Energiespeicher: Heiße Steine sind effizienter als Brennstoffzellen

30 Megawattstunden Strom soll ein Speicher in 1.000 Tonnen Vulkangestein speichern können. Die einfache Technologie ist mit 45 Prozent Effizienz besser als die Speicherung mit Wasserstoff und Brennstoffzelle. Was würde das für die Energiewende bedeuten?

Artikel von Frank Wunderlich-Pfeiffer veröffentlicht am 19. Juni 2019, 16:46 Uhr

Bei der Eröffnung versprachen die Betreiber den Anbruch einer neuen Steinzeit. (Bild: Siemens Gamesa)

In Hamburg-Altenwerder hat die Siemens-Tochtergesellschaft Siemens Gamesa einen neuen Energiespeicher in Betrieb genommen,, der mit einfacher Technik Strom als Wärme speichert und später über eine Dampfturbine wieder Strom gewinnt. In der Anlage, die auf dem Gelände einer Aluminiumhütte aufgebaut wurde, wird mit heißer Luft ein Speicher mit 1.000 Tonnen Vulkangestein auf rund 750 Grad Celsius aufgeheizt. Dabei handelt es sich um ein nicht näher bezeichnetes Vulkangestein.

Das System hat eine Wärmekapazität von 130 Megawattstunden, vergleichbar mit etwa 10 Tonnen Heizöl. Um die Energie als Strom wieder abzurufen, wird mit Hilfe des heißen Gesteins kalte Luft aufgeheizt und Wasserdampf mit 600 Grad Celsius erzeugt, der dann über herkömmliche Kraftwerksturbinen Strom erzeugt. Dabei soll diese Wärmemenge etwa eine Woche lang gespeichert werden können.

Die Pilotanlage in Hamburg verfügt über eine 1,5-MW-Dampfturbine, die mit einem vollen Speicher für rund 24 Stunden betrieben werden kann. Danach ist die Kapazität von 120 Megawattstunden noch keineswegs erschöpft, aber die Temperatur der abgerufenen heißen Luft sinkt unter 600 Grad Celsius. Damit kann die Turbine nicht mehr mit ihrer vollen Effizienz von etwa 45 Prozent betrieben werden.

Der Speicher kann auch Kraft-Wärme-Kopplung

Die Betreiber gehen davon aus, dass 30 Megawattstunden Strom mit Dampf von 600 Grad Celsius erzeugt werden können. Dabei werden 67 von 120 Megawattstunden abgerufen. Anschließend könnte der Speicher aber mit 67 Megawattstunden Strom wieder auf die volle Temperatur gebracht werden. Die restliche Energie geht also nicht verloren. Zum Heizen könnte dabei auch heiße Abluft aus der Aluminiumhütte verwendet werden.

Die restlichen 53 Megawattstunden könnten auch mit niedrigerer Temperatur abgerufen und anders genutzt werden. Außerdem könnte die Anlage in der Kraft-Wärme-Kopplung betrieben werden. Dabei würde die sonst ungenutzte Abwärme der Stromerzeugung als Warmwasser bereitgestellt werden. Je nach Temperatur des Wassers wäre das aber mit gewissen Einbußen in der Stromgewinnung verbunden.

Viel größere Anlagen sind geplant

Das Konzept wurde erstmals 2014 mit einem ersten Prototyp und 40 Tonnen Gestein erprobt. Der hatte eine Kapazität von 5 Megawattstunden und trieb eine 700-kW-Turbine an. Die Hamburger Anlage mit 1.000 Tonnen ist die Demonstrationsanlage. Nach den Plänen der Firma soll 2020 eine Pilotanlage mit 10.000 Tonnen Gestein und einer Kapazität über einer Gigawattstunde folgen, bevor die Technik ab 2022 kommerziell verkauft werden soll. Die Turbine der Pilotanlage soll 30 Megawatt Strom erzeugen können.

Der Bau möglichst großer Anlagen hat bei der Technik große physikalische Vorteile. Der wichtigste Vorteil ist die Minimierung der Wärmeverluste. Das Speichergestein wird in einem Betongebäude eingelagert und mit Wärmeisolierung umgeben. Die Wärme geht dabei aber nur über die Außenfläche verloren. Ein Gebäude, das in allen Richtungen doppelt so groß ist, hat zwar die vierfache Außenfläche, aber das achtfache Volumen. Im Vergleich zum Inhalt würden die Verluste also halbiert.