01.11.2007

Energie speichern – aber wie?

Essay von Ludwig Lindner

Ein Problem bei der Sicherung unserer Energieversorgung sind die schlechten Speichermöglichkeiten von Energie und Strom. Ein Überblick über Optionen und Illusionen

Stationäre Energiespeicherung


Die Stromversorgung von Industrie, Verkehr und Haushalten erfordert es, dass der Strom dem Bedarf entsprechend beigestellt wird. Dies erfolgt durch Grundlastkraftwerke (Kernenergie, Braunkohle und Wasserkraft, zukünftig z.T. auch Biomasse) und durch Mittellastkraftwerke (Steinkohle und Erdgas). Zur Beistellung von Bedarfsspitzen sind Spitzenlastkraftwerke wie Pump-Speicher-Kraftwerke vorhanden. Ein Stromausgleich erfolgt auch über das deutsche und europäische Stromverbundnetz.
Problematisch ist die Einbindung der Stromproduktion aus Windkraftanlagen und auch Solarstromanlagen. Diese liefern den Strom nicht planbar, sondern in Abhängigkeit vom Wetter. Deshalb sind zusätzliche Speichereinrichtungen erforderlich. Die heute vorhandenen Pump-Speicheranlagen reichen gerade aus, um diese Schwankungen auszugleichen. In Extremsituationen hat dies schon dazu geführt, dass zu viel erzeugter Windstrom nicht abgenommen oder „vernichtet“ werden musste. In Nordfriesland liegt die Netzlast zwischen 40 MW und 120 MW, es sind dort aber 2000 MW Windleistung installiert. Es kann also nur ein Teil des erzeugten Windstroms in der Region verbraucht werden. Das ergibt die bekannten Probleme des Abtransports des überschüssigen Stroms und die Notwendigkeit des Erzeugungsmanagements (= Abschaltung der Windräder) bei nicht ausreichenden Leitungskapazitäten. In Schleswig-Holstein unterliegt ca. ein Drittel der installierten Windleistung diesem Erzeugungsmanagement (= 600 MW von rund 2000 MW).[1]Zukünftig ist deshalb insbesondere mit dem Bau von Offshore-Windkraftanlagen auch der Bau neuer Stromspeichereinrichtungen notwendig. [2]In Europa gibt es eine ganze Reihe von Pump-Speicher-Kraftwerken, davon 18 mit einer Turbinenleistung über 100 MW, davon wiederum drei Anlagen mit rund 1000 MW Turbinenleistung. Bei dieser Technologie wird mit überschüssigem, billigem Nachtstrom Wasser in ein Oberbecken „auf dem Berg“ gepumpt. Bei Bedarfsspitzen am Tag wird das Wasser aus dem Oberbecken über Turbinen zur Stromerzeugung geleitet. Die Investitionskosten liegen bei etwa 1000 EUR/kW, der Wirkungsgrad liegt bei etwa 70 Prozent. Das größte Pump-Speicher-Kraftwerk in Deutschland ist die Anlage in Goldisthal in Thüringen, die 2003 in Betrieb genommen wurde. Das künstlich angelegte, umgehbare Oberbecken befindet sich in einer Höhe von etwa 880 Metern auf der Moosbergebene am Großen Farmdenkopf und fasst ein Nutzvolumen von ca. 12 Mio. m³ Wasser bei einer Fläche von 55 ha. Diese Wassermenge reicht für acht Stunden Turbinen-Volllastbetrieb und könnte den Freistaat Thüringen allein versorgen. Um das Becken zu schaffen, wurde der Berggipfel abgetragen.Das Problem beim Neubau von Pump-Speicher-Kraftwerken ist der Eingriff in die Natur, was regelmäßig Umweltschützer auf den Plan ruft. Außerdem sind die Möglichkeiten zum Bau neuer Pump-Speicher-Kraftwerke fast ausgereizt. Deshalb ist die Beistellung von Spitzenstrom aus Druckluft-Speicherkraftwerken eine Option für die Zukunft. Hierbei wird Luft verdichtet und in unterirdischen Kavernen gespeichert. Genutzt werden u.a. ehemalige Salzlagerstätten. In Elsfleth-Huntorf ist eine Anlage mit einer Leistung von 290 MW in Betrieb, in Mc Intosh (Alabama) eine mit 110 MW. In der Planungsphase befindet sich ein weiteres Kraftwerk in Norton (Ohio) mit 2700 MW.
Die Anlage in Elsfleth-Huntorf in der Wesermarsch wurde 1978 gebaut und arbeitet bis heute ohne Probleme. Die Anlage in Alabama wurde 1991 fertiggestellt.[3] Die bisher laufenden Anlagen benötigen Erdgas für die „Rückverstromung“, um die sich bei der Expansion abkühlende Luft wieder zu erwärmen.[4] Dadurch liegt der Gesamtwirkungsgrad unter 55 Prozent.
EnBW plant gemeinsam mit dem Land Niedersachsen den Bau eines adiabatischen Druckluftspeicherkraftwerks mit 200 MW bis zum Jahr 2012.[5] Die bei der Luftverdichtung auf 100 bar gebildete Wärme (600 °C)wird in einem Wärmespeicher gespeichert und dann bei der Entspannung der Luft in einer Hochdruckturbine zur Erwärmung der Luft genutzt. Die Investitionskosten sollen 1000 EUR/kW betragen. Der Wirkungsgrad kann damit gegenüber der Lufterwärmung mit Erdgas auf etwa 70 Prozent angehoben werden. Ein Problem der Druckluftspeicher ist allerdings, dass Engpässe entstehen können, weil Kavernen auch zur Erdgas-Speicherung und ggf. auch für CO2-Endlager benötigt werden.

Diskutiert wird auch die Nutzung „virtueller Energiespeicher“, d.h. das Einbeziehen von Energieverbrauchern, die bei Bedarf für kurze Zeit ab- oder zugeschaltet werden können – hierzu zählen bspw. Ventilatoren in Gebäuden. Bei niedrigen Verbrauchswerten kann dadurch überschüssiger Strom zur Umwandlung in leichter speicherbare Energieträger eingesetzt werden. In ähnlicher Weise werden in der chemischen Industrie Energiespeicher genutzt, z.B. früher bei den Chemiewerken Hüls in Marl. Dort wurden Acetylen, Ethylen und Wasserstoff aus Kohlenwasserstoffen mithilfe des „Lichtbogenverfahrens“ erzeugt. Dieses Gasgemisch („Spaltgas“) wurde in Gaszerlegungsanlagen kontinuierlich in die Komponenten Acetylen, Ethylen und Wasserstoff aufgetrennt. Die Lichtbogenöfen wurden nachts voll ausgefahren und in Starklastzeiten der Verbraucher am Vormittag auf ein Minimum zurückgefahren. Das nachts erzeugte überschüssige Spaltgas wurde in einem 200.000 m3 großen Gasometer zwischengespeichert. Daraus wurde das Spaltgas in der Starklastzeit der Verbraucher für die Gaszerlegung übernommen. Dieses Hülser Lichtbogenspeicher-Verfahren hatte eine Kapazität von rund 250 MWh, es war 40 Jahre lang bis 1993 in Betrieb. Nach Verfahrensumstellungen und der Reduzierung der Produktion verlor dieses System an Bedeutung.[6]Auch Batteriespeicher sind für die stationäre Speicherung zum Einsatz gekommen. [7] Von 1986 bis 1995 war mit einer Leistung von 17 MW und einer Speicherkapazität von 14 MWh wegen seiner Insellage Westberlin der Standort eines der größten Batteriespeichers weltweit. Die hierbei parallel geschalteten zwölf Batteriestränge bestanden jeweils aus 590 Zellen. Nach der Wiedervereinigung und dem Anschluss des Berliner Versorgungsnetzes an das westeuropäische Stromverbundnetz wurde der Speicher jedoch nicht mehr benötigt, um das Netz zu stabilisieren. Außerhalb von Europa sind derzeit drei riesige Bleibatteriespeicher aktiv, in Puerto Rico (20MW/14MWh), Hawaii (10MW/15MWh) und Kalifornien (10MW/40MWh). E.ON entwickelt bei ihrer britischen Tochter in Nottingham eine Riesenbatterie (Größe von vier großen Lastwagencontainern) mit einer Leistung von 1 MW, die im Herbst 2009 einsatzbereit sein soll. [8]


Nickel-Cadmium-Akkumulatoren sind weniger wartungsintensiv als Bleiakkumulatoren und weisen eine längere Lebensdauer auf. Das „Battery Energy Storage System“ in Fairbanks, Alaska, kann rekordverdächtige 40 MW Leistung abgeben (sogar 46 MW für fünf Minuten) und besteht aus insgesamt 13.760 modularen Zellen. Natrium-Schwefel-Batterien sind nicht nur im PKW-Sektor, sondern auch beim stationären Betrieb im Einsatz. Ein Festelektrolyt, das sogenannte Beta-Aluminiumoxid, trennt die Kathode aus geschmolzenem Natrium und die Anode aus geschmolzenem Schwefel. Die Zelle wird zum Betrieb auf 350 °C aufgeheizt. In Japan wurde eine Großanlage mit 9,6 MW / 57,6 MWh und eine weitere 6-MW-Anlage aus 120.000 Zellen in Betrieb genommen. Damit schickt sich die Natrium-Schwefel-Batterie an, der etablierten Bleibatterie Konkurrenz zu machen, wenn die Produktionskosten mit wachsender Produktionszahl weiter sinken. Für Windkraft ist eine Anlage mit 30 MW und 216 MWh ebenfalls in Japan geplant.

Auch Supraleitende Magnetische Energiespeicher (SMES) haben schon eine Anwendung zur Energiespeicherung gefunden. In Europa ging 1997 erstmals ein Supraleitender Magnetischer Energiespeicher als sogenannter „Schneller Kompensator“ in Betrieb: Das vom Forschungszentrum Karlsruhe und von der Universität Karlsruhe gemeinsam entwickelte Gerät wird in einem Sägewerk in Fischweier im Albtal am Niederspannungsnetz des Badenwerks eingesetzt. Kernstücke der Anlage sind eine supraleitende Spule aus Niob(Nb)-Titan(Ti)-Draht, die mit flüssigem Helium auf 4,3 Kelvin (-269 °C) gekühlt wird und in diesem Zustand elektrische Energie praktisch verlustlos speichern kann, sowie ein schneller leistungselektronischer Umrichter, über den das System an das 400 Volt-Drehstromnetz angeschlossen ist.[9]
In Nord-Wisconsin (USA) wurde eine Serie von SMES-Einheiten entwickelt, um die Stabilität einer Übertragungsleitung zu steigern. Diese Übertragungsleitung ist gekoppelt an eine Papierfabrik mit plötzlichen Laständerungen mit dem Potenzial unkontrollierter Schwankungen und Spannungseinbrüchen. Das Test-Modell ist eine SMES mit einer Kapazität von ca. 20 MWh, mit der eine Leistung von 400 MW für zehn Sekunden oder zehn MW über zwei Stunden bereitgestellt werden kann.Energiespeicherung im Fahrzeugbereich
Auch im Fahrzeugbereich ist die Energiespeicherung von besonderer Bedeutung. Mit Benzin oder Diesel im Kraftstofftank ist dies leicht möglich und vielfach erprobt. Nicht-fossile Antriebe im Fahrzeugbereich werden derzeit erforscht. Die Wasserstoffbeistellung aus Wasserelektrolyse mit regenerativen Energien wie Solarstrom, Windstrom oder Kernenergie bzw. Nutzung des Stroms aus diesen Quellen in Batterien ist eine Option hierbei.
Daimler-Benz verfolgt das Konzept Gasförmiger Druck-Wasserstoff und Brennstoffzellen.[10]Nach heutigem Stand kann man mit einem Kilogramm Wasserstoff 100 Kilometer weit fahren. Ziel ist der Einsatz von gespeichertem Wasserstoff mit 700 bar, womit eine Reichweite von 400 km erreicht werden soll. Derzeit sind 60 PKW und 36 Busse im Einsatz. Die Kosten für die Massenproduktion von Brennstoffzellenfahrzeugen sind nach wie vor zu hoch, die Markteinführung liegt deshalb noch in weiter Ferne. Außerdem wird für Brennstoffzellen das Edelmetall Platin benötigt. Hier kann es zu Engpässen kommen.

Neben Daimler verfolgt auch Ford das Wasserstoffauto mit Brennstoffzellenantrieb. Beide Firmen übernahmen deshalb die deutsche Tochter des kanadischen Brennstoffzellenherstellers Ballard Power Systems. Ballard will bis 2010 die Brennstoffzelle für PKW serienreif entwickeln. Als jedoch Daimler und Ford 1997 bei Ballard einstiegen, hieß es, im Jahr 2005 würden 100.000 Autos mit Brennstoffzellen vom Band rollen. Heute gibt es weniger als 100 Prototypen.[11]

BMW verfolgt das Konzept Flüssig-Wasserstoff (LH2) mit Verbrennungsmotor.[12] LH2 ist aber bisher nur für den oberen und Mittelklassebereich einsetzbar. Mit dem BMW Hydrogen-7 präsentierte BMW kürzlich ein Fahrzeug, das erstmalig mit einem Wasserstoffantrieb serientauglich ist.[13] Der Vorteil des Flüssig-Wasserstoffs liegt darin, dass er bezogen auf das Eigengewicht eine dreimal so große Energiedichte wie Benzin hat. Der Flüssig-Wasserstoff-Tank stellt neben dem bivalenten Motor im BMW Hydrogen-7 technologisches Neuland dar. Die niedrige Temperatur von -253 °C wird durch eine 30mm starke Vakuum-Super-Isolation erreicht, wodurch der Flüssig-Wasserstoff über einen längeren Zeitraum gespeichert werden kann. Die Alltagstauglichkeit des BMW Hydrogen-7 soll fahrzeugseitig erreicht sein.

Zum Projekt Clean Energy Partnership (CEP), an dem zahlreiche Industriefirmen beteiligt sind, gehört der Betrieb von zwei öffentlichen Tankstellen für flüssigen Wasserstoff, die 2004 bzw. 2006 in Berlin eröffnet wurden. Im Oktober 2006 wurde zudem in München das Linde-Wasserstoff-Zentrum eingeweiht. Herzstück der Anlage ist eine Tankstelle, die eine Testflotte von PKW und Bussen sowohl mit flüssigem als auch mit gasförmigem Wasserstoff versorgt.[14]Linde hat am Produktionsstandort Leuna ihre neue Wasserstoff-Verflüssigungsanlage offiziell in Betrieb genommen (ein weiterer Wasserstoff-Verflüssiger von Linde steht in Ingolstadt). Der neue Wasserstoff-Verflüssiger (Kapazität ca. 5 t LH2 pro Tag) erhält den gasförmigen Wasserstoff von den benachbarten Wasserstoff-Anlagen aus fossiler Produktion. Die erste öffentliche Wasserstoff-Tankstelle für flüssigen und gasförmigen Brennstoff wurde bereits im Mai 1999 in München eröffnet.

Ein kostspieliger Einsatz von Wasserstoff im Fahrzeugsektor ist allerdings auf lange Sicht nur dann sinnvoll, wenn der Wasserstoff nicht aus fossilen Rohstoffen hergestellt wird, sondern durch Elektrolyse aus Wasser (H2O) mittels elektrischen Stroms. Dieser kann aus Kernenergie oder aus regenerativen Energiequellen wie Solarstrom oder Windstrom gewonnen werden. Anderenfalls bleibt der direkte Einsatz von Erdgas, Flüssiggas, Benzin oder Diesel bis auf Weiteres wirtschaftlicher und sinnvoller.
Gegen den Wasserstoffeinsatz sprechen bislang ökonomische Gründe: Die Wasserstofferzeugung aus Elektrolyse hat einen Wirkungsgrad von 70 Prozent, die Brennstoffzelle hat einen Wirkungsgrad von 50 Prozent.[15]Für die Verdichtung bzw. Verflüssigung des Wasserstoffs wird außerdem zusätzliche Energie benötigt. Die gesamten Energieverluste durch die Umwandlung von Strom in Wasserstoff belaufen sich auf etwa 75 Prozent gegenüber 10 Prozent bei der elektrischen Energieverteilung.[16]
Beim Wasserstoff ist überdies zu beachten: Es hat einen positiven Joule-Thomson-Effekt, d.h., Wasserstoff erwärmt sich beim Entspannen im Gegensatz zu anderen Gasen. Beim Ausströmen kann sich Wasserstoff deshalb selbst entzünden, weshalb das Parken von Wasserstoffautos in Tiefgaragen verboten ist.

Statt der Wasserstoffwirtschaft wäre ein Elektroantrieb mit Batterien und entsprechender Logistik (Batterieaufladung aus dem Stromnetz nachts; technische Einrichtungen für schnelle Batteriewechsel an Ladestationen) der sinnvollere Weg. Die Entwicklung leistungsfähiger Batterien ist deshalb das oberste Ziel für die PKW der Zukunft.
Volkswagen verfolgt das Konzept mit Batteriebetrieb seit Jahren. [17]Problematisch ist die Entwicklung einer leistungsfähigen Batterie. In den USA gab es bereits 1970 Bemühungen zur Realisierung eines Elektroautos, welche an diesem Punkt gescheitert sind. Die Speicherkapazitäten der verschiedenen Batterietypen liegen bei folgenden Werten: [18]

Batterietyp Energiedichte [Wh/kg]
Blei-Batterie 30
Ni-Metallhydrid-Batterie 60–80
Nickel/Cadmium-Batterie 40–60
Lithium-Ionen-Polymer-Batterie 130–150
Natrium-Schwefel-Batterie [19]120

VW vollführt derzeit eine Kehrtwende in der Modellpolitik. Das Unternehmen hat angekündigt, bis 2008 in den USA einen VW Jetta mit Hybridantrieb anbieten zu wollen.

Der Toyota Prius, der seit 1997 serienmäßig hergestellt wird, besitzt bereits einen Benzin- und einen Elektromotor, die über ein Planetengetriebe an die Antriebsachse gekoppelt sind. Betriebszustände, in denen der Verbrennungsmotor nur geringen Wirkungsgrad aufweist (Anfahren, Stadtverkehr) werden vom Elektromotor (Batterie Nickel-Metallhydrid-Akku) mit seinem sehr viel höheren Wirkungsgrad übernommen. Bei Bedarf kann der Verbrennungsmotor auch komplett abgeschaltet werden. Bei Fahrt mit gleichbleibender Last treibt allein der Benzinmotor den Prius an, während die Batterie gleichzeitig vom Benzinmotor via Generator geladen wird. Im Motorbremsbetrieb kann Energie gespeichert werden. Die Energieeinsparung beim Prius gegenüber Benzinern der gleichen Fahrzeugklasse beträgt gemäß Werksangaben rund 30 Prozent. Eine Version mit Nachlademöglichkeit am Stromnetz und größerer elektrischer Reichweite existiert als Prototyp.

Die Lithium-Polymerbatterie hat wegen ihrer (noch) zu hohen Kosten bisher nur geringe Anwendungen im Leistungsbereich einiger kW gefunden. Aufgrund ihrer hohen Speicherdichte, Wartungsfreiheit und niedrigen Selbstentladung hat sie aber ihren Siegeszug bei portablen Anwendungen mit höherem Stromverbrauch, wie Handy, CD-Spieler, Camcorder und Digitalkamera, längst angetreten. Der Toyota Prius, der seit 1997 serienmäßig hergestellt wird, besitzt bereits einen Benzin- und einen Elektromotor, die über ein Planetengetriebe an die Antriebsachse gekoppelt sind. Betriebszustände, in denen der Verbrennungsmotor nur geringen Wirkungsgrad aufweist (Anfahren, Stadtverkehr) werden vom Elektromotor (Batterie Nickel-Metallhydrid-Akku) mit seinem sehr viel höheren Wirkungsgrad übernommen. Bei Bedarf kann der Verbrennungsmotor auch komplett abgeschaltet werden. Bei Fahrt mit gleichbleibender Last treibt allein der Benzinmotor den Prius an, während die Batterie gleichzeitig vom Benzinmotor via Generator geladen wird. Im Motorbremsbetrieb kann Energie gespeichert werden. Die Energieeinsparung beim Prius gegenüber Benzinern der gleichen Fahrzeugklasse beträgt gemäß Werksangaben rund 30 Prozent. Eine Version mit Nachlademöglichkeit am Stromnetz und größerer elektrischer Reichweite existiert als Prototyp.

Die Lithium-Polymerbatterie hat wegen ihrer (noch) zu hohen Kosten bisher nur geringe Anwendungen im Leistungsbereich einiger kW gefunden. Aufgrund ihrer hohen Speicherdichte, Wartungsfreiheit und niedrigen Selbstentladung hat sie aber ihren Siegeszug bei portablen Anwendungen mit höherem Stromverbrauch, wie Handy, CD-Spieler, Camcorder und Digitalkamera, längst angetreten. [20]An der Weiterentwicklung der Lithium-Ionen-Batterien wird von BASF massiv gearbeitet. Die Batterieentwicklungen werden zusammen mit Degussa durchgeführt.
Ab 1997 wurden mit EU-Unterstützung Elektrohybridfahrzeuge im Flottenversuch in Erlangen einem dreijährigen Test unterzogen. Die im Prinzip positiven Ergebnisse führten jedoch nicht zu einem Durchbruch bei der Anwendung. [21] Im analogen Rügen-Experiment waren PKW und Busse (mit NA-S-Batterien) im Einsatz. Das Experiment funktionierte gut, die Herstellungskosten waren jedoch zu hoch.
Generelle Kritik wird an der öffentlichen Förderung geübt: Die Speichertechnologie werde gegenüber den Brennstoffzellen zu wenig gefördert, heißt es. Für die Energieforschung in Deutschland werden seit Jahren 400 Mio. Euro bereitgestellt, das sind 0,18 Prozent des Bruttoinlandsprodukts, in Japan sind es hingegen 0,8 Prozent.