Original-URL des Artikels: https://www.golem.de/news/energiespeicher-heisse-steine-sind-effizienter-als-brennstoffzellen-1906-142012.html    Veröffentlicht: 19.06.2019 16:46    Kurz-URL: https://glm.io/142012

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?

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.



Wasserstoff hat deutlich größere Verluste

Wie groß die Lagerverluste genau sind, gab Siemens nicht bekannt. Die Firma Energy Nest, die ähnliche Speicher aus Beton baut, gibt die Verluste größerer Anlagen mit unter 2 Prozent pro Tag an. Bei genau 2 Prozent Verlust pro Tag ginge nach 35 Tagen die Hälfte der anfangs gespeicherten Energie verloren. Dabei sinken auch bei Energy Nest die Verluste entsprechend der Größe der Anlagen. Die größten geplanten Anlagen von Energy Nest sind in etwa mit der Hamburger Demonstrationsanlage von Siemens vergleichbar.

In der Praxis ist die Technologie derzeit vor allem zum Ausgleich von kurzfristigen Spitzen in Stromerzeugung und -verbrauch gedacht. Siemens will aber Speicher bauen, die selbst die für 2020 geplante Pilotanlage mit 30 MW und 10.000 Tonnen Gestein weit hinausgehen. Die Speichertechnik könnte auch die Turbinen von Kohlekraftwerken betreiben, wo Leistungen von mehreren 100 MW üblich sind.

In derart großen Anlagen könnten selbst Speicherzeiten von Wochen oder einigen Monaten mit geringen Verlusten realistisch sein. Allerdings könnten andere Faktoren die Vergrößerung erschweren. So darf dabei der Luftwiderstand beim Durchblasen des Speichers nicht zu groß werden. Außerdem könnte die wiederholte thermische Ausdehnung des Gesteins es langfristig zusammensacken lassen und die Lücken darin verkleinern. Derzeit wurde der Effekt aber wohl noch nicht beobachtet.

Die Technik braucht keine knappen Ressourcen

Im Hinblick auf die Kosten und die Ressourcen lässt das einfache Speichermedium und die konventionelle Stromerzeugung auch große Anlagen zumindest realistisch erscheinen, anders als bei Speichern mit geschmolzenem Salz oder auch dem Spezialbeton mit eingebetteten Rohrleitungen von Energy Nest. Bei der stationären Speicherung von Strom, über Tage und Wochen dürfte diese Technik der Stromspeicherung mit Wasserstoff schon jetzt deutlich überlegen sein.

Bei aktuellen Wasserstoffspeichersystemen gehen bereits in der Elektrolyse rund 40 Prozent der Energie verloren, wie 2017 ein Sprecher von ITM-Power Golem.de auf der Hannovermesse sagte. Bei der Speicherung im Druckspeicher gehen weitere 10 bis 15 Prozent der Energie verloren. Bei Methanisierung und ähnlichen Verfahren zur Wasserstoffspeicherung in Öl betragen diese Verluste etwa 25 Prozent. Bei der Stromerzeugung verliert die Brennstoffzelle dann nochmals rund 40 bis 50 Prozent der Energie, wodurch das Gesamtsystem eine Effizienz unter 30 Prozent hat.

Eine Cheops-Pyramide als Speicher reicht nicht aus

Freilich ist der thermische Speicher deutlich weniger effizient als ein Pumpspeicherkraftwerk mit einer Effizienz von rund 80 Prozent. Allerdings wird dort für die Speicherung einer Kilowattstunde Strom über eine Tonne Wasser benötigt, bei einem Höhenunterschied von 360 m. Im thermischen Speicher der Demonstrationsanlage genügen dafür 30 kg Gestein.

Zum Vergleich: Ein Speicher vom Volumen der Cheops-Pyramide bestünde aus 3,1 Millionen Tonnen Gestein und hätte damit eine Speicherkapazität von etwa 105 Gigawattstunden. Genug, um ein Kraftwerk mit 1 Gigawatt Leistung über 4 Tage zu betreiben. Deutschlandweit werden pro Tag etwa 1.600 Gigawattstunden Strom benötigt. Um diese Menge zu speichern, würden demnach 47 Millionen Tonnen Gestein benötigt. Die Kohleproduktion in Deutschland lag 2017 bei rund 175 Millionen Tonnen.



Leseraufruf

Immer wieder versprechen Wissenschaftler und Hersteller bahnbrechende Neuerungen bei Akkus, Brennstoffzellen und anderen Energiespeichern. Akkus laden angeblich schneller, sie haben mehr Kapazität bei gleichem Gewicht, sie sind nicht feuergefährlich. Manches davon ist Humbug, andere Innovationen funktionieren im Labor, brauchen aber Jahre bis sie serienreif sind.

An den Reaktionen sehen wir immer wieder, dass dieses Thema unsere Leser bewegt. Wir planen daher einen Artikel, der so viele offene Fragen beantwortet wie möglich. Schreibt uns dafür Eure Fragen und Wünsche an redaktion@golem.de.

 (fwp)


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