Druckluftspeicherkraftwerk

Druckluftspeicherkraftwerke sind Speicherkraftwerke, in denen Druckluft als Energiespeicher verwendet wird. Sie dienen zur Netzregelung wie beispielsweise der Bereitstellung von Regelleistung: Wenn mehr Strom produziert als verbraucht wird, wird mit der überschüssigen Energie Luft unter Druck in einen Speicher gepumpt; bei Strombedarf wird mit der Druckluft in einer Gasturbine Strom produziert.

Nach der englischen Bezeichnung Compressed Air Energy Storage werden diese Kraftwerke auch abgekürzt CAES-Kraftwerke genannt.

Weltweit werden bislang nur wenige Speicherkraftwerke dieses Typs betrieben: Das Kraftwerk Huntorf in Deutschland und das Kraftwerk McIntosh in den USA sowie in der Schweiz eine Versuchsanlage in einem nicht mehr benötigten Transportstollen aus der Bauzeit des Gotthard-Basistunnels. Im September 2022 wurde in Zhangjiakou (China) ein Kraftwerk mit einer Leistung von 100 MW in Betrieb genommen.

Funktionsweise

Druckluftspeicherkraftwerke wurden bisher als Hybrid in Kombination mit einem Gasturbinenkraftwerk zur Bereitstellung von Strom zu Zeiten der Spitzenlast ausgeführt. Im Unterschied zu einem für den gleichen Einsatzzweck entwickelten Pumpspeicherkraftwerk, bei dem Wasser aus einem hochgelegenen Speichersee über Fallrohre nach unten fließt und dabei Turbinen und damit Generatoren antreibt, nutzt ein Druckluftspeicherkraftwerk die Energie, die in komprimierter Luft steckt. In Schwachlastzeiten wird mit einem elektrisch angetriebenen Verdichter Druckluft in einer unterirdischen Kaverne gespeichert. In Zeiten hoher Stromnachfrage bei Spitzenlast wird die Druckluft in eine Gasturbine geleitet, die ihre Leistung an einen angekuppelten Generator abgibt. Da bei Expansion der Luft wieder Wärme zugeführt werden muss, um die Vereisung der Turbinen zu vermeiden, wird eine Kombination aus Druckluftspeicher und Gasturbinenkraftwerk verwendet.

Da Spitzenlastkraftwerke den größten Teil der Zeit stillstehen bzw. im Fall von Speicherkraftwerken geladen werden, können sie nur rentabel betrieben werden, wenn der Strom in Spitzenlastzeiten zu hohen Preisen abgenommen wird. Die Gesamtkosten werden damit sehr stark von den Installationskosten der Anlage bestimmt.

Ein wesentliches Merkmal eines Druckluftspeicherkraftwerkes – wie auch von anderen Spitzenlast- und Speicherkraftwerken – ist es, dass sie sehr schnell gestartet werden können. Innerhalb von drei Minuten steht z. B. in Huntorf bei Elsfleth 50 % und nach ca. zehn Minuten 100 % der Leistung zur Verfügung.

Zudem ist die Anlage schwarzstartfähig, das heißt, die Anlage kann nach einem großflächigen Blackout zum Wiederaufbau des Netzbetriebes beitragen.

Wirkungsgrad

Da bei der Kompression von Luft Wärme frei wird, während die Luft bei der Dekompression abkühlt (Joule-Thomson-Effekt), geht auf diese Weise thermische Energie verloren und der Wirkungsgrad sinkt. Um negative Effekte durch kalte Luft bei der Dekompression auszugleichen, wird diese im Zuge der Dekompression teilweise durch Verbrennung von Gas erhitzt. Den Wirkungsgrad von Druckluftspeicherkraftwerken anzugeben ist schwierig, da zwei verschiedene Inputfaktoren (Gas und Strom) benötigt werden. Diese können nicht ohne weiteres gleichgesetzt werden. Es gibt zwei Auslegungsextreme:

Bei vergleichsweise hohen Gaspreisen wäre es möglich, die in der Kaverne komprimierte Luft völlig ohne zusätzliche Zuführung von Wärme aus Gas zu verstromen. Die Nutzungsgradberechnung dieses Kraftwerks wäre analog zu der eines Pumpspeicherkraftwerkes. Der Wirkungsgrad liegt aufgrund hoher Verluste, resultierend aus der meist ungenutzten Verdichtungswärme, deutlich unter dem einer modernen Gasturbine.

Bei sehr geringen Gaspreisen könnte man den Kavernendruck senken, um wertvolle elektrische Energie für die Verdichtung einzusparen. Durch die Verbrennung von mehr Gas kann man dieses Defizit durch höhere Turbineneintrittstemperaturen in Grenzen ausgleichen. Allerdings widerspricht das zu einem gewissen Maße dem eigentlichen Verwendungszweck eines Speicherkraftwerks, nämlich Energie zu speichern. Außerdem nähert man sich damit dem herkömmlichen Gasturbinenprozess an.

Reale Druckluftspeicherkraftwerke bewegen sich aus technischen Gründen zwischen diesen beiden Extremen. Um im Kraftwerk Huntdorf beispielsweise 1 kWh elektrische Energie zu erzeugen, müssen 0,8 kWh el. Energie und 1,6 kWh Gas aufgebracht werden.

Bedeutung

Druckluftspeicherkraftwerke könnten in Zukunft durch die Energiewende und den daraus resultierenden Zubau von Windkraftanlagen und Photovoltaikanlagen, der mit einem erhöhten Energiespeicherbedarf einhergeht, eine größere Bedeutung bekommen. Sie können wie Pumpspeicherkraftwerke zur Stromveredelung benutzt werden. Um ähnlich viel Regelenergie zur Verfügung zu stellen, brauchen Pumpspeicherkraftwerke entweder große Volumina und damit sehr viel Fläche oder große Höhenunterschiede.

Druckluftspeicher benötigen ausgehöhlte, luftdichte Salzstöcke und sind deshalb ebenso wie Pumpspeicherkraftwerke an geologisch geeignete Standorte gebunden. An der deutschen Nordseeküste gibt es viele Salzstöcke, die ausgespült werden könnten, um dadurch Kavernen für Druckluftspeicheranlagen zu schaffen.

Dabei verspricht man sich angesichts des stetigen Ausbaus der Windenergie sowie der Photovoltaik vom breiten Einsatz von Energiespeichern eine Verstetigung dieser schwankenden (volatilen) „dargebotsabhängigen Energieformen“. Fehlende Wind- oder Solarenergie könnte aus den Speichern ergänzt werden, und die kurzzeitigen, aber sehr hohen Produktionsspitzen könnten in die Speicher eingespeist werden, was die Netzverträglichkeit von Wind- und Solarenergie erhöht. Günstig ist dabei, dass sich in der Nähe der gegenwärtigen (Küstenbereich) und künftigen (Nord- und Ostsee) Produktionsschwerpunkte der Windstromproduktion viele geologisch geeignete Stätten befinden. Die EU fördert ein europaweites Forschungsprojekt zu Druckluftspeichern.

Systematisierung

Im strengen Wortsinn besteht ein Druckluftspeicherkraftwerk lediglich aus einem strombetriebenen Kompressor, dem Druckluftspeicher als großvolumigem, luftdicht verschlossenem Behälter, einer Turbine und einem Generator. Der Kompressor verdichtet Luft und presst sie in den Behälter. Die später ausströmende Druckluft treibt die Turbine an. Der daran angeschlossene Generator erzeugt Strom. Diese elementare Ausführung würde in der Praxis zu erheblichen Problemen und einem ineffizienten Betrieb führen. Sie wird daher stets um zusätzliche Komponenten erweitert.

Druckluft-Gas-Kombikraftwerk

Die Kompression der Luft führt automatisch zu einer Erhöhung ihrer Temperatur, siehe adiabatische Zustandsänderung. Je nach Druck können weit über 1.000 °C erreicht werden. Um die Anlage davor zu schützen, wird ihre Wärmeenergie über Wärmeübertrager an die Umgebung abgegeben und geht somit für die weitere Nutzung verloren. Eine weitere Abkühlung findet durch den unvermeidlichen Temperaturausgleich mit der Wandung des Druckluftspeichers (Kaverne) in der Zeit bis zur Wiederentnahme statt. Aus beiden Prozessen resultieren erhebliche Effizienzverluste.

Umgekehrt würde die (bereits abgekühlte) Luft bei Expansion in der Turbine stark abkühlen. Die in der Luft befindliche Restfeuchte würde gefrieren und die Turbine vereisen. Um dies zu vermeiden, wird die Druckluft beim Eintritt in die Turbine mit einem brennbaren Gas gemischt und das Gemisch gezündet. Die entstehenden heißen Abgase treiben die Turbine an.

Somit handelt es sich um ein Gasturbinenkraftwerk, bei dem die Arbeit des zur Turbine gehörigen Verdichters von der gespeicherten Druckluft übernommen wird. Das Kraftwerk Huntorf gehört in diese Kategorie. In einem solchen Kraftwerk wird dementsprechend keine Energie gespeichert, der spezielle Nutzen eines solchen Kraftwerkes liegt in der Bereitstellung von Regelenergie. Durch den Betrieb der Turbine ohne angekoppelten Kompressor kann darüber hinaus eine deutlich höhere Leistung zur Verfügung gestellt werden als dies in einem konventionellen Gaskraftwerk erfolgen kann.

Adiabatisches Druckluftspeicherkraftwerk

Bei dem adiabat(isch)en Druckluftspeicherkraftwerk (engl. Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage – AA-CAES) wird der Kompressor nicht gekühlt und die Wärme der komprimierten Druckluft in einem Wärmespeicher zwischengespeichert. Dieser ist als Feststoffspeicher ausgeführt, ähnlich einem Cowper.

Wird die Luft wieder entspannt, durchläuft sie vorher den Wärmespeicher und wird so wieder erhitzt. Es wird kein Erdgas zur Erwärmung der Luft gebraucht. So könnte ein deutlich höherer Nutzungsgrad erreicht werden. Voraussetzung ist aber, dass die Zeitspanne zwischen Auf- und Entladung des Speichers nur kurz ist. Während der Expansion in der Turbine kühlt die Luft auf Umgebungstemperatur ab.

Bei bisher ausgeführten Kraftwerken wird die bei der Komprimierung der Luft entstehende Wärme an die Umgebung abgeführt und ist damit nicht weiternutzbar. Somit arbeitet ein adiabatisches Druckluftspeicherkraftwerk näher an einer adiabatischen Zustandsänderung, der Wirkungsgrad ist höher.

Entwicklungsprojekte

Die deutlich höheren Nutzungsgrade von Pumpspeicherkraftwerken von etwa 80 % können aber von Druckluftspeicherkraftwerken aus physikalischen Gründen wohl nie erreicht werden. Dennoch gibt es derzeit Bestrebungen in Deutschland und auch in den USA zum Neubau jeweils mehrerer neuer Druckluftspeicherkraftwerke in Salzstockkavernen oder in den Hohlräumen stillgelegter Bergwerke.

In den Jahren 2003 bis 2005 wurde im Rahmen eines europäischen Forschungsprojektes von Alstom Power Switzerland an einer Weiterentwicklung der Druckluftspeichertechnik gearbeitet (eingestellt).

Isobarer Druckluftspeicher

Während der Entnahme der Druckluft aus dem Druckluftspeicher verringert sich der Druck im Speicher und somit der Eingangsdruck der Turbine. Konventionelle Turbinen sind aber für weitgehend konstanten Druck ausgelegt. Um den Druck im Druckluftspeicher während der Entnahme konstant zu halten, kann man ihn unterhalb einer Flüssigkeitssäule positionieren. Das kann dadurch erreicht werden, dass die (unterirdische) Kaverne mit einem oberirdischen Speicherbecken verbunden wird. Während des Einblasens der Luft in die Kaverne verdrängt sie die Flüssigkeit (Wasser oder Salzsole) von dort in den Speichersee, während der Entnahme der Druckluft strömt das Wasser wieder in die Kaverne. Die Druckveränderung reduziert sich auf die Schwankung der Oberfläche des Sees. Das Funktionsprinzip wird bei Erdgaskavernenspeichern bereits praktisch angewendet, beispielsweise vom Erdgasunternehmen Keyera in Fort Saskatchewan (Kanada).

Beim submarinen Druckluftspeicher reduzieren sich die Druckveränderungen aufgrund der Positionierung auf dem Meeresboden automatisch auf ein Minimum.

Projekte

Projekt Name	Ort	Typ	Kommerziell	Status	Zeitraum	Leistung MW	Kapazität MWh	Wirkungsgrad %	Druck Bar	Speicher
Kraftwerk Huntorf	Huntorf, bei Oldenburg, Germany	Adiabatisch + Gas	Ja	Aktiv	1978-heute	321	1200	42 29	46-72	Salzstock
Norton CAES Plant	Norton, Ohio, USA	Konventionell Adiabatisch	Ja	Nicht realisiert	2001-2013	800-2700	55-110	Kalksteinmine
Gaelectric Northern Ireland	Islandmages, CO Antrim, UK	Konventionell Adiabatisch	Ja	Nicht realisiert	2008-2019	200(laden) 330(entladen)	1980	Salzstock
Seneca CAES Project	Reading, New York, USA	Konventionell Adiabatisch	Demo	Nicht realisiert	2010-2012	130-210	2000	Salzstock
SustainX Smart Grid Programme	Seabrock, New Hampshire, USA	Isotherm	Demo	Beendet	2013-2015	2,2(laden) 1,65(entladen)	1	54	12-207
ADELE Project	Stassfurt, Germany	Adiabatisch	Ja	Beendet	2010-2016	200	1000	70	100	Salzstock
PG&E Advanced Underground CAES	San Joaquin County, California, USA	Konventionell Adiabatisch	Ja	Nicht realisiert	2010-2018	300
TICC-500	Tsinghua University, China	Adiabatisch	Demo	Aktiv	2014-heute	0,5	0,5	33	30-110	Oberirdischer Tank
Chinesische Academy of Sciences, CAES demonstration plant	Biiie City, Guizhou, China	Adiabatisch	Demo	Aktiv	2017-heute	2,8(laden) 10(entladen)	40	62,3-70	70	Oberirdische Tanks
Pilot Scale demonstration of AA-CAES	Gotthard base tunnel, Biasca, Switzerland	Adiabatisch	Demo	Aktiv	2017-heute	0,7	63-74	8	Gesteinskaverne
Zhongyan Jintau CAES	Jintau, Jiangsu, China	Adiabatisch	Ja	Geplant	2017-heute	50-60	200-300	Salzstock
Goderich A-CAES facility	Goderich, Ontario, Canada	Adiabatisch	Ja	Aktiv	2019-heute	2,2(laden) 1,75(entladen)	7	>60	Gesteinskaverne
Apex CAES Bethel Energy Centre	Tennesse colony, Texas, USA	Adiabatisch	Ja	Geplant	2019-heute	324-487	16000	Salzstock
Feicheng A-CAES	Feicheng, Shandong, China	Adiabatisch	Ja	Aktiv	2019-heute	50-1250	7500	67	Salzstock
Angas A-CAES facility	Strathalbys, South Australia, Australia	Adiabatisch	Ja	Geplant	2022	5	10	>60	Zink Mine

Ausgeführte Anlagen

Kraftwerk Huntorf

→ Hauptartikel: Kraftwerk Huntorf

Kraftwerk Huntorf im Modell

Das Kraftwerk Huntorf – weltweit das erste CAES-Kraftwerk – wurde Ende der 1970er Jahre in Deutschland, in Huntorf bei Elsfleth, gebaut und 1978 in Betrieb genommen. Das Kraftwerk hatte ursprünglich eine Leistung von 290 MW; diese wurde durch ein Retrofit im Jahre 2006 auf 321 MW erhöht.

Das Kraftwerk ist ein kombiniertes Druckluftspeicher- und Gasturbinenkraftwerk, das heißt, die Gasturbine ist keine reine Gasexpansionsturbine, sondern eine Verbrennungskraftmaschine, in der zusätzlich zur Energie aus Druckluft auch Energie durch die Verbrennung von Erdgas umgewandelt wird.

Kraftwerk McIntosh

→ Hauptartikel: Kraftwerk McIntosh

Ein weiteres Druckluftspeicherkraftwerk befindet sich in den USA im Staat Alabama. Es wurde 1991 in Betrieb genommen. Als Weiterentwicklung der CAES-Technik wurde ein Rekuperator integriert, der die heißen Abgase der Gasturbine zur Luftvorwärmung nutzt und dadurch den Brennstoffverbrauch mindert. Dieses Kraftwerk kann über 26 Stunden eine Leistung von 110 MW bereitstellen. Die Luft wird hier in einer einzelnen Kaverne mit einem Volumen von 538.000 m³ gespeichert. Die lange Laufzeit von 26 Stunden lässt erkennen, dass es sich nicht um ein reines Spitzenlastkraftwerk handelt.

Um 1 kWh elektrischer Energie zu gewinnen, müssen vorher 0,69 kWh el. Strom und 1,17 kWh Gas investiert werden.

In dieser Anlage wird aus einem im Vergleich zu Huntorf 1,8-fachem Speichervolumen eine Energiemenge von 2860 MWh herausgeholt. Das entspricht einer um den Faktor (2860/642)/1,8 = 2,5-mal höheren Speicherdichte.

Kraftwerk Sesta

Bei Sesta in Italien war ab 1986 eine Test- und Demonstrationsanlage mit einer elektrischen Leistung von 25 MW in Betrieb, die Druckluft in porösem Gestein speicherte. Nach einem Erdbeben wurde die Anlage Anfang der 1990er-Jahre stillgelegt.

Druckluftspeicher am Gotthard-Basistunnel

Mitte 2016 nahm in der Schweiz ein von Wissenschaftlern der ETH Zürich entwickelter Prototyp eines adiabatischen Druckluftspeichers den Testbetrieb auf. Bei dem Projekt, das mit 4 Millionen Franken von der Schweiz gefördert wurde, wird ein Abschnitt eines alten Versorgungstunnels, der zum Bau des Gotthard-Basistunnels genutzt wurde, mit Druckluft bis zu einem Drucklevel von 33 bar gefüllt. Die dabei entstehende Wärme wird in einem Wärmespeicher aus durchströmten Steinen gespeichert, die sich bei diesem Prozess auf bis über 500 °C aufheizen. Bei der Rückverstromung wird die komprimierte Luft wieder über den Wärmespeicher geleitet, sodass bei der Entspannung der Luft keine zusätzliche Wärme zugeführt werden muss und ein hoher Wirkungsgrad erreicht werden kann. Angestrebt wird ein Wirkungsgrad von ca. 72 %.

Geplante Anlagen

Druckluftspeicher Staßfurt (ADELE)

→ Hauptartikel: Druckluftspeicherkraftwerk Staßfurt

Ab 2013 sollte in Staßfurt im Salzlandkreis in Sachsen-Anhalt eine Pilot- und Testanlage nach dem ADELE-Prinzip (Adiabatische Speicherung) errichtet werden. Das Konzept wurde von RWE, General Electric, Züblin und dem DLR entwickelt. Das Kraftwerk sollte nach Fertigstellung über eine Leistung von ca. 90 MW_el und eine Speicherkapazität von etwa 360 MWh verfügen und von RWE betrieben werden. Im Frühjahr 2015 gab RWE bekannt, dass die Planung für die Pilotanlage in Staßfurt mangels konkreter Marktperspektive eingestellt worden sei.

Norton Energy Storage

In Ohio (USA) will die Firma Norton Energy Storage das größte bisher gebaute Druckluftspeicherkraftwerk errichten. Es soll in einer 700 Meter tief liegenden zehn Millionen Kubikmeter großen Kalksteinmine Luft speichern. Die erste Leistungsstufe soll zwischen 200 MW und 480 MW haben und zwischen 50 und 480 Mio. US-Dollar kosten. In vier weiteren Stufen soll die Leistung auf etwa 2.500 MW gesteigert werden.

Iowa Stored Energy Park

In Iowa (USA) sollte bis 2015 ein Druckluftspeicherkraftwerk mit etwa 270 MW_el Leistung errichtet werden. Im Gegensatz zu anderen Anlagen sollte hier die Druckluft nicht in einer Kaverne, sondern in einem Aquifer gespeichert werden. Durch den hydrostatischen Druck des Grundwassers hoffte man, in abgeschwächter Form die oben erläuterten Vorteile des isobaren Speichers nutzen zu können. Die Fertigstellung war für 2015 geplant. Mittlerweile wurde das Projekt eingestellt, da die geologischen Voraussetzungen am vorgesehenen Standort nicht gegeben sind.

Weblinks

• 70 Prozent Wirkungsgrad
• – PDF-Datei (850 kB)
• Druckluft als Energieträger für die Spitzenlast-Stromerzeugung, in: tucontact, 11. Oktober 2002 – PDF-Datei (95 kB)
• Projekt ADELE
• Mit Druckluft Strom speichern; BMWi Projekt-Cluster / 22. Juli 2010. Abgerufen am 5. Juni 2011.
• Druckluft-Speicherkraftwerke (BINE Informationsdienst).
• Berechnungswerkzeug https://estoolbox.org/index.php/en/case-study-3

Einzelnachweise

1. China blowing hot on compressed air energy storage. In: asiatimes.com, 4. Oktober 2022. Abgerufen am 4. November 2022.
2. (Memento des Originals vom 29. Juli 2016 im Internet Archive)  Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.@1@2Vorlage:Webachiv/IABot/www.bine.info
3. dlr.de
4. Lasse Nielsen, Dawei Qi, Niels Brinkmeier, Reinhard Leithner: Druckluftspeicherkraftwerke zur Netzintegration erneuerbarer Energien – ISACOAST-CC. Vortrag auf der Tagung Dezentralisierung und Netzausbau, 4. Göttinger Tagung zu aktuellen Fragen zur Entwicklung der Energieversorgungsnetze, 22.–23. März 2012. Technische Universität Braunschweig, Institut für Wärme- und Brennstofftechnik, Braunschweig 2012 (Volltext online als PDF). 
5. Der Exot der Energiewende. Abgerufen am 1. Mai 2023. 
6. Marcus King, Anjali Jain, Rohit Bhakar, Jyotirmay Mathur, Jihong Wang: Overview of current compressed air energy storage projects and analysis of the potential underground storage capacity in India and the UK. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews. Band 139, 1. April 2021, ISSN 1364-0321, S. 110705, doi:10.1016/j.rser.2021.110705 (sciencedirect.com [abgerufen am 1. Mai 2023]). 
7. Ambitious Northern Ireland compressed air energy storage project set to be online by mid-2018. 24. September 2014, abgerufen am 1. Mai 2023 (englisch). 
8. Seneca Project
9. Document Details: | SmartGrid.gov. 16. Dezember 2019, abgerufen am 1. Mai 2023 (englisch). 
10. Weiqi Zhang, Xiaodai Xue, Feng Liu, Shengwei Mei: Modelling and experimental validation of advanced adiabatic compressed air energy storage with off‐design heat exchanger. In: IET Renewable Power Generation. Band 14, Nr. 3, Februar 2020, ISSN 1752-1416, S. 389–398, doi:10.1049/iet-rpg.2019.0652 (wiley.com [abgerufen am 1. Mai 2023]). 
11. World's First 100-MW Advanced Compressed Air Energy Storage Plant Connected to Grid for Power Generation----Chinese Academy of Sciences. Abgerufen am 1. Mai 2023. 
12. Joe: China connects up world’s most advanced compressed-air energy storage plant. 5. Oktober 2022, abgerufen am 1. Mai 2023 (britisches Englisch). 
13. China Ramps Up Utility-Scale Energy Storage with Worlds Largest CAES Plant. Abgerufen am 1. Mai 2023 (englisch). 
14. Bethel Energy Center. 17. August 2016, abgerufen am 1. Mai 2023 (amerikanisches Englisch). 
15. Pumps Journalist: Australia’s first compressed air energy storage facility development approved. In: Pump Industry Magazine. 19. Juli 2019, abgerufen am 1. Mai 2023 (amerikanisches Englisch). 
16. MPI: Stromspeicher
17. Erfahrungen mit CAES-Kraftwerken (PDF; 264 kB)
18. Andrej G. Ter-Gazarân: Energy Storage for Power Systems. Hrsg.: Institution of Electrical Engineers (= Iee Energy Series. Band 6). IET, 1994, ISBN 0-86341-264-5 (eingeschränkte Vorschau in der Google-Buchsuche). 
19. Frank S. Barnes, Jonah G. Levine (Hrsg.): Large Energy Storage Systems Handbook (= CRC Press Series in Mechanical and Aerospace Engineering). CRC Press, 2011, ISBN 978-1-4200-8601-0 (eingeschränkte Vorschau in der Google-Buchsuche). 
20. Wie die Schweizer Druckluft in Tunnel am Gotthard als Energiespeicher nutzen. In: ingenieur.de, 3. August 2016. Abgerufen am 4. August 2016.
21. Druckluftspeicher: Der Gotthard hält dicht, BFE, Januar 2017
22. Falk Rockmann: Pläne zum Druckluftspeicher eingestellt. In: Magdeburger Volksstimme (Volksstimme.de). 31. März 2015, abgerufen am 10. August 2015. 
23. Iowa's Innovative Energy Solution. Iowa Stored Energy Park, abgerufen am 8. März 2011 (englisch). 
24. Lessons from Iowa. Abgerufen am 14. März 2012 (englisch).