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Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe

Technologien, Einsatzszenarien und Kosten von Speichern für elektrische Energie

Dirk Uwe Sauer email: [email protected]

Professur für Elektrochemische Energiewandlung & SpeichersystemtechnikInstitut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA)

RWTH Aachen

Tagung der Europäischen Akademie Bad Neuenahr-Ahrweiler

Sichere Stromversorgung und Erneuerbare Energien Bonn, 25.03.2010


Folie 225.03.2010Dirk Uwe Sauer

Technologien, Einsatzszenarien und Kosten von Speichern

Zielsetzungen der Bundesregierung - basierend auf gemeinsamen Zielen der Weltgemeinschaft

Anteil erneuerbarer und dezentraler Energien an der

Stromerzeugung bis 2020: 40%

Reduzierung der CO2-Emissionen bis 2050: 85% (100% ?)

CO2-freie Energieversorgung möglich aus- Strom (erneuerbare Energien, CO2-Sequestrierung ?, Kernkraft ??)

- Biomasse




Load consumptionWind power generation

Wind power prognosis

200803/02 10/02 17/02 24/02 02/030

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000Lastverlauf und Windleistung im Vattenfall Hochspannungsnetz (01.02.-06.03.2008)

LastverlaufWindleistung

Windleistung (Prognose)

IfR, TU Braunschweig

5347 MW

Source: IfR / TU Braunschweig

Leis

tung

[MW

]

Leistung MW

Wozu brauchen wir Speicher?




Wozu brauchen wir Speicher – Ausgleich von kurzfristigen Fluktuationen

Wind p

03/020

2000

4000

6000

8000Windleistu

Leis

tung

Leistung MW

Wind p

03/020

2000

4000

6000

8000Windleistu

Leis

tung

Leistung MW

02/03IfR, TU Braunschweig

5347 MW

02/03IfR, TU Braunschweig

5347 MW




Load consumptionWind power generation

Wind power prognosis

200803/02 10/02 17/02 24/02 02/030

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000Lastverlauf und Windleistung im Vattenfall Hochspannungsnetz (01.02.-06.03.2008)

LastverlaufWindleistung

Windleistung (Prognose)

IfR, TU Braunschweig

5347 MW

Source: IfR / TU Braunschweig

Leis

tung

[MW

]

Leistung MW

Wozu brauchen wir Speicher – Ausgleich längerer Perioden ohne Wind- oder PV-Angebot

~540 GWh

Notwendige Speicherkapazität zur kontinuierlichen Lieferung der mittleren Leistung




PumpspeicherSupraleitende SpulenSchwungradDruckluftDoppelschicht-kondensatoren

Redox-Flow BatterienWasserstoffBatterien - Blei, Lithium, NaNiCl, ...

Technologien für elektrische Energiespeicher

Pumpspeicher

Supraleitende Spulen Schwungrad

Druckluft

Supercapacitors

Doppelschicht-kondensatoren

Redox-Flow Batterien

Batterien - Blei, Lithium, NaNiCl, ...

Wasserstoff

spec

ific

pow

er [k

W/k

Wh]

installed storage capacity

typi

cal

disc

harg

e tim

e1 kW 100 kW 10 MW10 W

1

0.01

100

installed power

1 GW

100 GW

kWh MWh GWh TWh

10 ms

1 s

1 min

1 hour

½ day

1 week1 month

1 year

II - SuperCaps, SchwungradIII - BatterienIV - Redox-flow BatterienV - DruckluftspeicherVI - Pumpspeicher

I - Kondensator, Spule

VII - Speicherkraftwerke (Wasser)VIII - Wasserstoffspeicher

I

IIIIII

IVIV

VIIVII

IIII

V VIV VI

VIIIVIII




Vergleich von Energiedichten

Mechanische Speicher (sehr geringe Energiedichte)Potentielle Energie (z.B. Pumpspeichersee): 1 kWh/m3 (bei 360 m Höhe)Kinetische Energie (z.B. Schwungrad): ~10 kWh/m3

Elektrische Speicher (geringe Energiedichte)Elektrostatisches Feld: ~10 kWh/m3

Elektromagnetisches Feld: ~10 kWh/m3

Wärmespeicher (mittlere Energiedichte)Wasser @ ∆T = 100K: 116 kWh/m3 (sensible Wärme) Phasenwechselnde Materialien z.B. Wasser / Dampf: 626 kWh/m3 (latente Wärme)

Chemische Speicher (mittlere bis hohe Energiedichte)Lithium-Ionen-Batterie: 200 kWh/m3

Flüssiger Wasserstoff: 2.400 kWh/m3 / gasförmiger Wasserstoff: 700 kWh/m3

(Benzin: 12.000 kWh/m3)




Übersicht

„Leistungsspeicher“BatteriespeichertechnologienGroßspeichertechnologienKostenberechnungAlternative Konzepte zur Energiespeicherung Technologieszenario




Klassen von Energiespeichern

„Leistungsspeicher“Hohe Leistungen für kurze Zeit Hohe Zyklenzahl (z.B. jede Minute)

Schwungrad, SuperCap, SMES

EnergiespeicherEnergie für längere ZeiträumeTypischerweise ein bis zwei Zyklen pro Tag




Elektrochemische Doppelschichtkondensatoren(“Supercap”) - Funktionsprinzip

Energiespeicherung im elektrischen Feld ohne elektrochemische ReaktionOberflächenvergrößerung durch poröses Material, Abstand Ladungsträger ca. 10 nm

EPCOS5000 F

NESS5000 F

Nennspannung 2,5 bis 2,7 VZyklenlebensdauer > 1.000.000Energiedichte ~ 5 Wh/kg / 5 Wh/l

150F/42V




SchwungradspeicherSpeicherung der Energie in rotierender Masse 2

21 wME ⋅⋅=

Rotationskörper aus sehr zugfestem MaterialBegrenzung der Rotationsgeschwindigkeit durch MaterialeigenschaftenKlassen von Schwungrädern ~ 5.000 min-1, ~ 25.000 min-1, ~ 100.000 min-1




Batterietechnologien

NaS / NaNiCl

NiCd Bleisäure

-

Zn

Anolyte Catholyte

Zn++

2e- 2e-

Br-¯

Br-¯

Br2

Anode CathodeSeparator

+-

Zn

Anolyte Catholyte

Zn++

2e- 2e-

Br-¯

Br-¯

Br2

Anode CathodeSeparator

+Zink-Brom

electrolyte I electrolyte II

pump pump

elec

troly

te ta

nk

membrane

electrode

+

charge / discharge

elec

troly

te ta

nk

electrolyte Ielectrolyte I electrolyte IIelectrolyte II

pump pump

elec

troly

te ta

nk

membrane

electrode

+

charge / discharge

elec

troly

te ta

nk

Redox-flowLithium-Ionen




Blei-Säure-Batterie

Große Zahl Installationen weltweit,erprobte Technologien von zahllosen Herstellern kommerziell angebotenWirkungsgrad 80 – 90%

Resümee: + Erfahrene und sichere

Technologie– Lebensdauer, Gewicht




Hochtemperatur-Batterien

NaS: in Japan kommerziell für stationäre Anlagen genutztNaNiCl: überwiegend im mobilen Bereich Jeweils nur ein Anbieter pro TechnologieWirkungsgrad 70 – 85%Kosten derzeit 300 - 500 €/kWh im SystemBetriebstemperatur 300°C, thermische Verluste einer ZEBRA-Batterieca. 100 W

Resümee: + Gute Zyklenlebensdauer– Jeweils nur ein Anbieter, thermisches

Management aufwändig

NaS

NaNiClSource: NGK, MES-DEA




Natrium-Schwefel – Anwendungsbeispiel

NaS-Batteriesystem für “Load Levelling” in TokyoKostenersparnis durch geringere Stromabnahme zu SpitzenlastzeitenLeistungsdaten

2 MW 1165 V DC40 Module (12 800 Zellen)> 136 T Gewicht

günstigerer Nachtstrom

nachts (laden)

nachts(laden)

tagsüber(entladen)

nach Installation der NaS-Batterie

vor Installation der NaS-Batterie

Reduzierung des Spitzenbedarfs (NGK / TEPCO)




Lithium-Ionen-Batterie

Neue TechnologieStark im Bereich mobiler EndgeräteGroße Zahl von Materialvariantenund HerstellernWirkungsgrad 90 – 95%

Resümee: + Gute Zyklenlebensdauern,

hoher Wirkungsgrad, hohe Leistungsdichte, viele Anwendungsbereiche

– Kosten, Sicherheit

Charge

Oxygen anionMetal cationLithium cation

GraphitePassive layer

Graphite

ElectrolyteSeparator

Charge



Graphite


Discharge



Graphite


Discharge



Graphite





Gravimetrische Leistungsdichte vs. Energiedichte(Leistungs- und Energiedichten spezifischer Produkte aus Datenblättern und eigenen Messungen)

Spezifische Energie in Wh/kg (Zellebene)

Spe

zifis

che

Leis

tung

in W

/kg

(Zel

lebe

ne)

1

10

100

1,000

10,000

100,000

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Blei

Blei „spiralwound“

NiCd

NiMH

LiM-Polymer

SuperCap

NaNiCl2“Zebra”

Li-IonHigh

Energy

Li-IonHigh Power

Li-IonVery High Power

Quelle Ragone Plot: Saft




Redox-flow-Batterien (Vanadium)

Demonstrationsanlagen im Feld, auf dem Weg in die Kommerzialisierungzwei bis drei kommerzielle AnbieterWirkungsgrad 60 – 75%Nur eingeschränkt USV-fähig

Resümee: + Energie und Leistung sind

separat auslegbar,gute Zyklenlebensdauer

– Vanadium ist teuer, andere Materialien müssen zur Kommerzialisierung gebracht werden

electrolyte I electrolyte II

pump pump

elec

troly

te ta

nk

membraneelectrode

+

charge / discharge

elec

troly

te ta

nk

electrolyte Ielectrolyte I electrolyte IIelectrolyte II

pump pump

elec

troly

te ta

nk

membraneelectrode

+

charge / discharge

elec

troly

te ta

nk

Bild: www.vrbpower.com




Übersicht





Technologien für zentrale Großspeicher

Pumpspeicher

Druckluft (mit und ohne Wärmespeicher)

Wasserstoff mit Kavernenspeichern

1.)

2.)station

cavern storage

salt dome

Abbildung: KBB




Pumpspeicherkraftwerke

erprobte Technologieüber 90 GW installierte Leistung weltweit

10 - 40 €/kWhInvest.-KostenSpeichermedium

kaum neue Stand-orte in Europa

größter Nachteil

10 MW bis 1 GWLeistung

Stunden bis TageEntladedauer65-80 %Wirkungsgrad

Bild: http://www.goldisthal.de




„Nachrüstung“ von bestehenden Speicherseen mit Pumpoption

Nutzung der großen Kapazitäten in bestehenden SpeicherseenNachrüstung von PumpsätzenEvaluation des Potentials notwendig – kritischer Punkt ist die Erreichbarkeit eines geeigneten Unterwassers

Stausee mit natürlichem Zulauf

FlussoderSeeDistanz & Kosten ?




Druckluftspeichersystem (adiabatisches CAES)

Entwicklungsgegenstand

größter Nachteil

Invest.-KostenSpeichermedium

Leistung

Entladedauer

Wirkungsgrad

10 - 20 €/kWh

Geeignete geolo-gische Formation

100 MW bis 1 GW

Stunden bis Tage

max. 70%

Bild: AlstomPicture: KBB




Wasserstoffspeicher im Druckkaverne

Einzig realistische Technologiefür Speichersysteme im 100 GWhBereich

größter Nachteil

Invest.-KostenSpeichermedium

Leistung

Entladedauer

Wirkungsgrad

0,2 – 0,5 €/kWh

Geringer Wirkungsgrad

10 kW bis 1 GW

Stunden - Wochen

~ 40 %

Bild: http://www.greencarcongress.com




Warum ist Wasserstoff die einzige Alternative als Langzeitspeicher?

Typische Investitionskosten bei Batterien zwischen 100 und 500 €/kWh

Komprimierter Wasserstoff in Salzkavernen liegt im Bereich von 0,25 € / kWh

(∆p = 100 bar, η = 50%)

Wasserstoff ist für Kurzzeitspeicherungwg. des geringen Wirkungsgrad uninteressant

1.)

2.)station

cavern storage

salt dome

LüftungsanlageAnlagensteuerung

Batteriestrangtrenner

Batteriestrang

Entlüftung

Belüftung30 kV-Anbindung

TransformatorGlättungsdrosseln

SchaltgeräteDatenerfassung

BatteriestrangsteuerungStromrichter

Baujahr 1986 im Inselnetz Berlin17 MW, 14 MWh7080 Zellen mit 2V / 1000 Ah

Wirtschaftlicher Betrieb nur bei häufigem Energiedurchsatz oder sehr geringen Investitionskosten

Langzeitspeicherung bedeutet weniger als einen Zyklus pro Woche




Übersicht





Überblick zu unterschiedlichen Batterietechnologien

Hybridfahrzeuge, Elektroautos, stationäreAnwendungen (load-levelling) (Prototypen)

+270 to +300+270 to +300

~100080–90~50~100AlO2NaNiCl

Für Anwendungen mit Entladezeiten vontypischerweise weniger als 10 Sekunden

Konsumerprodukte, Spielzeuge

Laptops, Handys, Camcorder, Smart Cards

Laptops, Handys, Camcorder, Elektroautos,Hybridfahrzeuge, Spielzeuge

Werkzeuge, Modellautos,Konsumerprodukte, Traktion,Tieftemperaturanwendungen, Elekroautos

Stationäre Anwendungen (USV, AutonomeStromversorgung), Traktion, Starter

(Beispiele)

Typische Anwendungen

100..200

0.5

4...6

3...5

2...3

1

Kosten(relativpro kWh)

-25 to +75-25 to +75

-10 to +60-20 to +50

0 to +40-20 to +60

0 to +45-20 to +60

-20 to +50-45 to +50

-10 to +40-15 to +50

[°C]

TemperaturBereich Laden& Entladen

500.000

20–50

500–1000

300–600

500–2000

250–500[Zyklen]

Zyklen-lebens-dauer

~10

2–5

3–25

3–20[a]

Lebens-dauer

90–952–151– 10SuperCaps

75–90200–300

70– 100RAM

90–95230–330

90–150Organic,polymers

Li-Ion Li-Polymer

80–90150–320

40–90KOHNiMH

60–70100–150

30–50KOHNiCd

80–9050–12020–40H2SO4Bleisäure[%][Wh/l]Wh/kg

Wirkungs-grad(Energie)

Energie-dichte

Energie-dcihte

ElektrolytBatterie-technologie

RAM - Rechargeable alkali manganes

De facto sind derartige Übersichten wenig hilfreich für die Auswahl

einer Technologie für eine spezifische Anwendung !




Parameter zur Definition eines Referenzfalls

Energie [kWh]

Leistung [kW] Zyklen [#/Tag]

Systemlebensdauer[Jahre]

Kapitalkosten[%]

Stromkosten[€ct/kWh]

Definition derBedingungen für ein

Speichersystem




Parameter zu Definition einer Speichertechnologie

Kosten pro installierte Kapazität [€/kWh]

Kosten Umrichter[€/kW]

Wirkungsgrad [%]Selbstentladung [%/d]

maximale Entadetiefe (DOD)

[%]

Zyklenlebensdauerbei DOD [#]

Wartung &Reparatur [%/Jahr]




Lebensdauer als Funktion der Entladetiefe (DOD)(Beispiel: NiMH)

Quelle: Varta / Johnson Control

100% DOD

80% DOD

12% DOD

5% DOD

3% DOD

20°C, 20,000 nominal cycles @ 5% DOD, equivalent to 400,000 cycles




Stromkosten[€ct/kWh]

Kapitalkosten[%]

Energie [kWh]

Systemlebensdaue[Jahre]

Zyklen [#/Tag]

Leistung [kW]

Kostenberechnung

Kosten pro installierteKapazität [€/kWh]

Kosten Umrichter[€/kW]

Wirkungsgrad [%]Selbstentladung [%/d]

maximale Entladetiefe (DOD)

[%]

Zyklenlebensdauer bei DOD [#]

Wartung &Reparatur [%/Jahr]

Speicherkostenfür Energiedurchsatz

[€ct/kWh]Annuitätenmeth.




Kosten für Energie aus Großspeichern („monatlich“)(500 MW, 100 GWh, ~1,5 Zyklen pro Monat, Zins 8%, Stromkosten 4ct)

Quelle: ENERGY STORAGE FOR IMPROVED OPERATION OF FUTURE ENERGY SUPPLY SYSTEMS , M. Kleimaier, et.al., CIGRE 2008

heute> 10 Jahre

abhängig vom Standort

heute> 10 Jahre




Kosten für Energie aus Großspeichern („täglich“)(1 GW, 8 GWh, 1 Zyklus pro Tag, Zins 8%, Stromkosten 4ct)


heute

> 10 Jahre

abhängig vom Standort

heute> 10 Jahre




Load-leveling Hochspannungsnetz (“Pumpspeicher”)1 GW, 8 GWh, 1 Zyklus / Tag, Stromkosten 4 €ct, Kapitalkosten 8%

heute5 bis 10 Jahre





Kosten für Energie aus Speichern im MS-Netz(10 MW, 40 MWh, 2 Zyklen pro Tag, Zins 8%, Stromkosten 4ct)


heute5 bis 10 Jahre




Ref.-Fall „load levelling MV“ – Blei-Säure-Batterie

Variation der Speicherkosten und der täglichen Zyklenzahl

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

50 70 90 110 130 150 170 190 210Costs per kWh installed capacity, €/kWh

Tota

l cos

t per

kW

h th

roug

hput

, re

late

d to

refe

renc

e ca

se

0,5 cycle per day2 cycles per day5 cycles per day

Referenz




Ref.-Fall „Großspeicher (täglich)“ –Pumpspeicherkraftwerk

Variation der täglichen Zyklenzahl

Bei abnehmender Zyklenzahl steigen die Speicherkosten erheblich

0

2

4

6

8

10

12

1 Zyklus proTag

0,5 Zyklenpro Tag

0,33 Zyklenpro Tag

0,25 Zyklenpro Tag

0,2 Zyklenpro TagSp

eich

erko

sten

pro

kW

h [€

ct]




Ref.-Fall „Großspeicher (täglich)“ –Pumpspeicherkraftwerk und NaS-Batterie

Variation der täglichen Zyklenzahl

0

1

2

3

4

5

1 Zykluspro Tag

0,5 Zyklenpro Tag

0,33 Zyklenpro Tag

0,25 Zyklenpro Tag

0,2 Zyklenpro Tag

rela

tive

Kos

ten

pro

kWh

(bez

ogen

auf

1 Z

yklu

s/Ta

g)

PumpspeicherkraftwerkNaS-Batterie




0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

2 4 6 8 10 12 14Capital costs, %

Tota

l cos

t per

kW

h th

roug

hput

, re

late

d to

refe

renc

e ca

se

Ref.-Fall „load levelling MV“ – Blei-Säure-Batterie

Variation der Kapitalkosten (Zinssatz)

Referenz




0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

2 4 6 8 10 12 14Capital costs, %

Tota

l cos

t per

kW

h th

roug

htpu

t, re

late

d to

bes

t cas

e

Ref.-Fall „Langzeitspeicher“ – Pumpspeicher

Variation der Kapitalkosten (Zinssatz)

Referenz




Übersicht





Thermische Speicher in KWK-Anlagen und Wärmepumpensystemen

Quelle:DEFU, H. Weldingh

Quelle:Buderus

Wärme-speicher

Konsequente Umstellung auf strom-geführte KWK-AnlagenThermische Speicher als kostengünstige Alternative zu StromspeichernTagesspeicher und saisonale Speicher (Erdreichspeicher) für thermische EnergieEinsatz der KWK-Anlagen als virtuelles, verteiltes Spitzenlast-kraftwerk zum Ausgleich fluktuierender Stromerzeugung und Lasten

Aber KWK-Anlagen in Einzelhäusern mit guter thermischer Isolierung machen keinen Sinn.




Speicher mit Doppelnutzen: Beispiel Optimierung des Eigenverbauchs für PV-Anlagen

Bei Betrieb eigener Stromerzeuger (Photovoltaik, KWK)Differenz zwischen Bezugskosten und Verkaufspreis kann höher sein, als die Kosten für Speicher (ohne Einspeisevergütung)

Beispiel PV-Anlage nach Ende derVergütung EEG

Vergütung für Einspeisung 5 ct/kWh Kosten für Energiebezug 20 ct/kWhSpeicher interessant, wenn Kosten < 15 ct/kWh

Mit 20 Jahren Verzögerung folgen jedem GW PV bei Privathaushalten ca. 0,5 GW Speicheranschlussleistung

Bild: Wiikmedia Commons




Solarthermische Kraftwerke mit Wärmespeicher

Source:Ciemat, Plata Forma Solar, Dr. Romero




Elektro- und Hybridfahrzeuge auf dem Vormarsch

Quelle: Tesla Motors

Quelle: Think

Quelle: Daimler Quelle: minispace.com

Quelle: Volvo Quelle: Daimler

Strom aus CO2-freien Quellen über Batterien für Fahrzeuge ist der effizienteste Weg zur Reduktion der CO2-Emissionen im Straßenverkehr




Flächenverbrauch Biotreibstoff vs. Elektroantrieb

Ertrag aus Biomasse der 2. Generation BTL (erwartet): 60.000 km/ha/Jahr

16x höherer Fahrleistungsertrag mit PV gegenüber Biomasse

Ertrag aus Photovoltaik inDeutschland: 1.000.000 km/ha/Jahr

Annahmen: Einstrahlung in Deutschland: 1000 kWh/m2/a, Photovoltaik mit 10% Wirkungsgrad, Flächenbelegung 1/3, Fahrzeugverbrauch 20 kWh / 100 km, Wirkungsgrad Netz & Fahrzeug 60%




Energieeffizienz Brennstoffzellen- vs. Elektrofahrzeug

Nutzungsgrad beiBrennstoffzellenfahrzeugen: 25 – 30%

Eingangsenergiebedarf bei Wasserstoffnutzung etwa 2,5 x höher als bei Elektrofahrzeugen

Nutzungsgrad bei batterie-getriebenen Elektrofahrzeugen:70 – 75%

Ausgangspunkt: elektrischer Strom (aus CO2-freier Quelle)

Quelle: minispace.comQuelle: ATZ online




Elektrifizierung des Individualverkehrs

HybridfahrzeugSpeicher ca. 1 kWh, Ladung nur währendFahrt, Treibstoffeinsparung max. 20%

Plug-in HybridSpeicher 5 – 10 kWh, Ladung aus dem Netz,50 – 70 km Reichweite ohne Treibstoff,volle Reichweite, volle Leistungsfähigkeit

ElektrofahrzeugSpeicher 15 – 40 kWh, Ladung aus dem Netz,100 – 300 km Reichweite ohne Treibstoff,




Auslegung des Speichers von Plug-in Hybriden

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0 20 40 60 80 100All-electric range in km

All-

elec

tric

oper

atio

n fra

ctio

n

Recharging after every trip (GER)

Recharging over night (GER)

Recharging over night (USA)




Virtuelle Großspeicher durch verteilte Speicher in Fahrzeugen (Plug-in Hybride)

Nutzungsdauer< 4 Stunden / Tag

10 kWh=

~3 kW

400 V

10 kV / 20kV

10 kWh=

~3 kW

400 V

10 kWh=

~3 kW

400 V

10 kWh=

~3 kW

400 V

10 kWh=

~3 kW

400 V

Mittlere Fahrstrecke eines Fahrzeugs in Deutschland: 37 kmAnteil an der PKW-Verkehrsleistung auf Strecken unter 50 km: 63%




Verkehrsverteilung über den Tag (San Diego / USA)

0%1%2%3%4%5%6%7%8%

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23Time of day in h

Dai

ly tr

affic




Fahrzeuge können positive und negative Regelleistung bereitstellendurch gezieltes Ein- und Ausschalten des Ladevorgangsdurch Rückspeisung von Energie in Netz

Umrichter können zusätzlich Systemdienstleistungen erbringenBereitstellung von BlindleistungPhasensymmetrierungFlickerkompensationOberwellenkompensation

Fahrzeuge können alle Speicheraufgaben im Netz auf der Zeitskala zwischen msec und einem Tag lösen.

Langfristig keine Notwendigkeit für spezielle Speicher zur Netzausregelung

Was können Elektrofahrzeuge für das Netz tun?




Alternativen zu Speichern zur Überbrückung von Flauten länger als ein Tag

Einsatz von GaskraftwerkenBetrieb der Anlagen in Zeiten ausgedehnter Flauten bzw. DunkelperiodenProblem: hohe Brennstoff- und CO2-Kosten und starke Abhängigkeit von Preisentwicklungen, geringe Volllaststundenzahl

Bau von zusätzlichen ÜbertragungsleitungenLangreichweitige Energieübertragung über GleichspannungstechnikStand der TechnikÜberregionaler Austausch und damit Glättung von Erzeugungsunterschieden sowie Transport in Lastzentren möglich




Spitzenlast-Gaskraftwerke

SCPP – Single Cycle Power Plant – Wirkungsgrad 39,5%CCPP – Combined Cycle Power Plant – Wirkungsgrad 58%Variation im Gaspreis: 5 €/GJ ≡ 1,8 €ct/kWh, 10 €/GJ ≡ 3,6 €ct/kWh

0

5

10

15

20

25

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000Volllaststunden [h/a]

Stro

mge

steh

ungs

kost

en [€

ct/k

Wh] SCPP 5 €/GJ, 20 €/t CO2

SCPP 10 €/GJ, 20 €/t CO2CCPP 5 €/GJ, 20 €/t CO2CCPP 10 €/GJ, 20 €/t CO2

Quelle: Studie Speicher, ETG/VDE, 2008/2009

SCPP CCPPefficiency 39.5% 58.0% Interest rate 6%capital cost (€/kW) 320 680 Return on equity 12%O&M fixed cost (€/kW) 20 20 Discount rate 9%O&M variable cost (€ct/kWh) 2.5 2.0 Debt/equity ratio 70/30Economic plant life time (years) 25 25 Debt repayment period (years) 15




Leistungsfernausgleich über HVDC-Freileitungen

Quelle: Studie Speicher, ETG/VDE, 2008/2009

0

1

2

3

4

5

6

7

0 1000 2000 3000 4000 5000Übertragungsdistanz [km]

Kos

ten

[€ct

/kW

h]

15% mittlere Auslastung25% mittlere Auslastung35% mittlere Auslastung

HVDC, 2 GW, 370 k€/km, 2 x 75 €/kW Konverter, 8% Zins, 40 Jahre Lebensdauer




Übersicht





Kurzfristszenario (10 Jahre) für Speicher zur Netzregulierung (Betriebsbereich einzelner Speichereinheiten)

spec

ific

pow

er [k

W/k

Wh]

installed storage capacity

typi

cal

disc

harg

e tim

e

1 kW 100 kW 10 MW10 W

1

0.01

100

installed power

1 GW

100 GW

kWh MWh GWh TWh

10 ms

1 s

1 min

1 hour

½ day

1 week1 month

1 year

II - SuperCaps, SchwungradIII - BatterienIV - Redox-flow BatterienVI - bestehende PumpspeicherVII - Speicherkraftwerke (Wasser)VIII - Wasserstoffspeicher

III

IV

VII

II

VI

installierte Speicherkapazität

typi

sche

Ent

lade

daue

r

installierte Leistung




1 kW 100 kW 10 MW10 W

1 GW

100 GW

Mittelfristszenario (20 Jahre) für Speicher zur Netzregulierung (Summe der jeweiligen Speicher)

installierte Speicherkapazität

typi

sche

Ent

lade

daue

r

installierte Leistung

kWh MWh GWh TWh

10 ms

1 s

1 min

1 hour

½ day

1 week1 month

1 year

Fahrzeugspeicher+

Speicher in PV-Systeme+

thermische Speicher+

“Smart grid”-Management+

Übertragungsnetz

WasserstoffPumpspeicher


Technologien, Einsatzszenarien und Kosten von Speichern für elektrische Energie

Dirk Uwe Sauer email: [email protected]

Professur für Elektrochemische Energiewandlung & SpeichersystemtechnikInstitut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA)

RWTH Aachen

Tagung der Europäischen Akademie Bad Neuenahr-Ahrweiler

Sichere Stromversorgung und Erneuerbare Energien Bonn, 25.03.2010

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