Das britische Unternehmen Carlton Power hat grünes Licht für ein 750 Millionen britische Pfund (867 Millionen Euro) teures Batteriespeicher-Projekt (BESS) im Großraum Manchester erhalten, das Netzstabilität beitragen soll, wenn mehr erneuerbare Energien ans Netz gehen.
Vorbehaltlich einer endgültigen Investitionsentscheidung könnte mit dem Bau des Batteriespeichers auf dem Gelände eines ehemaligen Kohlekraftwerks mit 1040 Megawatt Leistung und 2080 Megawattstunden Kapazität im ersten Quartal 2024 begonnen werden, und der kommerzielle Betrieb im letzten Quartal 2025 starten.
Carton Power teilte mit, es befinde sich „in fortgeschrittenen Gesprächen mit Unternehmen, die das ‚Trafford BESS‘ finanzieren, bauen und betreiben sollen“. „Trafford BESS“ ist das zweite große Energieprojekt des Unternehmens, das die Genehmigung der Stadtverwaltung für den etwa zwölf Hektar großen Trafford Low Carbon Energy Park, acht Meilen südlich von Manchester, erhalten hat, in dem früher ein Kohlekraftwerk stand.
Das andere Projekt ist das 200-Megawatt-Wasserstoffprojekt Trafford Green Hydrogen von Carlton. Die erste Phase mit einer Leistung von 15 bis 20 Megawatt soll im letzten Quartal 2025 in Betrieb gehen.
„Carlton Power erwarb das ehemalige Kohlekraftwerk im Jahr 2008, um den Standort für neue Energieprojekte zu sanieren“, sagte Keith Clarke, Gründer und Geschäftsführer von Carlton Power. „Mit der Genehmigung des Batteriespeichers erhöht sich der Gesamtwert der Investitionen in das Gelände auf 2 Milliarden Pfund, was der Region Greater Manchester erhebliche wirtschaftliche Vorteile bringen und dazu beitragen wird, die regionalen Netto-Null-Ziele zu erreichen.
Zusätzlich zu den beiden Projekten von Carlton Power plant Highview Power Storage den Bau eines 250-Megawattstunden-Langzeit-Flüssigluftspeichersystems für 250 Millionen Pfund im „Trafford Low Carbon Energy Park“. Diese Projekte werden das Ziel der Region unterstützen, bis 2038 CO2-frei zu werden.
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Wie viele Ladezyklen vertragen die dort verbauten Batterien?
Zur Einordnung ein Vergleich mit dem kürzlich in Betrieb gegangenen Pumpspeicherwerk Nant-de-Drance in der Schweiz: Die Leistung von 1’040 MW entspricht in etwa der Leistung von 900 MW des Pumpspeicherwerks. Die Energiekapazität von 2’080 MWh (also etwa 2 h Volleistung) ist etwa 10% der Energiekapazität des Pumpspeicherwerks von 20 GWh (etwa 22 h Volleistung). Das Batteriespeicherwerk soll 867 Mio. kosten; Nant-de-Drance hat etwa 2 Mia. (2’000 Mio.) gekostet und wird viele Jahrzehnte laufen.
Man sieht hier schön den fundamentalen Unterschied zwischen einem Batteriespeicher und einem Wasserstoffspeicher. Der hier erwähnte Batteriespeicher hat 1’040 MW Leistung, der ebenfalls erwähnte ‚Wasserstoffprojekt‘ nur etwa 1/5 davon, nämlich 200 MW. Allerdings kann der Batteriespeicher nur 2 Stunden volle Leistung liefern – oder z.B. 200 MW während 10 Stunden -, insgesamt 2’080 MWh. Will man mehr gespeicherte Energie, braucht es mehr Batterien. Anders beim ‚Wasserstoffprojekt‘. Die Energiekapazität hängt einzig vom Wasserstoff-Speicher ab. Für die 200 MW braucht dieses einfach etwa 10 Tonnen Wasserstoff pro Stunde. Enthält der entsprechende Speicher z.B. 10’000 Tonnen H2, könnte es 1’000 Stunden lang die 200 MW liefern, also 200’000 MWh, bzw. 200 GWh. Ab einer bestimmten Menge Energie ist das auf jeden Fall billiger als eine entsprechende Batterie. Wo genau dieser Punkt liegt, hängt davon ab, was die Batteriekapazität im Vergleich zum Speichern von Wasserstoff kostet (plus die Kosten für die 200 MW Brennstoffzellen als Konstante).
„Ab einer bestimmten Menge Energie ist das auf jeden Fall billiger“
… und die haben wir aus meiner Sicht erst in den Dreißigern, drum sehe ich zumeist mindestens noch dieses Jahrzehnt Batteriespeicher vorne. Als allererste Effizienzwahl und noch davor steht für mich allerdings der Direktverbrauch und die Verschiebung (bzw. Speicherung) in die Sektoren (E-Auto, Wärmepumpe, Industrie) über Preisanreize. Von diesen dezentrale Strukturen hat dann auch der Bürger etwas, die Akzeptanz für die Energiewende wird isoliert und zentral über Wasserstoff eher schwierig. Und ohne „Mitnahme“ kann man es gleich vergessen…
Bei deiner Berechnung darfst du den Wirkungsgrad und die Wartungskosten nicht vergessen. Beim Wasserstoff dürfte der Wirkungsgrad (Strom Wasserstoff Strom) schlechter sein und die Wartungskosten höher.
Bin der Meinung von Detlef das beste ist natürlich der direkte Verbrauch. Im Winterhalbjahr ist Power2Heat besonders attraktiv, die Anlage sind relativ günstig und man spart direkt fossilen Brennstoff…