14. Fachkongress Zukunftsenergien Forum E: Photovoltaik ... · zElektrolyt und Separator ......

Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe

Nr. 109.02.2010Dirk Uwe Sauer

Energiespeicher für ein stabiles Stromnetz

14. Fachkongress ZukunftsenergienForum E: Photovoltaik und Netzintegration

Essen, 09.02.2010

Professur für Elektrochem. Energiewandlung & Speichersystemtechnik

Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA)Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen (RWTH Aachen)

Univ.-Prof. Dr. rer. nat. Dirk Uwe Saueremail: [email protected]





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

Wie viel Speicher wäre notwendig, um Windkraft grundlastfähig zu machen?





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


~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

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 BatterienV - DruckluftspeicherVI - Pumpspeicher

I - Kondensator, Spule

VII - Speicherkraftwerke (Wasser)VIII - Wasserstoffspeicher

I

IIIIII

IVIV

VIIVII

IIII

V VIV VI

VIIIVIII




Vergleich von EnergiedichtenMechanische 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 @ ΔT = 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

(Benzin: 12.000 kWh/m3)




Übersicht

„Leistungsspeicher“BatteriespeichertechnologienGroßspeichertechnologienKostenberechnungAlternative Konzepte zur Energiespeicherung Technologieszenario




Arten elektrischer Energiespeicherungelektrisch

Supraleitende Spulen

Kondensatoren (diverse Technologien)

mechanisch

Pumpspeicherwerke

Schwungrad

Druckluftspeicher

elektrochemisch

Akkumulatoren mit internem Speicher (z. B. Pb, NiCd, Li-Ion)Akkumulatoren mit externem Speicher

Gasspeicher (Elektrolyseur & Brennstoffzelle / Turbine)Speicher mit flüssigen Aktivmassen (z. B. Vanadium-Redox-System)Primärbatterien mit externer Regeneration (z. B. Zn-Luft)




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


+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-BatterieGroße Zahl Installationen weltweit, erprobte Technologien von zahllosen Herstellern kommerziell angebotenWirkungsgrad 80 – 90%+ Erfahrene und sichere Technologie– Lebensdauer, Gewicht




Daten zu BleibatterienHauptmaterialien: Blei, Schwefelsäure, Kunststoffgehäuse

Energiedichte: 25 Wh/kg oder 40 kg/kWh

Energiedichte: 50 Wh/l oder 20 l/kWh(äquivalent zu 1 m3 Wasser mit 360 m Höhendifferenz)(Vergleich: Diesel ca. 10 kWh/l)

Wirkungsgrad: 80 - 90 %

Lebensdauer: 6 - 12 Jahre

Zyklenlebensdauer: 2000 (7000) Zyklen

typ. Temperaturbereich Laden: -20 bis +50oC

typ. Temperaturbereich Entladen: -25 bis +60oC

Kosten: ca. 200 Euro/kWh

sehr hohe Recyclingquoten




Großbatterie zur NetzstützungBatterieanlage der BEWAG (Berlin), Baujahr 1986, zur Frequenzregelung im Inselnetz Berlin

17 MW14 MWh

7080 Zellen mit jeweils 2V und 1000 Ah (2 kWh/Zelle)

Quelle: Hagen / BEWAG




Quelle: NGK Insulators Ltd.

Natrium-Schwefel – Zell- und Batterieaufbau

Anode:Natrium (flüssig im Betrieb)

KathodeSchwefel (flüssig im Betrieb)

Elektrolyt und Separatorkeramisches ß“-Aluminiumoxid (ß“-Al2O3)Gefäß für Anode

Zellgehäuse: Beschichteter Stahl

Batteriegehäuse:thermische Isolation

Anschluss

elektrischeIsolation

Natrium-Kammer

Metall-“Docht”

Natrium-ElektrodeFestkörper-ElektrolytSchwefel-ElektrodeZell-Gehäuse

thermischeIsolation

thermischeIsolationelektrische

Anschlüsse




Eigenschaften der Natrium-Schwefel-BatterieHohe Energiedichte

ca. dreimal höher als bei BleibatterienGuter Wirkungsgrad

87% (elektrochemisch), 75% inkl. Heizung und Lüfter, keine Selbstentladung

Lange Lebensdaueretwa 15 Jahre

Hohe Zyklenlebensdauerwenigsten 2.000 Zyklen, aber auch bis zu 10.000 Zyklen möglich

Keine teuren MaterialienPotential für KostensenkungKosten derzeit 300 - 500 €/kWh im System

Betriebstemperaturca. 300°C im Betrieb notwendig, thermische Verluste für ein 25 kWh-Modul bei etwa 100 WAbkühlung sollte vermieden werden, da es zu thermischen Stress kommt

NaNiClSource: NGK, MES-DEA




Natrium-Schwefel – AnwendungsbeispielNaS-Batteriesystem für “Load Levelling” in TokyoKostenersparnis durch geringere Stromabnahme zu SpitzenlastzeitenLeistungsdaten

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

Anlagen bis 50 MWh sind in Betriebgünstigerer Nachtstrom

nachts (laden)

nachts(laden)

tagsüber(entladen)

nach Installation der NaS-Batterie

vor Installation der NaS-Batterie

Reduzierung des Spitzenbedarfs (NGK / TEPCO)




NiCd-BatterieKommerzielles Produkt, Großanlage (Alaska)Verschiedene Hersteller am MarktIn der Kritik wg. Umweltverträglichkeit des Cadmiums Wirkungsgrad 60 – 70%

Resümee: + Gute Lebensdauer, robust– Toxizität des Cadmiums

Source: Saft, Hoppecke




Das Lithium-Ionen System („Rocking Chair“)

Entladunge-

Li+Li+

R

Li+ LiC6

Metall-Ion

Graphit

Sauerstoff

Separator

POSITIVE

LiMO2

NEGATIVE

Graphit

Elektrolyt &Separator

e-

Graphik: Saft




Aktuelle Hauptentwicklungslinien bei Lithium-Ionen-Batterien

Li-Ionen-flüssig

Kathodenmaterial Anodenmaterial

Hard CarbonLiC6

“3,7 V Material”, geringe Vollzyklenzahl

GraphitLiC6

“3,7 V Material”, teuer,hohe Vollzyklenzahl (EV)

TitanatLi4Ti5O12

“2,2 V Material”, sicher,geringere Energiedichte

SiliziumLi22Si6

“3,7 V Material”, hoheEnergiedichte, in der Forschung

LiMn2O4LiMn2O4schlechtere Lebensdauer,Sicherheit besser als Co & Ni

LiNiO2höchstes Sicherheitsrisiko,gute Performance

LiCoO2gute Lebensdauer,Sicherheitsrisiko

LiCo1/3Ni1/3Mn1/3O2populäres Mischmaterial mit Optimierung der Eigenschaften

LiCoxNiyMnzO2große Variabilität in Mischmaterialien

LiFePO4“3,3 V Material”, günstiges & sicheres Ausgangsmaterial




Entladecharakteristik von Li-Ionen „High Power“Batterien

2 ,5

2 ,6

2 ,7

2 ,8

2 ,9

3 ,0

3 ,1

3 ,2

3 ,3

3 ,4

3 ,5

3 ,6

3 ,7

3 ,8

3 ,9

4 ,0

4 ,1

0 4 8 1 2 16 20

C ap a cit y (Ah )

Vol

tage

(V)

D /3 D /2 1 D = 15 A 2 D 50 A 150 A 285A

Saft high power cellSaft high power cell

1C=15A 2C 3.33C 10C 19C½C1/3 C

0 4 8 12 16 20Kapazität (Ah)

2,5

3,0

3,5

4,0

Zells

pann

ung

(V)




Elektrische Leistungsfähigkeit (Zellen)Hochenergie Hochleistung

Leistungsdichte 200 – 400 W/kg 2000 – 4000 W/kgEnergiedichte 120 – 160 Wh/kg 80 – 100 Wh/kgWirkungsgrad ~ 95% ~ 90%Selbstentladung < 5%/Monat (25°C) < 5%/Monat (25°C)Lebensdauer bis 5000 Vollzyklen 106 (3,3% DOD)

050

100150

0 1 2 3 4 5 6 7Storage duration (Years)

Ener

gy(W

h)

Calendar life assessment at 40°C 100 % SOC

0

50

100

150

0 1000 2000 3000 4000 5000Cycle number

Ener

gy (W

h)

Cycle life assessment at 20°C with at 80 % DOD cycle

150

100

50

0Ene

rgy

(Wh) 150

100

50

0Ene

rgy

(Wh)

Quelle: Saft Quelle: Saft




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

KokamCoffee Bag

GS YuasaLEV 50

A123

Saft VL M

E- One Moli

GAIA LiFePO4

GAIA HE 60 Ah

LiTeCHP 6 Ah

Saft VHP 6 Ah




Definition eines Speichersystems für elekt. Energie

Aufladen des Speichers Entladung des Speichers

Wandler I.

elektrische Energie

definiertLadeleistung

Energie-speicher

definiertEnergiekapazität

Wandler II

definiertEntladeleistung

elektrischeEnergie

integrierte EinheitBatterien / Supercaps:

Redox-flow Stack Tanks mit gelösten Redox-Paaren Stack




Vanadium Redox Batterie (VRB) - Grundprinzip

NetzanschlussLagertank mit

Vanadium (V) und (IV) in Schwefelsäure

Pumpe 1 Pumpe 2

Kationselektive Membran

Anode Kathode

Vanadium (V)

Vanadium (IV)

Vanadium (II)

Vanadium (III)

Funktionsweise einer „Vanadium Redox-Flow Batterie“ beim Aufladen

Potential V(IV) V(V): +1,00 V

Potential V(II) V(III): -0,26 V

Lagertank mit Vanadium (III) und (II)

in Schwefelsäure




Vanadium Redox Batterie (VRB) - Grundprinzip

NetzanschlussLagertank mit

Vanadium (V) und (IV) in Schwefelsäure

Pumpe 1 Pumpe 2

Kationselektive Membran

Anode Kathode

Vanadium (V)

Vanadium (IV)

Vanadium (II)

Vanadium (III)

Funktionsweise einer „Vanadium Redox-Flow Batterie“ beim Aufladen

Potential V(IV) V(V): +1,00 V

Potential V(II) V(III): -0,26 V

Lagertank mit Vanadium (III) und (II)

in Schwefelsäure




Redoxpaarlösungen

Vanadium(V) Vanadium(IV) Vanadium(III)

Vanadium(II)




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




Redox-flow Batterien als stationäre GroßsspeicherEnergie

speichern

Energiebedarf decken

Quelle: http://www.science.org.au/nova/newscientist/ns_diagrams/037ns_001image2.jpgQuelle: http://www.vrbpower.com/technology/gallery.html




Zink-Brom-BatterieDemonstrationsprojekte,nicht kommerziell beziehbar bisherNur zwei AnbieterWirkungsgrad 70 – 80%Nur eingeschränkt USV-fähig

Resümee: + Energie und Leistung sind

separat auslegbar,gute Zyklenlebensdauer

– Noch nicht kommerziell

-

Zn

Anolyte Catholyte

Zn++

2e- 2e-

Br-¯

Br-¯

Br2


+-

Zn

Anolyte Catholyte

Zn++

2e- 2e-

Br-¯

Br-¯

Br2


+

Bild: ZBB Energy Corporation




Technologien für zentrale Großspeicher

Pumpspeicher

Druckluft (mit und ohne Wärmespeicher)

Wasserstoff mit Kavernenspeichern




Pumpspeicherkraftwerke

erprobte Technologieüber 90 GW installierte Leistung weltweit

10 - 40 €/kWhKosten Spei-chermedium

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

Kosten Spei-chermedium

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

Kosten Spei-chermedium

Leistung

Entladedauer

Wirkungsgrad

0,2 – 0,5 €/kWh

Geringer Wirkungsgrad

10 kW bis 1 GW

Stunden - Wochen

~ 40 %

Bild: http://www.greencarcongress.com

Auch diskutierte Energiespeicherung in Form von Methan (CH4) oder Methanol läuft prozesstechnisch über die Herstellung von Wasserstoff. Wirkungsgrad dementsprechend noch geringer.




Übersicht





Überblick zu 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




Load-leveling Niederspannungsnetz100 kW, 250 kWh, 2 Zyklen / Tag, Stromkosten 6 €ct, Kapitalkosten 8%

heute5 bis 10 Jahre





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

se0,5 cycle per day2 cycles per day5 cycles per day

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

hput

, re

late

d to

refe

renc

e ca

se

Ref.-Fall „load levelling MV“ – Blei-Säure-BatterieVariation 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“ – PumpspeicherVariation der Kapitalkosten (Zinssatz)

Referenz




0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

74 76 78 80 82 84 86 88 90 92Average efficiency, %

Tota

l cos

t per

kW

h th

roug

hput

, re

late

d to

refe

renc

e ca

seElectricity costs, 2ctElectricity costs, 4ctElectricity costs, 6ct

Ref.-Fall „load levelling MV“ – Blei-Säure-BatterieVariation des Wirkungsgrades und der Stromkosten

Referenz




Variation des Wirkungsgrades und der Stromkosten

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

40 50 60 70 80 90 100

Average efficiency, %

Tota

l cos

t per

kW

h th

roug

hput

, re

late

d to

bes

t cas

eElectricity costs,1ctElectricity costs, 3ctElectricity costs, 5ct

Ref.-Fall „Langzeitspeicher“ – Pumpspeicher

Referenz




Zusammenfassung zur KostenberechnungKostenberechnungen sind komplex und hängen von vielen Parametern ab. Viele Studien verwenden falsche oder ungeeignete Daten.Ein Vergleich von Kosten verschiedener Speichertechnologien kannnur auf Basis von klar definierten Referenzfällen erfolgen. Kosten für Speicher pro durchgesetzter kWh hängen sehr stark von Finanzparametern wie Kapitalkosten und Stromkosten ab. Kosten unter 5 €ct/kWh sind sehr schwer zu erreichen, Kosten über 10 €ct/kWh müssen aber nicht sein.

Hochtemperaturbatterien sind sehr wettbewerbsfähig, insgesamt sind aber viele Technologien in einem vergleichbaren Kostenrahmen. Umfangreiche F&E&D ist für alle Technologien gerechtfertigt und dringend notwendig, um die avisierten Kostenziele zu erreichen.




Übersicht





FragestellungGibt es Alternativen zum Einsatz von Speichern für elektrische Energie?

Unter welchen Randbedingungen können diese wirtschaftliche sein?

Welche Technologien ergänzen sich, welche stehen im Wettbewerb?




Randbedingungen der folgenden BetrachtungenBetrachtet wird hier nur der Energiehandel mit Speichern und nicht deren Funktionalität für Reserveleistung oder andere Netzdienstleistungen.

Für die Speicher werden jeweils ideale Bedingungen in Bezug auf die Regelmäßigkeit und Dauer der Nutzung angenommen.

Der Kostenrechnung für die Speicher liegen die Zahlen und die Systematik der VDE Studie zu Speichersystemen zu Grunde




Überblick über betrachtete SzenarienAnschluss eines 10 MW Windparks – Speicher zur Vermeidung des Ausbaus der Netzanbindung

Langreichweitige Stromübertragung mit HVDC-Leitungen

Kosten für Speicher zur Aufnahme von Energie bei drohender Abschaltung der WKA

USV-Funktionalität von Speichern in kritischen Industrieanwendungen

Einsatz von Gaskraftwerken als Spitzenlastkraftwerk

Thermische Speicher

Solarthermische Kraftwerke

Kraft-Wärme-Kopplung

Speicher in Fahrzeugen









Thermische Speicher







Windpark 10 MW - Szenario

Windpark mit 10 MW Leistung

Distanz zum nächsten Hochspannungsknoten 10 oder 50 km

Vorhandene Anschlussleitung hat 2 MW Kapazität

Frage:

Netzausbau oder

Installation eines Speichers




Windpark 10 MW – Anschluss mit Speicher

Annahmen:10 MW Windpark, 2000 Volllaststunden, 2 MW AnschlussleitungSpeicher für 10 MW und 80 MWh (8 Stunden Volllast) zur Entlastung der Leitung (an windreichen Tagen mit mehr als ca. 10 Volllaststunden kann nicht alle Energie im Speicher aufgenommen werden und geht verloren, was hier nicht mit in Rechnung gestellt wird)

Resultierende Kosten pro kWh (Annahme NaS-Batterie)5.4 – 19.1 €ct/kWh

Keine Regelenergie möglich, da Leitung dauerhaft vollständig ausgelastet ist und daher nur Grundlast liefern kann




Windpark 10 MW – konventioneller Anschluss

Annahmen:

10 MW Windpark, 2000 Volllaststunden, 10 MW Anschlussleitung

Kosten für Anschluss: 50.000 €/km, Schaltfeld im UW 100.000 €, 1.200.000 € Trafotausch, 900.000 € anteiliger Ausbau HS-Netz

8% Kapitalkosten, 40 (20) Jahre Lebensdauer

Resultierende Kosten pro kWh

bei 10 km Netzanbindung: 1,05 €ct/kWh (1,27 €ct/kWh)

bei 50 km Netzanbindung: 1,82 €ct/kWh (2,22 €ct/kWh)

Speicher stellen keine wirtschaftliche Alternative für den Netzausbau da.









Thermische Speicher







Alternativen zu speziellen Speichern im Netz (Auswahl)



Thermische Speicher







Energietransport über große Entfernung in GleichspannungstechnikAlternativen:

FreileitungenKabeltechnik

Bilder: ABB




Netzausbau Höchstspannungsnetz als HVDC für langreichweitigen Transport in Lastzentren

Weitreichender Energietransport in Lastzentren als Alternative zur ZwischenspeicherungAnnahmen:

Hochspannungsgleichstromübertragung (HVDC)FreileitungenLeitung 2 GW370.000 €/km Leitung (Freileitung)75 €/kW für Konverter (2 x notwendig)8% Kapitalzins40 Jahre LebensdauerMittlere Auslastung der Leitung 15%, 25% und 35%

25% Auslastung entspricht etwa dem vollständigen Abtransport der Leistung eines Windparks




Netzausbau Höchstspannungsnetz als HVDC

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

0

1

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0 1000 2000 3000 4000 5000Übertragungsdistanz [km]

Kos

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[€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




Netzausbau Höchstspannungsnetz als HVDC

Kosten für Speicherung (8 Stunden Speicher, täglicher Zyklus) bestenfalls 3 €ct/kWh

Bei Auslastung der Leitung von 15% kann eine Übertragung über knapp 2000 km zu gleichen Kosten wie mit einem Speicher erfolgen, bei 25% Auslastung rund 3800 km

Dabei nicht berücksichtigt sind die folgenden Aspekte, die alle weiter zu Lastender Speichervariante gehen:

Ein Netz ist auch für die mittlere Leistung (ca. 20 bis 25% der Nennleistung des Windparks) notwendig

An windreichen Tagen kann ein Speicher den Strom nicht vollständig aufnehmen und die Windräder müssen abgeregelt werden









Thermische Speicher







Energiespeicher zur Vermeidung der Abschaltung von WKA bei Netzüberlastung Problem:

Bei Überlastung der Netze kann der Netzbetreiber die WKAs abschalten.

Unabhängig von der Frage, wer dafür die Kosten trägt, entsteht dabei ein Schaden in der Höhe der Einspeisevergütung für den Strom oder die in Bezug auf eine 100%ige Abgabe kalkulierten Stromgestehungskosten (je nach Standort on-shore 6 – 9 €ct/kWh)

Frage:

Kann ein Speicher zur Vermeidung dieser Verluste wirtschaftlich betrieben werden? Wirtschaftlich heißt, günstiger als die Kosten für die nicht eingespeisten kWh.




Vermeidung der Abschaltung von 3% der Jahresenergie von WKA bei Netzüberlastung

Annahmen:

2 Abschaltungen pro Monat

Abschaltdauer 5 Stunden

Leistung bei Abschaltung: 50% der Spitzenlast

Spitzenlast 20 GW

Entspricht einer Abschaltung von 60 Volllaststunden / Jahr oder rund 3% der Jahresenergie

Speicher:

10 GW Ladeleistung / 2 GW Entladeleistung

50 GWh Speichergröße

24 Zyklen / Jahr




Vermeidung der Abschaltung von WKA bei Netzüberlastung

Resultierende Kosten bei 3% Abschaltung im Jahr:

Mindestens 40,7 €ct/kWh für elektrische Energie, die über den adiabatischen CAES Speicher geht

Mindestens 58,6 €ct/kWh für elektrische Energie, die über einen Wasserstoffspeicher geht

Problem:

seltene Nutzung

keine Reserveleistung möglich, da Speicher leer stehen muss

wenn Überlastphase länger als 5 Stunden, wird trotzdem abgeregelt

Alternative: Abschalten der Anlagen

Resultierende Kosten entsprechen der Einspeisevergütung für Windstrom (6 – 9 €ct/kWh)




Vermeidung der Abschaltung von 15% der Jahresenergie von WKA bei Netzüberlastung

Annahmen:

1 Abschaltung alle 3 Tage

Abschaltdauer 5 Stunden

Leistung bei Abschaltung: 50% der Spitzenlast

Spitzenlast 20 GW

Entspricht einer Abschaltung von 304 Volllaststunden / Jahr oder rund 15% der Jahresenergie

Speicher:

10 GW Ladeleistung / 2 GW Entladeleistung

50 GWh Speichergröße

121 Zyklen / Jahr





Resultierende Kosten bei 15% Abschaltung im Jahr:

Mindestens 9,0 €ct/kWh für elektrische Energie, die über den adiabatischen CAES Speicher geht

Mindestens 16,2 €ct/kWh für elektrische Energie, die über einen Wasserstoffspeicher geht

Alternative: Abschalten der Anlagen

Resultierende Kosten entsprechen der Einspeisevergütung für Windstrom (6 – 9 €ct/kWh)





Speicher lohnen sich bestenfalls ab einer Abschaltung von 15% der Jahresenergie

De facto liegt der Wert noch deutlich höher:

Berechnungen gehen von einer regelmäßigen und jeweils nur 5 Stunden dauernden Abschaltung aus

Längere Abschaltungen können durch die Speicher nicht mehr aufgenommen werden.







Unterbrechungsfreie Stromversorgung (USV)-Funktionalität von Speichern in kritischen Industrieanwendungen


Thermische Speicher







USV-Funktionalität – Beispiel PapierfabrikAnnahmen:

Jährliche Schadenssumme durch Spannungseinbrüche: 400.000 €/JahrÜberbrückungsdauer bis 1 minLeistung 10 MW, Nutzenergie ~ 167 kWh

Akzeptable Kosten pro installiertem kW-Leistung (Annuität): 40 €/kWKosten verschiedener Speichertechnologien

Lithium-Ionen-Batterien: 32 €/kW (Annuität), davon 10 €/kW für den UmrichterAnnahmen: 2.000 €/kWh Li-Ionen-Batterie, Entladewirkungsgrad 80%, 20% DOD, Lebensdauer aller Komponenten 20 Jahre, Kosten Umrichter: 100 €/kW

SuperCaps: 41 €/kW (Annuität)Annahmen: 15.000 €/kWh Li-Ionen-Batterie, Entladewirkungsgrad 85%, 75% DOD, Lebensdauer aller Komponenten 20 Jahre, Kosten Umrichter: 100 €/kW

Betriebswirtschaftlich sehr interessantSuperCap wird umso interessanter, je kürzer die Überbrückungsdauer









Thermische Speicher










Thermische Speicher







Einsatz von Gaskraftwerken

Betrieb der Anlagen in Zeiten ausgedehnter Flauten bzw. Dunkelperioden

Probleme: hohe Brennstoff- und CO2-Kosten starke Abhängigkeit von Preisentwicklungengeringe Volllaststundenzahlnur positive Regelleistung




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

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

Stro

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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

Vergleich mit Pumpspeicherkraftwerk:3 ct/kWh Speicher + 5 ct/kWh Strom









Thermische Speicher










Thermische Speicher







Speicher im Verteilnetz – 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.




Solarthermische Kraftwerke mit Wärmespeicher

Source:Ciemat, Plata Forma Solar, Dr. Romero




Initiative Desertec

Quelle Bilder & Graphiken: Spiegel Online









Thermische Speicher










Thermische Speicher







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

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

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Recharging after every trip (GER)

Recharging over night (GER)

Recharging over night (USA)




Verbrauchs- und Wirkungsgradbetrachtungen

HybridfahrzeugIm europäischen Fahrzyklus bis zu 20%Einsparung gegenüber konv. Fahrzeug

Plug-in HybridGesamtverbrauch und Effizienz von der Auf-teilung der Antriebsleistung abhängig

ElektrofahrzeugEnergiebedarf ca. 12 – 18 kWhWirkungsgrad „nach Stromerzeugung bis Antriebsenergie im Fahrzeug“: ca. 75%CO2-Ausstoss abhängig vom Kraftwerkspark

Konventionelles FahrzeugVerbrauch real 5 – 7 l/100km Wirkungsgrad 20 - 25% im Zyklusmittel




Topologie von Hybrid- (HEV) und Plug-in Hybridfahrzeugen (PHEV)

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Parallel-Hybrid Serien-Hybrid (inkl. Range-Extender)

Graphik: Dr. Kube, Volkswagen Konzernforschung, 2007




Kennzahlen von Mobilität und Stromversorgung in Deutschland

46 Millionen PKW

Mittlere tägliche Fahrleistung: 37 km / Tag

Mittlere jährliche Fahrleistung: 13.500 km / Jahr

Anteil der Gesamtfahrleistung von PKW (ohne Transportsektor) auf Strecken unter 50 km: ca. 63%

Stromverbrauch in Deutschland etwa 600 TWh

Primärenergiebedarf Verkehrssektor etwa 600 TWh

100% PKW rein elektrisch würden nur rund 100 – 120 TWh benötigen




Verkehrsverteilung über den Tag (San Diego / USA)

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

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Chancen der Doppelnutzung von Infrastruktur für Stromversorgung und Mobilität

Nutzungsdauer< 4 Stunden / Tag

10 kWh=

~5 kW

400 V

10 kV / 20kV

10 kWh=

~5 kW

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~5 kW

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~5 kW

400 V

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400 VPro Fahrzeug:20 h/Tag verfügbar10 kWh Speicher3 kW Leistung3 kW Anschluss ist einphasig an allem normalen

Haussicherung möglich.Für durchschnittlicher Fahrleistung von 37 km/Tag werden 2,5 Stunden pro Tag benötigt, um über einen 3 kW Anschluss nachzuladen.Pro zu fahrendem km werden 3 bis 4 Minuten zur Nachladung benötigt.




Derzeit in Deutschland ca. 46 Mill. Kraftfahrzeuge4 Millionen Fahrzeuge (< 10%) als bidirektionale Plug-in Hybride ergeben

12 GW Anschlussleistung für 3,3 Stundenoder 8 Stunden mit 5 GW Leistung (entspricht in etwa der Leistung der Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland)

Chancen der Doppelnutzung von Infrastruktur

Nutzungsdauer< 4 Stunden / Tag

Pro Fahrzeug:20 h/Tag verfügbar10 kWh Speicher5 kW Leistung

10 kWh10 kWh=

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10 kV / 20kV10 kV / 20kV

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~5 kW

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~5 kW

400 V




Optionen der Fahrzeuge als Regelelemente des Netzes

Unidirektionaler Energiefluss Positive Regelleistung und negative Regelleistung möglich

Positive Regelleistung entsteht beim Stoppen des Ladevorgangs. Aus Sicht der Netzstabilität ist eine Verringerung der Last gleichbedeutend mit einer Erhöhung der Erzeugungskapazität.

Negative Regelleistung entsteht beim Einschalten des Ladevorgangs bei entsprechender Anforderung des Netzes.Vorteile: geringer Aufwand am Ladegerät (reiner Gleichrichter), keine Zusatzbelastung der Batterie durch Teilnahme am Regelmarkt

10 kWh=

~3 kW

400 V

10 kV / 20kV





Bidirektionaler Energiefluss Positive Regelleistung und negative Regelleistung möglich

Positive Regelleistung kann durch Stoppen des Ladevorgangs oderdurch aktive Einspeisung von Energie aus der Batterie in Netz erfolgen. Dadurch kann sich die pos. Regelleistung verdoppelt, bzw. sie kann auch bereit gestellt werden, wenn die Batterie bereits vollgeladen ist.

Negative Regelleistung entsteht beim Einschalten des Ladevorgangs bei entsprechender Anforderung des Netzes.Nachteile: höherer Aufwand für Ladegerät, Zusatzbelastung der Batterie durch zusätzliche Zyklisierung

10 kWh=

~3 kW

400 V

10 kV / 20kV





Fahrzeuge wirken aus Netzsicht als statistisches Ensemble Es ist nicht von Relevanz, ob ein einzelnes Fahrzeug gerade für die Regelleistung bereitsteht oder nicht. Wie beim Verbrauch insgesamt kommt es nur auf das statistische Mittel aller Fahrzeuge an.Es ist nicht notwendig, dass das Netz über den Zustand jeden einzelnen Fahrzeugs bescheid weiß.Es werden Prognosen über die Regelfähigkeit des Fahrzeugparks in gleicher Weise erstellt werden können, wie für die Lasten heutzutage.

10 kWh=

~3 kW

400 V

10 kV / 20kV




Positive und negative Regelleistung bereitstellen– durch gezieltes Ein- und Ausschalten des Ladevorgangs– durch Rückspeisung von Energie in Netz

zusätzlich Systemdienstleistungen erbringen– Bereitstellung von Blindleistung– Phasensymmetrierung– Flickerkompensation– Oberwellenkompensation

Alle Speicheraufgaben im Netz auf der Zeitskala zwischen msec und einem Tag lösen.Ertrag durch Bereitstellung von Regelleistung wird auf 100 bis 300 €/Jahr abgeschätzt. (200 € entsprechen 1000 kWh oder 6666 km elektrische Reichweite)

Was können Elektrofahrzeuge für das Netz tun?




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Anteil der Plug-in Hybride an der Gesamtzahl der Fahrzeuge [%]

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Was Plug-in Hybride für die Stabilisierung des Netzes tun können …

Annahmen: 10 kWh Kapazität und 3 kW Ladeleistung pro Fahrzeug (in Deutschland)




Management und Regelstrategien für V2G-Konzepte

Anforderungen und Ziele von Fahrzeugführer und NetzbetreiberFahrzeugführer

Batterie soll immer vollgeladen sein, wenn das Fahrzeug benötigt wird (auch bei spontaner Nutzung)Die Stromkosten fürs Aufladen sollen minimiert werden.Die Lebensdauer der Batterie soll trotz Zusatzdiensten die Lebens-dauer des Fahrzeugs erreichten.Die Batterie soll an jedem Ort nachladbar sein.Der Fahrzeugführer erwartet eine zentrale Abrechnung, unabhängig davon, wo geladen worden ist.

NetzbetreiberDie Batterien sollen dann aufgeladen werden, wenn aus Sicht des Netzes Überschussleistung oder kostengünstige Leistung zur Verfügung steht.Die zu vergütenden Kosten für die aktive Nutzung des Fahrzeugspeichers sollen so gering wie möglich sein.Die Fahrzeuge sollen nicht zu einer lokalen Überlastung der Netze führen, so dass möglichst ein Ausbau der Verteilnetze vermieden werden kann.




Gestaffeltes Energiemanagementsystem – 3-Ebenen-Modell

1. Ebene: Energiemanagement, das die Interessen des Fahrzeugführers vertritt

2. Ebene: Regelsysteme, das eine Überlastung des lokalen Verteilnetzes vermeidet

3. Ebene: Energiemanagement, das die Interessen des Übertragungsnetzes wahrnimmt (beinhaltet u.a. konventionelle Kraftwerke, Windparks und Strombörse)





3-Ebenen-Modell – 1. Ebene: Energiemanagement, das die Interessen des Fahrzeugführers vertrittManagementsystem weiß, wann die Batterie wieder vollgeladen sein muss, um für die nächste Fahrt bereit zu stehen.

1. Möglichkeit: Selbstlernende Algorithmen erkennen das typische Nutzungsprofil und arbeiten danach

2. Fahrzeugführer teilt dem Fahrzeug beim Verlassen mit, wann die nächste Fahrt ansteht und welche Distanz gefahren werden soll

Managementsystem erhält die Vorhersage der zu erwartenden Strompreise jeweils 24 Stunden im voraus und wird im zur Verfügung stehenden Zeitraum bis zur nächsten Fahrt den Speicher zu geringstmöglichen Kosten aufladenManagementsystem entscheidet bei einem spontanen Regelbedarf desNetzes, ob das Fahrzeug aktiv in die Reglung einsteigt





3-Ebenen-Modell – 2. Ebene: Regelsystem, das eine Überlastung des lokalen Verteilnetzes vermeidetRückspeisung könnte zu einer Erhöhung der Spannungslage im lokalen Verteilnetz und damit zu Störungen führen.Regelsystem des bidirektionalen Umrichters überwacht daher, das nur dann Leistung eingespeist wird, wenn die zulässigen Spannungsgrenzen nicht überschritten werden (auch wenn es eine globale Anforderung nach Leistungsbereitstellung gibt)

System kann auch zur aktiven Stabilisierung des lokalen Verteilnetzes genutzt werden, in dem die lokale Power Quality stetig überwacht wird und im Rahmen der technischen Möglichkeiten die Power Qualityverbessert wird (Spannungshaltung, Blindleistungskompensation, Phasensymmetrierung, Flickerausgleich, …)





3-Ebenen-Modell – 3. Ebene: Energiemanagement, das die Interessen des Übertragungsnetzes wahrnimmt Energiemanagement des Übertragungsnetzes erstellt Leistungsbedarfsprognose und tageszeitabhängige Preisprognose und übermittelt die der 1. Ebene des Managementsystems (Vorausplanung)Ermittelt aktuellen positiven und negativen Regelleistungsbedarf und übermittelt den dezentrale Einheiten den Bedarf1. Ebene des Managementsystems entscheidet dann über die Erfüllung der Nachfrage





Wo machen Speicher betriebswirtschaftlich Sinn?

Anwendung muss im Energiehandel wenigstens einen Zyklus garantieren

Immer wenn durch Spannungseinbrüche hohe Kosten durch Produktionsausfälle auftreten (USV-Funktionalität).

Im Stromhandel, wenn regelmäßig die Differenz zwischen Nachtstrom und Spitzenpreis am Tag wenigstens 3 €ct/kWh beträgt (Speicher adiabatischesCAES oder Pumpspeicher).

Anstelle von Spitzenlastkraftwerken (nicht Mittel- oder Grundlastkraftwerke)

Ggf. im Reserveleistungsmarkt (bislang keine Beispiele gerechnet, hier wären Daten zur Vergütung und Anforderung an Primär-, Sekundär- und Minutenreserve noch wünschenswert).

Netzausbau ist in vielen Fällen eine sehr günstige Option (relativ zu Speichern)




Kurzfristszenario (10 Jahre) für Speicher im Stromnetz(Betriebsbereich einzelner Speichereinheiten)

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

III

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VII

II

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installierte Speicherkapazität

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1 kW 100 kW 10 MW10 W

1 GW

100 GW

Mittelfristszenario (25 Jahre) für Speicher im Stromnetz(Summe der jeweiligen Speicher, abgeschriebene bestehende Speichersysteme zusätzlich, aber nicht dargestellt)

installierte Speicherkapazität

typi

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Ent

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rinstallierte 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

Wasserstoff

Date post:	22-Aug-2019
Category:	Documents
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14. Fachkongress Zukunftsenergien Forum E: Photovoltaik ... · zElektrolyt und Separator ......

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