Die Zukunft der Stromspeicherung in Deutschland

Präsentation zum Thema: "Die Zukunft der Stromspeicherung in Deutschland"—  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 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,

5 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

6 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

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

9 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

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 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

12 Speicherung, Konversion
Strom gespeichert: Die Wirkungsgradkette Erzeugung Speicherung, Konversion Strom Pumpspeicher, Batterien, AA-CAES PV 50-75% % 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

13 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 : 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 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 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] Kosten [$/kg H2] 4,15 8, ,01 Elektrolysevariante B2) kontinuierlich Produktion H2 [kg/day] Kosten [$/kgH2] 2,83 7, low wind cost 3, , 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 H2 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 A1) fluktuierend mit EE-Angebot (??) Produktion H2 [kg/day] Kosten [€/kg H2] 3,32 6, ,21 Elektrolysevariante B2) kontinuierlich Produktion H2 [kg/day] Kosten [€/kgH2] 2, ,26 low wind cost 2, ,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 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] Kosten Strom [€/kWh] 0,25 0, ,14 Elektrolysevariante B2) kontinuierlich Einsatz H2 [kg/day] Kosten Strom [€/kWh] 0,17 0, low wind cost 0, , 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 H2 GuD/BHKW % Strom

19 Einsatzstoffkosten H2 für P2G-Strom
Elektrolysevariante A1) fluktuierend mit EE-Angebot Einsatz H2 [kg/day] Kosten Strom [€/kWh] 0,25 0, ,14 Elektrolysevariante B2) kontinuierlich Einsatz H2 [kg/day] Kosten Strom [€/kWh] 0,17 0, low wind cost 0, , 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 Ohne Kapitalkosten und ohne Betriebs- und Wartungskosten H2 GuD/BHKW % Strom

20 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

21 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, : 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?“
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

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 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 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 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 Flexibilität Thermische Speicher > 200°C CAES H2  Strom FC (mobil) H2  Strom GUD; KWK Pump-speicher national Strom  H2 Entwicklungspotenzial

31 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

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33 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, : Elektrolyse – neue Potenziale in einer sich verändernden Energielandschaft

34 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

35 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

36 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.