New technology for energy storage dreams
of a giant battery
Germany urgently needs new storage for green electricity in the energy revolution. A
company is now planning underground pumped storage.
06/04/2014, from John Pennekamp
Still, hardly visible: In the Bavarian village of Kochel am See a pumped storage could
arise. The lake scenery would not be affected
It was an immense effort that held 2,000 workers and engineers six years in a breath.
Immediately after the First World War fell into the Bavarian Alps the start of the construction
of the largest hydroelectric power plants in the world. Huge pipes, turbines and generators had
to be brought in and installed until in January 1924 the Walchensee power plant to become
operational. The nearby town of Kochel am See then became the pioneer of modern energy
technology.
Author: John Pennekamp, born in 1983, editor of the economy.
90 years later Kochel could once again become a pioneer on the lake. Because in the 4200resident community the Hessian company Gravity Power is planning its first underground
pumped storage power plant according to information this newspaper. It has nothing to do
with the old hydroelectric power plant nearby – it could also be built differently everywhere.
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"Arise is a demonstration plant with which we want to prove that our modular pumped
storage power plants do not need a lot of space on the surface and represent an
environmentally friendly alternative to conventional pumped storage" advertises Horatio
John, CEO of Gravity Power GmbH, at its headquarters in Hofheim Taunus has.
The local council in the southern Bavarian municipality has expressed interest in the project
and a working group set up closer to deal with the projects and will keep for a possible
building site out. Nothing has been finally decided, yet the initiators hope to be able to begin
this year with the construction.
The research is in full swing
The project would not be more than a side note, if energy storage were not urgently needed in
Germany. According to the plans of the Federal Government should come from renewable
sources by 2030 half of the electricity demand in Germany. Flows of green power in amounts
no longer sufficient existing storage capacities from soon. The problem is that wind and solar
power supply, unlike conventional power plants only irregular stream. If there is a storm or
there are no clouds in the sky, is produced in Germany already more power than is required
and can be saved.
From numerous companies being researched all over the country to new technologies that
power for short or long periods of time can save: on large batteries of technical processes that
transform power temporarily storable gas or so-called compressed air storage. But still
pumped storage power plants very efficient compared to newer approaches when it comes to
store electricity in large quantities over a few hours. In these systems, water masses are
pumped with excess power into higher reservoirs. If necessary, the water flows into the depth
and drives turbines.
But to build the required additional large-scale systems has proven to be difficult in Germany
recently. In Atdorf in the Black Forest, the energy company RWE has dropped out as one of
two major investors from the proposed project, last year gave the city utility association
Trianel a major project at the Rur Lake in the Eifel. The energy suppliers deters that no longer
count on the equipment due to the between day and night less strongly fluctuating electricity
prices as in the time before the energy turnaround. In addition, the citizens go to the
barricades if they are to be built in front of the nose towering concrete dams or artificial
reservoirs.
"Barely visible, noise, emissions"
The underground pumped storage power stations, as she plans the company from near
Frankfurt, could be a mosaic for the solution of the storage problem. The construction of this
memory is indeed associated with interventions in nature. "After two years of construction,
the plants are but barely visible, silent and emission-free," promises the former banker and
current entrepreneur John. The planned in Bavaria demonstration plant will consist of a 140meter deep shaft with 8 meters in diameter and function similarly to a supernatural memory.
The inside of the clad steel concrete manhole is filled with water, the heart is a heavy movable
piston. Excess electricity is required to drive a turbine and pull the huge piston upward.
However, if electricity is needed, the piston should sink down by gravity ("Gravity") and in
turn drive the turbine and generate electricity (see chart). With the power of 1 megawatt
demonstration plant would, however tiny. "It should be just the beginning," says Clemens
Martin, co-founder of Gravity Power GmbH and managing director in Bavaria. Does the
technology but, as expected, on a small scale could about in 2019 a first large-scale plant - go
into operation - for example, with an output of 300 megawatts. The dimensions of such a
system would be immense with a shaft diameter of up to 80 meters and a depth of 500 meters.
It would cost about 325 million euros, according to Gravity Power. Nevertheless, business
owners are convinced that such a system will one day be expected.
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© FAZ
But is such a mammoth project at all technically feasible? To prove it, the Gravity Power
GmbH has commissioned experts for tunneling with an appraisal. Engineers of the planning
office Babendererde Engineers came to the conclusion "that it is possible given the current
state of the art to build such a large system," says CEO Lars Babendererde. The necessary
technology is known from the shaft sinking and had to be modified only. However, the
project planner dealing with only one shaft with 30 meters in diameter, Gravity Power costed
medium term with more than twice as large plants.
The positive assessment is not undisputed. Friedrich Haefner, professor emeritus of the
University of Freiberg and operator of the engineering Geores Consult, referred to the project
as "unrealistic". The fact that a company that could benefit from the construction of the
facility, the project assessed positively, is not surprising. Häfner argues that there are no
machines that could build a well with 80 meters in diameter in great depth. In addition, once
had a lot of money to be put into the research of the circular seal that will surround the piston
once.
A test plant in Bavaria is in the planning
Häfner considers it "inconceivable to realize by 2030 an investment that is worth the energy
industry." To advance the exploration of other techniques which make it possible to store
electricity for several months is sensible. The initiators of Hesse are after they have consulted
many experts, on the other hand convinced to all the technical and economic issues to have an
answer or at least to have a solution ready in a short time.
Getting accurate answers could be the planned test facility in Bavaria. It will cost about 10
million euros. Still has power Gravity - a subsidiary of American Gravity Power LLC - the
sum not together. A "strategic investor" and a number of private investors are willing to work
together to contribute about half of the total, says managing director of John. To cite specific
name it is still too early. Up to a quarter of the investment costs, the Bavarian Ministry of
Economic Affairs could contribute hopes of entrepreneurs.
A detailed exploratory discussion with representatives of Ilse Aigner (CSU) led the Ministry
had taken place. The Ministry states on request: "The technology Gravity Power is still
completely in the beginning. Whether it can be an alternative to conventional pumped storage
power plants, is therefore open. "Whether and, if so, what level of support from the Free State
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is possible, could not be confirmed at this time, since a number of technical and economic
aspects be clarified.
The utilities remain skeptical
Large utilities like RWE and Eon have been informed about the project, they do not want a
financial commitment so far. "The technology is exciting and can theoretically work. It must,
however, in practice and economically proven over alternatives, "says Erik main Meier,
which deals in the research and development department of the Essen group RWE storage
technologies.
At locations where, for example, a lot of electricity from photovoltaic systems into the
distribution flows, the technology could then be used to compensate for fluctuations within a
day. "The technology needs the right geology. Only when the ratio of cost of shaft sinking and
memory use is correct, it could be relevant for us. At the moment I still do not see it, "says
principal Meier. Similarly, competitor Eon expresses. "In particular, based on larger volumes,
but we see a number of technical challenges that need to be solved," says a spokesman. For
the Group, other energy storage technologies are currently more promising, such as batteries
or electricity storage in the form of gas ("Power-to-Gas").
Horatio by John Clemens and Martin do not want to be misled: "We believe that we are now
at the right time in the market and we can soon start the construction of the test facility," says
Clemens Martin. He is encouraging that even the regional association Neckar-Alb would like
to take the unconventional storage as an alternative in the Regional Plan and the Fraunhofer
Institute for Building Physics in wooden churches involved as project partners. In Kochel am
See big plans have become reality before.
Link: http://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/neue-technologie-fuer-energiespeicher-traeumevon-der-riesenbatterie-12970596.html
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Neue Technologie für Energiespeicher
Träume von der Riesenbatterie
Deutschland braucht in der Energiewende dringend neue Speicher für Ökostrom. Ein
Unternehmen plant jetzt den unterirdischen Pumpspeicher.
04.06.2014, von Johannes Pennekamp
Still und kaum sichtbar: In der bayerischen Gemeinde Kochel am See könnte ein
Pumpspeicher entstehen. Die Seenlandschaft würde nicht beeinträchtigt
Es war ein immenser Kraftakt, der 2000 Arbeiter und Ingenieure sechs Jahre in Atem hielt.
Gleich nach dem Ersten Weltkrieg fiel in den bayerischen Voralpen der Startschuss für den
Bau eines der größten Wasserkraftwerke der Welt. Riesige Rohre, Turbinen und Generatoren
mussten herangeschafft und verbaut werden, bis im Januar 1924 das Walchensee-Kraftwerk
in Betrieb gehen konnte. Die nahe gelegene Gemeinde Kochel am See wurde damals zum
Vorreiter moderner Energietechnik.
Autor: Johannes Pennekamp, Jahrgang 1983, Redakteur in der Wirtschaft.
90 Jahre später könnte Kochel am See noch einmal zum Pionier werden. Denn in der 4200Einwohner-Gemeinde plant das hessische Unternehmen Gravity Power nach Informationen
dieser Zeitung ihr erstes unterirdischen Pumpspeicherkraftwerk. Mit dem alten
Wasserkraftwerk in der Nähe hat es nichts zu tun, es könnte auch überall anders gebaut
werden.
„Entstehen soll eine Demonstrationsanlage, mit der wir beweisen wollen, dass unsere
modularen Pumpspeicherkraftwerke nicht viel Platz an der Oberfläche benötigen und eine
umweltschonende Alternative zu konventionellen Pumpspeichern darstellen“, wirbt Horatio
von John, Geschäftsführer der Gravity Power GmbH, die ihren Sitz in Hofheim am Taunus
hat.
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Der Gemeinderat in der südbayerischen Kommune hat Interesse an dem Projekt bekundet und
eine Arbeitsgruppe ins Leben gerufen, die sich näher mit dem Vorhaben befassen soll und
nach einem möglichen Bauplatz Ausschau halten wird. Noch ist nichts endgültig entschieden,
dennoch hoffen die Initiatoren, noch in diesem Jahr mit dem Bau beginnen zu können.
Die Forschung läuft auf Hochtouren
Das Vorhaben wäre nicht mehr als eine Randnotiz, würden Energiespeicher in Deutschland
nicht dringend gebraucht. Nach den Plänen der Bundesregierung soll im Jahr 2030 die Hälfte
des Strombedarfs in Deutschland aus regenerativen Quellen stammen. Fließt der Ökostrom in
solchen Mengen, reichen die vorhandenen Speicherkapazitäten bald nicht mehr aus. Das
Problem: Wind und Sonne liefern anders als konventionelle Kraftwerke nur unregelmäßig
Strom. Wenn es stürmt oder keine Wolken am Himmel zu sehen sind, wird in Deutschland
schon heute mehr Strom produziert, als benötigt wird und gespeichert werden kann.
Von zahlreichen Unternehmen wird im ganzen Land an neuen Technologien geforscht, die
Strom für kurze oder längere Zeit speichern können: an großen Batterien, an technischen
Verfahren, die Strom vorübergehend in speicherbares Gas verwandeln oder an sogenannten
Druckluftspeichern. Doch noch immer sind Pumpspeicherkraftwerke im Vergleich zu neueren
Ansätzen sehr effizient, wenn es darum geht, Strom in großen Mengen über einige Stunden zu
speichern. In diesen Anlagen werden Wassermassen mit überschüssigem Strom in höher
gelegene Speicherseen gepumpt. Bei Bedarf fließt das Wasser in die Tiefe und treibt Turbinen
an.
Doch die zusätzlich benötigten Großanlagen zu bauen hat sich in Deutschland zuletzt als
schwierig erweisen. In Atdorf im Schwarzwald ist der Energiekonzern RWE als einer von
zwei Großinvestoren aus dem geplanten Projekt ausgestiegen, im vergangenen Jahr gab der
Stadtwerke-Verbund Trianel ein Großprojekt am Rursee in der Eifel auf. Die
Energieversorger schreckt ab, dass sich die Anlagen wegen des zwischen Tag und Nacht
weniger stark schwankenden Strompreises nicht mehr wie in der Zeit vor der Energiewende
rechnen. Zudem gehen die Bürger auf die Barrikaden, wenn ihnen turmhohe Staumauern oder
künstlich angelegte Speicherseen vor die Nase gebaut werden sollen.
„Kaum sichtbar, geräuschlos, emissionsfrei“
Die unterirdischen Pumpspeicherkraftwerke, wie sie das Unternehmen aus der Nähe von
Frankfurt plant, könnten ein Mosaiksteinchen für die Lösung des Speicherproblems werden.
Auch der Bau dieser Speicher ist zwar mit Eingriffen in die Natur verbunden. „Nach der
zweijährigen Bauzeit sind die Anlagen aber kaum noch sichtbar, geräuschlos und
emissionsfrei“, verspricht der frühere Banker und heutige Unternehmer von John. Die in
Bayern geplante Demonstrationsanlage soll aus einem 140 Meter tiefen Schacht mit 8 Metern
Durchmesser bestehen und ähnlich funktionieren wie ein überirdischer Speicher.
Das Innere des mit Stahlbeton verkleideten Schachts ist mit Wasser gefüllt, Herzstück ist ein
schwerer beweglicher Kolben. Überschüssiger Strom soll eine Turbine antreiben und den
riesigen Kolben nach oben ziehen.
Wird hingegen Strom benötigt, soll der Kolben durch die Schwerkraft („Gravity“)
hinabsinken und wiederum die Turbine antreiben und Strom erzeugen (siehe Grafik). Mit 1
Megawatt wäre die Leistung der Demonstrationsanlage allerdings winzig. „Sie soll nur der
Anfang sein“, sagt Clemens Martin, Mitbegründer der Gravity Power GmbH und
Geschäftsleiter in Bayern. Funktioniert die Technik aber wie erwartet im kleinen Maßstab,
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könne etwa im Jahr 2019 eine erste Großanlage – zum Beispiel mit einer Leistung von 300
Megawatt – in Betrieb gehen. Die Ausmaße für eine solche Anlage wären mit einem
Schachtdurchmesser von bis zu 80 Metern und einer Tiefe von 500 Metern immens. Sie
würde laut Gravity Power etwa 325 Millionen Euro kosten. Trotzdem sind die Unternehmer
überzeugt, dass sich eine solche Anlage eines Tages rechnen wird.
© F.A.Z.
Aber ist ein solches Mammutprojekt technisch überhaupt realisierbar? Um das zu beweisen,
hat die Gravity Power GmbH Fachleute für Tunnelbau mit einem Gutachten beauftragt.
Ingenieure des Planungsbüros Babendererde Engineers kamen zu dem Schluss, „dass es nach
heutigem Stand der Technik möglich ist, eine solche Großanlage zu bauen“, sagt
Geschäftsführer Lars Babendererde. Die notwendige Technik sei aus dem Schachtbau bekannt
und müsse lediglich modifiziert werden. Allerdings befassten sich die Projektplaner lediglich
mit einem Schacht mit 30 Metern Durchmesser, Gravity Power kalkuliert mittelfristig mit
mehr als doppelt so großen Anlagen.
Die positive Beurteilung ist nicht unbestritten. Friedrich Häfner, emeritierter Professor der TU
Bergakademie Freiberg und Betreiber des Ingenieurbüros Geores Consult, bezeichnet das
Vorhaben als „realitätsfern“. Dass ein Unternehmen, dass vom Bau der Anlage profitieren
könnte, das Vorhaben positiv beurteilt, sei nicht verwunderlich. Häfner wendet ein, dass es
heute keine Maschinen gebe, die in großer Tiefe einen Schacht mit 80 Meter Durchmesser
bauen könnten. Zudem müsse erst einmal viel Geld in die Erforschung der kreisförmigen
Dichtung gesteckt werden, die den Kolben einmal umgeben soll.
Eine Testanlage in Bayern ist in Planung
Häfner hält es für „undenkbar, bis zum Jahr 2030 eine Anlage zu realisieren, die sich
energiewirtschaftlich lohnt“. Sinnvoller sei es, die Erforschung anderer Techniken
voranzutreiben, die es ermöglichen, Strom über mehrere Monate zu speichern. Die Initiatoren
aus Hessen sind, nachdem sie zahlreiche Fachleute konsultiert haben, dagegen überzeugt, auf
alle technischen und wirtschaftlichen Fragen eine Antwort zu besitzen oder zumindest in
kurzer Zeit eine Lösung parat zu haben.
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Erste genauere Antworten könnte die geplante Testanlage in Bayern geben. Sie soll etwa 10
Millionen Euro kosten. Noch hat Gravity Power – eine Tochtergesellschaft der
amerikanischen Gravity Power LLC – die Summe nicht zusammen. Ein „strategischer
Investor“ und eine Reihe privater Investoren seien bereit, gemeinsam etwa die Hälfte der
Summe beizusteuern, sagt Geschäftsführer von John. Um konkrete Namen zu nennen sei es
noch zu früh. Bis zu einem Viertel der Investitionskosten könnte das Bayerische
Wirtschaftsministerium beisteuern, hofft der Unternehmer.
Ein ausführliches Sondierungsgespräch mit Vertretern des von Ilse Aigner (CSU) geführten
Ministeriums habe stattgefunden. Im Ministerium heißt es auf Anfrage: „Die Technologie
Gravity-Power steht noch völlig am Anfang. Ob sie eine Alternative zu konventionellen
Pumpspeicherkraftwerken werden kann, ist daher offen.“ Ob und, wenn ja, in welcher Höhe
eine Unterstützung durch den Freistaat möglich ist, könne zum jetzigen Zeitpunkt nicht
bestätigt werden, da noch eine Reihe von technischen und betriebswirtschaftlichen Aspekten
zu klären seien.
Die Energieversorger bleiben skeptisch
Große Energieversorger wie RWE und Eon haben sich über das Projekt informiert, finanziell
engagieren wollen sie sich bislang nicht. „Die Technologie ist spannend und kann theoretisch
funktionieren. Sie muss sich aber in der Praxis und auch wirtschaftlich gegenüber
Alternativen bewähren“, sagt Erik Hauptmeier, der sich in der Forschungs- und
Entwicklungsabteilung des Essener Konzerns RWE mit Speichertechnologien beschäftigt.
An Standorten, an denen beispielsweise viel Strom aus Photovoltaikanlagen in die
Verteilnetze fließt, könnte die Technologie dann dazu dienen, Schwankungen innerhalb eines
Tages auszugleichen. „Die Technologie braucht die richtige Geologie. Nur wenn das
Verhältnis von Kosten für den Schachtbau und Speichernutzen stimmt, könnte sie relevant für
uns werden. Momentan sehe ich das noch nicht“, sagt Hauptmeier. Ähnlich äußert sich
Konkurrent Eon. „Insbesondere auf größere Volumina bezogen, sehen wir aber eine Reihe
technischer Herausforderungen, die zu lösen sind“, sagt ein Sprecher. Für den Konzern seien
andere Energiespeichertechnologien derzeit vielversprechender, wie zum Beispiel Batterien
oder Stromspeicherung in Form von Gas („Power-to-Gas“).
Horatio von John und Clemens Martin wollen sich nicht beirren lassen: „Wir gehen davon
aus, dass wir heute zum richtigen Zeitpunkt am Markt sind und wir mit dem Bau der
Testanlage schon bald beginnen können“, sagt Clemens Martin. Ihm macht Mut, dass auch
der Regionalverband Neckar-Alb die unkonventionellen Speicher als eine Alternative in den
Regionalplan aufnehmen möchte und auch das Fraunhofer Institut für Bauphysik in
Holzkirchen sich als Projektpartner engagiert. In Kochel am See sind schon einmal große
Pläne Wirklichkeit geworden.
Link: http://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/neue-technologie-fuer-energiespeicher-traeumevon-der-riesenbatterie-12970596.html
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