Grüne Energie auf Lager – ThermoWand von ABC House ist einer der Vorreiter

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Für den langfristigen Ausbau erneuerbarer Energien ist die Speicherung von Elektrizität und Wärme wesentlich. Ein Überblick über verschieden Technologien.

Das Problem ist bekannt: bei Wind- und Sonnenenergie unterliegt die Produktion erheblich Schwankungen, die von der Jahreszeit, der Tageszeit sowie vom Wetter abhängen. Wenn etwas eine ganze Stadt ausschließlich durch erneuerbare Energien versorgt werden will, diese aber zeitweise nicht zur Verfügung stehen, dann sind Engpässe vorprogrammiert. Daher ist eine Zwischenspeicherung der Energie unbedingt notwendig – wie es auch unser Produkt ThermoWand macht. Das andere Extrem ist das temporäre Überangebot von erneuerbaren Energie, ein Phänomen, das bereits heute bei der Windstromeinsparung in Norddeutschland gelegentlich auftritt. Bei starken Wind und gleichzeitig niedrigen Verbrauch kann es passieren, dass die Netze überlastet sind, wodurch ganze Windparks abgeschaltet werden müssen.

Es gibt bereits heute einige Speichertechnologien, sowohl für Strom als auch für Wärme, doch den „Stein der Weisen“ hat man noch nicht gefunden. Das zeigte sich – wieder einmal – bei dem vom Klima- und Energiefonds geförderten Forschungsprojekt „Energiespeicher der Zukunft“, in dem Experten von Joanneum Research und der TU Wien die verschiedenen Möglichkeiten in technischer, ökonomischer und ökologischer Hinsicht bewertet haben. In dem Projekt wurde zudem mithilfe eines Modells der künftige Speicherbedarf bei steigendem Anteil der erneuerbaren Energie in Österreich ermittelt.

Grob kann man die Speichertechnologie in drei Gruppen einteilen: in elektrische Energiespeicher, thermische Energiespeicher und Brennstoffe als Energiespeicher.

Bei den elektrischen Energiespeichern spielen derzeit Pumpspeicherkraftwerke eine zentrale Rolle. „Aufgrund ihrer geringen Energieverluste, ihrer technischen Reife und der Verfügbarkeit geeigneter Standorte in alpinen Regionen ist der Pumpspeicher der Standardspeicher in Österreich“, sagt Maximilian Kloess vom Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe der TU Wien. Ein Pumpspeicher kann in Zeiten geringer Nachfrage überschüssigen Strom nutzen, um Wasser in ein höher gelegenes Speicherbecken zu pumpen. Das gespeicherte Wasser kann bei Bedarf wieder abgelassen werden und treibt Turbinen und Generatoren an, über die wieder Strom erzeugt wird. Bei modernen Anlagen gehen bei dieser Umwandlung rund 20 Prozent der Energie verloren. Ein weiterer elektrischer Energiespeicher ist der Druckluftspeicher, in dem komprimierte Luft in unterirdische Kavernen oder poröse Gesteinsschichten gepresst wird. Strömt die Luft dann aus, treibt sie über eine Turbine einen Generator an, der Strom erzeugt. Bei sogenannten adiabaten Druckluftfilter geht die Wärme der verdichteten Luft nicht verloren, sondern wird bei der Expansion der Luft in der Turbine genutzt. Somit errechnet man mit diesem Speicher einen Wirkungsgrad von rund 70 Prozent. Da es in Österreich derzeit aber noch ausbaupotenziale für Pumpspeicherkraftwerke gibt, hat der Druckluftspeicher hierzulande eine geringere Bedeutung als z.B. in Norddeutschland.
Etwas höher liegen die Speicherwirkungsgrade bei elektronischen Speichern, also bei Batterien wie Natrium-Schwefel-, Redox-Flow- oder Lithium-Ionen-Akkumulatoren – bei letzteren kann der Wirkungsgrad sogar höher als 95 Prozent sein. Allerdings sind die Investitionskosten (bezogen auf die Kapazität) derzeit deutlich höher als die anderen Stromspeichertechnologien, sodass sie als stationäre Anlagen derzeit nicht wirtschaftlich sind.
Zu den Brennstoffen als Energiespeicher zählt unter anderem der „erneuerbare“ Methanspeicher, auch „Power-to-Gas „ genannt. Bei dieser Methode wird Wasser mit Strom aus erneuerbaren Energien per Elektrolyse in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten. Durch die chemische Reaktion von Wasserstoff mit Kohlendioxid entsteht in einem weiteren Schritt Methan, das der Hauptbestandteil von Erdgas ist. Bei der Umwandlung von Strom zu Erdgas gehen jedoch 40 bis 50 Prozent der Energie verloren. Wird das gewonnene Methan dann in einem modernen Gas und Dampf-Kraftwerk eingesetzt, um Strom zu erzeugen, dann belaufen sich die Verluste sogar auf 70 bis 80 Prozent. „Bei der derzeit viel diskutierten ‚Power-to-Gas‘-Technologie geht viel Energie verloren. Es hat technisch seinen Reiz, ökonomisch gibt es aber Probleme“, resümiert Kloess. Der Charme der Methode ist, dass für die Speicherung des aus Strom gewonnen Methans die vorhandene Erdgasinfrastruktur eingesetzt werden könnte. Damit stünden einerseits sehr große Speicherkapazitäten zur Verfügung, die auch einen saisonalen Ausgleich ermöglichen würden. Andererseits ließe sich die erneuerbare Energie über das Erdgasnetz für von den dezentralen Erzeugungsgebieten zu den Verbraucherzentren transportieren. Die von der TU Wien durchgeführte ökonomische Bewertung von Großspeichern zeigt, dass der Pumpspeicher wirtschaftlich am günstigsten ist – dank eines hohen Wirkungsgrades, vergleichsweise niedriger Investitionskosten und der ausgereiften Technologie. „Jeder Konkurrent wird es schwer haben in Österreich“, so Kloess. Als saisonaler Speicher – vom Sommer in den Winter – könnten aber Methanspeicher in Zukunft interessant werden, weil Pumpspeicher bei der Speicherkapazität an ihre Grenzen stoßen. Die Erdgasinfrastrukturmit Ihren großen speichern hätte die Kapazität, solche Mengen aufzunehmen; zuvor müsste es aber gelingen, die Kosten der Technologie zu senken.

Steigender Speicherbedarf

Bei Joanneum Research wurde die ökologische Seite der Energiespeicher analysiert. „wir haben uns die Speicher von der Wiege bis zur Bahre angeschaut“, erläutert Karl-Peter Felberbauer vom Bereich „Resources“ des Grazer Forschungszentrums. Es wurde eine sogenannte „Lebenszyklusanalyse“ durchgeführt – das heißt, die Speicher wurden von der Herstellung über den Betrieb bis hin zu ihrer Entsorgung bewertet. „Für die Umweltbewegung ist es ganz wesentlich, woher der der Strom kommt und wie effizient der Speicher arbeitet“, erklärt Felberbauer.

Pumpspeicher liegen hinsichtlich ihrer Treibhausgasemissionen unter den besseren Speichern, weil sie sehr effizient arbeiten. „Ein wesentlicher Nachteil ergibt sich jedoch, wenn neue Pumpspeicher gebaut werden, müssen, da der Neubau sehr aufwendig ist“, so der Forscher. Daher versucht man derzeit eher, die vorhandenen Pumpspeicherseen besser zu vernetzen. Bei der Modellierung zeigt sich, dass der Stromspeicherbedarf in Österreich stark steigen wird – nämlich von heute rund acht Petajoule pro Jahr auf 18 bis 20 Petajoule. Noch um einiges höher durfte der Speicherbedarf für Wärme sein – immerhin entfallen rund 50 Prozent des Energieverbrauchs auf Wärme; der Anteil von Strom liegt bei 20 Prozent, der der Mobilität bei rund 30 Prozent.

Abwärme fällt in unzähligen Bereichen an und wird derzeit in den seltensten Fällen genutzt oder für spätere Zeiten aufbewahrt. Zudem stehen aus Solarkollektoren, aus Heizkraftwerken oder aus Kraft-Wärme-Kopplungen große Mengen relativ billiger Wärme zur Verfügung. Derzeit existiert im Grunde nur eine funktionierende Speichertechnologie: die Speicherung in Wassertanks. Diese gibt es bereits in allen Größenordnungen, von den bekannten, einige Kubikmeter großen Speicher in Häusern bis hin zu riesigen Anlagen wie dem in den letzten Jahren in Wels errichteten 5000-Kubikmeter Wasserspeicher.

Wasserspeicher haben aber ein Problem. „Wärme speichern heißt, die Temperatur zu erhöhen“, erläutert Gerald Steinmauer, Leiter des Austria Solar Innovation Centers (ASIC) – eines Instituts unter dem Dach der Austrian Cooperatice Resarch“ (ACR). Dadurch entsteht eine Temperaturdifferenz zur Umgebung, die Folge ist ein Energiefluss – sprich Wärmeverlust, „Wasserspeicher sind für eine saisonale Speicherung nur bedingt geeignet.“

Nun ist man auf der Suche nach weiteren Möglichkeiten für die Wärmespeicherung. In dem Forschungsprojekt „Austrian Masterplan Thermal Energy Storage“ – ebenfalls vom Klima- und Energiefonds gefördert – wurde diese Innovation systematisch untersucht. Partner dabei waren das Austrian Institute of Technology (AIT), die TU Graz und AAE Intec.Am weitesten fortgeschritten sind die „Phasen Change“-Materialien(PCM). Dabei wird die sogenannte Schmelzwärme genutzt: Der Übergang vom festen zum flüssigen Aggregatzustand erfordert eine Energiezufuhr ohne daß dabei die Temperatur steigen würde. Beim Erstarren wird die Wärme wieder frei. Als Materialien dienen dabei meist Paraffine, deren Schmelzpunkt in einem weiten Bereich gezielt eingestellt werden kann. Verwendet werden sie derzeit etwas bei der Temperierung von Gebäuden – vor allem als Überhitzungsschutz im Sommer. Siehe auch: Materialien der Zukunft – ThermoWand von ABC House.

Eine andere Möglichkeit sind sogenannte „sorptive Materialien“: Wenn bestimmte Stoffe wie Silikagel oder Zeolithe Wasserdampf aufnehmen, geben sie Wärme ab. Beladen werden sie durch Erwärmen – dann geben sie den Wasserdampf wieder ab. Diese Methode ist insbesondere für Gebäude, in Zukunft vielleicht auch für Elektroautos interessant, da die Wärmespeicherung Hand in Hand mit einer Beeinflussung des Wasserdampfes Gehalts der Luft geht, erläutert Steinmaurer. Allerdings: Noch ist das Grundlagenforschung.

Viel Grundlagenforschung! Gleiches gilt für sogenannte „Thermochemische Materialien“: Wenn Salze in Wasser aufgelöst werden, dann müssen die Ionen aus dem Gitter hausgelöst werden, sie werden von einzelnen Wassermolekülen umschlossen („Hydratation“). Diese Prozesse erfordern – je nach Material unterschiedlich viel – Energie, die beim umgekehrten Prozess dann wieder frei wird. „Derzeit ist man auf der Suche nach guten Materialien“, so Steinmaurer. Bei der Entwicklung von Beladungstechnologien kooperiert das ASIC derzeit mit dem AIT. Dis solche innovativen Wärmespeichermethoden einsatzbereit sind, werden noch fünf bis zehn Jahre vergehen. Denn neben der Suche nach geeigneten Materialien ist auch die Technologie zur Be- und Entladung der Speicher sowie ihre Einbindung in Wärmenetze ziemlich aufwendig.

Auf geht es, in eine smarte Zukunft!
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