Lageenergiespeicher ohne Fels

Lageenergiespeicher ohne Fels bauen

Der Lageenergiespeicher alias "Gravity Storage" ist ein System zum effizienten Speichern sehr großer Energiemengen bis 10 GWh. Der Speicher beruht auf dem hydraulischen Hochheben einer großen (Fels) Masse. Im Detail wird das unter Gravity-Storage.com erläutert.

In der normalen Ausführung wird ein zylinderförmiges Felsstück mit 250 m Durchmesser und 340 m Höhe mit Seilsägen aus der Umgebung abgetrennt, abgedichtet und an ein System aus Pumpen und Turbinen angeschlossen. Die Pumpen nutzen überschüssigen Strom, um den Kolben anzuheben, die Turbinen nutzen das unter Druck stehende Wasser unter dem Kolben, um bei Bedarf Strom zu erzeugen.

Ich werde immer wieder darauf angesprochen, ob es nicht möglich wäre, statt eines Felskolbens auch einfach einen künstlichen Zylinder für den Speicher zu verwenden. Das ist im Prinzip möglich, hat aber einige Nachteile, die ich in diesem Post besprechen will.

Rand des Systems mit einer Bohrpfahlwand stützen. Die gebohrten Löcher werden mit Stahl armiert und mit Beton verfüllt.

Für Schnellleser, das Hauptproblem sind die Kosten, die beim Bau entstehen und fast unüberwindbare Probleme bei der Stabilität des Systems, wenn es unter Druck steht und kein natürlicher Fels verwendet wird.

Ausheben eines großen Lochs

Will man einen Lageenergiespeicher mit großer Speicherkapazität bauen, so muss der Kolben eine gewaltige Masse haben und erheblich angehoben werden. Für das Beispiel werde ich einen Speicher mit 1 GWh Kapazität näher betrachten.

Gesicherte Wand, Innenbereich ausbaggern. Wichtiger Hinweis, das Bild ist nicht maßstäblich, der Durchmesser beträgt ca. 160 Meter!

Nach der Formel, Energie = Masse × Höhe × Erdanziehung kann man berechnen, dass für 1 GWh Kapazität ein Zylinder mit 82 m Radius und 164 m Höhe nötig ist. Das Volumen des Lochs beträgt dann ca. 3,5 Millionen Kubikmeter.

Will man das Loch also mit dem Bagger ausheben, muss man die entsprechende Masse an Material, 9 Millionen Tonnen, auf Halde legen. Typische Kosten für das Ausbaggern, Abtransportieren und auf Halde deponieren, liegen im Bereich von 10€/t. Damit kostet dieser Arbeitsschritt bereits 90 Mio. Euro.

Ausheben des Erdreichs, neben dem Bagger müssen natürlich entsprechend leistungsfähige Transportsysteme eingesetzt werden.

Damit aber das Loch nicht einstürzt, müssen die Wände befestigt werden, da diese 164 m hochragen, müsste dafür eine neue Technologie entwickelt werden, einfache Betonsäulen, wie man sie von Baustellen kennt, kann man nicht so tief bauen, da die Maschinen nicht so exakt senkrecht schneiden. Wir gehen mal sehr vorsichtig geschätzt von 1000 Euro pro Quadratmeter Wandfläche aus. Die Wandfläche beträgt A = 2 × Pi × Radius × Höhe = 85000 m² somit Kosten in Höhe von 85 Millionen Euro entstehen.

Außenwand und Boden gut gesichert. Neben der Stabilität muss die Wand auch auf wenige cm genau gebaut werden, damit die Dichtung funktioniert.

Der Kolbenaufbau

Nachdem das Loch ausgehoben wurde und die Wände hoffentlich stabil sind, muss der Kolben gebaut werden. Dabei kann man an ein "kübelförmiges" Stahlbetongefäß denken. Der Stahlbetonmantel muss dabei den Druck durch die Füllung mit dem Aushub ertragen. Im Bodenbereich liegt der Druck p im Bereich von

p = Höhe × Dichte Erdanziehung 

p = 164m × 2650 kg/m³ 9,81 N/kg

p = 43 Bar. 

Es muss also ein "Kessel gebaut werden, der 43 Bar erträgt und einen Radius von 82 m hat. Ein derartiger Kessel benötigt extreme Stahlverstärkung.

Mit Stahl verstärkte Kolbenwand herstellen.

Nach der Kesselformel

 , 

bei der d_m den Durchmesser und s die Wandstärke angibt, kann man diese bei bekanntem Zugfestigkeit von Stahl sigma_t (Spannung tangential) berechnen und erhält:

s = p × d_m /(2 × sigma_a) 

s= 4.300.000N/m² × 164m / (2 × 1000 N/mm² ×1.000.000mm²/m) 

s = 0,35 m 

Der Kessel hat also unten eine Wandstärke (Stahl, ohne Beton!) von mindestens 35 cm! Geht man optimistisch von einem Stahlpreis von 1000€/t aus, benötigt man für die 85.000 m² Wand unter Berücksichtigung des Druckverlaufs

m_s = A × d_m × rho_Stahl / 2 = 85.000m² * 0,35m × 7700kg/m³/2 

m_s = 115.000t Stahl.

Der Stahl kostet ohne Verarbeitung 115 Millionen €.

Jetzt schütten wir all den Aushub in den Kolben was abermals 85 Millionen Euro kostet.

Kolben mit Aushub füllen, es wird etwas zurückbleiben, das könnte für den zusätzlichen Wasserbehälter genutzt werden.

Damit wäre der Kolben fertig, die Bodenfläche wurde nicht näher betrachtet, da diese keine besonderen Material-Erfordernisse gegenüber den normalen Bau aus einem Felskörper hat.

Wandverstärkung des Zylinders.

Kommen wir zu einem weiteren Problem im lockeren Untergrund. Wenn das Wasser unter dem Kolben unter Druck steht, dann will es seitlich ausweichen. Damit dadurch nicht das umliegende Material nach oben ausweicht, muss im Prinzip ein ähnlicher Ring zur Verstärkung unten am Zylinder  montiert werden. Zur Vereinfachung gehen wir davon aus, dass ein vergleichbarer Aufwand entsteht, dann kostet diese Verstärkung ca. 100 Millionen Euro.

Kostenvergleich

Zählt man die Zusatzkosten zusammen, erhält man 385 Millionen Euro. Demgegenüber stehen die Kosten bei einer Bauweise, die auf Seilsägen beruht, dort kostet das Freilegen etwa 126 Millionen Euro. Die Gesamtkosten des Systems liegen bei konventioneller Bauweise im Fels insgesamt, inklusive Turbinen, Dichtung und Planung, bei 372 Millionen Euro. 

Eine Anlage, die den Kolben künstlich aufbaut, kostet dazu im Vergleich etwa 631 Millionen Euro, also um 70% teuer als ein ausgesägter Kolben.

Der künstliche Kolben hat aber noch einen weiteren Nachteil, das sind die Kosten bei großen Anlagen. Mit wachsender Kolbengröße steigt die Menge des Aushubs stark (3. Potenz) an und zusätzlich wird der Bedarf an Verstärkung sowohl an der Zylinderwand und an der Kolbenwand nahezu unbeherrschbar. Damit ist, wenn überhaupt, die Bauweise "künstlicher Kolben" nur für kleinere Anlagen geeignet.

Anlagen, die wesentlich weniger als 1 GWh speichern, sind aber für die Speicherung im Hochspannungsnetz ökonomisch schlecht darstellbar, was man auch daran sieht, dass Pumpspeicher selten wesentlich kleiner gebaut wurden.

Es ist aber immer denkbar, dass es Sonderfälle geben kann, in denen ein alternative Bauweise sinnvoll ist.

Alternativen:

• Unterirdische Pumpspeicher 
• Verschiedene Lageenergiespeicher
• Unkonventionelle Pumpspeicher

LCOS Levelized Cost of Storage - Preis für Speicher

Vergleich der Speicherkosten

Die Kosten von Energiespeicher zu vergleichen, ist alles andere als einfach. Das liegt daran, dass die bekannten Speicher, wie Batterien, Pumpspeicher oder Gravity Storage bis zu Power to Gas, sehr unterschiedliche Preise und Wirkungsgrade haben.

In diesem Post will ich das international übliche Vergleichsverfahren LCOS erläutern und auf die Probleme bei der Berechnung hinweisen.

Webinar über LCoS und Großspeicher (englisch)

Wo die Kosten entstehen

Auf den ersten Blick sehen viele nur den Anschaffungspreis (CAPEX) für einen Speicher. Aber bereits dieser ist nicht trivial zu bestimmen, denken wir nur an einen Pumpspeicher, der gebaut werden muss. Vielleicht liegen zehn Jahre von der Investitionsentscheidung bis zur ersten Stromlieferung, eine Zeit in der viel Geld ausgegeben wird. Hätte man das Geld in dieser Zeit nicht besser anlegen können, etwa mit 5% Verzinsung? 

Um diesen Effekt zu berücksichtigen, wird der abgezinste Preis für die Zukunft ermittelt. In einem einfachen Fall wäre ein Speicher, der 1000 Euro kostet, aber erst nach einem Jahr benutzt werden kann, mit einem "Kaufpreis" von ~1050 Euro anzusetzen.

Ist der Speicher in Betrieb, entstehen laufende Kosten (OPEX), etwa für Wartung und Betrieb, aber auch für die Miete der Fläche. Steht ein Speicher in der Wohnung und benötigt 1 m² Platz, muss man fairerweise die Mietkosten pro Monat, etwa 5 €/m² umlegen, sodass der Speicher im Jahr allein 5 × 12 = 60 € Raummietkosten verursacht!

Ein Stromspeicher hat nie einen 100% Wirkungsgrad. Da der Strom, der eingespeichert wird, nicht kostenlos ist, auch wenn gerne das Gegenteil behauptet wird, muss man die Kosten für den Strom, der während dem Speichern verloren geht, berücksichtigen. Hat man etwa eine LiIon Batterie, die Strom aus der eigenen PV Anlage aufnimmt, so kann man für den Strompreis 10 ct/kWh ansetzten und einen Wirkungsgrad des Speichers, gemessen auf der Seite des Wechselstroms, von 90% annehmen. Mithin entstehen pro Speicherzyklus in einem 10 kWh Speicher 10 ct Kosten aufgrund des internen Stromverlusts.

Für viele Berechnungen ist der verlorene Zins eine der teuersten und auch am schwierigsten zu verstehenden Größen. Bei einer Investitionsentscheidung will jeder Unternehmer eine Rendite, die höher ist, als die Rendite, die er bei der Bank bekommen würde. Da jede Investition einen Gewinn erwirtschaften soll und mit Unsicherheiten behaftet ist, wird kalkulatorisch eine Verzinsung angenommen, die relativ hoch erscheint, aktuell häufig 8%.
Man bedenke, ein Speicher könnte kaputtgehen, zukünftig könnte ein anderer Bedarf entstehen oder ein wesentlich billigerer Speicher auf den Markt kommen. In jedem dieser Fälle wäre die erwartete Rückzahlung gefährdet und dagegen "Versichert" sich der Unternehmer mit einer geplanten Rendite.

Genaue Berechnung 

Für eine genaue Berechnung der Kosten für das Speichern einer kWh Strom (oder MWh, die im Strommarkt übliche Größe) muss man daher viele Faktoren vorab wissen. Die Wichtigsten sind:

• Strompreis des einzuspeichernden Stroms (P_elec-in)
• Wirkungsgrad des Speichers (u(DOD))
• Kaufpreis des Speichersystems (CAPEX)
• Lebensdauer des Speichers (N Speicherlebensdauer in Jahren)
• Anzahl der Speicherzyklen (#cycles)
• Erwartete Rendite (r Zinssatz)
• Betriebskosten (O&M) 

Hat man alle diese Größen zusammen, kann man eine erste einfache Rechnung machen:

                      Alle Kosten

Kosten pro kWh = ---------------------

                  gespeicherter Strom

So einfach diese Formel erscheint, so kompliziert wird sie, wenn man die zukünftigen Einnahmen und Ausgaben finanztechnisch richtig einsetzt. Dann wird etwa eine kWh, die man erst in 5 Jahren speichert, kleiner als gedacht, da man ja alles für die Zukunft abzinsen muss (Stichwort: Rendite). 

Dieses Abzinsen kann man durch eine Summenformel beschreiben, die da lautet:

Ausführliche Formel zum Berechnen der Speicherkosten nach Apricum.

Ich gehe mal davon aus, dass die meisten beim Erblicken dieser Formel in ehrfürchtiges Erstaunen versetzt werden. Aber genaugenommen steht da nicht mehr drin, als ich bisher angesprochen habe, nur in einer, für mathematisch geübte, klaren Schreibweise. 

Auswertung LCOS mit Beispielen

Praktischerweise kann man so eine Formel mit etwas Geduld in Excel eingeben und dann losrechnen. Dies habe ich zusammen mit Experten vom Imperial College in London, insbesondere zu erwähnen Herrn Schmidt [1], gemacht und dabei für einige Systeme die Resultate ermittelt. 

Vergleicht man wichtige Speichersysteme, erhält man die folgenden Resultate:

Vergleich LCOS für verschiedene Speichersysteme [1]

In der Grafik sieht man, dass Gravity Storage und Compressed Air Speicher nahezu die gleichen Anschaffungskosten (CAPEX) haben, aber die Speicherkosten bei einem Gravity Storage System niedriger liegen, da der Wirkungsgrad dort höher ist und somit weniger Strom (P-elec) in das System eingespeichert werden muss, um gleichviel Strom später zur Verfügung zu haben.

Für die Rechnung wurden folgende Annahmen getroffen:

Verwendete Daten für die Berechnung oben. [1]

Wie stark die Auswirkung der Rendite (Zinssatz) sind, sieht man, wenn man mit 4% Zins statt 8% Zins wie oben gezeigt, rechnet.

Veränderung des LCOS bei 4% Zins. [1]

Obwohl alle anderen Kosten unverändert sind, fallen die Speicherkosten für manche Systeme, wie Pumped Hydro (Pumpspeicher) deutlich ab. Hingegen bleiben die Kosten bei Batterien relativ hoch. Woran liegt das? Der Grund liegt in der Bauzeit, während Batteriesysteme innerhalb eines Jahres am Netz sein können, benötigen Systeme mit mehrjähriger Bauzeit viel Kapitalvorlauf bis die ersten Einnahmen kommen. Sind die Zinsen niedrig, hat das aber nur eine geringe Bedeutung.

Fazit

Ich hoffe, an dieser Stelle ist klar geworden, dass die Berechnung der Kosten für Speicher, insbesondere wenn sie als Investition eines Unternehmens getätigt werden, nicht leicht zu bestimmen sind, aber dass es bekannte Verfahren gibt diese Kosten genau zu berechnen.

Viele private Nutzer von Batteriesystemen werden so eine Rechnung selten machen, es geht da oft um das gute "Gefühl" einen Speicher für den eigenen Strom zu haben, das kann aber leider nicht in einer Rechnung abgebildet werden.

Anmerkungen:
CAPEX = capital expenditures (Kapitalkosten)
LCOS = Levelized Cost of Storage (Gewichtete Kosten des Speicherns)

OPEX = operating expenditures (Betriebskosten)

Quellen:
[1] Schmidt, 2017, report: Levelized cost of storage, 

Pumpspeicher zwei Tagungen

Der Bedarf an Pumpspeicher 

Im Jahr 2017 war ich auf zwei Pumpspeicher Tagungen, "Pumpspeicherwerke" in Essen am 10. Juli 2017 und am 29./30. November auf der 3. Internationalen Pumpspeicherkonferenz in Salzburg, die Ergebnisse sind etwas widersprüchlich und ich will sie in diesem Blogbeitrag diskutieren

Internationale Verteilung von Pumpspeicherwerken.

Pumpspeicher in Deutschland

Die deutschen Pumpspeicher haben eine Kapazität von 40 Gigawattstunden und eine Anschlussleistung von 6 GB, dies sind gewaltige Zahlen allerdings im Verhältnis zum Stromsystem eher klein, die Leistung ist etwa ein Zehntel des deutschen Stromverbrauchs und die Kapazität könnte noch nicht einmal eine Stunde lang Deutschland mit Strom versorgen (Falls die Leistung reichen würde).

Die Aufgabe der Pumpspeicher lag aber in ihrer ursprünglichen Funktion nicht darin, Deutschland etwa über Nacht mit Strom zu versorgen, wenn die Sonne nicht scheint, sondern Ausfälle von Kernkraftwerken zu managen oder Spitzenlasten in der Mittagszeit, die insbesondere durch das Einschalten vieler Elektroherde früher entstanden sind, abzudecken.

Rene Kühne zur Entwicklung des Spotpreis, die Spitze am Mittag ist verschwunden. (Folien)

Heute hat sich das Bild massiv gewandelt. Tagsüber trägt die hohe Zahl an Fotovoltaik-Anlagen, mit etwa 40 GB installierter Leistung, erheblich zum Abbau von Strombedarfsspitzen bei. Wenn auch nicht immer insbesondere natürlich im Winter, wenn es sehr bewölkt ist und nur wenige hundert Megawatt von der Fotovoltaik erzeugt werden. Dies führt dazu, dass der Strompreis nicht mehr so stark schwankt wie früher und genau deshalb haben die Pumpspeicher Betreiber ein erhebliches Problem ihre Anlagen zu finanzieren.

Es ist inzwischen soweit, dass selbst fertige Anlagen kaum mehr den Erlös bringen um den Betrieb aufrecht zu erhalten. So gaben einige Sprecher auf der Tagung in Essen an, dass im Fall einer größeren Revision, etwa den Austausch einer Turbine, das Kraftwerke eigentlich aus wirtschaftlichen Gründen stillgelegt werden müsste.

Dies hätte natürlich erhebliche Folgen für das Stromnetz, denn die Pumpspeicher dienen eben auch zur Stabilisierung des Netzes und sollen zukünftig ja Solarstrom und Windstrom puffern um zu anderen Zeiten des Bedarfs die entsprechende Energie zur Verfügung zu stellen.

Einige steile Thesen zur Wirkung von Pumpspeichern, vorgestellt von Peter Stratmann (Folien)

An einen Neubau ist daher in Deutschland praktisch überhaupt nicht zu denken, was auch dazu führte, dass das bekannte Projekt Atdorf im Südschwarzwald, gestoppt wurde, obwohl bereits 60 Millionen Euro für die Planung ausgegeben wurden.

Ausbau der Pumpspeicherwerke ist fast zum Erliegen gekommen, dargestellt als gelbe Kreise, Reinhard Fritzer, ILF (Folien)

Pumpspeicher in Österreich

Anders die Situation in Österreich, dort stehen wesentlich mehr Pumpspeicherkraftwerke, insbesondere was die Speicherkapazität betrifft. Diese kommt von den großen Gefällen in den Alpen um den erheblich größeren Staumauern und damit Speicher.
Auf der Internationalen Pumpspeicher Tagung in Salzburg wurden die berühmte Anlage der Illwerke von Professor Helmut Jaberg vorgestellt. Ein Pumpspeicher mit über 800 m Fallhöhe und über einen Gigawatt Leistung.

Das Verhältnis Speicher zu Turbine ist in Österreich und in der Schweiz größer, womit länger gespeichert werden kann.

Durch die große Speicherkapazität können auch Überschüsse, wie sie aus längeren Starkwind-Perioden kommen aufgenommen werden, wenn die Leitungen ausreichen. Bei Flaute kann die Energie dann abgerufen werden und teurer verkauft werden.

Dies wird in den Medien oft irreführend dargestellt, als ob wir Strom ans Ausland verschenken und teuer wieder importieren. Nein, da liegt eine Dienstleistung dazwischen, dass die Energie gespeichert wird und genau dann geliefert wird, wenn wir bedarf haben!

Einnahmequellen für Speicher

Die sehr flache Preiskurve für Strom kann Speicher aktuell nicht finanzieren, aber es gibt auch andere Einnahmequellen für Speicher, etwa der Regelenergiemarkt. Dabei wird kurzfristig Energie bereitgestellt oder aufgenommen, um das Netz zu stabilisieren.

Regelenergie ist eine weitere Einnahmequelle für Pumpspeicher.

Im Vortrag der Beratungsfirma BET aus Aachen wurden weitere Einnahmequellen vorgestellt.

Verschiedene Einnahmequellen für Speicher

Das Problem sind aber oft die gesetzlichen Regelungen, die es sehr schwer machen alle Märkte fair zu behandeln. Hier zeigt sich oft, dass unsere Energiegesetze immer noch zu stark von der Denkweise im alten Energiesystem dominiert sind. Zudem wird der Transport von Energie nicht abgebildet, alle Preise gelten flächendeckend für Deutschland, obwohl vielleicht in Norddeutschland ein Überschuss und in Süddeutschland ein Mangel an Strom vorhanden sein kann.

Die Lastgradienten wachsen in den letzten Jahren, daher ist schnelle Regelleistung erforderlich. 

Eine Alternative zu Speichern ist der Netzausbau, aber der geht leider sehr schleppend voran, sodass langfristig viel Energie, die aus Wind und Sonne kommen, nicht den Verbraucher erreicht.

Netzausbau, erst 3% sind 2016 geschafft, Folie Team Consult.

Fazit

Pumpspeicher allein in einem Stromsystem zu betrachten ist nicht zielführend. Zukünftig müssen alle Komponenten eines modernen Stromnetzes zusammenarbeiten. Wind, Off- und Onshore, PV, Leitungen, Speicher in Deutschland aber auch jenseits der Grenze und das am besten mit fairen Regeln für alle Beteiligte.

Mehr Konferenzberichte:
http://energiespeicher.blogspot.de/2013/11/konferenzberichte.html

 

Energy Storage World Forum Konferenzbericht

Trends bei Energiespeicher 2017 

In Berlin fand von 10. bis 11. Mai das 10. ESWF statt. Ich habe den Teil zum Thema Großspeicher besucht und eigentlich erwartet, auch einige neue Ansätze zu Pumpspeicher und andere Technologien zu erfahren. Das war eher nicht der Fall, es ging hauptsächlich um Batterien.

Abschlusspräsentation auf dem ESWF, der Frauenanteil war nicht immer so hoch.

Was ist ein Energiespeicher

Das Problem liegt wohl eher darin, dass unter Energiespeicher jeder etwas anderes versteht. Aktuell scheint es so, dass im Markt für Großspeicher im wesentlichen Speicher beschrieben werden, die große Leistung für kurze Zeit liefern können. Das sind wichtige Systeme in einer Welt, in der die klassischen thermischen Kraftwerke langsam von Solar- und Windkraftwerken ersetzt werden.

Sehr unterschiedliche Speicher: Strom, Lebensmittel, Daten, und sehr unterschiedliche Reichweiten, aus dem Vortrag von  Julian Jansen, IHS Markit

Regelenergie

Um das Problem genauer zu verstehen, muss man wissen, dass ein normales Kohlekraftwerk nicht bei voller Leistung läuft, sondern für kurzzeitige Schwankungen immer noch eine gewisse Leistungsreserve (~10%) vorhält. Kommt es jetzt zu einem zusätzlichen Bedarf, weil gerade eine große Maschine eingeschaltet wird, muss einfach die Leistung etwas hochgeregelt werden. 

Bei einer Solarzelle oder auch bei einem Windkraftwerk geht das nicht, diese werden normalerweise hundert Prozent der Leistung an das Netz abgeben, obwohl theoretisch auch weniger möglich wären, was aber offensichtlich eine Verschwendung wäre.

Einsatzgebiete von großen Batterien zur Netzstabilisierung, Quelle: eon

Um diese Regelleistung ohne den Aufwand eines herunter geregeltem Kohle-, Erdgas- oder sonstigen thermischen Kraftwerks zu managen, scheinen Batterien zusammen mit leistungsfähiger Elektronik einen guten Dienst zu tun.  

Typisch an diesen Systemen ist, dass sie nur sehr kurz Energie liefern können, typische Werte liegen unter einer Stunde.

Speicherbedarf für große Energiemengen, Dunkelflaute

Eine der spannendsten Fragen in der Speicherbranche ist der Bedarf an Speicher für große Energiemengen, also nicht um kurzzeitig das Netz zu stabilisieren, sondern um etwa elektrische Energie vom Tag aus Solarenergie in die Nacht zu verschieben.

Hier war ein Vortrag von Dr. Björn Peters interessant, der für Deutschland die Situation mit 100% Wind und Solarenergie berechnet hat. Sind 120 GW PV und 120 GW Wind installiert, so genügt dies langfristig theoretisch, um den Strombedarf zu decken. Allerdings müssen ausreichend Speicher zur Verfügung stehen. In dem Modell wurde ein perfekter Speicher mit 100% Wirkungsgrad angenommen (Reale Speicher liegen eher bei 80 %, aber die Differenz ist nicht entscheidend).

Die Überraschung ist, dass für die Phasen ohne Wind und Sonne, sogenannte Dunkelflaute, massive Speicherkapazitäten nötig sind. So wäre zur Überbrückung der Dunkelflaute im Herbst 2016 etwa 80.000 GWh Speicherkapazität erforderlich gewesen. Bedenkt man, dass nur 40 GWh in Deutschland verfügbar sind, wird das Problem offensichtlich.

Die Dunkelflaute, der gefährliche Elefant, wie er in der Zeitschrift Sonne Wind & Wärme dargestellt wird.

Vermutlich können solche Phasen nur mit thermischen Reservekraftwerken, ob dies nun Blockheizkraftwerke oder Gasturbinen sind, überbrückt werden.

Alternativ könnte man Stromleitungen nach Afrika oder Sibirien legen, die insgesamt 8.000 km lang wären und eine Leitungskapazität von mindestens 50 GW benötigen, leider, im aktuellen politischen Umfeld, eher schwierig umzusetzen.

Wachstum des Speichermarkts

Sicher werden die extremen Speicher nicht so schnell kommen, aber das Wachstum der Speicher ist größer als das Wachstum der PV und Wind Märkte, da an vielen Orten das Netz langsam an die Grenzen seiner Steuerfähigkeit kommt. 

Speicherbedarf im UK erreicht 15 GW innerhalb von 15 Jahren

In mehreren Vorträgen wurden Folien aufgelegt, die den Speicherbedarf, zumeist aufgeschlüsselt nach Hausbatterien ("behind the meter") und anderen Batterien im Netz, analysierten. Zumeist wird hier nicht von Speicherkapazitäten, sondern von Leistungen gesprochen, da es noch um die Stabilisierung des Netzes geht. 

Gegenüber heute ist ein Faktor 10 bis 100 innerhalb von 15 Jahren zu finden.

Der größte Energie Speichermarkt ist wohl in 2017 in Südkorea! (Quelle: Jansen, IHS Markit)

Warum besuche ich solche Konferenzen?

Am Ende der Konferenz hat man immer das Gefühl, die Aussagen schon ein dutzend Mal gehört zu haben. Allerdings ist auch interessant, was fehlt, niemand hat mehr vom Power to Gas gesprochen und Wasserstoff ist ebenfalls nicht vorgekommen. 

Sehr gefreut hat mich, dass der Moderator meine Speichertechnologie, Gravity Storage, als mögliche Lösung für Großspeicher erwähnt hat. 

Ein weiterer wichtiger Punkt sind immer die Gespräche in der Kaffeepause, man erfährt viel über Märkte und kann seine Kontakte gut pflegen.

Bis zur nächsten Konferenz, weitere Konferenzberichte finden sich unter:

http://energiespeicher.blogspot.de/2013/11/konferenzberichte.html

Optimale Ladezyklen bei Energiespeichern

Energiespeicher brauchen viele Ladezyklen

Es gibt sehr unterschiedliche Energiespeicher, vom Kondensator über Batterien bis zur Technologie Power to Gas. 

Es gibt zwei grundsätzlich verschiedene Gründe einen Energiespeicher zu betreiben, entweder man benötigt den Energiespeicher, weil man nicht am Stromnetz ist und daher die Energie im Speicher aufbewahren muss, etwa im Smartphone, im Auto bis hin zu abgelegenen Orten. 

Der zweite Grund liegt in der Speicherung von überschüssiger (billig) produzierter Energie, die man später zu besseren Konditionen verkaufen kann. Von diesem Fall soll dieser Blogbeitrag handeln.

Jeder Ladezyklus verdient Geld

Ein Batteriespeicher, der an eine Solaranlage angeschlossen ist, kann während des Tages von einer PV Anlage den "kostenlosen" Solarstrom einlagern und in der Nacht, wenn der normale Haushaltsstrom ca. 30 ct/kWh kostet, diesen wieder bereitstellen.

Solarenergie im Jahresverlauf in Deutschland

Die Sonne schickt zwar keine Rechnung, aber die Solaranlage ist nicht kostenlos, daher gibt es einen Preis für den Strom, der aus den PV-Zellen kommt und dieser liegt in Deutschland bei etwa 10 ct/kWh. Das bedeutet, der Speicher kann pro kWh Speicherkapazität während eines Ladezyklus 20 ct verdienen. 

Der Preis für den Speicher mag bei 1000 Euro/kWh liegen, um den Preis des Speichers abzuzahlen, muss man diesen Speicher 5000 mal laden und entladen. Gehen wir mal davon aus, der Speicher kann so viele Zyklen ohne Verlust überstehen, dann stellt sich die Frage, wie lange der Speicher benutzt werden muss, um seine eigenen Kosten zu verdienen. Würde man etwa im Sommer speichern und im Winter entladen, dann benötigt man 5000(!) Jahre, bis der Einkaufspreis zurück ist.

Verteilung der Solarleistung, 50% der Zeit ist dunkel!

Das einfachste ist, die Zahl der Zyklen pro Jahr zu erhöhen. Die Sonne scheint in Deutschland etwa an 150 Tagen so stark, dass man überschüssigen Strom speichern kann. Damit reduziert sich die Wartezeit, bis der Speicher abgezahlt ist auf 5000 / 150 = 33 Jahre. Leider ist diese Rechnung ohne Zins und Zinseszins gerechnet und daher unrealistisch. Unter den angesprochenen Rahmenbedingungen, 20 ct Einnahmen pro Zyklus und 1000 €/kWh kann man keinen Speicher refinanzieren.

Mehr Ladezyklen

Die Zahl der Ladezyklen kann man steigern, indem man den Speicher in einem südlichen Land nutzt, das mehr Sonnentage, als in Mitteleuropa üblich, hat. In günstigen Fällen werden 350 Ladezyklen erreicht, und der Speicher verdient bereits nach 5000 / 350 =  14 Jahren seinen Gestehungspreis. Vierzehn Jahre sind zumindest im Privathaushalt eine erträgliche Zeit für den Rücklauf der Kosten, insbesondere in einer Welt, in der man auf der Bank auch keine Zinsen für das Geld bekommen hätte.

Auswege aus der Kostenfalle

Ein möglicher Weg, ein ökonomisch besseres Modell zu bekommen liegt in der Senkung der Kosten für den Speicher. Würde der Speicher nur 100 €/kWh kosten, wäre selbst in Deutschland der Speicher nach drei Jahren abgeschrieben, da bereits 500 Zyklen reichen um die Anschaffungskosten zu kompensieren. Leider ist es mit LiIon-Batterien im Moment unwahrscheinlich, dass ein derart niedriger Preis inklusive Elektronik, Transport und Aufstellung erreicht wird.

Bei großtechnischen Anlagen, wie einem Pumpspeicher oder Lageenergiespeicher ist ein Preis in dieser Größenordnung von 100 €/kWh schon eher realistisch. Allerdings gibt es aktuell keinen Markt, in dem man 20 ct/kWh gewinnen kann. Selbst in der optimalen Situation mit 3 ct/kWh Solarstrom, wie er in Dubai und Chile produziert werden kann, sind höchstens ein Aufschlag von 10 ct/kWh denkbar um in der Nacht den Strom für 13 ct/kWh wieder zu verkaufen. Wesentlich höhere Preise werden, zumindest heute, durch den Wettbewerb mit anderen Stromquellen, wie Erdgaskraftwerke, verhindert.

Windenergie speichern

Das Speichern von Windenergie ist noch schwieriger abzuschätzen, als von Solarstrom, das liegt daran, dass der Wind in vielen Regionen sehr unregelmäßig weht. In Mitteleuropa wird der Wind durch Tiefdruckgebiete bestimmt und im Lauf eines Jahres ziehen etwa 50 Tiefdruckgebiete über den Atlantik. Rechnet man für den Speicher analog zum Beispiel mit PV-Strom, dann hat man keine Chance mit 50 Zyklen.

Windenergie im Jahresverlauf in Deutschland

Eine genaue Betrachtung der Speichertechnologien zeigt jedoch, dass es auch sehr günstige Speicher mit relativ teuren Konvertern gibt. Dazu zählt die Umwandlung von Strom in Wasserstoff. Der Elektrolyseur und die Brennstoffzelle sind sehr teuer, aber theoretisch kann man Wasserstoff in Salzkavernen speichern, die pro kWh Kapazität eher 1 € als 100 € kosten.

Betrachtet man jetzt die Betriebsstunden des Konverters, so kann man, grob geschätzt, etwa 20% der Zeit überschüssigen Windstrom in Wasserstoff umwandeln und weitere 20% der Zeit Strom über die Brennstoffzelle liefern. Die Zyklenzahl ist aufgrund der geringen Speicherkosten nicht relevant.

Verteilung der Windleistung in Deutschland (Log-Zeit)

Auch hier eine Rechnung: Kostet der Elektrolyseur 1000 €/kW und die Brennstoffzelle ebenfalls 1000€/kW dann kann man im Lauf des Jahres 8760 ×0,2 = 1750 kWh speichern und wieder abgeben.
Geht man optimistisch von einem Einkaufspreis von 0,02 €/kWh aus, dann kostet der Strom für den Speicher 35 € im Lauf des Jahres.  Können wir den Strom für 0,15 €/kWh verkaufen, das sind absolute Spitzenpreise an der Strombörse, erlösen wir bei 50% Wirkungsgrad

0,5 × 1750 kWh × 0,15€/ kWh = 131 €. 

Netto bleiben 131€ - 35€ = 96 € in der Kasse. Mit diesem Geld müssen wir jetzt die Anlagenkosten abbezahlen. Das waren 2000 €/kWh somit benötigen wir wieder über 20 Jahre ohne Verzinsung, bis die Konverter-Anlage zumindest ihre Investitionskosten eingespielt hat.

Auch hier ist klar, dass durch niedrigere Preise der Konverter die Situation besser würde, allerdings sind aktuell die Preise deutlich höher.

Zusammenfassung

Bei den heutigen Preisen ist höchstens für die tägliche Sonneneinstrahlung, zusammen mit einem günstigen Großspeicher, wie dem Lageenergiespeicher, ein wirtschaftlicher Betrieb möglich.
Windenergie kann man nicht ökonomisch speichern, solange nicht ein grundlegender Durchbruch bei der Speichertechnologie erfolgt, der allerdings nirgends zu sehen ist. 

Speicherforschung in Deutschland

Forschung zu Energiespeicher in Deutschland

Deutschland ist ein Land der Forschung und Entwicklung, durch gute Universitäten, Hochschulen und Industrie könnten wichtige Zukunftsfelder besetzt werden. Eins der zentralen Themen der globalen Energiewende ist das Speichern von Strom. Hier bahnt sich in Deutschland ein Desaster an!

Die zentralen Elemente einer Energieversorgung

Energieversorgung mit Elektrizität benötigt im wesentlichen drei Elemente: 

• Umwandlung einer Energieresource in Strom
• Speichern des Stroms oder der Energieresource
• Versorgungssystem zu den Energieabnehmern

Im alten Energiesystem war die Resourcen Kohle, Erdgas und Uran. In Deutschland werden sehr wirtschaftliche Kohlekraftwerke gebaut, aber Kohle ist in einer Welt die CO2 nur begrenzt emittieren will, keine Energiequelle der Zukunft.

Erdgas ist eine sehr saubere Energiequelle, allerdings ist hier Deutschland von anderen Ländern als Lieferant abhängig. Uran wurde aus politischen Gründen als Energiequelle gestoppt. 

Folge: In diesen Bereichen wird aufgrund des Strukturwandels in der Energieversorgung das vorhandene technische Know How in Zukunft keinen wesentlichen Wert haben.

Die Umwandlung von Solarenergie mit Solarzellen wird künftig die weltweite Energieversorgung dominieren. Obwohl in Deutschland diese Energiewende eingeleitet wurde, ist es nicht gelungen, die Herstellung von Photovoltaik in Deutschland zu halten. Allerdings ist die dafür notwendige Technologie, Solarzellen aus Silizium und Glasscheiben herzustellen, inzwischen so gut verstanden, dass es um Fertigungsanlagen in aller Welt geht. Hier kann der Maschinen und Anlagenbau als Zulieferer dienen.

Die Energiespeicher

Eine fluktuierende Energiequelle wie die Sonne erfordert Energiespeicher, und mit dem globalen Ausbau der Photovoltaik, allein im Jahr 2015 wurden weltweit ca 60 GW installiert, wächst der Speicherbedarf. Eine wahre, sich auftuende, Marktlücke!

Daher müssen gewaltige Ressourcen in die Entwicklung leistungsfähiger Speicher fliesen um weltweit konkurrenzfähige Produkte anzubieten.

Kompetenz an falscher Stelle, Speicherkompetenz Weltanteil. (Quelle: ISI 2015 [1])

Auf der Liste der möglichen Energiespeícher liegt Deutschland in drei Bereichen in der Spitzengruppe: Wasserstoff, Pressluftspeicher (CASE), Schwungräder.

Betrachten wir die drei Technologien im Einzelnen:

Wasserstoff

Wasserstoff ist theoretisch ein sehr guter Energiespeicher, betrachtet man die Energie pro Masseneinheit, dann ist er sogar der beste chemische Energiespeicher. Soweit die Theorie. Leider hat Wasserstoff einige gravierende Probleme, zum einem ist die Umwandlung von Strom zu Wasserstoff und zurück nicht besonders effizient. Weiterhin gibt es erhebliche Probleme Wasserstoff effizient zu speichern. Daher mag es auch nicht verwundern, dass kein anderes Land in diesem Bereich forscht. 

Eine ausführliche Analyse zum Thema Wasserstoffzeitalter habe ich in einem Blogbeitrag "Is the Hydrogen age rising?", durchgeführt.

Die technologische Führerschaft mit 94,8% ist bemerkenswert, allerdings völlig nutzlos, da wohl das Wasserstoffzeitalter nur in Science Fictions kommen wird.

Compressed Air Energy Storage CASE

Luft mit billiger Energie zu komprimieren und bei Bedarf wieder über eine Turbine freizusetzen ist ein sehr logischer Ansatz, zumindest auf den ersten Blick. Luft ist kostenlos, Kompressoren sind allgegenwärtig, alles erscheint einfach. Leider hat die Physik für eine nicht adiabatische Kompression eine Formel, die einen sehr schlechten Wirkungsgrad zwangsläufig zur Folge hat. Praktisch liegt dieser Wirkungsgrad bei 45%, das bedeutet mehr als die Hälfte der Energie kommt nicht wieder zurück. 

Aufwendige neue Verfahren ermöglichen zwar eine adiabatische Kompression, die theoretisch einen sehr guten Wirkungsgrad hat, allerdings zum Preis sehr hoher Systemkosten. 

Leider ist damit aber das Problem noch nicht gelöst, man benötigt einen Speicher, am besten eine Salzkaverne. Diese gibt es in Norddeutschland zwar reichlich, weltweit sind sie aber geologisch eher eine Kuriosität. Das mag auch der Grund sein, dass sonst fast niemand an dieser Technologie forscht oder anders formuliert, 73,8% Weltanteil in der Speicherkompetenz nicht so schwer zu erreichen war.

Schwungrad

Ein Schwungrad dürfte der erste technische Energiespeicher überhaupt gewesen sein, nämlich in der Form einer Töpferscheibe. Man kann diese Technik erstaunlich weit treiben und gelangt dann zu extrem schnell rotierenden Rädern aus Kohlefaser. 

Das Limit der Schwungräder wird durch die Zentrifugalkräfte und die Materialfestigkeit festgelegt. Kohlefasern, wirklich ein high tech Material, erlauben nur sehr begrenzte Speicher mit etwa 4 kWh in einem massiven Stahlkessel. Ja der Stahlkessel ist nötig, da beim Versagen des Schwungrads derart viel Energie freigesetzt wird, dass selbst dicker Stahl durchschlagen wird. So bestehen heutige Schwungrad-Anordnungen aus wesentlich mehr Stahl als Schwungrad! Das führt zu einer schlechten Energiebilanz und ungünstigen Platzbedarf. 

Die Folge, praktisch niemand setzt Schwungräder praktisch ein und ein Forschungsvorsprung ist nicht so wertvoll als gedacht.

Wo liegt die Zukunft

Welche Technologie in Zukunft dominieren wird, kann man nicht sicher sagen, aber man kann sich die Wachstumsfelder und den Technologieeinsatz ansehen:

Relevante Speicher auf dem Weltmarkt und das jeweilige Wachstum. (Quelle: ISI 2015 [1])

Betrachtet man die heute am weitesten verbreitete Technologie, so Dominiert mit weitem Abstand, man beachte die logarithmische Skala, PHS, Pumpspeicherkraftwerke, mit 97,5%! Und wie hoch ist der deutsche Anteil im Bereich des Wissens um diese Technik? Leider nur klägliche 4,4%. Das könnte man natürlich ändern, wenn man die Forschung zum Lageenergiespeicher fördern würde, aber diese erfolgt bisher noch nicht.

Die am stärksten wachsende Speichertechnologie sind LiB, Lithium Ionenbatterien, die im Mittel in den letzten fünf Jahren um unglaubliche 90% pro Jahr gewachsen sind. Der Grund ist klar, Batterien für Elektroautos werden daraus hergestellt und Speicher für Solaranlagen. Da Deutschland erheblich von der Autoindustrie abhängt als ein ganz klarer Fall, hier muss geforscht werden. Leider liegt das Know How bei erschreckend niedrigen 3,3% im weltweitem Vergleich. 

Der Bereich mit relativ großem Anteil am Markt und beachtlichen Wachstumszahlen ist die thermische Energiespeicherung. Hier liegt das Wissen um diese Technologien bei praktisch Null, oder um genau zu sein, bei 0,1%.

Desaster der Technologieförderung

Betrachtet man die Lage der deutschen Speicherforschung und des erarbeiteten Wissens, kann man nur ein Fazit ziehe: Nicht Zukunftsfähig.

Es wurden über Jahrzehnte Technologien entwickelt, von denen sich andere längst verabschiedet haben, weil es kein Potenzial gibt und man hat die Technologien, die wirtschaftlich am bedeutendsten sind völlig vernachlässigt. 

Daher muss man massiv versuchen, zumindest in der Batterietechnik und bei Pumpspeichertechnologien (Hier ist Österreich führend) Anschluss zu finden.

Die Ressourcen sind da, man muss nur die Forschung in nicht entwicklungsfähige Technologien einstellen.

Quellen:

[1] Gesamt-RoadmapStationäre Energiespeicher 2030, Fraunhofer-Institut für System und Innovationsforschung ISI, Dezember 2015

5. VDI-Fachkonferenz Energiespeicher für die Energiewende

Speichertechnik für die Energiewende

Die fünfte Fachkonferenz wurde wieder von Professor Michael Sterner geleitet und fand in Fürth bei Nürnberg statt. Mit etwa 40 Teilnehmern war sie etwas schwächer als frühere Veranstaltungen besucht, was auch an der großen Zahl vergleichbarer Events liegen kann.

Im Kern wurden erste Forschungsergebnisse aus den verschiedenen Projekten vorgestellt, die im Rahmen der Energiespeicher Initiative der Bundesregierung gefördert wurden.

Bürokratie und Speicherpolitik

Stefan Nykamp, Leiter Technik-Center Netzspeicher, Westnetz GmbH, Dortmund, wies in seinem Vortrag darauf hin, dass Deutschland keine Kupferplatte ist, in der jede Stromquelle jeden Verbraucher ohne Probleme findet. Dies Annahme liegt aber vielen Analysen zu Speichern zugrunde. Das bedeutet, dass der Ort, an dem ein Speicher aufgebaut wird, eine erhebliche Bedeutung für den Netznutzen hat. Eine Tatsache, die von der Politik bei der Förderung von Speichern gerne übersehen wird.

Typischer Projektablauf, hier Energiepark Mainz

Auch die Bürokratie bei Speicherprojekten ist bemerkenswert, für seine Pilotanlage mit einem Container, der eine MWh speichern kann mussten 15 Anträge gestellt werden. Ähnliche Erfahrungen wurden auch von Jonas Aichinger, Stadtwerke Mainz AG, berichtet. Seine Pilotanlage für die Wasserstoffproduktion kann als Forschungsanlage laufen, sobald das Projekt abgeschlossen ist, droht die Abschaltung, da die Genehmigung einer Wasserstoffanlage extrem aufwendig ist und damit ein wirtschaftlicher Weiterbetrieb der 7 MW Anlage nicht rentabel ist.
Die Meinung der Politik, vertreten durch Dr. Ralf Sitte, Leiter des Referats Strom und Netze, Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie BMWi, ist allerdings, dass es praktisch keinen Speicherbedarf gibt. Das mag im Moment stimmen, das wird sich aber in Zukunft ändern, denke ich, wenn wir dann nicht vorbereitet sind, haben wir das Nachsehen.

Wo sollten die Strom-Speicher in Deutschland stehen?

Eine interessante Analyse zur Speicherproblematik lieferte Martin Finkelmann, Amprion, mit der Überlegung, dass Windstrom in einer nördlichen Sammelschiene aufgesammelt werden sollte und die Solarenergie in einer südlichen Sammelschiene. 

Sammelschiene für Strom, aus dem Vortrag von Finkelmann

Bekanntlich weht im Norden viel Wind und im Süden scheint etwas mehr Sonne. In der Mitte liegen die konventionellen Kraftwerke mit gespeicherter Energie aus Kohle und Braunkohle. Meiner Meinung nach wäre es optimal, wenn genau in dieser Lage, in der Mitte Deutschlands mehrere Speicherkraftwerke gebaut würden, die sowohl den Strom vom Norden als auch den aus Süden, mit minimalen Leitungsaufwand, speichern können. 

Das Batteriekraftwerk

Clemens Triebel, Chef der Younicos AG, hat in seinem sehr lebendigen Vortrag erläutert, wie das Batteriekraftwerk funktioniert. Die Idee ist, dass heute konventionelle Kraftwerke nur mit 80% der Leistung laufen, damit sie die Möglichkeit haben, kurzfristig innerhalb von Sekunden oder Minuten mehr oder weniger Strom zur Verfügung zu stellen. Diese Aufgabe kann von Batterien mit geeigneter Steuerung wesentlich besser übernommen werden. Da zum einem die Batterien sowohl Strom liefern können als auch Strom abgeben können und zum Anderem eine sehr schnelle Reaktion, weniger als 8 Millisekunden, möglich sind. Da die Batterien sehr LiIon-batteriefreundliche Arbeitsbedingungnen vorfinden, 17°C und keine Tiefenentladung, hat der Hersteller wohl 20 Jahre Gerantie gegeben.

Eine erste Anlage dieser Art wurde installiert, das "Batteriekraftwerk" der wemag kann 5 MW Leistung aufnehmen oder abgeben, wenn auch nur für einige Minuten. Damit könnte man immerhin auf ein Kohlekraftwerk mit 25  MW verzichten, soweit es die Minutenreserve betrifft. Die Batterie dient hier also nicht zum Speichern des Stroms über längere Zeit sondern zum kurzfristigen abfangen von Leistungsschwankungen. Damit sieht man auch, dass Speicher sehr unterschiedliche Bedeutung haben können.

Batterie im Netz, Quelle: Vortrag von Stefan Nykamp

Eine weitere Batterie im Netz wurde von Stefan Nykamp,Westnetz GmbH, vorgestellt, dort ging es um das Problem, vorübergehend eine Stromleitung zu entlasten. Es wurde eine Batterie in einem Container gewählt, da dies die günstigste Lösung war, bis dann ein größerer Netzausbau kommt.

Flexibilität oder Speicher

Nach dem Vortrag von Dr. Georg Markowz, Evonik Industries AG, der gezeigt hat, wie man durch abschalten von großen Verbrauchern der Chemieindustrie das Stromnetz sehr stark entlasten kann. So ist insbesondere die Erzeugung von einigen Grundstoffen, etwa Acetylen, sehr energieintensiv ca (6 GW!) aber leicht flexibel steuerbar. Im Anschluss an den Vortrag entbrannte eine Diskussion über die Frage, ist eine Flexibilität ein Speicher. 

Das Problem ist, dass nach unserer Gesetzgebung Flexibilitäten nicht die Privilegien von Pumpspeichern haben. Wer einen Stromverbraucher im richtigen Moment vom Netz nimmt, der verbessert zwar die Gesamtsituation, wenn gerade nicht genügend Wind- oder Solarenergie zur Verfügung stehen, andererseits ist es aber etwas anderes, wenn ein Pumpspeicher Strom aus dem Netz nimmt und später wieder liefert. Denn ein flexibler Verbraucher kann natürlich nicht Strom liefern, sondern nur den Verbrauch einstellen. 

Es wäre an dieser Stelle wünschenswert, wenn der Gesetzgeber auch flexible Verbraucher durch geeignete Anreize fördern würde. Das einfachste wären sinnvolle Tarife. Siehe auch den Blogbeitrag Stromsteuer oder Strom Steuern.

Flüssige Speicher

Gerade für den Verkehr wären flüssige Speicher, ähnlich Diesel, sehr wünschenswert, da die Handhabung sehr einfach und gewohnt ist. Dazu stellte Carl Berninghausen vonSunfire GmbH, Dresden, ein Verfahren zur Erzeugung von künstlichen Kraftstoffen vor. Im Prinzip eine gute Idee, allerdings habe ich das Gefühl, dass man damit in einer Alten Welt denkt, denn das Verbrennen dieser Kraftstoffe ist nicht besonders effizient. So wird die Kette von Strom bis zur Energie zum Antrieb in dieser Form nur einen Wirkungsgrad von 10-15% ermöglichen. 

Einordnung verschiedener Speichetechnologien aus der Präsentation von Teichmann, Hydrogenios

Eine spannende Alternative ist der Transport von Wasserstoff durch Einlagerung in einem wiederverwendbaren Trägeröl, etwa Dibenzyltoluol (4€/kg) , das Dr.-Ing. Daniel Teichmann, Geschäftsführer der Hydrogenious Technologies, vorstellte. Damit kann man 2 kWh/kg  Energie transportieren. Das liegt genau in der Mitte zwischen aktuellen Lithium Batterien und Diesel. Wasserstoff kann im Prinzip durch Elektrolyse hergestellt werden und durch eine Brennstoffzelle wieder in Strom umgewandelt werden. Die Verluste liegen zwar im Bereich von 50%, sind aber deutlich geringer als bei künstlichen Flüssigkraftstoffen, leider gibt es zusätzlich bei der Ein- und Ausspeicherung Verluste, so dass die Gesamtbilanz noch ungünstiger ausfällt.

Der hydraulische Felsspeicher

Freundlicherweise durfte ich auch den Lageenergiespeicher zum zweiten Mal auf der VDI Tagung vorstellen, insbesondere alle aktuellen Entwicklungen wie die neuartige Dichtung, die den Bau des Speichers wesentlich realistischer macht.

Die neue Dichtung des Lageenergiespeichers

Die Resonanz auf den neuen mechanischen Speicher war gut, wenn auch die Technologie im Umfeld all der chemischen Speicher ungewöhnlich war.

Fazit

Die Entwicklung von verschiedenen Energiespeichern ist angestoßen, viele verschiedene Lösungen für viele verschiedene Probleme im Stromnetz aber auch für mobile Anwendungen werden entwickelt. Kaum eine Lösung ist bereits erfolgreich am Markt. Über der Veranstaltung schwebte immer die TESLA Gigafactory, die öfter zitiert wurde. Spannend, ob deutsche Ingenieurkunst auch zu wirtschaftlichen Lösungen führt.

Weitere Konferenzberichte

Energiespeicher, die besten Blogs

Die besten Energiespeicher Blogbeiträge

Nachdem am 15.5.2014 der Energiespeicher Blog über 100.000 Besucher erreicht hat, will ich eine Liste der besten Blogs aus Sicht der Besucher bringen.

Am 15. Mai 2014 kam der 100.000. Besucher zu diesem Blog!

Aber wie bestimmt man den besten Blog? Ein Kriterium könnte sein, welcher Beitrag die meisten Besucher hatte. Hier ist das Votum eindeutig, mit 4500 Besuchern gewinnt der Beitrag:

Batterien als Stromspeicher

Allerdings steht dieser Beitrag auch schon seit 20.11.2012 im Netz und hatte damit große Chancen gelesen zu werden. Analysiert man, welcher Beitrag täglich am häufigsten gelesen wird, dann gewinnt:

Tesla und die Batteriepreise

Dieser Beitrag wird seit März 2014 täglich von durchschnittlich zehn Lesern gelesen, ganz neue Beiträge wurden nicht einbezogen, da dort die Statistik verzerrt ist.

Aber ist ein Beitrag schon deshalb gut, weil er gelesen wird? Ein anderes Kriterium ist, ob die Leser ein "Plus" bei Google vergeben. Welcher Beitrag wurde bisher am häufigsten mit g+ versehen?

2. VDI-Speicherkonferenz

Da ein Beitrag, den wenige sehen, weil er etwa in Suchmaschinen schlecht zu finden ist, automatisch wenig "Plus" bekommt, sollte man den Beitrag als besten bezeichnen, der prozentual die meisten g+ erhält und das war der Beitrag:

Vergleich der Energiespeicher mit Lageenergie

Über 12% haben den Beitrag mit einem "Plus" versehen. Daraus folgere ich, dass Vergleiche beliebt sind. Manche Beiträge entfachen auch eine rege Diskussion, hier ist der Beitrag mit den meisten Kommentaren:

Norwegen die Superbatterie

Jetzt darf ich mich bei den Lesern für das rege Interesse bedanken und hoffe auf viele Weiterempfehlungen. Für mich war das schreiben der Beiträge bisher immer sehr lehrreich, da es jedesmal zu einer intensiven Beschäftigung mit den jeweiligen Thema geführt hat. 

Auch in Zukunft werde ich den Blog mit aktuellen Themen, Vergleichen und Ideen weiterführen. 

Zum Schluss noch der Blogbeitrag mit der kleinsten Leserzahl, sozusagen die "Rote Laterne":

Ist das eine Energiekrise?

Vergleich der Energiespeicher mit Lageenergie

Energiespeicher mit Lageenergie

Durch die starke weltweite Zunahme von Wind- und Solarenergieanlagen sind viele Erfinder mit der Frage beschäftigt, wie man die Energie möglichst ökologisch und ökonomisch speichern kann. Neben den vielen chemischen Konzepten spielt dabei die Nutzung der Schwerkraft in Form von Lageenergie eine wichtige Rolle. In diesem Blog sollen alle mir relevant erscheinenden Verfahren verglichen werden.

Kriterien für Energiespeicher 

Für alle Speicher werden dabei folgende Kriterien betrachtet:

• Flächenbedarf 
• Bautechnische Probleme
• Kosten pro kWh Speicherkapazität
• Besondere Anforderungen
• Offene Probleme

Der Wirkungsgrad wird hier nicht betrachtet, da vermutlich alle Verfahren zwischen 80% und 95% Zyklus-Wirkungsgrad erreichen und damit praktisch alle hier beschriebenen Ansätze die bekannten chemischen Speicherverfahren übertreffen (Ausgenommen: Batterien).

Alle vorgestellten Verfahren sind noch nicht in der praktischen Umsetzung und daher wird die Marktreife ebenfalls nicht berücksichtigt. Das klassische Pumpspeicherwerk wird als Referenzsystem zum Vergleich herangezogen, daher zunächst die Daten:

Pumpspeicherwerk 

Das klassische Pumpspeicherkraftwerk nutzt zwei Wasserreservoirs auf unterschiedlicher Höhe und pumpt zwischen beiden Wasser hin und her. Bei günstigen Strom wird hochgepumpt, bei hohen Strompreisen wird Wasser über eine Turbine mit Generator geleitet. Der Flächenbedarf ist erheblich, zusammen mit dem Unterbecken benötigt man pro Megawattstunde (1000 kWh) 200 Quadratmeter. Bautechnisch stellen der Damm und das Becken sowie die verschiedenen Stollen die größte Herausforderung dar. Die Kosten der Speicherkapazität werden in der Literatur sehr unterschiedlich angesetzt, 100 Euro pro kWh wird für bereits gebaute Anlagen oft angegeben. Die besondere Anforderung ist, dass ein natürlicher Höhenunterschied von mindestens 400 Meter vorhanden sein sollte. Weiterhin kann durch Verdunstung in warmen, ariden Gegenden erheblich Wasser verloren gehen. Technisch gibt es keine offenen Probleme, allerdings gibt es inzwischen erhebliche Widerstände gegen Neubauten, da oft wertvolle Hochflächen geflutet und verbaut werden. 

Energy Cache

Eine sehr originelle Idee ist das anheben von Schotter mit einer Art Skilift, wie es die Firma Energy Cache verfolgt und von Bill Gates [1] (teilweise) finanziert wird.

Dabei wird Schotter mit einer Kübelkette bei Stromüberschuss nach oben gezogen, dort automatisch entladen und bei Strombedarf wird der Prozess einfach umgedreht.

• Flächenbedarf: 100m²/MWh, stark vom Wirkungsgrad (Schütthöhe!) und Höhenunterschied abhängig
• Bautechnische Probleme: Seile nutzen sich ab
• Kosten pro kWh Speicherkapazität: Sehr hoch, vermutlich weit über 1000€/kWh
• Besondere Anforderungen: Großer Höhenunterschied, viel Schotter
• Offene Probleme: Prototyp funktioniert

Gesamturteil: Nicht geeignet da zu aufwendig.

Das Meer-Ei

Eine inverse Version des Pumpspeichers ist das Meer-Ei [2], eine Hohlkugel aus Beton, die tief in das Meer versenkt ist. Bei Stromüberschuss, insbesondere aus Offshore-Windparks, wird Wasser aus der Kugel herausgepumpt, bei Strommangel strömt das Wasser wieder über eine Turbine in die Kugel ein und erzeugt Strom.

Das Meer-Ei tief in der See versenkt kann günstig Energie speichern. Bild: Fraunhofer IWES

• Flächenbedarf: nur Meeresboden notwendig
• Bautechnische Probleme: Betonkugeln müssen sehr massiv und groß sein, Verschalung problematisch
• Kosten pro kWh Speicherkapazität: Unbekannt, aber vermutlich erträglich (200€/kWh denkbar)
• Besondere Anforderungen: Tiefe Meeresstelle erforderlich, daher nicht für die Nordsee geeignet.
• Offene Probleme: Seewasser erfordert gute Materialien und maritime Roboter-Techniken da nicht für Taucher zugänglich (Aufschwimmen denkbar).

Gesamturteil: System hat Potential im Offshorebereich.

Der Schottersack

Analog zum Ansatz des Meer-Ei arbeitet der Schottersack [3] unter Wasser. 

Das Prinzip des Schottersack Energiespeichers nach Heindl

Ein sehr großer Kunstoffsack, etwa aus LKW Plane, wird mit Schottersteinen unter Wasser gefüllt. In den Zwischenräumen befindet sich zunächst Wasser. Bei günstiger Energie wird das Wasser ausgepumpt, Luft strömt über einen Schnorchel nach. Bei Energiebedarf lässt man das Wasser über eine Turbine wieder einströmen. Vorteil, der Schotter kann nicht kollabieren, da er sehr fest ist.

• Flächenbedarf: nur Meeresboden notwendig
• Bautechnische Probleme: Herstellen eines großen Kunstoffplanenbehälters der Wasserdicht ist
• Kosten pro kWh Speicherkapazität: Abhängig von Tiefe und Schotterpreis, deutlich unter 100€/kWh möglich
• Besondere Anforderungen: Tiefe Meeresstelle erforderlich, daher nicht für die Nordsee geeignet.
• Offene Probleme: Seewasser erfordert gute Materialien und maritime Roboter-Techniken da nicht für Taucher zugänglich.

Gesamturteil: System hat Potential im Offshorebereich.

Gravity Power

Das kalifornische Unternehmen Gravity Power [4] will in alten Bergwerksschächten große Massen hydraulisch anheben und absenken. Dabei wird Wasser bei Stromüberschuss unter den Zylinder gepumpt oder bei Strommangel senkt sich der Kolben und presst Wasser über eine Turbine.

Gewichte im Schacht bei Gravity Power (Copyright Gravity Power)

• Flächenbedarf: sehr gering, da vollständig unterirdisch.
• Bautechnische Probleme: Sehr tiefer Schacht muss vorhanden sein und muss präzise ausgekleidet werden
• Kosten pro kWh Speicherkapazität: Abhängig von Tiefe, 100€/kWh möglich, wenn geeigneter Schacht mit 2000 m Tiefe vorhanden ist. Bei Neubau von Schächten völlig unwirtschaftlich.
• Besondere Anforderungen: Verwaister, tiefer Schacht in gutem Zustand erforderlich.
• Offene Probleme: Dichtung muss extrem hohe Drücke (200 Bar und höher) aushalten, da sehr große Bautiefe

Gesamturteil: System hat Potential falls Schacht vorhanden ist

Lagenergiespeicher, Gravity Storage

Der Lageenergiespeicher, nach Heindl [5], hat eine gewisse Ähnlichkeit zum Konzept von Gravity Power. Dabei wird eine große Felsmasse, 50 m Radius oder mehr, ausgeschnitten und als Kolben für die Energiespeicherung verwendet.

Der Lageenergiespeicher, eine große, natürliche Felsmasse wird angehoben

• Flächenbedarf: Deutlich geringer als bei Pumpspeicher, je nach Größe 10m²/MWh
• Bautechnische Probleme: Fels freilegen und abdichten
• Kosten pro kWh Speicherkapazität: Abhängig vom Radius, 100€/kWh möglich. 
• Besondere Anforderungen: Günstige Geologie
• Offene Probleme: technisch umsetzbar erfordert aber hohe Investitionen.  

 Gesamturteil: System hat großes Potential 

Fazit

Es gibt viele neue Ideen im Bereich der Schwerkraftspeicher. Leider gibt es praktisch keine öffentliche Förderung für die einzelnen Konzepte. Das ist insbesondere schade, da vorab schwer zu erkennen ist, welche Technologie optimal ist. Zudem ist das Speicherproblem drängend und muss rechtzeitig angegangen werden, da zwischen Forschung und Umsetzung immer einige Jahre vergehen.

Weitere Informationen:

• Unkonventionelle Pumpspeicherkraftwerke, Konferenzbericht
• Konferenzberichte zu verschiedenen Speichertechniken
• Unterirdische Pumpspeicher
• Energiespeicher Schwerkraft
• Lageenergiespeicher ohne Fels

Quellen:

[1] The startup behind Bill Gates’ ‘ski lift for energy storage’ Gigaom

[2] Das Meer-Ei, HORST SCHMIDT-BÖCKING, et al. http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/piuz.201301330/pdf

[3] Eduard Heindl, Patentanmeldung DE2012100174

[4] Gravity Power

[5] Heindl Energy