Energiespeicher

Bei ungetrübtem Sonnenschein trifft eine »Globalstrahlung«, also alle elektromagnetische Strahlung zusammengenommen, von gut 1 kW auf jeden Quadratmeter Erde (unten am Boden, nach Durchgang durch die Atmosphäre; darüber ist es knapp doppelt so viel). Das ist eine ganze Menge, und das meiste davon ist Licht, also sichtbare Strahlung. Licht lässt sich durch Fotovoltaik-Paneele direkt, d. h. ohne den Umweg über die Wärme, in elektrische Energie umwandeln. Der Wirkungsgrad ist dabei bescheidenen, um 10%, bestenfalls 20%, doch was soll’s? Fläche ist noch genug vorhanden (Bild 4.3), und prinzipiell reicht die auf ein Einfamilienhaus treffende Sonnenstrahlung aus, um – über ein Jahr gemittelt – den Strombedarf dieses Hauses mittels Fotovoltaik zu decken. Man müsste »nur« die elektrische Energie speichern können – und zwar nicht nur am Tage für die Nacht, sondern auch im Sommer für den Winter. Das ist der Engpass!

Will sich z. B. ein »Solarteur« mit einem Verbrauch von 4000 kWh/a und einer Eigen-Erzeugung von ebenfalls 4000 kWh/a »autark« (im alten Sinne des Wortes) versorgen, dann benötigt er gemäß BDEW-Lastprofil H0 und Einspeiseprofil ES0 von EWE einen Stromspeicher mit einer Reichweite von 88 Tagen, um diese Profile aneinander anzugleichen. Darin sind Verluste und Alterung der Akkumulatoren noch nicht einmal eingerechnet. Legt man die tatsächliche Einspeisung von TenneT aus dem Jahr 2014 zu Grunde, sind es noch 82 Tage. Weniger reicht nicht hin, denn die Kurven von Verfügbarkeit und Bedarf divergieren zu stark (Bild 4.1). Im Idealfall müssten sie sich im gesamten Verlauf decken; dann wäre gar kein Speicher erforderlich.

Bild 4.1: So summieren sich die Einspeisungen von Sonne, Wind und Wasser und der Bedarf von ≈ 25 Haushalten über ein Jahr …
Bild 4.1: So summieren sich die Einspeisungen von Sonne, Wind und Wasser und der Bedarf von ≈ 25 Haushalten über ein Jahr …
Bild 4.2: … und so sieht es aus, wenn man den Bedarf der Haushalte zu jedem Zeitpunkt (Viertelstundenwerte) von der entsprechenden Einspeisung abzieht
Bild 4.2: … und so sieht es aus, wenn man den Bedarf der Haushalte zu jedem Zeitpunkt (Viertelstundenwerte) von der entsprechenden Einspeisung abzieht

Eine Darstellung, in der von jedem Viertelstundenwert der Einspeisung gleich der entsprechende Verbrauch derselben Viertelstunde abgezogen wird (Bild 4.2), zeigt dies noch deutlicher: Der »Solarteur« wird eine Akkumulator-Kapazität von 986 kWh – fast 1 MWh – vorhalten müssen, um über das Jahr zu kommen. Kostenpunkt: Etwa eine halbe Million Euro – mehr als das damit versorgte Einfamilienhaus. Damit hat er für die Alterung seiner Akkuzellen oder für den Fall, dass das Jahr etwa um mehr als 2 »Tagessätze« schlechter ausfallen sollte als das (den Durchschnitt wiedergebende) Profil, noch keine Reserve vorgesehen.

Allein mit Windenergie sähe die Sache schon besser aus. Mindestens 38 »Tagessätze« müssten hier aber immer noch auf Halde gelegt werden können. Der Verlauf weist allerdings die umgekehrte Tendenz auf (Bild 4.1) wie derjenige der Fotovoltaik. Was liegt da näher als beide Arten der Erzeugung zu kombinieren? In der Tat findet sich ein Optimum, wenn der Haushalt zu 23% solar und zu 77% aus Windkraft gespeist wird. Dies entspräche zur Versorgung von etwa 25 Haushalten (100 MWh/a) einer installierten Leistung von

  • 14,1 kW solar plus 13,5 kW Wind nach Lastprofil EWE bzw.
  • 17,5 kW solar plus 15,4 kW Wind nach Messung TenneT 2014.

Für »nur noch« 18 Tage muss nun Energie gespeichert werden können. Natürlich ließe sich die Bilanz weiter verbessern, nähme man als drittes Standbein die Laufwasserkraft hinzu. »Strommix« nennt sich das. Ebenso deutlich jedoch lässt der Verlauf (Bild 4.1, Bild 4.2) keine Wunder mehr erwarten: Das Wasser hat seine »Flut« (fachsprachlich »Schwall«) Anfang Juli, die »Ebbe« (fachsprachlich »Sunk«) Ende Januar – ähnlich ungünstig wie die Sonne. Allerdings bräuchten die Haushalte, aus Wasserkraft allein gespeist, für »nur« 23 Tage Lagerhaltung. Die Kurven lassen immerhin erkennen, dass das Laufwasserkraftwerk einen Großteil der Grundlast decken könnte, was der Wind nicht und die Sonne schon gar nicht können. Hat ein Haushalt z. B. einen Stromverbrauch von 4000 kWh/a, so entspricht dies einer mittleren Leistung von etwa 450 W. Verfügt der Haushalt über einen (am Hang gelegenen) Garten mit einem Bachlauf von z. B. 10 l/s Abfluss, dann müsste man diesen Bach ungefähr 4,5 m hoch aufstauen, um im Jahresmittel den Haushalt aus dieser Wasserkraftquelle versorgen zu können. Um einen Tag ohne Bachwasser zu überstehen, müsste man zum Stauwasserkraftwerk übergehen. Ein Stausee mit einem Inhalt von knapp 900 m³ wäre zu errichten. Zum Ausgleich der saisonalen Abweichungen zwischen dem Dargebot nach Einspeiseprofil EW0 und dem Lastprofil H0 bräuchte es schon 20 000 m³, um mit der Wasserkraft über das Jahr zu kommen.

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Thermische Energiespeicher

Nachtspeicherheizungen wären beinahe vollständig verboten worden, auch im Bestand. Ganz kurz davor durften sie wieder auferstehen, jedoch unter der Bezeichnung »Energiespeicher«, bzw. zu Deutsch »Power to Heat (PtH)« – zur Rettung der Energiewende (»Zusätzlich wurden 16 Familienhäuser mit dezentralen Stromspeichern ausgestattet. Teilweise waren das Nachtspeicheröfen, wie sie hier immer noch zu finden sind.«). Dem sind die folgenden Gedanken entgegen zu halten:

  • Pumpspeicherkraftwerke verwandeln elektrische Energie in potenzielle Energie und bei Bedarf wieder zurück in elektrische.
  • »Chemische Speicher« verwandeln elektrische Energie in chemische Energie und bei Bedarf wieder zurück in elektrische.
  • »Kinetische Speicher« verwandeln elektrische Energie in Bewegungsenergie und bei Bedarf wieder zurück in elektrische.
  • »Thermische Speicher« verwandeln elektrische Energie in Wärme – und …?

Die Idee zum Projekt »Desertec« (Bild 4.3) beruhte auf genau jenem Gedanken, der sich hier folgerichtig angeschlossen hätte: In einer verhältnismäßig »sonnensicheren« Gegend, nämlich Nordafrika, inmitten der Sahara, wo es obendrein nahezu keinen Menschen und auch kaum die Natur beeinträchtigt hätte, Solarstrom zu erzeugen. Dabei wurde zwar zum Teil an »konzentrierte Fotovoltaik« gedacht, also an mittels Parabolspiegeln fokussiertes Licht, was nur bei direktem Sonnenschein funktioniert und sich daher in unseren Breiten nicht lohnt. Zum größeren Teil sollte aber solarthermische Erzeugung von Dampf zum Betrieb von Dampfturbinen zum Einsatz kommen – ebenfalls mit konzentrierter Strahlung, denn hierbei ist diese Technik alternativlos. Von der Wärme sollte ein Teil gespeichert werden, so dass die Elektrizität auch nachts verfügbar geblieben wäre. Über HGÜ-Seekabel (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung – anders geht es nicht, da bei Wechselspannung der kapazitive Blindstrom des Kabels schon den Bemessungsstrom überstiege) sollte elektrische Energie auch nach Europa übertragen werden. Im Gegensatz zu vielen anderen, wahrscheinlich nur um der Veröffentlichung und Werbewirkung Willen erfundenen Meldungen über Technologien, hätte diese Idee tatsächlich funktioniert, doch inzwischen haben sich die meisten Projektträger wieder zurückgezogen. Begründet wird dies zumeist mit der instabilen politischen Situation in der Region. In Marokko wird derzeit eine große Anlage dieser Technik gebaut, die in ihrer endgültigen Ausbaustufe 580 MW leisten soll, eine Fläche von 30 km² bedecken und 2,2 Milliarden Euro kosten wird. Den erzeugten Strom verbrauchen die Marokkaner allerdings selbst – wieder nichts mit Erzeugung in »Echtzeit«; so ist und bleibt der Engpass bei der Erzeugung aus erneuerbaren Quellen nun mal die Frage der Speichertechnologien. Sehen wir uns die derzeit diskutierten daher einmal der Reihe nach an:

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Wärmekapazitätssysteme

Zur Erwärmung einer bestimmten Menge eines bestimmten Stoffes um eine bestimmte Temperatur-Differenz ist eine bestimmte Menge Wärme erforderlich. Die entsprechende Stoffkonstante ist die spezifische Wärmekapazität. Um z. B. 1 g Wasser von 0 C auf 1 C, also um 1 K, zu erwärmen ist eine Wärmemenge von genau einer Kalorie (dies ist die ursprüngliche Definition der Kalorie) bzw. von 4,187 J erforderlich. Damit nimmt Wasser schon einen Spitzenplatz ein. Die meisten Stoffe liegen unter 1 J/(g*K).

Mit 1000 W = 1 kW und 1 h = 3600 s ergibt sich: 1 kWh = 3,6 MWs = 3,6 MJ.

Ein Kraftwerksgenerator vom Kaliber Biblis mit einer Leistung von 1,3 GW = 1,3 GWs/s = 1,3 GJ/s erzeugt also in einer Sekunde schon eine Energie von etwa 361 kWh! Damit könnte man rund 10 t Wasser um 30 K erwärmen – in nur einer Sekunde! Unter Einsatz einer Million Tauchsieder könnte diese elektrische Leistung (von der thermischen Leistung eines solchen Kraftwerks ist in diesem Zusammenhang gar nicht die Rede) den Bodensee in 2 Tagen um 1 K erwärmen. Dies steckt den Rahmen ab, über den wir hier reden. Darin sind noch zwei Punkte unberücksichtigt:

  • Der Wirkungsgrad, mit dem gespeicherte Wärme sich in Elektrizität umwandeln lässt, ist gering.
  • Wasser ist für diesen Zweck ungeeignet, da der Siedepunkt viel zu niedrig liegt bzw. ein sehr hoher Druck erforderlich wäre, um in brauchbare Bereiche vorzudringen. Geeignete Stoffe jedoch sind nicht nur viel teurer; nein, ihre Wärmekapazität ist auch noch geringer und die erforderliche Menge daher noch größer.

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Schmelzwärmesysteme

Um 1 g Eis von 0°C in 1 g Wasser von 0°C zu verwandeln ist eine Wärmeenergie von 333 J (oder 80 Kalorien) aufzuwenden – ebenso viel wie für das Erwärmen des Wassers um 80 K erforderlich ist. Dies ist

  • ziemlich viel und
  • für den Prozess recht vorteilhaft, weil sich die Umwandlung praktisch auf nur einem Temperaturniveau abspielt.

Auch hier ist Wasser einer der Spitzenreiter – andererseits aber auch wieder ungeeignet, weil der Schmelzpunkt viel zu niedrig liegt. Man suche also einen (möglichst kristallinen) Stoff, der

  • einen verhältnismäßig hohen Schmelzpunkt und
  • eine möglichst hohe Schmelzwärme hat.

Diesen Stoff bringe man dann, wenn Wärme im Überfluss vorhanden ist, zum Schmelzen, und wenn man Strom braucht, kühle man ihn um einen kaum merklichen Betrag ab und entziehe über einen längeren Zeitraum die Kristallisationswärme bei nahezu konstanter Temperatur.

Der Aufwand, um Garzweiler II, einen der zwei Blöcke von Biblis oder was auch immer zu ersetzen, sieht jedoch ähnlich aus wie oben: Benötigt werden etwa 1000 Windkraftanlagen der 3-MW-Klasse plus 1000 Solaranlagen zu je 5 MW (also je etwa 50 km² Kollektorfläche!) plus eine Speicherkapazität von gut 20 GWh elektrisch. Das mit den Windkraft- und Solaranlagen ist aus heutiger Sicht machbar. Davon sind wir gar nicht mehr weit entfernt! In den 20 GWh elektrischer Speicherkapazität (d. h. »Strom als Wärme«) hingegen ist noch nicht einmal Folgendes eingerechnet:

Und dann auch noch der Carnot-Wirkungsgrad

Ein physikalisches Gesetz besagt, dass bei der Umwandlung von Wärme in mechanische Energie ein Wirkungsgrad von

nicht überschritten werden kann. Dabei ist Tmax die obere und Tmin die untere (absolute) Temperatur in dem Prozess (gemessen in Kelvin [K]). Um den in stürmischen Zeiten allzu reichlich erzeugten Windstrom als Wärme speichern zu können, bräuchte man also ein Medium, das erst bei heller Rotglut schmilzt. Eisen vielleicht? Davon gibt es wenigstens genug, und es ist unbedenklich für die Umwelt, denn diese besteht ohnehin zu 4,7% daraus. Man müsste also mindestens 6 TWh thermische Energie z. B. in 88 Millionen Tonnen flüssigen Eisens bei 1535°C über einige Monate in diesem Zustand lagern, um daraus theoretisch maximal 5 TWh elektrische Energie zurück gewinnen zu können. Praktisch sind es dann doch nur 2 TWh elektrischer Energie, die man zurück bekommt.

Das A und O bei den thermischen Kraftwerken ist zwar, eine möglichst hohe Verbrennungstemperatur Tmax zu erreichen und umgekehrt mit der Temperatur Tmin des Kondensat-Rücklaufs aus dem Dampfkreislauf bzw. mit der Abgastemperatur möglichst nahe an die des Kühlmittels zu kommen. Das ist bei einem Dampfkraftwerk mit Kühltürmen die Außenluft. Folglich ist der Wirkungsgrad von Dampfkraftwerken im Winter geringfügig besser als im Sommer. Steht ein Gewässer zur Kühlung zur Verfügung, so ist ganzjährig ein etwas höherer Wirkungsgrad erreichbar. Die obere Temperatur Tmax wird jedoch durch die Werkstoffe begrenzt: Bei Tmax = 723 C (996 K) kann im Stahl des Kessels eine Gefüge-Umwandlung eintreten, die man nicht haben möchte. Daher ist hier Schluss. Ein Wirkungsgrad von knapp 68% wäre damit theoretisch möglich; technisch schafft ein modernes »BoA« (Braunkohlekraftwerk mit optimierter Anlagentechnik) gerade mal 43% – will sagen: 57% der bei der Verbrennung frei werdenden Wärme wird eben nicht in mechanische und dann in elektrische Energie umgewandelt, sondern wird in der Umwelt verteilt. Die Umwandlung der mechanischen Energie in elektrische stellt hingegen kein Problem mehr dar. Mit Wirkungsgraden nahe 99% darf man bei großen Generatoren rechnen.

Bei den Phasenwechsel-Werkstoffen, die für die thermische Speicherung von Solarenergie diskutiert werden, liegen die Schmelztemperaturen jedoch zwischen 150°C und 450°C. Schließlich wird es umso schwieriger, die Wärme allein aus (konzentriertem) Sonnenschein zu gewinnen, je höher man das Temperaturniveau haben möchte. Je niedriger es aber ist, desto weniger wird man von der Wärme in mechanische Energie umwandeln können. Von Tmax = 450°C = 723 K und beim Kühlmittel von Tmin = 47°C = 320 K (Sahara-Luft am Tage) ausgehend, in obige Formel eingesetzt, ergibt, dass ein Wirkungsgrad von η  = 55% niemals wird überschritten werden können. Wenn technisch 33% erreicht werden, kann man schon froh sein. Dies verdreifacht also die benötigte Menge Speichermaterial gegenüber dem »netto«. Mit Tmin = 0°C = 273 K (Sahara-Luft bei Nacht) könnte der Wirkungsgrad noch etwas gesteigert werden, da die gespeicherte Reserve für die Versorgung während der Nacht dienen soll. Die theoretische Obergrenze liegt dann bei 62%.

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Chemische Energiespeicher

Auch die Wirkungsgrade chemischer Speicher, sprich Akkumulatoren, sind gut bis sehr gut. Insbesondere der viel diskutierte Lithium-Ionen-Akkumulator bietet nahezu ideale Voraussetzungen: Er weist kaum Selbst-Entladung und fast keine chemischen Verluste auf, so dass lediglich die ohmschen Verluste (Stromwärme) beim Laden und Entladen übrig bleiben. Da diese proportional zum Quadrat der Stromstärke verlaufen, kann ein solcher Akku einen Lade-Entlade-Wirkungsgrad von nahezu 100% erreichen, wenn er langsam entladen und langsam wieder aufgeladen wird. Mit der Lebensdauer kann man auf die Dauer auch leben. Nur die geringe Energiedichte und die hohen Kosten chemischer Speicher weisen diese in ihre Schranken – sehr im Gegensatz zu all den Sensationsmeldungen, die uns täglich überfluten und die eher der Kategorie Wunschdenken zuzuordnen sind. Nur bei Inselnetzen sieht dies anders aus, insbesondere wenn nicht nur »Strominseln« wie vormals West-Berlin, sondern echte geografische Inseln gemeint sind, wie etwa die Shetland-Inseln. Da bleibt oftmals gar nichts anderes übrig als die Stützung mit Batteriespeichern – koste es, was es wolle. Eine HGÜ-Leitung zum Festland hin, also inklusive zwei Mal Umrichtung, wäre jedenfalls teurer.

»Großspeicher«

In seltener, völlig ungewohnter Klarheit sagte es einmal ein Fachorgan: »Bisher gibt es kaum konkrete Anwendungsfälle für Großspeicher« und »Ich sehe kein einziges Geschäftsmodell für Großspeicher im Netz, für das es nur die Chance gibt, sich zu rechnen«. Normalerweise liest sich das Thema eher so, um nur zwei Beispiele zu nennen:

  • »2014 stellte die Robert Bosch GmbH an einem Windpark einen stationären Speicher mit einer Gesamtkapazität von 3,4 MWh auf«. Nun gut, dieser ersetzt einen einzigen Windgenerator für gerade mal eine Stunde. Die Folgen einer 4 Tage dauernden Flaute werden dadurch um lediglich 1% gemildert – für diese eine einzige »Windmühle«. Auf den gesamten Windpark bezogen sind wir schon wieder bei den homöopathischen Dosen angelangt. An anderer Stelle – eben nicht in der Veröffentlichung, sondern z. B. in einem Normen-Arbeitskreis – erfährt man dann, dass der Speicher hierfür auch gar nicht gedacht war, sondern Primär-Regelleistung bereit stellen sollte.
  • »Im Sommer wird der weltweit erste modulare Batteriegroßspeicher mit einer Leistungsklasse von 5 MWh in Aachen gebaut. Anfang 2016 soll er für Regelleistung oder auch den klassischen Stromhandel an der Börse genutzt werden«.

Doch zunächst einmal ist der Rekord keiner. Zu Zeiten, als West-Berlin nicht nur eine politische, sondern auch eine elektrische Insel darstellte, gab es dort eine Speicheranlage mit 7 MWh Speicherkapazität aus Bleiakkumulatoren – doch mit dem Anschluss der Stadt an das westeuropäische Verbundnetz wurde die Anlage wegen Unwirtschaftlichkeit wieder abgebaut, obwohl doch die Akkumulatoren nun schon einmal bezahlt waren!

Zu dem neuen Aachener Speicher mit Li-Ionen-Akkus dagegen heißt es weiter: »Der Speicher wurde durch das Bundesumweltministerium mit rund 1,3 Millionen Euro, ca. einem Fünftel der Investitionssumme, gefördert«. Damit kostet die Speicherkapazität hier rund 1300 €/kWh. Eine Übersicht zeigt, dass die Preise nicht so weit gefallen sind wie man es allenthalben vernimmt, doch dieser Preis ist extrem hoch. »Jetzt soll die Anlage profitabel betrieben werden können«. Das klingt schon wieder wie eine Herausforderung im neudeutschen Sinn. »Wichtig für die zu Grunde liegende Kalkulation war die 20-jährige Garantie für die Akkuzellen, die der Hersteller übernommen hat«. Dies dürfte den sehr hohen Preis begründen. Damit aber muss der Speicher z. B. 10 000 Mal in seinem Leben für z. B. 13 ct/(kWh) vollständig aufgeladen und für 26 ct/(kWh) wieder vollständig entladen werden – Verluste und Kapitalkosten noch nicht gerechnet. Das ist mehr als ein Mal täglich und somit realitätsfremd, da diese Speicher eben nur in Extremsituationen ganz aufgeladen oder komplett entladen werden sollen. Also stehen sie im Wesentlichen herum und warten auf die Extremsituation, in der die Preise an den Strombörsen deutlich über 1 €/kWh steigen bzw. sogar ins Negative absacken. Diese Situationen müssten dann 50 bis 100 Mal im Jahr auftreten. Das tun sie zwar zum Glück noch nicht, doch wir steuern rasant auf einen solchen Zustand zu (Bild 7.2). Sollte dies eines Tages mehr oder weniger alltäglich werden, dann würde dies bedeuten, dass sich das Netz in einem desolaten Zustand befindet und jeden Moment »abschmieren« kann. Die Bedeutung des Speichers rutscht dann wiederum in den Bereich der homöopathischen Dosen. Mindestens drei Nullen müsste man bei der Kapazität anhängen, wenn nicht vier, fünf oder gar sechs – und beim Preis desgleichen. 1000 solcher Speicher (also zum Gesamtpreis von ≈ 6,5 Milliarden Euro) könnten Deutschland 2 bis 3 Minuten lang mit Strom versorgen. Das würden sie niemals in vollem Umfang müssen – und könnten sie auch nicht, ohne die Akkus zu ruinieren – doch steckt dies den Rahmen der Größenordnungen ab, um die es hier geht. Zum Durchfahren der Sonnenfinsternis wären im Extremfall – Sonne satt über ganz Deutschland – etwa 20 000 Anlagen (zusammen 130 Milliarden Euro) erforderlich gewesen, hätte man sich allein auf diese Technik verlassen wollen. Doch wie oft kommt eine Sonnenfinsternis vor? Damit wird der profitable Betrieb in der Tat zu einer Herausforderung in vorgenanntem Sinne – und die Bezeichnung »Großspeicher« relativiert sich: Er kann so viel Energie speichern wie ein Kernkraftwerk in 14 Sekunden erzeugt. Alle in Deutschland bereits im Einsatz befindlichen Solaranlagen würden ihn rechnerisch (bei Sonnenschein) in einer halben Sekunde aufladen. Wollte man die Hälfte der Tagesproduktion für die Nacht auf Halde legen, bräuchte man also rund 40 000 Aachener Batteriespeicher zum Preis von rund 260 Milliarden Euro, gut 3000 Euro pro Kopf der Bevölkerung – entsprechend der Stromrechnung eines 3-Personen-Haushalts für 3 Jahre. Wir müssten also pro Person zusätzlich so viel bezahlen wie wir in 9 Jahren pro Person ohnehin schon für Strom ausgeben – und hätten erst einen Tag ausgeglättet. Wir müssen aber ein ganzes Jahr ausglätten – was eine Speicherkapazität von 15 Tagessätzen erfordert.

In einem weiteren Fall errichtete 2018 der Verteilnetzbetreiber EWE bei Varel eine Anlage, die sich wie folgt zusammensetzt:

  • Ein Lithium-Ionen-Akkumulator von 2,5 MWh mit einer Leistung von 7,5 MW,
  • ein Natrium-Schwefel-Akkumulator von 20 MWh mit einer Leistung von 4,0 MW.

Die Kombination sieht sehr sinnfällig aus. Dafür bezahlte EWE allerdings 3 Millionen Euro, und weitere 24 Millionen kamen von einer japanischen Wirtschaftsförderungsbehörde. Das neueste und größte deutsche Pumpspeicherkraftwerk in Goldisthal, das – voll »aufgepumpt« – 8 Stunden lang 1060 MW in das Netz zurückgeben kann, soll zum Vergleich 693 Millionen Euro gekostet haben. Man hätte dort also alternativ für die gleiche Speicherkapazität 333 solcher Akkumulator-Anlagen errichten können. Dies hätte jedoch Investitionen in Höhe von 8 Milliarden Euro erfordert. Dafür hätte man allerdings auch mehr bekommen:

  • Die summierte Leistung hätte um 3,8 GW statt »nur« 1,06 GW gelegen.
  • Die Akkuspeicher können prinzipiell innerhalb einer Sekunde, wenn nicht gar innerhalb von Millisekunden, vom Lade- in den Rückspeisemodus und zurück wechseln. Während dessen lobt sich Goldisthal, innerhalb von 90 s vom vollen Pump- in den vollen Generatorbetrieb wechseln zu können – was gerade im Hinblick auf die Fluktuation regenerativer Einspeisungen so gebaut wurde und schon einen guten Wert darstellt. Schließlich muss in Pumpspeicherkraftwerken die Laufrichtung der Turbinen umgekehrt werden, bzw. es muss auf eine andere Turbine gewechselt werden (dieselbe zum Pumpen und Turbinieren zu verwenden mindert den Wirkungsgrad etwas – oder es muss ein Frequenzumrichter eingesetzt werden).
  • Außerdem erreichen die Akkuspeicher, wie ausgeführt, deutlich höhere Wirkungsgrade als die – auch schon nicht schlechten – Pumpspeicherkraftwerke. Goldisthal wartet – auch auf Grund seiner Größe – mit einem einsamen Spitzenwert von 80% auf. Ein Li-Ionen-Akku mit Leistungselektronik kann das noch überbieten – selbst bei kleinen Baugrößen.

»Nur« die Kosten sind derzeit noch indiskutabel. Es ist wegen der technischen Überlegenheit nicht auszuschließen, dass Pumpspeicherkraftwerke eines Tages durch Akkumulator-Anlagen ersetzt werden. Die spezifischen Speicherkosten liegen jedoch im vorliegenden Beispiel noch immer um 1300 €/(kWh) wie 3 Jahre zuvor schon bei dem Aachener Speicherprojekt. Der viel zitierte Preisverfall bei Speichern ist hier – allen Auguren zum Trotz – nicht spürbar, obwohl in diesem neueren Projekt der größere Teil der Kapazität von einer kostengünstigeren Akkumulatoren-Chemie bereit gestellt wird.

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Dezentrale Speicher

Bleibt die Frage offen: Warum sieht der oben genannte »Bedenkenträger« die Einschränkungen nur bei Großspeichern? Hier greift kein exponentielles Wachstumsgesetz; die Verhältnisse sind bei großen und kleinen Akkumulatoren fast gleich. Die Kosten sind allenfalls bei kleinen, wie überall, noch ungünstiger, weil ein kleiner zum Teil die gleiche Steuerungstechnik benötigt wie ein großer (ein kleiner Bus benötigt auch einen ganzen Fahrer wie der große und kommt nicht mit einem halben aus). Ansonsten sind die Verhältnisse beim Speicher (Materialbedarf usw.) linear.

In Deutschland befinden sich mittlerweile 100 000 Solarstromspeicher in Betrieb. Deren spezifische Preise bewegen sich um 600 €/(kWh) (Tabelle 4.1). Diese sind damit »nur« etwa halb so hoch wie die der kommerziellen Speicher. Nichtsdestoweniger ist der Strom, wenn man die Lebensdauerkosten des Speichers umlegt, beim Verlassen des Speichers um etwa 17 ct/(kWh) teurer als beim Aufladen. Den Speicher durch (mehr) Eigenverbrauch von Solarstrom zu amortisieren wird damit ein wenig schwierig.

Nachdem die Regierung die Einspeisevergütung für Solarstrom drastisch reduziert hat, ersetzt sie diese daher gleich wieder durch eine neue Subvention, die ebenso zu einem labilen bis nicht existenten Gleichgewicht führen kann: Nun wird die Eigenversorgung über Akkumulatoren subventioniert. Dies ändert jedoch gar nichts daran, dass der im modernen Sinne »autarke« Fotovoltaik-Betreiber zwar Geld spart, indem er bei Tage die Energie speichert, um bei Nacht Licht zu haben, aber das Netz nach wie vor benötigt, um im Winter seinen Bedarf zu decken und im Sommer seine Überschüsse loszuwerden. Das Netz wird aber weiterhin anteilig über den Strompreis finanziert. Überspitzt gesagt, wird das Netz nun zwei Mal statt ein Mal genutzt und kein Mal statt ein Mal bezahlt. Diese Rechnung kann nicht aufgehen – völlig unabhängig davon, wie billig die Speicher mit der Massenproduktion noch werden. Auf diese Art landen wir irgendwann wieder bei einer Tarifstruktur, wie wir sie doch nicht mehr haben wollten, lediglich extremer: Ein Privat-Haushalt wird nur noch 5 Cent für die verbrauchte Kilowattstunde, aber für einen Hausanschluss mit 3 * 35 A eine Grundgebühr von 1000 € im Jahr bezahlen müssen. Während das Energie sparen nach wie vor unsere beste »Energiequelle« bleibt, würde die Motivation hierzu auf diese Art wegsubventioniert.

Tabelle 4.1: Markt-Stichprobe 2018 für Solarstromspeicher zum privaten Einsatz
Tabelle 4.1: Markt-Stichprobe 2018 für Solarstromspeicher zum privaten Einsatz

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Aus Spanien, wo es auch massive Subventionen für erneuerbare Einspeisungen gibt, wird berichtet, dass diese Subventionen dort, wie oben beschrieben, auf den Leistungspreis umgelegt werden und nicht, wie in Deutschland bisher, auf den Arbeitspreis. Ergebnis ist, dass von der Wirtschaftskrise gebeutelte Haushalte teilweise ihre Stromzähler abmelden, sich ein Notstromaggregat aus dem Baumarkt kaufen und »das Bisschen Strom«, das sie benötigen, selbst erzeugen, um Kosten zu sparen. Ob dies die Umwelt rettet?

Wenn der Einsatz chemischer Speicher zur Stützung des Netzes sinnvoll ist, dann ist er es also im Großen ebenso wie im Kleinen. Letztlich urteilt auch der VDE: »Ohne Förderung ist ein Einsatz von PV-Heimspeichern unter den aktuellen Rahmenbedingungen trotz gesunkener Speicherpreise nicht wirtschaftlich« und »Bei Gewerbekunden mit einer sehr hohen zeitlichen Deckung von PV-Erzeugung und Leistungsbedarf ist der Einsatz von Batteriespeichern zur Eigenverbrauchsoptimierung i.d.R. derzeit nicht wirtschaftlich darstellbar. Der Einsatz von Batteriespeichern anstelle von Netzausbau (z. B. zusätzliche Kabel, RONT) stellt auch in absehbarer Zeit noch keine Alternative dar. Für einen wirtschaftlichen Einsatz müssten die Speicherkosten je nach Anwendungsfall noch erheblich sinken«.

Weiter warnt die Studie: »Speicher zur Eigenbedarfsoptimierung, wie z. B. PV-Heimspeicher, sind nicht per se netzdienlich. Vielmehr können sie das System sogar zusätzlich belasten: durch rein eigenverbrauchsoptimierende Speicher an PV-Anlagen kommt eine zusätzliche stochastische Komponente ins Spiel. PV-Heimspeicher, die durch die KfW gefördert werden, besitzen durch die geforderte Begrenzung der PV-Einspeiseleistung auf 60% und Einhaltung der VDE-AR-N 4105 bereits eine gewisse Netzdienlichkeit. Dieser Ansatz sollte durch die Festlegung weiterer Rahmenbedingungen ergänzt werden, um eine Netzdienlichkeit bei Speicherzubau stets zu gewährleisten. Im Sinne eines erweiterten systemdienlichen Einsatzes sollten PV-Heimspeicher auch in der Lage sein, z. B. in Sommernächten einen Teil der tagsüber bei hohen PV-Erträgen gespeicherten Energie in das Netz abgeben zu können bzw. im Winter – bei ausbleibender PV-Einspeisung – flexibel Strom aus Windenergieanlagen aus dem Netz aufnehmen zu können. Hierzu müssen die rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen angepasst werden, so dass dies für den Betreiber auch zu wirtschaftlichen Konditionen ermöglicht werden kann«.

Ein anderer Anbieter macht offenbar sein Geschäft genau hiermit, verkauft Akkumulatoren an private Nutzer, kauft ihnen aber dann das private Nutzungsrecht ab. Bezahlt wird dieses mit kostenlosem Strom. Der eigentliche Betreiber der Akkumulatoren bietet – obschon nun nicht mehr deren Eigentümer – deren Kapazität auf dem Regelleistungsmarkt an. Finanziell kann allerdings auch dieses Modell wieder nur funktionieren, weil der Endkunde nun zwar das Netz zwei Mal statt ein Mal benutzt, aber kein Mal statt ein Mal bezahlt.

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Elektrolysegas

Eine weitere Option, elektrische Energie – letztlich auch chemisch – zu speichern ist die Erzeugung von Wasserstoff mittels Elektrolyse (Schlagwort »Power to Gas«). Der Wasserstoff lässt sich dann bei Bedarf in einer Brennstoffzelle wieder zur Erzeugung elektrischer Energie nutzen. Leider sind die Wirkungsgrade der Elektrolyseure mit etwa 75% nicht allzu hoch, und auch die der Brennstoffzellen sind heute immer noch nicht das, was man sich vor 40 Jahren davon versprochen hatte, und mit etwa 60% nicht allzu viel besser als gute Verbrennungsmaschinen (Bild 4.4).

So landet man denn auch schnell bei der Idee, den Wasserstoff in das bestehende Gasnetz einzuspeisen und für jene Zwecke einzusetzen, für welche Gas gewöhnlich verwendet wird, also auch z. B. den Antrieb von Generatoren mittels Gasmotoren – oder eben zum ökologischen Heizen mit »Solargas«. Allerdings bedeutet dieses Vorgehen, die Elektrizität – ein Gut, das für den Haushalt z. B. mit 30 ct/(kWh) (mit Steuern) gehandelt wird – mit einem Wirkungsgrad von insgesamt 45% in ein Gut zu verwandeln, das an entsprechender Stelle für 6 ct/(kWh) (mit Steuern) verheizt wird. Dieser Vorgang lässt sich etwa so umschreiben: »Warum gießen Sie denn Wasser auf Ihr Blumenbeet? Sekt tut es doch auch!«

Bild 4.4: Wirkungsgrade von Brennstoffzellen
Bild 4.4: Wirkungsgrade von Brennstoffzellen

Der Einwand: »Warum nicht überschüssigen kostenlosen Sonnen- oder Windstrom wenigstens hierfür einsetzen?« stimmt so nicht. Der »überschüssige Strom« kostet eben doch Geld – und zwar erhebliche Summen. Jedenfalls sind die Anlagen zu seiner Erzeugung recht aufwändig und müssten sich eigentlich durch den Verkauf des Stroms finanzieren. Tatsächlich werden sie durch die EEG-Umlage finanziert. Rechnet man den Wert des »überschüssigen« Stroms gleich null, so wird er zu Zeiten, wenn er (direkt) genutzt werden kann, durch die Umlage noch teurer als er ohnehin schon ist.

So werden die vielen Varianten dieser Technik diskutiert und – zumeist auf Staatskosten – erprobt. Etwa der Wasserstoff verursacht dadurch Probleme, dass er sich auch durch höchsten Druck und tiefste Temperaturen nicht verflüssigen lässt, und als Gas ist er doch ziemlich unhandlich ob des großen Volumens, das er beansprucht. Die Antwort ist ein sehr hoher Druck, da Gase sich im Gegensatz zu flüssigen und festen Stoffen theoretisch unendlich verdichten lassen: Durch jede Verdopplung des Drucks lässt sich das Volumen halbieren. Aus 200 l H2 bei Atmosphärendruck (≈ 1 bar) wird 1 l H2 bei 200 bar. Allerdings wirft dies wieder zwei Fragen auf:

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Der energetische Aufwand für die Kompression

Die zur Kompression aufzuwendende Energie W errechnet sich nach

mit:

n Gasmenge in mol (das Molekulargewicht in Gramm [g]);

R = 8,3144598 J/(mol*K) allgemeine Gaskonstante;

T absolute Temperatur [K];

p1 Ausgangsdruck;

p2 Druck nach der Kompression.

Um die genannte Menge von 200 l auf ein Volumen von 1 l zu bringen, sind damit 115 kJ erforderlich. Das sind schon 4,5% des Energiegehalts. Dabei ist noch zusätzlich zu beachten, dass sich das Gas beim Komprimieren erwärmt – und durch die Erwärmung der Druck nochmals steigt (bzw. die Dichte abnimmt). Dadurch erhöht sich der Aufwand – netto, ohne die Verluste im Kompressor und seiner Antriebsmaschine – auf 5,3% des Brennwerts. Hierauf wird unten noch näher einzugehen sein.

Bild 4.5: Energie-Bedarf zur Kompression von 18 g Wasserstoff (von 200 l auf 1 l – von Atmosphärendruck auf 200 bar) bei 0°C
Bild 4.5: Energie-Bedarf zur Kompression von 18 g Wasserstoff (von 200 l auf 1 l – von Atmosphärendruck auf 200 bar) bei 0°C

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Der sicherheitstechnische Aufwand für die Kompression

So hohe Drücke sind aufwändig zu beherrschen und unterliegen strengen Vorschriften. Als Ausweg sind Stoffe im Gespräch, in denen sich Wasserstoff löst oder mit denen er eine lose chemische Verbindung eingeht, sich daran anlagert. Während der Wasserstoff selbst – auf die Masse bezogen – eine sehr hohe Energiedichte aufweist (141,8 kJ/g), muss diese Trägersubstanz aber untergebracht werden, was die Energiedichte des Speichers – auf die Masse bezogen – drastisch nach unten zieht. Volumetrisch kann jedoch prinzipiell noch ein erheblicher Vorteil daraus erwachsen. Schließlich ist hier von stationären Speichern die Rede; Masse und Platzbedarf spielen keine Ausschlag gebende Rolle.

Die Dichte von Wasserstoff liegt dagegen bei 0,08988 g/l unter Normalbedingungen (1,013 bar; 0°C). Schließlich wurde Wasserstoff früher auch für Gasballone und Luftschiffe eingesetzt. Auf das Volumen umgerechnet kommt man so auf nur 12,74 kJ/l; durch die Kompression auf 200 bar werden immer noch nur 2,55 MJ/l ≈ 0,7 kWh/l erreicht. Das ist nur ungefähr 1/15 dessen, was z. B. Dieselkraftstoff vorzuweisen hat. Ohne Kompression werden 3,54 kWh/m³ erreicht. Erdgas liegt zwischen 7,0 kWh/m³ und 11,6 kWh/m³

Der »Solarteur« müsste damit, wollte er sich mit Solarzellen plus Elektrolyseur plus Kompressor plus Brennstoffzellen-Kraftwerk »echt-autark« machen, einen Druckbehälter von 1225 m³ anschaffen – schon wieder mindestens das Doppelte, eher das Dreifache des damit versorgten Einfamilienhauses – und das ausgelegt und zugelassen für 200 bar! Dabei wurde der Kompressor ganz großzügig mit einem Gesamt-Wirkungsgrad von 90% angenommen.

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Biogas

Biogas, womit man gemeinhin das Faulgas aus Pflanzen und tierischen Fäkalien (heute meist ein Gemisch aus beidem) bezeichnet, besteht zu 40% bis 75% aus Methan (CH4). Fast der gesamte Rest ist CO2, also Ballast. Durch eine aufwändige Aufbereitung lässt es sich dem Erdgas so ähnlich machen, dass es mit diesem »austauschkompatibel« ist (»Bio-Erdgas«) und z. B. in das örtliche Gasnetz eingespeist werden kann. In der Regel aber dient es zur Stromerzeugung mittels Gasmotoren, während man Erdgas zum stark überwiegenden Teil »verheizt«. Ebenso gut ließe sich umgekehrt verfahren, was zum Teil – insbesondere in großen Gebäuden – auch geschieht. Als einzige regenerative Energie außer der Stauwasserkraft verfügt das Biogas aber über den Vorteil der Speicherbarkeit – allerdings eben doch wieder als Brennstoff und nicht als elektrische Energie. Das leistet, wie gesagt, jeder gasförmige Brennstoff – und auch das wieder nur in Grenzen. Bei flüssigen und festen Stoffen geht das besser.

Potenzielle Energie

Eine weitere Möglichkeit der indirekten Einlagerung elektrischer Energie ist die potenzielle oder Lageenergie, d. h. man nehme sehr viel von etwas hinreichend Schwerem und befördere es möglichst hoch hinauf auf einen Berg, wenn man mechanische Energie im Überfluss zur Verfügung hat. Bei Mangel lässt man die Masse wieder zu Tal fahren. Die Wirkungsgrade der Umwandlung mechanischer in elektrische Energie und zurück sind hervorragend, um 90% im kleinen und annähernd 99% im ganz großen Maßstab. Dies liegt dem seit Jahr und Tag praktizierten Prinzip des Pumpspeicherkraftwerks zu Grunde. Verwendet man ein flüssiges Medium, so sinkt der Wirkungsgrad zwar wieder, hält sich aber in einem Rahmen, der die Sache – in Folge zwingenden Bedarfs und mangels Alternativen – wirtschaftlich macht. Tatsächlich steckt hier ein echtes Potenzial auch für die Energiewende, die eine Glättung nicht nur des Tages-, sondern auch des Jahreslastgangs erfordert. Folgende Überlegung hilft bei der Abschätzung der Größenordnung:

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Gigantischer Realteil 1: Stauwasserkraft

Liegt oben auf dem Berg ein See mit einem Speichervolumen von 1 km³, also z. B. 10 km lang, 10 km breit und 10 m tief, dann enthält dieser 109 t = 1012 kg Wasser. Da eine Masse von 1 kg (an der Erdoberfläche) einem Gewicht von 9,81 N entspricht, wiegt der Inhalt des Oberbeckens knapp 1013 N. Liegt dieses 100 m oberhalb des Unterbeckens, wird beim Entleeren des Oberbeckens eine mechanische Energie von

W = 1013 N * 100 m = 1015 Nm = 1015 J = 1 PJ

frei – oder was heißt schon »frei«? Man fängt diese natürlich weitest möglich gleich wieder ein und wandelt sie in elektrische Energie um. Zum Ausgleich der kleinen Schlampigkeit, dass man von der Höhendifferenz die halbe Tiefe des Oberbeckens hätte abziehen müssen, nur mit einem Wirkungsgrad von knapp 70% rechnend, ergibt das knapp 200 GWh. Das ist endlich mal eine Energiemenge, über die zu reden sich lohnt (Bild 4.6), wie die Praxis zeigt:

Bild 4.6: Hohe Wirkungsgrade mit großer Kapazität verbinden, das kann nur eine Speichertechnologie: Pumpspeicherkraftwerke
Bild 4.6: Hohe Wirkungsgrade mit großer Kapazität verbinden, das kann nur eine Speichertechnologie: Pumpspeicherkraftwerke

In der Schweiz lag der Stromverbrauch 2014 bei 57,5 TWh. Gleichzeitig wird angegeben, dass in den Stauwasserkraftwerken einschließlich Pumpspeicher 8,8 TWh an Speicherkapazität vorgehalten werden können. Dies entspricht also dem Bedarf von fast 56 Tagen! So kann man hier tatsächlich von einem Saisonalspeicher sprechen. Die Stromversorgung in der Schweiz basiert, ganz grob gesagt, zur Hälfte auf Kernenergie und zur Hälfte auf Wasserkraft. Für eine nur auf Wasserkraft beruhende Versorgung ist die Schweiz (vgl. Norwegen) etwas zu dicht besiedelt und das Wetter etwas »zu gut«. Ein langfristiger Ausstieg aus der Kernenergie ist jedoch, wie in Deutschland, beschlossen. Zyniker könnten nun formulieren, diese CO2-freie Erzeugung würde wohl – zur Rettung der Umwelt – durch CO2-trächtige Energieträger ersetzt. Tatsächlich ist es sehr fraglich, ob die Kernkraft komplett durch Wasserkraft wird ersetzt werden können. Fazit dieses Abschnitts bleibt aber: Die Schweizer haben Glück! Durch ihre geografische Situation sind sie nahe daran, ein Stromversorgungsnetz aufbauen zu können, das sogar die für eine rein regenerative Erzeugung notwendigen jahreszeitlichen Speicher beinhalten könnte bzw. darüber gut zur Hälfte bereits verfügt! Voraussetzung ist jedoch, dass die Wasserkraft auch im großen Stil als das anerkannt wird, was sie in jeder Größe ist: »Grün«.

Nun ist die Schweiz aber keine Strominsel, sondern – ganz im Gegenteil – ein Transitland und eine internationale Drehscheibe. Die Stromhandelsbilanz der Schweiz ist tendenziell ausgeglichen, jedoch wird mehr billige Grundlast importiert und mehr wertvolle, heiß begehrte und gut bezahlte Spitzenlast (und Regelleistung) exportiert – ein gutes Geschäft und gleichzeitig völlig grün dank Stauwasserkraftwerken. Herzlichen Glückwunsch, Eidgenossenschaft! Doch machen selbst dort zur Zeit Rechenmodelle die Runde, die den Zubau neuer Wasserkraftwerke als unrentabel erscheinen lassen. Hierfür wird billiger, subventionierter Strom aus »neuen erneuerbaren« Quellen aus dem Norden verantwortlich gemacht – auch wenn diese wiederum u. a. Österreich und die Schweiz als die Profiteure sehen. Außerdem fürchtete die Schweiz für 2016 eine Stromkrise, weil es im Sommer 2015 ungewöhnlich wenig geregnet hatte und gleichzeitig die beiden Blöcke des Kernkraftwerks Beznau länger als geplant in Revision waren. Nun könnte man den fehlenden Strom importieren, doch der internationale Austausch erfolgt ausschließlich über das 380-kV-Netz. Die fehlende Leistung aus Beznau wäre aber in das 220-kV-Netz eingespeist worden und fehlt dort. Netzkupplungs-Transformatoren 380 kV / 220 kV gibt es in der Schweiz nur 20 Stück. Nur 3 bis 4 Stück mehr, und die Sache sei geregelt, errechnet der Verband Electrosuisse, aber der Netzausbau, der Netzausbau…

Dabei sind die größten Kraftwerke der Welt – nein, keine Atommeiler, sondern – Stauwasserkraftwerke: Jahrzehnte lang hielt die Anlage von Itaipú zwischen Brasilien und Paraguay mit 14 GW den Rekord als größtes Kraftwerk der Welt. Die Jahresproduktion wird für 2016 mit 103 TWh angegeben . Dies bedeutet theoretisch eine mittlere Auslastung von 84%; bezogen auf die verfügbare Leistung ist es noch mehr, da sich von den 20 Turbinen meist wenigstens eine wegen Revisions- oder Reparaturarbeiten außer Betrieb befindet. Damit entspricht sowohl die Leistung als auch die Jahresproduktion dieser gigantischen Anlage etwa 10 Kernkraftwerken, sprich 18% des deutschen Stromverbrauchs. Allerdings bedeutet dies auch, dass Itaipú – wie 10 Kernkraftwerke – rund ums Jahr Tag und Nacht mit voller Last läuft. Der maximale Wasserstrom wird mit 62.200 m³/s (in Worten: Zweiundsechzigtausendzweihundert Kubikmeter pro Sekunde!) und die Höhendifferenz mit 196 m angegeben. Das Potenzial wird hiermit nur zu einem Bruchteil ausgenutzt, zu Spitzenzeiten lediglich zu 12% (Bild 5.3 – vgl. Rechenbeispiele). Bis zu 88% der Wassermassen fließen über die Staumauer. Die Generatorleistung und das Speichervermögen von 29 km³, entsprechend 15 TWh, reichen also für etwa 45 Tage und sind in Itaipú offensichtlich derart aufeinander abgestimmt, dass ganzjährig auch bei minimalem Wasserfluss noch der volle Stromfluss zu Stande kommt. Damit entspricht die Betriebsweise derjenigen eines Grundlastkraftwerks. Wenn man Grundlaststrom mit 3 ct/(kWh) bewertet, beschert das Kraftwerk seinen Betreibern immerhin einen Umsatz von 93 Euro pro Sekunde. Das Wort »cash flow« erhält eine ganz neue Facette.

Dann ging 2008 das Drei-Schluchten-Projekt in China in Betrieb. Der Jangtsekiang stellt dort einen mittleren Wasserstrom von 32 500 m³/s dar. Mit dem Höhenunterschied von im Mittel etwa 100 m ergibt sich ein theoretisches Potenzial von 32 GW. Die tatsächliche elektrische Leistung des Kraftwerks wird aber mit »nur« 18,2 GW angegeben – was immerhin noch 15 Mal dem Kernkraftwerk Brokdorf entspricht! Der Wirkungsgrad von Turbinen und Generatoren ist deutlich besser als 50%; also fließt zu Spitzenzeiten ein wesentlicher Teil des Wassers (elektrisch) ungenutzt vorbei. Eine Erweiterung der Anlage auf 22,5 GW befindet sich daher zur Zeit im Bau, und ein Schiffshebewerk ist ebenfalls im Einsatz, das Wasser verbraucht. Ein weiteres Motiv zum Bau des Damms war der Hochwasserschutz, denn der Abfluss kann saisonal auch auf sagenhafte 113 000 m³/s ansteigen.

Die Jahresproduktion wird mit 84 TWh angegeben. Damit liegt die mittlere Leistung bei »nur« 9,6 GW, da der Wasserstrom im Januar auch schon mal auf die Kleinigkeit von 5.860 m³/s abfällt. Folglich fällt die Leistung saisonal bedingt auf etwa 4 GW ab. Das Stauvolumen erreicht mit 39,3 km³ die Größenordnung des Bodensees (die Oberfläche ist sogar mehr als doppelt so groß) und liegt damit um zwei Zehnerpotenzen höher als übliche Stauwasserkraftwerke – ein Speicher für 10 TWh, also mehr als drei Wochen Volllast-Betrieb! Bei der Anlage von Itaipú sieht die Lage ähnlich aus, und von der Jahresproduktion her gesehen bleibt diese – zumindest vorerst – das größte Kraftwerk der Welt.

Diese Rechnungen sind zwar geschönt, weil sie den bei der Entleerung fallenden Oberwasserspiegel und noch ein paar Randbedingungen vernachlässigen. Diese Eckdaten veranschaulichen aber, von welchen Größenordnungen hier die Rede ist. Somit steht dort ein gigantisches Stück Energiewende – wenn auch von Umweltschützern wegen der sehr weit reichenden Eingriffe in die Natur vielfach kritisiert. Allerdings ist auch von drei Millionen Todesopfern die Rede, die der Jangtsekiang durch Flutkatastrophen unterhalb des Projektes im 20. Jahrhundert schon gefordert habe.

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Begrenzter Realteil 2: Pumpspeicherkraftwerke

Seit Anbeginn der öffentlichen Stromversorgung besteht das Problem der Divergenzen zwischen Angebot und Nachfrage, und fast von Anfang an werden Pumpspeicherkraftwerke zum Ausgleich eingesetzt. Durch die »Energiewende« steigt der Bedarf nach Speicherkapazität deutlich, und die EU hat daher die Möglichkeiten weiträumig untersuchen lassen. Die Studie stellte ein »riesiges Potenzial« von etwa 2,3 TWh fest, das in der EU, Norwegen und der Schweiz noch erschlossen werden könnte – davon allerdings mehr als die Hälfte eben in Norwegen. Dies muss jedoch als eine sehr ernüchternde Bilanz angesehen werden; bedeutet es doch, dass allein die Schweizer Stauwasserkraftwerke 8 Mal so viel Energie einlagern können wie in der gesamten EU als Pumpspeicher-Potenzial gesehen wird. In Deutschlands Pumpspeicherkraftwerken soll insgesamt nur eine Energiemenge von 33 GWh gelagert werden können. Damit könnte Deutschland – entsprechende installierte Leistung angenommen – gerade mal eine halbe Stunde lang versorgt werden. Mit der tatsächlich installierten Leistung laufen sie etwa 6 Stunden (und könnten während dessen also 1/12 Deutschlands mit Strom versorgen). Das zusätzliche Potenzial beläuft sich auf einen einzigen gefundenen Standort mit 7 GWh.

Von Norwegen wird indes berichtet, dass in den dortigen Stauseen gar 84 TWh elektrische Energie lagern! Darunter befinde sich kein einziges Pumpspeicherkraftwerk. Wozu auch? Die braucht man nicht, wenn man ohnehin genügend Wasser in Stauseen vorhält, denn wo immer genügend Wasser von oben nach unten fließt, muss man niemals Wasser von unten nach oben pumpen. Die in der Studie zu Tage tretende Schwierigkeit liegt darin begründet, dass nach Paaren natürlicher Seen (mit dem entsprechenden Höhenunterschied) gesucht wurde, die sich zur Errichtung von Pumpspeicherkraftwerken eignen und dann auch noch – unter gegenwärtigen Bedingungen wirtschaftlich arbeiten sollten. Solch riesige Stauseen wie z. B. in Itaipú findet man aber nicht paarweise in der Natur vor – schon gleich gar nicht mit beträchtlichem Höhenunterschied. Auch ist es reine Ermessenssache, welche Lage man noch als »Potenzial« einstuft und welche nicht. 40 GWh sollen derzeit vorhanden sein. So kommt die genannte Studie für Deutschland auf ein Potenzial von 9 GWh Speicherkapazität, zitiert jedoch eine andere, die auf 19 GWh kommt. Allerdings ist das eine ein und das andere sind auch nur zwei Tropfen auf einen heißen Stein im Vergleich zu den 20 TWh Speicherkapazität, die Deutschland für eine vollständig regenerative Stromerzeugung bräuchte. Tatsächlich wird in einigen Fällen einer der beiden für ein Pumpspeicherkraftwerk benötigten Seen erst gegraben. Allerdings fällt dieser dann auch deutlich kleiner aus als die in Betracht kommenden natürlichen Seen – und so bleibt es dabei: Zur seit eh und je benötigten Regulierung des Tageslastgangs eignet sich diese Technik (zumindest ergänzend); für den (somit also weiterhin) gesuchten Saisonalspeicher dagegen nicht.

Daher kursieren in Fachzeitschriften und insbesondere im Internet die skurrilsten Theorien und Vorschläge, wie man denn elektrische Energie speichern oder ökologisch erzeugen könnte. Dies reicht von Parabolspiegeln im Weltraum – obschon die Strahlungsintensität sich außerhalb der Erdatmosphäre noch nicht einmal verdoppelt – über Türme, die bis ins Weltall reichen, bis hin zu Fotovoltaik auf dem Mond, deren Energie durch Mikrowellenstrahlung zur Erde »gesendet« wird. Der Fantasie sind keine Grenzen gesetzt, doch ein Bisschen Dreisatzrechnung verweist diese »Lösungen« – es zieht sich durch – zumeist sofort wieder ins Reich der homöopathischen Dosen, sollten sie nicht ohnehin dem der Fabel entstammen. Hier seien nur vier Beispiele aufgeführt:

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Imaginärteil 1: ARES

ARES (Advanced Rail Energy Storage) schlägt vor, die hydraulischen Verluste von Pumpspeicherkraftwerken einzusparen, indem man ein großes Gewicht auf Eisenbahngleisen einen Berg hinauf zieht und wieder herab rollen lässt. Natürlich funktioniert diese Idee im Prinzip! Bekanntlich sind die Reibungsverluste von Schienenfahrzeugen verblüffend gering, so dass es in den Bereich des Möglichen rückt, damit die Wirkungsgrade von Pumpspeicherkraftwerken zu überbieten, doch von welcher Größenordnung reden wir hier bei den Energiemengen? Bekanntlich vollführt ein einziger ICE3-Triebzug die Lade-Entlade-Übung eines solchen »Speichers« auf einer einzigen Fahrt von Köln Hbf. nach Frankfurt (Main) Flughafen mehrere Male. Etwa 1 MWh ist aufzuwenden, um einen Güterzug von 1200 t Gesamtmasse eine 300 m hohe Steigung hinauf zu befördern. In Goldisthal müsste man also 8000 solcher Züge – nein, nicht Güterwagen, sondern ganze Züge – auf dem Berg abstellen, um die gleiche Menge Energie dort zu speichern wie in dem vorhandenen Speicherbecken. Ja, um dort die Bergkuppe abzutragen und das Staubecken auszuheben sind wahrscheinlich 3 bis 6 Mal so viele Züge mit Erdreich, Steinen und Geröll gefahren, doch seither kann täglich ein Mal das Becken mit dieser Menge – allerdings Wasser – befüllt und geleert werden.

Das Argument für ARES lautet dann natürlich, wie immer, wenn etwas unwirtschaftlich ist: Arbeitsplätze! Je höher der Aufwand für ein Projekt, eine Technologie oder was auch immer ist, und je weiter dieses damit aus dem Bereich des wirtschaftlich möglichen Betriebs rückt, desto mehr Arbeitsplätze würde es selbstredend erzeugen, käme es dennoch zur Umsetzung. 382 Mannjahre Arbeit werden für 1 GW installierter Leistung angegeben, entsprechend also etwa 30 Millionen Euro. Dies würde bedeuten, dass 100 Güterzüge zu je 1000 t mit einer Geschwindigkeit von 36 km/h einen Berg von 10% Steigung (mit Seilzug oder Zahnrad; eine konventionelle Bahn schafft das nicht) herab rollen bzw. hinauf gezogen werden müssten. Für eine Stunde Laufzeit (1 GWh Speicherkapazität) erfordert dies also 100 Gleisstrecken von je 36 km Länge. Die benötigten 30 000 Güterwagen würden aber allein schon um die 3 Milliarden Euro kosten! Kommt es da auf die 30 Millionen Euro Errichtungskosten noch an? Kann diese Zahl überhaupt stimmen – nur 1000 € Infrastrukturkosten je Güterwagen? Wie auch immer – wir sind auch so schon bei Speicherkosten von 3 €/Wh angekommen. Akkumulatoren gibt es schon für 1 €/Wh. Ach ja, und einen Berg mit Durchmesser 72 km an der Basis und 3600 m Höhe brauchen wir auch noch.

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Imaginärteil 2: Ringwallspeicher

Eine weitere Idee, die schon seit 2010 die Runde macht und kontrovers diskutiert wird, nennt sich »Ringwallspeicher«. Eigentlich handelt es sich um ein Pumpspeicherkraftwerk im Flachland, unter Umständen auch in der flachen See. Es müssen also beide Becken, das untere und das obere, ebenso wie der Höhenunterschied dazwischen, aufgeschüttet werden. Die Becken sind dabei im Entwurf konzentrisch angeordnet (Bild 6), müssen aber im Prinzip nicht rund sein. Nur der Aufwand für die geplanten Dimensionen ist monströs. Ebenso gut könnte man neue Mittelgebirge aufschütten. Einer kleineren Skalierung, die auch diskutiert wird, steht wieder das Skalierungsgesetz im Weg: Setzt man z. B. den Durchmesser der Anlage auf 1/10 und lässt die Höhe, wie sie ist, fällt der Aufwand zur Errichtung der Staudämme auf 1/10. Die von Dämmen eingefasste Fläche – und damit das nutzbare Volumen – fallen jedoch auf 1/100.

Das Ausmaß der notwendigen Erdarbeiten wurde allerdings auch schon mit dem des Braunkohle-Tagebaus verglichen. Wenn man dessen Hinterlassenschaften gleich als Ringwallspeicher ausgeführt hätte, hätte vielleicht etwas daraus werden können. Bauingenieure bezweifeln jedoch, dass dies auf den entsprechenden Böden möglich wäre.

Bild 4.7: Ein Ringwallspeicher fügt sich anmutig und harmonisch in die Landschaft ein und erzeugt Freizeitwert – auch mit 20 m »Tidenhub« am Bootssteg?
Bild 4.7: Ein Ringwallspeicher fügt sich anmutig und harmonisch in die Landschaft ein und erzeugt Freizeitwert – auch mit 20 m »Tidenhub« am Bootssteg?

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Imaginärteil 3: Stülpmembranspeicher

Bild 4.8: Stülpmempranspeicher nach Prof. Popp
Bild 4.8: Stülpmempranspeicher nach Prof. Popp

2013 wurde vom selben Autor eine weitere Form des Pumpspeicherkraftwerks vorgeschlagen: Der Stülpmembranspeicher (Bild 4.8). Jetzt auf einmal fängt dieser an, von sich reden zu machen. Er besteht aus einem ziemlich großen Loch im Boden, z. B. 170 m Durchmesser, aus dem man einen Granitblock von z. B. 400 m Höhe ausgeschnitten hat. Der ausgeschnittene Block wird gegenüber dem Loch mit einer Membran abgedichtet und kann nun durch Wasserdruck auf und ab bewegt werden und so Energie lagern. Das Prinzip wurde patentiert und seine Funktionstüchtigkeit an einem Modell im Maßstab 1:1000 nachgewiesen. Dieser »Nachweis« funktioniert natürlich noch genauer als z. B. die Ermittlung der Fahrdynamik eines Zuges (Beschleunigung, Bremsung, Fliehkräfte, Kurvenradien, Rollwiderstand, Luftwiderstand, Energieverbrauch, Gleisbett, Schienenverschleiß und dergleichen) an einer Modelleisenbahn im Maßstab 1:87. Sicherlich wurden auch die Erdbeben simuliert, die entstünden, sollte die Membran einmal platzen und der Felsblock auf dem Grund aufschlagen.

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Imaginärteil 4: STENSEA (Stored Energy in the SEA)

Öffentlich geförderte Projekte reizen oft zum Nachrechnen, so etwa eines des Fraunhofer Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES): Eine unten offene Betonkugel wird 100 m tief im Bodensee versenkt, um mit überschüssiger Windenergie Luft hinein zu pumpen, das Wasser heraus zu drängen und bei Strombedarf wieder einströmen zu lassen. Nein, dies ist keine Druckluftspeicherung im Sinne von CAES – es handelt sich ganz einfach um Hubarbeit, also letztendlich um eine weitere Form des Pumpspeicherkraftwerks: Der Wasserspiegel des Bodensees hebt sich beim Aufladen des Speichers – theoretisch. Der Luftdruck in der Kammer bleibt – anders als bei CAES – über den Lade-/Entladevorgang konstant (fast konstant, da der Wasserspiegel um immerhin 28 nm steigt).

Die Kugel hat ein Volumen von etwa 14 m³, fasst also 14 t Wasser. Das ergibt eine Speicherkapazität von brutto 3,8 kWh. Somit reicht die Versuchsanlage noch nicht einmal zur Abfederung des Tageslastgangs eines einzigen Haushalts – von den gesuchten saisonalen Speichern gar nicht erst zu reden.

Dabei wird man die komprimierte Luft, will man die mit der Kompression und Expansion verbundenen Verluste vermeiden, komprimiert lagern müssen – nun doch wieder am Ufer? Ansonsten aber reduzieren sich sowohl die Kapazität als auch der Wirkungsgrad gleich wieder auf die Hälfte. »Den IWES-Forschern zufolge wäre dies eine Möglichkeit, Strom direkt in der Nähe von Offshore-Windparks zwischenzuspeichern.« Die durchschnittliche Wassertiefe der im Jahr 2016 zugebauten Anlagen wird jedoch von demselben Institut mit nur etwa 23 m angegeben. In der Projektskizze von Fraunhofer (Bild 4.9) wird ein Windpark auf ebenem Meeresgrund im seichten Meer in unmittelbarer Nähe eines extrem steilen, nahezu senkrechten, unter Wasser gelegenen Abhangs dargestellt. Ob es eine solche Situation überhaupt irgendwo gibt, wird nicht thematisiert. Standorte für Pumpspeicherkraftwerke dürften jedenfalls leichter zu finden sein.

Gemäß einer anderen Quelle »entwickelten sie [die Forscher] einen Hohlkugelspeicher aus Beton mit einem Durchmesser von 30 m und einer Kapazität von 20 MWh.« Dies würde das Volumen und damit den Ertrag schon gleich um den Faktor 1000 vergrößern! Die Abbildung in der erstgenannten Quelle deutet allerdings ganz deutlich auf 3 m hin. Der Spiegel des Bodensees höbe sich mit der 30-m-Kugel schon um 28 µm – wobei jedoch hieran gar nicht gedacht ist, sondern eben an Windkraftanlagen auf hoher See. Die abweichenden Durchmesser erklären sich letztlich – wenn man lange genug nach anderen Quellen sucht – dadurch, dass es sich bei der Anlage im Bodensee um einen Modellversuch im wahrsten Sinne des Wortes handelt. Inwieweit sich die Ergebnisse im Maßstab 10 : 1 hochrechnen lassen, ist allerdings eine offene Frage. Schließlich führt dies zu völlig unterschiedlichen Verhältnissen, da der Maßstab 10 : 1 sich bei den Flächen im Maßstab 100 : 1, bei Massen und Volumina im Maßstab 1000 : 1 abbildet. Das o. g. Projekt »ARES« mit einer Modellbahn modellieren zu wollen ginge auch schief.

Bild 4.9: StEnSEA nach Fraunhofer
Bild 4.9: StEnSEA nach Fraunhofer

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Das Wachstumsgesetz jedoch wirkt sich natürlich günstig für die größere Anlage aus: Etwa der Betonbedarf steigt nur um einen Faktor 100 für die 1000-fache Kapazität – angenommen, man käme mit der gleichen Wandstärke aus. Eine Speicherkapazität von 20 MWh je Kugel erfordert aber eine Tiefe von 525 m – netto, ohne Verluste. Das BMWi geht von 700 m aus, die wirklich benötigt werden. Darin wurde noch nicht einmal berücksichtigt, dass bei dem in 700 m Tiefe herrschenden Druck und der niedrigen Temperatur die Druckluft schon etwa 10% der Dichte des Wassers hat, was den Effekt, also die Speicherkapazität, schon gleich wieder um 10% mindert. Man müsste also auf 770 m »abtauchen« – was abermals die Dichte der Luft erhöht.

Um die Speicherkapazität des Pumpspeicherkraftwerks von Goldisthal zu erreichen, das 693 Millionen Euro gekostet haben soll, müssten 400 Kugeln zu je 30 m Durchmesser in rund 800 m Tiefe versenkt werden. Samt Pumpe, Generator, Strom- und Druckluftleitung müsste man also jede Kugel für etwa 1,7 Millionen Euro herstellen und installieren können.

In einer anderen Veröffentlichung werden die Kosten dann endlich beziffert: Etwa 8 bis 10 Millionen Euro je Kugel, »wenn diese im Verbund mit anderen Kugeln installiert wird«, werden dort angegeben. Bei (sehr optimistisch angenommenen) drei Speicherzyklen pro Tag errechnen die Autoren Kosten von »1,6 ct/(kWh) bis 2nbsp;ct/(kWh) – vergleichbar mit denen eines Pumpspeicherkraftwerks an Land« (gemeint sind offenbar die Mehrkosten der Energie nach der Speicherung). Unklar ist, woher ein solcher Zyklus stammt. Wäre dieser realistisch, hätte man in Goldisthal nur ein Drittel der Kapazität oder die dreifache Leistung installiert. Rechnen wir nach: 2nbsp;ct/(kWh)nbsp;=nbsp;20nbsp;€/(MWh)nbsp;=nbsp;400nbsp;€/Zyklus. Gerechnet wurde also mit einer Lebenserwartung von etwa 20nbsp;000 Zyklen. Mit der oben genannten sehr optimistischen Annahme, dass wirklich jeden Tag drei Mal die volle Kapazität abgefordert und wieder aufgeladen wird, ergibt dies ein Minimum von etwa 20 Jahren. Das Kraftwerk Goldisthal ist – aus guten Gründen – für nur einen Zyklus pro Tag ausgelegt und kommt hiermit (nicht mit dreien) und einer Lebensdauer von 20 Jahren auf den angegebenen Wert von 1,6nbsp;ct/(kWh). Die angegebene Kostenrechnung bezieht sich also auf eine praktische Gebrauchsdauer um 100 Jahre – und auch diese Rechnung setzt voraus, dass die angegebenen Errichtungskosten stimmen.

Sodann errechnen die Fraunhofer-Forscher (wie auch immer) ein globales Speicherpotenzial von 817nbsp;TWh – und setzen dies ins Verhältnis zu nur 40nbsp;GWh in den Pumpspeicherkraftwerken Deutschlands (statt zur global installierten Pumpspeicherkapazität). In der Schweiz seien es 1640nbsp;GWh/a, wird dann zusätzlich erläutert; nicht aber, wie die Zahl und ihre Einheit zu den anderen Angaben passen. Es steht dort ein Verweis auf eine Fußnote – die aber leider nicht aufzufinden ist. Nehmen wir diese Zahl jedoch als auf ein Jahr bezogen, wie sie dort steht, dann ist das auch nur 1/5 dessen, was in Schweizer Stauwasserkraftwerken lagert. Eher sollte man doch wohl versuchen diese, also die Erzeugungskapazität, um 20% zu erweitern als die Speicherkapazität.

Vom Wirkungsgrad und von den beim Komprimieren und Expandieren der verwendeten Luft auftretenden Verlusten ist nirgends die Rede. Die Speicherkapazität kostet mithin 500nbsp;€/kWh, also etwa so viel wie Lithium-Ionen-Akkumulatoren – die sich ohne weiteres an Land installieren lassen, wo sie auch erreichbar sind, sollte einmal etwas nicht in Ordnung sein und einen Zugriff erfordern. Ihr Wirkungsgrad ist außerdem, wie ausgeführt, unschlagbar.

Ausdrücklich wird darauf hingewiesen, dass es sich hier nicht um Langzeitspeicher handelt, sondern eine Alternative zu konventionellen Pumpspeicherkraftwerken geschaffen werden soll – warum auch immer. Argumentiert wird mit der Unsichtbarkeit der Anlagen – doch wie viel darf die kosten?

Vorteilhaft ist allerdings, dass die Kugel nicht einmal wirklich als Druckbehälter ausgeführt werden muss; sie ist stets – ob voll oder »leer« (d. h. mit Druckluft gefüllt) – innen wie außen dem gleichen Druck ausgesetzt, abgesehen vom Höhenunterschied Oberkante / Unterkante. Dies mindert den Aufwand immerhin.

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Kinetische Energiespeicher

Die Speicherung von Strom als kinetische Energie (Bewegung) wird teilweise als Alternative zu Akkumulatoren in USV-Anlagen (unterbrechungsfreie Stromversorgung) genutzt. Dies ist insbesondere dann von Vorteil, wenn nur kurze Zeiten bei hoher Leistung überbrückt werden müssen, z. B. bis ein Notstrom-Diesel anspringt, denn diese Speicher haben – ähnlich wie Kondensatoren und im Gegensatz zu Akkumulatoren – den Vorteil, sich nahezu beliebig schnell entladen zu können. Selbstverständlich wird diese Option auch immer wieder als eine solche genannt, wenn es um den Ausgleich der unsteten erneuerbaren Einspeisungen geht – doch ebenso selbstverständlich bietet diese Technik auch hier allenfalls einen Zusatz in der Sekundenreserve.

Es wurde bereits festgestellt, dass die Rotationsenergie eines auslaufenden Kraftwerks-Generators, könnte man diese (etwa über einen Frequenzumrichter) noch ins Netz einspeisen, den Generator nur knapp eine Sekunde lang ersetzen könnte – so groß und schwer der Rotor auch ist und so schnell er auch läuft. Dies steckt abermals den Rahmen solcher Potenziale ab.

So wurde auch hinsichtlich der Laufwasserkraft schon dargelegt, dass die kinetische Energie selbst sehr großer Massen keinen nennenswerten Speicher darstellen kann.

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Druckluftspeicher (CAES)

Vom Komprimieren von Gasen war schon im Zusammenhang mit Wasserstoff die Rede. Was dort als zusätzlicher Energieverbrauch und somit letztlich Verlust auftauchte, kann aber andererseits auch als Speichertechnologie genutzt werden. Ein »ideales Gas« enthält bei gleichem Druck, gleichem Volumen und gleicher Temperatur immer gleich viele Moleküle (Gasgesetz), und fast alle technisch genutzten Gase verhalten sich im genutzten Bereich nahezu »ideal«. Das gestaltet die Berechnung und den Vergleich verhältnismäßig einfach. Es erklärt auch, warum der Wasserstoff (als leichtestes chemisches Element überhaupt) mit seinem geringen Molekulargewicht auf das Volumen bezogen einen so geringen, auf die Masse bezogen aber einen sehr großen Brennwert hat. Entsprechendes gilt für die Wärmekapazität – besser gesagt Wärmekapazitäten. Auch ist allen Gasen, wie durch das Gasgesetz

pV = mRT

beschrieben, die direkte Proportionalität des Volumens V zur absoluten Temperatur T und die umgekehrte Proportionalität zum Druck p gemeinsam (R ist eine Konstante – siehe unten). Feste und flüssige Stoffe sind Meilen weit davon entfernt, sich durch eine Verdopplung des Drucks auf das halbe Volumen zusammenpressen zu lassen.

Will man eine bestimmte Menge Gas komprimieren, so ist der erforderliche Energie-Aufwand anfangs am größten. Jede weitere Verdopplung des Drucks erfordert nur wenig mehr Energie als die vorherige. Dies mag im ersten Moment verblüffend wirken; nimmt doch die Kraft mit dem Druck (= Kraft pro Fläche) zu. Allerdings halbiert sich das Volumen und damit der zusätzliche Weg, um es nochmals zu halbieren, und Energie ist Kraft mal Weg (daher 1 Nm = 1 Ws = 1 J). Der Energiebedarf nimmt nur deshalb überhaupt noch zu, weil der Druck kontinuierlich während der Bewegung der Kompression steigt und sich nicht erst am Ende der Halbierung des Volumens verdoppelt.

Anders sieht das aus, wenn man ein festes Volumen zur Verfügung hat und dieses mit umso mehr Gas füllt, je höher sich der Druck setzen lässt. Dann ist das Verhältnis vom Druck zur Energie nahezu linear (Bild 4.7). Diese Methode wird auch als Möglichkeit der Energiespeicherung diskutiert: Schlagwort »CAES« (compressed air energy storage). Schließlich gab es auch einmal Lokomotiven für Grubenbahnen, die mittels gespeicherter, mitgeführter Druckluft angetrieben wurden (z. B. vor dem Eingang zum Deutschen Bergbaumuseum in Bochum wird ein Exemplar ausgestellt – es besteht praktisch nur aus Kessel, einem Druckluftkessel). Ergebnis: Frischluft als Abgas.

Bild 4.10: Steigender Energie-Aufwand zur Füllung eines Volumens von 1 l mit Luft bei steigendem Druck
Bild 4.10: Steigender Energie-Aufwand zur Füllung eines Volumens von 1 l mit Luft bei steigendem Druck

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Viel Platzbedarf

Bild 4.10 lässt erkennen, dass zur Kompression von 200 l Luft auf ein Volumen von 1 l (von 1 bar auf 200 bar) eine Energie von 107 kJ erforderlich ist. 1 m³ Luft kann also bei diesem Druck 107 MJ ≈ 30 kWh speichern. Damit ist das erforderliche Volumen etwa 10 Mal so groß wie das für einen entsprechenden Li-Ionen-Akkumulator. Der Vorteil des Druckluftspeichers ist zwar: Der Inhalt kostet nichts. Der Nachteil ist jedoch: Der Druckbehälter muss es »ganz schön in sich haben«.

Daher denkt man an die Nutzung unterirdischer Kavernen. Diese können sehr groß sein, und die Druckfestigkeit versteht sich von selbst; muss nicht einmal nachgewiesen oder z. B. vom TÜV geprüft werden. Ob aber eine solche Kaverne auch dicht sein wird? Am Ende bohrt sie jemand an und glaubt, Erdgas gefunden zu haben, und dann ist es nur »Erdluft«. Oder gar im Zuge von »CCS« (carbon capture and sequestration – wörtlich »Abtrennung und Abscheidung von Kohlenstoff«) eingelagertes CO2 (denn mit »carbon« ist hier selbstverständlich »carbon dioxide« gemeint).

Nein, so natürlich nicht. Eher geht man von ausgebeuteten Erdgas-Lagerstätten aus. Diese liegen tief genug und haben nachweislich schon 20 bis 100 Millionen Jahre dicht gehalten; sie werden es wohl auch weiterhin tun. Die Langzeit-Druckprüfung haben sie also bestanden. Recht groß sind sie auch, sonst hätten sie nicht über Jahrzehnte Erdgas geliefert. Etwa 700 Befüllungen mit Druckluft entsprächen dem Energiegehalt des zuvor abgebauten Erdgases. Interessant ist, dass dieser Vergleich wegen des näherungsweise linearen Verhältnisses von Druck zu Kompressionsenergie (Bild 4.10) praktisch unabhängig vom Druck gilt, also immer dann, wenn Druckluft und Erdgas etwa dem gleichen Druck ausgesetzt sind bzw. waren. Allerdings stellt dieser Vergleich eine Gleichsetzung chemischer mit mechanischer Energie dar. Das muss dazu, wie immer, erwähnt werden, denn die Umwandlungs-Wirkungsgrade in elektrische Energie unterscheiden sich sehr.

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Geringer Wirkungsgrad

Natürlich kommt die zweite bittere Pille gleich wieder hinterher: Die oben genannten Vorgänge wurden als »isotherm« betrachtet, also bei gleich bleibender Temperatur. In Wirklichkeit werden sie in den meisten Fällen näherungsweise »adiabatisch« sein, also mit gleich bleibender innerer Energie. Das heißt: Auch die Luft erwärmt sich durch die Kompression wie schon der Wasserstoff. Gase haben deswegen zwei verschiedene Wärmekapazitäten für diese beiden Fälle:

  • Entweder man sperrt das Gas in einem vorgegebenen Volumen ein; dann steigt der Druck der erhöhten Temperatur entsprechend. Es wird keine zusätzliche mechanische Arbeit verrichtet und entsprechend weniger Wärmeenergie aufgenommen.
  • Oder man hält statt dessen den Druck während der Erwärmung konstant; dann dehnt sich das Gas aus und verrichtet Arbeit (mechanische Energie), nimmt also auch entsprechend mehr Wärmeenergie auf.

Die Wärmekapazität cp von Luft für den Fall konstanten Drucks ist etwa 1,4 Mal so groß wie die Wärmekapazität cV für konstantes Volumen. Leider wird man nun davon ausgehen müssen, dass sich die Luft bei der Kompression erwärmt, aber danach während der Lagerung wieder abkühlt und die Wärme sich ungenutzt in der Umgebung verteilt. Wenn das Gas sich bei festem Volumen abkühlt, sinkt der Druck wieder – jetzt jedoch, ohne mechanische Arbeit zu verrichten. Dieser Teil der Energie ist also verloren.

Damit noch nicht genug: Nutzt man nun den Restdruck des abgekühlten Gases zur Gewinnung mechanischer (und daraus letztlich elektrischer) Energie, dann expandiert es – und kühlt sich entsprechend ab, auch deutlich bis unter die Umgebungstemperatur, wenn es diese zuvor (mehr oder weniger) angenommen hatte. Das Gasgesetz schreibt es so vor.

Ganz nebenbei haben wir soeben die Wärmepumpe neu erfunden – nur, dass darin das Gas erst noch einmal sich verflüssigen und wieder verdampfen würde, um den Vorgang zu optimieren, was aber für das Prinzip nicht erforderlich ist. Für den vorliegenden Fall »CAES« jedoch geht der Faktor von cV / cp ein zweites Mal in die Energiebilanz ein, also (cV / cp)². Das begrenzt den erreichbaren Wirkungsgrad auf kaum über 50%. Die Verluste des Kompressors und seines Antriebsmotors sind darin noch nicht berücksichtigt.

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Alter Hut

Letztendlich zeigt nicht nur die Druckluft-Lokomotive, sondern auch die einzige bislang gebaute Kraftwerksanlage dieser Art in Huntorf bei Elsfleth mit ihrem Baujahr 1978, wie alt diese Technik ist. Die Kröte des schlechten Wirkungsgrads musste man dort »auf’m platten Land« in Ermangelung von Pumpspeicher-Potenzial eben schlucken. Was tut man nicht alles, um das Verbundnetz insgesamt am Laufen zu erhalten?

Die Anlage wäre aus wirtschaftlichen Gründen beinahe stillgelegt worden – doch dann kam die Energiewende, und das Kraftwerk blieb. Es lohnt sich wieder, wo es nun schon einmal besteht. Die Leistung der Turbine beträgt 321 MW elektrisch. Die Kaverne wird innerhalb von 8 Stunden mit 60 MW Kompressorleistung von 46 bar auf 72 bar aufgepumpt. Dies liefert Energie für rund 2 Stunden.

Doch die eigentliche Ernüchterung folgt auf dem Fuß: Es handelt sich überhaupt nicht um eine reine Druckluftturbine, sondern um eine herkömmliche, mit Erdgas betriebene Brenngasturine. Lediglich die Hilfsenergie zum Vorverdichten der Brennluft stammt aus dem Speicher. Dies relativiert diesen Energiespeicher doch erheblich – und zeigt zugleich, dass auch diese Technik besser in Kombination mit fossiler als nur mit regenerativer Energie arbeitet. Die Kaverne ist etwa 310 000 m³ groß und wird mit ≈ 400 MWh Energie aufgeladen. Wenn es zutrifft, dass »bis zu 2/3« der mechanischen Leistung einer Gasturbine in den Vorverdichter wandert«, hieße dies, dass auch ≈ 400 MWh wieder genutzt würden. Ganz kann das natürlich nicht stimmen, doch da die Anlage zur Regulierung des Tageslastgangs eingesetzt wird, darf man davon ausgehen, dass die Druckluft bei der Nutzung noch warm und die Nutzung entsprechend effizienter ist. Wie ausgeführt, kann hiervon bei dem noch immer gesuchten Jahreslastgangspeicher eher nicht ausgegangen werden. Wollte man allein mit dieser Technik über den Winter kommen, müssten unter etwa 1/100 der Fläche Deutschlands Kavernen von im Mittel 25 m Höhe liegen. Dies liegt immerhin prinzipiell im Bereich des Denkbaren.

Ein erster Versuch eines »adiabatischen Druckluftspeichers« soll demnächst in der Schweiz gebaut werden: Als Druckkammer dient ein Stollen, der zur Errichtung des Gotthard-Basistunnels benötigt wurde. Der Begriff »adiabatisch« wird hier nicht so verstanden, dass man den Stollen innen gegen Wärmeverluste der Druckluft isoliert, sondern dass man der Luft bei der Kompression die Wärme entzieht und zwischenlagert. Bei der Entladung des Speichers wird sie wieder hervorgeholt, um die Wärmeverluste bei der Expansion weitest möglich auszugleichen. Man verspricht sich hiervon Wirkungsgrade »bis zu 75%«.

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Supraleitende magnetische Energiespeicher (SMES)

Auch hier handelt es sich um einen typischen Kurzzeit-Energiespeicher – so kurz, dass er sich eher zur Milderung von Spannungseinbrüchen als für USV-Anlagen eignet, auch wenn von diesen nur die Überbrückung der Hochlaufzeit eines Notstrom-Aggregates erwartet wird.

Das Prinzip ist die Speicherung von Energie in starken Magnetfeldern. In gewissem Sinne ließe sich – im Gegensatz zu allen anderen bis hierhin behandelten Techniken – von einer direkten Speicherung elektrischer Energie sprechen, da hier das Magnetfeld einen elektrischen Strom aufrecht erhält. Man kann aber auch mit der gleichen Berechtigung sagen, beim Entladen des Speichers werde magnetische Energie in elektrische zurück verwandelt.

Bei herkömmlichen Kupferspulen ist die Energiedichte schon allein deswegen begrenzt, weil übliche Kernwerkstoffe nur bis zu einer Flussdichte von ungefähr 1,7 T magnetisierbar sind. Wollte man diese jedoch nennenswert überschreiten, so stiegen auch die Stromwärmeverluste konventioneller Leiter so stark an, dass die Temperatur zum einen schwierig zu beherrschen wäre und zum anderen durch die hohen Verluste das Konzept des »Energiespeichers« karikiert würde. Supraleitende Spulen hingegen verbinden hier gleich zwei Vorteile miteinander:

  • Sie haben praktisch keine ohmschen Verluste.
  • Die »Hochtemperatur«-Supraleiter erlauben eine um den Faktor 100 höhere Stromdichte als Kupfer (von Aluminium gar nicht erst zu reden).

»Hochtemperatur« bedeutet in diesem Zusammenhang den Bereich um 100 K ≈ - 170°C. Die bittere Pille dabei ist, dass der Speicher ständig gekühlt werden muss, auch wenn er gerade mal leer ist. Offensichtlich wurde dies auch in der Darstellung in Bild 4.6 wieder »vergessen«: Hohe Wirkungsgrade sind nur denkbar, wenn ein solcher Speicher beispielsweise 10 Mal täglich entleert wund wieder gefüllt wird; bei einmaligem Gebrauch am Tag zieht der Eigenbedarf für die aktive Kühlung den Wirkungsgrad bereits wieder »in den Keller«. Ein Pumpspeicherkraftwerk ebenso wie etwa ein Akkumulator nehmen nahezu keine Energie auf, solange sie nicht in Anspruch genommen werden; ein Supraleiter leider schon. Der Vorteil der supraleitenden Luftspule ist aber, dass sich damit – und das Kühlmedium ist magnetisch gleich »Luft« – eine wesentlich höhere Energie-Kapazität erreichen lässt, da Supraleiter eine viel höhere Stromdichte zulassen. Die Induktivität L einer Luftspule lässt sich wie folgt verhältnismäßig genau abschätzen:

für eine flache Spule bzw.

für eine lang gesteckte Spule (l > 10 d)

mit:

n Windungszahl der Spule,

d mittlerer Durchmesser der Spule bzw.

l Länge der Spule und

A Querschnitt der Spule, gerechnet mit dem mittleren Durchmesser.

Ein Zwischending, eine Spule mit z. B. 1 m Länge, 0,9 m Innendurchmesser und 1,1 m Außendurchmesser (Bild 4.11), würde beispielsweise in einen »Kryostaten« (ein Kühlgefäß) von ungefähr 1 m³ Inhalt passen. Die Spule könnte etwa aus 10 000 Windungen Supraleiter mit einem Leiterquerschnitt von 10 mm² bestehen. Dies ist idealisiert betrachtet: Isolierstoffe und Hohlräume vernachlässigt, Leiterquerschnitt als rein rechteckig angenommen. Es soll hier nur um eine grobe Abschätzung des theoretisch möglichen Maximums gehen. Ob sich eine supraleitende Spule dieses Querschnitts mit 10 000 Windungen überhaupt bauen lässt, ist hier und jetzt nicht die Frage; wenn nicht jetzt, dann vielleicht in der Zukunft. Es geht hier darum herauszufinden, was in Zukunft machbar sein könnte und was auch in Zukunft unmöglich sein wird.

Bei einer Stromdichte von 300 A/mm² könnte die angenommene Spule also einen Strom von 3000 A tragen. Die Induktivität beträgt L ≈ 120 H. Die in einer Spule beim Strom I gespeicherte Energie WL errechnet sich zu:

Damit errechnet sich eine magnetische Energie von etwa 300 kWh. Der SMES könnte somit ungefähr so viel Energie speichern wie er für seine eigene Kühlung in einer Woche verbraucht. Irgendwie wird dadurch das Konzept des »Energiespeichers« jetzt doch wieder karikiert – als käme ein Öltanker leer an, weil er für seinen Weg seine gesamte Fracht selbst verbraucht hat.

Nur zu gern wird auch die Supraleitung in einen Zusammenhang mit Energie-Effizienz und Energiewende gebracht. Supraleitung kann ganz fantastische Dinge leisten, doch zum Energie sparen eignet sie sich eher nicht. Oft wird die Rechnung ohne die Kühlleistung gemacht, die immer in voller Höhe anfällt, ob bei voller Last, bei halber Last oder während kürzerer Betriebspausen. Gelegentlich hört man auch – nicht nur hier – das Argument, durch entsprechende Versuchsprojekte ließen sich Erfahrungen sammeln und Entdeckungen machen, die dann als Ableger oder Zufallsfunde der eigentlichen Anwendung, z. B. der Supraleitung in der medizinischen Diagnostik, zu Gute kämen (zu Deutsch »Spin-off«), wie auch für die Raumfahrt und für Autorennen oft argumentiert wurde. Man könnte diese Forschung aber auch gleich am Objekt durchführen. Man muss kein Auto Probe fahren, um Erkenntnisse für den Bootsbau zu gewinnen; da fährt man besser gleich in einem Boot. Manchmal hat man den Eindruck, »Spin off« stünde für »hör auf zu spinnen!«

Bild 4.11: Eine supraleitende Spule dieser Abmessungen könnte ungefähr 300 kWh elektrischer Energie speichern – gerade mal genug für ihre eigene Kühlenergie einer Woche
Bild 4.11: Eine supraleitende Spule dieser Abmessungen könnte ungefähr 300 kWh elektrischer Energie speichern – gerade mal genug für ihre eigene Kühlenergie einer Woche

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Super-Kondensatoren (Supercaps)

Natürlich speichern auch Kondensatoren elektrische Energie. Im ganz strengen Sinne des Wortes sind sie die einzigen Speicher, die elektrische Energie direkt speichern, nämlich in einem elektrischen Feld.

Leider ist die Energiedichte von Kondensatoren noch deutlich geringer als die der chemischen Speicher. Einen echten Quantensprung brachte die Erfindung der »Superkondensatoren«. Ein Elektrolyt-Kondensator (»Elko«) von der Größe des Supercaps in Bild 4.12 brächte es vielleicht auf eine Kapazität (für elektrische Ladung) von 5000 µF; der abgebildete Supercap schafft 5000 F! Das sieht aus wie mehr als nur ein Quantensprung; allerdings sind die Betriebsspannungen der Supercaps sehr gering, und die Kapazität für Energie in einem Kondensator – oder, ganz allgemein ausgedrückt, in einem elektrischen Feld – errechnet sich zu

Bild 4.12: Von diesem Super-Kondensator würden 230 Stück benötigt, um 1 kWh zu speichern
Bild 4.12: Von diesem Super-Kondensator würden 230 Stück benötigt, um 1 kWh zu speichern

Damit kann der abgebildete Supercap 15,625 kJ speichern. Der »Elko« hätte bei dieser Größe eine Nennspannung von vielleicht 250 V und könnte somit 156,25 J an Energie speichern. Das ist mal eben Faktor 100. Leider aber werden von dem Supercap immer noch 230 Stück benötigt, um 1 kWh elektrischer Energie zu speichern. In z. B. Laptop-Akkus umgerechnet wären es keine 20 Stück. Damit sind Superkondensatoren für die Energiewende ebenfalls »draußen«. Wohl bieten sie – nicht in vollem Umfang, aber weit eher als Akkumulatoren – die Fähigkeit von Kondensatoren, sich praktisch augenblicksartig laden und entladen zu lassen, und füllen so eine Lücke zwischen Elkos und Akkus. Sie werden daher zum Teil auch als Ergänzung zu bzw. im Verbund mit Akkumulator-Anlagen eingesetzt, etwa bei neuartigen Straßenbahnen, die Lücken im Oberleitungsnetz mit gespeicherter Energie durchfahren können. Auch zur Verbesserung der Energie-Rückgewinnung beim Bremsen können sie dienen, was in Gleichstromnetzen manchmal wegen des Spannungsfalls und der Spannungshaltung problematisch ist, doch als Langzeitspeicher eignen sie sich nicht.