TEIL C

ENERGIESPEICHERN

Lageenergiespeicher (I)

Im Grunde handelt es sich bei Lageenergie- oder Hubspeichern um Systeme, die Pumpspeicherkraftwerken ähneln – nur daß sie auch mit festen Materialien wie Gestein oder Beton arbeiten können und einen wesentlich geringeren Platzbedarf haben (etwa 1/100 eines Pumpspeicherwerks). Doch auch die Uhrengewichte im Wohnzimmer oder in Kirchtürmen sind Lageenergiespeicher – und auf Formentera soll es einen Leuchtturm geben, dessen Wärter täglich Gewichte den Turm hochtragen muß, um damit einen drehenden Leuchtfeuerantrieb mit Gaslampe in Gang zu halten.

Im englischsprachigen Raum wird häufig von Gravitationsenergie-Speicherung (gravity energy storage) gesprochen. Bei dieser Speicherform ist ein hohes Produkt von Masse x Höhe am effektivsten, so daß z.B. Bergwerksstollen, Steinbrüche und Industriebrachen geeignete Standorte darstellen. Ein besonderer Vorteil der Lageenergiespeicher ist ihre Skalierbarkeit, weshalb sie leicht als kleinere Anlagen umsetzbar sind - doch auch ihr Wirkungsgrad von bis zu 90 % ist nicht zu unterschätzen.

Ein sehr frühes Patent stammt von Reginald A. Fessenden aus Brookline in Massachusetts und aus dem Jahr 1907 (US-Nr. 1247520, erteilt 1917). Sein ,System of storing power‘ nutzt Windenergie, um Wasser auf ein höheres Niveau zu befördern, wo es gespeichert bleibt, bis wieder Bedarf nach der Energie besteht. Interessanterweise verweist dem Erfinder in seinem Patenttext auch auf die Solarenergie hin, die pro Quadratmeile soviel liefern könne wie die Niagarafälle.

Da die Kapazitäten großer Pumpspeicher besonders in dicht besiedelten Ländern wie Deutschland begrenzt sind und die Planungen neuer Speicher zudem oftmals auf ökologische Bedenken stoßen, ist ihr Ausbau nur noch in geringem Umfang möglich. Dabei rechnet das Electric Power Research Institute (EPRI) in den USA vor, daß diese Technologie etwa 99 % der weltweit verfügbaren Speicherkapazität ausmacht (Stand 2013).

Dazu kommt, daß z.B. in der Nähe der norddeutschen Windkraftstandorte schlicht die Berge fehlen, die den Speicherbecken ein natürliches Gefälle bieten. Dafür gibt es hier andere Möglichkeiten: Als Alternative zu unterirdischen Schächten würden auch Installationen auf dem offenen Meer Hübe von mehreren hundert Metern erlauben, und im Bereich von Tiefseegebieten sogar weit über 1.000 m. Dort müßte das Kraftwerk selbst auf einem Schwimmkörper errichtet werden, womit sich eine natürliche Kombination mit Offshore-Windkraftanlagen anbietet.

Eine kurze Berechnung: Wird eine Masse von 1 kg um 1 m angehoben, muß 9,81 Nm Arbeit aufgewandt werden, was einer potentiellen Energie von 9,81 Ws entspricht. Wird die Masse wieder heruntergelassen, wird auch die darin gespeicherte Arbeit wieder frei und kann genutzt werden. Das Potential eines Schwerbetonquaders von 3 x 4 x 10 m und einem Gewicht von ca. 360 t beträgt bei einer Hubhöhe von 100 m exakt 100 kWh.

Kleiner dimensionierte Umsetzungen existieren heute z.B. in Form von Zahnradbahnen, wie etwa die Bayerische Zugspitzbahn, aber auch als Aufzüge, welche bei der Abwärtsbewegung mittels Rekuperationsbremsen elektrische Energie erzeugen und ins Netz zurückspeisen. Im Grunde kommt dafür jede Technik in Betracht, die Gegenstände in vertikaler Richtung bewegt, wobei diese senkrecht wie bei einem Aufzug oder Kran, aber auch schräg wie bei der Zahnradbahn erfolgen kann.

Unter den diversen Patentanmeldungen, die ich im deutschen Raum zu diesem Thema gefunden habe, scheint die des Erfinders Dipl.-Ing. Ernst-Ulrich Mathieu aus Frei-Laubersheim die erste gewesen zu sein. Mathieu hatte im Juli 2000 ein mechanisches Hubspeicherwerk angemeldet, das im Februar 2002 offengelegt wurde (DE-Nr. 10037678.9). Später hat er sein Patent allerdings erlöschen lassen.

Ein weiteres Patent stammt von Jürgen Pesch, der seine Hubspeicherkraftwerk-Idee im November 2007 anmeldet, die dann im Juni 2009 offengelegt wird (DE-Nr. 102007057323). Allerdings habe ich bislang nichts über eine weitere Beschäftigung mit diesen beiden Konzepten finden können.

Zu erwähnen wären auch noch die inzwischen erloschenen Patente von Karl-Heinz Prywerek aus Magdeburg: ‚Energiespeicherung in Form von potenzieller Energie‘ (DE-Nr. 202010017162, angemeldet 2010, veröffentlicht 2011), bei dem eine vorhandene Anlage, die nicht mehr als Schiffshebewerk benötigt wird, in Zukunft als Energiespeicher dienen soll – sowie ‚Hubenergiespeicher als Speicher für potenzielle Energie‘ (DE-Nr. 202011001141, angemeldet 2011, veröffentlicht 2011), bei dem eine Anwendung z.B. in Windkraftanlagen erfolgen soll, indem ein Gewicht  im Turm der Windkraftanlage installiert und zur Energiespeicherung wird.

Im März 2010 stellt der Entwickler und Diplomphysiker Werner Rau aus Keltern eine umfangreiche Studie zu Hubspeicher-Kraftwerken als lokale Zwischenspeicher vor, wobei er verschiedene weitere Beispielanwendungen nebst ihren Kostenrechnungen präsentiert: Einen Seilwindenhub an einer Steilwand, einen Fahrzeughub mit einer Gleisanlage, verschiedene Hubspeicher mit Ketten- bzw. Zahnradhub, sowie einen Hydraulikhub mit Wasser, das beim Entladen eine Turbine antreibt. Dieses auch als Tankspeicher bekannte System beruht auf dem Prinzip der kommunizierenden Röhren und kann als Variante auch in tiefen Gewässern installiert werden.

Rau hat seit 2007 verschiedene Hubspeicher-Modelle entwickelt, die wahlweise manuell, mit Strom aus dem Netz oder mit einem Solarmodul aufgeladen werden können. Ziel der Entwicklung seines Gravity Home System ist es, einen kostengünstigen und robusten Stromspeicher für Entwicklungsländer zur Verfügung zu stellen.

Eines der ersten Patente von Rau wird im April 2007 angemeldet und im Oktober 2008 erteilt (Erzeuger und Speicher elektrischer Energie, DE-Nr. 102007017695). Diverse weitere Patente folgen, darunter im Jahr 2010 auch eines für ein schwimmendes Hubspeicherkraftwerk (DE-Nr. 102010014342). Seit 2008 existiert zudem das von Rau freigeschaltete Internetportal www.hubspeicher.de.

Im Jahr 2011 kann der Entwickler einen Prototyp vorweisen, bei dem das Produkt aus Gewicht (20 kg) mal Hubhöhe (1 m) ausreicht, um eine Kerosinlampe für eine Stunde zu ersetzen. Ein solcher Mikrohubspeicher besteht aus einer kleinen Seilwinde mit Freilauf, einem Getriebegenerator und einer darauf abgestimmten LED-Leuchte. Bei einer Serienfertigung werden die Kosten auf ca. 30 € geschätzt. Das Modell wird auch in dem im April in Karlsruhe eröffneten Future Energy Research Center der SAP AG gezeigt, wo es die Speicherung und Rückgewinnung elektrischer Energie demonstriert.

Ähnliche Systeme habe ich bereits im Kapitel Muskelkraft unter Weitere Innovationen beschrieben (First Light, Gravia u.a.), da die hier genutzte Primärenergie ja die Muskelkraft ist, mit welcher die Gewichte hinaufgezogen bzw. die Sandspeicher umgedreht werden.

Im Zuge unserer persönlichen Korrespondenz wies mich Herr Rau zudem auf das abgebildete Modell seines Fahrzeugspeicher-Kraftwerks hin, bei dem eine Seilwinde einen Wagen, der mit 8 kg Kies beladen ist, auf einer ansteigenden Gleisstrecke hochzieht. Diese hat eine Neigung von ca. 30° bei einer Fahrbahnlänge von 4 m, wodurch die Hubhöhe 2 m beträgt. Diese genügt, um eine Hochleistungs-LED für eine Stunde zu betreiben.

Im März 2013 wird die RauEE Stiftung Erneuerbare Energien gegründet, um die dezentrale Erzeugung und Bereitstellung erneuerbarer Energien zu fördern, unter Einhaltung umweltschonender und ethischer Kriterien. Nachdem Rau jedoch die schmerzliche Erfahrung macht, daß die Stellungnahmen des Patentamts in der Regel erst nach mehr als sechs Jahren erfolgen, Anfragen zum Bearbeitungsstand und schriftliche Anträge auf Anhörung mehrfach nicht beantwortet sowie eine telefonisch vereinbarte Anhörung nicht eingehalten werden, was bis zu acht vergebliche Jahresgebühren kostet, ist eine wirtschaftliche Nutzung der Patente nicht mehr zu erwarten.

Der Erfinder stellt daher 2016 alle Gebührenzahlungen ein: „Zukünftige Patentideen werden nicht mehr angemeldet. Um die Verbreitung der Hubspeichertechnologien zu fördern, erklärt die RauEE-Stiftung hiermit, auf alle Schutzrechte zu verzichten.“

Ein weiterer Ideengeber für Hubspeicher-Kraftwerke, welche die potentielle Energie der Schwerkraft nutzen, ist der deutsche Prof. Eduard Heindl aus Furtwangen, der seit 2010 für die von ihm bevorzugte Variante hydraulischer Lageenergiespeicher wirbt und dabei aus Kostengründen gegen alle anderen Ansätze argumentiert, die versuchen, große Massen mit mechanischen Mitteln wie Seilen oder Gleisen anzuheben.

Heindl schlägt statt dessen einen Granitzylinder mit einem Radius von 150 m vor (in einer größeren Version von sogar 500 m), der in einem abgedichteten Schacht ‚schwimmt’, welcher von unten mit Wasser mit 200 Bar Druck befüllt wird, wofür überschüssige Energie aus Solar- und Windkraftwerken zu verwenden ist. Der angehobene Zylinder speichert diese Pumpenergie nun in Form von Lageenergie. Bei Strombedarf wird das unter Druck stehende Wasser über Turbinen und Generatoren geführt, und dem Speicher damit die benötigte Energie wieder entnommen. Der Wirkungsgrad eines solchen Systems soll bei 80 % liegen.

Auf der Seite von Prof. Heindl gibt es eine Reihe von erläuternden Videos, die sich der interessierte Leser auf jeden Fall anschauen sollte um im Detail zu verstehen, wie sich 2.000 GWh in einem Felsblock speichern lassen, was mehr sei, als ganz Deutschland an einem Durchnittstag verbraucht. Die Baukosten eines solchen Zylinders mit 500 m Radius sollen in der Größenordnung von 2 Mrd. € liegen, was nur solange nach viel Geld klingt, bis man weiß, daß ein theoretisches Pumpspeicherkraftwerk gleicher Kapazität rund 100 Mrd. € kosten würde.

Das Patent von Heindl namens ‚Energiespeicher auf Basis von Lageenergie durch hydraulische Hebung einer Felsmasse‘ wird 2010 angemeldet und 2013 erteilt (DE-Nr. 102010034757).

Im Jahr 2011 wird Heindl für sein Konzept in München mit dem QUERDENKER-Award ausgezeichnet (damals war dieser Begriff noch ehrenvoll, bevor er im Zuge der ,COVID-Pandemie’ diffamiert wurde), und 2012 wird eine kleine Demonstrationsanlage mit einem 2 m durchmessenden Zylinder geplant, bei der das Verhalten des Granits beobachtet und die geeigneten Materialien für die Beschichtung der Dichtungen gefunden werden sollen, die als eine der Schwachstellen des Systems gelten.

Laut Heindl ist darüber hinaus auch schon ein erstes Projekt mit einem Durchmesser von 60 m in einer sehr konkreten Planungsphase angelangt, das mit einer Speicherkapazität von 1 GWh nah an der kommerziellen Nutzbarkeit liegt, die der Erfinder ab einem Durchmesser von 100 m sieht. Ein derartiger Felskolben würde 120 m lang sein – und beim Betrieb bis 60 m über die Erdoberfläche hinaufsteigen. Die Bauarbeiten hierfür sollen in etwa fünf Jahren beginnen.

Dem sollen sich dann Projekte mit Durchmessern von 125, 250 und 500 m anschließen, denn mit jeder Verdoppelung des Durchmessers erhöht sich die Speicherkapazität um den Faktor 16, da diese mit der vierten Potenz steigt. Im Einzelnen: Eine Verdopplung des Durchmessers erhöht die Fläche im Quadrat als Faktor 4. Wenn dabei dann auch noch der Körper doppelte Höhe hat (gleiche Proportion D zu H), verdoppelt sich das Gewicht = Faktor 8, und mit Verdopplung des Hubes (= Verdopplung der Arbeit) wird der Faktor 16 erreicht. Es sind sehr ambitionierte Pläne, doch es gelingt nicht, die hierfür benötigten Mittel zusammen zu bekommen.

Im Jahr 2013 wird die Heindl Energy GmbH mit Sitz in Stuttgart gegründet, die zwischen 2015 und 2019 diverse Patente und Marken anmeldet und auch wiederholt in die Presse kommt. Zu einer Umsetzung der Technologie kommt es jedoch nich, woraufhin das Unternehmen im Juli 2020 in Liquidition geht und im Folgejahr an die New Energy Let’s Go UG von Sven Bode in Hamburg verkauft wird, die solange als Übergangsinvestor auftritt, bis ein neuer strategischer Investor für die Entwicklung eines Pilotprojekts gefunden wird. Bis dahin firmiert das Projekt unter dem Namen Gravity Storage.

Unter den Forschungsvorhaben ist ein Projekt von Prof. Achim Gottscheber an der SRH Hochschule Heidelberg zu nennen, bei dem im Jahr 2011 mehrere Semesterarbeiten durchgeführt werden, um den Bau eines Hubspeicherkraftwerks vorzubereiten. Es ist aber nichts über eine weitere Beschäftigung mit dem Projekt zu finden - und auch die entsprechende Homepage ist inzwischen offline. Gottscheber hat übrigens auch Werner Rau bei der Entwicklung des Gravity Home Systems geholfen (s.o.).

Am Arbeitsbereich Wasserbau des Instituts für Infrastruktur der Leopold-Franzens Universität Innsbruck (LFUI) wird unter der Leitung von Prof. Markus Aufleger ein Prototyp gebaut, um die technische Machbarkeit eines hydraulischen Großspeichers zu untersuchen, der Powertower genannt wird und topographieunabhängig in der Nähe der Stromproduzenten realisierbar ist. Partner sind die Technische Universität Clausthal (TUC) und die Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen (RWTHA).

Gefördert wird das von 2011 bis 2013 laufende Projekt vom Klima- und Energiefonds der Österreichischen Forschungsförderungsgesellschaft mbH (FFG), die 70 % der Gesamtkosten von 287.000 € übernimmt, durchgeführt wird es im Rahmen des Programms Neue Energien 2020.

Der Prototyp besteht aus einem 220 cm hohen Hohlzylinder aus Plexiglas mit einem Durchmesser von 64 cm, in den mit Hilfe einer leichtgängigen Dichtung ein massiver Stahlzylinder von 1 t Gewicht (Auflast) eingepaßt ist. Das freie Volumen des Plexiglaszylinders ist mit Wasser gefüllt. Beim Beladen des Speichers wird das Wasser mittels einer Pumpturbine von dem oberen Segment des Plexiglaszylinders abgesaugt und von unten in den Zylinder gepumpt, wodurch der Stahlzylinder angehoben wird.

Im Entladebetrieb treibt das Gewicht des Stahlzylinders die Umkehrturbine an, die über den Generator den Strom in das Netz zurückspeist, während das Wasser im oberen Teil des Plexiglaszylinders gelagert wird. Die Anordnung der Maschineneinheit kann extern über ein Umlaufrohr erfolgen, wie es bei dem Prototyp der Fall ist – genauso aber auch intern, indem die Pumpturbine im Innern der Auflast installiert wird.

Im Jahr 2012 wird im Außengelände des Wasserbaulabors ein größerer Prototyp namens Powertower 2 (o. PT 2) von 6 m Höhe und 2,3 m Durchmesser aufgestellt, an dem neben der Betriebsweise mit interner Maschineneinheit, bei der die Pumpturbine fest in dem 40 Tonnen schweren Kolben installiert ist und sich mit diesem auf und ab bewegt, auch noch verschiedene Dichtungssysteme untersucht werden. Außerdem wird die Wirkung zusätzlich eingebauter Federsysteme zur weiteren Druckerhöhung getestet.

Der Wirkungsgrad des Systems wird mit 80 % angegeben. Um als reales Speicherkraftwerk eingesetzt zu werden, müßte der Powertower aber eine Höhe von mindestens 100 m erreichen. Dies soll durch eine Anordnung in Gruppen und einen teilweise unterirdischen Verbau möglich werden. Der im November 2013 veröffentlichte Endbericht mit dem Titel ,Hydraulischer Großenergiespeicher Powertower’ ist im Netz abrufbar.

Zwar wird im Laufe der Folgejahre immer wieder über das LFUI-Projekt berichtet, doch der eigentlich für 2015 geplante Powertower 3 (PT 3) mit einer Höhe von 20 - 30 m und einem Durchmesser von 5 - 15 m, für dessen Vorbereitung die FFG einen Betrag von 73.500 € bereitstellt, wird nicht realisiert. Auch die Entwicklung eines 50 - 100 m hohen Sytems scheint nicht weiter verfolgt zu werden.

Bereits auf dem 12. Symposium Energieinnovation im Februar 2012 in Graz hatte Aufleger gemeinsam mit Valerie Neisch und Robert Klar zudem einen weiteren Vorschlag unter dem Namen Buoyant Energy präsentiert.

Dabei handelt es sich um einen patentierten schwimmenden hydraulischen Lageenergiespeicher aus Stahl oder Beton, der idealerweise im Bereich von Offshore-Windkraftanlagen eingesetzt werden soll – und als „vollkommen neuer Ansatz“ vorgestellt wird (DE-Nr. 102011012594, angemeldet 2011, inzwischen erloschen; vgl.: EP-Nr. 2681445 sowie US-Nr. 20140033700).

Bei diesem ,schwimmenden Pumpspeicherkraftwerk’ wird je nach energiewirtschaftlichem Erfordernis (Stromüberschuß / Stromnachfrage) Wasser zwischen einem in einem großen Schwimmkörper integrierten Reservoir und dem umgebenden See bzw. Ozean hin und her bewegt. Dabei wird die elektrische Energie vollständig in Form von potentieller Energie gespeichert. Bei Energiezufuhr (Pumpbetrieb) hebt sich der gesamte Baukörper und bei der Energiegewinnung (Turbinenbetrieb) erfolgt eine kontrollierte Absenkung.

Im März 2013 stellt die Universität Innsbruck zusammen mit der TU Wien einen Förderantrag bei der FFG für ein Forschungsprojekt namens ‚Entwicklung innovativer Konzepte zur hydraulischen Offshore Energiespeicherung mittels schwimmender Fluidreservoirs’, und im April 2014 findet in Brüssel das erste Treffen des Buoyant Energy Horizon2020 Konsortiums statt, an dem u.a. Wissenschaftler der Universitäten Edinburgh, Malta und Aalborg teilnehmen.

Das Projekt wird erneut im September 2014 sowie ein weiteres Mal im gleichen Monat des Jahres 2015 eingereicht, allerdings erfolglos. Weitere Schritte scheinen nicht mehr erfolgt zu sein.

Auf außereuropäischer Ebene läßt sich das Interesse an Lageenergiespeichern sogar noch weiter zurückverfolgen, denn die Firma Gravity Power LLC in Goleta, Kalifornien, wird schon im Jahr 2008 gegründet. Dabei handelt es sich um ein Spin-of der LaunchPoint Innovations LLC, deren Schwesterfirma LaunchPoint Technologies Inc. sich mit Schwungradspeichern beschäftigt (s.d.).

Das Patent ‚System and Method of Storing Energy‘, auf dem die Entwicklung basiert, wird im Februar 2009 von der LaunchPoint Technologies Inc. angemeldet (US-Nr. 8166760, erteilt 2012), als Erfinder wird ein O. James Fiske genannt.

Das neue Unternehmen erhält 3 Mio. $ Risikokapital, in erster Linie von den Investoren Quercus Trust und 21Ventures, um die Gravity Power Module (GPM) zu entwickeln und entsprechende Demonstrationsprojekte durchzuführen. Auch diese Technologie nutzt die bewährten Grundsätze der Pumpspeicher-Wasserkraft, deren Konzept in eine neue Richtung erweitert wird: nach unten. Weshalb als Standorte vorzugsweise aufgegebene Minen und Schachtanlagen in Frage kommen. Der Firma zufolge können die von geologischen Grundvoraussetzungen unabhängigen Gravity Power Pumpspeicher (GPPS) aber so gut wie überall und in einer verhältnismäßig kurzen Bauzeit von nur 28 Monaten erstellt werden.

Technisch ähnelt das System den o.e. Entwürfen von Heindl oder der UIBK, da hier ebenfalls ein sehr großer und schwerer Kolben – mittels spezieller Sägen direkt aus dem Fels geschnitten – über Wasserdruck in einem unterirdischen Stollen nach oben gedrückt wird. Sobald der Kolben wieder abgelassen wird, treibt der entstehende Ddruck eine Strom produzierende Turbine an.

Gravity Power sieht den Hauptzweck der GPM-Einheiten als Tagesspeicher, also zum Einspeichern von Strom in der Nacht, der während der Tagesspitzen dann mit Gewinn verkauft wird. Aus diesem Grund werden Einheiten mit deutlich niedrigeren Speicher-Kapazitäten von 100 - 200 MWh je Röhre angepeilt, bei denen mit einem Wirkungsgrad von bis zu 83 % gerechnet wird.

Mit den Tunnelbauexperten der Firmen Babendererde Engineers GmbH in Lübeck und Brierley Associates aus Colorado, dem Tunnelbohrmaschinen-Unternehmen Robbins Co. aus Ohio, dem österreichischen Spezialisten für Wasserkraftwerke Andritz Hydro GmbH sowie dem deutschen Bauunternehmen Hochtief, das dem spanischen Baukonzern Grupo ACS gehört, findet die Gravity Power kompetente Partner, um das erste unterirdische Schwerlastkolben-Pumpspeicher-Kraftwerk zu errichten. Nun werden weitere 4 Mio. $ benötigt, um im Laufe des Jahres 2011 einen Prototypen mit 60 m Tiefe und einem Durchmesser von 1,5 m zu bauen.

Für 2013 ist dann eine kommerzielle 25 MW Demonstrationsanlage geplant, bei der ein 6 m durchmessender und 500 m tiefer Speicherschacht mit einer 8.000 t schweren Speichermasse 8,5 MWh Energie speichern soll. Den Berechnungen zufolge würde eine 40 MW Einheit einen Durchmesser von 30 m haben und 500 m tief sein, während eine 250 MW Einheit bei gleicher Tiefe einen Durchmesser von 80 m hätte. In dieser Größe soll das GPPS etwa 250 Mio. $ kosten (später: 325 €).

Tatsächlich werden Anfang 2011 an einem Standort in Santa Barbara erste Tests durchgeführt, über die aber keine Details zu finden sind, doch 2012 ist man noch immer auf der Suche nach zusätzlichen Investoren. Im April legt Babendererde eine detaillierte Konstruktions- und Machbarkeitsstudie für ein 40 MW GPPS vor, und im Juni kann Gravity Power durch den F&E-Auftrag eines großen Öl- und Gasunternehmens erste Einnahmen verbuchen, doch so richtig voran geht es noch immer nicht.

In Deutschland wird Gravity Power von dem im Mai 2012 gegründeten Tochterunternehmen Gravity Energy AG in Hofheim am Taunus repräsentiert.

Meldungen vom September 2013 zufolge plant die Firma, in Baden-Württemberg und Bayern drei Anlagen zu bauen, die überschüssigen Wind- und Solarstrom speichern. Gemeinsam sollen sie etwa die gleiche Kapazität wie Deutschlands größtes Pumpspeicherwerk haben, dem seit 2003 bestehenden PSW Goldisthal in Thüringen. Dieses Speicherkraftwerk bietet eine maximal speicherbare Elektroenergiemenge von 8,5 GWh, die Baukosten hierfür haben 623 Mio. € betragen.

Nun ist die Rede von einer Anlage mit einem zwischen 500 und 1.000 m tiefen Schacht und einem Durchmesser von 30 – 80 m, der mit Stahlbeton ausgekleidet wird. In dem Schacht hängt ein genau passender, schwerer Kolben, der halb so hoch ist wie die Schachttiefe. Er besteht aus blankem Fels oder einer Stahlbetonhülle, die mit Bruchsteinen oder Eisenerz gefüllt wird.

Für die baden-württembergischen Speicher ist Bad Urach in der Region Neckar-Alb angedacht, wo der Untergrund bestens bekannt ist, da es dort im Rahmen eines mittlerweile aufgegebenen Geothermieprojekts Erkundungsbohrungen bis in eine Tiefe von rund 4.000 m gegeben hat. Als erstes soll jedoch eine Demonstrations- und Testanlage einer Leistung von 1 – 2 MW gebaut werden, für die ein 175 m tiefer Schacht mit einem Durchmesser von 8 m ausreicht.

Im Juni 2014 gibt Gravity Power den Standort für ihre weltweit erste Testanlage bekannt: die oberbayerische Gemeinde Kochel am See. Der Bau der Pilotanlage, die mit 140 m Tiefe und 8 m (andere Quellen: 10 m) Durchmesser sowie einem 70 m großen Kolben eine Leistung von 1 MW haben wird, soll noch dieses Jahr beginnen, 12 – 14 Monate dauern und 10 Mio. € kosten.

Aus nicht näher genannten Gründen wird der geplante Standort dann jedoch in das 10 km entfernte Penzberg verlegt, wo der der lokale Bauausschuß im Oktober grünes Licht für eine ca. 110 m tiefe Erkundungsbohrung im Industriepark Nonnenwald gibt. Doch schon einen Monat später kommt das Aus, denn die geotechnische Untersuchung ergibt, daß die Bohrung großer Wahrscheinlichkeit auf bis zu zehn vertikale Schichten von Pechkohle gestoßen wäre – und Kohle muß als Sondermüll entsorgt werden. Außerdem kann die beabsichtigte Schlitzbauweise nicht angewandt werden.

Als Alternative sollen noch in diesem Jahr auf einem Gelände der Stadtwerke Weilheim, die bereits früher Interesse an einer Probeanlage angemeldet hatten, Erkundungsbohrungen stattfinden. Tatsächlich verzögert sich das Ganze aber beträchtlich, und erst im Januar 2017 ist zu erfahren, daß die Firma nun in der Kiesgrube der Stadtwerke eine Forschungs- und Demonstrationsanlage errichten will, die den Nachweis der Funktionsfähigkeit der GPPS-Technologie erbringen soll.

Das Projekt wird vom Fraunhofer Institut für Bauphysik in Holzkirchen wissenschaftlich begleitet und zertifiziert, das sich zudem mit einer neuen Methode zum Recyceln von Beton beteiligen möchte. Dies bezieht sich auf einen Vorschlag der Gravity Energy, die GPPS-Anlagen in ehemaligen Atomkraftwerken zu errichten und deren zerkleinerte Betonstrukturen zum Befüllen des Kolbens zu nutzen. Bei dem Projekt in Weilheim wird 200 m tief in die Erde gebohrt, um den Boden zu erkunden – der sich als geeignet erweist.

Berichten vom September 2018 zufolge hängt die Realisierung nun davon ab, ob das Testverfahren für das geplante Dichtungssystem erfolgreich verläuft, welches als Dreh- und Angelpunkt des Systems betrachtet wird. Die entsprechenden Versuche laufen seit dem Frühjahr im Wasserbecken einer Werftanlage in Lübeck und sollen bis zum Winter beendet werden, damit die Bauarbeiten im Frühjahr 2019 beginnen können – sofern bis dahin auch die Finanzierung steht. Nach ihrer Fertigstellung soll die Anlage dann von den Stadtwerken betrieben werden. Von staatlicher Seite wird das inzwischen auf 11 – 18 Mio. € geschätzte Projekt bislang finanziell nicht gefördert.

Anfang 2021 wird davon ausgegangen, daß der Bau des Energiespeichers 2023 beginnen könnte.

Das 2009 von dem Ingenieur Aaron D. Fyke gegründete US-Unternehmen Energy Cache Inc. im kalifornischen Pasadena entwickelt ebenfalls einen Lageenergie-Stromspeicher, der sogar recht schnell umgesetzt werden könnte.

Statt Wasser wird hierbei Kies eingesetzt, der sich sowohl wie eine Flüssigkeit als auch wie ein Feststoff verhalten kann, wenn er bewegt wird. Außerdem ist er sehr billig. In einer Garage baut Fyke ein Hängekabel-Demoprojekt mit Eimern und Kies.

Über eine Seilbahn und unter Aufbietung von elektrischem Strom wird der Kies in kleinen Gondeln einen Berg hinauf transportiert, wo er angehäuft die gewonnene potentielle Energie speichert. Für den Bau der Systeme werden existierende Ausrüstungen aus dem Bergbau und der Skiliftindustrie übernommen, was die Projekte kostengünstig macht. Da jede Linie nur 3 m breit ist und kein spezielles Reservoir benötigt, kann das Kieskübelsystem an viel mehr Orten als ein Pumpspeicherkraftwerk installiert werden. Zudem ist es skalierbar, von ein paar Linien bis hin zu Hunderten davon für ein Großprojekt.

Wird die gespeicherte Energie benötigt, lädt man den Kies wieder in die Gondeln und das schwere Gestein treibt die Seilbahn den Berg hinunter, wobei Strom produziert wird. Die Firma ist überzeugt davon, daß die Technologie mit Leistungen von 50 – 100 MW gut funktionieren, flexibler und 40 % weniger kosten würde als ein Pumpspeicherkraftwerk. Das entsprechende Patent ‚Apparatuses and methods for energy storage‘ wird im Mai 2011 angemeldet, als Erfinder werden Fyke u.a. genannt (US-Nr. 8674527, erteilt 2014).

Mit Hilfe des Idealab-Gründers Bill Gross gelingt es der Energy Cache, Investitionskapital von Clarement Creek Ventures, dem Idealab und sogar von dem ebenfalls an Energieinnovationen interessierten Bill Gates zu bekommen. Damit kann das Unternehmen im Jahr 2012 in Irwindale einen Prototypen mit einer Leistung von 50 kW in Betrieb nehmen, der die Leistungsfähigkeit des Systems beweisen soll. Entscheidend ist die Frage, wie hoch die Energieverluste durch das Be- und Entladen sind.

Nach der Veröffentlichung von Video-Clips des Prototypen arbeitet die Firma nun an der ersten Kies-Liftanlage in einer Größe zwischen 500 kW und 1 MW, für deren Bauzeit drei Jahre veranschlagt werden. Nach dem Bau dieser Demo-Linie will sich das Unternehmen um die Finanzierung des ersten kommerziellen Projekts bemühen.

Im Mai 2013 meldet die Presse, daß Energy Cache vom britischen Department of Energy and Climate Change (DECC) 500.000 £ für die Durchführbarkeitsstudie eines Projekts erhalten hat, das die Planung, den Bau und die Erprobung eines Demonstrators mit einer Kapazität von 250 kW und einer Dauer von zwei Stunden im kommerziellen Maßstab vorsieht.

Tatsächlich bleibt es in den darauf folgenden Jahren aber sehr ruhig um das Projekt, und erst im März 2019 veröffentlicht Fyke einen im Netz einsehbaren Artikel mit dem Titel ‚The Fall and Rise of Gravity Storage Technologies‘, in welchem er u.a. darüber berichtet, daß die Firma Energy Cache schließlich stillgelegt wurde, während die Kerntechnologie in einem Unternehmen namens Energy Vault neue Verwendung fand, deren Mitbegründer und Direktor Fyke wurde (s.u.).

Auch das 1977 gegründete und in Surrey, England, beheimatete Beratungsunternehmen EscoVale Consultancy Services schlägt Anfang 2011 einen Lageenergiespeicher vor – und spricht dabei von einen 150 Mio. t schweren Diskus aus Beton, der durch Wasserdruck angehoben wird. Auf eine Höhe von 50 m gebracht würde dieser 10 Stunden lang eine Leistung von 20 GW abgeben können.

Der Name des Projekts lautet The GBES Concept (Ground-Breaking Energy Storage) und zur Umsetzung besteht eine Partnerschaft mit der Firma Swanbarton Ltd. Ob das Ganze jedoch seriös ist, läßt sich aufgrund mangelnder Informationen bislang nicht entscheiden. Die Homepage des Unternehmens ist jedenfalls seit 2016 eingefroren.

Im April 2013 berichten die Fachblogs von einer weiten Gravitationsspeicher-Technologie, die diesmal auf einem schienenbasierten System beruht, das vom Prinzip her dem von Rau vorgeschlagenen Fahrzeughub-Speichersystem von 2007 entspricht (s.o.).

Das Konzept der im Februar 2010 in Santa Barbara, Kalifornien, gegründeten Firma Advanced Rail Energy Storage (ARES) ist so einfach wie clever: Anstelle von Dämmen, Kanälen und Wasser werden Eisenbahnschienen eingesetzt, auf denen automatisch gesteuerte Elektro- Zugeinheiten Gewichte bis zu 300 Tonnen eine Steigung von 7 – 8 % hinaufschleppen, wo sie als gespeicherte potentielle Energie so lange warten, bis die Energie wieder benötigt wird.

In diesem Fall wird der Lokomotivenmotor zum elektrischen Generator, während der Zug von seinem Eigengewicht angetrieben mit etwa 40 km/h wieder talwärts rollt und dabei Strom produziert. Dessen Übertragung zu und von den Fahrzeugen erfolgt über eine Stromschiene, während die Geschwindigkeits- und Positionsdaten an einen zentralen Computer gemeldet werden, der die Fahrzeuge anhand des aktuellen Energiebedarfs koordiniert und verhindert, daß sie zusammenstoßen. Bei einer Stromunterbrechung werden automatisch die Luftbremsen der Fahrzeuge aktiviert.

Nach Angaben des Unternehmens kann das patentierte Regulation Energy Management System (REM) innerhalb von drei Sekunden auf einen Anstieg oder Rückgang der Nachfrage reagieren, weist einen Lade-/Entlade-Wirkungsgrad von 86 % auf und kann bis zu 24 Stunden lang konstante Energie liefern. Außerdem sei ARES skalierbar und kann so konfiguriert werden, daß es sowohl Netzfrequenz-Regelungssysteme mit einer Leistung von 10 – 200 MW, als auch regionale Energiespeicher mit einer Speicherkapazität von bis zu 32 GWh bietet.

Ein groß angelegter Speicher von 500 MWh würde einen etwa 13 km langen Schienenstrang erfordern. Die Züge könnten den Strom für eine Stunde, eine Woche oder einen Monat speichern, und dies ohne jeden Verlust. Als Wirkungsgrad des später in GravityLine umgetauften Systems werden 90 % genannt.

Im Laufe des Jahres wird in den Tehachapi Bergen in Südkalifornien eine Pilotanlage ausprobiert, die als Konzeptnachweis die schwankende Stromversorgung eines benachbarten Windparks ausgleichen soll. Die Anlage verfügt über ein Pilotfahrzeug mit einem Gewicht von 5.670 kg, das auf einem Gleis mit einer Spurweite von 381 mm (15 Zoll) und einer Länge von 268 m fährt, was einem Maßstab von 3,75:1 entspricht, gemessen an einem Gleis mit der Standardspurweite von 1.435 mm. Weitere Details darüber sind nicht zu finden.

Das Unternehmen befindet sich seit dem September des Vorjahres auch im Genehmigungsverfahren für den Bau eines kommerziellen 50 MW Systems bei Gamebird Pit, einer von der örtlichen Firma Wulfenstein Construction betriebenen Kiesgrube in Pahrump, Nevada, das rund 50 Mio. $ kosten soll. Kunden sind die Stromversorgungsgenossenschaft Valley Electric Association Inc. und der Übertragungsnetzbetreiber California Independent System Operator (CA-ISO).

Die eingleisige Strecke mit einer Steigung von 8 % wird eine Länge von 8 km haben. Auf ihr sollen 32 Elektroloks verkehren, die jeweils 272 Tonnen (andere Quellen: 300 Tonnen) wiegen und rund 1,5 MW Leistung aufnehmen oder bereitstellen können.

Nach längerem Schweigen ist Mitte 2016 dann allerdings die Rede von einer Flotte aus 210 Massengut-Waggons mit einem Gesamtgewicht von 75.000 Tonnen, die auf einem geschlossenen Satz von zehn mehrgleisigen Strecken in einem hocheffizienten 15-minütigen Hin- und Rücklaufprozeß eingesetzt werden sollen, um eine Speicherkapazität von 24 GWh zu erreichen. Als erster Schritt soll eine Speicherbahn aus zwei E-Loks 12,5 MWh für 15 Minuten Regelungsleistung bereitstellen. Die Kosten für diese 50 MW Anlage, für die das U.S. Buero of Land Management in Nevada bereits seine Genehmigung erteilt hat, belaufen sich aktuellen Angaben zufolge auf 55 Mio. $.

Auch anschließend folgen mehrere Jahre ohne Neuigkeiten, und erst im Oktober 2020 berichtet die Presse, daß ARES Nevada, ein ARES-Tochterunternehmen, nun den Spatenstich für die erste GravityLine-Energiespeicheranlage vollzogen habe – zehn Jahre nach Gründung der Mutterfirma. Nach Abschluß der örtlichen Genehmigungsverfahren soll die einjährige Bauphase auf dem Gelände der Gamebird-Grube voraussichtlich Ende diesen Jahres beginnen, als Auftragnehmer für Planung, Beschaffung und Bau wird Potelco, ein Unternehmen von Quanta Services, ausgewählt.

 

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