Energiespeicher

Seit jeher wird ein Speicher benötigt, wenn der zeitliche Abstand zwischen der Beschaffung einer Sache und deren Verbrauch zu groß ist. In dem Speicher wird dann aufbewahrt, was später nach Bedarf entnommen werden kann. Rechts sehen wir den Getreidespeicher (Kornhausboden) im Schloss der Burg Mildenstein in Leisnig, Sachsen. Der 1394/95 aus Tannenholz gefertigte Boden diente als Speicher für das zu entrichtende Zinsgetreide. Das Bild ist Wikimedia entnommen.

Auch Energiespeicher werden mittels Energie gefüllt, und es wird nach Bedarf Energie entnommen. Die Energieformen für Füllung und Entnahme können gleich sein, wie die elektrische Energie bei einem Speicher-Kondensator. Sie können aber auch unterschiedlich sein, wie mechanische Energie des gestauten Wassers und elektrische Energie bei einem Wasserkraftwerk oder elektrische Energie und Wärme bei einem Nachtspeicherofen. Für den Akkumulator haben wir die Füllung durch elektrische Energie, die Speicherung in chemischer Energie und die Entnahme von elektrischer Energie. Der Akkumulator zeigt uns auch die Achillesferse einiger Energiespeicher. Beim Laden erwärmt er sich. Man bekommt also nicht so viel elektrische Energie heraus, wie man hineingesteckt hat. Dieses Problem haben die Gasspeicher im Gasversorgungssystem oder die Tanks für flüssige Brennstoffe nicht. Sie nehmen chemische Energie auf und geben sie verlustfrei wieder ab.

Ein starkes aktuelles Interesse an elektrischen Energiespeichern ergibt sich aus dem zunehmenden Anteil von Wind- und Solarenergie in Stromversorgungssystemen. Damit nimmt die zeitliche Diskrepanz zwischen möglicher Erzeugung und gewünschtem Verbrauch zu und muss durch sogenannte Stromspeicher ausgeglichen werden. Das sind Speicher, die elektrische Energie aus dem Netz aufnehmen, in irgendeiner Energieform zwischenspeichern und bei Bedarf wieder als Strom in das Elektrizitäts-Netz für die allgemeine Versorgung einspeisen.

Wie funktionieren diese Speicher, wie schnell können sie Energie abgeben, wie ist das Verhältnis von ab- zu zugeführter Energie (Gesamt-Wirkungsgrad) und was kosten Bau und Betrieb des Speichers pro Energieeinheit? Dazu gibt es einen Übersichtsartikel von Ausfelder u. a. und dort oder in Wikipedia zitierte weitere Literatur. Hier werden folgende Speichertypen vorgestellt: 1. Wasserkraftspeicher, 2. Druckluftspeicher, 3. Schwungmassespeicher, 4. Wärmespeicher, 5. Kondensatoren und Spulen, 6. Batterien/Akkumulatoren und 7. Strom-zu-Gas-Speicher.

Wasserkraftspeicher

Schon ein gewöhnliches Wasserkraftwerk an einer Talsperre hat eine Speicherfunktion, da das Wasser im oberen Becken gespeichert und Wasserturbine mit Elektrogenerator innerhalb einer Minute angefahren werden kann. Länder mit einem hohen Wasserkraftanteil an der Elektroenergieerzeugung (z. B. Norwegen oder Kanada) haben deshalb einen geringeren Bedarf an zusätzlichen Energiespeichern.

Ein Pumpspeicherwerk kann das Wasser vom unteren Becken in das obere Becken zurückpumpen. Das erste große Pumpspeicherwerk ging Ende 1929 in Niederwartha bei Dresden in Betrieb, und Anfang 1930 erreichte das Koepchenwerk am Hengsteysee an der Ruhr die Leistung von 132 MW (jetzt 153 MW). Das Wasser hat bei beiden eine Fallhöhe von etwa 150 m. Auf fast 400 m Fallhöhe kommt das derzeit größte Pumpspeicherwerk, Bath County Pumped Storage Station in Virginia, USA, das eine Leistung von reichlich 3 GW hat. Allgemein wird für Pumpspeicherwerke ein Wirkungsgrad von 75−80 % angegeben. Die Übertragungsverluste für Hin- und Rücktransport der elektrischen Energie muss man aber noch hinzufügen.

Das Sir Adam Beck-Elekrizitätswerk an den Niagara-Fällen in Kanada besitzt ein großes Pumpspeicher-Becken, um in Spitzenzeiten eine Zusatzleistung von 174 MW zu erzeugen. Das Bild rechts wurde aus Wikipedia entnommen.

Weltweit ist derzeit in Pumpspeicherwerken insgesamt eine Leistung von etwa 130 GW installiert. Davon 7,5 GW liefern in Deutschland täglich zwischen 4 und 8 Stunden Strom. Laut AEE-Analyse Stromspeicher in Deutschland entnahmen sie 2013 dem Netz 7,8 und lieferten 6,2 Milliarden kWh zurück ins Netz. Mit einer Bruttostromerzeugung von etwa 600 Milliarden kWh liegt das bei etwa 1 %. Die Vollkosten für die eintägige Speicherung einer kWh in einem Pumpspeicherkraftwerk betragen laut Wikipedia 3 bis 5 Cent/kWh. Investitionskosten pro kW Leistung eines Systems geben Ausfelder u. a. mit 500-100 € pro kW an. Beim Bau von Neuanlagen sind steuerliche Vorgaben und zu erwartende Umweltschäden zu berücksichtigen. Aus diesen Gründen und wegen der überwiegend flachen Landschaft sind in Deutschland keine Anlagen im Bau, und man schaut für einen Zuwachs ins benachbarte Ausland.

Druckluftspeicher

Für Druckluftspeicher gibt es bisher zwei Demonstrationsanlagen, siehe unten. Luft wird mit elektrisch betriebenen Pumpen auf maximal 75 bar komprimiert und in etwa 1 km tief liegenden Kavernen gespeichert. Bei Bedarf betreibt diese Druckluft Gasturbinen, die wiederum Strom erzeugen. Leider wird bei der Komprimierung Wärme erzeugt und die Luft kühlt sich bei der Entspannung ab, wodurch eine zusätzliche Abkühlung und eine zusätzliche Erwärmung notwendig werden. Erstere ist ein Energieverlust, für letztere muss sogar noch Energie über einen Gasbrenner hinzugefügt werden. Deshalb kommen die Demonstrationsanlagen nur auf einen Wirkungsgrad von 42 % in Huntdorf (321 MW), Niedersachsen, und 54 % in McIntosh (110 MW), Alabama, USA. Letzteres hat zwar eine geringere Leistung, aber eine Abwärme-Rückgewinnung, 14 Minuten Startzeit und wegen des größeren Speichervolumens eine gespeicherte Energiemenge von 2860 MWh, fast fünfmal so viel wie in Huntdorf.

Kein Wärmeaustausch mit der Umgebung darf bei einem "adiabatisch" arbeitenden Druckluftspeicher stattfinden. Das verlangt, dass die bei der Verdichtung entstehende Wärme gespeichert und bei der Entspannung wieder zugeführt wird. Der Wirkungsgrad könnte auf 70 % steigen. Das Entwicklungsprojekt ADELE (Adiabater Druckluftspeicher für die Elektrizitätsversorgung) hat die Realisierungsmöglichkeiten für einen solchen Speicher überprüft. Der Bau des geplanten Druckluftspeicherkraftwerk Staßfurt ist jedoch 2015 mangels konkreter Marktperspektive eingestellt worden.

Investitionskosten für Druckluftspeicher werden von Ausfelder u.a. mit 1000 € pro kW angegeben. Sie sind also mit denen von Wasserkraftspeichern vergleichbar.

Schwungmassespeicher

In jedem konventionellen Kraftwerk ist in den riesigen Schwungmassen von Turbinen und Generatoren kinetische Energie gespeichert und damit ein Schwungmassespeicher einbezogen. Auch wenn man den Antrieb schlagartig abstellen könnte, würde weiter elektrische Energie geliefert. Zwei wesentliche Probleme separater Schwungmassespeicher sind sofort erkennbar: Die Energie wird nur für eine kurze Zeit geliefert, und die Investitionskosten sind hoch. Für eine kurzzeitige Notstromversorgung kann man Schwungräder aus Kohlefaserverbundringen oder aus Stahl und einem integrierten Elektromotor zum Laden oder Entladen verwenden. Der größte Vorteil eines solchen Speichers ist die Lebensdauer von über 10 Jahren. Der größte Nachteil ist die Selbstentladung (Halbierung der Umlauffrequenz des Schwungrads nach Abschaltung des Ladestroms ohne Last-Stromerzeugung) innerhalb von Stunden. Der Einsatz dieses Speichers ist dann wirtschaftlich sinnvoll, wenn die Energie in einer Zeit bis zu 10 Minuten geladen und entladen werden kann. Betrachtet man nur die Investitionskosten für die Leistung, ergibt sich nach Ausfelder u.a. mit 100-360 € pro kW ein relativ geringer Wert. Bezieht man aber die Investitionskosten auf die Kapazität, ergibt sich mit 1000 € pro kWh ein um den Faktor 20−200 höherer Wert als für die bisher beschriebenen Speicher. Deshalb findet man trotz hohem Wirkungsgrad von 89−90 % und weniger als einer Sekunde Bereitstellungszeit nur wenige Anwendungen, siehe Wikipedia.

Wärmespeicher

Ein Wärmespeicher aus den vergangenen Jahrzehnten ist die Nachtspeicherheizung, die aber zusammen mit den anderen elektrischen Heizungen inzwischen als umweltschädlich geächtet wird. Umweltfreundlich sind jedoch die in der Solarthermie weit verbreiteten Warmwasserspeicher. Sie speichern die in den Kollektoren erzeugte Wärme über Wärmetauscher an das Brauchwasser (Trinkwasser) über Stunden oder Tage bis zum Abruf durch den Verbraucher. Bei gleicher Haushaltsgröße benötigt der typische solare Warmwasserspeicher ein deutlich höheres Volumen als ein durch Gas beheizter Speicher und eine deutlich stärkere Wärmedämmung, um die Wärmeverluste auch bei mehrtägiger Speicherung zu minimieren. Anwendungen der Wärmespeicher sind aber inzwischen über den häuslichen Bereich hinausgewachsen. Das Heizkraftwerk Salzburg Nord hat seit 2011 einem 44 m hohen Wärmespeicher mit einem Durchmesser von 29 m, der im gefüllten Zustand einen Wärmeinhalt von 1,1 GWh und eine Leistung von 60 MW für Ladung und Entladung anbietet. Die spezifischen Investitionskosten liegen bei 15 Euro/kWh.

Bei Erwärmung von 1 kg Wasser vom Gefrierpunkt auf  den Siedepunkt werden etwa 116 Wh gespeichert. Mit Schamottsteinen erzielt man schon die reichlich dreifache Speicherung. Anstelle dieser sogenannten "sensiblen" Wärmespeicherung in einem Temperaturberich ohne Phasenübergang, kann man die Wärme mit Hilfe eines Phasenübergangs speichern. Beim Wasser braucht man zum Beispiel etwa 93 Wh um 1 kg Eis zum Schmelzen zu bringen. Da die Energiezufuhr beim Schmelzen oder Verdampfen nicht die Temperatur ändert, spricht man von latenter Wärme bzw. von Latentwärmespeichern.

Für den Einsatz in solarthermischen Kraftwerken werden meist Salzschmelzen als sensible Wärmespeicher eingesetzt, um die Tageswärme für den Abend zu speichern. Als "solare Salzschmelze" wird ein Gemisch aus Natriumnitrat und Kaliumnitrat bezeichnet, das zwischen einer unteren Temperatur von 290 °C und oberen Temperatur von 560 °C eine Wärmespeicherung von 200 kWh pro Kubikmeter erreicht. Das weltgrößte Parabolspiegel-Solarkraftwerk Solana (250 MW) in Arizona, USA, benutzt sechs solcher Wärmespeicher, die 125 kt Salz enthalten und 1,7 GWh Wärmeenergie speichern können. Damit kann nachts für sechs Stunden der Volllastbetrieb des Kraftwerks für die Stromerzeugung durchgeführt werden.

Zusammenfassende Artikel wie "Herausforderung Wärmespeicher" von A. Thess u. a. (2015), "Thermische Energiespeicher" von F. Scheffler (2019) und "Molten Salt Storage for Power Generation" von T. Bauer u.a. (2021) beschreiben den Stand der Entwicklungen auf diesem Gebiet in den angegebenen Jahren.

Kondensatoren und Spulen

Die Energiespeicherung in Kondensatoren gehört bereits zu unserem Alltag, falls wir ein Fahrrad benutzen, das einen Superkondensator in der Beleuchtung eingebaut hat. Wir haben die Energiespeicherung in Kondensatoren und Spulen auf der Seite Energie elektrischer und magnetischer Felder beschrieben. Besonderheiten der Superkondensatoren sind eine Gleichspannung von 2−3 V pro Einzelzelle und eine Entladezeit (halber Spannungsverlust ohne Last durch Selbstentladung) von etwa einem Monat. Hohe Investitionskosten von 10 000 € bis 20 000 € pro KWh sind der wesentlichste Nachteil, während die hohe Belastbarkeit bei Ladung und Entladung sowie die lange Lebensdauer von 105−106 Ladezyklen die wesentlichsten Vorteile gegenüber Batterien sind.

Spulen werden als Energiespeicher im Forschungsstadium bleiben bis Supraleiter entwickelt sind, die nur eine wirtschaftlich verträgliche Kühlung erfordern. Für die Energieübertragung wird sich er Einsatz von Supraleitern eher etablieren als für den Einsatz als Energiespeicher.

Batterien/Akkumulatoren

Wir verwenden den Begriff Batterie auch für die wieder aufladbaren Batterien, die im deutschen Sprachgebrauch überwiegend als Akkumulatoren bezeichnet werden. Den Grund dafür haben wir auf der Seite Akkumulatoren erläutert. Dort sind auch die gebräuchlichsten Typen und deren Einsatz in Elektrospeichern und Kraftfahrzeugen beschrieben. Batteriespeicher sind schon seit langer Zeit für Notstromversorgungen im Gebrauch, werden gegenwärtig aber in viel größeren Dimensionen für Wind- und Solarenergie-Speicherung eingesetzt.

Das größte europäische Lithium-Ionen-Speicherkraftwerk ist seit 2018 in Jardelund in Deutschland an der Grenze zu Dänemark mit einer Kapazität von 50 MWh in Betrieb. Viel größerere Speicherkapazitäten werden auf der Liste der Batterie-Speicherkraftwerke für neue und geplante Lithium-Ionen-Speicher angegeben. Die derzeit größte Kapazität wird seit Anfang 2021 mit 400 MWh in Alamitos in Kalifornien bereitgestellt.

Dezentral angeordnete aber zentral gesteuerte Batteriespeicher werden bereits im großen Umfang zur Maximierung des Eigenverbrauches von Solarstrom verwendet. Der derzeit größte virtuelle Batteriespeicher ist mit 12 Natrium-Schwefel-Batterie-Systemen von je 4 MW und 3 Systemen von je 20 MW, also insgesamt 108 MW, in Abu Dhabi auf 10 Orte verteilt. Seit 2019 werden für eine Dauer von 6 Stunden insgesamt 648 MWh gespeichert.

Von Batterien erwartet man eine Lebensdauer von zehn Jahren und weit über tausend Arbeitszyklen. Energiedichten liegen bisher kaum über 150 Wh/kg. Das Überschreiten von 300 Wh/kg wird auf dem Batteriemarkt noch im laufenden Jahrzehnt erwartet. Batterietypen mit wesentlich höheren Energiedichten befinden sich noch im Forschungsstadium, siehe Seite Akkumulatoren.

Strom-zu-Gas-Speicher

Eine Energiespeicherung findet dann statt, wenn durch Strom mittels Elektrolyse Wasserstoffgas erzeugt wird, das anschließend entweder verflüssigt oder zu oder Methan, Methanol bzw. füssigem Kraftsoffen umgewandelt und in dieser Form aufbewahrt wird. Die Stoffe finden Verwendung in chemischen Prozessen, zur Betankung von Autos mit Brennstoffzellen oder zur Verstromung in Kraftwerken. Nur bei der Verstromung haben wir es mit Speichern zu tun, die elektrische Energie aus dem Netz aufnehmen, in Form eines Gases zwischenspeichern und bei Bedarf wieder als Strom in das Elektrizitäts-Netz einspeisen. Ein solcher Strom-zu-Gas-Speicher wird aus zwei Gründen bisher kaum angewendet. Erstens erfordert Gaserzeugung und Verstromung teure Anlagen, die nur in Spitzenzeiten in Betrieb gehen. Zweitens steht die Gaserzeugung wirtschaftlich in Konkurrenz mit dem ebenfalls verstrombaren Erdgas, was derzeit noch wesentlich billiger ist. Alle damit in Zusammenhang damit stehenden Probleme sind aber Gegenstand umfangreicher Entwicklungen, deren Stand von Anfang 2015 in dem Übersichtsartikel von Ausfelder u. a. dargestellt ist.

Durch Anlegen einer elektrischen Spannung wird Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff getrennt. Die dafür vorwiegend verwendeten Elektrolyseverfahren sind die alkalische und die PEM-Elektrolyse (engl.: proton exchange membran) sowie die Hochtemperatur-Elektrolyse.

Links steht die farbige Nachzeichnung einer Abbildung, die im Original schon auf der Seite Brennstoffzellen zu sehen war. Die Gasbatterie von C. F. Schönbein und W. R. Grove enthält in den vier Zellen verdünnte Schwefelsäure. Die acht Kolben, die die Platinelektroden umhüllen, sind vor der Inbetriebnahme der Gasbatterie mit Sauerstoff oder Wasserstoff gefüllt worden. Es entsteht eine galvanische Spannung. Wenn ein Verbraucher angeschlossen wird, fließt ein Strom, und die Gase in den Kolben wandeln sich über H+ und O2− in Wasser um. In der Abbildung ist der Verbraucher wiederum eine galvanische Zelle (schwarzes Gefäß oben), in der der umgekehrte Vorgang abläuft, also im Kolben befindliches Wasser in Sauerstoff und Wasserstoff zerlegt wird. Das stellt die Elektrolyse von Wasser in verdünnter Schwefelsäure dar.

Die Technologien der Wasserelektrolyse sind in einer Studie von T. Smolinka beschrieben. Die alkalische Elektrolyse arbeitet im Temperaturbereich 40−90 °C mit mit einem flüssigen basischen Elektrolyten, der Ladungsträger ist OH. Anoden- und Kathodenbereich werden durch ein Diaphragma getrennt, das für den Ladungsträger durchlässig ist. Kathodenreaktion bzw. Anodenreaktion sind

Das größte je realisierte alkalische Elektrolysekraftwerk hat eine Anlagenleistung von 156 MW und produziert eine Wasserstoffmenge von 33 000 Nm³/h, siehe T. Smolinka. Es steht am Assuan-Staudamm in Ägypten.

Die saure PEM-Elektrolyse arbeitet im Temperaturbereich 20−100 °C mit einem polymeren Festelektrolyten, der Ladungsträger ist H+ und Kathodenreaktion bzw. Anodenreaktion sind

PEM-Elektrolyseure konnten sich für Nischenanwendungen mit kleinen Leistungenh gegenüber alkalischen Elektrolyseuren durchsetzen.

Die Hochtemperaturelektrolyse arbeitet im Temperaturbereich 700−1000 °C mit einem Festoxid als Elektrolyt, der Ladungsträger ist O2− und Kathodenreaktion bzw. Anodenreaktion sind

Anlagen für die Hochtemperaturelektrolyse befinden sich noch in der Entwicklung. Die oben genannten anderen Verfahren haben jedoch umfangreiche Anwendungen. Sie dienen aber ausschließlich der Produktion von Wasserstoff, der in industriellen Prozessen eingesetzt wird, und könnten auch Wasserstoff für Brennstoffzellen-Kraftfahrzeuge produzieren. Eine Verstromung ist nicht rentabel.

Bei Strom-zu-Gas-Speichern stehen die Technologien zur Speicherung von Wasserstoff im Vordergrund. K. Müller nennt dabei zuerst die Wasserstoffspeicherung im engeren Sinne. Dazu gehören die Gasspeicherung in einem physiosorbierendem Träger, ein Einschluss bzw. eine Mischung des Gases oder eine reversible Konversion mit einem flüssigen organischen Wasserstoff-Träger wie z. B. mit Toluol bzw. mit anorganischen Trägern wie Metallhydriden. Eine Energiespeicherung mit Hilfe von Wasserstoff findet aber auch bei den von K. Müller beschriebenen irreversiblen Konversionen statt. Dabei wird der Wassersoff irreversibel in Brennstoffe wie Methan und Benzin oder in Grundchemikalien wie Ammoniak umgewandelt.

 


Letzte Änderung: 20.05.2021