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15. Nov. 17

Luftaufnahme des EWE-Gasspeichers im ostfriesischen Jemgum: Tief unter der Anlage liegen gewaltige Salzkavernen.

Der Superspeicher

Der Oldenburger Energieversorger EWE plant in seinen Salzstöcken tief in der ostfriesischen Erde den Bau der größten Batterie der Welt. Schon 2023 soll sie in Betrieb gehen

Luftaufnahme des EWE-Gasspeichers im ostfriesischen Jemgum: Tief unter der Anlage liegen gewaltige Salzkavernen.

Von Helmut Monkenbusch

Es ist ein Artikel im Wissenschaftsmagazin „Nature“, der die Geschichte ins Rollen bringt. Ein Forscherteam um Ulrich Schubert, Direktor des Zentrums für Energie und Umweltchemie an der Friedrich-Schiller-Universität Jena, präsentiert im Oktober 2015 das Ergebnis seiner langjährigen Arbeit im Labor: eine Redox-Flow-Batterie, die im Wesentlichen aus zwei Behältern besteht, gefüllt mit Wasser, Kochsalz und leitfähigen Kunststoffen.

Gegenüber einer herkömmlichen Batterie aus Blei oder Lithium hat der Jenaer Flüssigspeicher eine ganze Reihe von Vorteilen: Er ist nicht giftig und in der industriellen Produktion deutlich kostengünstiger als die metallischen Klassiker. Doch sein wohl größter Vorzug liegt in der beliebigen Skalierbarkeit. Seine Speicherkapazität lässt sich einfach dadurch erhöhen, dass man größere Tanks verwendet. Rein technisch gibt es nach oben keine Grenze. Um große Energiemengen zu speichern, sind Redox-Flow-Batterien die ideale Lösung, meint Schubert, Professor für Chemie, im Gespräch mit Energie-Winde. „Aus diesem Grund sind sie jetzt in aller Munde.“

In der Presse schlägt sein „Nature“-Beitrag hohe Wellen. Könnte die neue Batterietechnologie womöglich das fehlende Puzzleteil zum Gelingen der Energiewende sein? Ist der Umbau nicht deshalb ins Stocken geraten, weil es an Speichern mangelt, die ausreichend Strom vorhalten können, um Schwankungen im Netz auszugleichen?

Das Jenaer Forscherteam mit einem Modell der Batterie (von links): Professor Ulrich Schubert, Tobias Janoschka und Martin Hager.

EWE betreibt seit Jahrzehnten unterirdische Kavernen, manche höher als der Kölner Dom. Statt Gas sollen sie bald Strom speichern

Nur einen Tag nach der Veröffentlichung in „Nature“, am 22. Oktober 2015 berichtet die „Süddeutsche Zeitung“ unter dem Titel „Kunststoff speichert Sonnenenergie“ über das Projekt. Wirtschaftsmagazine ziehen nach, dann wird auch die Energiebranche auf die Flüssigbatterie aufmerksam, allen voran der Oldenburger Versorger EWE, der schon seit dem Bau von Alpha Ventus auch in der Offshore-Windkraft tätig ist. Das Unternehmen nimmt Kontakt mit den Forschern auf und stellt ihnen eine Idee vor, „auf die wir damals nicht gekommen sind“, erinnert sich Schubert.

Seit vier Jahrzehnten hat EWE Erfahrung im Bau von unterirdischen Hohlräumen in Salzstöcken unter der Norddeutschen Tiefebene. Es sind Schichten, die vor rund 250 Millionen Jahren entstanden sind und in einer Tiefe von bis zu 1000 Metern liegen. Um Hohlräume zu schaffen, wird von der Oberfläche Wasser hineingepumpt und ein Teil des Steinsalzes ausgewaschen. EWE betreibt solche Kavernen zur Speicherung von Erdgas. Manche sind so groß, dass darin der Kölner Dom Platz fände.

Der Plan der Unternehmenstochter EWE Gasspeicher sieht vor, zwei der insgesamt acht Kavernen am Standort Jengum in Ostfriesland zur Speicherung von grünem Strom zu nutzen. Tief unter der Erde soll ein gigantischer 700-Megawattstunden-Speicher entstehen, in zwei Kavernen mit jeweils 100.000 Kubikmeter Volumen.

Es wäre die größte Batterie der Welt.

„Das kann den Markt für Regelenergie grundlegend verändern“ Peter Schmidt, EWE-Manager

„Wenn alles funktioniert, kann dies den Speichermarkt beziehungsweise den Markt für Regelenergie grundlegend verändern“, sagt Peter Schmidt, der Geschäftsführer der EWE Gasspeicher. „Die Strommenge, die ein Speicher dieser Art beinhaltet, ist ausreichend, um eine Millionenmetropole wie Berlin für eine Stunde mit Strom zu versorgen.“ Laut Masterplan soll schon 2023 die erste Redox-Flow-Batterie in Betrieb gehen.

„Ich war von Anfang an davon überzeugt, dass es grundsätzlich funktioniert“, sagt Ralf Riekenberg, der das EWE-Projekt „brine4power“ leitet. Brine heißt Sole, Salzlösung. Also legt er los. Als erstes erstellt er mit seinem Team eine Liste von mehr als 200 Fragen, die in den nächsten Jahren beantwortet werden müssen: Welche K.o.-Kriterien gibt es für das Projekt? Welche technischen Herausforderungen müssen gelöst, welche rechtlichen Hürden überwunden werden? Und wie rechnet sich das Ganze?

Das Oldenburger Projektteam: Peter Schmidt (links) und Ralf Riekenberg arbeiten für den Energieversorger EWE am Batterieprojekt.

Das Projekt ist die Weiterentwicklung einer alten Technologie. Deutsche Ingenieure haben sie vor mehr als 70 Jahren entwickelt

Erst nach Monaten der Vorarbeit trauen sie sich, dem Vorstandvorsitzenden ihren Fragenkatalog vorzulegen. Resultat? „Er hatte gleich Feuer in den Augen“, so Riekendorf. „Und er sagte: Wir warten nicht so lange ab, bis die Fördergelder für Forschung und Entwicklung durch sind. Wir beginnen sofort und sparen damit ein Jahr. Das Geld bezahlt EWE.“ Kosten: 150 Millionen Euro.

Eine stattliche Summe für eine im Grunde alte Technologie, die schon 1945 in Deutschland erfunden und patentiert, dann aber lange Zeit fallengelassen wurde. Wirklich neu am Speicher aus Jena ist seine Umweltverträglichkeit. „In den frühen Redox-Flow-Batterien sind etwa in Schwefelsäure gelöste Schwermetallsalze wie Vanadium verwendet worden“, erklärt Riekenberg. „In den Kavernen von EWE sollen jedoch lediglich Salzwasser und recycelbare, leitfähige Polymere zum Einsatz kommen.“

Und so soll der Mega-Speicher laut EWE funktionieren: Er besteht aus zwei Speicherbehältern, den Kavernen, und einer elektrochemischen Zelle, in der die Reaktionen stattfindet. In der Zelle sind die beiden Speicherflüssigkeiten – Katolyt und Anolyt – durch eine Membran voneinander getrennt, damit sie sich nicht vermischen. Die Ionen können jedoch ungehindert durch die Membran von einer Elektrolytlösung in die andere gelangen. Bei der Aufladung der Batterie sorgt der Ladestrom dafür, dass Elektronen an den Polymeren (Kunststoffen) des Anolyts angelagert werden (REDuktion).

Gleichzeitig gibt der Katolyt seine Elektronen ab (OXidation). Die so aufgeladenen Katolyt- und Anolytmoleküle werden aus der Zelle in Speicherbehälter gepumpt und in einem fortwährenden FLOW durch ungeladene ersetzt. Bei der Entladung der Batterie verläuft die Reaktion umgekehrt. Die Anolytmoleküle geben ihre Elektronen ab, die als elektrischer Strom zur Verfügung stehen.

Ein Schaubild zur Funktionsweise der Batterie finden Sie hier.

Ein Techniker inspiziert die Außenanlagen des Speichers in Jemgum. EWE lagert hier seit gut vier Jahrzehnten Gas ein.

Auprobieren und optimieren, reagieren und anpassen: Noch befindet sich der Superspeicher im Status eines Forschungsprojekts

Zahlreiche Testreihen sollen nun Schritt für Schritt den Beweis erbringen, dass dieses im Labor erprobte Verfahren in Kavernen und in großem Maßstab funktioniert – nochhaben die Redox-Flow-Batterien auf Kochsalzbasis die Größe einer Regentonne.

Natürlich ist das Projekt noch mit Unwägbarkeiten behaftet. „Wir haben bisher nur Kurzzeittests im Labor durchgeführt. In unseren idealisierten Lösungen konnten wir 10.000 Mal zyklisieren, das heißt: Wenn man die Batterie einmal am Tag entlädt, hält sie 25 Jahre und hat 19 Prozent ihrer Kapazität verloren. Aber wie verhält sie sich 10.000 Mal in der Salzlösung? Was passiert an den Rändern der Sole? Kommt es in den Kavernen eventuell zu elektrochemischen Korrosionen? Da haben wir bereits erste Tests machen können.“

Ausprobieren und optimieren, reagieren und anpassen – noch ist „brine4power“ ein Forschungs- und Entwicklungsprojekt, noch ist eine lange Strecke zu bewältigen, bevor man die „Chemieindustrie beauftragen kann, in die Fertigung einzusteigen“, sagt Schubert. „Aber wir können heute nach fünf Forschungsjahren sagen: Prinzipiell klappt es!“

Auf dem Weg nach 2023 erreichen die Batteriebauer im Oktober 2017 einen Meilenstein: In einer Machbarkeitsstudie können die Jenaer Forscher zeigen, dass die mit Kunststoffen (Plexiglas und Styropor) versetzten Flüssigkeiten das Salz in den Kavernen nicht angreifen – und dass sich ebenfalls die Polymermoleküle nicht auflösen.

Weil die Anforderungen weiter steigen, kooperiert EWE inzwischen mit zwei Fraunhofer-Instituten. Das Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik (Umsicht) in Oberhausen verfügt über das größte Testlabor für Redox-Flow-Batterien in Europa. Und das Institut für Chemische Technologie (ITC) hat auf seinem Gelände in Pfinztal bei Karlsruhe ein Windkraftrad errichtet und den Gleichstromkreis der Anlage direkt – ohne den Umweg über Wechselstromwandlung – an eine Redox-Flow-Großbatterie gekoppelt.

Deutschland bastelt am Superspeicher für grünen Strom. Aber sind Stromspeicher tatsächlich nötig, um die aktuellen Probleme der Energiewende zu lösen? Lassen sich die Schwankungen im Netz nicht durch eine bessere europäische Stromvernetzung ausgleichen? Ist es am Ende nicht kostengünstiger, die Stromnetze auszubauen statt in neue Speicher zu investieren, die man womöglich erst in einigen Jahrzehnten braucht?

Professor Schubert widerspricht vehement. „In Norddeutschland wird viel mehr erneuerbarer Energie produziert, als in der Region benötigt wird, weil die großen Industrien fehlen.“ Dieses Problem werde man nicht einfach lösen können, dass man die Netze ausbaut. Denn die Spitzen in Stromerzeugung und -verbrauch ließen sich auf diese Weise nur zum Teil abbauen.

„Das Problem ist: Wie komme ich über die Zeit, wenn nachts die Sonne nicht scheint und in den Windparks Flaute herrscht, ohne dass ich die Kohle- oder Gaskraftwerke hochfahren muss?“ Der Forscher erinnert daran, dass der CO2–Ausstoß in Deutschland nach wie vor höher ist als es in verschiedenen Vereinbarungen abgemacht ist. Das Land wird seine Klimaziele für 2020 deutlich verfehlen. Deshalb seien Speicher unverzichtbar. „Jede Kaverne könnte ein grüner Grundlastspeicher sein, der ein Kohlekraftwerk ersetzt.“

Volker Kühn
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