TEIL C

ENERGIESPEICHERN

Lageenergiespeicher (II)

Im Jahr 2013 treten noch mehrere andere Akteure mit neuen Konzepten auf den Plan. So beispielsweise das Massachusetts Institute of Technology (MIT) in Cambridge, das im April einen im Netz einsehbaren Artikel mit dem Titel ‚Ocean Renewable Energy Storage (ORES) System: Analysis of an Undersea Energy Storage Concept‘ veröffentlicht. Bei diesem speziell auf Offshore-Windturbinen ausgerichteten System wird die Energie in riesigen hohlen Betonkugeln gespeichert, die auf dem Meeresboden liegen und auch als Anker für schwimmende Turbinen dienen sollen.

Die von den Windturbinen erzeugte (überschüssige) Energie wird genutzt, um Meerwasser aus der in der Tiefe liegenden Betonkugel mit einem Durchmesser von 30 m heraus zu pumpen – und wenn dann der Wind nachläßt und Strom benötigt wird, wird ein Ventil geöffnet, um das Wasser durch eine Turbine, die einen Generator zur Stromerzeugung antreibt, zurück in die Kugel zu leiten. Den MIT-Forschern zufolge kann eine solche Kugel in 400 m tiefem Wasser bis zu 6 MWh Strom speichern.

Da das zum Patent angemeldete ORES-System an das Stromnetz angeschlossen wäre, könnten die Kugeln auch zur Speicherung von Energie verwendet werden, die aus anderen Quellen stammt, z.B. aus Wind- und Solarkraftwerken an Land oder sogar aus Grundlastkraftwerken, die bei konstantem Betrieb am effizientesten sind. Außerdem könnte diese Speicherquelle innerhalb von Minuten zur Verfügung gestellt und ebenso schnell wieder abgeschaltet werden.

Die Kugeln mit ihren 3 m dicken Betonwänden würden jeweils Tausende von Tonnen wiegen und wären daher auch für die Verankerung der Windturbinen geeignet. Das Gewicht des Betons würde ausreichen, um die Strukturen auf dem Meeresboden zu halten, selbst wenn sie leer sind. Da es jedoch derzeit kein Schiff gibt, das eine Ladung dieser Größe und dieses Gewichts ausbringen kann, müßte hierfür ein spezieller Lastkahn konstruiert werden, um die Kugeln nach dem Gießen an Land aufs Meer zu ziehen und dort abzusenken.

Dieser Fakt trägt zu den vorläufigen Kostenschätzungen von etwa 12 Mio. $ für den Bau und die Aufstellung der ersten Kugel bei, wobei die Ausgaben von da an schrittweise abnehmen würden. Die Analyse des Teams zeigt, daß die Technologie in einer Tiefe von 200 m wirtschaftlich machbar wäre, wobei die Kosten pro Megawattstunde Speicher mit zunehmender Tiefe bis auf 1.500 m sinken, bevor sie wieder ansteigen. 750 m werden als optimale Tiefe für die Kugeln angesehen.

In dem Artikel wird darüber berichtet, daß Prof. Alexander H. Slocum und seine Studenten bereits 2011 einen Prototypen mit einem Durchmesser von 76 cm gebaut haben. Um die Tiefe zu simulieren, wird ein hohes Reservoir geschaffen, indem ein 240 l Faß auf einem Turm in 10 m Höhe über dem Einlaß der Turbine plaziert wird. Der Prototyp funktioniert während der Lade- und Entladezyklen gut und beweist die Machbarkeit der Idee.

Zudem entsteht in dieser Zeit die MIT-Dissertation von Gregory Edmund Fennell mit dem Titel ‚System design and manufacturability of concrete spheres for undersea pumped hydro energy or hydrocarbon storage‘, die man von der MIT-Homepage herunterladen kann.

Das Team hofft, die Tests auf eine 3 m durchmessende Kugel ausweiten zu können und dann – wenn die Finanzierung gesichert ist – eine 10 m Version zu bauen, die in einer Unterwasserumgebung getestet werden könnte. Dies scheint aber nicht umgesetzt worden zu sein, denn mehr läßt sich über das Projekt nicht finden.

Um so befremdlicher ist, daß im Juni 2016 über ein Forschungs- und Entwicklungsprojekt namens Stored Energy in the SEA (StEnSEA) berichtet wird, das sich ebenfalls mit der Entwicklung und Erprobung eines Pumpspeicherkonzeptes vor den Küsten im Meer befaßt und eine Laufzeit von Anfang 2013 bis Mitte 2017 hat. Denn es handelt sich auch in diesem Fall um hohle Betonkugeln mit einem Durchmesser von 30 m und 3 m dicken Wänden – was exakt den angedachten Maßen des vorstehenden MIT-Konzepts entspricht.

In den Publikationen wird die Erfindung des neuartigen Meeres-Pumpspeichers allerdings Prof. Horst Schmidt-Böcking von der Goethe-Universität Frankfurt und Gerhard Luther von der Universität Saarbrücken im Jahr 2011 zugesprochen. Zudem hat die damalige Hochtief Solutions AG gemeinsam mit Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) in Kassel (ehemals: Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme, IWES) eine Vorstudie zur grundsätzlichen Machbarkeit des Konzeptes bei großen Wassertiefen im Meer durchgeführt.

Anschließend dauert es fünf Jahre, bis die Technik mit Förderung des Bundeswirtschaftsministeriums am IWES zur Anwendungsreife gebracht werden kann. Das ORES-System des MIT wird hingegen nirgendwo erwähnt.

Auch bei dem StEnSEA-Konzept wird das Meer selbst als oberes Speicherreservoir genutzt. Wenn an Land Strombedarf besteht, öffnet sich ein Ventil an der Spitze der Betonhohlkugeln auf dem Meeresgrund und Meerwasser schießt mit extremem Druck in den Hohlraum der Kugel und treibt dabei einen Generator an. Steht wiederum überschüssiger Strom aus der Windenergieerzeugung zur Verfügung – denn auch bei diesem Projekt sollen die Kugeln Teil eines Offshore-Windparks sein – wird der Strom genutzt, um die Tiefseespeicher wieder leer zu pumpen.

Im November 2016 wird etwa 200 m vor dem Ufer im Bodensee bei Überlingen eine Betonkugel im Maßstab 1:10 mit einem Durchmesser von 3 m in einer Wassertiefe von 100 m abgesetzt, um während einer vierwöchigen Testphase zu zeigen, ob das System Speicherkraftwerk für Offshore-Strom geeignet ist und auch den angepeilten Wirkungsgrad von 75 – 80 % erreicht.

Außerdem sollen Detailfragen zur Konstruktion, Betriebsführung und Regelung überprüft werden. Die Betonkugel mit einer Wanddicke von 25 cm und einem Gewicht von 20 Tonnen wird von der Hochtief Engineering Consult IKS in Frankfurt/Main hergestellt.

Ende Februar 2017 wird die Betonkugel vor Überlingen mit einem Bergungsschiff an die Wasseroberfläche gezogen, im Industriehafen Hard per Autokran aus dem Wasser gehoben und anschließend ins Institut nach Kassel gebracht.

Nach dem Test im Bodensee sind die Zuständigen zuversichtlich und können „mit Sicherheit sagen, daß sich mit dem Konzept Energie speichern läßt“, wie IWES-Projektleiter Matthias Puchta erklärt. Die Pumpturbine, Elektronik und Sensorik funktionierten vier Wochen lang einwandfrei, genau wie das Speichern und Entladen der Hohlkugel. Als ebenso sicher gilt, daß das Konzept erst ab Wassertiefen von etwa 600 – 800 m wirtschaftlich anwendbar wird. Da die Speicherkapazität bei gleichem Volumen linear mit der Wassertiefe steigt, beträgt sie für eine der rund 10.000 Tonnen schweren Kugeln von 30 m Durchmesser in 700 m Tiefe ungefähr 20 MWh.

In der nächsten Stufe soll in etwa drei bis fünf Jahren eine 9 m große Betonkugel unter realen Bedingungen im Meer getestet werden, wofür bereits geeignete Standorte gesucht werden. Potential sehen die Forscher in Europa vor Norwegen und Spanien, aber auch vor den Küsten der USA und Japans.

Mögliche Auswirkungen auf die Unterwasserwelt werden ebenfalls bedacht. Die ökologischen Risiken durch die eingesetzten Materialien, überwiegend Stahl und Beton, sind gering, und es wird eine Pumpturbine ausgewählt, die auch zur Förderung von Trinkwasser eingesetzt wird. Und die Sicherstellung einer geringen Strömungsgeschwindigkeit am Wassereintritt und ein feinmaschiges Gitter verhindern, daß Tiere eingesaugt werden.

Im November wird das Projekt StEnSEA mit dem German Renewables Award 2017 des Clusters Erneuerbare Energien Hamburg (EEHH) ausgezeichnet.

Weitere Schritte werden erst im Oktober 2019 gemeldet, als sich der Vorstand des Energiekonzerns RWE mit den beiden ‚Erfindern‘ trifft, um das Pilotprojekt einer Strombatterie für einen Tagebausee zu besprechen. Als Standort kommt das Hambacher Loch in Frage, wo der Braunkohleabbau 2038 enden wird. In die 450 m tiefe Braunkohlegrube mit einer Sohlenfläche von etwa 4 km² könnte eine 100 – 200 m hohe Betonkonstruktion mit einem möglichst großen Innenhohlraum gestellt und dann geflutet werden.

Damit der Baukörper dem Wasserdruck widersteht, wird er aus mehreren Zellen zusammengesetzt. Turbinen am tiefsten Punkt sorgen dafür, das Wasser aus dem Hohlkörper in den See zu pumpen, oder es zur Stromgewinnung zurückströmen zu lassen. Bei einer Grundfläche des Hohlkastens von 4 km² und einer Höhe von 100 m soll die Speicherkapazität etwa 300 GWh betragen, was etwa dem Achtfachen der herkömmlichen deutschen Pumpspeicherkraftwerke entspricht.

Im Frühjahr 2020 reicht die Stadt Kerpen, in deren Zuständigkeit der angrenzende Tagebau Hambach fällt, mit Partnern aus Wirtschaft und Wissenschaft einen Förderantrag zur ‚Speicher Stadt Kerpen‘ beim Land Nordrhein-Westfalen ein. Unter den 83 Zukunftsprojekten ist auch eine ‚Energie-Arena‘ aus Windkrafträdern und Photovoltaik-Anlagen am Hambacher Loch vorgesehen, die den Strom für den StEnSEA-Speicher liefern könnten.

Um im Kontext zu bleiben: Für Speicherinstallation in geringeren Tiefen arbeitet das kanadische Start-up Hydrostor, unterstützt durch den MaRS Cleantech Fund, im Jahr 2016 an Ballons aus Nylongewebe, die bei einem Strom-Überangebot von Kompressoren am Festland über eine Leitung mit Druckluft befüllt werden. Aus diesem Grund wird diese Technologie auch unter den Druckluft-Speichern (CAES) behandelt (s.d.).

Zu den weiteren Meldungen des Jahres 2013 zählt ein Bericht im Mai über den deutschen Ingenieur und Erfinder Rainer Schramm und sein im norwegischen Olso beheimateten Unternehmen Subhydro AS, wo ein Energiespeicherprinzip entwickelt wird, das ebenfalls mit den MIT-Konzept identisch ist. Schramm behauptet dagegen, es sei „das erste (System) in der Welt, das eine spezielle, zum Patent angemeldete Technologie anwendet, um dies zu ermöglichen“. Den Wirkungsgrad beziffert er auf 80 %.

Die Subhydro AS arbeitet mit der norwegischen Forschungsorganisation SINTEF zusammen, um die Technologie für Tiefen zwischen 400 und 800 m zu entwickeln. Dabei ist auch hier Beton das bevorzugte Material. Für die SINTEF besteht die Herausforderung darin, das optimale Gleichgewicht zwischen Festigkeit und Kosten zu finden, weshalb ein Beton geschaffen werden soll, der mindestens fünfmal so hoch belastbar ist wie herkömmlicher Beton. Damit ließe sich die Wandstärke um 75 % reduzieren.

Das 2012 eingereichte Patent ‚Unterwasserspeicher zum Speichern von vorzugsweise elektrischer Energie‘ wird 2013 offengelegt – erlischt aber schon 2015 wegen Nichtzahlung der Jahresgebühr (DE-Nr. 10 2012 100 981.3). Darüber hinausgehende Meldungen sind nicht zu finden – und die Subhydro hat seit 2017 nur noch eine leere, eingefrorene Homepage. Auch bei der SINTEF ist nichts mehr darüber zu lesen, nachdem das Konzept ein letztes Mal im Rahmen eines NOWITECH-Projekts mit einer 400 MW Offshore-Windfarm zusammen erwähnt wurde.

Ebenfalls im Mai 2013 erscheinen die ersten Berichte über die 2008 gegründete Firma RAR Energia Ltda. (auch: Rare Energia) aus Porto Alegre in Brasilien, die ein Gravitationskraftwerk entwickelt hat, das in jeder Größe gebaut werden könnte. Der neue Generator wird von einer sehr aufwendigen mechanischen Konstruktion angetrieben, die ihre Energie ausschließlich aus der Erdanziehungskraft bezieht, wie der Hersteller behauptet, ohne jedoch technische Details preiszugeben.

Dem Erfinder und Firmeninhaber Renato Bastos Ribeiro zufolge sei das Gerät vergleichbar mit einem Verbrennungsmotor, bei dem eine Reihe von Gewichten den Kraftstoff und die Kolben darstellen, die mit einer Kurbelwelle verbundene Baugruppen aktivieren.

Ein kleineres Demogerät für Versuche und Experimente befindet sich im Firmensitz in Porto Alegre, und im Herbst diesen Jahres wird hier zudem ein Vorführmodell mit einer Kapazität von 20 kW (andere Quellen: 30 kW) gebaut, von dem einige Fotos kursieren. Es ist ein tonnenschwerer, riesiger und komplizierter Stahlbau, bei dem viel Masse und Gewicht bewegt werden müssen. Es gibt aber keine Videos, die die Bewegung demonstrieren, und auch keine Erklärung für die Funktionsweise des Systems.

Eine gleichartige Anlage wird in den USA im Werk des brasilianischen Biodiesel-Herstellers Incobrasa Industries Ltd. in Gilman, Illinois, gebaut, der auf der RAR Energia-Website als ‚Unternehmen der [RAR Energia]-Gruppe‘ von Ribeiro bezeichnet wird. Beide Geräte sollen bis Mitte 2014 fertiggestellt werden, doch eine Bestätigung dafür ist nirgendwo zu finden. Seitdem scheint die RAR Energia nur noch als Solarfirma aktiv zu sein - der Rest ist Schweigen.

In Großbritannien wird im Juli 2013 die Firma Energy SRS Ltd. mit Sitz in London gegründet, um die Gravitationspotential-Energiespeicherung zu untersuchen und das technische Wissen und die Expertise in der Lieferkette zusammengetragen, die die Kommerzialisierung dieser Lösung erleichtern würden. Das System soll genau wie seine Vorgänger die Stromstabilität unterstützen, insbesondere im Hinblick auf die verstärkte Netzintegration von nachhaltiger Energieerzeugung aus intermittierenden erneuerbaren Quellen.

Dies führt 2015 zur Gründung eines Teams aus fünf britischen Unternehmen und der University of Bristol, die nun unter Federführung der Energy SRS in einer multidisziplinären industriellen und akademischen Partnerschaft bei einem Projekt namens ‚Gravitational Energy Storage & Synchronous Inertial Stability‘ (GENSSIS) eng zusammenarbeiten.

Kernstück des patentierten Konzepts ist eine elektromechanische Anlage, die über Tage am Kopf eines tiefen vertikalen Schachts oder Bohrlochs montiert wird. An diesem System wäre mit Hilfe von Kunststoffseilen eine große Masse befestigt, die vertikal in das Bohrloch gehängt wird. Elektrische Energie aus einer beliebigen Quelle wird in potentielle Gravitationsenergie umgewandelt, indem die Energie auf ein elektrisch betriebenes Windensystem umgeleitet wird, mit dem die aufgehängte Masse im Bohrloch angehoben wird.

Der Wiederherstellungszyklus der elektrischen Energie wird erreicht, indem die angehobene Masse einen kontrollierten Abstieg unter der Schwerkraft durchführt und dabei den am Getriebe der Traktionswinde installierten Stromgenerator betreibt.

Das Projekt, dessen Gesamtkosten sich auf 1.087.557 £ belaufen, wird im Zeitrum zwischen dem Januar 2017 und dem März 2018 von der staatlichen Forschungs- und Innovationsbehörde Innovate U.K. mit 727.000 £ unterstützt. Die Mittel sind für einen Prototyp bestimmt, den die Energy SRS anschließend bis 2020 zu erweitern hofft. Nach dieser Phase läuft zwischen Juli 2018 und März 2019 die Phase 2.

Die Ziele von Phase 2 bestehen darin, auf den Erkenntnissen von Phase 1 aufzubauen und die fortgeschrittenen Design-, Konstruktions- und kommerziellen Details zu entwickeln, für die Ausführung, Installation und industrielle Validierung eines netzgekoppelten 3,4 MW/1,2 MWh Prototypen vorbereitet zu sein, der in Phase 3 in den Jahren 2019/2020 gebaut werden soll. Um die erforderliche Energiedichte zu erreichen, wird der Demonstrator etwa 470 Tonnen Masse in einem eigens dafür gebauten Bohrloch erfordern. Tatsächlich ist bislang aber nichts über irgendeine Form der Umsetzung zu finden.

In den Folgejahren können keine neuen Ansätze dokumentiert werden – bis im Oktober 2017 die oben bereits erwähnte Firma Energy Vault gegründet wird – von William ‚Bill‘ T. Gross (Idealab), dem Tessiner Ingenieur und ETH-Absolventen Andrea Pedretti, der als Kopf hinter der Erfindung gilt und die entsprechende Steuerungssoftware schreibt, und anderen. Einer der weiteren Mitgründer, Robert Piconi, beschafft das Startkapital von etwa 5 Mio. $ – und kauft im Internet einen 40 Jahre alten Kran für 5.000 €.

Das Unternehmen mit Sitz in Lugano, Schweiz, spezialisiert sich auf die langanhaltende Speicherung von Energie. Kernprodukt ist eine Schwerkraftbatterie, die mit Hilfe eines voll automatisierten, mehrköpfigen Krans Energie speichert, indem 35 Tonnen schwere Blöcke aus kostengünstigen Verbundsteinen zu einem bis zu 120 m hohen Turm gestapelt werden. Hierbei wird die potentielle Energie durch den Höhengewinn der Blöcke eingefangen. Bei hohem Strombedarf senkt der Kran diese Blöcke wieder auf den Boden, während die Motoren als Generatoren fungieren und Strom in das Netz einspeisen.

Der italienische Kranbauer ENG ist der erste große und finanzstarke Partner der Energy Vault. Gemeinsam wird ein 75 m hoher Kran mit drei 66 m breiten horizontalen Armen entwickelt, der die Blöcke ohne Schwingungen bewegt.

Im Juni 2018 wird mit dem alten Standard-Baukran eine 5 MW Demonstrationsanlage im Maßstab 1:7 fertiggestellt, die für Tests verwendet wird, um das Design zu verbessern und um die Technologieprinzipien zu validieren. Beim Bahnhof der Tessiner Gemeinde Arbedo-Castione, einem Vorort der Kantonshauptstadt Bellinzona, werden mit dem 22 m hohen Kran jeweils 500 kg schwere, blaue Tonnen aufeinander gestapelt. Außerdem gelingt mit der Demo-Version, von der es auch Videos gibt, die Beschaffung der Erstinvestition.

Die kommerzielle Verfügbarkeit im industriellen Maßstab wird bereits Ende 2018 bekanntgegeben, was vor allem daran liegt, daß sämtliche Elemente des Speichersystems aus einfachen Produkten bestehen, die auf dem Markt verfügbar sind, schon sehr lange angewendet werden und kaum irgendwelche Modifikationen erfordern. Die 4 MW Standardkonfiguration bietet eine Speicherkapazität von 35 MWh und soll einen Wirkungsgrad von 85 – 90 % haben. Der in nur drei Monaten fertig installierbare Speicherkran soll 5 – 10 Mio. $ kosten.

Das Unternehmen gibt zudem eine Vereinbarung mit der Tata Power Company Ltd. bekannt, dem größten Energieversorgungsunternehmen in Indien, wonach dort voraussichtlich 2019 ein erstes Energy-Vault-System in Betrieb genommen werden soll. Darüber hinaus wird eine Partnerschaft mit der CEMEX Research Group AG angekündigt, einer schweizerischen Tochtergesellschaft des CEMEX-Konzerns aus Mexiko, die sich mit der Optimierung verschiedener auf Beton beruhender Verbundwerkstoffe befaßt. Für die Fertigung der Speicher-Blöcke sollen nämlich vor allem Abfälle genutzt werden, die heute auf Deponien gelagert werden.

Im Mai 2019 sichert sich die Energy Vault eine Finanzierung von CEMEX Ventures, bevor sie im August im Zuge einer Serie-B-Finanzierungsrunde Mittel in Höhe von 110 Mio. $ aus dem japanischen SoftBank Vision Fund erhält – obwohl davon nur 25 Mio. $ bereitgestellt werden, bevor die Finanzierung 2020 pausiert, wie später zu erfahren ist. Es handelt sich trotzdem um den bislang größten Betrag, mit dem ein Speicher-Start-Up bedacht wird.

Im November reicht das Startup in der Gemeinde Arbedo-Castione ein Baugesuch für den Prototyp eines 60 m hohen Speicherturms ein. Das geschäftliche Potential ist sehr groß, denn der Firma zufolge haben bis zu diesem Zeitpunkt schon mehr als 100 Unternehmen und Behörden ihr Interesse an der Technologie bekundet, darunter auch die Energieministern von Kenia und Senegal. Eigenen Angaben zufolge steht das Unternehmen in Verhandlungen mit potentiellen Käufern für 1.200 Türme.

Im Jahr 2020 wird Energy Vault vom Weltwirtschaftsforum zum Technologiepionier ernannt. Außerdem wird in der zweiten Jahreshälfte der Bau der ersten 60 m hohen Demonstrationsanlage EV_x (Evie) mit den sechs Kranauslegern beendet an das Stromnetz angeschlossen. Diese Anlage soll nach Ende der Tests im Folgejahr nach Indien gebracht werden. Weitere Schritte scheinen in diesem Jahr nicht zu erfolgen.

Im 2. Quartal 2021 gibt die Firma eine Investition von Seiten der Saudi Aramco Energy Ventures (SAEV) bekannt, die sich auf den Einsatz der neuen EV_x-Energiespeichertechnologie bei Aramco konzentriert. Dem folgt im 3. Quartal eine neue Finanzierungsrunde C unter Leitung des bestehenden Investors Prime Movers Lab, bei der das Unternehmen mit zusätzlicher Beteiligung anderer bestehender Investoren (darunter SoftBank, Helena und Idealab) sowie neuer Investoren Finanzmittel in Höhe von 100 Mio € einwirbt. Zu letzteren gehören der Energy Equity Opportunity Fund, SailingStone Global Energy Transition, A.T. Gekko, Crexa Capital Advisors LLC, Green Storage Solutions Venture I LLC und Gordon Crawford.

Im Juli 2021 unterzeichnete das Unternehmen eine Vereinbarung mit der Enel Green Power (EGP), um die Machbarkeit eines Systems mit einigen Dutzend Megawattstunden zu untersuchen, bei dem das Material von ausgedienten Windturbinenblättern zur Herstellung der Blöcke verwendet wird. Die EGP geht davon aus, daß die Studie im Folgejahr grünes Licht für den Bau eines neuen Energy Vault-Projekts geben wird, bei dem eine neue EV_x-Konfiguration zum Einsatz kommt, die 40 % weniger Höhe benötigt als frühere Design und eine Energieeffizienz von rund 90 % erreicht.

Im September geben die Energy Vault und die US-Zweckgesellschaft Novus Capital Corp. II ihren Zusammenschluß bekannt. Das kombinierte Unternehmen trägt den Namen Energy Vault Holdings Inc. und wird nun auf 1,1 Mrd. $ bewertet. Es hat eigenen Angaben zufolge bereits acht Vereinbarungen und Absichtserklärungen über 1,2 GWh Energiespeicherkapazität abgeschlossen, deren Einsatz noch in diesem Jahr in den USA und im Jahr 2022 in Europa, dem Nahen Osten und Australien geplant ist.

Tatsächlich wird im Oktober mit der DG Fuels, einer in Washington beheimateten Firma für Wasserstoff und biobasierte Flugtreibstoffe, eine Vereinbarung über die Lieferung von 1,6 GWh Energiespeicher unterzeichnet. Die Vereinbarung über die drei Projekte wird Energy Vault schätzungsweise 520 Mio. $ an Einnahmen bescheren. Das erste, ein 500 MWh Speicherturm in Louisiana, soll Mitte 2022 in Betrieb gehen. Weitere Projekte sind in British Columbia und Ohio geplant.

Auch das von dem Maschinenbau-Ingenieur Peter Fraenkel im Jahr 2011 gegründete schottische Start-Up Gravitricity Ltd. in Edinburgh möchte mittels der Schwerkraft Energie in alten Minenschächten, in neu errichteten, künstlichen Schächten, unter den Fundamente von städtischen Gebäuden oder in oberirdischen Türmen speichern - was sich erst einmal als die einfachste Umsetzung erweist.

Die patentierte Technologie basiert auf dem Absenken und Anheben eines Gewichts von 500 – 5.000 Tonnen (andere Quellen: bis 12.000 Tonnen), wobei das System in Schächten von 150 – 1.500 m Tiefe zwischen 1 MW und 20 MW Energie mit einer Leistungsdauer von 15 Minuten bis 8 Stunden liefern kann. Der Wirkungsgrad liegt zwischen 80 % und 90 %.

Als besonderer Vorteil wird hervorgehoben, daß das Gewicht innerhalb von Sekunden in den Schaft herabgelassen werden, um schnell größere Mengen Energie freizusetzen. Sollte dagegen ein steter Energiestrom benötigt werden, kann das Gewicht auch langsam abgelassen werden. Zudem ist das Gravitricity-System in der Lage sein, in weniger als einer Sekunde auf Frequenzänderungen zu reagieren. Für diese sogenannte Frequenzreaktion zahlen Stromnetzbetreiber einen hohen Preis.

Fraenkel beantragt 2011 das erste Patent für seine Technologie und schließt sich 2012 mit dem Geschäftsmann und Risikokapitalgeber Martin Wright zusammen (mit dem er im Jahr 2000 die Gezeitenenergie-Firma Marine Current Turbines mitbegründet hatte, s.d.). Gemeinsam sichern sie Fördermittel von Innovate UK, die es ihnen ermöglichen, die Idee voranzutreiben. 2017 gibt es 175.000 £ und 2019 weitere 650.000 £, die hauptsächlich in die Entwicklung von Teilsystemen fließen.

Im April 2020 folgen zusätzliche 300.000 £ aus dem Energy Catalyst-Programm von Innovate UK, um das Potential der Speichertechnologie in Südafrika zu erkunden, das über zahlreiche, bis über 2 km tiefe Minen verfügt und zusätzlich mit einem instabilen Stromnetz und häufigen Stromausfällen zu kämpfen hat. Im Mai wird dann auf rowdcube.com eine erfolgreiche Crowdfunding-Kampagne durchgeführt, die das Finanzierungsziel von 100.000 £ um satte 774 % übertrifft, als 1.421 Investoren Firmenanteile im Wert von 775.000 £ kaufen.

Zwischen August 2020 bis März 2021 entsteht eine 15 m hohe, netzgekoppelte 250 kW Demonstrationsanlage in Form eines Turmes, die mit zwei 25 Tonnen Gewichten zum Heben und Senken sowie zwei Generatoreinheiten ausgestattet ist. Die speziell angefertigten Winden und das Steuerungssystem werden von dem niederländischen Offshore-Hersteller Huisman Equipment BV in der Tschechischen Republik gebaut, während das Ingenieurbüro Kelvin Power den Gittermast in Leicester, Großbritannien, herstellt. Die einzelnen Teile werden dann zum Hafen von Leith in Edinburgh verschifft, wo der Demonstrator errichtet wird.

Im April 2021 findet die erste Energie-Rückgewinnung mit der Anlage statt, in die Gravitricity einen Betrag von 1 Mio. £ investiert hat. Das anschließende dreimonatige Testprogramm bestätigt die Modellierung und liefert wichtige Daten für ein Projekt mit 4 – 8 MW, das im Jahr 2022 oder 2023 anlaufen soll.

Im Mai gibt das Unternehmen Pläne bekannt, das unterirdische Schwerkraft-Energiesystem um die Speicherung von Wasserstoff und Wärme zu erweitern. Hierzu reicht die Gravitricity ein weltweites Patent ein, um speziell angefertigte Schächte in große, abgedichtete Druckbehälter zu verwandeln, die im Sinne einer künftigen Wasserstoffwirtschaft große Mengen des Gases sicher speichern können. Ein entsprechendes Pilot-Wasserstoffspeichersystem soll innerhalb weniger Jahre in Betrieb genommen werden. Längerfristig will man auch eine saisonale Wärmespeicherung in das System einbauen, um einen weiteren Service anzubieten, der die Infrastruktur optimal nutzt. Darüber hinaus plant Gravitricity, auch die sich ändernden Druckverhältnisse in dem Schaft zur Erzeugung von Energie zu nutzen.

Im Oktober folgt die Nachricht, daß die Firma den Einsatz der schwerkraftbasierten Energiespeicherlösung in dem stillgelegten Kohlebergwerk Staříč in der Region Mährisch-Schlesien in Tschechien plant. Gemeinsam mit Spezialisten von Diamo, der staatlichen Einrichtung, die Bergbaustandorte in ganz Tschechien verwaltet, sowie Experten von Nano Energies und der Technischen Universität Ostrava (VSB) werden sechs in diesem Jahr stillgelegte Schächte untersucht, die bis in eine Tiefe von über 1 km hinunterreichen.

Es wird erwartet, daß die Investitionsentscheidung Anfang des Folgejahres getroffen wird und dann auch noch zusätzliche Bergbaustandorte im Land für weitere Pläne in Betracht gezogen werden. Hierbei erhält die Gravitricity Unterstützung durch die Europäische Investitionsbank (EIB), die dem Projekt eine 120-tägige Beratungszeit zusagt und die Vorschläge unabhängig prüfen wird.

Im Dezember 2021 ist die Firma einer der Gewinner der Scottish Green Energy Awards.

Im Mai 2019 wird berichtet, daß nun auch Wissenschaftlern der University of Nottingham im Vereinigten Königreich ein neues Konzept zur Speicherung von elektrischer Energie unter Nutzung der Schwerkraft zum Patent angemeldet haben. Die Entwicklung unter dem Namen Gravity Storage System Using Earth Materials (EarthPumpStore) wird von den Professoren Yijun Yuan und Saffa B. Riffat vorangetrieben, wobei letzterer gleichzeitig Präsident der World Society of Sustainable Energy Technologies (WSSET) ist.

Auch das EarthPumpStore-System soll in stillgelegte Tagebaue integriert werden, wobei mit verdichteter Erde gefüllte Container an den Seiten der offenen Tagebaue hochgezogen bzw. wieder abgelassen werden. Die Universität schätzt, daß alleine in China 150.000 Tagebaue eine geschätzte Speicherkapazität von 250 TWh bieten könnten. Allerdings läßt sich nichts darüber finden, daß das Patent tatsächlich umgesetzt worden ist.

Nur einen Monat später folgt die Meldung, daß das Ministerium für neue und erneuerbare Energien (MNRE) in Indien Unternehmen aufgefordert habe, Vorschläge für Schwerkraftspeicherprojekte zum Netzausgleich und zur Stabilisierung der Stromabgabe erneuerbarer Energien einzureichen.

Zu diesem Zeitpunkt gibt es in Indien keine größeren batteriebasierten Energiespeicherprojekte, obwohl dafür bereits einige Ausschreibungen veröffentlicht worden sind. Das Land verfügt jedoch über 2,6 GW in Betrieb und weitere 3,1 GW im Bau befindliche Pumpspeicherprojekte.

Ende Oktober 2019 veröffentlichen Wissenschaftler der Federal University of Santa Maria und der University of Vale do Rio dos Sinos in Brasilien einen im Netz einsehbaren Bericht mit dem Titel ‚Storage Gravitational Energy for Small Scale Industrial and Residential Applications‘, in welchem sie ein Speichersystem vorgeschlagen, das mit potentieller Gravitationsenergie arbeitet und eine Nutzung im kleinen Maßstab vorsieht.

Die beteiligten Fachleute Ana Cristina Ruoso, Nattan Roberto Caetano und Luiz Alberto Oliveira Rocha stellen die mathematische Modellierung eines Systems mit einer Schachttiefe von 12 m, einer Kolbenhöhe von 5 m und einem Durchmesser von  4 m vor, das bei einen Wirkungsgrad von etwa 90 % eine Energiespeicherkapazität von 11 kWh aufweist. Auch in diesem Fall scheint es sich bisher nur um einen theoretischen Ansatz zu handeln.

Über eine weitere Studie namens ‚Mountain Gravity Energy Storage: A new solution for closing the gap between existing short- and long-term storage technologies‘ wird im November berichtet. Diesmal stehen Experten des Internationalen Instituts für angewandte Systemanalyse (IIASA) in Österreich, der Aalborg Universität in Kopenhagen, Dänemark, und der Forschungsstiftung Fondazione Eni Enrico Mattei (FEEM) in Mailand, Italien, dahinter. Federführend ist Julian Hunt.

Bei dem Mountain Gravity Energy Storage (MGES) System handelt es sich um eine Neuauflage der Idee, am Rande eines steilen Berges Skilift-ähnliche Anlagen zu errichten, um Sand, Kies oder Wasser von einer Lagerstätte am Boden zu einer Lagerstätte am Gipfel zu transportieren. Über die bisher genannten Dimensionen hinaus wird im vorliegenden Fall davon gesprochen, daß MGES-Anlagen Höhenunterschiede von mehr als 5.000 m aufweisen können, wodurch Regionen mit hohen Bergen, z.B. der Himalaya, die Alpen und die Rocky Mountains zu wichtigen Standorten für die langfristige Energiespeicherung werden könnten.

In dem Papier schlagen die Autoren eine künftige Energiematrix für die Insel Molokai auf Hawaii vor, bei der nur Wind, Sonne, Batterien und MGES zur Deckung des Energiebedarfs eingesetzt werden. Über irgendwelche praktischen Umsetzungen ist noch nichts bekannt.

Eine interessante Umsetzung erfolgt im Zusammenhang mit dem bereits 2009 installierten Schrägaufzug in der italienischen Stadt Cuneo, Region Piemont. Den Berichten zufolge installiert der italienische PV-Modulhersteller FuturaSun aus Cittadella hier im Oktober 2021 ein netzverbundenes Solar-plus-Speicher-System, das den Panoramaaufzug mit Strom versorgt, der 27,5 m hoch fährt und ein Parkhaus mit dem Stadtzentrum verbindet.

Das Pilotprojekt ist Teil des Programms Store4HUC, das vom Europäischen Fonds für regionale Entwicklung finanziert wird, und das erste einer Reihe von vier Projekten, die in Österreich, Kroatien, Slowenien und Italien entwickelt werden. Ziel ist es, in historischen Stadtzentren in ganz Europa Systeme zur Erzeugung erneuerbarer Energie in Verbindung mit nachhaltiger Speicherung zu entwickeln.

Im vorliegenden Fall wird der Aufzug nun nicht nur durch eine 8,84 kW Solaranlage aus 26 PV-Paneelen entlang des Aufzugsweges und die Batterien angetrieben, sondern auch durch die Energie, die der Aufzug selbst während seiner Fahrt durch Gravitationsspeicherung erzeugt. Das neue System, das als ein ‚nachhaltiges öffentliches Mobilitätserlebnis‘ bezeichnet wird, reduziert den Energieverbrauch des Aufzugs und sorgt damit sowohl für geringere öffentliche Ausgaben als auch für weniger Kohlendioxidemissionen.

Im Januar 2022 erscheinen die ersten Berichte über das niederländische Start-Up Ocean Grazer B.V., ein Spin-off der University of Groningen aus dem Jahr 2019, das einen Unterwasser-Stromspeicher für Windkraftanlagen vermarkten möchte. Die Ocean Battery befindet sich seit 2014 an der Universität in der Entwicklung, in deren Verlauf über 80 Studenten an relevanten Themen arbeiten und ihren Abschluß machten, z.B. bei der Entwicklung von Vorhersagemodellen, dem Bau von experimentellen Prototypen und mehr.

Bereits Anfang 2021 hatte Ocean Grazer im Hafen von Groningen eine Pilotanlage installiert, über die aber keine Details zu finden sind. An die breite Öffentlichkeit geht das Start-Up erst jetzt auf der CES in Las Vegas, wo die Erfindung mit einem Innovation Award ausgezeichnet wird.

Das System von Ocean Grazer besteht aus drei Komponenten: einer feste Betonröhre, die in den Meeresboden eingegraben ist, einer flexiblen ‚Blase‘, die auf dem Meeresboden liegt, sowie einem Maschinenhaus mit einer Turbinen/Pumpen-Kombination, die Blase und Röhre verbindet. Bei einem Überangebot von Strom wird Wasser aus den Betonröhren in die Blasen gepumpt – gegen den Druck der darauf lastenden Wassersäule. Wird Strom benötigt, strömt Wasser aus der Blase zurück in die Betontanks und treibt dabei einen Generator an. Der Wasserdruck am Meeresboden übernimmt dabei die gleiche Rolle wie der Höhenunterschied bei einem Pumpspeicherwerk an Land.

Das System ist modular aufgebaut, wobei jede Betonröhre 20.000 m³ Wasser faßt, was nach Angaben des Unternehmens etwa 10 MWh Strom entspricht. Je tiefer das System installiert wird, desto höher der Wasserdruck und desto größer die Speicherkapazität pro Modul – aber desto aufwendiger auch die Installation. Sinnvoll sei das System, dessen Wirkungsgrad 70 – 80 % beträgt, bereits ab einer Tiefe von 20 m.

Die Komponente Blase wurde vor allem gewählt, um die Meereslebewesen aus dem dem Inneren des Systems herauszuhalten. Dies reduziert die Wartung und erhöht die Lebensdauer. Die flexiblen Blasen bestehen aus PVC und einem Geotextil, das besonders für die Ansiedlung von Meereslebewesen entwickelt wurde. Daß sich die Blase regelmäßig bewegt, störe dabei nicht weiter. Die ersten kommerziellen Demonstratoren sollen sich bereits in der Entwicklung befinden.

Hinweis: Die Firma nicht verwechseln mit dem ab 2011 entwickelten Wellenenergiewandler der Universität Groningen namens Ocean Grazer (s.d.).

 

Die Übersicht geht weiter mit der Energiespeicherung in Schwungmassen und Schwungscheiben.

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