Das US-Energieministerium finanziert ein Pilotprojekt, um die wirtschaftliche Machbarkeit der Energiespeicherung in erhitztem Sand zu demonstrieren, mit dem fünf Tage lang 135 MW Strom erzeugt werden können.
Forscher am National Renewable Energy Laboratory (NREL) des US-Energieministeriums haben einen Prototyp für ein mehrtägiges Energiespeichersystem mit erhitztem Sand entwickelt und damit den Grundstein für ein Pilotdemonstrationsprojekt gelegt.
Der im thermischen Energiespeichersystem (TES) verwendete Sand könnte mit kostengünstiger erneuerbarer Energie auf bis zu 1,100 °C erhitzt werden. Das nebenstehende Diagramm zeigt, dass das System bei Strombedarf heißen Sand durch Schwerkraft in einen Wärmetauscher einspeist, der ein Arbeitsmedium erhitzt, das einen Kombigenerator antreibt.
Die Computermodellierung des NREL-Teams habe gezeigt, dass ein System im kommerziellen Maßstab mehr als 95 % seiner Wärme für mindestens fünf Tage speichern würde, sagte das nationale Labor in einer Pressemitteilung.
Das US-Energieministerium wird 4 Millionen US-Dollar zur Finanzierung eines Pilotdemonstrationsprojekts mit einer Entladungskapazität von 100 kW und einer Dauer von 10 Stunden bereitstellen. Der Spatenstich soll nächstes Jahr auf dem Flatiron-Campus des NREL außerhalb von Boulder, Colorado erfolgen. Das Pilotprojekt soll das kommerzielle Potenzial der Technologie aufzeigen.
Im kommerziellen Maßstab könnte die Technologie laut einem NREL-Bericht fünf Tage lang 135 MW Strom erzeugen, wenn der Sand vollständig erhitzt und in fünf Silos gelagert wird.
In verschiedenen Szenarien könnten angestrebte, gestaffelte Speicherkosten von 5¢/kWh erreicht werden, heißt es in dem Bericht.
NREL sagte, für das TES-System sei ein Technologie-zu-Markt-Übergangsplan entwickelt worden, der jedoch „aufgrund der geschäftlichen Sensibilität von NREL und seinen Partnern“ nicht in den öffentlich zugänglichen Bericht aufgenommen wurde.
Babcock & Wilcox, eines von fünf Projektteammitgliedern, die die Forschung von NREL unterstützen, sagten im Jahr 2021, dass es eine Vereinbarung mit NREL unterzeichnet habe, die ihm „feldbeschränkte Exklusivrechte“ einräumte, um eine Lizenzvereinbarung auszuhandeln, die es ihm ermöglichen würde, die Technologie zu vermarkten.
Bei mehreren anderen Energiespeichertechnologien ist die Speicherdauer länger als die typische Vier-Stunden-Grenze für Batteriespeicher. Beispielsweise entwickelt Hydrostor in Kalifornien ein Druckluft-Energiespeicherprojekt mit 500 MW/4,000 MWh. Ein in Montana in der Entwicklung befindliches Pumpspeicherprojekt hätte eine Kapazität von 400 MW und eine geschätzte jährliche Energieerzeugung von 1,300 GWh. Und der Weltmarkt für Flow-Batterien wird von einem Forschungsunternehmen im Jahr 289 auf 2023 Millionen US-Dollar geschätzt.
Für die saisonale Energiespeicherung bietet sich die Speicherung von Wasserstoff in Salzkavernen an. Ein Projekt in Utah wird voraussichtlich über eine Speicherkapazität von 150 GWh verfügen, gepaart mit einem 840 MW wasserstofffähigen Gasturbinen-Kombikraftwerk.
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Quelle aus pv Magazin
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