Vistra Moss Batterie
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Land
  • Vereinigte Staaten
Koordinaten36°48′09″N 121°46′25″W / 36,80250°N 121,77361°W / 36.80250; -121.77361
StatusEingelagert
EigentümerVistra Corp
Stromerzeugung
Nennkapazität450  MW (vorher 750)
Speicherkapazität1800 MWh (vorher 3000)
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PG&E Elkhorn Batterie
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Land
  • Vereinigte Staaten
Koordinaten36°48′28″N 121°46′56″W / 36,80778°N 121,78222°W / 36.80778; -121.78222
StatusEingelagert
EigentümerPG&E
Stromerzeugung
Nennkapazität182,5  MW
Speicherkapazität730 MWh
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Luftaufnahme des Kraftwerks Moss Landing, 2007
Einer der Stapel für die Einheiten 6 und 7

Das Kraftwerk Moss Landing ist ein mit Erdgas betriebenes Kraftwerk mit angeschlossenem Batteriespeicher . Es befindet sich in Moss Landing, Kalifornien , USA, mitten in der Monterey Bay . Mit einer Leistung von 630 MW und einer Speicherkapazität von 2.500 MWh zählt der Batteriespeicher des Kraftwerks zu den größten der Welt (Stand: 2025 ). Im Speicher wird überschüssiger Strom (in der Regel günstigerer Solarstrom tagsüber) für die Nutzung in Zeiten höheren Strombedarfs ( meist abends ) gespeichert. [ 3 ]

Die Batteriespeicheranlage in Moss Landing besteht aus zwei separaten Speichereinrichtungen. Die erste, die Vistra Energy Storage Facility, wird von der Vistra Corp. betrieben , die zweite, die Elkhorn Battery Facility, vom kalifornischen Energieversorger PG&E . Die Elkhorn Battery Facility nutzt Tesla- Batterien, um ihren Energiebedarf zu decken.

Die beiden 152 Meter hohen Schornsteine ​​des Kraftwerks sind markante Wahrzeichen der Region und im gesamten Monterey Bay Area sichtbar . Sowohl das Kraftwerk als auch einer der Batteriespeicher gehören der Vistra Corp. mit Sitz in Irving, Texas, und werden von ihr betrieben . Der zweite Batteriespeicher ist im Besitz von PG&E. Das Kraftwerk verfügt derzeit über eine Nettoleistung von 1020  MW , die von seinen beiden GuD- Einheiten erzeugt wird. [ 2 ] Es war einst das größte Kraftwerk im US-Bundesstaat Kalifornien mit einer Erzeugungskapazität von 2560 MW, bevor seine beiden großen überkritischen Dampfkraftwerke im Jahr 2016 stillgelegt wurden.

Geschichte

1949 begann Pacific Gas & Electric (PG&E) mit dem Bau des Kraftwerks Moss Landing. In den 1950er Jahren wurden fünf mit Erdgas und Öl betriebene Dampfeinheiten errichtet. Die kommerzielle Stromerzeugung begann 1950 mit einer Kapazität von 613 MW.

1964 begann der Bau zweier weiterer Blöcke (6 und 7) mit jeweils einem neuen, 150 Meter hohen Schornstein. Diese beiden Blöcke hatten eine Leistung von je 750 MW, insgesamt also 1500 MW, und besaßen 55 Meter hohe Kessel. Sie nutzten eine neuere Technologie mit überkritischem Dampf bei 25 MPa.

Die ursprünglich fünf Anlagen wurden 1995 stillgelegt, und 1997 ließ PG&E die Genehmigungen für diese Anlagen auslaufen. [ 4 ] [ 5 ]

Im Zuge der Deregulierung des Energiesektors in Kalifornien verkaufte PG&E das Kraftwerk 1998 an Duke Energy (DENA). Um strengere Umweltauflagen zu erfüllen, wurden die Blöcke 6 und 7 im Jahr 1998 mit einer selektiven katalytischen Reduktionsanlage und digitalen Steuerungssystemen modernisiert.

Ab dem Jahr 2000 wurden die acht 69 Meter hohen Schornsteine ​​und 19 Heizöltanks abgerissen und an ihrer Stelle zwei neue Blöcke errichtet. Die neuen Blöcke 1 und 2 gingen 2002 in Betrieb. Es handelt sich um Kombikraftwerke , die 50 % effizienter sind als die vorherigen Blöcke, da sie mit zwei Turbinen arbeiten: zunächst zwei Gasturbinen mit je 170 MW Leistung und anschließend eine Dampfturbine mit 190 MW, was eine Gesamtleistung von jeweils 530 MW ergibt. Bei seiner Fertigstellung im Jahr 2002 war das Kraftwerk mit einer Kapazität von 2560 MW das größte Kraftwerk Kaliforniens. [ 6 ]

Nachdem Duke Energy im Jahr 2006 über eine halbe Milliarde Dollar in die Modernisierung der Kapazität, die Steigerung der Effizienz und die Emissionskontrolle investiert hatte, verkaufte das Unternehmen das Kraftwerk an LS Power Equity Partners. [ 7 ] [ 8 ] Dynegy erwarb das Kraftwerk im April 2007 zusammen mit anderen Vermögenswerten von LS Partners. [ 9 ]

Im Jahr 2015 stürzte ein Übertragungsmast am Kraftwerk ein, was zu einem großflächigen Stromausfall im Bezirk Monterey führte. [ 10 ]

Am 31. Dezember 2016 legte Dynegy die überkritischen Dampfkraftwerksblöcke 6 und 7 still, da diese nicht mehr wirtschaftlich wettbewerbsfähig waren. Die Betriebsgenehmigung für diese Blöcke blieb jedoch weiterhin gültig. [ 11 ] Der Rückbau der Anlage war für 2023 geplant. [ 12 ]

Im Februar 2017 kündigte Dynegy an, das Kraftwerk Moss Landing aufgrund der Marktlage, die durch ein Überangebot an Stromerzeugungskapazität in Kalifornien verursacht wurde und einen rentablen Betrieb erschwerte, möglicherweise zu schließen. [ 13 ] Bis 2018 verfügte Kalifornien über 7.000 MW überschüssige Erzeugungskapazität, doch eine ähnliche Menge (größtenteils ozeangekühlt) sollte bis 2021 stillgelegt werden. [ 14 ] Das Überangebot an Stromerzeugungskapazität ist teilweise auf politische Maßnahmen zurückzuführen, die Versorgungsunternehmen wie PG&E (einem regulierten Monopol) eine Rendite auf Investitionen in den Bau neuer Kraftwerke garantieren, selbst wenn diese nicht benötigt werden. Unabhängige Stromerzeuger wie Dynegy hingegen hatten keine garantierte Rendite auf ihre Investitionen. [ 13 ] Die Stromproduktion war erheblich zurückgegangen, wodurch die an Monterey County gezahlten Steuern sanken . [ 15 ]

Am 9. April 2018 fusionierte Vistra Corp. mit Dynegy Inc. und erwarb dadurch auch das Kraftwerk Moss Landing. [ 16 ] Vistra entschied sich, das Kraftwerk Moss Landing nicht zu schließen, sondern es zu erweitern. [ 17 ] Seit 2021 bezeichnet Vistra die Anlage in Moss Landing als „Vistra Moss Landing Energiespeicheranlage“. [ 18 ]

Verbindungen zum kalifornischen Stromnetz

Das Kraftwerk ist über Stromleitungen mit dem Pfad 15 verbunden und verfügt über Verbindungen wie Pfad 26 und Pfad 66 , die den Stromfluss in weit entfernte Regionen ermöglichen. Zudem ist das Kraftwerk über Übertragungsleitungen mit lokalen Verbrauchern und der Region San Jose verbunden.

Erdgas-Stromerzeugung

Sowohl die überkritischen Anlagen als auch die Kombikraftwerke nutzen Durchlaufkühlung. Die überkritischen Anlagen benötigen eine Kühlleistung von 600.000 US-Gallonen (2.300 m³ ) pro Minute, die Kombikraftwerke hingegen 250.000 US-Gallonen (950 m³ ) . [ 4 ]

Überkritische Dampfeinheiten 6 und 7

Die Blöcke 6 und 7 nutzten überkritischen Dampf . Diese Blöcke wurden Ende 2016 stillgelegt. Am Ende ihrer Laufzeit wurden die Blöcke 6 und 7 typischerweise als Spitzenlastkraftwerke eingesetzt, wenn der Strombedarf am höchsten war. Im Jahr 2016, dem letzten Betriebsjahr, waren sie nur noch zu etwa 3 % der Zeit in Betrieb. [ 11 ]

Der Erzeugungsprozess der Blöcke 6 und 7 beginnt mit der Einspeisung von Erdgas in den Kessel zur Verbrennung. Primärwasser wird am anderen Ende eingespeist, um die entstehende Wärme aufzunehmen. Das Gas stammt direkt aus einer Erdgasleitung, die Verbrennungsprodukte entweichen über den Schornstein in die Atmosphäre. Das Wasser durchläuft einen deutlich komplexeren Kreislauf und besteht aus zwei getrennten Systemen: Kühlwasser und Primärwasser (zur Dampferzeugung). Das Kühlwasser wird aus der Monterey Bay oder dem nahegelegenen Elkhorn Slough gepumpt , gereinigt, zur Kühlung des aus den Turbinen kommenden Wassers verwendet und anschließend ins Meer geleitet. Der Dampf für die Turbinen wird aus dem Primärwasserstrom erzeugt, der vor dem Eintritt in den Kessel vorgewärmt wird. Aus dem Kessel wird der überhitzte Dampf in eine erste Hochdruckturbine und anschließend in eine Niederdruckturbine geleitet . Die Turbinen treiben die Generatoren an.

Kombikraftwerksblöcke 1 und 2

Die Verbrennungsprodukte treiben die Gasturbinen direkt an. Zunächst wird Luft vom Lufteinlass zum Verdichter (angetrieben von der Turbinenwelle) geleitet und dort im Brennraum mit Erdgas verbrannt. Die heißen Verbrennungsgase strömen anschließend durch die eigentliche Turbine (und treiben dabei die Welle an). Thermodynamisch betrachtet handelt es sich hierbei um den klassischen Brayton-Kreisprozess .

Am Ausgang der Gasturbinen wird ein Teil der verbleibenden Energie (Wärme) im Abgas über einen Wärmetauscher zurückgewonnen und auf Wasser übertragen, das eine Dampfturbine speist, ähnlich wie bei den Einheiten 6 und 7.

Im Vergleich zu den überkritischen Einheiten sind die Einheiten 1 und 2 im kleineren Maßstab flexibler, mit einer Anlaufzeit von nur einer Stunde gegenüber 24 Stunden bei den Einheiten 6 und 7.

Batteriespeicheranlagen

Kalifornische Energieversorger sind durch ein Gesetz aus dem Jahr 2013 verpflichtet, bis 2024 signifikante Batteriespeicher bereitzustellen. [ 19 ] Das Kraftwerk Moss Landing wurde als kalifornischer Hauptstandort für Batteriespeicher ausgewählt, um erneuerbare Energiequellen wie Solar- und Windenergie netzweit besser zu nutzen. Am 29. Juni 2018 kündigte die Vistra Corp. den Bau des weltweit größten kommerziellen Batteriespeichers für elektrische Energie an. Die Batterien verbrauchen jährlich rund 100 GWh Energie während des Transports . [ 2 ]

Planung und Bau

Vistra Corp Entwicklung

Am 29. Juni 2018 kündigte Vistra Energy [ 20 ] die Entwicklung eines 300-MW-/1.200-MWh-Energiespeichersystems in Moss Landing an . Das System sollte im bestehenden Turbinengebäude und über die bestehende Verbindung der Blöcke 6 und 7 an das 500-kV-Netz angeschlossen werden. [ 21 ] Vistra Energy rechnete mit der Inbetriebnahme des Energiespeichersystems bis Ende 2020, vorbehaltlich der Genehmigung durch die California Public Utilities Commission (CPUC). Es wäre das weltweit größte Lithium-Ionen-Batteriespeichersystem gewesen. [ 22 ] Der Bau begann im Dezember 2019 [ 23 ] , und Phase 1 nahm Ende 2020 den Betrieb auf. [ 24 ] Das System besteht aus LG-JH4-Zellen in TR1300-Racks und erstreckt sich über zwei Etagen in der alten Turbinenhalle. [ 25 ]

Phase 2, in der weitere 100 MW / 400 MWh hinzugefügt wurden, wurde im August 2021 abgeschlossen, wodurch die Gesamtkapazität auf 400 MW / 1.600 MWh erhöht wurde. [ 26 ] [ 27 ]

Im Jahr 2023 wurde mit dem Bau der Phase 3 (113.000 Module in 122 Spezialcontainern im Freien) [ 28 ] mit weiteren 350 MW / 1.400 MWh begonnen, um die Gesamtkapazität auf 750 MW / 3.000 MWh zu erhöhen. [ 29 ] Die Inbetriebnahme erfolgte im August 2023. [ 30 ]

Eine Erweiterung auf 1.500 MW / 6.000 MWh (ebenfalls mit Anschluss an das 500-kV-Netz) wurde im August 2020 genehmigt, das Unternehmen erklärte jedoch, die Erweiterung nur bei günstigen Marktbedingungen umzusetzen. [ 31 ] [ 32 ]

Elkhorn-Entwicklung

Kalifornische Energieversorger sind durch ein Gesetz aus dem Jahr 2013 verpflichtet, bis 2024 signifikante Batteriespeicher bereitzustellen. [ 19 ] Pacific Gas & Electric (PG&E) beantragte bei der CPUC die Genehmigung von vier Energiespeicherprojekten in der Nähe des Kraftwerks Moss Landing, darunter ein weiteres großes Lithium-Ionen-Batteriespeichersystem mit 182,5 MW / 730 MWh („Elkhorn“, zwischen der alten Turbinenhalle und Elkhorn Slough ), das von Tesla geliefert und von PG&E betrieben werden soll und an das regionale 115-kV-Netz angeschlossen ist. [ 33 ] [ 34 ] [ 35 ]

Die Elkhorn-Batterieanlage wurde konzipiert, um die Energieversorgungssicherheit zu verbessern und den Einsatz erneuerbarer Energien am Standort Moss Landing zu ermöglichen [ 36 ] , indem die in Kalifornien verfügbaren Stromspeicherkapazitäten erhöht werden. [ 37 ] Ziel des Projekts war es, Kosten zu sparen, indem die Abhängigkeit von PG&E von Gaskraftwerken, die in Zeiten erhöhter Nachfrage zugeschaltet werden, reduziert wurde. [ 36 ] Die Anlage sollte 256 Tesla Megapacks zur Deckung ihres Energiespeicherbedarfs einsetzen. [ 38 ]

Am 3. Juli 2019 veröffentlichte die Ressourcenschutzbehörde des Monterey County gemäß dem kalifornischen Umweltqualitätsgesetz (California Environmental Quality Act ) eine abgeschwächte negative Erklärung (Mitigated Negative Declaration). Darin wurden die Maßnahmen detailliert beschrieben, die zur Minderung potenzieller Umweltauswirkungen des Projekts ergriffen werden müssen. [ 39 ] Der Bericht kam zu dem Schluss, dass das Projekt – unter der Voraussetzung, dass die erforderlichen Minderungsmaßnahmen umgesetzt werden – „geringfügige Auswirkungen“ auf die Umwelt hätte. [ 39 ] Konkret wurde festgestellt, dass Minderungsmaßnahmen erforderlich sind, um die Umweltauswirkungen des Projekts auf „biologische Ressourcen“ wie Lebensräume von Wildtieren und auf „kulturelle Ressourcen“, insbesondere auf kulturell bedeutende archäologische Stätten am geplanten Standort der Megapack-Anlage, zu minimieren. [ 39 ]

Das Projekt wurde anschließend zur öffentlichen Stellungnahme hinsichtlich seiner Umweltauswirkungen freigegeben. Die California Unions for Reliable Energy argumentierten, dass der Bezirk Monterey bei der Durchführung seiner Umweltverträglichkeitsprüfung die Standards des California Environmental Quality Act nicht eingehalten habe. [ 40 ] Dieselbe Gewerkschaftsgruppe, mit derselben Rechtsvertretung, verwendete ähnliche Argumente gegen das Solarkraftwerkprojekt California Flats, um Zugeständnisse des Projektentwicklers zu erreichen. [ 40 ]

Im Februar 2020 genehmigte die Planungskommission des Monterey County das Projekt einstimmig. Der Baubeginn war ursprünglich für Ende März [ 41 ] und die Fertigstellung für 2021 geplant. [ 42 ] Die COVID-19-Pandemie in Kalifornien und die daraufhin verhängte Ausgangssperre verzögerten das Projekt. [ 41 ] Der Bau mit den Tesla Megapacks begann im Juli 2020. [ 43 ] [ 44 ]

Die PG&E Elkhorn Batterieanlage wurde am 7. Juni 2022 in Betrieb genommen und ging online. [ 45 ]

Brände und Sicherheitsvorfälle bei hohen Temperaturen

Sicherheitsvorfälle bei hohen Temperaturen bei Vistra Corp

Im September 2021 wurde Phase 1 nach einem Hochtemperatur-Sicherheitsvorfall (ohne Brand) aufgrund eines Lecks in einem Kühlwasserschlauch stillgelegt, während Phase 2 weiter in Betrieb blieb. [ 46 ]

Im Februar 2022 ereignete sich auf dem Vistra-Gelände ein weiterer Sicherheitsvorfall aufgrund hoher Temperaturen (ohne Brand). Infolge dieses Vorfalls wurden die Phasen 1 und 2 außer Betrieb genommen. [ 47 ] Bis Juli 2022 war der Großteil der Anlage wieder in Betrieb. [ 48 ]

Brand der Elkhorn-Batterieanlage 2022

Am 20. September 2022 kam es in der Elkhorn-Batterieanlage (im Besitz und unter der Leitung von PG&E) zu einem Brand, als ein einzelner Tesla Megapack Feuer fing. Sicherheitsvorkehrungen trennten die Anlage umgehend vom kalifornischen Stromnetz. Die Kunden von PG&E waren von der Abschaltung nicht betroffen, und es wurden keine Verletzten gemeldet. Rund drei Monate später, am 30. Dezember 2022, wurde die Elkhorn-Batterieanlage wieder in Betrieb genommen. [ 49 ] [ 50 ] [ 51 ] [ 52 ] Nach dem Vistra-Brand im Januar 2025 wurde auch die Elkhorn-Batterieanlage vom Netz genommen. [ 53 ] Am 1. Juni 2025 wurde versucht, die Elkhorn-Batterieanlage wieder in Betrieb zu nehmen, der Neustart musste jedoch aufgrund eines Lecks im Kühlsystem abgebrochen werden. [ 54 ] [ 55 ]

Feuer im Januar 2025

Feuer in der Moss Landing Battery, 16. Januar 2025

Am Donnerstag, dem 16. Januar 2025, um 15:00 Uhr, brach im Gebäude der Phase 1 (300 MW / 1.200 MWh), dem von Vistra Corp. betriebenen Teil des Geländes, ein Feuer aus . Batteriesysteme (aus Lithium-Nickel-Mangan-Kobalt-Oxiden , einer älteren Technologie, die in den meisten neueren stationären Batteriespeichersystemen nicht mehr verwendet wird [ 56 ] ) entzündeten sich in der Betonhalle und schlugen in die Höhe. Der Brand erreichte seinen ersten Höhepunkt zwischen 20:00 und 22:00 Uhr. Die hauseigene Feuerlöschanlage konnte das Feuer nicht löschen, es blieb jedoch innerhalb des Betongebäudes. Die geschlossene Anlage befand sich im Inneren des Gebäudes, was möglicherweise zur Ausbreitung des Feuers beigetragen hat. Im Gegensatz dazu befinden sich die meisten Batterien außerhalb des Gebäudes in separaten Modulen, wo die Brandausbreitung schwieriger und die Eindämmung einfacher ist. [ 57 ] Die örtlichen Behörden veranlassten die Evakuierung von 1.200 Anwohnern, die am nächsten Tag zurückkehren konnten. [ 58 ] [ 59 ]

Gemäß den Brandschutzprotokollen für Lithiumbatterien versuchten die Feuerwehrleute nicht, den Brand zu löschen, sondern ließen ihn kontrolliert abbrennen. Solche Brände setzen üblicherweise giftige Gase frei und brennen mit sehr hoher Hitze. [ 3 ] Die örtlichen Behörden äußerten Bedenken hinsichtlich der Freisetzung von Fluorwasserstoff und anderen Gefahrstoffen, es wurden jedoch keine gefunden. [ 58 ] [ 60 ] Während der zwei Tage des Brandes herrschten geringe Windgeschwindigkeiten, sodass die Rauchwolke hoch in die Atmosphäre aufsteigen konnte, bevor sie sich stark ausbreitete. [ 61 ] [ 62 ] [ 63 ] [ 64 ] Am Freitagmorgen schien das Feuer weitgehend gelöscht zu sein, doch am frühen Freitagnachmittag nahm die Intensität der Flammen erneut zu. Im Laufe des Tages ebbten die Flammen ab. Luftproben, die am Boden entnommen wurden, wiesen keine Fluorwasserstoffbelastung auf . [ 58 ] [ 60 ] Etwa 80 % dieses Batterieabschnitts waren verbrannt. [ 65 ] Gegen Ende Januar meldeten die Moss Landing Marine Laboratories der San Jose State University einen drastischen Anstieg der Konzentrationen der Schwermetalle Nickel, Magnesium und Kobalt im Vergleich zu den Basiswerten. [ 66 ]

Am Abend des 17. Januar 2025 war das Feuer so weit zurückgegangen, dass die Behörden von Monterey County den evakuierten Personen die Rückkehr in ihre Häuser erlaubten. [ 59 ] Am 22. Januar öffnete Monterey County die letzte Straße in der Umgebung. [ 67 ] Einige lokale Behörden schränkten aufgrund des Vorfalls Batterieprojekte ein. [ 68 ]

Im Februar flammte das Feuer erneut auf, konnte aber innerhalb von 24 Stunden vom örtlichen Feuerwehrchef für unter Kontrolle erklärt werden. [ 69 ]

Stand März 2025 waren die meisten beschädigten Batterien abgeklemmt, und die Aufräumarbeiten könnten mehr als ein Jahr dauern. [ 70 ] Ein Sanierungsplan wurde im Juli 2025 genehmigt, [ 71 ] [ 72 ] und die American Battery Technology Company begann Ende 2025 mit den Arbeiten. Der Wert der recycelten Materialien könnte 30 Millionen US-Dollar betragen. [ 73 ] Vistra schrieb den Schaden in Höhe von 400 Millionen US-Dollar ab. [ 74 ] Die Brandursache ist weiterhin ungeklärt, aber Kalifornien hat bereits Änderungen an seinen Brandschutzgesetzen und -normen für Batteriespeicheranlagen verabschiedet. [ 75 ] [ 76 ]

Siehe auch

Referenzen

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