Die Präsentation wird geladen. Bitte warten

Die Präsentation wird geladen. Bitte warten

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

Ähnliche Präsentationen


Präsentation zum Thema: "Die Zukunft der Stromspeicherung in Deutschland Frühjahrstagung der Deutschen Physikalischen Gesellschaft, Dresden 04.-08. März 2013 Arbeitskreis Energie."—  Präsentation transkript:

1 Die Zukunft der Stromspeicherung in Deutschland Frühjahrstagung der Deutschen Physikalischen Gesellschaft, Dresden 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 Kapazitäten Fossil und nuklear Biomasse, Wasser Wind, PV Daten nach: DB Research: J. Auer, Moderne Stromspeicher - Unverzichtbare Bestandteile der Energiewende, Leistung [GW] mittlere Leistung

5 Stromversorgung Kapazitäten 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] 2030 Stromspeicher heute: 10 GW Stromspeicher 2020: 13 GW BMWI, Energiewende!, 01/2012

6 Tageszeit Geordnete Dauerlinie der Residuallast schematischer Verlauf GW 0 GW -40 GW Stunden h 9,1 TWh Negative Residuallast Geordnete Dauerlinie der Residuallast skizziert nach dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europäischen Strommarkt (2012), S. 112 h2h2 Versorgung mit Strom am Limit Strombedarf sehr niedrig; besonders an Wochenenden 20 GW h1h1

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 Indirekte Stromspeicher Erdgasnetz Wärmespeicher Biomasse (z.B. Bioerdgas) (Bio)-Kraftstoffe (Hybridautos) Elektrofahrzeuge Wasserstoff Wirkungsgrade hoch Strom Speicher Strom (Strom) Verschiedene Pufferstrategien Strom Wirkungsgrade niedrig

9 Speicheroptionen Wirkungsgrad, Kosten, Randbedingungen 60 GW 0 GW -40 GW Stunden GW h2h2 h1h1 S 1 : 10 GWh 8 GWh; S 2 : 10 GWH 4 GWh; Kosten S1 > Kosten S2 Delta ? Was kostet diese Lücke? Tageszeit h2h2 h1h1 Strompreis

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 Systeme Strom oder Wasserstoff (als Energieträger) Batterien Pumpspeicher Druckluftspeicher Wasserelektrolyse BHKW GuD-Kraftwerke Power-to-Gas 100% Strom H 2 Wirkungsgrad Stromerzeugung Auf Lastschwankungen ausgelegt: - Batterien - Pumpspeicher - Druckluftspeicher Effizient unter Dauerbetrieb: - Wasserelektrolyse - BHKW (Strom und Wärme) - GuD-Kraftwerke

12 Strom gespeichert: Die Wirkungsgradkette PV Wind Gas- kraft- werke Wasser- Elektrolyse H 2 -Speicher Erdgasnetz H 2 Methan GuD BHKW Pumpspeicher, Batterien, AA-CAES Erzeugung Speicherung, Konversion % fluktu- ierend 25% 50-75% Strom Strom aus: Kohle Wasserkraft Biomasse 60% vorwiegend flexibel Brennstoff -zellen Rot: Wirkungsgrad der einzelnen Stufe Schwarz: Wirkungsgrad der Kette, incl. Transportverluste Dreieck Blau: Stromweg; Dreieck grau H 2 - bzw. CH 4 -Weg 50% Nutz- wärme Grundlast 50% 80% Erdgas P2G-H 2 P2G-CH 4 30% 40% 35% 20% 15%

13 Stromspeicherkosten verschiedener Technologien ct/kWh AA-CAES Li Ion NAS Hydrogen Pump storage Redox-Flow CH 4 (EE) als Tages- & Wochenspeicher ungeeignet evtl. als Jahres-/Saisonspeicher geeignet Wirkungsgrade 20-30% % % > 70% Stromkosten M. Kloess, TU Wien, Energy Economics Group, 12. Symposium Energieinnovation, Graz : Wirtschaftliche Bewertung von Stromspeichertechnologien, Kurzfassung Reaktionszeiten (Milli)-Sek., Min. Kontinuierliche Verfahren (?)

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? Hallo Frau Weiß, so was gibt es schon heute. Und wir arbeiten an weiteren Speichertechniken. …. e.on 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. 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 m³ ~ 770 kg H 2 proTag bei Volllast; 2030: ca 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 A 1) fluktuierend mit EE-Angebot (??) Produktion H 2 [kg/day] Kosten [$/kg H 2 ]4,158,09 19,01 Elektrolysevariante B 2) kontinuierlich Produktion H 2 [kg/day] Kosten [$/kgH 2 ]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 Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers 2) NREL/TP (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1 H 2 from natural gas Kosten: /t IEA Prospects for Hydrogen and Biomass (2006), IAE-HIA-Task 16 Subtask B /$ (2006) ~ 1,25

17 Wasserstoffkosten in Elektrolysevariante A 1) fluktuierend mit EE-Angebot (??) Produktion H 2 [kg/day] Kosten [/kg H 2 ]3,326,47 15,21 Elektrolysevariante B 2) kontinuierlich Produktion H 2 [kg/day] Kosten [/kgH 2 ]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 Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers 2) NREL/TP (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1 H 2 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 H 2 für P2G-Strom Elektrolysevariante A 1) fluktuierend mit EE-Angebot Einsatz H2 [kg/day] Kosten Strom [/kWh]0,250,49 1,14 Elektrolysevariante B 2) kontinuierlich Einsatz H2 [kg/day] Kosten 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 Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers 2) NREL/TP (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1 H 2 GuD/BHKW 40% Strom

19 Einsatzstoffkosten H 2 für P2G-Strom Elektrolysevariante A 1) fluktuierend mit EE-Angebot Einsatz H2 [kg/day] Kosten Strom [/kWh]0,250,49 1,14 Elektrolysevariante B 2) kontinuierlich Einsatz H2 [kg/day] Kosten 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 Technology Brief. Analysis of current-Day Commecial Electrolysers 2) NREL/TP (May 2011); Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization, S.2, Abb. 1 H 2 GuD/BHKW 40% Strom Ohne Kapitalkosten und ohne Betriebs- und Wartungskosten Ohne Kapitalkosten und ohne Betriebs- und Wartungskosten

20 Elektrolyse bei einer Residuallast im Oktober 2030 SamstagSonntag -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

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

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 Speicheroptionen Randbedingungen, Vergütung, F&E-Chancen 60 GW 0 GW -40 GW Stunden GW h2h2 h1h1 S 1 : 10 GWh 8 GWh; S 2 : 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

24 Wirkungsgrad Investitions- kosten Energiekosten A B C D Die wesentlichen Kostenverursacher von Stromspeicheralternativen A: Erdgasnetz+ GuD B: Pumpspeicherkraftwerk C: Batterien D: Power-to-Gas 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 Tageszeit h2h2 h1h1 Strompreis

25 Wirkungsgrad Investitions- kosten Energiekosten A B C D Die wesentlichen Kostenverursacher von Stromspeicheralternativen A: Erdgasnetz+ GuD + BHKW B: Pumpspeicherkraftwerk C: Batterien D: Power-to-Gas E: AA-CAES 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 Tageszeit h2h2 h1h1 Strompreis E

26 Wirkungsgrad Investitions- kosten Energiekosten C Die wesentlichen F&E-Ziele der wichtigsten Stromspeicheralternativen A: Erdgasnetz+ GuD + BHKW B: Pumpspeicherkraftwerk C: Batterien D: Power-to-Gas E: AA-CAES 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 Tageszeit h2h2 h1h1 Strompreis A E

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 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

29 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 Pump- speicher national Smart Grids CAES Erdgasnetz

30 Thermische Speicher < 200°C F&E-Strategie: Umgang mit EE-Strom Flexibilität Entwicklungspotenzial Pump- speicher national Smart Grids Strom H 2 H 2 Strom GUD; KWK Batterien mobil Thermische Speicher > 200°C CAES Batterien stationär H 2 Strom FC (mobil) Erdgasnetz

31 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

32

33 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 Zellspannung [V] % Wirkungsgrad technische Stromdichte Stromdichte [A/cm²] nach einer Darstellung von Siemens, DWV-Pressekonferenz, Berlin, : Elektrolyse – neue Potenziale in einer sich verändernden Energielandschaft

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

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

36 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 Zellspannung [V] % Wirkungsgrad technische Stromdichte Stromdichte [A/cm²] 1 Quadratmeter Elektrolysefläche erzeugt so 9 kg H 2 pro Tag. Dies entspricht einer Tankfüllung von 2 Mercedes B-Klasse F-Cell.


Herunterladen ppt "Die Zukunft der Stromspeicherung in Deutschland Frühjahrstagung der Deutschen Physikalischen Gesellschaft, Dresden 04.-08. März 2013 Arbeitskreis Energie."

Ähnliche Präsentationen


Google-Anzeigen