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Die Zukunft der Stromspeicherung in Deutschland
Frühjahrstagung der Deutschen Physikalischen Gesellschaft, Dresden 04.-08. März 2013
Arbeitskreis Energie
Hermann Pütter
Gesellschaft Deutscher Chemiker
Die Zukunft der Stromspeicherung
1. Stromversorgung in den nächsten Dekaden
2. Wie gehen wir mit dem schwankenden Angebot um?
3. Effizienzvergleiche: Wirkungsgrade und Kosten
4. Die Rolle des Wasserstoffs
5. Probleme der Entscheidung
6. F&E-Strategie
Die Zukunft der Stromspeicherung
1. Stromversorgung in den nächsten Dekaden
2. Wie gehen wir mit dem schwankenden Angebot um?
3. Effizienzvergleiche: Wirkungsgrade und Kosten
4. Die Rolle des Wasserstoffs
5. Probleme der Entscheidung
6. F&E-Strategie
Stromversorgung 2010-2040Kapazitäten
0 50 100 150 200
2010
2025
2040
Fossil und nuklear
Biomasse, Wasser
Wind, PV
Daten nach: DB Research: J. Auer, Moderne Stromspeicher - Unverzichtbare Bestandteile der Energiewende, 31.01.12
Leistung [GW]
mittlereLeistung
Stromversorgung 2010-2040Kapazitäten
0 50 100 150 200
2010
2025
2040
Fossil und nuklear
Biomasse, Wasser
Wind, PV
dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt (2012), S. 85, ohne Pumpspeicherwerke und KWK konventionell
Leistung [GW]
2030Stromspeicher heute: 10 GWStromspeicher 2020: 13 GWBMWI, Energiewende!, 01/2012
0 2412Tageszeit
Geordnete Dauerlinie der Residuallastschematischer Verlauf 2030
60 GW
0 GW
-40 GWStunden 8000
1056h9,1 TWh
Negative Residuallast
Geordnete Dauerlinie der Residuallast skizziert nach dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt (2012), S. 112
h2
Versorgung mit Strom am Limit
Strombedarf sehr niedrig;
besonders an Wochenenden
20 GW
h1
Die Zukunft der Stromspeicherung
1. Stromversorgung in den nächsten Dekaden
2. Wie gehen wir mit dem schwankenden Angebot um?
3. Effizienzvergleiche: Wirkungsgrade und Kosten
4. Die Rolle des Wasserstoffs
5. Probleme der Entscheidung
6. F&E-Strategie
Stromspeicheroptionen
Direkte StromspeicherPumpspeicherkraftwerkeBatterien AA-CAESCAES (WG: 40-50%)Schwungräder, Kondensatoren
Indirekte StromspeicherErdgasnetzWärmespeicherBiomasse (z.B. Bioerdgas)(Bio)-Kraftstoffe (Hybridautos)ElektrofahrzeugeWasserstoff
Wirkungsgrade hoch
Strom
Speicher
Strom
(Strom)
Verschiedene Pufferstrategien
Strom
Wirkungsgrade niedrig
SpeicheroptionenWirkungsgrad, Kosten, Randbedingungen
60 GW
0 GW
-40 GWStunden 8000
20 GW
h2
h1
S1: 10 GWh 8 GWh;S2: 10 GWH 4 GWh; Kosten S1 > Kosten S2
Delta €?
Was kostet diese
„Lücke?“
0 2412Tageszeit
h2
h1
Strompreis
Die Zukunft der Stromspeicherung
1. Stromversorgung in den nächsten Dekaden
2. Wie gehen wir mit dem schwankenden Angebot um?
3. Effizienzvergleiche: Wirkungsgrade und Kosten
4. Die Rolle des Wasserstoffs
5. Probleme der Entscheidung
6. F&E-Strategie
Effizienzvergleich einiger SystemeStrom oder Wasserstoff (als Energieträger)
BatterienPumpspeicher
DruckluftspeicherWasserelektrolyse
BHKWGuD-Kraftwerke
Power-to-Gas
100%
Strom H2
Wirkungsgrad Stromerzeugung
Auf Lastschwankungen ausgelegt:- Batterien- Pumpspeicher- Druckluftspeicher
Effizient unter Dauerbetrieb:- Wasserelektrolyse- BHKW (Strom und Wärme)
- GuD-Kraftwerke
Strom gespeichert: Die Wirkungsgradkette
PV
Wind
Gas-kraft-werke
Wasser-Elektrolyse
H2-Speicher
Erdgasnetz
H2 Methan
GuDBHKW
Pumpspeicher,Batterien, AA-CAES
Erzeugung Speicherung, Konversion
60 - 80%
fluktu-ierend
25%
50-75%
Strom
Strom aus: Kohle
WasserkraftBiomasse
60%
vorwiegend
flexibel
Brennstoff-zellen
Rot: Wirkungsgrad der einzelnen StufeSchwarz: Wirkungsgrad der Kette, incl. TransportverlusteDreieck Blau: Stromweg; Dreieck grau H2- bzw. CH4-Weg
50%
Nutz-wärmeGrundlast
50%80%
ErdgasP2G-H2
P2G-CH430%
40%35%20%15%
Stromspeicherkosten verschiedener Technologien
10 20 30 40ct/kWh
AA-CAES
Li Ion
NAS
Hydrogen
Pump storage
Redox-Flow
CH4(EE)
als Tages- & Wochenspeicher ungeeignetevtl. als Jahres-/Saisonspeicher geeignet
Wirkungsgrade
20-30%
30- 40%
60- 70%
> 70%
Stromkosten
M. Kloess, TU Wien, Energy Economics Group, 12. Symposium Energieinnovation, Graz 15.-17.02.12:Wirtschaftliche Bewertung von Stromspeichertechnologien, Kurzfassung
Reaktionszeiten(Milli)-Sek., Min.
KontinuierlicheVerfahren (?)
Die Zukunft der Stromspeicherung
1. Stromversorgung in den nächsten Dekaden
2. Wie gehen wir mit dem schwankenden Angebot um?
3. Effizienzvergleiche: Wirkungsgrade und Kosten
4. Die Rolle des Wasserstoffs
5. Probleme der Entscheidung
6. F&E-Strategie
E.on: Power to Gas
Von Julia Weiß An: E.ONBetreff: SpeichertechnikenMal weht der Wind, mal nicht. Gibt´s ´nen Akku für grünen Strom?
Hallo Frau Weiß, so was gibt es schon heute. Und wir arbeiten an weiteren Speichertechniken. ….
e.on
Von Julia Weiß An: E.ONBetreff: SpeichertechnikenMal weht der Wind, mal nicht. Gibt´s ´nen Akku für grünen Strom?
Hallo Frau Weiß, so was gibt es schon heute. Und wir arbeiten an weiteren Speichertechniken.
E.OnPower-to-Gas-Pilotanlage in FalkenhagenE.On hat am 22. August 2012 im brandenburgischen Falkenhagen mit der Errichtung einer Pilotanlage zur Speicherung von Windstrom im Erdgasnetz begonnen. Die Power-to-Gas-Anlage wird ab 2013 überschüssigen Windstrom aufnehmen, der nicht ins Netz eingespeist werden könnte. […] Durch einen Elektrolyseprozess werden rund 360m³ Wasserstoff pro Stunde erzeugt. …BWK Bd. 64(2012) Nr. 10, S. 36
360 m³ ~ 770 kg H2 proTag bei Volllast; 2030: ca. 1000 - 1100 h Betriebszeit 1)
1) dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt (2012), S. 113 Wert für 2030
Wasserstoffkosten in $
Elektrolysevariante A1) fluktuierend mit EE-Angebot (??)Produktion H2 [kg/day] 1000 100 20Kosten [$/kg H2] 4,15 8,09 19,01
Elektrolysevariante B2)
kontinuierlichProduktion H2 [kg/day] 50.000Kosten [$/kgH2] 2,83 7,83 low wind cost
3,72 12,61 current wind cost wind class 6 wind class 1
1) NREL/TP_581_40605 (Sept. 2006): Electrolysis: Information and Opportunities for Electric Power Utilities; NREL/MP-560-36734Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers2) NREL/TP 5600-50408 (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1
H2 from natural gasKosten: 750-1050 €/tIEA Prospects for Hydrogen and Biomass (2006), IAE-HIA-Task 16 Subtask B
€/$ (2006) ~ 1,25
Wasserstoffkosten in €
Elektrolysevariante A1) fluktuierend mit EE-Angebot (??)Produktion H2 [kg/day] 1000 100 20Kosten [€/kg H2] 3,32 6,47 15,21
Elektrolysevariante B2)
kontinuierlichProduktion H2 [kg/day] 50.000Kosten [€/kgH2] 2,26 6,26 low wind cost
2,98 10,09 current wind cost wind class 6 wind class 1
1) NREL/TP_581_40605 (Sept. 2006): Electrolysis: Information and Opportunities for Electric Power Utilities; NREL/MP-560-36734Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers2) NREL/TP 5600-50408 (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1
H2 from natural gasKosten: 0,75-1,05 €/kgIEA Prospects for Hydrogen and Biomass (2006), IAE-HIA-Task 16 Subtask B
€/$ (2006) ~ 1,25
Einsatzstoffkosten H2 für P2G-Strom
Elektrolysevariante A1) fluktuierend mit EE-AngebotEinsatz H2 [kg/day] 1000 100 20Kosten Strom [€/kWh] 0,25 0,49 1,14
Elektrolysevariante B2)
kontinuierlichEinsatz H2 [kg/day] 50.000Kosten Strom [€/kWh] 0,17 0,47 low wind cost
0,22 0,76 current wind cost wind class 6 wind class 1
1) NREL/TP_581_40605 (Sept. 2006): Electrolysis: Information and Opportunities for Electric Power Utilities; NREL/MP-560-36734Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers2) NREL/TP 5600-50408 (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1
H2 GuD/BHKW 40% Strom
Einsatzstoffkosten H2 für P2G-Strom
Elektrolysevariante A1) fluktuierend mit EE-AngebotEinsatz H2 [kg/day] 1000 100 20Kosten Strom [€/kWh] 0,25 0,49 1,14
Elektrolysevariante B2)
kontinuierlichEinsatz H2 [kg/day] 50.000Kosten Strom [€/kWh] 0,17 0,47 low wind cost
0,22 0,76 current wind cost wind class 6 wind class 1
1) NREL/TP_581_40605 (Sept. 2006): Electrolysis: Information and Opportunities for Electric Power Utilities; NREL/MP-560-36734Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers2) NREL/TP 5600-50408 (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1
H2 GuD/BHKW 40% Strom
Ohne Kapitalkosten und ohne
Betriebs- und Wartungskosten
Ohne Kapitalkosten und ohne
Betriebs- und Wartungskosten
Elektrolyse bei einer Residuallast im Oktober 2030
Samstag Sonntag
-20 GW
-40 GW
40 GW
Residuallast
1,5 kA/m²
3,0 kA/m²
0,0 kA/m²
Wirkungsgrad: < 60%
Stromdichte
Nach dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt (2012), S. 118, Wochenverlauf der Residuallasten, typische Beispiele
Vom Wirkungsgrad der Teilzelle zum Gesamtwirkungsgrad
1) Siehe z.B.: Siemens, DWV-Pressekonferenz, Berlin, 14.02.12:Elektrolyse – neue Potenziale in einer sich verändernden Energielandschaft
Zelle Stack
Zellensaal
Gesamtanlage
Peri-pherie
PEM-Elektrolyse1)
0,5 1,5 2,50
50
90
Stromdichte [A/cm²]
Wir
kun
gsg
rad
[%
]
nur ZelleStackZellensaalAnlagePeripherie
große Anlage kontinuierlich
dezentrale Anlage diskontinuierlich
Tatsächlicher Wirkungsgrad
nur ZelleStackZellensaalAnlagePeripherie
Die Zukunft der Stromspeicherung
1. Stromversorgung in den nächsten Dekaden
2. Wie gehen wir mit dem schwankenden Angebot um?
3. Effizienzvergleiche: Wirkungsgrade und Kosten
4. Die Rolle des Wasserstoffs
5. Probleme der Entscheidung
6. F&E-Strategie
SpeicheroptionenRandbedingungen, Vergütung, F&E-Chancen
60 GW
0 GW
-40 GWStunden 8000
20 GW
h2
h1
S1: 10 GWh 8 GWh;S2: 10 GWH 4 GWh; Kosten S1 > Kosten S2
Vergütung:•Bereitstellung von Kapazität•Preise an den Strombörsen•Zentrale Lösung•Insellösung•Netzanforderungen
Delta €?
Was kostet diese
„Lücke?“
F&E:realistische Ziele
Wirkungsgrad
Investitions-kosten
Energiekosten
A
B
C
D
Die wesentlichen Kostenverursacher von Stromspeicheralternativen
A: Erdgasnetz+ GuDB: PumpspeicherkraftwerkC: BatterienD: Power-to-Gas
Energiekosten nach Leitstudie 2011:Erdgaskosten 2030: 0,03 €/kWhStromkosten 2030: 0,09 €/kWh (Erdgas-GuD 1)
0,07 €/kWh (EE-Neuanlagen)
1) Mittlerer Preispfad
0 2412Tageszeit
h2
h1
Strompreis
Wirkungsgrad
Investitions-kosten
Energiekosten
A
B
C
D
Die wesentlichen Kostenverursacher von Stromspeicheralternativen
A: Erdgasnetz+ GuD + BHKWB: PumpspeicherkraftwerkC: BatterienD: Power-to-GasE: AA-CAES
Energiekosten nach Leitstudie 2011:Erdgaskosten 2030: 0,03 €/kWhStromkosten 2030: 0,09 €/kWh (Erdgas-GuD 1)
0,07 €/kWh (EE-Neuanlagen)
1) Mittlerer Preispfad
0 2412Tageszeit
h2
h1
Strompreis
E
Wirkungsgrad
Investitions-kosten
Energiekosten
C
Die wesentlichen F&E-Ziele der wichtigsten Stromspeicheralternativen
A: Erdgasnetz+ GuD + BHKWB: PumpspeicherkraftwerkC: BatterienD: Power-to-GasE: AA-CAES
Energiekosten nach Leitstudie 2011:Erdgaskosten 2030: 0,03 €/kWhStromkosten 2030: 0,09 €/kWh (Erdgas-GuD 1)
0,07 €/kWh (EE-Neuanlagen)
1) Mittlerer Preispfad
0 2412Tageszeit
h2
h1
Strompreis
AE
Die Zukunft der Stromspeicherung
1. Stromversorgung in den nächsten Dekaden
2. Wie gehen wir mit dem schwankenden Angebot um?
3. Effizienzvergleiche: Wirkungsgrade und Kosten
4. Die Rolle des Wasserstoffs
5. Probleme der Entscheidung
6. F&E-Strategie
F&E-Strategie: Umgang mit EE-Strom
Flexibilität
Entwicklungspotenzial
spätestens 20 Jahren: - wirtschaftlich - dezentral einsetzbar - effizienzfördernd
Schon heute weitgehend im Zielbereich
- räumlich fixiert- reife Technologie- Wirkungsgrad nicht ausbaufähig
- auch in 20 Jahren noch F&E-Bedarf- räumlich fixiert- große Anlagen- wenig Synergien
F&E-Strategie: Umgang mit EE-Strom
Flexibilität
Entwicklungspotenzial
spätestens 20 Jahren: - wirtschaftlich - dezentral einsetzbar - effizienzfördernd
Schon heute weitgehend im Zielbereich
- räumlich fixiert- reife Technologie- Wirkungsgrad nicht ausbaufähig
- auch in 20 Jahren noch F&E-Bedarf- räumlich fixiert- große Anlagen- wenig SynergienPump-
speichernational
Smart Grids
CAES
Erdgasnetz
ThermischeSpeicher< 200°C
F&E-Strategie: Umgang mit EE-Strom
Flexibilität
Entwicklungspotenzial
Pump-speichernational
Smart Grids
Strom H2
H2 Strom
GUD; KWK
Batterienmobil
ThermischeSpeicher> 200°C
CAES
Batterienstationär
H2 Strom
FC (mobil)
Erdgasnetz
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!
Stromspannungskurve Siemens-PEM-Elektrolyse 1 – 100 bar (Labor)
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
theor. 1,23 V (25°C; 1 bar)real
Zel
lsp
ann
un
g [
V]
1 2 3 4
50% Wirkungsgrad
technische Stromdichte
Stromdichte [A/cm²]
nach einer Darstellung von Siemens, DWV-Pressekonferenz, Berlin, 14.02.12:Elektrolyse – neue Potenziale in einer sich verändernden Energielandschaft
Stromspannungskurve: Maßstab für Optimierung
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
theor. 1,23 V (25°C; 1 bar)real
Zel
lsp
ann
un
g [
V]
1 2 3 4
50% Wirkungsgrad
technische Stromdichte
Stromdichte [A/cm²]
60% Wirkungsgrad
Investitionskosten: fallend mit Stromdichte
Energiekosten: proportional zu Zellspannung
Stromspannungskurve: Maßstab für Optimierung
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
theor. 1,23 V (25°C; 1 bar)real
Zel
lsp
ann
un
g [
V]
1 2 3 4
50% Wirkungsgrad
technische Stromdichte
Stromdichte [A/cm²]
60% Wirkungsgrad
Investitionskosten: fallend mit Stromdichte
Energiekosten: proportional zu Zellspannung
kontinuierliche Anlageaufwendiges Cell Design
z.B. teure ElektrodenStrom zu Marktpreisen
diskontinuierliche Anlagerobust, flexibel, einfachBetriebszeit: < 2000 hStromkosten: <Marktpreis
Stromspannungskurve Siemens-PEM-Elektrolyse 1 – 100 bar (Labor)
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
theor. 1,23 V (25°C; 1 bar)real
Zel
lsp
ann
un
g [
V]
1 2 3 4
50% Wirkungsgrad
technische Stromdichte
Stromdichte [A/cm²]
1 Quadratmeter Elektrolysefläche erzeugt so 9 kg H2 pro Tag.
Dies entspricht einer Tankfüllung von 2 Mercedes B-Klasse F-Cell.