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Energiewende: Die Technologien für den Atomausstieg

Foto: Sabrina Tibourtine

Meiler-Dämmerung Wie Deutschland die Energiewende schafft

Deutschland will so schnell wie möglich raus aus der Atomkraft. Mit welchen Technologien ist der Umstieg zu schaffen? manager magazin hat vier Kernbereiche erneuerbarer Energiequellen analysiert - mit Blick auf Umsetzbarkeit, Marktreife und Kosten.

Hamburg - An kaum einem Platz der Welt lässt sich das aktuelle Spannungsfeld der Energiewirtschaft so gut mit nur einem Blick erfassen wie vom Gipfel des südbadischen Hornbergs. Vor den Augen der Wanderer, die hier in 1050 Meter Höhe das Panorama genießen, breiten sich Tannenhaine aus, unterbrochen von Weiden und Feldern. Kein Geräusch stört das Schwarzwaldidyll; aus den Schornsteinen der weitverstreuten Einzelhöfe steigen dünne, weiße Rauchfäden.

Doch hinter dem Rücken des Betrachters liegt ein riesiges Oval aus Asphalt und Beton: 700 Meter lang, 300 Meter breit, gefüllt mit 4,4 Millionen Kubikmetern Wasser. Es ist das Oberbecken des Pumpspeicherkraftwerks Wehr, das nach folgendem simplen Prinzip funktioniert: Ist Strom im Überfluss vorhanden und deshalb billig, wird das Wasser nach oben gepumpt; im gegenteiligen Fall treibt das bergab stürzende Nass eine Turbine an, die Strom produziert.

Vorn, kurz bevor der Südost-Horizont im Dunst verschwimmt, ragt die Dampffahne des Atomkraftwerks Leibstadt vom Schweizer Hochrheinufer bis hoch ins hellblaue Frühlingsfirmament.

Genau zwischen den beiden Polen, zwischen dem lauter denn je als Moloch verschrienen AKW und dem stillen, dunklen Wasserbecken, liegt der Bauplatz für eine weitere Stromfabrik. Rund 1,2 Milliarden Euro will die Betreiberfirma Schluchseewerke hier investieren, um nahe dem Weiler Atdorf das größte deutsche Pumpspeicherwerk zu bauen. Dort sollen künftig aus neun Millionen Kubikmetern Wasser bis zu 1400 Megawatt gewonnen werden.

Der Streit um Deutschlands größtes Pumpspeicherwerk ist voll entbrannt

Schon in wenigen Monaten könnte hier ein gesellschaftlicher Brennpunkt entstehen. Denn das Bauprojekt in Atdorf ist fast so groß wie das von Stuttgart 21. Und ähnlich umstritten: Tausende von Protestierern aus den Dörfern und Städtchen ringsum haben ihre Unterschrift auf die Liste einer Bürgerinitiative gesetzt.

So zeigt Atdorf das Dilemma nicht nur der Energiewirtschaft, sondern auch der Politik. Denn seit der Reaktorkatastrophe in Fukushima ist klar: Die Menschen in Deutschland wollen, dass alle 17 Atommeiler möglichst rasch und möglichst endgültig abgeschaltet werden.

Nach dem grün-roten Wahlsieg in Baden-Württemberg überbieten sich die Politiker in Berlin und anderswo mit immer schnelleren Abschaltszenarien. Sah das fast zehn Jahre alte Gesetz zum Atomausstieg aus Zeiten der rot-grünen Bundesregierung noch ein Ende der deutschen Atommeiler im Jahr 2022 vor, wie es sich jetzt auch die Bundesregierung auf die Fahnen geschrieben hat, so verlangen Umweltverbände und Opposition einen noch schnelleren Ausstieg.

Doch kann der Umstieg wirklich so schnell gelingen? Welche Technologie taugt als AKW-Ersatz? Welche ist nötig, um den Wandel abzufedern?

Für einen langfristig klimaneutralen Ausstieg aus der Atomkraft hätten Pumpspeicherkraftwerke wie jenes bei Atdorf einiges zu bieten: Sie arbeiten sicher, emissionsfrei und höchst effizient. Ihr Wirkungsgrad liegt bei bis zu 90 Prozent.

Aber es geht nicht nur um diese eine Technologie. Die gewünschte Wende hin zu erneuerbaren Energiequellen kann nur gelingen, wenn alle Verfahren genutzt, vernetzt und massiv ausgebaut werden, die ohne radioaktive und mit möglichst wenig fossilen Brennstoffen auskommen.

manager magazin hat vier Kernbereiche identifiziert, ihre Umsetzbarkeit, Marktreife und Kosten analysiert und stellt die Ergebnisse auf den folgenden Seiten vor.

Klar ist auch: Der Abschied von der Atomkraft verändert nicht nur die Gesellschaft. Er verändert auch die Organisationen, Abläufe und Zielsetzungen der Energieversorger. Technologen, bisher eher Randfiguren in der Konzernhierarchie, rücken plötzlich ins Zentrum.

Herr Vahrenholt, der Windmacher

Er spürt den Aufwind, der seinen Konzernbereich trägt. Fritz Vahrenholt (61), Leiter der Innogy-Sparte für erneuerbare Energien bei RWE , kann von seinem Büro hoch über der Hamburger City Nord das Wolkenjagen am plattdeutschen Himmel verfolgen und freut sich über die Energieausbeute, die solche Wetterlagen künftig für die großen Offshore-Windparks bringen werden, die Innogy derzeit in der Nordsee und vor der walisischen Küste bauen lässt.

Jährlich eine Milliarde Euro zweigt RWE  ab für die Investitionen der Innogy in Energiegewinnung aus Wind- und Wasserkraft, aus Biomasse und anderen erneuerbaren Ressourcen. In den zweieinhalb Jahren, in denen Vahrenholt die Sparte leitet, hat sich die Leistung der Innogy-Kraftwerke vervierfacht - auf demnächst 4500 Megawatt.

Dass Vahrenholt den Energiewandel packen kann, liegt im Bereich des sehr Wahrscheinlichen. Er gehört zu den erfahrensten Managern dieser Branche. Und zu den wandlungsfähigsten obendrein: Erst Politiker, dann Solarmanager, und jetzt wirbt er eben für Windkraft.

Schon als Aufsichtsratsvorsitzender der Hamburger Elektrizitätswerke - ein Posten, der ihm kraft seines Amtes als Umweltsenator der Hansestadt zustand - machte er dem Stromversorger in den frühen 90er Jahren zur Auflage, jährlich ein Prozent der Umsätze in Energiesparkonzepte und in Projekte für erneuerbare Energien zu investieren. Als Vorstand der Deutschen Shell  gründete er Ende der 90er Jahre einen Unternehmenszweig für Fotovoltaik. Der baute später im sächsischen Espenhain das damals größte Solarkraftwerk der Welt.

Seit seiner Zeit als Vorstandschef des Windkraftanlagenbauers Repower  setzt Vahrenholt jedoch voll auf die Spargelsparte. Gut ein Drittel des deutschen Strombedarfs könnte nach seiner Prognose schon in wenigen Jahren aus den Windparks stammen, bislang sind es gut 6 Prozent.

Repower-Chef setzt auf die Nordseeküste

Geht es nach Vahrenholt, sollten die Anlagen vor allem vor den Nordseeküsten errichtet werden. Denn die Frage, um die sich im rotierenden Gewerbe alles dreht, ist die der Windgeschwindigkeit. An der Küste bewegen sich die atmosphärischen Luftmassen knapp doppelt so lange im wirtschaftlich nutzbaren Bereich wie im Landesinneren: 3500 Stunden im Jahr, mit einer Durchschnittsgeschwindigkeit von zehn Metern je Sekunde.

Außerdem gibt es offshore bessere Ausbaumöglichkeiten für Windkraftanlagen. "R-Quadrat" laute das Zauberwort, sagt Vahrenholt und erklärt "noch mal kurz" die Rechenformel für den Kreis, den die Windmühlenflügel beschreiben: Dessen Fläche nimmt mit dem Quadrat des Radius zu. Doppelt so lange Rotoren erlauben somit die vierfache Ausbeute aus jedem Lufthauch.

In solchen Gesprächsmomenten blüht er auf, der Naturwissenschaftler mit Doktortitel. Kaum einer kann die Dinge des Energielebens so anschaulich erklären wie er. Es müsste also (wegen R-Quadrat) steil weiter nach oben gehen. Theoretisch. Doch schon heute sind die größten Windparks höher als das Ulmer Münster (161 Meter). Für noch höhere Anlagen, so die Erfahrung des Innogy-Chefs, gibt es nur noch Genehmigungen, wenn sie offshore errichtet werden.

Und: Geht es jetzt fixer mit dem Ausbau auf hoher See, Herr Vahrenholt?

Offshore-Windparks kommen oft nicht schnell genug ans Stromnetz

Na ja, technisch gesehen betrete man vielfach Neuland. Es sei nun mal keine Kleinigkeit, 30 Kilometer vor der Küste in 40 Meter Tiefe riesige Stahlfundamente zu installieren. Da muss man gute Nerven haben und flexibel sein. Als beim Bau eines Windparks vor Wales ein Spezialschiff in den Fluten versank und kein Ersatz beschafft werden konnte, entschieden die RWEler, eigene Schiffe bauen zu lassen. Was bei Konzernchef Jürgen Großmann, obwohl seit frühester Jugend ein Anhänger der christlichen Seefahrt, dann doch die beißende Nachfrage provozierte, ob man jetzt auch noch Matrosen anheuern wolle.

Ein zweites Problem: Fertig gebaute Offshore-Windparks kommen heute oft nicht schnell genug ans Stromnetz. Zwar schreibt die Bundesnetzagentur vor, dass die Netzbetreiber innerhalb von 30 Monaten den Abtransport des Stroms sicherstellen müssen. Aber erst unlängst rotierten ein paar Dutzend Nordseewindräder von Innogy ein halbes Jahr lang unfreiwillig im Leerlauf, weil es keinen Netzanschluss gab.

Für solche Fälle fordert Vahrenholt deshalb "klare Pönalen bei Fristüberschreitungen". Die sollten, wenn es nach ihm geht, in der für den Herbst erwarteten Novelle des Erneuerbare Energien Gesetzes (EEG) festgeschrieben werden. Die Diskussion um das Förderinstrument für Sonne, Wind & Co. wird Fritz Vahrenholt noch hautnah erleben und gewohnt kritisch begleiten. Die atomstromfreie Republik, so nah sie auch erscheint, kann er nur noch als Pensionär bestaunen. Bis 2013 darf er Innogy noch führen, und das auch nur mit einer Sondergenehmigung. Normalerweise ist bei RWE  mit 60 Schluss.

Herr Maubach, der Dampferzeuger

Der Mann steht seit je im Verdacht, geparkt worden zu sein. Mit der Aussicht auf Höheres habe man Klaus-Dieter Maubach (48), der früher die mächtige Konzerntochter Eon  Energie in München geleitet hat, zum Holdingvorstand für Technologie (sowie vermeintliche Nebensächlichkeiten wie Corporate Social Responsibility und Arbeitsschutz) gemacht. Falls an dieser Spekulation jemals etwas drangewesen sein sollte: Nun, nach Fukushima, ist das Technikressort bei Eon zu einer Schlüsselposition geworden.

Und Maubach scheint genau der Richtige für diesen Posten zu sein. Kaum einer hat ja im Blick, dass der dynamische, schnell denkende Westfale (was nur dem Klischee nach ein Widerspruch ist) einst Elektrotechnik mit Schwerpunkt Energie studiert und es in dieser Disziplin zum Honorarprofessor gebracht hat.

Das Innenleben von fossilen Kraftwerken kennt er also. Die dieser Technologie innewohnende Herausforderung auch: die Suche nach dem immer höheren Wirkungsgrad.

Zehn Milliarden Euro für moderne Gas- und Dampfkraftwerke

Acht bis zehn moderne Gas- und Dampfkraftwerke (kurz: GuD) werden wohl bis 2020 zusätzlich gebraucht, schätzen Experten, als Brücke auf dem Weg ins Zeitalter der erneuerbaren Energien. Kosten: rund zehn Milliarden Euro.

Das entscheidende Kriterium ist die Effizienz. Maubach hat da schon einiges vorzuweisen. Im bayerischen Irsching geht im Herbst, falls alles glattläuft, die Siemens -Turbine der sogenannten H-Klasse in Dauerbetrieb. Der Koloss, 13 Meter lang und 440 Tonnen schwer, wird dann eingebettet in ein Gas- und Dampfkraftwerk und maßgeblich beitragen zu einem Wirkungsgrad von 61 Prozent - Weltrekord. Das nächste Ziel der Gas- und Dampf-Avantgarde sind 63 Prozent. Zum Vergleich: Moderne Kohlemeiler, wenn sie sich motiviert ins Zeug legen, kommen allenfalls auf 47.

Gegenüber Kohlekraftwerken stoßen die GuD-Schwestern zudem 75 Prozent weniger klimaschädliches CO2 aus. Und: Sie können, anders als etwa Kernkraftwerke, schnell an- und abgeschaltet werden; bei hochmodernen Anlagen beträgt diese sogenannte Heißstartphase nur eine halbe Stunde. Das heißt: GuD-Meiler können die bei zunehmendem Einsatz von Wind und Sonne auftretenden Netzschwankungen (bei Flaute oder Dunkelheit) problemlos ausgleichen.

So wundert es nicht, dass Maubach auf einen GuD-Boom setzt. Seit 2008 hat Eon in Europa fünf Kraftwerke dieser Bauart in Betrieb genommen, bis 2013 sollen weitere sechs Anlagen am Netz sein.

Herr Niehage, der Netzwerker

Der Begriff "Hochspannungsgleichstromübertragung" ist nicht gerade "Bild"-tauglich. Udo Niehage (56), Chef der Siemens -Sparte Power Transmission, findet ihn allerdings richtig sexy, und nicht nur, weil er sich so elegant mit HGÜ abkürzen lässt.

Denn die HGÜ-Technik ist die Zukunft der Energieversorgung und für die Energiewende unerlässlich. Ein prima Geschäft für Siemens ist sie natürlich auch. Vom derzeitigen Weltmarkt von rund drei Milliarden Euro reklamiert Niehage rund eine Milliarde für sein Unternehmen. ABB liegt gleichauf, und manchmal auch vorn, wenn der Erzkonkurrent - und nicht Siemens  - gerade einen Großauftrag gewonnen hat. Was Niehage, der von 1992 bis 1999 für ABB  gearbeitet hat, dann doch ein wenig wurmt: "Ich schicke jedenfalls keine Glückwunschtelegramme."

Aber künftig ist genug Profit für alle da. Sechs bis neun Milliarden Euro pro Jahr, schätzt Niehage, werde man in den nächsten Jahren mit HGÜ umsetzen können. Nicht zuletzt in Deutschland.

Die Aufnahmefähigkeit des heimischen Stromnetzes ist jetzt schon begrenzt. Immer mal wieder müssen Windräder oder Kraftwerke abgeschaltet werden, damit die Verbindung nicht zusammenbricht. Und je mehr Windstrom künftig eingespeist wird, umso enger wird es am Mast. 3600 Kilometer zusätzliche Höchstspannungsleitungen sind laut einer Studie der Deutschen Energieagentur (Dena) bis 2020 nötig. Kosten: 10 bis 50 Milliarden Euro, je nach Ausführung. Was frei hängt, ist billiger als das, was in der Erde verbuddelt wird.

Ein beträchtlicher Teil des Neubaus wird HGÜ-Technik sein. Um etwa Windstrom vom Norden in die dann AKW-freie Südzone zu bringen, brauche man mindestens zwei gigantische Trassen, schätzen Experten. In West-Ost-Richtung seien vier weitere angeraten.

Fatal, wenn die Höchstspannungsleitung schlappmacht

Der Unterschied ist ja immer wieder frappant. Während Wechselstrom (englisch: "Alternating Current", AC) seinen Weg zum Kunden in vergleichsweise aufwendiger Wellenform unternimmt, braucht Gleichstrom ("Direct Current", DC) nur einmal einen kräftigen Stoß. Weil mittels HGÜ 30 bis 40 Prozent mehr Strom transportiert werden können als mit herkömmlichen AC-Leitungen, werden die Superkabel meist in der Langstrecke eingesetzt. Ab 600 Kilometern sind sie an Land wirtschaftlicher als ihre physikalisch benachteiligte Konkurrenz, auf See schon ab 80 Kilometern.

Doch die DC-Stromautobahnen sind Einbahnstraßen; sie verbinden zwei Punkte, Abfahrten gibt es nicht. Am Ende der Leitung wird der Gleichstrom in großen Konverterstationen wieder in AC umgewandelt und im traditionellen Netz bis in die Steckdosen weiterverteilt.

Fatal nur, wenn die HGÜ schlappmacht oder repariert werden muss. Deshalb empfehlen Stromübertragungsexperten Redundanzen: Zur Not müssten halt für zwei funktionssichere HGÜ-Leitungen drei gebaut werden.

HGÜ eignet sich für die großen Fragen der Energiezukunft. Sie kann Offshore-Windparks weit draußen vor der Küste zusammenschließen. Als Transportmedium für Wüstenstrom aus der Sahara nach Westeuropa - und somit für den Erfolg des Desertec-Projekts - ist sie unverzichtbar. Auch das Speicherproblem in Deutschland könnte mit HGÜ-Hilfe gemildert werden.

Gleich über zwei Seekabel wollen Netzbetreiber das deutsche Stromnetz mit dem norwegischen verbinden. Weil in Deutschland Standorte für Pumpspeicherkraftwerke wie im südbadischen Atdorf rar werden, könnte überschüssiger Offshore-Strom in Norwegens Stauseen zwischengelagert und bei Bedarf wieder zurückgeschickt werden. Beide Leitungen zusammen könnten etwa 2800 Megawatt aufnehmen, was der Kapazität von acht Offshore-Windparks entspricht. Spätestens Anfang 2017 könnten die Verbindungen (Kosten: rund drei Milliarden Euro) stehen.

Falls das Wattenmeer und seine Anwohner mitspielen, man ist schließlich Nationalpark. Das Problem sind die Umrichterstationen, die den Wechsel von DC in AC sicherstellen. Die kosten schon mal ein paar Hundert Millionen Euro und brauchen viel Platz.

Gegen die Transformer regt sich, wir ahnen es schon, lokaler Widerstand. Da sind die Betreiber auf eine charmante Idee verfallen: Man könnte doch die Umspannwerke der AKW-Standorte Unterweser und Brunsbüttel nutzen. So hätten die Meiler auch nach dem Abschalten noch einen - sozusagen postmortalen - Nutzen.

Der steinige Weg ins grüne Energiezeitalter

Ob Speicher, moderne Kraftwerke oder Netze: Der Weg ins grüne Energiezeitalter ist begehbar, aber steinig - und teuer. Wer bis 2020 aus der Atomkraft aussteigen will, muss nach mm-Berechnungen mit rund 58 Milliarden Euro reinen Investitionskosten rechnen, höhere Betriebskosten oder Förderbeträge nicht inbegriffen.

Klar ist: Die Bevölkerung wird sich auf höhere Strompreise sowie den einen oder anderen Blackout einstellen, mithin auf ein bisschen Wohlstand und Lebensqualität verzichten müssen. Auch ein paar Illusionen gehen verloren. Naturstrom beansprucht nun mal die Natur. Und weil Kohle und Gas noch eine Weile benötigt werden, wird es vorerst nichts mit den hehren Klimaschutzzielen.

Die Politik will den Wandel abfedern mit besseren Rahmenbedingungen und mit mehr Geld. Das Bundeswirtschaftsministerium arbeitet an einem "Netzausbaubeschleunigungsgesetz". Andere bringen eine sogenannte "Sprinterprämie" ins Gespräch, die schnelles Handeln von Investoren mit höheren Renditen belohnt.

Neue Gesprächsrunde zum Speicherstrom aus Atdorf

So richtig lossprinten möchte auch Nicolaus Römer, Technischer Vorstand bei den Schluchseewerken. Die erste Hürde für das neue Pumpspeicherkraftwerk ist genommen, der Beschluss nach dem Raumordnungsverfahren fiel positiv aus. Im kommenden April soll dann der Planfeststellungsbeschluss folgen. Die Bürgerinitiative kritisiert jedoch vor allem den Landschaftsverbrauch von 155 Hektar für die beiden Staubecken. Schon heute rechnen deshalb alle Beteiligten mit Klagen gegen das Projekt vor den Verwaltungsgerichten.

Zuvor wünschen sich die Naturschützer jedoch Protestaktionen, am liebsten so spektakulär wie am Stuttgarter Hauptbahnhof. Die soll ein "Runder Tisch" verhindern, einberufen vom neuen grünen Umweltminister Baden-Württembergs und finanziert von den Schluchseewerken. Michaele Hustedt, bis 2005 energiepolitische Sprecherin der grünen Bundestagsfraktion, wird das Gremium moderieren, analog der Rolle von Heiner Geißler bei "Stuttgart 21".

Nach den Pfingstferien soll der Gesprächskreis zum ersten Mal tagen, bis Ende des Jahres, so die Hoffnung, soll ein Kompromiss ausgehandelt sein. Dann könnte im Jahr 2019 der erste Speicherstrom aus Atdorf fließen - elf Jahre nach der ersten Projektskizze.

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