en. Millionen Kilowattstunden Strom gehen so inzwischen pro Jahr verloren. Weht umgekehrt mal kein Wind oder ist die Sonneneinstrahlung zu schwach, fehlt es wieder an Strom. Kurzfristig lässt sich die Schwankung zwischen Überangebot und Unterversorgung zwar mit Gaskraftwerken oder mit Pumpspeicherwerken auffangen. Schwierig wird es aber, wenn die erneuerbaren Energien (EE) – wie bis zum Jahr 2050 vorgesehen – einen Anteil von mehr als zwei Dritteln des gesamten Stromverbrauchs decken müssen. Dann werden die Überschüsse an Wind- und Sonnen-Energie, die gespeichert werden müssen, gewaltig groß. Und sie müssen über Wochen und Monate akkumulierbar sein. Selbst die Batterien von Millionen Elektroautos könnten bei Weitem nicht diese Leistung aufnehmen. Und auch die bereits vorhandenen Pumpspeicherwerke in Deutschland sind alles andere als ausreichend.Zugleich stockt derzeit auch der Ausbau der Stromnetze. „Wir bekommen ernsthafte Zeitprobleme“, warnte Baden-Württembergs Ministerpräsident Winfried Kretschmann unlängst. Auf welche Technologie sollte man sich also konzentrieren?Chemie aus der 8. KlasseEinen Ausweg böten neue Pumpspeicherwerke in Skandinavien: Weil es dort an Gebirgen und Seen nicht mangelt, könnten Pumpen das Wasser in höher gelegene Becken leiten. Fehlt es an elektrischer Energie im Netz, lässt man das Wasser in tiefer gelegene Reservoirs zurückfließen. Dabei treibt es Turbinen an, die wiederum elektrische Energie erzeugen. Aber reichen Pumpspeicherwerke als Lösung, um langfristig überschüssigen Strom aus erneuerbaren Energien zu speichern?Michael Specht ist skeptisch. „Wo gibt es diese Werke denn?“, fragt der Leiter der Abteilung Regenerative Energieträger und Verfahren am Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung in Baden-Württemberg (ZSW). Speicherkraftwerke müssten erst zu Pumpspeicherkraftwerken ausgebaut werden. Ein Seekabel zwischen Deutschland und Norwegen würde die Weltkabelproduktion von drei Jahren verbrauchen. Und dann ist da noch die Frage, ob die Norweger überhaupt wollen, dass Deutschland seinen überschüssigen Strom bei ihnen zwischenlagert.Specht setzt deshalb auf einen anderen Speicher: Das Erdgasnetz. Sein Prinzip stützt sich dabei auf ein mehr als 200 Jahre altes Verfahren, das jedem Achtklässler begegnet: Die Elektrolyse. In einer ihrer einfachsten Anordnungen tauchen dabei eine Anode und eine Kathode in Wasser und leiten Strom durch die Flüssigkeit. Der Strom spaltet die Wassermoleküle, an den Elektroden entstehen reiner Sauerstoff (Anode)und Wasserstoff (Kathode). Allein mit dem Wasserstoff ließe sich vieles anstellen: Er könnte direkt ins Erdgasnetz eingespeist werden, Heizungen befeuern oder Autos antreiben. Aber Wasserstoff lässt sich nur in begrenzten Mengen ins Erdgasnetz einspeisen, denn er schadet der Qualität des Erdgases und mindert dessen Brennfähigkeit. Etwa fünf Prozent macht der Anteil des Wasserstoffs im Erdgas aus. Viel mehr sollte es auch nicht sein. Aber genau hier erkannte Specht schließlich die Chance: Viel zu lange habe man sich auf den Wasserstoff konzentriert, sagt er. Er selbst eingeschlossen. Vor ein paar Jahren dann fiel ihm der Sabatier-Prozess ein: Wenn Wasserstoff nämlich mit CO2 reagiert, entsteht neben Wasser auch Methan, der Hauptbestandteil von Erdgas.Und das hat natürlich den ungeheuren Vorteil, dass dieses Methan direkt und unbegrenzt ins Erdgasnetz eingespeist werden kann. Das Erdgasnetz hat eine Speicherkapazität von 220 Terawattstunden, nirgendwo sonst findet man in Deutschland einen so großen Energiespeicher.Der zweite Vorteil ist, dass es auch die Technik für diese sogenannte Rückverstromung längst gibt. Wenn also im Winter die Solarmodule oder die Windkraftwerke über Wochen kaum Strom liefern, kann das EE-Methan in gewöhnlichen Gaskraftwerken rückverstromt und wieder ins Stromnetz eingespeist werden. Was, ein weiterer Vorteil, völlig CO2-neutral abläuft.Doch Specht weiß, dass eine gute Idee allein nicht ausreicht. Sie muss zur richtigen Zeit kommen und sich lohnen. Anfangs hatte er da noch seine Zweifel. Erst Jürgen Schmid, Direktor des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES), überzeugte ihn, dass der Markt für das EE-Methan viel früher bereit sein werde, als Specht angenommen hatte. Also stellte er das Verfahren zusammen mit dem IWES-Wissenschaftler Michael Sterner im Jahr 2009 im Fachmagazin Solarzeitalter vor. Im gleichen Jahr lief die erste Demonstrationsanlage an.Bis vor Kurzem standen die zwei Container noch in Stuttgart. In dem einen filterte eine Anlage CO2 aus der Luft und leitete es in einen Reaktor im anderen Container. Dort reagieren das CO2 und der Wasserstoff aus der Elektrolyse mithilfe eines Katalysators zu Methan. Eine kleine Erdgastankstelle aus sechs Druckflaschen speicherte das Methan und befüllte probeweise Autos. „Wir haben die Machbarkeit der ganzen Prozesskette gezeigt“, sagt Projektleiter Ullrich Zuberbühler. Die Versuchsanlage habe aber auch die Grenzen des Verfahrens gezeigt, sagt der Wissenschaftler. Die Anlage in Stuttgart funktionierte nur, weil Temperatur und Druck konstant gehalten wurden. Im Echtfall müsste aber eine viel größere Anlage immer wieder ein- und ausgeschaltet werden – eine technische Herausforderung.Das größte Problem am EE-Methan-Verfahren ist jedoch der Wirkungsgrad. Denn immer, wenn Energie von einer Form in die andere umgewandelt wird, geht ein Teil verloren – meist in Form von Wärme. Wird elektrische Energie aus Sonnen- oder Windkraft über die Elektrolyse in Wasserstoff gespeichert, liegt der Wirkungsgrad bei etwa 80 Prozent. Wenn der Wasserstoff zu Methan umgewandelt wird, liegt er noch bei etwa 60 Prozent. Wenn das Methan aber rückverstromt wird, liegt der Wirkungsgrad nur noch um 36 Prozent. Rentabel ist das dann nicht mehr. Es sei denn, der Staat steuert großzügige Fördergelder bei. Specht könnte sich etwa vorstellen, dass die Stromerzeuger verpflichtet werden, regenerativen Strom zu speichern – so wie es heute schon eine Pflicht für Mineralölvorräte gebe.Die Idee nimmt Form anAllzu negativ sollte man den bescheidenen Wirkungsgrad jedoch nicht bewerten, sagt Carsten Pape vom IWES. Erstens sei es besser, die überschüssige Energie auch mit einem schlechten Wirkungsgrad zu speichern, statt sie gar nicht zu nutzen. Zweitens müssten ja auch nur etwa zehn Prozent des Strombedarfs im Jahr gespeichert werden – so relativiere sich der Wirkungsgrad wieder.Trotzdem plädiert er dafür, nichts zu überstürzen. „Man sollte den Strom wegen des geringen Wirkungsgrads nicht zwingend dazu nutzen, Methan herzustellen“, sagt Pape. Um Schwankungen auszugleichen, müsse zunächst das Stromnetz ausgebaut und ein besseres Lastmanagement organisiert werden. In 10, 20 Jahren werde es aber zunehmend Überschüsse aus erneuerbaren Energien geben, schätzt Pape. Dann muss die Technologie erprobt und großtechnisch anwendbar sein.Deswegen laufen die Vorbereitungen auf Hochtouren. In Stuttgart plant das ZSW für dieses Jahr bereits den nächsten Schritt: Eine Anlage mit der Eingangsleistung von 250 Kilowatt. Die Versuchsanlage passt dann nicht mehr in zwei Container, sondern benötigt eine kleine Halle.Im hessischen Bad Hersfeld soll ab Mitte des Jahres eine Versuchsanlage anlaufen, die erstmals mit einer Biogasanlage kombiniert wird. Das CO2 für die Methanisierung wird nicht mehr aus der Luft gefischt, sondern direkt aus der Biogasanlage gewonnen. Und Audi plant im Emsland eine großtechnische 6,3-Megawatt-Anlage, die ab 2013 Methan ins Ergasnetz einspeisen und dazu mit einer Biogasanlage gekoppelt werden soll. Die Leistung entspricht der eines modernen Windrads. Gleichzeitig ist eine mit Erdgas betriebene Fahrzeugflotte für dasselbe Jahr geplant. Profitabel ist die Anlage jedoch noch nicht.Dennoch nimmt die Idee von Michael Specht Form an. Ein bisschen stolz sei er ja schon, sagt er nach einigem Zögern. Zufrieden jedoch noch nicht. „Wir sind erst zufrieden, wenn das ganze kommerziell betrieben werden kann“, sagt Specht.