Energiewende: Wohin mit all dem grünen Strom?

Wenn der Chemiemanager Ferdinand Rammrath erklären will, wie er seine Fabrik in Brunsbüttel mit günstiger grüner Energie versorgen will, dann erzählt er vom Nachtspeicherofen seiner Oma. Die früher weitverbreiteten Geräte, die aussahen wie klobige Heizkörper, funktionierten nach einem einfachen Prinzip: Nachts, wenn der Strom billig war, wurden Speichersteine im Innern des Ofens elektrisch aufgeheizt. Tagsüber gaben sie die Wärme wieder ab.Rammrath arbeitet für den Chemiekonzern Covestro und will einen neuartigen Speicher erproben, der dem Nachtspeicherofen ähnelt. Nur dass die in der Fabrik an der Nordseeküste geplante Anlage um einiges größer ist als das Gerät seiner Großmutter. Bilder zeigen eine große Kiste, 16 Meter breit, 13 Meter lang und 14 Meter hoch. Innen drin befinden sich simple Ziegelsteinblöcke, die elektrisch auf bis zu 1500 Grad aufgeheizt werden, wenn der Strompreis niedrig ist.

Die heiße Kiste in Brunsbüttel kann elektrischen Strom, umgewandelt in Wärme, bis zu zwei Wochen speichern und kontinuierlich wieder abgeben. Der Wärmeverlust sei mit etwa einem Prozent am Tag gering, berichtet Covestro-Manager Rammrath. Die gebunkerte Wärmeenergie will das Unternehmen nutzen, um Heißdampf für die Chemieproduktion zu erzeugen. Zunächst rund zehn Prozent des Bedarfs in der Fabrik soll der Speicher mit einer Kapazität von 100 Megawattstunden decken. Bisher erzeugt Covestro den Industriedampf für die Produktion dagegen aus Erdgas. Zu viel Strom im Netz kann zum Blackout führenHersteller der neuartigen „Heat Battery“ ist das amerikanische Greentech-Start-up Rondo, und Covestro ist sein erster Kunde in Deutschland. Gefördert wird das Pilotprojekt unter anderem von der US-Stiftung Breakthrough Energy Ventures, hinter der Microsoft-Mitgründer Bill Gates steht. Der Hitzespeicher, der derzeit gebaut wird, soll Ende des Jahres in Betrieb gehen. Die Anlage sei günstiger und könne wirtschaftlicher betrieben werden als herkömmliche Lithium-Ionen-Batterien, sagt Rammrath. „In drei Jahren wollen wir entscheiden, ob wir auch im größeren Maßstab auf diese Speichertechnologie setzen.“Von der neuartigen Ziegelstein-Batterie könnte nicht nur Covestro profitieren, sie ist auch eine Antwort auf eine wachsende Herausforderung der Energiewende: Anders als Kohle- und Gaskraftwerke liefern Windräder und Photovoltaikanlagen dann Strom, wenn der Wind weht und die Sonne scheint. Manchmal ist das mehr und manchmal weniger, als gerade in Deutschland verbraucht wird – und das ist ein technisches Problem. Denn für einen stabilen Betrieb des Stromnetzes müssen Einspeisung und Verbrauch von Strom zu jedem Zeitpunkt gleich groß sein. Sonst kommt es schlimmstenfalls zum Zusammenbruch der Stromversorgung, einem Blackout. Das ist kein rein theoretisches Risiko mehr. Am 1. Mai zum Beispiel gab es eine „Hellbrise“, mit viel Wind und Sonne in Deutschland. Entsprechend viel erneuerbarer Strom musste vom Netz aufgenommen werden. Zugleich war der Verbrauch wegen des Feiertags niedrig. Eine kuriose Folge: An der Strombörse wurde der Preis wegen des Angebotsüberschusses zeitweise stark negativ. Wer den Strom abnahm, bekam noch Geld dafür. Solche Stresssituationen für das Stromnetz werden umso schwerer beherrschbar, je größer der Anteil des volatilen Wind- und Sonnenstroms am deutschen Strommix wird (siehe Grafik).Speicher wie der in Brunsbüttel können Teil der Lösung sein. „Das kann eine Win-win-Situation werden. Wir sparen Energiekosten und helfen zugleich mit, das Stromsystem zu stabilisieren“, sagt Covestro-Manager Rammrath. Die Hitzebatterie soll bei windigem Wetter, wenn die nahen Meereswindparks in der Nordsee Strom im Überschuss liefern, aufgeladen werden. Denn dann ist der Strompreis oft niedrig. Covestro spart Energiekosten – und zugleich entlastet die Batterie das Stromnetz, weil sie zur richtigen Zeit überschüssigen Strom aufnimmt. Ohne Speicher müssen Offshore-Windparks dagegen immer wieder abgeschaltet werden, weil das Netz den Strom nicht abtransportieren kann. Eine teure Verschwendung wertvoller Erzeugungskapazitäten. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche auf einer Energiekonferenz in BerlindpaSpeicher sind kein Allheilmittel. Aber, wenn sie richtig eingesetzt werden, dann können sie einen wichtigen Beitrag leisten. Weitgehend unstrittig ist allerdings unter Fachleuten auch, dass es zusätzlich konventionelle Kraftwerke braucht, die in Flautezeiten mit wenig Wind- und Sonnenstrom einspringen können. Deshalb will Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche neue Gaskraftwerke bauen, die zunächst mit Erdgas und in ferner Zukunft mit klimaschonendem Wasserstoff betrieben werden sollen. Weil diese Back-up-Kraftwerke die meiste Zeit über gar nicht genutzt werden, müssen sie staatlich subventioniert werden. Teile der Energiewirtschaft werfen der CDU-Politikerin Reiche vor, sie vernachlässige das Potential der Stromspeicher. Zumindest ein Vorteil der Batterien liegt auf der Hand: Kraftwerke können nur helfen, wenn zu wenig erneuerbarer Strom da ist. In Phasen mit Stromüberschüssen sind sie dagegen, anders als Speicher, keine Hilfe.Solarparks mit eigenem StromspeicherAuch das Hamburger Unternehmen Encavis will in Zukunft auf Speicher setzen. Das Unternehmen ist einer der größten Betreiber von Freiflächen-Solarparks in Deutschland. Haupteigentümer sind die Industriellenfamilie Viessmann und der Finanzinvestor KKR. „Wir rüsten neue Solarparks in Deutschland in Zukunft standardmäßig mit Großspeichern vor Ort aus“, sagt Encavis-Manager Jan-Philipp Kock. Die Idee dahinter: Um die Mittagszeit, wenn die Sonne am höchsten steht, wird häufig am meisten Solarstrom erzeugt, nicht selten mehr, als benötigt wird, die erzielbaren Preise sind niedrig oder sogar negativ. Deshalb will Encavis den überschüssigen Sonnenstrom direkt am Solarpark in Großbatterien speichern und zeitversetzt ein paar Stunden später ins Netz einspeisen, wenn die Preise höher sind. Es geht also um ein Arbitragegeschäft, das Preisunterschiede ausnutzt. Noch vor wenigen Jahren hätte sich das nicht gelohnt, weil die Batterien zu teuer waren, sagt Encavis-Manager Kock. „Aber in den vergangenen Jahren haben sich die Preise für Großbatterien mehr als halbiert“, berichtet er. „Sie rechnen sich jetzt für uns, und zwar ganz ohne Subventionen.“ Encavis nutzt große Lithium-Ionen-Batterien. Sie sind heute die Standardtechnologie zur Stromspeicherung.Batteriespeicher-Anlage in Sachsen-AnhaltdpaDas Stromsystem könne durch solche Lösungen entlastet werden, sagt der Energieökonom Lion Hirth von der Hertie School in Berlin. „Die Kombination aus Freiflächen-Solarparks und Großbatterien ist perfekt“, sagt er. „Wenn nicht der ganze Solarstrom mittags ins Netz dränge, sondern dank Speichern ein paar Stunden später, ist einiges gewonnen.“Batterien könnten schon heute einen viel größeren Beitrag zur Stressvermeidung im deutschen Stromnetz leisten, wenn sie denn intelligenter gesteuert würden. Zwar hat sich die installierte Kapazität von Großspeichern, wie die von Encavis geplanten, in Deutschland binnen zwei Jahren mehr als verdreifacht (siehe Grafik). Drei Viertel der gesamten Batteriespeicherkapazität entfällt allerdings auf Millionen kleiner Solarbatterien, die sich Eigenheimbesitzer als Ergänzung zu ihrer Solaranlage auf dem Dach zugelegt haben.„Aber die allermeisten privaten Haushalte in Deutschland haben feste Preise, zu denen sie ihren Solarstrom einspeisen, der Preismechanismus wirkt bei ihnen nicht“, sagt der Ökonom Hirth. Sogenannte dynamische Stromtarife sind bisher die Ausnahme. An sonnenreichen Tagen führe das nicht selten dazu, dass der Solarstrom von privaten Dachsolaranlagen, trotz Batterie, ausgerechnet mittags eingespeist werde, wenn er den größten Stress im Stromnetz verursache, sagt Hirth. Auch die leistungsfähigen Batterien von E-Autos könnten – wenn sie intelligent vernetzt werden – als Zwischenspeicher von grünem Strom genutzt werden. Doch das sogenannte bidirektionale Laden steht noch am Anfang.Die Wirtschaftsministerin reist diese Woche ins fränkische Alzenau, um sich eine neue Speichertechnologie anzuschauen, die gegenüber konventionellen Batterien Vorteile verspricht. Katherina Reiche besucht in Alzenau das Start-up CMBlu, das die sogenannte Solid-Flow-Batterie entwickelt hat. Das Unternehmen ist nach eigenen Angaben weltweit das einzige, das an dieser speziellen Batterietechnik arbeitet.Ein Batterie-Einhorn aus FrankenMit der bislang letzten Finanzierungsrunde Ende April ist CMBlu zum „Einhorn“ aufgestiegen, wie Start-up-Firmen mit einer Bewertung in Milliardenhöhe genannt werden. Zu den Geldgebern zählt auch der koreanische Samsung-Konzern, einer der weltgrößten Batteriehersteller.„Wir können große Mengen Strom über längere Zeit hinweg ein- und ausspeichern, als das mit Lithium-Ionen-Batterien möglich ist“, verspricht CMBlu-Geschäftsführer Constantin Eis. „Heute sind die Speicher auf zehn Stunden ausgelegt, und wir sehen das Potential für noch deutlich längere Speicherzeiten.“ Lithium-Ionen-Batterien sind dagegen meist nur für zwei bis vier Stunden geeignet. Außerdem kommen die Batterien von CMBlu ohne die kritischen Rohstoffe Lithium, Kobalt und Nickel aus.Erprobung von Solid-Flow-Batterien bei CMBlu in AlzenauCMBlu Energy AGUnd so funktioniert die neue Batterie made in Franken: In zwei großen Tanks wird ein Feststoff in Granulatform gelagert, der als Speichermedium dient. Beim Laden und Entladen der Batterie wird eine wässrige Mineralsalzlösung in einem kontinuierlichen Kreislauf durch einen Energiewandler und die Tanks gepumpt. Beim Laden wird elektrische in chemische Energie umgewandelt und im Granulat gespeichert. Beim Entladen läuft es umgekehrt.Einfach ist der Weg vom Entwicklungslabor in die Praxis nicht. Mercedes will in seinem Werk in Rastatt mithilfe der Solid-Flow-Batterie Solarstrom speichern, der auf den Fabrikdächern erzeugt wird. Aber der vor zwei Jahren angekündigte Bau der Pilotanlage hat sich verzögert. Man habe die Komplexität unterschätzt, räumt CMBlu-Chef Eis ein. Großbatterien für RechenzentrenAuch der Düsseldorfer Energiekonzern Uniper interessiert sich für die ungewöhnliche Speichertechnologie. Uniper will erproben, ob mit ihr wie versprochen auch längere Dunkelflauten überbrückt werden können. Anfang des Jahres schlossen Uniper und CMBlu eine langfristige Kooperationsvereinbarung. Die ersten Solid-Flow-Batterien sollen Ende des Jahres an einem teilweise stillgelegten Kraftwerksstandort von Uniper in Hessen installiert werden, sagt CMBlu-Chef Eis.Er hat eine weitere Anwendung für seine Batterien im Blick. Vor allem in den USA hat der Technologiewettlauf in der Künstlichen Intelligenz zu einem beispiellosen Bauboom riesiger Rechenzentren geführt. Aber die Stromversorgung für die energiehungrigen Monster-Serverfarmen wird zunehmend zum Flaschenhals. „Unsere Langzeitspeicher sind ideal, um die Energieversorgung von Rechenzentren mit grünem Strom abzusichern“, verspricht Eis. Das Interesse von US-Rechenzentrumsbetreibern an der ungewöhnlichen Speichertechnik sei groß.Wie aber kann grüner Strom über Wochen oder sogar Monate hinweg gespeichert werden? Je größer der Anteil der volatilen Wind- und Solarstromerzeugung im Stromnetz ist, umso drängender wird diese Frage. Etwa zweimal im Jahr komme es in Deutschland im Durchschnitt zu Dunkelflauten, mit wenig Wind- und Solarstrom, die drei Tage dauern, zeigt eine neue Auswertung des Energiekonzerns Uniper. Lithium-Ionen-Batterien und auch die Flow-Speicher von CMBlu können so lange Zeiträume nicht überbrücken.„Wir können grünen Strom über Monate speichern“Es gibt jedoch eine Lösung: Der grüne Strom wird mittels sogenannter Elektrolyseure in grünen Wasserstoff umgewandelt, und kann so über lange Zeit und in sehr großen Mengen gespeichert werden. Zum Beispiel in einem Industriegebiet im Osten der niedersächsischen Hafenstadt Emden. Hier baut der Energieversorger EWE für 670 Millionen Euro eine der größten europäischen Wasserstofffabriken.Baustelle der Elektrolyse-Anlage von EWE in EmdenLudwig FreytagDie Anlage mit einer Leistung von 320 Megawatt, die der Münchner Energietechnikkonzern Siemens Energy liefert, soll ab Ende 2027 jährlich rund 26.000 Tonnen grünen Wasserstoff erzeugen. Sie soll immer dann laufen, wenn der Wind im Norden kräftig weht und die vielen Windräder an der Küste und auf dem Meer mehr Strom liefern, als benötigt wird. Und das kommt regelmäßig vor: Rund 40 Prozent aller Stunden im Jahr wird sein Elektrolyseur rechnerisch unter Volllast laufen können, erwartet EWE-Chef Stefan Dohler. „Wir können grünen Strom so über Wochen und Monate speichern, und das in ganz anderen Dimensionen als mit Batterien“, sagt er. EWE rüstet dafür einen unterirdischen Erdgasspeicher auf Wasserstoffbetrieb um, der 70 Gigawattstunden Wasserstoff aufnehmen kann. Zum Vergleich: Alle stationären Batteriespeicher zusammen kommen in Deutschland aktuell lediglich auf 29 Gigawattstunden.Diese Woche hat der EWE-Chef einen ersten Großabnehmer für seinen Wasserstoff von der Nordseeküste gewonnen. Die Salzgitter AG, Deutschlands zweitgrößter Stahlkonzern, wird ab 2030 jährlich 10.000 Tonnen Wasserstoff abnehmen und für die Herstellung von klimaschonendem Stahl nutzen. Noch ist das grüne Gas deutlich teurer als konventioneller „grauer“ Wasserstoff, der aus Erdgas erzeugt wird. Die Hälfte der Investitionen für den Elektrolyseur in Emden stammt aus staatlichen Fördergeldern. Doch in den kommenden Jahren werde grüner Wasserstoff wettbewerbsfähig werden, verspricht Anne-Laure de Chammard, Vorstandsmitglied von Siemens Energy: „Bis Ende des Jahrzehnts sollen die Kosten von grünem Wasserstoff vergleichbar sein mit grauem, das ist unser Ziel,“ sagt die Französin.Viel zu tun also für die Ingenieure und Energiemanager. Es bleibt technisch und wirtschaftlich eine Herausforderung, dass es mal zu viel und mal zu wenig grünen Strom gibt. Aber Beispiele wie die Wasserstofffabrik in Emden, die Solarparks mit eigener Großbatterie von Encavis und die Hitzebatterie von Covestro in Brunsbüttel zeigen auch: Speicher können in Zukunft eine viel größere Rolle bei der Lösung des Problems spielen als heute.