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

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

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

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

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

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

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

Speicherung, Konversion Strom gespeichert: Die Wirkungsgradkette Erzeugung Speicherung, Konversion Strom Pumpspeicher, Batterien, AA-CAES PV 50-75% 60 - 80% Wasser-Elektrolyse 60% Wind H2-Speicher fluktu-ierend H2  Methan Brennstoff-zellen 25% Gas-kraft-werke 80% 50% Erdgasnetz vorwiegend flexibel Strom aus: Kohle Wasserkraft Biomasse 50% Erdgas P2G-H2 P2G-CH4 35% 20% 15% 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

Stromspeicherkosten verschiedener Technologien Stromkosten Li Ion Pump storage AA-CAES Hydrogen NAS Redox-Flow CH4(EE) 10 20 30 40 ct/kWh als Tages- & Wochenspeicher ungeeignet evtl. als Jahres-/Saisonspeicher geeignet Wirkungsgrade 20-30% 30- 40% 60- 70% > 70% 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

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 e.on E.On Power-to-Gas-Pilotanlage in Falkenhagen 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

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

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

Einsatzstoffkosten H2 für P2G-Strom Elektrolysevariante A1) fluktuierend mit EE-Angebot Einsatz H2 [kg/day] 1000 100 20 Kosten Strom [€/kWh] 0,25 0,49 1,14 Elektrolysevariante B2) kontinuierlich Einsatz H2 [kg/day] 50.000 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-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

Einsatzstoffkosten H2 für P2G-Strom Elektrolysevariante A1) fluktuierend mit EE-Angebot Einsatz H2 [kg/day] 1000 100 20 Kosten Strom [€/kWh] 0,25 0,49 1,14 Elektrolysevariante B2) kontinuierlich Einsatz H2 [kg/day] 50.000 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-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

Elektrolyse bei einer Residuallast im Oktober 2030 1,5 kA/m² 3,0 kA/m² 0,0 kA/m² Wirkungsgrad: < 60% Stromdichte 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

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

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

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

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 24 Tageszeit

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 24 Tageszeit

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 24 Tageszeit

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 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

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

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

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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

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

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

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.