Auf Bausteinsuche im Speicherpuzzle

Technik

Wasserkraft - Die Zeit drängt: Ab 2050 müssen enorme Mengen Wind- und Solarstrom in Speichern zwischengelagert werden. Steht die Pumpspeichertechnik vor einer Boomphase?

02. März 2012

Seit Ende November 2011 läuft das Pumpspeicherkraftwerk Geesthacht wieder im Volllastbetrieb. Zehn Jahre lang wurde die Anlage nur eingeschränkt betrieben, hieß es in einer Mitteilung des Betreibers Vattenfall; Grund für die Änderung war demnach der gestiegene Bedarf an kurzfristigen Stromspeicherkapazitäten durch den Ausbau der erneuerbaren Energien. Bedingt die Energiewende einen massiven Ausbau der Energieerzeugung aus Wasserkraft, insbesondere der Pumpspeicheranlagen? Sollten Energieversorger und Investoren den Bau von Wasserkraftwerken vorantreiben, statt in große Wind- und Solarparks zu investieren?

Auslastung angestiegen

Die 2010 im Auftrag des Bundesumweltministeriums erstellte sogenannte Leitstudie 2010 geht davon aus, dass 2050 mehr als 80% des Stroms in Deutschland aus erneuerbaren Energien stammt. Geht der Ausbau der Wind- und Solarparks wie bisher mit einem rasanten Tempo weiter, wird diese Marke voraussichtlich sogar noch früher erreicht. Die Zeit drängt also. Eins steht bereits jetzt fest: Die Pumpspeichertechnik wird künftig verstärkt im Einsatz sein.

»Die Auslastung unserer bestehenden Pumpspeicheranlagen ist bereits kontinuierlich gestiegen«, sagt Julia Liebich vom Schluchseewerk in Laufenburg in Baden-Württemberg. Grund sind die wetter- und tageszeitbedingten Schwankungen in der Stromproduktion der Wind- und Photovoltaikanlagen.

Die eingespeisten Strommengen sind höchst volatil und nur bedingt prognostizierbar. In Deutschland ist das immer noch ein ungewohntes Phänomen, auch wenn die Inbetriebnahme der ersten Windräder und PV-Anlagen rund 20 Jahre zurückliegt.

2019 soll das bislang größte Pumpspeicherwerk Deutschlands in Atorf im Schwarzwald ans Netz gehen. Über 1,4Mrd.€ wird das Schluchseewerk nach eigenen Angaben in das Vorhaben investieren. Das Unternehmen ist eine Tochter von RWE und EnBW. Für den Betreiber ist die neue Anlage aber nicht automatisch eine bequeme Art des Geldverdienens, nur weil der Bedarf nach Speicherkapazitäten steigt. »Eine Gelddruckmaschine ist das nicht«, sagt Julia Liebich. Die Unsicherheiten sind größer als früher. Die teilweise sehr kurzen Zeitabstände zwischen den Höchst- und Tiefstständen für Strom am Spotmarkt erschweren den Betrieb und belasten die Rentabilität der Anlage.

kurzzeitig dreimal stündlich

Früher wussten die Betreiber genau im Voraus, wann die Anlagen gebraucht wurden: Morgens und dann während der Mittagszeit, wenn in vielen Privathaushalten gekocht wird. Dieses Szenario wird künftig immer seltener eintreten, heißt es bei der Energieagentur NRW. In Zukunft seien vor allem Regel- und Nachregelleistung gefragt. Denkbar ist, dass die Anlagen dreimal stündlich kurzzeitig in Betrieb sind.

Ob und was dabei zu verdienen ist, steht bislang nicht fest.

Es fehlt hier jegliche Erfahrung mit dem Betrieb von Pumpspeichern in einer zunehmend dezentralen Kraftwerksstruktur - mit einem Ökostromanteil von rund einem Drittel und mehr bezogen auf die produzierte Strommenge insgesamt. Zudem könnten die Genehmigungsverfahren für den Bau eines neuen, großen Pumpspeichers unter Umständen weit mehr als zehn Jahre dauern, so die Energieagentur. Hinzu kommt ein weiteres, strukturelles Hemmnis: Fachleute streiten, ob die topographischen Gegebenheiten in Deutschland überhaupt den Bau neuer Pumpspeicher zulassen.

»Es braucht für ein Pumpspeicherkraftwerk Fallhöhen ab 100 Meter aufwärts, mehr ist nicht erforderlich«, sagt Eberhard Göde, Professor für Maschinentechnik in der Wasserkraft an der Universität Stuttgart. »Je größer die Höhe, desto kleiner das Kraftwerk bei gleicher Leistung. In Thüringen beispielsweise sind auch 400 Meter Fallhöhe möglich«, so Göde. Seiner Ansicht nach ist das Potenzial für Pumpspeicher bundesweit noch nicht ausgeschöpft.

Das technisch nutzbare Wasserkraftpotenzial beträgt Schätzungen zufolge rund 25,5TWh pro Jahr. Tatsächlich genutzt wurden 2003 aber nur etwa 18,7TWh. Viel geändert hat sich daran in den zurückliegenden knapp zehn Jahren nicht. Noch nicht. 2003 war die Energiewende weit weg. 2012 ist der Druck deutlich größer. Dato wird viel überschüssiger Strom aus Deutschland in die Schweiz und Österreich transferiert und dort in Wasserkraft gespeichert. Das kostet ein Vermögen, sofern Stromangebot und Nachfrage nicht übereinstimmen. »Deutschland hat es bislang versäumt, beizeiten in den Speicherbau zu investieren.« Das räche sich jetzt, sagt Göde. »Wir haben einen Zustand der zwei Geschwindigkeiten: Hier der schnelle Ausbau der erneuerbaren Energien, dort der sehr zögerliche Bau von Speicherkapazitäten.«

Unter Tage?

2018 wird das letzte Steinkohlebergwerk im Bundesgebiet den Betrieb einstellen. Fallhöhe gibt es dort reichlich: In der Schachtanlage Auguste Viktoria in Marl etwa könnte das Wasser rund 1.200m tief fallen. Im Ruhrgebiet prüfen Wissenschaftler der Universitäten Bochum und Duisburg-Essen zurzeit, in welchem Umfang sich die bestehenden Schachtanlagen für den Betrieb von Pumpspeichern eignen.

Die letzten verbliebenen aktiven Schachtanlagen im Ruhrgebiet werden von der RAG Aktiengesellschaft in Essen betrieben. Dort begrüßt man den Plan, die Anlagen später einer neuen Nutzung zuzuführen. Das Unternehmen betätigt sich bereits seit mehreren Jahren als Investor für eine nachhaltige Energieversorgung, sagt Walter Eilert, der Leiter der RAG-Geschäftssparte Erneuerbare Energien. »Die Untersuchungen dauern schätzungsweise rund 18 Monate, dann wissen wir mehr.«

Das Vorhaben ist Neuland für alle Beteiligten. »Meines Wissens wurde ein derartiges Projekt bislang weltweit nicht realisiert.« Die Risiken sind erheblich: die spezifischen Bedingungen unter Tage sind extrem. Hohe Temperaturen und Luftfeuchtigkeit sind eine Herausforderung für Mensch und Material, ständig besteht Explosionsgefahr durch sogenannte Schlagwetter. Zudem seien die großen Fallhöhen eine wasserbautechnische Herausforderung, sagt André Niemann, Professor für Wasserbau an der Universität Duisburg-Essen. »Das muss insbesondere unter Tage strömungsverträglich organisiert werden.

Das heißt, die Einströmmengen müssen so dimensioniert sein, dass keine Schäden entstehen.«

Um den Strömungsvorgang steuern und kontrollieren zu können, müssen die vorhandenen Ausbaustrecken zunächst ertüchtig werden. Zudem sollten optimale atmosphärische Bedingungen gewährleistet sein. In einem ersten Schritt könnte voraussichtlich als Pilotanlage eine sogenannte geschlossene Anlage entstehen, so Niemann. Dabei zirkuliert das Wasser in Rohrleitungen ohne direkten Kontakt zum Gestein.

Holger Dirks

Nach Angaben der Bundesnetzagentur (BnetzA) beträgt die verfügbare Stromspeicherkapazität deutschlandweit rund 40GWh. Zum Vergleich: Im Mai 2011 verbrauchten Privathaushalte und Gewerbebetriebe landesweit im Durchschnitt etwa 1.440GWh pro Tag. »Daher wäre es nicht seriös, wenn die Lösung der Probleme der Energiezukunft alleine unter Speichergesichtspunkten diskutiert würde«, heißt es in einem Bericht der BNetzA. Die Übertragungsnetzbetreiber Tennet, Amprion, 50Hertz und EnBW Transportnetze gehen in ihrem Szenariorahmen für den Netzausbau davon aus, dass sich bis 2022 die Speicherkapazität auf bis zu 60GWh erhöht.

Erschienen in Ausgabe: 02/2012