Energie Parkplatz für Elektronen

Aus Wind und Sonne lässt sich Elektrizität erzeugen – manchmal. Stromspeicher werden deshalb immer wichtiger

Die Aufbruchstimmung im niedersächsischen Huntorf ist spürbar. Um den Hauptschalter des Kraftwerks hat sich die regionale Politprominenz versammelt. »Wir brauchten den Mut des Pioniers, der bereit war, mit uns den Weg in der Praxis voranzugehen«, sagt Wolfgang Mattick, Vorstandsmitglied des Maschinenbaukonzerns Brown Boveri & Cie. Der Schalter wird umgelegt, das weltweit erste Druckluft-Speicherkraftwerk geht ans Stromnetz. Unter dem Applaus der Ingenieure der Nordwestdeutschen Kraftwerke AG fährt die Turbine rumpelnd auf 290 Megawatt elektrischer Leistung hoch.

Das war vor fast 30 Jahren.

Mittlerweile hat sich die Energielandschaft verändert. Der Wettbewerb hat Einzug im Strommarkt gehalten. Die Nordwestdeutsche Kraftwerke AG ist im E.on-Konzern aufgegangen. Brown Boveri heißt jetzt Alstom. Und die Techniker und Ingenieure der Gründergeneration sind im Ruhestand.

Das Huntorfsche Kraftwerk arbeitet allerdings immer noch. Mitte der 1970er Jahre baute der norddeutsche Energieversorger das Kraftwerk vor allem, um damit den Strom, den das Kernkraftwerk Unterweser in der Nacht produziert, zu speichern und tagsüber in Zeiten hoher Nachfrage teurer zu verkaufen. Außerdem sichert der Speicher die Stromversorgung des Atomreaktors im Fall eines Netzzusammenbruchs.

In Zeiten niedriger Nachfrage nach Elektrizität – beispielsweise nachts oder am Wochenende – wird der im Atomkraftwerk produzierte Strom benutzt, um Luft mit einem elektrisch angetriebenen Verdichter zu komprimieren und mit bis zu 70 Bar Luftdruck in tiefe Salzstöcke zu pressen, 600 Meter unter der Erdoberfläche. In Spitzenzeiten, wenn der Strombedarf groß ist, strömt diese Luft aus den Kavernen zurück und treibt eine Turbine an. Caes, gesprochen »Käs«, heißt diese elegante Art der Stromspeicherung: Compressed Air Energy Storage.

Eigentlich sollte das Druckluftkraftwerk Ende der 1990er Jahre stillgelegt werden. Doch der steigende Anteil erneuerbarer Energieträger an der Stromerzeugung veranlasste E.on dazu, es weiter zu betreiben. Gerade im windigen Norden wird bei stürmischem Wetter so viel Energie aus Windrädern ins E.on-Netz eingespeist, dass es vernünftig ist, einen Teil davon zwischenzulagern und erst dann ins Netz zu leiten, wenn er gebraucht wird.

Vor allem der Ausbau der klimafreundlichen Windkraft macht die Speichertechnologie auch für die Zukunft interessant. Das Deutsche Windenergie-Institut geht davon aus, dass sich die Leistung der in Deutschland installierten Windanlagen bis 2020 mehr als verdreifachen könnte, vor allem durch Windparks im Meer und durch die Modernisierung kleiner, altersschwacher Anlagen.

Wo der Wind weht, ist oft auch viel Salz im Boden

»Die Schwankungen der Windkraft auszugleichen – dazu können wir beitragen«, sagt Andreas Willrodt, Service-Ingenieur und verantwortlich für Huntorf. Durchschnittlich einmal pro Woche schaltet E.on von der Hauptschaltstelle im bayerischen Karlsfeld aus das Kraftwerk in Huntorf an, um seinen eigenen Spitzenbedarf zu decken. Zudem hat sich an der Strombörse ein lukrativer Markt für Regelenergie entwickelt; so heißt der Strom, mit dem Angebot und Nachfrage aufeinander abgestimmt werden. Auch dazu trägt der Strom aus Huntorf bei; in Spitzenzeiten lässt sich für ihn ein Vielfaches des üblichen Börsenpreises erzielen.

In dem Kraftwerk ist es fast gespenstisch still. Die menschenleere Maschinenhalle wird vom nahen Kohlekraftwerk Bremen-Farge aus überwacht. Mehrmals wöchentlich setzen E.on-Techniker mit einer Fähre über die Weser und schauen in Huntorf nach dem Rechten. Nicht einmal die in der Nähe weidenden Schafe reagieren auf das leise Zischen der Druckluft in den Leitungen, wenn die Anlage arbeitet.

Auch nach 30 Jahren ist Huntorf noch etwas Besonderes. Weltweit arbeiten nur zwei Druckluftkraftwerke; neben dem in Norddeutschland eine Anlage im amerikanischen Alabama. »Wir sind stolz auf Huntorf«, betont daher der Ingenieur Willrodt. Nächstes Jahr wird der E.on-Konzern die Anlage modernisieren und für weitere 20 Jahre fit machen.

Ganz ohne den Einsatz fossiler Brennstoffe funktioniert das Kraftwerk allerdings nicht: Die Luft aus der Kaverne wird mit einer Erdgasheizung erhitzt, bevor sie auf die Turbine trifft. Für jede erzeugte Kilowattstunde Elektrizität aus Huntorf werden 1,6 Kilowattstunden Gas und 0,9 Kilowattstunden Strom eingesetzt. Wirtschaftlich arbeitet das Kraftwerk trotzdem, weil der von ihm produzierte Strom wertvoller ist als die Energie, die zu seiner Produktion eingesetzt wird.

»Die Anlage in Huntorf ist noch nicht auf niedrigen Brennstoffeinsatz optimiert«, erklärt Heinz-Günter Löser vom Kraftwerkskonzern Alstom. Mit Hilfe von Wärmerückgewinnung, wie sie in Amerika bereits eingesetzt wird, könnte man den Gasverbrauch deutlich reduzieren. »Das lohnt sich aber erst, wenn das Kraftwerk öfter und länger arbeitet«, meint Löser.

Die Entwickler von Alstom gehen noch einen Schritt weiter. Gemeinsam mit der MAN Turbo AG und dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) entwickeln sie derzeit in einem europäischen Projekt ein so genanntes adiabates Kraftwerk, das vollkommen ohne fossile Befeuerung auskommt. Dazu wird die Wärme der verdichteten Luft in einem gigantischen Wärmespeicher zwischengelagert. Pro erzeugter Kilowattstunde benötigt dieser Kraftwerkstyp 1,4 Kilowattstunden Strom, allerdings kein Gas. »Der Schritt zum adiabaten Kraftwerk ist ein gewaltiger Technologiesprung«, dämpft allerdings der DLR-Wissenschaftler Stefan Zunft allzu hohe Erwartungen. Man müsse nicht nur Wärmespeicher, sondern auch neue Kompressoren- und Turbinentechnik entwickeln. Dennoch ist er zuversichtlich: In fünf bis zehn Jahren soll ein Demonstrationskraftwerk stehen. Die großen Energieversorger seien an dem Projekt sehr interessiert, sagt Zunft.

Die Gegend um Huntorf ist bekannt für ihre stabilen Salzkavernen. Die unterirdischen Höhlen werden auch zur Speicherung von Erdgas genutzt. Die beiden Luftspeicher von Huntorf haben ein Volumen von 300.000 Kubikmetern; genug Platz für über 1000 Einfamilienhäuser. Trotzdem sind sie nach zwei Stunden Stromerzeugung leer.

An Speicherplatz mangelt es trotzdem nicht. »Wir haben weit mehr Salzkavernen in Europa, als wir je für Speicherkraftwerke brauchen könnten«, sagt Fritz Crotogino. Er arbeitet für die KBB Underground Technologies, die sich auf die Erschließung von geologischen Speichern spezialisiert haben. »Gerade in den Regionen, wo viel Wind weht, ist oft auch Salz im Boden«, ergänzt er – nicht nur in Norddeutschland, auch in Spanien, Portugal und Schottland.

Um die Salzhöhlen auszuwaschen und Speicherraum zu schaffen, wurde in Huntorf fast zwei Jahre lang das Wasser des nahe gelegenen Flüsschens Hunte in den Untergrund gepresst. Das Salz löste sich im Wasser, wurde nach oben befördert, über eine lange Rohrleitung in das salzige Brackwasser der Weser und von dort in die Nordsee geleitet.

In der Energiewirtschaft wird im Moment heftig darüber diskutiert, ob und wie trotz zunehmender Bedeutung erneuerbarer Energiequellen die Stromversorgung stabil gehalten werden kann. Das Problem: Anders als Kohle-, Atom- oder Gaskraftwerke, die permanent arbeiten, produzieren manche erneuerbare Stromquellen wie Windräder oder Solarzellen weniger gleichmäßig Strom.

Was das für die Sicherheit der Stromversorgung und die Struktur des Stromnetzes bedeutet, sollte mit Hilfe einer Studie geklärt werden. Das Papier mit dem Titel »Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020« wurde von einem Konsortium aus Forschungsinstituten, Energieversorgern und Windkraftherstellern angefertigt und von der Deutschen Energie-Agentur koordiniert.

Den Teilnehmern des Projekts fiel es schwer, sich auf eine gemeinsame Darstellung der Daten zu einigen. Deshalb wurde die öffentliche Abschlusspräsentation immer wieder verschoben. Die Energieversorger interpretierten die Ergebnisse so, dass ihnen Zusatzkosten für den Ausbau der Stromnetze und konventionellen Ersatzkraftwerke für windarme Zeiten entstehen. Die Windkraftbefürworter hingegen fühlen sich in ihrer Position bestätigt, dass sich die prognostizierte Windenergie »ohne eine Beeinträchtigung der Versorgungssicherheit in das Stromnetz integrieren lässt«, wie der Geschäftsführer des Bundesverbandes Windenergie, Ralf Bischof, sagte.

Eines ist klar: Kurzfristig geht auch bei einer Windflaute das Licht nicht aus. Allein die großräumige Vernetzung erneuerbarer Energiequellen gleicht die Fluktuationen teilweise aus. Holz, Gülle und andere Biomasse sowie die Wärme der Erde können zudem rund um die Uhr in Strom verwandelt werden. Auch das gezielte Abschalten einzelner Verbraucher, beispielsweise großer Kupfer- oder Aluminiumschmelzen, hilft, Angebot und Nachfrage aufeinander abzustimmen. Lastmanagement heißt das im Fachjargon.

Mit steigender Bedeutung unstet fließender Stromquellen jedoch, da sind sich die Experten einig, werden kostengünstige Stromspeicher immer wichtiger. Der Energiekonzern Vattenfall Europe fordert als Konsequenz aus der Netzstudie, dass parallel zum Ausbau der Windenergie Speichertechnologien entwickelt werden. »Das muss eine gemeinsame Anstrengung aller Beteiligten sein«, forderte Vorstandschef Klaus Rauscher bereits. Auch Solarverbände verlangen verstärktes Engagement bei der Entwicklung und dem Bau von Energiespeichern. »Mit dem Zwischenschritt des Speicherns bieten Solar- und Windstrom das Potenzial einer tatsächlich vollständigen autonomen und umfassenden Stromversorgung«, schwärmt Hermann Scheer, SPD-Bundestagsabgeordneter und Präsident des Sonnenverbandes Eurosolar.

Andere Speicher verlieren fast ein Drittel des Stroms

Neben Druckluftkavernen sind vor allem Pumpspeicherkraftwerke geeignete Zwischenspeicher. Bei geringer Stromnachfrage pressen sie Wasser durch große Rohrleitungen in hoch gelegene Speicherseen; beim Rücklauf erzeugt das herabrauschende Wasser in Turbinen elektrischen Strom. 20 bis 30 Prozent des Stroms gehen bei diesem Zyklus allerdings verloren.

Zwar gibt es weltweit 280 dieser Pumpspeicherkraftwerke, aber das Potenzial dieser Speichertechnologie ist in Deutschland begrenzt. Denn die Kraftwerke brauchen viel Fläche und ausreichende Höhenunterschiede. Ihr Bau ist zudem ökologisch bedenklich und benötigt eine lange Planungszeit. Der Gigant unter den deutschen Anlagen, das Kraftwerk Goldisthal im thüringischen Schiefergebirge, ging Ende 2003 ans Netz, vier Jahrzehnte nachdem die ersten Planungen begonnen hatten.

In den Laboratorien der Energietechniker wird derweil an neuen Speichermöglichkeiten gearbeitet. Superkondensatoren, Batterieanlagen, supraleitende Magnetfelder oder Schwungräder: Im Kleinen funktionieren diese Technologien bereits (siehe Kasten). Doch für energiewirtschaftlich relevante Strommengen sind sie zu teuer und noch nicht ausreichend entwickelt.

Von allen Speichermöglichkeiten scheint die Druckluftspeicherung die kostengünstigste zu sein. Während die Energieversorger in Deutschland mit dem Bau solcher Speicher noch zögern, weil sie abwarten wollen, wie sich der Windenergiemarkt tatsächlich entwickelt, werden in den USA bereits mindestens zehn neue Druckluftkraftwerke geplant. Das größte Projekt in Norton, Ohio, wird zehnmal so groß sein wie die Anlage in Huntorf und doppelt so viel elektrische Leistung speichern wie ein Atomkraftwerk.

Die Amerikaner haben dabei allerdings weniger die Einspeisung »grüner« Energien im Sinn als eine Verbesserung der Versorgungssicherheit. Norton liegt nur wenige Meilen vom Ausgangspunkt des großen Stromausfalls im Sommer 2003 entfernt.

Martin Pehnt ist Energie-Experte am Institut für Energie- und Umweltforschung in Heidelberg