Technologien zur Energiespeicherung im Stromnetz
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- Agnes Rothbauer
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1 Timothy Patey, ABB Schweiz, Forschungszentrum 14. Mai 2013 Technologien zur Energiespeicherung im Stromnetz Mai 15, 2013 Slide 1
2 Die nächsten 30 Minuten Überblick über die Anwendungen weshalb Energiespeicherung? Technologien wie kann man Energie speichern? Pumpspeicher Batterien Adiabatischer Druckluftspeicher Energiemanagement beim Endverbraucher Schlussfolgerungen Mai 15, 2013 Slide 2
3 Herausforderungen moderner Stromnetze Was kann Technologie beitragen? Treiber / Trend Zu lösende Probleme Technologien Weit entfernte Erzeugung Dezentrale Erzeugung Volatilität der Erzeugung Energietransport; Netzkapazität; Bi-direktionales Verteilnetz Energiespeicher Hochspannungs- Gleichstromübertragung (HGÜ); >2 GW Übertragung; FACTS; Steuerung und Schutz für Verteilnetze Elektrisch: Pumpspeicher, Batterien; Thermo-elektrische Speicher; E-Autos (?) Volatilität der Erzeugung Wachsender Energiebedarf Flexibles Lastmanagement Energieeffizienz Smart Grid (active demand); Flexibilisierung der Produktion Netzeffizienz; Industrielle Energieeffizienz; GW Giga Watt, FACTS flexible alternating current transmission system
4 Anwendungen von Energiespeichersystemen () Zentrale Produktion Speicherung grosser Energiemengen Lastausgleich Auf Produktionsseite 100 MW, 4h Unterstation/Einspeiser Netzunterstützung Reserve Bei Leitungsausfall MW, h 220 kv Hochspannungsleitung Last 20 kv 220 kv Verteilte Produktion Integration erneuerbarer Energien MW, 10h Lastausgleich Zur Verzögerung der Leitungs-Investitionen 1-10 MW, 6h Schwerindustrie 20 kv 110 kv 110 kv 20 kv Netzwerkring Frequenzregulierung 1-50 MW, h Begrenzung der Spitzenlast MW, 1h Energiemanagement beim Endverbraucher Mai 15, 2013 Slide 4
5 Technologien zur Energiespeicherung Mechanisch Thermodynamisch Elektrochemisch Elektromagnetisch Gravitation Pumpspeicher Kinetisch Schwungrad Wärme Thermoelektrisch Druck Druckluft (CAES) Batterien Bleisäure Ni-Cd NaS Lithium Metall- Luft Durchfluss Zellen Vanadium ZnBr Wasserstoff Elektrolyseur & Brennstoffzelle Power zu Gas Elektrisch Kondensator Supercaps Magnetisch Supraleitung (SMES) Druck Wärme Mai 15, 2013 Slide 5 Adiabatischer CAES
6 Anwendungen von Energiespeichersystemen Zentrale Produktion Speicherung grosser Energiemengen Lastausgleich Auf Produktionsseite 100 MW, 4h Unterstation/Einspeiser Netzunterstützung Reserve Bei Leitungsausfall MW, h 220 kv Hochspannungsleitung Last 20 kv 220 kv Verteilte Produktion Integration erneuerbarer Energien MW, 10h Lastausgleich Zur Verzögerung der Leitungs-Investitionen 1-10 MW, 6h Schwerindustrie 20 kv 110 kv 110 kv 20 kv Netzwerkring Frequenzregulierung 1-50 MW, h Begrenzung der Spitzenlast MW, 1h Energiemanagement beim Endverbraucher Mai 15, 2013 Slide 6
7 Energiespeicherung im Stromnetz (2012) Pumpspeicher MW Über 99% der gesamten Speicherkapazität Druckluftspeicher, 440 MW Natrium-Schwefelbatterien, 316 MW Lithium-Ionenbatterien, 88 MW Bleisäurebatterien, 50 MW Schwungräder, 25 MW Redox Durchflussbatterien, 5 MW Mai 15, 2013 Slide 7 Quelle: Fraunhofer Institut, EPRI,, Pr. Nat. Sci. 19 (Chen et.al), ABB
8 Pumpspeicher: Die dominierende Technologie Speicherung der Gravitationsenergie Etablierte und effiziente Technologie Häufigste Anwendung (2012): Lastmanagement auf Produktionsseite In Konkurrenz mit Gaskraftwerken Unteres Reservoir Oberes Reservoir Elektromechanische Maschinen 1060 MW, 8 h PHS Goldisthal (D) Eigenschaften der Pumpspeicher Wirkungsgrad 80% Dauer der Einspeisung Leistung Kapitalkosten (500 MW Anlage) Grösster Nachteil Stunden (bis Tage) 10 MW bis 1 GW $/kw (Erweiterung $/ kw) Geografisch limitiert Mai 15, 2013 Slide 8
9 Anwendungen von Energiespeichersystemen Zentrale Produktion Speicherung grosser Energiemengen Lastausgleich Auf Produktionsseite 100 MW, 4h Unterstation/Einspeiser Netzunterstützung Reserve Bei Leitungsausfall MW, h 220 kv Hochspannungsleitung Last 20 kv 220 kv Verteilte Produktion Integration erneuerbarer Energien MW, 10h Lastausgleich Zur Verzögerung der Leitungs-Investitionen 1-10 MW, 6h Schwerindustrie 20 kv 110 kv 110 kv 20 kv Netzwerkring Frequenzregulierung 1-50 MW, h Begrenzung der Spitzenlast MW, 1h Energiemanagement beim Endverbraucher Mai 15, 2013 Slide 9
10 Batterien für verteilte Energiespeicherung Speicherung in Form von chemischer Energie, viele verschiedene Batterietypen Hohe Energie- und Leistungsdichte Schnelle Reaktions- und Umschaltfähigkeit (zwischen Laden und Entladen) Trend: Kontainer-Lösungen Typische Batteriespeicher-Eigenschaften Wirkungsgrad >80% Dauer der Einspeisung Leistung Kapitalkosten (500 MW Anlage) Grösster Nachteil 1-10 Stunden 1-50 MW 2500 $/kw Lineare Skalierung (keine economy of size ) 34 MW, 245 MWh Natrium-Schwefel (NaS) Installation für 51 MW Windfarm (Japan) Mai 15, 2013 Slide 10
11 Topologie von Batteriespeichersystemen (B) Batterie + - U Umrichter DC AC U PCS Transformator AC Netz U AC Mai 15, 2013 Slide 11
12 Integration von Erneuerbaren: Sicherung der Kapazität Futamata 51 MW Windanlage mit 34 MW Natrium-Schwefel-Batterien, am Netz seit 2008, Japan Wind Development Co. Mai 15, 2013 Slide 12
13 Zukünftige Alternative für die Integration von Erneuerbaren: Adiabatischer Druckluftspeicher Gleichzeitige Speicherung von Druck (komprimierte Luft) und Wärme Vorteil: Keine Verbrennung von Erdgas (im Gegensatz zu bisherigen Druckluft-Speicher) Umweltfreundlich Adiabatischer Druckluftspeicher - Eigenschaften Wirkungsgrad Ziel: 70% Dauer der Einspeisung Leistung Kapitalkosten (500 MW Anlage) Grösster Nachteil Tage MW Ziel: 1500 $/kw Geografisch gebunden ADELE Projekt: 90 MW, 4h Demonstrator in Strassfurt (D) mit RWE, GE, Züblin und DLR Quelle: Mai 15, 2013 Slide 13
14 Anwendungen von Energiespeichersystemen Zentrale Produktion Speicherung grosser Energiemengen Lastausgleich Auf Produktionsseite 100 MW, 4h Unterstation/Einspeiser Netzunterstützung Reserve Bei Leitungsausfall MW, h 220 kv Hochspannungsleitung Last 20 kv 220 kv Verteilte Produktion Integration erneuerbarer Energien MW, 10h Lastausgleich Zur Verzögerung der Leitungs-Investitionen 1-10 MW, 6h Schwerindustrie 20 kv 110 kv 110 kv 20 kv Netzwerkring Frequenzregulierung 1-50 MW, h Begrenzung der Spitzenlast MW, 1h Energiemanagement beim Endverbraucher Mai 15, 2013 Slide 14
15 Frequenzregulierung Das Gleichgewicht zwischen Stromverbrauch und Erzeugung muss immer gewährleistet sein. Dies wird erreicht durch Reserveleistung, mit welcher auf Änderungen in der Netzfrequenz reagiert werden kann. Mai 15, 2013 Slide 15
16 Li-ion Batterie Energiespeichersystem Li-ion Batterie für Frequenzregulierung (und weitere Anwendungen) Los Andes Unterstation in Chile, Grösse: 12 MW / 4 MWh, AC zu AC Wirkungsgrad 80% Lieferant: A123, Bau: 2009 Mai 15, 2013 Slide 16
17 Li-ion Batterie Energiespeichersystem 1 MW (15 min) Pilotprojekt, Netzbetreiber: EKZ, Schweiz, Sonntags-Zeitung, 18. März 2012 Mai 15, 2013 Slide 17
18 Anwendungen von Energiespeichersystemen Zentrale Produktion Speicherung grosser Energiemengen Lastausgleich Auf Produktionsseite 100 MW, 4h Unterstation/Einspeiser Netzunterstützung Reserve Bei Leitungsausfall MW, h 220 kv Hochspannungsleitung Last 20 kv 220 kv Verteilte Produktion Integration erneuerbarer Energien MW, 10h Lastausgleich Zur Verzögerung der Leitungs-Investitionen 1-10 MW, 6h Schwerindustrie 20 kv 110 kv 110 kv 20 kv Netzwerkring Frequenzregulierung 1-50 MW, h Begrenzung der Spitzenlast MW, 1h Energiemanagement beim Endverbraucher Mai 15, 2013 Slide 18
19 Eigenverbrauch mit PV und Batteriesystem Konzept 1. Während des «Off-Peaks» wird überschüssige Elektrizität in Batterien gespeichert. à Batterie wird geladen. 2. Während des «Peaks» wird Elektrizität von der Batterie und PV-Anlage geliefert. à Batterie wird entladen. Mai 15, 2013 Slide 19 Eigenverbrauch mit Batteriesystem (Quelle: Prosol, 2013)
20 Der Business Case für Deutschland Betriebseinkommen und Kosten Betriebseinkommen Strompreis (2012) = 25.9 ct/kwh. 1 Einspeisevergütung = 18.2 ct/kwh. 2 Kosteneinsparung = 7.7 ct/kwh. Kosten Kosten pro kwh = 800 EUR/kWh. Batteriekapazität = 5 kwh (ca. 3 kwh/ Tag inkl. Batteriealterung). Gesamte Kosten = 4,000 EUR Durchschnittlicher Elektrizitätsverbrauch pro Haushalt und Jahr = 4,000 kwh/jahr. 3 Zusätzlicher Eigenverbrauch = 1,000 kwh/ Jahr (~2.7 kwh/tag). à Rückzahlungszeit = >50 Jahre Jährliches Betriebseinkommen = 7.7 ct/kwh * 1,000 kwh = 77 EUR/Jahr. Quellen:1 BDEW, 2012, 2 Erneuerbare Energien Gesetz (EEG), Proposal 23 Feb 2013 (<10 kw, as of ), 3 Enerdata, 2013; All values given in EUR. Mai 15, 2013 Slide 20
21 «Nicht offensichtliche» Vorteile von erhöhtem Eigenverbrauch Zusammensetzung des Strompreises in Deutschland 2012 (Quelle: BDEW, Mai 2012). Es gibt «versteckte» Vorteile von Eigenverbrauch: Kleinere Belastung von Elektrizitätsnetzen. Ökosteuer wird abgesetzt. Mai 15, 2013 Slide 21 Weniger CO 2 Emissionen. Selbstständigkeit und Unabhängigkeit. Fordert die Verbreitung von erneuerbarer Energie.
22 Schlussfolgerungen für Eigenverbrauch mit Energiespeicherung Unter den heutigen Marktverhältnissen ist ein Haushalt mit Batteriespeichersystem nicht rentabel: Batteriekosten müssen sinken. Strompreis vs. Einspeisevergütung Preisunterschiede müssen steigen. Aber nicht jeder Vorteil ist vom Markt anerkannt: Kleinere Belastung von Elektrizitätsnetzen. Weniger CO 2 Emissionen. Selbstständigkeit und Unabhängigkeit. Mai 15, 2013 Slide 22
23 Energiespeicherung im Stromnetz Zusammenfassung Speichersysteme erlangen immer grössere Bedeutung Integration von erneuerbaren Energien Netzqualität und Versorgungssicherheit Vermeidung von Netzausbauten Verschiedene Speichertechnologien decken die Bedürfnisse ab Pumpspeicher im Übertragungsnetz Batteriespeicher im Verteilnetz Lithium-Ionen (kurze Entladezeit, > 1h) Bleisäure (mittlere Entladezeit) Natrium-Schwefel (lange Entladezeit, 5-8 h) Zukünftige Energiespeicher dürften thermodynamische Technologien beinhalten (Adiabatische) Druckluftspeicher Mai 15, 2013 Slide 23
24
25 Ist eine Hausbatterie rentabel? Erhöhung des Eigenverbrauch mit Energiespeicherung die Grenzleistung / die Rentabilitätsgrenze Strompreis vs. Einspeisevergütung Preisdifferenz (Rentabilitätsgrenze) Batteriekosten für Rentabilitätsgrenze von 0.10 EUR /kwh/ Zyklus: Bemerkung: Systemeffizienz und Abzinsung sind nicht betrachtet. Mai 15, 2013 Slide 25
26 Speichertechnologien 10 h Natrium-Schwefel Druckluft Speicher (CAES) Einsatzzeit [min] 1 h Vanadium Redox chemische Batterien Bleiakkus thermoelektrische Speicher (TEES) Pumpspeicher Li-Ionen 10 min Schwungräder 100 kw 1 MW 10 MW 100 MW 1000 MW Spitzenleistung [MW]
27 Ni-Cd Batterie Energiespeichersystem 100 MW Transmission line Ni-Cd Batterien Healy Konverter 140 MW Transmission line Fairbanks B Spezifikation: 40 MW für 7 min (4.7 MWh) 27 MW für 15 min (6.75 MWh) AC zu AC Wirkungsgrad 75% Batterie-Lebensdauer: 20 Jahre An 138 kv Linie angeschlossen Anwendungen: Reserve-Leistung bei Ausfall einer Übertragungsleitung Spinning reserve Leistungskompensation Golden Valley Electric Association, USA, in Betrieb seit 2004 Mai 15, 2013 Slide 27
28 Natrium-Schwefel (NaS) Batteriesystem Tokyo Electric Power Company Tsunashima Unterstation 6 MW / 48 MWh Mai 15, 2013 Slide 28 AC zu AC Wirkungsgrad 75% Bau
29 Zyklen- und Kalenderlebensdauer (A-)CAES, ETES Pumpspeicher Die Zyklen- und Kalenderlebensdauer haben einen grossen Einfluss auf die Kundenakzeptanz sowie auf die Kosten der gespeicherten Elektrizität Mai 15, 2013 Slide 29
30 Schlussfolgerungen Es gibt verschiedene Anwendungen, die jeweils einen spezifischen ökonomischen Treiber haben. Die wichtigsten unter ihnen sind: Lastmanagement auf Produktionsseite Integration der erneuerbaren Energien Unter den Speichertechnologien ist oft der Pumpspeicher die wirtschaftlichste Lösung (falls keine geologischen oder andere Einschränkungen bestehen) Wenn keine Möglichkeit zur Pumpspeicherung besteht, sind Batteriensysteme heutzutage oft die beste Alternative. Die drei wichtigsten Technologien sind: Lithium-Ionen (kurze Entladezeit, > 1h) Bleisäure (mittlere Entladezeit) Natrium-Schwefel (lange Entladezeit, 5-8 h) Zukünftige Energiespeicherlösungen werden thermodynamische Technologien wie den (adiabatischen) Druckluftspeicher oder Elektro-thermische Energiespeicherung beinhalten. Mai 15, 2013 Slide 30
31 Energy Storage Applications Load leveling Integration of Renewable Generation Frequency regulation Spinning reserve Investment deferral of T&D upgrade Peak Shaving Goal Make more cost efficient use of generation capacity Maximized usage of renewable resources and hence: reduction of using fossil fuel Keep the system frequency at the reference value Avoid power outages Avoid the installation of extra T&D capacity to supply the peaks Avoid the installation of extra generating capacity to supply the peaks Source of profit Energy price difference Regulatory tariff structure ("must take wind") or energy price difference Sell control power on the market Avoid outage cost Net present value of deferred investment Reduce the power component of the electricity bill (demand charges) Potential customer Utilities, Any company in a wholesale energy market Owner of renewable generation plant, Transmission System Operator (TSO) Transmission system operator, Any company in a wholesale energy market Utility, Industrial consumer with sensitive production (UPS) Utility Large industrial consumer Profitable cases (Business case) Non-profitable cases Power level, MW Markets with high Wind/solar farm with price volatility and with high output fluctuation cheap energy and connected via a available in off-peak constrained hours transmission line Regulated markets, markets with low daily price variation Geographically distributed wind/solar farms with unconstrained interface Bidding in the primary reserve market (Batteries), Secondary reserve (PHS) Tertiary reserves (cheap, long duration) Areas with weak connection to main power grid Grids with mesh configuration Load centers with high cost for grid upgrade, small yearly load increase & large daily power differences Rural areas, high yearly load increase, flat daily load curves Industrial sites with high peak/low demand ratio, known peaks of short duration, high demand charges Unpredictable peaks, flat load profiles, demand site management Storage time, h <1 < Mai 15, 2013 Slide 31
32 Energy Storage Technologies PHS Batteries Lead-acid Ni-Cd NAS Li-Ion VRF TEES CAES (A-CAES) Flywheel Degree of maturity for utility scale applications (today/in 10 years) ****/**** ***/*** ***/*** **/*** */*** */** */*** **/*** (*/**) */** Storage cost of total System, $/kwh ( ) Cycle life Calendar lifetime, years >10000 (dam >20000) >25 (dam >50) >10000 > >25 >25 >10 Total AC-AC efficiency, % Storage cost per cycled kwh, $ct/kwh/ cycle (60-70) < n/a 90 Site independency no Yes yes yes yes yes yes no yes Mai 15, 2013 Slide 32
Technologien zur Energiespeicherung im Stromnetz
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