Energie und Klima

Die erneuerbaren Primärenergieträger Sonne und Wind, sind wohl unbegrenzt verfügbar, ha­ben aber den Nachteil, dass nicht immer der Wind weht oder die Sonne scheint. Vor allem im Winter kommt es öfters zu erheb­lichen Energiedef­iziten. In einer auf fossile Primärenergieträger ausge­richteten Wirtschaft bedeutete dies noch kein großes Problem, weil Deutschland ja über Gasspeic­her verfügt, die das Land für mehrere Monate versorgen können und Kohle oder Uran oh­nehin ohne großen technischen Auf­wand gela­gert werden kön­nen. Mit dem sich abzeichnenden Ende der Erdgaswirt­schaft werden aber Methoden notwendig, die auch erneuerbare Ener­gien speicherbar ma­chen.

Traditionell spielten hier Wasserspeicher die bedeutendste Rolle, weil Batteriespeicher - vor allem Bleiakkus - zu kostspielig waren und zu wenig Kapazität vorhalten konnten. Mit dem Pumpspei­cherwerk Langenprozelten verfügt der Landkreis Main-Spessart über einen der bedeutendsten Ener­giespeicher Deutschlands: Mit einer Turbinenleistung von 164 MW - dies entspricht etwa einem Achtel der Leistung des ehem. KKW Grafenrheinfeld - und einem Energiespeichervermögen von 950 MWh könnte dieser Speicher immerhin einen Stromausfall von 10 Stunden im Landkreis Main-Spessart überbrücken. Er versorgt das Netz der Bundesbahn tagsüber mit Strom und bezieht ihn nachts u.a. aus den Laufwasserkraftwerken am Main. Mit einer Leistung von 1060 MW und einer maximal speicherbaren Elektroenergiemenge von 8,5 GWh ist das Pumpspeicherkraft­werk Goldisthal im Thüringer Wald das größte Wasserkraftwerk Deutschlands. Allein der Anblick des monströsen Speicherbeckens von einem Nachbarort aus müsste jedoch schon dem Beobachter zeigen, dass sich eine derartige Um­weltsünde nicht wiederholen darf. Mit einer Ausweitung der Wasserspeicher-Kapazitäten ist so in Deutschland nicht zu rechnen. Auch die Kalkulation, Speicherseen in Norwegen zu nutzen und über Höchstspannungs-Gleichstromleitungen (Nord-/Südlink) in unsere Region zu transportie­ren hat den Schwachpunkt, dass vorerst Norwegen Zugriff auf diese Speicher hat und in europaweit sonnen- und win­darmen Jahren wie 2021 vorrangig seinen eigenen Energiebedarf decken wird.

Batteriespeicher haben mittlerweile jedoch durch die Lithiumionen-Technik eine fulminante Re­naissance erfahren und die Kombination von Photovoltaik-Freiflächenanlagen mit derartigen Spei­chern kann inzwischen die Stromgestehungskosten von Gaskraftwerken deutlich unterbieten. Das weltgrößte auf Lithium-Ionen-Basis beruhende Batterie-Speicherkraftwerk der Welt in Hornsdale/ Australien verfügte 2017 über eine Leistung von 100 MW und eine Kapazität von 129 MWh. Das Projekt wurde 2020 um zusätzliche 50 MW und 64,5 MWh erweitert, so dass die Horns­dale Power Reserve nun eine Leistung von 150 MW hat. Die Diskussionen um Lithium und Kobalt in den Ak­kus von Elektrofahrzeugen greifen hier nicht, weil Australien selbst inzwischen der welt­weit größte Lithium-Lieferant ist, der Wasserverbrauch bei der Gewinnung aus Gestein nicht - wie etwa in Chi­le - zu Problemen mit der Grundwasserversorgung führt und Kobalt, das wegen der Arbeits-bedin­gungen im Kongo ins Gerede gekommen ist, nicht benötigt wird. Ein Problem ist sicher noch die Brandgefahr, die aber bei der Verwendung von Festkörperakkus nicht mehr bestehen dürf­te. Klein­räumig dürften künftig auch Speicher in privaten Haushalten mit PV-Anlagen eine immer größere Rolle spie­len, die allerdings mit ca. 1000 €/kWh noch sehr teuer sind. Die Ideallösung wäre die Nutzung von Elektrofahrzeug-Akkus als Stromspeicher, die das 10fache an Speicherkapa­zität ohne Mehr­kosten bereitstellen könnten, aber aus rechtlichen - nicht technischen - Gründen in Deutsch­land nicht möglich ist. Viele der ausgemusterten Akkus von Elek­trofahrzeugen erfahren aber inzwi­schen schon ein "second life" als Speicher für PV-Anlagen und Windparks.

Eine erhebliche Ausweitung der Kapazitäten, die bei Großanlagen mit Lithiumionentechnik meist nur auf einige Stunden begrenzt ist, ermöglichen Redox-Flow-Systeme, bei denen Flüssigkeiten, meist gelöste Vanadiumsalze in verschiedenen Oxidationsstufen, als Elektroden fungieren. Diese Salzlö­sungen können, getrennt voneinander, unbegrenzte Zeit und in beliebigen Mengen ohne Blindstromverluste gelagert werden. Die meisten Redox-Flow-Batterien besitzen eine vergleichbare Energiedichte wie Blei-Säure-Batte­rien, jedoch bei einem Mehrfachen deren Lebensdauer. Die größte Batterie Deutschlands steht auf dem Gelände des Fraunhofer Instituts für Chemische Technologie ICT in Pfinztal-Berghausen. 650.000 Liter Elektrolyte stehen dem Projekt aktuell bereit, um bis zu 20 Megawattstunden Windstrom zu speichern. Das ökolo­gisch problematische und teure Schwermetall Vanadium konnte in einigen Pilotprojekten inzwischen durch orga­nische Komponenten ersetzt werden, die beispielsweise aus Abfallstoffen bei der Zellstoffgewinnung gewon­nen werden und so unbegrenzt und auch preisgünstig zur Verfügung stehen. In ersten Tests an der Uni­versität Graz zeigte eine solche Redox-Flow-Batterie mit einem aus technischem Vanillin ge­wonnen Elektrolyten eine Effizienz von 97 bis 99 Prozent und behielt diese auch nach 250 Ladezy­klen bei. Die CMblu Energy AG in Alzenau hat unlängst den Prototyp einer  solchen "Organic Solid-Flow Batterie" in der br-Frankenschau der Öffentlichkeit vorgestellt. Der Verkauf von Serienbatterien dieses Systems ist lt. Nachricht des Herstellers ab Mitte 2023 vorgesehen. Adressaten sind kommerzielle / industrielle Kunden ab einer Anlagengröße von 500 kW.

Batteriespeicher können in der Regel wohl nur Stromausfälle von einigen Stunden, bestenfalls Ta­gen, auffangen. Die gefürchteten "Dunkelflauten" treten allerdings auch nur an 2-3 Tagen im Jahr auf und können meist durch die Flexibilität der europischen Netze aufgefangen werden, die man sich wie eine große Kupferplatte vorstellen muss, in der sich der Strom verteilt. Für längere energie­arme Perioden muss in der Regel auf die deutschen Erdgasspeicher zugegriffen werden, die auch Heizenergie für die ge­samte Winterperiode bereitstellen können. Erdgas sollte - nicht zuletzt aufgrund der derzeitigen Energie­krise - so weit wie möglich durch Wasserstoff und Biomethan aus Biogasanlagen ergänzt und letzt­endlich auch ersetzt werden. Aus Biogas und Wasserstoff lässt sich mit Katalysa­toren fast reines Methan produzieren, das leichter handhabbar und besser speicherbar ist als Wasser­stoff selbst. Auch das leichter zu verdichtende und weniger flüchtige Am­moniak könn­te ein Ener­gieträger der Zukunft sein: Das klassische Haber-Bosch-Verfahren benötigt wohl sehr viel Energie und nutzt Erdgas und Kohle als Ausgangsstoffe zur Stick­stoff- und Wasserstoffgewinn­ung. Neuere Verfahren mit Ruthenium- oder Molybdän-Katalysatoren erzeugen Ammon­iak jedoch aus Luftstickstoff und Wasser mit wesentlich geringerem Energieauf­wand und kleineren, kosten­günstigeren Apparaturen. Zur Er­innerung: Bereits im 19. Jahrhun­dert wurden die Straßenbahnen in New Or­leans mit Ammoniak be­trieben und in den 1940er Jahren fuhren damit in Belgien die Busse. Ebenso können Blockheizkraftwerke mit "grünem" Ammoniak betrieben werden.

Als Wärmespeicher sind die Potenziale für oberflächennahe Geothermie bei weitem noch nicht aus­geschöpft, insbe­sondere im Zusammenspiel mit Wärmepumpen. Im Betriebsgebäude der Stadtwer­ke Lohr z.B. werden 102 statisch notwendige Betonpfähle im Untergrund zur Energiegewinnung genutzt. Die Heizwärme aus den Energiepfählen wird mittels Pumpen in das Gebäude transportiert und über Lei­tungen in den Fuß­böden und Decken dann an die Umgebung abgegeben. In den Zwi­schenwänden nehmen Acrylglas­kugeln durch Verflüssigung Wärme auf und geben sie bei Abküh­lung wieder ab. Aufgrund der hocheffizienten Bauweise wurde das Stadtwerkegebäude mit 13 wei­teren Projek­ten bundesweit als "Modellvorhaben für energieeffizienten Neubau von Nichtwohnge­bäuden kom­munaler und sozialer Einrichtungen" ausgewählt.

Und der beste Wärmespeicher für einen Privathaushalt ist immer noch ein gut isoliertes Haus.

Bearbeitet: H. Haas-Hyronimus