Speicherung von Wind- und Sonnenenergie in der Gasinfrastruktur als eine Basis der Energiewende Bedarf und Speicherfähigkeit

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1 FACHBEREICH 09 WIRTSCHAFTSINGENIEURWESEN Speicherung von Wind- und Sonnenenergie in der Gasinfrastruktur als eine Basis der Energiewende Bedarf und Speicherfähigkeit Storage of Wind Power and Solar Power within the Existing Gas Grids as a Basic Concept In the Change of Energy Supply Towards Renewable Energy Demand and Comprehension of Accumulating Energy Bachelorarbeit von Jakob Brendli Betreuer: Prof. Johann Glas (Hochschule München) Dipl.-Ing. Hardy Fiedler (Thüga AG) Dipl.-Ing. Stefan Häuserer (Thüga AG) Abgabedatum: Semester: 7

2 Abstract Aufgrund fluktuierender Einspeiseleistungen des stetig wachsenden Anteils an Wind- und Sonnenenergie ist deren Integration in die bestehende Stromversorgung schwierig. Im Zuge der Energiewende wird es deshalb zu einem Anstieg des Speicherbedarfs für überschüssigen regenerativen Strom kommen. Wie groß dieser ist und welche Anforderungen an künftige Stromspeicher gestellt werden müssen, wird in dieser Arbeit analysiert. Eine momentan stark diskutierte und vielversprechende Möglichkeit in diesem Zusammenhang ist die Speicherung elektrischer Energie in der bestehenden Gasinfrastuktur. Die Verfahren der Umwandlung von Strom zu Gas werden vorgestellt und Empfehlungen bezüglich der Einspeisung regenerativ erzeugter Gase gegeben. Zudem wird die Frage geklärt, welche Mengen an elektrischer Energie sich im Gasnetz speichern lassen und ob die Aufnahmefähigkeit ausreicht, um den künftigen Speicherbedarf zu decken.

3 Inhaltsverzeichnis I Abbildungsverzeichnis... 1 II Tabellenverzeichnis Einleitung Motivation Fragestellung und Konzeption Speicherbedarfsanalyse für das Jahr Konzeption der Speicherbedarfsanalyse Auswertung der Speicherbedarfsanalyse Vorstellung und Vergleich möglicher Speichertechniken für Wind- und Sonnenstrom Verfahrensbeschreibung der Umwandlung von Strom zu Gas Regenerative Wasserstofferzeugung Verfahrensbeschreibung der Elektrolyse von Wasser Stand der Technik / Forschung bei der Elektrolyse Regenerative Methanerzeugung Verfahrensbeschreibung der Methanisierung Stand der Technik / Forschung bei der Methanisierung Einspeisung der regenerativ erzeugten Gase in die Erdgasinfrastruktur Wasserstoff im Erdgasnetz Wahl des Einspeisepunkts Analyse der Speicherkapazität der deutschen Gasinfrastruktur im Jahr Konzeption der Speicherkapazitätsanalyse Auswertung der Speicherkapazitätsanalyse Fazit und Ausblick Literaturverzeichnis Abkürzungsverzeichnis Anhang... 54

4 I Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Wind-Einspeiseleistung im Netzgebiet TenneT im Februar 2011 [GW]... 4 Abbildung 2: Photovoltaik-Einspeiseleistung im Netzgebiet TenneT im Februar 2011 [GW].. 5 Abbildung 3: Stromerzeugung in Deutschland 2010 [TWh/a]... 9 Abbildung 4: Stromerzeugung in Deutschland 2020 [TWh/a]... 9 Abbildung 5: monatlicher Stromspeicherbedarf im Jahr 2020 [TWh]...13 Abbildung 6: Summenlinie der residualen Last im Jahr Abbildung 7: Einspeiseleistungen und Lastgang im März 2020 [GW]...15 Abbildung 8: Prognose des Verlaufs der residualen Last im März 2020 [GW]...15 Abbildung 9: Vergleich des gesamten und des noch nötigen Speicherbedarfs bei Berücksichtigung bestehender Pumpspeicher 9. bis 12. März 2020 [GW]...17 Abbildung 10: zusätzlich nötige Speicherleistung bei Berücksichtigung der Pumpspeicher im März 2020 [GW]...17 Abbildung 11: Einspeiseleistungen und Lastgang im Dezember 2020 [GW]...18 Abbildung 12: Prognose des Verlaufs der residualen Last im Dezember 2020 [GW]...19 Abbildung 13: zusätzlich nötige Speicherleistung bei Berücksichtigung der Pumpspeicher im Dezember 2020 [GW]...19 Abbildung 14: Summenlinie der Speicherleistungswerte im Jahr 2020, mit Darstellung des 90-%-Quantils und nicht nutzbarer Energiemenge bei Reduzierung der maximalen Speicherleistung auf das 90-%-Quantil...21 Abbildung 15: Einteilungskriterien von Stromspeichern...22 Abbildung 16: Darstellung des schematischen Aufbaus bei der alkalischen Elektrolyse...27 Abbildung 17: Schema eines Fesbettreaktors...31 Abbildung 18: Schema eines Wirbelschichtreaktors...32 Abbildung 19: Bild eines Wabenreaktors...32 Abbildung 20: Schema einer Blasensäule...32 Abbildung 21: mögliche Anteile der Stromspeichersysteme bei der Deckung der Jahresspeichermenge an elektrischer Energie von ca. 17 TWh im Jahr Abbildung 22: Gasabsatz in ganz Deutschland und maximal produzierbare Wasserstoffmenge im Juli 2020 [Mio. Nm³]...43 Abbildung 23: Anteil von Wasserstoff am Erdgasabsatz im Juli 2020 bei maximaler Wasserstoffproduktion mit Darstellung des Grenzwerts [% vol.]...43 Abbildung 24: Erdgasabsatz und mögliche Einspeiseleistung von Wasserstoff und Methan im Juli 2020 [GW]

5 Abbildung 25: Erdgasabsatz und mögliche Einspeiseleistung von Wasserstoff und Methan im Juli 2020, ohne Berücksichtigung von Pumpspeichern [GW]...45 Abbildung 26: Erdgasabsatz und mögliche Einspeisung von Wasserstoff und Methan im Juli 2020 [Mio. Nm³]...46 Abbildung 27: Sankeydiagramm der Umwandlung von Strom zu Gas...47 Abbildung A - 1: Regelzonen deutscher Übertragungsnetzbetreiber...54 Abbildung A - 2: Einspeiseleistungen und Lastgang Januar bis April 2020 [GW]...55 Abbildung A - 3: Einspeiseleistungen und Lastgang Mai bis August 2020 [GW]...56 Abbildung A - 4: Einspeiseleistungen und Lastgang September bis Dezember 2020 [GW]..57 Abbildung A - 5: Prognose des Verlaufs der residualen Last Januar bis April 2020 [GW]...58 Abbildung A - 6: Prognose des Verlaufs der residualen Last Mai bis August 2020 [GW]...59 Abbildung A - 7: Prognose des Verlaufs der residualen Last September bis Dezember 2020 [GW]...60 Abbildung A - 8: zusätzlich nötige Speicherleistung bei Berücksichtigung der Pumpspeicher im Jahr 2020 [GW]...61 Abbildung A - 9: Gasabsatz in ganz Deutschland und maximal produzierbare Wasserstoffmenge im Jahr 2020 [Mio. Nm³]...62 Abbildung A - 10: Erdgasabsatz und mögliche Einspeiseleistung von Wasserstoff und Methan im Jahr 2020 [GW]

6 II Tabellenverzeichnis Tabelle 1: installierte Stromleistungen in Deutschland 2010 und 2020 [GW]...11 Tabelle 2: Ergebnisse der Speicherbedarfsanalyse für Tabelle 3: Vergleich ausgewählter Stromspeichertechniken in Deutschland...25 Tabelle 4: Vergleich der Verfahren zur Wasser-Elektrolyse...29 Tabelle 5: Vergleich der Reaktortypen zur Methanisierung

7 1 Einleitung 1.1 Motivation Bis 2020 soll der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch 35 % betragen (BMWi & BMU, 2010, S. 5) soll dieser Anteil laut dem Energiekonzept der Bundesregierung in Deutschland bereits 80 % ausmachen (BMWi & BMU, 2010, S. 5). Diese Entwicklung ist in Anbetracht der klimatischen Veränderungen durchaus wünschenswert, und auch die Verknappung fossiler Primärenergieträger sowie der beschlossene Atomausstieg lassen diese Zahlen immer realistischer werden. Der zunehmende Anteil an Wind- und Sonnenenergie im deutschen Strommix ist allerdings recht problematisch. Wegen der meteorologischen Gegebenheiten kommt es zu einer stark fluktuierenden Einspeisung, die sich nicht verbrauchsabhängig steuern lässt. Dies wird in Abbildung 1 und Abbildung 2 deutlich. Hier sind die Einspeiseleistungen von Windbzw. Photovoltaik (PV)-Strom für Februar 2011 im Gebiet des deutschen Übertragungsnetzbetreibers TenneT dargestellt (TenneT, 2011a; TenneT, 2011b). Man sieht deutlich, dass Windstrom besonders volatil anfällt. Anfang Februar 2011 war die Wind-Einspeiseleistung für ca. 1 Woche ständig über ca. 4 GW. Den restlichen Monat lag sie meist nicht viel über 2 GW. Auch PV-Strom fällt sehr fluktuierend an und schwankt in seiner Höhe je nach Sonneneinstrahlung, aber hier ist immerhin klar, dass elektrische Energie nur solange die Sonne scheint erzeugt werden kann. 10 Wind-Einspeiseleistung [GW] Datum Abbildung 1: Wind-Einspeiseleistung im Netzgebiet TenneT im Februar 2011 [GW] 4

8 6 PV-Einspeiseleistung [GW] Datum Abbildung 2: Photovoltaik-Einspeiseleistung im Netzgebiet TenneT im Februar 2011 [GW] In Zeiten von hohem Windaufkommen und starker Sonneneinstrahlung übersteigt das Angebot an Strom bereits heute zeitweise die Nachfrage, sodass Anlagen vom Netz genommen werden müssen sowie Strom teilweise zu negativen Preisen angeboten werden muss, um das Netz nicht zu überlasten. Im Jahr 2009 mussten in Deutschland Windkraftanlagen 285-mal gedrosselt bzw. abgeschaltet werden (Zimmermann, 2011, S. 54). Andererseits müssen bei wenig Wind bzw. Sonne die konventionellen Kraftwerke (z.b. Gasturbinenkraftwerke) teilweise innerhalb von Sekunden ihre Leistung erhöhen, um die Nachfrage decken zu können und die Spannung und Frequenz des Stromnetzes konstant zu halten. Diese Divergenz zwischen Stromerzeugung und Strombedarf steigt mit zunehmendem Anteil an regenerativen Energien und wird immer schwieriger auszugleichen. Prinzipiell gibt es drei Wege der Synchronisation von Stromangebot und -nachfrage (BMU, 2010, S. 73 f.): 1. Ein großräumiger Netzausbau kann zwar die Netze entlasten, indem momentan überschüssiger Wind- und Sonnenstrom in Regionen mit aktuell wenig Wind bzw. Sonneneinstrahlung befördert wird. Da es aber auch Wettersituationen gibt, in denen großräumig über mehrere Wochen Flaute bzw. Überangebot herrscht, wird das Problem damit nicht gelöst. 5

9 2. Schneller Abgleich zwischen Last und Erzeugung (Erzeugungsmanagement) könnte die Fluktuationen ausgleichen, würde allerdings voraussetzen, dass 100 % der Last durch konventionelle Kraftwerke für wind-/sonnenarme Zeiten vorgehalten werden. Andererseits würde eine Anpassung der Last an die Erzeugungsschwankungen (Lastmanagement) eine starke Bereitschaft der Bevölkerung erfordern, wobei sich trotz allem bei wenig Wind- und Sonnenstrom vermutlich nur geringfügig Nachfrage verschieben lassen wird. 3. Die Speicherung des überschüssigen regenerativen Stroms für Zeiten, in denen die Nachfrage das Angebot übersteigt, ist eine dritte Möglichkeit. Einer der größten Vorteile eines Stromspeichers ist wohl, dass er als Stromquelle und -senke zugleich fungieren kann. Allerdings gibt es in Deutschland bislang nur eine Speicherkapazität für Elektroenergie von 0,04 TWh, was bei einer durchschnittlichen Last von 70 GW einer Speicherreichweite von lediglich 0,6 h entspricht (Specht, 2009, S. 71). Eine Vielzahl von aktuellen Studien kommen zu dem Schluss, dass ein Ausbau der Speicherkapazitäten unausweichlich ist, will man einen hohen Anteil an regenerativen Energien im Strommix haben (BMU, 2010; TAB, 2008). Auch Projekte wie Desertec machen ohne ausreichende Speicher kaum Sinn ein reiner Transport des Stroms reicht nicht aus, denn auch in südlichen Gegenden scheint nicht immer die Sonne. So sieht auch das Energiekonzept der deutschen Bundesregierung einen Ausbau der bestehenden Speicher vor, deren Ausbaupotential allerdings bereits weitgehend ausgeschöpft ist. Deshalb soll auch die Entwicklung neuer Speichertechnologien, mit denen sich volkswirtschaftlich relevante Mengen speichern lassen, vorangetrieben werden (BMWi & BMU, 2010, S. 21). Eine dieser Möglichkeiten ist die Umwandlung von Elektroenergie mittels Wasserelektrolyse in chemisch gebundene Energie in Form von Wasserstoff. Dieser regenerativ erzeugte Wasserstoff kann direkt oder nach einem zusätzlichen Schritt der Umwandlung in Methan in der bestehenden Gasinfrastruktur gespeichert und weiterverwendet werden. 6

10 1.2 Fragestellung und Konzeption Im Rahmen dieser Arbeit soll überprüft werden, inwieweit ein Ausbau der Stromspeicher in Deutschland nötig ist und welche Voraussetzungen künftige Stromspeichersysteme erfüllen müssen. Schwerpunkt ist dabei die Speicherung in der Gasinfrastruktur. Es wird gezeigt, wie diese Technik funktioniert, welche Probleme es geben kann und welche Aufnahmefähigkeit zur Stromspeicherung das Gasnetz hat. Am Schluss soll die Frage beantwortet werden, ob die Speicherung überschüssigen regenerativen Stroms in der Gasinfrastruktur eine realisierbare und potentialträchtige Möglichkeit darstellt, den Speicherbedarf zu decken. In den nachfolgenden Abschnitten werden diese Themen behandelt: Kapitel 2: Speicherbedarfsanalyse für das Jahr 2020 Es soll geklärt werden, ob und in welchem Umfang die Notwendigkeit neuer Stromspeicher in Deutschland aufgrund des steigenden Anteils regenerativer Energien tatsächlich gegeben ist. Der Speicherbedarf wird entsprechend der Menge an überschüssig anfallender elektrischer Energie in stundengenauer Auflösung ermittelt. Daraus lassen sich der Jahresspeicherbedarf sowie die maximale Speicherleistung, die durch alle Stromspeicher in Deutschland bereitgestellt werden muss, ermitteln. Kapitel 3: Vorstellung und Vergleich möglicher Speichertechniken für Wind- und Sonnenstrom Die aufgrund der Analyseergebnisse aus Kapitel 2 potentiell in Frage kommenden Speichertechniken werden vorgestellt und bezüglich ihrer Tauglichkeit zur Aufnahme sehr volatil anfallender elektrischer Energiemengen miteinander verglichen. Kapitel 4: Verfahrensbeschreibung der Umwandlung von Strom zu Gas Die Möglichkeiten der Wasserelektrolyse und der Methanisierung werden vorgestellt, die zugehörigen Verfahrensabläufe beschrieben und der Stand der Technik und Forschung bei den einzelnen Verfahren betrachtet. Kapitel 5: Einspeisung der regenerativ erzeugten Gase in die Erdgasinfrastruktur Die möglichen Probleme, die bei einer Einspeisung und Abrechnung der erzeugten Gase auftreten können, werden betrachtet. Da besonders die Zumischung von Wasserstoff nicht ganz unproblematisch ist, wird versucht, einen Grenzwert für dessen Anteil in der Gasinfrastruktur zu ermitteln. Zudem wird versucht, die Frage der Standortwahl zur Einspeisung zu beantworten. 7

11 Kapitel 6: Analyse der Speicherkapazität der deutschen Gasinfrastruktur im Jahr 2020 Ausgehend von den Ergebnissen der Speicherbedarfsanalyse wird untersucht, welche Mengen an Wasserstoff und Methan im Jahr 2020 durch die Umwandlung der zu speichernden Elektroenergie produziert werden können. Diese Werte werden den Gasverbrauchswerten von ganz Deutschland gegenübergestellt. So lassen sich Aussagen darüber treffen, ob der zuvor ermittelte Grenzwert an Wasserstoff überschritten werden würde, falls reiner Wasserstoff eingespeist wird, und welche Energiemenge das Gasnetz überhaupt aufnehmen kann. Kapitel 7: Fazit und Ausblick Eine Zusammenfassung und Bewertung der Ergebnisse wird in einem Fazit zusammengestellt. Abschließend werden künftig zu klärende Fragen gestellt, nötige Schritte aufgezeigt und Handlungsempfehlungen gegeben. 8

12 2 Speicherbedarfsanalyse für das Jahr Konzeption der Speicherbedarfsanalyse In den folgenden zwei Abbildungen sind der deutschen Strommix im Jahr 2010 und die entsprechende Prognose für das Jahr 2020, jeweils in TWh pro Jahr, zu sehen. Wegen des steigenden Anteils an Wind- und Sonnenstrom ist davon auszugehen, dass, aufgrund der zunehmenden fluktuierenden Einspeisung, der Speicherbedarf ansteigt. gesamt: 600 TWh/a ,4 43,4 12,5 31,7 0,03 Kohle Erdgas/Öl Kernkraft erneuerbare Energien Wasserkraft Windenergie Fotovoltaik Photovoltaik Biomasse Erdwärme Abbildung 3: Stromerzeugung in Deutschland 2010 [TWh/a] nach (BMU, 2010) gesamt: 566 TWh/a , ,9 49,5 1,7 Kohle Erdgas/Öl Kernkraft erneuerbare Energien Wasserkraft Windenergie Photovoltaik Fotovoltaik Biomasse Erdwärme Abbildung 4: Stromerzeugung in Deutschland 2020 [TWh/a] nach (BMU, 2010) 9

13 Um den künftigen Speicherbedarf an Elektroenergie in Deutschland zu untersuchen, wird in diesem Abschnitt eine Prognose der überschüssigen Menge an Strom im Jahr 2020 ermittelt. Dazu werden die Stromerzeugung (aus regenerativen Anlagen und Grundlast-Kraftwerken) sowie der Stromverbrauch, jeweils in stundengenauer Auflösung, einander gegenübergestellt. Als zugrunde liegender Betrachtungszeitraum wird die Spanne vom bis zum gewählt. So werden die Extremsituationen, die vermutlich im Sommer und Winter auftreten, ersichtlich und die Betrachtung über ein komplettes Jahr möglich. Dabei wird die Annahme getroffen, dass die Wettersituationen in diesem Zeitraum als repräsentativ gesehen werden können. Würden allerdings, um eine durchschnittlichere Datenbasis zu haben, die stündlichen Mittelwerte über mehrere Jahre verwendet, so würden sich die Hoch- und Tiefwerte, die jedes Jahr an unterschiedlichen Tagen auftreten, gegenseitig ausgleichen und so die Werte verfälschen. Die Daten werden für die weitere Betrachtung auf das Jahr 2020 hochgerechnet. Zielsetzung der Analyse ist es, eine Vorhersage für den nötigen Speicherbedarf an elektrischer Energie im Jahr 2020 zu treffen und die Notwendigkeit künftiger Speichersysteme, sowie die Anforderungen an diese zu überprüfen. Die Stromerzeugung erfolgt sowohl durch regenerative als auch durch konventionelle Anlagen. Zu den regenerativen zählen hauptsächlich wind-, sonnen-, biomasse-, wasser- und erdwärmegetriebene Typen. Da aber nur die Erzeugung aus Wind- und PV-Anlagen stark fluktuierend ist, wird die Einspeisung der anderen Typen zur Vereinfachung der Analyse über das Jahr als konstant angenommen. Bei den konventionellen Kraftwerken machen kohle-, kernkraft- und gasbetriebene Typen den größten Anteil aus. Kohle- und Kernkraftwerke sind nur schwer und langsam regelbar und werden deshalb meist als Grundlastkraftwerke eingesetzt. Aus diesem Grund wird für diese Kraftwerkstypen eine über das Jahr konstante Stromeinspeisung angenommen. Aufgrund des bevorstehenden Atomausstiegs in Deutschland werden Atomkraftwerke für die Analyse des Jahres 2020 nicht berücksichtigt. Gasbetriebenene Kraftwerke besitzen im Allgemeinen eine gute und sehr schnelle Regelbarkeit und werden deshalb, und auch wegen des vergleichsweise hohen Erdgaspreises, nur bei Bedarf zur Spitzenlastdeckung zugeschaltet. Dieser Typ wird daher in der Analyse ausgegliedert, da er bei einem Stromüberschuss ausgeschaltet werden kann und somit keinen potentiell speicherbaren Strom produziert. (dena, 2010, S. 450 f.) Die Einspeiseleistungen von Wind- und PV-Anlagen werden von den jeweiligen Übertragungsnetzbetreibern, jedoch nur für das betreffende Netzgebiet, bekannt gegeben. Für die Betrachtung wurde der deutsche Übertragungsnetzbetreiber TenneT ausgewählt (TenneT, 2011a; TenneT, 2011b). Dieser bietet sich an, da sich das Netzgebiet von Nord nach Süd durch ganz Deutschland zieht (siehe Abbildung A - 1) und somit geographisch bedingte Wettersituationen ausgeglichen werden (z.b. im Norden mehr Wind). Die stündlichen Einspeiseleistungen von Wind- und Sonnenstrom werden auf die jeweilige installierte Gesamtleistung im betreffenden Gebiet normiert, um die Auslastung der installierten Gesamtleis- 10

14 tungen zu errechnen. Die Hochrechnung auf das Jahr 2020 erfolgt durch Multiplikation der normierten Werte mit den für das Jahr 2020 prognostizierten Werten der installierten Windund PV-Leistung für ganz Deutschland. Diese wurden der Leitstudie 2010 des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) entnommen (siehe Tabelle 1). Das Ergebnis sind stundengenaue Prognosewerte der künftigen Einspeiseleistungen von Wind- und PV-Strom in ganz Deutschland. Die für die Betrachtung nötigen Einspeiseleistungen der restlichen erneuerbaren Energien (EE) und der Kohlekraftwerke werden aus Gründen der Vereinfachung, wie bereits erläutert, über das ganze Jahr als konstant angenommen. In der BMU Leitstudie sind für das Jahr 2010 sowohl die Werte der installierten Leistungen von Biomasse-, Wasser- und Geothermieanlagen sowie die der Kohlekraftwerke, als auch die jeweiligen Jahreswerte der Stromerzeugung für ganz Deutschland veröffentlicht (siehe Tabelle 1 und Abbildung 3). Aus diesen Werten können die durchschnittlichen Auslastungen der installierten Leistungen im Jahr 2010 berechnet und anschließend auf die Prognosewerte für 2020 übertragen werden. So ergibt sich eine konstante Einspeiseleistung für das Jahr Tabelle 1: installierte Stromleistungen in Deutschland 2010 und 2020 [GW] nach (BMU, 2010, S. 48 u. 53) Kohlekraftwerke 51,1 42,9 Windkraftanlagen 27,7 45,8 Photovoltaik 18,3 51,8 Biomasse 6,3 8,9 Wasserkraft 4,4 4,7 Geothermie 0,01 0,3 Der Stromverbrauch, auch Last genannt, von ganz Deutschland wird durch entso-e (European Network of Transmission System Operators for Electricity) in 1-Stunden-Werten veröffentlicht (entso-e, 2011). Für die Analyse wird davon ausgegangen, dass sich die Last bis 2020 nicht merklich verändert. Deshalb gehen die Werte aus dem zugrunde liegenden Betrachtungszeitraum unverändert in die Analyse ein. Aus dem nun verfügbaren Datenbestand lässt sich die Residuallast für 2020 in stundengenauer Auflösung berechnen. Die Residuallast ist im Folgenden definiert als die elektrische Nachfragelast abzüglich der Erzeugung regenerativer Energien und abzüglich der Einspeisung schwer regelbarer Grundlastkraftwerke (BMU, 2010, S. 101). Sie entspricht somit im positiven Bereich der zusätzlich zur Verfügung zu stellenden Leistung, um die Nachfrage zu decken. Im negativen Bereich hingegen beschreibt sie die nicht absetzbare Energiemenge, die für eine Speicherung in Frage käme. Die Summe aller negativen Werte der stundengenauen Residuallast in MW über ein Jahr ist folglich die in einem Jahr potentiell speicherbare 11

15 Strommenge in MWh. Dabei soll allerdings unterstellt werden, dass es in Deutschland bereits ein perfekt ausgebautes Stromnetz gibt ( Deutschland als Kupferplatte ). Bei dem so ermittelten Stromspeicherbedarf sind bereits bestehende Speichersysteme (hauptsächlich Pumpspeicher) noch nicht beachtet. Deshalb wird in einem weiteren Schritt der Speicherbedarf ermittelt, der über die Aufnahmefähigkeit bereits bestehender Pumpspeicher hinausgeht. Hierbei wird unterstellt, dass Pumpspeicher vorrangig zu füllen sind, bis diese voll sind. Erst dann wird zusätzlicher Speicherbedarf nötig. Sobald auf Grundlage der betrachteten Werte Strommangel herrscht, werden die Pumpspeicher, unter Berücksichtigung der Wirkungsgradverluste, wieder geleert. 12

16 2.2 Auswertung der Speicherbedarfsanalyse 2,5 TWh 2,0 TWh 1,5 TWh 1,0 TWh 0,5 TWh 0,0 TWh Abbildung 5: monatlicher Stromspeicherbedarf im Jahr 2020 [TWh] In Abbildung 5 sind die aus der Analyse resultierenden monatlichen Speicherbedarfe im Jahr 2020 dargestellt. Für das gesamte Jahr ergibt die Prognose eine nötige Jahresspeichermenge von ca. 17 TWh. Allerdings ist zu beachten, dass die Aufnahmekapazität der Speichersysteme nicht so groß sein muss, da in diese über das Jahr verteilt mehrmals ein- und ausgespeichert werden kann. Werden die bereits bestehenden Pumpspeicher berücksichtigt, verringert sich die zusätzlich nötige Jahresspeichermenge auf ca. 13 TWh (siehe auch Abbildung 9). Um die gesamte Last zu decken, müssten zusätzlich noch ca. 75 TWh an Elektroenergie konventionell bereitgestellt werden. Allerdings können die gasbetriebenen Kraftwerkstypen, die aufgrund der guten Regelbarkeit nicht in die Analyse einbezogen wurden, einen großen Anteil decken. Die maximale zusätzlich nötige Kraftwerksleistung beträgt laut der Analyse ca. 35 GW. Im Jahr 2020 soll die installierte Leistung von Gaskraftwerken 29 GW betragen (BMU, 2010, S. 53). Aber natürlich kann auch der Strom aus möglichen Speichersystemen hier verwendet werden. Abbildung 6 zeigt eine Summenlinie der Residuallastwerte im Jahr Es ist erkennbar, dass in knapp 30 % der Stunden im Jahr Speicherbedarf besteht. Die rote Fläche markiert den Speicherbedarf von ca. 17 TWh, die graue den zusätzlichen Erzeugungsbedarf an Strom von ca. 75 TWh. 13

17 residuale Last [GW] % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % Speicherbedarf Erzeugungsbedarf Abbildung 6: Summenlinie der residualen Last im Jahr 2020 Der Anteil der regenerativen Stromerzeugung an der Last beträgt laut Prognose ca. 34 % und deckt sich damit sehr gut mit den von der Bundesregierung geforderten 35 % für 2020 (BMWi & BMU, 2010, S. 5). Es ist aber zu beachten, dass dieser Anteil nur realisiert werden kann, wenn der überschüssig anfallende erneuerbare Strom gespeichert wird. Ansonsten macht der regenerative Anteil lediglich ca. 31 % aus. Daraus lässt sich ableiten, dass das Energieziel für 2020 ohne geeignete Stromspeicher vermutlich nicht erreicht werden kann. Hinweis: Grafiken der Analyseauswertung über das gesamte Jahr sind wegen der besseren Darstellungsmöglichkeit im Querformat im Anhang zu finden (Abbildung A - 2 bis Abbildung A - 8). Die Monate März und Dezember erscheinen in diesen Abbildungen besonders auffällig und werden im Folgenden genauer betrachtet. Eine sehr volatile Einspeisung, verbunden mit einem hohen Aufkommen an Wind- und Sonnenstrom, gibt es im Monat März. In Abbildung 7 ist die Auswertung der Analyse für März 2020 dargestellt. Die Einspeiseleistungen wurden aufsummiert und der Lastgang darübergelegt. Wenn die gesamte Einspeisung über der Last liegt, gibt es einen Überschuss. Andererseits muss zusätzlich Strom produziert werden, wenn die Lastlinie über den Einspeiseleistungen liegt (siehe Markierungen). Es wird erkennbar, dass es vermutlich mehrere Zeitpunkte geben wird, an denen die erzeugte Strommenge über der Nachfrage liegt. In Abbildung 8 wird dieser Effekt noch deutlicher. Dort ist die Residuallast im März 2020 dargestellt. Bei negativen Werten besteht Speicherbedarf, bei positiven muss zusätzlich Strom erzeugt werden. 14

18 100 Einspeiseleistung / Last [GW] Überschuss zusätzlicher Erzeugungsbedarf Datum Wind PV restl. EE Grundlast-KW Last Abbildung 7: Einspeiseleistungen und Lastgang im März 2020 [GW] residuale Last [GW] Speicherbedarf im negativen Bereich Datum Abbildung 8: Prognose des Verlaufs der residualen Last im März 2020 [GW] 15

19 In den beiden Abbildungen werden die volatile Einspeisung von Wind- und Sonnenstrom und die Probleme, die sich dadurch ergeben, deutlich. Nahezu an jedem Tag übersteigt die Stromerzeugung zeitweise die Nachfrage. Der Lastverlauf hingegen ist bei wöchentlicher Betrachtung annähernd veränderungsfrei. Gut erkennbar sind auch die Wochenenden mit etwas tieferen Lastwerten (z.b. am 6./7. März). Die gesamte im Monat März für eine Speicherung zur Verfügung stehende Menge an elektrischer Energie beträgt laut der Analyse ca. 1,9 TWh (siehe auch Abbildung 5). Dieser Wert entspricht in Abbildung 8 der Fläche, die sich zwischen der Ordinate und dem Verlauf der Residuallast im negativen Bereich ergibt. Konventionell müssten zusätzlich noch ca. 6 TWh erzeugt werden (Fläche zwischen Ordinate und positiver Residuallast). 39 % der Last können durch regenerative Energien gedeckt werden, ohne eine Speichermöglichkeit für regenerativen Überschussstrom wären es nur 34 %. Dies wird in Abbildung 7 verständlich: Die Einspeisung von Wind- und Sonnenstrom, die über dem Lastverlauf liegt, kann ohne eine Speichermöglichkeit nicht genutzt werden. Berücksichtigt man die bestehenden Pumpspeicher, verringert sich der noch bereitzustellende Speicherbedarf entsprechend. Abbildung 9 zeigt eine Prognose des Verlaufs des gesamten Speicherbedarfs (entsprechend dem Betrag der negativen Residuallastwerte) und des noch nötigen Speicherbedarfs bei Berücksichtigung der Pumpspeicher. Hier wird sowohl das Kapazitätsproblem als auch die zu geringe Speicherleistung bestehender Pumpspeicher erkennbar. Sobald die gesamte nötige Speicherleistung über die maximale Leistung der Pumpspeicher von 6,6 GW (TAB, 2008, S. 35) kommt, wird zusätzlicher Speicherbedarf nötig. Solange die Pumpspeicher Aufnahmekapazität bereitstellen können, liegt die noch nötige Speicherleistung 6,6 GW unter dem gesamten Speicherbedarf. Wenn die Pumpspeicher allerdings voll sind (siehe Markierung), muss durch die zusätzlichen Speichersysteme die volle Leistung bereitgestellt werden. Erst wenn keine Speicherleistung mehr nötig ist und zusätzlicher Bedarf an elektrischer Energie herrscht, können die Pumpspeicher Strom abgeben und so wieder Speicherkapazität frei machen. Für den gesamten März 2020 ergibt sich so laut Prognose der in Abbildung 10 dargestellte Verlauf des Speicherbedarfs, der durch die Pumpspeicher nicht gedeckt werden kann. 16

20 ,6 GW Speicherleistung bestehender Pumpspeicher Speicherleistung [GW] Pumpspeicher sind voll Pumpspeicher geben ab März 10.März 11.März 12.März Speicherbedarf gesamt Speicherbedarf abzgl. Pumpspeicher Abbildung 9: Vergleich des gesamten und des noch nötigen Speicherbedarfs bei Berücksichtigung bestehender Pumpspeicher 9. bis 12. März 2020 [GW] Speicherleistung [GW] Datum Abbildung 10: zusätzlich nötige Speicherleistung bei Berücksichtigung der Pumpspeicher im März 2020 [GW] 17

21 Im Monat Dezember ist eine vergleichsweise geringe Einspeisung an regenerativen Energien zu erwarten. Die Auswertung der Analyse für Dezember 2020 ist in Abbildung 11 zu sehen. Es wird deutlich, dass, verglichen mit März, die Erzeugung viel seltener den Verbrauch übersteigt, da der PV-Strom nahezu komplett wegfällt. Die Residuallast ist in Abbildung 12 dargestellt. Deren Verlauf ist weniger zittrig, kommt seltener in den negativen Bereich und hat im Mittel viel geringere Ausschläge als im März. Die Tatsache, dass sich der Lastverlauf nicht merklich verändert hat, spiegelt die weniger fluktuierende Einspeisung und den geringeren Speicherbedarf wider. Die zur Speicherung verwendbare Elektroenergie wird ca. 0,7 TWh betragen. Zusätzlich müssen ca. 11 TWh bereitgestellt werden. Der Anteil an regenerativen Energien macht ca. 28 % der Last aus, ca. 26 % wären es ohne Speichermöglichkeiten. Bei einem Vergleich der Auswertungen der beiden Monate wird außerdem noch Folgendes deutlich: Je höher der Anteil erneuerbarer Energien an der Last ist, desto wichtiger wird ein passendes Speichersystem für den überschüssigen Strom, denn die Energiemenge, die ansonsten nicht genutzt werden kann, wird mit steigendem Anteil regenerativen Stroms immer größer. 100 Einspeiseleistung / Last [GW] Datum Wind PV restl. EE Grundlast-KW Last Abbildung 11: Einspeiseleistungen und Lastgang im Dezember 2020 [GW] 18

22 40 30 residuale Last [GW] Speicherbedarf im negativen Bereich Datum Abbildung 12: Prognose des Verlaufs der residualen Last im Dezember 2020 [GW] Werden die Pumpspeicher in die Betrachtung mit einbezogen, ergibt sich Abbildung Speicherleistung [GW] Datum Abbildung 13: zusätzlich nötige Speicherleistung bei Berücksichtigung der Pumpspeicher im Dezember 2020 [GW] 19

23 Einen Überblick über die wichtigsten Ergebnisse der Speicherbedarfsanalyse für das Jahr 2020 liefert Tabelle 2. Tabelle 2: Ergebnisse der Speicherbedarfsanalyse für 2020 gesamter Jahresspeicherbedarf Jahresspeicherbedarf (abzgl. bestehender Pumpspeicher) zusätzlicher Strombedarf (ohne Berücksichtigung der Gaskraftwerke) Anteil regenerativer Energien an der Last (nur mit ausreichend Speichersystemen möglich) maximal nötige Speicherleistung ca. 17 TWh/a ca. 13 TWh/a ca. 75 TWh/a ca. 34 % ca. 36 GW Aus den Ergebnissen der Analyse wird ersichtlich, dass in Deutschland künftig Stromspeichersysteme nötig werden, die sowohl hohe Leistung als auch große Speicherkapazitäten bereitstellen können, wenn der Anteil an Wind- und Sonnenstrom weiter steigen soll. Die festgestellte maximale Speicherleistung von 35,6 GW (siehe auch Abbildung A - 5 bis Abbildung A - 7 im Anhang) ist nur nötig, wenn auch die niedrigste Residuallast abgefangen werden soll. Da diese negativen Spitzenwerte allerdings nur sehr selten auftreten, würde lediglich für 9 Stunden im gesamten Jahr 2020 eine Speicherleistung von über 30 GW benötigt. Mit einer maximalen Speicherleistung von ca. 15 GW, entsprechend dem 90-%-Quantil 1 der negativen Werte der Residuallast, würden bereits ca. 16 TWh an elektrischer Energie abgeführt werden können. In Abbildung 14 ist eine Summenlinie der Speicherbedarfswerte dargestellt. Zusätzlich markiert sind das 90-%-Quantil und die resultierende Speicherleistung. Die rote Fläche markiert die bei einer Reduzierung der maximalen Speicherleistung nicht nutzbare, die restliche Fläche die speicherbare Energiemenge (einheitenlos). So würden sich bei einer Verringerung der maximalen Speicherleistung um ca. 60 % Einbußen von lediglich ca. 7 % der gesamten zu Speicherzwecken zur Verfügung stehenden Energiemenge ergeben. Hier sollte an anderer Stelle eine wirtschaftliche Betrachtung durchgeführt werden, die die Kostenreduzierung durch eine geringere zu installierenden Speicherleistung dem Energiemengenverlust gegenüberstellt. Pumpspeicher haben auf die maximale Speicherleistung keine Auswirkung, da sie zu den relevanten Zeitpunkten bereits voll sind und deshalb keine Leistung mehr bereitstellen können (siehe auch Abbildung 9). 1 Das 90-%-Quantil einer Zahlenreihe ist der Wert, unter dem 90 % aller Werte der Reihe liegen. 10 % der Werte liegen darüber. 20

24 40 35 Speicherbedarf [GW] % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% nicht nutzbare Energie speicherbare Energie Abbildung 14: Summenlinie der Speicherleistungswerte im Jahr 2020, mit Darstellung des 90-%-Quantils und nicht nutzbarer Energiemenge bei Reduzierung der maximalen Speicherleistung auf das 90-%-Quantil 21

25 3 Vorstellung und Vergleich möglicher Speichertechniken für Wind- und Sonnenstrom In diesem Kapitel werden unterschiedliche Speichertechniken vorgestellt und im Hinblick auf ihre Tauglichkeit zur Speicherung großer Mengen fluktuierend anfallenden Stroms beurteilt. Das Ziel ist eine Empfehlung hinsichtlich der Speicherauswahl. Speichersysteme für elektrische Energie können nach unterschiedlichen Gesichtspunkten eingeteilt werden. Einen Überblick liefert Abbildung 15. Nur in den seltensten Fällen wird Strom direkt in Form von elektrischer Energie gespeichert, meist erfolgt eine Umwandlung der Energieform beispielsweise in potentielle (z.b. Pumpspeicher) oder chemische Energie (z.b. Wasserstoff). portabel (z.b. Handyakku) Anwendungsbereich mobil (z.b. Autobatterie) stationär (z.b. Pumpspeicher) Einteilungsmöglichkeiten für Stromspeicher Speicherdauer Kurzzeitspeicher Langzeitspeicher Energieform potentielle, chemische, usw. Abbildung 15: Einteilungskriterien von Stromspeichern nach (BMWi, 2009, S. 7 ff.) Im Kapitel 2 wurde gezeigt, dass es künftig einen erheblichen Stromspeicherbedarf geben wird, der nur durch Speichersysteme mit einer hohen Aufnahmekapazität und einer hohen Speicherleistung gedeckt werden kann. Hier liegt der Vorteil stationärer Speicher. Diese können zum Last- und Erzeugungsmanagement und zur Bereitstellung von Regel- und Reserveleistung 2 verwendet werden und tragen so dazu bei, eine Überlastung des Stromnetzes zu vermeiden (BMWi, 2009, S. 11). Außerdem bieten sich für die künftige Speicherung gro- 2 Regel- und Reserveleistung sind schnell verfügbare Ausgleichsleistungen für unvorhergesehene Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch (UBA, 2010, S. 98). 22

26 ßer regenerativer Energiemengen vor allem Langzeitspeicher an, da mit diesen auch längere Zeiträume mit geringem Anfall an Wind- und Sonnenstrom überbrückt werden können. Aber nicht nur die Speicherkapazität, -leistung und die Haltedauer sind für die Auswahl entscheidend, auch viele andere Kriterien spielen sowohl aus technischen als auch aus wirtschaftlichen Gründen eine Rolle. Nachfolgend sind die wichtigsten Faktoren zur Auswahl aufgelistet: Speicherkapazität (aufnehmbare Menge an elektrischer Energie) Speicherleistung (aufnehmbare elektrische Energiemenge pro Zeiteinheit) Anfahrdauer (Zeit um von 0 % Leistung auf 100 % Leistung zu kommen) Energiedichte (Energiemenge pro Volumeneinheit) Wirkungsgrad ( gespeicherte Energiemenge Energiemenge vor Speicherung ) Spezifische Investitionskosten (Euro pro Leistungseinheit) Anzahl möglicher Standorte (Indikator für Zubaupotential) Lebensdauer (durchschnittlich mögliche Nutzungsdauer) Aus den genannten Gründen werden im Folgenden nur stationäre Speichertechniken betrachtet, die als Langzeitspeicher verwendet werden können. Auch andere Quellen halten die nachfolgend betrachteten Systeme für die einzigen Speichermöglichkeiten, die den künftigen Bedarf decken könnten (BMU, 2010, S. 74). Einen Überblick über die unterschiedlichen Speichertechniken, verglichen nach den oben beschriebenen Kriterien, gibt Tabelle 3. Pumpspeicher: Wasser wird von dem sogenannten Unterbecken in ein höher gelegenes Becken, das Oberbecken, gepumpt. Dabei wird elektrische Energie verbraucht, die in potentielle Energie des Wassers umgewandelt wird. Bei Bedarf wird das Wasser wieder in das Unterbecken geleitet, wobei es durch eine Turbine strömt, die einen Generator antreibt und so wieder Strom erzeugt. Die speicherbare Energiemenge hängt nicht nur vom Volumen des Oberbeckens, sondern auch vom Höhenunterschied ab. Das Potential an möglichen Standorten ist in Deutschland allerdings bereits nahezu ausgenutzt. Neue Bauprojekte wären wirtschaftlich nicht sinnvoll, hätten schädigende Auswirkungen auf die Umwelt und stoßen zudem auf erheblichen Wiederstand der Bevölkerung (Hägler, 2011). Pumpspeicher werden meist als Kurzzeitspeicher für den Ausgleich zwischen Last und Erzeugung innerhalb eines Tages genutzt. (TAB, 2008, S. 35) 23

27 Druckluftspeicher (auch CAES Compressed Air Energy Storage): Umgebungsluft wird unter Aufwendung elektrischer Energie komprimiert und in diesem verdichteten Zustand in einem Behälter (meist unterirdische Kaverne) gespeichert. Um die gespeicherte Energie zurückzugewinnen, wird die komprimierte Luft, ähnlich wie bei einem Pumpspeicher, durch eine Turbine, die einen Generator antreibt, geleitet. Allerdings verhindert das thermodynamische Phänomen des Joule-Thompson-Effekts diesen gerade beschriebenen einfachen Ablauf. Der genannte Effekt bewirkt, dass sich die Luft beim Komprimieren erwärmt und bei der Drosselung abkühlt (Cerbe, 1999, S. 35). Es gibt deshalb zwei unterschiedliche Typen von Druckluftspeichern. Der adiabate Typ hat einen zusätzlichen Wärmespeicher und kann so die bei der Kompression frei werdende Wärme nutzen, um die bei der Drosselung nötige thermische Energie bereitzustellen. Diabate Druckluftspeicher führen die Kompressionswärme aus dem System ab. Zur Entspannung wird über eine Zusatzfeuerung mit Erdgas thermische Energie zugeführt. Weltweit sind erst zwei Druckluftspeicheranlagen in Betrieb, eine davon in Deutschland. (Specht, 2009, S. 70) Bestehende Erdgasinfrastruktur: Unter Einsatz von Elektroenergie wird Wasser in seine Bestandteile Sauerstoff und Wasserstoff zerlegt. Da Wasserstoff ein sehr energiereiches Gas ist stellt es eine gute Speichermöglichkeit dar. Der Wasserstoff könnte nun in das bestehende Erdgasnetz eingespeist und verteilt werden. Eventuell ist davor, wegen der Probleme bei der Einspeisung von Wasserstoff (siehe Kapitel 5), eine (teilweise) Umwandlung in Methan sinnvoll. Einer der großen Vorteile dieses Verfahrens ist die Entkopplung von Stromspeicherung und -verbrauch. Da die umgewandelte Energie nicht mehr allein zur Deckung des Strom-, sondern auch des Gasbedarfs verwendet werden kann, vergrößert sich der Absatzmarkt. Hier besteht keine Speicherung im klassischen Sinne mehr, wo die gespeicherte Energie zwangsläufig in die ursprüngliche Energieform umgewandelt wird, sondern durch die Umwandlung und Einspeisung in das Erdgasnetz kann die gespeicherte elektrische Energie nun spartenübergreifend eingesetzt werden: Zur Wärmeerzeugung, für industrielle Zwecke, aber auch zur Rückverstromung in Gasturbinen- und Blockheizkraftwerken. Deshalb kann dieses Speichersystem immer so viel Energie aufnehmen wie an Erdgas verbraucht wird und stellt damit sehr große Speicherkapazitäten bereit (siehe auch Kapitel 6). Außerdem kann das Gasnetz nicht nur zur Speicherung, sondern auch zum Transport des umgewandelten Stroms genutzt werden und würde so besonders stark zu einer Entlastung der zeitweise überbeanspruchten Stromnetze beitragen. Da die bereits bestehende Gasinfrastruktur genutzt wird, entfallen die bei den anderen Technologien nötigen und aufwendigen Baumaßnahmen. 24

28 Tabelle 3: Vergleich ausgewählter Stromspeichertechniken in Deutschland nach (TAB, 2008, S ; VDE, 2009, S. 42 u. 53; UBA, 2010, S. 34; Cerbe, 1999, S. 28; dena, 2010, S ) Speicherkapazität [GWh] maximale Speicherleistung [GW] Energiedichte [kwh/nm³] Pumpspeicher Druckluftspeicher Erdgasinfrastruktur 40 6,6 0,82 (Δh = 300m) diabat adiabat Wasserstoff Methan erst 1 Anlage, ausbaufähig erst 1 Anlage, ausbaufähig bisher keine Anlage bisher keine Anlage 1 2 (druckabhängig) abhängig vom Gasverbrauch (siehe Kapitel 6) abhängig vom Gasverbrauch (siehe Kapitel 6) 3,54 11,06 Wirkungsgrad [%] ca. 55 ca. 70 ca. 75 ca. 60 spezifische Investitionskosten ca >1000 [ /kw] Lebensdauer [a] k.a. Anfahrdauer [min.] ~1 ~10 < 15 min mögl. Standorte nahezu ausgeschöpft Quelle viele (CO wenige sehr Viele 2 - nötig) Vor allem der hohe Wirkungsgrad und die Fähigkeit, in einer Minute die volle Ein- /Ausspeicherleistung bereitzustellen, machen Pumpspeicher besonders attraktiv. Da die Ausbaufähigkeit aber nahezu ausgeschöpft ist, ist keine große Kapazitätserweiterung zu erwarten. Um die künftig nötige Speicherleistung und -kapazität bereitzustellen, kommen also hauptsächlich Druckluftspeicher und die Speicherung in der Erdgasinfrastruktur in Frage. Aber hier ist noch erheblicher Forschungsbedarf nötig. Aktuell wird viel Aufwand in die Untersuchung der Gasinfrastruktur als Stromspeicher gesteckt, und auch mehrere Pilotprojekte sind in Arbeit (juwi, 2011). Die Vorteile dieser Technik sind vor allem die rein vom Gasverbrauch abhängige Speicherleistung und -kapazität sowie die Tatsache, dass die bestehende Gasinfrastruktur genutzt wird und deshalb keine großen Neubauten nötig sind. In den nachfolgenden Kapiteln werden die der Stromspeicherung in der Gasinfrastuktur zugrunde liegende Technik beschrieben sowie die mögliche Speicherkapazität des Erdgasnetzes genauer betrachtet. 25

29 4 Verfahrensbeschreibung der Umwandlung von Strom zu Gas 4.1 Regenerative Wasserstofferzeugung Verfahrensbeschreibung der Elektrolyse von Wasser Bei der Wasserelektrolyse wird elektrische Energie umgewandelt in chemisch gebundene Energie in Form von gasförmigem Wasserstoff (H 2 ) und Sauerstoff (O 2 ). Eine positive Elektrode (Anode) und eine negative Elektrode (Kathode) leiten hierfür einen elektrischen Gleichstrom in das Wasser, wodurch eine chemische Reaktion, die elektrolytische Spaltung des Wassers, nach folgender Gesamtgleichung in Gang gesetzt wird. Gesamtgleichung der Elektrolyse: HH 2 OO HH 2 (gg) OO 2 (gg) Der Wasserstoff bildet sich an der Kathode, der Sauerstoff an der Anode. Um ein Vermischen der beiden Gase zu verhindern, müssen die zwei Elektroden räumlich durch ein Diaphragma bzw. eine Membran getrennt werden. Es stehen im Wesentlichen zwei Verfahren für die Elektrolyse von Wasser zur Verfügung, die alkalische- und die PEM-Elektrolyse (PEM = Protone Exchange Membrane). Es existieren auch andere Verfahren, wie die Hochtemperaturelektrolyse, die aber noch in der Entwicklung stecken und in den kommenden Jahren nicht am Markt verfügbar sein werden (Bajohr, 2011, S. 205). Im Folgenden werden diese zwei gängigen Elektrolyseverfahren, die in (DECHEMA, 1986, S. 105; Bajohr, 2011, S. 205) vorgestellt werden, genauer betrachtet. Bei der alkalischen Elektrolyse ist wegen der zu geringen elektrischen Leitfähigkeit von reinem Wasser die Verwendung eines Elektrolyts erforderlich. Dazu dient bei diesem Elektrolyseverfahren meist eine 25-prozentige Kaliumhydroxid(KOH)-Lösung, die die Leitfähigkeit erhöht. Die Kathode und die Anode sind, wie in Abbildung 16 dargestellt, durch ein Diaphragma getrennt. Das Diaphragma ist für Hydroxidionen (OH - ) durchlässig, da diese von der Kathodenseite zur Anodenseite wechseln müssen, um die Reaktion ablaufen zu lassen. Wird nun eine elektrische Gleichspannung angelegt, so bildet sich an der Kathode gasförmiger Wasserstoff, an der Anode gasförmiger Sauerstoff. Hierbei laufen folgende chemische Reaktionen ab, die in Summe die obige Gesamtgleichung ergeben: 26

30 Kathode: 2 HH 2 OO + 2 ee HH 2 (gg) + 2 OOHH Anode: 2 OOHH 1 2 OO 2 (gg) + HH 2 OO + 2 ee Abbildung 16: Darstellung des schematischen Aufbaus bei der alkalischen Elektrolyse (Wenske, 2010, S. 6) Die PEM-Elektrolyse benötigt kein Elektrolyt es wird reines Wasser verwendet und kein ionendurchlässiges Diaphragma. Allerdings muss der Durchgang der Protonen (H + ), von der Anoden- zur Kathodenseite hin, gewährleistet sein. Diesen Zweck erfüllt die PEM, durch die das Diaphragma ersetzt wird. Das Wasser wird nur auf der Anodenseite zugeführt, wo auch der Sauerstoff entsteht. Die dabei erzeugten Protonen wandern durch die PEM und bilden an der Kathode gasförmigen Wasserstoff. Die chemischen Reaktionen ändern sich dabei folgendermaßen, die Gesamtgleichung bleibt erfüllt: Kathode: 2 HH ee HH 2 (gg) Anode: HH 2 OO 2 HH ee OO 2 (gg) 27

31 4.1.2 Stand der Technik / Forschung bei der Elektrolyse Die elektrolytische Gewinnung von Wasserstoff ist seit über 75 Jahren im großtechnischen Maßstab verwirklicht (DECHEMA, 1986, S. 107). Allerdings ist die Erzeugung aus Methan derzeit noch wirtschaftlicher, weshalb der Elektrolyseanteil am weltweiten Wasserstoffmarkt aktuell weniger als 1% beträgt (Wenske, 2010, S. 3). Dies könnte sich künftig durch die Verwendung von überschüssigem regenerativem Strom ändern. Für die Eignung zur Kopplung mit Wind- und Sonnenstrom sind mehrere Qualitätsmerkmale eines Elektrolyseurs relevant. Da die zur Verfügung stehende Strommenge sehr schwankend ist, ist das Verhalten im Teillastbetrieb besonders wichtig. Wünschenswert wäre es, wenn die Elektrolyse bei Auslastungen im niedrigen Prozentbereich (auf die Nennleistung bezogen) ebenso gut abläuft wie bei voller Leistung. Allgemein ist hier zu erwähnen, dass die Effizienz mit fallenden Stromdichten steigt, der Wirkungsgrad ist im Teillastbereich also besser (UBA, 2010, S. 36). Allerdings lassen nicht alle Verfahrenstypen der Elektrolyse einen Betrieb im niedrigen Teillastbereich zu. Auch ein schnelles Reaktionsverhalten auf Lastwechsel ist erforderlich, da sich die verfügbaren Strommengen teilweise sehr schnell ändern. Der Elektrolyseur sollte zudem schnell und unproblematisch aus dem ausgeschalteten bzw. Standby- Zustand hochgefahren werden können und umgekehrt, da die Residuallast häufig vom positiven in den negativen Bereich wechselt. Auch der spezifische Stromverbrauch ist wichtig zu betrachten. Dieser sagt aus, wie viel elektrische Energie pro hergestelltem Normkubikmeter Wasserstoff verbraucht wird, und definiert somit auch den Wirkungsgrad und die Betriebskosten eines Elektrolyseurs. Der Wirkungsgrad ist das Verhältnis von Output zu Input, also die im Wasserstoff gespeicherte chemische Energiemenge geteilt durch die eingesetzte elektrische Energiemenge. Ein weiteres Merkmal ist die maximal mögliche Produktionsmenge an Wasserstoff pro Stunde, da dadurch die maximale Speicherleistung festgelegt wird. Die Lebensdauer und die Investitionskosten sind wichtig, um bewerten zu können, ob und wann die Anlage sich wirtschaftlich amortisiert. 28

32 Nachfolgend werden die im vorigen Kapitel beschriebenen Verfahren der alkalischen- und der PEM-Elektrolyse hinsichtlich der aufgeführten Kriterien verglichen, um eine Bewertung der Tauglichkeit zur Kopplung mit Wind- und Sonnenstrom zu ermöglichen. Tabelle 4: Vergleich der Verfahren zur Wasser-Elektrolyse nach (Wenske, 2010; Bajohr, 2011, S. 205) Alkali PEM Teillastbereich [%] Reaktionsgeschwindigkeit gut sehr gut Spezifischer Stromverbrauch [kwh/nm 3 ] 4,1 4,6 4,3 9 Max. Produktionsmenge pro Elektrolyseeinheit [Nm³/h] Lebensdauer [a] Wirkungsgrad der Elektrolyseeinheit 3 ~80% (bezogen auf H s ) [%] ~80% Investitionskosten [ /kw] Die Vorteile der PEM-Elektrolyse sind der bereits bei 0 % beginnende Teillastbereich und die gute Reaktionsgeschwindigkeit. Allerdings sind die Investitions- und Betriebskosten im Vergleich zur alkalischen Elektrolyse um ein Vielfaches höher. Auch die maximale Produktionsmenge und die Lebensdauer sind erheblich geringer. Momentan ist deshalb die alkalische Elektrolyse das vorzuziehende Verfahren. Falls die Forschung in nächster Zeit große Fortschritte macht und die PEM-Elektrolyse konkurrenzfähig wird, wäre diese Empfehlung evtl. zu korrigieren. Die angegebenen Wirkungsgrade können bisher nur im Labor erreicht werden. Die Produktionsmenge eines Elektrolyseurs lässt sich durch den sogenannten Stack-Aufbau, eine Zusammenschaltung mehrerer Elektrolysezellen, weiter erhöhen. Dies ist allerdings nur bei alkalischen Elektrolyseanlagen möglich. So lassen sich Anlagen mit einer Produktionsmenge von mehreren Nm³/h realisieren (z.b Nm³/h am Assuanstaudamm). (DECHEMA, 1986, S. 107) Bisher wurden nur die bei atmosphärischem Druck ablaufenden Elektrolyseverfahren betrachtet. Bei der sogenannten fortschrittlichen Elektrolyse bzw. Druckelektrolyse läuft der Prozess bei höheren Drücken (meist > 10 bar) ab. Allerdings birgt sie höhere Investitions- und Wartungskosten. Der nutzbare Teillastbereich beginnt hier erst bei 30 %, was für die Verwendung mit volatilem regenerativem Strom wohl der größte Nachteil ist. Deshalb wird die Verfahrensweise der Druckelektrolyse hier nicht genauer betrachtet. (Wenske, 2010, S. 13) 3 Der Wirkungsgrad einer gesamten Elektrolyseanlage ist geringer, da zusätzliche Verluste für Gleichrichtung, Transformation u.ä. auftreten. 29