Prof. Dr. Andreas Bett

Prof. Dr. Andreas Walter Bett: Pionier der Solarforschung

Prof. Dr. Andreas Walter Bett, geboren am 25. April 1962 in Furtwangen, ist ein renommierter deutscher Physiker und Solarforscher. Als Leiter des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) in Freiburg und Professor für Solare Energie – Materialien und Technologien an der Albert-Ludwigs-Universität Freiburg hat er zahlreiche Auszeichnungen erhalten, darunter den 17. Europäischen Becquerel-Preis für herausragende Leistungen in der Photovoltaik, den EARTO-Innovationspreis für höchsteffiziente Konzentratorsolarsysteme und 2023 den Forschungspreis der Werner Siemens-Stiftung für das Projekt zur höchsteffizienten Erzeugung von Strom und Wasserstoff aus Solarenergie. Im Gespräch mit Prof. Dr. Eduard Heindl teilt er Einblicke in seine Karriere und die Entwicklungen am ISE, das 1981 gegründet wurde und heute rund 1400 Mitarbeiter beschäftigt. Bett, der aus dem Schwarzwald stammt, studierte Physik und Mathematik in Freiburg und fand über eine Diplomarbeit zu Halbleitermaterialien den Weg zur Solarenergie. "Ich habe mich dann entschieden zu promovieren und bin am Institut hängen geblieben", reflektiert er über seinen Einstieg, der von der Vision des Institutsgründers Prof. Goetzberger geprägt war, eine Energiewende voranzutreiben – inspiriert von der Ölkrise und Grenzen des Wachstums, nicht als Hype, sondern als Notwendigkeit.

Den vollständigen Vortrag finden Sie auf YouTube.

Geschichte und Mission des Fraunhofer ISE

Das ISE hat eine bewegte Geschichte: Von den Anfängen mit 60-70 Mitarbeitern in den 1980er Jahren bis zu kritischen Phasen in den 1990er Jahren mit Finanzierungsproblemen wuchs es zu einem Weltrekordhalter in der Photovoltaik. Bett betont die angewandte Forschung in Kooperation mit der Industrie, ergänzt durch wissenschaftliche Exzellenz und universitäre Anbindungen. Mit einem Budget von 150 Millionen Euro jährlich finanziert sich das Institut zu 10% aus Grundmitteln, der Rest aus Projekten und Industrieaufträgen (aktuell 25% direkt von der Industrie). Die Mission: Erneuerbare Energien weltweit vorantreiben, mit Fokus auf Systeme, nicht nur Zellen. Bett beschreibt Phasen von Aufschwung und Rückschlag, wie nach dem EEG in den 2000er Jahren, und hebt die intrinsische Motivation der Mitarbeiter hervor: "Die Leute kommen hierher, weil sie an einem Projekt mitarbeiten wollen, wo sie wirklich eine hohe intrinsische Motivation haben."

Solarzellentechnologien: Von Silizium zu Mehrfachzellen

Silizium dominiert den Markt wegen seiner Verfügbarkeit und Effizienz – das ISE spielte eine Schlüsselrolle bei der Steigerung des Wirkungsgrads auf fast das theoretische Limit von 29% (praktisch über 27%). "Wirkungsgrade sind ein extremer Hebel, weil die Gesamtkosten damit massiv sinken", erklärt Bett. Er kontrastiert dies mit III-V-Materialien wie Galliumarsenid, die für Weltraumanwendungen (z.B. Satelliten) höhere Effizienzen bieten und am ISE patentiert wurden. Der Weltrekord des ISE: 47,2% unter konzentriertem Licht mit einer Vierfach-Solarzelle. Konzentrierte PV reduziert Material um Faktor 1000 durch Optiken wie Brenngläser, eignet sich für sonnenreiche Gebiete, erfordert aber Nachführung und ist wolkenempfindlich. Bett diskutiert Tandemstrukturen mit Perowskiten auf Silizium für höhere Effizienzen und erwähnt Alternativen wie Kupfer statt Silber für Kontakte, um Kosten zu senken: "Silizium ist das zweithäufigste Element, da haben wir keine Limitierung – Silber kann man durch Kupfer ersetzen." Dünnschichttechnologien wie amorphes Silizium sind gescheitert, während CIGS oder CdTe Nischen besetzen.

Speicher und Sektorenkopplung: Batterien und Wasserstoff

Für die Integration fluktuierender Energien sind Speicher essenziell. Bett hebt Batterien für Kurzzeitspeicherung hervor, deren Kosten dank China gesunken sind; das ISE forscht an Lithium-Ionen, Natrium- und Zink-Ionen-Batterien. Für Langzeitspeicher und Dunkelflauten favorisiert er Wasserstoff: "Wir brauchen Wasserstoff als Ausgangsstoff für synthetische Kraftstoffe und Polymere – die molekulare Wende." Er sieht Synergien in der Industrie, wo Wasserstoff bereits gehandhabt wird, und diskutiert Träger wie Methanol oder Dimethylether. In Deutschland prognostiziert er einen Strombedarf von ca. 1000 Terawattstunden bis 2045 durch Elektrifizierung (Mobilität, Wärme), deckbar durch PV, Wind und Importe. "Die Primärenergie sinkt, weil Methoden effizienter sind", betont er. Agri-PV und Dachnutzung lösen Flächenprobleme, ohne Landwirtschaft zu beeinträchtigen.

Globale Perspektiven und Zukunft der Energiewende

Weltweit sieht Bett PV als dominant: Bis 2060 könnten 70 Terawatt installiert sein, mit jährlich 3-4 Terawatt Neuinstallationen, um CO2-neutral zu werden. China führt, doch USA und Indien bauen Produktion auf; Europa sollte Resilienz sichern, um Abhängigkeiten zu vermeiden. Importe aus sonnenreichen Ländern wie Namibia machen Sinn: "Solarenergie wird hier immer teurer sein als in Regionen mit 2 Cent pro kWh." Bett plädiert für Industriepolitik und Vorbildfunktion Deutschlands: "Wenn wir zeigen, dass es mit Erneuerbaren kostengünstig geht, folgen andere." Er warnt vor Monopolen und fordert Diversifikation.

Sie finden alle Videos unter https://energiespeicher.blogspot.com/p/energiegesprache-mit-eduard-heindl.html

Solarenergie, Fraunhofer ISE, Wirkungsgrad, Wasserstoff, Energiewende

Prof. Dr. André Thess Energiegespräch

 

 Energiegespräch mit Prof. Dr. André Thess

Das Gespräch bietet einen umfassenden Einblick in thermodynamische Prinzipien, die Entwicklung von Energiespeichertechnologien und die politischen Rahmenbedingungen. Thess betont, dass technologische Fortschritte und wirtschaftliche Effizienz Hand in Hand gehen müssen, wobei der Fokus auf Kosten und nicht allein auf Wirkungsgraden liegen sollte. Gleichzeitig warnt er vor den Folgen übermäßiger staatlicher Eingriffe und plädiert für mehr Freiheit in der Energiepolitik und Wirtschaft.

Das vollständige Gespräch mit Prof. Dr. André Thess auf YouTube.

1. Einführung in die Energiespeicherung: Carnot-Batterie und thermodynamische Grundlagen

Prof. Dr. André Thess beschreibt die Carnot-Batterie, ein System zur Speicherung von Energie, das elektrische Energie in Wärme umwandelt, diese speichert und später wieder zurück in Strom transformiert. Die Effizienz dieser Batterie basiert auf thermodynamischen Prinzipien, insbesondere dem Carnot-Wirkungsgrad, der von den Temperaturen der Wärmequelle und der Wärmesenke abhängt. Ein Durchbruch war die Erkenntnis, dass höhere Temperaturen die Speicherwirkungsgrade verbessern, was durch die Nutzung flüssiger Salze als Speichermedium unterstützt wird. Thess betont, dass der Wirkungsgrad technisch wichtig ist, aber aus marktwirtschaftlicher Sicht die Kosten pro erzeugter Kilowattstunde entscheidender sind.

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2. Die Rolle des Wirkungsgrads in verschiedenen Technologien

Thess erläutert, dass der Wirkungsgrad bei Technologien wie Wärmepumpen, Photovoltaik und Windkraft zwar für Ingenieure von Bedeutung ist, in der Marktwirtschaft jedoch vor allem die Kosten zählen. Er kritisiert die übermäßige Betonung des Wirkungsgrads in öffentlichen Diskussionen und betont, dass niedrige Kosten unabhängig vom Wirkungsgrad entscheidend sind. Beispielsweise zeigt er auf, dass auch mit suboptimalen Wirkungsgraden wirtschaftlich attraktive Lösungen möglich sind, solange die Technologie wettbewerbsfähig bleibt.

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3. Materialfragen und technische Herausforderungen

Ein zentraler Punkt bei der Entwicklung von Energiespeichern wie der Carnot-Batterie ist die Materialauswahl. Flüssige Salze, wie Kaliumnitrat und Natriumnitrat, haben sich als geeignet erwiesen, sind jedoch chemisch aggressiv und stellen Herausforderungen an die Behältermaterialien. Thess hebt hervor, dass Fortschritte in der Materialwissenschaft eng mit der Verbesserung thermodynamischer Systeme verbunden sind. Der Zugang zu Rohstoffen sei wirtschaftlich betrachtet prinzipiell unendlich, da steigende Preise zu effizienterem Umgang und Innovationen führen.

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4. Marktwirtschaft versus staatliche Regulierung

Thess spricht sich klar für marktwirtschaftliche Mechanismen aus und kritisiert die starke Regulierung in Deutschland. Er plädiert für die Abschaffung von Subventionen, wie dem Erneuerbare-Energien-Gesetz, und eine stärkere Rolle des Marktes bei der Wahl von Technologien. Er sieht in übermäßiger Regulierung und Bürokratie eine Gefahr für Innovation und wirtschaftliche Leistungsfähigkeit. Beispiele aus Ländern wie Namibia zeigen, wie marktwirtschaftliche Prinzipien den Einsatz erneuerbarer Energien ohne staatliche Eingriffe fördern können.

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5. Klimapolitik: CO2-Reduktion und Anpassung

Thess diskutiert die Herausforderungen der globalen Klimapolitik, insbesondere bei der Reduktion von CO2-Emissionen. Er plädiert für eine ausgewogene Strategie, die sowohl CO2-Reduktion als auch Anpassungsmaßnahmen berücksichtigt, wie die Begrünung von Städten oder den Bau besserer Infrastrukturen. Er sieht keine einfache Lösung, da es keine globale Regierung gibt, die einen einheitlichen CO2-Preis durchsetzen könnte. Stattdessen sollten marktwirtschaftliche Innovationen die Transformation vorantreiben.

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Liste aller Gespräche: 

https://energiespeicher.blogspot.com/p/energiegesprache-mit-eduard-heindl.html

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, 

Problem Batterie und Autoindustrie

Lithium Ionen treiben die Zukunft an

(enlish version here)

Die Basisinnovation LiIon-Batterie, vorangetrieben von der Firma Sony, hat überraschend, aber das ist bei Innovationen üblich, die Entwicklung des Elektroautos ermöglicht. Davor gab es nur Akkumulatoren die extrem schwer, Bleiakkumulator, extrem giftig, Nickel Cadmium, oder aus anderen Gründen nicht für einen Energiespeicher im Auto geeignet waren. 

Dies hat dazu geführt, dass man lange in der Autoindustrie der Entwicklung von Batterien keine besondere Aufmerksamkeit gewidmet hat. Mit der erfolgreichen Entwicklung von Tesla hat sich das grundlegend geändert, daher will ich hier über die Bedeutung der Batterietechnik in der Autoindustrie berichten.

Die Wertschöpfung eines Autos (Heute)

Ein Auto besteht aus vier Komponenten: 

1. Der Glider, das ist das Auto ohne Motor und Energiespeicher
2. Motor mit Energiespeicher (Tank oder Batterie)
3. Image (Zumeist durch Werbung aufgebaut)
4. Die Energiemenge, die das Auto in seinem Leben verbraucht

Der Glider ist heute ein Produkt der Zulieferindustrie, ob Scheinwerfer, Stoßstange, Sitze oder Räder mit Reifen, fast nichts davon wird in der Autofabrik hergestellt. In manchen Werken verbleibt noch das Verschweißen der Karosserie aus einer Tonne Blech, kein besonders aufwendiger Vorgang dank Robotertechnik.

Der Motor, hier versteht die Automobilindustrie einen Verbrennungsmotor, der mit einem Wirkungsgrad von ca. 20 Prozent unter Emission erheblicher Mengen von Feinstäuben und anderer ungesunder Substanzen das Auto mehr oder weniger schnell auf Reisegeschwindigkeit bringt und auf dieser Geschwindigkeit hält. Tausende von Ingenieure versuchen diese Technik (legal oder illegal) zu optimieren 

Das Image von Autos verschiedener Marken wird durch gewaltige Werbebudgets [1] entwickelt. Durch Product-Placement in Filmen und aufwendige Verkaufszentren wird ein hoher Wert des Autos suggeriert, obwohl alle Autos im Stau gleich schnell fahren. Für viele Menschen ist das Auto, neben dem Haus, das teuerste Produkt, das zur eigenen Aufwertung erworben wird.

Der Treibstoff, den ein Auto im Lauf seiner Betriebsphase von etwa 300.000 km verbrennt, kostet 30.000€ und ist nicht selten teuer als das ganze Auto. Zudem weis man zum Zeitpunkt des Autokaufs nicht, wie teuer dieser Treibstoff wird. Das Geld fliest an die Ölkonzerne und Ölstaaten, nicht in die Autoindustrie!

Letztendlich verfügen die großen Automobilhersteller nur über die Fähigkeit Motoren herzustellen, den Rest der Wertschöpfung haben sie entweder an andere vergeben oder es gibt kein großes Wertschöpfungspotential, wie bei der Karosserieherstellung.

Die Wertschöpfung im Elektroauto

Elektroautos haben eine erheblich andere Verteilung bei den oben genannten Punkten 1. - 4. 

Der Glider bleibt im wesentlichen gleich, interessanterweise spielt die Gewichtseinsparung eine geringere Rolle als bei bisherigen Autos, da durch Rekuperation (Zurückgewinnung von Bremsenergie) sowohl die Energie, die für das Beschleunigen, als auch die Energie, die für das Erklimmen von Höhe verwendet wird, nicht zur Erwärmung der Bremsscheibe verwendet wird. 

Die Verwendung von nicht rostenden Aluminium wird sinnvoll, weil die Lebensdauer eines Elektromotors erheblich über der eines Verbrennungsmotors liegt. Und wer will schon ein verrostetes Elektroauto, das noch einen guten Motor und eine funktionierende Batterie hat.

Der Wert des Elektromotors liegt weit unterhalb eines Verbrennungsmotors, der aus 6000 beweglichem Präzisionsteilen besteht. Elektromotoren sind einfach aufgebaut, einige Kupferdrahtwicklungen und ein Aluminiumzylinder der sich dreht. Seltene Erden sind nicht nötig, die findet man nur in Hybridautos wie dem Toyota Prius (46kg!).

Der Verbrenner-Treibstoff (und Tank) im Elektroauto fehlt, aber dafür benötigt man eine Batterie und Strom.

Die Batterien sind das mit Abstand teuerste im Elektroauto und erstaunlich ähnlich im Preis wie die Treibstoffkosten eines Verbrenner-Autos. 

Erstaunlicherweise haben dies weder die großen Ölkonzerne noch die großen Autofirmen bemerkt. Ausnahme: Tesla baut eine Gigafactory, eine Batteriefabrik, die jährlich für etwa 500.000 Elektroautos Batterien liefern kann und damit die Firma von anderen Lieferanten unabhängig macht.

Einzig die deutsche Firma Volkswagen hat angekündigt, dass sie erwägt 10.000.000.000 € in den Bau einer Batteriefirma zu investieren (FAZ)! Leider hat man derartige Ankündigungen im Umfeld E-Mobilität von deutschen Autofirmen schon öfter gehört, Fakten wurden bisher leider keine geschaffen.

Der "Treibstoff" Strom wäre eigentlich eine klare Aufgabenstellung für die Stromversorger oder Ölfirmen. Hier herrscht völlige Funkstille.

Das Problem der Alltagstauglichkeit

Will man ein Elektroauto genau so einsetzen wie ein bisheriges Auto, so muss es zuverlässig die tägliche Strecke von vielleicht 100 km zurücklegen können aber auch den Italien Urlaub oder die längere Geschäftsreise ermöglichen. 

Das bedeutet, normalerweise "tankt" man Zuhause an der Steckdose was praktisch mit allen Elektroautos über Nacht möglich ist und hat damit kaum mehr Kontakt zu einer Tankstelle. Ausnahme ist vielleicht das Scheibenwischer-Wasser nachfüllen und ein Besuch in der Waschstraße.

Auf längeren Reisen muss jedes Auto neue Energie einladen, das geht an einer Tankstelle innerhalb von fünf Minuten, bei einem Elektroauto darf das auch nicht entscheidend die Dauer der Reise verändern. Es ist also zwingend erforderlich, dass es ein Netz von Schnellladestationen gibt. An dieser Stelle bin ich über die Politik höchst erstaunt, die zwar 10.000 Ladesäulen fördern will (pro Ladesäule gepflegte 60.000 Euro Steuergeld). dabei aber nicht  die Schnellladefähigkeit fordert. 

Nur Ladesäulen, an denen man in 20 Minuten mehr als 200 km Reichweite aufladen kann (Schnellladesäulen) führen zu einer Alltagstauglichkeit von Elektroautos. 

Da außer Tesla keine anderer Autohersteller oder Organisation, hier denke ich an Ölkonzerne, Autobahnraststätten, Stromkonzerne, ein Schnellladenetz betreibt, kann ein Interessent an Elektromobilität heute nur ein Auto von Tesla kaufen, alle anderen Hersteller haben faktisch kein nutzbares Elektroauto im Angebot. 

Fiktion Batterieproblem

Das häufigste Thema bei der Diskussion um Elektroautos ist das Batterieproblem. Es geht dabei um mindestens drei Themen

1. Batteriepreis
2. Lebensdauer
3. Rohstoffe

Die Preise für Batterien sind fast im freien Fall. Auf der Abbildung sieht man eine Folie, die auf der Menasol 2016 Energiekonferenz aufgelegt wurde. Im Vergleich zum Preisverfall bei Solarzellen scheint sich der Preis von LiIon-Batterien noch schneller nach unten zu bewegen. 

Entwicklung der Batteriepreise, eine Verdopplung der Menge senkt den Preis um 26%.

Liegt der Preis einer kWh Speicherkapazität bei 250 € und benötigt man für die Alltagstauglichkeit etwa 80 kWh in einem Auto, so kostet die Batterie 20.000 €. Zählt man die Stromkosten dazu, ist das weniger als die Treibstoffkosten eines konventionellen Autos. 

Die Lebensdauer bei Batterien hängt von den Ladezyklen und einigen anderen Faktoren, etwa Temperatur, ab. Tausend Ladezyklen schaffen praktisch alle Batterien, selbst ein Bleiakku. Das bedeutet aber bei 300.000 km Fahrleistung und 300 km pro Ladung, dass die Batterie mühelos die Fahrzeugnutzungsdauer erreicht. Zudem scheint es bei LiIon Batterien so zu sein, dass es zwar eine geringfügige Abnahme der Kapazität gibt, aber danach  eine weitere Nutzung, etwa bei einer Solaranlage als Nachtspeicher, sinnvoll möglich ist.

Der Rohstoff Lithium (60ppm [2]) ist wesentlich häufiger als Blei (18 ppm in der Erdhülle [3]) anzutreffen. Damit gibt es kein Rohstoffproblem, auch wenn es kurzzeitig bei der Förderungen zu Engpässen kommen könnte, da die Bergwerke nicht schnell genug ausgebaut werden. Im Gegensatz zu Öl wird aber Lithium im Auto nicht verbraucht, sondern kann 100% wiederverwendet werden. Lithium ist auch nicht giftig, wer seine Suppe mit Meersalz würzt, verwendet neben Kochsalz Lithium, das in großer Menge im Meer(Salz) vorkommt.

Alte Industrie versagt bei Innovationen

Obwohl die Fakten zu Elektroautos einfach zu verstehen sind, wundert man sich, warum die Autoindustrie fast nichts tut. Das Problem sind über hundert Jahre gewachsene Strukturen. Praktisch alle Autohersteller sind über 100 Jahre alt, Ausnahme Volkswagen, ein Unternehmen das am 28. Mai 1937 gegründet wurde.

In diesen Unternehmen gibt es extrem viel Wissen über Verbrennungsmotoren. Zündzeitpunkt und Sauerstoffzufuhr, Auspuff und Katalysator sind teuer und aufwendig untersucht. Die technologische Elite kann Verbrennungsmotor, hat darauf studiert und promoviert.

Batterietechnologie, Lithium Ionen und Elektrolyte hat man höchstens in den Medien gehört. Es ist nicht die Kernkompetenz. Wie soll man also die Technologie entwickeln? Die natürliche Reaktion ist, man wartet ab und baut Siebenganggetriebe und Hybridmotoren oder gar Wasserstoffmotoren.

In der gleichen Zeit ist es Tesla Motors gelungen etwa fünf Jahre Vorsprung zu erarbeiten. Tausende von Schnellladesäulen aufzustellen und ohne teurer Werbung ein Markenimage aufzubauen, das zu einer sauberen Umwelt mit regenerativen Energien passt. 

Es wäre nicht neu in der Geschichte der Innovationen, dass eine Industrie den Technologiebruch nicht überlebt. Keine Segelschiffswerft hat Dampfschiffe gebaut, zuletzt hat man es mit Siebenmaster und "Hybridantrieb" (Segel plus Dampfmaschine) versucht.

Kein Katalogversand hat Amazon und Ebay die Stirn im Internet geboten. Der Quellekatalog wurde so dick, dass er unterging.

Keine Telefonfirma von Siemens bis Nokia spielt in der Smartphone-Liga eine wichtige Rolle.

Wir werden uns damit abfinden müssen, dass es in zehn Jahren manche Firmen VW/BMW/Daimler nur noch als Namen aber nicht mehr als große Arbeitgeber gibt. Das ist es, was Schumpeter als:

Innovation ist Zerstörung

"creative destruction"

beschreibt. Und er hat vermutlich auch diesmal wieder recht.

Vermutlich hätte ich das auch in meinem Innovations-Blog gut schreiben können, passt aber auch zu Energiespeicher.

Hinweis:

[1] Allein Volkswagen hat in den Monaten Januar - April 2016 über 100 Millionen Euro in Deutschland für Werbung ausgegeben, Quelle: Nielsen/Statista.

[2] ppm steht für "parts per million", das bedeutet, hat man eine Tonne durchschnittliches Gestein, dann sind darin 60 Gramm Lithium und 18 Gramm Blei enthalten.

[3] Der Massenanteil bei den Elementen verdeckt, dass man mit einem kg Blei etwa um den Faktor 50 weniger Energie speichern kann als mit einem kg Lithium. Unter dieser Voraussetzung betrachtet, benötigt man weniger Lithium für alle Autos (wenn sie elektrisch sind) als heute Blei für die Starterbatterien in Benzin und Dieselautos eingesetzt wird.

Energiespeicher Wasserstoff oder Lithium, was ist der bessere Speicher?

Wasserstoff und Lithium als Energiespeicher

Der Energiespeicher für das Auto der Zukunft muss viel Energie speichern, leicht sein und wenig Platz benötigen. Zudem soll er umweltfreundlich, preiswert und leicht verfügbar sein. 

Periodensystem der Elemente, oben stehen die leichten Elemente, Quelle: Wikipedia

Periodensystem

Ein Blick in das Periodensystem der chemischen Elemente gibt uns einen ersten Hinweis: Oben stehen die leichten Elemente, das sind jene, die im Atomkern nur wenige Bausteine haben. Rekordhalter ist eindeutig Wasserstoff, da er nur ein Proton hat. An zweiter Stelle kommt Helium, das ist aber chemisch völlig inaktiv, warum manche damit Kinderballons füllen.

Und bereits an dritter Stelle steht Lithium, das erste Metall im Periodensystem. Da es, im Gegensatz zu Wasserstoff, fest ist, benötigt es nur wenig Platz. Mit einer Dichte von 0,53g/cm³ ist es das mit Abstand leichteste Metall [1] und schwimmt mühelos auf Wasser (Achtung, Lithium ist sehr reaktionsfreudig, nicht ausprobieren, Video). 

Energie in den Elementen

Will man die chemische Energie bestimmen, die in einem Element steckt, und die eng mit der Speicherkapazität zusammenhängt, dann kann man die Verbrennungswärme messen. Wie vielen bekannt ist, explodiert eine Mischung aus Wasserstoff und Sauerstoff in der Knallgasreaktion. 

Energiedichte verschiedener Stoffe bezogen auf Volumen und Gewicht, Quelle: Wikipedia

Ein Liter Wasserstoff (im Luftballon) setzt bei der Verbrennung mit Sauerstoff 0,003 kWh Energie frei, das ist wenig, wenn man bedenkt, dass ein Liter Lithium 6,4 kWh Energie freisetzt! Allerdings ist eben Wasserstoff ein Gas und hat damit eine extrem geringe Dichte. Komprimiert man Wasserstoff, indem man ihn in einen Drucktank bei 700 Bar einsperrt, das für Autos geplant ist, setzt ein Liter 1,5 kWh Energie bei der Reaktion frei, das liegt schon näher am Lithium. Ein Nachteil bei der Kompression ist der Energieverlust durch die Kompression, der bei 10% liegt.

Stromspeicher für Elektroautos

Niemand will einen "Lithium-Motor" bauen, der Lithium verbrennt, es geht um die Verwendung in einer Batterie. Auch die direkte Wasserstoffverbrennung im Auto erscheint heute nicht mehr sinnvoll, es soll erst Strom aus dem Wasserstoff in einer Brennstoffzelle gewonnen werden und mit diesem Strom ein Elektromotor angetrieben werden. 

Betrachtet man die Energiespeicherung aus dieser Perspektive, und geht der Frage nach, mit welchem System, Wasserstoff, Lithium, kann ich ein besseres Elektroauto bauen erhält man folgende Resultate:

Ein modernes Elektroauto soll 500 km weit fahren (z.B. Tesla) und benötigt dafür 85 kWh Strom.

Nutzt man Lithium, benötigt man dafür eine Batterie mit 600 kg Gewicht.

Jetzt das gleiche Auto mit Wasserstoffantrieb:

Zunächst benötigt man einen Drucktank, der 700 Bar aushält, er wiegt 125 kg [2]. Dazu kommt eine Brennstoffzelle, die den Wasserstoff, zusammen mit dem Sauerstoff aus der Luft in Strom umwandelt, mit einem ähnlichen Gewicht. 

Brennstoffzelle, Bildquelle Wikipedia

Wirkungsgrad der Techniken  

Während ein Lithium-Akku mühelos über 90% der eingespeicherten Energie wieder abgibt, sieht die Situation bei Wasserstoffsystemen sehr viel schlechter aus. Gewinnt man den Wasserstoff aus Strom, am besten Wind- oder Solarstrom, so verliert man bei der Herstellung 20% der Energie in der Elektrolyse. Danach wird der Wasserstoff komprimiert, womit weitere 10% verloren gehen. Verwendet man eine gute Brennstoffzelle, verliert man weitere 40% der Energie [3]. Damit gehen nur 43% der ursprünglichen Energie an den Elektromotor.

Es gibt bei Lithium noch eine Menge Potenzial, wie Blasweiler in einer Übersicht zeigt.

Vergleich Lithium heute und in Zukunft.

Kosten

Zuletzt sollten noch die Kosten betrachtet werden. Für den Lithium-Akku sind diese aus der Preisliste von Tesla bekannt, der Lithium-Akku kostet 20.000€, mit deutlich sinkender Tendenz. Für die Wasserstoff Brennstoffzelle gibt es keine großen Serienzahlen, aber eine Studie von Roland Berger [4] wird auch in zehn Jahren der Preis bei etwa 9000€ für 100kW liegen. 

Fazit: Lithium gewinnt!

Vergleicht man alle vorgetragenen Aspekte, so gewinnt Lithium als Energieträger im Auto. Vermutlich gibt es noch ein erhebliches Entwicklungspotenzial bei der Lithiumbatterie, wie die fundamentale Analyse der Physik gezeigt hat. Zudem ist es wesentlich einfacher Strom zu tanken, als Wasserstoff, da es zwar ein Stromnetz bis in jeden Haushalt hinein gibt, aber praktisch kein Wasserstoffnetz. Die Kosten eines solchen Netzes, mindestens Europaweit, aufzubauen, sprengen jeden Kostenrahmen.

Aber auch der geringe Wirkungsgrad spricht gegen Wasserstoff, es ist schon ein Unterschied, ob die Hälfte der Energie bereits im Speichersystem verloren geht oder nicht.

Das Wasserstoffzeitalter wird damit eine Vision bleiben, die Jule Verne 1870 beschrieben hat:

„Das Wasser ist die Kohle der Zukunft. Die Energie von morgen ist Wasser, das durch elektrischen Strom zerlegt worden ist. Die so zerlegten Elemente des Wassers, Wasserstoff und Sauerstoff, werden auf unabsehbare Zeit hinaus die Energieversorgung der Erde sichern.“

Quellen

[1] Lenntech, schöne Liste der Elemente.

[2] Autopresse.de, Fahrbericht.

[3] Brennstoffzelle bei Wikipedia.

[4] Traum von einer Welt ohne Benzin, FAZ

Unkonventionelle Pumpspeicher

Konferenzbericht von der Tagung Unkonventionelle Pumpspeicher

Das Energie-Forschungszentrum Niedersachsens (efzn) hat vom 21.-22. November 2013 in das Hotel "Der Achtermann" zur ersten Tagung "Unkonventionelle Pumpspeicherkraftwerke" eingeladen und über 140 interessierte Teilnehmer aus Wirtschaft und Wissenschaft sind gekommen.

Einführende Betrachtungen

Wie gewohnt durften zuerst Politiker das Wort ergreifen, wobei einige abgesagt hatten, in Berlin liefen ja gerade die Koalitionsverhandlungen.

"Die Bedeutung von Speichern für die Industrie" betonte Johannes Sommer (Rockwood Lithium), dabei ging es entgegen der Erwartung einiger, nicht um Lithium Batterien, sondern um das Problem eines Stromausfalls in der chemischen Industrie. Man ist dort immer auf einen Stromausfall vorbereitet und muss alle Anlagen in einen sicheren Zustand fahren können! (Etwas was bei Kernkraftwerken bekanntlich nicht immer gelingt, Anm. Autor). Die Kosten eines Stromausfalls sind erheblich, da manche Prozesse einen langwierigen Prozess des Wiederanfahrens benötigen. Leider hat der Referent auch auf Rückfrage keine konkreten Zahlen genannt. Mir sind aus anderen Quellen Abschätzungen von 4$ für jede ausgefallene kWh Strom bekannt.

Wettbewerb der Technologien

Den Reigen der Technologien eröffnete der Vortrag "Gegenüberstellung Unkonventionelle Pumpspeicherwerke" von Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Busch (TUC).

Prof. Wolfgang Busch vergleicht die neuen Pumpspeichertechniken

In der Gegenüberstellung ging Busch nicht nur auf die prinzipielle Machbarkeit ein, sondern suchte auch typische "ko"-Kriterien, wie Umweltauflagen oder Kosten. Zumindest gab er allen Technologien eine Chance auf eine Verwirklichung.

Danach wurden in den eingeladenen Vorträgen die verschiedenen Konzepte präsentiert:

"Pumpspeicherkonzepte in den Anlagen des Steinkohlebergbaus im Ruhrgebiet"

Prof. Dr.-Ing. André Niemann (Uni Duisburg-Essen). Hier scheint die Stabilität der alten Schächte, das Gefälle in den Schächten und das Abdichten der Wände gegen Wasser ein ernsthaftes Problem zu sein. Sehr interessant war ein Kommentar, in dem darauf hingewiesen wurde, dass die Pumpen, die bereits heute das Bergwasser abpumpen, in Zukunft einfach dann angeschalten werden, wenn überschüssiger Strom im Netz ist. Damit können etwa 100MW Strom sinnvoll entnommen werden. Eine Wasserschwankung von wenigen Metern ist in alten Zechen kein Problem.

"Untertage Pump Speicher groß-skalige Stromspeicher in Salzkavernen"

Dr. Wolfgang Littmann (Nasser Berg Energie GmbH). Salzkavernen können in Norddeutschland sehr billig durch Auslaugen hergestellt werden. Da die Kavernen unterirdisch sind, stören sie niemanden. Hat man zwei Kavernen mit unterschiedlicher Höhe, kann man ein Pumpspeicherwerk bauen. Das Problem ist das hochkonzentrierte Salzwasser, das alle technischen Systeme, Leitungen, Turbinen, angreift. Man kann aber den Pegel auch mit Pressluft (oder Stickstoff) verändern. Sehr bemerkenswerte Idee, allerdings sind die nötigen Drücke und Druckunterschiede nicht mit bekannten Turbinen effizient herzustellen.

Power Tower und Buoyant Energy

Prof. Dr.-Ing. Markus Aufleger (Uni Innsbruck). In Innsbruck wurde schon ein kleiner "Lageenergiespeicher" mit immerhin 11 Tonnen Gewicht an der Universität gebaut. Die Technik läuft nach einigen anfänglichen Schwierigkeiten problemlos, was mich natürlich sehr gefreut hat.

Wasserpumpspeicherwerke auf dem Meeresgrund- das Meer-Ei“

Prof. Dr. Horst Schmidt-Böcking (Uni FfM). Die Idee, ein umgekehrtes Pumpspeicherkraftwerk zu bauen, geht mit Hohlräumen am Meeresgrund. Dazu versenkt man eine Betonkugel möglichst tief, pumpt die Kugel mit überschüssigen Strom leer und bei Bedarf lässt man wieder Wasser über eine Turbine einströmen. Im Vortrag wurde gezeigt, dass eine Betonkugel in 10.000m Wassertiefe ungeheuer viel Energie speichern kann. Gewissen technische Probleme in der Tiefe sind allerdings leicht zu erkennen.

Lageenergie-Speicher

Prof. Dr. Eduard Heindl (FH Furthwangen). Den Abschluss des ersten Tags bildete mein Vortrag über den Lageenergiespeicher. Er führte zu einer regen Diskussion und danach ging es zum wohlverdienten Dinner. Vor dem Dinner wurde ich noch vom Deutschlandfunk für die Sendung "Wissen aktuell" interviewt, ich halte das für ein gutes Zeichen.

Am zweiten Konferenztag wurden konventionelle Pumpspeicher vorgestellt.

Einige Vortragfolien sind unter http://www.efzn.de/ukps verfügbar!

Weitere Berichte von Energiespeicher Konferenzen:

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

Aluminium als Benzin der Zukunft

Aluminium als Treibstoff

Auf den ersten Blick klingt die Idee etwas verrückt, Aluminium, das wir aus dem Bau von leichten Autos kennen, als Treibstoff zu verwenden. Aber das Verfahren, das die Israelische Firma Alchemie Research entwickelt hat, bedarf einer genaueren Betrachtung.

Vergleich der Energiedichte verschiedener Materialien(Quelle: KFA Jülich)

Aluminium benötigt viel Strom

Bei der Herstellung von Aluminium wird sehr viel Strom benötigt. Derart viel Strom, dass dereinst das größte Wasserkraftwerke in Deutschland, das Innwerk in Töging, nur für die Aluminiumherstellung gebaut wurde.

Wenn aber die Herstellung von einem Kilogramm Aluminium 13kWh benötigt, dann sollte es auch möglich sein, diese Energie wieder zurückzugewinnen. Und genau das ist die Idee des neuartigen Energiespeichers Aluminium.

Leider geht das nicht ganz einfach, da Aluminium sich sofort mit einer Oxydschicht überzieht und damit für weitere Reaktionen nicht verfügbar ist. Der Vorteil, Alunminium "rostet" nicht, ist hier genau der Nachteil. 

Der Aluminiumreaktor

Die Lösung für das Problem ist ein kleiner Reaktor, bei dem Aluminiumkügelchen zusammen mit Wasser auf 900°C erhitzt werden. Dabei spaltet sich Wasser in Sauerstoff und Wasserstoff auf, der Sauerstoff reagiert mit den Aluminiumkügelchen und oxidiert sie vollständig. Der Wasserstoff kommt in eine Brennstoffzelle, zusammen mit Sauerstoff aus der Luft kann damit bekanntlich Strom produziert werden.

Genaugenommen ist das Aluminium nur ein guter Trick, den Wasserstoff für die Brennstoffzelle bereitzustellen.

An der Aluminiumtankstelle

Möglicherweise fahren wir also zukünftig alle 2400km an die Aluminiumtankstelle, der 60 Liter Tank wird mit Aluminiumkügelchen gefüllt und das verbrauchte Aluminium, das in Form von Aluminiumoxid vorliegt, wird für das Recycling abgesaugt. 

Manchmal muss man noch etwas Wasser nachfüllen, wenn etwas Wasser aus der Brennstoffzelle entwichen ist, aber daran haben wir uns ja an der Tankstelle gewöhnt.

Beim aktuellen Aluminiumpreis würde eine solche Tankladung, 60kg Aluminium, 80€ ohne Steuern, kosten.

Sehr Umweltverträglich

Aluminium ist neben Sauerstoff und Silizium das dritt-häufigste Element der Erdkruste und damit weder Knapp noch besonders gefährlich. Im Tank, als Aluminiumkügelchen ist es völlig harmlos, selbst bei einem Autounfall gibt es keinerlei Probleme. Kein Vergleich mit einem auslaufenden Benzintank oder gar einem Wasserstoffdrucktank.

Aluminiumoxid ist derart Lebensmittelverträglich, dass wir sogar unser Pausenbrot in Alufolie einwickeln. 

Probleme

Leider gilt auch in diesem Fall, jede Technik hat auch Nachteile. Obwohl ich die Details der Technik aus Gründen der Vertraulichkeit nicht kenne, einige Überlegungen.

Herstellung von Aluminium: Der Energieaufwand bei der Herstellung von Aluminium ist, wie bereits angedeutet, hoch. Allerdings kann der notwendige Strom aus Wind- und Solarenergie gewonnen werden, am besten dort, wo diese natürlichen Ressourcen reichlich vorhanden sind. Da Aluminium mit 13kWh/kg eine höhere Energiedichte als Öl hat, sollte auch der Transport kein Problem sein.

Bei der Herstellung entsteht durch die Graphitelektrode etwas CO2, das sollte aber im Vergleich zu anderen Treibstoffen nicht überschätzt werden.

Technik im Auto: Für eine Auto mit "Aluminiumtreibstoff" benötigt man neben dem Tank zusätzliche einen Reaktor, der bei 900°C den Wasserstoff erzeugt. Weiterhin eine Brennstoffzelle und natürlich Elektromotoren. Möglicherweise ist dieser Aufwand zuerst bei großen Autos oder sogar LKW-Antrieben einfacher zu realisieren als im Kleinwagen. Dort könnte die Li-Batterie sinnvoller sein.

Wirkungsgrad: Der Wirkungsgrad des Aluminiumkonzepts ist leider schlecht. Aus den 13kWh/kg Aluminium, die bei der Produktion eingesetzt werden gehen nur 8,6kWh in das Aluminium. Bei der Umwandlung zu Wasserstoff und Sauerstoff im Reaktor gehen nochmals 25% verloren. In der Brennstoffzelle muss mit einem ähnlichen Verlust gerechnet werden. Verbleiben etwa 37% Wirkungsgrad.  

Nicht perfekt, aber im Vergleich zu vielen anderen Systemen vertretbar.

Fazit

Aluminium als mobiler Energiespeicher könnte eine große Zukunft haben, da die physikalischen Randbedingungen stimmen. Mit etwas Optimierung bestehen jedenfalls gute Aussichten, einen Energiespeicher für Schiffe, LKWs und große Autos zu haben, der eine sehr große Reichweite ermöglicht.

Ich wundere mich, warum man bei uns, soweit ich weis, kaum Forschung in diesem Bereich betreibt!

Anmerkung: Inzwischen gibt es zumindest in der Schweiz dazu (Aluminium als Energiespeicher) ein Forschungsprojekt: https://www.hsr.ch/fileadmin/user_upload/medienmitteilung_archiv/Medienmitteilung_HSR_Energiespeicher_Aluminium.pdf

zum Weiterlesen:

Aktueller Bericht bei CBCnews (Juni 2014)

• Lithium und Blei, ein Vergleich
• Gewicht von Energiespeichern

Der größte Energiespeicher

Der globale Energiespeicher

Energiespeicher sind alle Systeme, die Energie einlagern und dann wieder zur Verfügung stellen. Im geologischen Maßstab sind das die eingelagerten Kohlenstoffe (Kohle, Öl, Gas), die im Lauf der Erdgeschichte eingelagert wurden. Diese besondere Form der Energiespeicher will ich mal genauer betrachten.

Wie viel Kohle gibt es?

Niemand kennt die genaue Menge an Kohle, die in den Gruben der Welt liegt, aber eine grobe Abschätzung ist schon möglich, da wichtige Rohstoffquellen genau untersucht werden.
Es sind 861 Milliarden Tonnen[1]!

Die Weltreserven am Gas, Öl und Kohle[1].

Eine Tonne Kohle hat einen Heizwert von 8000 kWh, somit entspricht der Weltkohlevorrat einem Heizwert von etwa 7.000.000 Milliarden kWh=7.000.000 TWh, zum Vergleich, in Deutschland werden jährlich 3.700 TWh Energie verbraucht, weltweit 142.000 TWh.
Diese Zahlen kann sich wieder keiner vorstellen, daher umgerechnet in Geld: Wenn eine kWh Heizwert von Kohle 0,02€ wert ist, dann hat der Weltkohlevorrat einen Wert von 140 Billionen* Euro. Und das ist auch das Problem, die Eigentümer dieser Kohle werden sich nicht gerne durch eine CO2 Steuer oder andere "Maßnahmen" diesen unendlichen Reichtum nehmen lassen.

Öl und Gasreservern

Die Öl und Gasreserven haben eine ähnliche Größenordnung wie die Kohlereserven, allerdings ist der Handelswert von Öl wesentlich höher, da man Öl sehr bequem in Fahrzeugen und Flugzeugen verwenden kann. Es gibt noch 180 Milliarden Tonnen Öl [2], diese sind bei einem Ölpreis von 100€/Barrel 133 Billionen Euro wert, das ist fast der gleiche Wert wie der der Kohlevorräte, ein erstaunlicher Zufall. Die Erdgasvoräte sind mit 187 Billionen Kubikmeter 29 Billionen Euro** nicht ganz so wertvoll.

Wirkungsgrad des Speichers

Jetzt mache ich einen etwas exotischen Ausflug, wie hoch ist der Wirkungsgrad der natürlichen Energiespeicher. Gehen wir davon aus, dass die Steinkohlevorräte innerhalb von 200 Millionen Jahren gebildet wurden, was sicher nicht exakt stimmt, aber sicher die richtige Größenordnung trifft, dann kann man einen Wirkungsgrad für diesen Speicher angeben. Dazu muss man nur die eingespeiste Solarenergie in diesem Zeitraum in Bezug zur abgespeicherten Energie setzen. 

Die Sonne liefert jedes Jahr 1.500.000.000 TWh[3] Energie an die Erde, diese Menge an Energie wird auch oft SERPY (Solar energy received per year) genannt. Vergleicht man diesen Wert mit der gespeicherten Energie, so ist das bereits das Zweihundert-fache der gesamten geologisch gespeicherte Solarenergie. Innerhalb der letzten 200 Millionen Jahre wurde damit das 40 Milliarden-fache an Sonnenenergie geliefert gegenüber der eingespeicherten Energie. 

Der Wirkungsgrad dieses Speichers beträgt somit nur 0,0000000025%!

Dagegen ist jede andere Form der Energiespeicherung praktisch perfekt.

Solarenergie und Energiespeicher 

Moderne Solarzellen erreichen etwa einen Wirkungsgrad von 15%, in unseren Breiten bei vielen Wolken aber nur 5% im Jahreslauf im Vergleich zur tatsächlich eingestrahlten Sonnenenergie aus dem Weltall. zusammen mit einer Speichertechnik wie Power to Gas, die 25% Wirkungsgrad hat, werden immerhin 1,3% der Sonnenenergie gespeichert. Fast unendlich besser als die Kohle aus dem Bergwerk. Allerdings sieht kaum jemand die Kohle als erneuerbare Energie mit schlechtem Wirkungsgrad an, sondern der Mensch als "Eintagsfliege" der Erdgeschichte verbrennt eben was er zum Verbrennen findet. Dass dies nicht Nachhaltig ist, ist hoffentlich hiermit jedem klar geworden.

In diesem Zusammenhang andere Blogbeiträge:

• Power to Gas
• Superspeicher Diesel
• Natürliche Energiespeicher bald erschöpft

* Eine Billion sind 1000 Milliarden oder eine Million mal eine Million!
** Annahme: Erdgaspreis 0,014 €/kWh (4000€/TJ)
Quellen:
[1] World Coal Assoziation (2013) http://www.worldcoal.org/coal/where-is-coal-found/
[2] BP, Statistical Review of World Energy June 2010 
[3] TU Graz, Institut für Wärmetechnik

SZ Speichertagung in Düsseldorf

Eindrücke von der SZ Speichertagung 

Vom 21-22. April 2013 fand in Düsseldorf die Süddeutsche Zeitung Speichertagung statt, zu der ich als Referent eingeladen war. Thematisch wurden Strom- und Wärmespeicher sowie politische Aspekte der Energiewende vorgestellt.
Mehrere Referenten,  wie Dr. Weng, ehemals Südwest Strom wiesen auf den Grund für die Energiewende hin, CO2 Einsparung und Ausstieg aus der Kernenergie. Dies wird oft vergessen, daher kritisierte er deutlich die Politik, die oft kontraproduktiv subventioniert um Partikularinteressen zu unterstützen. Etwa ist die Förderung von Batterien unter diesen Aspekt nicht zu rechtfertigen.

Strom oder Wärme

Obwohl die Erzeugung von Wärme wesentlich mehr CO2 verursacht als die Stromversorgung wird praktisch nur die CO2 arme Stromerzeugung mit dem EEG gefördert. Die Sache ist allerdings sehr komplex, da Strom auch Energie und damit CO2 einsparen kann, man denke nur an die Wärmepumpen,  wie  Prof. Dr. Wolfgang Winkler, aus Hamburg erläuterte.
Andererseits ist das speichern von Wärme wesentlich einfacher als das Speichern von Strom. Hierzu stellte Dr. Marc Lindner von der DLR beeindruckende Speicherleistungen von thermochemischen Speichern wie Kalk vor, die bis zu einer kWh Wärme pro kg speichern können, Möglicherweise für das Heizen in Elektroautos zukünftig von Interesse.

Brauchen wir Speicher für Strom? 

Erstaunlicherweise kann man relativ große Anteile von Wind- und Solarenergie ohne Speicher nutzen, solange die anderen Kraftwerke flexibel sind. Dr. Martin Kleimeier, Consultant VDI/VDE, rechnete vor dass ein Absenken der Spitzenleistung von PV-Anlagen auf 70% des peak-Wertes im Bedarfsfall nur einen Verlust von wenigen Promille der Energie bedeutet, ähnlich verhält es sich mit Wind. Auf der anderen Seite gibt es einen starken psychologischen Wunsch, nichts wegzuwerfen. Manfred Volker Haberzettel von der EnBW erläuterte das an einem netten Beispiel, die Hausfrau investiert in eine Tupperdose um manchmal noch eine halbe Zwiebel aufzuheben, ökonomisch nicht begründbar. Er berichtete vom Wunder von Forbach dort wünschen sich die Bürger, im Gegensatz zu Attdorf, ein Pumpspeicherkraftwerk im Nordschwarzwald. Wir leben in (Energie) revolutionären Zeiten und da ist es oft unübersichtlich, wie er meinte. Aktuell lohnen sich Pumpspeicherkraftwerk nicht, da der Strom Mittags wegen der Solarenergie nur noch selten teuer ist,  wie Sebastian Schröer, MVV Energie AG, meinte.
Neue Ansätze wie Power  to Gas haben unter den jetzigen Bedingungen keine Chance, da der Wirkungsgrad mit 25% viel zu niedrig ist, eine Aussage von Dr. Andrei Zschocke,  E.ON,  der die Power-to-Gas Pilotanlage in Falkenhagen vorstellte. Dr. Manuel C. Schaloske stellte den Speicher der Zukunft, Wasserstoff, vor, ich glaube das wird so bleiben, da, es extrem schwer ist, die Infrastruktur in Form eines Tankstellen-Netzes aufzubauen.

Neue Technologien 

Einige Vorträge stellten (mir) neue Technologien vor. Prof. Dr. Sven Steinigeweg von der Hochschule Emden berichtete von der Integration der Methane Nutzung in einer Kläranlage, die in Verbindung mit den vielen Windkraftwerken eine wesentliche Optimierung der Auslastung und damit des Windenergie-Ausbaus erlaubt.
Etwas Science fiction wirkten die supercap Kondensatoren, die immerhin 2600m2 Fläche pro Gramm haben und etwa 10Wh/kg speichern.
Am Montag Abend habe ich dann meinen Lageenergiespeicher vorgestellt, wie immer sehr viele Fragen und große Verblüffung.

Politik 

Aktuell sind alle Änderungen am EEG bis zur Wahl vor Herbst eingefroren, danach ist aber mit einer grundlegenden Änderung zu rechnen,  wie MinDir. Dr. Karin Freier vom Bundesministerium für Umwelt erläuterte. Politisch will Bayern keine "Strompreisbremse" da das EEG die Wirtschaft antreibt und man nicht die EEG Umlage nach "Norden" zu den Windkraft Betreiber senden will.

Weitere Berichte von Energiespeicher Konferenzen:

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

Batterien als Stromspeicher

Batterien sind echte Stromspeicher

Die Diskussion um die Veränderungen bei der Einspeisung von Solarstrom ins Stromnetz, insbesondere die günstige Möglichkeit, Solarstrom selbst zu verbrauchen, lassen Batterien attraktiv erscheinen. Können Batterien auch wirtschaftlich das Speicherproblem für die Erneuerbaren Energien lösen? Das will ich mal näher für den Privatbereich betrachten.

Bleibatterie mit 0,3 kWh Kapazität (Bild: Wikipedia)

Was macht eigentlich eine Batterie

Vorab, eine Batterie ist ein chemisches System das Spannung liefert, sogar das Älteste (1800: erste Batterie), das man kennt. Letztendlich funktionieren Batterien, indem sie die Differenz im elektrochemischen Potential nutzen. Das bedeutet, jedes Element hat so einen Spannungswert, verbindet man zwei Elemente mit unterschiedlichen Spannungswert mit einer Flüssigkeit (Elektrolyt) so kommt es zu einer chemischen Reaktion und Strom fliest. Ist dieser Vorgang umkehrbar hat man einen Akkumulator, den man laden und entladen kann.
In der Praxis gibt es einige Einschränkungen, die Spannung, die man zum Aufladen anlegen muss ist immer größer als die Spannung die die Batterie abgibt, dadurch vermindert sich der Wirkungsgrad.
Weiterhin sind viele geeignete Elemente, insbesondere Blei, selten, giftig schwer und teuer.

Wann lohnt sich ein Batteriespeicher?

Für viele stellt sich die Frage, soll ich meinen Solarstrom mit einer Batterie speichern?

Dazu gibt es keine eindeutige Antwort. Es gibt Menschen, die wollen nie etwas wegwerfen und speichern daher den Strom auch wenn es nicht direkt wirtschaftlich ist. Diese Situation will ich nicht näher betrachten.

Damit sich ein Speicher lohnt, muss es eine ausreichende Differenz im Strompreis geben!

Rechenbeispiel:

Bezieht man etwa den "normalen" Strom aus dem Netz zu einem Preis von 25ct/kWh und kann selbst Strom aus Solarenergie für 15ct/kWh erzeugen, dann hat man bereits eine Voraussetzung erfüllt: Eine Differenz (10ct/kWh) im Strompreis. 

Produziert man Mittags eine Kilowattstunde, speichert diese Energie ab und nutzt Abends die Energie um zu kochen, hat man 10ct eingespart. Wiederholt man dies jeden Tag, hat man am Ende eines Jahres bei gutem Wetter, 300 Tage an dem man diesen Effekt nutzen kann. Damit hat man 30€ eingespart. Funktioniert die Batterie fünf Jahre, das sind 1500 Zyklen, dann hat man 150€ eingespart, die man für die Finanzierung der Batterie verwenden kann. Mehr als 3000 Zyklen erreichen nur wenige Batterien, genau genommen beginnen Batterien ab den ersten Zyklus immer etwas an Kapazität zu verlieren.

Schaut man auf den Markt, findet man nur Bleiakkumulatoren, die etwa 150€ pro Kilowattstunde kosten, also für das obige Beispiel geeignet wären. Allerdings muss man noch einige weitere Kosten  berücksichtigen:

• Wechselrichter, da Batterien nur Gleichstrom benötigen, muss der Wechselstrom umgewandelt werden, diese Wandler können ähnlich viel wie die Batterien kosten.
• Der Wechselrichter senkt den Wirkungsgrad um etwa 4% (2% pro Umwandlung)
• Wirkungsgrad: Je nach Batterie werden nur 90% Wirkungsgrad erreicht, das bedeutet, man bekommt von einer eingespeicherten Kilowattstunde nur 0,9kWh zurück. Damit kostet das Laden 15ct, entnehmen kann man nur 0,9*25ct=22,5ct. Damit hat man nur 7,5ct eingenommen!
• Alte Batterien muss man entsorgen.

Damit wird die zunächst sehr optimistische Rechnung erheblich schlechter, nach 1500 Zyklen hat man nur 1500*7,5ct =  112,5€ eingenommen (Oder eingespart).

Das System kostet aber mit Wechselrichter 300€, mit Installation oft auch das Doppelte (600€-1000€).

Offensichtlich ist ein Batteriespeicher in diesem Fall nicht lohnend.

Erstes Resultat

Bei den üblichen Strompreisdifferenzen ist ein Batteriespeicher völlig unwirtschaftlich!

Wann könnte es sich doch lohnen?

Keine Rechnung ohne Ausnahme. 

Notstrom: Sollte jemand für die Zuverlässigkeit eines Computersystems eine Notstromversorgung auf Batteriebasis planen, wird oft völlig anders gerechnet und der Gewinn besteht in den unverhofften Einnahmen. Allerdings muss die Batterie dann etwas größer ausgelegt werden, da bei einer fast entladenden Batterie natürlich keine Notstromversorgung möglich ist.

Insellösung: An manchen Orten ist der Strom wesentlich teurer als 25ct, dann wird die Rechnung für die Batterie günstiger, und es kann sich wieder lohnen.

Allgemein kann man folgende Rechnung aufstellen (ohne Zinsen):

Kosten Batteriesystem < Preisdifferenz * Wirkungsgrad * Zyklen

Folgende Werte einsetzen:

Kosten Batteriesystem: Alle Kosten, insbesondere Akkumulator (Nutzbare Kapazität), Wechselrichter, Entsorgung, Raumbedarf, ggf. Versicherung, Garantiekosten, Wartungskosten.

Preisdifferenz: Preis den man für Netzstrom zahlt - Vollkosten der Eigenstromerzeugung

Wirkungsgrad: Alles was den Wirkungsgrad reduziert, insbesondere Batterie und Wechselrichter, realistisch sind oft 85% (0,85 einsetzen)

Zyklen: Wie oft kann das System einen vollen Ladezyklus durchlaufen, insbesondere bis die Batterie ersetzt werden muss. Realistisch sind Werte zwischen 2000 (Blei) und 6000 (Lithium)

Und damit kann man leicht selbst entscheiden, ob ein Batteriesystem lohnt.

Allgemeine Wirtschaftlichkeit von Speichern

Power to Gas

Power to Gas? Künstliches Erdgas als Speicher

Die Bundesregierung unterstützt die Technologie "Power to Gas" und viele, etwa die DENA,  finden dies eine sinnvolle Idee Energie zu speichern. Daher will ich das Konzept einmal gründlich analysieren.

Ausgangspunkt

Die Grundidee von Power to Gas liegt in der Umwandlung von überschüssigen Strom aus Windkraftwerken oder aus Solarzellen in Wasserstoff. Da Wasserstoff aber nur schlecht zu speichern ist und mit unserem Erdgasnetz nicht kompatibel ist, wird der Wasserstoff über eine chemische Reaktion zusammen mit CO2 in Methan umgewandelt. Methan ist der chemische Begriff für Erdgas, wie es durch Millionen von Gasleitungen in die Haushalte transportiert wird. Verbrennt man dieses Methan wieder in einer Gasturbine, dann kann man damit Strom erzeugen und hat auch zu Zeiten von Strommangel eine sichere Energiequelle.

Wo liegen die Denkfehler?

Elektrolyse

Der erste Schritt, in diesem Verfahren, die Elektrolyse, kennt jeder noch aus dem Chemieunterricht. Dabei wird im Hofmannschen Apparat Gleichstrom angelegt und schon perlt an der Kathode Wasserstoff nach oben.

Hofmannscher Apparat zur Wasserstofferzeugung

Dieses Verfahren nutzt als Elektroden Platin, ein sehr teures Edelmetall! Für den großtechnischen Einsatz ist es daher erforderlich ein preiswerteres Metall zu finden, hier ist Nickel das günstigste Metall. Dies erfordert aber, dass man eine höhere Spannung anlegt, als theoretisch notwendig wäre, Überspannung siehe Wikipedia, damit verschlechtert sich der Wirkungsgrad.  Der Wirkungsgrad hängt natürlich von den Details der Konstruktion ab, Greenpeace gibt für seine Anlage 73% an. Eine genaue Analyse des Wirkungsgrads findet man in der Studie des Fraunhofer Instituts ISE, die aufzeigt, dass ein wesentlich höherer Wirkungsgrad schwer unter realen Bedingungen zu erreichen ist.

Neben den Wirkungsgrad ist es schwierig, kurzzeitig hohe Ströme in einem Elektrolyseur umzuwandeln, wie es gerade für Systemen benötigt wird, die Spitzen bei der Solar- oder Windenergie nutzen sollen.

Methanerzeugung

Um aus Wasserstoff Methan zu erzeugen, das bedeutet Kohlenstoff anzulagern, benötigt man Kohlendioxid (CO2). Das erscheint zunächst erfreulich, da in der Atmosphäre zu viel CO2 ist. Leider kann dieses CO2 aufgrund der extremen Verdünnung nicht direkt verwendet werden. Eine Alternative ist, CO2 dort zu nutzen wo es entsteht, etwa bei der Verbrennung von Kohle, was extrem aufwendig und unökologisch ist, oder bei Biogasanlagen. Letztere erzeugen viel CO2 bei der Umwandlung von Pflanzen (Mais) in Methan. Prinzipiell ist das CO2 aus solchen Anlagen als Ausgangsstoff für die Methanerzeugung geeignet.  

In einem chemischen Reaktor wird unter Druck dann Methan erzeugt. Der Wirkungsgrad ist etwa 80%, da es sich um eine exotherme Reaktion handelt. Damit ist der Wirkungsgrad auch unabhängig vom technischen Fortschritt festgelegt.

Für die Lagerung und den Transport ist es notwendig das Methan zu verdichten. Dazu werden Pumpen benötigt, die einen kleinen Teil der Energie benötigen, die im Erdgas gespeichert ist. 

Der Gesamtwirkungsgrad der Methanherstellung ist das Produkt aus den einzelnen Wirkungsgraden!

In unserer Rechnung: 73% * 80% = 58% Wirkungsgrad

Umwandlung in Strom

Methan ist jedoch noch kein Strom! Das Ziel der Umwandlung von Strom in Methan war die Speicherung von Strom. Will man nur Methan als Erdgas zur Heizzwecken speichern, ist es wesentlich wirtschaftlicher, den Strom direkt in Warmwasserspeicher einzusetzen, man spart dann 42% Verlust und den riesigen Aufwand von Elektrolyseur und Methanerzeugung!

Strom kann aus Methan effizient in einer Erdgasturbine erzeugt werden. Dazu wird das Erdgas in der Turbine verbrannt, ähnlich einer Turbine im Düsenflugzeug, und zur Optimierung kann man die heiße Abluft zur Dampferzeugung nutzen und sozusagen als Nachbrenner noch eine Dampfturbine betreiben.

Der Wirkungsgrad von Erdgas-Dampfturbinen liegt zwischen 50% und 60%. Hier muss man beachten, dass hoher Wirkungsgrad immer über sehr teuere Systeme erkauft wird. Das macht Sinn, wenn eine Turbine 6000 Stunden im Jahr läuft (Grundlast). Wird die Turbine aber nur 1000 Stunden eingesetzt (Spitzenlast), ist es nicht sinnvoll den maximal möglichen Wirkungsgrad zu nutzen. Somit kann man annehmen, dass für die zukünftige Stromversorgung Turbinen für Spitzenlasten einen Wirkungsgrad von 50% aufweisen.

Zu beachten ist jetzt, dass der Gesamtwirkungsgrad mit dem der Methanherstellung multipliziert werden muss!

In unserer Rechnung gilt: 58% * 50% = 28% Wirkungsgrad!

Das bedeutet, von 100kWh, die eingesetzt wurden, erhält man nur 28kWh zurück.

An dieser Stelle werden häufig zwei Argumente in den Raum geworfen:

1. Wenn der Strom praktisch umsonst ist, dann spielt der Wirkungsgrad keine große Rolle

2. Man kann doch noch die Restwärme nutzen.

Die Nutzung der Restwärme ist theoretisch möglich, da wir aber von Spitzenlastkraftwerken ausgehen, ist der Aufwand unwirtschaftlich. Ein Fernwärmenetz, das nur 1000 Stunden im Jahr arbeitet wird kaum jemand wollen.

Denkfehler Strommarkt

Die Vorstellung, dass der Strom zukünftig bei starker Sonneneinstrahlung fast kostenlos ist, erscheint plausibel, da zumindest heute häufig sehr niedrige Strompreise auftreten, wenn die erneuerbaren Energien viel liefern. 

Ein zukünftiger Strommarkt wird aber sehr wohl auf dieses Marktsignal reagieren. Gibt es etwa häufig Strom für 2ct/kWh, dann ist es lohnend, damit den Warmwasserboiler im Keller aufzuheizen und damit (vorübergehend) elektrisch das Brauchwasser zu erwärmen und die Wohnung zu beheizen. Zudem werden andere "smarte" Teilnehmer, etwa Kühlhäuser nur noch dann ihre Klimaaggregate anschalten, wenn der Strom sehr billig ist. 

Daher erwarte ich, dass der Strompreis in einem solchem Umfeld nur sehr selten unter 2ct/kWh fällt, was aber immer noch ein sehr günstiger Einkaufspreis ist!

Steigt der Strompreis an, können alle jene Marktteilnehmer Strom in das Netz einspeisen, die ihn zuvor abgespeichert haben. Und jetzt kommt der Wirkungsgrad ins Spiel!

• Ein Pumpspeicherkraftwerk hat einen Wirkungsgrad von 80%. Damit ist es theoretisch bereits bei 2ct/kWh/0,8 = 2,5ct/kWh lohnend, die Turbinen des Pumpspeicherkraftwerks anzuwerfen.
• Kurz darauf kommen die Betreiber von Druckluftspeichern, diese haben heute einen Wirkungsgrad von 40%. Für sie ist ein Strompreis von 2ct/kWh/0,4 = 5ct/kWh der Grenzpreis, ab dem sie in das Netz mit Gewinn einspeisen können.
• Und erst bei einem Strompreis von 2ct/kWh/0,28 = 7,1 ct/kWh wird es für den Betreiber der Erdgasturbine (Methan aus Wasserstoff, Wasserstoff aus Strom gewonnen) attraktiv, die Turbine anzuwerfen.

Zu beachten ist, dass diese Rechnung nur den Wirkungsgrad berücksichtigt, nicht die Investition in die jeweilige Technik. In erster Näherung ist aber nicht zu erwarten, dass der Betrieb großer Elektrolyseanlagen, Methanwandler und aufwendige Gasturbinen zum Nulltarif zu haben ist. Ganz im Gegenteil, diese kaum erprobte Technologie wird sehr teuer sein. Daher sollte man ein Auge auf Systeme mit hohen Wirkungsgrad werfen.

Pumpspeicherkraftwerke, die heute 99% aller Stromspeicher ausmachen, haben einen gewaltigen Vorteil, gerade wegen des Wirkungsgrads.

Die Weiterentwicklung des Pumpspeicher in Form des Lageenergiespeichers, ebenfalls Wirkungsgrad 80%, ist daher sinnvoll, da er in einem Strommarkt der Zukunft sehr gute Chancen hat sich zu amortisieren.

Das Konzept Power to Gas wird es aus den oben beschriebenen Gründen im Strommarkt der Zukunft sehr schwer haben.

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 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.

Wirkungsgrad von Speichern

Mit zunehmendem Ausbau von Wind und Sonne wird es Überschüsse bei der Stromversorgung geben, die zu sehr niedrigen Strompreisen führen. Häufig ist man der Meinung, bei sehr billigem Strom würde der Wirkungsgrad der Speicher nur eine untergeordnete Rolle spielen. Daher soll hier der Zusammenhang zwischen dem Wirkungsgrad eines Speichers und der Wirtschaftlichkeit eines Speichers betrachtet werden.

Strompreisschwankungen an der EEX, mit einem Speicher kann man damit Geld verdienen.

Typische Wirkungsgrade von Stromspeichern

Der perfekte Stromspeicher hat 100% Wirkungsgrad, das bedeutet, eine kWh Strom, die eingespeichert wird, kann man genauso wieder entnehmen. Diesen Wirkungsgrad hat etwa ein Kondensator. Allerdings sind Kondensatoren derart teuer, dass man nur sehr kleine Energiemengen speichern kann und eine weitere Betrachtung dieser Technik keine Bedeutung hat.

Pumpspeicher

Nicht ganz so gut, aber mit dem besten Wirkungsgrad für große Strommengen, sind Pumpspeicherkraftwerke. Damit wird mit einer Pumpe Wasser in einem höher gelegenen See gepumpt und bei Bedarf über eine Turbine wieder Strom erzeugt. Die besten Pumpen erreichen heute einen Wirkungsgrad von 92%, für Turbinen gilt dasselbe. Somit liegt der mögliche Gesamtwirkungsgrad bei 85%. In der Praxis wird dieser Wert selten erreicht, da hohe Wirkungsgrade auch immer mit teuren Maschinen verbunden sind. So findet man in der Praxis meist einen Wirkungsgrad von 80% bei neuen Pumpspeicherkraftwerken und bei älteren manchmal weniger als 70%. (mehr zu Pumpspeicherkraftwerke)

Druckluftspeicher

Komprimiert man Luft und pumpt diese in eine Kaverne, so kann man damit auch Energie speichern. Diese sogenannten (nicht adiabatische) Druckluftspeicher-Speicher brauchen wenig Platz, sind technisch nicht sonderlich anspruchsvoll, erreichen aber nur einen Wirkungsgrad von 40%. Dies liegt an einem lästigen physikalischen Effekt, komprimiert man ein Gas, erwärmt es sich. In der Kaverne kühlt das Gas aber aus und verliert damit wertvolle mechanische Energie, weil damit auch der Druck abfällt.

Methan

Eine Umwandlung von Strom in Wasserstoff und Sauerstoff kann mit einem Wirkungsgrad von 80% erfolgen. Verwandelt man diesen Wasserstoff in Methan, lässt sich dieses Gas in fast beliebiger Menge im Erdgasnetz speichern. Das ist für einen Langzeitspeicher optimal, allerdings ist jetzt nur noch 60% der ursprünglichen elektrischen Energie vorhanden. Leider liegt der Wirkungsgrad bei der Umwandlung von Methan mit einer Gasturbine in Strom bei 50%. Damit liegt der Gesamtwirkungsgrad bei 30% (0,6 × 0,5).
(Mehr zu Erdgasspeicher Power to Gas)

Wirtschaftliche Nutzung eines Speichers.

In der folgenden Rechnung wurden die tatsächlichen Strompreise der EEX-Strombörse in der Zeit vom 19. bis 26. März 2012 verwendet, um optimal mit verschieden guten Speichern Strom günstig einzukaufen und wieder möglichst teuer zu verkaufen. Man sieht deutlich, dass kurz nach Sonnenuntergang der Strom am teuersten ist, weiterhin an manchen Tagen mit viel Wind der Strompreis unter 20 Euro/MWh (2 ct/kWh) liegt.

Einnahmen mit einem Speicher, je nach Wirkungsgrad.

Ist der Wirkungsgrad hoch, etwa 80%, dann kann man bereits geringe Preisschwankungen ausnutzen, da nur ein geringer Verlust im Speicher auftritt. In dem Beispielzeitraum hätte man, auf das Jahr hochgerechnet, 740 Euro mit einer MWh Speicherkapazität verdient. Oder in der bequemen Einheit kWh wären es 0,74€/kWh × a Einnahmen gewesen. Ein normales Pumpspeicherkraftwerk, das 100€/kWh kostet, kann damit nie in die Gewinnzone vordringen. Der Lageenergiespeicher hätte bereits im zweiten Jahr einen Überschuss erwirtschaftet.

Mit einem geringeren Wirkungsgrad, wie dem Druckluftspeicher (40%) wären die Einnahmen noch geringer, 0,36€/kWh*a. Selbst bei einer völlig kostenlosen Kaverne ist hier ein Gewinn aufgrund der Turbinenkosten schwer darstellbar.

Mit der Technik „Power to Gas“, bei der Methan erzeugt wird und daraus wieder Strom erzeugt wird, liegt der Wirkungsgrad bei 30% und die Einnahmen betragen nur 0,20€/kWh × a, damit ist die Finanzierung des Elektrolyseurs, der Methan Chemie und der Gasturbine schwer vorstellbar, selbst wenn der Speicher, das Erdgasnetz, völlig kostenlos genutzt werden können.

Strompreise in der Zukunft

In Zukunft werden die Strompreise wesentlich stärker schwanken, damit ist eine Verdopplung, oder eine noch wesentlich stärkere Erhöhung der Einnahmen leicht vorstellbar. Allerdings werden dabei die einzelnen Speicher weiterhin nur proportional zum Wirkungsgrad hinzugewinnen.

Jedem den es gelingt, Speicher im Preisbereich von 10€/kWh herzustellen, hat damit ausgezeichnete Einnahmemöglichkeiten. Und genau das könnte die große Chance des Lageenergiespeichers werden.

Anmerkung: Die Rechnung nutzt nur die Daten von acht Tagen und ist daher nicht repräsentativ für das ganze Jahr. Aber sie gibt einen ersten Eindruck, wie sich die Einnahmen eines Speichers darstellen.