­produktion ist in den vergangenen Jahren kontinuierlich gewachsen. 2018 kletterte er auf knapp 38 Prozent. Im ersten Halb­jahr 2019 produzierten Wind, Sonne, Wasser und Bio­masse erst­mals mehr Strom als Kohle und Atom zusammen – vor allem dank eines außer­gewöhnlich windigen Früh­jahrs.

Bis 2030 sollen die Erneuerbaren 65 Prozent unseres Strom­bedarfs decken, 2050 sollen es dann 80 Prozent sein, so der erklärte Plan der Bundes­regierung. Die große Heraus­forderung besteht zum einen im nötigen Aus­bau von Wind­parks und Solar­anlagen, der zurzeit ins Stocken gekommen ist. Zum anderen produzieren Wind­räder und Solar­panels – im Unter­schied zu konventionellen Kraft­werken – ihre Energie nicht immer dort und vor allem dann, wo und wenn man sie gerade benötigt.

Damit auch nachts und bei Windflaute das Licht niemals ausgeht, muss der Ökostrom gespeichert werden. Tatsächlich gibt es bereits eine ganze Reihe von Technologien, um den Strom auf­zu­nehmen – direkt sowie in Akkus. Oder indirekt, in Stoffen, die zu einem späteren Zeit­punkt eine Strom­produktion antreiben, zum Beispiel Wasser in Pump­speichern, komprimierte Luft in unter­irdischen Salz­stöcken oder Wasser­stoff­gas in Druck­tanks.

All diese Technologien haben Vor- und Nach­teile und können jeweils eine andere Rolle bei der Strom­versorgung ausfüllen. Welche Technologie für welchen Zweck am besten geeignet ist, entscheidet sich dabei an der Gretchen­frage: Wie lange soll wie viel Energie gespeichert werden?

Batteriesysteme: blitzschneller Strom (fast) ohne Verluste

Batterien beispielsweise haben von allen Speicher­methoden den größten Wirkungs­grad. Sie können den Strom besonders effizient auf­nehmen und wieder abgeben. Weil Batterie­systeme ihren Strom auch sehr schnell wieder ins Netz ein­speisen können, werden sie heute bereits dafür ein­gesetzt, sogenannte Regel­leistungen zu erbringen: Sinkt die Frequenz im Wechsel­strom­netz unter ein bestimmtes Niveau, müssen inner­halb von Sekunden neue Strom­quellen aktiviert werden, um so das Netz zu stabilisieren.

Den weltweit größten Batterie­speicher hat Tesla im Süden Australiens gebaut. Der Mega-Akku mit einer Gesamt­leistung von 100 Mega­watt (MW) und einer Kapazität von 129 Mega­watt­stunden (MWh) ist an einen Wind­park angeschlossen und soll 30.000 Haushalte bis zu eine Stunde lang mit Strom versorgen können. Der aktuell größte Batterie­speicher Europas ging 2018 in Schleswig-Holstein ans Netz. In Jardelund, dicht an der dänischen Grenze, hat der nieder­ländische Energie­versorger Eneco gemeinsam mit dem japanischen Konzern Mitsubishi einen Speicher mit einer Leistung von 46 MW und einer Kapazität von mehr als 50 MWh installiert. Etwa 10.000 Lithium-Ionen-Batterien sind in dem Speicher verbaut – genug, um etwa 5.300 Haushalte für 24 Stunden mit Strom zu versorgen.

Der weltweit größte Batterie­speicher Süden Australiens gebaut soll 30.000 Haushalte bis zu eine Stunde lang mit Strom versorgen können.

Der Großakku wird zunächst dafür ein­gesetzt, Regel­energie zur Verfügung zu stellen. In einem nächsten Schritt wollen ihn die Betreiber an die Wind­parks der Region anschließen. Weht der Wind mal wieder stark und sind die Netze voll, müssten die Rotoren nicht abgeschaltet werden. Der Strom könnte statt­dessen in der Batterie zwischen­gespeichert werden und ginge nicht verloren.

Weil Batterien Energie schnell auf­nehmen und inner­halb von Sekunden wieder abgeben können, sind sie vor allem als kurz­fristige Zwischen­speicher sinn­voll und rentabel. Doch um große Strom­mengen länger als einen Tag speichern, sind die Kosten von Akkus heute noch deutlich zu hoch.

Pumpspeicherkraftwerke: vom Strom zur Wasserkraft und zurück

Hier kommen Pumpspeicher­kraft­werke ins Spiel – bereits seit 100 Jahren das bewährte Mittel der Wahl: Hier wird mit dem billigen Strom etwa aus nach­frage­schwachen Nacht­stunden Wasser bergauf in ein großes Becken gepumpt. Klettert der Strom­bedarf wieder nach oben, öffnet das Kraft­werk seine Schleusen. Das Wasser rauscht bergab und erzeugt über Turbinen und Generatoren elektrischen Strom, der zurück in die Netze gespeist wird. Dabei geht natur­gemäß Energie verloren, aber mit einem Wirkungs­grad von 75 bis 80 Prozent sind die Pump­speicher­kraft­werke immer noch sehr effizient.

In Deutschland sind 31 Pump­speicher­kraft­werke mit einer Netto-Gesamt­leistung von über 6.500 MW in Betrieb. Das größte im Thüringer Schiefer­gebirge bringt es allein auf eine Leistung von 1.060 MW und eine Kapazität von 8.480 MWh – also fast 66 Mal so viel wie Teslas Mega-Akku in Australien. Und wo heutigen Akkus nach 15 bis 20 Jahren die Kraft ausgeht, sind die ältesten Pump­speicher bereits seit 100 Jahren im Betrieb.

Dafür lassen sich die Batteriespeicher überall dort auf­stellen, wo sie benötigt werden, – und das inner­halb kurzer Zeit. Nach gerade mal acht Monaten war etwa der Bau der Groß­batterie in Jardelund abgeschlossen. Planung und Bau von Pump­speichern erfordern dagegen Jahre – und die passende Geografie. Es braucht einen Fluss, hohe Hänge und viel Platz für zwei große Wasser­becken. Weil sie mit massiven Eingriffen in Natur und Land­schaft verbunden sind, sind sie bei der Bevölkerung nicht immer gern gesehen.

Druckluftspeicher: Pressluft im Untergrund

Druckluftspeicher sind platzsparender und gelten technisch als nicht sonderlich anspruchs­voll. Mit über­schüssigem Strom wird hier Luft in unter­irdische Salz­stöcke oder ehe­malige Gas­kavernen gepresst. Wenn der Bedarf an elektrischer Energie wieder wächst, wird die Druck­luft über eine Turbine abgeleitet und dadurch Strom erzeugt. Wie die Pump­speicher­kraft­werke sind auch die Druck­luft­speicher „schwarz­start­fähig“. Das heißt: Sie benötigen, anders als etwa Kohle­kraft­werke, keinen Strom aus dem Netz, um hoch­zu­fahren. Bei einem flächen­deckenden Strom­aus­fall können sie deshalb dabei helfen, die Energie­netze wieder aufzubauen. Allerdings ist ihr Wirkungs­grad vergleichs­weise gering, und sie können bislang nur in Salz­stöcken installiert werden.

Weltweit sind heute nur zwei Druck­luft­speicher­kraft­werke am Netz. Das eine steht seit 1978 beim nieder­sächsischen Städtchen Elsfleth und hat eine Speicher­kapazität von 1.200 MW. Das andere ging 1991 im US-Bundes­staat Alabama in Betrieb und kann 2.860 Mega­watt­stunden Strom speichern. Der Wirkungs­grad der Gesamt­anlage liegt bei 54 Prozent. Ein deutlicher Fortschritt zu den 40 Prozent des Vorgängers in Nieder­sachsen – gegenüber den bis zu 80 Prozent eines Pump­speicher­kraft­werks aber immer noch relativ über­sichtlich.

Power to Gas: vom Windstrom zu Wasserstoff

Als vielversprechender Anwärter, regenerative Energie künftig lang­fristig zu speichern, gilt gegen­wärtig „Power to Gas“. Die Elektrizität aus Wind, Wasser oder Sonne wird dabei in Wasser­stoff umgewandelt. Dieser kann zu Teilen ins bestehende Erd­gas­netz eingespeist werden oder Brenn­stoff­zellen in Wasser­stoff­fahr­zeugen antreiben. Weiter umgewandelt in Methan oder synthetische Treibstoffe, sollen so die Turbinen von Gas­kraft­werken oder die Motoren von Flug­zeugen nach­haltig betrieben werden. Doch der Wirkungs­grad von Methan liegt bei gerade mal 30 Prozent. Und auch bei der Umwandlung von Strom in Wasser­stoff und Wasser­stoff in Strom für das Brenn­stoff­zellen­fahr­zeug geht eine Menge Energie verloren. Einige Experten sprechen daher davon, dass Power to Gas vor allem dann als saisonaler Lang­zeit­speicher relevant wird, wenn der Anteil der Erneuerbaren auf zumindest 60 Prozent geklettert ist.

In Deutschland gibt es heute rund ein Dutzend Anlagen, die Über­schuss­strom in Gas umwandeln. Die aktuell größte betreibt Autobauer Audi im Emsland. Weht der Wind um den kleinen Ort Werlte bei Cloppenburg, wandelt die Sechs-Megawatt-Anlage Strom in Wasser­stoff und anschließend in Methan um. Ein Konsortium aus den Netz­betreibern Gasunie, TenneT und Thyssengas will nun in neue Dimensionen vorstoßen und im Norden Nieder­sachsens eine Power-to-Gas-Anlage mit einer Leistung von 100 Mega­watt installieren. Mit der 17-fachen Leistung der Audi-Anlage könnte „Element Eins“ immerhin eine Klein­stadt mit Strom versorgen. Energie­wende im großen Industrie­maß­stab ist das immer noch nicht. Und auch wirtschaftlich kann das Wind­gas noch nicht mit dem herkömmlichen „schmutzigen“ Wasser­stoff aus der Erdgas-Reformierung mithalten. Die Unter­nehmen halten das Projekt dennoch für enorm wichtig, um mit dieser Technologie Erfahrungen zu sammeln.

In diesem Sinne will auch Hamburg in die Zukunft investieren. Im Hafen der Hanse­stadt soll eine Power-to-Gas-Anlage mit ebenfalls 100 Megawatt entstehen, wie Wirtschafts­senator Michael Westhagemann Anfang September ankündigte. Möglich werden soll der Bau durch Förder­mittel vom Bund und der EU, Hamburg will die not­wendige Fläche bereit­stellen. Noch in diesem Jahr soll die finale Entscheidung über das Vorhaben fallen.

Kein Energiespeicher für alle Zwecke

Klar ist schon heute: Der optimale Energie­speicher für alle Zwecke ist gegen­wärtig nicht in Sicht. Um den erforder­lichen Speicher­bedarf zu decken, müssen die einzelnen Techno­logien weiter­entwickelt und intelligent mit­einander vernetzt werden, argumentieren Experten wie Silvio Konrad von TÜV NORD. „Um eine flächen­deckende Versorgung mit sauberem Strom zu realisieren, muss das Konzept der Energie­speicherung optimiert und ganz­heitlich gestaltet werden“, sagt Konrad, der im Industrie Service von TÜV NORD für den Energie­sektor zuständig ist.

„Um eine flächen­deckende Versorgung mit sauberem Strom zu realisieren, muss das Konzept der Energie­speicherung optimiert und ganz­heitlich gestaltet werden.“

Silvio Konrad, Geschäfts­führer TÜV NORD Systems

Diese ganzheitliche Gestaltung steht und fällt für den Experten mit einem konsequenten Aufbau des Smart Grid, des intelligenten Strom­netzes, das Erzeugung, Speicherung und Verbrauch best­möglich auf­einander abstimmen soll. Kommunikatives Kern­stück dieser klugen Netze sind die sogenannten Smart Meter – intelligente Strom­zähler, die den Versorgern in Echtzeit melden können, wie viel Strom welcher Verbraucher gerade benötigt. „Hier müssen wir Konzepte entwickeln, um durch gezielte Digitalisierung, den Einsatz von Sensorik und auch von künstlicher Intelligenz Steuerungs- und Regel­mechanismen auf­zu­setzen, die eine Optimierung des Gesamt­systems ermöglichen“, so Konrad. Der dazu erforderliche flächen­deckende Rollout der Smart Meter Gateways lässt noch auf sich warten. Und die Investition in Strom­speicher wird aus Konrads Sicht wirtschaftlich noch immer ausgebremst.

Denn die Betreiber von Strom­speichern müssen aktuell doppelt zahlen. Einmal, wenn sie den Strom aus dem Netz einspeichern, und erneut, wenn sie ihn wieder ins Netz zurück­leiten. „Speicher­technologien werden dadurch über­mäßig belastet und unwirtschaftlich gemacht. Hier muss die Politik eindeutigere Handlungs- und Rahmen­bedingungen schaffen, um Speicher­technologien als zentralen Teil der Energie­wende tatsächlich zu fördern“, mahnt Konrad. Eine Forderung, die von zahlreichen Experten und auch den Energie­verbänden geteilt wird und auf die die Bundes­regierung nun in einem ersten Schritt reagiert hat: Energie­speicher sollen künftig von Abgaben und Umlagen befreit werden, das sieht das Ende September vorgestellte Klima­paket vor.

Flaute in der Windbranche

Momentan steht allerdings zu befürchten, dass es für heutige und künftige Strom­speicher gar nicht genug Öko­strom zu speichern geben wird. Denn der Ausbau der Wind­kraft­anlagen ist aktuell nahezu eingebrochen. Im ersten Halb­jahr 2019 wurden gerade mal 86 Anlagen mit einer Brutto­leistung von 287 Mega­watt errichtet – rund 80 Prozent weniger als im Vorjahr und so wenig wie noch nie seit Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) im Jahr 2000. Besten­falls werden für das Gesamt­jahr insgesamt maximal 1.500 Mega­watt erwartet. Um bis 2030 die von der Bundes­regierung anvisierten 65 Prozent Öko­strom zu erreichen, müssten aber an Land jährlich 4.700 Mega­watt aus­gebaut werden, wie der Bundes­verband Wind­energie (BWE) berechnet hat.

Hauptgründe für den Einbruch sind aus Sicht von Verbänden und Experten fehlende Flächen, lang­wierige Genehmigungs­verfahren und Klagen gegen weitere Wind­räder. Nach Angaben des BWE stecken rund 11.000 Mega­watt in Genehmigungs­verfahren fest – das ist fast doppelt so viel, wie das größte Kohle­kraft­werk der Welt produzieren kann. Weitere 4.000 Mega­watt stehen auf der Kippe, weil die Anlagen nach Auf­fassung der Flug­sicherung Boden­navigations­anlagen im Flug­verkehr beeinträchtigen könnten. Gegen 800 Mega­watt bereits erteilter Genehmigungen laufen Klagen von Anwohnern oder Umwelt­schützern. Silvio Konrad sieht hier dringenden Handlungs­bedarf: Wie bereits beim Ausbau des Verkehrs­wege­netzes müsse die Politik die Genehmigungs­verfahren vereinfachen, verkürzen und die Ein­spruchs­möglichkeit vor Ort reduzieren: „Wir können den erneuerbaren Energien nicht einer­seits die Vorfahrt vor konventionellen Strom­erzeugern erteilen und anderer­seits zulassen, dass sie in der Planung und Genehmigung aus­gebremst werden.“

ZUR PERSON

Silvio Konrad ist Geschäfts­führer von TÜV NORD Systems und verantwortet Marketing und strategischen Vertrieb. Im Industrie Service von TÜV NORD ist er zuständig für den Energie­sektor.