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

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<ul><li> Folie 1 </li> <li> Die Zukunft der Stromspeicherung in Deutschland Frhjahrstagung der Deutschen Physikalischen Gesellschaft, Dresden 04.-08. Mrz 2013 Arbeitskreis Energie Hermann Ptter Gesellschaft Deutscher Chemiker </li> <li> Folie 2 </li> <li> Die Zukunft der Stromspeicherung 1. Stromversorgung in den nchsten 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&amp;E-Strategie </li> <li> Folie 3 </li> <li> Die Zukunft der Stromspeicherung 1. Stromversorgung in den nchsten 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&amp;E-Strategie </li> <li> Folie 4 </li> <li> Stromversorgung 2010-2040 Kapazitten 050100150200 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] mittlere Leistung </li> <li> Folie 5 </li> <li> Stromversorgung 2010-2040 Kapazitten 050100150200 2010 2025 2040 Fossil und nuklear Biomasse, Wasser Wind, PV dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europischen Strommarkt (2012), S. 85, ohne Pumpspeicherwerke und KWK konventionell Leistung [GW] 2030 Stromspeicher heute: 10 GW Stromspeicher 2020: 13 GW BMWI, Energiewende!, 01/2012 </li> <li> Folie 6 </li> <li> 0 24 12 Tageszeit Geordnete Dauerlinie der Residuallast schematischer Verlauf 2030 60 GW 0 GW -40 GW Stunden 8000 1056h 9,1 TWh Negative Residuallast Geordnete Dauerlinie der Residuallast skizziert nach dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europischen Strommarkt (2012), S. 112 h2h2 Versorgung mit Strom am Limit Strombedarf sehr niedrig; besonders an Wochenenden 20 GW h1h1 </li> <li> Folie 7 </li> <li> Die Zukunft der Stromspeicherung 1. Stromversorgung in den nchsten 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&amp;E-Strategie </li> <li> Folie 8 </li> <li> Stromspeicheroptionen Direkte Stromspeicher Pumpspeicherkraftwerke Batterien AA-CAES CAES (WG: 40-50%) Schwungrder, Kondensatoren Indirekte Stromspeicher Erdgasnetz Wrmespeicher Biomasse (z.B. Bioerdgas) (Bio)-Kraftstoffe (Hybridautos) Elektrofahrzeuge Wasserstoff Wirkungsgrade hoch Strom Speicher Strom (Strom) Verschiedene Pufferstrategien Strom Wirkungsgrade niedrig </li> <li> Folie 9 </li> <li> Speicheroptionen Wirkungsgrad, Kosten, Randbedingungen 60 GW 0 GW -40 GW Stunden 8000 20 GW h2h2 h1h1 S 1 : 10 GWh 8 GWh; S 2 : 10 GWH 4 GWh; Kosten S1 &gt; Kosten S2 Delta ? Was kostet diese Lcke? 0 24 12 Tageszeit h2h2 h1h1 Strompreis </li> <li> Folie 10 </li> <li> Die Zukunft der Stromspeicherung 1. Stromversorgung in den nchsten 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&amp;E-Strategie </li> <li> Folie 11 </li> <li> Effizienzvergleich einiger Systeme Strom oder Wasserstoff (als Energietrger) 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 Wrme) - GuD-Kraftwerke </li> <li> Folie 12 </li> <li> 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 60 - 80% 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- wrme Grundlast 50% 80% Erdgas P2G-H 2 P2G-CH 4 30% 40% 35% 20% 15% </li> <li> Folie 13 </li> <li> Stromspeicherkosten verschiedener Technologien 10 2030 40 ct/kWh AA-CAES Li Ion NAS Hydrogen Pump storage Redox-Flow CH 4 (EE) als Tages- &amp; Wochenspeicher ungeeignet evtl. als Jahres-/Saisonspeicher geeignet Wirkungsgrade 20-30% 30- 40% 60- 70% &gt; 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. Kontinuierliche Verfahren (?) </li> <li> Folie 14 </li> <li> Die Zukunft der Stromspeicherung 1. Stromversorgung in den nchsten 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&amp;E-Strategie </li> <li> Folie 15 </li> <li> E.on: Power to Gas Von Julia Wei An: E.ON Betreff: Speichertechniken Mal weht der Wind, mal nicht. Gibts nen Akku fr grnen Strom? Hallo Frau Wei, so was gibt es schon heute. Und wir arbeiten an weiteren Speichertechniken. . e.on Von Julia Wei An: E.ON Betreff: Speichertechniken Mal weht der Wind, mal nicht. Gibts nen Akku fr grnen Strom? Hallo Frau Wei, 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 berschssigen Windstrom aufnehmen, der nicht ins Netz eingespeist werden knnte. [] Durch einen Elektrolyseprozess werden rund 360m Wasserstoff pro Stunde erzeugt. BWK Bd. 64(2012) Nr. 10, S. 36 360 m ~ 770 kg H 2 proTag bei Volllast; 2030: ca. 1000 - 1100 h Betriebszeit 1) 1) dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europischen Strommarkt (2012), S. 113 Wert fr 2030 </li> <li> Folie 16 </li> <li> Wasserstoffkosten in $ Elektrolysevariante A 1) fluktuierend mit EE-Angebot (??) Produktion H 2 [kg/day]100010020 Kosten [$/kg H 2 ]4,158,09 19,01 Elektrolysevariante B 2) kontinuierlich Produktion H 2 [kg/day]50.000 Kosten [$/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-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 H 2 from natural gas Kosten: 750-1050 /t IEA Prospects for Hydrogen and Biomass (2006), IAE-HIA-Task 16 Subtask B /$ (2006) ~ 1,25 </li> <li> Folie 17 </li> <li> Wasserstoffkosten in Elektrolysevariante A 1) fluktuierend mit EE-Angebot (??) Produktion H 2 [kg/day]100010020 Kosten [/kg H 2 ]3,326,47 15,21 Elektrolysevariante B 2) kontinuierlich Produktion H 2 [kg/day]50.000 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-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 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 </li> <li> Folie 18 </li> <li> Einsatzstoffkosten H 2 fr P2G-Strom Elektrolysevariante A 1) fluktuierend mit EE-Angebot Einsatz H2 [kg/day]100010020 Kosten Strom [/kWh]0,250,49 1,14 Elektrolysevariante B 2) 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 H 2 GuD/BHKW 40% Strom </li> <li> Folie 19 </li> <li> Einsatzstoffkosten H 2 fr P2G-Strom Elektrolysevariante A 1) fluktuierend mit EE-Angebot Einsatz H2 [kg/day]100010020 Kosten Strom [/kWh]0,250,49 1,14 Elektrolysevariante B 2) 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 H 2 GuD/BHKW 40% Strom Ohne Kapitalkosten und ohne Betriebs- und Wartungskosten Ohne Kapitalkosten und ohne Betriebs- und Wartungskosten </li> <li> Folie 20 </li> <li> Elektrolyse bei einer Residuallast im Oktober 2030 SamstagSonntag -20 GW -40 GW 40 GW Residuallast 1,5 kA/m 3,0 kA/m 0,0 kA/m Wirkungsgrad: &lt; 60% Stromdichte Nach dena, Endbericht: Integration der erneuerbaren Energien in den deutsch-europischen Strommarkt (2012), S. 118, Wochenverlauf der Residuallasten, typische Beispiele </li> <li> Folie 21 </li> <li> Vom Wirkungsgrad der Teilzelle zum Gesamtwirkungsgrad 1) Siehe z.B.: Siemens, DWV-Pressekonferenz, Berlin, 14.02.12: Elektrolyse neue Potenziale in einer sich verndernden Energielandschaft Zelle Stack Zellensaal Gesamtanlage Peri- pherie PEM-Elektrolyse 1) 0,5 1,5 2,5 0 50 90 Stromdichte [A/cm] Wirkungsgrad [%] nur Zelle Stack Zellensaal Anlage Peripherie groe Anlage kontinuierlich dezentrale Anlage diskontinuierlich Tatschlicher Wirkungsgrad nur Zelle Stack Zellensaal Anlage Peripherie </li> <li> Folie 22 </li> <li> Die Zukunft der Stromspeicherung 1. Stromversorgung in den nchsten 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&amp;E-Strategie </li> <li> Folie 23 </li> <li> Speicheroptionen Randbedingungen, Vergtung, F&amp;E-Chancen 60 GW 0 GW -40 GW Stunden 8000 20 GW h2h2 h1h1 S 1 : 10 GWh 8 GWh; S 2 : 10 GWH 4 GWh; Kosten S1 &gt; Kosten S2 Vergtung: Bereitstellung von Kapazitt Preise an den Strombrsen Zentrale Lsung Insellsung Netzanforderungen Delta ? Was kostet diese Lcke? F&amp;E: realistische Ziele </li> <li> Folie 24 </li> <li> 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 0 24 12 Tageszeit h2h2 h1h1 Strompreis </li> <li> Folie 25 </li> <li> 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 0 24 12 Tageszeit h2h2 h1h1 Strompreis E </li> <li> Folie 26 </li> <li> Wirkungsgrad Investitions- kosten Energiekosten C Die wesentlichen F&amp;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 0 24 12 Tageszeit h2h2 h1h1 Strompreis A E </li> <li> Folie 27 </li> <li> Die Zukunft der Stromspeicherung 1. Stromversorgung in den nchsten 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&amp;E-Strategie </li> <li> Folie 28 </li> <li> F&amp;E-Strategie: Umgang mit EE-Strom Flexibilitt Entwicklungspotenzial sptestens 20 Jahren: - wirtschaftlich - dezentral einsetzbar - effizienzfrdernd Schon heute weitgehend im Zielbereich - rumlich fixiert - reife Technologie - Wirkungsgrad nicht ausbaufhig - auch in 20 Jahren noch F&amp;E-Bedarf - rumlich fixiert - groe Anlagen - wenig Synergien </li> <li> Folie 29 </li> <li> F&amp;E-Strategie: Umgang mit EE-Strom Flexibilitt Entwicklungspotenzial sptestens 20 Jahren: - wirtschaftlich - dezentral einsetzbar - effizienzfrdernd Schon heute weitgehend im Zielbereich - rumlich fixiert - reife Technologie - Wirkungsgrad nicht ausbaufhig - auch in 20 Jahren noch F&amp;E-Bedarf - rumlich fixiert - groe Anlagen - wenig Synergien Pump- speicher national Smart Grids CAES Erdgasnetz </li> <li> Folie 30 </li> <li> Thermische Speicher &lt; 200C F&amp;E-Strategie: Umgang mit EE-Strom Flexibilitt Entwicklungspotenzial Pump- speicher national Smart Grids Strom H 2 H 2 Strom GUD; KWK Batterien mobil Thermische Speicher &gt; 200C CAES Batterien stationr H 2 Strom FC (mobil) Erdgasnetz </li> <li> Folie 31 </li> <li> Vielen Dank fr Ihre Aufmerksamkeit! </li> <li> Folie 32 </li> <li> Folie 33 </li> <li> Stromspannungskurve Siemens-PEM- Elektrolyse 1 100 bar (Labor) 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 theor. 1,23 V (25C; 1 bar) real Zellspannung [V] 1 23 4 50% Wirkungsgrad technische Stromdichte Stromdichte [A/cm] nach einer Darstellung von Siemens, DWV-Pressekonferenz, Berlin, 14.02.12: Elektrolyse neue Potenziale in einer sich verndernden Energielandschaft </li> <li> Folie 34 </li> <li> Stromspannungskurve: Mastab fr Optimierung 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 theor. 1,23 V (25C; 1 bar) real Zellspannung [V] 1 23 4 50% Wirkungsgrad technische Stromdichte Stromdichte [A/cm] 60% Wirkungsgrad Investitionskosten: fallend mit Stromdichte Energiekosten: proportional zu Zellspannung </li> <li> Folie 35 </li> <li> Stromspannungskurve: Mastab fr Optimierung 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 theor. 1,23 V (25C; 1 bar) real Zellspannung [V] 1 23 4 50% Wirkungsgrad technische Stromdichte Stromdichte [A/cm] 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: &lt; 2000 h Stromkosten: </li></ul>

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