Modul Solarthermie & Photovoltaik - moodle.zhaw.ch · Power – CSP) an Standorten mit einer...

Zürcher Fachhochschule

Modul Solarthermie & Photovoltaik

Wege zur Netzparität Umweltbelastung

Recycling Integration ins Stromnetz

Speicherlösungen

24.9.2012

Richard Frei

Senior Analyst ZKB

[email protected]


•  Auf dem Weg zur Netzparität

•  LCOE

•  Einsparungspotenzial über die Wertschöpfungskette

•  Ökologische Aspekte

•  Ökobilanz Übersicht

•  CO2-Reduktionspotenzial

•  Strom-Rückgewinnungszeit

•  Recycling

•  PV-Cycle

•  weitere Initiativen

•  Netzintegration

•  Einspeiseschwankungen

•  Smart Grid

•  Speicher

•  Übersicht möglicher Spiecherlösungen

•  Zusammenfassung & Fazit

2


Lernziele

•  Sie verstehen die verschiedenen Aspekte der Netzparität.

•  Sie können mit dem Ansatz der LCOE argumentieren.

•  Sie sind in der Lage ökologische Betrachtungsweisen (Ökobilanz, Footprint, EPBT) in Bezug auf den PV-Lebenszyklus im Überblick zu diskutieren.

•  Sie kennen den PV-Recycling-Prozess und können das Ausmass der (zukünftigen) Recycling-Aktivitäten abschätzen.

•  Sie wissen Bescheid über die verschiedenen zu lösenden Fragen bei der Netzintegration von PV.

•  Sie verstehen die grundlegenden benötigten Änderungen in der Stromnetzarchitektur.

•  Sie können die verschiedenen Speichermöglichkeiten nach unterschiedlichen Kriterien einordnen und beurteilen.


Auf dem Weg zur Netzparität

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Netzparität - Levelized Cost of Energy/Electricity

Mittels der LCOE-Betrachtung können Energiekosten verschiedener Energiequellen vergleichbar gemacht werden. 5


Netzparität - Levelized Cost of Energy/Electricity

Aufgeschlüsselt für PV-Systeme

Die Betrachtung ist ganzheitlich, so werden beispielsweise nicht nur die Investitionskosten, sondern auch die Finanzierung oder die Abschreibungen miteinbezogen.

6


Netzparität - LCOE: Investitionskosten

Die Investitionskosten setzten sich aus den direkten Projektkosten plus den Finanzierungskosten zusammen. Die wichtigsten Treiber der Kapitalkosten sind:

•  umgebungsbezogene Kosten, welche mit der zunehmenden Grösse des Systems wachsen.

•  Kosten zur Anbindung ans Stromnetz, die mit zunehmendem Peak Power wachsen (Wechselrichter, Transformatoren, Switchgear usw.).

•  projektabhängige Kosten, welche Overhead-, Sales- und Marketingkosten, aber auch die Kosten für das Design der Anlage umfassen.

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Netzparität - LCOE: Abschreibungen, laufende Kosten, Restwert

Die gesetzlich vorgeschriebene Abschreibungsdauer beeinflusst die LCOE massgeblich. Denn je schneller eine Anlage abgeschrieben werden kann, desto schneller tritt der Amortisationseffekt auf.

Die jährlichen Betriebskosten umfassen Aufwendungen wie Wartung der Wechselrichter, Reinigung der Module, Versicherungen, Pachtaufwendungen, Reparaturarbeiten, Verwaltungs- und Unterhaltskosten (Personal) etc.

Abhängig von der geplanten Finanzierungsdauer der Anlage kann der Restwert beträchtlich sein. 8


Netzparität - LCOE: Energieproduktion

Die Berechnung des jährlichen Outputs einer Anlage ist abhängig von:

•  der Sonneneinstrahlung

•  der Anlageausrichtung (flat, fixed tilt, tracking etc.)

•  dem Abstand der Module (ground coverage ratio)

•  dem Wirkungsgrad

•  Systemverlusten (Kabel, Wechselrichter etc.)

•  Systemverfügbarkeit (Defekte Module, Wechselrichter etc.)

Dazu wird die Abnahme des Outputs durch die Degradierung miteinbezogen. Auch nicht vergessen werden darf die Finanzierung der Anlage, welche den Restwert stark beeinflussen kann.

9


Netzparität - LCOE: Sensitivitäten

Die Wahl der Inputparameter wie Systemlebenszeit kann die LCOE massgeblich beeinflussen.

Quelle: Sunpower

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Netzparität - LCOE: Sensitivitäten Beispiel

Quelle: ISE

11


3

Aktuelle Stromgestehungskosten Mai 2012

Die aktuellen Stromgestehungskosten von Neuanlagen der

betrachteten erneuerbaren Energien sind im Vergleich zu kon-

ventioneller, fossiler Stromerzeugung im ersten Halbjahr 2012

in Abbildung 1 dargestellt. Bei allen Technologien sind die

projektspezifischen Standortbedingungen entscheidend

für die Höhe der Stromgestehungskosten.

An Standorten mit einer solaren Einstrahlung von 1300 kWh/

m²/Jahr (typische Einstrahlung auf eine optimal ausgerichtete

PV-Anlage in Süddeutschland) belaufen sich die Stromgeste-

hungskosten von PV-Kleinanlagen auf 0,14 bis 0,16 Euro/kWh

und von PV-Freiflächenanlagen auf 0,13 bis 0,14 Euro/kWh.

Abhängig von Struktur und Größe sowie dem Standort der

Anlage erreichen die Stromgestehungskosten von PV-Anlagen

0,10 Euro/kWh für PV-Freiflächenanlagen bei einer Einstrah-

lung von 2000 kWh/m²/Jahr. PV-Stromgestehungskosten

liegen damit nicht nur in Regionen mit sehr hoher Ein-

strahlung, sondern auch in Deutschland unterhalb des

Endkundenstrompreises (0,253 Euro/kWh, BMWi 2012).

Die Wettbewerbsfähigkeit von Windenergieanlagen

(WEA) gegenüber konventionellen Kraftwerken ist an

guten Windstandorten erreicht. Die Stromgestehungskos-

ten von Onshore-WEA liegen heute zwischen 0,06 und

0,08 Euro/kWh und damit im Bereich der konventionellen

Kraftwerke (Steinkohle, Braunkohle, Kernkraft).

Offshore-WEA verzeichnen trotz höherer Volllaststun-

den von jährlich 3200 bis zu 4000 Stunden mit knapp

0,11 bis 0,16 Euro/kWh höhere Stromgestehungskosten

als Onshore-Anlagen. Ursachen sind die teurere Installa-

tion sowie höhere Betriebs- und Finanzierungskosten der

Offshore-Anlagen.

Solarthermische Kraftwerke (Concentrating Solar

Power – CSP) an Standorten mit einer jährlichen Direkt-

einstrahlung (DNI) von 2000 kWh/m² weisen Stromge-

stehungskosten von 0,18 bis 0,24 Euro/kWh auf. Auf-

grund der starken Kostensenkung bei PV-Anlagen innerhalb

der letzten Jahre zeigen diese am gleichen Standort einen

Kostenvorteil gegenüber CSP-Kraftwerken auf.

Der Vorteil der Speicherbarkeit von Energie und der regel-

baren Stromproduktion von solarthermischen Kraftwerken

ist dabei nicht berücksichtigt. Die Vorteile von einer höheren

Volllaststundenzahl von Windkraftanlagen, insbesondere von

Offshore-Anlagen, werden ebenfalls in den Stromgestehungs-

kosten nicht abgebildet. Speicherbarkeit und Volllaststun-

den spielen jedoch für die langfristige Energiesystem-

entwicklung eine wichtige Rolle.

Abbildung 1: Stromgestehungskosten für PV, CSP und Wind an Standorten in Deutschland und Spanien.

Der Wert unter der Technologie bezieht sich auf die solare Einstrahlung in kWh/m²/Jahr (optimaler Neigungswin-

kel für PV berücksichtigt, DNI für CSP), bei Windkraft auf die Volllaststundenanzahl pro Jahr.

Netzparität - LCOE: Sensitivitäten Anlagebeschaffenheit, Umweltbedingungen

Je nach Umweltbedingungen und Anlagenbeschaffenheit fallen die Stromerzeugungspreise deutlich tiefer aus.

Quelle: ISE


Netzparität - LCOE: Sensitivitäten PV, Einstrahlung

Unter idealen Umweltbedingungen ist PV zumindest zu Peakzeiten in einigen Märkten schon (fast) kompetitiv.

Quelle: EPIA

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Netzparität - LCOE: sinkende Systempreise

Die PV-Systempreise in Europa könnten bis 2020 zwischen 36% und 51% sinken. Nebst einer effizienteren Produktion stehen v.a. die BoS-Kosten im Zentrum der Kostenreduktion.

Quellen: IEA, EuPD, ASIF, EPIA

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Netzparität - LCOE: Vergleich der Stromgestehungspreise

Quelle: ISE 15

18

Prognose der Stromgestehungskosten bis 2020 und 2030

Für jede der betrachteten Technologien PV, CSP und WEA kön-

nen Kostenprognosen anhand von historisch beobachteten

Lernkurven beschrieben werden, deren zeitlicher Fortschritt

auf den unterschiedlichen Marktprognosen für den Zeitraum

bis 2020 und 2030 aufbaut. Für die Photovoltaik- und Wind-

technologie konnte in den vergangenen 20 Jahren jeweils eine

sehr konstante Lernrate bzw. Progress Ratio (PR = 1 - Lernrate)

beschrieben werden (siehe Bhandari, 2009). Die Investitionen

pro Watt von PV-Modulen sanken einer PR von 80% folgend.

Bhandari und Stadler schlagen eine Absenkung der PR für PV-

Anlagen ab dem Jahr 2015 auf 85% vor.

Im Vergleich dazu folgten die Kosten für WEA in den letzten

Jahren einer PR von 97%, früher waren dies 87 - 92% (ISET,

2009). Für Offshore-WEA konnte aufgrund eines geringen

Marktvolumens bisher keine belastbare PR ermittelt werden.

Da die aktuellen Offshore-Projekte einerseits auf die entwickel-

te Onshore-Technologie zurückgreifen muss und anderseits

noch Offshore spezifische Entwicklungen zu erwarten sind,

setzt diese Studie eine PR von 95% für Offshore-WEA an.

Aktuelle Untersuchungen des DLR unterscheiden bei CSP-

Kraftwerken zwischen den einzelnen Komponenten (Solarfeld,

thermischer Speicher, Powerblock) mit PRs zwischen 88%

und 98% (Viebahn 2008, Trieb 2009). Die hier verwendete

gemittelte PR von 92,5% bezieht sich auf das Gesamtkraft-

werk. Die Sarasin-Studie von 2009 verwendet eine höhere

PR für die Jahre ab 2015 (92% bzw. 96%), wohingegen die

Greenpeace-Studie von einer PR mit 90% ausgeht. Diese un-

terschiedlichen PRs werden im Folgenden auf die variierenden

Marktprognosen angewendet. Tabelle 5 (im Anhang) zeigt die

für die Modellierung der zukünftigen Stromgestehungskosten

verwendeten PRs für die einzelnen Technologien.

Die Modellierung der Stromgestehungskosten zeigt eine

unterschiedliche Entwicklungsdynamik für die einzelnen Tech-

nologien abhängig von den oben diskutierten Parametern,

Finanzierungsbedingungen (WACC), Marktreife und -entwick-

lung der Technologien (PR), aktuellem Investitionsvolumen

(Euro/kW) und Standortbedingungen (Abbildung 16). Heute

neu installierte PV-Anlagen in Deutschland können Strom für

0,18 Euro/kWh erzeugen. Bei einer jährlichen Einstrahlung

von 1100 kWh/m²/Jahr fallen die Kosten selbst für kleinere

Aufdachanlagen in 2015 unter die Marke von 0,15 Euro/kWh.

Größere Freiflächenanlagen erzeugen bei einer jährlichen

Einstrahlung von 1300 kWh/m²/Jahr ihren Strom schon für

weniger als 0,11 Euro/kWh. Ab 2020 sinken die Stromgeste-

hungskosten für diese beiden Anlagentypen unter den Wert

von 0,13 bzw. 0,10 Euro/kWh.

Bereits ab 2022 erzeugen größere PV-Freiflächenanlagen in

Süddeutschland Strom günstiger als der konventionelle Strom-

mix, dessen Kosten aus der BMU-Leitstudie 2011 übernom-

men werden.

Onshore-WEA sind die günstigste Form der erneuerbaren

Stromerzeugung mit Erzeugungskosten in Deutschland von

aktuell weniger als 0,08 Euro/kWh bei 2000 Volllaststunden

pro Jahr. Sie werden im betrachteten Zeitraum am günstigsten

bleiben, auch wenn die Stromerzeugungskosten nur langsam

auf knapp 0,07 Euro/kWh in 2030 sinken. Jedoch ist bereits

2016 von diesen Onshore-WEA Strom günstiger zu beziehen

als aus dem konventionellen Strommix. Bei Offshore-WEA

dagegen sind bei einer niedrigeren Progress Ratio von 95%

etwas größere Kostenreduktionspotentiale vorhanden, um

die Wettbewerbsfähigkeit zum konventionellen Strommix zu

erreichen. Die erwartete Reduktion der Stromgestehungskos-

ten von 0,14 Euro/kWh auf gut 0,11 Euro/kWh in 2030 wird

durch das EEG mit einer jährlichen Einspeisereduktion von

nur 5% ab 2015 unterstrichen. Da bei der PV die Lernrate

deutlich größer ist als bei WEA, werden ab 2025 auch kleine

PV-Aufdachanlagen in Norddeutschland geringere Stromge-

stehungskosten haben als Offshore-WEA. Bei Onshore-WEA

hingegen wird mit den beschriebenen Lernkurven weiterhin

die niedrigsten Stromgestehungskosten mit 0,069 Euro/kWh

im Jahr 2030 möglich sein.

Abbildung 16: Prognose für die Entwicklung der Stromgestehungs-

kosten für erneuerbare Energien des konventionellen Strommix in

Deutschland bis 2030.

An Standorten mit sehr guten Einstrahlungsbedingungen

(ca. 2000 kWh/m²/Jahr) kann die PV im Jahr 2025, bei ei-

nem Marktwachstum auf 1400 GW kumulierter installierter

Leistung, ähnliche Stromgestehungskosten erreichen wie On-

shore-WEA, wie in Abbildung 17 für Spanien dargestellt ist.



•  LCOE






•  Recycling

•  PV-Cycle




•  Smart Grid

•  Speicher



16


Ökologische Aspekte PV: vereinfachte Wertschöpfungskette zur Erstellung einer Umweltbilanz

Quelle: ISE

17


Ökologische Aspekte PV: Umweltbilanz Übersicht

Quelle: ESU-Services

Je nach Kriterium schneiden die verschiedenen Wertschöpfungsprozesse unterschiedlich ab. 18

Zürcher Fachhochschule 19

Ökologische Aspekte PV: Treibhausgasemmisionen

Quelle: V. Fthenakis u.a., First Solar

Die kristallinen Technologien schneiden v.a. wegen dem höheren Energieaufwand schlechter ab.


Ökologische Aspekte PV: Treibhausgasemmisionen 2

Quelle: EPIA

Die Hälfte bis Dreiviertel der Treibhausgasemissionen eines kristallinen PV-Systems stammen aus dem Modul .

20




In der Gesamtbetrachtung über die Lebensdauer lässt sich mit PV-Energie Treibhausgas einsparen!

21



Quelle: EPIA

Im Vergleich zu herkömmlichen, fossilen Energiequellen emittiert PV eine Bruchteil von CO2.


Ökologische Aspekte PV: Energierücklaufzeit

Die neusten kristallinen Solarmodule weisen an idealen Standorten Energierücklaufzeiten von einem Jahr oder weniger auf.



Ökologische Aspekte PV: Energierücklaufzeit

Siliziumproduktion und Wafering machen mindestens die Hälfte der Energierückgewinnungszeit aus.

Quelle: Karlsruher Institut für Technologie

24



•  LCOE






•  Recycling

•  PV-Cycle




•  Smart Grid

•  Speicher



25


Umweltverträglichkeit von PV

Phasen des Produktlebenszyklussees:

•  Produktdesign

•  Materialbeschaffung

•  Produktion

•  Produktgebrauch

•  Lebensende des Produkts (end of life)

Um PV umweltverträglicher zu machen ist nicht nur das Recycling von

ausgedienten Modulen von Wichtigkeit.

26


Umweltverträglichkeit in der Produktion

27


Stoffanteile in verschiedenen PV-Modulen

28

Quelle: BINE


Quelle: PV-Cycle EPIA 2007

Umweltverträglichkeit von PV - exponentiell steigende Abfallmenge ausrangierter Module

Entsprechend des starken Wachstums steigen die Abfallmengen ab 2020 stark an.

29


Quelle: PV-Cycle

PV-Cycle Kreislauf

Von der PV-Industrie 2007 gegründete Nonprofit-Organisation mit dem Ziel

das Recycling von Altmodulen zu fördern.

•  196 Vollmitglieder

•  26 Associates

•  23 Kandidaten

•  > 85% des EU-PV-Marktes abgedeckt

•  166 Sammel-standorte in der EU

30


Quelle: PV-Cycle

PV-Cycle Netzwerk

31


Quelle: PV-Cycle

PV-Cycle - erste Ergebnisse

32

t Wiedergewinnung


Weitere Initiativen

Restriction of the Use of Certain Hazardous Substances in Electrical Equipment

Erste Hersteller wie Sharp erfüllen die RoHS-Anforderungen freiwillig.

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•  LCOE






•  Recycling

•  PV-Cycle




•  Smart Grid

•  Speicher



34

Zürcher Fachhochschule Quelle: Bundesnetzagentur 2011

Stromversorgung in Deutschland nach der AKW-Teilanschaltung

35


Integration von PV ins Stromnetz - Einführung

Erneuerbare Energien wachsen kontinuierlich. Abgesehen von Gas (v.a. 2010) stammt der Zuwachs von Kapazität v.a. von erneuerbaren Energiequellen. 2009 Anteil erneuerbare von 63% an der neuen Kapazität, im 2010 von 41%.

Quelle: EWEA

MW

Kapazitätszubau in Europa

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Integration von PV ins Stromnetz - Load

Probleme:

•  unregelmässiger Load

•  nicht exakt planbarer Load

•  Nachfrage nicht deckungsgleich wie Angebot

•  sehr abhängig von meteorologischen und geografischen Gegebenheiten

Quelle: SMA

Erneuerbare Energien sind in Bezug auf die heute bestehende Strominfrastruktur schlecht skalierbar. 37


Integration von PV ins Stromnetz – Load II

Quellen: EEX, ISE

Quelle: Sunrise

Aber:

•  Zu Peak-Zeiten können erneuerbare Energien einen grossen Beitrag leisten.

•  Zu Peak-Zeiten sind erneuerbare Energien flexibler einsetzbar als andere konventionelle Energiequellen.

38

© Fraunhofer ISE

Stromproduktion: Woche 36, 03. bis 09. September 2012

Grafik: B. Burger, Fraunhofer ISE; Daten: Leipziger Strombörse EEX

Mo03.09.

Di04.09.

Mi05.09.

Do06.09.

Fr07.09.

Sa08.09.

So09.09.

60.000

MW

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

-5.000

-10.000

Anzeigewoche: KW 36; 2012

Tatsächliche Produktion

Legende: WindImport SolarExport Konventionell > 100 MW


25.5.2012 – Rekordtag der Solarleistung

© Fraunhofer ISE

Stromproduktion: Freitag, den 25.05.2012Tag mit der höchsten Solarleistung

� Solar: max. 22,4 GW um 12:45 (+2:00); 189 GWh

� Wind: max. 7,0 GW; 108 GWh

� Konventionell: max. 44,1 GW; 892 GWhGrafik und Daten: Leipziger Strombörse EEX, http://www.transparency.eex.com/de/

Legende: Konventionell

Tatsächliche Produktion Geplante Produktion

Wind Solar

00 02 04 06 08 10 12 14 16 18 20 22

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

h

MWAnzeigetag: 25.05.2012

00 02 04 06 08 10 12 14 16 18 20 22

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

h

MWAnzeigetag: 25.05.2012

•  Solar 22.4 GW vs. konventionelle Elektrizitätsquellen 44.1 GW

•  Solar 189 GWh, konventionelle Elektrizitätsquellen 892 GWh

Quellen: EEX, ISE


Quelle: EEX

Folge der schlechten Skalierbarkeit von erneuerbaren Energien

40


Integration von PV ins Stromnetz – Peakshaving

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Notwendigkeit der zuverlässigen Stromversorgung

Aus ökonomischer Sicht ist eine zuverlässige Stromversorgung unverzichtbar.

Quelle: Galvin Electricity Initative 2008

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Lösungen zum Ausgleich der schwankenden PV-Stromproduktion - Kombikraftwerk

Das Kombikraftwerk besteht aus verschiedenen Kraftwerksteilen (Wasser, PV, Wind, ...), welche ergänzend eingesetzt werden können. Nötig ist dazu eine intelligente Steuerung

(Software), unterstützt durch Prognosemodelle (Wind, Sonne, Nachfrage) sowie Intelligenz im Stromnetz.

Quelle: ISET

43


Beispiel eines softwarebasierten Steuerungs-interfaces eines Kombikraftwerks

Quelle: Agentur für erneuerbare Energien

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Herausforderungen im Stromnetz

Quelle: ABB

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Technologie ist verfügbar - hohe Investitionskosten

•  Mittels Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HVDC) können dezentrale Produzenten (Bsp. Offshore Wind) ohne grosse Übertragungsverluste ins Netz eingebunden werden.

•  In Europa werden gemäss Schätzungen bis 2030 rund 40‘000 neue Leitungskilometer benötigt. Diese umfassen ein Investitionsvolumen von etwa EUR 750 Mrd.

•  Dazu fehlt es an Regelleistung. Momentan stehen beispielsweise in Deutschland rund 7 GW zur Verfügung. Mit einer installierten Kapazität 2030 von alleine 25 GW Windenergie, besteht diesbezüglich grosser Handlungsbedarf, was wiederum Investitionen erfordert.

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Umbau der Stromnetzarchitektur wird notwendig

Quelle: ABB

Erneuerbare Energien treiben die Dezentralisierung der Architektur von Stromnetzen voran.

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Komponenten eines Smartgrids - Energiemanagementsysteme

Bestandteile:

•  PoMS: Power Flow & Quality Management Systeme

•  PCU: PoMS Central Unit

•  PIB: PoMS Interface Box

Fragen:

•  Verbreitung

•  Ownership

•  Datenschutz

•  .... Quelle: Frauenhofer Institut/ISE

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Smart Meetering als ein Schlüsselelement im Smart Grid

•  Anreiz zur Lastverschiebung schaffen, z.B. über variable Stromtarife und offene Elektrizitätsbörsen

•  Verbrauchersensibilisierung

•  Erfordernis: Feedbacksystem

--> intelligente Zähler

Quelle: Frauenhofer Institut/ISE, EWE

49


Zukunft „Super Smart Grid“?

50

Quelle:Sterner Uni Kassel



•  LCOE






•  Recycling

•  PV-Cycle




•  Smart Grid

•  Speicher



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Integration von PV ins Stromnetz – Back up & Speicher

Muss die gesamte Kapazität von erneuerbaren Energien mit einem Back Up versehen

werden, um Versorgungssicherheit zu gewähren?

Mögliche Lösungsansätze:

•  Speicher

–  Batterien (Ni-Cd, Ni-MH, Li-Ion, ...)

–  Wasserspeicher (CH)

–  Wasserstoff

–  Schwungräder

–  Gaskavernen

–  Hydrokarbonisierung

–  ......

Quelle: Rolls, Saft, Hydrogenics 52


Kapazität Elektrizitätsspeicher

Pumpspeicherkraftwerke sind weltweit das dominante Speichermedium.

53

Quelle: Rolls, EPRI, Fraunhofer Institut


Beispiel Deutschland: Benötigte Speicherkapazität in Zukunft

Die zukünftige Stromnetzausgestaltung ist in Zukunft entscheidend in Bezug auf die benötigten Speicherkapazitäten.

54

Quelle: Fraunhofer Institut IWES


Übersicht Speicherlösungen

55

Quelle: EPRI


LCOE der verschiedenen Speicherlösungen für erneuerbare Energien

56

Quelle: EPRI


Kosten der Speicherlösungen

57 Quelle: EPRI


Quelle: EPRI

Kosten der Speicherlösungen 2


Quelle: EPRI

Kosten der Speicherlösungen 3


Batterie als Lösung bei Kleinanlagen

Batterien sind gut geeignet um den Eigenkonsum zu erhöhen und für das Peakshaving. Aber ..

60

Quelle: SMA


Batterie als Lösung bei Kleinanlagen

... die Preise für hochwertige Lösungen (Li-basiert) sind noch viel zu hoch.

61

Quelle: SMA


„Strom zu Gas (Power to Gas)“

CO + 3H2 --> CH4 + H2O

•  exotherme Reaktion

•  300°C bis 700 °C Reaktionstemperatur benötigt

•  Beschleunigung der Reaktion durch Nickelkatalysatoren

(Promotoren und Stabilisatoren wie Aluminiumoxid und Zirkoniumdioxid)

Zukünftige Lösung Methanisierung (Sabatier-Prozess)?

Ideal bei dieser Lösung ist das Vorhandensein der Speicher- und Verteilungsinfrastruktur.


Wirkungsgrad Methanisierung

Unter Nutzung der Prozessabwärme erzielt die Methanisierung erzielt Strom zu Gas annähernd Wirkungsgrade von Pumpspeicherkraftwerken.

63

Quelle: Fraunhofer Institut IWES

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