Batterie-Speicherkraftwerk

Ein Batterie-Speicherkraftwerk ist eine Form von Speicherkraftwerk, welches zur Energiespeicherung Akkumulatoren auf elektrochemischer Basis verwendet. Im Gegensatz zu üblichen Speicherkraftwerken, wie den Pumpspeicherkraftwerken mit Leistungen bis über 1000 MW, bewegen sich die Leistungen von Batterie-Speicherkraftwerken im Bereich von einigen kW bis in den unteren MW-Bereich - die größten realisierten Anlagen erreichen Speicherkapazitäten bis zu 36 MWh. Batterie-Speicherkraftwerke dienen, wie alle Speicherkraftwerke, primär zur Abdeckung von Spitzenlast und in Netzen mit ungenügender Regelleistung auch der Netzstabilisierung. Kleine Batteriespeicher, sog. Solarbatterien mit wenigen kWh Speicherkapazität, werden zumeist im privaten Bereich im Zusammenspiel mit ähnlich dimensionierten Photovoltaikanlagen betrieben, um Ertragsüberschüsse tagsüber in ertragsärmere bzw. ertragslose Zeiten am Abend bzw. in der Nacht mitzunehmen und den Eigenverbrauch zu stärken. Manchmal werden Batterie-Speicherkraftwerke zusammen mit Schwungrad-Speicherkraftwerken gebaut, um die Akkus zu schonen. Schwungräder können schnelle Schwankungen besser verarbeiten.

Aufbau

Batterien für die Notstromversorgung eines Rechenzentrums

Vom Aufbau sind Batterie-Speicherkraftwerke mit unterbrechungsfreien Stromversorgungen (USV) vergleichbar, wenngleich die Ausführungen größer sind. Die Akkus werden aus Sicherheitsgründen in eigenen Hallen oder aber in Containern untergebracht. Wie bei einer USV besteht das Problem, dass elektrochemische Energiespeicher grundsätzlich nur in Form von Gleichspannung Energie speichern bzw. abgeben können, während elektrische Energienetze meist mit Wechselspannung betrieben werden. Aus diesem Grund sind zusätzliche Wechselrichter nötig, welche bei Batterie-Speicherkraftwerken aufgrund der höheren Leistung und Anbindung mit Hochspannung arbeiten. Es kommt dabei Leistungselektronik mit GTO-Thyristoren zur Anwendung, wie sie auch bei der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungen (HGÜ) üblich sind.

Als Akkumulatoren werden je nach Anlage verschiedene Systeme eingesetzt. Waren es seit den ersten Batterie-Speicherkraftwerken in den 1980er-Jahren überwiegend Bleiakkumulatoren, fanden in den Folgejahrzehnten auch zunehmend Nickel-Cadmium-Akkumulatoren und Akkumulatortypen wie der Natrium-Schwefel-Akkumulator Anwendung. Durch fallende Preise in den 2010er Jahren kommen auch Lithium-Ionen-Akkumulatoren wie beispielsweise bei dem Batteriepark Schwerin, Batterie-Großspeicher Dresden oder dem Speicher von BYD in Hongkong zum Einsatz. Seit 2015 sind es überwiegend Lithium-Ionen-Akkumulatoren, vereinzelt noch Redox-Flow-Batterien und nur noch selten Blei-Säure-Batterien. Es gibt zahlreiche Anbieter für grosse Batteriespeicher.

Betriebsverhalten

Der Vorteil von Batterie-Speicherkraftwerken sind die für energietechnische Systeme extrem kurzen Regelzeiten und Startzeiten im Bereich von 20 ms auf Volllast, da keine mechanisch zu bewegenden Massen vorhanden sind. Damit können diese Kraftwerke nicht nur zur Abdeckung von Spitzenleistung im Minutenbereich dienen, sondern auch zur Dämpfung von kurzfristigen Oszillationen im Sekundenbereich, bei an den Kapazitätsgrenzen betriebenen elektrischen Energienetzen. Diese Instabilitäten äußern sich in Spannungsschwankungen mit Perioden bis zu einigen 10 Sekunden und können sich in ungünstigen Fällen zu hohen Amplituden aufschwingen, welche zu überregionalen Stromausfällen führen können. Dem können ausreichend stark dimensionierte Batterie-Speicherkraftwerke entgegenwirken. Daher finden sich Anwendungen primär in jenen Regionen, wo elektrische Energienetze an ihrer Kapazitätsgrenze betrieben werden und in der Netzstabilität gefährdet sind. Weitere Anwendung sind Inselnetze, welche nicht mit Nachbarnetzen elektrische Energie kurzfristig austauschen können.

Der Nachteil waren in der Vergangenheit die als Verschleißteil ausgelegten Blei-Akkumulatoren und die damit verbundenen Kosten, welche diese Systeme oft unwirtschaftlich werden ließen. Durch Überbeanspruchung wie Tiefentladung und vergleichsweise sehr hohe Lade- und Entladeströme (Ströme über 700 A sind üblich) können Defekte wie Überhitzung an den Akkumulatoren auftreten, die Lade/Entladezyklen sind in diesem Anwendungsbereich auf einige 100 bis zu 1000 Zyklen limitiert. Durch mechanische Schäden an den Gehäusen kann weiters Säure austreten. Bei der elektrischen Ladung bilden sich je nach Akkutyp mit Luft explosive Gase wie Knallgas, welches aus den Hallen permanent abgesaugt werden muss. Lithium-Ionen-Akkumulatoren mit einer geeigneten Steuerelektronik haben diese Probleme nicht mehr, insbesondere verfügen diese meist über eine hohe Zyklenfestigkeit. Die Preise von Lithium-Ionen-Akkus sind stark im Fallen, so dass diese Systeme heute wirtschaftlicher betrieben werden können.

Anlagenbeispiele

Im Folgenden sind beispielhaft einige der größten Batterie-Speicherkraftwerke angeführt.

Batterie-Speicherkraftwerk Berlin-Steglitz

Vor der Wiedervereinigung Deutschlands wurde das Stromnetz in West-Berlin als Inselsystem von der Bewag betrieben. 1986 wurde in Berlin-Steglitz (52.443413.33) das bis heute in Deutschland größte Batterie-Speicherkraftwerk als Energiereserve und zur Frequenzstabilisierung in Betrieb genommen. Die Anlage hatte eine Spitzenleistung von 17 MW, welche nach Vollladung 20 Minuten lang abgegeben werden konnte, und konnte im optimalen Fall in Summe 14,4 MWh an elektrischer Energie speichern. Die Batterie bestand aus 7080 Bleiakkumulatoren in 12 parallelen Strängen zu je 590 Zellen.

Nach der Wiedervereinigung und dem Synchronschluss ging die Anlage Ende 1994 wegen Unwirtschaftlichkeit außer Betrieb.

Chino Battery Storage Project

Das von 1988 bis 1997 von der Southern California Edison im kalifornischen Ort Chino betriebene Batterie-Speicherkraftwerk diente primär zur Netzstabilisierung und konnte auch als statischer Blindleistungskompensator und zum Schwarzstart von nicht schwarzstartfähigen Kraftwerken nach häufig auftretenden Stromausfällen in der Region verwendet werden. Die Anlage hatte eine Spitzenleistung von 14 MW, welche für eine wirksame Stabilisierung im Netz der Southern California Edison allerdings viel zu wenig war, und eine Speicherfähigkeit von 40 MWh. Die Anlage bestand aus 8.256 Bleiakkumulatoren in acht Strängen, welche auf zwei Hallen aufgeteilt waren.

Golden Valley Electric – Fairbanks

Eine der größten und mit Stand 2010 in Betrieb befindliche Anlage wird von der Golden Valley Electric in Fairbanks betrieben. Das Stromnetz in Alaska wird aufgrund der großen Entfernungen als Inselnetz ohne direkte Verbindung zu benachbarten nordamerikanischen Verbundnetzen im Rahmen der North American Electric Reliability Corporation betrieben. Das Batterie-Speicherkraftwerk mit einer Maximalleistung von 27 MW dient der Netzstabilisierung, Abdeckung von Spitzenlast und zur Blindleistungskompensation. Die Anlage wurde 2003 in Betrieb genommen und besteht aus 13.760 Nickel-Cadmium-Akkumulatoren in vier Strängen. Die NiCd-Zellen sind von der Firma Saft, die Wechselrichter von Asea Brown Boveri (ABB).

Batterie-Speicherkraftwerk Hannover

Die Kooperationspartner Daimler AG mit ihrer hundertprozentigen Tochter ACCUMOTIVE und enercity (Stadtwerke Hannover AG) werden noch im Jahr 2016 mit dem Bau eines neuen Batteriespeichers beginnen. Es handelt sich dabei um ein Ersatzteillager für elektromobile Batteriesysteme. Rund 3000 der für die aktuelle smart electric drive Fahrzeugflotte vorgehaltenen Batteriemodule werden am enercity-Standort Herrenhausen zu einem Stationärspeicher gebündelt. Mit einer Speicherkapazität von insgesamt 15 MWh ist die Anlage eine der größten Europas. Der Energiespeicher wird nach Fertigstellung am deutschen Primärregelenergiemarkt vermarktet.

Batterie-Speicherkraftwerk Schwerin

In Schwerin (53.646111.3696) betreibt der Stromversorger WEMAG einen Lithium-Ionen-Batteriespeicher zum Ausgleich kurzfristiger Netzschwankungen. Lieferant des Batterie-Speicherkraftwerks ist die Berliner Firma Younicos. Das südkoreanische Unternehmen Samsung SDI lieferte die Lithium-Ionen-Zellen. Der Speicher mit einer Kapazität von 5 MWh und einer Leistung von 5 MW ging im September 2014 in Betrieb. Der Lithium-Ionen-Batteriespeicher besteht aus 25.600 Lithium-Manganoxid-Zellen und ist über fünf Mittelspannungs-Transformatoren sowohl mit dem regionalen Verteilnetz als auch mit dem nahegelegenen 380-kV-Höchstspannungsnetz verbunden.

Photovoltaik- und Hybrid-Kraftwerk

Das bestehende Photovoltaik-Kraftwerk Alt Daber bei Wittstock in Brandenburg erhält einen Batteriespeicher von 2 MWh. Das Besondere ist, dass dies eine Fertiglösung ist, die in Containern geliefert und installiert wird und ohne aufwendige Fertigungsarbeiten vor Ort sofort einsatzbereit ist. Zum Einsatz kommen Bleiakkumulatoren.

Hybridbatterie-Kraftwerk Braderup

In Braderup (Schleswig-Holstein) betreibt die Energiespeicher Nord GmbH & Co. KG seit Juli 2014 eine der größten Hybridbatterien in Europa. Diese ist aus einem Lithium-Ionen-Batteriespeicher (2MW Leistung, 2MWh Speicherkapazität) und einem Vanadium Redox-Flow-Batteriespeicher (330 kW Leistung, 1 MWh Speicherkapazität) aufgebaut. Die hierbei verwendeten Lithium-Ionen Module stammen von Sony, die Redox Flow Batterie kommt von der Firma Vanadis Power GmbH.

Das Speichersystem ist mit dem örtlichen Bürgerwindpark (18 MW installierte Leistung) gekoppelt. Je nach Windstärke und Ladestatus der jeweiligen Batterie verteilt eine von der Robert Bosch GmbH entwickelte Steuerung die von den Windrädern generierte Energie auf die passende Batterie. Bosch zeichnet sich weiterhin für die Projektdurchführung und Systemintegration verantwortlich. Über ein rund zehn Kilometer langes Erdkabel ist die Hybridbatterie an das Stromnetz angebunden, sodass bei einer Stromnetzüberlastung die Batterie die Energie des Windparks aufnimmt und später zu einem passenden Zeitpunkt in das Netz zurück speist. Durch dieses Verfahren kann ein Abschalten von Windenergieanlagen bei Netzüberlastung vermieden werden, wodurch die Energie des Windes nicht ungenutzt bleibt.

BYD in Hongkong

Das chinesische Unternehmen BYD betreibt bei Hongkong einen Batteriespeicher mit 40 MWh Kapazität und 20 MW Maximalleistung. Der Großspeicher dient dazu, Lastspitzen in der Energienachfrage abzufedern. Ebenso kann der Speicher zur Frequenzstabilisierung im Netz beitragen. Die Batterie ist aus insgesamt knapp 60.000 einzelnen Lithium-Eisenphosphat-Zellen mit je 230 Amperestunden Kapazität aufgebaut. Das Projekt wurde im Oktober 2013 gestartet und ging im Juni 2014 ans Netz. Die eigentliche Installation des Speichers dauerte drei Monate. Die Nutzung von Preisunterschieden zwischen Beladen und Entladen durch Tag- und Nachtstrom, ein vermiedener Netzausbau für Spitzenlasten und Einnahmen für Netzdienlichkeit wie z.B. Frequenzstabilisierungen ermöglichen einen wirtschaftlichen Betrieb ohne Förderung oder Subventionen. Derzeit werden 3 Standorte für ein 1.000 MW Spitzenleistung zu 200 MWh Kapazität Speicherkraftwerk geprüft.

Solarpark Alt Daber

→ Hauptartikel: Solarpark Alt Daber

Der Speicher ist modular aufgebaut, für die Bereitstellung von Regelleistung konzipiert und soll speziell Primärregelleistung zum schnellen Ausgleich der Netzfrequenz liefern, was bisher durch konventionelle Kraftwerke erfolgt. Er wurde von einer Tochter von Belectric entwickelt und verfügt über eine Kapazität von ca. 2 MWh. Technisch besteht er aus Bleiakkumulatoren, die günstiger sind als die Lithium-Ionen-Akkumulatoren. Untergebracht sind die Akkus mitsamt der zugehörigen Leistungselektronik in zwei Kontainern auf dem Kraftwerksgelände. Die offizielle Inbetriebnahme fand im November 2014 statt.

Batterie-Großspeicher Dresden

Die Stadtwerke Dresden (Drewag) haben am 17. März 2015 einen Batteriespeicher mit einer Spitzenleistung von 2 MW in Betrieb genommen. Die Kosten beliefen sich auf 2,7 Millionen Euro. Verwendet wurden Lithium-Polymer-Akkus. Die Akkus inklusive Regleranlage sind auf zwei 13 m lange Container verteilt worden und können insgesamt 2,7 MWh speichern. Insbesondere die Leistungsspitzen einer in der Nähe befindlichen Photovoltaikanlage können so ausgeglichen werden.

Batteriespeicher Feldheim

Im brandenburgischen Feldheim wurde im September 2015 ein Batteriespeicher mit 10 MW Leistung und einer Speicherkapazität von 6,5 MWh in Betrieb genommen. Das Projekt kostete 12,8 Millionen Euro. Der Speicher stellt Regelenergie für das Stromnetz bereit, um damit Schwankungen, die durch Windkraft- und Solarkraftanlagen entstehen, ausgleichen zu können, was bislang mit fossilen Kraftwerken erfolgt ist. Der Speicher wird von der Firma Energiequelle betrieben.

Batteriespeicher von Steag

Steag plant in den Jahren 2016 und 2017 sechs Batterie-Speicherkraftwerke mit einer Leistung von jeweils 15 MW zu errichten, die 2016 und 2017 in Betrieb genommen werden sollen. Es handelt sich um Lithium-Ionen-Akkumulatoren. Aufgestellt werden sollen sie in Nordrhein-Westfalen an den Kraftwerks-Standorten Herne, Lünen und Duisburg-Walsum sowie in Bexbach, Fenne und Weiher im Saarland.^[veraltet]

52 MWh auf Hawaii Insel Kanua’i

SolarCity baut bis Ende 2016 auf der Hawaii Insel Kanua’i ein Batterie-Speicherkraftwerk mit einem Speicherinhalt von 52 MWh. Der Speicher ist an eine 13 MW Solaranalage angebunden und soll die Spitzenerträge am Tag in die Nacht verlagern, um so Strom am Abend und in der Nacht zu erhalten. Ziel ist es, auf der Insel unabhängiger von fossilen Energieträgern zu werden.

400 MWh Southern California Edison Projekt

Das derzeit (2/2016) grösste vertraglich abgesicherte Projekt ist ein 400 MWh bei 100 MW Leistung Batteriespeicher von Southern California Edison. Gebaut wird der Speicher von AES Energy. Es handelt sich um einen Lithium-Ionen Akkumulator. Southern California Edison fand die Preise für Batteriespeicher vergleichbar mit anderen Stromerzeugern.

250 MWh Indonesien

Derzeit (2/2016) im Aufbau befindet sich ein 250 MWh Batteriespeicher in Indonesien. Es sollen etwa 500 Dörfer in Indonesien damit versorgt werden, die bislang bei der Stromversorgung von Erdöl abhingen. Die Preise schwankten stark und es gab häufig Stromausfälle. Nun soll der Strom über Wind- und Solarkraft erzeugt werden.

53 MWh in Ontario

In Ontario, Kanada wird bis Ende 2016 ein Batteriespeicher mit 53 MWh Kapazität und 13 MW Leistung aufgebaut. Der schweizerische Batteriehersteller Leclanché liefert die Akkus dazu. Deltro Energy Inc. wird die Anlage planen und aufbauen. Der Auftrag wurde erteilt vom Netzbetreiber IESO. Die Energiespeicher werden verwendet, um schnelle Netzdienstleistungen bereitzustellen, hauptsächlich zur Spannungs- und Blindleistungsregelung. In Ontario und Umgebung gibt es viele Windkraft- und Solarkraftanlagen, wodurch das Stromangebot stark schwankt.

Speicher in Südengland mit besonderer Steuerung

In Südengland steht zu Demonstrationszwecken ein Batteriespeicher mit 0,6 MWh Kapazität und 0,3 MW Leistung, aufgebaut aus 1400 Lithiumzellen installiert in einem Container. Das Besondere ist die Steuerung des Speichers. Folgt üblicherweise ein Batteriespeicher genau einem Erlösmodell wie etwa über Bereitstellung von Regelenergie (der Regelenergiemarkt ist sehr klein), folgt dieser Speicher gleich drei Erlösmodellen. Der Speicher wurde direkt neben einer Solaranlage installiert. So kann im ersten Erlösmodell die Solaranlage grösser ausgelegt werden, als die Netzanschlussleistung dies eigentlich zulässt. Der Speicher übernimmt eine Spitzenlastkappung der Solaranlage und vermeidet so die Kosten für einen weiteren Netzausbau. Im zweiten Erlösmodell stellt der Speicher im Verteilnetz Wirk- und Blindleistung bereit und speichert gegebenenfalls auch Energie ein zur Stabilisierung der Spannung. Im dritten Erlösmodell wird der Strom dann eingespeist, wenn die Vergütung am grössten ist. Der Speicher erhielt eine Auszeichnung für Topinnovation.

Südkorea

Seit Januar 2016 sind in Südkorea drei Batteriespeicherkraftwerke in Betrieb: ein 24 MW System mit 9 MWh und ein System 16 MW mit 6 MWh. Diese beiden Akkus basieren auf Lithium-Nickel-Mangan-Kobaltoxid und ergänzen ein wenige Monate älteres System mit 16MW und 5MWh, deren Akkus auf Lithium-Titanat-Oxid basieren. Zusammen haben die Systeme eine Leistung von 56 MW und dienen dem südkoreanischen Energieversorger Korea Power Corporation (KEPCO) zur Frequenzregulierung. Die Speicher stammen von der Firma Kokam. Nach Fertigstellung im Jahr 2017 soll das System eine Leistung von 500 MW haben. Die drei bereits installierten drei Speicher sollen die jährlichen Brennstoffkosten um geschätzte 13 Millionen US-Dollar senken und entsprechend Treibhausgasemissionen. Damit werden die eingesparten Brennstoffkosten die Kosten für die Batteriespeicher deutlich übertreffen.

Marktentwicklung

In den USA ist der Markt für Speicherkraftwerke 2015 um 243 Prozent gegenüber 2014 gestiegen.

Literatur

• Lucien F. Trueb, Paul Rüetschi: Batterien und Akkumulatoren. Mobile Energiequellen für heute und morgen. Springer, Heidelberg u.a. 1998, ISBN 3-540-62997-1.