SIEMENS

Was für eine Verschwendung! In Norddeutschland bläst der Wind – und viele Rotoren in den Windparks stehen trotzdem still. „Bis zu 20 Prozent der Zeit müssen die Anlagen an der Nordseeküste abgeschaltet werden, weil sie sonst mehr Strom produzieren, als gerade gebraucht wird“, berichtet Erik Wolf, Technologiestratege für die Division Solar & Hydro des Siemens-Sektors Energy. „Hier zeigt sich eine zentrale Herausforderung der erneuerbaren Energien: Ihre Produktion fluktuiert je nach Wetterlage. Anders als bei konventionellen Kraftwerken orientiert sie sich nicht an der Nachfrage.“ Nach einer Schätzung des Bundesverbandes Windenergie konnte das deutsche Stromnetz im Jahr 2010 rund 150 Gigawattstunden elektrische Energie wegen Überlastung nicht aufnehmen.

So kommt es, dass Windräder bei Sturm stillstehen, während bei Flaute ältere, mit Kohle befeuerte Kraftwerke mit hohen CO₂-Emissionen wieder ans Netz müssen. Dieser Effekt wird umso größer, je höher der Anteil von Wind- und Sonnenstrom in Deutschland ist – immerhin sollen nach den Plänen der Bundesregierung bis 2030 rund die Hälfte und bis 2050 etwa 80 Prozent des Strombedarfs durch erneuerbare Energien gedeckt werden. Ohne große Speicher ist dieses Ziel nicht zu erreichen: Sie müssen überschüssige Energie aufnehmen – etwa bei starkem Wind – und später bei Bedarf wieder ins Netz einspeisen. „Um die künftigen Herausforderungen eines auf erneuerbaren Energien basierenden Energiesystems zu erfüllen, werden wir unterschiedliche Speichertechnologien brauchen, von der Kurzzeitspeicherung im Bereich Sekunden bis Stunden bis zur Langzeitspeicherung für Tage oder Wochen“, sagt Katherina Reiche, Parlamentarische Staatssekretärin im Bundesumweltministerium. Auch andere Länder müssen ihre Stromnetze mit Speichern für die erneuerbaren Energien fit machen: „Wir führen derzeit intensive Gespräche, zum Beispiel in Dänemark und den USA“, berichtet Wolf.

Eine zentrale Rolle bei der Stromspeicherung soll die Elektrolyse spielen: Bei diesem Prozess wird Wasser durch elektrischen Strom in Sauerstoff und Wasserstoff aufgespalten. Bei einem Druck von 200 bar hat das Gas eine ähnliche Energiedichte wie eine Lithium-Ionen-Batterie. Damit lassen sich große Energiemengen speichern, etwa in unterirdischen Kavernen in Salzstöcken, wie sie auch die Gasversorger als Erdgasspeicher nutzen, oder im bestehenden Erdgasnetz, das bis zu fünf Prozent Wasserstoff problemlos aufnehmen kann – rein rechnerisch könnte es 130 Terawattstunden elektrische Energie in Form von Wasserstoff speichern, was fast einem Viertel des deutschen Stromverbrauchs pro Jahr entspricht.

Gas in den Untergrund. Bei Windstille oder bewölktem Himmel kann das Gas dann aus den Kavernen wieder entnommen und zum Beispiel in einer Gas-und-Dampfturbinen-Anlage (GuD) verbrannt werden, die einen elektrischen Generator zur Stromerzeugung antreibt. Noch gibt es zwar keine Turbinen, die mit reinem Wasserstoff betrieben werden können – aber 2014 will Siemens einen ersten Prototypen vorstellen. Zwar geht rund die Hälfte der Windenergie bei der Elektrolyse und der anschließenden Verbrennung in der Turbine verloren, dafür müssen die Windräder aber nicht mehr wegen Überkapazitäten abgeschaltet werden.

Zudem wäre das Problem der fluktuierenden Stromproduktion gelöst: „In Deutschland bräuchten wir je nach künftigem Stromverbrauch maximal 400 Gaskavernenspeicher für Wasserstoff mit einem Volumen von jeweils ungefähr 500.000 Kubikmetern – derzeit gibt es bereits 200 solcher Speicher für Erdgas, die sich ebenfalls nutzen ließen“, sagt Wolf. „Die speicherbare Energiemenge von insgesamt maximal 60 Terawattstunden entspricht etwa zehn Prozent des deutschen Jahresbedarfs und würde auch für die Überbrückung längerer Windflauten oder bei niedriger Produktion von Solarstrom ausreichen.“ Geologisch geeignete Standorte gibt es in Deutschland genug, und zwei kleine Wasserstoff-Kavernen in Großbritannien und den USA beweisen seit Jahren, dass diese Speicher sicher und ausgereift sind. Die Investitionskosten sind mit zehn bis 30 Millionen Euro pro Speicherkaverne durchaus überschaubar – hinzu kommen noch die Investitionen für die Gaskraftwerke, die je nach Leistungsfähigkeit der Anlage zwischen 50 und 700 Millionen Euro liegen.

Die Stromversorger sehen ebenfalls großes Potenzial für die Wasserstoff-Technologie: „Wir wollen den CO₂-Ausstoß der Stromproduktion deutlich reduzieren. Dafür bauen und entwickeln wir neue effiziente Kraftwerkstechnologien und betreiben immer mehr Windparks“, sagt Dr. Sebastian Bohnes aus der Forschungsabteilung von RWE Power. „Windanlagen werden heute vor allem wegen Netzengpässen abgeregelt oder temporär vom Netz genommen. Mit dem anvisierten Ausbau der Erneuerbaren können künftig Überkapazitäten rasant zunehmen. Hier bietet die Elektrolyse eine interessante Möglichkeit, den nicht verwertbaren Strom in Form von Wasserstoff zu speichern.“ Voraussetzung dafür ist, dass die Elektrolyseure, die aus Strom das energiereiche Gas produzieren, schnell auf das schwankende Angebot an elektrischer Leistung reagieren können. Bisher waren die Anlagen mit einer Reaktionszeit von einigen Minuten zu träge.

Flexible Wasserstofffabrik. Forscher von Siemens Corporate Technology haben daher seit einigen Jahren eine alternative Elektrolysetechnologie weiterentwickelt, die wesentlich flexibler ist: In ihrem Elektrolyseur trennt eine protonenleitende Membran (PEM-Membran) die beiden Elektroden, an denen Sauerstoff und Wasserstoff entstehen – im Gegensatz zur konventionellen alkalischen Elektrolyse-Technik. „Unser PEM-Elektrolyseur reagiert hoch dynamisch innerhalb von Millisekunden und kann problemlos einige Zeit das Dreifache seiner Nennleistung verkraften – so kann er selbst bei einem steilen Anstieg der Stromproduktion den Überschuss problemlos verarbeiten“, berichtet Roland Käppner, Leiter der Geschäftseinheit Hydrogen Solutions im Siemens-Sektor Industry.

Die PEM-Technik von Siemens ist inzwischen schon so ausgereift, dass sie von der Forschung in die Anwendung überführt werden kann: Als Nachfolger des Labor-Elektrolyseurs mit zehn Kilowatt Nennleistung baut das Team von Käppner gerade in einem Container eine Anlage mit 0,1 Megawatt Nennleistung und 0,3 MW Spitzenleistung auf, die pro Stunde zwei bis sechs Kilogramm Wasserstoff produzieren kann und noch 2012 einsatzbereit sein soll. „Wir haben die Konstruktion und die gesamte Peripherie wie Regelung und Stromversorgung optimiert“, beschreibt Käppner den Weg vom Labor in die Praxis. „Außerdem arbeiten wir daran, mit innovativen Materialien und Konstruktionen die Kosten erheblich zu senken.“

Noch schlägt die Wasserstoffproduktion per Elektrolyse mit einem fünfstelligen Euro-Betrag pro Kilowatt elektrischer Anschlussleistung zu Buche – mit weiter verbesserten Konstruktionen will Käppner die Kosten bis spätestens 2018 auf unter 1.000 Euro pro Kilowatt verringern. Dann soll die dritte Generation der Siemens-Elektrolyseure bis zu 100 Megawatt Leistung aufnehmen können und überschüssigen Öko-Strom in großen Mengen in Wasserstoff verwandeln. Ein 60- oder 90-MW-Elektrolyseur würde ausreichen, um die Überschussenergie eines großen Windparks aufnehmen zu können.