«Geht nicht, gibts nicht.»

Markus Richter, Senior Manager

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Vom Berg- zum Kraftwerk

NZZ. «Auf der Welt gibt es etwa eine Million stillgelegte Bergwerke», sagt Anna Engman. «Sie könnten einen wichtigen Beitrag leisten zum Gelingen der Energiewende.» Wie das gehen soll, deutet der Name der Gesellschaft an, in der Engman für die Kommerzialisierung verantwortlich ist: Mine-Storage, also etwa «Bergwerks-Lagerung».

Die Idee des jungen schwedischen Unternehmens lautet, dass sich stillgelegte Bergwerke mit ihren Schächten und Hohlräumen in kleine Pumpspeicherkraftwerke umfunktionieren lassen. Man müsste, etwas vereinfacht gesagt, an passender Stelle bloss eine Turbine mit Generator und eine Pumpe einbauen. Die sichtbaren Eingriffe in das bestehende Landschaftsbild wären damit minimal.

Nicht jede Grube ist geeignet

Nicht jedes alte Bergwerk eignet sich jedoch dafür. Ist zum Beispiel der Boden porös, kann das Wasser versickern. Liegt das Bergwerk in einem Trockengebiet, müsste man einen Zugang zu Wasser erschliessen. Und befinden sich im Boden problematische Stoffe, etwa Blei, könnte eine allfällige Kontamination des Wassers ein Problem darstellen.

Ferner ist es von Vorteil, wenn sich eine Grube nahe der Stromnetz-Infrastruktur oder den Verbrauchern befindet, die es zu unterstützen beziehungsweise zu versorgen gilt. Und schliesslich spielt auch eine Rolle, ob auf der oberen Ebene ein geeignetes Reservoir besteht oder sich einrichten lässt.

Doch auch wenn von der Million stillgelegter Minen nur jede zehnte einer Nutzung als Pumpspeicherwerk zugeführt werden könnte, wäre damit laut Engman bereits ein Beitrag zu einem Netto-Null-Stromsystem geleistet. Bis anhin fehle die Möglichkeit, durch breit gestreute Lagerung grössere Mengen von Strom aus unregelmässig produzierenden Anlagen wie Wind- oder Solarkraftwerken zu puffern.

Pumpspeicherstrom lässt sich darüber hinaus auf verschiedene Weise einsetzen. Er kann lokale Nachfragespitzen brechen, kurzfristig ein Netz stabilisieren oder Grossverbrauchern über einen Engpass hinweghelfen. Insbesondere das Element der Systemstabilisierung ist für den Aufbau einer «grünen» Stromwirtschaft von Bedeutung. Was solche Grubenkraftwerke allerdings nicht leisten können, ist ein Ausgleich der grossen saisonalen Schwankungen mit Stromüberangebot im Sommer und -mangel im Winter.

Die Investitionen, die mit Blick auf die Energiewende allgemein für den Aufbau von ausreichenden Kapazitäten zur Langzeitlagerung elektrischer Energie nötig sind, belaufen sich laut Schätzungen von Organisationen wie Bloomberg oder McKinsey bis 2040 auf mehrere hundert Milliarden Dollar. Im Spiel sind mehrere Varianten und Technologien, auch abhängig von den konkreten Aufgaben, die solche Speicher erfüllen sollen.

Batterien, sagt Engman, seien eher geeignet, eine konkrete Applikation zu unterstützen. Ein Gruben-Pumpspeicherwerk könne dagegen vielseitiger genutzt werden. Wasserstoff wiederum ermögliche grosse Speichermengen, doch gingen bei der Umwandlung von Strom in Wasserstoff und Rückumwandlung in Strom rund 70 Prozent der Energie verloren. Bei einem Pumpspeicherwerk seien es bloss 25 Prozent pro Umlauf.

Wie bei vielen Projekten, die für die Energiewende entwickelt werden, stellt sich auch bei der Idee von Gruben-Pumpspeicherwerken die Frage, weshalb sie nicht schon längst umgesetzt sind, wenn sie doch so einleuchtend erscheinen. Der Gedanke an sich, sagt Anna Engman, kursiere in der Fachwelt schon lange. Doch der Energiemarkt habe bisher keine Veranlassung gehabt, die Idee zu realisieren. Wenn in der Vergangenheit Pumpspeicheranlagen erstellt worden seien, habe es mehr Sinn ergeben, in grösseren Dimensionen zu denken.

Auch Mine Storage als Gesellschaft gibt es erst seit knapp drei Jahren. Ihre vier Gründer kamen aus verschiedenen Bereichen, die mit der Energiewirtschaft und dem Strommarkt zu tun haben, und verfügen damit über vielfältige Expertise in Technik, Unternehmensaufbau und Kommerzialisierung. Die Idee, stillgelegte Gruben als Pumpspeicherkraftwerke zu nutzen, war ein Nebenprodukt anderer Erwägungen zur potenziellen Verwendung alter Bergwerke, die schliesslich nirgendwohin führten.

Neben dem schwedischen Unternehmen Mine Storage sind auch weitere Akteure dabei, die Idee solcher «Schwerkraft-Speicher» zu studieren und umzusetzen. So publizierte etwa das österreichische Institute for Applied Systems Analysis, eine Forschungsanstalt bei Wien, im Januar eine Studie. In dieser wurde die Möglichkeit untersucht, in Bergwerken mit Sand (statt Wasser) als Medium zu arbeiten. Das könnte geografisch die Anwendung der Idee bedeutend erweitern. Grosses Potenzial für die Technologie sehe man in China, Indien, Russland und den USA.

Gegenüber Batterien liegt der Vorteil der Schwerkraft-Speicher darin, dass sie nicht von Selbstentladung und Kapazitätseinbussen betroffen sind. Ihre Lebensdauer bei voller Kapazität ist damit theoretisch unbeschränkt, und sie nehmen auch bei Vollentladung keinen Schaden.

Pilotprojekt im Aufbau

Bei der Gesellschaft Mine Storage ist man inzwischen daran, ein Pilotprojekt zu verwirklichen. Ende März wurde eine Übereinkunft mit dem britischen Bergbauunternehmen Anglesey Mining kommuniziert, laut der man zusammen ein Konzept zur Nutzung einer alten Eisenerzmine in Grängesberg in der historischen schwedischen Industrie- und Bergbauregion Bergslagen erarbeiten will.

Läuft alles nach Plan, soll das Projekt 2026 betriebsbereit sein mit einer Leistung von 15 Megawatt (MW). Die Kosten bezifferte Thomas Johansson, der geschäftsführende Direktor von Mine Storage, gegenüber dem schwedischen Fernsehen auf etwa 250 Millionen schwedische Kronen (etwa 22 Millionen Franken).

Die Leistung eines Grubenkraftwerks ergibt sich aus der Fallhöhe des Wassers und der Grösse der Turbine, die eingebaut wird. Die Grösse des höheren Reservoirs hingegen entscheidet darüber, wie lange diese Leistung erbracht werden kann. Laut Anna Engman liegen die angestrebten Parameter für zukünftige Standardanlagen bei 50 bis 100 MW und etwa zwei Stunden Laufzeit – also deutlich mehr als bei der Pilotanlage. Eine 100-MW-Installation sei in der Lage, eine Stadt mit 250 000 Haushalten über mehrere Stunden mit Strom zu versorgen, heisst es auf der Website von Mine Storage. Solche Anlagen könnten für die Bedürfnisse eines lokalen Markts oder einer konkreten Lokalität gewissermassen massgeschneidert werden.

In Schweden dürfte es mehrere tausend geeignete Minen geben, sagt Engman. Man habe eine Shortlist von 126 Standorten erstellt und schaue sich etwa fünfzehn derzeit genauer an. Letztlich werde es jedoch der Markt sein, der mit seinen Bedürfnissen darüber entscheide, welche Gruben attraktiv genug seien. Auf jeden Fall lasse sich sagen, dass es in Schweden eher ein Überangebot an möglichen Standorten gebe. Auf andere Länder müsse das aber nicht zutreffen.

Bewährtes innovativ genutzt

Das Prinzip an sich erscheint bestechend simpel, denn im Unterschied zu anderen Entwicklungen im Bereich grüner Energien setzt es auf bekannte und bewährte Technologien, die nicht noch langwierig getestet und zur Marktreife gebracht werden müssen. Die Innovation liege in der Art ihrer Nutzung, sagt Engman.

Ganz so einfach ist es dennoch nicht. Zunächst gilt es, das spezifische technologische Wissen für Projektentwicklung und Konstruktion solcher Anlagen aufzubauen. Und dann stellt sich die Frage, nach welchen Modalitäten der gewonnene Strom abgesetzt wird. Dafür entwickelt man bei Mine Storage ein eigenes Handelssystem. Das Unternehmen will nicht bloss die Idee an sich verkaufen, sondern auch bei der Umsetzung engagiert sein. Partner und Investoren müssten sehen, dass man selber auch im Risiko stehe, sagt Engman.

Erweist sich das Konzept technisch und kommerziell als funktionstüchtig, so freut dies nicht nur seine Erfinder. Sondern auch die Besitzer von Land, auf dem sich stillgelegte Gruben befinden: Diese werden von Altlasten wieder zu produktiven Vermögenswerten.

Quelle: NZZ

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