Energie : Speicher der Zukunft

Und plötzlich war die Euphorie im Land der Pumpspeicherkraftwerke wie weggeblasen. Sinkende Stromgroßhandelspreise drückten die Wirtschaftlichkeit dieser Energiespeicher zuletzt auch hierzulande tief in den Keller. Und dann ist da noch die Energiewende – so viele Pumpspeicher, wie Kapazitzäten nötig wären, um diese zu tragen, könnten gar nicht gebaut werden. Und überhaupt: Wohin weitere Kraftwerke im kleinen Land Österreich stellen? Genau deshalb erlebt gerade die Entwicklung neuer Speichertechnologien einen beispiellosen Boom.

Die Idee, eines Tages dank Wind, Sonne und guten Speichern unabhängig von Erdöl und Kohle zu sein, ist einfach zu bestechend. „Installierte Gasspeicher können Europa über 90 Tage mit Gas versorgen. Alle Stromspeicher zusammengerechnet haben Kapazitäten, die für 24 Minuten reichen würden“, sagt Susanna Zapreva, Geschäftsführerin von Wien Energie.

Eines der Kernprobleme der Energiewende sind die enormen Schwankungen der erneuerbaren Energien. Ein anderes der Transport von Strom, der oft nicht dort produziert wird, wo man ihn braucht. Die Lösungen dafür sind eine massive Erhöhung der Flexibilität im Verbrauch, der Ausbau der Netze – und große, industriell einsetzbare Energiespeicher. Der Star der Branche ist Power-to-Gas.

Doch an diesem System werden auch die Schattenseiten neuer Speichertechnologien am besten sichtbar: Vom Einsatz im breiten Markt sind alle neuen Systeme technisch und in ihrer Wirtschaftlichkeit noch weit entfernt. Während Experten einigen Ideen noch Jahrzehnte bis zur Marktreife prognostizieren, sind andere trotzdem schon heute in wegweisenden Pilotprojekten umgesetzt. Die spannendsten Speichertechnologien der Zukunft – und wann sie den Durchbruch schaffen.

Schwungradspeicher, auf Englisch „Fly Wheels“, haben schon die NASA fasziniert – vielleicht ist das ein Grund dafür, warum sie bis heute in Nordamerika viel mehr Begeisterung auslösen als in Europa. Allerdings mit einer prominenten Ausnahme: Porsche hat in seinem 770 PS starken sogenannten „Supersportwagen“ 918 RSR Spyder Schwungräder verbaut, die Bremsenergie speichern und auf Knopfdruck wieder freigeben. Auch bei den Boliden der Formel 1 wird derzeit mit dem Einsatz von Schwungrädern experimentiert. Das stark vereinfachte Funktionsprinzip: Mit Energie wird ein schweres Rad auf eine hohe Drehzahl beschleunigt, das am besten in einem luftleeren Gehäuse rotiert. An das Rad ist ein Generator angeschlossen, der bei Bedarf wieder Energie erzeugt, indem er das Schwungrad abbremst.

Die Vorteile: „Fly Wheels“ können in Sekunden voll aufgeladen werden und die Energie ebenso schnell zur Verfügung stellen. Auch der Wirkungsgrad ist mit über 90 Prozent sehr gut. Doch auch die Nachteile liegen auf der Hand: Die Effizienz ist nur im sehr kurzfristigen Einsatz gegeben. Auch die Selbstentladung ist sehr hoch – pro Stunde verlieren Schwungräder in etwa die halbe gespeicherte Energiemenge. Schwungmassenspeicher eignen sich deshalb besonders gut für die Stabilisierung von Stromnetzen im Bereich von einigen zehn Sekunden. Auch der Einsatz im Motorrennsport bietet Anlass zur Hoffnung – doch der Weg bis zur Massentauglichkeit im industriellen Bereich ist noch weit.

Die großen Verwandten der kompakten Klassiker gleichen schon heute Schwankungen im Bereich von Stunden aus, etwa für die unterbrechungsfreie Stromversorgung von Krankenhäusern. Entwickler fasziniert derzeit auch die Nutzung im Haushalt: Steigen die Verbraucherpreise weiter, versprechen dezentrale Akkus in Kombination mit einer PV-Anlage auf dem Dach einen riesigen Markt. Hier geht der heimische Hersteller Fronius schon lange neue Wege. Heuer wollen die Oberösterreicher ein konkretes Pilotprojekt vorstellen, bei dem die „Fronius Energycell“ ein Einfamilienhaus komplett energieautonom machen soll – während allen vier Jahreszeiten.

Eine Nummer größer ist der Lithium-Ionen-Speicher „Siestorage“ von Siemens, der in einen gewöhnlichen Transportcontainer passt und inzwischen schon 500 kWh Strom speichern kann – das ist genug, um einen Tag lang 50 Haushalte zu versorgen. Zu den jüngsten Kunden gehören etwa der süddeutsche Versorger Süwag oder der italienische Energiekonzern Enel, der einen „Siestorage“ mit einer Leistung von 1 MW an sein Mittelspannungsnetz geschaltet hat, um Schwankungen abzupuffern.

Trotzdem sind Batterien und Akkus mit 100 bis 1.000 Euro pro installierter Kilowattstunde sehr teuer. Weitere Nachteile sind die relativ geringe Haltbarkeit und eine stark eingeschränkte Leistungsdichte – beim schnellen Laden und Entladen kann nur ein Bruchteil des Speichers genutzt werden. Und im E-Auto braucht es derzeit einen Akku von 600 Kilogramm, um 80 Liter Diesel zu ersetzen. Deshalb forschen Wissenschaftler und Autobauer fieberhaft an neuen Entwicklungen. Zum Beispiel an „Sauerstoff- Batterien“: Dabei wird Energie gespeichert und freigesetzt, indem Lithium oder Natrium mit Sauerstoff reagiert. Das Problem: Der Sauerstoff muss erst aus der Luft extrahiert werden, damit das System effizient arbeitet. Forscher von IBM versprechen trotzdem, in Zukunft Sauerstoffbatterien mit doppelt so hohen Kapazitäten bei einem Fünftel des Preises zu bauen als heutige Lithium-Ionen-Akkus.

Wissenschaftler der TU Graz gehen noch weiter. Sie haben für die Elektrode von Sauerstoffbatterien Titancarbid statt Kohlenstoff verwendet und vor wenigen Wochen das Konzept für eine „luftige Super-Batterie“ vorgestellt, die einst das Zehnfache speichern könnte als heutige Lithium-Ionen-Batterien.

Airbus zeigt, wohin die Reise gehen kann. Ende April stieg in Bordeaux ein 500 kg schweres Sportflugzeug namens „E-Fan 2.0“ mit zwei Piloten in die Luft. 120 Lithium-Polymer-Akkus treiben im Heck zwei Propeller an und liefern 1,5 kN Schub mit einer Leistung von 60 kW – genug für eine Geschwindigkeit von 220 km/h und eine Flugzeit von 60 Minuten. Nur eine Stunde brauchen die Akkus, um sich wieder aufzuladen. Airbus hat den Endkundenmarkt bereits im Visier: Das Nachfolgemodell „E-Fan 4.0“ mit vier Sitzen und deutlich größerer Reichweite ist schon in Arbeit.

Ein Problem: ihre mittelmäßige Effizienz. Bei der Speicherung in einem Druckluftspeicher geht etwa ein Drittel der Energie verloren. Trotzdem könnte diese Technologie bald eine wichtige Rolle als Speicher im Stundenbereich übernehmen, um Schwankungen im Tagesverlauf auszugleichen.

Das Funktionsprinzip: Druckluftspeicher speichern Energie über Luft, die in einer unterirdischen Kaverne mit Kompressoren sehr stark zusammengedrückt wird. Danach kann die Luft entweichen und dabei Turbinen antreiben, die wiederum Strom erzeugen. Eines der Probleme: Die Luft wird unter Druck heiß und kühlt beim Entweichen wieder ab. Deshalb treiben derzeit Energieversorger in mehreren Pilotprojekten in Norddeutschland die Entwicklung sogenannter adiabater Speicher voran. Das sind Systeme, die diese Wärme ebenfalls speichern und so die Technologie wirtschaftlicher machen sollen. Eine Alternative sind Turbinen, die sowohl mit Gas als auch mit der entströmenden Luft angetrieben werden, wobei dank des Antriebs über Luft der Gasverbrauch massiv sinkt.

Die Vorteile der Druckluftspeicher: Sie brauchen keinen Berg und können deshalb an viel mehr Orten gebaut werden als Pumpspeicherkraftwerke. Ihre Errichtung ist teuer, aber ökologisch weit weniger problematisch als bei den gigantischen Betonbauten in den Alpen. Energiekonzerne wie RWE prognostizieren deshalb den Druckluftspeichern vor allem in Nordeuropa ein großes Potenzial – zum Beispiel in Norddeutschland, wo man dafür bestehende unterirdische Salzstöcke nutzen kann.

Rund um die Systeme gibt es heute einen regelrechten Hype – und renommierte Forschungsinstitute wie Fraunhofer überbieten sich mit Energieversorgern, Technologiekonzernen und Autobauern beim Start neuer Projekte. Kein Wunder: Die Technologie kann Abgase und überschüssigen Strom gleichsam „aus dem Nichts“ in reinsten Sauerstoff und in einen hochkonzentrierten Energieträger verwandeln, den man beliebig lange, sicher und unsichtbar transportieren, lagern und in Fabriken, Haushalten und in Automotoren nutzen kann.

Das Funktionsschema klingt einfach: Strom aus Wind oder Sonne treibt die Elektrolyse von Wasser an und produziert Sauerstoff und Wasserstoff. In einem zweiten Schritt werden CO2 und Wasserstoff in Sauerstoff und reinstes Methan (CH4) umgewandelt, den Hauptbestandteil von Erdgas. Danach bräuchte man theoretisch weder die Gazprom noch neue Stromautobahnen quer durchs Land: Allein in Österreich stehen heute über 40.000 km Gasnetze bereit, und bestehende Erdgasspeicher verfügen über mehr als sieben Milliarden m3 Volumen.

Doch auch Power-to-Gas hat seine Schattenseiten. Da wäre zum einen der Preis: Die Anlagen kosten 3.600 Euro pro Kilowatt elektrischer Leistung – das ist drei Mal so hoch wie die derzeitige Grenze zur Wirtschaftlichkeit. Zum anderen glänzt die Technologie in der Praxis weit weniger als auf dem Papier: In der Produktionskette von Wasser zu Erdgas steht unter dem Strich eine Effizienz von bestenfalls 34 Prozent der eingesetzten Energie – ein Argument allerdings, das sich in Zeiten von Negativpreisen bei Strom relativiert.

Entwickler entmutigt die geringe Effizienz nicht. Die derzeit größte Anlage ging vergangenen Herbst in Niedersachsen in Betrieb, errichtet von Audi gemeinsam mit dem Stuttgarter Anlagenbauer Etogas. Die Anlage hat eine Leistung von sechs MW und liefert 4000 m3 Gas pro Tag – genug, damit 1500 Audi-Sportwagen jeweils 15.000 km pro Jahr zurücklegen können. Den Wirkungsgrad beziffert Etogas mit beachtlichen 54 Prozent.

Auch Siemens will noch heuer Anlagenkonzepte mit mehreren MW Leistung vorstellen. Nach den Worten von Alexander Peschl, Chef des Energiesektors von Siemens Österreich, soll in etwa drei Jahren die dritte Generation der Power-to-Gas-Systeme fertig sein – und mit einer Leistung im hohen zweistelligen MW-Bereich bereits Volumina anbieten, die mit Pumpspeichern konkurrieren können.

Im Land der Pumpspeicherkraftwerke können sie sich viel stärker auf eine andere Technologie konzentrieren, die auf einen Schritt von P2G verzichtet und genau deshalb viel früher wirtschaftlich werden könnte. Der Clou: Der aus der Elektrolyse gewonnene Wasserstoff wird direkt in das Erdgasnetz eingespeist. Damit entfällt nicht nur die teure und aufwendige Methanisierung, sondern auch die Schwierigkeit, Kohlendioxid in geeigneter Reinheit und Menge bereitzustellen. Weil Wasserstoff zudem einen höheren Wirkungsgrad aufweist, beträgt die Energieeffizienz in manchen Anlagen schon über 70 Prozent.

Wie das auf der Ebene der Endverbraucher funktioniert, zeigt eine Pilotanlage in Haid bei Linz. Gemeinsam mit Fronius International nahm die Oberösterreichische Ferngas im vergangenen Jahr ein System in Betrieb, das Sonnenstrom aus einer 70 m2 großen Solaranlage nutzt. Mit diesem Strom produziert eine Anlage, die nicht größer ist als eine gewöhnliche Waschmaschine, im Jahr 1600 m3 Wasserstoff, der dann ins Gasnetz eingespeist wird. Der Brennwert des gewonnenen Wasserstoffs entspricht etwa einem Drittel des Brennwerts von Erdgas, das ein österreichischer Haushalt pro Jahr verbraucht – ein kleines, aber feines Leuchtturmprojekt.

Das größte Problem jedoch bleibt: Der Anteil von Wasserstoff im Erdgasnetz dürfe maximal vier Prozent ausmachen, heißt es beim Fachverband ÖVGW. Auch sind die Auswirkungen des aggressiven Gases auf Pipelines und Gasspeicher noch nicht erforscht. Ende April startete deshalb ein heimisches Projekt, das der Frage der großindustriellen Nutzung nachgehen will.