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Freitag, 22. Juni 2012

2. VDI-Speicherkonferenz


Am 20 und 21. Juni 2012 fand in Karlsruhe die 2. deutsche VDI Speicherkonferenz statt. Geleitet wurde sie von Professor Dr.  Michael Sterner aus Regensburg. Die zentralen Themen waren Power to Gas (P2G), wie unter dem Vorsitzenden kaum anders zu erwarten, da er beim Fraunhoferinstitut IWES die entsprechenden Technologien angestoßen hat. Daneben ging es um andere neue physikalische Speichersysteme und dabei natürlich um den Lageenergiespeicher (PDF, Folien mit SoundtrackMP3) der auf großes Interesse gestoßen ist, mein Vortrag wurde von Sterner in der Abschlussrede als erfrischend, querdenkerisch aber auch als sehr wichtige Innovation eingestuft.  

Power to Gas

Power to Gas  ist das Verfahren, bei dem man mit überschüssigen Solarstrom oder Windstrom Wasserstoff erzeugt wird und danach mit CO2 dieser Wasserstoff in einer chemischen (oder auch biologischen!) Reaktion in Methan umgewandelt wird. Methan kann man natürlich hervorragend in das Erdgasnetz einspeisen. Leider ist der Wirkungsgrad nur 60%, so dass es keinerlei wirtschaftlichen Vorteil gegenüber natürlichem Methan gibt. Dieses Verfahren ist also als Stromspeicherverfahren nicht sinnvoll, allerdings ist es für die Autoindustrie von Interesse. So wurde von Audi das Thema aufgenommen und eine erste Produktionsanlage wird in Norddeutschland direkt neben einer Biogasanlage aufgestellt, da dort das notwendige (ökologische) CO2 anfällt. Methan kann bekanntlich auch als Autogas verwendet werden und gibt er Automobilindustrie mit Verbrennungsmotor eine interessante Alternative nach dem Ölzeitalter. Bemerkenswerterweise ist die CO2 Bilanz exakt gleich wie beim Elektroauto, so dass es wirklich sinnvoll sein kann Methan zu tanken, da die Reichweite heute schon viel besser ist.

Synthetisches Öl aus Solarenergie

Interessanterweise ist auch die vollständig synthetische Herstellung von Benzin oder Diesel aus Solarenergie wirtschaftlich. Die Herstellungskosten pro Liter liegen bei einer Vollkostenrechnung unter einem Euro und ab einem Ölpreis von etwa 120€ pro Barrel werden wir synthetisches Öl sehen. Insbesondere für die Luftfahrt ein zentraler Punkt, da ein A380 als Batterieflugzeug wohl nie kommen wird.

Druckluftspeicher

Das seit über vierzig Jahren bekannte Verfahren, Strom in Form von Druckluft in Salzkavernen zu speichern ist kaum verbessert worden und leidet weiterhin unter dem schlechten Wirkungsgrad von 40-50%. Weltweit gibt es zwei Anlagen, in den letzten zwanzig Jahren wurde keine neue gebaut.

Batterien

Als spezielle Speicherform wurde die Vanadium-Redox-Flow Batterie dargestellt. Dabei werden zwei Ionisierungsstufen von Vanadium in zwei Tanks gespeichert. Bei Strombedarf werden die elektrolytischen Flüssigkeiten in eine Kammer gepumpt in der sie durch eine Membrane getrennt sind. Es entsteht ein elektrisches Potential und dieses kann genutzt werden. Dabei wurde ein fertiges System gezeigt, das in zwei Containern, ein Tankcontainer, ein Reaktionscontainer, 400kWh speichern kann. Es wird von Gildemeister wohl gut nach Indien verkauft, wo lokal Solarenergie erzeugt wird und bei dem notorisch schwachen Stromnetz eine zuverlässige Energieversorgung möglich wird.

Die Tagung hat viele interessante Vorträge geliefert, allerdings haben alle Teilnehmer unter dem überfüllten Raum und der schlechten Klimatisierung gelitten. Mit Sicherheit war das nicht die letzte Speicherkonferenz des VDI, da das Thema zunehmend wichtiger wird.

Weitere Berichte von Energiespeicher Konferenzen:


Sonntag, 17. Juni 2012

Norwegen die Superbatterie

Die größten Batterien der Welt können etwa 100 MWh (100.000 kWh) speichern. Das ist die Strommenge, die ein durchschnittlicher Deutscher in 12 Jahren verbraucht. Das größte Pumpspeicherkraftwerk in Deutschland, Goldisthal, hat etwa hundert mal mehr Kapazität, 8,4 GWh Strom. Soviel als Vorrede um die Größenordnungen in Erinnerung zu rufen, über die man spricht, wenn es um die Speicherkapazität geht.

Norwegen, eine andere Dimension

Die Speicherseen in Norwegen spielen in einer anderen Liga, die erschlossene Kapazität beträgt 84 TWh, das entspricht ziemlich genau 10.000 mal Goldisthal. Das bedeutet, auch wenn  wir jedes Jahr 100 solche Speicher bauen würden, erst nach hundert Jahren hätten wie die gleiche Speicherkapazität!

Speichersee ist nicht gleich Pumpspeicherkraftwerk

Ein Speichersee ist ein See, der hinter einen Staudamm liegt und Wasser zurückhalten kann. Je mehr es regnet, um so mehr Wasser fliest in den See und der Wasserspiegel steigt. Wird Strom benötigt, öffnet man eine Schleuse und leitet das Wasser über eine Turbine und erzeugt damit Strom. Der See leert sich langsam. Je nach Bauart und Genehmigung kann der Wasserstand um mehrere zehn Meter absinken und später durch Zufluss wieder ansteigen.
In einem Pumpspeicherkraftwerk ist es zusätzlich möglich, durch Pumpen Wasser in den See zu Pumpen, so dass man nicht auf Regen warten muss um den See wieder zu füllen.

Virtuelle Pumpspeicher

In der Energiediskussion wird häufig gefordert, mehr Pumpspeicher zu bauen, damit überschüssiger Windstrom aus der Nordsee gespeichert werden kann. Da der Bau von solchen Kraftwerken einerseits teuer und andererseits nicht sehr beliebt bei der Bevölkerung ist, sucht man nach Alternativen.
Eine strategische Alternative sind die Speicherseen in Norwegen, auch wenn sie nicht als Pumpspeicher ausgelegt sind. Und das geht so: Wenn bei uns der Wind wieder mal heftig weht und mehr Strom produziert als genutzt werden kann, überträgt man den Strom über Unterwasserleitungen nach Norwegen. Dort wird der Strom von den Norwegern verbraucht, hauptsächlich um die Häuser elektrisch zu heizen. Gleichzeitig schaltet man aber die Turbinen der Speicherseen ab. Damit bleibt das Wasser im Speichersee bis wieder Bedarf entsteht.
Damit hat man einen virtuellen Pumpspeicher, der bis zu 20 GW Leistung aufnehmen kann, so groß ist nämlich im Durchschnitt der Stromverbrauch in Norwegen und Norwegen hat zu 99% eine Stromversorgung, die auf Wasserkraft basiert.

Stromleitungen nach Norwegen

Das einzige finanzielle Problem bei der Nutzung der größten "Batterie" der Welt, den Speicherseen in Norwegen, sind die Leitungen. Eine Leitung von Deutschland nach Norwegen kostet etwa 1000 € pro kW Leistungskapazität. Das ist eine überschaubare Summe, wenn man bedenkt, dass man für jeden Deutschen etwa ein Kilowatt Kapazität benötigt. In der Summe sind die Zahlen natürlich gewaltig, um 20 GW anzuschließen, benötigt man 20 Mrd.€, eine große Summe, die allerdings im Vergleich zu anderen Investitionen im Bereich der erneuerbaren Energien eher gering erscheint, man bedenke, dass das etwa der Betrag ist, der jedes Jahr in den Ausbau der Photovoltaik geflossen ist.  
Ungleich teurer wären vergleichbare Batterien, diese würden mindestens 100 €/kWh kosten, oder in anderen Worten, um die 84 TWh von Norwegen mit Batterien abzubilden benötigt man 84.000 Mrd.€. Eine absolut utopische Summe, die das Bruttosozialprodukt der Erde (56.000 Mrd.€) übertrifft!

Das Problem der Politik

Jedem Ingenieur und auch jedem wirtschaftlich denkenden Menschen erschließt sich sofort der Vorteil dieser Superbatterie. Allerdings sollte auch beachtet werden, dass die Anbindung eines anderen Landes an das Stromnetz in einem derartigem Umfang sorgfältiger politischer Abwägung bedarf. Was würde passieren, wen es zu einem Boykott käme, was wenn die Preise willkürlich verändert werden, aus der Abhängigkeit von Öl haben wir da einiges gelernt. Trotzdem wird es in Zukunft sinnvoll sein, diese Speicherkapazität optimal in eine ökologische, nachhaltige Energieversorgung einzubinden.

Mehr zur Problematik von Stromleitungen und Energiespeicher.

Samstag, 16. Juni 2012

Sind Speicher für Strom ökonomisch?


In der aktuellen Diskussion über die Einführung der erneuerbaren Energien ist die Frage der Stromspeicherung völlig ungeklärt. Warum ist es so schwierig, dieses Problem zu quantifizieren und zu lösen.

Bisherige Entwicklung des Speicherbedarfs

Bis vor zehn Jahren war die Stromwelt relativ einfach. Es gab einige riesige thermische Kraftwerke, insbesondere Kernkraftwerke und Braunkohlekraftwerke. Diese lies man immerzu laufen und wenn niemand den Strom benötigt hat, etwa in der Nacht, dann hat man den Strom billig abgegeben. Manche haben damit ihre Nachtspeicherheizung betrieben, andere haben damit die Speicherseen der Pumpspeicherkraftwerke gefüllt.

Am Tag, wenn der Bedarf angestiegen ist, wurden einige Kohlekraftwerke hochgefahren, wenn es eng wurde auch noch einige Gaskraftwerke und die Turbinen bei den Speicherkraftwerken wurden angeworfen. Für dieses Konzept ist unser Leitungsnetz, unsere Speicherkapazität und unser Stromtarif ausgelegt.  

Plötzlich kommt die Sonne ins Spiel

Die Sonne hat bekanntlich die Eigenschaft, dass sie nie nachts scheint. Daher ändert sich zunächst in der Nacht für die Stromversorgung nichts. Anders am Tag, dann scheint die Sonne und Photovoltaikanlagen auf den Dächern der Häuser und Scheunen liefern Strom. Strom wird seltener knapp, da die zusätzliche Stromproduktion im Wesentlichen den zusätzlichen Strombedarf an Tag abdeckt.
Stromverbrauch: Stromquellen: Grau ist konventionell, Grün aus Wind und Gelb aus der  Photovoltaik. (Bildquelle: eex)


Das hat aber zwei fatale Konsequenzen, die Betreiber der Gaskraftwerke müssen ihre Gasturbinen nur noch selten zuschalten. Da diese aber nach geliefertem Strom bezahlt werden, verlieren sie Einnahmen. Gaskraftwerke werden unökonomisch, manche denken schon an das vollständige Abschalten, keiner an den Bau neuer Gaskraftwerke. Ähnlich ergeht es den Speicherkraftwerken. Auch sie werden weniger gebraucht und der Preisunterschied auf dem Strommarkt ist zwischen Tag und Nacht sehr gering, so dass die Betreiber von Pumpspeichern wenig Freude haben und kaum an die Investition in neue Kapazitäten denken.

Wann werden dann die Speicher notwendig?

In der aktuellen Situation sind Speicher nicht notwendig, wie auch der VDE in einerPresserklärung mitgeteilt hat. Erst ab etwa 40% erneuerbare Energien am Netz lohnen sich Speicher. Aktuell sind genau 20% erneuerbare Energien am Netz. Die wirklich schwierige Frage lautet daher, wann werden es 40% sein? Eine sehr simple Betrachtung wäre, in den letzten 20 Jahren sind etwa 15% erneuerbare an das Netz gegangen, dann werden in den nächsten 20 Jahren weitere 15% an das Netz gehen und alle Probleme liegen in weiter Ferne.

Eine genauere Betrachtung ergibt allerdings, dass vor fünf Jahren der Anteil der erneuerbaren Energien nur halb so hoch war. Erwartet man innerhalb der nächsten fünf Jahre eine weitere Verdopplung der erneuerbaren Energien, dann ist bereits vor 2020 ein erhebliches Speicherproblem vorhanden. Und genau da liegt das Prognoseproblem. Man kann für die Prognose zwei verschiedene Annahmen treffen, die erste ist, dass das Wachstum von 15% pro Jahr, das in den letzten zehn Jahren sehr stabil war anhält. Dafür spricht, dass die Preise für Solaranlagen und für Windkraftwerke zurückgehen und damit sich die Investition immer mehr lohnt, auch ohne Subventionen.

Eine alternative Betrachtung geht davon aus, dass durch den politisch gewollten Stopp aller Subventionen der Zubau praktisch zum Stillstand kommt und damit keine Speicherrelevanten Strommengen auf dem Markt auftauchen. In diesem Fall muss am Stromsystem zunächst wenig geändert werden, allerdings ist aktuell kaum erkennbar, dass die Bevölkerung an einem Ausstieg aus den erneuerbaren Energien interessiert ist.

Welche Speicher sind wirtschaftlich?

Wie wirtschaftlich ein Speicher ist, hängt von mehreren Größen ab, erstens, wie teuer die Kapazität von einer kWh Energie ist (SP), wie oft der Speicher pro Jahr gefüllt und entleert wird, das ist die Zahl der Speicherzyklen (Zy). Weiterhin, wie stark der Strompreis schwankt, die sogenannte Volatilität(Vo) und dem minimalen Einkaufspreis (Pmin).  Und nicht zu unterschätzen ist der Wirkungsgrad der Speicher (Wi).
Damit kann man die Einnahmen errechnen, wie lange in Jahre (Ta) es dauert bis der Speicher seine eigenen Kosten erwirtschaftet hat. Die Gleichung lautet:
Ta = SP/((((Pmin+Vo)*Wi)-Pmin)*Zy)

Nimmt man eine Bleibatterie (70% Wirkungsgrad) mit einem Speicherpreis von SP=150€, geht von einem minimalen Strompreis von 0,02€/kWh aus und hofft auf eine Volatilität von 0,10€/kWh, mit Tageszyklen Zy=365 pro Jahr, der bei einer Photovoltaikanlage möglich erscheint, so erhält man:
Ta = 150 € / ( ( ( (0,02 €/kWh + 0,10 €/kWh ) * 0,7 ) - 0,02 €/kWh ) * 365 )
Ta = 6,4 Jahre

Die Rückzahlzeit für Speicher hängt sowohl von der Volatilität auf dem Markt als auch vom Wirkungsgrad ab. (Zum Vergrößern anklicken)

Nach gut sechs Jahren ist die Investition in die Bleibatterie zurückgelaufen, allerdings ohne Berücksichtigung von Zinsen. Allerdings gibt es ein viel größeres Problem, die Bleibatterie ist nach etwa 1000 Ladezyklen so geschwächt, dass sie nicht mehr die gewünschte Leistung bringt und ausgetauscht werden muss, somit erreicht dieses System nie die Wirtschaftlichkeit unter den beschriebenen Annahmen.
Rücklaufzeit, zum Vergrößern anklicken
Rücklaufzeit einer Investition in Stromspeicher bei einem unteren Preis von  0,02€/kWh und mit 365 Zyklen im Jahr. (Zum Vergrößern anklicken)


Erst wenn der Speicherpreis auf deutlich unter 100€/kWh sinkt und die Lebensdauer weit über 3000 Zyklen liegt, werden Speicher wirtschaftlich. Unklar ist, mit welcher Technologie dies erreicht werden kann, aber vermutlich sind Pumpspeicherkraftwerke gute Kandidaten, da diese bereits heute wirtschaftlich arbeiten. Für Batterien, die auf teuren Rohstoffen basieren ist es nur in Ausnahmefällen ökonomisch sinnvoll diese für die stationäre Stromspeicherung einzusetzen. Für mobile Anwendungen, wie Fahrräder und Autos ist die Situation natürlich völlig anders.