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Die Zukunft der Stromspeicherung in Deutschland

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

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Die Zukunft der Stromspeicherung in Deutschland

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Presentation Transcript

  1. Die Zukunft der Stromspeicherung in Deutschland Frühjahrstagung der Deutschen Physikalischen Gesellschaft, Dresden 04.-08. März 2013 Arbeitskreis Energie Hermann Pütter Gesellschaft Deutscher Chemiker

  2. 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

  3. 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

  4. Stromversorgung 2010-2040Kapazitäten Biomasse, Wasser Fossil und nuklear Wind, PV 2010 2025 2040 Leistung [GW] 0 50 100 150 200 mittlere Leistung Daten nach: DB Research: J. Auer, Moderne Stromspeicher - Unverzichtbare Bestandteile der Energiewende, 31.01.12

  5. Stromversorgung 2010-2040Kapazitäten Biomasse, Wasser Fossil und nuklear Wind, PV 2010 2025 2030 Stromspeicher heute: 10 GW Stromspeicher 2020: 13 GW BMWI, Energiewende!, 01/2012 2040 Leistung [GW] 0 50 100 150 200 dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt (2012), S. 85, ohne Pumpspeicherwerke und KWK konventionell

  6. h2 20 GW h1 12 0 24 Tageszeit Geordnete Dauerlinie der Residuallastschematischer Verlauf 2030 60 GW Versorgung mit Strom am Limit 0 GW Negative Residuallast Strombedarf sehr niedrig; besonders an Wochenenden 1056h 9,1 TWh -40 GW 8000 Stunden Geordnete Dauerlinie der Residuallast skizziert nach dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt (2012), S. 112

  7. 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

  8. Stromspeicheroptionen Direkte Stromspeicher Pumpspeicherkraftwerke Batterien AA-CAES CAES (WG: 40-50%) Schwungräder, Kondensatoren Strom Wirkungsgrade hoch Speicher Strom Indirekte Stromspeicher Erdgasnetz Wärmespeicher Biomasse (z.B. Bioerdgas) (Bio)-Kraftstoffe (Hybridautos) Elektrofahrzeuge Wasserstoff (Strom) Wirkungsgrade niedrig Verschiedene Pufferstrategien Strom

  9. Delta €? Was kostet diese „Lücke?“ h2 Strompreis h1 12 0 24 Tageszeit SpeicheroptionenWirkungsgrad, Kosten, Randbedingungen 60 GW S1: 10 GWh  8 GWh; S2: 10 GWH 4 GWh; Kosten S1 > Kosten S2 h2 20 GW h1 0 GW -40 GW 8000 Stunden

  10. 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

  11. Effizienzvergleich einiger SystemeStrom oder Wasserstoff (als Energieträger) Batterien Pumpspeicher Druckluftspeicher Wasserelektrolyse BHKW GuD-Kraftwerke Power-to-Gas Strom H2 Wirkungsgrad Stromerzeugung 100% Effizient unter Dauerbetrieb: - Wasserelektrolyse - BHKW (Strom und Wärme) - GuD-Kraftwerke Auf Lastschwankungen ausgelegt: - Batterien - Pumpspeicher - Druckluftspeicher

  12. PV Wasser-Elektrolyse Wind Strom gespeichert: Die Wirkungsgradkette Erzeugung Speicherung, Konversion Strom Pumpspeicher, Batterien, AA-CAES 50-75% 60 - 80% 60% H2-Speicher fluktu-ierend Brennstoff-zellen H2 Methan 25% 50% Gas-kraft-werke 80% Erdgasnetz vorwiegend flexibel Strom aus: Kohle Wasserkraft Biomasse Erdgas P2G-H2 P2G-CH4 35% 20% 15% 50% GuD BHKW 40% 30% Nutz-wärme Grundlast Rot: Wirkungsgrad der einzelnen Stufe Schwarz: Wirkungsgrad der Kette, incl. Transportverluste Dreieck Blau: Stromweg;Dreieck grau H2- bzw. CH4-Weg

  13. Wirkungsgrade > 70% 60- 70% 30- 40% als Tages- & Wochenspeicher ungeeignet evtl. als Jahres-/Saisonspeicher geeignet 20-30% Stromspeicherkosten verschiedener Technologien Stromkosten Li Ion Pump storage AA-CAES Hydrogen NAS Redox-Flow CH4(EE) 10 20 30 40 ct/kWh Reaktionszeiten (Milli)-Sek.,Min. Kontinuierliche Verfahren (?) M. Kloess, TU Wien, Energy Economics Group, 12. Symposium Energieinnovation, Graz 15.-17.02.12: Wirtschaftliche Bewertung von Stromspeichertechnologien, Kurzfassung

  14. 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

  15. E.on: Power to Gas Von Julia Weiß An: E.ON Betreff: Speichertechniken Mal weht der Wind, mal nicht. Gibt´s ´nen Akku für grünen Strom? Von Julia Weiß An: E.ON Betreff: Speichertechniken Mal 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. …. Hallo Frau Weiß, so was gibt es schon heute. Und wir arbeiten an weiteren Speichertechniken. e.on E.On Power-to-Gas-Pilotanlage in Falkenhagen E.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

  16. Wasserstoffkosten in $ Elektrolysevariante A1) fluktuierend mit EE-Angebot (??) Produktion H2 [kg/day] 1000 100 20 Kosten [$/kg H2] 4,15 8,09 19,01 Elektrolysevariante B2) kontinuierlich Produktion H2 [kg/day] 50.000 Kosten [$/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-560-36734 Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers 2) NREL/TP 5600-50408 (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1 H2 from natural gas Kosten: 750-1050 €/t IEA Prospects for Hydrogen and Biomass (2006), IAE-HIA-Task 16 Subtask B €/$ (2006) ~ 1,25

  17. Wasserstoffkosten in € Elektrolysevariante A1) fluktuierend mit EE-Angebot (??) Produktion H2 [kg/day] 1000 100 20 Kosten [€/kg H2] 3,32 6,47 15,21 Elektrolysevariante B2) kontinuierlich Produktion H2 [kg/day] 50.000 Kosten [€/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-560-36734 Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers 2) NREL/TP 5600-50408 (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1 H2 from natural gas Kosten: 0,75-1,05 €/kg IEA Prospects for Hydrogen and Biomass (2006), IAE-HIA-Task 16 Subtask B €/$ (2006) ~ 1,25

  18. Einsatzstoffkosten H2 für P2G-Strom Elektrolysevariante A1) fluktuierend mit EE-Angebot Einsatz H2 [kg/day] 1000 100 20 KostenStrom [€/kWh] 0,25 0,49 1,14 Elektrolysevariante B2) kontinuierlich Einsatz H2 [kg/day] 50.000 KostenStrom [€/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-560-36734 Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers 2) NREL/TP 5600-50408 (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1 H2 GuD/BHKW 40%Strom

  19. Einsatzstoffkosten H2 für P2G-Strom Elektrolysevariante A1) fluktuierend mit EE-Angebot Einsatz H2 [kg/day] 1000 100 20 KostenStrom [€/kWh] 0,25 0,49 1,14 Elektrolysevariante B2) kontinuierlich Einsatz H2 [kg/day] 50.000 KostenStrom [€/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-560-36734 Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers 2) NREL/TP 5600-50408 (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1 Ohne Kapitalkosten und ohne Betriebs- und Wartungskosten H2 GuD/BHKW 40%Strom

  20. Wirkungsgrad: < 60% 3,0 kA/m² 1,5 kA/m² Stromdichte 0,0 kA/m² Elektrolyse bei einer Residuallast im Oktober 2030 40 GW Residuallast -20 GW -40 GW Samstag Sonntag Nach dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt (2012), S. 118, Wochenverlauf der Residuallasten, typische Beispiele

  21. Tatsächlicher Wirkungsgrad große Anlage kontinuierlich nur Zelle Stack Zellensaal Anlage Peripherie dezentrale Anlage diskontinuierlich nur Zelle Stack Zellensaal Anlage Peripherie Zelle Stack Peri-pherie Zellensaal Gesamtanlage Vom Wirkungsgrad der Teilzelle zum Gesamtwirkungsgrad 90 50 Wirkungsgrad [%] PEM-Elektrolyse1) 0 0,5 1,5 2,5 Stromdichte [A/cm²] 1) Siehe z.B.: Siemens, DWV-Pressekonferenz, Berlin, 14.02.12: Elektrolyse – neue Potenziale in einer sich verändernden Energielandschaft

  22. 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

  23. Was kostet diese „Lücke?“ SpeicheroptionenRandbedingungen, Vergütung, F&E-Chancen 60 GW S1: 10 GWh  8 GWh; S2: 10 GWH 4 GWh; Kosten S1 > Kosten S2 h2 Delta €? 20 GW • Vergütung: • Bereitstellung von Kapazität • Preise an den Strombörsen • Zentrale Lösung • Insellösung • Netzanforderungen h1 0 GW -40 GW F&E: realistische Ziele 8000 Stunden

  24. Die wesentlichen Kostenverursacher von Stromspeicheralternativen A: Erdgasnetz+ GuD B: Pumpspeicherkraftwerk C: Batterien D: Power-to-Gas C D Investitions-kosten B A Wirkungsgrad Energiekosten Energiekosten nach Leitstudie 2011: Erdgaskosten 2030: 0,03 €/kWh Stromkosten 2030: 0,09 €/kWh (Erdgas-GuD 1) 0,07 €/kWh (EE-Neuanlagen) 1) Mittlerer Preispfad h2 Strompreis h1 12 0 24 Tageszeit

  25. Die wesentlichen Kostenverursacher von Stromspeicheralternativen A: Erdgasnetz+ GuD + BHKW B: Pumpspeicherkraftwerk C: Batterien D: Power-to-Gas E: AA-CAES C D Investitions-kosten B E A Wirkungsgrad Energiekosten Energiekosten nach Leitstudie 2011: Erdgaskosten 2030: 0,03 €/kWh Stromkosten 2030: 0,09 €/kWh (Erdgas-GuD 1) 0,07 €/kWh (EE-Neuanlagen) 1) Mittlerer Preispfad h2 Strompreis h1 12 0 24 Tageszeit

  26. Die wesentlichen F&E-Ziele der wichtigsten Stromspeicheralternativen A: Erdgasnetz+ GuD + BHKW B: Pumpspeicherkraftwerk C: Batterien D: Power-to-Gas E: AA-CAES C Investitions-kosten E A Wirkungsgrad Energiekosten Energiekosten nach Leitstudie 2011: Erdgaskosten 2030: 0,03 €/kWh Stromkosten 2030: 0,09 €/kWh (Erdgas-GuD 1) 0,07 €/kWh (EE-Neuanlagen) 1) Mittlerer Preispfad h2 Strompreis h1 12 0 24 Tageszeit

  27. 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

  28. F&E-Strategie: Umgang mit EE-Strom spätestens 20 Jahren: - wirtschaftlich - dezentral einsetzbar - effizienzfördernd Schon heute weitgehend im Zielbereich Flexibilität - räumlich fixiert - reife Technologie - Wirkungsgrad nicht ausbaufähig - auch in 20 Jahren noch F&E-Bedarf - räumlich fixiert - große Anlagen - wenig Synergien Entwicklungspotenzial

  29. F&E-Strategie: Umgang mit EE-Strom Smart Grids Erdgasnetz spätestens 20 Jahren: - wirtschaftlich - dezentral einsetzbar - effizienzfördernd Schon heute weitgehend im Zielbereich Flexibilität CAES - räumlich fixiert - reife Technologie - Wirkungsgrad nicht ausbaufähig - auch in 20 Jahren noch F&E-Bedarf - räumlich fixiert - große Anlagen - wenig Synergien Pump-speicher national Entwicklungspotenzial

  30. F&E-Strategie: Umgang mit EE-Strom Smart Grids Erdgasnetz Batterien stationär Batterien mobil Thermische Speicher < 200°C Thermische Speicher > 200°C Flexibilität CAES H2  Strom FC (mobil) H2  Strom GUD; KWK Pump-speicher national Strom  H2 Entwicklungspotenzial

  31. Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

  32. Stromspannungskurve Siemens-PEM-Elektrolyse 1 – 100 bar (Labor) 3,0 technische Stromdichte 2,5 50% Wirkungsgrad Zellspannung [V] 2,0 1,5 real theor. 1,23 V (25°C; 1 bar) 1,0 1 2 3 4 Stromdichte [A/cm²] nach einer Darstellung von Siemens, DWV-Pressekonferenz, Berlin, 14.02.12: Elektrolyse – neue Potenziale in einer sich verändernden Energielandschaft

  33. Stromspannungskurve: Maßstab für Optimierung 3,0 technische Stromdichte 2,5 50% Wirkungsgrad Energiekosten: proportional zu Zellspannung Zellspannung [V] 2,0 60% Wirkungsgrad 1,5 real theor. 1,23 V (25°C; 1 bar) 1,0 1 2 3 4 Stromdichte [A/cm²] Investitionskosten: fallend mit Stromdichte

  34. Stromspannungskurve: Maßstab für Optimierung diskontinuierliche Anlage robust, flexibel, einfach Betriebszeit: < 2000 h Stromkosten: <Marktpreis 3,0 technische Stromdichte 2,5 50% Wirkungsgrad Energiekosten: proportional zu Zellspannung Zellspannung [V] 2,0 60% Wirkungsgrad kontinuierliche Anlage aufwendiges Cell Design z.B. teure Elektroden Strom zu Marktpreisen 1,5 real theor. 1,23 V (25°C; 1 bar) 1,0 1 2 3 4 Stromdichte [A/cm²] Investitionskosten: fallend mit Stromdichte

  35. Stromspannungskurve Siemens-PEM-Elektrolyse 1 – 100 bar (Labor) 3,0 technische Stromdichte 2,5 50% Wirkungsgrad Zellspannung [V] 2,0 1,5 real theor. 1,23 V (25°C; 1 bar) 1,0 1 2 3 4 Stromdichte [A/cm²] 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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