Obwohl jedes Stromnetz mit der Erzeugung von Strom beginnt, gibt es Zeiten, in denen es äußerst praktisch ist, diese Energie in irgendeiner Form zu speichern, anstatt sie sofort zu nutzen. Die heutigen batteriebetriebenen Geräte sind ein offensichtliches Beispiel für eine solche Zeitverschiebung, aber auch im Netz selbst spielt die Energiespeicherung eine wichtige Rolle, sei es in elektrochemischer, mechanischer oder anderer Form.
Die Energiespeicherung auf der Ebene des Versorgungsunternehmens ist nicht nur für die Stabilisierung des Netzes von wesentlicher Bedeutung, sondern auch für die zeitliche Verschiebung überschüssiger Energie und für die Bewältigung plötzlicher Nachfragespitzen (Peak-Shaving) sowie von Nachfragerückgängen durch Absorption der überschüssigen Energie. Der Zustand des Netzes kann im Wesentlichen als eine Funktion seiner Wechselstromfrequenz betrachtet werden, wobei starke Abweichungen zu einem Zusammenbruch des Netzes führen können.
Natürlich ist eine solche Energiespeicherung nicht kostenlos, und die Vorteile einer Erweiterung des Netzes müssen gegen die Kosten sowie gegen mögliche Alternativen abgewogen werden. Mit der rasanten Zunahme stark schwankender Stromerzeuger im Netz in Form nicht disponierbarer, variabler erneuerbarer Energien, z. B. Windturbinen und PV-Solarenergie, ist man bestrebt, mehr überschüssigen Strom zu speichern, anstatt ihn zu drosseln, und die Energiespeicherung für den allgemeinen Netzzustand zu nutzen.
Speicherarten
Das Fengning-Pumpspeicherkraftwerk in der nordchinesischen Provinz Hebei. (Credit: CFP)
Wie bereits erwähnt, ist die größte Bedrohung für die Netzstabilität der Verlust der Netzfrequenz, der darauf hinweist, dass die angeschlossenen Stromerzeuger und andere Eingänge nicht mehr synchronisiert werden können. Das Ergebnis ist in der Regel ein kaskadenartiger Ausfall, der einen langsamen und schmerzhaften Neustart des Systems erfordert, um sich davon zu erholen. Aus diesem Grund ist es wichtig, dass netzinterne Speicher zur Verfügung stehen, die auf Nachfragespitzen und -einbrüche reagieren können, damit Angebot und Nachfrage ständig angepasst werden können.
Diese Nachfragespitzen und -einbrüche sind hochdynamisch und erfordern oft eine Reaktion des Energiespeichersystems innerhalb von Millisekunden, während andere Nachfrageschwankungen allmählicher sind und sich über Minuten bis Stunden erstrecken. Für die schnellstmögliche Reaktion sind Schwungrad- und Batteriespeicher sehr gut geeignet, während Pumpspeicherkraftwerke (PHS) und Druckluftspeicher (CAES) für ein allmähliches Ansteigen der Energieaufnahme und -abgabe über längere Zeiträume geeignet sind.
Bei diesen Netzstabilisierungssystemen sind die tatsächlichen Energiekosten zweitrangig, da ihre Hauptfunktion darin besteht, einen Zusammenbruch des Netzes zu verhindern. In dieser Hinsicht sind solche Speichersysteme ein integraler Bestandteil des Netzes. Dies unterscheidet sich von der Art und Weise, wie der Begriff „Netzspeicherung“ in den allgemeinen Sprachgebrauch eingegangen ist, nämlich im Sinne der zeitlichen Verschiebung großer Mengen von Energie, die von erneuerbaren Energiequellen wie Windturbinen und PV-Solarzellen erzeugt wird.
Im Extremfall wird ein nationales Netz angestrebt, das ausschließlich variable erneuerbare Energien und Wasserkraft nutzt und überschüssige Energie in Netzspeichern speichert, um sie bei schwankendem Angebot über Wochen oder Monate hinweg zeitlich zu verschieben und abzugeben. Natürlich sind in diesem Szenario, in dem einsatzfähige Erzeuger wie Wärmekraftwerke durch überwiegend nicht einsatzfähige Quellen und Netzspeicher ersetzt werden, eine Reihe von Faktoren entscheidend. An erster Stelle stehen die Systemkosten, gefolgt von den Betriebskosten, da diese den Preis bestimmen, der auf die von diesen Speichern freigesetzte Energie aufgeschlagen wird.
ge Lösungen.
Um die Energiespeicherung auf das für dieses Szenario erforderliche Niveau zu bringen, sind Technologien erforderlich, die in Bezug auf die System- und Betriebskosten mit PHS und CAES mithalten können. Seit Jahrzehnten werden Reflow-Flow-Batterien als eine mögliche Lösung entwickelt.
Redox-Flow-Batterien
Schematischer Aufbau einer Redox-Flow-Batterie (RFB). (Credit: Clemente et al. 2020)
Eine Redox-Flow-Batterie (von Reduktion-Oxidation) – oder RFB – ist eine Art von elektrochemischer Batterie, die eine flüssige Anode und/oder einen flüssigen Kathodenelektrolyten verwendet. In den meisten Fällen sind die Flüssigkeiten für die Kathode und die Anode durch eine Membran getrennt, die den Austausch von Ladungen ermöglicht. Theoretisch würde diese Art von System eine sehr große Energiespeicherkapazität ermöglichen und gleichzeitig die meisten Vorteile von Non-Flow-Batterien wie schnelle Lade- und Entladezeiten bieten.
Leider hat trotz jahrzehntelanger Forschung selbst der vielversprechendste Typ von Durchflussbatterien, Vanadium-Vanadium, eine sehr niedrige spezifische Energie von ~20 Wh/kg Elektrolyt, während herkömmliche Bleisäurezellen 25-50 Wh/kg und Lithium-Ionen-Batterien über 200 Wh/kg erreichen. Das bedeutet, dass die Elektrolyttanks ziemlich groß sein müssen, um die Energiekapazität z. B. eines Li-Ionen- oder Blei-Säure-basierten Batteriespeichersystems zu erreichen. Die Dichtegrenze wird hier durch die Fähigkeit gesetzt, die Redoxverbindungen im Lösungsmittel aufzulösen, das bei All-Vanadium-Durchflussbatterien im Allgemeinen Schwefelsäure (H2SO4) ist.
Diese und andere Probleme mit Durchflussbatterien im Allgemeinen wurden von Clemente et al. (2020) behandelt. Zu den behandelten Problemen gehört auch die Langlebigkeit, insbesondere des Membranmaterials, aber auch des Elektrolyten selbst aufgrund unerwünschter Reaktionen mit Wasserstoff und Sauerstoff. Da Durchflussbatterien auf dem Elektrolytfluss beruhen, sind die Fließeigenschaften des Elektrolyts sowie die Energie, die für das Umpumpen des Elektrolyts und die Erzielung einer optimalen Durchflussrate aufgewendet werden muss, mit technischen Komplikationen verbunden, die auf den ersten Blick ein einfaches System zu sein scheinen.
Eine weitere Komplikation betrifft die Schwierigkeit, den Ladezustand zu bestimmen. Denn die Spannung an den Elektroden der Zelle entspricht nicht der Menge der Redoxpaar-Spezies, die in den Lade-/Entladezustand übergegangen ist. Bei Vanadium-Durchflussbatterien besteht eine Möglichkeit darin, den Ladezustand anhand der Farbe des Elektrolyten abzuschätzen, da der Redox-Prozess die physikalischen Eigenschaften der Vanadium-Spezies verändert. Für eine vollautomatische Ladekontrolle sind dies nur einige der technischen Fragen.
Wie Xu et al. (2018) feststellten, liegt der Systemwirkungsgrad einer Durchflussbatterie bei >60 %, wobei ~82 % mit Verbesserungen in einer Voll-Vanadium-Batterie möglich sind. Ein unglücklicher Aspekt einer Durchflussbatterie sind die parasitären Verluste aufgrund der elektrischen Pumpen, zusätzlich zu den ohmschen Verlusten und den Verlusten durch den Durchflusswiderstand. Da die Redoxreaktion exotherm ist, geht während des Betriebs unweigerlich etwas Energie verloren.
Die vollständige Aufladung einer Durchflussbatterie setzt voraus, dass alle Spezies des Redoxpaares die gewünschte Redoxreaktion durchlaufen. Da dies mit Wechselwirkungen an der Membranoberfläche verbunden ist, die die beiden Elektrolytströme trennt, nimmt die Wahrscheinlichkeit dafür mit dem Ladezustand ab, da weniger Redoxpaare miteinander wechselwirken. Ein erhöhter Elektrolytstrom kompensiert dies bis zu einem gewissen Grad, aber dies erhöht wahrscheinlich die parasitären Verluste und macht eine einfache Skalierung des Systems durch Vergrößerung des Tanks unattraktiv.
Verglichen mit der viel höheren Round-Trip-Effizienz und der geringeren Komplexität
von z.B. Li-Ionen-Batterien (>90%), sollte es nicht überraschen, dass die meisten groß angelegten Batterielösungen auf Netzebene, die heute kommerziell betrieben werden, solche Li-Ionen-Zellen verwenden.
Das Kostenbild
Die gesamte installierte Batteriespeicherkapazität im Netto-Null-Szenario, 2015-2030. (Credit: IEA)
Für die derzeitigen Anwendungen der Netzspeicherung wird keine enorme Kapazität benötigt. Mit einigen Megawatt an strategisch platzierten Schwungrad- und Batteriesystemen sollte genügend Kapazität zur Verfügung stehen, um auf Nachfrageschwankungen mit einer begrenzten Zeitverschiebung zu reagieren.
Für die Langzeitspeicherung (~4 Stunden) werden CAES und PHS bevorzugt, sofern die Rahmenbedingungen dies zulassen. Eine häufige Anwendung solcher Langzeitspeichersysteme ist die Speicherung der von Wärmekraftwerken erzeugten Energie in Zeiten geringer Nachfrage. Wärmekraftwerke sind oft optimal ausgelastet, so dass es kosteneffizient ist, überschüssige Energie für eine spätere Entladung zeitlich zu verschieben.
Da immer mehr nicht-disponierbare Energiequellen in das Netz eingespeist werden, muss die Speicherkapazität für die zeitliche Verschiebung wie nie zuvor erhöht werden, ebenso wie das gesamte Geschäftsmodell des Strommarktes. Während Wärmekraftwerke und Wasserkraftwerke den von ihnen erzeugten Strom auf dem Kapazitätsmarkt mit mehrjährigen Verträgen verkaufen, verkaufen variable Anlagen für erneuerbare Energien den erzeugten Strom auf dem Energiemarkt, was bedeutet, dass der von ihnen erzeugte Strom opportunistisch und unvorhersehbar ist. Im Wesentlichen wird der Strom an das Netz verkauft, wenn er verfügbar ist, unabhängig davon, ob er zu diesem Zeitpunkt benötigt wird oder nicht.
Das bedeutet, dass diese Systeme für eine erfolgreiche Netzintegration erhebliche Mengen an Spinning-Reserve benötigen, um Versorgungsausfälle zu kompensieren, sowie die Speicherung von überschüssigem Strom, wie z. B. in der Projektion des Net-Zero-Szenarios der IEA dargelegt wird, wonach die derzeitige Speicherkapazität von 10 GW auf Versorgungsebene (zusätzlich zu 7 GW hinter dem Zähler) bis 2030 auf 600 GW ansteigen wird.
Weltweit installierte Speicherkapazität im Jahr 2018. (Quelle: DOE)
In einer Analyse der State Utility Forecasting Group der Purdue University aus dem Jahr 2013 wurden die voraussichtlichen Kosten für eine Reihe von Speicherlösungen verglichen. Ein wesentlicher Punkt sind die Systemkosten im Laufe der Zeit, die im Falle von PHS und CAES recht gering sind, da diese Systeme in der Regel relativ wenig Wartung benötigen und viele Lade-/Entladezyklen durchlaufen. Damals waren Li-Ionen-Batterien auf dem Energiespeichermarkt noch keine große Nummer.
Aus einer neueren Analyse der Sandia National Laboratories aus dem Jahr 2018 geht hervor, dass die überwältigende Mehrheit der Netzspeicher PHS sind (>183 GW). Von den Batteriespeichern in den USA machten Li-Ion-Anlagen in diesem Jahr bereits 78 % der installierten Batteriespeicher aus, eine Zahl, die seither um mehrere GW gestiegen ist, zum Beispiel mit der 1,2 GWh (300 MW) Li-Ion-Anlage von Vistra in Moss Landing, Monterey County, Kalifornien, und ihrer anschließenden Phase-II-Erweiterung. Allerdings sind beide Anlagen derzeit offline, da sie Feuer gefangen haben, was ein inhärentes Risiko bei Batteriespeichern darstellt.
Nach Angaben der US Energy Information Agency (EIA) wird der Stromverbrauch in den USA im Jahr 2023 etwa 4.000 TWh erreichen, was einen Hinweis auf die Herausforderung gibt, wenn ein erheblicher Teil des weltweiten Strombedarfs durch Netzspeicherung gedeckt werden soll. Nimmt man den Vistra-Speicher in Moss Landing als Beispiel, so wären zur Deckung von 1 TWh (0,025 % des US-Bedarfs) 625 dieser 1,6-GWh-Anlagen erforderlich, was zur Deckung des gesamten Landes ausreicht
den Bedarf für eine kurze Zeit zu decken. Dieser Mangel an groß angelegten Langzeitspeichern wird auch in dem Bericht der Sandia National Laboratories festgestellt.
The Environmental Impact
Carbon Footprint of battery storage technologies (Baumann et al., 2016)
Es scheint klar zu sein, dass zumindest im Moment Li-Ionen-Batteriesysteme bei der Netzspeicherung den Kürzeren ziehen, da sowohl PHS als auch CAES aufgrund ihrer geologischen und ähnlichen Einschränkungen nicht vernünftig ausgebaut werden können. Neben den höheren Kosten von Li-Ionen-Batterien sind auch die Umweltkosten dieser Batterien ein wichtiger Aspekt, da die Herstellung von Batterien energieintensiv ist und erhebliche Mengen an Treibhausgasen erzeugt (Baumann et al., 2016).
Mit der Hinzunahme solcher Batteriesysteme können die effektiven Kohlenstoffemissionen von variabler erneuerbarer Elektrizität Werte von etwa 100 gCO2e/kWh erreichen, wenn man die Emissionen während der Lebensdauer berücksichtigt. Betrachtet man die wirtschaftlichen Kosten und die Umweltauswirkungen von Kohlenstoffemissionen, so scheint dies aus ökologischer Sicht eher ein Selbstläufer zu sein, ganz zu schweigen von den Kosten.
Bei der Nutzung von abrufbarer Wasserkraft, Kohle, Gas und Uran erfolgt die Umwandlung von Schwerkraftpotenzial, Kohlenstoff oder spaltbarem Material in Strom nach Bedarf. Im Vergleich dazu scheint die Verwendung von meist intermittierenden Energiequellen für die Stromversorgung eines Landes ein ungelöstes Problem zu sein, da dies die Speicherung von Strom in enormen Mengen erfordert. Auch wenn in Zukunft eine vernünftige Lösung gefunden werden könnte, gibt es zumindest zum jetzigen Zeitpunkt keine ausgereifte, skalierbare Technologie, die diese Funktion in einer Weise erfüllen kann, die als wirtschaftlich angesehen werden könnte.
[Bildüberschrift: Bath County Pumped…
Obwohl jedes Stromnetz mit der Erzeugung von Elektrizität beginnt, gibt es Zeiten, in denen es äußerst praktisch ist, diese Energie in irgendeiner Form zu speichern, anstatt sie sofort zu nutzen. Die heutigen batteriebetriebenen Geräte sind ein offensichtliches Beispiel für eine solche Zeitverschiebung, aber auch im Stromnetz selbst spielt die Energiespeicherung eine wichtige Rolle, sei es auf elektrochemischem, mechanischem oder anderem Wege.
Die Energiespeicherung auf der Ebene der Versorgungsunternehmen ist nicht nur für die Stabilisierung des Netzes wichtig, sondern auch für die zeitliche Verschiebung überschüssiger Energie und für die Bewältigung plötzlicher Nachfragespitzen (Peak-Shaving) sowie von Nachfragerückgängen durch Absorption der überschüssigen Energie. Der Zustand des Netzes kann im Wesentlichen als eine Funktion seiner Wechselstromfrequenz betrachtet werden, wobei starke Abweichungen zu einem Zusammenbruch des Netzes führen können.
Natürlich ist eine solche Energiespeicherung nicht kostenlos, und die Vorteile einer Erweiterung des Netzes müssen gegen die Kosten sowie gegen mögliche Alternativen abgewogen werden. Mit der rasanten Zunahme stark schwankender Stromerzeuger im Netz in Form nicht disponierbarer, variabler erneuerbarer Energien, z. B. Windturbinen und PV-Solarenergie, ist man bestrebt, mehr überschüssigen Strom zu speichern, anstatt ihn zu drosseln, und die Energiespeicherung für den allgemeinen Netzzustand zu nutzen.
Speicherarten
Das Fengning-Pumpspeicherkraftwerk in der nordchinesischen Provinz Hebei. (Credit: CFP)
Wie bereits erwähnt, besteht die größte Bedrohung für die Netzstabilität in einem Verlust der Netzfrequenz, wenn die angeschlossenen Generatoren und andere Energiequellen nicht mehr in der Lage
sind, den Strombedarf zu decken.
ynchronisieren. Das Ergebnis ist in der Regel ein kaskadenartiger Stromausfall, der einen langsamen und schmerzhaften Neustart des Systems erfordert, um sich davon zu erholen. Aus diesem Grund ist es wichtig, dass netzinterne Speicher zur Verfügung stehen, die auf Nachfragespitzen und -einbrüche reagieren können, damit Angebot und Nachfrage ständig angepasst werden können.
Diese Nachfragespitzen und -einbrüche sind hochdynamisch und erfordern oft eine Reaktion des Energiespeichersystems innerhalb von Millisekunden, während andere Nachfrageschwankungen allmählicher sind und sich über Minuten bis Stunden erstrecken. Für die schnellstmögliche Reaktion sind Schwungrad- und Batteriespeicher sehr gut geeignet, während Pumpspeicherkraftwerke (PHS) und Druckluftspeicher (CAES) für ein allmähliches Ansteigen der Energieaufnahme und -abgabe über längere Zeiträume geeignet sind.
Bei diesen Netzstabilisierungssystemen sind die tatsächlichen Energiekosten zweitrangig, da ihre Hauptfunktion darin besteht, einen Zusammenbruch des Netzes zu verhindern. In dieser Hinsicht sind solche Speichersysteme ein integraler Bestandteil des Netzes. Dies unterscheidet sich von der Art und Weise, wie der Begriff „Netzspeicherung“ in den allgemeinen Sprachgebrauch eingegangen ist, nämlich im Sinne der zeitlichen Verschiebung großer Mengen von Energie, die von erneuerbaren Energiequellen wie Windturbinen und PV-Solarzellen erzeugt wird.
Im Extremfall wird ein nationales Netz angestrebt, das ausschließlich variable erneuerbare Energien und Wasserkraft nutzt und überschüssige Energie in Netzspeichern speichert, um sie bei schwankendem Angebot über Wochen oder Monate hinweg zeitlich zu verschieben und freizugeben. Natürlich sind in diesem Szenario, in dem einsatzfähige Erzeuger wie Wärmekraftwerke durch überwiegend nicht einsatzfähige Quellen und Netzspeicher ersetzt werden, eine Reihe von Faktoren entscheidend. An erster Stelle stehen die Systemkosten, gefolgt von den Betriebskosten, da diese den Preis bestimmen, der auf die von diesen Speicherlösungen freigesetzte Energie aufgeschlagen wird.
Um die Energiespeicherung auf das für dieses Szenario erforderliche Niveau zu bringen, sind Technologien erforderlich, die in Bezug auf die System- und Betriebskosten mit PHS und CAES mithalten können. Seit Jahrzehnten werden Reflow-Flow-Batterien als eine mögliche Lösung entwickelt.
Redox-Flow-Batterien
Schematischer Aufbau einer Redox-Flow-Batterie (RFB). (Credit: Clemente et al. 2020)
Eine Redox-Flow-Batterie (von Reduktion-Oxidation) – oder RFB – ist eine Art von elektrochemischer Batterie, die eine flüssige Anode und/oder einen flüssigen Kathodenelektrolyten verwendet. In den meisten Fällen sind die Flüssigkeiten für die Kathode und die Anode durch eine Membran getrennt, die den Austausch von Ladungen ermöglicht. Theoretisch würde diese Art von System eine sehr große Energiespeicherkapazität ermöglichen, zusammen mit den meisten Vorteilen von Non-Flow-Batterien, wie z. B. schnelle Lade- und Entladezeiten.
Leider hat trotz jahrzehntelanger Forschung selbst der vielversprechendste Typ von Durchflussbatterien, Vanadium-Vanadium, eine sehr niedrige spezifische Energie von ~20 Wh/kg Elektrolyt, während herkömmliche Bleisäurezellen 25-50 Wh/kg und Lithium-Ionen-Batterien über 200 Wh/kg erreichen. Das bedeutet, dass die Elektrolyttanks ziemlich groß sein müssen, um die Energiekapazität z. B. eines Li-Ionen- oder Blei-Säure-basierten Batteriespeichersystems zu erreichen. Die Dichtegrenze wird hier durch die Fähigkeit gesetzt, die Redoxverbindungen im Lösungsmittel aufzulösen, das bei All-Vanadium-Durchflussbatterien im Allgemeinen Schwefelsäure (H2SO4) ist.
Diese und andere Probleme mit Durchflussbatterien im Allgemeinen wurden von Clemente et al. (2020) behandelt. Zu den behandelten Themen gehört auch die Langlebigkeit, insbesondere w
mit dem Membranmaterial, sondern auch mit dem Elektrolyten selbst aufgrund von unerwünschten Reaktionen mit Wasserstoff und Sauerstoff. Da Durchflussbatterien auf dem Elektrolytfluss beruhen, sind die Fließeigenschaften des Elektrolyts sowie die Energie, die für das Umpumpen des Elektrolyts und die Erzielung einer optimalen Durchflussrate aufgewendet werden muss, mit technischen Komplikationen verbunden, die auf den ersten Blick ein einfaches System zu sein scheinen.
Eine weitere Komplikation betrifft die Schwierigkeit, den Ladezustand zu bestimmen. Denn die Spannung an den Elektroden der Zelle entspricht nicht der Menge der Redoxpaar-Spezies, die in den Lade-/Entladezustand übergegangen ist. Bei Vanadium-Durchflussbatterien besteht eine Möglichkeit darin, den Ladezustand anhand der Farbe des Elektrolyten abzuschätzen, da der Redox-Prozess die physikalischen Eigenschaften der Vanadium-Spezies verändert. Für eine vollautomatische Ladekontrolle sind dies nur einige der technischen Fragen.
Wie Xu et al. (2018) feststellten, liegt der Systemwirkungsgrad einer Durchflussbatterie bei >60 %, wobei ~82 % mit Verbesserungen in einer Voll-Vanadium-Batterie möglich sind. Ein unglücklicher Aspekt einer Durchflussbatterie sind die parasitären Verluste aufgrund der elektrischen Pumpen, zusätzlich zu den ohmschen Verlusten und den Verlusten durch den Durchflusswiderstand. Da die Redoxreaktion exotherm ist, geht während des Betriebs unweigerlich etwas Energie verloren.
Die vollständige Aufladung einer Durchflussbatterie setzt voraus, dass alle Spezies des Redoxpaares die gewünschte Redoxreaktion durchlaufen. Da dies mit Wechselwirkungen an der Membranoberfläche verbunden ist, die die beiden Elektrolytströme trennt, nimmt die Wahrscheinlichkeit dafür mit dem Ladezustand ab, da weniger Redoxpaare miteinander wechselwirken. Ein erhöhter Elektrolytstrom kompensiert dies bis zu einem gewissen Grad, aber dies erhöht wahrscheinlich die parasitären Verluste und macht eine einfache Skalierung des Systems durch Vergrößerung des Tanks unattraktiv.
Verglichen mit dem viel höheren Wirkungsgrad und der geringeren Komplexität von z. B. Li-Ionen-Batterien (>90 %) sollte es nicht überraschen, dass die meisten groß angelegten Batterielösungen auf Netzebene, die heute kommerziell betrieben werden, solche Li-Ionen-Zellen verwenden.
Das Kostenbild
Die gesamte installierte Batteriespeicherkapazität im Netto-Null-Szenario, 2015-2030. (Credit: IEA)
Für die derzeitigen Anwendungen der Netzspeicherung wird keine enorme Kapazität benötigt. Mit einigen Megawatt an strategisch platzierten Schwungrad- und Batteriesystemen sollte genügend Kapazität zur Verfügung stehen, um auf Nachfrageschwankungen mit einer gewissen Zeitverschiebung zu reagieren.
Für die Langzeitspeicherung (~4 Stunden) werden CAES und PHS bevorzugt, sofern die Rahmenbedingungen dies zulassen. Eine häufige Anwendung solcher Langzeitspeichersysteme ist die Speicherung der von Wärmekraftwerken erzeugten Energie in Zeiten geringer Nachfrage. Wärmekraftwerke sind oft optimal ausgelastet, so dass es kosteneffizient ist, überschüssige Energie für eine spätere Entladung zeitlich zu verschieben.
Da immer mehr nicht-disponierbare Energiequellen in das Netz eingespeist werden, muss die Speicherkapazität für die zeitliche Verschiebung erhöht werden, wie es noch nie zuvor der Fall war, ebenso wie das gesamte Geschäftsmodell des Strommarktes. Während Wärmekraftwerke und Wasserkraftwerke den von ihnen erzeugten Strom auf dem Kapazitätsmarkt mit mehrjährigen Verträgen verkaufen, verkaufen variable Anlagen für erneuerbare Energien den erzeugten Strom auf dem Energiemarkt, was bedeutet, dass der von ihnen erzeugte Strom opportunistisch und unvorhersehbar ist. Im Wesentlichen wird der Strom an das Netz verkauft, wenn er verfügbar ist, unabhängig davon, ob er zu diesem Zeitpunkt benötigt wird oder nicht.
Das bedeutet, dass diese Systeme für eine erfolgreiche Netzintegration erhebliche Mengen an Spinning-Reserve benötigen, um Versorgungsausfälle zu kompensieren, sowie die Speicherung von überschüssigem Strom, wie z. B. in der Projektion des Net-Zero-Szenarios der IEA beschrieben, wonach die derzeitige Speicherkapazität von 10 GW auf der Ebene der Versorgungsunternehmen (zusätzlich zu 7 GW hinter dem Zähler) bis 2030 auf 600 GW ansteigen wird.
Weltweit installierte Speicherkapazität im Jahr 2018. (Quelle: DOE)
In einer Analyse der State Utility Forecasting Group der Purdue University aus dem Jahr 2013 wurden die voraussichtlichen Kosten für eine Reihe von Speicherlösungen verglichen. Ein wesentlicher Punkt sind die Systemkosten im Laufe der Zeit, die im Falle von PHS und CAES recht gering sind, da diese Systeme in der Regel relativ wenig Wartung benötigen und viele Lade-/Entladezyklen durchlaufen. Damals waren Li-Ionen-Batterien auf dem Energiespeichermarkt noch keine große Nummer.
Aus einer neueren Analyse der Sandia National Laboratories aus dem Jahr 2018 geht hervor, dass die überwältigende Mehrheit der Netzspeicher PHS sind (>183 GW). Von den Batteriespeichern in den USA machten Li-Ion-Anlagen in diesem Jahr bereits 78 % der installierten Batteriespeicher aus, eine Zahl, die seither um mehrere GW gestiegen ist, zum Beispiel durch die 1,2 GWh (300 MW) Li-Ion-Anlage von Vistra in Moss Landing, Monterey County, Kalifornien, und ihre anschließende Phase-II-Erweiterung. Allerdings sind beide Anlagen derzeit offline, da sie Feuer gefangen haben, was ein inhärentes Risiko bei Batteriespeichern darstellt.
Nach Angaben der US Energy Information Agency (EIA) wird der Stromverbrauch in den USA im Jahr 2023 etwa 4.000 TWh erreichen, was einen Hinweis auf die Herausforderung gibt, wenn ein erheblicher Teil des weltweiten Strombedarfs durch Netzspeicherung gedeckt werden soll. Nimmt man den Vistra-Speicher in Moss Landing als Beispiel, so wären zur Deckung von 1 TWh (0,025 % des US-Bedarfs) 625 dieser 1,6-GWh-Anlagen erforderlich, was ausreicht, um den Bedarf des Landes für kurze Zeit zu decken. Dieser Mangel an groß angelegten Langzeitspeichern wird auch in dem Bericht der Sandia National Laboratories festgestellt.
The Environmental Impact
Carbon Footprint of battery storage technologies (Baumann et al., 2016)
Es scheint klar zu sein, dass zumindest im Moment Li-Ionen-Batteriesysteme bei der Netzspeicherung den Kürzeren ziehen, da sowohl PHS als auch CAES aufgrund ihrer geologischen und ähnlichen Einschränkungen nicht vernünftig ausgebaut werden können. Neben den höheren Kosten von Li-Ionen-Batterien sind auch die Umweltkosten dieser Batterien ein wichtiger Aspekt, da die Herstellung von Batterien energieintensiv ist und erhebliche Mengen an Treibhausgasen erzeugt (Baumann et al., 2016).
Mit der Hinzunahme solcher Batteriesysteme können die effektiven Kohlenstoffemissionen von variabler erneuerbarer Elektrizität Werte von etwa 100 gCO2e/kWh erreichen, wenn man die Emissionen während der Lebensdauer berücksichtigt. Betrachtet man die wirtschaftlichen Kosten und die Umweltauswirkungen von Kohlenstoffemissionen, so scheint dies aus ökologischer Sicht eher ein Selbstläufer zu sein, ganz zu schweigen von den Kosten.
Bei der Nutzung von abrufbarer Wasserkraft, Kohle, Gas und Uran erfolgt die Umwandlung von Schwerkraftpotenzial, Kohlenstoff oder spaltbarem Material in Strom nach Bedarf. Im Vergleich dazu scheint die Verwendung von meist intermittierenden Energiequellen für die Stromversorgung eines Landes ein ungelöstes Problem zu sein, da dies die Speicherung von Strom in enormen Mengen erfordert. Auch wenn in der Zukunft eine vernünftige Lösung gefunden werden könnte, gibt es zumindest zum jetzigen Zeitpunkt keine ausgereifte, skalierbare Technologie, die
diese Funktion auf eine Weise erfüllen, die als wirtschaftlich angesehen werden kann.
[Bildüberschrift: Bath County Pumped…
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Weiterlesen: https://hackaday.com/2022/04/06/grid-level-energy-storage-and-the-challenge-of-storing-energy-efficiently/
