Ringwallspeicher und geotechnische Speichersysteme für die Herausforderungen der Energiewende

Ist eine zu 100% erneuerbare Stromversorgung überhaupt möglich?

Der Weltenergiebedarf wird von der einstrahlenden Sonne und den dadurch angefachten Winden um viele Größenordnungen übertroffen. Abbildung 1 liefert mit den "Energiekugeln" eine Vorstellung dazu.

• Das globale, am Boden und auf den Meeresoberflächen ankommende Energieangebot der Sonne übertrifft den Weltenergiebedarf der Menschheit um das etwa 8000-Fache,
• das der damit angefachten Windbewegungen um das etwa 700-Fache.
• Das Energieangebot der Sonne über Deutschland übertrifft den Energiebedarf Deutschlands um das etwa 160-Fache.

Diese praktisch unbegrenzt verfügbaren Energiequellen werden in Zukunft die Hauptlast einer regenerativen Strom- und Energieversorgung übernehmen.

In den dicht besiedelten Ländern Europas wird man sich auf die beiden großen Potentiale von Wind und Sonne konzentrieren müssen, wenn der Strom- und Energieverbrauch nachhaltig gedeckt werden soll.

Andere Potentiale regenerativer Energien, wie Biomasse, Wasserkraft oder Erdwärme werden einen kleinen weiteren Beitrag dazu leisten.

Bezogen auf das dicht besiedelte Industrieland Deutschland übertrifft der jährliche Energieeintrag der Sonne den gesamten Primärenergieverbrauch immer noch etwa um das 160-Fache.

Bei einem Umwandlungswirkungsgrad für die Nutzbarmachung von 13% (einschließlich Übertragung und Speicherung) würden weniger als 5% der Landesfläche ausreichen, um den vollständigen Energiebedarf Deutschlands zu decken.

Das Energiewetter und die untersuchte Region

Die NASA stellt mit dem MERRA Datenbanksystem eine mächtige, weltumspannende Plattform mit Wetterdaten inklusive Globalstrahlung und Windgeschwindigkeiten in stündlicher Auflösung seit 1979 für fein eingeteilte, von Längen- und Breitengraden begrenzte, Rastergebiete zur Verfügung.

Daraus lassen sich für die regenerative Versorgung einzelner Regionen und für kooperierende Verbünde von Regionen Einspeiseverläufe für Wind- und Solarenergieanlagen auf Basis real aufgezeichneter Energiewetterverhältnisse modellieren.

Etwa 24 dieser Rastergebiete betreffen ganz oder teilweise das Bundesland Brandenburg.

Im Süden des Bundeslandes zeigt Abbildung 2 den Truppenübungsplatz Lieberose mit dem nahe gelegenen Braunkohletagebau Jänschwalde östlich von Cottbus.

Dieser Standort wurde für einen Ringwallspeicher vorgeschlagen.

Der ehemalige Truppenübungsplatz Lieberose liegt etwa 90 km südöstlich von Berlin. Wegen seiner beeindruckenden Ausdehnung und Unzerschnittenheit ist das Gebiet von überregionaler Bedeutung.

Die Flächen weisen eine ganz besondere Naturausstattung auf. Wälder und Vorwälder aller Stadien sind dort ebenso zu finden wie ausgedehnte Sandheiden, faszinierende Moore und Klarwasserseen. (Quelle und weitere Informationen: Stiftung NLB.)

Ob der Rechtsstatus dieses Gebietes die Errichtung eines Ringwallspeichers, wie beispielhaft in Abbildung 3 einmontiert, nach aktueller Gesetzeslage ermöglichen würde, ist ebenso wenig Gegenstand der vorliegenden Unterlagen wie die Frage nach der konkreten Eignung der im betroffenen Gebiet vorliegenden Untergrundstrukturen und der Akzeptanz für ein derartiges Projekt.

Hier geht es einzig um eine grobe grundsätzliche energietechnische Analyse.

Der Standort erscheint auf den ersten Blick interessant und könnte sich als geeignet für ein derartiges Projekt erweisen.

Vor der näheren Betrachtung dieser Speichertechnologie wird aber zunächst gezeigt, welche Eigenschaften Speichersysteme für die Energiewende aufweisen sollten.

Welche Eigenschaften erfordern Speicher für die Energiewende?

Der Verbrauch und die aus den realen natürlichen Energiekreisläufen

zur energetischen Umwandlung verfügbaren Potentiale von

• Windenergie
• Solarenergie
• Wasserkraft und
• Biomassezuwachs

definieren den Ausgleichsbedarf einer systemverantwortlichen regenerativen Versorgung und die Anforderungen an Speichersysteme.

Neben den anfangs aufgezeigten Hauptpotentialen von Wind und Sonne gibt es weitere regenerative Energiepotentiale wie

• geothermische Energie,
• Planetenenergie die sich durch Ebbe und Flut über Gezeitenkraftwerke nutzen lässt,
• Wellenenergie,
• Fallwindkraftwerke die künstlich herbeigeführte Dichteunterschiede in trockener Luft ausnutzen
• und weitere in der Natur vorkommende Effekte, die prinzipiell auch energetisch genutzt werden können.

Im Vergleich zu den aufgeführten Hauptpotentialen spielen diese hier zusätzlich aufgeführten Potentiale bisher und wahrscheinlich auch in Zukunft, in vielen Regionen lediglich eine untergeordnete Rolle, wegen eines nur begrenzt auch nachhaltig nutzbaren Potentials und/oder hohen Umwandlungskosten.

In den nördlichen Bundesländern Deutschlands spielt in erster Linie der Wind, gefolgt von der Sonne eine entscheidende Rolle. Sie bestimmen maßgeblich die Anforderungen, die an Speichersysteme zu stellen sind.

Verbrauch elektrischer Energie

Der Verbrauch gibt im elektrischen Stromnetz vor, welche Leistung die liefernden Systeme bereitstellen müssen, damit die Stromversorgung funktioniert.

Der Verbrauch in den Stromnetzen hat einen typischen Verlauf, der vom Wochentag, der Uhrzeit, der Jahreszeit, von Ferien, Feiertagen, Wetterbedingungen, Konjunktur, besonderen Ereignissen und vielen weiteren Einflussfaktoren abhängt.

Abbildung 4 zeigt beispielhaft den Stromverbrauch in Deutschland während der ersten vier Wochen des Jahres 2013.

Verfügbare Windleistung

Abbildung 5 zeigt im oberen Kurvenzug beispielhaft für die ersten vier Januarwochen 2013 das theoretische Maximum der Windleistung, welches bei den real aufgetretenen Windgeschwindigkeiten aus den bewegten Luftmassen hätte abgegriffen werden können. Die physikalischen Grundlagen dafür wurden durch einen Physiker namens Betz in den 20-er Jahren des letzten Jahrhunderts beschrieben.

Reale Windenergieanlagen haben eine begrenzte Generatorleistung und erreichen diese theoretische Maximalleistung, abzüglich gewisser Wirkungsgradverluste, nur in einem bestimmten Windgeschwindigkeitsbereich. Diese ist beispielhaft für eine Enercon Anlage im darunter liegenden Kurvenverlauf dargestellt. Bei höheren Windgeschwindigkeiten kann das theoretisch verfügbare Leistungspotential nur bis zur maximalen Generatorleistung, der Nennleistung, abgegriffen werden.

Auf der vertikalen Achse angetragen ist die Leistung in Watt pro Quadratmeter Fläche, welche von den Rotorblättern von Windenergieanlagen überstrichen wird.

Durch Aufstellung einer entsprechenden Anzahl von Windenergieanlagen kann der Windenergieertrag so eingerichtet werden, dass er im zeitlichen Mittel den Verbrauch decken oder auch übertreffen kann.

Man erkennt beim Vergleich mit der Abbildung 4, dass die verfügbare Windleistung im zeitlichen Verlauf keinen Zusammenhang mit der verbrauchten Leistung aufweist.

Man erkennt auch, dass es Zeitphasen gibt, in denen die abgegebene Leistung gegen Null geht und andere Zeitphasen, in denen die Nennleistung erreicht wird.

Verfügbare Solarleistung

Abbildung 6 zeigt beispielhaft für den Anfang des Jahres 2013 die von Solarenergieanlagen im regionalen Mittel abrufbare Leistung in Watt pro Quadratmeter Modulfläche.

Die Solarenergie steht nur während des Tages, abhängig von der Bewölkung, in Leistungspulsen entsprechend dem Sonnenstand zur Verfügung. Im Sommer sind die verfügbare Leistung und die Sonnenscheindauer erheblich höher als im Winter.

Um einen bestimmten Anteil der Stromversorgung mit Photovoltaikanlagen bereitstellen zu können, ist, abgestimmt auf den Verbrauch, über die Region verteilt eine entsprechende Solarmodulfläche aufzubauen.

Auch die verfügbare elektrische Leistung aus umgewandelter Solarstrahlung hat nichts mit den in Abbildung 4 gezeigten Verbrauchsanforderungen zu tun.

Regenerative Versorgung

In Abbildung 7 ist die Situation einer regenerativen Eigenstromversorgung des Gebietes im Großraum um den ehemaligen Truppenübungsplatz Lieberose dargestellt unter den Energiewetterbedingungen zu Anfang des Jahres 2013.

Angenommen sind ein günstiger Mix aus Wind- und Solarenergieanlagen und eine permanent verfügbare Grundversorgungsleistung aus beispielsweise Biomasse, Geothermik, Müllverbrennung und/oder Laufwasserkraftanlagen. Im Jahresdurchschnitt könnte mit diesem angenommenen Anlagenpark zur nachhaltig rein regenerativen Energieumwandlung 20% mehr Energie in Elektrizität umgewandelt werden, als tatsächlich verbraucht wird.

Alle dargestellten Leistungskurven sind bezogen auf den Jahresdurchschnittsverbrauch dieser Region (=100%).

Man erkennt, dass die regenerative Gesamterzeugung (Summe aus Grundleistung, Solarleistung und Windleistung) entweder höher oder niedriger ausfällt als der Verbrauch mit seinem typischen Tages- und Wochenverlauf.

Eine Elektrizitätsversorgung funktioniert aber nur, wenn die bereitgestellte Leistung exakt dem Verbrauch folgt.

Wenn Überschüsse nicht einfach durch Abschalten verfügbarer Erzeugungsleistung verhindert werden sollen und Defizite mit Energie aus regenerativen Quellen ausgeglichen werden sollen, dann kann das nur über Speicher erfolgen, die auf diese Anforderungen ausgelegt sind, die uns das Energiewetter vorgibt.

Energiemix und Speicherbedarf

Abbildung 8 zeigt beispielhaft bezüglich der linken Leistungsskala die Abweichung der verfügbaren Erzeugungsleistung gegenüber dem Verbrauch. Die Abweichung (Gesamterzeugung minus Verbrauch) wird als Residualleistung bezeichnet.

Bei Leistungsüberschüssen ist die Residualleistung größer als null, bei Leistungsdefiziten liegt sie unter null. Dargestellt sind die Verhältnisse, die sich bei einer regenerativen Eigenversorgung des Gebietes im Großraum um den ehemaligen Truppenübungsplatz Lieberose unter den Energiewetterbedingungen zu Anfang des Jahres 2013 eingestellt hätten. Die Residualleistung betrifft die vier unteren Kurvenzüge. Diese setzen sich zusammen aus einer angenommenen konstanten Grundversorgungsleistung, die 20% des durchschnittlichen Verbrauchs abdecken könnte und einer volatilen Einspeisung aus folgenden unterschiedlichen Zusammensetzungen:

• 100% Wind (hier meist oben liegend),
• 100% Sonne (hier im Winter meist unten liegend),
• 71% Wind und 29% Sonne - dieser Erzeugungsmix erfordert, aufsummiert über das gesamte Jahr, ein Minimum an Speicherentnahmen (dazwischen, meist etwas unterhalb liegend),
• 82% Wind und 18% Sonne - dieser Erzeugungsmix ermöglicht einen Speicher mit der kleinsten Kapazität (dazwischen, meist etwas höher liegend).

Die oberen Kurven beziehen sich auf die rechte Skala und zeigen die Speicherleerung in durchschnittlichen Tagesverbräuchen an. Dabei wurden zu 100% aufgeladene Speichersysteme (Speichervorleerung = null Tagesladungen) zu Beginn am 01. Januar angenommen.

Mit einer Tagesladung könnte der durchschnittliche Verbrauch eines vollständigen Tages gedeckt werden.

Defizite, bei Residualleistungen unter null, führen zu einer Speicherleerung (Speicherleerungskurven fallen), Überschüsse zu einer Speicheraufladung (Speicherleerungskurven steigen). Speicherwirkungsgradverluste werden dabei jeweils abgezogen.

Volle Speicher lassen sich nicht weiter aufladen. Dann verfügbare Überschüsse müssten durch Erzeugungsmanagement abgeregelt werden.

Folgende weitere Annahmen liegen dem Diagramm der Abbildung 8 zugrunde:

Durchschnittlicher Jahresverbrauch = 100%, 120% Erzeugungsvermögen, davon 20% konstante Grundleistung, 100% Rest aus Wind, Sonne oder vorteilhaftem Mix.

Als Speicher wurden im vorliegenden Fall Ringwallspeicher mit 75% Wirkungsgrad angenommen, die in der Lage wären, Überschussleistungen aufzunehmen, die bis zu 160% den durchschnittlichen Verbrauch übersteigen können. Noch höhere Erzeugungsleistungen würden im angenommenen Szenario durch Erzeugungsmanagement abgeregelt.

Langzeituntersuchungen und weitergehende Analysen zeigen, dass Speichersysteme bei einer auf Deutschland begrenzten Energiewende bei einer günstigen Erzeugungsstruktur eine Kapazität von etwa 10 bis 14 Tagesladungen erfordern.

Bei ungünstiger Erzeugungsstruktur, zum Beispiel hohen Solarenergieanteilen, kann der Speicherbedarf deutlich größer werden. Dies deutet der Speicherverlauf bei 100% solarer Erzeugung in Abbildung 8 bereits nach den vier Wochen mit nahezu 20 Tagesladungen Speicherleerung an.

Bei einer sich bis heute nicht abzeichnenden europaweiten regenerativen Versorgungsstruktur und einer leistungsstarken kontinentalen Vernetzung ließe sich der regionale Speicherbedarf auf etwa vier bis sechs Tagesladungen reduzieren.

Damit sind die Kapazitätsanforderungen an Speichersysteme einer zukünftigen, zu 100% regenerativen Stromversorgung beschrieben.

Speicheralternativen

Einige wichtige in der Diskussion befindliche Speicheralternativen, die in der Lage sein könnten, diese Anforderungen zu erfüllen, werden nachfolgend betrachtet.

Erdgasspeicher

Wegen des immensen Speicherbedarfs, der mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Stromversorgung auf Deutschland zukommt, wird stark über Alternativen zu der bewährten und technisch ausgereiften Pumpspeichertechnik nachgedacht, mit Wasserstoff oder Methan als Energieträger.

Die im Erdgasnetz für Methan vorhandene Speicherkapazität würde ohne weiteres ausreichen, um Stromdefizite auch über die längsten Flauten hinweg ausgleichen zu können.

Erdgasspeicher in Deutschland im Jahr 2011:

• Gesamtes Speichervolumen ca. 35.000 Mio. Normkubikmeter (m³ Vn)
• Maximale Arbeitsgaskapazität ca. 20.800 Mio. Normkubikmeter (m³ Vn)
• Energiegehalt von Erdgas ca. 10 kWh/ m³ Vn = 10 GWh/Mio. m³ Vn
• Energiespeicherkapazität ca. 208 TWh
• Verstromungswirkungsgrad bei Einsatz der besten verfügbaren Technik (GuD-Kraftwerke) ca. 60%
• Stromspeicherkapazität ca. 125 TWh, das entspricht etwa
• 87 Tagesladungen des durchschnittlichen Strombedarfs Deutschlands.

Im Gegensatz zur Pumpspeichertechnik entstehen bei der Verwendung von Methan als Speichermedium erhebliche Verluste. Methan ist der Hauptbestandteil von Erdgas und lässt sich künstlich herstellen. Allerdings steckt die Entwicklung der dazu erforderlichen großtechnischen Systeme noch in den Kinderschuhen.

Problematik dieser Technologien ist der geringe Wirkungsgrad bei der Umwandlungskette:

Strom => Gas => gespeicherter Zustand => Strom.

Die Wirkungsgradkette liegt unter 40% und erreicht bis heute keine 30%.

Mehr als die 2 ½-fache Energie muss aus regenerativen Energiekreisläufen in Elektrizität umgewandelt werden, als nach dem Speichern als Elektrizität wieder abgerufen werden kann.

Obwohl kostengünstige und mit ausreichender Kapazität verfügbare Speicherräume kein Problem wären, erfordert dieses Konzept einen erheblichen Mehraufwand für Energieumwandlungsanlagen, die allein dazu benötigt werden, die auftretenden Speicherverluste auszugleichen.

Trotz dieser Wirkungsgradproblematik erscheint es technisch umsetzbar, eine so strukturierte regenerative Stromversorgung zu realisieren.

Druckluftspeicher

Druckluftspeicher nutzen, wie die Erdgaskavernen, unterirdische Hohlräume zur Speicherung komprimierter Luft.

Die Luft erwärmt sich beim Komprimieren auf die dabei angewandten Drücke von 60 bar und höher auf über 600 °C.

Bei dieser Temperatur kann sie nicht einfach in Kavernen gespeichert werden und muss vorher abgekühlt werden.

Geschieht die Abkühlung über einen Wärmespeicher, dann kann die dabei abgegebene Wärmeenergie beim Entladen des Druckluftspeichers zum Teil wieder an die ausströmende Luft zurückübertragen werden.

Damit lassen sich Wirkungsgrade um 70% erreichen.

Ohne Wärmespeicher bleibt der Wirkungsgrad unter 50%.

Wärmespeicher für die dabei auftretenden Drücke und Temperaturen in Verbindung mit der großen erforderlichen Kapazität sind technisches Neuland und Gegenstand laufender Forschungen. Ein Durchbruch bei diesen Forschungen steht aktuell nicht in Aussicht.

Bei einem bedeutenden Ausbau dieser Technik könnte es zu einer Nutzungskonkurrenz bei den geeigneten Bodenformationen mit den Erdgasspeichern kommen.

Die Abfuhr des beim Ausspülen der Kavernen in großen Mengen anfallenden Salzwassers hat ökologisch unschädlich zu erfolgen.

Die Standfestigkeit der unterirdischen Kavernen ist zu beachten und kann sich auf die Langzeitstabilität des Untergrunds auswirken.

Bisher gibt es weltweit zwei Druckluftspeicherkraftwerke. Eines in den USA und eines in Norddeutschland bei Huntdorf.

Pumpspeicher

Zur Speicherung einer Kilowattstunde ist eine Tonne Wasser auf 400 Meter Höhe zu heben. Abbildung 9 zeigt das Funktionsprinzip.

Die in Deutschland existierenden Pumpspeicherkraftwerke wurden errichtet, um den Betrieb von Grundlastkraftwerken zu optimieren. In der Nacht wurde mit Stromüberschüssen Wasser nach oben gepumpt. Tagsüber bei hohem Verbrauch wurde das Wasser wieder nach unten gelassen, um die Bedarfsspitzen zu decken.

Der massive Ausbau der Photovoltaik durchkreuzt allerdings dieses früher einträgliche Geschäftsmodell und stellt ganz andere Anforderungen an Speichersysteme für eine regenerative Versorgungsstruktur.

Aufgrund dieser Entstehungsgeschichte könnte die aktuelle Pumpspeicherkapazität Deutschlands die derzeitige Stromnachfrage für gerade einmal 40 Minuten überbrücken.

Die Speicherkraftwerke in Deutschland bieten im Jahr 2015 etwa folgendes Bild:

• Kapazität ca. 40 GWh,
• Das entspricht etwa 1/36 Tagesladung des durchschnittlichen Strombedarfs Deutschlands,
• Leistung etwa 7 GW,
• Damit können etwa 10% des landesweiten Strombedarfs für rund sechs Stunden überbrückt werden.

Für eine regenerative Stromversorgung Deutschlands auf der Basis von Wind und Sonne und ohne weitere Rückgriffmöglichkeit auf fossile und nukleare Energieträger würde das bedeuten, dass im nationalen Alleingang die derzeit vorhandene Speicherkapazität auf etwa 14 Tagesladungen, entsprechend 20 Terrawattstunden zu ver-500-fachen wäre.

Die Leistung dieser Systeme müsste jedoch mit etwa 90 Gigawatt lediglich beim etwa 13-fachen von heute liegen.

Die heute in Deutschland existierenden Pumpspeicher passen damit in keiner Weise zu den Anforderungen einer regenerativen Elektrizitätsversorgung.

Bei einer sich aus heutiger Sicht leider nicht abzeichnenden optimalen europaweiten Kooperation mit leistungsstarker Vernetzung würde sich mit etwa sechs Tagesladungen und neun Terrawattstunden immer noch ein gegenüber den heute in Deutschland vorhandenen Kapazitäten etwa 200-facher Speicherbedarf ergeben.

Dieser geringere Speicherkapazitätsbedarf resultiert aus den zunehmenden statistischen Ausgleichmöglichkeiten zwischen Überschuss- und Defizitregionen, je größer das kooperierende Gesamtgebiet wird. Irgendwo in Europa gibt es immer Wind- oder Solarenergieüberschüsse.

Die notwendige Speicherkapazität pro Kopf der Bevölkerung liegt, zwischen 100 Kilowattstunden im europaweiten Verbund und 250 Kilowattstunden bei einer nationalen Lösung der regenerativen Stromversorgung. Bei diesen Angaben ist der gesamte Stromversorgungsbedarf des Landes einschließlich der Industrie berücksichtigt.

Je nach Höhenunterschied der Wasserflächen von Pumpspeichersystemen, würde das pro Einwohner Austauschvolumen zwischen 100 und 1000 Kubikmetern erfordern.

Der für die einmalige Erstbefüllung von Energiespeichersystemen erforderliche Wasserbedarf pro Person würde sich nicht um Größenordnungen vom alljährlich erforderlichen Trinkwasserverbrauch unterscheiden, der etwas unter 50 Kubikmeter pro Kopf der Bevölkerung und Jahr liegt.

Einmal aufgefüllt, bleibt das Wasser in den Pumpspeichersystemen und würde nur noch zwischen Unter- und Oberbecken auf und ab befördert. Nur die Verdunstungsverluste und bewusst herbeigeführte Entnahmen müssen beim späteren Betrieb noch ausgeglichen werden.

Ein grundsätzliches Wasserbeschaffungsproblem stellt die Füllung von Pumpspeichersystemen nicht dar.

Der Aufbau dieser Speichersysteme würde über mehrere Jahrzehnte hinweg erfolgen, weil ein relevanter Speicherbedarf erst entsteht, wenn mehr als etwa 20% der elektrischen Energie aus den volatilen Quellen Wind und Sonne kommen. Auch die Außerbetriebnahme der konventionellen Kraftwerke findet in einem kontinuierlichen, länger andauernden Prozess statt, der abgestimmt auf den Ausbau der erneuerbaren Erzeugungssysteme und die errichteten Speicherkapazitäten stattfinden wird.

Eine akute Eile zur schnellen Schaffung von Speichersystemen besteht derzeit nicht. Allerdings sollten mit Blick auf die Planungs- und Umsetzungszeiten für derartige Systeme möglichst bald Öffentlichkeitsarbeit betrieben und Rahmenbedingungen geschaffen werden, die es aus gesellschaftlicher, rechtlicher und betriebswirtschaftlicher Sicht ermöglichen, die notwendigen Prozesse in Gang zu setzen.

Bodenflächenbedarf zur Energiespeicherung

• Das Austauschvolumen eines Pumpspeicherkraftwerks muss im aufgeladenen Zustand im Oberbecken Platz finden, im entladenen Zustand im Unterbecken. Der Speicherraum muss deshalb zweimal vorgehalten werden.
• Auf einer gegebenen Fläche kann umso mehr Volumen gespeichert werden, je größer das Pegelspiel zwischen aufgeladenem und entladenem Zustand realisiert wird.

Die Kapazität geotechnischer Speichersysteme nimmt mit der vierten Potenz ihrer geometrischen Abmessungen von Länge, Breite und Höhe zu.

Eine Verdoppelung dieser Abmessungen vervierfacht die Flächen, verachtfacht die Volumen und versechzehnfacht mit dem doppelten Höhenunterschied die Speicherkapazität.

Ab einer gewissen Größe ermöglichen diese Systeme damit sehr große Speicherkapazitäten, wie sie die Energiewende erfordern wird.

Wenn Pumpspeichersysteme mit einer gegebenen Kapazität möglichst flächensparend errichtet werden sollen, dann kommt es neben der Realisierung möglichst großer Höhenunterschiede auch auf ein möglichst großes Pegelspiel in Ober- und Unterbecken zwischen dem aufgeladenen und dem entladenen Zustand an.

Die landesweit zu schaffenden Wasserflächen zur Energiespeicherung wären marginal im Vergleich zu vielen anderen Landnutzungen.

Bei einem angenommenen mittleren Höhenunterschied zwischen Ober- und Unterbecken von 200 Metern und einem Pegelspiel in den Becken von 20 Metern läge der landesweite Flächenbedarf bei 4000 Quadratkilometern oder unter 1,2% der Landesfläche.

Dieser Betrag würde sich bei einer Erhöhung des Pegelspiels auf 50 Meter reduzieren auf einen Flächenbedarf von 1600 Quadratkilometer oder weniger als 0,5% der Landesfläche.

Je nach Systemauslegung insgesamt würde der Speicherwasserflächenbedarf sogar geringer ausfallen, als beispielsweise der Flächenbedarf für den Anteil der Photovoltaik an der Stromerzeugung.

Ringwallspeicher

All diese Überlegungen führen zum Vorschlag des Ringwallspeichers gemäß Abbildung 10.

Damit können auch in Gebieten, die für klassische Pumpspeichersysteme nicht in Frage kommen, große Speicherkapazitäten mit hohem Wirkungsgrad errichtet werden, weil dabei große Höhenunterschiede geschaffen oder natürlich vorhandene Höhenunterschiede vergrößert werden.

Schaufelradbagger würden mit der aus dem Braunkohletagebau bekannten Technik das Unterbecken ausheben und damit den Damm für ein Oberbecken aufschütten, das innen abgedichtet wird. Die Anlage würde wie ein Pumpspeicherkraftwerk betrieben.

Ringwallspeicher unterscheiden sich von klassischen Pumpspeichern dadurch, dass auf die direkte Flutung sensibler Flusstäler verzichtet werden kann.

Zudem führen bereits geringere Höhenunterschiede, sowie weniger markante und sensible Höhenlagen, zu wirtschaftlich interessanten Konfigurationen.

Die Geometrie dieser Speicher führt mit zunehmender Größe zu einem rasanten Anwachsen der Kapazität.

Dieser Vorschlag gefiel dem Chefredakteur von "Bild der Wissenschaft", so dass er einen Grafiker beauftragte, die in Abbildung 11 gezeigte Illustration anzufertigen.

Hierbei handelt es sich um eine sehr große und idealisierte Vorstellung, die in dieser Form sicher nicht gebaut würde.

Als Anschauungsobjekt zeigt sie aber eine Reihe von Aspekten und Prinzipen, die auf Ringwallspeicher generell zutreffen.

Der Außendurchmesser dieser fiktiven Anläge läge bei ca. 11 km, der Walldurchmesser bei ca. 6 km, die Wallhöhe bei 215 m, das Pegelspiel im inneren Oberbecken bei 50 m und im äußeren Unterbecken bei 20 m.

Die Kapazität von ca. 700 GWh würde im Zusammenwirken mit rund 2000 Windenergieanlagen (verteilt auf ein Umland von etwa 100 km Umkreis oder etwa 10.000 km^² Landfläche) in der größten, heute verfügbaren Bauart und der notwendigen Photovoltaik in der Lage sein, versorgungssicher zwei Kernkraftwerke zu ersetzen.

Natürlich geht das vorteilhaft auch deutlich kleiner bei einer größeren Anzahl von dezentral über das Land verteilten Anlagen.

Diese bräuchten auch nicht in der idealisiert dargestellten Kreisform errichtet werden, sondern könnten Siedlungsgebiete und sensible Landschaftsteile umgehen und attraktiv in das entstehende Naturenergiesystem integrieren.

Als Zusatznutzen könnten damit beispielweise Schifffahrtswege in bisher auf diese Weise nicht erschlossenen Regionen entstehen.

Auch bei Jahrhunderthochwässern, von denen in den letzten Jahren einige auftraten, böten die Speichersysteme als Nebeneffekt genügend Stauraum, um Überschwemmungen von Siedlungsgebieten und Kulturlandschaften zu verhindern.

Insbesondere das Unterbecken würde sich für Freizeitbetrieb eignen, weil die auf Langzeitausgleich und extreme Dunkelflauten (langandauernde Windflauten bei geringer Solarstrahlung im Winter) ausgelegten Ringwallspeicher nur selten, in mehrjährigen Abständen, größere Pegelveränderungen aufweisen würden.

Meistens wäre das Oberbecken gut gefüllt und das Unterbecken auf abgesenktem Niveau.

Derartige Wasserflächen gibt es.

Der in Abbildung 12 gezeigte Edersee in Hessen erfährt in einer Saison mitunter Absenkungen von über 30 Metern.

Als im Jahr 2008 diese Bilder entstanden, betrug die Absenkung etwa 20 Meter. An diesem Tag ging es noch einmal um mehr als einen Meter nach unten.

Auch mit diesen Pegelveränderungen findet auf dem See ein reger Freizeitbetrieb statt und er bildet das Zentrum einer beliebten Ferienregion.

Bodennutzung Deutschlands

Die Landfläche Deutschlands umfasst 357.126 Quadratkilometer.

Etwas mehr als die Hälfte davon wird landwirtschaftlich genutzt.

Der größte Teil, in 2010 waren es 166.781 km^², dient der Lebensmittelproduktion.

Die industriell und vor allem energetisch genutzte Agrarfläche betrug im Jahr 2010 nach Angaben des statistischen Bundesamts 21.510 km^².

Davon wurde auf etwa 6500 km^² Biomasse zur Stromerzeugung in Biogasanlagen angebaut.

Der in Abbildung 11 idealisiert dargestellte Ringwallspeicher würde zusammen mit allen Wind- und Solarenergieanlagen eine Bodenfläche von etwa 100 km^² erfordern.

30 derartige Hybridkraftwerke hätten eine durchschnittliche Erzeugungsleistung von 60 GW.

Die erforderliche Gesamtfläche läge bei rund 3000 km^².

Sie wären in der Lage die vollständige Stromversorgung Deutschlands allein aus Wind und Sonne nachfragegerecht zu gewährleisten.

Diese dafür erforderlichen 3000 km^² wären weniger als 1 % der Landesfläche. Das wäre weniger als die Hälfte der Fläche von 6500 km^², auf der bereits im Jahr 2010 Biomasse zur Stromerzeugung mit Biogasanlagen angebaut wurden und dadurch rund 3% zur Deckung des Strombedarfs beitrugen.

Durch Einsatz von weniger als 1 % der Landesfläche ließe sich der Elektrizitätsbedarf Deutschlands allein mit Strom aus Wind und Sonne nachfragegerecht decken.

Der Flächenertrag für elektrische Energie des vorgeschlagenen Hybridsystems zur Stromerzeugung läge etwa 50 Mal höher, als der von Biomasse.

Auf einer Landfläche, die durch Biomassenutzung 40 MW elektrische Leistung bereitstellen kann, könnten Ringwallspeicher Hybridsysteme 2000 MW bedarfsgerecht bereitstellen.

Ein Umdenken bei dieser Art der Landnutzung mit Biogasanlagen könnte Freiräume für naturnahe Flächen schaffen.

Vergleich Ringwallspeicher / Braunkohle

Braunkohletagebaue sind die einzigen Bauwerke, bei denen noch viel mehr Erde bewegt wird, als es für die Errichtung großer Ringwallspeichersysteme erforderlich wäre.

Etwa 50% des in Deutschland erzeugten Stroms wird in Kohlekraftwerken gewonnen.

Ein erheblicher Anteil davon kommt als Importkohle aus anderen Ländern, in denen ähnlich große Abbaugebiete ausgebeutet werden.

Die Kompetenz der Betreiber von Tagebauen bei der Bewegung großer Erdmassen könnte eine Basis zur kostengünstigen Errichtung dieser Energiespeicher werden.

Diese Speichersysteme werden gebraucht, wenn

• die fossilen Rohstoffe zur Neige gehen,
• deren Gewinnung nicht mehr akzeptiert und damit immer kostspieliger wird,
• die CO2-Anreicherung in der Atmosphäre gebremst werden soll,
• nukleare Energietechnik ausgeschlossen wird und * natürliche Energiekreisläufe die Elektrizitätsversorgung übernehmen sollen.

Größter deutscher Braunkohletagebau Hambach

(zwischen Köln und Aachen)

• Ausdehnung: am Ende ca. 85 km^²
• Tiefe: bis über 400 Meter
• Betriebszeit: noch etwa 40 Jahre
• elektrische Leistung der belieferten Kraftwerke: etwa 4 GW
• rund 200 Meter überragt die Hochkippe Sophienhöhe die Bördenlandschaft
• das Abraumvolumen wird mehr als 10 Kubikkilometer erreichen

Allein diese bewegten Erdmassen entsprechen dem Erdbauvolumen von

sieben Ringwallspeicher-Hybridkraftwerken mit

• 215 Metern Wallhöhe,
• 14 Gigawatt Durchschnitts- und
• 22,4 Gigawatt Spitzenleistung.

Der größte deutsche Tagebau Hambach erreicht im Endausbau eine Größe, die der Wasserfläche des illustrierten großen Ringwallspeichers entspricht. Das Grundwasser wird dafür großräumig auf ca. 500 Meter Tiefe abgesenkt.

Allein das in einem etwa sechsjährigen Vorlauf, vor der ersten Kohleförderung auf die etwa 200 Meter hohe Halde gekippte Volumen von rund 10 km³ des abgetragenen Deckgebirges würde ausreichen, um sieben Ringwallspeicher in der in Abbildung 11 gezeigten Größe zu errichten.

Enorme zusätzliche Bodenmassen werden innerhalb des Tagebaus vor der Abbaulinie abgetragen und dahinter wieder aufgefüllt.

Die mit diesem Erdbauvolumen geschaffenen Ringwallspeicher-Hybridsysteme könnten ein Mehrfaches an elektrischer Leistung bereitstellen, als dieser Tagebau.

Auch der in Abbildung 13 aus dem Flugzeug aufgenommene Tagebau in Tschechien, bei Sokolov, im Süden des Erzgebirges, zeigt diese gewaltigen Erdbewegungen, die Realität ist, um Elektrizität aus der gespeicherten fossilen Energie der Braunkohle umzuwandeln.

Bei einer insgesamt in Anspruch genommenen Fläche von ca. 120 km^² werden dort Kohlekraftwerke mit etwa 800 MW Leistung bedient.

Ringwallspeicher werden höchst wahrscheinlich nie die in Abbildung 13 daneben gestellte idealisierte, kreisrunde Form annehmen.

Dafür besteht auch keine Notwendigkeit.

Im Gegensatz zu Tagebauen, die regelmäßig zur Umsiedlung ganzer Ortschaften führen, können bei Ringwallspeicherprojekten sensible Gebiete und Ortschaften ausgespart und reizvoll in die entstehende neue Landschaft integriert werden.

Unter Ausnutzung natürlicher Höhenunterschiede können sie auch viel kleiner, als in der Illustration gezeigt, wirtschaftlich errichtet werden.

Ringwallspeicher mit ähnlichem Bauaufwand

Dämme verschlingen das größte Bauvolumen im Fußbereich.

Bereits geringe Höhenunterschiede, bei denen man kaum an die Errichtung eines klassischen Pumpspeicherkraftwerks denken würde, reduzieren bei der Errichtung von Ringwallspeichern das erforderliche Erdbauvolumen für den Ringwall ganz erheblich.

Da das Pegelspiel im Oberbecken auf die obere Wasserschicht von beispielweise 50 Meter begrenzt ist, bleibt dabei die Speicherkapazität erhalten.

Dabei kann mit einem Aufwand von wenigen Kubikmetern Erdbau pro Kilowattstunde Speicherkapazität in Kapazitätsgrößenordnungen vorgestoßen werden, die ausreichen um auch die längsten Defizitphasen bei der regenerativen Stromversorgung sicher zu überbrücken.

Der spezifische Aufwand, ausgedrückt in € pro Kilowattstunde Speicherkapazität, sinkt weiter drastisch, wenn man von diesen Verhältnissen ausgehend, bei gegebenen Höhenunterschieden die Systeme noch etwas größer errichten kann.

Das Diagramm in Abbildung 14 zeigt, wie sich Höhenunterschiede auf die erforderliche Baugröße auswirken, um unter etwa gleichem Bauaufwand ähnliche spezifische Kosten pro Kilowattstunde Speicherkapazität erreichen zu können.

Dem Diagramm liegen folgende Eckdaten zugrunde:

mittlere Fallhöhe: 200 m, maximales Pegelspiel: Unterbecken 20 Meter, Oberbecken 50 Meter. Speicherreichweite bei den angegebenen Durchschnittsleistungen: 14 Tage. Erdbauaufwand: ca. 2,4 m³/kWh, Flächenbedarf: ca. 0,15 bis 0,23 m^²/kWh.

Der Erdbauaufwand ist der entscheidende Kostenfaktor bei Ringwallspeichern mit sehr großer Kapazität. Die Technikkosten für Pumpturbinen, Motorgeneratoren, Rohrleitungen und sonstige Gewerke treten mit zunehmender Kapazität (10 bis 14 Tagesladungen) bei den betrachteten Baugrößen in den Hintergrund.

Bei einem nutzbaren natürlichen Höhenunterschied zwischen Ober- und Unterbecken von beispielsweise 100 Metern, müsste der Ringwall nur noch zwei Kilometer Durchmesser bekommen, um ähnlich günstige Baukosten erreichen zu können, die sich im flachen Land bei sechs Kilometern Ringwalldurchmesser einstellen würden.

Bei Ringwallspeichern, die offshore in einem flachen Meer errichtet würden, könnte man sich das Unterbecken sparen. Der Ringwall müsste entsprechend groß angelegt werden, um den Erdbauaufwand pro Kilowattstunde Speicherkapazität in der gleichen Größenordnung zu halten.

Grundwasserschutz und Untergrundstabilität

Tagebaulöcher eignen sich in der Regel nicht als Unterbecken!

• Aus dem Untergrund austretendes Grundwasser destabilisiert diesen.
• Bergrutsche in die Tagebaulöcher wie in Nachterstedt wären zu erwarten.
• Austauschbeziehungen zwischen Beckenwasser und Grundwasser verunreinigen dieses.
• Grundwasserzutritt in ein Unterbecken würde eine permanente Energiezufuhr für das Abpumpen erfordern, um die Höhendifferenz zum Oberbecken aufrechterhalten zu können.
• Unterbecken müssen deshalb so angelegt werden, dass sie keine problematischen Wechselwirkungen mit dem Grundwasser und dem Umgebungsuntergrund hervorrufen.

Beckenabdichtung und Beckenanordnung

Anforderungen an eine Wasserbecken-Oberflächenabdichtung

• Wasserundurchlässig
• Verformbar
• Belastbar
• Witterungsfest
• Kontrollierbar
• Wechselbelastungsstabil
• Kostengünstig
• Einfach herstellbar
• Schadenstolerant
• Reparierbar

Abbildung 15 skizziert einen denkbaren Lösungsansatz für eine kostengünstige, kontrollierbare und verformungstolerante Abdichtung, die für das Oberbecken und in Abwandlung auch für das Unterbecken eingesetzt werden könnte.

Im konkreten Einzelfall sind immer auch andere Lösungen denkbar, die den Grundwasserschutz, die Bauwerksstabilität und die Dichtheit insbesondere des Oberbeckens gewährleisten.

Bodenbefestigungselemente werden aus recycelten Kunststoffen hergestellt. Sie lassen sich mit geringen Kosten großflächig verlegen. Weiterführende Informationen dazu unter finden sich bei Purus Plastics (Zugriff 27.04.2015).

Unter dem Beckenboden anfallendes Grundwasser muss über entsprechend dimensionierte Drainagesysteme immer soweit abgeleitet werden können, dass ein Anheben der Dichtungsschicht durch von unten anstehendes Wasser, insbesondere bei entleertem Becken zu jeder Zeit ausgeschlossen werden kann.

Die Speicheranlage sollte, wenn möglich, immer so im Gelände angelegt werden, dass eventuell anfallendes Grundwasser unter der Bodendichtungsschicht mit natürlichem Gefälle abgeleitet werden kann. Von Vorteil ist es zudem, wenn aus höher liegenden Wasserressourcen eine Befüllung des Systems ohne Energieaufwand erfolgen kann.

Ringwallspeicher Lieberose

Abbildung 16 zeigt die örtlichen Verhältnisse mit einem Blick von oben und aus einer schrägen Perspektive von Süden über Cottbus und den Tagebau Jänschwalde auf einen als Einstiegsüberlegung skizzierten Ringwallspeicher.

Das Unterbecken zu einem Ringwallspeicher im Gebiet des Truppenübungsplatzes Lieberose sollte

• durch natürlichen Wasserzulauf ohne Energieaufwand befüllt werden können und
• vor dem Grundwasserdruck durch Filterschichten unter dem Beckenbodens und der Beckenabdichtung bewahrt werden.

Deshalb ist hier angedacht, die Entwässerung des Untergrunds nach Nordosten, zur Oder hin anzulegen, die im Bereich vor Eisenhüttenstadt noch etwa 28 Meter über Normal Null liegt.

Zur Befüllung ist angedacht, die Neiße, im Südosten, nahe Grießen, auf einem Höhenniveau von etwa 60 Metern über Normal Null anzuzapfen.

Sollte das nicht ausreichen oder für die Oder eine Möglichkeit zum Hochwassermanagement gewünscht sein, dann könnte am nordöstlichen Arm des Unterbeckens, südlich von Eisenhüttenstadt zusätzlich ein mit dafür ausgelegten Pumpturbinen versehenes Bauwerk zum Wasseraustausch mit dem Unterbecken des Ringwallspeichers errichtet werden.

Bei einem unteren Wasserstand im Unterbecken bei etwa 40 m über Meereshöhe (Normal Null, NN) und einem oberen Wasserstand von 65 bis 75 m über NN ergäbe sich ein maximales Pegelspiel im Unterbecken von 25 bis 35 Metern. Die Entwässerung des Beckenuntergrunds ohne Energieaufwand erscheint möglich. Die Erstbefüllung des Beckens ohne Energiezufuhr ebenso.

Der Ringwallspeicher selbst würde auf ein Gelände mit einer Höhenlage von etwa 80 Metern über NN aufgesetzt und könnte eine Wallhöhe von etwa 200 m bekommen.

Nordöstlich vom eingezeichneten Standort gibt es noch höhere unbewohnte Gebiete, die aus energietechnischer Sicht ggf. noch besser geeignet wären.

Zusatzüberlegungen und Nutzungsperspektiven

Sollten sich im Zuge des Klimawandels Szenarien bewahrheiten, dass Wetterextreme zunehmen, dann wäre eine Region mit Ringwallspeicher dafür gut gerüstet.

Die Analysen des Energiewetters zeigen, dass die Ringwallspeicher meistens aufgeladen wären und im Unterbecken in der Regel nur geringe Pegelschwankungen für den ständig stattfindenden Kurzzeitspeicherbetrieb ablaufen. Größere Entnahmen sind sehr selten, dann meistens im Winter und nur in mehrjährigen Abständen zu erwarten.

Das vom Wasserstand abgesenkte Unterbecken wäre fast immer aufnahmebereit für große Hochwasserereignisse, die bei Extremwettersituationen vermehrt zu erwarten wären.

Die Wasseraufnahmekapazität eines Ringwallspeichers wäre so, dass dieser leicht die Abflussmengen eines gesamten Jahres aufnehmen könnte. Diese könnten nach dem Hochwasserereignis geordnet abgelassen werden. In Niedrigwasser- und Trockenphasen könnte das zu viel gebunkerte Wasser aus dem Ringwallspeicher genutzt werden, um das Fließgeschehen der Flüsse zu stabilisieren und Bewässerung und Trinkwasserversorgung aufrecht zu erhalten.

Die Verdunstung, insbesondere aus dem Oberbecken eines Ringwallspeichers lässt sich erheblich reduzieren, indem auf ihm schwimmende Solarenergieanlagen angebracht werden. Diese lassen sich drehen und immer optimal zur Sonne ausrichten. Die eingesetzte Fläche würde damit doppelt genutzt. Einerseits zur Energieumwandlung anstelle von Freiflächenphotovoltaik und andererseits zur Speicherung. Nach der Erstbefüllung des Systems, zu der über einige Jahre hinweg die Hochwasserereignisse der vorbeifließenden Gewässer ausgenutzt werden, müssen später nur noch die Verdunstungsverluste ausgeglichen werden.

Die bei dem hier zur Diskussion gestellten Langzeit-Ringwallspeicher nur sehr moderat stattfindenden Pegelveränderungen ähneln den Wasserstandschwankungen eines Flusses, der ab und zu einmal ein Hochwasser erlebt. Das sind ökologisch viel günstigere Bedingungen als die Verhältnisse in einem herkömmlichen Pumpspeicher, der im Kurzeitbetrieb innerhalb weniger Stunden sein gesamtes Arbeitswasservolumen möglichst oft zwischen Ober- und Unterbecken austauscht.

Kleiner Ringwallspeicher bei vorhandenem Höhenunterschied

Ein Beispiel, wie so ein Speichersystem für ein kleines Versorgungsgebiet in eine hügelige Mittelgebirgslandschaft integriert werden könnte, zeigt Abbildung 17.

Damit ließen sich die Volatilitätsprobleme des Versorgungsgebiets der Festspielstadt Wunsiedel im Fichtelgebirge mit ca. 15.000 Einwohnern bei einer zu 100% regenerativen Stromversorgung lösen.

Das Versorgungsgebiet verfügt über relativ große Bioenergiepotentiale aus Land- und Forstwirtschaft.

Hochwasserschutz, Freizeitsee und nachhaltige Versorgung mit regenerativer Energie ließen sich damit vereinigen.

Speicherwassersysteme in der Schweiz

Die Schweiz verfügt über riesige Speicherwasserressourcen, die es ermöglichen, das Land für etwa 50 Tage allein aus den Speicherbecken heraus zu versorgen. Allerdings ist der Kraftwerkspark der Schweiz so ausgelegt, dass diese riesigen Speichervorräte auch benötigt werden, um die Stromversorgung des Landes zu bewerkstelligen.

Die alpinen Speicher in der Schweiz werden im Wesentlichen im Sommerhalbjahr mit der Gletscherschmelze aufgefüllt und im Winterhalbjahr, mit dem Eingefrieren der Gletscher, geleert (ein Speicherzyklus pro Jahr).

Die Schweiz möchte ebenfalls aus der Kernenergienutzung aussteigen und bekommt damit insbesondere im Winter ein Versorgungsproblem.

Dieses könnte durch den Einsatz von Windenergiesystemen gelöst werden, um die wegfallende Kernenergie zu ersetzen.

Allerdings erscheint der Einsatz von Windenergieanlagen auf den Höhenzügen der Schweizer Alpen derzeitig als eine in mehrfacher Hinsicht unlösbare Herausforderung.

Würde die Schweiz durch Kooperation mit den Nachbarländern zu einem idealen Energiemix aus Wind- und Laufwasserenergie gelangen, dann könnte sie mit deutlich weniger Speicherkapazität als ihr zur Verfügung steht, eine sichere Versorgungssituation herbeiführen.

Windenergielieferung gegen Partizipation an der Speicherkapazität könnte ein interessantes Geschäftsmodell zwischen Deutschland und der Schweiz werden, die zu einer vorteilhaften Situation der beteiligten Partner führt.

Für Bayern im Süden Deutschlands würde das allerdings bedeuten, dass die Windenergie gegenüber dem vorliegenden bayerischen Energiekonzept einen ganz anderen Stellenwert erhalten muss.

Ein idealer Energiemix aus Wind und Sonne liegt in Süddeutschland etwa bei 80% Windenergie zu 20% Photovoltaik. Wenn Bayern, ähnlich wie die Schweiz, unüberwindbare Schwierigkeiten beim Ausbau der Windenergie sehen sollte, dann werden diesen Handel mit der Schweiz über kurz oder lang andere Regionen machen.

In der kleinen dicht besiedelten Schweiz war es im letzten Jahrhundert bis etwa 1970 möglich, riesige Wasserspeichersysteme zu errichten, die eine nachfragegerechte, regenerative und dazu kostengünstige Vollversorgung des Landes mit Strom, fast ausschließlich aus Wasserkraft, ermöglichten.

Mit Einzug der Kernenergie wurden, wie in vielen Ländern, Stimmungen laut (oder angeheizt), die in der Nutzung von Wasserkraft und den damit verbundenen Stauhaltungen eine Naturzerstörung sehen. Dies hat in einigen Ausprägungen dieser Systeme aus ökologischer Sicht sicher auch eine gewisse Berechtigung. Niemand prangert jedoch die Schweiz wegen dieser riesigen Speicherwasserbecken der Naturzerstörung an oder fordert gar deren Rückbau. Vielmehr sind die Stauseen beliebte Fotomotive und sollen nun weiter ausgebaut werden.

Wenn es gelingt, diese ideologische Blockade gegen große Wasserbauwerke wieder aufzulösen und auf eine konstruktive Herangehensweise zurück zu führen, wären wir auch in Deutschland in der Lage, vergleichbare Flächen wie in der Schweiz als Wasserhaltungen für Energiespeichersysteme zu errichten.

Die geringeren Höhenunterschiede, die uns hierzulande zur Verfügung stehen, lassen sich kompensieren durch einen idealen regenerativen Energiemix, der es ermöglicht, mit deutlich kleineren Speicherkapazitäten, als diese in der Schweiz errichtet wurden, zu einer sicheren regenerativen Stromversorgung zu gelangen.

Alternative geotechnische Speichersysteme

Pumpspeicher und Ringwallspeicher beanspruchen relativ große zusammenhängende Landflächen. Sie können Ängste vor Dammversagen hervorrufen und lösen häufig heftige Proteste und Einwendungen bei der Bürgerschaft aus, sobald entsprechende Planungen bekannt werden.

Der unterirdische, in Abbildung 18 skizzierte Stülpmembranspeicher beansprucht bauartbeding nur einen Bruchteil der Landfläche eines Pumpspeichers. Im Falle einer Havarie stellt er keine Gefahr dar, weil bauartbedingt kein Wasser auslaufen und Überschwemmungen hervorrufen kann.

Wegen der unabhängig vom Ladezustand stets gleichen Druckdifferenz zwischen dem Hochdruckbereich unter der Stülpmembran und dem drucklosen Wasservolumen darüber, kann auch das Pumpturbinensystem besser als bei klassischen Pumpspeichern ausgelegt und ausgelastet werden.

Im Gegensatz zu Power-to-Gas Konzepten ist hierbei die Wärmenutzung zeitlich völlig entkoppelt von der Stromspeicherung verfügbar.

Die in Abbildung 18 rechts dargestellte Ausführung mit halbkugelförmiger Kolbenunterschale könnte sich als kostengünstiger herstellbar erweisen. Auch in dieser Ausführung ließe sich das System im Parallelbetrieb als saisonaler Wärmespeicher ausbauen und nutzen.

Beispielhaft könnte der in Bild 18 gezeigte Stülpmembranspeicher folgende technische Daten aufweisen:

• Kolbendurchmesser 150 m, Kolbenhöhe 275 m, Hubweg 200 m Flächenbedarf mit Hügel aus Aushub und Umgriff 20 ha, eigentlicher Speicher 3 ha
• Stromspeicherkapazität 3,6 GWh, überbrück 14 Tage für über 14.000 Einwohner
• Wärmespeicherkapazität über 93 GWh zur vollkommen regenerativen Wärmeversorgung für über 9000 Einwohner

Der Spalt zwischen Kolben und Einfassung, in dem die wasserundurchlässige Stülpmembran für die Trennung der beiden Druckbereiche sorgt, ist in den Prinzip-Skizzen von Abbildung 18 zur Veranschaulichung übertrieben groß dargestellt. Er hätte etwa zwei Meter und ermöglicht die reibungsfreie Bewegung des Kolbens bei Veränderung des Speicherladezustands.

Der Spalt ermöglicht den Einbau von Wärmeübertragern zur gleichzeitigen Nutzung des Systems als saisonaler Wärmespeicher.

Das Wasser wird mit Sonnenkollektoren auf den Dächern der versorgten Ortschaft im Sommer bis über 90° C erwärmt. In der Heizperiode des Winters kann über einfache Umwälzpumpen die Wärme entnommen werden indem das Wasser langsam auf etwa 70° C abgekühlt wird.

20°C Temperaturdifferenz liegt der im Beispiel angegebenen Wärmespeicherkapazität zu Grunde.

Die Untergrundumgebung dient als Wärmedämmung. Aufgrund der Systemgröße sind die Wärmeverluste an die Umgebung von untergeordneter Bedeutung.

Die Herstellung des Speichersystems in Siedlungsnähe ließe sich in einem weitgehend automatisierten Prozess realisieren.

Die rotierende Masse des Motorgenerators und der Pumpturbine können bei entsprechender Systemauslegung auch stabilisierende Aufgaben für das Stromnetz übernehmen.

Neue Techniken müssen für den Bau von Stülpmembranspeichern nicht erfunden werden. Vielmehr sind bekannte Techniken nur anders als bisher anzuwenden.

Im Gegensatz zu Pump- oder Ringwallspeichern, welche die potentielle Energie von Wasser ausnutzt, wird beim Stülpmembranspeicher im Untergrund ein freigeschnittener Kolben wiederum mit Wasser angehoben. Durch die Verwendung einer Stülpmembran kann ein großzügiger, gut zugänglicher Spalt zwischen Kolben und Umgebung freigelegt werden, der sich in einem automatisierbaren Prozess mit stabilen Betonschalen verkleiden lässt und eine reibungsfreie und berührungslose Kolbenbewegung gegenüber seiner Umgebung ermöglicht.

Die Stülpmembran sorgt für eine wasserdichte verlustfreie Abgrenzung der beiden Druckzonen. Die Auskleidung mit Betonschalen verhindert Wechselwirkungen mit dem Grundwasserregime der Umgebung.

Bisher durchgeführte überschlägige Berechnungen lassen auf vergleichsweise günstige Systemkosten schließen. Die gleichzeitige Nutzung als Strom- und Wärmespeicher ermöglicht eine zusätzliche Kostenteilung.

Die vergleichsweise kleinen Baugrößen lassen erwarten, dass viele Investoren die Finanzkraft zur Errichtung derartiger Speichersysteme aufbringen können.

Die landesweit erforderliche reine Speicherfläche für Stülpmembranspeicher mit einer Überbrückungskapazität von etwa 14 Tagen und einer Stromspeicherkapazität von etwa 20 TWh läge bei etwa 120 km^² oder 0,032% der Landesfläche von 360.000 km^². Das wäre weniger als die für Windenergieanlagen landesweit erforderliche Aufstellfläche.

Mit großzügigem Umgriff um die Aushubhügel herum gerechnet, ergäbe sich ein landesweiter Flächenbedarf von etwa 1000 km^² oder 0,28% der Landesfläche Deutschlands.

Das wäre weniger als die landesweit für Photovoltaikanlagen erforderliche Fläche. Zudem kann Photovoltaik über den Speichern angebracht werden, so dass die Flächen doppelt genutzt würden.

Stülpmembranspeicher würden wegen ihres Einbaus in den Untergrund kaum das Landschaftsbild verändern.

Gegenüber Wasserstoff- und Methanspeichersystemen ermöglichen Sie die zeitlich entkoppelte Systemnutzung zur Strom- und Wärmespeicherung.

Stülpmembranspeicher erreichen die gleichen hohen Wirkungsgrade wie moderne Pumpspeicheranlagen und tragen so zu einer Minimierung des Bedarfs von Energieumwandlungsanlagen bei, die über den Stromverbrauch hinaus betrieben werden müssen, um Speicherverluste auszugleichen.

Fazit

Eine sichere, robuste und bedarfsgerechte zu 100% regenerative Stromversorgung erfordert heute in Deutschland eine Windenergieanlage pro etwa 1300 Einwohner, dazu pro Einwohner etwa 10 bis 20 m^² Solarmodulfläche und beispielsweise etwa 40 m^² Wasserfläche oder 10 m^² Stülpmembranspeicherfläche für wirkungsgradstarke, dezentral, gut über das Land verteilte Pump-, Ringwall oder Untergrundspeicheranlagen.

Zusammen beansprucht das maximal 1% der Landesfläche.

Im Vergleich dazu würde eine 100%-ige Stromversorgung Deutschlands mit Biomasse pro Einwohner ca. 2200 m^² oder nahezu die Hälfte der Landesfläche erfordern.

Die weitere Entwicklung des erneuerbaren Energiesystems bietet heute noch sehr viele Spielräume, die bis zum Ende durchdacht werden können, bevor Richtungsentscheidungen gefällt werden.

Wird dabei dafür gesorgt, dass ein robustes, versorgungssicheres und volkswirtschaftlich vorteilhaftes Zielsystem entsteht, dann ist anzunehmen, dass die zukünftigen Gesamtkosten der Transformation in einem vergleichsweise günstigen Korridor verbleiben.

Diese Aussage gilt sowohl im Großen, bei der Transformation der europäischen und der deutschen Energieversorgung als auch für regionale Versorgungsunternehmen.

Erst ein erneuerbares Energiesystem, das finanzielle Vorteile gegenüber den konventionellen Systemen bietet, wird weltweit Vorbildwirkung entfalten können.

Nicht eine "Luxusenergiewende" für Deutschland, sondern ein besseres und finanziell attraktiveres Energiesystem für die Welt wird helfen, die globalen Klima- und Umweltherausforderungen zu meistern.

Hinweis:

Die kommentierten Folien zum Vortrag vom 15. November 2014, der diesem Artikel zugrunde liegt, stehen als PDF zum Download zur Verfügung unter: Poppware.de

Über Prof. Dr.-Ing. Matthias Popp

• Jahrgang 1958
• Wunsiedel im Fichtelgebirge, Bayern
• 1983 Gründung des Ingenieurbüro Popp
• 1983 Diplom für Maschinenbau, Fachhochschule Coburg
• Ingenieurbüro Popp, u. A. Softwareentwicklung für die Automobilindustrie
• 1989 Diplom für Maschinenbau, TU München
• Stadtrat (CSU) und von 2002 bis 2008 ehrenamtlicher Zweiter Bürgermeister seiner Heimat- und Festspielstadt Wunsiedel im Fichtelgebirge sowie Aufsichtsrat der SWW Wunsiedel GmbH. Dabei intensive Auseinandersetzung mit Fragen der Energieversorgung. Im Zuge eines Projektvorschlages für ein Pumpspeicherkraftwerk im Fichtelgebirge erfolgte die Suche nach Antworten auf die Frage: Wie können Energiespeicher einen Beitrag zu einer nachhaltigen regenerativen Stromversorgung leisten?
• 2010 Doktor-Ingenieur an der TU Braunschweig
• 2011 Finalist um den RWE Zukunftspreis 2011
• 2013 Professor für Energietechnik, Technische Hochschule Nürnberg

Internetseiten:

• www.ringwallspeicher.de
• www.poppware.de
• www.stuelpmembranspeicher.de