Die Zukunft der Stromspeicherung in Deutschland Frühjahrstagung der Deutschen Physikalischen...

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

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







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







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 (?)







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


kontinuierlichProduktion H2 [kg/day] 50.000Kosten [€/kgH2] 2,26 6,26 low wind cost



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


kontinuierlichEinsatz H2 [kg/day] 50.000Kosten Strom [€/kWh] 0,17 0,47 low wind cost



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


kontinuierlichEinsatz H2 [kg/day] 50.000Kosten Strom [€/kWh] 0,17 0,47 low wind cost



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







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




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




0 2412Tageszeit

h2

h1

Strompreis

AE







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


Flexibilität


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


Flexibilität


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


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


Zel

lsp

ann

un

g [

V]

1 2 3 4

50% Wirkungsgrad



60% Wirkungsgrad

Investitionskosten: fallend mit Stromdichte

Energiekosten: proportional zu Zellspannung

Stromspannungskurve: Maßstab für Optimierung

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0


Zel

lsp

ann

un

g [

V]

1 2 3 4

50% Wirkungsgrad



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


Zel

lsp

ann

un

g [

V]

1 2 3 4

50% Wirkungsgrad



1 Quadratmeter Elektrolysefläche erzeugt so 9 kg H2 pro Tag.

Dies entspricht einer Tankfüllung von 2 Mercedes B-Klasse F-Cell.

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