Februar 2012

Stromspeicher
  • Elektrischer Strom kann in chemische, potenzielle, kinetische oder elektromagnetische Energie umgewandelt werden. Jede dieser Formen hat ihre Vor- und Nachteile.
  • Als Netzspeicher sind derzeit vor allem Pumpspeicherwerke im Einsatz.
  • Druckluftspeicher speichern Energie in Form von komprimierter Luft in Kavernen, die in Spitzenzeiten in Gasturbinen wieder zu Strom umgewandelt wird.
  • BASF und Evonik arbeiten an modernen Batterien, mit denen Strom direkt gespeichert werden kann.

Die Welt steht unter Strom: Bis 2030, so die Erwartungen der Energieforscher, wird die weltweite Stromerzeugung gegenüber heute um zwei Drittel zunehmen. Dabei sind es längst nicht nur die wachsende Weltbevölkerung und die Elektrifizierung bislang nicht erschlossener Weltregionen, die den Bedarf anheizen. Auch in den entwickelten Industrienationen steigt der Bedarf. Nicht zuletzt durch das Megathema „Elektromobilität“. So sollen nach dem Willen der deutschen Bundesregierung bis 2030 sechs Mio. Elektroautos auf Deutschlands Straßen unterwegs sein.

Doch elektrischer Strom ist eine flüchtige Energieform. Der in einem Stromnetz bereitgestellten Energie müssen zu jedem Zeitpunkt entsprechende Abnehmer gegenüber stehen. Bei einem Überangebot steigt die Netzfrequenz, bei einem Unterangebot sinkt diese. Schwankungen in der Netzfrequenz können bis hin zu großen Stromausfällen führen. Verschärft wird diese Situation seit einigen Jahren durch den Ausbau erneuerbarer Energien wie der Windkraft und der Solarenergie. Spürbar wurde dies im vergangenen Frühjahr, als dem Stromnetz in Ostdeutschland gar der Zusammenbruch drohte: Bei heftigem Wind speisen die per deutschem Gesetz geförderten Windräder in Ostdeutschland bis zu 12 Gigawatt elektrische Energie in das Netz, aus dem regional lediglich ein Bruchteil verbraucht wird.

Bereits im November 2006 war es infolge der hohen Stromproduktion aus Windrädern in Europa zu einer folgenschweren Kettenreaktion gekommen. Am 4. November blies in Norddeutschland spätabends ein strammer Wind. Kurz nach 22 Uhr wurde bei Weener eine über die Ems führende 380-kV-Freileitung aus Sicherheitsgründen abgeschaltet, weil ein Kreuzfahrtschiff von der Papenburger Meyer-Werft ausgeschifft wurde. Zu dem Zeitpunkt transportierte die Freileitung gerade etwa

10 GW Windstrom Richtung Süd- und Westeuropa. Um die Netzfrequenz zu stabilisieren, wurden Teile des Stromnetzes in Westdeutschland, Belgien, Nord- und Südfrankreich, Norditalien und Spanien vorübergehend automatisch abgeschaltet. Teile Spaniens blieben darauf hin bis zu zwei Stunden dunkel.

Stromnetz spielt eine Schlüsselrolle beim Gang auf Messers Schneide

Auch an den Strombörsen führen die erneuerbaren Energien längst zu spürbaren Effekten: Abnehmer des Strom-Überangebots erhalten zeitweise Geld dafür, wenn sie spätnachts überschüssigen Windstrom verbrauchen. Doch auch die Solarenergie mischt bereits mit: Am Nachmittag des 16. Juli 2011 sank der Strompreis an der Strombörse EEX am hellen Tag auf das niedrige Preisniveau von Nachtstrom. Ursache war die hohe Photovoltaikleistung im Netz. Bis zu 13 GW – die Stromproduktion von zehn Atomkraftwerken – speisen deutsche Photovoltaikanlagen heute bei gutem Wetter ins Netz ein. Und der Anteil der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien steigt kontinuierlich. Spätestens die Katastrophe von Fukushima hat in einigen Industrieländern – allen voran Deutschland – zu einem Umdenken geführt, in dessen Folge Windstrom, Photovoltaik und Sonnenwärmekraftwerke einen massiven Ausbau erfahren werden.

Angebot und Nachfrage auszubalancieren gleicht heute einem Gang auf Messers Schneide. Der Balanceakt erfordert neue Wege. Zu den Maßnahmen gehören:

  • Ausbau der Stromnetze, um Überschüsse besser zu verteilen,
  • Verbraucher-Management über intelligente Netze – sogenannte „Smart Grids“ – beispielsweise dem automatischen Anschalten von Verbrauchern in Zeiten des Überangebots,
  • Einsatz von Energiespeichern, die Über- und Unterangebot ausgleichen können.

 

Unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten am günstigsten, und am schnellsten zu realisieren, ist der Ausbau der Stromnetze. Allerdings stoßen neue Überlandleitungen gerade in reifen Industrienationen mehr und mehr auf Widerstand in den betroffenen Bevölkerungsteilen. Intelligente Netze, bei denen sich beispielsweise die Waschmaschine im Haushalt mitten in der Nacht automatisch einschaltet, wenn besonders viel Windstrom zur Verfügung steht, stecken noch ebenso in den Kinderschuhen wie viele Speichertechnologien.
Um einen Überblick über die zahlreichen Speichertechnologien zu gewinnen, muss man zwischen Speichern zur Stabilisierung des Stromnetzes auf der einen Seite und solchen zur lokalen Speicherung von elektrischer Energie auf der anderen Seite unterscheiden. Daneben spielen insbesondere zur Nutzung von Prozesswärme in der Chemie, Papierindustrie sowie anderen Prozessindustrien Wärmespeicher eine zunehmend wichtigere Rolle.

Elektrischer Strom kann in chemische, potenzielle, kinetische oder elektromagnetische Energie umgewandelt werden. Jede dieser Formen hat ihre Vor- und Nachteile. So haben beispielsweise Kondensatoren (Super Caps) eine niedrige Energiedichte, können ihren Strom aber innerhalb kürzester Zeit zur Netzstabilisierung zur Verfügung stellen und damit Netzschwankungen ausgleichen. Andere Techniken dienen dazu, elektrische Energie über mehr oder weniger längere Zeiträume zu speichern.

Netzspeicher: vom Pumpspeicherwerk bis zur Mega-Batterie

Als Netzspeicher sind derzeit vor allem Pumpspeicherwerke im Einsatz: Große Mengen an Wasser werden zu Zeiten, wenn kostengünstiger Strom vorhanden ist, von einem niedrig gelegenen in ein höher gelegenes Becken gepumpt und dort gespeichert. In Spitzenzeiten des Verbrauchs treibt das herabströmende Wasser Turbinen und Generatoren an, die wiederum Strom erzeugen. Die 33 in Deutschland installierten Pumpspeicherkraftwerke können bis zu 6,7 GW Leistung erzeugen und rund 40 GWh Energie speichern. Zum Vergleich: In den USA erreichen Pumpspeicherkraftwerke bis zu 21,5 GW Leistung.
Nach einem ähnlichen Prinzip arbeiten Druckluftspeicher (CAES, Compressed Air Energy Storage), bei denen Energie in Form von komprimierter Luft in Kavernen gespeichert wird und die in Spitzenzeiten in Gasturbinen wieder zu Strom umgewandelt wird. Weltweit gibt es dafür erst zwei Anlagen: in Huntdorf, Deutschland (290 MW) und in McIntosh, Alabama, USA (110 MW). Beide Anlagen sind bereits mehrere Jahrzehnte am Netz. Derzeit entwickeln die Projektpartner RWE, General Electric, Züblin und DLR die Technologie unter Nutzung der entstehenden Kompressionswärme weiter. Das Druckluftspeicherkraftwerk Staßfurt (RWE, DLR) soll 2013 in Betrieb gehen. Es soll 90 MW haben und 360 MWh speichern können. Bei dem „ADELE“ genannten Projekt (Adiabater Druckluftspeicher für die Elektrizitätsversorgung“) wird der Gasturbine bei der Rückverstromung kein Brennstoff zugefeuert. Die Wärme aus der Kompression der Luft wird zwischengespeichert und später bei der Entspannung wieder zurückgespeist. Hierdurch wird der Wirkungsgrad von ca. 55 % auf bis zu 70 % gesteigert.

Netzspeicher bislang unwirtschaftlich

Die Tatsache, dass bislang nur vergleichsweise wenige Netzspeicher in Betrieb sind, hat vor allem wirtschaftliche Gründe: Es ist bis heute günstiger, Strom konventionell aus Kohle, Kernenergie und Gas zu produzieren, als diesen zu speichern. „Betriebswirtschaftlich machen Pump- oder Druckluftspeicher im Stromhandel erst Sinn, wenn die Differenz zwischen Nachtstrom und Spitzenpreis am Tag wenigstens 3 ct/kWh beträgt“, konkretisiert Prof. Dirk Uwe Sauer von der RWTH Aachen. Überhaupt, so Sauer, ist der Netzausbau in der Regel immer günstiger als Speicherlösungen.

Dennoch wird auf lange Sicht kein Weg an der Entwicklung und Nutzung der Speichertechnologien vorbei führen. Denn im Gegensatz zu klassischen Kraftwerken lassen sich Wind und Sonnenenergie nicht beliebig anschalten. Während das Verhältnis fluktuierender Leistung (Wind, Sonne) zu regelbarer Leistung (konventionelle Kraftwerke) heute bei etwa 1:5 liegt, wird sich dieses nach Einschätzung des deutschen Bundesumweltministeriums bis 2030 auf etwa 1:1 verschieben. Dazu kommt, dass Speichertechnologien – sowohl für Strom als auch für thermische Energie – auch ein Schlüssel zur effizienteren Energienutzung in der Stromerzeugung, aber auch in verfahrenstechnischen Industrien sind.

Aus diesem Grund haben die deutschen Bundesministerien für Wirtschaft, Umwelt und Forschung im Frühjahr 2011 gemeinsam die „Förderinitiative Energiepeicher“ beschlossen: In den kommenden Jahren will die Regierung 200 Mio. Euro für die Erforschung von Speichertechnologien bereitstellen, um die Entwicklung zu beschleunigen. Auch andere Nationen, darunter China und die USA, unterstützen die Erforschung von Speichertechnologien. Im Stimulus-Paket der US-Regierung sind 158 Mio. US-Dollar zur Erforschung von Energiespeicher-Technologien vorgesehen, die – so die Schätzung der amerikanischen Energy Storage Association – wiederum rund 780 Mio. USD an Investitionen in Speicherlösungen nach sich ziehen werden.

Die Anstrengungen zielen dabei gleich in mehrere Richtungen. Einerseits geht es um die Entwicklung von Netzspeichertechniken, andererseits um die Förderung der Elektromobilität, da man sich aus der Erforschung von Speichertechniken Skaleneffekte erhofft, durch die wiederum die Kosten für Elektroautos sinken. Elektrofahrzeuge – so die Erwartung von Politikern und Energieexperten – werden in Zukunft auch eine wichtige Rolle in der Energieversorgung spielen. Auf der einen Seite erhoffen sich die Länder mit ihnen die Abhängigkeit von Ölimporten zu verringern, andererseits könnten an Ladestationen geparkte Elektroautos dazu genutzt werden, Strom aus erneuerbaren Energien zu speichern und in Spitzenzeiten ins Netz abzugeben (Vehicle to Grid, V2G). Gleichzeitig ließe sich durch diesen „Schwarmstrom“ genannten Ansatz das Problem instabiler Netze lösen.

Chemie entwickelt und investiert in Batterietechnik

Die Chemie hält dabei einen Schlüssel in der Hand. Erst kürzlich gab der Chemiekonzern BASF bekannt, in den kommenden fünf Jahren einen dreistelligen Mio.-Euro-Betrag in Forschung, Entwicklung und Produktionsaufbau von Batteriematerialien investieren zu wollen. Teil dieser Aufwendungen ist auch der Bau einer Produktionsanlage für fortschrittliche Kathodenmaterialien in Elyria im US-Bundesstaat Ohio. Die neue Anlage mit einem Investitionsvolumen von mehr als 50 Mio. US-Dollar soll ab Mitte 2012 den Markt mit Kathodenmaterialien zur Herstellung leistungsstarker Lithium-Ionen-Batterien versorgen. „Wir entwickeln innovative Speichertechnologien, da Energie aus erneuerbaren Quellen insbesondere in unseren Breitengraden nicht rund um die Uhr und 365 Tage im Jahr zur Verfügung stehen“, erklärt Dr. Andreas Kreimeyer, im BASF-Vorstand zuständig für Forschung.

Auch beim Wettbewerber Evonik wird an Batterietechniken geforscht. Gemeinsam mit Partnern baut das Unternehmen derzeit die größte Lithium-Keramik-Batterie der Welt. Mit einer speziellen Kombination von Keramik-Materialien und hochmolekularen Ionenleitern wird versucht, die Leistungsdichte zu steigern und eine hohe Zykluslebensdauer zu erreichen. Der Stromspeicher entsteht am saarländischen Kraftwerksstandort Völklingen und soll eine Speicherkapazität von etwa 700 kWh haben. Würde dieser Speicher viertelstündlich be- und entladen, könnten hiermit theoretisch 4.000 Haushalte pro Jahr versorgt werden. Derzeit ist bereits die Erweiterung auf 10 MW geplant. „Wir nutzen unsere Lithiumionen-Kompetenz, um in einen ganz neuen Markt einzutreten“, sagt Dr. Klaus Engel, Vorstandsvorsitzender der Evonik Industries AG. „Damit ließen sich erstmalig Erzeugung und Verbrauch von Strom mit Hilfe der Lithium-Keramik-Technologie kostengünstig entkoppeln. Wir können die durch die Energiegewinnung aus Sonne und Wind verursachten Netzschwankungen stabilisieren und so die Energieerzeugung insgesamt erheblich effizienter gestalten. Hier entsteht ebenso wie im Automobilbereich ein Milliardenmarkt“, so Engel. Experten schätzen das Marktvolumen für moderne Energiespeicher langfristig auf über 10 Mrd. Euro.

Allein für Deutschland liegt der künftige Leistungsbedarf an modernen Speichersystemen im hohen dreistelligen Megawattbereich. Das im Rahmen der Forschungsinitiative LIB 2015 vom Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) geförderte und auf drei Jahre angelegte Projekt zielt auf die wirtschaftlich-technische Realisierbarkeit solcher Mega-Batterien für stationäre Anwendungen. Im Rahmen der Innovationsallianz „Lithium Ionen Batterie LIB 2015″ hat sich ein Industriekonsortium von BASF, Bosch, Evonik, Litec, und VW verpflichtet, in den nächsten Jahren 360 Mio. Euro für Forschung und Entwicklung an der Lithium-Ionen-Batterie zu investieren. Gleichzeitig wird das BMBF 60 Mio. Euro dafür zur Verfügung stellen.

Um große Energiemengen im Bereich von 100 kW bis 5 MW mit elektrochemischen Systemen zu speichern, werden skalierbare Stromspeicher benötigt. Hier haben insbesondere Redoxflow-Batterien vielversprechendes Entwicklungspotenzial. Bei Redoxflow-Batterien wird Strom in Form von chemischer Energie in Redox-Paaren in externen Tanks gespeichert. Der Strom wird in einem getrennten Leistungsmodul erzeugt, wobei den Elektroden kontinuierlich Elektrolyt aus den Vorratstanks zugeführt wird. Zum Laden wird die Pumprichtung des Elektrolyten umgedreht. Über die Tankgröße kann die Speicherkapazität skaliert werden, der Wirkungsgrad liegt bei bis zu 80 %. Am Fraunhofer ICT in Pfinztal wurde der Prototyp einer Redox-Flow-Batterie entwickelt, mit dem verschiedene Elektrodenmaterialien, Membranen und Elektrolyte flexibel getestet werden können. Das Fernziel der Experten ist der Bau einer Batterieanlage mit 20 MWh Kapazität, die etwa 2.000 Haushalte mit Strom versorgt, wenn erneuerbare Energien nicht zur Verfügung stehen.
Neben den beschriebenen Batteriesystemen gibt es noch zahlreiche weitere Batterietechniken die zum Teil bereits realisiert sind (z. B. Natriumsulfid-Batterien), größtenteils aber noch erforscht werden. Ein wichtiges Kriterium bei der Einschätzung des Zukunftspotenzials ist die Energiedichte. Während Bleibatterien eine Energiedichte von 70 kWh/m3 besitzen, liegen NaS-Batterien bei 150 kWh/m3. Noch höher ist die Energiedichte von Li-Ionen-Batterien (350 kWh/m3).

Wasserstoffspeicher – hohe Energiedichte und hohe Herausforderungen

Eine noch höhere Energiedichte als Batterien haben Wasserstoffspeicher. Die Idee dahinter: Überschüssiger Strom wird zur elektrolytischen Zerlegung von Wasser genutzt. Der daraus gewonnene Energieträger Wasserstoff wird in unterirdischen Salzkavernen gespeichert. Bei einem Druck bis 350 bar könnten so bis zu 350 kWh/m3 gespeichert werden – mehr als das 100fache als bei Druckluftspeichern. Die Herausforderungen dabei bestehen einerseits in der Verbesserung der Elektrolyseverfahren (Wirkungsgrad ca. 75 %), andererseits ist auch die für die spätere Verstromung des Wasserstoffs notwendige Kraftwerkstechnik (Wirkungsgrad mit Dampfturbine rund 60 %) alles andere als trivial.

Doch die Technik hat Potenzial. Denn Wasserstoff ist nicht nur ein gefragter Energiespeicher, sondern bildet die Grundlage zur Synthese zahlreicher Chemikalien – angefangen beim Methan über Methanol bis hin zu Grund- und Spezialchemikalien – sowie dem Einsatz in Brennstoffzellen und Wasserstofffahrzeugen. Bislang wird Wasserstoff in der Chemie vorwiegend aus Erdgas gewonnen. Wasserstoff aus Öko-Strom könnte hier eine CO2-freie Alternative sein. An der Optimierung der kommerziellen Wasserstoffelektrolyse forschen unter anderem Experten von Siemens in Erlangen. Neue Membranmaterialien sowie Stromkollektoren aus porösem Sintermetall an den Elektroden sorgen dafür, dass Veränderungen im Stromangebot innerhalb von Millisekunden antizipiert werden und die Nennleistung sowie der Betriebsdruck steigen kann. Basierend auf der „Proton Exchange Membrane“ genannten Technologie soll bis 2012 eine Demonstrationsanlage im Container entstehen, die 300 kW elektrische Leistung aufnehmen kann.

Die Erkenntnisse fließen auch in das Projekt „CO2RRECT“ ein – ein Forschungsvorhaben, bei dem Kohlendioxid unter Einsatz regenerativer Energien stofflich verwertet werden soll und an dem neben Universitäten auch die Unternehmen Bayer, RWE und Siemens zusammenarbeiten.

Erdgasnetz als Stromspeicher

Dass die Methanisierung von Kohlendioxid durch den Einsatz von Elektrolyse-Wasserstoff ein vielversprechender Ansatz sein kan, wird deutlich, wenn man sich die Reife und die vorhandene Erdgas-Infrastruktur vergegenwärtigt. Im Projekt „Power to Gas“ untersucht die Deutsche Energie-Agentur dena derzeit eine Systemlösung, bei der synthetisches Methangas in das bestehende Erdgasnetz eingespeist und dort gespeichert wird. Das Gas kann so als Wärmequelle oder als Kraftstoff dienen und bei erhöhter Stromnachfrage wieder in Gaskraftwerken verstromt werden. Ziel des Projektes ist die Entwicklung der Technologie, das Formulieren für Handlungsempfehlungen an die Politik sowie Lobbyarbeit. Neben der dena angagieren sich Unternehmen der Gas- und Elektrizitätswirtschaft sowie Verbände, Wissenschaft und Forschung sowie herstellende Unternehmen in dem Projekt.

Die Energiebilanz scheint dabei allerdings dürftig: Betrachtet man nur den Strom, so lassen sich gerade einmal 38 % des ursprünglich eingesetzten Stroms durch Rückverstromung des Methans erzeugen. Wird die bei der Umwandlung anfallende Wärme jedoch in Kraft-Wärme-Kopplung genutzt, ergeben sich Energienutzungsgrade von ca. 80 %. Gerade Chemiestandorte sind aufgrund ihres Wärmebedarfs für solche Ansätze prädestinert.
Doch so paradox es in Zeiten der Klimaerwärmung erscheinen mag, die Herausforderung besteht derzeit darin, „sauberes“ Kohlendioxid zur Methanisierung bereitzustellen. Kommt dieses aus Kohlekraftwerken, stellt sich derzeit die Frage, wer die Emissionzertifikate dafür hält, da der Methanproduzent kein CO2 freisetzt und Privathaushalte keine Emissionsrechte erwerben müssen. Nüchtern bilanziert, könnte „Windgas“ dann zu mehr Kohlendioxidemissionen führen, als ein konventionell befeuertes Gaskraftwerk.

In der zweiten Folge des Trendberichts, die in der März-Ausgabe erscheinen wird, beleuchten wir das Thema Wärmespeicher.

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