Energiewende 28.10.2011, 12:05 Uhr

Die Suche nach dem großen Strompuffer

Das Konzept der Energiewende gibt vor, bis 2050 mindestens 80 % des Stroms aus regenerativen Quellen zu erzeugen. Der gleichzeitige Ausstieg aus der Kernkraft bis 2022 verlangt nach schnellen Weichenstellungen, wie das 43. Dresdner Kraftwerkskolloquium zeigte. Angesichts der hohen Volatilität und fehlender Großspeicher bleibt ein großer Bedarf an neuen konventionellen Kraftwerken.

„Wir brauchen noch auf mehrere Jahrzehnte leistungsfähige konventionelle Kraftwerke, die mit schneller Regelbarkeit neben dem immer weiter wachsenden Anteil der erneuerbaren Energien die Versorgungssicherheit Deutschlands garantieren können“, betonte Katharina Reiche, Parlamentarische Staatssekretärin im Bundesumweltministerium (BMU), letzte Woche in Dresden.

Der Umbau der Energiewirtschaft sei eine Jahrhundertaufgabe, bei der das magische Dreieck der Sicherheit, Umweltverträglichkeit und Wirtschaftlichkeit ausgewogen gestaltet werden müsse, so Reiche. Bis 2020 sei ein Zubau von mindestens 20 GW mittels fossil betriebener, schnell regelbarer Kraftwerke erforderlich. Dem gegenüber stehen aber bislang nur als gesichert geltende Projekte mit einer Leistung von rund 12 GW.

Kraftwerksbau: BMU-Staatssekretärin fordert Anreize für die Stromwirtschaft

Den Kraftwerksbauern geht es nicht gut. Das war schon tags zuvor auf dem Maschinenbaugipfel in Berlin deutlich geworden. Dort sagte Klaus Dieter Renner, Vorstandschef von Hitachi Power Europe: „Es macht mir Sorge, wie wir langfristig und verlässlich Energie hier in Deutschland sicherstellen können.“ Seit zwei Jahren hat Hitachi keine Aufträge mehr aus Deutschland bekommen. Es werde hinterfragt, ob hierzulande noch produziert und entwickelt werden solle, so Rennert, oder ob es künftig reicht, sich auf den Service zu konzentrieren. „Auch in der Technologieentwicklung ist man im Ausland mittlerweile teilweise schon weiter“, betonte Rennert.

Um den Kraftwerksbau anzukurbeln, verlangte die BMU-Staatssekretärin Reiche in Dresden angesichts des sinkenden Grundlastbedarfs und geringerer Jahreslaufzeiten entsprechende Anreize für die Stromwirtschaft. Für konkrete Aussagen, wie dieser Kapazitätsmarkt ausgestaltet werden könnte, sei es jedoch noch zu früh.

Michael Beckmann, Leiter des Lehrstuhls für Verbrennung, Wärme- und Stoffübertragung der veranstaltenden TU Dresden, sieht angesichts der langen Planungs- und Genehmigungszeiten dringenden Entscheidungsbedarf der Bundesregierung. Die prognostizierte Verdopplung der Lastwechsel im nächsten Jahrzehnt mache den schnelleren Netzausbau, Anreize für dezentrale Systeme, kapazitätsstarke Speicher und eine verbesserte Effizienz bei der Stromerzeugung und beim Verbrauch dringend. „Wir müssen auch um die Akzeptanz der Bevölkerung kämpfen, alle Fragen der Energiewende sollten offen, auch technologieoffen, diskutiert werden“, forderte Beckmann.

Speicherkapazität von Pumpspeicherwerken sowie stationären und mobilen Batteriesätzen reichen nicht aus

Ausreichend leistungsfähige Speicher bieten derzeit weder Pumpspeicherwerke noch die stationären oder mobilen Batteriesätze, so die Überzeugung von Manfred Wohlers, Geschäftsführer der IVG Caverns GmbH in Etzel. Die Kapazität aller Pumpspeicherwerke reiche gerade für 1 h aus, um in Deutschland den Stromverbrauch zu decken. „Bei theoretisch 42 Mio.  Elektroautos wäre es rund ein Tag“, so Wohlers.

Um ein Vielfaches größer ist das Speicherpotenzial chemischer Energie, die bereits verfügbaren Erdöl- und Erdgasspeicher reichen aus, den kompletten Verbrauch mindestens zwei Monate zu decken. Geeignet sind die Speicher – allein der Salzstock Etzel fasst 29 Mio. m3 – auch für die Aufnahme von synthetischem Methan aus regenerativ erzeugtem Strom, wobei sich die technischen Verfahren für die Erzeugung von Wasserstoff oder Methan im Pilotmaßstab bewährt haben. Rund 35 TWh müssten Speicher fassen, wenn künftig die Stromerzeugung aus einem Mix von etwa 60 % Wind und 40 % Solar erfolgen soll. Dazu müssten die vorhandenen Kavernen – etwa 200 sind in Betrieb – auf rund 400 erweitert werden.

Das vorhandene Erdgas-Pipelinenetz ist sehr leistungsfähig für die Energietransporte: Zum Beispiel kann die Deuna-Pipeline, die Dänemark mit Deutschland verbindet, bei einer Nennleistung von 430 000  m3/h stattliche 4000 MW transportieren. „Werden nur 5 % mit Windenergie erzeugter Wasserstoff beigemischt, entspricht das einer kontinuierlichen Bruttoleistung von etwa 100 MW oder einer Energiemenge von 876 GWh/Jahr“, errechnet Wohlers.

Dass mit dem sogenannten Windgas durch die Umwandlung in Wasserstoff oder Methan noch einmal Verluste von 40 % bis 50 % auftreten, sei dabei verkraftbar: „Das ist immer noch besser, als überschüssigen Wind- oder Sonnenstrom abzuregeln“, so Wohlers.

Das unter hohem Druck – bis 210 bar – gespeicherte Gas steht dann in wind- oder sonnenschwachen Zeiten für den Betrieb von Gaskraftwerken zur Verfügung – oder gar als chemischer Rohstoff. Und das auch in späteren Jahrhunderten, wenn die fossilen Quellen einmal versiegt sein werden.

Doch es geht nicht nur um neue Primärenergiequellen oder bessere Wirkungsgrade der Kraftwerke. Mindestens ebenso wichtige und nach Ansicht des Verfahrenstechnik-Ingenieurs Beckmann oft unterschätzte Themen sind die Steigerung der Energieeffizienz und die intelligente Steuerung des Verbrauches.

EWE-Pilotprojekt nivelliert teilweise die Volatilität der regenerativen Energieerzeugung

Werner Brinker, Vorstand des niedersächsischen Versorgers EWE, stellte das Pilotprojekt „Etelligence“ in Cuxhaven vor, bei dem sich die Volatilität der regenerativen Energieerzeugung durch Lastverschiebungen bei gewerblichen und privaten Verbrauchern teilweise nivellieren lässt. Dort steuert ein großer Kühlhausbetreiber seinen Leistungsbedarf aufgrund von Windprognosen und wird dabei durch Preisboni animiert, seine Aggregate vorrangig bei reichlich verfügbarem Windstrom zu betreiben.

Davon profitiert auch EWE, der angesichts von derzeit bereits 3500 MW installierter Windkraftleistung bei einem Durchschnittsverbrauch von etwa 2000 MW im Netzgebiet und begrenzter Kapazität im Höchstspannungsnetz immer häufiger auch Strom aus erneuerbaren Quellen abregeln muss. Andererseits herrscht auch auf der Nordsee, wo EWE größter Anteilseigner des Offshore-Windparks Alpha Ventus ist, laut Brinker an rund 100 Tagen im Jahr Flaute.

Ein Beitrag von:

  • Manfred Schulze

    Manfred Schulze ist freier Journalist für Fachzeitungen Energie, Logistik, Technologie.

  • Stephan W. Eder

    Stephan W. Eder

    Redakteur VDI nachrichten
    Fachthemen: Energie, Energierohstoffe, Klimaschutz, CO2-Handel, Drucker und Druckmaschinenbau, Medien, Quantentechnologien

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