Pumpspeicherkraftwerke drängen in die Zukunft der Netzspeicherung

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Im letzten Monat gab es viele großartige Neuigkeiten zu Pumpspeicherkraftwerken aus der ganzen Welt, daher ist eine kleine Zusammenfassung angebracht. Zur Erinnerung: Pumpspeicherkraftwerke sind im Gegensatz zu Betonblöcken, Aufzügen und Hangschienensystemen die tatsächlich funktionierende Schwerkraftspeicherlösung.

Wir bauen und betreiben seit 1907 Pumpspeicherkraftwerke. Die meisten der alten Anlagen wurden gebaut, um Kern- und Kohlekraftwerken nachts etwas Arbeit zu geben und ihre mangelnde Flexibilität tagsüber zu überbrücken. Dabei handelt es sich bei weitem um die größte Form der Energiespeicherung auf dem Gitter.

Vor drei Jahren habe ich eine Netzspeicheranalyse erstellt, die auf abstrahierten Geschäftsfaktoren basiert, alle wichtigen Speicherformen bewertet und die Gewinner bis zum Jahr 2060 prognostiziert. Die Gewinner waren Pumpspeicherkraftwerke, Redox-Flow-Batterien und zellbasierte Batterien, wobei auch die meisten anderen Speicherarten berücksichtigt wurden Wasserstoff- und Druckluftspeicher machen etwa 100 GW der gemischten Nussspeicherung aus. Wie alle meine Prognosen ist es falsch, aber ich denke, es ist weniger falsch als die meisten anderen. Es gibt hier große Fehlergrenzen, aber es basiert auf soliden Grundlagen.

Die spezifische Art von Pumpspeicherkraftwerken, von denen ich überzeugt bin, sind Pumpspeicherkraftwerke mit geschlossenem Kreislauf und großen Fallhöhen. Der Forscher Matt Stocks und sein Team an der Australia National University führten eine GIS-Bewertung Suche nach Standorten abseits von Schutzgebieten, in der Nähe des Übertragungsnetzes mit Platz für miteinander verbundene Ober- und Unterreservoirs mit einer vertikalen Fallhöhe von mindestens 400 Metern und einem Abstand von wenigen Kilometern zueinander.

Trotz dieser Einschränkungen und des Mangels an ausreichenden Daten zu großen Teilen der Welt, wie dem größten Teil Russlands, stellten sie fest, dass Ressourcen für 616.000 Standorte mit ausreichender Energie- und Stromkapazität vorhanden waren, um das Hundertfache des Bedarfs für die gesamte Netzspeicherung auf der Welt zu decken 200 Mal in Nordamerika, gesegnet mit viel steilem Land an beiden Küsten.

Dieses Modell bedeutet, dass Pumpspeicherkraftwerke das Wasser immer wieder mit geringem Verlust wiederverwenden, keine Auswirkungen auf bestehende Flüsse haben und die Stauseen aufgrund der Fallhöhe klein sind. Laut Stocks würde ein Gigaliter Wasser mit einer Fallhöhe von 500 Metern eine Gigawattstunde Energiespeicher liefern, mit zwei kleinen Stauseen, die im Quadrat nur einen Kilometer Seitenlänge haben, also mehr Teiche als neue Seen.

Die Zeit verging und meine Lithium-Ionen-Perspektive wurde zu einer multichemischen, zellenbasierten Batterieperspektive, und ich überlege, ob sie einen größeren Teil der Lösung ausmachen wird, als ich prognostiziert hatte. Die Vorteile der massiven Herstellbarkeit und des Wright-Gesetzes sprechen dafür, aber der Wettbewerb um die Elektrifizierung des gesamten Landtransports, der gesamten Binnenschifffahrt, zwei Drittel des Kurzstreckenseeverkehrs und eines bemerkenswerten Anteils der Luftfahrt macht dem ein Gegengewicht.

Sicherlich gab es in den vergangenen Jahren weltweit einen massiven Anstieg von Netzspeichern, bei denen es sich hauptsächlich um Lithium-Ionen-Batterien handelte, die in Betrieb genommen wurden, aber nur wenige Pumpspeicherkraftwerke wurden in Betrieb genommen. Die 20-GWh-Anlage in der Schweiz ging im Jahr 2022 in Betrieb, während Snowy 2.0 in Australien von einer Katastrophe zur nächsten geriet. Die neuesten Nachrichten besagten, dass ihre Tunnelbohrmaschine nur 150 Meter schaffte, bevor sie ein Jahr lang stecken blieb. Zum Vergleich: Die Tunnelbohrmaschine ist 143 Meter lang. Ja, jedes Mal, wenn jemand Snowy 2.0 erwähnt, möchte ich sagen, dass es sich nicht um ein Beispiel für Pumpspeicherkraftwerke handelt, sondern um ein Beispiel für ein furchtbar geplantes und verwaltetes Megaprojekt.

Doch kurz vor Jahresende kam die Nachricht, dass der norwegische Energieriese Statkraft dies getan hat erwarb das 450-MW-Pumpwasserkraftwerk Red John am Loch Ness Entwicklung von Schottlands Intelligent Land Investments. Ich habe jahrelang mit ILI und seinem Gründer und CEO Mark Wilson gesprochen, einschließlich eines Abendessens mit ihm, als ich letztes Jahr in Glasgow über die Dekarbonisierung des Seeverkehrs für einen europäischen Schiffseigner diskutierte. Das waren also erfreuliche Neuigkeiten.

Red John ist eines von drei Pumpspeicherkraftwerken, die ILI baureif entwickelt hat und bei denen alle Übertragungsverbindungen, Konstruktionen, Konstruktionen und Genehmigungen abgeschlossen sind. Alle drei teilen sich ein oberes Reservoir auf steilen Hügeln mit Lochs als unterem Reservoir, folgen aber ansonsten dem geschlossenen Kreislaufmodell abseits des Flusses. Zusammen verfügen sie über eine Stromkapazität von 2,5 GW und eine Energiekapazität von 60 GWh.

Kurz nachdem diese Neuigkeit über meinen Bildschirm kam, kam mir etwas auf den Schreibtisch, worüber ich vor Jahren auch mit Wilson gesprochen hatte. Die britische Regierung hat schließlich eine verabschiedet Cap- und Floor-Fiskalmodell für Pumpspeicherkraftwerke. Dies bietet zumindest in diesem Land die finanzielle Sicherheit für die Entwicklung der Milliarden-Dollar-Infrastruktur, und in Schottland gibt es ein großes Ressourcenpotenzial, um diese aufzusaugen.

Endlich ist mir das diese Woche über den Bildschirm gekommen. Als ich die Netzspeicherbewertung vor drei Jahren ursprünglich durchgeführt hatte, befanden sich in China 35 von 40 Standorten weltweit im Bau, was 85 % der Energiekapazität von 51 GWh entspricht.

Bis 2023 hatten sie eine Stromkapazität von 19 GW fertiggestellt und haben die Technologie verdoppelt. Weitere 89 GW Stromkapazität sind im Bau und weitere 276 GW sind geplant.

Die durchschnittliche Pumpspeicheranlage ist eine Langzeitspeicheranlage mit einer Speicherdauer von 12 bis 24 Stunden. Die Guangdong-Anlage in Hongkong verfügt beispielsweise über eine Stromkapazität von 2,4 GW und eine Energiekapazität von 25 GWh. Dieses Verhältnis ist nicht ungewöhnlich, wie das Energie-Leistungs-Verhältnis von 2,5 GW / 60 GWh für die ILI-Anlagen zeigt, was einer Energielieferung von vollen 24 Stunden entspricht.

Bei zellenbasierten Batterienetzspeichern liegt das Leistungs-Energie-Verhältnis normalerweise eher bei 1 zu 2, sodass eine Anlage mit einer Leistung von 100 MW möglicherweise über 200 MWh Energie verfügt, die sie bis zu vier Stunden später wirtschaftlich liefern kann. Mit neuen Chemikalien und allgemein sinkenden Batteriekosten gibt es einige Fälle, in denen eine achtstündige Speicherung mit Batterien kosteneffizient geworden ist.

Mit anderen Worten: Der Wert zellenbasierter Batteriespeicher liegt nicht in der Speicherung riesiger Energiemengen, sondern in der Speicherung kleinerer Mengen und deren sehr schneller Bereitstellung. Die Elektrochemie zellbasierter Batterien ist im Gegensatz zum Pumpen von Flüssigkeiten in Redox-Flow-Lösungen oder dem Öffnen von Schleusentoren und dem Hochfahren von Turbinen in Pumpspeicherkraftwerken sofort aktiv. Jede Technologie hat Stärken und Schwächen, die sich gegenseitig ergänzen.

Zum Vergleich: Pumpspeicherkraftwerke bergen zwar seit langem Risiken, da der Tunnelbau genau in der Mitte von Professor Bent Flyvbjergs Kategorisierung von über 16.000 Megaprojekten in der Rangfolge nach Budgetüberschreitungen liegt, doch ist das Risiko immer noch viel geringer als beim Bau von Kernkraftwerken.

Wie ich kürzlich darauf hingewiesen habe, ist es China im gesamten Jahr 2023 nur gelungen, 1,2 GW nukleare Erzeugungskapazität ans Netz zu bringen, da sein Nuklearprogramm weiterhin starkem und offenbar selbstverursachtem Gegenwind ausgesetzt ist. Sein Pumpspeicherprogramm war in den letzten Jahren mit einer Stromkapazität von 19 GW und einer Energiekapazität von voraussichtlich 190 bis 240 GWh weitaus erfolgreicher. Alles natürlich verbunden mit Nachfragezentren mit HGÜ.

Ich warte noch ein oder zwei Jahre darauf, meine Prognose für die Netzspeicherung im Jahr 2021 zu aktualisieren, damit mehr Daten vorliegen. Eine Sache, die ich damals in meiner Prognose nicht berücksichtigt habe, war, dass die entwickelte Welt offenbar die Fähigkeit dazu verloren hat Umsetzung von Infrastruktur-Megaprojekten. Das wird sicherlich ein Faktor sein, der hinzukommen wird. Auch der rasche Rückgang zellbasierter Batterien und neuer Chemikalien wie Natrium, die noch niedrigere Kosten und eine Beseitigung von Mineralienbeschränkungen versprechen, werden eine Rolle spielen.

Aber man kann mit Sicherheit sagen, dass der weltweite Einsatz zellbasierter Batterien meine Prognose in den letzten drei Jahren übertroffen hat. Ich bin immer noch davon überzeugt, dass Redox-Flow-Batterien erst im Jahr 2030 einen großen Durchbruch erleben werden, wenn diese Technologien ausgereift sind und ihr Leistungs-Energie-Verhältnis mit der Zeit immer wertvoller wird.

Alles in allem war es jedoch ein toller Jahresanfang für einen meiner Lieblings-Grid-Storage-Anbieter. Und ich werde mit der Wahrscheinlichkeit necken, dass noch mehr folgen wird. Unter anderem werde ich nächste Woche etwas Zeit mit Wilson verbringen und ein paar Episoden meines Podcasts aufnehmen Energie neu definieren – TechEr spricht über die achtjährige Reise von Red John, die enormen Erfolge bei zellbasierten Batterien, die ILI parallel dazu erzielt hat, und darüber, was als nächstes für das Unternehmen ansteht. Und vielleicht engagiere ich mich auch persönlich bei einer Pumpspeicherinitiative.