Dieses Projekt befindet sich in der Skizzenphase, das heißt, es wird noch NICHT gefördert. Dementsprechend sind weitere (auch assoziierte) Projektpartnerschaften willkommen. 

Synergie und interdisziplinäre Schnittstellen

Die Speicherung von elektrischem Strom in Form potentieller Energie (Power-to-Power), analog zum Pumpspeicherkraftwerk, eignet sich bestens für Kurz- und Langzeitspeicherstrategien bei fluktuierender Stromerzeugung, da solche Anlagen eine hohe Dynamik besitzen und dabei praktisch keine Tendenz zur Selbstentladung haben. Das Technologiekonzept des zu entwickelnden geotechnischen Lageenergiespeichers erfüllt die Voraussetzungen für eine standardisierbare Baustrategie, mit welcher sich große hydromechanische Speicherkapazitäten bei erhöhter Energiedichte innerhalb kürzerer Projektlaufzeiten erschließen lassen. Diese Kapazitäten ermöglichen eine bessere Anbindung von Wind- und Solaranlagen im Stromnetz und gewährleisten gleichzeitig eine Netzstabilität bei wachsenden Anteilen von regenerativer Energiebereitstellung. Die geplant permanent rotierenden Massen von Pumpen, Turbinen und Motor-Generator-Einheiten besitzen eine frequenzstabilisierende Funktion, welche aktuell von konventionellen Kraftwerken (insbesondere Kohle) bereitgestellt wird. Zusätzlich sind die schnellen Reaktionszeiten der vorgesehenen Pumpturbinen zwischen Auf- und Entladen des Stromspeichers bei einer Notstromsituation oder für einen Neustart nach einem Blackout vorteilhaft. GeoMem eröffnet eine wirtschaftliche und technische Schnittstelle für Technologien und Strategien im Stromsektor. Mit Power-to-Power-to-Fuel entsteht ein vorgelagerter Systemprozess für eine gleichmäßige Stromversorgung zukünftiger Wasserstoffelektrolyseanlagen. Diese können somit unabhängig von den fluktuierenden Energieangeboten dimensioniert- und kontinuierlich am optimalen Arbeitspunkt effizient betrieben werden. Die einhergehenden Umwandlungsverluste erhöhen die Temperatur des Wasserinventars im Lageenergiespeicher, welches als Hydraulikmedium und sensibler Wärmespeicher fungiert und wird somit praktikabel (Power-to-Heat). GeoMem wird als Querschnittstechnologie nachhaltige Synergien zwischen Brennstoffzellen, KWK-Anlagen, Bio-Energie sowie Geothermie bilden und die Gesamteffizienz bei höherer Flexibilität im Versorgungsnetz ökonomisch und ökologisch optimieren.

Das System koppelt in einem Bauwerk die Speicherung sowie unabhängige Nutzung von thermischer und elektrischer Energie. Die Wärmekapazität des Wasserinventars soll bis maximal 90 °C als Wärmequelle oder bei rund 60 °C als Wärmesenke für verschiedene Marktteilnehmer bewirtschaftet werden. Bei entsprechender Größenordnung wird genug Kapazität zur saisonalen Wärmespeicherung für eine Kommune oder ein Quartier geschaffen. Bei einer Anbindung an ein örtliches Fern- oder Nahwärmenetz kann industrielle Abwärme zwischengespeichert und bei Bedarf genutzt oder an Konsumenten abgegeben werden. Mit dem Betrieb zukünftiger exothermer Prozesse zur Herstellung von bspw. grünem Wasserstoff gewinnt die Abwärmenutzung an Relevanz. Unabhängig von der genannten Power-to-Power-to-Fuel-Strategie wird so eine weitere Synergie zwischen dem Ausbau von Power-to-Fuel-Umwandlungsanlagen und Lageenergiespeichern erzeugt. Weiterhin eröffnet die saisonale Wärmespeicherung den Zugang zu einem Prosumer-Konzept innerhalb des Wärmemarktes. Privatpersonen können, analog zum Stromnetz SmartGrid, mittels Solarthermie als Erzeuger agieren. Die Schnittstelle zur aktiven Mitgestaltung des Wärmemarktes soll die Annehmlichkeit eines geotechnischen Energiespeichers im Umkreis der Anwohner steigern und die Nutzung privater Solarthermie in den Vordergrund rücken. Durch die saisonale Speichermöglichkeit soll mittels Solarthermie, insbesondere in Gemeinden und Städten ohne Zugang zu einem Gasnetz, ein maßgeblicher Beitrag zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung geschaffen werden. Einher ginge ebenfalls ein Platzgewinn im privaten Haushalt durch Wegfall von Öltanks und Brennern. Es werden lediglich ein Anschluss an das Wärmenetz (temperaturgeregelte Druckerhöhungsanlage mit Wärmeübertrager) und ein handelsüblicher Warmwasserspeicher für die Haushalte benötigt. Eine Förderung von GeoMem soll einen neuen Diskurs bei Stadtwerken und Kommunen über Gestaltungsmöglichkeiten zur Planung nachhaltiger Infrastruktur, Mitmach- und Wirtschaftsoptionen erzeugen.

Notwendigkeit einer Projektförderung

Die Stromspeicherkapazität dieses Konzeptes verändert sich bei linearer Vergrößerung mit der vierten Potenz der geometrischen Abmessungen. Der bautechnische und materielle Aufwand weist dagegen zum großen Teil eine quadratische Abhängigkeit (oberflächenbezogen) auf. In der nachstehenden Abbildung werden die spezifischen Stromspeicherherstellungskosten nach aktuellen Bauannahmen anhand einer kostenoptimierten Dimensionierung dargestellt. Bei vergleichbarer Skalierung und bautechnischer Optimierung eines SMS sind die spezifischen Speicherkosten für elektrische Energie deutlich geringer als bei Batteriespeichertechnologien. Die hohen Speicherwirkungsgrade der Pumpspeichertechnik ermöglichen einen geringeren Erzeugungsaufwand im Stromsystem Power-to-Power-to-X gegenüber Power-to-X-to-Power-Projekten. Nach eigenen Studien stellt sich eine wirtschaftliche Wettbewerbssituation zu Batteriespeichertechnologien innerhalb der gesamten Stromgestehungskosten (Erzeugungskosten, Speicherkosten und Netzverteilungskosten) ein, wenn die spezifischen Speicherherstellungskosten eines SMS die Marke von rund 250 €/kWh unterschreiten. Ab ca. 150 €/kWh lässt sich ein Kostenvorteil gegenüber Power-to-H2-to-Power erwarten. Mit entsprechender Anzahl von geotechnischen Speichern - ab der Größenordnung von 1 GWh - sind in einem Stromnetz mit ausschließlich erneuerbaren Umwandlungsanlagen Stromgestehungskosten von 20 ct/kWh oder weniger möglich.

Nach aktuellem Stand von Wissenschaft und Technik ist es noch nicht möglich, eine kostengünstige Version eines SMS im großen Kapazitätsbereich herzustellen. Somit müssen im Vorfeld ein Versuchsstand und erste Demonstrationsversionen im kleineren Bereich stattfinden, welche trotz der relativ geringen Baugröße einen hohen finanziellen und risikobehafteten Aufwand fordern. Zusätzlich sind kleinere Versionen dieser Speichertechnologie, insbesondere der angestrebte Demonstrator TRL 6, im Strommarkt nicht wettbewerbsfähig. Zusammengefasst sind die Planung und der Bau einer Demonstrationsanlage sehr unattraktiv für Unternehmen aus der freien Wirtschaft und müssen somit politisch gefördert werden, wenn diese Technologie einen Platz in einer dekarbonisierten Versorgungsstruktur einnehmen soll. Mit einem technischen sowie wissenschaftlichen Erfolg in Kombination mit der politischen Förderung einer Demonstrationsanlage TRL 6 wird eine Beschleunigung für die Weiterentwicklung eingeschaltet. Der einhergehende Impuls soll den freien Wettbewerb motivieren, diese Energiespeichertechnologie nach abgeschlossener TRL 6 weiter zu entwickeln. Es wird erwartet, dass ein Lageenergiespeicher der TRL 7 bei geplanter Maschinenentwicklung große Kapazitäten für das elektrische Netz konkurrenzfähig zu Batteriespeichertechnologien anbieten wird. Zum aktuellen Zeitpunkt ist es notwendig, dass diese Technologie sowohl politisch-monetär gefördert wird, um den entsprechenden wettbewerbsfähigen Reifegrad schnellstmöglich zu erreichen, als auch in Form eines politischen Statements, um Akteuren des Energiesektors und der Bevölkerung den Willen und die Machbarkeit hin zu einem dekarbonisierten Versorgungssystem ohne nukleare Brennstoffe zu demonstrieren.