Neue Serie zu Innovationen für Klimaschutz Wie sich Sonne und Wind speichern lassen

Peter Schmidt (l-r), Geschäftsführer der EWE Gasspeicher GmbH, Ulrich Schubert vom Center for Energy and Environmental Chemistry Jena und Ralf Riekenberg, Leiter des brine4power-Projektes, zeigen am 22.11.2017 in Berlin das Funktionsmodell der weltweit größten Batterie

Peter Schmidt (l-r), Geschäftsführer der EWE Gasspeicher GmbH, Ulrich Schubert vom Center for Energy and Environmental Chemistry Jena und Ralf Riekenberg, Leiter des brine4power-Projektes, zeigen am 22.11.2017 in Berlin das Funktionsmodell der weltweit größten Batterie

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Klimaschutz: Über diese Maßnahmen sind sich Union und SPD (nicht) einig

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Wenn es einen Erfolg in Deutschlands Ringen um den Klimaschutz gibt, dann ist es die Energiewende. Die Kraftwerksindustrie sorgt zwar immer noch für das Gros des CO2-Ausstoßes im Land. Doch immerhin hat sie ihre Emissionen seit 1990 um ein Drittel oder 155 Millionen Tonnen pro Jahr gesenkt - und damit fast so viel Treibhausgase eingespart wie alle anderen Sektoren zusammen. Inzwischen tragen erneuerbare Energien wie Wind und Sonne in manchen Monaten schon mehr als die Hälfte zur Stromproduktion bei.

Nun wachsen allerdings die Zweifel, wie sich diese Story fortschreiben lässt. Theoretisch könnten die Erneuerbaren auch den gesamten Strombedarf decken, und so heißt auch das politische Ziel - nur liefern sie die Energie nicht regelmäßig zur richtigen Zeit. "Wir haben noch keine einzige Idee entwickelt, wie wir Energie speichern können", beklagte Bayerns Ministerpräsident Markus Söder im ARD-Interview.

In dieser Frage ist der CSU-Politiker, der sich als Klima-Vorkämpfer neu erfindet, allerdings etwas behind the curve. Denn an Ideen mangelt es keineswegs, nur stoßen sie zumeist auf wirtschaftliche oder politische Hindernisse.

In Ostfriesland kündigte der regionale Stromversorger EWE schon vor zwei Jahren "die größte Batterie der Welt" an. Zwei unterirdische Kavernen, in denen heute Erdgas gelagert wird, sollen mit einer Salzlösung gefüllt werden, die mit von der Universität Jena entwickeltem biologisch abbaubaren Plastik als Elektrolyt funktioniert und den Strom durch eine Membran zwischen der Minuspol- und der Pluspol-Höhle transportiert. Tests verliefen erfolgreich, technisch ist die Sache klar.

Ende 2018 erklärte Projektentwickler Timo di Nardo trotzdem, das sei "eine Nummer zu groß" und "muss ja irgendwie bezahlt werden". EWE hält zwar an dem Vorhaben im Prinzip fest, aber nicht mehr am Zeitplan bis 2025. Mit Gasspeichern lässt sich Geld verdienen, mit Stromspeichern auf absehbare Zeit nicht.

So bleibt vorerst eine Pilotanlage des Fraunhofer-Insituts in Pfinztal bei Karlsruhe die größte derartige Redox-Flow-Batterie im Land. Immerhin zwei Megawatt ließen sich dort für zehn Stunden speichern, in riesigen Tanks mit 600.000 Litern Vanadium-Elektrolytlösung. Doch auch dort sah ein Institutssprecher als Zwischenfazit "keine Sache, von der man sagt, alles läuft super". Beispielsweise wurde Vanadium während des Baus unerwartet viel teurer.

Eon  probierte ein ähnliches Gerät auf der Nordseeinsel Pellworm in Zusammenspiel mit Windrädern, Sonnenkollektoren und einem "Smart Grid" der angeschlossenen Haushalte aus. Die Batterie erzielte "moderate Erlöse" - aber bei weitem nicht genug, um die Investitionskosten wieder hereinzuholen. In den 2030er Jahren könnte es etwas werden, schätzt der Konzern.

Nicht unbedingt nachhaltig - aber Batteriespeicher setzen sich durch

Redox-Flow-Batterien sind aber nur einer von vielen Ansätzen, die Unternehmen und Forscher zum Speichern von Strom verfolgen. Unter dem Titel Power-to-Gas oder Power-to-x wurden schon mehrere große Elektrolyseure gebaut, die beispielsweise Windstrom in Wasserstoff oder Methan umwandeln. Das lässt sich besser aufbewahren und ins vorhandene Gasnetz einspeisen - allerdings unter hohen Energieverlusten; umso mehr, wenn mit dem Gas dann wieder Strom erzeugt werden soll, um den Bedarf während Produktionsflauten zu decken.

In Huntorf in der Wesermarsch steht schon seit 40 Jahren ein von Uniper betriebenes Speicherkraftwerk, das Druckluft in eine Salzkaverne presst und eine Gasturbine antreibt, wenn sie wieder entweicht. Mit 320 Megawatt Leistung zählt die ferngesteuerte Anlage schon zu den Großkraftwerken und soll noch ausgebaut werden. Wegen des gewaltigen Raumbedarfs lässt sich die Technik allerdings nicht im ganz großen Stil expandieren.

Ähnlich steht es um die schon länger bewährten Pumpspeicher-Wasserkraftwerke. In Deutschland lassen sich kaum noch große Talsperren errichten. Begrenzt lässt sich die Technik noch im Alpenraum oder in Norwegen ausbauen, mit dem deutschen Strommarkt über Gleichstromkabel verbunden. Von Plänen, alte Bergwerksstollen für Pumpspeicher zu nutzen, wie sie Volkswagen oder Evonik vor einigen Jahren verkündeten, war bald jedoch nichts mehr zu hören. Die Idee, Pumpspeicher auch ohne großen Höhenunterschied zu bauen, ist noch in der Start-up-Phase.

Der Verfall der Börsenstrompreise, getrieben vom Boom der Erneuerbaren, spricht gegen solche Investitionen. Außerdem werden Stromspeicher von der Regulierung des Strommarkts doppelt belastet: Abgaben und Umlagen fallen an, wenn sie den Strom abnehmen, und noch einmal, wenn sie ihn wieder ins Netz speisen.

Anders ist das in den USA, wo Netzbetreibern in manchen Bundesstaaten vorgeschrieben wird, beim Ausbau auch einen gewissen Anteil Speicherkapazitäten vorzuhalten. Dort kommen vor allem herkömmliche Lithium-Ionen-Akkus zunehmend in Großbatterien zum Einsatz.

Tesla  machte zuletzt Furore mit einem kalifornischen Auftrag für einen 182,5-Megawatt-Speicher. "Solar plus Batterie plus Elektrofahrzeuge ist eine nachhaltige Zukunft", schwärmte Konzernchef Elon Musk. Die Nachhaltigkeit ist zwar wegen der verwendeten Rohstoffe und der schwierigen Entsorgung fraglich, doch der Trend ist auf der Seite der Batterieindustrie. US-Versorger Next Era Energy hat Speicher in der von Tesla angepeilten Größenordnung längst ans Netz angeschlossen und baut munter weiter.

Auch in anderen Ländern wie Australien oder Südafrika werden Großspeicher von mehr als 100 Megawatt gebaut. 2018 sei mit fast 150 Prozent Wachstum ein "Wendepunkt" der globalen Nachfrage gewesen, urteilt Forschungsleiter Ravi Manghani vom Branchendienst Wood Mackenzie Power & Renewables. Vor allem der dramatische Preisverfall für Lithium-Ionen-Akkus mache die Batterien nun auch ohne Subventionen wirtschaftlich - zumindest dort, wo sie sich nicht alleine rechnen müssen, sondern im Paket mit Wind- oder Solaranlagen in den Wettbewerb mit Gaskraftwerken für die Spitzenlast gehen.

Sogar in Deutschland gab es einen kleinen Batterieboom: Mehr als 100.000 Betreiber kleiner Solaranlagen haben sich bereits Hausbatterien zugelegt. So lässt sich der selbst erzeugte Strom länger nutzen. Doppelter Vorteil: Teurer Strom aus dem Netz wird weniger gebraucht, und weniger eigener Strom zu zunehmend unattraktiver Vergütung ins Netz eingespeist. Wegen der hohen Investitionskosten geht die Rechnung allerdings nur auf, weil sie von 2013 bis 2018 von der staatlichen Förderbank KfW bezuschusst wurde.