Über Dunkelflauten, geopolitische Abhängigkeiten und die Suche nach einem klimaverträglichen Langzeitspeicher
10. Oktober 2026
1. Wenn das Licht ausgeht
Es ist ein merkwürdiger Widerspruch: Eine hochentwickelte Industrienation baut ihre Energieversorgung zunehmend auf zwei Naturerscheinungen auf, die sich nicht nach ihrem Bedarf richten.
Die Sonne scheint, wann sie scheint. Der Wind weht, wann er weht.
Das ist zunächst kein Argument gegen erneuerbare Energien. Windkraft und Photovoltaik sind längst leistungsfähige Technologien, deren Stromerzeugung in den vergangenen Jahrzehnten erheblich günstiger geworden ist.
Doch ihre Abhängigkeit vom Wetter stellt eine Herausforderung dar, die mit dem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien nicht einfach verschwindet.
Im Sommer können Solaranlagen mittags enorme Strommengen erzeugen. An dunklen Wintertagen dagegen fällt ihre Leistung erheblich geringer aus. Bleibt gleichzeitig über größere Gebiete der Wind aus, entsteht die sogenannte Dunkelflaute.
Eine Dunkelflaute bedeutet keineswegs automatisch einen Stromausfall. Kraftwerke, Speicher, Stromimporte und andere Maßnahmen können die fehlende Erzeugung ausgleichen.
Doch je größer der Anteil wetterabhängiger Stromerzeugung wird, desto wichtiger wird die Frage, wie lange und in welchem Umfang solche Reserven verfügbar sind.
Die Energiewende besitzt deshalb eine dunkle Seite, die weder mit einer Ablehnung erneuerbarer Energien noch mit einer grundsätzlichen Kritik am Klimaschutz verwechselt werden sollte.
Es ist die Frage nach dem Strom, der gerade nicht erzeugt wird.
Und nach der Energie, die wir aufbewahren müssen, um ihn trotzdem liefern zu können.
2. Eine Energieversorgung mit geographischen Grenzen
Die Schwierigkeiten beginnen nicht erst bei der Dunkelflaute.
Energiepolitik war immer auch Geopolitik.
Erdöl muss gefördert, transportiert und raffiniert werden. Erdgas gelangt durch Pipelines oder als verflüssigtes LNG über internationale Handelswege zu seinen Abnehmern. Uran benötigt Bergwerke, Verarbeitung und – bei vielen Reaktortypen – industrielle Anreicherung.
Jede dieser Technologien besitzt internationale Lieferketten und damit politische Abhängigkeiten.
Über Jahrzehnte galt Erdgas als besonders geeignete Ergänzung zur deutschen Energiewende. Gaskraftwerke lassen sich flexibel betreiben und können einspringen, wenn Wind und Sonne nicht genügend Strom liefern.
Die wirtschaftlichen Vorteile erschienen überzeugend, solange die Versorgung zuverlässig und die Preise kalkulierbar blieben.
Der russische Angriff auf die Ukraine hat gezeigt, wie rasch solche Annahmen ihre Gültigkeit verlieren können.
Die militärischen Konflikte im Nahen Osten und die strategische Bedeutung der Straße von Hormus verdeutlichen ein weiteres Problem: Auch die weltweiten Energiehandelswege sind keineswegs von militärischen und politischen Risiken unabhängig.
Eine Energieversorgung kann unter gewöhnlichen Marktbedingungen preiswert erscheinen und in einer Krise plötzlich außerordentlich teuer werden.
Der Preis einer Kilowattstunde ist deshalb nicht identisch mit den tatsächlichen Kosten ihrer zuverlässigen Bereitstellung.
Zu diesen Kosten gehören auch die Risiken unterbrochener Lieferungen, außergewöhnlicher Preissteigerungen und industrieller Produktionsausfälle.
Wer über die Zukunft der Energieversorgung nachdenkt, muss solche Risiken ebenso berücksichtigen wie technische Wirkungsgrade.
3. Die Rückkehr der Kernenergie?
Angesichts dieser Probleme gewinnt die Kernenergie erneut Aufmerksamkeit.
Besonders kleine modulare Reaktoren, sogenannte Small Modular Reactors, werden als mögliche Antwort auf die Herausforderungen der Energiewende vorgestellt.
Die Idee klingt überzeugend: kleinere Anlagen, industrielle Vorfertigung, standardisierte Bauteile und möglicherweise geringere Baukosten.
Manche Darstellungen vermitteln beinahe den Eindruck, ein solcher Reaktor könne wie ein technisches Fertigmodul neben einem Industriegebiet oder einer Wohnsiedlung aufgestellt werden.
Doch auch ein kleiner Kernreaktor bleibt eine kerntechnische Anlage.
Er benötigt Kühlung, Strahlenschutz, Sicherheitsvorrichtungen, qualifiziertes Personal, Genehmigungen und eine langfristige Lösung für radioaktive Abfälle.
Hinzu kommen die Kosten des Rückbaus und die Finanzierung einer Anlage, deren wirtschaftliche Lebensdauer viele Jahrzehnte umfassen soll.
Die versprochenen Vorteile modularer Bauweisen sind Gegenstand ernsthafter Forschung und industrieller Entwicklung. Für zahlreiche Konzepte steht der Nachweis ihrer wirtschaftlichen Wettbewerbsfähigkeit im breiten kommerziellen Betrieb jedoch noch aus.
Auch die Versorgung mit Uran ist keine ausschließlich technische Frage.
Frankreichs Kernkraftwerkspark ist ein wichtiger Bestandteil des europäischen Stromsystems. Seine Brennstoffversorgung beruht auf internationalen Lieferketten, unter anderem aus Kasachstan, Kanada und weiteren Förderländern. Niger spielte historisch eine bedeutende Rolle.
Der Militärputsch in Niger 2023 und die anschließende politische Annäherung der neuen Machthaber an Russland zeigen, wie schnell sich solche Beziehungen verändern können.
Daraus folgt allerdings nicht, dass der Welt bereits in wenigen Jahren das Uran ausgehen wird. Ein bestimmtes Datum für einen globalen Uranförderhöhepunkt lässt sich aus den verfügbaren Daten nicht zuverlässig ableiten.
Das eigentliche geopolitische Problem besteht in der Konzentration von Förderung, Verarbeitung und Anreicherung auf bestimmte Staaten und Unternehmen.
Kernenergie kann einen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. Eine vollständige Unabhängigkeit von internationalen Lieferketten garantiert sie nicht.
Vor allem aber stellt sich eine wirtschaftliche Frage: Ist ein kapitalintensives Kernkraftwerk tatsächlich die günstigste Lösung für eine Stromreserve, die möglicherweise nur während weniger kritischer Wochen benötigt wird?
Oder benötigen wir für diese Aufgabe eine andere Art von Kraftwerk?
4. Der Unterschied zwischen Stromerzeugung und Strombevorratung
Die Energiewende hat große Fortschritte bei der Erzeugung erneuerbaren Stroms erzielt.
Doch Stromerzeugung und Strombevorratung sind zwei unterschiedliche Aufgaben.
Ein Solarmodul kann über Jahrzehnte Strom liefern. Es kann ihn aber nicht für den nächsten Winter aufbewahren.
Batterien sind für kurzfristige Speicheraufgaben hervorragend geeignet. Sie können Schwankungen innerhalb von Sekunden ausgleichen, tagsüber erzeugte Energie in die Abendstunden verschieben und Elektrofahrzeuge antreiben.
Schwieriger wird es, wenn sehr große Energiemengen über Wochen oder Monate bereitgehalten werden sollen.
Ein saisonaler Speicher muss nicht zwangsläufig täglich geladen und entladen werden. Vielleicht wird er nur einige Male im Jahr benötigt.
Sein wirtschaftlicher Wert ergibt sich deshalb nicht allein aus seinem Wirkungsgrad.
Entscheidend sind auch die Kosten der Speicherung, die Dauer der Bevorratung, die technische Verfügbarkeit und der Schaden, den ein Versorgungsausfall verursachen würde.
Ein Speicher mit einem hervorragenden Wirkungsgrad kann für seltene, sehr große Energiemengen wirtschaftlich ungünstiger sein als ein weniger effizienter Speicher mit niedrigen Kapazitätskosten.
Genau hier beginnt eine andere Betrachtung der Energiewende.
Vielleicht müssen wir nicht nur lernen, Strom möglichst effizient zu erzeugen.
Vielleicht müssen wir auch lernen, ihn in einer Form aufzubewahren, die über Monate hinweg verfügbar bleibt.
5. Wasserstoff und seine Schwierigkeiten
Wasserstoff erscheint zunächst als naheliegende Lösung.
Mit erneuerbarem Strom lässt sich Wasser durch Elektrolyse in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegen.
Der Wasserstoff kann später in einer Brennstoffzelle oder einer entsprechend ausgelegten Turbine wieder zur Stromerzeugung genutzt werden.
Die grundlegende Chemie ist bekannt. Auch die technische Entwicklung schreitet voran.
Im europäischen Forschungsprojekt HYFLEXPOWER wurde 2023 demonstriert, dass eine entsprechend angepasste industrielle Gasturbine mit 100 Prozent grünem Wasserstoff betrieben werden kann.
Wasserstoff ist also keine bloße Zukunftsphantasie.
Seine Schwierigkeiten beginnen insbesondere bei der Speicherung.
Als Gas besitzt Wasserstoff bei gewöhnlichem Druck eine geringe volumetrische Energiedichte. Größere Mengen benötigen deshalb viel Raum oder müssen stark verdichtet, tiefgekühlt oder in geeigneten geologischen Formationen gespeichert werden.
Hohe Drücke, sehr tiefe Temperaturen und die Verträglichkeit bestimmter Werkstoffe mit Wasserstoff stellen zusätzliche technische Anforderungen.
Die sogenannte Wasserstoffversprödung ist ein ernsthaftes materialwissenschaftliches Problem, dessen Bedeutung vom jeweiligen Werkstoff und den Betriebsbedingungen abhängt.
Diese Schwierigkeiten sind nicht grundsätzlich unlösbar. Gerade für die großtechnische Speicherung in Salzkavernen existieren vielversprechende Konzepte.
Aber Wasserstoff besitzt noch eine andere Möglichkeit.
Er muss nicht unbedingt als gasförmiger oder flüssiger Wasserstoff gespeichert werden.
Er kann chemisch in einen anderen Energieträger überführt werden.
Und damit gelangen wir zu einer unscheinbaren Flüssigkeit, die seit Langem industriell hergestellt wird.
6. Die überraschende Möglichkeit: Methanol
Methanol ist ein einfacher Alkohol mit der chemischen Formel CH₃OH.
Er wird seit Jahrzehnten als chemischer Rohstoff verwendet und in großen Mengen transportiert und gelagert.
Methanol ist bei gewöhnlichen Umgebungstemperaturen flüssig.
Es benötigt keinen 700-bar-Tank und keine kryogene Speicherung bei extrem niedrigen Temperaturen.
Das macht es nicht ungefährlich. Methanol ist giftig, brennbar und verlangt geeignete Werkstoffe, Sicherheitsvorkehrungen und einen sorgfältigen Umgang.
Aber die industrielle Lagerung dieser Flüssigkeit ist eine bekannte technische Aufgabe.
Besonders interessant wird Methanol, wenn es mit erneuerbar erzeugtem Wasserstoff und Kohlendioxid hergestellt wird.
Die vereinfachte Reaktion lautet:
CO₂ + 3 H₂ → CH₃OH + H₂O
Aus Kohlendioxid und Wasserstoff entstehen Methanol und Wasser.
Das Verfahren beruht auf bekannter industrieller Chemie. Die Herstellung mit erneuerbarem Wasserstoff bildet eine Grundlage des sogenannten E-Methanols.
Damit verändert sich die Perspektive auf überschüssigen Wind- und Solarstrom.
Er könnte zur Herstellung eines flüssigen Brennstoffs verwendet werden, der sich über Monate lagern und bei Bedarf wieder nutzen lässt.
Aus Strom würde zunächst Wasserstoff.
Aus Wasserstoff und Kohlendioxid würde Methanol.
Und aus Methanol könnte im Winter wieder Strom werden.
Der entscheidende Vorteil wäre nicht der höchste denkbare Wirkungsgrad, sondern die Möglichkeit, große Energiemengen langfristig in einer vergleichsweise einfach lagerfähigen Form bereitzuhalten.
7. Wie aus Methanol wieder Strom wird
Für die Rückverstromung stehen mehrere technische Wege zur Verfügung.
Der erste ist die Verbrennung.
Methanol kann in entsprechend angepassten Verbrennungsmotoren eingesetzt werden. Auch Kraftwerkskonzepte mit geeigneten Turbinen sind technisch denkbar, benötigen allerdings eine auf den Brennstoff abgestimmte Konstruktion.
Ein Generator wandelt die mechanische Energie anschließend in elektrischen Strom um.
Ein solches Kraftwerk könnte gezielt dann eingeschaltet werden, wenn Wind- und Solarstrom nicht ausreichen.
Die zweite Möglichkeit ist eine Direktmethanol-Brennstoffzelle.
Sie erzeugt Strom elektrochemisch aus Methanol, ohne dass zuvor in einem separaten Reformer Wasserstoff hergestellt werden muss.
Solche Brennstoffzellen existieren bereits, besitzen aber gegenwärtig Nachteile bei Leistungsdichte und teilweise auch beim elektrischen Wirkungsgrad. Für große Kraftwerke sind sie bislang keine etablierte Standardtechnologie.
Die dritte Möglichkeit ist besonders interessant.
Methanol wird zunächst mit Wasserdampf in wasserstoffreiches Gas umgewandelt.
Die vereinfachte Reaktion lautet:
CH₃OH + H₂O → CO₂ + 3 H₂
Der entstehende Wasserstoff versorgt anschließend eine Brennstoffzelle.
Bei bestimmten Brennstoffzellentypen muss das Gas zuvor sorgfältig gereinigt werden, insbesondere von Kohlenmonoxid.
Hochtemperatur-Brennstoffzellen, etwa geeignete SOFC-Systeme, können reformierte Brennstoffe nutzen und einen Teil ihrer Abwärme für die Reformierung bereitstellen.
Für eine Großanlage wäre auch eine modulare Bauweise denkbar: zahlreiche Brennstoffzellenmodule, die gemeinsam die erforderliche elektrische Leistung erzeugen.
Das könnte Wartung und Erweiterung erleichtern.
Allerdings müssen solche Systeme zuverlässig starten, lange betriebsbereit bleiben und wirtschaftlich arbeiten.
Gerade eine selten genutzte Reserve stellt besondere Anforderungen. Hochtemperatur-Brennstoffzellen beispielsweise benötigen ein geeignetes Wärmemanagement und können empfindlich auf häufige Temperaturwechsel reagieren.
Möglicherweise wäre deshalb eine Kombination unterschiedlicher Technologien sinnvoll: ein schneller Batteriespeicher für die ersten Minuten und eine methanolbetriebene Anlage für längere Versorgungsengpässe.
Die Energiewende müsste sich dann nicht zwischen Batterien und chemischen Speichern entscheiden.
Sie könnte beide dort einsetzen, wo ihre jeweiligen Eigenschaften am nützlichsten sind.
8. Das Kohlendioxid zurückholen
Bei der Nutzung von Methanol entsteht Kohlendioxid.
Ein klimaverträglicher Methanolkreislauf muss deshalb die Herkunft und den weiteren Verbleib dieses Kohlenstoffs berücksichtigen.
Wird Methanol aus erneuerbarem Wasserstoff und nachhaltig bereitgestelltem CO₂ hergestellt, kann seine Kohlenstoffbilanz unter geeigneten Bedingungen wesentlich günstiger ausfallen als die fossiler Brennstoffe.
Noch interessanter wäre ein System, das das bei der Rückverstromung entstehende CO₂ auffängt und erneut für die Methanolherstellung verwendet.
Eine stationäre Großanlage bietet dafür günstigere Voraussetzungen als ein gewöhnliches Fahrzeug.
Denn hier können größere Anlagen zur Gasreinigung, CO₂-Abscheidung und Speicherung eingesetzt werden.
Bei gewöhnlicher Verbrennung mit Luft enthält das Abgas viel Stickstoff. Das Kohlendioxid muss aus diesem Gemisch abgetrennt werden.
Ein anderer Ansatz ist die sogenannte Oxy-Fuel-Verbrennung.
Dabei wird Sauerstoff anstelle gewöhnlicher Luft verwendet. Bei vollständiger Verbrennung besteht das Abgas dann im Wesentlichen aus Kohlendioxid und Wasserdampf.
Nach dem Abkühlen und Kondensieren des Wassers bleibt ein vergleichsweise CO₂-reicher Gasstrom zurück.
Das könnte die Rückgewinnung erheblich erleichtern.
Die Technik besitzt allerdings eigene Herausforderungen. Sauerstoff muss bereitgestellt werden, hohe Verbrennungstemperaturen müssen kontrolliert werden, und die Abgasreinigung bleibt notwendig.
Hier ergibt sich eine bemerkenswerte Verbindung zur Methanolherstellung.
Bei der Elektrolyse von Wasser entsteht neben Wasserstoff auch Sauerstoff.
Für die Synthese eines Methanolmoleküls werden drei Wasserstoffmoleküle benötigt. Bei deren Herstellung durch Wasserelektrolyse entstehen theoretisch genau jene eineinhalb Sauerstoffmoleküle, die später für die vollständige Verbrennung dieses Methanols benötigt werden.
Der Sauerstoff wäre also bereits ein Nebenprodukt der Brennstoffherstellung.
Das bedeutet nicht, dass seine spätere Nutzung kostenlos wäre.
Gerade bei einer saisonalen Reserve müssten Herstellung und Verbrauch zeitlich miteinander verbunden werden. Eine monatelange Sauerstoffspeicherung könnte erhebliche zusätzliche Kosten und Sicherheitsanforderungen verursachen.
Dennoch eröffnet diese chemische Übereinstimmung einen konkreten Forschungsansatz.
Wissenschaftliche Arbeiten untersuchen bereits die Verbindung von Wasserelektrolyse, Sauerstoffnutzung, Oxy-Fuel-Verbrennung, CO₂-Abscheidung und Methanolsynthese.
Eine weitere Möglichkeit bietet die Kombination aus Methanol-Reformer und Brennstoffzelle.
Hier entsteht das Kohlendioxid bereits im Reformierungsprozess. Je nach Anlagenarchitektur könnte es aus einem relativ konzentrierten Gasstrom abgeschieden werden, bevor der Wasserstoff in der Brennstoffzelle Strom erzeugt.
Auch Katalysatoren sind Teil solcher Systeme.
Sie ermöglichen die Methanolsynthese und Reformierung und können bei geeigneter Prozessführung helfen, unerwünschte Abgasbestandteile wie Kohlenmonoxid oder unverbranntes Methanol zu reduzieren.
Ein vollständig geschlossener Kreislauf ohne Energieverluste oder Emissionen ist damit noch nicht erreicht.
Doch die einzelnen technischen Verfahren sind bekannt oder Gegenstand konkreter Forschung.
Die entscheidende Aufgabe besteht darin, sie zu einem wirtschaftlichen und dauerhaft zuverlässigen Gesamtsystem zu verbinden.
9. Methanol im Fahrzeug
Die Möglichkeiten beschränken sich nicht auf stationäre Kraftwerke.
Methanol könnte auch in Fahrzeugen verwendet werden.
Ein angepasster Verbrennungsmotor wäre die technisch naheliegende Lösung. Methanol besitzt allerdings einen geringeren Energieinhalt pro Liter als Benzin oder Diesel, weshalb für die gleiche Energiemenge ein größeres Kraftstoffvolumen benötigt wird.
Daneben gibt es die Direktmethanol-Brennstoffzelle.
Eine weitere Möglichkeit besteht darin, den Wasserstoff erst im Fahrzeug herzustellen.
Ein Methanol-Reformer würde den flüssigen Brennstoff während der Fahrt in wasserstoffreiches Gas umwandeln. Eine Brennstoffzelle könnte daraus Strom für einen Elektromotor erzeugen.
Der Vorteil: Das Fahrzeug müsste keinen großen Hochdruck-Wasserstofftank mitführen.
Der Nachteil: Reformer, Gasreinigung, Brennstoffzelle und elektrische Zwischenspeicherung erhöhen die technische Komplexität.
Für gewöhnliche Pkw ist der batterieelektrische Antrieb deshalb in vielen Anwendungen die einfachere und energieeffizientere Lösung.
Bei schweren Nutzfahrzeugen könnte sich eine andere Perspektive ergeben.
Lastwagen bieten mehr Bauraum und besitzen häufig planbare Betriebsabläufe. Besonders Fahrzeuge mit regelmäßiger Rückkehr zu einem Betriebshof wären für ein System mit zentraler Methanolbetankung und CO₂-Rücknahme interessant.
Denn die vollständige Rückgewinnung des Kohlendioxids stellt im Fahrzeug eine besondere Herausforderung dar.
Aus einem Kilogramm vollständig umgesetztem Methanol entstehen rund 1,37 Kilogramm CO₂.
Bei einem Tankinhalt von 400 Litern Methanol wären das ungefähr 430 Kilogramm Kohlendioxid.
Soll diese Menge an Bord gespeichert werden, benötigt das Fahrzeug entsprechende Behälter sowie zusätzliche Technik für Abscheidung, Verdichtung oder Verflüssigung.
Das beansprucht Platz, Energie und Nutzlast.
Für einen Kleinwagen wäre dies besonders problematisch. Bei einem schweren Nutzfahrzeug könnte es eher vorstellbar sein.
Wissenschaftliche Modelluntersuchungen zu methanolbetriebenen Hochtemperatur-Brennstoffzellen mit CO₂-Rückgewinnung an Bord zeigen, dass solche Konzepte technisch untersucht werden.
Eine serienreife und wirtschaftlich bewiesene Lösung ergibt sich daraus noch nicht.
Aber die Forschungsfrage ist konkret: Kann ein schweres Nutzfahrzeug Methanol als flüssigen Wasserstoffträger verwenden und den dabei freigesetzten Kohlenstoff so zurückhalten, dass er später erneut zur Brennstoffherstellung genutzt werden kann?
Die Antwort könnte auch für Schiffe und andere größere Verkehrsmittel interessant werden.
10. Was kostet eine Dunkelflaute?
Der häufigste Einwand gegen die chemische Speicherung von Strom ist ihr vergleichsweise geringer Gesamtwirkungsgrad.
Bei jeder Umwandlung entstehen Verluste.
Aus Strom wird Wasserstoff, aus Wasserstoff Methanol und aus Methanol später wieder Strom.
Eine Batterie kann kurzfristig gespeicherte elektrische Energie mit wesentlich geringeren Verlusten zurückgeben.
Das ist unbestritten.
Aber die wirtschaftliche Bedeutung dieser Verluste hängt davon ab, welche Aufgabe der Speicher erfüllen soll.
Ein Batteriespeicher, der täglich genutzt wird, ist anders zu bewerten als eine strategische Reserve, die möglicherweise nur an wenigen Tagen im Jahr benötigt wird.
Nehmen wir als Gedankenexperiment eine Reserveleistung von zehn Gigawatt für zehn Tage.
Dafür wären 2,4 Terawattstunden elektrische Energie erforderlich.
Bei einem angenommenen elektrischen Wirkungsgrad der Methanol-Rückverstromung von 40 Prozent müsste die Reserve ungefähr sechs Terawattstunden chemische Energie enthalten.
Das entspricht überschlägig rund 1,1 Millionen Kubikmetern Methanol.
Eine enorme Menge.
Aber für eine industrielle Flüssigkeitslagerung keine grundsätzlich unvorstellbare Größenordnung.
Die Tanks könnten über Jahrzehnte genutzt werden, während der darin gelagerte Brennstoff nur selten benötigt wird.
Allerdings wäre es falsch, allein die Kosten solcher Tanks mit den Baukosten eines Kernkraftwerks zu vergleichen.
Das Methanol müsste zuvor hergestellt werden. Elektrolyse, CO₂-Bereitstellung, Syntheseanlagen, Rückverstromung und gegebenenfalls CO₂-Rückgewinnung verursachen erhebliche Investitionen und Betriebskosten.
Die Frage lautet deshalb nicht, welche Technologie den höchsten Wirkungsgrad besitzt.
Sie lautet auch nicht, ob ein Tank billiger ist als ein Reaktor.
Sie lautet:
Was kostet es insgesamt, eine bestimmte Menge Strom über einen bestimmten Zeitraum zuverlässig bereitzuhalten?
Zu dieser Rechnung gehören Baukosten, Brennstoffkosten, Wartung, Lagerung, Finanzierung und die Lebensdauer der Anlagen.
Aber auch die Risiken geopolitischer Abhängigkeiten, unterbrochener Lieferketten und langfristiger Folgekosten.
Ein Kernkraftwerk, das möglichst kontinuierlich Strom produziert, erfüllt eine andere wirtschaftliche Aufgabe als ein Reservekraftwerk, das nur während einer Dunkelflaute eingeschaltet wird.
Die Technologien sollten deshalb nicht allein anhand ihrer Kosten pro erzeugter Kilowattstunde verglichen werden, sondern anhand der tatsächlichen Leistungen, die sie für das Gesamtsystem erbringen.
Methanol könnte dabei eine besondere Rolle spielen: als langfristig lagerfähiger, möglicherweise im Inland herstellbarer Brennstoff für seltene, aber kritische Versorgungssituationen.
Ob es dafür wirtschaftlicher ist als Wasserstoffkavernen, andere synthetische Brennstoffe oder alternative Reservekonzepte, bleibt eine offene Frage.
Doch es ist eine Frage, die sich untersuchen lässt.
11. Die Unabhängigkeit beginnt auf dem Dach
Die Vorstellung einer unabhängigen Energieversorgung muss nicht bei nationalen Kraftwerksparks beginnen.
Sie kann auch auf dem Dach eines gewöhnlichen Wohnhauses beginnen.
Photovoltaik erzeugt Strom, der unmittelbar im Haushalt genutzt oder zum Laden eines Elektroautos verwendet werden kann.
Damit lässt sich ein Teil des Energiebedarfs unabhängig von laufenden Brennstofflieferungen decken.
Schwieriger wird es, wenn die selbst erzeugte Energie über Monate gespeichert werden soll.
Ein Methanoltank im Garten wäre als chemischer Speicher grundsätzlich vorstellbar.
Die dazugehörige Technik ist allerdings gegenwärtig keine gewöhnliche Haustechnik.
Eine kleine Methanolsynthese benötigt Elektrolyse, CO₂-Bereitstellung, geeignete Reaktionsbedingungen, Katalysatoren, Prozesssteuerung und umfangreiche Sicherheitsvorkehrungen.
Auch die Rückverstromung müsste zuverlässig und sicher funktionieren.
Für den privaten Haushalt ist deshalb heute eine inselbetriebsfähige Photovoltaikanlage mit geeigneter elektrischer Speicherung die wesentlich realistischere Lösung.
Eine gewöhnliche netzgekoppelte Photovoltaikanlage liefert bei einem öffentlichen Stromausfall nämlich nicht automatisch weiter Strom. Ohne entsprechende Ersatzstrom- oder Inselbetriebsfunktion schaltet sie aus Sicherheitsgründen ab.
Langfristig könnte die chemische Speicherung dennoch interessant werden.
Vielleicht liegt ihre sinnvolle Größenordnung zunächst nicht beim einzelnen Wohnhaus, sondern bei Gemeinden, Industriegebieten oder regionalen Energieverbünden.
Dort könnten größere Mengen überschüssigen Stroms gesammelt, in Methanol umgewandelt und später wieder genutzt werden.
Der Gedanke eines privaten Langzeitspeichers wäre dann möglicherweise keine isolierte technische Lösung, sondern Teil einer neuen dezentralen Energieinfrastruktur.
12. Die andere Seite der Energiewende
Die Energiewende ist mehr als der Austausch einer Art von Kraftwerk gegen eine andere.
Sie verändert die geographischen, wirtschaftlichen und technischen Grundlagen der Energieversorgung.
Die Erzeugung von Strom aus Wind und Sonne ist dabei nur ein Teil der Aufgabe.
Der andere besteht darin, diese Energie unabhängig vom Wetter verfügbar zu machen.
Die Schwierigkeiten sind bekannt: saisonale Schwankungen, begrenzte Speicherzeiten, notwendige Reserveleistungen, internationale Lieferketten und die wirtschaftlichen Risiken einer zunehmend elektrifizierten Gesellschaft.
Doch technische Schwierigkeiten sind nicht mit prinzipieller Unmöglichkeit zu verwechseln.
Die Geschichte der Kernenergie zeigt, welche gewaltigen Forschungs- und Entwicklungsanstrengungen Gesellschaften für eine bestimmte Energieform aufbringen können.
Die Geschichte der Photovoltaik zeigt, wie sehr sich die wirtschaftlichen Möglichkeiten einer Technologie durch Forschung, industrielle Produktion und technische Verbesserung verändern können.
Es wäre deshalb voreilig, die chemische Speicherung erneuerbarer Energie allein anhand ihrer heutigen Kosten oder Umwandlungsverluste abschließend zu beurteilen.
Ebenso voreilig wäre es, ihre zukünftige Wirtschaftlichkeit bereits als erwiesen zu betrachten.
Ein weitgehend geschlossener Methanolkreislauf ist gegenwärtig keine bewiesene Universallösung.
Er ist ein technisch begründbarer Ansatz mit konkreten Forschungsaufgaben.
Dazu gehören die kostengünstige Herstellung erneuerbaren Wasserstoffs, die Methanolsynthese, geeignete Kraftwerksverfahren, die CO₂-Rückgewinnung und die wirtschaftliche Integration aller Komponenten.
Diese Aufgaben sollten offen untersucht und mit anderen Speichertechnologien verglichen werden.
Denn möglicherweise besteht die entscheidende Leistung der zukünftigen Energiewende nicht darin, immer mehr Strom zu erzeugen.
Sondern darin, den bereits erzeugten Strom in einer Form aufzubewahren, die auch Wochen oder Monate später noch verfügbar ist.
Die dunkle Seite der Energiewende wäre dann nicht ihr Scheitern.
Sie wäre der Teil, der noch entwickelt werden muss.
Vielleicht lässt sich der Winter tatsächlich mit der Energie des Sommers versorgen. Nicht indem wir auf besseres Wetter hoffen, sondern indem wir lernen, es zu speichern.
Quellen und weiterführende Forschung
IRENA / Methanol Institute (2021): Innovation Outlook: Renewable Methanol. Grundlagen der erneuerbaren Methanolherstellung, technische Verfahren und wirtschaftliche Perspektiven.
https://www.irena.org/publications/2021/Jan/Innovation-Outlook-Renewable-Methanol
HYFLEXPOWER (2023): First Successful Demonstration with 100% Green H₂. Demonstration einer industriellen Gasturbine mit vollständig grünem Wasserstoff.
https://www.hyflexpower.eu/2023/10/24/first-successful-demonstration-with-100-green-h2/
Fraunhofer IWM: HyPower – Entwicklung von alternativen Prüfmethoden zur Bewertung des Werkstoffverhaltens unter Wasserstoffumgebungsbedingungen. Forschung zu Wasserstoff und Werkstoffverträglichkeit.
https://www.iwm.fraunhofer.de/de/forschungsprojekte-des-fraunhofer-iwm/HyPower.html
Zhang et al. (2025): Performance analysis and optimization of a methanol steam reforming proton exchange membrane fuel cell based trigeneration system via carbon capture for near-zero carbon emission production. Fuel.
https://doi.org/10.1016/j.fuel.2025.134649
Efficient onboard carbon capture system using methanol-fueled solid oxide fuel cells (2024): International Journal of Hydrogen Energy. Modelluntersuchung zur CO₂-Rückgewinnung in methanolbetriebenen Brennstoffzellensystemen.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2024.10.100
Wu et al. (2026): A Multi-Stage Planning Model for Low-Carbon Power Systems: Coupling Oxy-Fuel Carbon Capture Retrofitting with Power-to-Methanol. Energy.
https://doi.org/10.1016/j.energy.2026.142452