Der Oldenburger Energieversorger EWE will die größte Batterie der Welt bauen. Sie soll eine Leistung von 120 Megawatt haben. Das reicht, um eine Millionenstadt wie Berlin eine Stunde lang mit Strom zu versorgen. Das nur zum Vergleich. In der Praxis wird sie eingesetzt, um kurzzeitige Stromschwankungen auszugleichen, das Stromnetz also stabil zu halten. Das wird immer schwieriger, je mehr Kohle- und Kernkraftwerke stillgelegt werden. Diese Anlagen gleichen Stromschwankungen bis zu einem gewissen Grad selbstständig aus, indem die Generatoren ein wenig langsamer oder ein wenig schneller laufen als üblich.


Batterietechnik aus Jena

Die Oldenburger haben sich für ein System von JenaBatteries entschieden, das ist eine Ausgründung aus der Friedrich-Schiller Universität in Jena. Es handelt sich um eine Redox-Flow-Batterie, die Strom speichert, indem sie zwei Flüssigkeiten verändern. Diese Änderung wird rückgängig gemacht, wenn Strom entnommen wird. Das Besondere an der Jenaer Entwicklung: Anders als Konkurrenten setzen sie Flüssig-Elektrolyte ein, die weder giftig noch aggressiv sind, sondern auf leitfähigen Kunststoffen basieren. Diese werden in zwei Tanks gesammelt. Die Leistung einer solchen Batterie hängt in erster Linie von den Flüssigkeitsmengen ab, also von der Größe der Tanks. Da hat sich EWE etwas Besonderes ausgedacht: Die Elektrolyte sollen in unterirdischen Kavernen gespeichert werden, das sind Hohlräume in Salzgestein, die normalerweise als Speicher für Erdgas oder Erdöl genutzt werden.


Die Batterie steht auf der Erdoberfläche. Geladen werden soll sie stets, wenn das Netz weniger Strom abnehmen kann als produziert wird. Das passiert immer dann, wenn der Wind stark weht oder die Sommersonne ganztags scheint. Dazu wird der Elektrolyt aus Tank A durch die Batterie gepumpt, dort mit Elektronen angereichert und in Tank B gepumpt. Wenn Strommangel herrscht, etwa in einer windstillen Nacht, läuft der Prozess umgekehrt ab.

Zwei Testanlagen zum Optimieren

„Ich gehe davon aus, dass wir etwa Ende des Jahres 2023 eine Kavernenbatterie in Betrieb haben können“, sagt Ralf Riekenberg, der das Projekt brine4power leitet – brine heißt „Lake“. Die Elektroyte enthalten außer leitfähigen Kunststoffen auch Salz. Im ersten Schritt soll eine Testanlage mit oberirdischen Tanks mit einer Leistung von 20 bis 40 Kilowatt gebaut werden, um die Technik in größerem Maßstab zu optimieren. Es folgt eine weitere Testanlage mit 100 bis 500 Kilowatt, ehe EWE darangeht, die unterirdischen Kavernen für die geplante Großbatterie zu nutzen. Diese werden eigens aus dem Salzstock ausgewaschen. Jede dieser Höhlen fasst 100 Millionen Liter. Die Kosten pro Kilowatt sollen etwa so hoch sein wie die bei Lithium-Ionen-Batterien oder Pumpspeicherkraftwerken.

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1 Kommentar

  1. Matthias Paschke

    24. Juni 2017 at 23:36

    Die aktuell größte Redox-Flow-Batterie (auf Vanadium-Basis – einer Metall-Ionen-Lösung) steht in Japan und leistet derzeit 6MWh. Sie dient als Lastausgleich für einen landgestützten Windpark.
    Laborbatterien erreichen derzeit eine Energiespeicherkapazität von 50 Wh pro Liter. Eine 120 MW-Batterie bentigt bei dieser Energiedichte ein Elektrolytgewicht von ca 2400 t. Da es sich aber um eine Realanwendung dreht, wird die Energiedichte nicht so hoch sein, sodass das Elektrolytgewicht entsprechen grösser ist. Die angestrebten Kosten liegen bei unter 500 € pro KWh. Das würde die Kosten im günstigsten Fall auf 60 Mio € für diese Batterie bringen.

    Hier zum Vergleich:
    Die Powerwall 2 von Tesla mit einer Speicherkapazität von 14 KWh kostet derzeit 6.200 €. Wenn man das gleiche Kraftwerk nur mit solchen Powerwall-Aggregaten realisieren würde, käme man auf Kosten – für den reinen Energiespeicher – von ca. 53.1 Mio €. Dafür müsten dann aber 8570 Powerwall-Aggregate zusammengeschaltet werden.

    Als weiterer Punkt der Redox-Flow-Lösung ist die Pumpenlösung anzusehen, die die Flüssigkeiten transportieren soll, dabei aber auch entsprechend Energie verbraucht, was den Wirkungsgrad senkt. Die Reaktionskammern müßten zur Energieabgabe auch eine entsprechende Größe und einen optimierten Aufbau haben, der gewährleistet, dass die Elektrolyte einerseits schnell reagieren können und andererseit das „verbrauchte“ Material abtransportiert wird. Die Kosten einer solchen Lösung sind dabei nicht zu unterschätzen.

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