Die Stadt Beverungen in Nordrhein-Westfalen hat in der vergangenen Woche ein Grundstück an den Netzbetreiber und Energiedienstleister Westfalen Weser übergeben, auf dem dieser den „Speicherpark Würgassen“ errichten will. Geplant ist ein Batteriespeicher mit zunächst 120 Megawatt Leistung und 280 Megawattstunden Kapazität bei einer Investition von 92 Millionen Euro. Beverungens Bürgermeister Hubertus Grimm ist aus mehreren Gründen froh über die Investitionspläne: Die Kommune werde mit einem solchen Projekt „unserer Rolle als einer der vier im Regionalplan NRW genannten Energiestandorte gerecht“. Ebenso wichtig dürfte aber die Erleichterung darüber sein, dass ein anderes Vorhaben an diesem Standort nicht umgesetzt wird: Erst im vergangenen Dezember erfolgte die Entscheidung, die Planung eines zentralen Bereitstellungslagers für schwach- und mittelradioaktiven Atommüll einzustellen.
Der geplante Batteriespeicher werde eingesetzt, „um die Stabilität der Netzversorgung zu erhöhen“, heißt es in einer Mitteilung von Westfalen Weser. Genaue Angaben zur Verwendung der Anlage, die im zweiten Halbjahr 2026 in Betrieb gehen soll, machte das Unternehmen nicht. Geschäftsführer Jürgen Noch verwies aber auf Studien, denen zufolge sich die Kapazität der Batteriespeicher in Deutschland in den kommenden zehn Jahren auf bis zu 130 Gigawattstunden erhöhen wird und dass allein in der Region Ostwestfallen-Lippe rund eine Gigawattstunde zu erwarten seien – das Zwölffache der heute dort vorhandenen Kapazität. „Perspektivisch“ sehe das Unternehmen neben der Netzstabilisierung auch „eine Vielzahl weiterer Einsatzmöglichkeiten für Energiespeicher, um die Energiewende vor Ort zu gestalten“. Hierzu rechnet Westfalen Weser etwa die direkte Ankopplung lokaler Windkraft- und Photovoltaik-Anlagen oder den Vor-Ort-Verbrauch der gespeicherten Energie, beispielsweise durch „größere Verbraucher in einem lokal eigenständigen Netz“. Auch die Erzeugung von grünem Wasserstoff ist Teil dieser Überlegungen.
Großes Potenzial für Batteriespeicher an Kraftwerksstandorten
Das Kernkraftwerk Würgassen wurde 1971 eröffnet und 1994 nach der Entdeckung von Haarrissen im Reaktormantel stillgelegt. Der Rückbau dauerte 17 Jahre und kostete eine Milliarde Euro, das Reaktorgebäude steht noch. Für den geplanten Batteriespeicher eignet sich der Standort wegen des noch vorhandenen Umspannwerks und der entsprechenden Leitungen. Auch bietet er Platz für mögliche Erweiterungen.
Im vergangenen Dezember hatte die zum Eon-Konzern gehörende Preussen Elektra, auch in Würgassen ehemals Kraftwerksbetreiberin, für ihren Atomkraftwerksstandort Brokdorf Pläne für einen Batteriespeicher mit 800 Megawatt und 1600 Megawattstundenbekanntgegeben. Für den 2021 stillgelegten Reaktor in Brokdorf fehlt aber noch die Abbaugenehmigung. Die besondere Eignung von ehemaligen deutschen Kraftwerksstandorten für Batteriespeicher hatte bereits 2022 das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE in einer Studie untersucht. Demnach ließen sich bis zu 65 Prozent der Anschlussleistung des bis 2030 in Deutschland benötigten Speicherbedarfs an solchen Standorten decken. Einen Großteil sowohl der benötigten Anschlussleistung als auch der benötigten Fläche böten hierbei ehemalige Atomkraftwerke, der Rest sei an nicht mehr benötigten Kohlekraftwerks-Standorten verfügbar.
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Geplant ist ein Batteriespeicher mit zunächst 120 Megawatt Leistung und 280 Megawattstunden Kapazität bei einer Investition von 92 Millionen Euro.
Kann mir jemand helfen was sind die Kosten pro kWh
Das ist davon abhaenigig. auf wie viele Ladezyklen im Jahr der Akku kommt. Im Sinne einer langen Nutzungszeit wird man den eh nur zwischen den Kapazitätsgrenzen 30% und 80% nutzen. Auch der Lade- und Entladestrom spielt bei Nutzungserwsrtung eine Rolle. Genaueres dazu steht in dem Artikel nicht, deswegen kann man nur spekulieren. Geht man davon aus, dass der Speicher nur zur Sbschoepfung der Spitzen Verwendung findet wird man auf maximal 200 Vollladungrn p.a. kommen. Bei optimaler Nutzung der Kapazität im Sinne einer optimalen Nutzungszeit sind dax dann 20 Jahre. In denen Insgesamt 560 GWh entnommen werden könnten. Hinzurechnen muss man die Lade,- und Entladeverlusten mit ca. 20%, im Schnitt. Am.Nfan sind das weniger, die Verluste werfen aber mit zunehmender Nutzung immer größer. Die Investition erfordert Kapital und das ist zu verzinsen. Aktuell wären das zwischen 2,5 und 5%. Gewartet und bedient werden muss der Speicher auch noch. Versicherung und sonstige Kosten für Rueckbau etc auch noch. Je nachdem ob das jemand für ein super Sache hält oder eben nicht kommt dann bei der Berechnung der zusätzlichen Kosten der Zwischenspeicherung zwischen 7 und 15Cent je kWh heraus.
92.000.000 € geteilt durch 280.000 kWh => rund 329 €/kWh.
Mir ist unklar wo dabei die Schwierigkeit lag?
Wie auch immer, gern geschehen…
c’est assez simple 92 mega euros pour 280 mega wh soit 328 € le kwh de stockage. sur une base de 6000 cycles, mais ce n’est qu’une supposition , cela donne un cout de stockage de 55€ / MWh
Wenn ich richtig gerechnet habe müsste man bei angenommenen 8000 Zyklen der Batterie auf ca. 4.1 Eurocent kommen
Engelbert.Montagne schrieb:
„kommt dann bei der Berechnung der zusätzlichen Kosten der Zwischenspeicherung zwischen 7 und 15Cent je kWh heraus.“
Ich habe mir nicht die Mühe gemacht, nachzurechnen, da das vorgeschlagene Kostenmodell sehr plausibel aussieht und gehe davon aus, dass die Zahlen halbwegs stimmen.
Ob nun je nach Standort Spitzengeneration eingelagert wird (im Norden) oder aber Zeiten geringerer Netzlasten genutzt werden um für Spitzenlasten zu kompensieren (im Süden) wird durchaus einen Unterschied machen.
Zwei Dinge möchte ich noch anfügen.
Bei einer angenommenen Laufzeit von 20 Jahren sollte man den Preis eventuell inflationsbereinigen, um eine sinnvollere Zahl zu bekommen, da auch die Zinslast eingerechnet wurde. Da die Investition anfänglich erfolgt und damit der derzeitige Geldwert Referenz ist, wären das dann circa 5 bis 11 Cent pro kWh inflationsbereinigt.
Zudem werden diese Ausgleichskapazitäten nicht am Spotmarkt gehandelt sondern am Stabilisierungsmarkt, wo schonmal Preise in Euro pro kWh aufgerufen werden können. Batteriespeicher sorgen wegen ihrer geringen Kosten dort für einen Abwärtstrend und damit kostensenkend. Ich muss einfach in meinem Batteriespeicher nicht ständig Kohle verbrennen, damit ich ihn dann nutzen kann, wenn ich ihn doch brauche.
E.Ms Rechnung stellt einen Worst-Case dar. Mein Handy arbeitet zwischen 15% und 85%. Die daraus resultierenden 70% nutzbarer Kapazität sind 40% mehr als die bei E.M resultierenden 50%.
Dass man, wenn man eine Verzinsung annimmt, auch die Wertsteigerung der Leistung durch Inflation berücksichtigen muss, wurde schon erwähnt. Außerdem: Schaut man sich die Residuallastkurve bei EnergyCharts an, sieht man, dass regelmäßig täglich zwei Phasen des Strommangels (nämlich am frühen Vormittag und vom Nachmittag bis in den Abend) auftreten, und ebenso zwei Phasen des Überschusses, nämlich über Mittag und in der Nacht. Ein gut gemanagter Batteriespeicher kann also zweimal täglich be- und entladen, was dann nicht 200 Zyklen pro Jahr ausmacht, sondern fast das vierfache. Als weitere Anwendungsmöglichkeit kommt noch der Ausgleich von regionalen Ungleichgewichten hinzu, wodurch das Redispatch vermindert wird.
Die Wahrheit wird irgendwo in der Mitte liegen, also zur Zeit bei Kosten für die Batteriespeicherung in Großspeichern zwischen 4 und 6 ct/kWh. Auf den Strompreis schlägt das dann mit einem Zehntel dieses Preises durch, denn etwa ein Zehntel des Stroms in Deutschland wird in Batteriespeichern zwischengespeichert werden. 70% des Stroms werden ohne Zwischenspeicherung direkt verbraucht werden, und 20% kommen aus Hochtemperatur-Speichern oder Wasserstoff. Hochtemperaturspeicher werden für die Mittelfrist-Speicherung (Ausgleich innerhalb einer Woche) und Wasserstoffspeicher bis hin zum saisonalen Ausgleich zwischen Sommer und Winter eingesetzt werden.
Ich würd es einfacher abschätzen:
Aktuell LiFeP-Akkus schaffen 10.000 Ladezyklen.
Der Speicher kommt auf 300€/KWh Kosten.
D.h. 300€/10.000 Zyklen = 3c/KWh.
Jetzt kann man spekulieren ob die 10.000 Zyklen zu hoch angesetzt sind weil das ein „Maximalwert“ ist oder zu niedrig weil der Akku ja auch noch bei sinkenden Kapazität eingesetzt werden kann und relativ sanfte Ladekurven erfahren dürfte was gut für die Haltbarkeit ist. Ob die Zinskosten oder die Inflationkosten überwiegen. Ladeverluste etc. pp.
Aber ich denke als grobe Abschätzung sollte das schon ganz gut herhalten können 🙂
Was mich brennend interessiert ist:
1. Auswirkungen auf die Gesundheit der Anwohner durch Immissionen?
2. Auswirkungen auf die Gesundheit bei Brand oder Explosion auf die Anwohner?
Sicherheit vor Anschlägen ( Bewachung usw.).
Kritische Infrastruktur!!
So sicher wie eine Raffinerie wird es nicht sein können. Das würde zu teuer.
Ja so ne Batterie haut schon ordentlich Abgase raus, da müssen die Bewohner schon ihre Fenster zu machen wenn die Batterie läd… /s
Ne Batterie explodiert nicht so einfach und E-Autos brennen deutlich seltener als Verbrenner, von daher werden die Batterien jetzt auch nicht häufiger brennen als ne Raffinierie oder Atomkraftwerk (da gabs auch öfter mal Brände).
Und inwiefern muss man die Batterien gegen Anschläge schützen? Der Ausfall wird ja erst relevant wenn ein großer Anteil der Batterien ausfällt, also müsste man sehr viele Standorte gleichzeitig angreifen dass das überhaupt spürbar wäre.
Aber jeder Terrorist der was auf sich hält weiß das die Umspannwerke und Stromleitungen die VIEL VIEL einfacheren Ziele sind für einen Blackout, jetzt genauso wie in Zukunft. Mit ein paar wenigen gezielten Aluminium Luftballons könnte man auch jetzt das Stromnetz massiv in Bedrängnis bringen wenn man wöllte.
https://www.youtube.com/watch?v=yaCiVvBD-xc
Ist alles kein Geheimnis (aber sehr spannendes Thema finde ich)