Hochtief : Projekt für Offshore-Pumpspeicherkraftwerk mit »German Renewables Award« ausgezeichnet mehr

»Im Projekt Stensea haben wir für ein Offshore-Pump-Speicher-Kraftwerk ein Funktionsmodell
im Modellmaßstab 1:10 entwickelt und erfolgreich im Bodensee getestet.
Die wirtschaftliche Anwendung für solche Speichersysteme liegt in Meerestiefen von
600 bis 800 Metern. Mögliche Standorte liegen insbesondere vor den Küsten Europas,
Japans und den USA. Das von uns ermittelte Potential liegt bei rund dem 1.000-fachen
der heute weltweit installierten Pumpspeicherleistung - das ist ein wichtiger Beitrag zur
internationalen Energiewende«, erläutert Matthias Puchta, Projektleiter am Fraunhofer
IWES in Kassel.

Die Erfindung von Prof. Dr. Horst Schmidt-Böcking (Goethe-Universität Frankfurt) und
seines Kollegen Dr. Gerhard Luther (Universität Saarbrücken) bildet die Basis für ein
neuartiges Meeres-Pump-Speicher-System. »Auf dem Meeresboden installierte Pumpspeicherkraftwerke
können in großen Wassertiefen den hohen Wasserdruck nutzen,
um mit Hilfe von Hohlkörpern Stromenergie speichern zu können«, erläutert Horst
Schmidt-Böcking, emeritierter Professor der Universität in Frankfurt. Damit ließen sich
enorme Mengen durch Offshore-Windkraft erzeugten Stroms bereits vor Ort im Meer
zwischenspeichern. In Küstennähe mit großen Meerestiefen könnten Offshore-
Pumpspeicherkraftwerke auch zum Stromnetzausgleich an Land beitragen.

Fachleute des Baukonzerns HOCHTIEF erkannten die in dieser Idee verborgenen Möglichkeiten.
Innerhalb weniger Wochen konnte mit HOCHTIEF und den Meeresenergieund
Speicherspezialisten des Kasseler Fraunhofer-Instituts ein Konsortium für eine erste
Machbarkeitsstudie gebildet werden.

Anschließend förderte das BMWi das Projekt Stensea zur Entwicklung und Erprobung
dieses neuartigen Pumpspeicherkonzepts im Modellmaßstab (Förderkennzeichen:
0325584A, 0325584B). »Auf Basis der Vorstudie haben wir eine detaillierte Systemanalyse
mit Konstruktion, Bau- und Logistikkonzept des Druckbehälters durchgeführt,
eine Pump-Turbinen-Einheit entwickelt, die Einbindung in das Stromnetz untersucht,
Wirtschaftlichkeitsberechnungen durchgeführt und eine Roadmap für die technische Umsetzung entwickelt« fasst Projektleiter Matthias Puchta vom Fraunhofer IWES die
bisherigen erfolgreichen Arbeiten zusammen.

Die HOCHTIEF Engineering Consult IKS in Frankfurt/Main hat für Fraunhofer die Speicherkugel
des Modellversuchs konstruiert und gebaut. Dafür hat das Unternehmen
spezielle Schalungskonzepte zur Fertigung des Betonholkörpers und auch für die entsprechende
Logistik entwickelt. »Die Herausforderung besteht vor allem darin, eine 30
Meter große Kugel zu gießen. In diesem Maßstab wurde dies bisher noch nicht durchgeführt
«, erklärt Dr. Stephan Fromknecht von HOCHTIEF Engineering. Das Gewicht
und die Wandstärke des Speicherhohlkörpers wird durch den äußeren Wasserdruck
und den Auftrieb im Wasser bestimmt. Um das Konzept ohne Verankerung am Meeresboden
realisieren zu können, muss die Betonkugel ein größeres Gewicht haben als
der entsprechende Auftrieb, damit sie sicher unten auf dem Boden stehen bleibt und
nicht aufschwimmt. Bei dem Modellversuch im Bodensee in einer Wassertiefe von 100
Metern beträgt die Wanddicke 25 Zentimeter. »Die 30 Meter große Kugel hat eine
Wandstärke von zirca drei Metern und ist für eine Wassertiefe von 600 bis 800 Metern
vorgesehen«, erklärt Fromknecht.

»Nach dem erfolgreichen Test im Bodensee soll in der nächsten Stufe eine dreimal so
große Betonkugel im Meer getestet werden, die dann zirka das 50 bis100-fache an
Energie speichern kann. Dazu müssen zunächst anhand der Ergebnisse vom Bodensee
mögliche Standorte genauer bewertet werden, etwa in Südeuropa oder auch in Norwegen.
Mit der Durchführung eines solchen Tests im Meer ist in etwa drei bis fünf
Jahren zu rechnen. Die Finanzierung der weiteren Entwicklung soll in Abstimmung mit
industriellen Partnern und den öffentlichen Förderern aufgebracht werden«, erläutert
Fraunhofer-Bereichsleiter Jochen Bard, der sich derzeit für die Bildung eines neuen
Projektkonsortiums engagiert.

»Mit heutiger standardisierter und verfügbarer Technik sehen wir bei der Speicherkapazität
von 20 MWh pro Kugel eine weltweite elektrische Gesamtspeicherkapazität
von 893.000 MWh. In zukünftigen Parks mit einer großen Anzahl solcher Anlagen
ergeben sich vergleichsweise niedrige Zykluskosten von voraussichtlich 2,0 €Cent pro
kWh. Damit ließen sich kostengünstig wichtige Ausgleichsbeiträge für die schwankende
Erzeugung aus Wind und Sonne leisten«, stellt Bard fest.