RheEnergise hat den Betrieb eines Wasserkraftspeichers mit einer hochdichten Flüssigkeit in Devon mit einer Auslegungsleistung von 500 Kilowatt nachgewiesen, doch die Demonstrationsanlage bot statt vier Stunden nur etwa 15 Minuten vollständige Entladung. Die Analyse kommt zu dem Schluss, dass eine Verlängerung der Speicherdauer die Technologie entweder in Richtung eines Wettbewerbs mit Batterien bringen oder mit einem enormen Bedarf an Metallen konfrontieren könnte.
Das Unternehmen RheEnergise hat nachgewiesen, dass die Wasserkraftspeicherung mit einer hochdichten Flüssigkeit außerhalb des Labors funktionieren kann. Dazu errichtete es am Standort Cornwood in Devon einen oberen und einen unteren Behälter, installierte Pumpen, Rohrleitungen und Erzeugungsanlagen, pumpte anschließend eine firmeneigene Flüssigkeit nach oben und leitete sie über eine Turbine zurück. Die Demonstrationsanlage erreichte die Auslegungsleistung von 500 Kilowatt, war jedoch nicht an das Netz angeschlossen und bot bei voller Leistung nur etwa 15 Minuten Entladung.
Diese Einschätzung stützt sich auf eine von Michael Barnard veröffentlichte Analyse sowie auf den abschließenden Regierungsbericht zur britischen Demonstrationsanlage. Die zentrale Schlussfolgerung lautet nicht, dass die Technologie gescheitert ist, sondern dass der Nachweis des Betriebs eines Systems etwas anderes ist als der Nachweis, dass es wirtschaftlich auf Projekte mit einer Speicherdauer von mehreren Stunden oder mehreren Gigawatt skaliert werden kann.
Was hat das Projekt Cornwood bewiesen?
Das System war ursprünglich für einen vierstündigen Betrieb bei einer Leistung von 500 Kilowatt ausgelegt, doch Schwierigkeiten bei der Herstellung einer ausreichenden Menge Flüssigkeit mit den erforderlichen Spezifikationen verringerten den verfügbaren Vorrat. Außerdem verzeichnete das integrierte System einen Rundtrip-Wirkungsgrad von 59 Prozent, bevor parasitäre Lasten berücksichtigt wurden, die noch nicht gemessen worden waren. RheEnergise geht dagegen von einem Wirkungsgrad von etwa 80 Prozent für kommerzielle Anlagen aus, wobei sich die Leistung größerer Ausrüstung möglicherweise verbessern könnte. Die Differenz zwischen der Annahme und der aktuellen Messung bleibt jedoch ein Punkt, der praktisch nachgewiesen werden muss.
Die Demonstrationsanlage offenbarte außerdem betriebliche Herausforderungen, darunter die Feuchtigkeitsempfindlichkeit des Barytmaterials, einen unerwartet langsamen Mischvorgang, unterschiedliche Chemien der Ersatzmaterialien sowie den Bedarf an monatelanger Fehlersuche und einer Neugestaltung des Verfahrens zur Flüssigkeitsherstellung. Diese Ergebnisse sind bei einem Projekt dieser Art normal, bedeuten aber, dass die Flüssigkeit kein einfaches inertes Wasserersatzmittel ist, sondern ein komplexer Bestandteil der Speicherkraftwerksanlage selbst.
Die Dichte ist kein kostenloser Vorteil
Die Dichte der verwendeten Flüssigkeit beträgt etwa das 2,5-Fache der Wasserdichte. Aus ingenieurtechnischer Sicht ermöglicht dies, dieselbe Gravitationsenergie mit einem geringeren Flüssigkeitsvolumen oder einer geringeren Höhe zu speichern, wodurch Standorte erschlossen werden könnten, die für herkömmliche Pumpspeicherkraftwerke ungeeignet sind. Dieser Vorteil setzt jedoch die Herstellung einer mit Mineralien beladenen Flüssigkeit voraus, deren Homogenität, chemische Eigenschaften und Verhalten beim Pumpen und Entladen erhalten bleiben müssen.
Mit zunehmender Speicherdauer verschärft sich das Problem. Bei konstanter Leistung und Höhe erfordert jede zusätzliche Stunde ungefähr eine proportional größere Flüssigkeitsmenge und damit auch eine größere Menge des beschwerenden Minerals. Die Analyse verwendet das Beispiel einer Anlage mit 600 Megawatt Leistung und einer Dauer von 18 Stunden und schätzt, dass eine barytreiche Zusammensetzung gemäß den Angaben in einem Patent von RheEnergise etwa 8,8 Millionen Tonnen Baryt allein für die aktive Flüssigkeit erfordern könnte. Nicht eingeschlossen sind dabei inaktiver Vorrat, Verarbeitungsverluste oder Reserven.
Das Dilemma von Dauer und Wettbewerb
Die Speicherdauer positioniert die Technologie zwischen unterschiedlichen Wettbewerbern. Wenn RheEnergise kürzere Systeme mit vier, sechs oder acht Stunden anstrebt, wird die Beschaffung der Mineralien vergleichsweise einfacher. Gleichzeitig tritt das Unternehmen jedoch in einen Bereich ein, in dem Lithium-Ionen-Batterien stark vertreten sind und sinkende Kosten aufweisen. Die Analyse weist darauf hin, dass die BloombergNEF-Erhebung von 2025 den Preis stationärer Batteriespeicherpakete auf etwa 70 US-Dollar pro Kilowattstunde bezifferte, wobei zu beachten ist, dass der Preis des Pakets nicht den vollständigen Preis eines installierten Speichersystems darstellt.
Der frühe kommerzielle Schwerpunkt des Unternehmens liegt außerdem auf Einheiten mit einer Leistung zwischen 10 und 20 Megawatt und einer Speicherdauer von etwa vier bis acht Stunden. Der Übergang zu 12, 18 oder 24 Stunden verringert die Vergleichsstärke gegenüber Batterien, erhöht jedoch den Bedarf an Mineralien annähernd linear mit der gespeicherten Energie und stärkt zugleich den Vorteil herkömmlicher Wasserkraftspeicher, die Wasser verwenden – ein günstiges und stabiles Medium, das keine Herstellung eines speziellen Materials erfordert.
Wo könnte die Technologie praktisch erfolgreich sein?
Die Analyse sieht die realistischste Chance möglicherweise an bestimmten Standorten in der Nähe von Bergwerken oder Steinbrüchen. An einem einzigen Standort könnten bereits durch industrielle Aktivitäten beeinträchtigtes Land, geeignete Topografie, ein begrenzter Netzanschluss und ein großer Vorrat an geeignetem Material oder nutzbaren Abfällen zusammenkommen. Dieses Modell beseitigt die Standortbeschränkung jedoch nicht, sondern ergänzt sie um neue Anforderungen hinsichtlich der Dichte und Chemie des Materials, seiner Rückgewinnungsquote, des Verhaltens seiner Partikel und der Wirtschaftlichkeit seiner Verarbeitung.
Praktisch hat Cornwood bewiesen, dass die dichte Flüssigkeit gepumpt und daraus wieder Strom gewonnen werden kann. Noch nicht bewiesen ist jedoch, dass dieses System eine Langzeitspeicherung zu Kosten und in einem Maßstab bereitstellen kann, die mit Alternativen konkurrieren. Eine Verkürzung der Dauer bringt die Technologie näher an Batterien heran, während eine Verlängerung ihre Abhängigkeit von Mineralien verstärkt und den Vorteil von Wasser in herkömmlichen Pumpspeicherkraftwerken erneut hervorhebt. Daher scheint die Technologie nach den derzeitigen Erkenntnissen eher für bestimmte Anwendungsbereiche geeignet zu sein als für eine allgemeine Lösung des Marktes für Langzeitspeicher.