TEIL C

ENERGIESPEICHERN

Druckluft

Bevor es um das konkrete Thema der Speicherung von Druckluft (o. Preßluft) geht, soll ein kleiner geschichtlicher Überblick gegeben werden. Der erste Einsatz erfolge wohl durch das Blasen auf Zunder, um ein Feuer zu entfachen – sowie der Gebrauch von Blasrohren bei der Jagd und dem Kampf. Schon ägyptische und sumerische Goldschmiede benutzen ein Blasrohr zum Einschmelzen kleiner Metallmengen, indem sie die Luft direkt in die Glut brachten und somit die Temperatur entscheidend erhöhten.

Ein Holzkohlefeuer ohne Hilfe kann 900 °C erreichen, doch mittels einer starken Luftzufuhr läßt sich die Temperatur auf fast 2.000 °C erhöhen. Die Geschichte der Metallverhüttung zeigt eine Entwicklung von Metallen mit relativ niedrigem Schmelzpunkt, wie Zinn (230°C), zu Metallen mit höherem Schmelzpunkt, zunächst Kupfer (1.050°C) und dann Eisen (1.500°C).

Dieser Fortschritt wird zum Teil durch die Verbesserungen in der Luftkompressortechnik vorangetrieben, die sich von Lufttrittsäcken, hölzernen Zylindern, Kolben und verschiedenen Formen von Blasebälgen, die alle von Menschenhand angetrieben wurden, zu viel größeren und leistungsfähigeren Akkordeon-Blasebälgen aus Holz und Stierhäuten entwickelte, die doppeltwirkend waren und mit Wasserkraft betrieben wurden.

Der erste mechanische Kompressor, der handbetriebene Blasebalg, wird Mitte des 3. Jahrtausends v. Chr. entwickelt, die sehr viel leistungsfähigeren fußbetriebenen Blasebälge um 1500 v. Chr.

Es gibt aber noch andere Anwendungen. So baut der griechische Ingenieur Ktesibios (ca. 285 – 222 v. Chr.) eine Wasserorgel und nutzt dabei Druckluft zur Bevorratung und zur Verringerung von Schwankungen. Dies erinnert uns daran, daß im Grunde alle Blasinstrumente mit Druckluft unterschiedlicher Stärke funktionieren. Die uns hier besonders interessierende Eigenschaft der Druckluft zur Speicherung von Energie nutzt Ktesibios für ein Katapult, das die Geschosse mit Hilfe der in einem Zylinder zusammengepreßten Luft fortschleudert. Seine Entwürfe (um 250 v. Chr.) gelten als die ersten Druckluftwaffen.

Das Wassertrommelgebläse (o. Trombe, Trompe, Windtrompete), ein mit Wasserkraft betriebener Luftkompressor, wird vor allem im Bergbau zur künstlichen Bewetterung eingesetzt, d.h. zur Versorgung mit frischer Luft. Die technische Konstruktion, die möglicherweise schon in der Antike bekannt war, wird erstmals in einem der zwischen 1558 und 1589 veröffentlichten Werke des neapolitanischen Arztes und Universalgelehrten Giambattista della Porta erwähnt, wo sie zur Erzeugung eines kontinuierlichen Luftstrahles für eine Schmiedeesse in Nettuno südlich von Rom Anwendung findet. Im Harzer Bergbaurevier kommt die Wassertrommel zum ersten Mal 1732 zum Einsatz.

Wie Bergleute mit hölzernen Konstruktionen, wie z.B. dem Wetterhut, den Wind in die Grubenbaue lenken oder mit Blasebälgen einen künstlichen Wetterzug erzeugen, hatte der deutsche Arzt, Apotheker und Wissenschaftler Georg Agricola bereits in seinem 1556 posthum erschienenen Hauptwerk De re metallica libri XII beschrieben.

Im Jahr 1663 veröffentlicht der französische Mathematiker und Physiker Blaise Pascal seine Erkenntnisse zur Kraftverstärkung durch Flüssigkeiten (Hydraulik), die sich auch auf die Drucklufttechnologie anwenden lassen. Und um 1799 herum erfindet der schottische Ingenieur William Murdoch den pneumatischen Transport, der später als Rohrpost bekannt wird. Das System wird von der London Pneumatic Despatch Co. entwickelt und findet weite Verbreitung; insbesondere Harrods verwendet es bis mindestens in die 1960er Jahre.

Etwa 1810 bemüht sich auch der englische Maschinenbauingenieur und Erfinder George Medhurst um den Einsatz atmosphärischer Luft für industrielle und verkehrstechnische Zwecke, wie es im nachfolgenden Kapitelteil Druckluft im mobilen Einsatz noch beschrieben wird. Auch er gilt als Erfinder der pneumatischen Rohrpost, da er in seinen Veröffentlichungen vorschlägt, die Luft aus einer eisernen Röhre abzupumpen, um so durch den erreichten Druckunterschied eine entsprechende Triebkraft zu erzielen. Medhursts Ideen führen direkt zur Entwicklung der ersten atmosphärischen Eisenbahn (in Arbeit).

Der Gedanke wird 1818 von dem englischen Ingenieur John Vallance aufgegriffen, mit der Idee, in einer tunnelartigen, gußeisernen und entsprechend großen Röhre Personen und Güter von London nach Brighton zu befördern (s.u. Kapsel-Pipelines). Diese Bemühungen verlaufen allerdings ergebnislos, jedoch bringen Versuche zum Transport von Postgut mittels Luftdruck in kleinkalibrigen Röhren erste Erfolge.

Auch der österreichisch-böhmische Forstbeamte und Erfinder des Schiffspropellers, Josef Ludwig Franz Ressel, beschäftigt sich mit der Rohrpost, entwickelte sie 1827 weiter und bringt sie bis 1847 zur Reife.

Zur Beförderung von Postgut mittels Druckluft richtete der französische Mathematiker und Physiker François-Marie-Napoléon Moigno (Abbé Moigno) im Jahr 1852 eine Versuchsstrecke ein, die letztlich dazu führt, daß sein Landsmann Galy Cazalar und der englische Ingenieur Josiah Latimer Clark unabhängig voneinander 1854 entsprechende Landespatente einreichen.

Clark hatte im Vorjahr in London die erste Rohrpost gebaut, eine ca. 200 m lange Verbindung zwischen der London Stock Exchange und dem Central Telegraph Office. Ähnliche Verbindungen zwischen einem Telegraphenamt und der Börse entstehen 1865 in Berlin und 1866 in Paris.

Nicht unwesentlich ist die Erfindung des Nebelhorns durch den US-amerikanischen Erfinder Celadon Leeds Daboll im Jahr 1851. Seine druckluftbetriebene und per Nockenwelle gesteuerte patentierte ‚Daboll-Trompete‘ löst in der zweiten Hälfte des 19. Jahrhunderts nach und nach die Nebelglocke ab, die viel zu schlecht zu hören war (US-Nr. 28.837, erteilt 1860). Zur Drucklufterzeugung dienen hauptsächlich Kompressoren, die von Dampfmaschinen oder Stirlingmotoren angetrieben und mit Kohle oder Öl befeuert wurden. Anfangs wird zum Antrieb der Luftpumpe aber auch gelegentlich eine Pferde-Tretmühle verwendet.

Einen noch viel weiter reichenden Einfluß hat die Erfindung des Luftreifens (o. Pneus), der ja ebenfalls auf Druckluft basiert. Bereits 1845 reicht der Schotte Robert William Thomson das Patent für einen Luftreifen mit vulkanisiertem Schlauch für Fuhrwerke zum Patent an, das ihm 1847 auch erteilt wird, findet aber keine Abnehmer für seine Idee (US-Nr. 5.104).

Der erste praktische Luftreifen wird erst 1888 von dem in Schottland geborenen John Boyd Dunlop hergestellt und patentiert, dem Besitzer einer der bestgehendsten Tierarztpraxen in Irland. Es ist das Resultat eines erfolgreichen Versuchs, die Kopfschmerzen seines 10-jährigen Sohnes Johnnie zu verhindern, die dieser bekommt, wenn er mit seinem Dreirad auf unebenen Bürgersteigen fährt.

In größerem Maßstab findet Druckluft zum ersten Mal ab 1861 beim Bau des 13,7 km langen Mont-Cenis-Tunnels (o.a. Fréjus-Bahntunnel) zwischen Frankreich und Italien Anwendung, wo die patentierten neuen pneumatischen Stoßbohrmaschinen des französischen Ingenieurs Germain Sommeiller eingesetzt werden, der auch das Gesamtprojekt leitet.

Ihre Idee stammt von dem italienischen Ingenieur Giovanni Battista Piatti, wobei die Druckluftversorgung dieser frühen Preßlufthämmer über einen hydraulischen Luftkompressoren erfolgt, d.h. eine Trombe. Und auch die Temperaturunterschiede von Kompression und Expansion werden genutzt, indem die ‚Abgase‘ der Druckluft-Gesteinsbohrer zur Kühlung und Belüftung der Minen beitragen.

Aus anderen Quellen ist zu erfahren, daß es der Erfinder George Law war, der den ersten Gesteinbohrer konstruierte, bei dem ein durch Preßluft angetriebener Kolben den Hammer betätigt.

Zusammen mit einem Ingenieur namens Rammel richtet der o.e. Josiah Clark im Jahr 1863 eine kleine pneumatische Eisenbahn zwischen dem Postamt des Londoner Nordwestbezirks in der Eversholt Street und dem Bahnhof Euston ein, nachdem der erste groß angelegte Versuch im Sommer 1861 in Battersea stattgefunden hatte. Die Wagen der bereits 1859 gegründeten London Pneumatic Despatch Co. fahren komplett in einer Treibröhre und sind zur Beförderung von Postbeuteln und Paketen bestimmt. Das System bleibt bis 1874 in Betrieb.

Mitte der 1860er Jahre installiert das Unternehmen ähnliche Systeme an den lokalen Börsen in Liverpool, Birmingham und Manchester. Dies führt schließlich zur Entstehung druckluftbetriebener Rohrpostnetze auch in Berlin (1865) und Paris (1866), wo das Netz im Jahr 1934 mit 437 km seine größte Ausdehnung erreicht.

Ab den 1860er Jahren und bis in die 1900er Jahre hinein steht die Druckluft bzw. Pneumatik im Mittelpunkt einer technologischen Revolution, bei der sie sich als die vielseitigste und am weitesten verbreitete Methode zur Kraftübertragung vor der Einführung der Elektrizität etabliert. Die Technologie verbreitet sich schnell in der Bergbauindustrie, insbesondere in den USA, wo Druckluft nicht nur Gesteinsbohrer, sondern auch andere Maschinen wie Förder-, Pump- und Stampfmaschinen antreibt.

Ebenso wird die Druckluft in immer mehr Bereichen der Industrie eingesetzt, wie beim Hämmern, Nieten, Lackieren und Spritzen, der Druckbeaufschlagung von Flüssigkeiten bei der Verarbeitung und einer Vielzahl anderer Anwendungen.

Im Jahr 1869 stellt der amerikanische Erfinder, Ingenieur und Großindustrielle George Westinghouse seine Druckluftbremse vor, die den Eisenbahnverkehr sicherer macht, und ab 1870 werden in Städten wie Paris, Birmingham, Buenos Aires, sowie in Rixdorf, Offenbach und Dresden in Deutschland stadtweite Druckluft-Verteilungsnetze installiert.

Die ersten dieser Systeme werden von dem österreichischen Ingenieur Victor Popp konstruiert, um Uhren zu betreiben, deren Zeiger durch minütliche Luftimpulse ihre Stellung verändern. Die Netze entwickeln sich sehr rasch, um Druckluft als Energiequelle für Haushalte und Industrieunternehmen zu liefern.

In das Ende der 1870er Jahre von Popp und dem ebenfalls österreichischen Prof. Alois Riedler begonnene System in Paris zum Beispiel, dessen Rohre in den Abwasserkanälen verlegt werden, werden 1888 insgesamt 14 Kompressoren mit zusammen 2.000 PS installiert, die von sieben Dampfmaschinen angetrieben werden, und 1891 beträgt die installierte Leistung bereits 18.000 kW. Um diese Zeit sind in über 8.000 pneumatische Uhren daran angeschlossen.

Die um 1890 von Popp und Joseph Leclaire gebaute Usine d’Air Comprimé (SUDAC) in Ile-de-France mit einer Erzeugungskapazität von 2,2 MW stellt Druckluft her, die mit einem relativ niedrigen Druck von 5 – 6 bar über ein Netz verteilt wird, das 1896 schon 50 km lang ist. Mit einem Druck von 550 kPa wird Energie zum Betrieb von Motoren der Leicht- und Schwerindustrie verteilt und über Zähler abgerechnet. Häufige Abnehmer sind Nähereien, Druckereien und Bäckereien.

Das Kraftverteilungsnetz von schließlich mehr als 900 km Länge und mehr als 10.000 Kunden bleibt über 100 Jahre lang in Betrieb (von 1881 bis 1994), und viele große Fabriken in Paris – von Automobilherstellern bis zu Glasproduzenten – sind bis zuletzt daran angeschlossen. Noch in den 1970er und 1980er Jahren kommen Zahnärzte als neue Nutzer hinzu.

Im Pariser Druckluftnetz wird aber auch die durch die Ausdehnung der Luft erzeugte Kälte für Kühlung, Gefrieren und Belüftung genutzt. Und das Post-Druckluftnetz ist sogar noch heute in Betrieb – ebenso wie das 55 km lange Druckluftnetz von Prag, in welchem Lieferungen mit einem Gewicht von bis zu 3 kg verschickt werden können.

Als weitere Beispiele sollen noch kurz die Rohrpost-Netze in zwei weiteren großen Städten erwähnt werden.

In Berlin erwirkt der preußische Oberpostrat Heinrich von Stephan im Jahr 1865 die Einrichtung einer ersten Rohrpost-Versuchsstrecke über eine Entfernung von 2,1 km vom Haupttelegraphenamt in der Jägerstraße bis zur Börse. Der Aufbau läuft so reibungslos, daß damit überzeugte Investoren in den Folgejahren den weiteren Ausbau des innerstädtischen Rohrpostnetzes umsetzen.

Die Rohrpost wird schnell zu einem populären, vielbenutzten und, weil sehr zuverlässig, äußerst geschätzten Kommunikationsmittel innerhalb Berlins, und 1876 beträgt die Streckenlänge bereits ca. 26 km. In ca. 60 cm Tiefe unter dem Pflaster verborgen rasen die Nachrichten mit bis zu 30 km/h ihrem Bestimmungsort entgegen. Im Laufe der Jahrzehnte wird das Berliner Rohrpostnetz zum zweitgrößten der Welt, und während des Dritten Reichs werden sämtliche Ministerien an das Netz angeschlossen, wovon man sich eine diskrete und zuverlässige Vermittlung von Informationen und Dokumenten verspricht.

Im Zweiten Weltkrieg werden große Teile der Stadtrohrpost beschädigt, doch schon 1947 nehmen die Russischen Besatzungsmächte im Ostteil der Stadt die alten Anlagen wieder in Betrieb. Der Westen folgt dann wenig später, bis es 1953 schließlich zu einer strategischen Trennung in ein Westberliner und ein Ostberliner Netz kommt. In den 1970er Jahren wird das Rohrpostsystem dann in beiden Teilen der Stadt zu Grabe getragen.

Einzelne Netze gibt es aber noch heute – so zum Beispiel im Berliner Bundeskanzleramt, wo einem Bericht von 2019 zufolge pro Monat rund 2.400 Vorgänge per Rohrpost transportiert werden. Als Alternative kämen zwar drei Boten in Betracht, deren Personalkosten allerdings 137.000 € jährlich betragen würden. Demgegenüber sind die Wartungs- und Betriebskosten der Rohrpostanlage deutlich günstiger: Seit 2014 werden pro Jahr zwischen 9.000 und 12.000 € für die Erhaltung des weit verzweigten Systems ausgegeben.

Das zweite Beispiel ist New York, wo die Post ab 1897 mit einer Geschwindigkeit von 56 km/h durch ein umfassendes System von Druckluftröhren bewegt wird, die vier bis sechs Fuß unter der Oberfläche liegen. Die  Zeitschrift Chicago Tribune sagt daraufhin voraus, daß ein Jahrhundert später, d.h. im Jahr 1997, auch „Passagiere aus einem zehn Meilen entfernten Vorort in weniger als fünf Minuten ins Herz der Stadt gebracht werden“ – mittels pneumatischer Röhren. Dazu später mehr.

An dieser Stelle sei der Hinweis erlaubt, daß auch das ursprüngliche Missionskontrollzentrum der NASA in Huston über ein Netz pneumatischer Rohre (P-tube) zum schnellen Verschicken von Notizen verfügt hat, die die Steuerkonsolen der Fluglotsen mit den Räumen für das Personal verbinden. Der Missionskontrollraum 2 wird in seiner ursprünglichen Konfiguration zuletzt 1992 genutzt und dann für andere Missionen umgebaut. Da er jedoch 1985 unter Denkmalschutz gestellt wird, beschließt man 2017, ihn in den Zustand der 1960er Jahre zurückzuversetzen, wobei auch die Pneumatikröhren restauriert werden.

Zu den weitgehend vergessenen Einsatzbereichen von Druckluft gehört das von Thomas Edison erfundene Aerophone, bei dem er einen Druckluftverstärker nutzt, um das Problem der mangelnden Wiedergabelautstärke seiner Phonographen zu lösen und die menschliche Stimme zu verstärken. Im Jahr 1878 erhält er ein britisches Patent dafür.

Zwanzig Jahre später folgt das Auxetophone des irischen Ingenieurs Sir Charles Parsons und des Engländers Horace Short, ein Grammophon, das Druckluft und einen pneumatischen Verstärker zur Verstärkung des aufgenommenen Tons verwendet. Es ist in der Lage, eine ausreichende Lautstärke zu erzeugen, um öffentliche Musikaufführungen von der Spitze des 158 m hohen Blackpool Tower aus zu übertragen, dem 1894 eingeweihten Wahrzeichen der englischen Küstenstadt Blackpool, das zum Zeitpunkt seiner Fertigstellung das höchste Bauwerk im Vereinigten Königreich ist.

Die Geschichte der Druckluftgrammophone, die auch pneumatische Verstärker genannt werden und Bezeichnungen wie Chronomégaphone und Elgéphone tragen, ist sehr interessant, soll hier aber nicht weiter ausgeführt. Für die weitere Beschäftigung damit empfehle ich die Website von Douglas Self mit dem Titel ‚The Auxetophone & Other Compressed-Air Gramophones‘. Dieser Autor hat auch gut recherchierte und umfangreich bebilderte Seiten unter den Titeln ‚Pneumatic Networks‘ und ‚Pneumatic Guns‘ veröffentlicht, die ebenfalls sehr zu empfehlen sind.

Hier abgebildet ist ein Druckluft-Grammophon von Pathe aus dem Jahr 1907, das einen handbetriebenen Kompressor besitzt. Durch Länge des Schlauchs kann der Pumpenbediener während der Musikdarbietung weit weg und gut versteckt plaziert werden.

Aus der Website von Self ist zu entnehmen, daß David Mefford aus Toledo, Ohio, wohl er erste ist, der im Jahr 1883 ein pneumatisches Geschütz erfunden, gebaut und an  Fort Hamilton im Hafen von New York geliefert hat (US-Patent 279.965). Getestet wird es von dem Militäringenieur und Erfinder Edmund Louis Gray Zalinski, der selbst für die Weiterentwicklung der pneumatischen Torpedokanone von bekannt ist.

Außerdem erfährt man, daß Luftgewehre und Dampfkanonen schon im 17. und bis zum 19. Jahrhundert entwickelt wurden, wobei erstere sogar von 1780 bis etwa 1815 in der österreichischen Armee eingesetzt werden, bevor Feuerwaffen sie verdrängen. Die Dampfkanone wiederum war ein Artilleriegeschütz der Antike und geht auf Archimedes zurück.

In einem Zeitraum von 33 Jahren ab 1896 werden achtzehn gigantische hydraulische Luftkompressoren (o. Hydrokompressoren) gebaut, hauptsächlich in den USA, Kanada, Deutschland und Schweden. In den größten dieser Anlagen, die teilweise oder ganz unterirdisch gebaut werden, fallen Wasser und Luft durch Rohre und in den Fels gehauene Schächte, die mehr als 100 m tief und bis zu 4 m breit sind. Der Förderdruck beträgt bis 8 bar und die Leistung bis zu 3.000 kW.

Die meisten der Anlagen sind jahrzehntelang in Betrieb, die letzte bis 1981. Dabei handelt es sich vermutlich um die seit 1909 bestehende Ragged Shute Compressed Air Plant am Montreal River, 16 km südöstlich von Cobalt in Ontario.

Aus Deutschland sollte der von dem Oberingenieur Peter Bernstein aus Köln ab 1912 erbaute Hydrokompressor am Knesebeckschacht des 1992 stillgelegten Erzbergwerks Hilfe Gottes in Bad Grundim Oberharz erwöhnt werden, dessen 47 m hoher, stählerner Hydrokompressoren-Turm (HKT) hier abgebildet ist. Damals war in Villingen an der Saar zuvor ein erster Versuchskompressor gebaut worden – im Auftrag des Wasserkraft-Druckluft-Syndikats in Mülheim an der Ruhr. Der Turm gilt heute als einzigartiges Objekt der Technikgeschichte.

Um 1900 werden in Deutschland und Österreich auch die ersten Unternehmen mit Druckluft versorgt, und im Laufe der Zeit entstehen immer leistungsfähigere und vielseitiger einsetzbare Druckluftwerkzeuge. Zudem ist Druckluft für die Signalisierung (Einheitssignal 0,2 – 1 bar) und für die Bestätigung von Stellorganen (ca. 6 bar) in explosionsgefährdeten Bereichen wie dem Bergbau und Teilen der Industrie über eine lange Zeit die erste Wahl.

Eine ähnliche Technik wie die der o.e. Wassertrommel bzw. Trompe ist der Inhalt eines Patents, das der autodidaktische Ingenieur und Geologe Charles Havelock Taylor aus Montreal im Jahr 1904 beantragt und 1908 erteilt bekommt (US-Nr. 892.772). Der Aufbau machte sich die Schwerkraft und das Gewicht des fallenden Wassers zunutze, um eine Druckluftquelle zu schaffen, die abgelegene Bergwerke und Fabriken mit Energie versorgt.

Für die Victoria Copper Mining Co. beispielsweise entwirft und baut Taylor eine hydraulische Druckluftanlage am Ontonagon River, die 1906 eröffnet wird. Der Kompressor treibt einen Großteil der Bergbauausrüstung an, darunter auch eine kleine Druckluft-Eisenbahnlokomotive in der Mine. Auch sein Kraftwerk in der Ragged Chutes Mine am Montreal River in der Nähe von Cobalt in Ontario läuft jahrzehntelang mit einem Wirkungsgrad von 82 % und fast wartungsfrei. Später gerät die Technologie aber lange in Vergessenheit.

In der Neuzeit gilt der Hydrogeologe und Mineningenieur Bruce Laeavitt als Wiederentdecker und Pionier auf dem Gebiet kleiner Wassertrommeln oder Wasserwalzen. Im Oktober 2013 stellt er die wasserbetriebene Luftkompressions-Trompe-Technologie vor dem Gemeinsamen Legislativausschuß für Luft- und Wasserverschmutzung und Naturschutz in Pennsylvania vor, zusammen mit Tim Danehy von der Firma BioMost Inc., die an der Planung und Installation von mehr als 230 passiven Grubenentwässerungssystemen beteiligt ist.

Das Video der Einführung ist unter dem Titel ‚Bruce Leavitt Presentation On Trompe Technology‘ zu finden (37:01). Hier beschreibt er, wie ein Trompe-Luftkompressor Grubenwasser nutzt, um ölfreie Luft ohne externe Energie und ohne bewegliche Teile zu komprimieren; wie die komprimierte Luft verwendet werden kann, um das Grubenwasser mit Sauerstoff anzureichern, um die Eisenoxidation zu beschleunigen; und wie man Grubenwasser identifiziert, das von einer Belüftung profitieren kann.

Danehy berichtet, wie er bei der Installation und Erprobung der Trompe-Technologie in drei Grubenentwässerungssystemen in den Bezirken Allegheny, Clearfield und Fayette mitgearbeitet hat. Demnach hat die Technologie die Effizienz der passiven Behandlung erhöht, den Einsatz chemischer Zusätze im Prozeß um bis zu 40 % reduziert und die Größe und Kosten der Installation passiver Behandlungssysteme verringert. Zuschüsse für das Projekt hatte das Office of Surface Mining Reclamation and Enforcement (OSMRE) bereitgestellt.

Neben vielen weiteren Informationen sind Online auch eine PowerPoint-Präsentation von Laeavitt sowie mehrere kürzere Videos verfügbar.

Aber auch in Kanada weckt der hydraulische Luftkompressor neues Interesse, wo ein Forschungsteam in einem ehemaligen Aufzugsschacht einer Mine eine 30,5 m hohe Demonstrationsanlage errichtet, die nach siebenmonatiger Bauzeit Juni 2017 am geowissenschaftlichen Museum Dynamic Earth in Greater Sudbury in Ontario öffnet wird. Das industrietaugliche  Hydraulic Air Compressor (HAC) Demonstrator Project mißt und prüft das Energieeinsparpotential der Technologie, die bis zu 50 % Einsparungen bei den Lebenszykluskosten verspricht, in erster Linie für Anwendungen im Tiefbau.

Das HAC-Demonstrationsprojekt unter der Leitung von Prof. Dean Millar ist ein gemeinsame Aktivität des Ultra Deep Mining Network (UDMN), der Mining Innovation Rehabilitation and Applied Research Corporation (MIRARCO), dem größten gemeinnützigen Unternehmen für angewandte Forschung in Nordamerika, der Laurentian University und der Firmen Electrale Innovation Ltd. und Reasbeck Construction. Die Gesamtkosten werden mit 2,5 Mio. $ angegeben.

Die ausführliche Entwicklung der Projekts, einschließlich der durchgeführten Kleinversuche im Vorfeld und weiteren Verlauf, wird reich bebildert auf der Seite electrale.com der Firma Electrale Innovation Ltd. präsentiert, wo es auch die neuesten Infos darüber gibt. Das Unternehmen ist der Entwicklungsträger und der Vermarktungspartner des HAC-Projekts.

Ein weiteres, sehr spezielles Beispiel aus der Technikgeschichte: Die Firma Friemann & Wolf Zwickau (FRIWO), damals der größte Grubenlampenhersteller der Welt und führender Hersteller von Blei- und NiCd-Akkumulatoren, erhält 1929 mehrere Reichspatente auf schlagwettergeschützte Druckluftleuchten für den Bergbau.

Durch den Betrieb mit Druckluft wird auf die Verwendung eines Kabels bzw. einer Stromleitung verzichtet. Die Luft strömt zuerst in den Lampenraum und erzeugt hier einen Überdruck, bevor sie in den Generatorraum weiterströmt und dort das Turbinenrad des integrierten Wechselstromgenerators antreibt.

Solche interessanten Anwendungen der Druckluft gibt es auch heute, wo die Pneumatik einen wichtigen Wirtschaftszweig darstellt und viele Unternehmen aus Industrie und Gewerbe mit Druckluftanlagen arbeiten. Werkzeuge werden mit Druckluft betrieben, auch zur Reinigung setzen viele Firmen komprimierte Luft ein.

Und auch die Rohrpost könnte eine Renaissance erleben: Das FoodTubes Project in Oxford im Vereinigten Königreich, ein Zusammenschluß von Wissenschaftlern, Projektplanern und Ingenieuren um Noel Hodson, möchte die nämlich Lebensmittelversorgung unter die Erde verlegen und ein ‚Internet der Transportindustrie‘ einrichten, wie im Februar 2008 bekannt wird. Hodson stellt ein Team von 20 Ingenieuren und Wissenschaftlern zusammen, um das Konzept in die Entwicklungsphase zu bringen.

Das Hauptmotiv ist, daß ein Großteil der weltweiten Versorgung über ein umweltschädliches, ineffizientes und gefahrvolles System von Autobahnen und Lastwagen transportiert wird. Dabei treibt der überwiegende Teil des Treibstoffs, der für den Transport verwendet wird, schwerfällige Fahrzeuge an, während einer Schätzung zufolge nur 8 % des Treibstoffs für den Transport der Ladungen selbst benötigt werden.

Der Vorschlag lautet daher, die Lebensmittel und Bedarfsgüter statt dessen in Hochgeschwindigkeitskapseln durch spezielle, unter den Städten verlegte Rohrleitungen zu transportieren, was dann auch unter allen Bedingungen, Tag und Nacht, geschehen kann.

Dabei wird von einem 1.500 km langen unterirdischen FoodTubes-Ring gesprochen, der das Vereinigte Königreich umkreist. Das elektrisch betriebene System würde über ein Netz aus 3.000 km ‚intelligenter‘ Luftdruckleitungen mit einem Durchmesser von 1 m alle großen Lebensmittelhersteller und -einzelhändler miteinander verbinden. Die 2 m langen FoodTubes-Kapseln, die 1 m Abstand voneinander halten, werden in Gruppen von etwa 300 Stück mit einer Geschwindigkeit von 100 km/h unterwegs sein.

Das Team versucht die Idee, deren Kosten auf nur 5 Mio. $/km geschätzt werden, im Rahmen von öffentlich-privaten Partnerschaften auszuprobieren, scheint damit aber keinen Erfolg gehabt zu haben, obwohl es in diesem Jahr Finalist beim St. Andrews Prize for the Environment ist, einer internationalen Initiative der University of St Andrews in Schottland und des unabhängigen Explorations- und Produktionsunternehmens ConocoPhillips. Immerhin erhält die Initiative als einer der beiden Zweitplatzierten des Wettbewerbs eine Förderung in Höhe von 25.000 $. Mehr ist darüber nicht zu erfahren.

An diese Stelle paßt der Hinweis, daß ein McDonald’s in Edina, Minnesota, bis zu seiner Schließung Anfang 2011 behauptete, das „weltweit einzige pneumatische Drive-Thru“ zu sein, bei dem die Bestellungen von seinem Standort in einem Einkaufszentrum durch Druckluftrohre zu den Abhol-Durchfahrten in der Mitte eines Parkplatzes geschickt werden.

Neben dem industriellen Einsatz besteht aber auch großes Interesse an neuen technischen Anwendungen. So berichten die Fachblogs beispielsweise im Mai 2011 von einen kleinen Roboter, der sich über Wände und Decken bewegen kann – ohne diese zu berühren. Der Titel der entsprechenden Publikation lautet ‚An investigation into improved non-contact adhesion mechanism suitable for wall climbing robotic applications‘.

Ein Robotergreifer nach dem Bernoulli-Prinzip funktioniert, indem Luft schnell genug an den Rändern eines kreisförmigen Greifers ausgestoßen wird. Dadurch wird eine Vakuumkraft erzeugt, die ausreichend stark ist, um Dinge zu greifen, ohne daß die Oberfläche des Greifers sie tatsächlich berühren muß (Non-Contact Adhesive Pad, NCAP).

Darauf basierend entwickelte und konstruierte eine Forschungsgruppe um Prof. XiaoQi Chen an der University of Canterbury in Neuseeland innerhalb von etwa acht Monaten eine Überschallversion, bei der die Luft durch einen winzigen, nur 25 μm großen Spalt auf die extrem hohe Geschwindigkeit von Mach 3 gebracht wird. Das Beeindruckende dabei ist, daß dazu weder eine Erhöhung des Luftstroms noch des Drucks erforderlich ist, da alleine die Geometrie des Greifers selbst den Luftstrom komprimiert und beschleunigt.

Durch die neue Ausführung, die fünfmal stärker ist als die herkömmliche Version, kann der kleine Roboter an so gut wie jeder Oberfläche haften – Glas, Metall, Holz, Beton und sogar Stoff. Neben seinem Eigengewicht kann er 500 g heben und damit leicht mit einer Kamera ausgestattet werden. Wobei nicht vergessen werden darf, daß die Luftzufuhr aus einer externen Quelle erfolgt.

Ein weiteres Beispiel ist der sogenannten Origami-Roboter, der sich mit Hilfe von Druckluft bewegt. Ein Team um den Chemiker Xin Chen von der Boston University beschreibt in einer Veröffentlichung vom Februar 2012 einen aus Papier, Gewebe, Drahtgeflecht und Silikonkautschuk geformten Roboter, der sich biegen, verdrehen, greifen und sogar das 100-fache seines Eigengewichts heben kann (‚Elastomeric Origami: Programmable Paper-Elastomer Composites as Pneumatic Actuators‘).

Solche pneumatischen ‚weichen‘ Prototypen sind zwar noch nicht so fortschrittlich wie ihre metallischen ‚harten‘ Brüder und enthalten auch noch keine Elektronik, doch ihre Schöpfer, die von der Defense Advanced Research Projects Agency (DARPA) finanziert werden, stellen sich Anwendungen vor, bei denen ein luftbetriebener Soft-Bot das beste Werkzeug sein könnte – um sich z.B. durch  gewundene Rohre, Schutt oder andere schwer zugängliche Umgebungen zu bewegen.

Das Team hat auch Zylinder, die sich zu Kugeln aufblasen, Röhren, die wie Federn wirken, und kompakte Stapel, die sich in starre Ringe oder Rohre verwandeln. Mit der Kraft von Luft, die etwa doppelt so groß ist wie die eines menschlichen Ausatmens, kann eine in der richtigen Weise gefaltete und an den richtigen Stellen geklebte Struktur aus silikongetränktem Papier ein Gewicht von 1 kg anheben.

Für die Zukunft hoffen die Forscher, ihre Formen durch zusätzliche Verdrahtung und Elektronik mit noch mehr Funktionen ausstatten zu können. Außerdem sei es möglich, die Kreationen zu auf mikroskopische oder sogar nanoskopische Größenordnungen zu verkleinern.

Sicherlich lassen sich noch viele ähnliche Beispiele finden – was allerdings den Umfang dieser Übersicht sprengen würde –, weshalb ich mich hier auf ein drittes und letztes Beispiel beschränken möchte, das im Februar 2021 in den Blogs vorgestellt wird. Diesmal sind es Wissenschaftler der University of California, San Diego, um Dylan Drotman, die einen durch Druckluft angetriebenen Roboter vorstellen, der sich ohne jegliche Elektronik bewegen kann (‚Electronics-free pneumatic circuits for controlling soft-legged robots‘).

Im Gegensatz zu anderen Lösungen aus aufblasbaren Komponenten und Luftdruck, die elektronische Schaltungen, Pumpen und Stromquellen benötigen, um zu funktionieren, was die Komplexität und die Kosten in die Höhe treibt, wird der weiche Roboter der UC San Diego über sogenannte pneumatische Schaltkreise gesteuert. Diese bestehen aus einem System zylindrischer Kammern, aus denen die vier Beine bestehen, die mit oszillierenden Ventilen arbeiten, die in bestimmten Sequenzen Druckluft ein- und ausströmen lassen, welche in einer Patrone gespeichert mitgeführt wird.

Dadurch werden die Beine, die jeweils drei Bewegungsgrade haben, gebogen, und wenn dies in der richtigen Reihenfolge geschieht, kann sich der Roboter über den Boden bewegen. Die pneumatischen Steuerkreisläufe sind so konzipiert, daß sie einen von Schildkröten inspirierten Gang erzeugen. Zudem sind am Ende eines Auslegers, der aus dem Körper des Roboters herausragt, Sensoren in Form von winzigen Blasen eingebaut. Wenn der Roboter auf ein Hindernis stößt, wird die Blase heruntergedrückt, klappt ein Ventil um und schickt den Roboter in die entgegengesetzte Richtung zurück.

Ab dem Jahr 2018 gibt es an der Michigan City High School in Michigan City, Indiana, eine Compressed Air Academy (CAA), die in Zusammenarbeit mit den Firmen Sullair, BOSS Industries und Dekker Technologies mechanisch begabte Schüler auf stark nachgefragte Berufe in der Luftkompressor- und Vakuumindustrie vorbereitet.

Als Beispiel für die aktuellen Produkte auf dem Markt sei die Firma Dynatork Air Motor genannt, die im August 2005 mit der Huco Engineering Industries Ltd. zur neuen Huco Dynatork fusioniert und sich im Folgejahr der globalen Antriebsgruppe Altra Industrial Motion anschließt. Der Markterfolg des Unternehmens hat einen klaren Grund: Obwohl in den meisten Industriezweigen Elektromotoren die erste Wahl sind, gibt es auch immer Umgebungen, an denen ihr Einsatz schwierig, teuer oder gar gefährlich ist – wie z.B. nasse, schmutzige Prozeßumgebungen oder explosionsfähige Atmosphären, in denen Funken von Motoren oder den dazugehörigen Schaltgeräten eine erhebliche Gefahr darstellen.

Druckluftbetriebene Motoren bilden demgegenüber eine sichere, einfache und komfortable Alternative, wobei Luft gleich eine ganze Reihe von Vorteilen hat: Sie ist keine Zündquelle in brennbaren Atmosphärenund stellt für die meisten Produkte kein Kontaminationsrisiko dar. Sie läßt sich problemlos über einfache Rohrleitungen verteilen und ist in wielen Produktionsumgebungen ohnehin im Einsatz und leicht verfügbar. Zudem sind Druckluftmotoren bei gleicher Leistung oft kleiner als ihre elektrischen Pendants, was bei beengten Platzverhältnissen von Vorteil ist – und sie erzeugen im Betrieb keine elektromagnetischen Felder.

Bei den modernen Luftmotoren spielen zwei Bauformen eine Rolle. Zum einen sind dies die Druckluftkolbenmotoren mit Hubkolben, die eine zentrale Welle in eine Drehbewegung versetzen. Sie erzeugen beim Anlaufen ein maximales Drehmoment und sind damit ideal für Anwendungen mit häufigem Anhalten und Anfahren, insbesondere unter Last. Diese Bauart hat einen sehr hohen Wirkungsgrad, weil der Luftaustritt durch den Motor auf ein Minimum reduziert ist.

Die Lamellenmotoren wiederum funktionieren wie eine Turbine. Dabei rotiert ein mit Lamellen bestückter Rotor im Luftstrom, der durch ein Druckgefälle zwischen Ein- und Ausgang des Motorgehäuses entsteht. Diese Motoren arbeiten in der Regel mit hoher Drehzahl und erzeugen ein niedriges Drehmoment, vor allem im Bereich unterhalb der Nenndrehzahl. Zudem verbrauchen bis zu 80 % mehr Luft als Kolbenmotoren vergleichbarer Leistung.

Vor allem aber sind Druckluftmotoren unkompliziert und zuverlässig. Sie überhitzen nicht und nehmen keinen Schaden, wenn sie unter Last angehalten werden. Sie enthalten nur wenige bewegliche Teile und erfüllen ohne komplexe Steuerungen oder zusätzliche Getriebekomponenten die verschiedensten Bewegungsaufgaben. Die Kolbenmotoren der genannten Huco Dynatork sind in Aluminium-, Edelstahl- oder Acetalausführung lieferbar, wobei letztere durch ihre Beständigkeit gegenüber aggressiven Substanzen und chlorhaltigen Reinigungsmitteln für den Einsatz in der Lebensmittel- und Getränkeindustrie besonders gut geeignet ist.

Wesentlich ist, daß auch immer wieder neue Methoden entdeckt werden, um Druckluft zu generieren. Eine der jüngsten Entwicklungen stammt von einem internationalen Forschungsteam unter Leitung der Christian-Albrechts-Universität zu Kiel (CAU) und wird im September 2021 veröffentlicht (‚Electrically powered repeatable air explosions using microtubular graphene assemblies‘).

Auf Grundlage der Aeromaterialien, die Prof. Rainer Adelung und seine Kollegen an der Technischen Universität Hamburg-Harburg entwickelt und 2012 erstmals präsentiert hatten, gelingt dem CAU-Team ein großer Schritt hin zur praktischen Anwendung.

Bei den neuen Experimenten stellen die Wissenschaftler fest, daß sich Aeromaterialien aus Graphen und anderen leitfähigen Nanomaterialien aufgrund ihrer geringen Dichte mit bis zu mehreren hundert Grad in der Millisekunde elektrisch aufheizen lassen, ohne dabei zerstört zu werden. Zum Einsatz kommt das Aerographen, das aus nur wenigen Lagen Kohlenstoffatomen und zu 99,9% aus Luft besteht.

Die bis dato leichteste Materialklasse der Welt mit einer Dichte von gerade einmal 0,2 mg/cm³ ähnelt optisch einem schwarzen Schaumstoff und besteht aus einem feingliedrigen Rohrgeflecht auf der Basis von Graphen mit zahlreichen Hohlräumen. Das macht sie extrem stabil und leitfähig. Beim Erwärmen wird auch die umschlossene Luft erhitzt und dehnt sich aus – so daß bei einer sehr schnellen Erwärmung zu einer rapiden Volumenausdehnung, spricht Explosion kommt.

Dem Team gelingt es, Aerographen und die darin enthaltende Luft in extrem kurzer Zeit wiederholt sehr stark zu erhitzen und abzukühlen, was extrem leistungsfähige Druckluftanwendungen, Pumpen oder entkeimende Luftfilter im Miniformat ermöglicht. So reichen zum Beispiel 10 mg Aerographen aus (auf dem Foto unten in dem Glaszylinder), um ein Gewicht von 2 kg in wenigen Millisekunden anzuheben – durch einen Luftstoß, der beim Erwärmen des Materials entsteht.

Indem mehrere Explosionen in der Sekunde ausgelöst werden, entsteht auf Knopfdruck extrem leistungsfähige Druckluft, ohne die sonst benötigten Kompressoren und Gaszuführungen. In den Experimenten des Kieler Teams hält das Material bisher 100.000 Zyklen stand, ein Patent ist bereits angemeldet.

Zum Abschluß dieser Übersicht noch ein paar aktuelle Zahlen: Wie Mitte 2019 berichtet wird, sind zu diesem Zeitpunkt in deutschen Unternehmen rund 60.000 Druckluftanlagen in Betrieb, die zusammen pro Jahr 16,6 TWh verbrauchen, was 7 % des gesamten Stromverbrauchs der heimischen Industrie entspricht. Da die meisten Druckluftanlagen aufgrund von Leckagen ineffizient sind, wollen Forscher vom Fraunhofer-Institut für Produktionstechnik und Automatisierung IPA nun mit Künstlicher Intelligenz gegen die Verschwendung vorgehen, wobei sie von einem Einsparungspotential von 30 % ausgehen.

In diesem Kontext sei allerdings darauf hingewiesen, daß sich große Einsparungen auch durch eine Wärmerückgewinnung erzielen lassen, denn jeder Druckerzeuger ist auch ein Wärmeerzeuger. Tatsächlich wird rund 70 % der eingesetzten elektrischen Antriebsenergie im Verdichter in Wärme umgewandelt.

Als Beispiel für eine effiziente Druckluftnutzung sollen hier die Südbadischen Gummiwerke (SBG) in Donaueschingen genannt werden, die bereits 2011 eine Wärmerückgewinnung aus der Drucklufterzeugung installierten, indem am Ölkreislauf des Kompressors ein externer Wärmetauscher angeschlossen wurde. Zusammen mit einer modernisierten Wärmeverteilung und -regelung konnte der Brennstoffverbrauch der Firma damit um ein Drittel gesenkt werden, was pro Jahr über 12.000 € spart. Da die Investitionen nur rund 10.500 € betragen haben, amortisierte sich die Maßnahme bereits in etwas mehr als 10 Monaten.

Und als Beispiel für den Einsatz von Druckluft in einem kaum erwarteten Segment erwähne ich die weltweit erste Armbanduhr, die mit komprimierter Luft angetrieben wird, welche von zwei Mikroturbinen auf der Unterseite erzeugt wird. Die Turbinchen setzen so einen Rotor in Bewegung, der wiederum das Uhrwerk der UR-202 aufzieht. Die Turbinen fungieren gleichzeitig als eine Art ,Stoßdämpfer’ und schützen den Rotor vor hohen Belastungsspitzen, was die Lebensdauer erhöhen soll.

Die 1997 gegründete Schweizer Firma Urwerk SA gibt die Markteinführung der UR-202 im April 2008 bekannt, deren Preis im Armbanduhren Katalog 2010 mit 112.000 € angegeben wird.

Eine weitere sehr interessante Anwendung von Druckluft wird im Februar 2009 in den Blogs vorgestellt. Die Unterwasser-Pumpe der australischen Firma Brumby Pumps aus Toodyay ist im Gegensatz zu anderen bestehenden und technisch aufwendigen mit Druckluft betriebene Pumpen extrem einfach aufgebaut, leicht herstellbar und langlebig. Eine 2,2 m lange Pumpe beispielsweise wiegt rund 10 kg und ist aus nichtmetallischen und nicht korrodierenden Materialien gefertigt, wie z.B. PVC-Rohren.

Die Technik ist denkbar einfach und entspricht dem 1797 von Carl Immanuel Löscher erfundenen Druckluftheber, der allgemein als Mammutpumpe bekannt ist. Auch im Fall der Brumby Pumps wird das Wasser aus Tiefbrunnen durch hinunter gepumpte Preßluft hinaufgefördert. Ein Nachteil davon ist, daß das Wasser dementsprechend durchmischt heraufkommt und nicht direkt an Bewässerungssysteme angeschlossen werden kann. Je nach Leistung kosten die Pumpen zwischen rund 560 und 700 $. Es gibt eine Reihe von Videos darüber und die Firma ist auch weiterhin aktiv.

Daneben werden heute von vielen industriellen Anbietern diverse Formen von Pneumatikpumpen für die unterschiedlichsten Substanzen hergestellt.

Eine Vision der Zukunft stellen die US-Industriedesigner Kendall Toerner und Alexander Ordoñez im April 2020 mit ihrem luftbetriebenen Outdoor-Survival-Gerät namens A1R vor, das durch ein 3.000 psi Druckluftmodul sowohl mit elektrischer als auch mit mechanischer Energie versorgt wird.  Damit ist es viel zuverlässiger und nachhaltiger als Batterien, da das Modul langlebig ist, nicht von kalten Temperaturen oder Witterungseinflüssen beeinträchtigt wird und ausschließlich aus recycelbaren Materialien besteht.

Die Idee des Moduls basiert wohl auf den marktgängigen CO₂-Zylindern (auch: Gewindepatronen o. Luftenergiepatronen, LEP), wie sie bei Rettungswesten, Lawinenrucksäcken, Airbags u.v.m. eingesetzt werden. Allerdings haben diese einen wesentlich geringeren Druck als die über 200 bar, die den erwähnten 3.000 psi entsprechen.

Das A1R ist ein wetterfestes Allround-Survival-Gerät mit kapselartiger, schlanker Bauweise, das tagelang durchhält und den Zweck eines Navigators, einer Energiebank, eines Trackers, eines Wasser-/Schnee-/Salzwasserreinigers und eines Notrufsignals erfüllt. Das tragbare Gerät ist so konzipiert, daß es in der Hand gehalten werden kann und sich je nach Bedarf erweitern läßt. Ich denke, es lohnt sich, die sehr detailliert ausgearbeiteten Designs auf den Homepages der Designer selbst anzusehen.

Damit sind wir bei der Druckluftspeicherung angelangt, die heute in großem Maßstab ein Comeback feiert, da diese Technologie eine der kostengünstigsten, sichersten und einfachsten Methoden zur Energiespeicherung darstellt.

Druckluft-Speicher (CAES)

Bei Druckluft-Speichern (Compressed Air Energy Storage, CAES; auch: Pneumatische Speicher) bildet die absolute Dichte die wichtigste Bedingung. Dies erschwert über einen langen Zeitraum ihre Umsetzung.

Das vermutlich erste grundlegende Konzept der Energiespeicherung mit Hilfe von Druckluft geht auf die 1941 eingereichte Patentanmeldung ‚Means for Storing Fluids for Power Generation‘ des Erfinders Frazer Walker Gay aus Metuchen in New Jersey zurück (US-Nr. 2.433.896, erteilt 1948), der sich zuvor als Mitarbeiter der General Electric Co. mit Dynamowickelmaschinen, Schutzsystemen für Transformatoren und einem automatischen Kontrollmechanismus für Flugzeuge beschäftigt hat – sowie schon 1952 mit einem wärmepumpenbetriebenen System für die Hausheizung.

Das erste diabatische Druckluftspeicher/Gasturbinen-Kraftwerk der Welt wird 1978 in Deutschland von der Firma Nordwestdeutsche Kraftwerke AG (NWK; später: PreußenElektra bzw. E.ON Kraftwerke AG) im niedersächsischen Huntorf bei Bremen in Betrieb genommen, in direkter Nachbarschaft zum Atomkraftwerk Unterweser. Die Idee zu dieser Speichermethode ist zu diesem Zeitpunkt allerdings schon rund 30 Jahre alt. Das 290 MW Diabatic CAES (D-CAES) Projekt selbst war 1975 gestartet worden, mit einer Kostenkalkulation von 92 Mio. DM.

Billiger Nachtstrom wird dazu genutzt, um mit einem Kompressor Luft in zwei ausgelaugten Salzstöcken zusammenzupressen. Betrieben wird der Kompressor durch einen 60 MW Elektromotor. Die zylindrischen Salzkavernen mit zusammen 310.000 m³ Fassungsvermögen liegen in 600 - 800 m Tiefe, sind rund 150 m hoch und 60 m breit. Bei Spitzenbedarfszeiten nährt die herausdrängende Luft die Erdgasverbrennung zum Antrieb von Stromgeneratoren im Kraftwerk.

Im Turbinenbetrieb kann diese Anlage über einen Zeitraum von zwei Stunden eine Leistung von 290 MW bereitstellen. Innerhalb von acht Stunden können die beiden Kavernen wieder auf den Maximaldruck von 70 bar aufgeladen werden. In den zwei Stunden, in denen die wieder austretende Luft die Verbrennung verstärkt, sinkt der Druck von 70 auf 45 bar.

An der Planung des Druckluftspeicher-Kraftwerk in Huntorf, das einen Gesamtwirkungsgrad von 42 % erreicht, ist auch die Schlumberger-Firma Kavernen Bau- und Betriebs-GmbH (KBB) beteiligt, die als eine der weltweit führenden Ingenieurgesellschaften auf dem Fachgebiet der Untertagespeicherung gilt und bereits einige der größten Salzkavernenspeicher zur saisonalen Bevorratung von Erdgas realisiert hat (2004 gehen die Untertageaktivitäten der KBB auf die KBB Underground Technologies GmbH mit Sitz in Hannover über).

Da zum Planungszeitpunkt die Investitionskosten im Vordergrund stehen und die Gaspreise niedrig sind, wird auf eine Luftvorwärmung über die Abgase verzichtet, die den Wirkungsgrad nennenswert auf 54 % verbessert hätte. Moderne Anlagen recyceln die bei der Stromproduktion anfallende Abwärme und kommen so auf Wirkungsgrade bis zu 55 %.

Bei dieser CAES-Technologie wird zwar das allgemeine Übel der Gasgeneratoren aus der Welt geschafft, nämlich der geringe Wirkungsgrad und die damit verbundene niedrige Leistung, sehr aufwendig ist dagegen die notwendige Wasserspülung mit Süßwasser, damit die Salzreste in der gespeicherten Luft die Turbinen nicht angreifen. Das Kraftwerk wird später von E.ON vom nahen Kohlekraftwerk Farge in Bremen-Farge aus betrieben.

Im Jahr 2006 wird das Kraftwerk technisch überholt und die Leistung der Turbine von 290 MW auf 321 MW erhöht.

Anfang 2018 gibt der zwischenzeitliche Betreiber Uniper Kraftwerke GmbH – Teil der 2016 aus dem E. ON-Konzern abgespaltenen Uniper-Gruppe – bekannt, die Speicherkapazität von 1.200 MWh auf 1.680 MWh steigern zu wollen, indem der maximale Betriebsdruck der Kavernen von 70 bar auf etwa 110 bar angehoben wird. Außerdem könnten ein Abgaswärmetauscher und eine neue Turbine helfen, den Wirkungsgrad der Anlage von derzeit 46 % auf 57 % zu steigern.

Gemeinsam mit der Technischen Universität Clausthal wird zudem der Einsatz von Wasserstoff anstelle von Erdgas in der Brennkammer der Gasturbine erforscht – und im April 2021 wird gemeldet, daß die Uniper – die seit dem Vorjahr mehrheitlich dem finnischen Energiekonzern Fortum gehört – mit dem Energieunternehmen EWE AG kooperiert, um in Huntorf einen ‚Wasserstoffhub‘ zu etablieren. Dies bietet die Möglichkeit, auch im CAES zukünftig Wasserstoff zu nutzen.

Bei Sesta in der Region Ligurien in Italien ist ab 1986 eine Test- und Demonstrationsanlage mit einer elektrischen Leistung von 25 MW in Betrieb, die Druckluft in porösem Gestein speichert. Nach einem Erdbeben wird die Anlage aber schon Anfang der 1990er Jahre wieder stillgelegt.

Der Erfolg der Huntorf-Anlage steigert das Interesse an CAES-Systemen in den Vereinigten Staaten. Im Gegensatz zu Deutschland fördert hier das US Department of Energy (DOE) die Forschung und Entwicklung. Von Ende der 1970er bis Anfang der 1980er Jahre werden die Demonstrationsprogramme zur Entwicklung der CAES-Technologie vom Pacific Northwest National Laboratory (PNNL) koordiniert.

Mit finanzieller Förderung des US DOE plant die Soyland Power Cooperative Inc. in Illinois im Jahr 1982 die Installation eines 220 MW D-CAES mit Wärmerückgewinnung und einer unterirdischen Kaverne. Obwohl die Verträge bereits unterzeichnet sind, beschließt das Versorgungsunternehmen die Anlage wegen des „zu geringen Wachstums der Stromnachfrage“ doch nicht zu bauen.

Die zweite aktive CAES-Anlage weltweit wird erst im Mai 1991 in McIntosh, Alabama, von der Alabama Electric Cooperative in Betrieb genommen.

Das hauptsächlich vom Turbomaschinen- und Anlagenbauunternehmen Desser-Rand Group Inc. aus Houston, Texas, gebaute kombinierte Druckluftspeicher- und Gasturbinenkraftwerk namens McIntosh Power Plant besitzt eine Salzkaverne von 538.000 m³ Volumen in 450 - 750 m Tiefe. Gespeichert wird die Luft bei einem Druck zwischen 45 - 76 bar, die Aufladung dauert bei einer Leistungsaufnahme von 60 MW am Verdichter bis zu 45 Stunden.

Bei voller Aufladung des Speichers reicht die gespeicherte Luft aus, um die Leistung von 110 MW über 26 Stunden aufrechtzuerhalten, was einer gespeicherten Energiemenge von 2.860 MWh entspricht, fast fünfmal so viel wie im Druckluftspeicherkraftwerk Huntorf. Auch technisch gesehen ist die Anlage eine Weiterentwicklung von Huntorf, obwohl auch hier in der Entspannungsturbine wie in einer konventionellen Gasturbine Erdgas zugefeuert wird.

Die entscheidende Weiterentwicklung besteht darin, daß im Kraftwerk McIntosh die Abwärme des Gasturbinenabgases in einem Rekuperator zurückgewonnen wird, um die Verbrennungsluft der Gasturbine vorzuwärmen. Hierdurch steigt der Wirkungsgrad der Gesamtanlage auf 54 %.

Im Juni 1998 wird das Kraftwerk durch zwei konventionelle Gasturbinen (ohne Speicherung) ergänzt, die mit einer Gesamtleistung von 226 MW als Spitzenlastreserve eingesetzt werden. 2010 kommen zwei weitere Open-Cycle-GTs hinzu.

Die Alabama Electric Cooperative wird 2008 in PowerSouth Energy Cooperative umbenannt, während die CAES-Anlage in McIntosh auch weiterhin in Betrieb ist.

In diesem Zusammenhang ist zu erwähnen, daß die Desser-Rand (später: Siemens Energy) und die Firma Apex Compressed Air Energy Storage im Juli 2013 bekanntgeben, daß sie gemeinsam in Anderson County in Texas eine 317 MW CAES-Anlage bauen wollen (s.u.).

Durch den starken Ausbau der Windenergie verschärft sich der Bedarf an Regelenergie zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage, die bislang von sogenannten Schattenkraftwerken (meist schnell anfahrende Gasturbinen) zur Verfügung gestellt wird. Experten rechnen damit, daß dieser Bedarf bis 2015 auf rund 3.200 MW steigen wird.

Neben Pumpspeicherkraftwerken eignen sich besonders Druckluftspeicherkraftwerke gut für diesen Zweck. Einige der neu vorgeschlagenen CAES-Systeme beschränken sich auf die Komprimierung der Luft und nutzen die reine Preßluft (ohne zusätzliche Gaszufuhr) zur Spitzenlastdeckung. Bei diesen Systemen muß die Kompressionswärme allerdings in einem Wärmeträger gespeichert werden, weil der Gesamtwirkungsgrad sonst zu klein wäre.

Im Jahr 1998 werden weltweit etwa zehn Druckluftspeicher geplant, insbesondere in den USA, wo man damit das labile Stromnetz stabilisieren will. Tatsächliche Umsetzungen lassen aber lange auf sich warten. Inzwischen hat die Druckluft-Speichermethode auch einen gängigen Namen: Dudelsack-Technik.

Ab 1999 untersuchen Forscher der Sandia National Laboratories monatelang eine aufgegebene Kalksteinmine im Nordosten von Ohio, um diese auf ihre Tauglichkeit als Druckluftspeicher zu überprüfen. Das Team von Steve Bauer arbeitet dabei mit der Norton Energy Storage LLC (NES) und deren 1997 gegründeten Mutterfirma Haddington Ventures mit Sitz in Houston zusammen, welche über eine weitere Tochterfirma namens CAES Development Company LLC ab 1998 an der Technologie arbeitet und den Standort samt Mine 1999 kauft.

Im Jahr 2000 folgt eine Kooperationsvereinbarung mit der Stadt Norton und die Beantragung einer Genehmigung, um bis 2003 das größte bisher gebaute Druckluftspeicherkraftwerk zu errichten, das in der 700 m tief liegenden und etwa 9,6 Mio. m³ großen Mine Druckluft speichern soll. Der Betriebsdruck in der luftdichten Mine wird zwischen 1.600 und 800 psi liegen.

Die erste Leistungsstufe der Anlage in Norton wird zwischen 200 MW und 480 MW haben (vermutlich 300 MW) und soll bis zu 480 Mio. $ kosten. In vier weiteren Stufen soll die Leistung anschließend bis auf 2.700 MW angehoben werden. Mit der dann gespeicherten Druckluft sollen sich 675.000 Haushalte zwei Tage lang versorgen lassen. Finanz- und Marktstörungen in der Energiewirtschaft 2001/2002 werfen das Projekt jedoch weit zurück.

Die Firma Alstom, die als Anlagenanbieter eingeplant ist, zieht sich 2006 aus dem Projekt zurück, woraufin dieser Part von der Desser-Rand übernommen wird.

Nachdem die NES im Mai 2008 eine Genehmigung der Behörden in Ohio erhält, hofft das Unternehmen im Frühjahr 2009 mit dem Bau beginnen zu können, was aber ebenso wenig klappt, wie der Versuch seitens Haddington, über ein weiteres Portfoliounternehmen das Magnum Energy Storage Project in Delta, Utah, zu verwirklichen (s.u.). Das Ohio Power Siting Board (OPSB) verlängert die Baugenehmigung daraufhin bis zum Mai 2011.

Im November 2009 erwirbt die FirstEnergy Generation Corp. aus Akron, Ohio, eine 1997 gegründete Tochtergesellschaft der FirstEnergy Corp., die Rechte zur Weiterentwicklung des Projekts von dem Vorbesitzer CAES Development. Aufgrund der ungünstigen Strommarktpreise wird es in Jahr 2013 aber wieder auf Eis gelegt.

An dem Norton Energy Storage Projekt in Ohio arbeitet auch die Electricity and Air Storage Enterprises LLC (EASE) in Houston, Texas, die 2004 von einer Gruppe Interessierter Fachleute gegründet wurde, die sich mit der Kommerzialisierung der CAES-Technologie beschäftigen. Ab 2009 bemüht sich die EASE auch Projekte in Texas, Nevada, Iowa, Colorado, Louisiana und anderswo – innerhalb und außerhalb der USA – zu unterstützen und Minen, Salzkavernen und Aquifere als potentielle Kandidaten für Druckluft-Reservoirs zu identifizieren. Aktuellere Information gibt es bislang aber nicht.

Die seit 1991 bestehende Utility-Battery Group (UBG) ist ein Berufsverband aus mehr als 30 Stromversorgungsunternehmen, der die Entwicklung und Vermarktung von Batterie-Technologien zur Energiespeicherung fördert. 1996 wird beschlossen, sich in Form einer Handelsgesellschaft über die Batterien hinaus auch mit anderen Energiespeichertechnologien zu beschäftigen, und 2001 wird der Name in Electricity Storage Association (ESA) geändert. Seitdem unterstützt der Verband auch die CAES-Technologie.

Im Jahr 1999 gründen die beiden in Houston, Texas, beheimateten Unternehmen Ridge Group L.P. und Energy Storage & Grid Services Ltd. eine gemeinsame Tochter namens Ridge Energy Storage (RES), um CAES-Projekte in den USA und Großbritannien zu entwickeln, zu bauen und zu betreiben.

Das inzwischen als Ridge Energy Storage & Grid Services L.P. firmierende Unternehmen gibt im April 2002 bekannt, daß es mit der EP Energy Finance, eine Tochter der El Paso Corp., eine Finanzierungsvereinbarung in Höhe von 15 Mio. $ getroffen habe, um seine Druckluftspeicher-Projekte voranzutreiben. Trotz ihrer aggressiven Planungen scheint die Firma jedoch nicht vom Fleck gekommen zu sein, über Versuche oder gar Umsetzungen ließ sich bislang nichts finden.

Im Jahr 2001 gibt das US-amerikanische Bergbauunternehmen Ovoca Resources PLC bekannt, daß es eine vorläufige Machbarkeitsstudie über Druckluftspeichermöglichkeiten tief unter der Erde in Irland durchgeführt habe. Die Ergebnisse dieser Studie deuten auf ein erhebliches Potential hin, und nach ein der detaillierten Analyse der vorhandenen geologischen und Bohrdaten werden eine Reihe von Standorten ausgewählt, die für die Entwicklung von CAES geeignet sind.

Allerdings muß die vollständige Durchführbarkeit des Projekts, insbesondere in Bezug auf die Integrität und Eignung der Lagerstätte, noch nachgewiesen werden. Dazu sind geotechnische Untersuchungen, Bohrtests, Computermodelle usw. erforderlich – was zu der Entscheidung führt, das Joint-Venture Optimum Energy Ltd. zu gründen, das sich im Besitz von Ovoca und der Mercury Holdings PLC befindet, Irlands größtem Bauunternehmen für Maschinenbau und Elektrotechnik.

Später läßt sich darüber aber nichts mehr finden – und ein gleichnamiges, späteres Unternehmen in den USA scheint mit dem damaligen Joint-Venture nichts zu tun zu haben.

Auch das 2002 gegründete Kleinunternehmen BrightEarth Technologies Inc. aus Golden, Colorado, beschäftigt sich mit dem Einsatz von Druckluft zur Energiespeicherung. Anstatt diese jedoch in tiefen Kavernen, Minen oder Containern zu speichern, entwickelt das Unternehmen, über das es jedoch keine weiteren Informationen gibt, große Beutel aus dünnen Materialien, die am Boden eines Gewässers deponiert werden sollen. Der hydrostatische Wasserdruck würde die komprimierte Luft und den Beutel unversehrt lassen, auch wenn das gewählte Material billig ist. Später ist die Firma überhaupt nicht mehr zu finden - während ähnliche Technologieansätze noch häufiger so sehen sind.

Die ebenfalls 2002 von Frank Täubner und Beate Platzer gegründete Schwungradspeicher-Firma Rosseta Technik GmbH beschäftigt sich ab 2003 mit der Druckluft und findet eine nicht näher beschriebene Möglichkeiten, den Wirkungsrad von Kompressoren auf über 60 % zu steigern. Seit 2011 wird daran gearbeitet, aus einer Versuchsanlage einen für den Dauereinsatz geeigneten Prototypen zu machen. Es gelingt dem Unternehmen jedoch nicht, die Marktreife zu erlangen.

Im Rahmen des EU-geförderten europäischen Forschungsprojekts Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage (AA-CAES) arbeiten 20 Unternehmen und Institute ab dem Januar 2003 daran, die Wirtschaftlichkeit der Druckluftspeicher-Technologie zu steigern. An dem bis zum Dezember 2006 laufenden Projekt sind 19 Partner, darunter die Energieversorger RWE, E.ON und Alstom Power Switzerland, der Kraftwerkhersteller MAN Turbo, das DLR u.a. beteiligt. Koordiniert wird das Ganze von der Alstom Power Ltd. in Großbritannien.

Das Interesse an der Technologie ist groß, da es in direkter Nachbarschaft der geplanten Offshore-Windparks genug Salzstrukturen gibt, um Speicher zu bauen. Und auch im Meer selbst ist der Bau von Druckluftspeichern kein allzu großes Problem. Ziel dieses Projekts ist es daher, „in einem einzigen Schritt die Grundlage für die Technologie der übernächsten Generation zu schaffen“ und dabei den Wirkungsgrad so weit zu erhöhen, daß er mit 70 – 75 % an denjenigen von wasserbetriebenen Pumpspeicherkraftwerken heranreicht.

Hierzu muß eine Vielzahl von Herausforderungen bewältigt werden, wie die Entwicklung von funktionsfähigen, sicheren und wirtschaftlichen Anlagenkonzepten, geeigneten Wärmespeichern, Verdichtern mit sehr hoher Austrittstemperatur, reaktionsschnellen Gleitdruckturbinen u.a. In der ersten Phase wird ein breites Spektrum von Lösungen untersucht. Die zweite Phase wird sich auf die 2 – 3 vielversprechendsten Konzepte konzentrieren, und in der dritten Phase wird ein konzeptioneller Entwurf für ein spezifisches AA-CAES-Produkt entwickelt, der 2015 serienreif sein könnte.

Als die Ergebnisse veröffentlicht werden, ist nur zu erfahren, daß im Rahmen des Projekts eine Datenbank für experimentelle Literatur, für Daten sowie für Modelle zu den thermodynamischen Eigenschaften und den Transporteigenschaften von feuchter Luft eingerichtet wurde. Zudem hätten sich die Wissenschaftler mit der Gewinnung von thermodynamischen Daten zum homogenen und zum gesättigten Zustand befaßt, sowie Daten zum Transport, zur Viskosität und zur thermischen Leitfähigkeit von feuchter Luft unter hohem Druck erzeugt.

Das Projekt mit einem Gesamtbudget von gut 4,7 Mio. €, von dem die EU einen Anteil von rund 2,3 Mio. € trägt, scheint später aber nicht weiterverfolgt worden zu sein – zumindest nicht von der oben aufgeführten Konstellation. Alstom zieht sich 2006 aus dem Projekt mit der Begründung zurück, daß die internen Ressourcen nicht ausreichen würden. Technisch gesehen könnte RICAS2020 als eine Fortsetzung des AA-CAES-Projekts betrachtet werden (s.u.).

Im September 2005 findet in Berlin das dena-EnergieForum Druckluftspeicherkraftwerke statt, bei dem es vorrangig um Adiabate Druckluftspeicherkraftwerke geht, die nicht nur die Druckluft speichern, sondern – in einem separaten Wärmespeicher – auch die Wärme, die beim Verdichten der Luft frei wird. Für die Stromerzeugung wird die Wärme der zur Turbine strömenden Druckluft wieder zugeführt, was den kostspieligen Einsatz von Erdgas überflüssig macht.

Bevorzugt mit regenerativem Strom betrieben, sollen solche auch Hybrid Thermal and Compressed Air Energy Storage (HT-CAES) gennanten Anlagen Wirkungsgrade von bis zu 70 % erreichen und für die Erzeugung von 1 kWh Spitzenlaststrom etwa 1,4 kWh Schwachlaststrom benötigen.

Die Entwicklung wird durch die EU gefördert, steht aber noch am Anfang, denn nahezu alle Komponenten müssen neu entwickelt werden. Entsprechend vorsichtig sind die Forscher mit Prognosen, wann die Technik einsatzbereit ist. Ein Demonstrationskraftwerk könnte in 5 – 10 Jahren gebaut werden, industriell einsetzbare Anlagen werden ab etwa 2015 erwartet. An der Entwicklung von Hochtemperatur-Kompressoren für diese Speicherkraftwerke arbeitet z.B. die Firma MAN Turbo AG in Oberhausen.

Das britische Unternehmen Isentropic Ltd. entwickelt in der Nähe von Cambridge ab 2005 ein Pumped Heat Electricity Storage (o. Pumped Heat Energy Storage, PHES) genanntes System, bei dem zwei benachbarte große Kies-Tanks auf 500°C beheizt bzw. auf -160°C abgekühlt werden. Bei der kommerziellen Umsetzung des auch als Transformed Heat Energy Storage (THES) bezeichneten Systems, das sich auch den Wärmekraftspeichern zuordnen ließe, wird die 2004 gegründete Firma stark von der britischen Regierung unterstützt.

Für diese Form der Stromspeicherung wird die Druckluft mittels einer elektrisch betriebenen isentropen Wärmepumpe komprimiert bzw. expandiert und durch die beiden Kiesspeicher geleitet, wo sie ihre Wärme bzw. Kälte an den Kies abgibt. Um Strom zu generieren wird der Zyklus einfach umgekehrt, indem die Temperaturdifferenz verwendet wird um die isentrope Maschine als Wärmekraftmaschine laufen zu lassen. Mehr über die thermische Energiespeicherung findet sich in dem entsprechenden Kapitel (s.d.).

Die Gesamteffizienz beträgt 72 - 80 %, wobei der maximale theoretische Wirkungsgrad mit 86,4 % angegeben wird. Da Kies ein billiges und leicht verfügbares Material ist, können die Kosten pro kWh sehr niedrig gehalten werden. Bei Anlagen in größerem Maßstab rechnet man deshalb mit 50 €/kWh, die sich möglichrweise auf unter 10 €/kWh drücken lassen. Und statt Luft kann auch Argon eingesetzt werden.

Anfang 2007 bekommt Isentropic vom Carbon Trust eine Forschungsförderung in Höhe von 250.000 £, um innerhalb von drei Jahren ein vorkommerzielles Modell der Air Source Heat Pump zu entwickeln und zu testen. Hierfür sucht das Unternehmen nach weiteren Investitionsmitteln im Umfang von 6,5 Mio. £. Im Februar 2008 beteiligt sich die Credit Suisse Securities Europe Ltd. an der Finanzierungsrunde A des Unternehmen mit einem ungenannten Betrag. Ein zwischenzeitlich gebauter erster Prototyp läuft allerdings nicht zufriedenstellend.

Ende 2009 zeigt die Firma mit ihrem 2. Prototyp die im Grunde erste wirklich reversible Wärmepumpe, die auf dem ersten thermodynamischen Kreisprozeß nach Ericsson basiert. Es fehlen aber noch immer die Finanzmittel für eine Demonstrationsanlage, deren Kosten Anfang 2010 auf nur 2 Mio. £ geschätzt werden. Eine kommerzielle Anlage soll etwa 25 Mio. £ kosten. Mitte des Jahres beginnen die Arbeiten an einer kleineren Demonstrationsanlage mit einer Leistung von rund 1,5 MW, wofür die Firma zwischenzeitlich Risikokapital in Höhe von 2,3 Mio. $ eingenommen hat.

Im Juni 2012 gibt die Isentropic bekannt, daß das von der britischen Regierung unterstützte Energy Technologies Institute (ETI), eine öffentlich-private Partnerschaft, einen Betrag von 14 Mio. £ in das PHES-System investiert, um ein Demonstrationsgerät in vollem Maßstab zu bauen. In einem britischen Hauptumspannwerk, das der Western Power Distribution (WPD) gehört, einem Verteilernetzbetreiber für die Midlands, Südwestengland und Südwales, soll eine Speichereinheit mit einer Leistung von 1,5 MW und einer Kapazität von 6 MWh installiert werden, deren Kosten 15,7 Mio. betragen.

Man hofft, daß das System nach seiner Erprobung im gesamten Vereinigten Königreich eingeführt werden kann, wo es etwa 5.000 Umspannwerke mit einer geeigneten Leistung zwischen 12 und 24 MW gibt.

Zeitgleich startet an der University of Cambridge ein bis zum Juli 2016 laufendes PTES-Forschungsprojekt, das vom Forschungsrat Engineering and Physical Sciences Research Council (EPSRC) mit 318.325 £ finanziert wird. Projektpartner sind die Isentropic und das Versorgungsunternehmen Scottish and Southern Energy (SSE). Die vorgeschlagenen Arbeiten konzentrieren sich auf die Untersuchung grundlegender thermodynamischer, strömungstechnischer und wärmeübertragender Prozesse unter Verwendung einer Kombination aus experimentellen, theoretischen und rechnerischen Methoden.

Ein wichtiges Ziel ist auch die Entwicklung und Validierung eines Gesamtsystemmodells und dessen Verwendung zur Optimierung der Auslegungs- und Betriebsstrategie. Es lassen sich zwar einige Artikel und entsprechende Dissertationen finden, die im Rahmen dieser Untersuchungen entstehen (z.B. die im Netz einsehbaren Arbeiten ‚Analysis and Optimisation of Thermal Energy Storage‘ von Joshua D. McTigue vom September 2016 oder ‚Modelling and development of thermo-mechanical energy storage‘ von Pau Farrés Antúnez vom September 2018), doch praktische Umsetzen sind bislang nicht auszumachen.

Im Jahr 2016 erhält die Isentropic ein Patent unter dem Titel ‚Hybrid energy storage system‘ (GB-Nr. 2537126). Als Erfinder werden Jonathan Sebastian Howes und James Macnaghten angegeben. Ersterer berichtet in einem späteren Chat, daß er das System Ende der 1990er Jahre erdacht und 2004 mit der eigentlichen Entwicklungsarbeit begonnen hat.

Die nächste Meldung in diesem Zusammenhang stammt vom November 2017 und besagt, daß die Newcastle University und das Energy Technologies Institute (ETI), eine öffentlich-private Partnerschaft zwischen globalen Energie- und Maschinenbauunternehmen und der britischen Regierung, mit Hilfe des EPSRC bereits im Mai ein Abkommen getroffen haben, um ein neues, mit 20 Mio. £ dotiertes Forschungszentrums namens National Facility for Pumped Heat Energy Storage zu schaffen.

Als Teil des Projekts zur Entwicklung von Energiespeichertechnologien unter der Leitung von Andrew Smallbone wird die ehemalige Isentropic-Anlage genutzt, um gemeinsam mit dem Sir Joseph Swan Centre for Energy Research der Universität die „weltweit erste Demonstration der Pumpspeicherung von Wärmeenergie im Netzmaßstab“ in Betrieb zu nehmen, die bis zu 600 kWh Strom speichern kann.

Demnach umfaßt die netzverbundene Demonstrationsanlage eine 150 kW Wärmepumpe bzw. einen Generator und nutzt einen innovativen reversiblen Wärmepumpenmotor, der elektrische Energie in Wärme umwandelt. Das System entnimmt überschüssigen Strom aus dem Netz zum Betrieb der Wärmepumpe, auf deren heißen Seite inertes Argongas auf etwa 12 bar komprimiert wird, wodurch es eine Temperatur von 500°C erreicht, während es auf der kalten Seite bis auf Umgebungsdruck entspannt wird, wodurch es auf -160°C abkühlt.

In beiden Fällen wird das Gas dann durch Wärmebatterien – Behältern mit mineralischem Kies – geleitet und gibt seine Energie an das Speichermaterial ab; das Gas verläßt dann den Speicher bei Umgebungstemperatur.  Zurück bleiben eine ‚heiße Steinbatterie‘ und eine ‚kryogene Kältebatterie‘, die beide ihre Energie bis zu acht Stunden lang speichern können. Um die gespeicherte Energie wieder freizusetzen, wird der Prozeß umgekehrt, wobei das Argongas in die entgegengesetzte Richtung strömt und zum Heizen oder Kühlen oder zur Erzeugung von Strom dient, der ins Netz zurückgespeist werden kann.

Die 15 Mio. £ teure Anlage in Fareham, Hampshire, soll Anfang 2018 an das nationale Stromnetz angeschlossen werden und dann zu einem wichtigen Prüfstand werden, um zu zeigen, wie sie in der Praxis funktioniert. Zudem arbeiten die Universität und das ETI zusammen, um interessierte Parteien aus der Industrie und dem Investitionssektor für das Forschungs- und Kommerzialisierungsprogramm zu gewinnen.

Das ETI hatte ursprünglich die Absicht, das Projekt gemeinsam mit der Isentropic zu finanzieren und durchzuführen – freut sich nun aber über diese Vereinbarung, die die begonnene Arbeit fortsetzen wird. Die Isentropic Ltd. geht hingegen Anfang 2016 in die Insolvenz und wird im Oktober 2017 aufgelöst, woraufhin das ETI das geistige Eigentum der Isentropic sowie bestimmte materielle Vermögenswerte erwirbt.

Im Januar 2019 erscheint der bislang letzte Bericht über die PHES-Anlage, dem zufolge das Team des Swan Centre das System sowohl im Expansions- als auch im Kompressionsmodus betrieben und festgestellt hat, daß es innerhalb weniger Millisekunden zwischen Entladung und Aufladung umschalten kann. Der volle potentielle Wirkungsgrad des Systems wurde zwar noch nicht erreicht, doch die erzielten Werte von 60 – 65 % sollen bereits hoch genug sein, um die Technologie als die kostengünstigste und flexibelste derzeit verfügbare Energiespeichertechnologie im Netzmaßstab zu plazieren. In den Folgemonaten sind nun Designverbesserungen und eine Betriebsoptimierung geplant.

Im März 2006 meldet der Energieversorger EnBW, daß man am Bau einer Anlage zur unterirdischen Speicherung von Druckluft in Salzstöcken an der deutschen Nordseeküste arbeitet, in denen Energie aus unsteten Quellen wie Windkraftanlagen zwischengespeichert werden soll. Bei einem Überangebot an Strom, vor allem nachts, soll die Luft mit bis zum 100-fachen des normalen Atmosphärendrucks in zwei etwa 200 m hohe und 50 - 80 m breite Salzkavernen mit 150.000 m³ Fassungsvermögen gepreßt werden, die rund 800 m tief liegen.

Das geplante EnBW-Kraftwerk soll wie in Huntorf zunächst mit Gasbefeuerung arbeiten, während in der zweiten Phase das so genannte ‚adiabate’ Prinzip umgesetzt werden soll. Adiabat (d.h. ohne Wärmeaustausch verlaufend) bedeutet in diesem Fall, daß die bei der Kompression entstehende Wärme von bis zu 600°C zwischengespeichert und später zum Anheizen der Luft bei der Rückumwandlung genutzt wird – ohne eine Zufeuerung fossiler Brennstoffe.

Die Größe der Anlage soll zwischen 150 und 600 MW liegen, die Kosten werden auf 75 bis 300 Mio. € geschätzt. Mit dem Baubeginn wird in der zweiten Hälfte 2009 und mit der Inbetriebnahme 2011 gerechnet. Tatsächlich ist jedoch nichts von einer Umsetzung zu finden - und die EnBW behauptet noch 2016 auf ihrer Homepage, daß es bislang überhaupt keine funktionierenden CAES-Anlagen gibt, was von den obigen Informationen eindeutig widerlegt wird.

Zur unterbrechungsfreien Stromversorgng (USV) bietet das 1992 gegründete US-Unternehmen Active Power Inc. (vor 1996: Magnetic Bearing Technologies Inc.) in Austin, Texas, ab 2006 einen Thermal- und Druckluft-Speicher an, der ein Maximum von 80 kW für 15 Minuten bereitstellt. Das seit 2003 patentierte CoolAir DC ist mit Druckluftflaschen und einem Thermalspeicher mit 1.300°C bestückt, der beim Betrieb die Druckluft vorheizt, bevor sie durch die stromerzeugende Expansionsturbine geleitet wird.

Zur Überbrückung der Anlaufzeit von einigen Sekunden beinhaltet die Thermal & Compressed Air Energy Storage (TACAS) Technologie auch eine kleine Schwungscheibe. Das System des Unternehmens, das sich auch mit großen Schwungrad-Speichern beschäftigt, wird z.B. bei dem Bremsenhersteller Continental Teves in Morgantown, North Carolina, sowie im Server-Zentrum der Georgia State University eingesetzt. Im Laufe der Jahre gewinnt Active Power eine Reihe von Industriepreisen für seine Speicherlösung.

Im Jahr 2016 wird die Active Power vollständig von der zur Langley Holdings gehörenden Piller Power Systems (o. Piller Group GmbH) übernommen, einem traditionellen Unternehmen mit Sitz in Osterode am Harz, das weltweit im Bereich der unterbrechungsfreien Stromversorgung tätig ist und bereits seit 2005 der Langley Holdings gehört, einem der größten Privatkonzerne Großbritanniens.

Das Angebot der Firma scheint sich inzwischen aber auf schwungradgestützte USV-Lösungen zu beschränken, während von dem CoolAir DC nichts mehr zu hören ist.

Im Januar 2007 wird das Projekt Iowa Stored Energy Park (IESP) bekannt, dessen vorbereitende Studien seit 2001 in Gang sind. Unterstützt durch das US Department of Energy (DOE) plant eine Gruppe von Stadtwerken in Iowa und den umliegenden Staaten ab 2003 den Bau eines neuen Energie-Parks, bei dem eine 75 - 150 MW Windfarm mit der CAES-Technologie verbunden werden soll. Konkret soll die Überschußenergie eines Windparks in Dallas Center, Iowa, in Form von Druckluft in einer Tiefe von gut 900 m in einer unterirdischen Schicht aus porösem Gestein gespeichert werden. Die Kosten der Speicher-Infrastruktur und der damit verbundenen Systeme werden auf 200 – 225 Mio. $ geschätzt.

2005 übernimmt dann die neu gegründete Iowa Stored Energy Plant Agency (ISEPA) die Verantwortung für das Projekt, das vom DOE mit 6 Mio. $, vom Iowa Power Fund mit 3,2 Mio. $ und von den Stadtwerken selbst mit 1,1 Mio. $ gefördert wird.

Mitte 2008 sind auch die Sandia National Labs involviert, wobei inzwischen von einem 270 MW Speicher gesprochen wird, der 400 Mio. $ kosten und 2012 in Betrieb gehen soll. 2010 repräsentieren die Mitglieder des ISEPA bereits 57 (andere Quellen: 95) Stadtwerke in Iowa, Minnesota, Nord- und Süd-Dakota. Der Betriebsbeginn wird später allerdings auf 2015 verschoben, und als zukünftiger Standort wird nun ein Gebiet westlich von Dallas Center in der Nähe von Des Moines angegeben.

Nach acht Jahren Entwicklungszeit und Investitionen in Höhe von 8,6 Mio. $ wird das Projekt im Juli 2011 aufgrund ‚standortspezifischer geologischer Einschränkungen‘ eingestellt, wie es heißt. Um die Lektionen daraus an die Industrie und andere weiterzugeben und sie bei der Planung und Durchführung eigener Speicherprojekte zu unterstützen, wird eine spezielle Website namens Lessons from Iowa (LFI) eingerichtet, von der sich Videos, ein 110-seitiger Report sowie 2.400 Seiten mit Referenzdokumenten herunterladen lassen.

Im April 2007 veröffentlicht die kanadische Landis Energy Corp. aus Calgary, Alberta, einen Kurzbericht über das Alton Compressed Air Energy Storage Projekt. Im Rahmen einer Machbarkeitsstudie wird untersucht, ob sich die Technologie auch am Standort des Alton Natural Gas Storage Projekts umsetzen läßt.

Mehr läßt sich darüber nicht finden – und die Landis Energy wir im März 2010 vollständig von der kanadischen Firma AltaGas Ltd. übernommen, die sich aber nicht mehr mit der Druckluft-Speichertechnik befaßt.

Im September 2007 gibt die im Vorjahr von David Marcus, Michael Marcus und Eric Ingersoll gegründete Firma General Compression Inc. aus Newton, Massachusetts, die Entwicklung einer neuen Technik namens Dispatchable Wind Power System (DWPS) bekannt, mit der es möglich ist, Windenergie fast ohne Energieverlust zu speichern. Im Gegensatz zu den bisherigen Systemen produzieren die Windräder des Unternehmens keinen Strom, sondern gewinnen direkt Druckluft: anstatt der sonst üblichen Generatoren befinden sich in den Kanzeln der Windräder Druckluft-Kompressoren.

Die Gesamtkosten des integrierten Systems schätzt das Unternehmen auf das Anderthalbfache eines herkömmlichen Windparks. Für 500 MW wären demnach rund 750 Mio. € erforderlich. Verschiedene Investoren haben bislang 8 Mio. $ Startkapital zur Verfügung gestellt, um die durch eine große Zahl von Patenten geschützte Technologie auf den Martkt zu bringen (z.B. US-Nr. 20060260313).

Im September 2009 wird ein überarbeitetes Modell des Druckluftspeichersystems vorgestellt, da sich die ursprüngliche Strategie des Unternehmens, eigene Turbinen mit angeschlossenen Speichersystemen zu bauen, als zu schwierig erwiesen hatte.

In modernen Windenergieanlagen herrscht ein hochkomplexes Zusammenspiel von Kräften, das genau auf den schweren Generator oben in der Gondel abgestimmt ist. Ohne ihn wirken völlig andere Kräfte und die komplette Anlage hätte anders konstruiert werden müssen. Das wäre technisch sehr aufwendig gewesen und hat sich auch wirtschaftlich nicht gelohnt. Die Investoren forderten daraufhin, die Technologie zu verfeinern, bevor sie weitere Gelder zuschießen.

Im Februar 2010 gibt es in der Finanzierungsrunde A weitere 17 Mio. $ Investitionsmittel seitens der US Renewables Group (USRG) und Duke Energy. Damit soll im Laufe des Jahres eine erste modulare Kompressor/Expander-Einheit mit dem Namen General Compression Advanced Energy Storage (GCAES) und einer Nennleistung von 2 MW gebaut werden, deren Gesamteffizient über 70 % betragen soll.

GC unterzeichnet im April 2010 ein Abkommen mit ConocoPhillips (COP) aus Houston, um die GCAES-Technologie durch ein Pilotprojekt in Texas weiterzuentwickeln. Im Juli gibt es eine Förderung durch die ARPA in Höhe von 750.000 $, und im Oktober 2010 werden im Rahmen einer zweiten Finanzierungsrunde satte 20,9 Mio. $ eingenommen. Die erste kommerzielle Anlage ist nun für den Herbst 2011 geplant.

Tatsächlich wird im Juni 2011 gemeldet, daß die General Compression im Rahmen einer Finanzierungsrunde B neue Mittel in Höhe von 20,4 Mio. $ eingenommen hat, um die Produktionskapazitäten zu erweitern und eine Reihe von Projekten aufzubauen. Die jüngste Finanzierungsrunde, die eigentlich 54,5 Mio. $ einbringen sollte, wird von der in Toronto ansässigen Northwater Capital Management Inc. geleitet. Zu den weiteren Investoren gehören die US Renewables Group, Duke Energy und Serious Change L.P.

Zwar wird behauptet, das das erste Projekt bereits in Texas mit dem Projektpartner und GC-Investor ConocoPhillips zusammen im Bau, doch Belege dafür lassen sich nicht finden. Die letzte Meldung stammt vom März 2015 und besagt, daß die General Compression das CAES-Unternehmen SustainX Inc. von Cadent Energy Partners LLC übernommen hat, ohne daß dazu weitere Details zu finden sind (s.u.). Ebenso ist nie wieder etwas über das viele Geld zu erfahren – das wohl wohl genauso ‚verschwunden‘ ist wie die Firma und ihre Gründer.

Im Zusammenhang mit dem direkten Einsatz der Drucklufttechnologie im Bereich der Windenergie sei noch auf einige Konzepte hingewiesen, die zum Teil an anderer Stelle im Buch der Synergie ausführlicher beschrieben sind. Zum einen läßt sich der Erfinder Raymond Green im Jahr 2005 eine Windkraftanlage patentieren, die wie ein Trichter aussieht und Druckluft produzieren soll. Für ihre Kommerzialisierung gründet er die Catching Wind Power Inc. (CWP), die aber nicht über einen kleinen Prototypen hinauskommt.

Im November 2009 veröffentlichen Hussein Ibrahim und seine Kollegen von der Université du Québec in Kanada und der Universität Beirut im Libanon einen im Netz einsehbaren Bericht unter dem Titel Study and design of a hybrid wind–diesel-compressed air energy storage system for remote areas (WDCAS), in welchem sie die Anwendung dieser Technologie für den Fall des nordkanadischen Dorfes Tuktoyaktuk theoretisch untersuchen.

Ein weiteres Konzept stammt von der 2010  gegründeten Firma Agri Wind Turbines, deren Ziel die Entwicklung einer kostengünstigen Windturbine ist, die einen konstanten Druckluftstrom aus landwirtschaftlichen Silos nutzt. Die Konstruktion soll es Farmern ermöglichen, ihre bereits vorhandene Infrastruktur, einschließlich der Silos und Netzanschlüsse, besser zu nutzen. Doch auch in diesem Fall läßt sich keine Umsetzung feststellen.

Das Grundkonzept der Ozean-Druckluftspeicher (Ocean compressed air energy storage, O-CAES) scheint erstmals auf der IEEE-Konferenz im Oktober 2012 von Saniel D. Lim et al eingeführt worden zu sein, im Rahmen des Vortrags ‚Conceptual design of ocean compressed air energy storage system‘ – gefolgt von Lims Masterarbeit an der North Carolina State University in Raleigh im Jahr 2013 (Ocean compressed air energy storage (OCAES) integrated with offshore renewable energy sources).

An der University of Warwick in Coventry, Großbritannien, arbeiten Jihong Wang, Xing Luo und  Hao Sun an einer ebenfalls im Netz einsehbaren Studie mit dem Titel Feasibility study of a hybrid wind turbine system – Integration with compressed air energy storage, die im Januar 2015 erscheint. Hier wird ein neues hybrides Windturbinensystem vorgeschlagen, eine Machbarkeitsstudie durchgeführt und ein vollständiges mathematisches Modell entwickelt.

Zur Erprobung des Konzepts wird der Prototyp eines Prüfstands gebaut, der aufgrund der begrenzten Möglichkeiten eines Labors in Innenräumen einen Windturbinen-Simulator (WTS) verwendet, der das praktische Windturbinenblatt ersetzt. Das vorgeschlagene System erweist sich demnach als technisch realisierbar mit einer Energieeffizienz von etwa 50 %.

Der Doktorand Jie Cheng entwickelt wiederum an der University of Nebraska-Lincoln ein patentiertes System, das Windenergie mit Hilfe einer Drehkolbenmaschine, die zwischen dem Getriebe der Windturbine und dem Generator angeschlossen ist, umleitet und in einem Luftkompressionsbehälter speichert. Auch seine 171-seitige, im Juli 2016 erschienene, Dissertation mit dem Titel Configuration and optimization of a novel compressed-air-assisted wind energy conversion system ist im Netz abrufbar.

Doch auch in diesem Fall scheint es über einen kleinen Prototyp hinaus bislang keine weiteren Schritte zu einer Umsetzung gegeben zu haben.

Ende Juli 2007 meldet die Presse, daß die Shell WindEnergy, eine Tochterfirma des britischen Ölkonzerns Royal Dutch Shell PLC, gemeinsam mit der Firma Luminant Development, eine Tochtergesellschaft des texanischen Energieversorgers TXU Corp., in der besonders dünn besiedelten Gemeinde Briscoe County in der Panhandle-Region des Bundesstaates Texas den bisher weltweit größten Windpark mit einer Gesamtleistung von 3 GW plant.

Zugleich wollen die Partner hier auch ein Untergrund-Druckluftkraftwerk errichten, mit den in absatzarmen Zeiten Energie gespeichert werden kann. Die Umsetzung könnte innerhalb von fünf Jahren beginnen, hängt aber von der Ausweisung wettbewerbsfähiger Zonen für erneuerbare Energien ab, was durch die texanische Public Utility Commission (PUC) bis zum August erfolgen soll.

Im Februar 2009 folgt noch eine Meldung, der zufolge Shell noch immer der Ansicht ist, daß die Speicherung von Druckluftenergie für Windkraftanlagen rentabel sein könnte, weshalb das Unternehmen 2 Mrd. $ in eine Windfarm mit einer Nennleistung von 1 – 1,5 GW investieren will, ergänzt durch weitere 2 Mrd. $ für ein Druckluftspeichersystem mit entsprechender Kapazität in unterirdischen Kavernen. Weitere Details darüber gibt es nicht, es scheint daher bislang bei den Planungen geblieben zu sein.

Die New York State Electric & Gas Corp. (NYSEG) erhält im Februar 2008 eine Förderung in Höhe von gut 370.000 $ seitens der New York State Energy Research and Development Authority, um eine Studie über die unterirdische Druckluftspeicherung durchzuführen. Weitere 200.000 $ gibt es für ingenieurtechnische Untersuchungen eines optimierten Netzbetriebs und der Bestimmung möglicher Standorte.

Im November 2009 folgt eine Förderung durch das DOE in Höhe von 29,6 Mio. $, um einen Druckluftspeicher in einer Salzkaverne in Binghampton, New York, zu installieren. Die Gesamtkosten der Anlage werden auf 125 Mio. $ beziffert.

Die New York State Electric & Gas Corp. (NYSEG), eine 100 %-ige Tochtergesellschaft von Iberdrola USA, die ihrerseits eine 100 %-ige Tochtergesellschaft der spanischen Iberdrola S.A. ist, erhält im Februar 2008 von der New York State Energy Research and Development Authority (NYSERDA) eine Förderung in Höhe von 250.000 $ (andere Quellen: 370.000 $) um eine Studie über die Machbarkeit einer unterirdischen Druckluftspeicherung durchzuführen.

Weitere 200.000 $ gibt es für ingenieurtechnische Untersuchungen eines optimierten Netzbetriebs und der Bestimmung möglicher Standorte. Die ins Auge gefaßte Technologie eignet sich für Anlagen mit einer Leistung von 15 MW (unter Verwendung eines oberirdischen Luftspeichersystems) bis zu über 400 MW (unter Verwendung von unterirdischen geologischen Formationen als Speicher). In Verbindung mit dem Projekt steht auch eine Privatunternehmen des Erfinders Michael ,Mike’ Nakhamkin.

Mitte 2008 gründet die Public Service Enterprise Group Global LLC, eine Tochter der PSEG Energy Holdings, gemeinsam mit Nakhamkin das in Bridgewater, New Jersey, ansässige Joint-Venture Energy Storage & Power LLC (ES&P), um die „2. Generation der CAES-Technologie“ zu vermarkten, zu lizenzieren und weiter zu entwickeln. In den folgenden drei Jahren will man hierfür 20 Mio. $ investieren. Als bevorzugten Standort nennt das neue Start-Up den Bundesstaat New York, wo es neben neuen Windparks auch erschöpfte Salzbergwerke gibt, die sich gut als Druckluftspeicher eignen würden.

Nakhamkin war mit seiner 1987 gegründeten Firma Energy Storage Power Corp. (ESPC) schon für das Design und die Implementierung der Technologie der CAES-Anlage 1991 in McIntosh, Alabama, verantwortlich (s.o.), deren Patente 2006 abgelaufen sind. Inzwischen hat der Wissenschaftler das System weiterentwickelt und hält neue Patente für die nun CAES2 genannte Technologie (z.B. US-Nr. 7.406.828, 2008). Im Jahr 2009 wird Nakhamkin zusammen mit der ES&P mit dem Platts Global Energy Award ausgezeichnet.

Nakhamkin wird übrigens auch als Erfinder in einem Patent mit dem Titel ‚Advanced adiabatic compressed air energy storage system‘ genannt, das die Firma Synchrony Inc., ein Spezialist für Magnetlager und Hochgeschwindigkeitsmotoren und -generatoren in Salem, Virginia, im Jahr 2012 anmeldet, nachdem die Firma gerade von der Dresser-Rand Group Inc. übernommen worden war (US-Nr. 20130232974, veröffentlicht 2013). Letztere wird 2015 wiederum von der Siemens AG als Teil der Siemens Gas and Power (GP) übernommen, während die Synchrony Ende 2019 an die Firma Johnson Controls geht.

Im November 2009 wird bekannt, daß das US-Energieministerium (DOE) Fördermittel in Höhe von insgesamt 54 Mio. $ für zwei CAES2-Projekte bereitstellen wird, bei denen die von ES&P patentierte Technologie zum Einsatz kommt: eine 300 MW Anlage der PG&E in Kalifornien (s.u.) und eine 150 MW Anlage der NYSEG für den Standort Watkins Glen im Bundesstaat New York. Die Gesamtkosten des hier in einer Salzkaverne nahe der Stadt Reading in Schuyler County (anfangs: in Binghampton) geplanten Seneca Compressed Air Energy Storage Projekts werden auf 125 Mio. $ beziffert, von denen die Förderung einen Anteil von 29,6 Mio. $ tragen soll.

Dem Abschlußbericht vom September 2012 zufolge hatte das CAES2-Projekt in Reading drei Phasen, wobei das Ziel der im November 2010 begonnenen Phase 1 die Durchführung eines ‚Front-End-Engineering‘-Designs war, einschließlich der Bewertung von zwei Technologien sowie der Erstellung von Kapitalkostenschätzungen und Plänen für die Entwicklung der unterirdischen Salzkavernen. Die Kosten der 12-monatigen Phase 1 betragen 5 Mio. $.

Phase 2 hätte den Bau der Anlage umfaßt, während Phase 3 aus zwei Jahren kommerzieller Demonstration, Tests und Leistungsberichten bestanden hätte. Nach der technischen und finanziellen Bewertung der Phase 1 beendet die NYSEG das Projekt jedoch, da die Analyse nicht zeigt, daß es zu „einem nachhaltigen, positiven Nutzen für den Steuerzahler über die gesamte Projektdauer führen würde“.

Anderen Informationen zufolge wurde die Durchführbarkeitsstudie für eine unterirdisches 300 MW CAES-Kraftwerk im Bundesstaat New York durch die New York Power Authority (NYPA) in Zusammenarbeit mit dem Electric Power Research Institute (EPRI) durchgeführt, dem zufolge die Druckluftspeicherung zu diesem Zeitpunkt 700 – 1.000 $/kWh kostet. Außerdem würden 80 % der USA über eine für CAES geeignete Geologie verfügen. Der Schwerpunkt der vorliegenden Studie liegt auf abgebauten Salzkavernen, erschöpften Gasreservoirs und verlassenen Bergwerken in NYS.

Im Oktober 2012 teilt die NYSEG dem US-Energieministerium offiziell mit, daß sie das CAES-Projekt nicht weiterverfolgen wird. Als Grund wird angegeben, daß eine Reihe von standortspezifischen Problemen, einschließlich der Kosten für die Erschließung, sowie die Bedingungen auf dem Energiemarkt, einschließlich der Auswirkungen der preiswerten erdgasbefeuerten Erzeugung auf die Marktpreise, das Projekt unwirtschaftlich machen.

Allerdings ist zu erwähnen, daß die NYPA bereits im Juni 2012 den vorläufigen Entwurf einer unterirdischen CAES-Anlage im Versorgungsmaßstab abgeschlossen hat, die in Queens entstehen soll. Es ist geplant, daß die modulare 9 MW (andere Quellen: 10 MW) Demonstrationsanlage mit einer Leistung von 40,5 MWh anstelle eines geologischen Luftspeichers Stahlrohre zur oberirdischen Speicherung der Druckluft verwenden wird. Erforderlich sind etwa 3,2 km Rohre mit einem Durchmesser von 90 cm.

Eine Finanzierung durch die NYSERDA soll bereits im Juli erfolgen; Anbieter, Versorgungssponsor und Standort sind ebenfalls schon festgelegt; und der erste Spatenstich ist für den Zeitraum 2013 bis 2014 geplant. Es gibt zwar noch eine Meldung, daß sich das Projekt im Januar 2013 in der Anfangsphase des Baus befindet, doch später scheint man davon wieder abgekommen zu sein, es läßt sich jedenfalls nichts mehr darüber finden.

Was die zweite o.e. geplante CAES2-Anlage anbelangt, die der nordkalifornische Stromversorger Pacific Gas & Electric (PG&E) aus San Francisco errichten will, so war bereits im Mai 2009 gemeldet worden, daß man schon erste geologische Standortuntersuchungen durchgeführt habe. Zudem wurden mit der California Energy Commission Gespräche zur Unterstützung der Bodenerforschung geführt. Aktuell arbeite man an zwei Konzepten, einer unterirdischen 300 MW Anlage für 10 Stunden, sowie einer oberirdischen mit 15 MW für 2 Stunden, bei der die Druckluft in Tanks gespeichert wird.

Im November erhält die PG&E dann die o.g. DOE-Finanzierung in Höhe von 25 Mio. $ (andere Quellen: 54,5 Mio. $), um die Pläne der 300 MW CAES-Anlage voranzutreiben, die in Kern County nahe Bakersfield entstehen soll und deren Gesamtkosten auf rund 356 Mio. $ (andere Quellen: 480 Mio. $) geschätzt werden. Das Unternehmen hofft nun auf eine zusätzliche Unterstützung durch die California Public Utilities Commission (CPUC), um das Projekt bis Ende 2014 verwirklichen zu können.

Im Oktober 2015 veröffentlicht die PG&E eine Ausschreibung, und nach Eingang der Angebote im Juni 2016 sollen die Verhandlungen mit den in die engere Wahl gekommenen Bietern im August beginnen. Als Projektstandort wurde das erschöpfte Erdgasfeld in San Joaquin County ausgewählt und bereits einem Test zur Lufteinblasung und -entnahme unterzogen. Die Firma geht zu diesem Zeitpunkt davon aus, daß das Projekt zwischen 100 MW und 350 MW groß sein und eine Mindestspeicherdauer von vier Stunden haben wird. Tatsächlich ist danach aber nichts mehr über das Projekt zu hören.

Ein zusammenfassender Bericht erscheint im März 2018 unter dem Titel ‚Pilot-scale demonstration of advanced adiabatic compressed air energy storage, Part 1: Plant description and tests with sensible thermal-energy storage‘. Auch dieser ist im Netz abrufbar.

Die Southwest Solar Technology LLC (SST) aus Phoenix (später: Tempe), Arizona, arbeitet seit ihrer Gründung durch Herb Hayden im Jahr 2008 an einem System, das die Solarenergie nutzt um die aus überschüssiger Windenergie erzeugte und gespeicherte Druckluft bei ihrer anschließenden Expansion auf umweltfreundlichem Wege zu erhitzen.

Das Unternehmen verwendet hierfür eine Dish-Technologie in Form eines 23 m durchmessenden Parabolspiegels mit einer Fläche von mehr als 320 m², der die Druckluft auf eine Temperatur von bis über 900°C aufheizen soll. In Verbindung mit der CAES-Technologie könnte ein einziger Spiegel bis 200 kW leisten. Kooperationspartner ist die Firma Brayton Energy aus Hampton, New Hampshire, welche die Solarspiegel-Technologie unter dem Namen SolarCAT entwickelt hat.

Ein Prototyp des TurboSolar Power System wird südlich des Sky Harbor Flughafens von Phoenix errichtet, wobei die Druckluft allerdings durch einen separaten, elektrisch betriebenen Kompressor erzeugt wird, da sich der dortige Untergrund nicht für einen Tiefenspeicher eignet. Man hofft, mit dem Prototyp Investoren überzeugen zu können, in die Weiterentwicklung und Kommerzialisierung des Systems einzusteigen.

Im November 2010 gibt Southwest Solar zwar den Abschluß der Bauarbeiten an seinem Southwest Solar Research Park in Phoenix bekannt, doch hier werden in den Folgejahren aber nur noch Dish-Systeme getestet, während Hayden die SST im Jahr 2012 neu gegründet zu haben scheint. Von der Druckluftspeicherung ist hingegen nichts mehr zu hören.

Die Magnum Energy Storage LLC aus Salt Lake City plant ab dem Jahr 2008 einen riesigen unterirdischen Gasspeicher in der Wüste nördlich von Delta in Utah. Finanziert wird die Firma von Haddington Energy Partners III LP. Das Magnum Gas Storage genannte Projekt ist Teil des Western Energy Hub, der sich direkt über einem Salzstock in einer nominellen Tiefe von ca. 1 km befindet. Die dreidimensionale seismische Kartierung der Formation zeigt, daß der Salzstock mindestens 1,6 km dick und etwa 4,8 km breit ist.

Das Projekt Western Energy Hub soll mehrere Phasen und Dienste umfassen, um den Ausbau und die Nutzung erneuerbarer Energietechnologien zu unterstützen. Der Hub wird über Salzkavernen verfügen, in denen Erdgas und flüssige Energieprodukte (einschließlich raffinierter Produkte wie Flugbenzin, Diesel und Motorbenzin) unterirdisch lagern. So werden zwischen 2014 und 2018 von der Schwesterfirma Magnum Development fünf Kavernen vorbereitet, um 54 Milliarden Kubikfuß Erdgas (andere Quellen: Flüssigtreibstoffe) speichern zu können.

Das Projekt soll auch für eine Umsetzung der CAES-Druckluftspeichertechnik genutzt werden, doch erst im Mai 2019 unterzeichnen die Magnum Development, als Eigentümer des großen und geographisch seltenen unterirdischen Salzstocks, die Firma Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS) und der Gouverneur von Utah, Gary Herbert, die Absichtserklärung für den Start des mit 1 Mrd. $ bezifferten Projekts Advanced Clean Energy Storage (ACES) – als das „weltweit größte Projekt zur Speicherung erneuerbarer Energie.“

Im Rahmen von ACES soll in Verbindung mit einem Kombikraftwerk eine Energiespeicherung im Umfang von 1 GW sauberem Strom entwickelt werden, wobei sich der Standort in Millard in Zentral-Utah in strategischer Nähe zum Intermountain Power Project befindet und so positioniert ist, daß er sich unter Nutzung der bestehenden Infrastruktur nahtlos in das westliche Stromnetz der USA integrieren läßt.

Die MHPS plant, die Anlage mit Festoxid-Brennstoffzellen und großen Durchflußbatterien zu ergänzen, um sicherzustellen, daß sie rund um die Uhr, 365 Tage im Jahr, Energie speichern und bis zu 1 GW auf Netzniveau flexibel bereitstellen kann, um die Schwankungen der erneuerbaren Energien auszugleichen, die zunehmend auf den Markt drängen. ACES befindet sich noch in der Planungsphase, und erst der nächste Schritt, die Sicherung von Stromabnahmeverträgen, würde die Anteile aus erneuerbarem Wasserstoff, Brennstoffzellen, Durchflußbatterien und CAES bestimmen.

Dem aktuellen Stand zufolge planen die Unternehmen, bis 2025 eine erste 250 MW Phase der unterirdischen Speicherung zu realisieren.

Im Oktober 2008 findet an der Columbia University das erste Compressed Air Energy Storage (CAES) Scoping Workshop statt, gesponsert von der New York State Energy Research and Development Authority (NYSERDA). An dem zweitägigen Treffen nehmen 84 Experten teil, darunter viele der hier bereits genannten.

Die zweite Veranstaltung mit dem Titel 2nd Compressed Air Energy Storage (CAES) Conference & Workshop findet in gleicher Konstellation im Oktober 2010 statt, wobei diesmal 93 Teilnehmer verzeichnet werden.

Sehr viele Neuigkeiten sind nicht zu verzeichnen, allerdings stellt die in Boston, Massachusetts, beheimatete und 2009 von Timothy F. Havel gegründete Firma Energy Compression Inc. diesmal das Konzept einer neuen Art von CAES vor. Das Adsorptions-Enhanced CAES (AE-CAES) verwendet einen neuen thermodynamischen Zyklus, der auf Temperatur- statt Druckschwankungen basiert, auch minderwertige Abwärme oder Sonnenwärme nutzen kann, um Verluste auszugleichen, und sowohl Wärme und Kälte als auch mechanische Energie speichert.

Technisch gesehen speichert das AE-CAES Energie durch Adsorption von Druckluft in dem nano-porösen Material Zeolith. Dabei wird die Luft durch Abkühlung des Zeoliths auf Tiefkühltemperaturen adsorbiert und durch Erhitzen auf nahezu den Siedepunkt wieder freigesetzt. Das Verfahren ist sicher, da die adsorbierte Luft nicht explosionsartig freigesetzt werden kann, umweltfreundlich, da keine gefährlichen Stoffe benötigt werden, und kostengünstig, da alle Komponenten und Materialien allgemein verfügbar sind.

Das erste Patent der Firma trägt den Titel ‚Adsorption-enhanced compressed air energy storage‘ (US-Nr. 8.136.354, angemeldet 2010, erteilt 2012; s.a. US-Nr. 9.255.520, angemeldet 2013, erteilt 2016. Drüber hinaus sind aber keine weiteren Aktivitäten zu verzeichnen.

Im Februar 2009 wird in Idaho Falls das Center for Advanced Energy Studies (CAES) offiziell eingeweiht, ein Forschungs-, Bildungs- und Innovationskonsortium, das aus dem Idaho National Laboratory des Energieministeriums und den drei öffentlichen Forschungsuniversitäten von Idaho besteht: der Boise State University, der Idaho State University und der University of Idaho. Das Zentrum wird hier nur erwähnt, damit sein Kürzel keine Verwirrung stiftet. Die Recherche ergibt, daß man sich dort jedenfalls nicht mit der CAES-Technologie beschäftigt.

Eine weitere Form der CAES-Technologie verfolgt die 2009 von Robert Wayne Dickinson gegründete kalifornische Firma SEQEnergy LLC mit Sitz in San Francisco (o. San Rafael), die statt normaler Luft Kohlenstoffdioxid als Speichermedium nutzen will. Dabei geht man davon aus, daß das Vorhandensein großer Hohlräume nicht zwingend notwendig ist. Das Unternehmen erwähnt verschiedene Nano-Materialien wie z.B. Graphen, die bei dem firmeneigenen Prozeß produziert werden, ohne daß es bislang detaillierte Informationen oder Umsetzungspläne bekannt gibt.

Ein Patent mit dem Titel ‚Engineered, Scalable Underground Storage System and Method‘ nennt unter den Erfindern auch Dickinson (US-Nr. 20100098492, erteilt 2010). Mitte 2010 wir vor dieser Firma allerdings gewarnt, ohne daß sich Details über die Hintergründe finden lassen. Später verschwindet sie dann vollständig von der Bildfläche.

Im Gegensatz zu den meisten Ansätzen, bei denen die Druckluft mit Gas kombiniert in entsprechenden Turbinen ,verbrannt’ wird, verfolgt das in West Lebanon, New Hampshire, beheimatete Start-Up SustainX Energy Solutions (o. SustainX Inc.) eine andere Methode, bei der die elektrische Energieerzeugung direkt aus der Expansion der Preßluft erfolgt. Das 2007 aus dem Dartmouth College ausgegründete Unternehmen von Dax Kepshire und Benjamin R. Bollinger beschreibt seine Technik als isothermen Gaskreislauf, der mit einer stufenweisen hydraulischen Kompression und Expansion gekoppelt ist. Die Energie wird überirdisch gespeichert, was die langen Vorlaufzeiten für die ansonsten notwendigen Genehmigungen vermeidet. Außerdem würden die Kosten der Isothermal Compressed-Air Energy Storage (I-CAES) nur etwa die Hälfte der Kosten von konventionellen CAES-Anlagen entsprechen.

Die von RockPort Capital, Polaris Venture Partners, Angeli Parvi und der National Science Foundation mit rund 4 Mio. $ finanzierte Firma erhält im November weitere 5,4 Mio. $ vom DOE, um bis 2011 einen oberirdischen 4 MWh Druckluftspeicher zu errichten, dessen Gesamtkosten auf 10,8 Mio. $ beziffert werden. Die energiesparende modulare Druckluftspeicherung von SustainX soll in marktüblichen Frachtcontainern erfolgen.

Im September 2010 erhält das Unternehmen das erste einer ganzen Reihe von Patenten auf seine Technologie, bei dem es um Methoden zur Speicherung von Druckluft bei einer ,ungefähr konstanten’ Temperatur geht (US-Nr. 20100139277). Dabei wird bei der Kompression Wärme ab-, und bei der Expansion wieder zugeführt. Im November ist SustainX eine der zwölf Gewinner-Firmen des von GE und weiteren Venture Capital Unternehmen veranstalteten und mit 200 Mio. $ ausgestatteten Ecomagination Challenge Wettbewerbs, wobei sich SustainX mit den anderen Firmen die ersten 55 Mio. $ Preisgelder aufteilen darf, der genaue Anteil wird nicht bekannt gegeben.

Gemäß Berichten im März 2011 will das Unternehmen Mitte des Folgejahres mit dem Bau eines 1 MW Druckluftspeicherprojekts beginnen, wahrscheinlich in einem Kohlekraftwerk, und zwar in Zusammenarbeit mit der AES Energy Storage LLC aus Arlington, einer Tochtergesellschaft der AES Corp. und der erste Kunde der SustainX.

Nun ist auch zu erfahren, daß die Firma ab August 2010 an ihrem Hauptsitz eine 40 kW Anlage getestet hat, die kein Erdgas benötigt und die die spezielle Technologie unter Beweis stellt, bei der die Luft während des Kompressions- und Speichervorgangs mit Wasser besprüht wird, um sie auf einer konstanten Temperatur zu halten. Die Wassersprühung soll die Energieeffizienz des Prozesses zudem von 54 % auf 95 % erhöhen. Ein ähnlicher Ansatz wird auch von der Firma  LightSail Energy verfolgt (s.u.).

Außerdem kann die SustainX in einer neuen Finanzierungsrunde 14,4 Mio. $ von ihren Investoren einnehmen, darunter der GE Energy Financial Services u.a.

Einer Meldung vom April 2012 zufolge will SustainX die Druckluft in einer besonderen Art von Röhren speichern, womit das System in Grunde überall einsetzbar wäre.

Die entsprechende Technologie läßt man sich von der University of Minnesota (UMN) lizenzieren, wo sie von Prof. Perry Li mit Mitteln der National Science Foundation (NSF) entwickelt worden war. Li hatte zusammen mit seinen Kollegen bereits 2006 mit der Arbeit an einem hydraulischen Hybridfahrzeug begonnen. Als das Team für diesen Zweck ein System entwickelt, das Druckluft in einem beliebigen Behälter speichert, der einem hohen Druck standhält und die Luft auf einer konstanten Temperatur hält, erkennen es, daß die isothermische Druckluftspeicherung (ICAES) besser für die Energiespeicherung im Netz geeignet ist.

Im September 2013 melden die Fachblogs, daß die SustainX den „weltweit ersten isothermischen Druckluftspeicher im Megawatt-Maßstab“ in Betrieb genommen hat, der Druckluft in großen Rohren speichert, wie sie auch bei Erdgasleitungen verwendet werden, und 1,65 MW Leistung liefert. Das ebenfalls am Firmenstandort angesiedelte und netzverbundene Projekt wird mit 5,4 Mio. $ vom Energieministerium und mindestens nochmal so viel von der SustainX selbst finanziert, welche die Demonstrationsanlage nutzen wird, um Betriebsdaten zu sammeln und die Technologie potentiellen Investoren und Kunden vorzustellen.

Die Basis der S165 genannten SustainX-Maschine ist die untere Hälfte eines Dieselmotors, wie er normalerweise bei Schiffsantrieben verwendet wird. Um Energie zu speichern, dreht ein Permanentmagnet-Motor-Generator die Kurbelwelle des Motors und treibt die sechs darüber liegende Kolben an. Diese komprimieren eine Kombination aus Luft und schaumigem Wasser, die dann in die Speicherrohre gepumpt wird. Wenn Strom benötigt wird, wird die Luft freigesetzt, die die Kolben antreibt und den Generator dreht, um Strom zu erzeugen.

Indem zur Stromerzeugung Kolben statt Turbinen einsetzt werden, lassen sich die Kosten senken. Außerdem können Gasturbinen nur in einem engen Bereich von Luftdrücken Strom erzeugen, während Kolben in einem größeren Bereich arbeiten. So funktionieren sie auch dann noch, wenn der Druck im Tank bereits zu niedrig ist, um eine Turbine anzutreiben.

Das Firma geht davon aus, daß die ersten kommerziellen Anlagen im nächsten Jahr in China installiert werden, wobei eine typische Konfiguration zwischen 10 und 20 MW bietet und 4 – 6 Stunden Energie speichern kann.

Statt weitere Erfolge zu feiern, wird die SustainX im März 2015 von der Firma General Compression (s.o.) übernommen – und verschwindet umgehend ebenfalls wie diese von der Bildfläche. Allerdings wird am 1. April noch ein im Netz einsehbarer, 50-seitiger ‚Technology Performance Report – SustainX Smart Grid Program‘ veröffentlicht, der die kommerzielle Reife des System belegen soll und in welchem auch die 41 Patente des Unternehmens aufgeführt werden. Ansonsten ist nie wieder etwas darüber zu hören.

Ein weiteres Unternehmen, das sich mit der CAES-Technologie beschäftigt, ist die 2009 gegründete Firma Dakota Salts LLC aus Denver (später: Bismarck) in Colorado, eine Tochter der britischen Sirius Exploration PLC (später: Anglo American PLC).

Das Unternehmen, das sich primär mit dem Salz- und Mineralabbau befaßt und sich in unmittelbarer Nähe zur geplanten 2 GW Hartland Wind Farm LLC befindet, beabsichtigt ein System zu entwickeln, das unter Einbezug der Druckluftspeicherung bis zu 4,8 GW erzeugen kann. Die Bergbaukavernen könnten aber auch Kohlendioxid aus North Dakotas Kohlekraftwerken oder Erdgas aus den Ölfeldern des Staates speichern. Man hofft, noch in diesem Jahr die Genehmigungen zu erhalten und 2010 mit dem Bau beginnen zu können. Was sich aber als nicht durchführbar erweist.

Im April 2010 gewährt die Industrial Commission of North Dakota im Rahmen ihres Programms für erneuerbare Energien einen Zuschuß in Höhe von 225.000 $ an die Sirius bzw. die Dakota Salts für die Durchführung von Machbarkeitsstudien zur Nutzung von Salzkavernen in North Dakota für CAES-Projekte. Die Firma hatte den Zuschuß gemeinsam mit dem Electric Power and Research Institute (EPRI) sowie der Schlumberger Ltd. und der Tetra Tech beantragt.

Es wird davon ausgegangen, daß die Durchführbarkeitsstudien innerhalb eines Zeitraums von acht Monaten abgeschlossen werden. Ziel sind erstens eine fortgeschrittene geomechanische Durchführbarkeitsstudie zur Charakterisierung der Kali-/Salzlagerstätten in North Dakota im Hinblick auf ihre Nutzung als Energiespeicher (Bulk Energy Storage, BES) und zweitens eine Kosten-Nutzen-Analyse für die Installation einer CAES-Speicheranlage zur Integration von Windkraftanlagen.

Der 160-seitige Abschlußbericht, der im September 2011 erscheint, ist im Netz einsehbar (‚Compressed Air Energy Storage feasibility in North Dakota‘). Weiter ist das Projekt bislang nicht gediehen.

Eine ähnliche Innovation wie die der o.g. Firma BrightEarth Technologies wird Ende 2009 von Forscher der University of Nottingham um Prof. Seamus Garvey präsentiert, der sich auch mit schwimmenden Offshore-Windkraftanlagen beschäftigt. An dem Integrated Compressed Air Renewable Energy Systems (ICARES) wird seit 2006 gearbeitet, wobei die Entwicklung ab 2008 mit einer finanziellen Unterstützung von E.ON International Research in Höhe von 310.000 € erfolgt.

Bei dem System wird Offshore-Windenergie genutzt, um am Meeresboden verankerte Säcke aus luftdichten Kunststoff- und Textilmaterialien namens Energy Bags (o. Wind Bags) mit Druckluft zu befüllen, welche dann bei Bedarf einen Generator antreibt um Strom zu erzeugen. Optimal ist, wenn sich die Beutel - jeweils so groß wie zehn Doppeldecker-Busse - in etwa 500 m Tiefe befinden, da die Luft hier mit einem Druck von 50 bar gespeichert wird, der dem äußeren Wasserdruck entspricht.

Die optimalen Abmessungen für Energiesäcke sind etwa 20 m im Durchmesser und jeder hat ein Volumen (wenn er voll ist) von etwa 4.000 m³. Die Ballons, die von Ballast-gefüllten Stahlkonstruktionen in der Tiefe gehalten werden, bestehen aus einem hochperformanten Kunstgewebe, das in der Luft- und Raumfahrtechnologie verwendet und von dem Unternehmen Thin Red Line Aerospace hergestellt wird. Ein Energy Bag, in einer Tiefe von 600 m und einem Durchmesser von ca. 16 m, hat ein angegebenes Speichervolumen von 70 MWh.

Garvey startet im März 2010 das Spin-off-Unternehmen Nimrod Energy Ltd., um die besonders für Länder mit relativ tiefen küstennahen Gewässern geeignete Technologie weiterzuentwickeln und zu vermarkten. Als Energiequelle für die Druckluft nennt er neben dem Wind auch die Gezeitenenergie sowie Meeresströmungen, wobei die Luft auf direktem Wege mittels eines hydraulischen Widders komprimiert werden soll. Die Patente behält die Universität, die in die Entwicklung dieser Technologie investiert hat.

Mitte 2010 beginnen die praktischen Versuche, und in den Jahren 2011 und 2012 werden drei Prototyp-Energiesäcke im verkleinerten Maßstab getestet. Im ersten Test werden zwei Exemplare mit einem Durchmesser von 1,8 m in einen 15-Tonnen-Süßwassertank getaucht und über 400 vollständigen Aufblas- und Entleerungszyklen unterzogen. Dabei funktionieren die Energy Bags im Allgemeinen erwartungsgemäß, obwohl sich durch ein geringfügiges Luftleck Wasser in der pneumatischen Füll-/Ablaßleitung des Beutels ansammelte, die ursprünglich mit dem Boden verbunden ist.

Im zweiten Test wird ein Energiesack mit einem Durchmesser von 5 m im Europäischen Meeresenergiezentrum (EMEC) vor den schottischen Orkney-Inseln in 25 m Tiefe in Meerwasser getaucht, um die Idee, deren Wirkungsgrad bei 90 % liegen soll, unter Realbedingungen auf ihre Praxistauglichkeit zu prüfen. Zwar erleidet der Energy Bag schon beim ersten Einsatz einige Schäden, die repariert werden müssen, wird danach aber noch mehrmals eingesetzt und getestet und zeigt auch nach mehreren Monaten auf See noch gute Leistungen.

Im Jahr 2014 veröffentlichen Garvey und seine Kollegen Andrew J. Pimm und Maxim de Jong einen Bericht unter dem Titel ‚Design and testing of Energy Bags for underwater compressed air energy storage‘, und im Laufe der Folgejahre veröffentlicht Garvey noch eine Vielzahl weiterer Artikel über CAES- und andere Energiespeichersysteme. Über eine Fortsetzung der praktischen Arbeit läßt sich aber nichts finden.

Die Idee treibt aber noch diverse andere Personen an. Im Jahr 2010 gehört beispielsweise der ehemalige Raketeningenieur Scott Frazier zu den Gründern der in Arvada, Colorado, beheimateten Firma Bright Energy Storage Technologies LLP (BEST), welche ebenfalls die Technologie umsetzen möchte, komprimierte Luft in langen, flexiblen Beuteln in Form einer riesigen Seegurke zu speichern, die aus einem Verbundwerkstoff aus kurzen Glasfasern in einer Matrix aus einem Polymermaterial bestehen und auf dem Meeresboden oder dem Grund von Süßwasserreservoirs verankert sind.

Ob die Firma etwas mit der o.g. BrightEarth Technologies zu tun hat, ließ sich nicht herausfinden, liegt aufgrund der Namensähnlichkeit und desselben Bundesstaates aber nahe.

Die BEST und das Engines and Energy Conversion Laboratory an der Colorado State University schlagen vor, die Machbarkeit eines maßgeschneiderten reversiblen Kompressors für den Einsatz in Druckluftspeichersystemen zu demonstrieren. Das vorgeschlagene Design kombiniert eine sehr leichte Rotationskompressor-Konstruktion mit einem extrem hohen Durchflußvolumen, was ein hocheffizientes Gerät zu extrem niedrigen Kosten ermöglicht, etwa eine Größenordnung günstiger als die separaten Kompressor/Expander-Systeme, die derzeit in Druckluftspeichersystemen verwendet werden.

Zur Umsetzung gibt es 2011 eine Förderung in Höhe von 80.000 $. Außerdem wird die Bright Energy in diesem Jahr mit dem Iberdrola-Perseo-Preis für die weltweit führende neue Energiespeichertechnologie ausgezeichnet. Immerhin behauptet die Firma, daß sie auf einem Quadratkilometer Meeresboden in 140 m Tiefe genug Luft für etwa 1 GWh Strom speichern kann.

Der erste Prototyp des Unternehmens, der für die U.S. Navy auf Hawaii gebaut wird, verwendet einen modifizierten Lkw-Motor, um Luft in oberirdische Tanks zu pumpen. Kooperationspartner ist das 2007 gegründete Maschinenbauunternehmen Czero in Fort Collins, das auf die Frühphase der Forschung und Entwicklung bis hin zu Prototypen für fortschrittliche Technologien spezialisiert ist. Wenn sich die Maschine als praktisch erweist und auch den erwarteten Wirkungsgrad von 70 – 78 % erreicht, planen die Bright Energy und die Navy den Bau eines zweiten Prototyps, der Luft unter Wasser speichert.

In einem Artikel vom Februar 2013 erklärt das Unternehmen, daß es mit den Testergebnissen der letzten zwei Jahre sehr zufrieden sei – ohne irgendwelche Details bekanntzugeben –, und daß man Anfang 2014 die ersten kommerziellen Projekte für Stromabnehmer auf den hawaiianischen Inseln bauen wird. Zudem ist zu erfahren, daß die Bright Energy bereits über 30 US-amerikanische und internationale Patente erhalten habe, und weitere sind in Vorbereitung (z.B. US-Nr. 10.364.938, angemeldet 2015, erteilt 2019).

Doch auch im vorliegenden Fall hört man danach nie wieder etwas über diesen Ansatz – während sich die Bright Energy nur noch mit der thermischen Energiespeicherung beschäftigt.

Schon im August 2010 erscheinen dagegen die nächsten Berichte über die gleiche Grundtechnologie. Diesmal sind es Forscher der Technischen Universität Dänemark (DTU) um Prof. Ole Hededal, die Windenergie in riesigen Kunststoffsäcken speichern. Bei dem in Südjütland angesiedelten Forschungsprojekt werden riesige, unter Sanddünen vergrabene Luftsäcke mit Hilfe von windbetriebenen Kompressoren gefüllt. Die komprimierte Luft wird dann freigesetzt, um mit Hilfe eines Pumpen- und Turbinensystems wieder Strom zu erzeugen.

Bei einem ersten Test, der in einem 5 x 5 m großen Raum durchgeführt wird, liegt die Effizienz bei 97 %, während ein späterer, größerer Test einen Wert von sogar 99,5 % ergibt. Hier wird ein 50 x 15 m großer Luftsack verwendet, der bis zu 34 kW Windenergie aufnehmen kann. Leider lassen sich keinerlei Belege für diese Angaben finden – und weiterverfolgt worden scheint das Projekt auch nicht zu sein.

Ebenfalls im Jahr 2010 wird von Cameron Lewis und Curtis VanWalleghem das Start-Up Hydrostor Inc. mit Sitz in Toronto, Kanada, gegründet, das die ausgereifte CAES-Technologie verbessert, indem es „Emissionen eliminiert, die Effizienz erhöht und eine Standortflexibilität bietet“. Hierfür wird das Produkt Advanced Compressed Air Energy Storage (A-CAES) entwickelt, das auf dem „Einsatz bewährter Konstruktionstechniken mit bekannter Standardausrüstung und der ausschließlichen Verwendung von Luft, Schwerkraft und Wasser“ basiert, wie es in der Selbstdarstellung der Firma heißt.

Das Konzept von Hydrostor umfaßt große röhrenförmige Ballons aus Nylongewebe von der Größe eines Busses, die mittels Ballast 80 m oder tiefer unter Wasser verankert werden. An der Oberfläche pumpt ein Kompressorsystem mit Hilfe von günstigem Strom Luft mit hohem Druck in die Ballons – und wenn Strom benötigt wird, wird die Luft aus den Ballons abgelassen und zurück zu einer Turboexpander-Turbine an der Oberfläche geleitet, die Strom erzeugt.

Das Unternehmen geht davon aus, daß etwa 200 dieser ‚air accumulators‘ genannten Unterwasserballons ein Underwater Compressed Air Energy Storage (UW-CAES) System bilden würden, das groß genug wäre, um vier Stunden lang 2 MW zu liefern. Um die Umweltauswirkungen auf das Gewässer zu bewerten, müssen aber noch Studien durchgeführt werden. Es wird geschätzt, daß der Wirkungsgrad des Systems in der Größenordnung von 70 % liegt.

Im September 2014 wird berichtet, daß die Hydrostor mit der WEB Aruba N.V. einen Stromabnahmevertrag  für eine UW-CAES-Anlage unterzeichnet hat. Das Projekt soll noch in diesem Jahr in der Nähe von Arubas Vader Piet Wind Park an der Südostküste der niederländischen Karibikinsel Aruba vor der Küste Venezuelas installiert werden. Daneben spricht Hydrostor auch mit anderen Inseln über Solar- und Speicherkraftwerke im Bereich von 2 – 5 MW. Es läßt sich aber nichts darüber finden, daß es je zu einer Umsetzung dieser Pläne gekommen ist.

Nach einer Entwicklungszeit von fünf Jahren wird im November 2015 gemeldet, daß die Hydrostor gemeinsam mit mit dem kanadischen Energieversorger Toronto Hydro als erstes Projekt offiziell eine 1 MW Versuchsanlage in Betrieb genommen habe, deren sechs riesige Luftsäcke in einem Abstand von 2,5 km zur Küste und in einer Wassertiefe von 55 m auf dem Boden des Lake Ontario verankert sind.

Der Ballast, der erforderlich ist, um einen kommerziellen Energiesack am Seeboden zu halten, entspricht dem Äquivalent von 130.000 m³ Beton – oder etwa dem 3,6-fachen Volumen des Energiesacks selbst. Für die Installation der Ballons, die eine leichte Abwandlung der für die Schiffsbergung verwendeten Ballons sind, ist hingegen nur ein Schlepper erforderlich.

Die Kapazität der ursprünglich für 2 MW genehmigten Toronto Island Demonstration Facility, die nun in einen zweijährigen Pilotbetrieb geht, beträgt 660 kWh. In der Folge gilt es herauszufinden, wie hoch der Energieverlust bei der Umwandlung ist. Das Unternehmen nimmt daraufhin eine Verbesserung vor und installiert einen Wärmetauscher, welcher die während der Kompression entstehende Wärme ebenfalls nutzbar macht – was die Effizienz von etwa 60 % auf bis zu 80 % steigert.

Das Unternehmen, das in Zukunft Speicher von 5 – 100 MW anbieten will, sobald die Technik ausgereift ist, hat bisher rund 5 Mio. $ durch eine Seed-Runde und eine von ArcTern Ventures geleitete Finanzierungsrunde A erhalten. Außerdem wird es durch den MaRS Cleantech Fund unterstützt und erhält etwa 10 Mio. $ an staatlichen Zuschüssen.

Im April 2017 meldet die Hydrostor, daß sie ein neues Druckluftspeichersystem entwickelt habe, das nur halb so viel kostet wie Batterien und gleich teuer ist wie ein neues erdgasbetriebenes Kraftwerk. Das System mit dem Namen Hydrostor Terra nutzt überschüssigen Strom, um Luft zu komprimieren und in speziell konstruierten Tanks unter der Erde zu speichern – wie man dem Namen bereits entnehmen kann.

Diese Verlagerung hin zu unterirdischen Kavernen verbessert die Standortmöglichkeiten der Technologie erheblich. Durch das auch hier installierte Wärmenutzungssystem wird ein Wirkungsgrad von 70 % erreicht. Von den Unterwasser-Ballons ist hingegen hie wieder etwas zu hören.

Das neue A-CAES nutzt einen geschlossenen Kreislauf, um das System während des Betriebs auf einem konstanten Druck zu halten und eine hydrostatische Kompression zu sorgen: Die Speicherkaverne ist teilweise mit Wasser gefüllt, und während die Druckluft eingeleitet wird, wird das Wasser in einen separaten Ausgleichsbehälter gedrückt. Später, wenn die Luft benötigt wird, wird das Wasser wieder in die Luftspeicherkaverne gepumpt, wodurch die Luft in Richtung Turbine verdrängt wird.

Um die unterirdischen Tanks zu bauen und Wasser aus einer externen Quelle einzuleiten, das die Druckluft verdrängt, arbeitet die Hydrostor mit dem multinationalen Ingenieurbüro AECOM zusammen, die die Terra-Technologie lizenziert und lizenziert als Auftragnehmer für die Planung, Beschaffung und den Bau fungieren wird. Außerdem ist das Unternehmen eine Finanzierungspartnerschaft mit Canoe Financial eingegangen – sowie mit den Firmen NRStor Inc. und Gravity Renewables Inc., um die Entwicklung der Projekte in Kanada und in den Vereinigten Staaten zu unterstützen.

Im September 2019 wird berichtet, daß die Hydrostor Finanzmittel in Höhe von 37 Mio. $ erhalten hat – als eine Mischung aus Eigenkapital, Fremdkapital, Projektentwicklungs- und Barmittelverpflichtungen, die von Elemental Energy Inc., ArcTern Ventures, MaRS Catalyst Fund und Lorem Partners kommen – um bestehende Projekte weiter voranzutreiben. Daneben werden strategische Partnerschaften mit dem Infrastruktur-Investor Meridiam und dem Ölfelddienstleister Baker Hughes bekannt gegeben, der ebenfalls in die Hydrostor investiert.

Nach zweijähriger Bauzeit wird im November in Goderich ein vollautomatisches 2 MW System für Ontarios Independent Electricity System Operator (IESO) offiziell eingeweiht, das im August 2020 seinen kommerziellen Betrieb aufnimmt und als die weltweit erste A-CAES-Anlage gilt, die Einnahmen generiert. Die Anlage verwendet eine unterirdische Kaverne, hat eine Spitzenleistung von 1,75 MW, eine Ladeleistung von 2,2 MW und bietet eine Speicherkapazität von über 10 MWh.

Die Hydrostor nutzt die Anlage in Toronto auch als Forschungs- und Entwicklungsprojekt, um das Konzept der Anlage in Goderich zu validieren. Nach Angaben des Unternehmens wird in der Anlage in Toronto der A-CAES-Ansatz für den hydrostatischen Ausgleich der Luftspeicherung unter Verwendung von Unterwasser-Speicherbehältern demonstriert.

Bereits im Februar 2019 war gemeldet worden, daß das Unternehmen seine dritte Anlage in Südaustralien bauen wird – als kommerziell betriebenes und netzverbundenes 5 MW Vorzeigeprojekt, um Kunden und mehr Öffentlichkeit zu gewinnen. Die Hydrostor kann das 10 MWh Projekt auf dem Gelände der stillgelegten Angas-Zinkmine wirtschaftlich realisieren, da ein bestehender Minenschacht mit der Tiefe und den Spezifikationen genutzt wird, die Hydrostor als optimal ermittelt hat. Das spart die Kosten der Ausgrabungsarbeiten.

Zur Umsetzung erhält das Unternehmen 6 Mio. $ von der Australian Renewable Energy Agency (ARENA) und 3 Mio. $ vom Renewable Technology Fund der südaustralischen Regierung. Den Rest wird die Hydrostor selbst bezahlen. Es ist geplant, den Druckluftspeicher Anfang bis Mitte 2020 fertigzustellen. Eine Planungsgenehmigung liegt bereits vor. Um die Technologie weiter zu fördern, wird die fertige Anlage auch ein Besucherzentrum umfassen.

Global hat die Firma, die sich bereits als „der weltweit führende Entwickler von Energiespeichern im industriellen Maßstab“ bezeichnet, zu diesem Zeitpunkt mehr als 15 Standorte in der Entwicklungspipeline und bereits Angebote für mehrere 200 MW Systeme mit einer Laufzeit von 6 Stunden sowie für ein 300 MW System mit einer Laufzeit von 12 Stunden abgegeben.

Im April 2021 folgen Berichte, daß das kanadische Ministerium für natürliche Ressourcen die Entwicklung eines groß angelegten 300 – 500 MW A-CAES-Projekts mit rund 4 Mio. CA$ unterstützt, das bis zu 12 Stunden Energie speichern kann. Zusätzliche Mittel um die ersten Entwurfs- und Konstruktionsarbeiten zu finanzieren, kommen von der Sustainable Development Technology Canada, einer von der Regierung gegründeten Stiftung. Der genaue Standort des Projekts in Ontario ist noch nicht bekannt.

Darüber hinaus sollen in Kalifornien zwei neue Druckluftspeicher mit einer Leistung von jeweils 500 MW und einer Kapazität von 4 GWh (andere Quellen: 5 GWh) entstehen – mit einer Gesamtinvestition von 1,5 Mrd. $. Gemäß den Gesprächen mit der Southern California Public Power Authority wird die erste Anlage in Rosamond gebaut und soll, wenn alles nach Plan läuft, 2026 in Betrieb gehen. Der genaue Standort der zweitem Anlage ist noch nicht spezifiziert.

Im Juni 2021 veröffentlicht die Hydrostor eine von der Energieberatungsfirma Acil Allen im Auftrag durchgeführte Studie, aus der hervorgeht, daß eine in der Nähe von Broken Hill, einer Bergbausiedlung mit knapp 17.600 Einwohnern im äußersten Westen des australischen Bundesstaats New South Wales (NSW), geplante A-CAES-Druckluftspeicheranlage über einen Zeitraum von 40 Jahren 457 Mio. $ in die Stadt pumpen wird – was eine interessante Rechnung ist, denn das Projekt selbst wird voraussichtlich ca. 450 Mio. $ kosten.

Um bis zu 200 MW Energie zu speichern, soll ein ehemaliges Bergwerk umgewidmet werden. Die Firma hofft, die intensivste Phase des Projekts – den Bau – schon im nächsten Jahr beginnen zu können, um das gemeinsam mit dem Beratungsunternehmen Energy Estate entwickelte Broken Hill Energy Storage Centre bis 2025 abzuschließen, das bis zu 1.600 MWh über einen Zeitraum von acht Stunden liefern soll.

Meldungen vom August 2021 zufolge erhält die Hydrostor von der BDC Capital der Bundesregierung einen Betrag von 10 Mio. $, um die aktuellen vier Druckluftspeicherprojekte voranzutreiben, die das Unternehmen in Kanada, den Vereinigten Staaten und Australien entwickelt. Die Gelder werden u.a. für technische Studien, Genehmigungen und Konsultationen mit den Gemeinden verwendet.

Im November reicht die Hydrostor hat bei der California Energy Commission (CEC) den Zertifizierungsantrag für ein A-CAES-Energiespeicherprojekt ein, dessen Investitionskosten sich voraussichtlich auf 800 – 820 Mio. $ belaufen werden. Die 400 MW Anlage mit dem Namen Pecho Energy Storage Center nahe der Stadt Morro Bay im San Luis Obispo County wird in der Lage sein, acht Stunden lang bis zu 3.200 MWh Strom zu liefern.

Da das 2,2 GW Kernkraftwerk Diablo Canyon – die letzte verbleibende Atomanlage des Staates – 2024/2025 abgeschaltet werden soll, wird der neue Druckluftspeicher voraussichtlich 2026 (später: 2027) in Betrieb gehen.

Nur einen Monat später, im Dezember 2021, reicht die Hydrostor den Antrag für die zweite Druckluftspeicheranlage in Kalifornien ein, das 500 MW Gem Energy Storage Center, das 975 Mio. $ kosten und nördlich von Los Angeles in Kern County errichtet werden soll. Es wird über einen Zeitraum von acht Stunden bis zu 4.000 MWh liefern können. Auch dieses Projekt soll im Jahr 2026 ans Netz gehen.

Die jüngste Meldung stammt vom Januar 2022 und bedeutet einen Durchbruch für das gesamte Segment der CAES-Technologie. Demnach investiert die Goldman Sachs Asset Management einen Betrag von 250 Mio. $ in Hydrostor, um die Projekte in Australien und Kalifornien zur Speicherung von Druckluftenergie voranzutreiben. Goldman Sachs wird die Investition in Tranchen finanzieren, die an Projektmeilensteine gebunden sind, um den Kapitalbedarf von Hydrostor zu decken und die Projektdurchführung während der Entwicklung, des Baus und des Betriebs zu beschleunigen.

Zurück zur allgemeinen Chronologie: Die 2004 von den Gebrüdern Brendan und Eamonn McGrath sowie Barry Gavin gegründete Gaelectric Holdings PLC ist eine Gruppe von Unternehmen in Dublin, Irland, die in verschiedenen Bereichen der Erneuerbaren Energie und der Energiespeicherung aktiv sind, hauptsächlich in Nordirland, in der Republik Irland und in Nordamerika. Anfang 2010 hat die Gaelectric ein Windenergie-Portfolio mit verschiedenen Projekten in Irland, von denen der erste Windpark Ende des Jahres in Betrieb geht.

Später untersucht die 2015 in Dublin gegründete Unternehmenstochter Gaelectric Energy Storage Ltd. (GES) das Potential der CAES-Technologie, die in Form einer 140 MW Anlage in Nordirland und mehreren Projekten in Montana in den USA entwickelt werden soll.

Bereits im Juli erhält das Unternehmen einen EU-Zuschuß in Höhe von 6,5 Mio. € für Arbeiten, die das Front-End-Engineering und die Planung eines 330 MW CAES-Projekts nahe der Hafenstadt Larne am nördlichen Ende der Halbinsel Islandmagee in Nordirland, wo die Druckluft in drei 230.000 m³ fassenden Salzkavernen angelegten Kavernen in geologischen Salzlagerstätten in einer Tiefe von etwa 1,5 km gespeichert werden soll. Die Pläne für den Bau des Demonstrationsprojekts werden im Dezember beim nordirischen Ministerium für Infrastruktur eingereicht.

Im August 2016 erhält das Unternehmen nochmals EU-Fördermittel aus dem Connecting Europe Facility (CEF) Fonds in Höhe von 8,28 Mio. € als Zuschuß für die Durchführung einer Erkundungsbohrung und weiterer detaillierter Studien zur Auslegung und kommerziellen Struktur. Den Mitteln folgen im April 2017 weitere 90 Mio. €, um die Realisierung des Energiespeicherprojekts zu unterstützen.

Nachdem eine potentielle 50-%ige Beteiligung an der Gaelectric durch die CGN Europe Energy S.A.S. (CGNEE), dem Investitionszweig für erneuerbare Energien der China General Nuclear Power Group (CGN), nicht zustande kommt, wird das Unternehmen im Oktober 2017 zum Verkauf angeboten. Die Schulden der Firma hatten Ende März bereits über 317 Mio. $ betragen. Im Oktober 2018 stimmen die Geldgeber der Liquidation von Gaelectric zu und ermöglichen so den Verkauf ihrer Vermögenswerte.

Im August 2019 ist dann zu erfahren, daß die KPMG, der Insolvenzverwalter der Gaelectric, den Planungsantrag für das 330 MW CAES-Projekt in Larne zurückgezogen hat. Das Unternehmen hatte noch gehofft, einen Käufer für das Projekt zu finden, was jedoch nicht gelungen ist. Inzwischen ist die Gaelectric auch im Netz nicht mehr existent.

Ebenfalls Anfang 2010 erweitert das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) die Forschungsförderung um den Schwerpunkt Stromspeicher. Eines der ersten geförderten Projekte ist die Entwicklung und der Bau eines adiabaten Druckluftspeichers durch ein Firmenkonsortium. An dem Projekt ADELE (Adiabater Druckluftspeicher für die Elektrizitätsversorgung) beteiligen sich RWE Power AG, General Electric, Züblin, Ooms-Ittner-Hof GmbH, Erdgasspeicher Kalle GmbH und das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), die gemeinsam eine Summe von 10 Mio. € investieren.

Anderen Informationen zufolge sagt das Konsortium unter der Leitung von RWE einen Betrag von 40 Mio. € für dreieinhalb Jahre zu, um das hocheffiziente CAES-System zu entwickeln, das die beim Verdichtungsprozess entstehende Wärme in großen, mit Keramikmaterial gefüllten thermosystemartigen Behältern speichert.

Ziel ist die Errichtung einer ersten großtechnischen Demonstrationsanlage in Staßfurt in Sachsen-Anhalt ab 2013, die über eine Speicherkapazität von 1 GWh verfügt und fünf Stunden lang eine elektrische Leistung von bis zu 200 MW erbringen kann. Anders als in Huntorf soll bei ADELE in der Gasturbine kein Brennstoff zugefeuert werden, statt dessen ist die Turbine als reine Expansionsturbine ausgelegt. Der Wirkungsgrad soll 66 - 68 % erreichen, während die Kaverne, die für ADELE im Salzstock ausgespült wird, eine Höhe von ca. 300 m haben wird. Der Standort gilt übrigens als Wiege des weltweiten Kalibergbaus, der hier in Jahr 1851 begonnen hat.

RWE geht von einem Bedarf von 20 - 30 Anlagen in Deutschland aus, um die Netzspannung bei regenerativer Strom-Vollversorgung stabil zu halten. Ideal ist, daß die Salzstockfelder in Nord- und Mitteldeutschland geographisch nah an zukünftigen großen Windparks liegen. Nach Vorstellung der Bundesregierung soll der großtechnische Einsatz der CAES-Technologie ab 2020 erfolgen, wobei neue Speicherkraftwerke auch von den Netzentgelten befreit werden sollen.

2013 wird die Entwicklungsphase mit einem Investitionsvolumen von 12 Mio. € abgeschlossen, woraufhin im gleichen Jahr das Anschlußprojekt ADELE-ING auf den Weg gebracht wird, das auf eine Laufzeit von dreieinhalb Jahren ausgelegt und mit einem Budget von 40 Mio. € ausgestattet ist. Seine Ergebnisse werden ausschlaggebend für eine mögliche Investitionsentscheidung sein.

Im Frühjahr 2015 gibt RWE allerdings bekannt, daß die Planungen für die Pilotanlage in Staßfurt „mangels konkreter Marktperspektiven“ eingestellt werden.

Nebenden vielen Großprojekten möchte ich aber auch auf das Konzept einer Druckluftspeicherung mit Integrierter Stromerzeugungs-Anlage (LUISA) hinweisen, auf das mich Frank Lessing aus Dresden, Mitglied im Deutschen Solarverein, im November 2010 aufmerksam gemacht haz. Bei dem Konzept ist insbesondere das Prinzip der individuellen Speicherung von Haushaltsenergie interessant, das mittels LUISA-Modulen individuellen Strukturen wie z.B. Haushalten, Wohnblöcken, Hotels, Schulen usw. ermöglicht, selbst für einen gewissen Vorrat an elektrischer Energie zu sorgen.

Viele dieser Strukturen haben immer einen gewissen Vorrat an Nahrung im Haus – warum also nicht auch Energie. Millionen von kleinen Einheiten hätten zudem den Vorteil, daß ein großer Anteil der komplizierten und teuren Energie-Zwischenspeicher wie Pumpspeicherwerke oder große Batteriesätze wegfallen könnten.

Ein LUISA-Modul besteht aus drei mit Kevlar ummantelten 300 bar Druckflaschen für den Preßluft-Vorrat, einem Kompressor und Wärmetauscher, einem Druckluftmotor mit Kälteauslaß, dem 380/220 V - 15 kW Generator und der notwendigen Steuerelektronik – alles bewährte und langjährig bekannte Standardprodukte. Bei Massenproduktion soll das Modul schätzungsweise zwischen 3.000 € und 5.000 € kosten. Bislang ist die Sache aber nur eine Idee geblieben.

Im August 2010 veröffentlicht das Arizona Research Institute for Solar Energy (AzRISE) an der University of Arizona (UA) den im Netz einsehbaren 77-seitigen Abschlußbericht einer Studie über die Druckluft-Energiespeicherung in Verbindung mit dem Netz und einer PV-Energieerzeugung (‚Study of Compressed Air Energy Storage with Grid and Photovoltaic Energy Generation‘). Der erste Teil der Studie untersucht den Einsatz von Druckluftspeichern zur einfache Energie-Spitzenabdeckung, während sich der zweite Teil mit dem Einsatz der thermischen und photovoltaischen Solarenergie zur Spitzenlastabdeckung befaßt.

Um neue geeignete Reservoirs zu finden, entwickelt die Gruppe um Joseph Simmons zudem eine neue Bildgebungstechnologie für den Untergrund, die sogenannte Differential Target Antenna Coupling-Methode, mit der sich tief liegende Strukturen kartieren mit einer viel höheren Auflösung als bisher untersuchen lassen. Daneben wird nach Wegen gesucht, die Druckluft direkt für elektrische Geräte wie Klimaanlagen und Kühlschränke bzw. gebäudeumfassende Systeme zu nutzen.

Das Kleinspeichersystem, an dem das UA-Team arbeitet, ähnelt dem o.e. LUISA-Konzept. Bei dem UA-System nutzt ein langsam laufender Motor einen Teil oder die gesamte Energie eines Solarmoduls oder Windgenerators, um Luft in einen Tank zu pumpen, ähnlich den Tanks für Propan oder Sauerstoff. Die Energie wird später für den Betrieb eines Geräts, z.B. eines Kühlschranks, verwendet. Mehrere dieser Geräte könnten miteinander verbunden werden, um ein ganzes Haus mit Strom zu versorgen. Das Ziel ist, ein System für ein einzelnes Gerät zu entwickeln, das für weniger als 1.000 $ gebaut werden kann.

Für Systeme in Gebäudegröße entwerfen Bauingenieure der UA hohle Strukturelemente, die zur Speicherung von Druckluft in tragenden Bauteilen, wie z.B. Fundamentpfählen oder Rahmen von Gebäuden und Häusern, verwendet werden sollen. Da die von der Druckluft ausgehenden Lasten auf die strukturellen Komponenten im Vergleich zu den Gebäudelasten, wie z.B. dem Gewicht des Bauwerks und den Windlasten, gering sind, werden CAES-Speicher in Gebäuden als wirtschaftlich machbar betrachtet.

Das Arbeiten werden von der Science Foundation of Arizona, dem US-Energieministerium und mehreren lokalen Unternehmen finanziert. Die Forscher hoffen, schon im nächsten Jahr einen Prototypen vorstellen zu können.

Im Juli 2011 wird berichtet, daß das AzRISE mit der Tucson Electric Power Co. (TEP) und dem ebenfalls in Tucson ansässigen Photovoltaik-Hersteller Solon Corp. zusammenarbeitet, um im UA Science and Technology Park eine Forschungsstätte für Energiespeicher zu errichten (Energy Storage Management Research and Testing, SMRT). Im Zuge des neuen Forschungsprojekts wird die Forschungs- und Testanlage für Energiespeichermanagement an eine kürzlich von Solon gebaute 1,6 MW Solarfarm der TEP angeschlossen.

Die erste Phase des Projekts beginnt im August. Dann wollen Solon und AzRISE ein Druckluftspeichersystem installieren, das Dozenten und Studenten der Universität entworfen und gebaut wurde. In der zweiten Phase wird im Herbst ein Lithium-Ionen-Batteriespeichersystem hinzukommen, gefolgt von weiteren Phasen im Frühjahr 2012. Die Idee ist, die besten Speichermethoden zu finden, um den Versorgungsunternehmen bei der Bewältigung von Spannungsschwankungen zu helfen, die entstehen, wenn immer mehr große Solarparks an das Netz angeschlossen werden.

Druckluftsystem der UA arbeitet mit einem handelsüblichen Industriekompressor und einem neuen, hocheffizienten Rotationsmotorensystem von W2 Energy Inc. mit Sitz in Ontario, Kanada. Mit Teilen eines alten Volkswagen-Motors baut das Team auch einen eigenen Kolbenluftmotor. Um die Abwärme des Kompressors zu speichern und später zur Erwärmung der sich ausdehnenden Luft zu nutzen, wird ein separates System entworfen, das ein mit Thermoöl und Steinen gefülltes Metallfaß verwendet. Dies soll die Brennstoffkosten um mindestens 50 % und möglicherweise sogar um 75 % senken.

Im Dezember arbeitet die W2 Energy aber noch immer an einem Motorsystem der zweiten Generation für die CAES-Anlage des Wissenschafts- und Technologieparks der Universität. Die Firma muß das Triebwerkssystem mehrmals umgestalten, um neue Ideen, die während der Tests aufkommen, mit einzubeziehen. Außerdem gibt es Verzögerungen bei der Lieferung des Speichertanks.

Ende 2012 erscheint noch ein 68-seitiger Wissenschaftlicher Abschlußbericht unter dem Titel ‚University of Arizona Compressed Air Energy Storage‘ – doch weitere Schritte hat es bislang nicht gegeben. Und auch über die praktische Umsetzung der angekündigten Systeme ist nichts zu finden.

Im April 2011 berichten die Blogs von einem neuen Unternehmen auf dem CAES-Markt, der in Berkeley, Kalifornien, ansässigen Firma LightSail Energy Inc., deren System – genau wie es die o.e. SustainX Energy Solutions praktiziert – einen feinen Wassernebel versprühen soll, wenn die Luft komprimiert wird, um das resultierende heiße Wasser zum späteren Nutzen in oberirdischen Tanks zu speichern. Das erste Patent dafür wird 2009 eingereicht (US-Nr. 8.146.354, erteilt 2012), und im Laufe der Jahren folgen noch Dutzende weitere.

Mitbegründerin und Chefwissenschaftlerin des 2009 gegründeten Start-Ups, das sich bislang relativ bedeckt hält, ist die kanadische Wissenschaftlerin und Unternehmerin Danielle A. Fong, die bereits im Alter von zwölf Jahren an der Dalhousie University in Nova Scotia Physik studierte und mit 17 ihren Abschluß machte, bevor sie später in Princeton in Plasmaphysik promovierte – und dann bei einem Online-Gaming-Unternehmen arbeitete. Die anderen Gründer sind Edwin P. Berlin Jr. und Stephen E. Crane.

Das erste Ziel des Unternehmens – und der eigentliche Traum von Fong – ist ein städtischer Roller, der mit Druckluft fährt, doch schon bald verlagert sich das Ziel auf einen adiabatischen Druckluftspeicher/Generator, der in einen Standard-Schiffscontainer paßt und Regenerative Air Energy Storage (RAES) genannt wird. Die Technik ähnelt damit dem o.g. Projekt ADELE von RWE. Bereits 2010 beantragte die LightSail in Oakland die Errichtung eines ‚Emergency Standby Generator Set‘ mit einem Gasgenerator, wahrscheinlich um einen Prototyp zu testen.

Zu den Investoren der LightSail gehören Khosla Ventures, Peter Thiel, Bill Gates, der Ölmulti Total S.A. und die Regierung von Nova Scotia in Kanada über ihren Risikokapitalfonds Innovacorp, wobei in der Finanzierungsrunde D im November 2012 ein Betrag von 37,5 Mio. $ zusammenkommt. Andere Quellen schreiben, daß dieser Betrag in Zuge von fünf Finanzierungsrunden gesammelt wurde. Gates und Khosla Ventures unterstützen LightSail jedenfalls schon seit 2009.

Zu diesem Zeitpunkt setzt das Unternehmen den Prototyp eines Hochgeschwindigkeitskompressors ein, der von einem handelsüblichen Gaskompressor für Ölfelder abgeleitet wurde und etwa die Größe eines Zimmers hat. Unter kontrollierten Bedingungen liefert er eine Leistung von etwa 100 kW. Die Abbildung der Versuchsanordnung stammt übrigens aus einem 2013 eingereichten Patentantrag (US-Nr. 20130269331).

Außerdem werden viele Generationen von Sprühdüsen und Sprühdüsenanordnungen entwickelt, um den Wassernebel besser zu verteilen und die Kompressionswärme schnell und effizient aufzufangen. Damit sei bereits ein thermodynamischer Wirkungsgrad von über 90 % erreicht worden. Hierfür hatte die Firma Mike Coney als Berater eingestellt, der bereits 2002 gemeinsam mit seinen Kollegen des damals von RWE übernommenen Energieversorgungsunternehmen Innogy plc (später: npower) eine Arbeit zu diesem Thema veröffentlicht hatte. Der Artikel namens ‚Development of a Reciprocating Compressor Using Water Injection to Achieve Quasi-Isothermal Compression‘ ist noch immer im Netz einsehbar.

Darüber hinaus sollen neue Konstruktionstechniken und insbesondere Tanks aus gesponnenen Kohlenstoff-Fasern die Kostenprobleme lösen, die bei der Verwendung herkömmlicher Stahltanks bestehen.

Die LightSail will ihr erstes Produkt mit einer Anfangsleistung zwischen 0,5 und 1 MW im vierten Quartal 2013 ausliefern. Die ersten Speichereinheiten werden voraussichtlich 1 MWh Module sein. Davon ist aber nichts zu sehen – dafür bekommt die Firma im Februar 2013 von ihren Investoren weitere 5,5 Mio. $. Drei Zuschüsse der kalifornischen Energiekommission, um die Technologie zu demonstrieren, können hingegen nicht abgerufen werden, weil es nicht gelingt, die Projekte zu erfüllen.

Trotz der beträchtlichen Finanzierung muß LightSail im April 2014 etwa 15 % der Belegschaft entlassen, „aufgrund einer Verzögerung bei einem der Projekte“. Im Juli werden Pläne für ein Testgelände in Nova Scotia bekannt gegeben, doch das Projekt wird nicht verwirklicht. Dem aktuellen Stand zufolge soll es noch zwei Jahre dauern, bis die noch immer nicht erprobte Technologie einsatzbereit sei.

Im Dezember 2015 wird bekanntgegeben, daß die Pilotversuche für das System nun im Laufe des Jahres 2016 beginnen sollen. Zu diesem Zeitpunkt hat die LightSail bereits mit der Entwicklung von Hochdruck-Speichertanks für Erdgas und Industriegase begonnen. Doch auch diesmal verhallen die Ankündigungen ohne Umsetzung, obwohl die Firma bis zum Februar 2016 schon mehr als 70 Mio. $ (andere Quellen: 80 Mio. $) an Risikokapital aufgebracht … und aufgebraucht hat.

Die LightSail gibt zwar an, im März den ersten Kohlefasertanks verkauft zu haben, doch trotzdem werden im April nochmals etwa 15 Mitarbeiter entlassen. Von einst 60 Personen sind damit nur noch etwa 15 übrig. Auch Berlin hat das Unternehmen schon vor Jahren verlassen, wie nun bekannt wird. Und die Beschaffung zusätzlicher Mittel erweist sich als nun als äußerst schwierig.

Fong kommentiert die Sachlage mit den Worten: „Positiv zu vermerken ist, daß wir 6 Mio. $ von internen Investoren aufbringen konnten, um das Tankgeschäft weiterzuführen, und daß der Traum von der Energiespeicherung immer noch lebendig ist. Wir hoffen, daß die Gewinne aus dem Verkauf von Tanks an die Energiewirtschaft eine stabilere Basis für den Aufbau eines Energiespeichergeschäfts darstellen als die stürmische Welt des Risikokapitals.“

Fachleuten zufolge handelt es sich um Tanks vom Typ 4 (Kunststoffauskleidung, Kohlefaserumhüllung), die kaum eine Innovation darstellen. Die Firma Hexagon Lincoln beispielsweise stellt seit über 50 Jahren Druckbehälter aus Verbundwerkstoffen her.

Im Dezember 2017 geht dem Unternehmen das Geld aus, woraufhin es in den ‚Winterschlaf‘ geht. Da die Bemühungen im weitere Investitionen erfolglos verlaufen, wird die LightSail im März 2018 endgültig geschlossen – mit einem großen finanziellen Verlust. Als Grund für das Scheitern wird das Aufkommen billigerer Lithium-Ionen-Batterien genannt – aber es gibt Quellen, die z.B. berichten, daß Fong „225.000 $ im Jahr bekam, obwohl sie im Durchschnitt nun einen Tag pro Woche zur Arbeit kam“. Außerdem erhielt sie einen Firmenkredit für den Kauf eines Tesla Model S, ohne überhaupt einen Führerschein zu besitzen.

Im April 2011 wird berichtet, daß auch Ingenieure der Ruhr-Universität Bochum (RUB) und des Fraunhofer-Instituts für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik (UMSICHT), das schon seit 2007 in diesem Bereich aktiv ist, bei der Speicherung von regenerativ erzeugtem Strom auf Druckluftspeicherkraftwerke setzen. Statt einer Erdgaszufeuerung beim Entlassen der Luft aus dem Speicher, verfolgen die Forscher der RUB das Prinzip, die Wärme, die bei der Kompression der Luft entsteht, für deren spätere Erwärmung zu speichern. Dazu schicken sie die heiße Luft durch einen Wärmespeicher, der wie eine salzgefüllte Thermoskanne aufgebaut ist.

Die Forscher simulieren den Betrieb unter realistischen Bedingungen und feilen an der optimalen Auslegung der Anlage, vor allem des Wärmespeichers. Als besondere Herausforderungen gelten die Fakten, daß der Speicher z.B. bei der Windenergienutzung mehrmals täglich be- und entladen werde, und daß das Kraftwerk dabei im Teillastbetrieb fährt. Trotzdem gelingt die effiziente Energiespeicherung auch bei niedrigeren Lufttemperaturen als bisher angenommen, und der Wirkungsgrad ist mit 70 % vergleichsweise hoch.

Gefördert durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMU) und in Kooperation mit den Firmen Oeltechnik mbH und Turbomaschinen-Berlin wird an der Entwicklung eines Low-temperature Adiabatic CAES (LTA-CAES) gearbeitet, das mittels radialer Kompressor- und Turbinenstufen bei relativ niedrige Prozeßtemperaturen (< 200°C) funktioniert, und bei dem die Kompressionswärme über Rohrbündel in einem Zwei-Tank System mit flüssigen Wärmeträgermedium gespeichert wird.

Nachdem dieses Entwicklungsprojekt abgeschlossen ist, erhält die Boge Kompressoren Otto Boge GmbH & Co. KG aus Bielefeld im Jahr 2016 eine Förderung in Höhe von knapp 879.000 € zur Entwicklung und Erprobung eines modularen Niedertemperatur-Druckluftenergiespeichers mit umkehrbar betreibbaren Maschinensätzen (KompEx LTA-CAES). Die Firma befaßt sich seit 2010 mit dem Thema der energieeffizienten Druckluftversorgung und hält seit 2012 Patente zur Speicherung von Energie mittels Druckluft.

Das Verbundforschungsvorhaben mit einer Laufzeit vom September 2016 bis zum März 2021 wird gemeinsam mit dem UMSICHT durchgeführt und vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) mit einem Betrag von rund 3 Mio. € gefördert. Die angestrebte Anlagentechnik soll es durch einen modularen Aufbau und eine Kombination aus reversibel betreibbaren Turbo- und Kolbenmaschinen ermöglichen, Druckluftenergiespeicher ortsunabhängig einzusetzen.

Im Juli 2019 veröffentlichen Mitarbeiter des UMSICHT einen Bericht mit dem Titel ‚Low-temperature Adiabatic Compressed Air Energy Storage for Island Applications‘, in dem als Fallbeispiel der Einsatz eines KompEx LTA-CAES Moduls in einer Größenordnung von 2 MW zur Unterstützung der Integration von regenerativer Stromerzeugung aus PV auf einer Insel ohne Anbindung an das Festlandstromnetz evaluiert wird. Von irgendwelchen praktischen Umsetzungen ist bislang nichts bekannt.

Ein weiteres neues Unternehmen im Bereich der Energiespeicherung ist die 2011 gegründete Firma Arothron Ltd. in Zichron Yaakov in Israel, die nach einer Kugelfischart benannt ist, die ihren Körper kugelförmig aufblasen kann. Das Unternehmen konzentriert sich auf Unterwasser-Druckluftspeicher (UWCAES) aus gewöhnlichem Beton in einer Wassertiefe größer als 200 m, vorzugsweise 400 m. Dabei wird von einer Nennleistung von 100MW gesprochen. Außer einer weitgehend inhaltsleeren Website gibt es bislang keine Belege für irgendwelche praktischen Schritte.

Im Oktober 2011 kündigt das Stromversorgungsunternehmen Nebraska Public Power District (NPPD) an, daß es die Rechte zur Speicherung von Druckluft in Sandsteinformationen im westlichen Teil des Bundesstaates erwerben will. Angedacht ist hier ein 100 – 300 MW CAES-Kraftwerk, das die Luft in einer Formation aus porösem Dakota-Sandstein speichert. Zur Evaluierung  arbeitet die NPPD mit der Firma The Hydroynamics Group LLC zusammen. Über eine Realisierung ist aber nichts zu finden.

Wie sich bei der Recherche zeigt, gehört diese von John Bredehoft und Michael King in Freeland, Washington, gegründete Firma zum ‚Urgestein‘ auf dem CAES-Sektor in den USA – und ist seit ihrer Schaffung im Jahr 1997 an den hydrologischen und geologischen Untersuchungen fast aller hier genannter US-Projekte involviert.

Die CAEstorage GmbH in Egenhofen bei Augsburg wird 2012 von vier bayerischen Unternehmern mit dem Ziel gegründet, einen leistungsstarken, langlebigen und wartungsarmen pneumatisch-hydraulischen Druckluftspeicher für den Keller zu entwickeln – mit einer entscheidenden Verbesserung: Es wird gänzlich auf einen elektrischen Kompressor verzichtet, um die Druckluft zu erzeugen.

Statt dessen wird die Luft mit einem Kolben komprimiert, der von einer Hydraulikflüssigkeit bewegt wird. Dabei wird die Luft mit maximal 500 bar, das ist 250 Mal mehr als der Druck in einem Pkw-Reifen, in herkömmliche 50-Liter-Stahlflaschen gepreßt, ohne daß Wärme in nennenswerten Mengen entsteht. Mehr als 80 – 120°C werden an den kritischen Bauteilen nicht erreicht. Damit soll ein Wirkungsgrad von mindestens 70 % erreicht werden – und dies ganz ohne Wärme, die als Verlust verbucht werden oder separat gespeichert werden muß.

Da der Druckverlust bei den Stahlflaschen kaum 0,2 Bar in der Woche beträgt, bei 100 Bar Flaschendruck. könnte man auf diese Weise sommerlichen Solarstrom bis in den Winter ‚verschieben‘. Ein weiterer, wesentlicher Vorteil ist, daß die grundlegende Technik millionenfach erprobt ist. Die eingesetzten Kompressoren gibt es z.B. in jedem Auto, wo sie für Druck im Hydrauliksystem sorgen, damit schon ein leichter Tritt aufs Bremspedal genügt, um das Fahrzeug abzubremsen.

Die Entspannung, also die Stromentnahme, erfolgt langsam über eine Kaskade von vier bis sechs Hydraulikylindern, die mit vorgewärmtem Öl gefahren werden, wofür die Abwärme des Motors und des Generators genutzt wird. Die Hydraulikflüssigkeit wird aus ihrem Behälter herausgepreßt und erzeugt über einen Hydraulikmotor, der mit einem Generator gekoppelt ist, wieder Strom, wobei die Umstellung vom Speicher- auf Generatorbetrieb sekundenschnell geht.

Das Unternehmen baut einen Prototypen, dessen Idee auf den Erfinder, Fuhrunternehmer und Mitgründer Georg Tränkl zurückgeht, der seit Jahrzehnten eine Flotte großer Lastkraftwagen betreibt und als Experte für pneumatische und hydraulische Systeme gilt. Zusammen mit seinen Partnern steckt er rund 500.000 € in das Projekt, aus eigener Tasche, ohne jede Förderung.

Bis Ende 2013 soll nun ein weiterer Prototyp fertiggestellt und netzverbunden getestet werden. Anschließend soll ein Industriepartner gefunden werden, um den Prototyp für die Serienfertigung zu optimieren und die Speicher dann ab Mitte 2014 zu verkaufen – in verschiedenen Größen, von der Kellerversion für Ein-Familien-Häuser bis hin zu Großspeichern, die den den Strom von Windparks puffern.

Die Sache erlangt jedoch nicht die Marktreife. Im November 2019 erfolgt die Liquidation und im Dezember 2020 die Löschung der Firma.

Allerdings wird schon im Juli 2019 berichtet, daß die Ende 2016 gegründete Firma 2-4 ENERGY UG aus Egenhofen (später: Eurasburg) in Bayern, deren Geschäftsführer Tränkl ist, den Prototypen eines Druckgasenergiespeichers gebaut und im Januar diesen Jahres in Betrieb genommen hat.

Diese Anlage arbeitet hydraulisch-pneumatisch und verdichtet Umgebungsluft bis 300 Bar in handelsübliche Druckgasbehältern, also ganz so wie die Maschine der CAEstorage. Neben dem Hauptzweck, aus gespeicherter Energie wieder Strom zu erzeugen, kann die Anlage auch Wärme für die Warmwasserversorgung und Kälte für Kühlzwecke bereitstellen, woraus sich ein sehr hoher Gesamtnutzen ergibt. Über weiterführende Schritte ließ sich bislang nichts herausfinden.

Im März 2012 schließt der Sacramento Municipal Utility District (SMUD) eine Machbarkeits- und Konzeptionsanalyse für die Integration von D-CAES mit 15 – 50 MW in Windparks ab, die 250.000 $ kostet. Als Resultat konzentriert sich der Versorger u.a. auf den Einsatz in Solano County, wo Windparks über erschöpften Gasreservoirs errichtet werden, ohne daß es bislang aber zu irgendwelchen Umsetzungen gekommen ist. Der SMUD hatte bereits in der 1980er Jahren Standorte im Sacramento Valley lokalisiert, ohne weitere praktische Schritte zu unternehmen.

Ein weiteres Beispiel für die versuchte Entwicklung eines CAES-Systems sind die Ansätze der 2008 von Sylvain Lemofouet und Prof. Alfred Rufer gegründeten Firma Enairys Powertech Ltd., einem Spin-off der École Polytechnique Fédérale de Lausanne (EPFL).

Ende 2012 stellt das Unternehmen, das durch Investitionen der Fondation pour l’Innovation Technologique (FIT) und Venture Kick unterstützt wird, sein Hydropneumatic Energy Storage (HyPES) System fertig, das flexible und modulare Technologien und Designs mit einer klaren Trennung zwischen dem Leistungsteil (kW) und dem Energieteil (kWh) umfaßt. Die HyPES-Systeme können mehrere erneuerbare Energiequellen sowie eine optionale Generator-Backup-Versorgung kombinieren, um eine ganztägige Versorgung für netzunabhängige Anwendungen sicherzustellen.

Der integrierte Hochdruckspeicher verspricht hohe Energiedichten, da das System Luft vom Umgebungszustand auf bis zu 400 bar Speicherdruck verdichten soll. Allerdings muß die entstehende Wärme abgeführt werden, was bei solchen offenen Systemen eine große Herausforderung darstellt. Die Enairys-Druckluftmaschine arbeitet deshalb nicht mit einem mechanischen Kolbenkompressor, sondern dank eines Luftkompressions- und Expansionskonzepts, das auf dem Prinzip des ‚Flüssigkeitskolbens‘ basiert und die Wärmeverluste auf ein Minimum reduziert.

Im Enairys-System wird Elektrizität verwendet, um die Luft zu komprimieren, indem ein Elektromotor angetrieben wird, der mit einem hydropneumatischen Kompressor gekoppelt ist. Die Luft wird dann in miteinander verbundenen Zylindern gespeichert. Wenn wieder Strombedarf besteht, wird die Druckluft verwendet, um dieselbe hydropneumatische Maschine und die daran gekoppelte elektrische Maschine anzutreiben, welche dann als Generator Strom produziert.

Während der Wirkungsgrad eines Kompressions-Expansions-Zyklus mit einem mechanischen Kolbenkompressor in der Größenordnung von 20 – 30 % liegt, liegt die Energieeffizienz des HyPES-Systems in der Größenordnung von 60 – 65 %. Weitere Besonderheiten sind die Verwendung von Wasser an Stelle von Hydrauliköl als Energieüberträger sowie ein hybrides Antriebskonzept, welches mit Hilfe von Superkondensatoren beim Ein- und Ausspeichern optimale Betriebspunkte und somit Wirkungsgrade ermöglichen soll.

Es ist eigentlich geplant, daß die Enayris noch 2012 auf dem Gelände des Solarkraftwerks Mont Soleil im Kanton Bern einen ersten Prototypen mit einer Leistung von 10 kW für einen Pilotversuch und zur Demonstration integriert, um das Produkt bis 2013 zur Marktreife zu bringen. Der Standort beherbergt seit 1992 die größte Schweizer Forschungs- und Demonstrationsanlage im Bereich Photovoltaik und das seinerzeit leistungsstärkste Solarkraftwerk des Landes (560 kW). Es läßt sich aber nichts darüber finden, daß die Installation tatsächlich erfolgte, ebensowenig wie irgendwelche weiteren Schritte.

Das Startkapital zur Gründung der in Augsburg beheimateten Firma APT GmbH - Angewandte Physik & Technologie durch den Physiker Bernd Geisler im Jahr 2012 wird durch einen Sieg beim Geschäftsplanwettbewerb promotion Nordhessen aufgebracht. Zusätzlich gewinnt das neue Unternehmen den Sonderpreis Dezentrale Energien von SMA Solar.

Im Rahmen der Energietechnologieoffensive Hessen erhält die APT einen Förderbetrag in Höhe von rund 568.000 €, und weitere 200.000 € Eigenkapital werden durch den Einstieg der HessenKapital 1 GmbH eingebracht, die später mit 30,5 % an der APT beteiligt ist. Aus einer Prämierung beim Climate-KIC (Knowledge and Innovation Communities) der TU Darmstadt wird 2014 die deutsche Patentanmeldung finanziert (DE-Nr. 10 2014 118 466, erteilt 2017).

Das über knapp drei Jahre laufende Förderprojekt der Energietechnologieoffensive, das mit den Partnern Postberg + Co. GmbH sowie dem Fraunhofer IWES durchgeführt wird, ermöglicht bis 2017 den Bau eines Demonstrators des adiabatischen Druckluft-Speicherkraftwerks. Die Fertigstellung muß zwischendurch aus finanziellen Gründen fast zwei Jahre auf Eis gelegt werden, bevor sie mit Unterstützung der Firmen Europipe GmbH und Salzgitter AG bei der Jaster Hydraulik GmbH in Heide beendet werden kann, wobei die Gesamtkosten über fünf Jahre ca. 820.000 € betragen.

Der Firma zufolge sind bei dem Vorhaben vorrangig der Machbarkeitsnachweis sowie der Gewinn des technischen und wissenschaftlichen Know-hows zum Bau größerer Megawattanlagen das Ziel. Gleichzeitig gilt der Container – konzipiert als Energiespeicher für kleine Inselsysteme vor allem in Entwicklungsländern – als die kleinste sinnvolle Realisierung des technischen Verfahrens, das 2016 mit dem Deutschen Industriepreis bedacht wird. Ein Investor wird trotzdem nicht gefunden, wofür die Umlagengebühr verantwortlich gemacht werden, die schon bei jedem einzelnen Testlauf abgeführt werden müssen.

Die in der Praxis gewonnenen Erkenntnisse, über die keine Details zu finden sind, fließen 2019 in ein verfeinertes thermodynamisches Modell ein. Das daraus resultierende Virtuelle Kraftwerk ist eine auf realen Meßwerten basierende Computersimulation, mit der sich Druckluft-Speicherkraftwerke entwerfen, simulieren und im Betrieb steuern lassen. Über weitere Schritte der APT ist nichts bekannt.

Die erwähnte Firma Postberg + Co. GmbH arbeitet wiederum an einem Druckluftwärmekraftwerk (DWKW), das im Kapitelteil Wärmeenergie unter Wärme-Kraft-Kopplung behandelt wird (in Arbeit).

Im Februar 2013 veröffentlichen Forscher des Pacific Northwest National Laboratory (PNNL) des US-Energieministeriums gemeinsam mit der Bonneville Power Administration (BPA) eine Studie, in der zwei praktische Methoden zur Druckluftspeicherung der beträchtlichen Windenergieressourcen der Region aufgezeigt werden, ebenso wie zwei geeignete Standorte in Ost-Washington.

Im Gegensatz zu den CAES-Kraftwerken in Huntorf und McIntosh, die von Menschenhand geschaffene Salzkavernen zur Speicherung nutzen, untersucht die von Steve Knudsen geleitete PNNL/BPA-Studie den Gebrauch natürlicher, tief unter der Erde liegender poröser Gesteinsreservoirs.

Um potentielle Standorte zu finden, wird der Columbia-Plateaubasalt näher erforscht, eine dicke Schicht aus vulkanischem Basaltgestein, die Teile der Bundesstaaten Washington, Oregon und Idaho bedeckt. Dabei wird in erster Linie nach unterirdischen Basaltreservoirs gesucht, die mindestens 1.500 Fuß tief und 30 Fuß dick sind und in der Nähe von Hochspannungsleitungen liegen.

Anschließend werden die öffentliche Daten von Bohrungen analysiert, die zur Gasexploration oder zu Forschungszwecken am Standort Hanford im Südosten Washingtons niedergebracht wurden. Die Daten werden dann in den Subsurface Transport Over Multiple Phases Simulator (STOMP) des PNNL eingegeben, ein Computermodell, das die Bewegung von Flüssigkeiten unter der Erde simuliert, um festzustellen, wie viel Luft die verschiedenen Standorte zuverlässig aufnehmen und an die Oberfläche zurückführen könnten.

Dabei stechen zwei Standorte hervor. Zum einen die Columbia Hills Site, die nördlich von Boardman, Oregon, auf der Washingtoner Seite des Columbia River liegt – und zum anderen die Yakima Minerals Site, die etwa 16 km nördlich von Selah in Washington liegt. Betont wird, daß die beiden Standorte sehr verschieden sind und sich daher für zwei unterschiedliche Arten der Druckluftspeicherung eignen.

Demnach ist der Standort Columbia Hills eher für eine konventionelle Druckluftenergieanlage geeignet, bei der kleine Mengen Erdgas verwendet werden, um die aus dem unterirdischen Speicher entweichende Druckluft zu erhitzen. Für die Yakima Minerals Site hingegen, die keinen Zugang zu Gas hat, entwickelt das Forschungsteam um B. Pete McGrail ein Konzept, das auf geothermischer Energie basiert.

Bei diesem hybriden Anlagenkonzept wird Erdwärme aus der Tiefe entnommen und zum Betrieb einer Kältemaschine verwendet, die die Luftkompressoren der Anlage kühlt und so die Effizienz erhöht. Die geothermische Energie kann dann genutzt werden, um die Luft auf dem Rückweg an die Oberfläche wieder zu erwärmen.

In einem nächsten Schritt wollen die Beteiligten eine eingehende Analyse durchführen, um den Nutzen solcher Systeme für die Region zu quantifizieren. Die Ergebnisse könnten von einem oder mehreren regionalen Versorgungsunternehmen genutzt werden, um ein kommerzielles Demonstrationsprojekt für Druckluftspeicher zu entwickeln.

Die Machbarkeitsstudie im Wert von 790.000 $ wird vom Technology Innovation Office der BPA, dem PNNL und mehreren Projektpartnern finanziert, von denen uns einige bereits begegnet sind: Seattle City Light, Washington State University Tri-Cities, GreenFire Energy, Snohomish County Public Utility District, Dresser-Rand, Puget Sound Energy, Ramgen Power Systems, NW Natural, Magnum Energy und Portland General Electric. Die 140-seitige Studie unter dem Titel ‚Techno-economic Performance Evaluation of Compressed Air Energy Storage in the Pacific Northwest‘ ist im Netz einsehbar.

Zu irgendwelchen Umsetzungen ist es bislang jedoch nicht gekommen.

Wie oben bereits erwähnt, geben die Firmen Desser-Rand und Apex Compressed Air Energy Storage im Juli 2013 bekannt, daß sie gemeinsam in Anderson County in Texas eine 317 MW CAES-Anlage bauen wollen, die potentiell auf 476 MW erweitert werden kann. Für das Projekt soll der Salzstock von Bethel, der bisher für die Speicherung von Erdgas genutzt wurde, als luftdichter unterirdischer Druckluftspeicher dienen.

Die Genehmigungs- und Finanzierungsverfahren für das Bethel Energy Center (BEC) laufen bereits, und die Apex hofft, daß der erste Spatenstich noch in diesem Jahr erfolgen kann. Die Fertigstellung des 200 Mio. $ Projekts, das potentiell auf 476 MW erweitert werden kann, ist für 2017 geplant. Tatsächlich wird das Projekt aber schon 2014 auf Eis gelegt.

Ende 2016 heißt es dann, daß sich die Apex um eine Finanzierung bemüht, um das 16.000 MWh Projekt Mitte nächsten Jahres anzugehen, dessen Technik von der Siemens AG geliefert werden soll, die neben der Haddington Ventures auch Investor der Apex ist. Später wird das 4. Quartal 2021 als voraussichtlicher Baubeginn genannt – und der Winter 2025 als Termin für den kommerziellen Betriebsstart. Bislang scheint sich aber auch dies zu verzögern.

Die Dresser-Rand gehört auch zu einer Koalition aus vier Unternehmen, die im September 2014 den Bau eines 2,1 GW Projekts im Wert von 8 Mrd. $ vorschlagen, das den größten Windpark der Welt in Wyoming, ein riesiges Druckluftspeichersystem in Utah und eine 840 km lange Übertragungsleitung umfassen soll, die bis zu 9,2 TWh Strom pro Jahr nach Südkalifornien liefern könnte. Die drei anderen Firmen sind die Pathfinder Renewable Wind Energy, die Magnum Energy und die Duke-American Transmission.

Während die Kosten des 1200 MW Windparks auf 4 Mrd. $ beziffert werden, wird für die CAES-Anlage mit einer Leistung von 60 GWh ein Betrag von 1,5 Mrd. $ angesetzt. Der geplante Standort liegt in der Nähe von Delta, etwa 200 km südwestlich von Salt Lake City. Dies läßt darauf schließen, daß es sich um die selbe Örtlichkeit handelt, die im Jahr 2008 von der Magnum Energy Storage LLC für das ACES-Projekt ins Auge gefaßt wurde (s.o.). Nach Angaben von Dresser-Rand soll der Wirkungsgrad der neuen Anlage bei etwa 85 % liegen.

Ein formeller Vorschlag soll der Southern California Public Power Authority im Januar 2015 vorgelegt werden. Im weiteren Verlauf wird die Dresser-Rand im Juni für 7,8 Mrd. $ von der Siemens AG übernommen. Neuigkeiten über das Projekt in Delta gibt es danach keine mehr.

Im Juni 2014 beginnt das Schweizer Unternehmen Alacaes SA mit Unterstützung von Forschern der Eidgenössischen Technischen Hochschule Zürich (ETHZ) um Andreas Haselbacher in einem Tunnel in den Schweizer Alpen eine adiabatische 500 kW CAES-Anlage aufzubauen, wobei allerdings auf den Generator zur Stromerzeugung verzichtet wird, da es primär darum geht, die Fähigkeit unbekleideter Kavernen für Druckluftspeicherung und Wärmerückgewinnung zu untersuchen. Die Anlage in der Nähe von Biasca zwischen Loderio und Pollegiowird für 33 bar und 550°C heiße Luft ausgelegt.

Das 2011 von Giw Zanganeh gegründete und in Lugano beheimatete Unternehmen ist übrigens aus dem Kraftwerksberater Airlight Energy Manufacturing SA hervorgegangen, einem Spezialisten für solarthermische Parabolrinnenkraftwerke (s.d.), bei dem Zanganeh als Projektingenieur gearbeitet hatte. Von den Gesamtkosten in Höhe von 4 Mio. € für die „weltweit erste Pilotanlage eines adiabatischen Druckluftspeichers“ trägt der das Bundesamt für Energie rund 1,5 Mio CHF im Zuge des Forschungsprojekts ‚Eignung von Kavernen für die Druckluftspeicherung mit Wärmerückgewinnung‘, das vom Oktober 2013 bis zum Dezember 2016 läuft.

Indem sich die Firma den Aufschluß eines Hohlraums spart, in welchem die Druckluft gelagert wird, kann sie einen bedeutenden Kostenfaktor ausschließen. Statt dessen wird ein 120 m langer Abschnitt des unbenutzten, 5 m durchmessenden Schutterstollens in den Tessiner Alpen mittels zwei 5 m dicken Betonzapfen verschlossen, die dem Druck von 30 bar standhalten.

So entsteht ein abgeschlossener Raum mit einem Volumen von 2.500 m³, der neben der Druckluft auch einen Wärmespeicher aus Beton beherbergt, der mit einfachen Flußkieseln gefüllt ist und auf 525°C erhitzt werden kann. Alternativ zu den Steinen wird auch eine in Stahlrohren gefüllte Aluminium/Silizium/Kupfer-Legierung untersucht, die als Phasenwechselmaterial besonders gute thermische Eigenschaften aufweist.

Zu den Kooperationspartnern gehören u.a. die zwei Tiefbauunternehmen Lombardi – Ingegneri Consulenti SA und Amberg Engineering AG, die beide Aktionäre der Alacaes sind. Die Azienda Elettrica Ticinese (AET) wiederum unterstützt das Projekt, indem sie den erforderlichen 600 kW Transformator kostenlos zur Verfügung stellt.

Der Bau unter Projektleitung der R. Brüniger AG wird im April 2016 abgeschlossen (geplant war der Juni des Vorjahres) und nach einer Inbetriebnahmephase nimmt die Anlage mit einer Kapazität von 1 MWh im Juni ihren vollen Betrieb auf. Dabei zeigt sich, daß alle Komponenten der Anlage problemlos funktionieren und zufriedenstellende Resultate liefern – bis auf die beiden Betonzapfen, die größere Druckverluste verursachen. Die Gesamteffizienz der Anlage beläuft sich auf 65 – 79 %, und die thermische Effizienz des Wärmespeichers auf 75 – 89 %.

Der 98-seitige Schlußbericht vom November 2016 ist unter dem Titel ‚Demonstration of the Ability of Caverns for Compressed Air Storage with Thermal Energy Recuperation‘ im Netz abrufbar.

Ende des Jahrzehnts, so die Planung, soll eine kommerzielle Anlage gebaut werden. Zwischen dem September 2019 und dem März 2020 läuft daher ein mit 36.480 CHF gefördertes Folgeprojekt des Energy Science Center (ESC) der ETHZ mit dem Titel ‚AASD – Abdichtung und Auslegung von Speicherhohlräumen für Druckluftspeicherkraftwerke‘, bei dem unter Berücksichtigung der Anbringung im Speicherhohlraum und der Wartung drei Abdichtungssysteme entwickelt werden.

Darüber hinaus werden für ein Druckluftspeicherkraftwerk mit 500 MWh Kapazität drei Hohlraumvarianten (Schacht, Kaverne, Kaverne/Tunnel) untersucht und im Grimselgebiet anhand geologischer Karten vier Standorte genauer studiert. Die Kosten für den Bau der Maschinenhalle, der Speicherhohlräume und der Zugänge für ein solches Druckluftspeicherkraftwerk werden auf 69 – 95 Mio. CHF geschätzt. Der 88-seitige Abschlußbericht vom Oktober 2020 ist unter dem Projekttitel ebenfalls im Netz abrufbar.

Im Juni 2015 startet das bis zum Mai 2018 laufende Projekt RICAS 2020 – Design Study for Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage (AA-CAES), das von der Montanuniversität Leoben in Österreich koordiniert wird. Die anderen Mitwirkende sind die Forschungsorganisation SINTEF aus Norwegen, die ETH Zürich und die Firma Alstom AG aus der Schweiz, die Firma HBI Haerter GmbH und das Bayerisches Laserzentrum aus Deutschland, sowie der Verband Acondicionamiento Tarrasense (LEITAT) aus Spanien.

RICAS2020 wird als Erweiterung der Forschungsinfrastruktur Research@ZaB in Eisenerz in Österreich angesiedelt, die von der österreichischen Regierung finanziert wird und in einem stillgelegten Bergwerk als europäische unterirdische Forschungs-, Ausbildungs- und Testeinrichtung mit Schwerpunkt auf der unterirdischen Mobilität einschließlich Tunneln und U-Bahnen dient.

Bei dem mit einem Budget von fast 1,4 Mio. € aus dem EU-Programm Horizon 2020 ausgestatteten Vorhaben untersuchen die Wissenschaftler und Unternehmen die Möglichkeit, große Mengen an Druckluft in stillgelegten, versiegelten Tunneln und Kavernen zu speichern. Eine Schlüsselkomponente ist dabei, auch die Wärme für eine spätere Nutzung speichern.

Im Endbericht heißt es, daß die Teilnehmer ein neues Verfahren entwickelt hätten, mit dem die Wärmeenergieverluste durch Hinzufügen einer zusätzlichen Station minimiert werden können, indem die frisch komprimierte heiße Druckluft auf ihrem Weg in die unterirdische Kaverne eine separate, mit zerkleinertem Gestein gefüllte Kaverne durchströmt und dabei das Gestein erwärmt, das einen großen Teil der Wärme speichert.

Wenn die Luft anschließend durch das zerkleinerte Gestein zurückkehrt, um zur Stromerzeugung verwendet zu werden, wird der Luftstrom durch die Steine wieder erwärmt, bevor sie durch die Turbine entspannt und dabei Strom erzeugt, ohne daß hierzu Brennstoff verbrannt werden muß. Was tatsächlich aber nicht neu ist. Die Wissenschaftler erwarten, damit auf eine Effizienz von 70 – 80 % zu kommen. Nach 2018 wird es jedoch still um das Projekt, das Ziel für 2020 wird verfehlt.

Im August 2015 erhalten die Ingenieure der Henry Samueli School of Engineering and Applied Science der University of California, Los Angeles (UCLA) einen Zuschuß der kalifornischen Energiekommission in Höhe von 1,62 Mio. $ für die Errichtung eines hybriden Energiespeichersystems auf dem Cal Poly Pomona Campus, das Energie speichert, die aus intermittierend produktiven erneuerbaren Quellen wie PV-Paneelen und Windkraftanlagen gewonnen wird, und diese Energie dann in das Netz einspeist, wenn die Nachfrage hoch ist.

Das Team unter der Leitung von Prof. Hossein Pirouz Kavehpour arbeitet mit der Southern California Edison zusammen, um ein System zu bauen, das sowohl die Druckluftspeicherung als auch eine hochmoderne Hochtemperatur-Speichereinheit umfaßt, um die Speicherkapazität zu erhöhen und die Wirtschaftlichkeit zu verbessern.

Zwar läßt sich noch eine von Sammy Houssainy eingereichte Dissertation aus dem Jahr 2017 mit dem Titel ‚Hybrid Thermal and Compressed Air Energy Storage System (HT-CAES): Thermodynamic Analysis and Thermoeconomic Optimization‘ finden – sowie ein von Kavehpour, Houssainy u.a. im Jahr 2016 eingereichtes Patent namens ‚Low-cost hybrid energy storage system‘ (US-Nr. 10.415.431, erteilt 2019), doch darüber hinaus scheint es keine weiteren Aktivitäten gegeben zu haben. Auch der Bau des o.e. Hybridspeichers läßt sich bislang nicht belegen.

Aus Österreich wird im Februar 2017 eine im Netz abrufbare, 102-seitige Machbarkeitsstudie über dezentrale Hydraulik-Druckgas-Speicher (HDS) veröffentlicht, die von Mitarbeitern der Firma 4ward Energy Research GmbH um Dipl.-Ing. Hermann Edtmayer erstellt worden ist. Die Österreichische Forschungsförderungsgesellschaft mbH (FFG) hatte das entsprechende Projekt namens HD-Store im Juni 2015 gestartet, das dann bis zum November 2016 lief.

Die Firma war im Juni 2010 in Wien gegründet worden, um als Forschungseinrichtung mit flacher Hierarchie eine effiziente Entwicklung und Durchführung von Forschungsprojekten im Bereich der Energietechnologien und der Energiewirtschaft zu ermöglichen. 2017 wird der Firmensitz nach Graz verlegt und das Team bearbeitet über die Jahre eine breite Palette an Themen, ohne daß bislang irgendwelche Umsetzungen bekannt sind.

Als Ergebnis dieses Projektes werden Empfehlungen für eine Vorgehensweise zur Weiterentwicklung dieser Speichertechnologie zusammengefaßt, bezogen auf die Anwendungsfälle ‚Haushalt klein‘, ‚Mehrparteienwohnhaus‘ und ‚Bürogebäude‘. Es wird auch gezeigt, daß die Zusammenstellung eines HDS-Systems aus Serienbauteilen grundsätzlich möglich ist. Allerdings wird weiterer Forschungs- und Entwicklungsbedarf in der Speicherstation des Systems gesehen. Weitere Schritte hat es bislang nicht gegeben.

Die Idee, den Grund der Nordsee als gigantischen Druckluftspeicher zu nutzen, wird ein weiteres Mal im Januar 2019 von Forschern der University of Edinburgh aufs Tapet gebracht. Im Unterschied zu früheren Konzepten will das Team rund um Julien Mouli-Castillo jedoch keine Kugeln oder Beutel zum Speichern nutzen, sondern die porösen Schichten aus Sandstein im Meeresboden selbst. Bei dieser CAES-Technik würde die Druckluft das Salzwasser aus den Mikrometer kleinen Poren dieser Aquifere verdrängen.

Der Meeresboden ist überall da geeignet, wo die poröse Sandsteinschicht mindestens 50 m dick ist und zudem nach oben und unten von einer dichten, mindestens 10 m dicken Schicht begrenzt wird. Solche Gebiete können die Forscher allein vor der britischen Küste in großer Zahl identifizieren, wobei ein Großteil davon in Gegenden liegt, in denen es bereits Offshore-Windfarmen gibt oder diese geplant sind. Dies legt einen Synergieeffekt zwischen der Erzeugung und der Speicherung der Energie nahe.

Technisch betrachtet wird die Druckluft mit Hilfe eines tief in den Fels gebohrten Lochs in den Poren der porösen Schichten eingeschlossen und kann bei Bedarf an die Oberfläche und in Turbinen geleitet werden. Mit dieser Methode wäre es möglich, Energie, die im Sommer gewonnen wird, für die kalten Wintermonate zu speichern.

Problematisch ist jedoch, daß für die praktische Umsetzung eines wirtschaftlich sinnvollen Projekts zwischen 6.300 und 7.800 Löcher in den Grund der Nordsee getrieben werden müßten. Zudem sind weitere Studien nötig, die die Sicherheit und die Prozesse im Untergrund untersuchen. Die Studie ist vom Engineering and Physical Science Research Council, dem Scottish Funding Council und der Energy Technology Partnership finanziert worden, weiterführende Schritte sind noch nicht zu verzeichnen.

Da die Provinz Alberta im Westen von Kanada dazu übergeht, immer größere Mengen erneuerbarer Energie für die Stromerzeugung zu beziehen, gewinnt die Energiespeicherung auch dort zunehmend an Bedeutung. Um die von Windparks kostengünstig erzeugte Energie über Tage hinweg zu speichern, plant die Firma Rocky Mountain Power Berichten vom Februar 2019 zufolge den Einsatz von CAES-Anlagen.

Das Projekt trägt den Namen Alberta Saskatchewan Intertie and Storage (ASISt) und wird von der Rocky Mountain Power-Tochter SATL Inc. geleitet. Die in der Region Lloydminster geplante Anlage wird die sehr gut geeigneten geologischen Bedingungen für die Erschließung von Kavernen sowie den einfachen Zugang zu den Stromnetzen von Alberta und Saskatchewan nutzen.

Das Forschungsinstitut der Provinzregierung Alberta Innovates (früher: Alberta Research Council, ARC) unterstützte das Projekt bereits mit Mitteln für eine Machbarkeitsstudie, die Ende des Vorjahres abgeschlossen wurde. Die Ergebnisse sollen nun an potentielle Kunden weitergegeben werden, um die kommerzielle Unterstützung für das Projekt zu sichern und mit der Entwicklung voranzukommen.

Die Firma Rocky Mountain Power wird bald in RMP Energy Storage umbenannt – vermutlich wegen der Namensgleichheit mit dem Energieversorger Rocky Mountain Power, ein Tochterunternehmen der PacifiCorp, das in Utah, Wyoming und Idaho aktiv ist. Gemäß dem Stand vom November 2021 entwickelt die RMP CAES-Projekte in Alberta und Saskatchewan und hat bereits mehrere passende Standorte in New Brunswick, Prince Edward Island und Nova Scotia identifiziert.

Im Januar 2021 wird aus Israel gemeldet, daß man nun auch hier eine CAES-Anlage errichten will. Während die staatliche Israel Electric Corp. (IEC) im Zuge der zweiten lokalen Ausschreibung für erneuerbare Energien, diesmal für Solar- und Speicherprojekte, den Zuschlag für 609 MW Solarenergie und 2,4 GWh Energiespeicherung vergibt, sollen mindestens 120 MWh dieser Speicherung von Druckluftspeichersystemen stammen. Auf der Homepage der IEC ist darüber aber nichts zu finden.

Die erste Ausschreibung des Landes fand im Juli 2020 statt. Damals wurden 168 MW Solarstrom und 672 MWh Energiespeicher vergeben, ohne daß es bislang zu entsprechenden Umsetzungen gekommen ist. Möglicherweise ist dies der Grund dafür, daß die Projekte der aktuellen Ausschreibung zwingend bis Juli 2023 netzfähig sein müssen.

Als Hersteller der geplanten CAES-Anlagen wird die im Jahr 2012 von Or Yogev gegründete und in Yakum beheimatete Firma Augwind ausgewählt. Deren AirBattery-Energiespeichersysteme im Umfang von 120 MWh bzw. 20 MWh werden in Verbindung mit Solaranlagen zum Einsatz kommen, die von dem israelischen Solarentwickler Solgreen Ltd. gebaut werden, der in der Ausschreibung 95,6 MW Solarkapazität erhalten hat. Die Entwicklung und Vermarktung der patentierten Augwind-Technologie erfolgt mit Unterstützung der israelischen Innovationsbehörde und der Europäischen Union.

Das System basiert auf zwei aufblasbaren Druckpolymer-Verdichtungstanks, die Druckluft mit 40 bar speichern können und in unmittelbarer Nähe zueinander in den Boden eingelassen werden, zusätzlich zu einer Reihe von jeweils 13 m langen und 2,5 m breiten Lagertanks, die in 4 m Tiefe mittels Stahlrahmen abgedeckt werden. Einer der beiden Kompressionstanks dient als Luftspeicher, während der zweite für den Kompressionszyklus verwendet wird. Wenn der erste Tank mit genügend Wasser gefüllt ist, wird es in den zweiten Tank gepumpt. Auf diese Weise wird das Wasser hin- und hergepumpt, so daß es bei minimalem Wasserverbrauch unbegrenzt lange wiederverwendet werden kann.

Mit erneuerbarer Energie angetriebene Standard-Wasserpumpen speisen Wasser in die versiegelten Kompressionstanks ein, so daß die Luft, die sie enthalten, nach oben hin komprimiert wird und sich in die Speichertanks verlagert. Bei Bedarf wird die komprimierte Luft aus den Speichertanks abgelassen, um eine leistungsstarke Wasserturbine anzutreiben, die zur Stromerzeugung genutzt wird. Während die Komprimierung von Luft bei 40 bar mit einem herkömmlichen mechanischen Kolben Temperaturen von etwa 800°C erzeugen würde, wird die wesentlich geringere Wärme durch die mit Wasser erzeugte Kompression bei dem Augwind- System in das Wasser selbst abgeleitet.

Die Augwind hat zudem kürzlich eine Vereinbarung mit der Firma EDF Renewables Israel Ltd. über die Zusammenarbeit bei einer 5 MW Solaranlage in Verbindung mit einem 20 MWh AirBattery-Energiespeichersystem bekannt gegeben. Laut der Augwind hat das System einen Gesamtwirkungsgrad von 75 – 81 %, was aber nur bei kommerziellen Anlagen ab einer Kapazität von 5 MW gilt.

Ebenfalls erwähnenswert ist, daß sich die Augwind auch mit einer besseren Energieeffizienz bei vielen industriellen Prozessen befaßt, die auf Druckluft angewiesen sind. Hierfür sind seit 2016 über 50 Installationen des AirSmart-Systems erfolgt, das die Kompressorlaufzeiten optimiert und Stromtarife in Schwachlastzeiten nutzet um die Druckluftspeicher zu füllen, die den Luftdruck in diesen Systemen stabilisiert und den Stromverbrauch für Luftkompressorsysteme um bis zu 40 % zu senken vermag.

Im Oktober 2021 folgt die Meldung, daß die Firma im Kibbuz Yahel im Süden des Landes das erste Druckluftspeichersystem errichtet hat. Die Anlage im kommerziellen Maßstab mit einer Leistung von 250 kW / 1 MWh ist an eine PV-Anlage angeschlossen. Mit der Firma Mey Ram Infrastructures in Akka wird zudem die Installation einer 5 MWh Anlage vereinbart.

Im Gesamtzusammenhang ist auch von Interesse, daß auf dem COP26-Gipfel im November 2021 ein internationales Long Duration Energy Storage Council (LDES) gegründet wird, dem 25 Gründungsmitglieder angehören, darunter BP, Siemens Energy, die New York Power Authority und der Investor Breakthrough Energy Ventures. Der Rat geht davon aus, daß bis 2040 weltweit 85 – 140 TWh in Langzeitspeichern benötigt werden, um die Begrenzung der globalen Erwärmung auf 1,5°C halten zu können, was Investitionen in Höhe von 1,5 – 3 Billionen Dollar erfordern könnte.

Als Langzeitspeicher wird in der Regel jede Technologie bezeichnet, die gespeicherte Energie mit voller Kapazität länger als vier Stunden abgeben kann.

Die Branchenexperten des Rates sollen noch in diesem Monat einen strategischen Bericht über LDES-Technologien veröffentlichen, um Regierungen und Netzbetreibern faktengestützte Orientierungshilfen für den Einsatz von Langzeit-Energiespeichern zu bieten. Im aktuellen Programm wird die CAES-Technologie aber noch nicht aufgeführt – dafür erscheinen neben thermischen Speichern und Batterie-Lösungen immerhin die Lageenergiespeicher (s.d.).

Im Dezember 2021 veröffentlichen Wissenschaftler der Oregon State University (OSU) um Nicholas AuYeung eine Studie über die Verbesserung der Effizienz der Druckluft-Energiespeicherung (‚Thermochemical heat recuperation for compressed air energy storage‘). Dabei schlagen sie vor, eine Technik zur thermochemischen Energiespeicherung (TCES) einzusetzen, die Energie in chemischen Bindungen speichert, um die bei der Luftverdichtung entstehende Wärme zurückzugewinnen – was den Wirkungsgrad der Druckluftspeicherung auf bis zu 60 % erhöhen könnte.

Von besonderem Interesse sind dabei TCES-Systeme, die auf Metalloxid-Redoxreaktionen basieren, da diese unter hohem Sauerstoffpartialdruck Sauerstoff freisetzen können. In Frage kommt aber auch jede andere Chemie, die unter hohem Druck arbeiten kann.

Die Wissenschaftler schlagen vor, insbesondere die Widerstandserwärmung zu nutzen, um Bariumoxide in der Ladestufe von CAES durch drei verschiedene Strategien zu zersetzen: Direkte Wärmeübertragung durch ein reaktives Bett aus TCES-Materialien in einer Feststoff/Gas-Reaktion; indirekte Wärmeübertragung zwischen heißer Luft und dem TCES-System; und eine Kombination aus direkter und indirekter Wärmeübertragung. Für die Zukunft plant das Forschungsteam, weitere Materialien zu untersuchen. Eine Kostenanalyse wurde noch nicht durchgeführt.

 

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