27.03.2007

ERNEUERBARE ENERGIENKraft von Himmel und Erde

Die Ökoenergien werden wirtschaftlich - doch ihr Ausbau stößt bereits an Grenzen.
Schwaden von Wasserdampf steigen aus Stahlcontainern empor und lösen sich zügig auf über den von Reif überzogenen Äckern. Es ist die Wärme des einst glühenden Planeten, die hier in den Himmel über Oberbayern steigt.
Ein Wintertag in Unterhaching am Stadtrand von München. In der Luft liegen der Dampf von Wasser, das aus rund 3500 Meter Tiefe stammt, und der Geruch schwerer Arbeit - von Schmieröl und Ruß. Bohrmeißel liegen, bereits arg strapaziert, neben Baustellencontainern.
In der Luft liegt aber auch der Hauch einer Energiewende: In Unterhaching entsteht das ehrgeizigste Erdwärmekraftwerk Deutschlands. Die Geothermie Unterhaching GmbH & Co KG ist ein Unternehmen in kommunaler Hand. In diesem Jahr noch will es mit der Lieferung beginnen.
Warum gerade in Unterhaching? An der Geologie liegt es nicht allein: "Die Formation der südbayerischen Molasse zieht sich in einem Streifen entlang den Alpen", sagt Bürgermeister Erwin Knapek. Es könnte also viele Unterhachings im deutschen Süden geben, rein geologisch betrachtet.
Und doch gibt es sie nicht, zumindest bislang nicht. Denn Unterhaching hat einen besonderen Standortfaktor - und das ist der Bürgermeister selbst. Der nämlich ist Physiker, von ganzem Herzen. Er gehört zu jenen, die etwas nicht deswegen tun, weil es der Zeitgeist gerade vorgibt. Er tut, was er für sinnvoll hält.
Deswegen machte Knapek Ernst, als im Jahr 2000 die rot-grüne Bundesregierung erstmals auch die Erdwärme mit gesetzlichen Einspeisevergütungen bedachte. Knapek kam dabei ohne Geld von Finanzinvestoren aus. "Geothermie ist nichts für Fonds, das muss in kommunaler Hand bleiben", meint der SPD-Mann. Einstimmig segnete der Gemeinderat am 11. September 2001 die Pläne des Bürgermeisters ab.
Keiner in Unterhaching ahnte damals, wie lange sich der Bau hinziehen würde: Die Planungen kosteten mehr Zeit als erwartet, und zuletzt verzögerte sich das Projekt um ein ganzes Jahr, weil Bohrgerät weltweit rar ist. Denn bei Ölpreisen jenseits von 50 Dollar je Barrel wird auf dem Globus gebohrt, was die Meißel hergeben. Meistens wird Öl oder Gas gesucht. Aber gelegentlich eben auch heißes Wasser.
Nicht immer ist das von Erfolg gekrönt. Die Geothermie-Euphorie, die noch vor zwei Jahren vor allem den deutschen Südwesten erfasst hatte, ist inzwischen der Sachlichkeit gewichen. Damals keimte allenthalben am Oberrhein die Hoffnung auf üppige Stromerträge aus dem heißen Untergrund. Denn zumindest theoretisch sind dort die Verhältnisse für die Geothermie besonders gut geeignet. Mancherorts steigt die Temperatur mit der Tiefe doppelt so schnell an wie im globalen Mittel - je 100 Meter um bis zu sechs statt nur um drei Grad.
Doch bald traten praktische Probleme auf. Anders als in den Voralpen, wo die Gesteinsformationen großflächig und damit recht gut berechenbar sind, hängt im tektonisch komplexen Oberrheingraben der Erfolg an allzu lokalen Gegebenheiten. Da kann 100 Meter neben der Bohrstelle alles schon wieder völlig anders aussehen. Nie ist gewiss, ob im kristallinen Urgestein wirklich die erhoffte Menge Wasser mit der vermuteten Temperatur vorhanden ist. Es ist ein Vabanquespiel und ein teures zudem: Eine nutzlose Tiefenbohrung kann schnell vier, fünf oder noch mehr Millionen Euro verschlingen. Man spricht vom Fündigkeitsrisiko.
So wurden einige Projekte bereits gestoppt - manche noch ehe der Bohrtrupp überhaupt anrückte. Offenbach an der Queich ist so ein Name, Ettenheim ein anderer. In Speyer wurde unterdessen statt heißen Wassers Erdöl gefunden, womit auch dieser Standort für die Geothermie verlorenging. Einige Orte sind unterdessen noch im Rennen: Neuried bei Offenburg, Karlsruhe, Bruchsal und Landau.
Aber jetzt richten sich die Blicke der Geothermiker erst einmal auf Unterhaching. Rund 120 Grad heißes Wasser, 150 Liter pro Sekunde, so lauten die entscheidenden Eckdaten. Eine Dampfturbine, die mit einem Ammoniak-Wasser-Gemisch läuft, soll einen Teil der Wärme zu Strom machen. Kalina heißt das Verfahren, es wird von Siemens geliefert.
Mit bis zu 3,4 Megawatt Leistung soll künftig Strom vom Ortsrand Unterhachings ins Netz fließen. Die Restwärme wird dann über ein Nahwärmenetz in der Gemeinde verteilt, an Wohnhäuser und Unternehmen. "Für fast 21 Megawatt Wärmeleistung haben wir bereits Vorverträge", sagt Gerlinde Kittl, Geschäftsführerin der kommunalen Gesellschaft.
40 Prozent der Haushalte im Ort können im ersten Bauabschnitt mit Erdwärme versorgt werden, am Ende soll sie sogar für alle reichen. 50 Millionen Euro wird das Projekt dann gekostet haben - eine lohnende Investition: Billiger als Erdgas werde man bleiben, verspricht der Bürgermeister.
Kein Zweifel: Bald wird Unterhaching Nachfolger finden. Das Interesse an der Urkraft aus der Tiefe wächst. Und dennoch wird die Geothermie in Deutschland ein regional sehr begrenztes Phänomen bleiben. Zu tief müssten die Ingenieure in Hamburg, Berlin oder Frankfurt am Main bohren, um an nutzbare Wärme heranzukommen. Jene Rolle, die ihr manch Gegner der Windkraft in den vergangenen Jahren schon andichtete, wird die Geothermie deshalb nicht übernehmen können: Als Alternative zum Ausbau der Rotoren taugt sie nicht.
Denn so schnell und so üppig, wie die Offshore-Windkraft in Kürze vorangebracht werden soll, wird die Erdwärme nicht zu entwickeln sein. Das Projekt Unterhaching wird zwar immerhin so viel Strom erzeugen wie drei bis vier große Windkraftanlagen. Doch die Windbranche rechnet mit vielfach höherem Zubau - selbst wenn irgendwann jeden Monat ein Projekt wie Unterhaching folgen sollte.
So wird das Arbeitstier der erneuerbaren Energien im deutschen Stromsektor auch langfristig die Windkraft bleiben - wenngleich künftig vor allem im Meer. 13 Offshore-Projekte hat das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) in der Nordsee schon genehmigt, zwei weitere in der Ostsee. Und weitere 25 Anträge liegen beim BSH vor. Abgelehnt wurden bisher erst zwei Ostsee-Projekte - aus Gründen des Vogelschutzes.
Stets geht es um satte Leistungen. Die Maschinen der Windkraft sind inzwischen so groß geworden, dass ein Trecker im Vergleich dazu als Feinmechanik durchgeht. Die stärkste Serienanlage der Welt, gebaut in der deutschen Windkraftschmiede Enercon, kann mit ihren sechs Megawatt bei voller Leistung Hochgeschwindigkeitszüge auf Touren bringen. Jedes ihrer drei Rotorblätter ist über 50 Meter lang, die Kreisfläche des Rotors so groß wie ein Fußballfeld. Das Maschinenhaus, das die Branche "Gondel" nennt, wiegt 440 Tonnen - so viel wie elf vollbeladene Riesen-Lkw.
Die Erträge solcher Windgiganten sind beträchtlich. 15 Millionen Kilowattstunden kann eine einzige dieser Maschinen alljährlich aus den Lüften holen, das entspricht etwa dem Verbrauch aller Haushalte einer 15000-Einwohner-Stadt. Und in manchem der geplanten Windparks sollen sich am Ende 400 solcher Geräte in den Himmel recken; zusammen erreichen sie eine höhere Leistung als ein Atomkraftwerk.
Ein ganz entscheidender Grundstein für den Ausbau der Windkraft vor den Küsten wurde im vorigen Herbst gelegt: Die Bundesregierung machte die "Steckdose im Meer" zur Vorschrift. Damit müssen jetzt die Stromkonzerne für die Kabelverlegung vom Festland zu den Windparks sorgen - was die maritimen Windmüller von einem gehörigen Kostenblock befreit.
Das spornt die Investoren an. 2000 bis 3000 Megawatt sollen nach den Plänen des Bundesumweltministeriums bis zum Jahr 2010 errichtet werden. Und bis zum Jahr 2030 ist angestrebt, zusätzlich zu den derzeit gut 20000 Megawatt an Land weitere 20000 bis 25000 Megawatt im Meer zu installieren. Der Anteil der Windkraft am deutschen Strommix, der im Jahr 2006 bei 5,1 Prozent lag, wird dann zweistellig sein.
Mit dem Umzug vom Acker aufs Wasser hat sich zugleich auch die ganze Branche gewandelt: Unabhängige Projektierer, wie sie an Land das Bild prägten, sind unter den Investoren auf See selten geworden. Der Bürgerwindpark Butendiek, der 34 Kilometer westlich von Sylt gebaut werden soll, ist da eine Ausnahme. In den meisten anderen Fällen sind Großkonzerne der Energiewirtschaft die Investoren - schon deshalb, weil die Projekte für kleine Unternehmen meist zu gewaltig sind. Ein großer Windpark kann immerhin eine Milliarde Euro kosten.
In dieser Dimension zu denken ist für die Stromwirtschaft Alltag. So will vor allem E.on vor den deutschen Küsten aktiv werden. Der Konzern spricht von 500 Megawatt, die er in den kommenden fünf Jahren installieren will.
E.on ist damit zugleich ein Beispiel dafür, wie sehr sich die alten Fronten verschoben haben: In den neunziger Jahren hatte die Schleswag, die später im E.on-Konzern aufging, noch mit allen Mitteln gegen die gesetzlich garantierten Einspeisevergütungen für Windstrom gekämpft. Heute sind die Vergütungen auf Basis des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) für E.on die entscheidende Investitionsgrundlage beim Gang aufs Wasser. Sehr lange allerdings wird die Förderung der Rotoren nicht mehr währen, denn stetig nähert sich der Windstrom den Marktpreisen an. Am Spotmarkt der Strombörse kostete die Kilowattstunde im vergangenen Jahr im Mittel 5,1 Cent. Neue Windkraftanlagen bekommen in diesem Jahr noch eine Anfangsvergütung von 8,19 Cent, die an guten Standorten schon nach fünf Jahren auf 5,17 Cent absinkt - also praktisch auf die Höhe des Börsenpreises.
Da die Vergütungssätze für Neuanlagen jährlich um zwei Prozent gesenkt werden, muss die Technik zwangsläufig bald Marktpreise erreichen, um zu überleben. Genau das war immer die Idee des EEG, in dem die Höhe der Vergütung festgeschrieben ist: Neue Techniken werden an den Markt herangeführt und nicht auf Dauer subventioniert.
Am weitesten von diesem Ziel entfernt scheint einstweilen noch die Fotovoltaik, die Stromgewinnung aus Sonnenlicht. Solarstrom aus neuinstallierten kleinen Dachanlagen wird derzeit mit 49,2 Cent je Kilowattstunde vergütet - Jahrzehnte, so könnte man meinen, ist diese Form der Stromerzeugung noch von der Wirtschaftlichkeit entfernt.
Aber der Schein trügt. Denn der Solarstrom vom eigenen Dach konkurriert - anders als die Windkraft - nicht mit dem Strom im Großhandel, sondern mit dem Haushaltsstrom. Seine Wirtschaftlichkeit bemisst sich daher an der Frage, wann er günstiger ist als der Strompreis für Endverbraucher.
Und dieser Zeitpunkt liegt so fern nicht. "Spätestens 2015 werden wir den Steckdosenpreis erreicht haben", prophezeit Frank Asbeck, Gründer und Chef des größten deutschen Solarkonzerns Solarworld. Denn Solarstrom werde im Schnitt jährlich um fünf bis sieben Prozent billiger, Haushaltsstrom zugleich immer teurer. Absehbar sei damit der Schnittpunkt beider Preiskurven.
Gerhard Willeke, Abteilungsleiter Solarzellen am Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE) in Freiburg, sieht das ähnlich. Gern präsentiert er eine Grafik mit dem Kostenverlauf der Solarzellen in den vergangenen Jahren: Die Preise sind kontinuierlich gefallen, fast einem Naturgesetz gleich. Jede Verdopplung der Produktion ging stets mit einem Rückgang um fast 20 Prozent einher - Lernkurve heißt der Effekt; er gehört zu den Standardbegriffen der Betriebswirtschaftslehre.
Ohne zu zögern zieht Willeke die Linie in seiner Grafik daher weiter: Bis 2010 werde Solarstrom um ein weiteres Viertel und bis 2020 nochmals um die Hälfte billiger werden. Die technischen Fortschritte, die den Preis drücken werden, seien heute bereits absehbar - vor allem durch immer dünnere und damit kostengünstigere Siliziumzellen.
Die Entwicklung ist in der Tat beachtlich: Derzeit werden in der Massenfertigung Solarzellen eingesetzt, deren Siliziumscheibe (Wafer genannt) 240 Mikrometer, also 0,24 Millimeter, dick ist. Vor zwei Jahren lag man noch bei 300 Mikrometern, für die nahe Zukunft peilt man bereits 180 Mikrometer an. Und grundsätzlich gilt: Jeder Mikrometer weniger spart Geld.
Hinter den Entwicklungen steckt ein Fertigungs-Know-how, wie es nur im industriellen Alltag zu erwerben ist. Deutlich wird das in den Hallen der Firma Solarworld im sächsischen Freiberg, wo die gesamte Wertschöpfungskette vom Silizium bis zum Solarmodul an einem Standort vereinigt ist.
Zuerst werden aus dem Rohsilizium kristalline Blöcke hergestellt, inzwischen bis zu 600 Kilogramm schwer. Eine Bandsäge teilt sie anschließend in Quader, deren Querschnitte dem späteren Maß der Zelle entsprechen. Dann kommt der filigranste Arbeitsschritt: Die Siliziumklötze müssen in die hauchdünnen Wafer zersägt werden. Das geschieht mit einer Drahtsäge, die - ähnlich einem Eierschneider - den gesamten Block in einem Prozessschritt zerlegt.
Anschließend werden Antireflexschicht und Kontaktbahnen auf den Wafer aufgetragen, es kommt eine Scheibe davor und ein Rahmen drum herum - fertig ist das Solarmodul. 200 Megawatt an Wafern hat Solarworld im Jahr 2006 gefertigt.
Die Hoffnung auf ein billigeres oder effizienteres Material für die Solarzellen scheint sich indes nicht so schnell zu erfüllen. "Zumindest bis zum Jahr 2020 wird die Siliziumtechnik die Fotovoltaik dominieren", sagt Unternehmer Asbeck. Also wird in Freiberg weiterhin in diese Technik investiert, zuletzt waren es 80 Millionen Euro für eine neue Fertigungsstraße.
Grundsätzlich teilen auch die Freiburger Fraunhofer-Forscher diese Einschätzung. Zwar forschen sie auch an anderen Zelltypen, etwa solchen aus Pflanzenfarbstoffen oder Halbleitern wie Galliumarsenid. Trotzdem haben die kristallinen Siliziumzellen einen Marktanteil von knapp 94 Prozent. Und da Silizium ökologisch verträglich und praktisch unbegrenzt verfügbar ist, wird sich daran vorerst wenig ändern. Andere Zellen aus Cadmiumtellurid zum Beispiel, die es ebenfalls bereits zu kaufen gibt, sind wegen des Schwermetalls Cadmium ökologisch umstritten.
Hinzu kommt, dass die Möglichkeiten des Siliziums längst nicht ausgereizt sind. Das ISE bringt im Labor die Halbleiterplättchen bereits auf 40 Mikrometer Dicke herunter - ein Sechstel des heute industriell gefertigten Maßes. Und solche Fortschritte werden auch nötig sein, wenn die Solarenergie einst merklich zum Strommix beitragen soll. Denn bisher ist ihr Anteil mager: Im vergangenen Jahr wurden gerade 0,3 Prozent des deutschen Stromverbrauchs durch Sonnenlicht gedeckt. Bayern erreicht als solarer Spitzenreiter bereits die Einprozentmarke.
Beeindruckend ist gleichwohl der Trend: Binnen nur vier Jahren hat sich die Stromerzeugung aus Sonnenlicht deutschlandweit verzehnfacht. Gut 2000 Megawatt leisten die Module zwischen Alpen und Nordsee inzwischen bei voller sommerlicher Einstrahlung. Ihr großer Pluspunkt: Solarstrom fällt vor allem in der Mittagszeit an - genau dann also, wenn die Nachfrage am größten ist.
Und dennoch: Keine erneuerbare Energie ist ohne Kritiker, auch die Solarenergie nicht. Das überrascht nicht, wenn man die Dimensionen sieht, in denen die Branche bereits plant. Im sächsischen Muldentalkreis will die Mainzer Juwi-Gruppe mit 40 Megawatt das größte Fotovoltaikkraftwerk der Welt errichten; eine Fläche so groß wie 200 Fußballfelder soll mit Solarzellen zugepflastert werden.
Unterdessen ging in diesen Tagen in Spanien der erste Bauabschnitt des bislang größten derartigen Kraftwerks der Welt mit 20 Megawatt ans Netz. Mitunter sorgen solche Freilandanlagen für Unmut. In der mittelfränkischen Gemeinde Adelsdorf zum Beispiel sollte jüngst eine 20 Hektar große Solaranlage in der freien Natur entstehen. Sie scheiterte am Widerstand der Bürger, des Naturschutzbundes und schließlich im Gemeinderat an den Vertretern der SPD und der Grünen.
So wird zunehmend deutlich, dass dem Ausbau der Ökoenergien enge Grenzen gesetzt sind. Längst wissen Experten, dass die Kraft von Himmel und Erde nur dann spürbar zum Klimaschutz beitragen wird, wenn zugleich auch der Energieverbrauch im Land erheblich gesenkt wird. Allzu gern ignoriert die Ökoenergiebranche, berauscht von stets neuen Rekordzahlen, dass die Erzeugung von Strom aus Kohle, Gas und Atom aller tollen Wind- und Solarprojekte zum Trotz nicht merklich abnimmt.
Denn die Deutschen gehen, soviel sie auch vom Sparen sprechen, in Wirklichkeit immer verschwenderischer um mit dem Strom. In steter Regelmäßigkeit meldet die Stromwirtschaft neue Verbrauchsrekorde. Im Jahr 2006 waren es wieder 0,7 Prozent mehr als im Vorjahr. Verantwortlich sind vor allem die elektronische Aufrüstung der Haushalte, der Boom der Elektrowärmepumpen und die zunehmende Klimatisierung von Gewerbebauten.
Fast der gesamte Zubau an Windkraft wird so allein durch den Mehrverbrauch an Strom aufgefressen. Nur wenn es gelingt, den Stromverbrauch zumindest zu stabilisieren, können sich die Strukturen der Erzeugung ökologisch spürbar verschieben. So könnten die erneuerbaren Energien zum Beispiel den Atomausstieg abfangen. Allein in der Zeit von 2000 bis 2005 hat die Jahreserzeugung aus erneuerbaren Energien um 27 Milliarden Kilowattstunden zugenommen - und damit das Pendant zu drei Atomkraftwerken geschaffen.
Künftig soll es noch schneller aufwärtsgehen mit dem Ökostrom, davon geht selbst die eher konservative Stromwirtschaft aus. Der Verband der Netzbetreiber rechnet für die kommenden fünf Jahre mit einer weiteren Steigerung der Jahresproduktion aus erneuerbaren Energien um 37 Milliarden Kilowattstunden - das ist etwa die vierfache Menge eines Atommeilers.
Was die Menge angeht, wäre die Stilllegung einiger Großkraftwerke also leicht zu kompensieren - zumal Deutschland einen Exportüberschuss an Strom ausweist, der seit Jahren steigt: Im Jahr 2005 wurden von der Bundesrepublik gut acht Milliarden Kilowattstunden mehr exportiert als importiert, und im vorigen Jahr lag der Überschuss bei 20 Milliarden Kilowattstunden.
Doch je höher der Anteil des Ökostroms steigt, umso akuter wird eine andere Herausforderung: der Umgang mit der Fluktuation der Erzeugung. Denn Strom hat die lästige Eigenschaft, dass er immer genau dann erzeugt werden muss, wenn er gebraucht wird. Der Bedarf jedoch unterliegt großen Schwankungen.
Neu ist das Thema für die Energieversorger zwar nicht. Schon seit den Anfängen der Elektrifizierung war es ihre Aufgabe, die Stromerzeugung mit der Nachfrage in Einklang zu bringen. Doch die Anforderungen wachsen seit Jahren - vor allem durch die wetterabhängige und damit langfristig kaum berechenbare Windkraft.
Der zunehmende Regelaufwand ist im Süden der Republik hautnah zu erleben. In der badischen Gemeinde Wehr strömen tief unten im kristallinen Urgestein des Schwarzwaldes gewaltige Massen Wasser. Mal fördern es Pumpen in einer vom Menschen geschaffenen Kaverne in das 625 Meter höher gelegene Staubecken inmitten des Hotzenwaldes. Wenig später kann sich die ganze Sache dann umkehren, und das Wasser stürzt - bis zu 160 Kubikmeter pro Sekunde - wieder in die Tiefe auf die Turbinen im Innern des Bergmassivs. Bis zu 910 Megawatt stehen dann dem Stromnetz zur Verfügung.
Das badische Kavernenkraftwerk zählt zu den größten Pumpspeicherkraftwerken der Welt. Fast im Minutentakt können hier die Maschinen zwischen Stromerzeugung und Stromaufnahme wechseln - je nachdem, was das Stromnetz gerade verlangt. Fertiggestellt wurde das Pumpspeicherkraftwerk 1976. An Windkraft in Gigawattdimensionen dachte damals niemand.
Die Schluchseewerk AG, die nicht nur die Anlage in Wehr, sondern ein ganzes Netz von Pumpspeicherkraftwerken im deutschen Südwesten betreibt, erkennt unterdessen die Veränderungen der Stromwirtschaft an den eigenen Betriebsdaten. Rund 60000-mal mussten die 20 Maschinensätze des Unternehmens im Jahr 2005 ihre Betriebsart wechseln - vom Stromverbrauch zur Stromerzeugung und wieder zurück. Langsam nähern sich die Anlagen damit ihrer Leistungsgrenze.
Der klassische Reflex: Es müssen mehr Stromspeicher her, um den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien zu sichern. Die Vereinigung Eurosolar etwa lud im Herbst zu einer zweitägigen Konferenz: "Energieautonomie durch Speicherung erneuerbarer Energien".
Doch einfach neue Speicher zu bauen ist oft gar nicht möglich. Zwar sind Pumpspeicherkraftwerke mit einem Wirkungsgrad von bis zu 80 Prozent noch immer die besten aller großen Stromspeicher, die Ingenieurkunst je hervorgebracht hat. Doch mögliche Standorte sind in Deutschland rar, zumal die Becken aus ökologischen Gründen oft unerwünscht sind. Gegen ein Neubauprojekt im thüringischen Goldisthal zum Beispiel hatte sich in den neunziger Jahren massiver Protest geregt.
Also denken Ingenieure über andere Speichertechniken nach. Mal ist von neuartigen chemischen Batterietypen auf Vanadiumbasis die Rede, von Superkondensatoren oder von supraleitenden Spulen, in denen der Strom widerstandsfrei auf ewig zirkuliert. Einige schwärmen von Schwungrädern, die auf zigtausend Umdrehungen pro Minute beschleunigt werden, um beim Abbremsen binnen Sekundenbruchteilen Strom zu liefern. Andere wollen den Wind mittels Druckluft gleichsam in norddeutschen Salzstöcken einlagern. Und schließlich steht natürlich immer wieder auch die vermeintlich ultimative Speicheroption Wasserstoff im Raum.
Doch die Speicherdebatte kann auch den Blick verstellen. Schließlich gibt es eine Alternative zum massiven Zubau großer Speicherkapazitäten: die intelligentere Steuerung des Stromverbrauchs. Billige Telekommunikation und teure Energie machen das Prinzip attraktiv.
Drastisch formuliert: Wird der Strom knapp, wird er punktuell einfach abgestellt. Gleichwohl muss niemand Angst vorm Blackout haben, denn der Energieversorger schaltet Stromverbraucher nur wohlkoordiniert ab. Ein Energieversorger, der solches in großem Stil praktiziert, ist die Steag Saar Energie in Saarbrücken. Sie versorgt zum Beispiel Chemiewerke, Schwerindustrie und Zementwerke, deren Fertigungsprozesse zum Teil bis zu vier Stunden ohne Strom auskommen können. Und weil diese ihre Energie nicht unbedingt zur Zeit knappen Angebots und starker Nachfrage ziehen müssen, werden sie entsprechend gesteuert.
"Wir sprechen von einem virtuellen Regelkraftwerk", sagt Jörg Strese von der Steag Saar Energie. "Bei Bedarf bringen wir bis zu 500 Megawatt vom Netz - das hat den gleichen Effekt, als würden wir 500 Megawatt zusätzlich erzeugen." "Peak shaving" sagen Experten dazu: Lastspitzen im Netz werden "abrasiert", die Lasttäler aufgefüllt. "Das ist billiger als jede Speichertechnik", konstatiert auch Norbert Lewald von den Stadtwerken Karlsruhe, der an einem einschlägigen Forschungsprojekt im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums mitwirkte.
Doch obwohl sich auf diese Weise Schwankungen des Windes volkswirtschaftlich betrachtet zumeist billiger ausgleichen lassen als durch aufwendige Speicherverfahren mit oft geringen Wirkungsgraden, stößt das Modell nur auf mäßiges Interesse.
"Wir sind in Deutschland so ingenieurwissenschaftlich geprägt, dass nur als Innovation gilt, was man auch anfassen kann", klagt Strese.
Eine kluge Steuerung des Netzes zählt offensichtlich eher nicht dazu. BERNWARD JANZING

Wärme aus der Tiefe
Schon seit Jahrzehnten wird in Europa Energie aus der Erdrinde gewonnen. Allerdings wandelten solche Anlagen bislang in der Regel die natürliche Hitze nicht in Strom um, sondern leiteten sie direkt weiter. In Deutschland existieren vor allem auf dem Boden der ehemaligen DDR mehrere solcher Erdwärme-Förderanlagen. Eine davon, das Kraftwerk Neustadt-Glewe, produziert seit gut drei Jahren auch Elektrizität und hat damit den Anschluss an die überregionale Energiewirtschaft erreicht.

Stundenplan für Biomasse?
Derzeit bekommen deutsche Öko-Kraftwerkbetreiber immer die gleiche Vergütung für ihren Strom - wann immer sie ihn abliefern. Künftig, so überlegen Experten, sollten die Betreiber von Biomasse-Kraftwerken - die derzeit ein Viertel des Ökostroms liefern - durch höhere Vergütungen dazu angereizt werden, ihren Strom eher tagsüber einzuspeisen. Damit wären die Lastspitzen im Netz besser abzufangen.
Von Bernward Janzing

SPIEGEL SPECIAL 1/2007
Alle Rechte vorbehalten
Vervielfältigung nur mit Genehmigung


SPIEGEL SPECIAL 1/2007
Titelbild
Abo-Angebote

Sichern Sie sich weitere SPIEGEL-Titel im Abo zum Vorteilspreis!

Jetzt Abo sichern
Ältere SPIEGEL-Ausgaben

Kostenloses Archiv:
Stöbern Sie im kompletten SPIEGEL-Archiv seit
1947 – bis auf die vergangenen zwölf Monate kostenlos für Sie.

Wollen Sie ältere SPIEGEL-Ausgaben bestellen?
Hier erhalten Sie Ausgaben, die älter als drei Jahre sind.

  • Sozialer Brennpunkt Folsterhöhe: Kinderarmut in "Saarbrooklyn"
  • Kanada: Sturm sorgt für atemberaubenden Himmel
  • Mexikanischer Drogenboss: Lebenslange Haft für "El Chapo"
  • Neue Bahnansagen: Eine Stimme für 20 Millionen Fahrgäste täglich