Die Buchstaben   W_E_L_S   des Akronyms stehen für:

W – Wetterunabhängig,

E – Energiedivers,

L – Lastmodulierend,

S – Standortneutral.

Diese Eigenschaften sind notwendig, um die bisherigen zuverlässigen Lieferanten der Momentanreserve – die fossilen thermischen Kraftwerke – ersetzen zu können. Im Stromnetz sind alle synchron laufenden 50‑Hz‑Maschinen elektromagnetisch gekoppelt. Die rotierenden Massen bilden gemeinsam ein großes Trägheitsmoment, das Frequenzschwankungen unmittelbar glättet, bis Regel‑ bzw. Ausgleichsenergie eingreift.

Mit dem Abschalten der großen Turbinen‑Generator‑Einheiten thermischer Kraftwerke entfallen zentrale Frequenztaktgeber mit den größten rotierenden Massen einschließlich der strömenden Massen der Dampfdurchsätze. Ohne die funktionell notwendige Deckung der Momentanreserve schalten Netzteilstrecken bei Über‑ oder Unterlast innerhalb weniger Sekunden bis Minuten automatisch ab – ein sicherheitsbedingter Mechanismus, der die Stromversorgung gefährdet.

Die bisher zentral orientierte Netzstruktur basierte auf großen Gigawatt‑Erzeugungseinheiten. Grund‑, Mittel‑ und Spitzenlastkraftwerke wandelten Strom bedarfsgerecht über Brennstoffbevorratung um. Mit dem massiven Ausbau von Windkraft und Photovoltaik ändert sich dies grundlegend: Diese Anlagen erzeugen Strom ausschließlich dann, wenn die wetterabhängigen Energiequellen liefern – unabhängig vom tatsächlichen Bedarf. Dies erfordert neue Regel‑ und Speichermechanismen.

Die Vielzahl neuer Einspeisungen aus erneuerbaren Energien erweitert und dezentralisiert die Netzstruktur. Während früher der Stromfluss vom Verbundnetz (400 kV) über Transport‑ und Verteilnetz bis ins Ortsnetz (400 V) verlief, kehrt sich dieser Fluss durch lokale Überschüsse zunehmend um. Die zentrale Regelhierarchie benötigt daher eine periphere Vorregelung, da das Verteilnetz zusätzlich Aufgaben der Stromzwischenspeicherung übernehmen muss.

Im Gegensatz zu planbaren fossilen Energiespeichern (Kohle, Gasinfrastruktur) sind nun Zwischenspeichertechnologien erforderlich, die momentane Stromüberschüsse zur Jahresbilanzierung zwischen Erzeugung und Bedarf bereitstellen. Wichtige Kriterien sind: schnelle Reaktionszeit, hohe Speicherkapazität, häufige Lastwechsel, verlustarme Langzeitspeicherung und geringe Transformationsverluste. Das Stromnetz verzeiht keine Fehler – es reagiert kompromisslos nach physikalischen Gesetzmäßigkeiten.

Die Frage lautet daher: Was ist heute bereits technisch machbar? Allein auf die Kernfusion (ITER) zu hoffen, ist angesichts der fortschreitenden Klimaerwärmung unrealistisch. Die Vision, Wasserstoffisotope zu Helium zu verschmelzen und damit unbegrenzt Strom zu erzeugen, ist faszinierend, aber technisch extrem anspruchsvoll. Die benötigten Werkstoffe für Bauhülle, Supraleiter, Magneten und Heizflächen sind selten und teuer.

Die spezifischen Kosten des ITER‑Reaktors liegen bereits bei rund 100.000 €/kW Strom, wenn man die 500 MW thermische Energie in einem superkritischen Dampfkraftwerk (tmax = 800 °C, pmax = 265 bar, η ≈ 50 %) umwandelt. Von den 250 MW elektrischer Leistung müssen 50 MW für die Magneten verbleiben. Die verbleibenden 200 MW ergeben bei Investitionskosten von ca. 20 Mrd. € extrem hohe spezifische Kosten. Die strombezogene Gesamteffizienz liegt bei etwa 40 %, der Rest erfordert Kühlleistung – besonders im Sommer problematisch.

Hohe Baukosten und hochqualifiziertes Betriebspersonal treiben die Kosten der Kernfusion weiter in die Höhe. Wirtschaftlichkeit wäre nur mit Gigawatt‑Einheiten im Dauerbetrieb erreichbar. Eine Ableitung von Überkapazitäten in die Elektrolyse verteuert wiederum Wasserstoff. Nicht alles technisch Machbare ist wirtschaftlich sinnvoll – ohne Ökonomie keine Investition.

Erneuerbare Energien liefern zwar kostenlos, aber ihre Integration erfordert bekannte Technologien wie Elektrolyseure, Speicher, Gasturbinen, Photovoltaik und Windkraft. Deren spezifische Kosten sind bekannt und ermöglichen einen schrittweisen Umbau der Netzinfrastruktur im laufenden Betrieb.

Wichtig ist die Reihenfolge der Maßnahmen: Wärmepumpen und E‑Mobilität zu fördern, ohne die zusätzlichen Strommengen und Übertragungswege zu berücksichtigen, gefährdet die Netzstabilität. Den Ausbau von Wind‑ und PV‑Leistung zu steigern, ohne parallel Speicher auszubauen, führt zu Energieverschwendung. Die Daten der Bundesnetzagentur (SMARD.de) zeigen: Zwischen 2022 und 2024 stieg die installierte PV‑Leistung von 57,7 GW auf 76,6 GW (+32,6 %), während die Volllaststunden von 958 h auf 826 h (‑13,7 %) sanken.

Vor diesem Hintergrund wird die funktionelle Notwendigkeit des WELS‑Kraftwerks deutlich. Es verschafft Netzbetreibern die erforderliche Reaktionszeit, um Ausgleichs‑ und Regelenergie gezielt zu aktivieren. Was früher die rotierenden Massen thermischer Kraftwerke glätteten, können Wind‑ und PV‑Anlagen nicht leisten. Sie sind vollständig vom natürlichen Angebot abhängig. Die Herausforderung besteht darin, das Stromnetz trotz permanenter Lastwechsel stabil zu halten – Strom muss jederzeit exakt zur Last bereitstehen.

Ein mechanisches Lastmanagement, das in einem großen Leistungsbereich modulierend von 0 bis 100 % in Echtzeit auf Lastwechsel reagieren kann, übernimmt diese Funktion. Die bekannte Technologie wurde so weiterentwickelt, dass eine neue Anwendungsqualität entsteht: zyklenstabil, leistungsvariabel und standortunabhängig. KI‑gesteuerte Hubmodule in einem Gebäude gleichen Frequenzschwankungen fernsteuerbar aus.

Eine interne Datenbank archiviert alle relevanten Betriebsdaten der Hubmodule, die die KI zur optimalen Steuerung nutzt. Die Abwärme der Leistungselektronik und der Antriebsmaschinen wird unabhängig vom Betriebsmodus über ein Zirkulationssystem erfasst und ins Fernwärmenetz übertragen. Die Um‑ und Wechselrichter sind schwarzstartfähig und mit regelbarem cos φ ausgestattet. Alle technischen Komponenten sind industriebewährt, dauerfest und gewährleisten bei sachgerechter Wartung eine lange Lebensdauer bei hohem Wirkungsgrad.

Eine Begrenzung der Ladezyklen wie bei Batteriespeichern existiert nicht. Bei einer Reaktionsgrenze von einer Minute kann die Technologie 525.600 vollständige Lade‑ und Entladewechsel pro Jahr durchführen, ohne zu degenerieren. In Halteposition erfolgt keine Entladung. Die Lastanpassung erfolgt über Hubgeschwindigkeit und Anzahl aktiver Module. Solarpaneele an den Gebäudeflächen liefern zusätzlichen planbaren PV‑Strom. Der Standort erfordert außer städtebaulicher Einordnung keine besonderen Voraussetzungen.

Batteriespeicher eignen sich aufgrund hoher Energiedichte für Tages‑ und Nachtlastverschiebungen. Ihre Ladezeit liegt bei großen Kapazitäten zwischen 1 und 2 Stunden. Um Momentanleistungsspitzen im Minutentakt aufnehmen und abgeben zu können, wäre im Vergleich zum WELS‑Kraftwerk eine 60‑ bis 120‑fach größere Speicherkapazität erforderlich. Dies reduziert zwar die Zyklenzahl auf 8.760 pro Jahr, führt aber bereits im ersten Jahr zum Totalaustausch der Batterien – wirtschaftlich ungeeignet für Momentanreserve.

Eine weitere bekannte Technologie nutzt rotierende Massen (z. B. 200 t), um das Trägheitsmoment konventioneller Turbinen‑Generatoren zu ersetzen. Die Drehzahl ist über Frequenz‑ und Wechselrichter vom Netz entkoppelt. Es existieren jedoch nur zwei Zustände: Stromentnahme oder Stromeinspeisung. Die Rotationswiderstände liegen permanent an. Diese Technologie eignet sich großtechnisch für zentrale Netzknotenpunkte.

Das WELS‑Kraftwerk hingegen passt die Hubmasse über die Anzahl aktiver Module fein skalierbar an – von 50 t bis 12.000 t pro Gebäude. Dadurch entsteht ein breites, schnelles Leistungsspektrum mit 85–91 % Wiederverstromung und 7–8 % Abwärmenutzung – ideal für dezentrale Netzbereiche.

Die SMARD‑Daten zeigen, dass eine vollständig regenerative Stromversorgung ohne saisonale Wasserstoffspeicherung nicht erreichbar ist. Elektrolyseure mit Wasserstoffspeichern und späterer Wiederverstromung können saisonale Bedarfe decken, müssen jedoch effizienter werden. Elektrolyseure lassen sich nicht beliebig zu‑ oder abschalten, da Spülvorgänge zur Gastrennung sicherheitsrelevant sind.

Die Wiederverstromung über Schnellstart‑Gasturbinen (Startzeit ca. 5 min, η ≈ 40 %) lässt sich kaum mit einem Dampfkraftprozess kombinieren, da dessen Startzeit ca. 2 h beträgt (η ≈ 58 %). Mit dem Wegfall fossiler Kraftwerke entfällt auch ein Großteil der Fernwärme, die ersetzt werden muss. Strom direkt in Fernwärme umzuwandeln ist energetisch und wirtschaftlich ungünstig, da im Winter die erneuerbaren Quellen schwächeln.

Die Effizienz der Wiederverstromung bestimmt, wie viel Stromüberschuss zusätzlich zur Momentanlast erzeugt werden muss. Gasturbinen sind bewährt. Würde in einem geschlossenen Gasturbinenprozess Wasserdampf statt Luft zirkulieren, könnten Wasserstoff und Sauerstoff intern auf hohem Temperaturniveau verbrennen. Der Dampf entspannt bis ins Vakuum, wird zu 35 % verflüssigt und erneut angesaugt. Variable Massendurchsätze ermöglichen Prozesseffizienzen über 60 %. Dieses Verfahren ist als WDK‑Prozess (Wasser‑Dampf‑Kombi‑Prozess) bekannt und eignet sich für dezentrale Einheiten.