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Ganz generell beruht ihr System auf einem jahrzehntealten Prinzip, das schon in einigen Anlagen verwirklicht ist: dem Pumpspeicherkraftwerk. Zum Beispiel am Schluchsee im Schwarzwald steht eine dieser Anlagen, die als Regelungsmechanismus im Stromnetz dienen. Zu Zeiten, in denen sehr viel Strom erzeugt, aber wenig nachgefragt wird, pumpen sie Wasser in hoch gelegene Staubecken: Sie wandeln elektrische in potenzielle Energie um. Erreicht der Verbrauch zu anderen Zeiten Belastungsspitzen, wird das Wasser über ein Rohrsystem und Generatoren wieder abgelassen und der Strom ins Netz eingespeist. Sie produzieren keinen Überschuss an Strom, sondern verbrauchen ihn netto sogar selbst zum Teil – die Pumpspeicherkraftwerke können also nur mit Wirkungsverlusten betrieben werden. Dennoch spielen sie eine wichtige Rolle, denn sie können überschüssige Energie speichern und zu Zeiten hoher Nachfrage wieder ins Netz einspeisen.

Puffer im Stromnetz

Das Verfahren hat jedoch einige Nachteile: Es kann nur wenige Gigawattstunden Leistung speichern; außerdem stehen nur wenige geeignete Flächen in Deutschland zur Verfügung. Und diese müssen dann zusätzlich überflutet werden – ein gravierender Eingriff ins Landschaftsbild. All dies soll Heindls Idee eines hydraulischen Lageenergiespeichers überwinden und den alternativen Energiequellen Sonne und Wind zum endgültigen Durchbruch verhelfen: Sie produzieren bislang oft Stromhöchstmengen, wenn der Absatz nicht gewährleistet ist, und umgekehrt.

“In Deutschland gibt es drei Hauptregionen, in denen unsere Technologie momentan in Frage käme, weil dort Quarz als Speichergestein zu Tage tritt: der Schwarzwald, rund um Dresden, wo große Tagebaue oft im Granit-Grundgestein enden, und der Harz”, erläutert der Furtwangener Technologieprofessor, der unter anderem eng mit Geologen am Karlsruher Institut für Technologie (KIT) zusammenarbeitet. Hier ließe sich ein entsprechend großer Granitzylinder aus dem Gestein sägen, der sich hydraulisch hebt und senkt: “Das läuft natürlich nicht wie bei Laubsägearbeiten, indem man einmal rundherum fräst”, weist er allzu blühende Fantasien zurück.

Zuerst werde ein Tunnel einen Kilometer tief in den Untergrund gebohrt und um den späteren Zylinder geführt: Er dient dann später auch der Wasserzufuhr. Anschließend bohren die Ingenieure von der Oberfläche her alle 20 Meter ein Loch zu diesem Tunnel. Durch diese Löcher leiten sie die Sägeseile in den Untergrund und führen sie in der benachbarten Bohrung wieder nach oben. Danach können sie dann 20 Meter breite Scheiben aus dem Gestein schneiden. Was sich aufwändig anhört, verursache in der Realität jedoch kaum Probleme, meint Heindl: “Insgesamt müssen wir ‘nur’ drei Quadratkilometer Gestein entnehmen, was auch bedeutet, dass bei der relativ geringen Dicke der Scheiben das Gesamtvolumen relativ klein ausfällt. Und die Technik an sich ist seit Langem etabliert.” Die Löcher werden später mit Dichtungen versehen, damit das Wasser nicht gleich wieder nach oben spritzt.

Bewährte Sägetechnik

Mit der gleichen Seilsägemethode trennen die Techniker anschließend auch den Boden des Zylinders ab; noch vorhandene Verbindungsstege im Gestein reißen ab, wenn sich der Felsblock durch das zulaufende Wasser hebt. “Ein Überdruck von 20 bis 50 Bar reicht schon aus, um den Zylinder zu heben. Unsere Pumpen erreichen bis zu 200 Bar. Gleichzeitig besitzen sie extrem hohe Wirkungsgrade, so dass wir am Ende 80 Prozent der zugeführten Energie auch wieder nutzen und in Strom umwandeln können”, denkt der Forscher. Bis zu 500 Meter hoch soll sich so ein Block dann heben lassen.

Aber wieso ein intelligentes Stromnetz? Strom kommt doch auch jetzt schon aus der Dose, wenn er gebraucht wird? Hintergrund sind zwei tief greifende Veränderungen in der Stromerzeugung. Zum einen gibt es immer mehr kleine Stromerzeuger, wie die Solarzellen auf Nachbars Dach oder das Miniblockheizkraftwerk im Keller: Sie wollen ab und zu überschüssigen Strom ins allgemeine Netz einspeisen. Zum anderen soll der Strombedarf künftig zunehmend aus regenerativen Quellen gedeckt werden.

Mehr auf und ab im Angebot

Beides bringt mehr Durcheinander in das Stromangebot. Denn sowohl die Kleineinspeiser als auch die geplanten riesigen Solarkraftwerke (z. B. Desertec in der Sahara) und die vom Bundeskabinett abgesegneten gigantischen Windparks auf hoher See leiden an einem schwer wiegenden Problem: Sie bieten keine kontinuierliche Versorgung und sind daher nicht grundlastfähig. Bei Nacht scheint keine Sonne, und bei Flaute stehen Windräder still. Einzig Biomasse ließe sich als stetige und steuerbare Stromquelle nutzen.

Um diese Schwankungen im Stromangebot auszugleichen, wären entsprechende Speicher nötig – die aber bislang fehlen. So könnten zurzeit alle Pumpspeicherkraftwerke zusammen die Bundesrepublik gerade einmal für etwas mehr als eine halbe Stunde mit Strom versorgen – und sie stellen schon über die Hälfte der gesamten Speicherkapazität in Deutschland.

Zwar basteln Firmen wie Evonik an neuen Batterientypen. RWE investiert in effizientere, adiabatische Druckluftspeicher. Andere nutzen überschüssigen Strom, um damit Wassermoleküle zu spalten und so Wasserstoff zu gewinnen. In einem Pilotprojekt, an dem auch das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik beteiligt ist, wird dieser sogar noch mit Kohlendioxid zu Methan umgewandelt, das als synthetisches Erdgas vorhandene Erdgasspeicher nutzen kann.

Aber alle diese Ansätze kommen um zwei Probleme nicht herum. Vor allem geht immer Energie verloren: In Extremfällen liegt der Wirkungsgrad sogar bei unter 50 Prozent. Außerdem stoßen die meisten Speicherkonzepte sehr schnell an die Grenzen des Vertretbaren. Um eine viertägige Windflaute auszugleichen, müsste man den Bodensee auf das Niveau der Zugspitze pumpen, hat Roland Hamelmann von der Fachhochschule Lübeck errechnet.

E-Mobile als smarte Energiespeicher

Dabei haben Forscher schon länger eine weitere, ganz konkrete Form intelligent gesteuerter, dezentraler und bisher nicht genutzter Energiespeicher als Puffer für das schwankende Energieangebot im Auge: die Pkw-Flotte. Genauer: den immer weiter steigenden Anteil an Elektro-autos.

1996 erkannte Willett Kempton von der University of Delaware in Robinson Hall, dass Autos die allermeiste Zeit nicht verwendet werden (in den USA: etwa 95 Prozent des Tages) und selbst zur Stoßzeit nur ein Bruchteil von ihnen auf den Straßen unterwegs ist (USA: knapp über 10 Prozent). Mit Zahlen von 2004 errechnete Kempton, dass die amerikanischen Pkws und kleinen Lkws zusammen etwa die 20-fache Leistungskapazität aller amerikanischen Kraftwerke zusammen aufbringen.

Bei einer zunehmenden Anzahl an Elektrofahrzeugen, die – wenn sie gerade nicht unterwegs sind – an das Stromnetz angeschlossen werden könnten, ließen sich also eines Tages bisher unerreichbar scheinende Mengen Energie “zwischenlagern” und bei Bedarf abrufen (die nötige Infrastruktur vorausgesetzt). Die Besitzer könnten festlegen, welchen Ladestand die Batterie nicht unterschreiten darf und dass beispielsweise am nächsten Morgen um 7 Uhr die nächste Fahrt von 35 Kilometer Länge zum Arbeitsplatz ansteht. Die überschüssige Batteriekapazität würde dann je nach Netzauslastung genutzt, um bei Überproduktion Energie aufzunehmen oder bei Lastspitzen Strom abzugeben.

Steuerung der Nachfrage

Doch solange sich die Schwankungen nicht durch Energiespeicher allein ausgleichen lassen, muss entweder ein anderer Stromerzeuger die Lücken schließen – oder die Nachfrage muss dem Angebot intelligent angepasst werden. Letzteres ist ein wichtiger Punkt im Stromnetz der Zukunft: Nutzer sollen den Strom für zeitlich flexible Aufgaben dann beziehen, wenn ein Überangebot existiert, und darauf verzichten, wenn der Strom knapp ist.

Sofort einsichtig ist das bei Großkunden: Schwimmbäder könnten das Wasser stärker als gewöhnlich aufheizen, wenn eine steife Brise die Windkrafträder wirbeln lässt, und die Beckenheizung herunterfahren, wenn sich der Wind abschwächt. Auch Kühlhallen ließen sich stärker abkühlen, um bei Bedarf eine Zeit lang auf Strom für die Kühlung zu verzichten.

Das Konzept soll aber auch für jeden Haushalt gelten: Die SmartGrid-Waschmaschine im Keller muss vielleicht nicht auf der Stelle die Wäsche waschen, sondern kann das nachts tun. Wie schon jetzt bei manchen Anbietern wäre der Anreiz der dann günstigere Strompreis, den die Waschmaschine über das Stromkabel erfährt. Als Vorbereitung müssen Eigentümer seit Anfang des Jahres bereits in allen Neubauten intelligente Stromzähler – so genannte SmartMeter – einbauen, die neben dem aktuellen Energieverbrauch auch die Nutzungszeit anzeigen. Zudem sind Stromanbieter verpflichtet, ab 2011 Tarife anbieten, bei denen der Preis mit Tageszeit und Netzauslastung schwankt.

Unterstützung durch virtuelle Kraftwerke

Und noch einmal zurück zum Ausgleich der Schwankungen durch andere Stromerzeuger: In einem zweiten Schritt sollen die Nutzer selbst zu Energieproduzenten werden. Das bietet zum einen potenziell einen direkten ökologischen Nutzen: Solange der Nutzer primär seinen eigenen Strombedarf deckt, minimieren sich die Energieverluste, die bei Stromübertragung über lange Distanzen unvermeidbar sind. Außerdem lässt sich die Wärme, die bei der Umwandlung von Energie in elektrischen Strom anfällt, direkt für die hauseigene Heizung und Warmwasserversorgung nutzen. Zum anderen könnten viele Kleinst-Energieproduzenten zu einem “virtuellen Kraftwerk” gekoppelt werden, das bei Bedarf hochgefahren wird, um Engpässe in der Stromversorgung auszugleichen. So könnten die bisherigen Kraftwerke zur Grundlasterzeugung ergänzt werden.

Um dieses Konzept zu testen, installieren der Autobauer Volkswagen und der Ökostromanbieter Lichtblick zurzeit insgesamt 100 000 kleine Blockheizkraftwerke bei Nutzern zu Hause. Solche Miniblockheizkraftwerke, die nicht mehr Platz als eine normale Heizungsanlage benötigen, können bei Bedarf in Minutenschnelle hochfahren, um Energie ins allgemeine Stromnetz zu speisen, und würden damit – rein rechnerisch – ein bis zwei Atomkraftwerke ersetzen. Für den Eigentümer klingelt dann die Kasse.

Das Konzept hat aber noch Schwächen. Abgesehen davon, dass die “Zuhause-Kraftwerke” zurzeit noch mit Erdgas, also fossiler Energie befeuert werden (künftig soll Gas aus Biomasse zum Einsatz kommen), erzeugen sie neben 20nbsp;Kilowatt elektrischer Leistung etwa 34 Kilowatt Wärmeleistung. Das liegt deutlich über dem, was ein normaler Haushalt, selbst im Winter, an Heizenergie benötigt.

Die Bundesregierung zieht mit

“Virtuelle Kraftwerke” stehen jedenfalls auch im Zentrum der Bemühungen von “eTelligence” (Cuxhaven) und dem “RegenerativKraftwerk Harz”, zwei Projekten im Rahmen des “E-Energy”-Förderprogramms des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie in Zusammenarbeit mit dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit.

Mit einem Budget von 140 Millionen Euro treibt hier die Bundesregierung in verschiedenen Teilen des Landes gemeinsam mit Partnern aus der Wirtschaft vier Jahre lang Projekte im Bereich zukunftsweisender Energietechnologie voran. Schwerpunkte liegen beispielsweise in der Steuerung der Energieabnahme durch die Verbraucher (“Smart Watts“, Raum Aachen), in der Verknüpfung dezentral vernetzter Energiesysteme zu einem regelrechten Energiemarktplatz (“E-DeMa”, Rhein-Ruhr), in der Minimierung von Emissionen (“MeRegio”, Karlsruhe/Stuttgart) oder in der effizienten Nutzung dezentraler Energiespeicher (“Modellstadt Mannheim”).

Markt der Zukunft

Aber das schlaue Stromnetz ist nicht nur Zukunftsmusik – und längst haben die Riesen der IT-Industrie erkannt, dass sich hier ein spannendes und Gewinn versprechendes neues Betätigungsfeld bietet. So rangeln sie um die besten Startplätze in das Dienstleistungs-Eldorado des neuen Strommarkts. Google etwa bietet in Zusammenarbeit mit ausgewählten nordamerikanischen Stromanbietern mit dem Onlineservice “PowerMeter” die Möglichkeit, mehr über den eigenen Stromverbrauch zu erfahren, Stromfresser zu identifizieren und regulierend einzugreifen – sofern das Haus über ein SmartMeter verfügt, das Google auslesen darf.

Microsoft kontert mit “Hohm”, einem Dienst, der aus Nutzerangaben mit Hilfe von Quervergleichen mit anderen Nutzern Vorschläge zum Stromsparen generiert. Auch Microsoft arbeitet daran, über die Zusammenarbeit mit den Stromanbietern den tatsächlich gemessenen Stromverbrauch in die Hohm-Analysen einzubeziehen.

IT-Riesen wie Cisco drücken SmartGrid-Hardware für die Netz-Infrastruktur in den Markt. “Bislang sind die Netze dumm. Das bedeutet: Die Netzbetreiber wissen meist nicht, wo wie viel Energie verbraucht oder eingespeist wird. Entsprechend ineffizient ist die Regulierung der Netze”, so Rolf Adam, Leiter der europäischen SmartGrid-Geschäftsentwicklung bei Cisco.

Wenn es gelingt, das Stromnetz durch IP-basierte Kommunikation immer mehr zu einem Informationsnetz zu machen, entsteht ein Geschäftsfeld mit dem Potenzial, in wenigen Jahren zu einem der größten internationalen Märkte zu werden: Siemens hat angekündigt, von 2010 bis 2014 etwa 6 Milliarden Euro in intelligente Stromnetze pumpen zu wollen. Und die Internationale Energieagentur IEA rechnet bis 2030 weltweit mit jährlichen Investitionen von mehreren hundert Milliarden Dollar im Energiesektor. Bereits letztes Jahr stellte US-Präsident Barack Obama 3,4 Milliarden Dollar aus seinem Konjunkturpaket für 100 Projekte im Bereich der SmartGrid-Technologien zur Verfügung.

Etliches am Konzept der SmartGrids ist noch gewöhnungsbedürftig: Will ich Google wirklich meinen Stromverbrauch verraten? Anderes wird von manchen ein Umdenken erfordern – wie nächtlich aktive Waschmaschinen. Und vieles liegt noch in weiter Ferne: Wird ein Elektroauto überhaupt meinen Bedürfnissen gerecht? Aber klar ist: Auch wenn bis 2030 nicht – wie auf dem Parteitag der Grünen jüngst gefordert – zu 100 Prozent Ökostrom in Deutschlands Stromnetz fließt, so wird sich doch in unserer Stromversorgung vieles ändern.

Der Weltmeister kommt aus Dänemark – kein Staat erzeugt prozentual gesehen gegenwärtig mehr Strom aus der Kraft des Windes als unser nördlicher Nachbar: Die bewegte Luft trägt bereits rund ein Fünftel zur nationalen Elektrizitätsproduktion bei, und mit mehr als 3500 Megawatt an installierter Windenergiekapazität schafft es das kleine Land auch in dieser Kategorie noch locker in die Top Ten weltweit – vor Länder wie Japan oder Australien. Ein Teil dieses Stroms stammt bereits aus Offshore-Windparks wie “Horns Rev 2″, die in der Nord- und Ostsee errichtet wurden, wo der Wind konstanter weht.Verglichen mit den zahlreichen Anlagen an Land ist die Zahl der Windmühlen vor den Küsten noch überschaubar, doch ihr Anteil wächst stetig: Die dänische Regierung plant, bis 2030 rund 35 Prozent des dänischen Strombedarfs über Windkraftanlagen zu decken – eine beträchtliche Menge davon wird vom Meer stammen. Und Projekte wie “DeepWind” von Uwe Schmidt Paulsen und seinen Kollegen an der technischen Universität von Dänemark in Roskilde-Risø DTU sollen mithelfen, dieses Ziel zu erreichen. “Wir wollen kostengünstige Windturbinen im Megawattbereich entwickeln, die speziell für die See geeignet sind. Momentan ist Offshore-Windkraft noch doppelt so teuer wie die an Land. Es gibt also noch genügend Luft für Verbesserungen”, sagt der Projektmanager Schmidt Paulsen. Eine Meinung, der sich Thomas Neumann vom Deutschen Windenergie-Institut (DEWI) anschließt: “Bislang verpflanzt man Windkraftanlagen technologisch einfach vom Land ins Meer – zukünftig werden sich aber mehr und mehr Anlagen herauskristallisieren, die bezüglich Redundanz oder Rostschutz zu echten Offshore-Anlagen optimiert wurden.”

Zusammen mit seinem Team plant Schmidt Paulsen ein völlig neues Konzept für die Parks, die nicht mehr auf starren Türmen stehen wie momentan üblich. “Das Prinzip ähnelt einem Korkschwimmer beim Angeln, der in dem Wasser schwimmt und sich mit Wellen hin und her bewegt – nur dass bei unserem Projekt die ‘Schnur’ in die Tiefe führt”, so der Ingenieur. Eine typische Windmühle besteht nach den Plänen aus einer langen rotierenden vertikalen Röhre, an deren oberem Ende – über dem Meeresspiegel – ebenfalls vertikal ausgerichtete Rotoren kreisen. “Die Rotorblätter der herkömmlichen horizontalen Windräder sind stark der Schwerkraft ausgesetzt, die an ihnen zerrt – bei vertikal ausgerichteten Rotoren fällt dieser Einfluss deutlich schwächer aus. Darüber hinaus liegt der Schwerpunkt unserer Anlagen unterhalb der Wasserlinie, weil ihnen das große Gewicht normaler Windräder in Höhe der Nabe fehlt”, erklärt Schmidt Paulsen.

Freischwimmer im Wind 

Dieses Prinzip unterscheidet DeepWind auch von einer Versuchsanlage, die Siemens und StatoilHydro vor der norwegischen Insel Karmøy in die See gepflanzt haben. Sie schwimmt zwar ebenfalls im Meer und benötigt keine feste Verankerung wie konventionelle Türme. Doch Hywind, so der Name, benötigt einen mehr als 100 Meter langen Schwimmer unter Wasser, der dafür sorgen soll, dass der dreiblättrige Rotor nicht umkippt, DeepWind käme dagegen mit kürzeren Gegengewichten aus, wobei der Generator in diesem Abschnitt eingebaut ist. Beide Anlagen werden jeweils mit Ketten am Meeresgrund verankert und über Kabel an das festländische Stromnetz angebunden.

Die vertikale Ausrichtung der Blätter und langsamere Umdrehungsgeschwindigkeit verringert zudem die Belastungen, die vor allem an den Spitzen der Blätter zerren. Ein anderer Vorteil von dem leicht gekippten DeepWind Konzept ist das kleinere Turmmoment an der Wasseroberfläche, das anhand eines kürzeren Hebelarms des Windes erzeugt wird. Im Vergleich haben die zum Windrad quer wirkenden Wellen einen größeren Einfluss auf die Turmbelastungen als die des rotierenden “Turmes”. “Um Schwachstellen in den Anlagen zu vermeiden, wollen wir zum Beispiel versuchen, die Rotorblätter mit der Pulltrusionstechnologie herzustellen. Das erhöht die Lebensdauer und verringert langfristig die Kosten”, meint Schmidt Paulsen. Erfahrungen und Technologien aus dem Schiffbau sollen helfen, die Korrosion durch aggressives Salzwasser in den Griff zu bekommen – etwa durch spezielle Beschichtungen. Glasfaserverstärkte Werkstoffe, die in der Luftfahrt gang und gäbe sind, könnten die sich im Wasser drehende Röhre robust und rostfrei machen. Die Rotorblätter bestehen bereits standardmäßig daraus.

Ungeklärt ist allerdings, wie sich DeepWind und ähnliche Anlagen auf die Natur auswirken können – etwa auf die Zugbahnen von Zugvögeln: Kollisionen mit Rotoren oder Türmen gehören zu den stärksten Bedenken von Ornithologen, da die Tiere gerade bei schlechter Sicht tödlich gegen die Konstruktionen prallen können. DeepWind ragt allerdings weniger weit aus dem Wasser auf, was das Risiko für die Vögel senkt. Ob tatsächlich ein Unterschied zwischen einem horizontal oder einem vertikal ausgerichteten Rotor herrscht, ist unklar; “es ist viel zu früh, um diese Frage zu beantworten und nicht ein Teil des Konzeptstudiums, dies aufzuklären”, ergänzt Schmidt Paulsen. Da sie weiter draußen auf dem Meer installiert werden, kommen die Parks zudem weniger mit wichtigen Rastplätzen wie im Wattenmeer in Konflikt, wo sie bisweilen wie ein Sperrriegel den Tieren den Zugang zu wichtigen Ruheräumen verwehren. Für Meeressäuger versprechen DeepWind und HyWind sogar Verbesserungen, meint Neumann vom DEWI: “Da keine Fundamente in den Meeresboden gehämmert werden müssen, entfällt der störende Rammschall.” Dieser vertreibt nach Meinung von Ökologen Wale und kann deren Gehör schädigen.

Neue Potenziale erschließen 

Durch die neue Technologie ließen sich die Anlagen außerdem dichter “packen” – auf kleinerem Raum könnten mehr Geräte auch entsprechend mehr Strom liefern; zumal die dänischen Entwickler zunächst auf eine 5-MW-Anlage und dann auch auf 20-Megawatt-Turbinen setzen. Der große, verschwenderische Platzbedarf konventioneller Windparks fiele damit weg. “Und damit lassen sich letztlich auch die Kosten für Installation und Betrieb auf Dauer im Rahmen halten”, ergänzt Schmidt Paulsen, der darauf hofft, dass schon in naher Zukunft ein erster Prototyp vom Stapel gelassen wird: Bis 2014 ist erst einmal die Projektierungs- und Entwicklungsphase terminiert. „Wenn sich das Konzept erfolgreich zeigt und neue Initiativen in DeepWind promoviert werden, könnte 2020 der erste schwimmende Megawattrotor auf dem offenen Meer zumindest versuchsweise in Betrieb gehen“, meint Schmidt Paulsen.

Auch Neumann vom DEWI prognostiziert DeepWind eine gute Zukunft, auch wenn in der Deutschen Bucht und anderen Flachwasserzonen der Meere wohl andere Windkrafttechnologien zum Zug kommen dürften: “Die Technik ließe sich an vielen Steilküsten einsetzen. Damit würde sich die Windkraft völlig neue Regionen erschließen, die bislang nicht genutzt werden konnten – obwohl dort beständig Wind weht wie vor Norwegen, Kalifornien oder Spanien. DeepWind wird auf jeden Fall eine weitere interessante Variante in der Nutzung des Windes sein.”

Tausche Methan gegen Kohlendioxid

Ein von deutschen Forschern vorangetriebenes Projekt soll unsere Energieversorgung sichern und gleichzeitig das Klima schonen: Es tauscht Methanhydrate gegen Kohlendioxid.

DANIEL LINGENHÖHL

In der Tiefsee verbirgt sich ein immenser Schatz, der unseren Bedarf an Strom und Wärme auf Jahrzehnte sichern könnte: Methanhydrate – in Wassereis eingelagertes, stark verdichtetes Faulgas, das auch im normalen Erdgas einen großen Anteil ausmacht. “Wie viel Methanhydrat da unten vorkommt, entzieht sich bislang jeder fundierten Schätzung. Sicher ist aber, dass es die Menge der bekannten Erdgasvorräte bei Weitem übersteigt”, sagt Bernhard Cramer von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) in Hannover. Deshalb weckt der Stoff Begehrlichkeiten bei Bergbauunternehmern und Energieversorgern, obwohl er auch einen großen Nachteil hat: Bei der Verbrennung des Gases, das bei Zimmertemperatur aus seinem Wasserkäfig entweicht, entsteht Kohlendioxid, das die Erderwärmung antreibt.

Dieses Dilemma möchte ein internationales Forschungsprojekt unter Federführung des IFM-Geomar in Kiel lösen, hofft der leitende Geowissenschaftler Klaus Wallmann: “Unter wissenschaftlichen Gesichtspunkten wollten wir die Gashydrate als Energiequelle ursprünglich nicht anfassen, da sie ein weiterer fossiler Energieträger sind, der CO₂ freisetzt. Wenn man aber ihren Abbau mit der Einlagerung von Kohlendioxid verknüpft, lässt sich mehr CO₂ speichern, als bei der Verbrennung freigesetzt wird – die Klimabilanz wäre also positiv.”

Gaskraftwerke als Puffer für Sonne und Wind

Zusammen mit Kollegen in aller Welt arbeitet Wallmann daher mit dem SUGAR-Projekt (Submarine Gashydrat-Lagerstätten: Erkundung, Abbau und Transport) daran, dass aus dieser Vision in naher Zukunft tatsächlich eine marktreife Technologie hervorgeht, die Energiegewinnung mit Klimaschutz verknüpft. “Wir benötigen mehr Erdgas zur Energieerzeugung, da die Leistung von Gaskraftwerken sehr leicht und rasch reguliert werden kann, ohne dass es zu Effizienzverlusten kommt”, sagt Wallmann. Sie dienen daher als Puffer in unserem zukünftigen Energiemix und sollen Schwankungen abfedern, die naturgemäß beim Einsatz von Windkraft- und Fotovoltaikanlagen auftreten – Kohle- oder Kernkraftwerke reagieren dafür zu schwerfällig.

“Die konventionellen Erdgasfelder in Europa sind allerdings bald erschöpft, weshalb wir Alternativen brauchen – zum Beispiel das Methanhydrat”, meint der Kieler Forscher. Der potenzielle Energieträger der Zukunft entsteht aber nur an bestimmten Stellen: Der Druck muss mindestens 20 Bar betragen, und die Temperatur darf zwei bis vier Grad Celsius nicht übersteigen. Außer im Permafrost der hohen Breiten bildete sich das Methanhydrat daher vor allem in der Tiefsee – etwa vor Norwegen, im Schwarzen Meer, vor den Küsten Kaliforniens oder Japans.

Diese Lagerstätten sollen bald mit Hilfe von SUGAR angezapft werden, hofft Wallmann: “Direkt anstehendes Methanhydrat scheidet aus, da es die Energiebasis für reichhaltige Ökosysteme bildet, die wir erhalten wollen. Außerdem könnte dort das Gas unkontrolliert entweichen, was ebenfalls verhindert werden muss. Sobald aber eine mindestens 100 Meter mächtige undurchlässige Sedimentschicht über dem Rohstoff liegt, können wir es guten Gewissens abbauen.”

Dazu soll möglichst viel herkömmliche Technik eingesetzt werden, die sich schon bei der Förderung von Erdgas bewährt hat. Das hilft Entwicklungskosten zu sparen und reduziert die Zahl möglicher Fehlerquellen. Methanhydrat steht allerdings nicht unter derartigem Überdruck wie Erdöl oder -gas, deren überlagernde Deckschichten oft kilometerdick sein können. Deshalb muss das Material vor Ort verflüssigt werden, um es fördern zu können – zum Beispiel, indem warmes Wasser in die Quelle gepumpt wird. “Das wurde bereits erfolgreich versucht, ist aber energetisch ungünstig”, meint Wallmann.

Eleganter – und effizienter – funktioniert die Verflüssigung über Druckentlastung: Im Reservoir, über dem eine 1000 Meter mächtige Wassersäule und eine dicke Sedimentauflage stehen, herrscht ein Druck von mehreren hundert Bar, im eindringenden Bohrgestänge dagegen nur der deutlich niedrigere Atmosphärendruck – schon im Bohrloch löst sich der Rohstoff auf. Allerdings dringen neben dem erwünschten Gas ebenso Wasser und Sediment in die Bohrung ein, weshalb man den Druck steuern muss, um Erwünschtes von Unerwünschtem zu trennen. Siebe sollen zudem helfen, feste Bodenbestandteile fernzuhalten.

Als Pellet an Land

Über dem Wasser verwandeln Anlagen das gewonnene Erdgas gleich wieder in Hydrate, die sich dann in Form von Pellets per Schiff abtransportieren lassen. “Sie sind bereits bei minus 20 Grad und normalem Druck über Monate stabil, weil sich ein dünner Eispanzer über ihre Oberfläche zieht, der den weiteren Zerfall erst einmal stoppt. An Land genügt es, sie schlicht zu erwärmen, um das Gas freizusetzen”, erklärt Wallmann.

Die gleichen Gastanker, die das Hydrat anlanden, könnten auf dem Weg hinaus zur Bohrplattform verflüssigtes Kohlendioxid mitnehmen, das dort in den Untergrund gepresst wird. Im Gegensatz zu Erdgas verändert das Kohlendioxid bereits bei minus 35 Grad Celsius seinen Aggregatzustand, was den Transport vereinfacht. Bis zu 35 000 Kubikmeter sollen diese Schiffe bald fassen können – die Wochenproduktion eines großen Gaskraftwerks.

Auf hoher See wird das CO₂ nicht nur umweltgerecht entsorgt, es hilft auch noch, die Ausbeute aus der Lagerstätte zu erhöhen, beschreibt der Fachmann vom IFM-Geomar: “Das flüssige Kohlendioxid reagiert spontan mit den Methanhydraten, verdrängt dabei das Erdgas aus dem Gitter und bildet CO₂-Hydrate, die unter den örtlichen Bedingungen nochmals stabiler sind als das Methanhydrat.” Das unerwünschte Treibhausgas würde folglich mit hoher Sicherheit langzeitig eingelagert und könnte den Klimawandel nicht befeuern.

Gleichzeitig erzeugt der chemische Prozess Wärme, da es sich um eine exotherme Reaktion handelt. Sie ergänzt folglich die Druckentlastung und fördert den erwünschten Zerfall des Methanhydrats, der ansonsten bald nachließe: Ohne Zufuhr des Kohlendioxids kühlt die Lagerstätte durch die Entgasung nach und nach aus, die Förderung käme zum Stillstand. Die Geowissenschaftler setzen daher auf eine Doppelrohrstrategie, bei der durch die eine Leitung CO₂ in die Quelle gepumpt und durch die andere das Gas gefördert wird.

Kaum Risiken, hoher Nutzen?

Große Umbaumaßnahmen der Energieinfrastruktur würden dafür nicht benötigt, man könnte weit gehend auf jene der konventionellen Erdgas- und Erdölindustrie zurückgreifen und bräuchte als Ergänzung vor allem große Verflüssigungsanlagen für Kohlendioxid. Dennoch treibt SUGAR auch den technologischen Fortschritt an: Das IFM-Geomar hat unter anderem verschiedene geophysikalische Geräte entwickelt, mit denen sich die Verteilung der Gashydrate im Untergrund besser dreidimensional abbilden lässt. Partner aus der Industrie wiederum stellten neuartige Polymere her, die Methanhydrate rascher umwandeln, was natürlich den Abbau wirtschaftlicher macht.

Risiken sieht Klaus Wallmann dagegen kaum: “Ein Blowout, wie er dieses Jahr im Golf von Mexiko bei der Plattform Deepwater Horizon auftrat, stellt für uns kein größeres Problem dar. Dafür steht das Methanhydrat unter zu schwachem Druck. Wir müssen aber aufpassen, dass wir die Deckschicht nicht aufbrechen und Kohlendioxid dadurch entweicht. Deshalb dürfen wir bei der Injektion des Gases den Druck nicht zu stark erhöhen.” Und ausgeschlossen sei auch der Abbau an den Kontinentalabhängen im Meer, wo Hangrutschungen ausgelöst werden könnten.

Der Kieler Forscher blickt daher der Zukunft optimistisch entgegen: “2010 und 2011 laufen erste viel versprechende Feldtests ab – zuerst an Land, später dann auf der See. In der Prudhoe Bay in Alaska beispielsweise wird die Druckentlastung zur Förderung im Permafrost an Land erprobt, dort soll zwei Jahre lang Gas produziert werden. Und da die Infrastruktur über die lokale Öl- und Gasindustrie bereits vorhanden ist, könnte hier schon innerhalb dieses Jahrzehnts die kommerzielle Nutzung anlaufen.” Durch Zufall habe die Nutzung von Methanhydraten auch schon in der Vergangenheit geklappt, ergänzt Bernhard Cramer: “Ende der 1970er Jahre wurde in Sibirien ein Methanhydratlager unter Permafrost angezapft, als nach Erdgas gebohrt worden war. Erst später stellte man fest, dass es sich um gefrorenes Methan gehandelt hat.”

Dennoch dämpft der Geologe vom BGR die Erwartungen: “Der Abbau von Methanhydraten hängt stark von ihrer Erreichbarkeit und dem Preis der Förderung ab, die momentan noch zu teuer ausfällt. Die Gewinnung von Erdgas beispielsweise aus unerschlossenen Schiefergasen oder Kohlegasflözen ist dagegen schon jetzt sehr viel effizienter und schiebt die Notwendigkeit, Methanhydrat kommerziell zu fördern, weiter in die Zukunft. Vielleicht beginnt sie 2020 – warten wir einfach mal ab.”

Wasserkraft für Kleinstandorte

Hierzulande gilt das Potenzial für Energie aus Wasserkraft als ausgereizt. Eine neue Technik soll nun auch Kleingewässer nutzen – ohne Fischen zu schaden.

SABRINA HÜTTERMANN

Die Kraft des Wassers nutzen Menschen seit Jahrhunderten – von den frühen Mühlenrädern des Müllers bis zur heutigen Großanlage, die ganze Städte mit Strom versorgt. Die vermeintlich grüne Energieerzeugung birgt jedoch immer auch die Gefahr negativer Folgen für Flusslebewesen. Ein neues Kleinwasserkraftwerk der Technischen Universität München soll nun die Brücke schlagen zwischen Natur- und Umweltschutz.

Konventionelle Anlagen, die Energie aus Flüssen nutzen, arbeiten heutzutage erst ab großen Wasserfallhöhen von über zehn Metern wirtschaftlich sinnvoll. Hierzulande scheitern derartige Großprojekte mit ihren Staumauern immer häufiger an den baulichen Maßnahmen, da sie erhebliche Eingriffe in die Landschaft voraussetzen. Ein verschärftes Wasserhaushaltgesetz zum Schutz von Fischlebensräumen erschwert überdies die Genehmigungsfähigkeit verschiedener Wasserkraftanlagen an kleineren Fließgewässern.

Die neue Entwicklung eines kleinen Schachtkraftwerks wirbt nun mit der Lösung dieser Probleme: Seine einfache Konstruktion soll Kosten sparen, so dass es auch an geringeren Flussgefällen mit nur ein bis zwei Metern rentabel arbeitet. Gleichzeitig schone seine Bauweise Umwelt und Lebewesen, so die verantwortlichen Entwickler. Die patentierte Apparatur könnte dadurch an bislang ungenutzten Standorten zur Stromerzeugung genutzt werden.

Dazu wird ein Schacht vor die weiterhin nötigen Stauwehre in das Flussbett gegraben, damit er sich vollständig unter Wasser befindet. An der oberen Öffnung strömt das Wasser dann in die Kiste hinein, treibt die darin befindlichen Turbinen an und strömt an der Wehrunterseite wieder hinaus. Ermöglicht wird dies durch Generatoren, die gänzlich unter Wasser arbeiten können. Diese machen das Maschinenhaus am Uferrand überflüssig. Gegenüber einer herkömmlichen Anlage fallen die Kosten für dieses Schachtkraftwerk um bis zu 50 Prozent niedriger aus, da eine standardisierte Form der “Kraftwerks-Kisten” serienmäßig hergestellt werden könnte. “Je nach Bedarf und Finanzkraft des Betreibers kann so vom Privatbetreiber bis zur Stadtverwaltung jeder sein eigenes Wasserkraftwerk betreiben”, meint Albert Sepp von der Versuchsanstalt für Wasserbau der TU München.

Neben der ökonomischen Verbesserung vereinfache sich nach Ansicht des Ingenieurs auch die örtliche Genehmigung im Bezug auf die sensiblen Fischpopulationen. Nach der EU-Wasserrahmenrichtlinie sind die Länder dazu angehalten, die zahlreichen bestehenden Wehre für Fische durchlässiger zu gestalten. Der finanzielle Aufwand für diese Umstrukturierung liegt dafür bei den EU-Staaten. “Anstatt tausende Fischtreppen an den Wehren zu bauen, könnte hier unser Schachtkraftwerk alle Hindernisse aus dem Weg räumen”, ist Sepp überzeugt. Denn die Anlage funktioniere ohne jegliche irritierende Wirbelbildung im Wasser. Mit Hilfe einer Klappe am oberen Wehr leitet ein oberflächlicher Lockstrom die Fische sicher vom oberen in den unteren Flussverlauf, anstatt sie mit dem Tiefenstrom in Richtung der Turbinen zu treiben.

Rocco Buchta, Leiter des NABU-Instituts für Fluss – und Auenökologie, sieht dies skeptisch: “Jedes Wasserkraftwerk ist ein Fremdkörper im Fluss – durch sie entsteht eine Konkurrenz um das Wasser zwischen Kraftwerk und der natürlichen Flussströmung.” Denn je mehr Wasser für die Energieerzeugung abgeleitet wird, desto geringer fällt die Strömungsmenge aus, welche Fische zum Überqueren von Wehren benötigen. Aus diesem Grund bewertet der Naturschützer größere Anlagen auch weniger kritisch, da hier in der Gesamtheit mehr Wasser zur Verfügung stehe. “Der Eingriff in die Flussdynamik ist bei großen Wasserkraftanlagen nicht so verheerend. Man muss jetzt in der Anwendung sehen, wie ökologisch sinnvoll dieses Schachtkraftwerk arbeitet”, so seine Einschätzung. Der erste Prototyp der Neuentwicklung zeigt ab Frühjahr 2011, ob er den hohen Erwartungen auch in der freien Natur entspricht.