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  • Strom aus Salz

    STEAG hat eine Zukunftslösung in der Schublade, die Steinkohlekraftwerke zu Energiespeichern macht

    Die Energiewende zur ressourcenschonenden Stromversorgung mit erneuerbaren Energien schreitet voran. Rasant werden Windkraft- und Photovoltaikanlagen ausgebaut, doch ein wichtiges Element des neuen Energiemarktes erfährt vergleichsweise wenig Beachtung: die Speichertechnologie. Gerade diese Schlüsseltechnologie wird aber benötigt, wenn der Wind nicht weht, die Sonne nicht scheint – und konventionelle Kraftwerke nicht mehr als Reserve zur Verfügung stehen. STEAG ist mit sechs dynamischen Großbatterien bereits Deutschlands größter Speicherbetreiber auf dem Regelenergiemarkt. Doch das Energieunternehmen aus Essen geht noch weiter: Die Forschungs- und Entwicklungsabteilung hat sich unter anderem mit thermischen Speicherkraftwerken beschäftigt, die in bestehende Kohlekraftwerke integriert werden können.

    Im Oktober dieses Jahres lag die installierte Leistung der bisher in Deutschland errichteten Solar-, Wind- und weiteren Ökostromanlagen laut einem gemeinsamen Monitoringbericht von Bundeskartellamt und Bundesnetzagentur erstmals vor der installierten Leistung von konventionellen Kraftwerken: Die erneuerbaren Energien hatten eine Erzeugungskapazität von 112,5 Gigawatt (GW) – und damit mehr als Kohlekraftwerke, Atomkraftwerke und andere Anlagen, die zusammen auf 105,1 GW kamen. Zum Vergleich: Im Jahr 2016 lag das GW-Verhältnis noch bei 104,5 (erneuerbare Energien) zu 107,5 GW (konventionelle Energieerzeugung).

    Allerdings: Momentan sind es exakt diese konventionellen Anlagen, auch die Steinkohlekraftwerke der STEAG, die zum Teil erhebliche Schwankungen im Netz ausgleichen und so dazu beitragen, dass stets ausreichend Strom für Industrie, private Haushalte und Verkehr zur Verfügung steht. „Es existieren zwar diverse Speichertechnologien in Deutschland, unter anderem Pumpspeicherkraftwerke als führende stationäre Speicheroption. Aber selbst die lassen sich derzeit nicht wirtschaftlich betreiben“, erläutert Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Benesch, Leiter der STEAG-Forschungs- und Entwicklungsabteilung.

    Schon Ende 2016 begannen der studierte Maschinenbau-Ingenieur und sein Team, sich einen Überblick über den Speichermarkt zu verschaffen. „Wir wollten die Möglichkeiten von Speicheranlagen technisch und wirtschaftlich beleuchten. Aber es gab so gut wie keine vergleichbaren Angaben, beispielsweise zu Leistung, Kapazität und Kosten.“ Also startete STEAG eine sogenannte Orientierungsanfrage bei diversen Herstellern von Speichertechnologien und hatte so schon bald eine Ausgangslage für konkrete Überlegungen.

    „Zum Bau von Pumpspeicherkraftwerken gibt es neben der klassischen Version einige interessante Modelle, die gerade an Rhein und Ruhr diskutiert werden“, erklärt der Forschungsleiter. „Zum Beispiel die Flutung ehemaliger Bergbaustollen. Aber das ist sehr aufwendig und mit vielen Genehmigungen verbunden. Ein solches Pumpspeicherkraftwerk ist am Ende ein neuerlicher Eingriff in die Natur, braucht enorme Bauzeit und verursacht hohe Kosten.“ Wolfgang Benesch und seine Kolleginnen und Kollegen suchten nach einer pragmatischen Alternative – und fanden diese in der Salzspeichertechnologie. Kein Zufall, denn in diesem Bereich verfügt STEAG über mehrjährige Erfahrung: Seit 2013 betreibt das Essener Energieunternehmen im spanischen Arenales ein solarthermisches Kraftwerk mit Flüssigsalzspeicher, das über eine Leistung von 50 Megawatt (MW) und eine Speicherkapazität von rund 1.000 Megawattstunden (MWh) verfügt.

    Diese Kenntnisse verbanden die STEAG-Ingenieure mit Überlegungen zur weiteren Nutzung von Steinkohlekraftwerken. „Ein vorhandenes Steinkohlekraftwerk umzubauen, erschien uns als interessante Alternative“, sagt Wolfgang Benesch. „Der gesamte Kohleprozess wird stillgelegt, die Dampfturbine und der Generator werden aber weiter verwendet.“ Den Kessel, in dem bis dahin Kohle verbrannt wurde, ersetzt dann ein elektrisch beheizter Salzspeicher. Das sind Tanks, in denen das als Flüssigkeit vorgehaltene Salz auf Temperaturen um die 500 bis 550 Grad Celsius erhitzt wird. „Im Prinzip werden die Salztanks mit Tauchsiedern erhitzt, die mit Strom, eventuell auch Überschussstrom aus erneuerbaren Energien betrieben werden. Das heiße, flüssige Salz gibt seine Wärme dann bei Bedarf an den Wasser-Dampf-Kreislauf im Kraftwerk wieder ab.“

    Nachteil dieser Lösung: Der Wirkungsgrad der Stromwandlung wird durch die Effizienz des bisherigen Wasser-Dampfkreislaufs bestimmt und liegt bei durchschnittlich 45 Prozent. Eindeutiger Vorteil allerdings: Der Umbau eines bestehenden Kraftwerks wäre in zwei bis drei Jahren realisierbar – und die neue Anlage stieße kein CO2 mehr aus.

    Neben dem begrenzten Markt für schnelle Energiespeicher – wie diesen Salzspeicherkraftwerken mit einer Kapazität von etwa 1.500 MWh – werden für die Energiesicherheit aber vor allem Massenspeicher benötigt. Diese Energiespeicher sind bisher aber energiewirtschaftlich nicht eindeutig eingeordnet. Sie sind somit nach geltendem Recht sowohl Letztverbraucher von Energie bei der Einspeicherung als auch Erzeuger von Energie bei der Ausspeicherung.

    In der Konsequenz müssen die Betreiber von Speichern für den abgegebenen Strom grundsätzlich alle Abgaben und Umlagen zahlen, die auch ein herkömmlicher Stromkunde entrichten muss: Die EEG-Umlage mit 6,354 Cent pro Kilowattstunde (kWh), Stromsteuer mit 2,05 Cent/kWh, KWK-Umlage mit 0,445 Cent/kWh, §19-Umlage mit 0,378 Cent/kWh, Konzessionsabgabe mit 0,11 bis 2,39 Cent/kWh und schließlich die Offshore-Haftungsumlage mit 0,04 Cent/kWh.

    „Im Ergebnis lassen sich Speichertechnologien derzeit nicht wirtschaftlich betreiben“, sagt Wolfgang Benesch. „Das gilt jetzt schon für Pumpspeicherkraftwerke und in der Folge auch für unser Konzept eines Salzspeicherkraftwerks. Das ist eine Aufgabe für den Gesetzgeber: Wenn wir nach dem endgültigen Ausstieg aus der Kohle- und Gasverstromung irgendwann keine konventionellen Kraftwerke in Deutschland mehr zur Verfügung haben, brauchen wir Energiespeicher, und deren Betrieb muss dann wirtschaftlich darstellbar sein. Gegebenenfalls durch eine öffentliche Förderung.“

    Utopisch sind diese Vorstellungen nicht. Denn im Koalitionsvertrag haben Union und SPD erst Anfang 2018 festgehalten, zu prüfen, „inwieweit zukünftig nicht mehr benötigte Kraftwerksstandorte für große thermische Speicherkraftwerke genutzt werden können". Sollte die Politik dieses Vorhaben umsetzen, hätte STEAG Dank Wolfgang Benesch und seinen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern in der Forschungs- und Entwicklungsabteilung bereits eine funktionale Lösung parat.

    Zur Person

    Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Benesch (65), ist seit 1984 für STEAG tätig. Bei dem Essener Energieunternehmen war Benesch für die Abteilungen Abfallbehandlung, Anlagenbau sowie Anlagen- und Verfahrenstechnik zuständig, bevor er 2002 Leiter der Division Energy Technologies der STEAG Energy Services GmbH und 2007 Leiter der F&E-Abteilung des STEAG-Konzerns wurde. Der gebürtige Lünener ist außerdem Vorstandsmitglied von STEAG Energy Services India und unterrichtet seit 2009 als Lehrbeauftragter am Lehrstuhl für Energieanlagen und Energieprozesstechnik an der Ruhr-Universität Bochum. Im Frühjahr 2016 wurde er dort zum Honorarprofessor ernannt. Ende dieses Jahres wird sich Wolfgang Benesch in den Ruhestand verabschieden. Doch, wer ihn erlebt, hat nicht den Eindruck, einem baldigen Pensionär gegenüberzustehen. Im August erst wurde er mit der Guilleaume-Gedenkmünze des VGB PowerTech e.V., dem internationalen Interessenverband von Unternehmen aus der Elektrizitäts- und Wärmeversorgungsbranche, ausgezeichnet. Wolfgang Benesch erhielt die höchste Auszeichnung des VGB für besonders herausragende Verdienste um die Gemeinschaftsarbeit der Kraftwerksbetreiber. Und auch nach Eintritt in den Ruhestand wird er STEAG sein Know-how weiter zur Verfügung stellen – als Berater im Unruhestand.