SIEMENS

Der Wind weht, wie und wann er will – und richtet sich dabei am allerwenigsten nach den Bedürfnissen des Menschen. Das hat großen Einfluss auf unsere Stromversorgung, zu der die Windenergie einen immer größeren Beitrag leisten wird: Ihr Anteil am Bruttostromverbrauch lag in Deutschland 2007 bei 6,4 % (39,7 TWh) und könnte nach einer Prognose des Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE) im Jahr 2020 bereits bei 25 % liegen (149 TWh). Dann sollen in Deutschland Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 55 GW installiert sein – Ende 2007 waren es 22 GW. Schon heute sind hierzulande rund 20 % der gesamten weltweiten Windleistung installiert, wobei Deutschland kürzlich von den USA auf Platz zwei verdrängt wurde.
Für den Klimaschutz eine erfreuliche Entwicklung, die allerdings ein Problem aufwirft: Die Produktion von Windstrom und die Nachfrage der Verbraucher sind nicht unbedingt synchron. So drehen sich die Windräder nachts in der Regel besonders schnell – aber gerade dann ist der Strombedarf am geringsten. Herkömmliche Kraftwerke lassen sich an den aktuellen Verbrauch anpassen, indem die Betreiber einfach mehr oder weniger Brennstoff verfeuern. Bei fluktuierenden Quellen ist das aber nur eingeschränkt möglich – und dazu zählt die Windkraft ebenso wie die Photovoltaik, die laut BEE im Jahr 2020 auf einen Anteil von 7 % am deutschen Bruttostromverbrauch kommen wird.
Es gilt also, den zu viel produzierten Strom zwischenzuspeichern und bei Bedarf wieder einzuspeisen. Das Stromnetz selbst kann diese Speicherfunktion nicht übernehmen, denn es ist ein fein ausbalanciertes System: Angebot und Nachfrage müssen sich stets genau die Waage halten. Andernfalls weicht die Frequenz der Wechselspannung von den vorgegebenen 50 Hz ab – bei zu hoher Nachfrage sinkt sie, bei einem Überangebot wird sie zu groß. Beides muss vermieden werden, weil sonst Schäden bei den angeschlossenen Verbrauchern – z.B. Motoren, elektrischen Uhren oder Computern – und in den Generatoren drohen. Aus diesem Grund gehen Kraftwerke automatisch vom Netz, sobald die Frequenz wegen Überlastung unter 47,5 Hz sinkt.
Auch ein Überangebot ist problematisch: Nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) müssen die deutschen Netzbetreiber Strom aus erneuerbaren Quellen bevorzugt einspeisen. Bei großem Angebot von Windstrom führt das dazu, dass konventionelle Kraftwerke heruntergefahren werden müssen – vor allem Gas- und Steinkohlekraftwerke, die für die Mittellast zuständig sind, also periodische Schwankungen des Verbrauchs abdecken. Die Kraftwerke für die Grundlast (hauptsächlich Kernkraft und Braunkohle) können nicht so einfach an- und abgeschaltet werden, weil damit ein großer Aufwand und hohe Kosten verbunden sind.
Das führt zu teilweise bizarren Konsequenzen: Bei starkem Wind muss die überschüssige Energie an der Leipziger Strombörse EEX zu Schleuderpreisen losgeschlagen werden. Es kann sogar vorkommen, dass dabei negative Preise auftreten: Der Strompreis fällt unter Null – so geschehen etwa am 3. Mai 2009, als 1 MWh kurzfristig minus 152 € "kostete". Das bedeutet, dass der Betreiber eines konventionellen Kraftwerkes lieber für die Abnahme des Stroms bezahlt hat, als seine Anlage zeitweise herunterzufahren.

Speichern mit Wasserkraft. Am elegantesten wäre es natürlich, den überschüssigen Strom zwischenzuspeichern und bei flauem Wind und bewölktem Himmel wieder ins Netz einzuspeisen. Eine bewährte Speichertechnik sind Pumpspeicherkraftwerke: Sie pumpen mit Hilfe elektrischer Energie Wasser in ein hoch gelegenes Oberbecken, wenn gerade wenig Nachfrage nach Strom herrscht. Steigt der Bedarf, lassen die Betreiber es wieder zurück ins Unterbecken fließen und erzeugen dabei mithilfe von Wasserturbinen Strom. Die Idee ist genial einfach und effizient: Pumpspeicherkraftwerke erreichen einen Wirkungsgrad von etwa 80 % – das ist das Verhältnis der von ihnen gelieferten elektrischen Energie zur zuvor beim Hochpumpen eingesetzten Energie. Außerdem sind sie der einzige derzeit verfügbare Speichertyp, der bis in den Gigawatt-Bereich Leistung über mehrere Stunden abgeben kann. Kein Wunder also, dass mehr als 99 % der weltweit eingesetzten Energiespeicher nach dieser Methode arbeiten.
Das größte deutsche Pumpspeicherkraftwerk im thüringischen Goldisthal hat eine Leistung von 1 060 MW und könnte im Extremfall ganz Thüringen acht Stunden lang mit Strom versorgen. Insgesamt 33 dieser Speicher sind in Deutschland im Betrieb, mit einer Gesamtleistung von 6 700 MW und einer Kapazität von 40 GWh. Sie liefern jedes Jahr etwa 7 500 GWh Regelenergie und gleichen so die steigende Nachfrage nach Strom zu bestimmten Zeiten aus – wenn etwa abends in ganz Deutschland die elektrischen Herdplatten eingeschaltet werden. Die Energiereserven von Pumpspeicherkraftwerken können innerhalb von Minuten abgerufen werden.
In Deutschland ist es jedoch schwierig, neue Pumpspeicherkraftwerke in größerer Zahl zu bauen – dazu fehlen die geeigneten Standorte, zudem führen derlei Projekte stets zu Protesten von Naturschützern. Allerdings kooperieren die deutschen Energieversorger mit den Nachbarländern: So nutzt EnBW nicht nur Pumpspeicherkraftwerke im Schwarzwald und auf der Schwäbischen Alb, sondern auch im österreichischen Vorarlberg. Auch Norwegen, das traditionell stark auf Wasserkraft setzt, möchte sich anderen Ländern als Standort für die Stromspeicherung empfehlen. Das setzt aber erhebliche Investitionen voraus: Es reicht nämlich nicht, einfach ein einziges langes Kabel nach Norwegen zu legen – auch die Netze in, vor und nach der Grenze müssen erweitert werden, damit es nicht zu Engpässen bei der Übertragungskapazität kommt. "Grund dafür ist, dass der Strom den Weg des geringsten Widerstands sucht und bei Engpässen andere Wege geht", erläutert Dirk Ommeln von der EnBW Energie Baden-Württemberg AG in Karlsruhe.