Power Shift: Die Batterie-Revolution hat begonnen

Unser Energiesystem ist völlig veraltet und basiert auf einem absurden Konzept des 19. Jahrhunderts. Doch endlich ist eine Revolution zum Energiespeicher in großem Maßstab im Gange.

Der Tesla-Energiespeicher im Windpark Hornsdale, 220 km nördlich von Adelaide, Südaustralien (Neoen)

Es war das Jahr, in dem die Sowjetunion zusammenbrach, Osama bin Laden Al-Qaida gründete und der gelobte amerikanische Physiker Richard Feynman starb. Murphy Brown debütierte im US-Fernsehen, während Rain Man im Kino mit Who Framed Roger Rabbit? und Crocodile Dundee II.

1988 erhielt die australische Chemieingenieurin Maria Skyllas-Kazacos ein US-Patent für die Erfindung der Vanadium-Redox-Batterie (VRB).

VRBs sind schon etwas. Im Gegensatz zu herkömmlichen Blei-Säure-Batterien oder den heutigen Lithium-Ionen-Wundern speichern und wandeln sie Energie getrennt voneinander. Sie speichern Elektrizität als chemische Energie in zwei großen Tanks, die mit Elektrolytflüssigkeiten gefüllt sind und mit elektrochemischen Zellen verbunden sind.

Auf diese Weise können die gespeicherte Strommenge und die abgegebene Leistung unabhängig voneinander gehandhabt werden. Sie können für längere Zeit ohne Stromausfall nicht verwendet werden. und der Elektrolyt entzündet sich nie, im Gegensatz zu den heute eher temperamentvollen Lithium-Ionen-Batterien in Smartphones.

VRBs sind jedoch nicht so kompakt wie die in Laptops, was eigentlich ihre Stärke ist. Sie eignen sich perfekt für die Speicherung in großem Maßstab: Sie horten die von einem Windpark erzeugte Energie oder lagern Energie für eine ganze Stadt. Und wenn Sie mehr Speicherplatz benötigen, bauen Sie einfach größere Tanks - der Größe einer Batterie sind scheinbar keine Grenzen gesetzt.

Je größer sie sind, desto weniger kosten sie pro Kilowattstunde gespeicherter Energie. Im Gegensatz zu anderen Batterien können sie durch Einpumpen von frischem Elektrolyt wieder aufgefüllt werden. Nach dem Auffüllen reagieren sie sehr schnell und wechseln in Sekundenbruchteilen mit einem Wirkungsgrad von 80% von der Lagerung zur Entladung.

Die Erfindung von Skyllas-Kazacos hätte die Welt verändern sollen - aber nicht. Warum?.

Die Erfindung von Skyllas-Kazacos hätte die Welt verändern sollen - aber nicht. Warum? Wie viele der interessantesten Energiespeichertechnologien der letzten 30 Jahre wurde es weitgehend ignoriert, da die Welt noch immer in einer Denkweise des 19. Jahrhunderts über Elektrizität steckte.

Zum Glück ändert sich das jetzt. Eine Revolution ist endlich im Gange für das traurig veraltete, überkomplexe und zerbrechliche Elektrizitätssystem, auf das sich die Welt heute verlässt.

Aber um zu verstehen, warum Speichertechnologien wie VRBs erst jetzt in Mode kommen, müssen Sie zuerst verstehen, wie wir in dieses unheilige Chaos geraten sind.

WIR VERLASSEN UNS Täglich AUF LAGERUNG: gespeichertes Wissen in Büchern, gespeicherte Erinnerungen in Bildern und gespeicherter Wert in Geld. Aber wenn es um Energie geht, sind wir zurück in der Steinzeit und leben von Hand zu Mund.

Seit Thomas Edison 1882 das erste Kraftwerk an der Ecke Pearl Street und Fulton Street in New Yorks Lower Manhattan, drei Blocks von der Brooklyn Bridge entfernt, errichtete, wird Elektrizität auf die gleiche Weise erzeugt: in Echtzeit, zur sofortigen Nutzung.

In der Pearl Street 257 wurden mehr als 24 Kilometer isolierte Kupferkabel unterirdisch verlegt, und sechs massive Kohlegeneratoren mit einem Gewicht von jeweils 30 Tonnen wurden installiert, um den First District, eine Fläche von 650.000 Quadratmetern, einschließlich des alten New York, zu versorgen Mal bauen. Innerhalb eines Jahres waren die 59 Kunden von Edison auf 472 gewachsen, und das Geschäft mit Stromerzeugern nahm Fahrt auf.

Einer von Edisons Jumbo-Dynamos im New Yorker Kraftwerk Pearl Street im Jahr 1882 (Edison National Historic Site)

Die Pearl Street Station war auch das erste Stromnetz der Welt, und jedes nachfolgende Netz war von der gleichen Grundkonstruktion: ein zentrales Kraftwerk, das Energie über ein Netz von Hochspannungsübertragungsleitungen mit zugehörigen Transformatoren, Erdkabeln oder Masten und Drähten verteilt. Um sicherzustellen, dass der Strom immer an war, wurde kontinuierlich Strom produziert, um den Bedarf sofort zu decken.

Woher wissen Generatoren genau, wie viel benötigt wird? Sie tun dies nicht, da Fabriken und Haushalte nicht im Voraus mitteilen, wie viel sie nutzen möchten. Kraftwerke schätzen also die Nachfrage und erzeugen dann mehr als das, um genügend Kopffreiheit für plötzliche Anstiege zu gewährleisten.

Das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage ist mit Gefahren behaftet: Zu wenig produzieren, das gesamte Netzwerk fällt um und es kommt zu Stromausfällen. produzieren zu viel und es wird mehr Energie erzeugt als benötigt und daher verschwendet. Kurz gesagt, dies ist die Herausforderung zentraler Kraftwerke, die mit dem Netzausbau immer schwieriger wurde.

Es mag absurd klingen, aber dies ist immer noch das Elektrizitätssystem des 21. Jahrhunderts ... es ist voller Unsicherheit und kann mehrmals im Jahr am Rande eines Ausfalls schwanken.

Es mag absurd klingen, aber dies ist immer noch das Elektrizitätssystem des 21. Jahrhunderts. Sicher, die Netzbetreiber verfügen jetzt über ausgeklügelte Modelle, um die Nutzung zu antizipieren und die Leistung der Kraftwerke kontinuierlich an die Nachfrage anzupassen. Sie haben komplexe Systeme entwickelt, mit denen Strom in Echtzeit über das Netz geleitet werden kann, um eine ausgewogene Versorgung und Nutzung sicherzustellen. und sie minimieren Verschwendung und Kosten, indem sie verfügbare Generatoren in eine Rangfolge bringen, nach der die Nachfrage am schnellsten und zu den niedrigsten Kosten befriedigt werden kann, und die Kostenskala schrittweise nach oben verschieben, bis die Nachfrage vollständig gedeckt ist. Trotzdem steckt das System immer noch voller Unsicherheiten und kann mehrmals im Jahr an der Schwelle eines Ausfalls stehen.

Im Jahr 2017 erklärte der australische Chefwissenschaftler Dr. Alan Finkel gegenüber dem National Press Club in Canberra, dass er das 5000 Kilometer lange Verbundnetz, das Australiens nationales Stromnetz darstellt, bewundere und es als eine der komplexesten Maschinen der Welt bezeichne Welt und "eine erstaunliche Leistung der Technik". Aber er gab zu, "es war für eine andere Welt konzipiert" - eine Welt, in der Elektrizität in eine Richtung floss, von zentralisierten Generatoren bis zu weit entfernten Verbrauchern, und die Nachfrage stieg und fiel vorhersehbar. "Diese Zeiten sind unwiderruflich vorbei, hier und auf der ganzen Welt", fügte er hinzu.

Australiens Chefwissenschaftler, Dr. Alan Finkel, spricht im National Press Club (Büro des Chefwissenschaftlers)

Er hat recht. Während die komplexe Technik, die das Netz in Australien (und in jedem anderen Land) antreibt, beeindruckend sein mag, basiert sie auf einem Konzept, das bereits veraltet war - und von technologischen Veränderungen überholt wurde -, als Australiens Verbundnetz 1998 fertiggestellt wurde.

Die Störung kam aus verschiedenen Blickwinkeln: Die zunehmende Nutzung erneuerbarer Energien wie Wind und Sonne wurde an das Stromnetz angeschlossen, was zu einer Unterbrechung führte. die rapide fallenden Preise für Solarmodule, die einen Boom bei Solardachanlagen auslösten und Solarparks rentabel machten; und die unersättliche Nachfrage nach Laptops, die die Entwicklung (und die Senkung der Kosten) von energiedichten Batterien wie Lithium-Ionen beschleunigte und schließlich einen Sekundärmarkt für Massenspeicher schuf. In der Zwischenzeit veränderten Computer und High-Tech-Elektronik in Industrie und Haushalt die Art und Weise, wie Energie verwendet wurde, und entflechten das jahrzehntelange ordentliche und vorhersehbare Nutzungsverhalten.

Diese Effekte begannen erst 1998. Zwanzig Jahre später ist die Störung so groß, dass die Stromnetze Probleme haben, damit umzugehen.

Nehmen wir zum Beispiel Australien. Im Jahr 2018 betrug die Anzahl der Solargeneratoren auf dem Dach in australischen Häusern mehr als zwei Millionen, verglichen mit nur 20.000 vor einem Jahrzehnt. Mittlerweile gibt es im Durchschnitt sechs neue Solaranlagen pro Minute im Land.

Nehmen wir zum Beispiel Australien. Im Jahr 2018 betrug die Anzahl der Solargeneratoren auf dem Dach mehr als zwei Millionen. Mittlerweile werden pro Minute durchschnittlich sechs neue Solaranlagen für den Haushalt installiert.

Insgesamt werden derzeit 8.900 Gigawattstunden (GWh) des australischen Stroms von Solardächern erzeugt - mehr als die 8.000 GWh, die vom Liddell-Kraftwerk in der Nähe von Muswellbrook im regionalen New South Wales, dem einst größten Kraftwerk in Australien, erzeugt werden. Weitere 766 GWh an elektrischer Energie wurden von großen Solarparks erzeugt (gegenüber Null im Jahr 1998) und 12.668 GWh von Windkraftanlagen, verglichen mit nur acht vor zwei Jahrzehnten.

Das ist eine gute Sache, oder? Ja und nein. Australiens nationales Stromnetz wurde für die Versorgung mit zentraler Energie aus großen Wasserkraft-, Kohle- und Gasgeneratoren konzipiert. Es wurde nicht nur geschaffen, um sicherzustellen, dass Strom leicht von einer Seite des Landes auf eine andere übertragbar ist, sondern auch, um die Preise zu senken. Wenn zu viele Anlagen Strom produzieren, aber nicht genug genutzt werden, sinken die Preise, was die teuersten Generatoren dazu veranlasst, das Stromnetz zu schließen. Umgekehrt haben Nachfragespitzen das Gegenteil bewirkt: Sie haben die Preise nach oben getrieben und mehr Generatoren im Internet ermutigt, was letztendlich die Preise im gesamten Netz gesenkt hat.

Dies funktionierte gut, als es einen Wettbewerb zwischen großer Kohle, großem Gas und großem Wasserkraftwerk gab. Aber Solar und Wind sind zu einer so kostengünstigen Art der Stromerzeugung geworden und mittlerweile so weit verbreitet, dass sie niedrigere Netzpreise erzwungen haben - und paradoxerweise auch höhere.

Australiens nationales Stromnetz, ein 5.000 Kilometer langes Verbundnetz (Australian Energy Market Operator)

Wenn Solar- und Windgeneratoren in Betrieb sind, sind sie so billig, dass Kohle und Gas in großem Maßstab nicht mithalten können. Daher wählen diese die Produktion zurück oder schalten ab. Der Strom aus erneuerbaren Quellen ist jedoch zeitweise - er kann ohne Vorwarnung steigen und fallen, z. B. wenn der Wind nachlässt oder Wolken die Intensität des Sonnenlichts verringern, das auf Sonnenkollektoren fällt. Wenn also das Angebot plötzlich sinkt und die Nachfrage gleich bleibt, steigen die Netzpreise, um mehr Strom zu erzeugen und Stromausfälle zu vermeiden. Das bringt die großen Generatoren zurück, um Geld zu verdienen.

Das Problem ist, dass diese Kohle- und Gas-Giganten unflexibel sind. Es dauert mehrere Stunden bis zu einem ganzen Tag, bis die volle Leistung erreicht ist. Selbst wenn sie heiß laufen, können sie die Leistung nicht einfach oder wirtschaftlich schnell genug nach oben oder unten variieren, um plötzlichen Nachfragespitzen, beispielsweise während einer Hitzewelle, zu begegnen.

Da alle Generatoren im australischen Stromnetz für die Stromversorgung in Fünf-Minuten-Blöcken bezahlt werden (so genannter Spot-Preis), kann der Preis für den im nationalen Stromnetz verkauften Strom in Ausnahmefällen stark variieren und bis zu 14.000 AUD / MWh betragen und so niedrig wie minus 1.000 A $ / MWh. Die Preise stabilisieren sich jedoch über das Jahr. Der durchschnittliche Spotpreis lag 2018 in Südaustralien bei 111 AUD / MWh und in Victoria bei 100 AUD / MWh.

Es ist jedoch offensichtlich, dass der Energiespeicher das fehlende Glied in diesem ganzen Schreck ist. Dies würde es ermöglichen, den von jeder Technologie erzeugten Strom - Solar, Wind, Kohle, Gas - bei geringer Nachfrage zu sammeln und bei steigender Nachfrage abzuführen.

Es ist offensichtlich, dass der Energiespeicher das fehlende Glied in diesem ganzen Schreck ist. Dies würde es ermöglichen, den von jeder Technologie erzeugten Strom - Solar, Wind, Kohle, Gas - bei geringer Nachfrage zu sammeln und bei steigender Nachfrage abzuführen.

Und es ist nicht so, als würde kein Energiespeicher verwendet. Weltweit gibt es 70 Staudämme mit einer Erzeugungskapazität von jeweils mindestens 2.000 MW, in denen Wasser gespeichert und dann nach und nach freigesetzt wird, um Turbinen anzutreiben und Strom zu erzeugen. Aber Wasserkraft ist zwar erneuerbar und flexibel, aber in der Errichtung (finanziell und ökologisch) enorm kostspielig und durch die Geografie und den Zugang zu zuverlässigen Wasserquellen begrenzt. Während diese 70 Dämme eine Gesamtenergieleistung von mehr als 1,2 Millionen GWh haben, mussten mehr als 70.000 Quadratkilometer Land überflutet werden, um sie zu schaffen.

"Es gab einen großen Mangel an Vorstellungskraft", erinnert sich Skyllas-Kazacos an ihre Gespräche mit Branchengrößen in den neunziger Jahren, als sie versuchte, die VRB-Patente zu kommerzialisieren, die sie für ihren Arbeitgeber, die University of New South Wales (UNSW), angemeldet hatte ). "Die Menschen im Elektrizitätssektor schienen nicht zu wissen, welche Technologie es gab. Aber auch jeder hat sich leider um seine eigenen Interessen gekümmert. Sie haben nicht das große Ganze gesehen. "

Plötzlich schaut jeder auf das große Ganze. Energiespeicher boomt: Weltweit werden mehr als 10 Batterie-Gigafabriken gebaut (der Name „Giga“ bezieht sich auf die Gigawattstunden der gesamten Produktionskapazität).

Das deutsche BMZ hat südöstlich von Frankfurt die größte Lithium-Ionen-Batteriefabrik Europas eröffnet, in der sich die derzeitige Produktion von 15 GWh pro Jahr für Autos, Haushalte und Netzspeicher voraussichtlich verdoppeln wird. In Schweden plant SGF Energy den Bau eines Werks mit einer Produktionskapazität von 35 GWh pro Jahr, während Samsung in Südkorea bis zu 2,5 GWh Batterien in Ungarn herstellen will. Landsmann LG Chem baut in Polen ein Lithium-Ionen-Batteriewerk .

"Die sinkenden Kosten für Batterien werden weltweit einen Boom bei der Installation von Energiespeichersystemen auslösen", sagte der Analyst Bloomberg New Energy Finance in seinem Bericht über den langfristigen Energiespeicherausblick vom November 2018. Der weltweite Markt für neue Energiespeicher wird sich schätzungsweise sechsmal verdoppeln und bis 2030 auf insgesamt 305 GWh pro Jahr ansteigen: „Dies ist ein ähnlicher Weg wie die bemerkenswerte Expansion der Solarindustrie von 2000 bis 2015, in der die Anteil der Photovoltaik an der Gesamtproduktion hat sich siebenmal verdoppelt. “

Hier ist die Sache: Diese Revolution ist nicht auf das Aufkommen von Weisheit in der globalen Elektrizitätsindustrie zurückzuführen. Obwohl es in den letzten 20 Jahren einige bemerkenswerte Pioniere in Kalifornien und Japan gegeben hat, hat die Branche weitgehend auf ihren Händen gesessen. Nein, es war die plötzliche Nachfrage nach Batterien für Elektroautos, die sie auslöste.

Elon Musk auf der Tesla-Jahreshauptversammlung 2014 (Steve Jurvetson / Flickr)

Insbesondere Elon Musk. Der Mitbegründer und CEO von Tesla wollte die Produktion seiner bissigen Elektroautos dramatisch steigern, indem er sie viel, viel billiger machte. Da mehr als die Hälfte der Kosten für die Fahrzeuge im Jahr 2010 auf die energiedichten Lithium-Ionen-Batterien entfiel, konzentrierte er sich auf diese. Und Tesla gelang es schneller als erwartet, die Produktionskosten zwischen 2010 und 2014 um 73% zu senken: von 1.000 USD pro Kilowattstunde (kWh) auf 269 USD pro kWh.

Um noch mehr Kosten zu sparen und den magischen Wendepunkt von 100 kWh zu erreichen, an dem Elektroautos billiger werden als mit fossilen Brennstoffen, müsste Tesla die Batterieproduktion enorm steigern. Also machte Musk eine große Wette: Er baute die größte Batteriefabrik der Welt, Teslas Gigafactory 1, außerhalb von Reno, Nevada.

Bis zur Fertigstellung im Jahr 2020 sollen 150 GWh Batteriepacks pro Jahr hergestellt werden - genug, damit Tesla jährlich 1,5 Millionen Autos herstellen kann. Als das Werk 2016 eröffnet wurde, produzierte Tesla knapp 84.000 Fahrzeuge. Um die eventuellen Kosten des Werks in Höhe von 5 Milliarden US-Dollar zu rechtfertigen und Einnahmen zu erzielen, während die Fahrzeugproduktion hochgefahren wurde, haben seine Ingenieure die Fahrzeugbatteriesätze in Haushaltsversionen, sogenannte Powerwalls, und Utility-Scale-Versionen oder Powerpacks umgestaltet. Diese begannen 2015 mit dem Verkauf und im darauffolgenden Jahr wurde die Produktion in Gigafactory 1 aufgestockt.

Als also Südaustralien Ende 2016 und Anfang 2017 durch drei große Stromausfälle in die Dunkelheit getaucht wurde, sah Musk die Eröffnung eines PR-Putsches und schlug erfolgreich den Bau der weltweit größten Einzelbatterie in 100 Tagen vor, sonst wäre sie kostenlos. Eine 129-MWh-Lithium-Ionen-Batteriestation wurde im Windpark Hornsdale 220 Kilometer nördlich von Adelaide gebaut und ging im Dezember 2017 in Betrieb. Und es hat funktioniert.

Als das Kohlekraftwerk Loy Yang ausfiel und ausfiel, speiste die Hornsdale-Batterie sofort 100 MW ein - in der Rekordzeit von 140 Millisekunden.

Innerhalb weniger Wochen wurde das mit Kohle befeuerte Loy Yang-Kraftwerk im regionalen Victoria abgeschaltet und ging in Gefahr, die Energieversorgung in Südaustralien zu gefährden. Mit der Hornsdale-Batterie wurden jedoch sofort 100 MW in das nationale Netz eingespeist - in der Rekordzeit von 140 Millisekunden. Tatsächlich hat die Geschwindigkeit, mit der die Hornsdale-Batterie das Stromnetz stabilisiert hat, als andere Generatoren ausfielen, sowie die zusätzliche Konkurrenz, die sie in das nationale Stromnetz gebracht hat, eine große Rolle bei der Rettung der südaustralischen Regierung gespielt, die bisher fast 33 Millionen US-Dollar betrug.

Tesla ist nicht der einzige Anbieter im Bereich der brüllenden Batterien, wie die massive Ausweitung der Produktion durch Deutschland, Schweden und Südkorea belegt. Aber es war der wichtigste Katalysator: Erstens, um die Einführung von Elektrofahrzeugen zu beschleunigen, und zweitens, um zu beweisen, dass teure Lithium-Ionen-Batterien erheblich billiger werden könnten.

Als Tesla 2008 seinen ersten Roadster auf den Markt brachte, war es nur das dritte Unternehmen, das ausschließlich Elektroautos herstellte (im Gegensatz zu Benzin-Elektro-Hybriden wie dem Toyota Prius). In diesem Jahr wurden 100 Fahrzeuge verkauft. Mittlerweile gibt es 40 Hersteller und fast fünf Millionen Elektroautos sind unterwegs. Bis 2030 sollen es 125 Millionen sein, was 50% des Neuwagenabsatzes in China und 30% in der Europäischen Union, Japan und Indien entspricht. Mehr als die Hälfte der heutigen Hersteller ist erst 2014 auf den Markt gekommen - im selben Jahr gelang es Tesla, die Produktionskosten für Batterien zu halbieren.

Als Tesla 2008 seinen ersten Roadster auf den Markt brachte, war es erst das dritte Unternehmen, das ausschließlich Elektroautos herstellte. In diesem Jahr verkaufte es 100 Fahrzeuge. Mittlerweile sind 40 Hersteller und knapp fünf Millionen Elektroautos unterwegs.

Heute produziert die Gigafactory 1 von Tesla 20 GWh Lithium-Ionen-Batteriekapazität pro Jahr - fast so viel wie die ganze Welt im Jahr 2012. Eine weitere Anlage in Shanghai ist im Bau und plant den Bau einer dritten in Europa.

Aber ist Lithium-Ionen die beste Technologie für die Speicherung im Grid-Maßstab?

Das, was Lithium-Ionen-Batterien so stark macht, macht es möglich, dass sie Feuer fangen oder explodieren. Sie wurden 1991 von Sony entwickelt und bieten fünfmal mehr Leistung pro Kilogramm als Blei-Säure-Batterien und fast dreimal so viel wie Nickel-Cadmium. Sie laden sich schneller auf, halten länger, haben einen größeren Temperaturbereich und bestehen aus Komponenten mit geringer Toxizität.

Ihr größter Nachteil ist die Sicherheit. Die zwischen der positiven und der negativen Elektrode befindliche Elektrolytflüssigkeit ist entflammbar und nur eine dünne Kunststoffmembran hält die beiden Elektroden auseinander. Wenn die Batterie überladen ist oder eine interne Fehlfunktion einen Kurzschluss verursacht, kann es zu einem thermischen Durchgehen kommen und die Batterien entzünden. Um dies zu vermeiden, verfügen die Batterien über einen eingebauten Schutzschalter oder eine Stromunterbrechungsvorrichtung, die den Ladevorgang stoppt, wenn die Spannung das Maximum erreicht, die Batterien zu heiß werden oder der Innendruck zu hoch ist. Aber auch dies kann aufgrund von Herstellungsfehlern oder unsachgemäßer Handhabung fehlschlagen. Aus diesem Grund hat die Internationale Zivilluftfahrt-Organisation 2016 den Versand von Lithium-Ionen-Batterien an Bord von Passagierflugzeugen verboten.

Die Batterien eines Elektroautos brennen bei einer Kundgebung in der Nähe von San Diego im Jahr 2016 (Jason Thorgalsen / Instagram)

Brände können verheerend sein. Im März 2018 mussten eine in einer Recyclinganlage in New York entzündete Lithium-Ionen-Altbatterie sowie 44 Feuerwehrfahrzeuge und 198 Feuerwehrleute zur Bekämpfung des Brandes gerufen werden. Es brannte zwei Tage lang und stellte vier Zweige der Long Island-Eisenbahn für mehrere Stunden ab, als dicker Rauch auf die Gleise strömte.

Das macht Elektrofahrzeuge mit Lithium-Ionen-Batterien nicht gefährlich: Denn herkömmliche Autos werden mit brennbarem Benzin angetrieben, das buchstäblich explodieren kann. Wenn die Batterien jedoch allgegenwärtig werden, werden ihre Nachteile sichtbarer.

"Lithium-Ionen-Speicher waren nicht grundsätzlich für die Speicherung im Netzmaßstab ausgelegt", sagte Andrew Chung, Gründer des 1955 gegründeten Silicon Valley Venture Fund mit einem Volumen von 200 Millionen US-Dollar gegenüber Renewable Energy World. Selbst wenn die Kosten weiterhin sinken und Sicherheitsbedenken nicht berücksichtigt werden, haben Lithium-Ionen-Batterien eine begrenzte Lebensdauer. "Energieversorger und gewerbliche Bauherren wollen etwas, das 20 Jahre hält und einwandfrei funktioniert", sagte Chung.

„Lithium-Ionen wurde nicht grundsätzlich für die Speicherung im Grid-Maßstab entwickelt. Versorger und gewerbliche Bauherren wollen etwas, das 20 Jahre hält und einwandfrei funktioniert. “

Alle Batterien werden im Laufe der Zeit schlechter, je mehr sie aufgeladen und wieder aufgeladen (oder getaktet) werden. Da Lithium-Ionen-Batterien noch neu sind und erst seit kurzem in großem Maßstab gelagert werden, bestehen Ungewissheiten über ihre Lebensdauer. Eine Studie des National Renewable Energy Laboratory der USA aus dem Jahr 2017 ergab, dass im Handel erhältliche Lithium-Ionen-Batterien eine Lebensdauer von 10 Jahren haben - allerdings nur, wenn sie mit 54% ihrer Reichweite gefahren werden. Die NASA, die Lithium-Ionen-Batterien für Satelliten verwendet, die mindestens acht Jahre lang betrieben werden müssen, verlängert ihre Lebensdauer auf ähnliche Weise, indem sie diese niemals vollständig radelt.

Sowohl die Hornsdale-Batterie als auch der zweitgrößte Speicher der Welt, der Mira Loma 80 MWh-Speicher außerhalb von Los Angeles (beide mit Teslas Powerpacks), sind jedoch in der Lage, kurzzeitige Nachfragespitzen und kurzfristige Frequenzregelungen zu überwinden dies würde sonst das netz auslösen oder instabilitätsprobleme verursachen.

Aber wenn es um Allround-Speicherlösungen für das Stromnetz geht, haben Vanadiumbatterien die Nase vorn.

Eine Redox-Flow-Batterie von GIANT VANADIUM wird derzeit im malerischen deutschen Pfinztal, etwa 50 Kilometer südlich von Heidelberg, getestet. Errichtet von Ingenieuren des Fraunhofer-Instituts für Chemische Technologie, kann es 20 MWh Energie speichern und entladen. Mit einer 100 Meter hohen Windkraftanlage, die 2 MW erzeugen kann, werden Batteriematerialien, Design und Leistung getestet und VRB-Vorgänge als Teil eines nationalen Netzes simuliert.

Verglichen mit dem, was Chinas Rongke Power, das 2008 zur Kommerzialisierung der VRB-Technologie gegründet wurde, auf der Halbinsel Dalian, 550 Kilometer östlich von Peking, errichtet. Ein 40-mal größerer Batteriekomplex, der 800 MWh speichern kann, soll 2020 vollständig in Betrieb gehen.

VRB-Gigafabrik von Rongke Power in Dalian (Rongke Power)

Die Batteriestacks werden in der neuen Gigafabrik von Rongke hergestellt, die 2016 eröffnet wurde und eine Produktionskapazität von 3 GWh pro Jahr haben wird. Und der Dalian-Komplex ist nur eine von fast 30 Batterieanlagen, die Rongke, ein Spin-off des Dalian Institute of Chemical Physics, einer Forschungsabteilung der chinesischen Akademie der Wissenschaften, in ganz China errichtet.

"Bei Vanadium-Flow-Batterien ist China weltweit führend", sagt Huamin Zhang, Mitbegründer und Chefingenieur von Rongke. "Sie sind ein attraktives Geschäftsmodell, da sie sicher und umweltfreundlich sind, recycelbare Elektrolyte verwenden, eine lange Lebensdauer haben und mehr als 15 Jahre halten."

Skyllas-Kazacos lernte Zhang 2006 kennen, als das Dalian Institute of Chemical Physics - wo Zhang Direktor für Energiespeicherung war - anfing, sich nach VRBs zu erkundigen. „Wir haben festgestellt, dass China großes Interesse an unseren Patenten und unseren Aktivitäten in Australien hat“, erinnert sie sich. "Er hat es wirklich angenommen und viel Geld von der chinesischen Regierung bekommen."

UNSW lizenzierte die VRB-Technologie in den 1990er Jahren an verschiedene Unternehmen, und große Demonstrationsprojekte wurden in Japan und Kalifornien gebaut. Es dauerte jedoch bis die ursprünglichen Patente der Universität im Jahr 2006 abgelaufen waren, damit das Interesse an VRBs wirklich in Schwung kam.

Skyllas-Kazacos erhielt in den folgenden Jahren zahlreiche Einladungen zu internationalen Konferenzen und war 2009 als Dozentin am Pacific Northwest National Laboratories des US-Energieministeriums im US-Bundesstaat Washington tätig. Dort traf sie Z. Gary Yang Leiter der Energiespeicherforschung, der von dem Potenzial für Vanadium begeistert war.

Yang lenkte die Aufmerksamkeit seines Teams auf VRBs und erhöhte in den nächsten Jahren ihre Energiedichte um 70%, um Probleme mit der Temperaturstabilität zu lösen und die Kosten zu senken. 2012 verließen er und ein Kollege das Energieministerium, um UniEnergy Technologies zu gründen, das mit der Entwicklung von Prototypen begann. Mit 60 Mitarbeitern hat das Unternehmen seitdem 80 MWh kommerzielle Kapazität in VRBs installiert und wurde 2016 Entwicklungspartner von Rongke Power.

Fraunhofer-Entwurf für einen 20 MWh VRB (Fraunhofer-Institut für Chemische Technologie)

Es ist nur eines von sechs US-amerikanischen Unternehmen, die VRBs verkaufen, andere in Großbritannien, Japan, Australien und Österreich. In Deutschland hat der Ingenieurriese ThyssenKrupp ein neues VRB-Design mit Riesenzellen und 1-MW-Stacks auf den Markt gebracht, die modular aufgebaut sind und auf Hunderte von Megawatt erweitert werden können. Branchenanalysten prognostizieren, dass die jährliche Nachfrage nach VRB-Systemen bis 2027 auf 18.000 bis 27.500 MWh ansteigen wird, was etwa 25% des Energiespeichermarktes entspricht.

„Diese Technologie erreicht nach nur fünf Jahren Entwicklungszeit auf Systemebene eine Kostenparität mit Lithium-Ionen - im Vergleich zu den mehr als 25 Jahren, in denen Lithium-Ionen-Zellen hergestellt wurden“, so Vincent Sprenkle, leitender Forscher bei Pacific Das Northwest National Laboratory berichtete einer Anhörung des US-Senats im Oktober 2017. Das Labor arbeitet weiterhin mit UniEnergy zusammen und Sprenkle sagte, er glaube, dass die VRB-Kosten um weitere 50% gesenkt werden könnten.

Yang ist davon überzeugt, dass Vanadium Lithium-Ionen im Gittermaßstab speichern wird. „Sie haben eine längere Lebensdauer, lassen sich einfacher skalieren und können über 20 Jahre oder länger tagtäglich ohne signifikanten Leistungsverlust betrieben werden“, sagt er. Und er glaubt, dass sich der VRB-Komplex von Rongke Power als Game Changer erweisen wird. „Es wird die größte Batterieinstallation der Welt sein, und der Standort in Dalian ist nur eine von mehreren großen VRB-Installationen, die in China gebaut werden. Weitere 30 VRB-Projekte in 11 Ländern sind im Einsatz oder befinden sich im Bau. “

Skyllas-Kazacos ist erfreut über die Wiederbelebung des Interesses an VRBs, mehr als 34 Jahre nachdem sie erstmals mit dem silbergrauen Metall Vanadium gearbeitet hat. „Ich war jahrelang sehr frustriert und sehr verärgert. Ich habe es hinter mich gebracht “, sagt sie. "Jetzt bin ich nur froh, dass es endlich da ist. Unsere Arbeit wird anerkannt und sinnvoll eingesetzt. Es ist schön zu sehen, dass die Zeit für Vanadiumbatterien gekommen ist. "