Speicher sind das ungelöste Problem der elektrischen Energieversorgung. Das hat der Nürnberger Ohmhochschul-Professor Horst Küch seinen Energietechnik-Studenten schon vor 30 Jahren klargemacht. Heute dürfte er es immer noch so lehren. Denn an dieser Tatsache hat sich auch seit dem Kongress des bayerischen Clusters Energietechnik „Energiespeicher für die zukünftige Stromversorgung“  in Nürnberg offensichtlich nichts Grundsätzliches geändert.
Die Aussage, dass Stromspeicher fehlen, stimmt zumindest, wenn man sich in Deutschland umschaut. „Vier Gigawatt (GW) nicht übertragbare Leistung gibt es laut unserer Netzstudie 2“, weiß Hannes Seidl von der Deutschen Energieagentur Dena. Viel Energiepotenzial, das in die Netze der Nachbarländer Deutschlands abgeschoben werden muss, wenn der Momentanverbrauch in einer Ecke unserer Republik gerade unter der Stromerzeugung liegt.

Stromschieberei ins Ausland

Doch die Schieberei mit Strommengen ins Ausland funktioniert nur begrenzt; schließlich sehen eigentlich die Verbrauchskurven der meisten Länder im Europäischen Stromnetzverbund ähnlich aus. Weshalb bei viel Windkraftstrom im Norden, bei hoher Solarerzeugung im Süden innerhalb unseres Landes ein Ausgleich geschaffen werden soll: Durch vielhundert Kilometer Höchstspannungsleitungen, lautet der politische Wille.
Doch Leitungstrassen zu planen und zu bauen geht nicht von heute auf morgen. Schnelle Lösungen wären gefragt. Eine Idee dazu hat Oliver Mayer, im GE-Forschungszentrum Garching bei München tätig. In Laufwasserkraftwerken könnte der Überschussstrom gespeichert und bei stärkerem Bedarf wieder abgegeben werden. Man müsste „nur“ die Staustufen in den großen Flüssen von den Netzleitwarten aus regeln können, erklärt Mayer.
Das Prinzip klingt einfach und ist es eigentlich auch: Statt – wie üblich – die Turbinen dauernd auf einer mittleren Leistungsstufe zu betreiben, werden sie im Normalfall nun mit geringerem Wasserdurchsatz betrieben, aber bei Spitzenstrombedarf für einige Minuten bis zu einer Stunde auf Volllast hochgefahren. Das würde allein am oberbayerischen Inn eine Regelenergie von knapp 150 Megawattstunden (MWh) ergeben, hat Mayer errechnet, und zwar ohne technischen Umbau der Kraftwerke. Doch es gibt ein bürokratisches Problem: Die Anlagen sind als Laufwasserkraftwerke genehmigt, und die Zulassung sieht ein Aufstauen des Oberwassers um 10 oder 20 cm nicht vor. Weshalb nach Mayers Wissensstand ein neues Genehmigungsverfahren zu durchlaufen wäre, mit allen Prüfungen wie für einen Um- oder Neubau: Das würde dauern. Und zudem seien alle Umweltaspekte aus heutiger Sicht zu prüfen: Die neuen Auflagen würden viel kosten. Die Lösung: Ein Umdenken aller Beteiligten, vor allem der Wasserwirtschaftsämter, um die Energiewende zu erleichtern. Doch daran glaubt nicht einmal der Münchner Professor.
Kaum Chancen auf Realisierung hat wohl jene alte Speichertechnologie, die „im Wesentlichen für Kernkraftstrom“ errichtet wurde: Gasdruckspeicher unter der Erde, wie der 1978 in Betrieb genommene in Huntorf in Niedersachsen. Der Wirkungsgrad wurde zwar von einst 42 auf heute über 70 Prozent erhöht, weiß Peter Radgen, Technologieentwickler bei Eon. Doch beim Stromerzeugungspreis können Druckluftkraftwerke immer noch nicht mit anderen Speichern konkurrieren; „die Erlöse reichen nicht aus, um die Kosten zu decken“. Zudem stünden die vorhandenen unterirdischen Kavernen in Konkurrenz zu Technologien wie Erdgaslagerung oder CCS (Carbon Capture and Storage; CO2-Ablagerung), in deren Entwicklung Radgen inzwischen gewechselt ist.
Für Wasserstoff (H2) sieht Manfred Waidhas von Siemens dagegen große Chancen, selbst wenn „H2 einen sehr schlechten Wirkungsgrad hat. Doch der ist nur Teil einer gesamten Kostenbetrachtung.“ Vorteil von H2: „Die Verteilstruktur. Er lässt sich nicht nur in Untergrundkavernen speichern, sondern auch im (vorhandenen; d.Red.) Erdgasnetz zumischen.“ Und deshalb über die Republik verteilen, ohne das Stromleitungsnetz zu erweitern.
Bei Batteriespeichern scheint sich ebenfalls etwas zu bewegen, auch wenn die großen Kapazitäten (noch?) nicht verfügbar sind. Holger Schuh von Saft-Batterien sieht bereits den „Einstieg in die MW-Klasse“ durch die „Entwicklung großformatiger Lithium-Ionen-Energiespeichersysteme“. Eine 5-MWh-Li-Ion-Batterie hat sein Unternehmen bereits für ein Inselnetz auf Reunion produziert, eingebaut in neun 20-Fuß-Container. Der Modul-Aufbau der Akkus lasse es zu, Verbrauch und Speicher aufeinander abzustimmen. Auf Reunion würden 20 Prozent des erzeugten Wind- und Solarstroms zwischengespeichert. Bei Batterieverlusten von 10 bis 20 Prozent gingen gerade einmal 2 bis 4 Prozent der Energie verloren; man sei auf einem guten Weg, meint Schuh.

Strom in Tanks lagern

Noch größere Strommengen können Vanadium-Redox-Flow-Batterien speichern, erklärt Norbert Menke von der Gildemeister-Tochter A+F aus Würzburg. Das Prinzip: In zwei Tanks werden „positiver und negativer Energieträger“ gelagert; je größer das Gefäß, desto mehr Energie. In einer elektrochemischen Zelle wird daraus Strom produziert und möglichst an eine Inselversorgung abgegeben. Aber auch, um den Ausbau von Stichnetzen zu vermeiden, sind laut Menke Redox-Flow-Akkus geeignet. Die Größe der Zelle bestimmt die mögliche Spitzenleistung, die das System liefern kann.
Doch „Langzeitspeicher sind dadurch nicht zu realisieren; das geht nur chemisch“, wie Jochen Fricke erklärt, der Sprecher des Cluster Energietechnik Bayern. Und diese Technologien – oft wird Wasserstoff genannt – sind auch nach Jahrzehnten Forschung noch nicht wirklich großtechnisch verfügbar. Was Küch schon vor 30 Jahren gelehrt hat.
(Heinz Wraneschitz)