Der Flaschenhals der Energiewende

Hochgesteckte Pläne

Bis 2030 sollen nach aktuellen Plänen der Bundesregierung mindestens 80 Prozent des Strombedarfs aus grünen Quellen stammen. Bereits 2035 würde demnach die Stromversorgung fast vollständig auf erneuerbaren Quellen basieren. Aber auch dann werden fluktuierend einspeisende Windkraftanlagen und Solarpaneele den Löwenanteil beisteuern. Soll ihre schwankende Erzeugungsleistung nicht zum Flaschenhals der Energiewende werden, müssten Wind- und Solarparks mit großen Stromspeichern ausgerüstet sein, die tagsüber zu viel produzierten Strom bunkern und ihn dann in Zeiten der Minderproduktion – also abends oder bei Windstille – ins Netz einspeisen. Zudem würden große Stromspeicher, die Reserveleistung und Regelenergie bereithalten, die Netzsicherheit erhöhen. Und das Redispatch-Problem wäre dann auch gelöst.

Doch bislang gibt es in Deutschland keine leistungsfähige Speicherinfrastruktur. Die aktuell verfügbare Speicherleistung liegt laut Bundesverband Energiespeicher Systeme bei nur etwa 1,5 Gigawatt. Nach aktuellen Berechnungen des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg wären jedoch bis 2030 Großspeicher mit einer Gesamtleistung von 100 Gigawatt erforderlich. Bis 2045 würde der Bedarf demnach sogar auf 180 Gigawatt steigen.

Enormer Bedarf an Speicherleistung

Das sind gewaltige Speicherleistungen, für die entsprechend leistungsfähige Einspeisepunkte benötigt werden. Die Fraunhofer-ISE-Studie schlägt dafür Standorte ehemaliger Kraftwerke vor, die infolge des Ausstiegs aus der Nutzung von Kernkraft und Kohle stillgelegt wurden. Die Infrastruktur an diesen Standorten reiche aus, um 65 Prozent der benötigten Speicherkapazität ins Stromnetz einzubinden, meinen die Fraunhofer-Forscher. Es fehlen nur noch entsprechend große Batteriespeicher.

Benötigt werden Kurzzeitspeicher, die elektrischen Strom über Stunden und Tage bunkern und den Tagesgang der Stromabnahme ausgleichen, sowie Langzeitspeicher, die jahreszeitliche Schwankungen abfangen und winterliche Dunkelflauten überbrücken. In Deutschland seien bislang jedoch keine Batteriespeicher im Gigawatt- und nur wenige im Multimegawatt-Maßstab realisiert, heißt es in der Studie.

Wasser pumpen und ablassen

Das Rückgrat der heutigen Speicherinfrastruktur bilden sogenannte Pumpspeicherkraftwerke. Sie bestehen aus mindestens zwei Becken, von denen das eine höher liegt als das andere und die durch Druckleitungen miteinander verbunden sind. Herrscht im Netz ein Stromüberschuss, wird das Wasser aus dem Tiefbecken ins Hochbecken gepumpt. In Zeiten mit Spitzenverbrauch lässt man das Wasser hingegen nach unten rauschen und speist den auf diese Weise gewonnenen elektrischen Strom ins Netz ein. Die Leistungsfähigkeit von Pumpspeicherkraftwerken hängt von der speicherbaren Wassermenge und dem nutzbaren Höhenunterschied zwischen Hoch- und Tiefbecken ab. Ihr Wirkungsgrad liegt bei 75 bis 80 Prozent.

Pumpspeicherkraftwerke sind die derzeit dominierende Technologie, um im großen Maßstab, fast verlustfrei und theoretisch zeitlich unbegrenzt Strom zu speichern. Sie sind zudem hochflexibel einsetzbar und deshalb prädestiniert für die Bereitstellung von Regelleistung. In Deutschland sind zurzeit rund 30 Anlagen in Betrieb. Doch das Ausbaupotenzial ist begrenzt, denn der Bau solcher Kraftwerke bedeutet einen erheblichen Eingriff ins Landschaftsbild und in das lokale Ökosystem. Da die Becken meist betoniert oder asphaltiert werden, entsteht keine natürliche Ufervegetation, und der ständige Wasserwechsel verhindert die Entwicklung natürlicher aquatischer Lebensgemeinschaften. Das ist einer der Gründe dafür, dass in Deutschland so gut wie keine neuen Anlagen mehr gebaut werden.

Akkus als Alternative

Es müssen also andere und vor allem platzsparende Technologien her. Da bietet sich beispielsweise der technisch ausgereifte Lithium-Ionen-Akku an, der aktuell den Batteriemarkt beherrscht. Das gilt vor allem für den Markt für Heimspeicher im Keller von Privathäusern mit Kapazitäten bis zu 30 Kilowattstunden, die tagsüber geernteten Sonnenstrom bis zu seiner Nutzung in den Abendstunden bunkern. Ende März waren deutschlandweit fast 1,2 Millionen solcher Heimspeicher installiert – mit steigender Tendenz.

Doch die Lithium-Ionen-Technologie eignet sich auch für größere Anlagen. Der Transnet-Konzern, einer der Betreiber des deutschen Übertragungsnetzes, will sie für einen von ihm Netzbooster genannten Großspeicher im Hochspannungsnetz einsetzen. Die Anlage, die eine Leistung von 250 Megawatt für die Dauer einer Stunde ins Übertragungsnetz einspeisen wird, soll 2025 in der baden-württembergischen Gemeinde Kupferzell im Landkreis Schwäbisch Hall in Betrieb gehen.

Der Begriff Lithium-Ionen-Batterie umfasst eine ganze Palette von Akkumulatoren auf Basis von chemischen Verbindungen des Alkalimetalls Lithium. Diese haben eine hohe Energiedichte, Wirkungsgrade von bis zu 90 Prozent und sie vertragen bei flacher Be- und Entladung – also wenn der Speicher lediglich im Bereich von 25 bis 75 Prozent genutzt wird – 1.000 Ladezyklen und mehr. „Lithium-Ionen-Akkus sind gut geeignet als Kurzzeitspeicher für ein bis zwei Tage“, sagt Bernhard Wille-Haußmann, der sich am Fraunhofer ISE mit den Anforderungen der Energiewende an die Stromnetze beschäftigt. Die Technik sei ausgereift, allerdings inzwischen auch ein Auslaufmodell: „Langfristig werden andere Technologien das Rennen machen“, ist der Wissenschaftler überzeugt. Ein Grund dafür sei, dass Lithium-Ionen-Batterien nur langsam laden – und das ist ein Nachteil etwa in Windparks, wo der geerntete Strom schnell eingespeichert werden muss.

Die Folgen der Rohstoffförderung

Hinzu kommt, dass in den Batterien enthaltene Rohstoffe wie Kobalt und Lithium zu einem großen Teil unter katastrophalen Bedingungen abgebaut werden. Im Kongo, wo rund die Hälfte der weltweiten Kobalt-Reserven lagert, wird das silbergraue Metall vielfach in ungesicherten Kleinminen gefördert. Kinderarbeit ist an der Tagesordnung. Der Abbau von Lithium in Bolivien hingegen schädigt die Umwelt. Dort pumpt man dazu lithiumhaltige Sole aus Grundwasserleitern an die Oberfläche und lässt sie zur Erhöhung der Lithium-Konzentration in riesigen Becken verdunsten. Infolgedessen schwinden im Abbaugebiet die Grundwasservorräte.

Nichtsdestotrotz erfreuen sich Lithium-Ionen-Akkus vor allem in der Automobilindustrie einer ungebremsten Nachfrage. Die Produktion kommt derzeit kaum nach, sodass die Lieferzeiten für stationäre Großbatterien auf über ein Jahr gestiegen sind. Zudem ist der Markt stark von China abhängig. Mehr als drei Viertel aller Lithium-Ionen-Batterien stammen von dort. Das erklärte Ziel der EU-Kommission ist jedoch, Europa von China unabhängiger zu machen.

Das sind ideale politische Rahmenbedingungen für eine konkurrierende Technologie mit ähnlichem Bauprinzip. Natrium-Ionen-Akkus, die auch unter der Bezeichnung Salzwasserbatterie vermarktet werden, haben zwar eine geringere Energiedichte als Lithium-Ionen-Akkus, lassen sich aber deutlich billiger produzieren und kommen ohne kritische Rohstoffe wie Kobalt und Lithium aus. „Für Autos ist ihre Kapazität zwar zu gering“, erläutert Ulrich Schubert, der an der Universität Jena das Institut für Organische Chemie und Makromolekulare Chemie leitet: „Aber als stationäre Großspeicher sind sie gut geeignet.“

Ein Rohstoff aus dem Kochsalz

Als ein Bestandteil von Kochsalz ist der Rohstoff Natrium, der ebenso wie Lithium zu den Alkalimetallen zählt, weltweit unbegrenzt verfügbar. Im Gegensatz zu Lithium-Ionen-Batterien lassen sich Natrium-Ionen-Speicher zudem bis auf null entladen, ohne dabei Schaden zu nehmen. Außerdem laden sie äußerst schnell, was sie für den Betrieb in Windparks prädestiniert. Allerdings ist auch bei dieser Technologie, an deren Entwicklung in Deutschland unter anderem Wissenschaftler am Batterieforschungszentrum MEET der Universität Münster arbeiten, derzeit China führend.

Während man in Europa gerade Fabriken für die Fertigung größerer Stückzahlen plant, ist in der Volksrepublik im Mai 2024 bereits der zweite Natrium-Ionen-Speicher ans Stromnetz angeschlossen worden. Die Anlage, die pro Ladung 100.000 Kilowattstunden Energie aus elektrischem Strom speichern und diesen bis zu 300 Mal pro Jahr ins Netz einspeisen kann, versorgt in der Provinz Hubai rund 12.000 Haushalte.

Großspeicher wie die Anlage in Hubai oder die Transnet-Batterie in Kupferzell sind wesentlich komplexer aufgebaut als gängige Akkus in Smartphone oder Laptop. Zentrale Bausteine sind die Speicherzellen, die aus Elektroden, einem Elektrolyten wie Lithium oder Natrium sowie einem Separator bestehen. Für Großspeicher, die sich aus einer Vielzahl von Zellen zusammensetzen, montiert man sie in stapelbaren Containern. Da Batterien beim Laden und Entladen Wärme abgeben, werden meist noch ein Kühlsystem und eine Löschanlage installiert. Hinzu kommen ein Managementsystem, das den Lade- und Entladevorgang steuert, sowie eine Schnittstelle zum Internet, die das Sammeln von Daten und die Überwachung des Speichers ermöglicht. Für die Transnet-Anlage in Kupferzell wird ein fünf Hektar großes Areal benötigt, was der Fläche von eineinhalb Fußballfeldern entspricht. Speicher dieser Größenordnung nennt man daher auch Batteriespeicher-Kraftwerke.

Flüssigtanks machen variabel

Sogenannte Redox-Flow-Batterien, die auch als Flussbatterien bezeichnet werden, haben einen grundlegend anderen Aufbau. Sie bestehen aus einer Zelle mit zwei durch eine Membran getrennte Elektroden sowie den Tanks für zwei flüssige Elektrolyte unterschiedlicher Konzentration für die Energiespeicherung. Die Lagerung der Elektrolyten, die meist chemische Verbindungen auf Basis von Vanadium sind, außerhalb der Zelle hat entscheidende Vorteile. Denn Leistung und Kapazität der Batterie sind unabhängig voneinander beliebig skalierbar. Die Leistung wird von der Größe der Membran, die Kapazität von der Größe der Tanks bestimmt. „Redox-Flow-Batterien sind völlig variabel“, erläutert Ulrich Schubert: „Und dadurch insbesondere für große Windparks geeignet.“

Die Batterien haben einen hohen Wirkungsgrad, sind wesentlich langlebiger als Lithium-Ionen-Akkus und leiden kaum unter Selbstentladung. Allerdings ist der Rohstoff Vanadium – ein Übergangsmetall, das in Erzvorkommen meist nur in kleiner Konzentration vorliegt – teuer. Schuberts Gruppe forscht deshalb seit geraumer Zeit an metallfreien Redox-Flow-Batterien. Darin sind die bislang als Elektrolyt üblichen Vanadium-Verbindungen durch Polymere ersetzt, die in einer Kochsalzlösung schwimmen.

Eine Anlage dieser Art sollte eigentlich 2025 in Ostfriesland in Betrieb gehen. Als Vorratsbehälter für die Elektrolyten waren unterirdische Kavernen in einem Salzstock angedacht, deren Ausmaße die Batterie zur größten der Welt gemacht hätten. Allerdings stoppte der Oldenburger Energieversorger EWE das Projekt im Mai 2019 aus Kostengründen. Geforscht wird aber weiter, denn Experten bescheinigen der Redox-Flow-Technologie großes Potenzial.

Baustopp in Ostfriesland

Der ISE-Forscher Bernhard Wille-Haußmann hält sowohl Redox-Flow- als auch Natrium- und Lithium-Ionen-Batterien für gut geeignet, um elektrischen Strom für mehrere Stunden bis Tage bunkern: Allerdings: „Um Strom saisonal verschieben zu können, werden jedoch Wasserstoffspeicher benötigt“, konstatiert er. Spaltet man Wasser mittels Elektrolyse in Wasserstoff und Sauerstoff, lässt sich Wasserstoff langfristig in Tanks lagern und im Winter, wenn die Nachfrage nach Strom wegen des Betriebs zahlreicher Wärmepumpen höher ist als im Sommer, in Kraftwerken verbrennen oder in Brennstoffzellen wieder in elektrische Energie verwandeln.

Der Nachteil der Technologie: Auf dem Weg von der stromhungrigen Elektrolyse bis zum Strom aus der Verbrennung von Wasserstoff im Kraftwerk gehen die Hälfte bis zwei Drittel der Ausgangsenergie verloren – der Wirkungsgrad ist also gering.

Die Idee mit dem Heißwasser

Um Wasserstoff in Tanks zu lagern, braucht es zudem viel Platz: ein bislang noch ungelöstes Problem, dass die Stadtwerke Heidelberg auf kreative Weise angehen. Statt mit im Sommer gewonnenem Überschussstrom Wasserstoff zu erzeugen und diesen platzraubend zu lagern, erhitzen sie damit in einem Elektrokessel Wasser, das sich in einem dick isolierten Turm über Wochen und Monate speichern lässt, ohne dabei nennenswert abzukühlen. Wasser ist ein preisgünstiges Speichermedium, das große Energiemengen aufnimmt. Im Winter speisen die Stadtwerke das heiße Wasser dann ins städtische Fernwärmenetz ein.

Noch betreiben die Heidelberger Stadtwerke nur einen kleinen Elektrokessel, um Grünstrom in Grünwärme umzuwandeln. Ein größerer ist geplant, doch noch nicht im Bau. Denn anders als für die Speicherung von Abwärme aus fossilen Kraftwerken gibt es dafür keine staatliche Förderung. Die Bundesregierung forciert zwar den Ausbau der erneuerbaren Energien, setzt aber für den Ausbau der Speicherinfrastruktur kaum Impulse. Das könnte sich rächen, denn die Uhr tickt: „Soll die Stromversorgung bis 2035 klimaneutral sein, brauchen wir einen Mix aller Speicher-Technologien“, sagt Ulrich Schubert: „Alles, was sinnvoll ist, müssen wir auch ausprobieren.“

Menschen orientieren sich bei Entscheidungen an den Erfahrungen anderer. Dieses als „Social Proof“ bekannte psychologische Phänomen…