Hilfe für überlastete Stromnetze

Mächtige Stromspeicher sollen künftig in den USA eine wichtige Rolle bei der Energieversorgung spielen. Die Industrieforschungseinrichtung "Electric Power Research Institute" geht davon aus, dass nur mit dieser Technik eine weit verbreitete Verwendung erneuerbarer Energien möglich ist. Gleichzeitig könnte sie dafür sorgen, dass das notorisch unzuverlässige nordamerikanische Stromnetz besser geschützt und effizienter gestaltet werden kann.

Denn das Stromnetz selbst kann keine Energie speichern. Deshalb muss in jedem Augenblick so viel Strom produziert werden, wie gerade verbraucht wird. Selbst mit berechenbaren Kohle-, Gas- oder Kernkraftwerken ist es nicht leicht, die Nachfrageschwankungen auszugleichen. „Kosteneffiziente Energiespeicher könnten erheblich dazu beitragen, regenerative Energien in den Markt zu bringen. Damit könnte man Stromeinspeisung und Nachfrage glätten und temporäre Unterschiede ausgleichen“, sagt Michael Knoll vom Institut für Zukunftsstudien und Technologiebewertung (IZT) in Berlin.

Hierzulande nutzen die Stromkonzerne für den Ausgleich in der Regel Pumpspeicherkraftwerke. Die speichern potenzielle Energie, indem sie Wasser elektrisch in größere Höhen pumpen, wenn Strom im Überfluss vorhanden ist. Derzeit können die deutschen Energieversorger auf rund 40 Pumpspeicher zurückgreifen, die bei Bedarf rund 5500 Megawatt ins Netz einspeisen. Doch die Technologie ist weitgehend ausgereizt – auch weil es an zusätzlichen Standorten mit passendem Höhengefälle mangelt.

Für Abhilfe sollen unter anderem Batterien sorgen: Von VRB Power Systems aus dem kanadischen Vancouver kommt die sogenannte Vanadium-Redox-Batterie. Hier ist der Elektrolyt nicht in der Zelle eingeschlossen, sondern wird aus separaten Tanks nach Bedarf zugeführt. Beim Laden wird der vanadiumhaltige Elektrolyt durch die Reaktionszelle der Batterie gepumpt, unter Stromzufuhr in einen Zustand mit höherem Energiegehalt umgewandelt und danach in den Tanks gelagert. Wird der Strom gebraucht, fließt der Elektrolyt durch die Reaktionszelle zurück und gibt seine Energie wieder ab. Der Stromgigant American Electric Power (AEP) mit Sitz in Ohio glaubt, dass die Technologie für die Speichersysteme im Netz inzwischen kommerziell einsatzbereit ist. Im September 2006 bestellte AEP daraufhin die ersten drei solcher Batteriesysteme, die mehrere Megawattstunden speichern können – bis 2010 will man insgesamt 25 Megawattstunden und bis 2020 gar eine Gigawattstunde erreichen.

Als zweite Alternative kommen so genannte Natrium-Schwefel-Akkumulatoren infrage: In Japan arbeitet man bereits seit Anfang der Neunzigerjahre im unteren Megawattbereich mit solchen Systemen. Hersteller ist der Anbieter NGK Insulators aus dem japanischen Nagoya. AEP und andere US-Stromerzeuger ließen sich von Wirtschaftlichkeit und Verlässlichkeit der Technologie mit einer Demonstrationsanlage überzeugen, die im Juni 2006 in Charleston, West Virginia, ans Netz ging. In der Stadt kam es in den extremen Sommer- und Wintermonaten immer wieder zu einer Überlastung von Transformatoren in einzelnen Umspannwerken – Ergebnis waren geplante wie ungeplante Stromausfälle. Es hätte bis zu drei Jahre gedauert, um die Umspannwerke für mehr Leistung aufzurüsten. Stattdessen installierte AEP in nur neun Monaten das Batteriesystem, das immer dann aufgeladen wird, wenn die Stromnachfrage gering ist. Wird die Energie in Spitzenlastzeiten gebraucht, kann der Akku bis zu 1,2 Megawatt liefern – sieben Stunden lang.

Zwei der neuen AEP-Stromspeicher sind etwas größer – sie stellen zwei Megawatt über sieben Stunden bereit. Sie sollen ähnlich wie in Charleston als schnelle Lösung in Regionen eingesetzt werden, in denen es in der Vergangenheit zu Versorgungsproblemen kam. Eine Batterie kommt nach Milton in West Virginia, um Kunden zu versorgen, die nur durch eine schwache Stromleitung angebunden sind. "Wenn es hier zu einer Überlastung kommt, übernimmt die Batterie so viele Kunden wie möglich und gibt ihnen weiterhin Strom. Sie werden gar nicht mitbekommen, dass es eigentlich zu einem Stromausfall kam", sagt Nourai. Die Verwaltung von AEP wird das freuen: Der Stromspeicher sorgt dafür, dass in Milton in den nächsten fünf bis sechs Jahren weder ein neues Umspannwerk noch eine teure zusätzliche Hochspannungsleitung gebaut werden muss.

Wenn sich AEP dann entscheidet, seine Transformatoren zu erweitern oder eine neue Anbindung fertigzustellen (was durchaus fünf bis sechs Jahre dauern kann), lässt sich die Batterie einfach an einen anderen Ort verlegen, wo sie gebraucht wird. "Man kann das System mit einem Stapler anheben und auf einem Tieflader transportieren", erläutert Nourai. Es dauere keine Woche, bis das System dann an einem neuen Ort einsatzbereit sei.

Der Fachautor Richard Baxter, der im Oktober einer New Yorker Konferenz zum Thema Investitionen in ein Stromspeichernetz vorsaß, hält die AEP-Projekte für einen "guten Lackmus-Test" für die Industrie. Stromspeichertechnologien entwickelten sich zu einem kommerziell nutzbaren Produkt. Und der Markt zieht noch weitere, neue Batteriehersteller an. Dazu gehört etwa Firefly Energy aus Illinois, wo man Nanostruktur-Elektroden mit besonders großer Oberfläche verwendet, um die angestaubte Bleiakku-Technik wiederzubeleben. Auch der Lithium-Ionen-Batterieentwickler Altair Nanotechnologies aus Nevada drängt in den Sektor. Im Juni entschied sich der multinationale Stromkonzern AES zum Kauf einer nicht näher genannten Anzahl von Altair-Batterien – ein Prototyp mit einem Megawatt Leistung und einer Laufzeit von zunächst 15 Minuten soll noch Ende 2007 bereit sein.

Bei AEP denkt man unterdessen über eine weitere, noch bedeutungsvollere Nutzungsmöglichkeit nach: Die Technologie soll als Zwischenelement für erneuerbare Energiequellen wie Wind und Wasser dienen, um aus diesen vergleichsweise inkonsistenten Stromerzeugungsmethoden eine immer gleiche Last beziehen zu können. Getestet werden soll das an einem dritten 2-Megawatt-Batteriesystem, das an einer Gruppe von Windturbinen hängt – wo in den USA das sein wird, steht noch nicht fest. Laut AEP-Fachmann Nourai ist das Ziel bei dem Projekt, zu lernen, ob Batterien sich tatsächlich zum Ausgleich von Kurzzeit-Fluktuationen im Output der Windräder eignen. Sollte das funktionieren, wären die Energieversorger vermutlich in der Lage, größere Mengen an Windenergie in ihre Netze einzuspeisen.

Gleichzeitig will AEP auch herausfinden, ob sich so mehr Wirtschaftlichkeit aus der umweltfreundlichen Quelle holen lässt. Das ginge auf mindestens zwei Wegen: Windenergie, die in der Nacht produziert wird, könnte zur Auslieferung in Spitzenlastzeiten am Tage vorgehalten werden – dann sind die Preise auch die höchsten. Und wäre der Strom aus den Windfarmen etwas vorhersehbarer, wäre er auch profitabler: Derzeit muss in den USA auch ein Windstromerzeuger mit seinem Stromvertreiber einen Vertrag schließen, in dem steht, welche Energiemenge zu welchem Zeitpunkt geliefert werden muss. Funktioniert das dann nicht, drohen in einigen Märkten Strafen – dabei kann der Lieferant ja nichts dafür, wenn der Wind weniger stark bläst als erwartet. Systeme, die nur einen Bruchteil des Energie-Outputs zwischenspeichern, wenn es ordentlich windet, würden das Risiko wohl deutlich reduzieren.

In Japan wird dies bereits getestet – laut Nourai installiert man dort bereits Speichertechnologien, um Windkraft verlässlicher und profitabler zu machen. Die Regierung subventioniert und gibt Anreize – ein Drittel der Kosten wird übernommen. Gleichzeitig lassen sich so die in Japan großen Preisunterschiede zwischen Nacht- und Tagstrom optimaler nutzen. Beim Lieferanten NGK, der derzeit rund 90 Megawatt an Stromspeichersystemen auf Natrium-Schwefel-Batteriebasis im Jahr produziert, plant man laut Nourai eine zweite Fabrik, um der Nachfrage folgen zu können. In Europa könnte sich die Technik bereits jetzt lohnen – laut einer Studie der irischen Agentur für erneuerbare Energie wäre sie profitabel.

In den USA ist man da allerdings skeptischer. Das "Electric Power Research Institute" hat berechnet, dass der Preis zunächst unter 150 Dollar pro Kilowattstunde sinken müsse, um ein solches "Time Shifting" wirtschaftlich zu machen. Aktuell sind die Kosten der NGK-Technik jedoch bei 300 bis 500 Dollar angelangt, schätzt die Forschungseinrichtung der Stromindustrie. Dieser Preisunterschied sorgt auch dafür, dass das Interesse an Solarwärme-Kraftwerken in den USA steigt, die erneuerbare Energie in Form von Hitze speichern. Das ist technisch einfacher als der Bau großer Akkus. (bsc)