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Mächtige Stromspeicher sollen künftig in den USA eine wichtige Rolle bei der Energieversorgung spielen. Die Industrieforschungseinrichtung "Electric Power Research Institute" geht davon aus, dass nur mit dieser Technik eine weit verbreitete Verwendung erneuerbarer Energien möglich ist. Gleichzeitig könnte sie dafür sorgen, dass das notorisch unzuverlässige nordamerikanische Stromnetz besser geschützt und effizienter gestaltet werden kann.
Denn das Stromnetz selbst kann keine Energie speichern. Deshalb muss in jedem Augenblick so viel Strom produziert werden, wie gerade verbraucht wird. Selbst mit berechenbaren Kohle-, Gas- oder Kernkraftwerken ist es nicht leicht, die Nachfrageschwankungen auszugleichen. „Kosteneffiziente Energiespeicher könnten erheblich dazu beitragen, regenerative Energien in den Markt zu bringen. Damit könnte man Stromeinspeisung und Nachfrage glätten und temporäre Unterschiede ausgleichen“, sagt Michael Knoll vom Institut für Zukunftsstudien und Technologiebewertung (IZT) in Berlin.
Hierzulande nutzen die Stromkonzerne für den Ausgleich in der Regel Pumpspeicherkraftwerke. Die speichern potenzielle Energie, indem sie Wasser elektrisch in größere Höhen pumpen, wenn Strom im Überfluss vorhanden ist. Derzeit können die deutschen Energieversorger auf rund 40 Pumpspeicher zurückgreifen, die bei Bedarf rund 5500 Megawatt ins Netz einspeisen. Doch die Technologie ist weitgehend ausgereizt – auch weil es an zusätzlichen Standorten mit passendem Höhengefälle mangelt.
Für Abhilfe sollen unter anderem Batterien sorgen: Von VRB Power Systems aus dem kanadischen Vancouver kommt die sogenannte Vanadium-Redox-Batterie. Hier ist der Elektrolyt nicht in der Zelle eingeschlossen, sondern wird aus separaten Tanks nach Bedarf zugeführt. Beim Laden wird der vanadiumhaltige Elektrolyt durch die Reaktionszelle der Batterie gepumpt, unter Stromzufuhr in einen Zustand mit höherem Energiegehalt umgewandelt und danach in den Tanks gelagert. Wird der Strom gebraucht, fließt der Elektrolyt durch die Reaktionszelle zurück und gibt seine Energie wieder ab. Der Stromgigant American Electric Power (AEP) mit Sitz in Ohio glaubt, dass die Technologie für die Speichersysteme im Netz inzwischen kommerziell einsatzbereit ist. Im September 2006 bestellte AEP daraufhin die ersten drei solcher Batteriesysteme, die mehrere Megawattstunden speichern können – bis 2010 will man insgesamt 25 Megawattstunden und bis 2020 gar eine Gigawattstunde erreichen.
Als zweite Alternative kommen so genannte Natrium-Schwefel-Akkumulatoren infrage: In Japan arbeitet man bereits seit Anfang der Neunzigerjahre im unteren Megawattbereich mit solchen Systemen. Hersteller ist der Anbieter NGK Insulators aus dem japanischen Nagoya. AEP und andere US-Stromerzeuger ließen sich von Wirtschaftlichkeit und Verlässlichkeit der Technologie mit einer Demonstrationsanlage überzeugen, die im Juni 2006 in Charleston, West Virginia, ans Netz ging. In der Stadt kam es in den extremen Sommer- und Wintermonaten immer wieder zu einer Überlastung von Transformatoren in einzelnen Umspannwerken – Ergebnis waren geplante wie ungeplante Stromausfälle. Es hätte bis zu drei Jahre gedauert, um die Umspannwerke für mehr Leistung aufzurüsten. Stattdessen installierte AEP in nur neun Monaten das Batteriesystem, das immer dann aufgeladen wird, wenn die Stromnachfrage gering ist. Wird die Energie in Spitzenlastzeiten gebraucht, kann der Akku bis zu 1,2 Megawatt liefern – sieben Stunden lang.
Zwei der neuen AEP-Stromspeicher sind etwas größer – sie stellen zwei Megawatt über sieben Stunden bereit. Sie sollen ähnlich wie in Charleston als schnelle Lösung in Regionen eingesetzt werden, in denen es in der Vergangenheit zu Versorgungsproblemen kam. Eine Batterie kommt nach Milton in West Virginia, um Kunden zu versorgen, die nur durch eine schwache Stromleitung angebunden sind. "Wenn es hier zu einer Überlastung kommt, übernimmt die Batterie so viele Kunden wie möglich und gibt ihnen weiterhin Strom. Sie werden gar nicht mitbekommen, dass es eigentlich zu einem Stromausfall kam", sagt Nourai. Die Verwaltung von AEP wird das freuen: Der Stromspeicher sorgt dafür, dass in Milton in den nächsten fünf bis sechs Jahren weder ein neues Umspannwerk noch eine teure zusätzliche Hochspannungsleitung gebaut werden muss.
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