Süddeutsche Zeitung

Erneuerbare Energien:Windkraft in der Gasleitung

Weil die Leistung erneuerbarer Energiequellen vom Wetter abhängt, werden neue Techniken erprobt, um Strom zu speichern. Synthetisches Erdgas könnte eine Lösung sein. Doch davon profitieren zurzeit ausgerechnet konventionelle Kraftwerke.

Von Christopher Schrader

Umweltschutz ist eben nicht immer appetitlich. In Werlte, einem Ort im Emsland, ist das zum Beispiel nicht der Fall. Die dortige Biogasanlage verarbeitet jährlich 70.000 Tonnen Gülle aus Fleischmastfabriken der Umgebung sowie 40.000 Tonnen Fette und Flotate, eine Art Schaum aus Schlachtabfällen. Mikroorganismen zersetzen das Zeug zu einem energiereichen Gas. Die Anlage mit ihren braunwandigen Tanks und Fermentern, die etwas kleiner auch hinter dem Stall auf einem Bauernhof wummern könnten, liefert Strom, Wärme und Gas für das örtliche Netz. Viel Aufmerksamkeit erregt der Betreiber damit eher nicht.

Der Betrieb nebenan verkörpert schon eher das Image von Umweltschutz mit Hightech. Die glänzenden Edelstahltanks und -rohre gehören zu einer Anlage, die der Autohersteller Audi betreibt: Überschüssiger Ökostrom soll hier in synthetisches Erdgas verwandelt werden, das als Treibstoff für ein neues Mittelklassemodell der Marke Audi wird, heißt es. Hierzu wird erst Wasser per Elektrolyse zu Sauerstoff und Wasserstoff zerlegt und dann mit Kohlendioxid zu Methan verbunden. Dazu liefert die Biogasanlage auf dem Nachbargrundstück sogar noch das Klimagas CO2, das hier als Rohstoff dient und sonst einfach in die Atmosphäre aufgestiegen wäre.

Die Anlage in Werlte kann "zu einem Leuchtturmprojekt für die gesamte Energiewende werden", sagt Reiner Mangold, der das Projekt bei Audi betreut. Auch Umweltminister Peter Altmaier (CDU) und der Chef des Umweltbundesamtes Jochen Flasbarth äußerten sich bei der Eröffnung im Juni ähnlich. Der Gedanke ist in der Tat bestechend: Da Wind- und Sonnenstrom vom Wetter abhängen, kommt es - wenn immer mehr der Anlagen aufgestellt werden - immer mal wieder vor, dass die Anlagen mehr Elektrizität produzieren, als zum selben Zeitpunkt verbraucht wird.

Ließe sich diese Energie für späteren Konsum speichern, müssten die Generatoren und Solarzellen nicht abgeregelt werden. Ihre klimafreundliche Energie wird eben dann genutzt, wenn das Wetter gerade nicht mitspielt - Sonnenstrom in der Nacht und Windstrom bei Flaute. Und wenn die Elektrizität gerade sehr preiswert war oder der Produzent sowieso abgeschaltet worden wäre, schmerzen auch die unvermeidlichen Verluste bei der Verwandlung von Wind in Gas kaum. Das entstehende Methan enthält nur noch ungefähr zwei Drittel der Energie, die im Strom gesteckt hatte.

Furcht vor sibirischen Hochdruckphasen

"Spätestens 2025 werden wir diese Technik im großen Umfang brauchen", sagt Stephan Kohler, Geschäftsführer der halbstaatlichen Deutschen Energieagentur. Experten fürchten nämlich die winterlichen sibirischen Hochdruckphasen mit ihren schwachen Winden, die den Ökostrom für ein oder zwei Wochen knapp werden lassen könnten. Diese Frist müsste ein Energiespeicher überbrücken können, dafür kommt nach heutiger Ansicht eigentlich nur das existierende Erdgasnetz infrage, in das man nach Belieben auch synthetisches Gas pumpen kann.

Vor diesem Hintergrund bauen auch die klassischen Energieversorger ähnliche Anlagen. Eon zum Beispiel hat vor Kurzem in Falkenhagen im Brandenburgischen eine Station in Betrieb genommen und errichtet eine weitere im Hamburger Stadtteil Reitbrook. In viel kleinerem Maßstab hat auch das Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion in Mülheim/Ruhr vor Kurzem eine Solaranlage auf dem Dach angeworfen, die im Gebäude einen Elektrolyseur für die Gaserzeugung versorgt. Die Mühlheimer Forscher haben wissenschaftliche Motive, die Firmen wirtschaftliche, aber in allen drei Fällen wird die gleiche Technik erprobt: Wasser mithilfe des Stroms in Sauerstoff und Wasserstoff zu spalten.

Wie das Methan aus der Audi-Anlage in Werlte kann auch Wasserstoff zum konventionellen Erdgas aus Tiefenbohrungen ins Netz gespeist werden und dort zu Verbrauchern geleitet werden, die damit ihre Häuser heizen, Autos betanken oder auch in einer Phase geringen Angebots wieder Strom erzeugen. Power-to-Gas heißt dieses Speicherkonzept; der Name "Windgas" hat sich bereits eingebürgert.

"Ohne Windgas kann es keine Energieversorgung geben, die zu 100 Prozent auf erneuerbaren Energien basiert", sagt Marcel Keiffenheim von Greenpeace Energy. Nur das Gasnetz biete genügend Speicherkapazität, um längere Phasen abzupuffern, in denen die vom Wetter abhängigen Windräder und Solarzellen zu wenig Strom liefern. "Wenn man das in einigen Jahrzehnten braucht, muss man rechtzeitig beginnen. Man kann nicht erwarten, dass man 2025 anfängt und 2028 fertig ist." Die Kunden seiner Genossenschaft, die sich nach einer Kampagne der Umweltorganisation gegründet hat, zahlen daher freiwillig einen Aufschlag, um die Windgastechnik voranzubringen.

Bei den technisch sinnvoll erscheinenden Vorhaben bleibt allerdings eine wichtige Frage offen: Gibt es eigentlich genug Überschüsse auf dem Strommarkt, um die neuen Anlagen wirtschaftlich zu betreiben? Das ist zurzeit eher fraglich, denn die Kalkulationen der Anlagen sehen vor, dass sie etwa die Hälfte der Zeit laufen, also 4000 bis 4500 Stunden im Jahr. Überschüsse gibt es aber vielleicht halb so viele, wobei die Definition von Überschuss entscheidend ist.

Wie Goethes Zauberlehrling

Johannes Mayer vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme in Freiburg definiert Überschüsse anhand des Preises, der an der Strombörse in Leipzig für Elektrizität festgelegt wird. Dabei geht es um den Preis einer Kilowattstunde Strom, die zu einer bestimmten Stunde am jeweils folgenden Tag zu liefern ist. Dabei kann es zu ökonomisch absurd klingenden Konstellationen kommen: Im Jahr 2012 gab es insgesamt 49 Stunden lang negative Preise, hat Mayer herausgefunden.

Das heißt im Prinzip: Kunden bekamen in diesen Zeiträumen sogar Geld dafür, wenn sie Strom verbrauchten. Es war besonders an Wochenenden mehr Elektrizität auf dem Markt als nachgefragt wurde. In weiteren 1390 Stunden der ersten Hälfte dieses Jahres wurde die Kilowattstunde an der Strombörse mit weniger als drei Cent pro Kilowattstunde gehandelt (Privatverbraucher bezahlen in der Regel deutlich mehr als 20 Cent).

In solchen Phasen ist die Stromerzeugung mit klassischen Kraftwerken ökonomisch unrentabel, denn die Brennstoffe sind teurer als die Einnahmen für den Strom. Drei Cent, das ist der durchschnittliche Schwellenwert, sagt Reiner Mangold von Audi, bei dessen Unterschreitung ein wirtschaftlicher Betrieb der Versuchsanlage in Werlte möglich ist. Hinzu kämen noch Zeiten, in denen eine Überproduktion verschiedener Erzeuger die Stabilität des Stromnetzes gefährdet. "Dann erhalten wir vom zuständigen Netzbetreiber das Signal, die Anlage hochzufahren und den momentanen Stromüberschuss in Form von synthetischem Erdgas speicherbar zu machen."

Diese Überschüsse aus konventionellen Kraftwerken nehmen der Analyse des Fraunhofer-Forschers Mayer zufolge derzeit deutlich zu. Im ersten Halbjahr des Jahres 2013 wurden bereits drei Viertel aller Überschüsse produziert, die 2012 registriert wurden; in 36 Stunden an elf Tagen herrschten zum Beispiel negative Preise. Sie entstanden aber nicht dadurch, dass die Windräder, Solarzellen und andere erneuerbare Quellen übermäßig Strom erzeugt hätten.

Erneuerbare haben einen gesetzlich fixierten Vorrang bei der Einspeisung, ihre Produktion kann also per Definition nicht überschüssig sein (außer sie produzieren allein schon mehr Elektrizität als nachgefragt wird). Vielmehr konnten oder wollten die Betreiber von Braunkohlekraftwerken und Atommeilern ihre Anlagen nicht abschalten, da diese nicht flexibel genug sind, um auf ein kurzzeitiges Überangebot zu reagieren. Zudem sind die konventionellen Anlagen oft über langfristige Lieferverträge abgesichert und können überschüssigen Strom im Ausland gewinnbringend vermarkten.

"Mit einer größeren Flexibilität im Kraftwerkspark, wie sie zum Beispiel Gaskraftwerke aufweisen, würde es sehr viel weniger dieser sogenannten Überschüsse und kaum noch Stunden mit negativen Preisen geben", sagt Mayer. Es ist also fraglich, ob die Versuchsanlagen von Audi in Werlte oder Eon in Brandenburg wirklich überschüssigen Ökostrom in Gas verwandeln, sobald an den Strommärkten ein rechnerisches Überangebot entsteht. Auch wenn dies nicht der Fall ist, fließt ohnehin mehrheitlich Elektrizität aus konventionellen Kraftwerken in die Elektrolyseure, bis diese ihre 4500-Stunden-Auslastung erreicht haben. Diese physikalische Realität können die Betreiber ausgleichen, indem sie Ökostromzertifikate kaufen, was etliche tatsächlich diskutieren oder planen.

Auch schmutziger Strom bekommt ein umweltfreundliches Image

Diese Umstände lassen Michael Sterner von der Hochschule Regensburg nun mit dem Power-to-Gas-Konzept hadern, das er lange Zeit propagiert und salonfähig gemacht hat. Überschüsse werde es noch viele Jahre lang allein wegen des fehlenden Netzausbaus und der Fehlsteuerungen auf dem Strommarkt geben, sagt er. "Solange die Technik vom Strompreis und nicht vom Speicherbedarf im Netz getrieben wird, ist das noch kein Windgas, sondern vorwiegend Kohle- oder Atomgas." Der Strom der billigsten und oft schmutzigsten Kraftwerke werde auf dem Umweg über die Gaserzeugung veredelt und bekomme ein umweltfreundliches Image.

Sterner fühlt sich bereits wie Goethes Zauberlehrling, der "die Geister, die ich rief", nicht mehr aufhalten kann. Denn wenn immer mehr Anlagen wie in Falkenberg, Reitbrook oder Werlte gebaut werden und die Gaserzeugung vor allem zum Geschäft wird, sinkt auch der Druck auf die konventionellen Kraftwerke, sich mit größerer Flexibilität auf die Realitäten der Energiewende einzustellen. Das würde die nukleare und fossile Energie verstetigen, statt sie zu ersetzen, fürchtet Sterner, und der Power-to-Gas-Technik die Akzeptanz rauben.

Die Gefahr, tatsächlich Braunkohlestrom im Gasnetz zu speichern, sieht auch Marcel Keiffenheim von Greenpeace Energy. Seine Genossenschaft will das verhindern, indem sie die Elektrolyse-Anlagen auf Rat von Sterner dezentral aufstellt, direkt neben Windparks und Solarfarmen. Dann fließen dort alle Überschüsse, die sich nicht vermarkten oder einspeisen lassen, direkt in die Wasserstoffproduktion und das damit erzeugte Gas durch eine kurze Stichleitung ins nationale Netz. Das erlaubt es den Betreibern solcher Anlagen, ihre Generatoren zwischenzeitlich komplett vom Netz zu trennen, ohne sie abzuschalten - und dafür Prämien zu kassieren, wenn es wirklich ein Überangebot gibt.

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Quelle:
SZ vom 23.09.2013/mcs
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