Eduard Heindl, Hochschule Furtwangen
Bis zum Jahr 2050 soll die Energieproduktion in Deutschland nahezu CO2 neutral aus erneuerbaren Energiequellen erfolgen. Dabei sind die Hauptkandidaten für die Erzeugung von Strom die Photovoltaik und die Windenergie. Beide Energieformen sind nicht kontinuierlich verfügbar und bedürfen daher erheblicher Speicherkapazitäten. Die Lageenergie großer Felsmassen, die hydraulisch angehoben werden, scheint eine aussichtsreiche Möglichkeit zur Lösung des Problems zu sein.
In Deutschland werden im Durchschnitt kontinuierlich 70 Gigawatt (GW) Strom erzeugt und praktisch gleichzeitig wieder verbraucht [1]. Es gibt dabei im Verbrauch gewisse Schwankungen im Lauf eines Tages, einer Woche oder auch im Jahr. Diese lassen sich aber bisher durch das Hochfahren oder Abschalten von Kraftwerken gut ausgleichen. In den letzten Jahren ist, gefördert durch politische Maßnahmen, die Erzeugung von regenerativer Energie erheblich geworden. So können an einem sonnenreichen Tag in der Mittagszeit bis zu 16 GW Solarstrom [2] in Deutschland erzeugt werden. Die installierte Kapazität wuchs dabei 2010 um fast hundert Prozent und ein weiteres Wachstum ist zu erwarten. Damit dieser Strom im Hochspannungsnetz aufgenommen werden kann, müssen entsprechend konventionelle Kraftwerkskapazitäten abgeschaltet werden. Dies führt zu einer gewollten Reduktion der CO2 Emission, da bevorzugt Braun- und Steinkohlekraftwerke gedrosselt werden.
Da die Wind- und Solarenergiespitzenkapazität [3] nach 2015 den Gesamtbedarf an Strom überschreiten wird, müssen Möglichkeiten gefunden werden, genau diese überschüssige Energie sinnvoll aufzunehmen. Eine gewisse Erleichterung kann durch ein smart-Grid erreicht werden [4]. Das ist ein Stromnetz, das bei überschüssiger Produktion einzelne Verbraucher automatisch aktiviert. So könnte eine Waschmaschine gefüllt werden und zur Mittagszeit, wenn überschüssiger Strom produziert wird, eingeschaltet werden. Allerdings dürfte der damit erzeugte Zusatzbedarf kaum 10% der Gesamtleistung erreichen. Geplant ist aber, die Stromproduktionskapazität mit erneuerbaren Quellen auf etwa 240 GW Spitzenkapazität auszubauen [5]. Dies bedeutet enorme Überproduktion über einige Stunden oder Tage hinweg. Andererseits wird in der Nacht und bei Windflaute weiterhin Energie benötigt. Steht diese nicht aus konventionellen Kraftwerken zur Verfügung, muss die Energie aus Speichern abgerufen werden.
Die sinnvollste Form des “Verbrauchers” bei Überlast ist ein Speicher, der die produzierte Energie aufnimmt und bei Bedarf wieder abgibt. In Deutschland sind dazu Pumpspeicherkraftwerke mit einer Kapazität von 40 Gigawattstunden (GWh) installiert. In geringem Umfang sind weitere Kapazitäten geplant oder in Bau. Da diese Speicher aus Gründen der Versorgungssicherheit nicht völlig entleert werden können, kann man damit maximal eine halbe Stunde den deutschen Strombedarf decken, was völlig unzureichend ist. Mit anderen Worten, die Speicherkapazität ist für den Ausfall großer Kraftwerksblöcke ausgelegt und nicht für eine Stromversorgung mit erneuerbaren, unsteten Energiequellen.
Wie groß der tatsächliche Bedarf an Speicherkapazität wird, kann durch hochaufgelöste Simulationen ermittelt werden. Dazu analysierte Lueder von Bremen [6] Europa mit seinem Wetter und Verbrauchsdaten mit einem 50km Gitter und untersuchte, wieviel Speicherkapazität für eine ununterbrochenen Stromversorgung nötig ist. Unter der Annahme, dass es in Europa ein perfektes Hochspannungsnetz gibt, das von jeder Erzeugerregion in jede Verbraucherregion praktisch verlustfrei liefern kann, wäre eine Speicherkapazität von zwei Tagen ausreichend. Unter der Annahme, dass dieses Netz nicht existiert, so wie es der aktuelle Stand ist, benötigt man eine Kapazität von sieben Tagen.
Abbildung 1: Im Hintergrund der Schluchsee, ein Speicherkraftwerk mit weniger als einem Hundertstel der Kapazität des im Vordergrund abgebildeten Lageenergiespeichers. Der Hubkolben ist voll ausgefahren und ragt fast 500m aus der Umgebung heraus.
Um große Energiemengen zu speichern steht heute praktisch nur die Technologie großer Pumpspeicherkraftwerke zur Verfügung. Diese haben einen Wirkungsgrad von nahezu 80% für einen Ladezyklus und sind somit auch die Speicher mit dem besten praktischen Wirkungsgrad. Für den Aufbau weiterer konventioneller Pumpspeicherkraftwerke müssen Standorte gefunden werden, die einen ausreichenden Höhenunterschied haben. Dieser ist prinzipiell in den deutschen Mittelgebirgen zu finden, Abbildung 1. Ein solches Pumpspeicherkraftwerk hat bei typischen Höhenunterschieden von 400m eine Speicherkapazität von 10 kWh pro m² was 10 GWh pro Quadratkilometer entspricht. Der Speicherbedarf für eine Tagesleistung deutscher Stromproduktion, 1600GWh, entspricht daher einem Speichersee von 160km². Dies ist die doppelte Fläche des deutschen Binnengewässers Chiemsee. Es ist offensichtlich, dass die Überflutung einer Fläche dieser Größenordnung sehr schwer zu vermitteln ist. Sollen sieben Tageskapazitäten gespeichert werden ist eine Fläche von der doppelten Größe des Bodensees zu überfluten. Neben der Schwierigkeit, eine geeignete Höhenlage zu finden, ist der enorme Platzbedarf in einer dichtbesiedelten Region ein zentrales Problem für diese Speichertechnik.
Eine grundsätzliche Alternative ist die chemische Speicherung von Energie. Insbesondere Wasserstoff ist seit Jahren ein umfangreich untersuchter Energieträger. Allerdings ist der Wirkungsgrad für die Umwandlung von Wasser in Wasserstoff und zurück in Strom in einer Brennstoffzelle mit erheblichen Verlusten behaftet. Für alle untersuchten Systeme werden Wirkungsgrade von weniger als 50% berichtet. Die Kosten pro kW liegen mit über 10.000 Euro weit über den Preisen von Pumpkraftwerken, die mit etwa 1000 Euro pro kW Anschlussleistung rechnen. Die Speicherung einer entsprechenden Energiemenge erfordert Behälter. Um ein Energieäquivalent einer Tagesstromleistung, 1600GWh, abzuspeichern müssen etwa eine Million Kubikmeter flüssiger Wasserstoff gelagert werden. Dabei muss das System extrem gut isoliert sein und vor Störungen perfekt geschützt werden, da dieser Speicher eine Energie vergleichbar einer Hiroshimabombe hat.
Die Verwendung von konventioneller Batterietechnik für die stationäre Speicherung verbietet sich aufgrund der Rohstoffkosten für Lithium oder andere Metalle.
Häufig wird aber ein Konzept diskutiert, das vorhandene Batterien in mobilen Anwendungen, insbesondere Elektroautos, in die Speicherung einbinden soll. Bei einer Fahrzeugflotte von 30 Millionen Elektroautos mit jeweils 20 kWh Speicherkapazität könnten 600GWh abgerufen werden, dabei ist allerdings zu berücksichtigen, dass dann alle Autobatterien leer wären. Der Strom würde für 9 Stunden die Energieversorgung in Deutschland sicherstellen, bei einer kleineren Fahrzeugflotte oder weniger Bereitschaft zur Entladung reicht der Strom entsprechend für weniger Stunden.
Als weitere zukünftige Technik werden Druckluftspeicher diskutiert. Diese haben aufgrund der Gasgesetze bei nicht adiabatischer Kompression hohe Wärmeverluste. Daraus resultiert ein physikalischer Wirkungsgrad deutlich unterhalb von 50%, sie werden daher hier nicht weiter betrachtet.
Will man die beschriebenen Probleme, hoher Flächenbedarf und hohe Kosten umgehen, kann das Konzept eines hydraulischen Lageenergiespeichers das Speicherproblem lösen.
Abbildung 2: Der Hubraum des Speichers wird vom Wasserschloss aus mit Wasser vollgepumpt. Dabei wird Energie gespeichert. Bei Energiebedarf kann das Wasser aus dem Hubraum über die Turbinen im Wasserschloss geleitet werden und Strom an das Netz liefern.
Dieser Speicher basiert auf dem Anheben von sehr großen Felsmassen, die unter moderatem hydraulischen Druck nach oben bewegt werden, Abbildung 2. Wählt man einen Zylinder aus Granitgestein mit einem Durchmesser von 1000m und einer Höhe von 1000m so kann dieser durch Anheben um 500m die Tagesleistung der Stromwirtschaft in Deutschland abspeichern.
Ist es mögliche, eine derartige Konstruktion zu realisieren?
In einigen Gegenden Deutschlands, im Schwarzwald, im Bayrischer Wald und im Harz, liegt Granit als Gestein direkt an der Oberfläche, somit ist das Gestein leicht zugänglich. Für die weitere Konstruktion ist es wesentlich, dass nicht das Gesteinsvolumen von 2,6 Milliarden Tonnen direkt bewegt wird, sondern zunächst weiter an seinem Ort verweilt. Damit muss man nur die Außenfläche des Zylinders freilegen, die es ermöglicht den Speicher zu bauen.
Abbildung 3: Für den Bau der Anlage müssen im wesentlichen konventionelle Tiefbauarbeiten durchgeführt werden. Im ersten Tunnel wird später die Dichtung für den Hubkolben verlegt.
Das Ziel der Bauarbeiten besteht darin, mit Seilsägen, wie sie in Granitsteinbrüchen weite Anwendung finden, einen Zylinder aus dem Grundgestein auszusägen und dann die Bodenfläche freizulegen. Damit dies gelingt, wird ein Tunnelsystem angelegt, das aus einem kreisförmigen Tunnel mit einem Kilometer Durchmesser in tausend Metern Tiefe besteht sowie einem zweiten kreisförmigen Tunnel in 500m Tiefe parallel dazu. Diese Arbeiten sind aufwendig, jedoch mit konventioneller Bohrtechnik gut realisierbar, Abbildung 3.
Abbildung 4: Mit Seilsägen, wie sie in Steinbrüchen verwendet werden, kann man große Flächen aus dem Granit sägen. Das Sägeseil läuft dabei durch zwei Bohrlöcher und wird von einem Antriebssystem an der Oberfläche bewegt.
Vorab werden von der Oberfläche Bohrungen in 1000m Tiefe vorgetrieben, um später Führungslöcher für die Seilsägen zu haben. Ist der Tunnel fertig, wird von oben ein Sägeseil in ein Bohrloch eingeführt, durch den Tunnel geführt und am nächsten Bohrloch nach oben gezogen. An der Oberfläche wird das Seil zu einem Ring geschlossen, analog einem Bergbahnseil. Mit einem Seilantrieb wird dieses Seil in Bewegung gesetzt und langsam nach oben gezogen. Ein Sägeseil für Gestein ist mit Diamanten besetzt und schneidet damit sehr gleichförmig eine fast glatte Fläche aus, Abbildung 4. Diesen Vorgang wiederholt man entlang der Zylinderwand solange, bis die Wand vollständig freigelegt ist. Genaugenommen entsteht kein Zylinder sondern ein Polygon mit einigen hundert Ecken, je nach Wahl der Abstände der Bohrlöcher. Aus Gründen der Sägeseilqualität sind Abstände von 20 Metern zwischen den Bohrlöchern günstig. Die Bodenfläche wird analog ausgesägt, wobei natürlich horizontale Bohrungen nötig sind. Zudem wird die Bodenplatte in der Bauphase nicht vollständig abgetrennt, damit Stege die Sägeschlitze offen halten.
Abbildung 5: Im 1. Tunnel wird die Dichtung verlegt die den Kolben gegen das Gebirge abdichtet. Durch langsames Füllen des Hubraums fährt der Kolben nach Oben. Dabei kann die Abdichtung der ganze Aussenwand erfolgen.
Nach dem Aussägen des Zylinders muss in halber Höhe der Zylinderwand ein Dichtungsring angebracht werden. Diese Arbeiten erfolgen im mittleren Tunnel. Dort wird eine Hälfte des Tunnels mit einer polierten Metallfläche abgetrennt und gegen diese Fläche die Dichtung gedrückt, Abbildung 5.
Parallel zu diesen Bauarbeiten wird die konventionelle Technologie eines Pumpspeicherkraftwerks installiert, das aber in diesem Fall nicht Wasser auf einen Berg heben muss sondern die Kammer unter dem Granitzylinder füllt und damit den Zylinder anhebt. Durch das Einpumpen von Wasser in die untere Hälfte wird ein Druck von über 200Bar aufgebaut, der zum Einem die restlichen Stege am Zylinderboden abtrennt, aber im Wesentlichen dazu führt, dass der Zylinder angehoben wird. Nach einem Anheben von wenigen Metern wird an der Aussenwand im Anschluss an die bereits montierte Metallfläche im mittleren Tunnel weiteres poliertes Metall auf die Aussenwand aufgebracht. Dies wird solange fortgesetzt bis die Arbeitshöhe des Zylinders, in diesem Fall maximal 500 Meter erreicht ist.
Der Zylinder speichert in Form von Lageenergie des Granitzylinders Energie. Das Wasser ist in diesem Fall, anders als im Pumpspeicherkraftwerk, nur Arbeitsmittel, nicht Energiespeicher. Um den Zylinder von 1km Durchmesser einmal 500m hochzuheben benötigt man 390 Millionen Kubikmeter Wasser. Diese Menge kann einem größeren Fluss, etwa dem Rhein entnommen werden. Wenn die Ladung des Speichers über einen Zeitraum von einem Monat erfolgt, werden 150m³/s benötigt. Dies ist ein vergleichbarer Wert großer Pumpspeicherkraftwerke. Bei der Energieentnahme wird dieses Wasser wieder dem Gewässer zugeführt, von dem es entnommen wurde, es geht dabei kein Wasser verloren.
Für die Auslegung des Speichers ist es entscheidend, welche Spitzenlasten aus dem Netz entnommen werden sollen, danach bemisst sich die Anzahl der Turbinen und der Generatoren. Erstaunlicherweise spielen die Baukosten für den Hubkolben dagegen fast keine Rolle. So liegen die reinen Kosten eines solchen Speichers unter einem Euro pro kWh Speicherkapazität und damit um zwei Größenordnungen unterhalb des Preises eines Pumpspeicherwerks. Allerding verteuern sehr viele Turbinen das System erheblich, so dass der Preis bei Tageszyklen auf etwa 10 Euro pro kWh kommt, allerdings immer noch ein Preis deutlich unterhalb der konventionellen Technik.
Abbildung 6: Eine einfache Rechnung zeigt, dass die Energiekapazität des Speichers mit der vierten Potenz des Systemradius wächst. Dies ist für Stromspeichersysteme sehr ungewöhnlich.
Abbildung 7: Die Speicherkapazität des Hubkolbenspeichers wächst mit der vierten Potenz. In der logarithmischen Darstellung zeigt sich, dass kleine Systeme unbedeutende Speicherleistung bieten, große Systeme aber kaum einer Beschränkung unterliegen. Eine Beispielanlage mit 500m Radius hat bereits eine Kapazität von 1700 GWh, dies entspricht den täglichen Strombedarf in Deutschland.
Die ungewöhnlichste Eigenschaft dieses Speicherkonzepts ist die Zunahme der Speicherkapazität mit dem Systemradius. Wählt man die Zylinderhöhe genau so groß wie den Durchmesser, wächst die Masse mit der dritten Potenz. Da aber die mögliche Hubhöhe ebenfalls proportional zum Systemradius wächst, ist die Speicherkapazität proportional zur vierten Potenz des Systemradius, Abbildung 6. Dies führt zu einigen ungewöhnlichen Eigenschaften, so führt eine Vergrößerung des Radius um 78% zu einer Verzehnfachung der Speicherkapazität, Abbildung 7. Da die Baukosten aber im wesentlichen durch die Abtrennung der Außenwände bestimmt werden, und diese nur in der zweiten Potenz mit dem Systemradius wachsen, kann man einen fast beliebig günstigen Speicher bauen.
In der Modellrechnung wurde ein Speicher mit 1km Durchmesser gewählt. Damit kann man 1600 GWh speichern. Legt man dies auf die Fläche des Zylinders um, so findet man eine Speicherdichte von 2000kWh pro Quadratmeter, das ist mehr als der Faktor 100 gegenüber Pumpspeicherkraftwerken. Dies wird insbesondere in dicht besiedelten Gebieten eine wesentliche Rolle spielen.
Das System hat einige Komponenten, die in dieser Form noch nie realisiert wurden. Insbesondere wurde noch nie ein Granitblock ähnlicher Größe als Monolith gewonnen und bewegt. Es erfordert daher umfangreiche geologische Untersuchungen, um ein geeignetes Gebiet mit möglichst spannungsfreiem Gestein zu finden. Sicherlich sind Faltengebirge wie die Zentralalpen dafür weniger geeignet als alte Grundgebirge.
Für die Stabilität ist es günstig, dass der untere Teil des Zylinders in einem hydrostatischen Druckbad liegt, das exakt den ursprünglichen Kräften auf den Fels entspricht. Daher ist dort eine wesentliche Verformung unwahrscheinlich. Die obere Hälfte des Zylinders ist hingegen frei und muss durch die eigene Stabilität ihre Form bewahren. Sollten Störungen, wie Risse, vorhanden sein sind hier Armierungsarbeiten notwendig. Diese können gut praktisch realisiert werden, da die obere Hälfte des Zylinders durch den Hub an die Oberfläche kommt.
Das Wasser im Hubvolumen steht unter Überdruck gegenüber der natürlichen Situation, wenn der Zylinder angehoben ist. Dieser Druck entspricht der zusätzlichen Wassersäule und er beträgt bei 500m Hubhöhe 50 bar. Dieser Überdruck ist im Bereich der Geologie ein geringer Überdruck und sollte keine wesentlichen Klüfte generieren, in denen relevante Wassermengen abfließen.
Die obere Hälfte der Außenwand ist durch eine Metallarmierung abgedichtet. Ab einer Tiefe von 500 Meter und auf der Grundfläche ist keine künstliche Abdichtung geplant, dort kann es zu einem Wasserverlust kommen. Gestein in dieser Tiefe ist aber im Grundgebirge sehr dicht.
Die Abdichtung des Hubkolbens gegenüber der Außenwand erfolgt über eine drei Kilometer lange Lineardichtung. Der Druck von 200 bar ist in der Hydraulik gut beherrschbar, so werden in den Hydrauliksystemen von Baggern 1000 bar Druck eingesetzt.
Neben den technischen Problemen werden einige gesellschaftliche Fragen angesprochen werden, da diese für den Erfolg einer Technologie oft entscheidend sind.
Aufgrund der Abhängigkeit des Speichervolumens von der vierten Potenz des Systemradius haben kleine Anlagen ein unverhältnismäßig geringes Speichervolumen. Aus ökonomischen Gründen sind daher Anlagen mit weniger als hundert Meter Durchmesser nicht wirtschaftlich zu bauen. Damit müssen bereits die ersten kommerziellen Anlagen eine erhebliche Systemgröße haben, dies führt zu erheblichen Problemen, ausreichend Mittel für die Finanzierung des Projekts zu bekommen. Auch eine aussagekräftiger Prototyp für die Forschung sollte mindestens hundert Meter Radius haben.
Praktisch alle Großprojekten werden von kritischen Stimmen begleitet, die eine Gefahr in der Zentralisierung von Systemen sehen. Allerdings sollte eine solche Anlage leichter vermittelbar sein, da sie den notwendigen Umstieg auf erneuerbare Energien eindeutig fördert, denn nur mit ausreichender Speicherkapazität ist der vollständige Ersatz konventioneller Energieträger möglich. Dass dabei manche Systeme eine Mindestgröße benötigen wurde zumindest im Bereich der Windkraft hingenommen.
Völlig neuartig ist die Vorstellung, dass aus der Landschaft regelmäßig ein Berg mit mehreren hundert Metern auftaucht und wieder verschwindet. Vergleicht man dies aber mit dem Landschaftsverbrauch im Braunkohletagebau ist es ein interessanterer optischer Effekt als eine Abraumhalde.
Von jedem Großsystem können auch große Risiken ausgehen. Ein großer Lageenergiespeicher kann vergleichbare Energiemengen wie eine Atombombe abspeichern. Da diese Energie aber auf eine sehr große Felsmasse verteilt ist, ist die Energiedichte mit wenigen Kilojoule pro Kilogramm wesentlich geringer als in allen Brennstoffen. Sollte die Dichtung des Systems vollständig versagen, würde das Wasser im Hubvolumen über die Außenwand herausgedrückt. Dabei entstehen Wasserströme von einigen hundert Kubikmetern pro Sekunde. Diese können über eine geeignete Drainage und das vorhandene Rohrsystem sicher abgeführt werden, da sie im Bereich der Kapazität des Wasserkraftwerks liegen. Der Zylinder sinkt dann mit einigen Millimetern pro Sekunde ab und setzt damit sehr sanft auf dem Kolbenboden auf.
Sehr erfreulich bei diesem Konzept ist die Entsorgung, sollte irgendwann diese Technik überflüssig werden, wird das Wasser abgelassen und die ursprüngliche Landschaft ist wieder exakt und unverseucht vorhanden, ohne dass aufwendige Renaturierungen vorgenommen werden müssen.
Die zukünftige Energieversorgung ist sicherlich mit Wind und Sonnenenergie möglich. Insbesondere haben die Preise für diese Techniken in den letzten zwanzig Jahren einen ungewöhnlich raschen Rückgang gezeigt. Leider wurde aber das Thema Speicherung sehr vernachlässigt, da es in einer vorhandenen Energielandschaft mit Kohle- und Atomenergie so lange keine Rolle spielt, als nicht die installierten Kapazitäten den Verbrauch übertreffen. In wenigen Jahren wird sich das grundlegend ändern und dann werden massive Speichertechnologien benötigt. Der Hubkolben könnte die kostengünstigste und umweltverträglichste Lösung für sehr viele der vorhandenen stationären Speicherprobleme sein.
[1]Monatsbericht über die Elektrizitäts- und Wärmeerzeugung der Stromerzeugungsanlagen für die allgemeine Versorgung, Statistisches Bundesamt 2010
[2]Installierte PV Anlagen am 30.9.2010 laut Bundesnetzagentur
[3]Erneuerbare Energien - tragende Säule künftiger Energieversorgung, Bundesregierung Energiekonzept erneuerbare Energien 2010.
[4]Intelligenter Strom, Spektrum der Wissenschaft http://www.spektrum.de/artikel/1055950
[5]Energiekonzept 2050, S.37. Fachausschuss “Nachhaltiges Energiesystem 2050”, des Forschungsverbunds Erneuerbare Energien Juni 2010, http://www.fvee.de/fileadmin/politik/10.06.vision_fuer_nachhaltiges_energiekonzept.pdf
[6]Lueder von Bremen, Storage and Transport Capacities in Europe for a full
Renewable Power Supply System, European Wind Energy Conference, Session CG3, Marseille, France 16 - 19 March 2009