Elektrisitet og energilagring

Kilde: world-nuclear.org

Den raske økningen i mange deler av verden av genereringskapasitet ved intermitterende fornybare energikilder, særlig vind og sol, har ført til et sterkt insentiv til å utvikle energilagring for elektrisitet i stor skala. På grunn av den (ønskede eller pålagte) økende årlige andelen av elektrisk energi som stammer fra fornybare teknologier underlagt naturlig svingende kraftstrømmer (som solenergi og vind), preget av relativt lave belastningsfaktorer, vil den kombinerte installerte kapasiteten til disse teknologiene i fremtiden forventes å være mye større enn typisk/konvensjonell elektrisk toppeffektbehov.

"Den beklagelige vanen i enkelte kretser å blindt bruke ordet "kraft" som et synonym for "elektrisitet" må unngås i lagringssammenheng. "Strøm" lades inn i eller ut fra en lagringsenhet, men det er "energi". som er lagret." – Anslåtte kostnader ved å generere elektrisitet 2020, International Energy Agency og Nuclear Energy Agency.

I hvilken grad elektrisitetslager kan bygges ut vil avgjøre i hvilken grad de intermitterende fornybare kildene kan fortrenge sendingsbare kilder, ta overskuddskraft ved anledninger og bygge bro mellom periodiske gap. Det er spørsmål om skala – kraft og energikapasitet – som er angitt nedenfor i spesielle tilfeller.

Også noe lagret energi må vanligvis være tilgjengelig som elektrisitet over dager og uker, selv om det er rikelig med muligheter for korttidslagring over minutter og timer. Kostnadseffektivitet er nøkkelen, så både verdi og kostnad må bestemmes tydelig for å sammenligne forskjellige elektriske lagringsteknologier i en rekke applikasjoner og tjenester.

Elektrisitet kan i seg selv ikke lagres i noen skala, men den kan omdannes til andre former for energi som kan lagres og senere omdannes til elektrisitet ved behov. Lagringssystemer for elektrisitet inkluderer batteri, svinghjul, trykkluft og pumpet hydrolagring. Alle systemer er begrenset i den totale mengden energi de kan lagre. Deres energikapasitet er uttrykt i megawatt-timer (MWh), og effekten, eller maksimal effekt på et gitt tidspunkt, er uttrykt i megawatt elektrisk kraft (MW eller MWe). Elektrisitetslagringssystemer kan være utformet for å gi tilleggstjenester til et overføringssystem inkludert frekvenskontroll, og dette er hovedrollen til nettskalabatterier i dag.

Det oppnås selvsagt svært effektiv lagring av energi i fossilt brensel og kjernebrensel, før det genereres elektrisitet fra dem. Mens fokuset her er på lagring etter generasjon, spesielt fra intermitterende fornybare kilder, må enhver skikkelig vurdering av spørsmålet også omfatte kjernebrensel for kraftproduksjon som et mer økonomisk alternativ med relativt lite materialbehov.

Pumpet lagring innebærer å pumpe vann oppover til et reservoar som det kan frigjøres fra ved behov for å generere vannkraft. Effektiviteten til dobbeltprosessen er omtrent 70 prosent. Pumpet lagring utgjorde 95 prosent av verdens storskala elektrisitetslager i midten av -2016, og 72 prosent av lagringskapasiteten lagt til i 2014. Pumpet vannkraft har fordelen av å være langsiktig om nødvendig. Batterilagring blir imidlertid distribuert bredt, og nådde rundt 15,5 GW koblet til strømnett ved slutten av 2020, ifølge IEA. Kraftlagring i bygningsskala dukket opp i 2014 som en definerende energiteknologitrend. Dette markedet har vokst med 50 prosent fra år til år, med litiumionbatterier fremtredende, men redoksstrømcellebatterier viser lovende. Slik lagring kan være for å redusere etterspørselen på nettet, som backup, eller for prisarbitrasje.

Pumpet lagringsprosjekter og utstyr har lang levetid – nominelt 50 år, men potensielt mer, sammenlignet med batterier – 8 til 15 år. Pumpet hydrolagring er best egnet for å gi topplastkraft for et system som hovedsakelig består av fossilt brensel og/eller kjernekraft. Den er ikke så godt egnet til å fylle ut for periodisk, uplanlagt og uforutsigbar generering.

En rapport fra World Energy Council i januar 2016 antydet et betydelig kostnadsfall for de fleste energilagringsteknologier fra 2015 til 2030. Batteriteknologier viste den største kostnadsreduksjonen, etterfulgt av fornuftige termiske, latente termiske og superkondensatorer. Batteriteknologier viste en reduksjon fra et område på €100-700/MWh i 2015 til €50-190/MWh i 2030 – en reduksjon på over 70 prosent i den øvre kostnadsgrensen i løpet av de neste 15 årene. Natriumsvovel-, blysyre- og litiumionteknologier leder an i henhold til WEC. Rapporten modellerer lagring knyttet til både vind- og solenergianlegg, og vurderer de resulterende utjevnede lagringskostnadene (LCOS) i bestemte anlegg. Den bemerker at belastningsfaktoren og den gjennomsnittlige utladningstiden ved nominell effekt er en viktig determinant for LCOS, med syklusfrekvensen som blir en sekundær parameter. For solrelatert lagring var applikasjonskassen daglig lagring, med seks timers utladingstid ved nominell effekt. For vindrelatert lagring var applikasjonssaken for to-dagers lagring med 24 timers utlading ved merkeeffekt. I det førstnevnte tilfellet hadde den mest konkurransedyktige lagringsteknologien LCOS på €50-200/MWh. I sistnevnte tilfelle var utjevnede kostnader høyere og følsomme for antall utslippssykluser per år, og "få teknologier virket attraktive."

Etter en to-årig studie av California Public Utilities Commission, vedtok staten i 2010 lovgivning som krever 1325 MWe elektrisitetslagring (unntatt storskala pumpet lagring) innen 2024. I 2013 fremskyndet den fristen til 2020, og hadde da 35 MW Total. Lovverket spesifiserer kraft, ikke lagringskapasitet (MWh), noe som tyder på at hovedformålet er frekvenskontroll. Det uttalte formålet med lovgivningen er å øke nettpåliteligheten ved å gi strøm fra en økende andel av sol- og vindtilførsler, erstatte spinnreserve, sørge for frekvenskontroll og redusere toppkapasitetskrav (peak shaving). Lagringssystemene kan kobles til enten overførings- eller distribusjonssystemer, eller være bak måleren. Hovedfokus er på batterienergilagringssystemer (BESS). Energiarbitrasje kan øke inntektene, kjøpe off-peak og selge for topp etterspørsel. Southern California Edison kunngjorde i 2014 planer for 260 MW elektrisitetslagring for å kompensere for stengingen av 2150 MWe San Onofre atomkraftverk. Mens 1,3 GW i sammenheng med statens 50 GW-behov ikke vil gi mye strøm som kan sendes, var det et stort insentiv for verktøyene.

Oregon fulgte California, og satte i 2015 et krav om at større verktøy (PGE og PacifiCorp) skulle anskaffe minst 5 MWh lagring innen 2020, og PGE foreslo 39 GW flere steder, og kostet 50 til 100 millioner dollar. I juni 2017 utstedte Massachusetts et mål på 200 MWh lagring innen 2020. I november 2017 vedtok New York å sette et lagringsmål for 2030.

I USA er det rundt 30 GW med pumpet lagringskapasitet, og 900 MW batterilagringskapasitet i bruksskala ble utplassert innen mars 2019. Dette var forventet å vokse til 1000 MW innen 2020 og 2500 MW innen 2023, med kostnadene forventet å fall til $200/kWh lagret energi, halvparten av 2016-kostnaden. Omtrent 2,5 prosent av levert kraft i USA sykles gjennom et lagringsanlegg (sammenlignet med rundt 10 prosent i Europa og 15 prosent i Japan).

Tidlig i 2016 fikk Storbritannias National Grid et sterkt svar på et anbud på 200 MW forbedret frekvensrespons (EFR). Den tilbød fireårskontrakter for kapasitet som kunne gi 100 prosent aktiv effekt i løpet av et sekund eller mindre etter registrering av et frekvensavvik. Cirka 888 MW batterikapasitet ble tilbudt, 150 MW sammenkobling, 100 MW respons på etterspørselssiden og 50 MW svinghjulskapasitet. Alle unntatt tre involverte batterilagring. I august ble de vinnende budene annonsert – de åtte utvalgte anbudene var fra 10 MW til 49 MW (totalt 201 MW) og kostet £66 millioner totalt. De vinnende budene varierte fra £7 til £12 per MW EFR/t, med et gjennomsnitt på £9,44/MW EFR/t. Batterier forventes også å bli hovedvalget for fast frekvensrespons, noe tregere enn EFR.

I Storbritannia behandles lagring som generasjon for lisensieringsformål, men ved tilkobling til et distribusjonsnettverk må den overholde to forskjellige tilkoblings- og lademetoder, hvor den ene halvparten kobler til som etterspørsel og den andre som generasjon. En enkel lagringstilkoblingsmetodikk er foreslått, og Department for Business, Energy & Industrial Strategy og energiregulator Ofgem tar sikte på å definere "elektrisitetslagring" i juridiske og regulatoriske termer for å fremskynde distribusjonen. The Electricity Storage Network, et industriorgan, støtter flyttingen.

På etterspørselsvar sa den britiske regjeringen at leverandører bør ha lettere tilgang til en rekke markeder slik at de kan konkurrere rettferdig med store generatorer, inkludert balansemarkedet, tilleggstjenester og kapasitetsmarkedet. Det er bekymring for hvorvidt lagrings- og etterspørselsresponsleverandører skal kunne få tilgang til markedskontrakter med samme lengde som nye dieselgeneratorer. I dette området må responsen være over timer, og batterier er mindre økonomiske.

I november 2016 anerkjente EU-kommisjonen energilagring som et sentralt fleksibilitetsinstrument som kreves i fremtiden. Den foreslo en ny definisjon av elektrisitetslagring for å inkludere "utsettelse av en mengde av elektrisiteten som ble generert til bruksøyeblikket, enten som endelig energi eller omdannet til en annen energibærer" som gass. Dette brakte kraft-til-gass-konsepter (P2G) innenfor den regulatoriske definisjonen av energilagring, slik at overskuddskraft fra intermitterende fornybare energikilder ved elektrolyse kan gjøres om til hydrogen som kan legges til det normale gassdistribusjonsnettverket (opptil 20 prosent, selv om mye mindre tillatt i de fleste land), eller selges direkte. Elektrolysører kan dermed tilby tilleggsnetttjenester som de får betalt for. Omdefineringen av P2G fra bare en last til lagring har implikasjoner for både strømnett og reduksjon av CO₂som oppstår fra gass. P2G-elektrolysører kan sees på som en del av nettet, ikke bare sluttbrukere.

ITM Power, som utvikler elektrolysere for P2G-systemer, foreslår å bygge en rekke hydrogenstasjoner for brenselcellebiler i Storbritannia, der disse har en viss nettbalanserende funksjon. I mars 2017 hadde den fire i drift, med hydrogenproduksjon tidsbestemt til å absorbere overflødig kraft fra nettet. Den britiske regjeringen ønsker 65 drivstoffstasjoner innen 2020. Hver har en kapasitet på 200 til 250 kW, så et antall av dem er nødvendig for å kunne by på forbedret frekvensrespons (minimum 3 MW).

Polymer electrolyte membrane (PEM) elektrolysere er nå tilgjengelig for rundt 1 million euro per MW, med mindre fotavtrykk og raskere respons enn alternativer, noe som muliggjør nettbalansering og energilagring. Omtrent 4,7 TWh fornybar elektrisitet ble redusert i Tyskland i 2015.

Hydrogenlagring i stor skala og overføring over lang avstand er tenkt å være ved konvertering til ammoniakk, som i praksis er mer energitett.

Se nettstedet til Energy Storage Association eller European Association for Storage of Energy (EASE) for mer informasjon.

Pumpet vannkraftlager

Noen steder brukes pumpet lager for å jevne ut den daglige produksjonsbelastningen ved å pumpe vann til en høy lagringsdam i høytider og i helgene, ved å bruke den overskytende basislastkapasiteten fra rimelige kull- eller atomkilder. I rushtiden kan dette vannet slippes ut gjennom turbinene til et lavere reservoar for vannkraftproduksjon, og konverterer potensiell energi til elektrisitet. Reversible pumpe-turbin-/motor-generatorsammenstillinger kan fungere som både pumper og turbiner*. Pumpede lagringssystemer kan være effektive for å møte store endringer i etterspørselen på grunn av rask opp- eller nedtrapping, og lønnsomme på grunn av forskjellen mellom høye og lave engrospriser. Hovedproblemet bortsett fra vann og høyde er tur-retur-effektiviteten, som er rundt 70 prosent, så for hver MWh tilførsel gjenvinnes bare 0,7 MWh. I tillegg er det relativt få steder rom for pumpede lagerdammer i nærheten av kraftbehovet.

Francis-turbiner er mye brukt for pumpet lagring, men har en hydraulisk høydegrense på ca. 600 m.

Mest pumpet lagerkapasitet er knyttet til etablerte vannkraftdammer på elver, hvor vann pumpes tilbake til en høy lagerdam. Slike oppdemmede hydroplaner kan kompletteres med pumpet vann utenfor elven. Dette krever par med små reservoarer i kupert terreng og forbundet med et rør med pumpe og turbin.

Dette skjemaet av Gordon Butte-prosjektet er typisk for pumpet lagring utenfor elven (Gordon Butte)

International Hydropower Association har et sporingsverktøy, som kartlegger lokasjoner og kraftkapasitet for eksisterende og planlagte pumpelagerprosjekter.

Pumpet lager har vært brukt siden 1920-tallet og i dag er det installert ca 160 GW pumpelager på verdensbasis, inkludert 31 GW i USA, 53 GW i Europa og Skandinavia, 27 GW i Japan og 23 GW i Kina. Dette utgjør rundt 500 GWh som kan lagres – omtrent 95 prosent av verdens storskala elektrisitetslager i midten av-2016, og 72 prosent av den kapasiteten som ble lagt til i 2014. IRENA rapporterer at 96 TWh ble utnyttet fra pumpet lager i 2015. Det internasjonale energibyråetsWorld Energy Outlook 2016prosjekterer 27 GW med pumpet lagringskapasitet som legges til innen 2040, hovedsakelig i Kina, USA og Europa.

For pumpet vann utenfor elven må de sammenkoblede reservoarene normalt ha en høydeforskjell på minst 300 meter. Forlatte underjordiske gruver har et visst potensiale som lokaliteter. I Spanias Leon-region planlegger Navaleo et pumpet hydrosystem i en tidligere kullgruve med en 710m fallhøyde og 548 MW effekt, som mater 1 TWh per år tilbake til nettet.

I motsetning til vind- og solinnganger til et nettsystem, er vannproduksjon synkron og gir derfor tilleggstjenester i overføringsnettet som frekvenskontroll og levering av reaktiv kraft. Et pumpet lagringsprosjekt har vanligvis 6 til 20 timers hydraulisk reservoarlagring for drift, sammenlignet med mye mindre for batterier. Pumpede lagringssystemer er typisk over 100 MWh lagret energi.

Pumpet hydrolagring er best egnet for å gi topplastkraft for et system som hovedsakelig består av fossilt brensel og/eller kjernefysisk produksjon til lave kostnader. Den er mye mindre egnet til å fylle ut for periodisk, ikke-planlagt generasjon som vind, der overskuddskrafttilgjengeligheten er uregelmessig og uforutsigbar.

Det største pumpelageret er i Virginia, USA, med 3 GW kapasitet og 30 GWh lagret energi. Imidlertid kan nyttige fasiliteter være ganske små. De trenger heller ikke å være et supplement til store vannkraftverk, men kan bruke enhver høydeforskjell mellom øvre og nedre reservoar på over 100 meter hvis ikke for langt fra hverandre. I Okinawa pumpes sjøvann til et reservoar på en klippetopp. I Australia ble en nedlagt underjordisk gruve vurdert for et lavere reservoar. Israel planlegger det 344 MW Kokhav Hayarden to-reservoarsystemet.

I Montana, USA vil 1 milliard dollar, 4 x 100 MW Gordon Butte Pumped Storage Hydro Project i den sentrale delen av staten bruke overskuddskraft fra statens 665 MWe med vindturbiner, selv om dette er mindre forutsigbart enn off-peak-kraft designet å levere grunnlast. Absaroka Energy vil bygge det forhøyede reservoaret på en mesa 312 meter over det nedre reservoaret fra 2018. Det forventer å levere 1300 GWh per år for å supplere vind, med tilleggstjenester.

I Tyskland forventes Gaildorf vind- og vannprosjektet nær Münster å være operativt i 2018. Det omfatter 13,6 MWe vindturbiner og 16 MWe vannkraftkapasitet fra pumpet lager.

Lagringssystemer for batterienergi

Batterier lagrer og frigjør energi elektrokjemisk. Kravene til batterilagring er høy energitetthet, høy effekt, lang levetid (lade-utladingssykluser), høy tur-retur effektivitet, sikkerhet og konkurransedyktige kostnader. Andre variabler er utladningsvarighet og ladehastighet. Ulike kompromisser er inngått blant disse kriteriene, som understreker begrensningene til batterienergilagringssystemer (BESS) sammenlignet med kilder som kan sendes. Spørsmålet om energiavkastning på investert energi (EROI) dukker også opp, som er akutt knyttet til hvor lenge et batteri er i drift og hvordan dets tur-retur-effektivitet holder seg over denne perioden.

Batterier krever et strømkonverteringssystem (PCS) inkludert inverter for å koble til et normalt AC-system. Dette legger til omtrent 15 prosent til den grunnleggende batterikostnaden.

Ulike megawatt-skalaprosjekter har bevist at batterier er godt egnet til å jevne ut variasjonen av kraft fra vind- og solsystemer over minutter og til og med timer, for kortvarig integrering av disse fornybare energikildene i et nett. De viste også at batterier kan reagere raskere og mer nøyaktig enn konvensjonelle ressurser som spinnende reserver og toppplanter. Som et resultat er store batterier i ferd med å bli den foretrukne stabiliseringsteknologien for kortvarig fornybar integrering. Dette er en funksjon av kraft, ikke primært energilagring. Etterspørselen etter det er mye lavere enn for energilagring - California ISO estimerte sin toppfrekvensreguleringsbehov for 2018 til 2000 MW fra alle kilder.

Noen batteriinstallasjoner erstatter spinnende reserve for kortvarig back-up, så fungerer som virtuelle synkrone maskiner som bruker nettdannende omformere.

Smarte nett Mye diskusjon om batterilagring er i forbindelse med smarte nett. Et smart nett er et strømnett som optimerer strømforsyningen ved å bruke informasjon om både tilbud og etterspørsel. Den gjør dette med nettverkskontrollfunksjoner til enheter med kommunikasjonsmuligheter som smartmålere.

Litium-ion batterieri 2015 sto for 51 prosent av den nylig annonserte kapasiteten til energilagringssystem (ESS) og 86 prosent av utplassert ESS-kraftkapasitet. Anslagsvis 1 653 MW ny ESS-kapasitet ble annonsert rundt om i verden i 2015, med litt over en tredjedel fra Nord-Amerika. Litium-ion-batterier er den mest populære teknologien for distribuerte energilagringssystemer (Navigant Research). Litium-ion-batterier har en 95 prosent tur-retur likestrømeffektivitet, og faller til 85 prosent når strømmen konverteres til vekselstrøm for nettet. De har en 2000-4000 syklus og 10-20 års levetid, avhengig av bruk.

På husstandsnivå, bak måleren*, fremmes batterilagring. Det er åpenbar kompatibilitet mellom solcellepaneler og batterier, fordi de er likestrøm. I Tyskland, hvor solcellepanel har en gjennomsnittlig kapasitetsfaktor på 10,7 prosent, var 41 prosent av nye solcelleanlegg i 2015 utstyrt med reservebatterilagring, sammenlignet med 14 prosent i 2014. Denne økningen, både i husholdnings- og netttilkoblede solceller systemer, oppmuntres av KfW Development Bank, som arrangerer statslån med lav rente og tilbakebetalingshjelp som dekker opptil 25 prosent av de nødvendige investeringsutgiftene. KfW krever at det brukes tilstrekkelig PV-elektrisitet til forbruk og lagring på stedet slik at ikke mer enn halvparten av ytelsen når overføringsnettet. På denne måten hevdes det at 1,7 til 2,5 ganger den vanlige solkapasiteten kan tåles av nettet uten overbelastning. I 2016 ble det rapportert 200 MWh installert lagringskapasitet for Tyskland.

Husholdninger og småbedrifter PV er ikke en del av distribusjonssystemet, men er i hovedsak innenlands for lokalene, med mye generert kraft som brukes der og noe kan muligens eksporteres til systemet gjennom måleren som opprinnelig målte kraft hentet fra nettet som skulle belastes.

Over en tredjedel av "batterilagringen" på 1,5 GW i 2015 var litium-ion-batterier, og 22 prosent var natrium-svovel-batterier. Det internasjonale byrået for fornybar energi (IRENA) anslår at verden trenger 150 GW batterilagring for å oppfylle IRENAs ønskede mål om 45 prosent av kraften generert fra fornybare kilder innen 2030. I Storbritannia kreves det omtrent 2 GW for rask frekvenskontroll i en 45 GWe-systemet, og National Grid bruker £160 til £170 millioner per år på dette. I Tyskland økte installert batterilagring i bruksskala fra omtrent 120 MW i 2016 til omtrent 225 MW i 2017.

En stor BESS er et 40 MW/20 MWh Toshiba litiumionsystem ved Tohoku Electric Power Companys Nishi-Sendai transformatorstasjon i Japan, satt i drift tidlig i 2015, og San Diego Gas & Electric har en 30 MW/120 MWh litiumion BESS i Escondido, California. Også STEAG Energy Services har startet et 90 MW litiumion-lagringsprogram i Tyskland (se nedenfor), og Edison setter opp et 100 MW-anlegg i Long Beach, California.

I Sør-Australia ble et Tesla 100 MW/129 MWh litiumion-system installert ved siden av Neoens 309 MWe Hornsdale vindpark nær Jamestown – Hornsdale Power Reserve (HPR). Omtrent 70 MW av kapasiteten er kontrahert til delstatsmyndighetene for å gi nettstabilitet og systemsikkerhet, inkludert frekvenskontroll-tilleggstjenester (FCAS) gjennom Teslas Autobidder-plattform i tidsrammer på seks sekunder til fem minutter. De øvrige 30 MW kapasiteten har tre timers lagring, og brukes som lastforskyvning av Neoen for den tilstøtende vindparken. Den har vist seg å være i stand til svært rask respons for FCAS, og levere opptil 8 MW i omtrent 4 sekunder før langsommere sammentrukket FCAS satte inn når frekvensen falt under 49,8 Hz. I 2020 ble prosjektet utvidet med 50 MW/64,5 MWh for 79 millioner dollar, slik at det nå gir omtrent halvparten av den virtuelle treghet som kreves i staten for FCAS.

Det finnes flere typer litiumionbatterier, noen med høy energitetthet og hurtiglading for å passe til motorkjøretøyer (EV), andre som litiumjernfosfat (LiFePO₄, forkortet som LFP), er tyngre, mindre energitette og med lengre sykluslevetid. Konsepter for langvarig lagring inkluderer gjenbruk av brukte EV-batterier – andre levetidsbatterier.

Natrium-svovel (NaS) batterierhar vært brukt i 25 år og er veletablerte, men dyre. De må også operere på ca. 300 grader, noe som betyr noe strømforbruk når de ikke er i bruk. PG&Es 2 MW/14 MWh Vaca-Dixon NaS BESS-system kostet rundt $11 millioner ($5500/kW, sammenlignet med rundt $200/kW som PG&E estimerte å være break-even kostnad i 2015). Levetiden er omtrent 4500 sykluser. Effektiviteten tur-retur i en 18-måneds prøveperiode var 75 prosent. En enhet på 4,4 MW/20 MWh bygges av EWE på Varel i Niedersachsen, Nord-Tyskland for idriftsettelse sent i 2018. (Det er en del av et oppsett med et 7,5 MW/2,5 MWh litiumionbatteri, hele anlegget koster 24 millioner euro.)

Redox strømningscellebatterier(RFB) utviklet i 1970-årene har to flytende elektrolytter atskilt med en membran for å gi positive og negative halvceller, hver med en elektrode, vanligvis karbon. Spenningsforskjellen er mellom 0,5 og 1,6 volt i vandige systemer. De lades og utlades ved en reversibel reduksjons-oksidasjonsreaksjon over membranen. Under ladeprosessen oksideres ioner ved den positive elektroden (elektronfrigjøring) og reduseres ved den negative elektroden (elektronopptak). Dette betyr at elektronene beveger seg fra det aktive materialet (elektrolytten) til den positive elektroden til det aktive materialet til den negative elektroden. Ved utlading snur prosessen og energi frigjøres. De aktive materialene er redokspar,i.e.kjemiske forbindelser som kan absorbere og frigjøre elektroner.

Vanadium redox flow-batterier (VRFB eller V-flow) bruker de flere oksidasjonstilstandene til vanadium for å lagre og frigjøre ladning. De passer til store stasjonære applikasjoner, med lang levetid (ca. 15,000 sykluser, eller 'uendelig'), full utladning og lav kostnad per kWh sammenlignet med litium-ion når de sykles daglig eller oftere. V-flow-batterier blir mer kostnadseffektive jo lengre lagringstid – ofte rundt fire timer – og jo større strøm- og energibehov. Den økonomiske skalaen for crossover sies å være omtrent 400 kWh kapasitet, utover dette er de mer økonomiske enn litium-ion. De opererer også ved omgivelsestemperatur, så de er mindre utsatt for brann enn litium-ion. På kostnad og skala har VRFB-er store nett- og industriapplikasjoner – opp til GWh-prosjekter i stedet for MWh-prosjekter.

Med RFB-er kan energi og kraft skaleres separat. Effekten bestemmer cellestørrelsen eller antall celler, og energien bestemmes av mengden av energilagringsmediet. Moduler er opptil 250 kW og kan settes sammen opptil 100 MW. Dette gjør at redoksstrømbatterier kan tilpasses bedre til spesielle krav enn andre teknologier. I teorien er det ingen grense for energimengden, og ofte reduseres de spesifikke investeringskostnadene med en økning i energi/effekt-forholdet, da energilagringsmediet vanligvis har relativt lave kostnader.

Et "peaker"-anlegg i Kina har 100 MWe solenergi med en 100 MW/500 MWh VRFB.

Et generelt funn fra PG&E-utprøvingen var at hvis batterier skal brukes til energiarbitrage, bør de samlokaliseres med vind- eller solfarmene – ofte fjernt fra hovedlastesenteret. Men hvis de skal brukes til frekvensregulering, ligger de bedre i nærheten av de urbane eller industrielle lastesentralene. Siden inntektsstrømmen fra frekvenskontroll er mye bedre enn arbitrasje, vil verktøy normalt foretrekke sentrum fremfor avsidesliggende lokasjoner for eiendeler de eier.

Lithium-ion batterikostnadene har falt med to tredjedeler mellom 2000 og 2015, til rundt 700 dollar/kWh, drevet av kjøretøymarkedet, og en ytterligere halvering av kostnadene er spådd til 2025. Kostnadene for strømkonverteringssystem (PCS) har ikke falt på samme hastighet, og i 2015 la det til omtrent 15 prosent av batterikostnadene for ikke-kjøretøyapplikasjoner.

Litium-ion-batterier kan kategoriseres etter kjemien til katodene deres. Den forskjellige kombinasjonen av mineraler gir opphav til betydelig forskjellige batteriegenskaper:

Litium-nikkel-kobolt-aluminiumoksid (NCA)-batteri – spesifikt energiområde (200-250 Wh/kg), høy spesifikk effekt, levetid 1000 til 1500 fulle sykluser. Foretrukket i noen premium elbiler (e.g.Tesla), men dyrere enn andre kjemier.

Litium-nikkel-mangan-koboltoksid (NMC)-batteri – spesifikt energiområde (140-200 Wh/kg), levetid 1000-2000 hele sykluser. Det mest vanlige batteriet som brukes i elektriske og plug-in-hybridbiler. Lavere energitetthet enn NCA, men lengre levetid.

Litiumjernfosfat-batteri (LFP) – spesifikt energiområde (90-140 Wh/kg), levetid 2000 hele sykluser. Lav spesifikk energi en begrensning for bruk i elbiler med lang rekkevidde. Kan være foretrukket for stasjonære energilagringsapplikasjoner, eller kjøretøy der størrelse og vekt på batteriet er mindre viktig. Rapportert å være mindre utsatt for termisk rømming og branner.

Litium-manganoksid (LMO)-batteri – spesifikt energiområde (100-140 Wh/kg), levetid 1000-1500 sykluser. Koboltfri kjemi sett på som en fordel. Brukes i elektriske sykler og noen nyttekjøretøy.

Superkondensatorer

En kondensator lagrer energi ved hjelp av en statisk ladning i motsetning til en elektrokjemisk reaksjon. Superkondensatorer er veldig store og brukes til energilagring som gjennomgår hyppige lade- og utladingssykluser med høy strøm og kort varighet. De har utviklet seg, og går over i batteriteknologi ved å bruke spesielle elektroder og elektrolytt. De opererer på 2.5-2,7 volt og lades på under ti sekunder. Utladningen er under 60 sekunder, og spenningen synker gradvis. Den spesifikke energien til superkondensatorer varierer opp til 30Wh/kg, mye mindre enn et litium-ion-batteri.

Roterende synkrone stabilisatorer

For å kompensere for mangelen på synkron treghet i produksjonsanlegget når det er stor avhengighet av vind- og solkilder, kan synkrone kondensatorer (synkoner), også kjent som roterende stabilisatorer, legges til systemet. De brukes til frekvens- og spenningskontroll der nettstabiliteten må forbedres på grunn av en høy andel variabel fornybar tilførsel. De gir pålitelig synkron treghet og kan bidra til å stabilisere frekvensavvik ved å generere og absorbere reaktiv kraft. Disse er ikke energilagring i vanlig forstand, og er beskrevet på informasjonssiden om Fornybar energi og elektrisitet.

Batterisystemer over hele verden

Europa

Total installert lagringskapasitet for ikke-vannkraft i Europa nådde 2,7 GWh ved utgangen av 2018 og anslås å være 5,5 GWh innen utgangen av 2020, ifølge European Energy Storage Association. Dette inkluderer husholdningssystemer, som omfatter mer enn en tredjedel av 2019-20 tillegg. EDF planlegger å ha 10 GW batterilagring over hele Europa innen 2035. I mars 2020 lanserte Total et 25 MW/25 MWh litium-ion batteriprosjekt på Mardyck nær Dunkerque, for å være "det største i Frankrike".

Den første av STEAGs seks planlagte litiumionenheter på 15 MW i et program på 100 millioner euro, 90 MW ble aktivert i juni 2016 på sin kullfyrte anlegg i Lünen i Tyskland. For å kvalifisere for kommersiell drift, må batteriene svare på automatiserte anrop innen 30 sekunder og være i stand til å mate inn i minimum 30 minutter.

I Tyskland har RWE investert €6 millioner i et 7,8 MW/7 MWh litium-ion batterisystem på sin Herdecke kraftstasjon i nærheten av Dortmund, hvor verktøyet driver et pumpelager. Den har operert siden 2018.

I Tyskland ble et 10 MW/10,8 MWh litiumion-batterilagringssystem tatt i bruk i 2015 i Feldheim, Brandenburg. Den har 3360 litium-ion-moduler fra LG Chem i Sør-Korea. Batterienheten på €13 millioner lagrer kraft generert av en lokal vindpark på 72 MW og ble bygget for å stabilisere nettet til TSO 50Hertz Transmission. Den deltar også i den ukentlige anbudskonkurransen for primærkontrollreserve.

RWE planlegger et 45 MW litiumion-batteri på Lingen og et 72 MW ved sine Werne Gerstein kraftverk innen utgangen av 2022, hovedsakelig for FCAS. Siemens planlegger et 200 MW/200 MWh batteri ved Wunsiedel i Bayern for energilagring og toppstyring.

Det nederlandske verktøyet Eneco og Mitsubishi, som EnspireME, har installert et 48 MW/50 MWh litiumionbatteri i Jardelund, Nord-Tyskland. Batteriet skal levere primærreserve til nettet og forbedre nettstabiliteten i en region med mange vindturbiner og problemer med overbelastning av nettet.

Tyske operatører av batterisystemer som bys inn i det primære kontrollreservemarkedet på ukentlig basis, rapporteres å ha mottatt en gjennomsnittspris på €17,8/MWh over 18 måneder frem til november 2016.

I Spania tok Acciona i drift et vindanlegg med BESS 2. mai017. Acciona-anlegget er utstyrt med to Samsung litium-ion batterisystemer, det ene gir 1 MW/390 kWh og det andre produserer 0,7 MW/700 kWh, koblet til en 3 MW vindturbin og på nettet. Begge ser ut til å ha frekvensrespons som en del av sin rolle.

I mai 2016 kontraherte Fortum i Finland det franske batteriselskapet Saft om å levere et energilagringssystem for energilagring av litiumionbatterier på 2 millioner euro i megawattskala til Suomenoja-kraftverket som en del av det største BESS-pilotprosjektet i Norden noensinne. Den vil ha en nominell effekt på 2 MW og kunne lagre 1 MWh elektrisitet, som skal tilbys TSO for frekvensregulering og effektutjevning. Det ligner på systemet som opererer i Aube-regionen i Frankrike, og forbinder to vindparker på totalt 18 MW. Saft har distribuert over 80 MW batterier siden 2012.

I Storbritannia ble 475 MW batterilagring rapportert som operative i august 2019. I dette varierte 11 prosjekter fra 10 til 87 MW, de fleste med kontrakter om utvidet frekvensrespons.

Fornybar energiselskapet RES leverer 55 MW dynamisk frekvensrespons fra litium-ion batterilagring, til National Grid. RES har allerede mer enn 100 MW/60 MWh batterilagring i drift, mest i Nord-Amerika.

I mars 2020 vant finske Wartsila en kontrakt om å levere to 50 MW litiumion-batterier til EDFs Pivot Power når den starter et 2 GW lagringsprogram for et nettverk av nettskalabatterier for tilleggsnetttjenester og lading av elektriske kjøretøy. Et tredje batteri på 50 MW i Southampton er fra Downing LLP. EDF Energy Renewables har et batterilagringsprosjekt på 49 MW for National Grid på EDF Energys West Burton-anlegg i North Yorkshire.

Storbritannias understatssekretær for energi Amber Rudd besøker Leighton Buzzard-anlegget i 2014 (UK Power Networks)

I Nord-Irland har den amerikanske generatoren AES fullført en 10 MW/5 MWh energilagringsgruppe ved sin Kilroot kraftstasjon i Carrickfergus. Systemet består av over 53,000 litium-ion-batterier arrangert i 136 separate noder med kontrollsystem som reagerer på rutenettendringer på under ett sekund. Det er det største avanserte energilagringssystemet i Storbritannia og Irland, og det eneste slike systemet i overføringsskala i henhold til AES. Selskapet ønsker å bygge lagringsarrayen opp til 100 MW, og gi 8,5 millioner pund i systembesparelser per år "ved å fortrenge termisk sikkerhetskopianlegg og legge til rette for fullere integrasjon av eksisterende fornybar energi," heter det.

I Storbritannia, på Orknøyene, er et 2 MW/500 kWh litium-ion batterilagringssystem i drift. Denne kraftstasjonen i Kirkwall bruker Mitsubishi-batterier i to 12,2 m fraktcontainere, og lagrer strøm fra vindturbiner.

I Somerset har Cranborne Energy Storage et 250 kW/500 kWh Tesla Powerpack litiumion-lagringssystem tilknyttet et 500 kW solcelleanlegg. Tesla hevder at kraftpakkene kan konfigureres til å gi strøm og energikapasitet til nettet som en frittstående ressurs, og tilbyr frekvensregulering, spenningskontroll og spinnende reservetjenester. Standard Tesla Industrial Powerpack-enhet er på 50 kW/210 kWh, med 88 prosent tur-retur-effektivitet.

I Storbritannia har Statoil bestilt utformingen av et 1 MWh litium-ion batterisystem, Batwind, som lagring på land for 30 MW offshore Hywind-prosjektet i Peterhead, Skottland. Fra 2018 skal det lagres overskuddsproduksjon, redusere balansekostnadene og la prosjektet regulere sin egen strømforsyning og fange topppriser gjennom arbitrasje.

Nord Amerika

I november 2016 rapporterte Pacific Gas & Electricity Co (PG&E) om et 18-måneds teknologidemonstrasjonsprosjekt for å utforske ytelsen til batterilagringssystemer som deltar i Californias elektrisitetsmarkeder. Prosjektet startet i 2014 og brukte PG&Es 2 MW/14 MWh Vaca-Dixon og 4 MW Yerba Buena natrium-svovel batterilagringssystemer for å tilby energi og tilleggstjenester i California Independent System Operator (CAISO) markeder og kontrollert av CAISO i det grossistmarkedet . Yerba Buena BESS Pilot Project på 18 millioner dollar ble satt opp av PG&E i 2013 med støtte på 3,3 millioner dollar fra California Energy Commission. Vaca-Dixon BESS er tilknyttet et PG&E solcelleanlegg i Solano County.

PG&E-rapporten viste at batterier fortsatt var langt fra kostnadseffektive, selv forutsatt en 20-års batterilevetid. Brukt til energiarbitrasje (lading når prisen var lav og utlading når prisen var høy), dekket 6 MWe-oppsettet knapt driftsutgiftene. Marginen oppnådd i kostnadene for strømarbitrasje ble forbrukt av 25 prosent strøm tapt mellom sykluser på grunn av ineffektivitet ved lading og utlading og energien som kreves for å holde batteriene ved driftstemperatur (300 grader). Den optimale bruken av BESS ble bekreftet som frekvensregulering, med batterier som ble holdt halvladet og klare til å lades eller utlades etter behov for å kompensere for uoverensstemmelser mellom generasjon og belastning. Responstiden er veldig rask, og derfor svært verdifull for CAISO (eller en hvilken som helst TSO). Når den ble brukt utelukkende til frekvenskontroll, ga lagringen på 2 MW nesten $35,000 per måned – bedre enn alternativ bruk, men fortsatt lav tilbakebetaling for en investering på $11 millioner. Operasjonell kontroll viste seg å være ekstremt kompleks. PG&E rapporterte til California Assembly: "Med California Assembly Bill 2514 og dens krav om at forsyningsselskaper anskaffer 1,3 gigawatt energilagring, kunne California ratebetalere forvente å betale milliarder av dollar for utplassering og drift av disse ressursene."

I 2017 vil PG&E bruke Yerba Buena-batteriet til en annen teknologidemonstrasjon som involverer koordinering av tredjeparts distribuerte energiressurser (DER) – som bolig- og kommersiell solenergi – ved bruk av smarte invertere og batterilagring, kontrollert gjennom et distribuert energiressursstyringssystem (DERMS).

I august 2015 fikk GE kontrakt om å bygge et 30 MW/20 MWh litiumionbatterilagringssystem for Coachella Energy Storage Partners (CESP) i California, 160 km øst for San Diego. Anlegget på 33 MW ble ferdigstilt av ZGlobal i november 2016 og vil hjelpe nettfleksibilitet og øke påliteligheten på Imperial Irrigation District-nettverket ved å tilby solramping, frekvensregulering, kraftbalansering og svart start-evne for en tilstøtende gassturbin.

San Diego Gas & Electric har en 30 MW/120 MWh litiumion BESS i Escondido, bygget av AES Energy Storage og består av 24 beholdere som inneholder 400,000 Samsung-batterier i nesten 20,000 moduler. Det vil dekke etterspørsel etter kveldstopp, og erstatter delvis Aliso Canyon-gasslageret 200 km nord som måtte forlates tidlig i 2016 på grunn av en massiv lekkasje. (Den ble brukt til toppbelastningsgassgenerering.)

SDG&Es 30MW batterilagringsanlegg i Escondido, California. (Foto: San Diego Gas & Electric)

Southern California Edison bygger en 100 MW/400 MWh batteriinstallasjon for idriftsettelse i 2021, bestående av 80,000 litium-ion-batterier i containere. Et annet stort SCE-prosjekt som er foreslått er et 20 MW/80 MWh-lager for AltaGas Pomona Energy ved det naturgassfyrte anlegget i San Gabriel.

Et stort prosjekt er Southern California Edisons 50 millioner dollar Tehachapi 8 MW/32 MWh litiumion batterilagringsprosjekt i forbindelse med en 4500 MWe vindpark, som bruker 10 872 moduler med 56 celler hver fra LG Chem, som kan levere 8 MW over fire timer. I 2016 inngikk Tesla kontrakt om å levere et 20 MW/80 MWh litiumion-batterilagringssystem for Sør-California Edisons Mira Loma-transformatorstasjon, for å hjelpe til med å møte daglig toppetterspørsel.

Et veldig stort batterisystem er godkjent for Visras gassfyrte Moss Landing kraftverk i Monterey County, California. Dette kan til slutt bli 1500 MW/ 6000 MWh, og starter med 182,5 MW/ 730 MWh i 2021. Den vil bruke 256 Tesla'3 MWh Megapack-enheter. Utover det er planene foreløpige. Vistra planlegger en 300 MW/1200 MWh andre steder.

Tesla er rapportert å ha som mål å ha 50 GWh online innen begynnelsen av 2020-tallet.

Laurel Mountain vindpark på 98 MW i West Virginia bruker en flerbruks 32 MW/8 MWh netttilkoblet BESS. Anlegget er ansvarlig for frekvensregulering og nettstabilitet i PJM-markedet samt arbitrage. Lithium-ion-batteriene ble laget av A123 Systems, og da de ble tatt i bruk i 2011, var det den største litium-ion-BESS i verden.

I desember 2015 bestilte EDF Renewable Energy sitt første BESS-prosjekt i Nord-Amerika, med 40 MW fleksibel (20 MW navneskilt) kapasitet på PJM-nettverket i Illinois for å delta i regulerings- og kapasitetsmarkedene. Litiumion-batteriene og kraftelektronikken ble levert av BYD America, og består av 11 containeriserte enheter på totalt 20 MW. Selskapet har mer enn 100 MW lagringsprosjekter under utvikling i Nord-Amerika.

E.ON North America installerer to 9,9 MW kortvarige litiumionbatterisystemer for sine Pyron og Inadale vindparker som Texas Waves lagringsprosjekter i Vest-Texas. Formålet er i hovedsak for hjelpetjenester. Prosjektet følger 10 MW Iron Horse nær Tucson, Arizona, ved siden av en 2 MWe solcellepanel.

SolarCity bruker 272 Tesla Powerpacks (litiumion-lagringssystem) for sitt 13 MW/52 MWh Kaua'i Island solcellepanel på Hawaii, for å møte etterspørselen etter kveldstopp. Strøm leveres til Kauai Island Utility Cooperative (KIUC) med 13,9 cent/kWh i 20 år. KIUC setter også i gang et prosjekt med en 28 MWe solcellepark og 20 MW/100 MWh batterisystem.

Toshiba har levert en stor BESS for Hamilton, Ohio, som består av en rekke 6 MW/2 MWh litiumion-batterier. Det kreves en levetid på over 10,000 lade-utladingssykluser.

Powin Energy og Hecate Energy bygger to prosjekter på totalt 12,8 MW/52,8 MWh i Ontario, for den uavhengige elektrisitetsoperatøren. Powins Stack 140-batterier på 2 MWh vil omfatte systemene, hos Kitchener (20 arrays) og Stratford (6 arrays).

Et strømlager i stor nytteskala er på 4 MWnatrium-svovel (NaS) batterisystem for å gi forbedret pålitelighet og strømkvalitet for byen Presidio i Texas. Den ble aktivert tidlig i 2010 for å gi rask backup for vindkapasitet i det lokale ERCOT-nettet. Natrium-svovel-batterier er mye brukt andre steder for lignende roller.

I Anchorage, Alaska, er et 2 MW/0,5 MWh batterisystem supplert med et svinghjul, for å hjelpe bruken av vindkraft.

Avista Corp i delstaten Washington, nordvest i USA, kjøper en 3,6 MWvanadium redox flow batteri (VRFB)å lastebalanse med fornybar energi.

Ontarios ISO har kontrahert en 2 MWsink-jern redoks strømningsbatterifra ViZn Energy Systems.

øst Asia

Kinas nasjonale utviklings- og reformkommisjon (NDRC) har bedt om flere 100 MWvanadium redox flow batteri (VRFB)installasjoner innen utgangen av 2020 (samt et 10 MW/100 MWh energilagringssystem for superkritisk trykkluft, en 10 MW/1000 MJ energilagringsenhet for svinghjul, 100 MW litiumionbatterienergilagringssystemer og en ny type av lagringsenhet for smeltet salt med stor kapasitet).

Rongke Power installerer en 200 MW/800 MWh VRFB i Dalian, Kina, og hevder at den er verdens største. Det er for å møte toppetterspørsel, redusere innskrenkning fra nærliggende vindparker, forbedre nettstabiliteten og gi svart startkapasitet fra midten av -2019. Rongke planlegger 2 GW/år fabrikkproduksjon på 2020-tallet. Pu Neng i Beijing planlegger storskala produksjon av VRFB-er, og ble tildelt en kontrakt i november 2017 for å bygge en 400 MWh enhet. Sumitomo leverte en 15MW/60 MWh VRFB for Hepco i Japan, satt i drift i 2015.

Kinas VRB Energy utvikler flere strømningscellebatteriprosjekter: Qinghai-provinsen, 2 MW/10 MWh for vindintegrasjon; Hubei-provinsen, 10 MW/50 MWh PV-integrasjon vokser til 100 MW/500 MWh; Lianlong-provinsen, 200 MW/800 MWh fornybar integrering; Jiangsu 200 MW/1000 MWh offshore vindintegrasjon.

Hokkaido Electric Power har inngått kontrakt med Sumitomo Electric Industries for å levere et energilagringssystem i nettskala for en vindpark i Nord-Japan. Dette vil være et 17 MW/51 MWh vanadium redox flow-batteri (VRFB) som er i stand til tre timers lagring, som kommer online i 2022 på Abira, med en designlevetid på 20 år. Hokkaido driver allerede en 15 MW/60 MWh VRFB også konstruert av Sumitomo Electric, i 2015.

Australia

I Sør-Australia er Hornsdale Power Reserve et Tesla 150 MW/194 MWh litiumion-system ved siden av Neoens 309 MWe Hornsdale vindpark nær Jamestown. Omtrent 70 MW av kapasiteten er kontrahert til delstatsmyndighetene for å gi nettstabilitet og systemsikkerhet, inkludert tilleggstjenester for frekvenskontroll (FCAS). Fullstendige detaljer iLagringssystemer for batterienergiavsnittet ovenfor.

I Victoria bygger Neoen det 300 MW/450 MWh viktorianske Big Battery i nærheten av Geelong. Neoen har en nettservicekontrakt på 250 MW med Australian Energy Market Operator (AEMO) for å hjelpe til med nettstabilitet og "låse opp mer fornybar energi" med FCAS. Tesla har fått kontrakt for å levere og drifte systemet, bestående av 210 Tesla Megapacks, forventet online innen 2022. Under innledende testing i slutten av juli 2021 tok en av Tesla Megapacks fyr.

Neoen har bygget et 20 MW/34 MWh batteri som supplement til en 196 MWe vindpark ved Stawell i Victoria, for Bulgana Green Power Hub.

I Victoria er et 30 MW/30 MWh-batteri levert av Fluence nær Ballarat, og ved Gannawarra nær Kerang siden 2018 er et 25 MW/50 MWh Tesla Powerpack-batteri integrert med en 50 MWe solcellepark.

I Sør-Australia er et 330 MWe solcelleanlegg foreslått av Lyon Group, Riverland Solar Storage-ordningen på Morgan, for å bli støttet av et 100 MW/400 MWh batteri, med kostnadsestimat på henholdsvis $700 millioner og $300 millioner. I nærheten av Olympic Dam-gruven nord i delstaten, er 120 MW solenergi PV pluss 100 MW/200 MWh batteri Kingfisher-prosjektet foreslått av Lyon Group, og kostnadene vil sannsynligvis være henholdsvis $250 millioner og $150 millioner.

AGL har inngått kontrakt med Wärtsilä om å levere et 250 MW/250 MWh litiumjernfosfat (LFP) batteri ved gasskraftverket på Torrens Island nær Adelaide for bruk fra 2023. Det kan utvides til 1000 MWh.

Det store Playford-batteriet på 100 MW/100 MWh er planlagt i Sør-Australia i forbindelse med Cultana 280 MWe solenergi-PV-prosjektet for å betjene Arriums stålverk i Whyalla.

Australias første strømningsbatteri i bruksskala skal bygges ved Neuroodla, 430 km nord for Adelaide. Den vil bli levert av Invinity og ha en kapasitet på 2 MW/8 MWh for å gi ekstra kveldstopp og tilleggstjenester, belastet av en 6 MW solcellepanel. Individuelle VRFB-moduler er på 40 kW.

I Queensland ved Wandoan South installeres et 100 MW/150 MWh batteri for Vena Energy.

I Queensland, nær Lakeland, sør for Cooktown, skal et solcelleanlegg på 10,4 MW suppleres med 1,4 MW/5,3 MWh litiumionbatteri som kant av nettoppsett, med øymodus under kveldstopp. Det vil bruke Conergy Hybrid Energy Storage Solution-anlegget, og skal være online i 2017. A$42,5 millioner-prosjektet vil redusere behovet for nettoppgradering. BHP Billiton er involvert i prosjektet som mulig prototype for eksterne gruveplasser. Andre slike systemer er ved Degrussa og Weipa gruver.

I det nordvestlige Australia har et 35 MW/11,4 MWh Kokam litium-ion-batteri vært i drift siden september 2017 på et privat nett som betjener gruver, sammen med et 178 MWe gassfyrt anlegg med langsom respons. Det har hjulpet med frekvenskontroll og stabilisering av det lille rutenettet. Med det foreslåtte tillegget på 60 MWe solenergi, er det tenkt et ekstra batteri.

Hos Tom Price i Pilbara fungerer et 45 MW/12 MWh batteri som en virtuell synkronmaskin, som erstatter spinnende reserve i gassturbiner. Et 50 MW/75 MWh Hitachi-batteri blir også installert. Et 35 MW/12 MWh batteri fungerer allerede i nærheten ved Mount Newman.

Andre land

I Rwanda er 2,68 MWh batterilagring fra tyske Tesvolt kontrakt for å levere reservestrøm til landbruksvanning, off-grid, ved bruk av Samsung litium-ion-celler i 4,8 kWh-moduler. Tesvolt hevder 6000 fulladesykluser med 100 prosent utladningsdybde over 30 års levetid.

Andre batteriteknologier (enn litium-ion)

NB Vanadium flow-batterier og natrium-svovel-batterier er beskrevet i avsnittet Batterienergilagringssystemer ovenfor.

RedFlow har en rekke sinkbromid-strømningsbatterimoduler (ZBM) som kan installeres i forbindelse med intermitterende tilførsel og er i stand til daglig dyputlading og lading. De er mer holdbare enn litium-ion-typen, og forventet energigjennomstrømning for mindre ZBM-enheter varierer til 44 MWh. Storskala batterienheter (LSB) omfatter 60 ZBM-3-batterier som leverer topp 300 kW, kontinuerlig 240 kW, ved 400-800 volt og leverer 660 kWh.

Eos Energy Storage i USA bruker sin Znythvannholdig sinkbatterimed en sinkhybridkatode, og optimert for støtte for bruksnett, og gir 4 til 6 timers kontinuerlig utladning. Den består av 4 kWh enheter som utgjør 250 kW/1 MWh delsystemer og et 1 MW/4 MWh fullt system. I september 2019 kunngjorde Eos og Holtec International dannelsen av Hi-Power, et joint venture for å masseprodusere vandige sinkbatterier for energilagring i industriell skala, inkludert lagring av overskuddskraft fra Holtecs SMR-160 små modulære reaktorer, for å levere strøm til nettet under høy etterspørsel.

Duke Energy tester enhybrid ultrakondensator-batterilagringsystem (HESS) i North Carolina, nær en 1,2 MW solcelleinstallasjon. Batteriet på 100 kW/300 kWh bruker vandig hybridionkjemi med saltvannselektrolytt og syntetisk bomullsseparator. Ultrakondensatorene med hurtig respons jevner ut belastningssvingningene.

Lavere kostnadbly-syre batterierer også i utbredt bruk i liten skala, med banker på opptil 1 MW som brukes til å stabilisere vindkraftproduksjon. Disse er mye billigere enn litium-ion, noen er i stand til opptil 4000 dyputladingssykluser, og de kan resirkuleres fullt ut ved slutten av levetiden. Ecoult UltraBattery kombinerer et ventilregulert bly-syre (VRLA) batteri med en ultrakondensator i en enkelt celle, noe som gir høyhastighets delvis ladetilstand med lang levetid og effektivitet. Et 250 kW/1000 kWh UltraBattery-system med 1280 Ecoult-batterier ble satt i drift i september 2011 ved PNM Prosperity Energy Storage Project i Albuquerque, New Mexico, av S&C Electric i forbindelse med et 500 kW solcelleanlegg, primært for spenningsregulering. Australias største lagringssystem for blysyrebatterier er 3 MW/1,5 MWh på King Island.

Stanford University utvikler enaluminium-ion batteri, og hevder lave kostnader, lav brennbarhet og høy lagringskapasitet over 7500 sykluser. Den har en aluminiumanode og grafittkatode, med saltelektrolytt, men produserer kun lavspenning.

Husholdningsskala BESS

I mai 2015 annonserte Tesla en lagringsenhet for husholdningsbatterier på 7 eller 10 kWh for lagring av elektrisitet fra fornybare energikilder, ved bruk av litium-ion-batterier som ligner de i Tesla-biler. Den vil levere 2 kW og fungerer ved 350-450 volt. Powerwall-systemet vil bli solgt til installatører for $3000 for en 7 kWh-enhet eller $3500 for 10 kWh, selv om det sistnevnte alternativet umiddelbart ble avviklet og det førstnevnte redusert til 6,4 kWh lagring og 3,3 kW strøm. Selv om dette helt klart er innenlandsskala, vil det få nettimplikasjoner hvis det tas opp bredt. Tesla hevder 15 c/kWh for å utnytte lagringen, pluss kostnaden for den fornybare energien i utgangspunktet, med 10-års, 3650-syklusgaranti som dekker redusert produksjon til 3,8 kWh ved år fem, totalt 18 000 kWh.

I Storbritannia leverer Powervault diverse batterier til husholdningsbruk, hovedsakelig med solcelle-PV, men også med tanke på besparelser med smarte målere. Blybatteriet på 4 kWh er det mest populære produktet til £2900 installert, selv om de faktiske batteriene må skiftes hvert femte år. En 4 kWh litium-ion-enhet koster £3900 installert, og andre produkter varierer fra 2 til 6 kWh, og koster opptil £5000 installert.

I april 2017 tilbød LG Chem en rekke batterier i Nord-Amerika, både lav- og høyspenning. Den har 48-volts batterier med 3,3, 6,5 og 9,8 kWh, og 400-volts batterier med 7,0 og 9,8 kWh.

Litium-ion BESS på hjemmenivå kan være underlagt brannrestriksjoner som ikke tillater at enhetene kan festes til veggene i en bolig.

Lagring av trykkluftenergi

Energilagring med trykkluft (CAES) i geologiske huler eller gamle gruver prøves ut som en relativt storskala lagringsteknologi, ved bruk av gassfyrte eller elektriske kompressorer, der den adiabatiske varmen dumpes (dette er det diabatiske systemet). Når den slippes ut (med forvarming for å kompensere for adiabatisk kjøling) driver den en gassturbin med ekstra drivstoffforbrenning, og eksosen brukes til forvarming. Hvis den adiabatiske varmen fra kompresjon lagres og brukes senere til forvarming, er systemet adiabatisk CAES (A-CAES).

CAES-installasjoner kan være opptil 300 MW, med en samlet effektivitet på rundt 70 prosent. CAES-kapasitet kan utjevne produksjonen fra en vindpark eller 5-10 MW solcelle-PV-kapasitet og gjøre den delvis sendingsbar. To diabatiske CAES-systemer er i drift, i Alabama (110 MW, 2860 MWh) og Tyskland (290 MW, 580 MWh), og andre testet eller utviklet andre steder i USA.

Batterier har bedre effektivitet enn CAES (output as proportion of input electricity), men de koster mer per kapasitetsenhet, og CAES-systemer kan være mye større.

Duke Energy og tre andre selskaper utvikler et prosjekt på 1200 MW, 1,5 milliarder dollar i Utah, i tillegg til en vindpark på 2100 MW og andre fornybare kilder. Dette er Intermountain Energy Storage Project, som bruker salthuler. Den er målrettet mot 48-timers varighet for utslipp for å bygge bro over intermittensgap, derav tilsynelatende over 50 GWh. Nettstedet kan også lagre overskudd av solenergi som overføres fra Sør-California. Det skal bygges i fire 300 MW etapper.

Gaelectric Energy Storage planlegger et CAES-prosjekt på 550 GWh/år i Larne, Nord-Irland.

I USA blir Gill Ranch CAES-prosjektet tilpasset til å være et lagringsanlegg for komprimert gassenergi (CGES), med naturgass i stedet for luft som lagres under trykk. Gassen lagres ved ca 2500 psi og 38 grader. Utvidelse til rørledningstrykk på 900 psi krever forvarming for å unngå dannelse av flytende vann og hydrat.

Toronto Hydro med Hydrostor har et pilotprosjekt med bruk av trykkluft i blærer 55m under vann i Lake Ontario for å gi 0.66 MW over én time.

Kryogen lagring

Teknologien fungerer ved å kjøle ned luften til -196 grad, og deretter blir den til væske for lagring i isolerte lavtrykkstanker. Eksponering for omgivelsestemperaturer forårsaker rask gjenforgasning og 700-dobling av volum, brukt til å drive en turbin og lage elektrisitet uten forbrenning. Highview Power i Storbritannia planlegger et kommersiell skala 50 MW/250 MWh 'flytende luft'-anlegg på et nedlagt kraftverksted, basert på et pilotanlegg i Slough og et demonstrasjonsanlegg nær Manchester. Energi kan lagres i uker (i stedet for timer som for batterier) til en anslått utjevnet kostnad på £110/MWh ($142/MWh) for et 10-time, 200 MW/2 GWh-system.

Termisk lagring

Som beskrevet i solvarmeunderdelen av WNA Renewable Energy-papiret, bruker noen CSP-anleggsmeltet saltå lagre energi over natten. Spanias 20 MWe Gemasolar hevder å være verdens første CSP-anlegg med nær grunnlast, med 63 prosent kapasitetsfaktor. Spanias 200 MWe Andasol-anlegg bruker også varmelagring av smeltet salt, det samme gjør Californias 280 MWe Solana.

En utvikler av smeltet saltreaktor (MSR), Moltex, har lagt frem et konsept for lagring av smeltet saltvarme (GridReserve) for å supplere intermitterende fornybar energi. Moltex foreslår en 1000 MWe stabil saltreaktor som kjører kontinuerlig, og avleder varme ved omtrent 600 grader i perioder med lav etterspørsel til lagring av nitratsalt (som brukt i solenergi-CSP-anlegg). I perioder med høy etterspørsel kan effektutgangen dobles til 2000 MWe ved å bruke den lagrede varmen i opptil åtte timer. Det hevdes at varmelageret bare legger til £3/MWh til den utjevnede kostnaden for elektrisitet.

En annen form for varmelagring utvikles i Sør-Australia, der 1414 Company (14D) brukersmeltet silisium. Prosessen kan lagre 500 kWh i en 70 cm kube av smeltet silisium, omtrent 36 ganger så mye som Teslas Powerwall på omtrent samme plass. Den slippes ut gjennom en varmevekslingsenhet som en Stirling-motor eller en turbin og resirkulerer varmen. En enhet på 10 MWh vil koste omtrent 700 A$,000. (1414 grader er smeltepunktet for silisium.) En demonstrasjon av TESS skal være på Aurora solenergiprosjekt nær Port Augusta, Sør-Australia.

Også i Australia kalles et blandet materialemisicibility gap legering (MGA)lagrer energi i form av varme. MGA består av små blokker av blandede metaller, som mottar energi generert av fornybare energikilder som sol og vind som er overskudd til nettbehovet og lagrer den i opptil en uke. En pris på $35/kWh er oppgitt, mye mindre enn litium-ion-batterier, men den har en langsommere responstid enn batterier - 15 minutter. Varmen frigjøres for å generere damp, potensielt i gjenbrukte kullfyrte anlegg. Selskapet MGA Thermal ble skilt ut fra University of Newcastle og ved hjelp av et føderalt tilskudd bygger et pilotfabrikk. Den har flere systemer under utvikling for temperaturer fra 200 grader til 1400 grader.

En annen form for energilagring er is.Isenergihar kontrakter fra Southern California Edison for å levere 25,6 MW termisk energilagring ved å bruke Ice Bear-systemet, koblet til store klimaanlegg. Dette lager is om natten når strømbehovet er lavt, og bruker det til å gi kjøling på dagtid i stedet for klimaanleggets kompressorer, og reduserer dermed toppbehovet.

Hydrogenlagring

I Tyskland har Siemens tatt i bruk et 6 MW hydrogenlagringsanlegg ved hjelp avprotonutvekslingsmembran (PEM)teknologi for å konvertere overflødig vindkraft til hydrogen, for bruk i brenselceller eller tilført naturgassforsyning. Anlegget i Mainz er den største PEM-installasjonen i verden. I Ontario inngikk Hydrogenics et samarbeid med det tyske verktøyet E.ON for å opprette et 2 MW PEM-anlegg som kom i drift i august 2014, og gjorde vann til hydrogen gjennom elektrolyse.

Effektiviteten av elektrolyse til brenselcelle til elektrisitet er rundt 50 prosent.

San Diego Gas & Electric samarbeider med israelske GenCell for å installere 30 GenCell G5rx backup brenselceller på transformatorstasjonene. Dette er hydrogenbaserte alkaliske brenselceller med 5 kW effekt. De er laget i Israel, og brukes der av Israel Electric Corporation.

Kinetisk lagring

Svinghjullagre kinetisk energi og er i stand til titusenvis av ladesykluser.

Ontarios ISO har inngått kontrakt for et 2 MW svinghjulslagringssystem fra NRStor Inc. Hawaiian Electric Co installerer et 80 kW/320 kWh svinghjulssystem fra Amber Kinetics for sitt Oahu-nett, dette er en modul potensielt av flere. Normalt brukes svinghjul, som lagrer kinetisk energi klar til å bli tilbake til elektrisitet, til frekvensstyring i stedet for energilagring, de leverer energi over en relativt kort periode og kan hver levere opptil 150 kWh. Amber Kinetics hevder fire timers utladningsevne.

Tysklands Stornetic produserer DuraStor-enheter som har kapasiteter fra titalls kilowatt opp til omtrent en megawatt. Bruksområdene spenner fra regenerativ bremsing for tog til tilleggstjenester for vindparker.

Den viktigste bruken av svinghjul er i oppsett med diesel roterende uavbrutt strømforsyning (DRUPS), med 7-11 andre synkronfunksjon under oppstart av en integrert dieselgenerator etter strømbrudd. Dette gir tid –e.g.30 sekunder – for normal dieselback-up å starte. Svinghjulet lagrer ellers energi.

Det amerikanske energidepartementets Global Energy Storage-database har mer informasjon.