Das australische Energieunternehmen AGL hat mit der Inbetriebnahme seines 500 MW/1.000 MWh Liddell Batteriespeichersystems (BESS) in New South Wales begonnen. Dieser Schritt markiert einen wichtigen Meilenstein für die Energiewende in Australien. Das Projekt, das sich am Ufer des Lake Liddell befindet, etwa 220 Kilometer nördlich von Sydney, ist ein entscheidender Baustein für die Stabilisierung des Stromnetzes, während das Land von fossilen Brennstoffen auf erneuerbare Energien umstellt.
Wichtige Erkenntnisse
- AGL beginnt mit der Inbetriebnahme des 500 MW/1.000 MWh Liddell Batteriespeichersystems.
- Die Anlage befindet sich auf dem Gelände des ehemaligen Kohlekraftwerks Liddell.
- Das System nutzt netzbildende Wechselrichtertechnologie für verbesserte Netzstabilität.
- Voller kommerzieller Betrieb wird für Juni 2026 erwartet.
- Das Projekt ist Teil von AGLs Plan, das Liddell-Gelände in ein integriertes Energiezentrum umzuwandeln.
Ein neues Kapitel für den Standort Liddell
Der Liddell Batteriespeicher ist auf dem Gelände des ehemaligen Kohlekraftwerks Liddell entstanden, das nach 50 Jahren Betrieb im April 2023 stillgelegt wurde. Diese Transformation ist ein klares Zeichen für Australiens Engagement, seine Energieinfrastruktur neu auszurichten.
Damien Nicks, Geschäftsführer und CEO von AGL, äußerte sich stolz über diesen Fortschritt. Er betonte die Bedeutung des Projekts für die Umgestaltung des Standorts. Die Batterie wird als wichtige Speicherlösung dienen, die dringend benötigt wird, da Kohlekraftwerke vom Markt genommen werden und der Anteil erneuerbarer Energien stetig wächst.
Faktencheck Liddell BESS
- Kapazität: 500 MW / 1.000 MWh
- Standort: Lake Liddell, New South Wales
- Baubeginn: März 2026 abgeschlossen
- Inbetriebnahme: Erste 250 MW laufen bereits
- Voller Betrieb: Erwartet bis Juni 2026
- Finanzierung: 35 Millionen AUD von der Australian Renewable Energy Agency (ARENA)
Innovative Technologie für ein stabileres Netz
Ein herausragendes Merkmal des Liddell BESS ist die Verwendung von netzbildender Wechselrichtertechnologie. Diese moderne Technologie ermöglicht es dem System, die Netzstabilität zu verbessern, ohne auf traditionelle synchrone Maschinen angewiesen zu sein. Dies ist besonders wichtig in einem Energiemarkt, der zunehmend von volatilen erneuerbaren Energiequellen geprägt ist.
Die Anlage wurde bereits im September 2025 beim Australian Energy Market Operator (AEMO) registriert. Dies war ein entscheidender Schritt vor der nun laufenden Inbetriebnahmephase. Die schrittweise Erprobung der Batterieleistung und Netzeinspeisung über mehrere Monate hinweg soll bis Juni 2026 zum vollen kommerziellen Betrieb führen.
„Diese Batterie wird wichtige feste Speicherkapazitäten für das Energiesystem liefern, die mit dem Ausstieg aus der Kohle und dem zunehmenden Anteil erneuerbarer Energieerzeugung immer nötiger werden.“
Herausforderungen bei der Umsetzung
Die Implementierung dieser netzbildenden Technologie in großem Maßstab stellte die Ingenieure vor erhebliche Herausforderungen. Ghasem Jahedi, leitender Netzingenieur bei AGL, berichtete von anfänglichen Wissenslücken. Vor zwei Jahren, zu Beginn des Projekts, gab es noch unzureichendes Verständnis dafür, wie netzbildende Wechselrichter genau funktionieren.
Das Projekt erhielt eine Förderung von 35 Millionen AUD (ca. 24,8 Millionen US-Dollar) von der Australian Renewable Energy Agency (ARENA). Diese Mittel waren speziell für die Demonstration der netzbildenden Wechselrichterfähigkeiten vorgesehen. Zusätzlich wurde ein langfristiger Energiedienstleistungsvertrag (LTESA) im Rahmen der Energiestrategie des Bundesstaates New South Wales abgeschlossen.
Hintergrund zur Netzstabilität
Traditionelle Stromnetze wurden um große, zentrale Kraftwerke wie Kohle- oder Gaskraftwerke herum gebaut, die eine inhärente Netzstabilität durch ihre rotierenden Generatoren bieten. Mit dem Übergang zu erneuerbaren Energien wie Solar- und Windkraft, die über Wechselrichter ins Netz einspeisen, kann diese natürliche Stabilität verloren gehen. Netzbildende Wechselrichter können diese Funktion nachahmen und so dazu beitragen, Frequenz und Spannung im Netz stabil zu halten.
Regulatorische Hürden und technische Erkenntnisse
Zac Ward, APAC Grid Director bei Fluence Energy, dem Technologiezulieferer und Baupartner von AGL, wies auf regulatorische Schwierigkeiten hin. Bestehende Zugangsstandards, die hauptsächlich für netzfolgende Systeme konzipiert wurden, passten nicht immer zu den Eigenschaften netzbildender Technologien. Dies führte zu einer komplexen Situation, in der die Einhaltung alter Standards für neue Technologien eine Herausforderung darstellte.
Die Projektteams mussten umfangreiche Gespräche mit Übertragungsnetzbetreibern, AEMO und Herstellern führen. Ziel war es, ein gemeinsames Verständnis für die Funktionsweise und Integration der neuen Technologie zu entwickeln. Eine wichtige technische Erkenntnis betraf die Dimensionierung der Batterien für netzbildende Anwendungen, insbesondere hinsichtlich der Bereitstellung synthetischer Trägheit.
- Herausforderung 1: Mangelndes Verständnis für netzbildende Wechselrichter.
- Herausforderung 2: Veraltete regulatorische Rahmenbedingungen.
- Herausforderung 3: Komplexität der Systemintegration und Batterie-Dimensionierung.
AGLs Vision: Ein integriertes Energiezentrum
Nach seiner vollständigen Inbetriebnahme wird der Liddell Batteriespeicher AGLs wachsendes Portfolio an Batteriespeichersystemen im Netzmaßstab ergänzen. Dazu gehören bereits die 250 MW Torrens Island Batterie und die 50 MW Broken Hill Batterie. Eine weitere 500 MW Tomago Batterie befindet sich derzeit im Bau.
AGL verfolgt die Umwandlung des Liddell-Standorts weiter, um ein integriertes Energiezentrum zu schaffen. Das Unternehmen prüft potenzielle Partnerschaften in den Bereichen Materialrückgewinnung und -recycling, kohlenstoffarme Kraftstoffe und Rechenzentren. Dies zeigt AGLs langfristige Strategie, den Übergang zu einer nachhaltigeren Energiezukunft aktiv mitzugestalten.
Die Erfahrungen aus dem Liddell-Projekt werden auch zukünftige groß angelegte Batterieprojekte im australischen National Electricity Market (NEM) beeinflussen. Jahedi merkte an, dass Projekte über 350 MVA zusätzliche Anforderungen von Übertragungsnetzbetreibern erfüllen müssen, wie die Installation weiterer Kraftwerkssteuerungen. Dies sind wichtige Überlegungen für die Planung zukünftiger Großspeicher.
