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Paul Langrock / Zenit / laif – Ein Tunnel im Berliner Untergrund verbindet Friedrichshain und Marzahn per Stromautobahn. Ein Netzingenieur auf Inspektionstour

24.9.2013 | Von:
Hans-Peter Beck
Jens-Peter Springmann

Das Stromnetz im Zeichen der Energiewende

Entwicklungsmöglichkeiten und Entwicklungsnotwendigkeiten

Für eine erfolgreiche Wende weg von der Kernkraft hin zu einem steigenden Anteil erneuerbarer Energien werden Speicher, intelligente Netze hinreichender Dimensionierung und Systemstabilisatoren gebraucht. Nur so lässt sich die heutige Versorgungssicherheit aufrechterhalten, die ein hohes Gut und auch ein – volkswirtschaftlich gesehen – wichtiger Standortfaktor ist.
Für Netzbetreiber, die diese Systemdienstleistungen erbringen, und für Kraftwerksbetreiber, die im großen Maßstab an der Börse Strom kaufen und verkaufen, haben sich bislang Pumpspeicherkraftwerke (PSW) gelohnt: Bei Stromüberschüssen wird Wasser den Berg hinauf gepumpt und in Starklastzeiten in einer Turbine im Tal verstromt. Allerdings werden die vorhandenen PSW vorrangig als Regelkraftwerke zur Frequenzstabilisierung und Spannungshaltung benötigt, und schon heute reichen die 40 GWh Speicherenergie mit acht GW Leistung, die die Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland erbringen, nicht aus, um die aus erneuerbaren Quellen erzeugte Überschuss-Energie aufzunehmen; sie wird deshalb noch abgeregelt, aber in voller Höhe vergütet. Die Kosten tragen die Stromkunden. Dieser Zustand wird in Zukunft durch ein neues Marktdesign zu ändern sein, er belegt aber auch, wie wichtig die Entwicklung neuer Speicheranlagen und -technologien ist. Am einfachsten wäre der Bau neuer Pumpspeicherkraftwerke in Ländern mit großem Potenzial wie Österreich, Schweiz und Norwegen. Im Mai 2012 haben die Regierungen von Österreich, der Schweiz und Deutschland ihre Bereitschaft erklärt, die vorhandenen Möglichkeiten dieser Technologie gemeinsam zu nutzen. Dem stehen jedoch Nachteile entgegen wie große Entfernungen, die Abhängigkeit von anderen Nationen, möglicherweise zu hohe Preise sowie Akzeptanzprobleme vor Ort.

Die drei wichtigsten SpeichertypenDie drei wichtigsten Speichertypen
Alternativ zu Pumpspeichern über oder unter Tage sind Druckluftspeicher mit unterirdischen Kavernen denkbar, in denen die bei der Komprimierung anfallende Wärme mit gespeichert wird, um sie beim Entspannen der Druckluft wieder nutzen zu können. Diese Speicher, die es weltweit derzeit noch nicht gibt, sind jedoch erst ab Wirkungsgraden von mehr als 60 Prozent sinnvoll einsetzbar und verursachen Zusatzkosten. Auch untertägige Wasserstoffspeicher gibt es bislang nur je einmal in den USA und in England. Ihr Gesamtwirkungsgrad liegt bei Rückverstromung unter 40 Prozent und wird erzielt, indem Wasserstoff mittels Elektrolyse mit regenerativ erzeugtem Strom hergestellt, gespeichert und in einer speziellen Turbine verstromt wird. Vorhandene, günstigere Gasturbinen können wegen der zu heißen Flamme (3000°C) derzeit noch nicht genutzt werden. Prinzipiell erscheint auch eine Methanisierung ("Windmethan") denkbar. In dem von dem französischen Chemiker Paul Sabatier entwickelten Verfahren wird aus Wasserstoff (H2) und Kohlenstoffdioxid (CO2) bzw. Kohlenmonoxid (CO) synthetisches Methan (CH4) erzeugt. Mit diesem Verfahren wurde bereits in den 1970er-Jahren in der Industrie Erdgassubstrat aus Kohle gewonnen. Allerdings wäre der Wirkungsgrad bei der Methanisierung (35-55 Prozent) noch ungünstiger, bei zugleich hohen Kosten für die entsprechenden Anlagen.

Am aussichtsreichsten ist die Wasserstoffnutzung in Chemieanlagen und im Verkehr, wobei hier derzeit noch die Tankstelleninfrastruktur und die Wasserstoffautos hergestellt werden müssten. Eine weitere vielversprechende Option ist die Beimischung von Wasserstoff zum Erdgas (Power-to-Gas). Aus heutiger Sicht scheint ein Anteil von fünf bis zehn Prozent möglich, ohne den Brennwert dieses Mischgases unzulässig zu verändern. Theoretisch sind Anteile bis zu 60 Prozent denkbar (früheres Stadtgas). In diesem Fall müssten allerdings alle Gasgeräte eine zusätzliche Brennwertregelung erhalten.
Langzeit-Wasserstoffspeicher für die Strom-zu-Strom-Anwendung sind derzeit großtechnisch nicht verfügbar und wären mit erheblichen Kosten verbunden. Sie werden aber, vergleichbar mit Erdgasspeichern im Erdgasnetz, erforderlich, um die nötige Reserve für die Versorgungssicherheit zu bunkern.

Batterien erscheinen für die Kurzzeitspeicherung (bis zu mehreren Stunden) sinnvoll, stehen jedoch in Konkurrenz zu anderen Technologien. Die Kosten sind derzeit viermal so hoch wie bei einem Pumpspeicherkraftwerk über Tage und doppelt so hoch wie bei der untertägigen Variante.
Auch mit der theoretischen Speicherkapazität von 40 Millionen Elektroautos könnte Deutschland lediglich 2000 GWh/70 GW ≈ 30 h, also nur für circa einen Tag versorgt werden, vorausgesetzt, das Netz stünde bereit und wäre stabil bei einer fast 100-prozentigen Lastflussumkehr. Elektroautos sind somit als strategischer Speicher kaum geeignet.
Großtechnische Anlagen mit stofflichen Speichern (Wasserstoff, Druckluft, synthetisches Erdgas) werden erst ab 2030 eine wirtschaftliche Rolle spielen, wenn der erneuerbare Anteil im Stromnetz bei 50 Prozent und mehr liegen sollte. Sie müssen aber schon heute erforscht und entwickelt werden, um bis dahin verfügbar zu sein. Ab 2030 werden Angebot und Nachfrage voraussichtlich so weit auseinanderklaffen, dass ein erheblicher Speicheranteil in allen Netzebenen erforderlich sein wird.

Quellentext

Speicher – Achillesferse der Energiewende?

[...] Früher oder später könnte die Speicherfrage zur Achillesferse der Energiewende werden, denn der Ausbau der Kapazitäten verläuft alles andere als reibungslos. Zum einen sträuben sich Bürger [...] gegen Großprojekte vor ihrer Haustür. Zum anderen ist es ausgerechnet der Ausbau der Erneuerbaren, der das Geschäft mit Pumpspeicherkraftwerken unrentabel werden lässt. [...] In Deutschland sind mehr als 30 solcher Anlagen in Betrieb. [...]
Wann genau der Bau zusätzlicher Speicher unausweichlich wird, ist umstritten. [...] Ein von vielen Fachleuten als realistisch angesehenes Szenario hat im vergangenen Jahr der Verband der Elektrotechnik, Elektronik Informationstechnik (VDE) von einem Forscherteam errechnen lassen. Sobald der Anteil des Stroms aus den Erneuerbaren die 40-Prozent-Marke übersteigt, reichen die heutigen Kapazitäten nicht mehr aus, prognostizieren die Wissenschaftler. Unmittelbar drohen demnach keine größeren Engpässe – doch weit von der kritischen Marke entfernt ist Deutschland nicht: 2020 sollen 35 Prozent des erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien stammen, zehn Jahre später die Hälfte. Wird 2050 das 80-Prozent-Ziel der Bundesregierung erreicht, benötige Deutschland zusätzliche Kurzzeitspeicher mit einer Leistung von 14 Gigawatt, was etwa eine Verdreifachung der heutigen Kapazitäten bedeuten würde. [...]

Vor diesem Hintergrund ist das, was sich im Osten von Dresden anbahnt, absurd. Noch pumpt der Energieversorger Vattenfall am Standort Niederwartha Wasser in die Höhe, noch rauscht das Wasser durch drei Meter starke Rohre zurück ins Tal. Doch schon bald könnten in Deutschlands ältestem Pumpspeicherkraftwerk die Schotten dichtgemacht werden. "Die Anlage rechnet sich so nicht mehr, im schlechtesten Falle müssen wir sie noch in diesem Jahr stilllegen", sagt Gunnar Groebler, der in der deutschen Wasserkraftsparte von Vattenfall das Sagen hat. Das Kraftwerk ist in die Jahre gekommen, um es in Schuss zu bringen, müsse ein dreistelliger Millionenbetrag investiert werden. Doch Investitionen in Pumpspeicherkraftwerke seien derzeit "grundsätzlich wirtschaftlich nicht darstellbar". Auch an anderen Standorten schiebe der Konzern Investitionen vor sich her. Macht Vattenfall in Sachsen ernst, sinkt die Speicherkapazität, anstatt zu steigen.
Die Ursache für den Investitionsstau ist paradox. Früher funktionierte das Geschäftsmodell der Betreiber so: Nachts, wenn der Strom an der Börse günstig war, warfen sie die Pumpen an und füllten ihre Staubecken. Gegen Mittag, wenn die Deutschen mit Abstand am meisten Strom verbrauchen und der Preis an der Börse nach oben schnellte, liefen die Turbinen, und die Betreiber verkauften teuren Strom mit Gewinn. "Diese Rechnung geht nicht mehr auf", sagt Groebler. Denn heute liefern Photovoltaikanlagen mittags große Strommengen und decken Bedarfsspitzen weitgehend ab. Die täglichen Preisunterschiede sind deshalb genau wie die Gewinne der Betreiber zusammengeschrumpft. Zwar hat die Bundesregierung neue und zum Teil auch bestehende Pumpspeicher für viele Jahre von den Netzentgelten befreit. Daran, dass sich viele Projekte nicht mehr rentieren, hat das aber wenig geändert.

Weil die Energieversorger die Auswirkungen der Erneuerbaren unterschätzt haben, stocken auch schon geplante Projekte. Zum Beispiel in Waldeck, Nordhessen. 250 Millionen Euro wollte Eon hier für eine weitere Turbine in einem bestehenden Pumpspeicherkraftwerk investieren. [...] Die endgültige Investitionsentscheidung hat Eon verschoben, Hintergrund sei "die energiewirtschaftliche Situation, die keine Investitionssicherheit gewährleistet".
[...] Kurz vor dem Abschluss steht hierzulande kein großes Neubauprojekt, zeigt eine Statistik der Bundesnetzagentur. Im laufenden Jahr gibt es eine geringe Kapazitätsausweitung von 195 Megawatt, für die Jahre 2014 und 2015 ist kein Zubau registriert. Weil es in Deutschland nur wenige geeignete Flächen für neue Pumpspeicher gibt, sucht die Regierung im Ausland nach Entlastung. [...] [Im] Projekt "Nord.Link" [...], das Netzbetreiber Tennet gemeinsam mit dem norwegischen Betreiber Statnett und der KfW-Bank beschlossen hat, [soll] ein Gleichstromkabel mit einer Kapazität von 1400 Megawatt [...] ab 2018 norwegische Wasserspeicher und das deutsche Stromnetz verbinden. [...]

Johannes Pennekamp, "Das Speicherproblem", in: Frankfurter Allgemeine Zeitung vom 30. März 2013