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.