Energiespeicher für ein stabiles Stromnetz

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1 14. Fachkongress Zukunftsenergien Forum E: Photovoltaik und Netzintegration Essen, Univ.-Prof. Dr. rer. nat. Professur für Elektrochem. Energiewandlung & Speichersystemtechnik (ISEA) Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen (RWTH Aachen) Nr. 1

2 LeistungMW 5347MW Wie viel Speicher wäre notwendig, um Windkraft grundlastfähig zu machen? Lastverlauf und Windleistung im Vattenfall Hochspannungsnetz ( ) Leistung [MW] Load consumption Lastverlauf Wind power prognosis Windleistung (Prognose) Wind power generation Windleistung Source: IfR / TU Braunschweig 03/02 10/02 17/02 24/02 02/ IfR, TU Braunschweig Nr. 2

3 LeistungMW 5347MW Wie viel Speicher wäre notwendig, um Windkraft grundlastfähig zu machen? Leistung Wind p Windleistu /02 02/03 IfR, TU Braunschweig Nr. 3

4 LeistungMW 5347MW Wie viel Speicher wäre notwendig, um Windkraft grundlastfähig zu machen? Lastverlauf und Windleistung im Vattenfall Hochspannungsnetz ( ) Leistung [MW] Load consumption Lastverlauf Wind power prognosis Windleistung (Prognose) Wind power generation Windleistung ~540 GWh 0 Source: IfR / TU Braunschweig 03/02 10/02 17/02 24/02 02/03 IfR, TU Braunschweig 2008 Notwendige Speicherkapazität zur kontinuierlichen Lieferung der mittleren Leistung Nr. 4

5 Technologien für elektrische Energiespeicher Redox-Flow Batterien Supraleitende Spulen typical discharge time 1 year 1 month 1 week ½ day 1 hour 1 min 10 W Wasserstoff installed power 1 kw 100 kw 10 MW V - Druckluftspeicher 1 s 10 ms I III II IV VIII V VI VII 1 GW 100 GW 0.01 I - Kondensator, Spule II - SuperCaps, Schwungrad III - Batterien IV - Redox-flow Batterien kwh MWh GWh TWh Batterien Supraleitende Redox-Flow Doppelschichtkondensatoren Pumpspeicher Schwungrad Wasserstoff installed -Druckluft Blei, storage Lithium, capacity Batterien Spulen NaNiCl, specific power [kw/kwh] VI - Pumpspeicher VII - Speicherkraftwerke (Wasser) VIII - Wasserstoffspeicher Pumpspeicher Schwungrad Supercapacitors Doppelschichtkondensatoren Batterien - Blei, Lithium, NaNiCl,... Druckluft Nr. 5

6 Vergleich von Energiedichten Mechanische Speicher (sehr geringe Energiedichte) Potentielle Energie (z.b. Pumpspeichersee): 1 kwh/m 3 (bei 360 m Höhe) Kinetische Energie (z.b. Schwungrad): ~10 kwh/m 3 Elektrische Speicher (geringe Energiedichte) Elektrostatisches Feld: ~10 kwh/m 3 Elektromagnetisches Feld: ~10 kwh/m 3 Wärmespeicher (mittlere Energiedichte) ΔT = 100K: 116 kwh/m 3 (sensible Wärme) Phasenwechselnde Materialien z.b. Wasser / Dampf: 626 kwh/m 3 (latente Wärme) Chemische Speicher (mittlere bis hohe Energiedichte) Lithium-Ionen-Batterie: 200 kwh/m 3 Flüssiger Wasserstoff: kwh/m 3 (Benzin: kwh/m 3 ) Nr. 6

7 Übersicht Leistungsspeicher Batteriespeichertechnologien Großspeichertechnologien Kostenberechnung Alternative Konzepte zur Energiespeicherung Technologieszenario Nr. 7

8 Arten elektrischer Energiespeicherung elektrisch mechanisch elektrochemisch Supraleitende Spulen Kondensatoren (diverse Technologien) Pumpspeicherwerke Schwungrad Druckluftspeicher 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) Nr. 8

9 Batterietechnologien membrane electrode electrolyte tank electrolyte I electrolyte II pump pump NaS / NaNiCl - Zink-Brom + Anode Separator Cathode Zn ++ Br - Br - Zn + electrolyte tank Lithium-Ionen charge / discharge Redox-flow 2e - 2e - Br 2 Anolyte Catholyte NiCd Bleisäure Nr. 9

10 Blei-Säure-Batterie Große Zahl Installationen weltweit, erprobte Technologien von zahllosen Herstellern kommerziell angeboten Wirkungsgrad 80 90% + Erfahrene und sichere Technologie Lebensdauer, Gewicht Nr. 10

11 Daten zu Bleibatterien Hauptmaterialien: Blei, Schwefelsäure, Kunststoffgehäuse Energiedichte: 25 Wh/kg oder 40 kg/kwh Energiedichte: 50 Wh/l oder 20 l/kwh (äquivalent zu 1 m 3 Wasser mit 360 m Höhendifferenz) (Vergleich: Diesel ca. 10 kwh/l) Wirkungsgrad: % Lebensdauer: 6-12 Jahre Zyklenlebensdauer: 2000 (7000) Zyklen typ. Temperaturbereich Laden: -20 bis +50 o C typ. Temperaturbereich Entladen: -25 bis +60 o C Kosten: ca. 200 Euro/kWh sehr hohe Recyclingquoten Nr. 11

12 Großbatterie zur Netzstützung Batterieanlage der BEWAG (Berlin), Baujahr 1986, zur Frequenzregelung im Inselnetz Berlin 17 MW 14 MWh 7080 Zellen mit jeweils 2V und 1000 Ah (2 kwh/zelle) Quelle: Hagen / BEWAG Nr. 12

13 Natrium-Schwefel Zell- und Batterieaufbau Anode: Natrium (flüssig im Betrieb) Kathode Schwefel (flüssig im Betrieb) Elektrolyt und Separator keramisches ß -Aluminiumoxid (ß - Al 2 O 3 ) Gefäß für Anode Zellgehäuse: Beschichteter Stahl Batteriegehäuse: thermische Isolation thermische Isolation elektrische Anschlüsse thermische Isolation Anschluss elektrische Isolation Natrium- Kammer Metall- Docht Natrium- Elektrode Festkörper- Elektrolyt Schwefel- Elektrode Zell- Gehäuse Quelle: NGK Insulators Ltd. Nr. 13

14 Eigenschaften der Natrium-Schwefel-Batterie Hohe Energiedichte ca. dreimal höher als bei Bleibatterien Guter Wirkungsgrad 87% (elektrochemisch), 75% inkl. Heizung und Lüfter, keine Selbstentladung Lange Lebensdauer etwa 15 Jahre Hohe Zyklenlebensdauer wenigsten Zyklen, aber auch bis zu Zyklen möglich Keine teuren Materialien Potential für Kostensenkung Kosten derzeit /kwh im System Betriebstemperatur NaNiCl Source: NGK, MES-DEA ca. 300 C im Betrieb notwendig, thermische Verluste für ein 25 kwh-modul bei etwa 100 W Abkühlung sollte vermieden werden, da es zu thermischen Stress kommt Nr. 14

15 Natrium-Schwefel Anwendungsbeispiel NaS-Batteriesystem für Load Levelling in Tokyo Kostenersparnis durch geringere Stromabnahme zu Spitzenlastzeiten Leistungsdaten 2 MW 1165 V DC 40 Module ( Zellen) > 136 T Gewicht Anlagen bis 50 MWh sind in Betrieb Reduzierung des Spitzenbedarfs günstigerer Nachtstrom vor Installation der NaS- Batterie nach Installation der NaS-Batterie (NGK / TEPCO) nachts (laden) tagsüber (entladen) nachts (laden) Nr. 15

16 NiCd-Batterie Kommerzielles Produkt, Großanlage (Alaska) Verschiedene Hersteller am Markt In der Kritik wg. Umweltverträglichkeit des Cadmiums Wirkungsgrad 60 70% Resümee: + Gute Lebensdauer, robust Toxizität des Cadmiums Source: Saft, Hoppecke Nr. 16

17 Das Lithium-Ionen System ( Rocking Chair ) Entladung LiMO 2 R e - e - Graphit Sauerstoff Li + LiC 6 Metall-Ion Graphit Separator Li + Li + Graphik: Saft POSITIVE Elektrolyt & Separator NEGATIVE Nr. 17

18 Aktuelle Hauptentwicklungslinien bei Lithium- Ionen-Batterien Li-Ionen-flüssig Kathodenmaterial Anodenmaterial gute Lebensdauer, Sicherheitsrisiko höchstes Sicherheitsrisiko, gute Performance schlechtere Lebensdauer, Sicherheit besser als Co & Ni populäres Mischmaterial mit Optimierung der Eigenschaften große Variabilität in Mischmaterialien 3,3 V Material, günstiges & sicheres Ausgangsmaterial LiCoO 2 Hard Carbon LiC 6 LiNiO 2 Graphit LiMn 2 O 4 LiC 6 LiCo 1/3 Ni 1/3 Mn 1/3 O 2 LiCo x Ni y Mn z O 2 LiFePO 4 Titanat Li 4 Ti 5 O 12 Silizium Li 22 Si 6 3,7 V Material, geringe Vollzyklenzahl 3,7 V Material, teuer, hohe Vollzyklenzahl (EV) 2,2 V Material, sicher, geringere Energiedichte 3,7 V Material, hohe Energiedichte, in der Forschung Nr. 18

19 Entladecharakteristik von Li-Ionen High Power Batterien 4,0 4,1 4,0 3,9 3,8 3,7 Saft high power cell Saft high power cell Zellspannung (V) 3,5 V oltage (V) 3,0 2,5 3,6 3,5 3,4 3,3 3,2 3,1 3,0 2,9 2,8 2,7 2,6 2, Kapazität Capacity (Ah) (Ah) 1/3 C ½C 1C=15A 2C 3.33C 10C 19C D/3 D/2 1 D = 15 A 2D 50A 150A 285A Nr. 19

20 Elektrische Leistungsfähigkeit (Zellen) Hochenergie Hochleistung Leistungsdichte W/kg W/kg Energiedichte Wh/kg Wh/kg Wirkungsgrad ~ 95% ~ 90% Selbstentladung < 5%/Monat (25 C) < 5%/Monat (25 C) Lebensdauer bis 5000 Vollzyklen 10 6 (3,3% DOD) Energy (Wh) E n e r g y ( W h ) Storage duration (Years) Calendar life assessment at 40 C 100 % SOC Energy ( W h ) Quelle: Saft Energy (Wh) Quelle: Saft Cycle number Cycle life assessment at 20 C with at 80 % DOD cycle Nr. 20

21 Gravimetrische Leistungsdichte vs. Energiedichte (Leistungs- und Energiedichten spezifischer Produkte aus Datenblättern und eigenen Messungen) Spezifische Leistung in W/kg (Zellebene) 100,000 10,000 1, SuperCap Blei spiral wound Blei Saft VHP 6 Ah Li-Ion Very High Power GAIA LiFePO 4 LiTeC HP 6 Ah Li-Ion High Power NiMH Kokam Coffee Bag NaNiCl 2 Zebra E- One Moli NiCd Li-Ion Institut für Stromrichtertechnik LiM-Polymer und Elektrische High Antriebe Energy GAIA HE 60 Ah GS Yuasa LEV 50 A123 Saft VL M Quelle Ragone Plot: Saft Spezifische Energie in Wh/kg (Zellebene) Nr. 21

22 Definition eines Speichersystems für elekt. Energie definiert Ladeleistung definiert Energiekapazität definiert Entladeleistung Aufladen des Speichers Entladung des Speichers elektrische Energie Wandler. I Energiespeicher Wandler II elektrische Energie Batterien / Supercaps: integrierte Einheit Redox-flow Stack Tanks mit gelösten Redox-Paaren Stack Nr. 22

23 Vanadium Redox Batterie (VRB) - Grundprinzip Funktionsweise einer Vanadium Redox-Flow Batterie beim Aufladen Lagertank mit Vanadium (V) und (IV) in Schwefelsäure Netzanschluss Lagertank mit Vanadium (III) und (II) in Schwefelsäure Vanadium (V) Vanadium (II) Vanadium (IV) Anode Kathode Vanadium (III) Potential V(IV) V(V): +1,00 V Kation Pumpe 1 selektive Membran Pumpe 2 Potential V(II) V(III): -0,26 V Nr. 23

24 Vanadium Redox Batterie (VRB) - Grundprinzip Funktionsweise einer Vanadium Redox-Flow Batterie beim Aufladen Lagertank mit Vanadium (V) und (IV) in Schwefelsäure Netzanschluss Lagertank mit Vanadium (III) und (II) in Schwefelsäure Vanadium (V) Vanadium (II) Vanadium (IV) Anode Kathode Vanadium (III) Potential V(IV) V(V): +1,00 V Kation Pumpe 1 selektive Membran Pumpe 2 Potential V(II) V(III): -0,26 V Nr. 24

25 Redoxpaarlösungen Vanadium(II) Vanadium(V) Vanadium(IV) Vanadium(III) Nr. 25

26 Redox-flow-Batterien (Vanadium) membrane electrode Demonstrationsanlagen im Feld, auf dem Weg in die Kommerzialisierung zwei bis drei kommerzielle Anbieter Wirkungsgrad 60 75% Nur eingeschränkt USV-fähig electrolyte tank electrolyte I + electrolyte II electrolyte tank Resümee: + Energie und Leistung sind separat auslegbar, gute Zyklenlebensdauer Vanadium ist teuer, andere Materialien müssen zur Kommerzialisierung gebracht werden pump pump charge / discharge Bild: Nr. 26

27 Redox-flow Batterien als stationäre Großsspeicher Energie speichern Energiebedarf decken Quelle: Quelle: Nr. 27

28 Zink-Brom-Batterie Demonstrationsprojekte, nicht kommerziell beziehbar bisher Nur zwei Anbieter Wirkungsgrad 70 80% Nur eingeschränkt USV-fähig - Anode Cathode Separator Zn Br - Zn ++ Br - 2e - 2e - Br 2 + Resümee: + Energie und Leistung sind separat auslegbar, gute Zyklenlebensdauer Noch nicht kommerziell Anolyte Catholyte Bild: ZBB Energy Corporation Nr. 28

29 Technologien für zentrale Großspeicher Wasserstoff mit Kavernenspeichern Pumpspeicher Druckluft (mit und ohne Wärmespeicher) Nr. 29

30 Pumpspeicherkraftwerke erprobte Technologie über 90 GW installierte Leistung weltweit Wirkungsgrad Entladedauer % Stunden bis Tage Leistung Kosten Speichermedium größter Nachteil 10 MW bis 1 GW /kwh kaum neue Standorte in Europa Bild: Nr. 30

31 Nachrüstung von bestehenden Speicherseen mit Pumpoption Nutzung der großen Kapazitäten in bestehenden Speicherseen Nachrüstung von Pumpsätzen Evaluation des Potentials notwendig kritischer Punkt ist die Erreichbarkeit eines geeigneten Unterwassers Stausee mit natürlichem Zulauf Distanz & Kosten? Fluss oder See Nr. 31

32 Druckluftspeichersystem (adiabatisches CAES) Entwicklungsgegenstand Wirkungsgrad Entladedauer Leistung Kosten Speichermedium max. 70% Stunden bis Tage 100 MW bis 1 GW /kwh größter Nachteil Geeignete geologische Formation Picture: KBB Bild: Alstom Nr. 32

33 Wasserstoffspeicher im Druckkaverne Einzig realistische Technologie für Speichersysteme im 100 GWh Bereich Wirkungsgrad Entladedauer Leistung ~ 40 % Stunden - Wochen 10 kw bis 1 GW Kosten Speichermedium größter Nachteil 0,2 0,5 /kwh Geringer Wirkungsgrad Bild: Auch diskutierte Energiespeicherung in Form von Methan (CH4) oder Methanol läuft prozesstechnisch über die Herstellung von Wasserstoff. Wirkungsgrad dementsprechend noch geringer. Nr. 33

34 Übersicht Leistungsspeicher Batteriespeichertechnologien Großspeichertechnologien Kostenberechnung Alternative Konzepte zur Energiespeicherung Technologieszenario Nr. 34

35 Überblick zu Batterietechnologien Energiedcihte Batterietechnologie Bleisäure NiCd NiMH Li-Ion Li- Polymer RAM Super Caps NaNiCl Elektrolyt H 2 SO 4 KOH KOH Organic, polymers AlO 2 Energiedichte Wh/kg ~100 [Wh/l] ~50 Wirkungsgrad (Energie) [%] Institut für Stromrichtertechnik to +40 und Elektrische Laptops, Antriebe Handys, Camcorder, Smart Cards 0-20 to to Konsumerprodukte, Spielzeuge -20 to ~ to Für Anwendungen mit Entladezeiten von -25 to +75 typischerweise weniger als 10 Sekunden Zyklenlebensdauer Lebensdauer [a] [Zyklen] ~1000 Temperatur Bereich Laden & Entladen [ C] -10 to to to to to to to to +300 Kosten (relativ pro kwh) Typische Anwendungen (Beispiele) Stationäre Anwendungen (USV, Autonome Stromversorgung), Traktion, Starter Werkzeuge, Modellautos, Konsumerprodukte, Traktion, Tieftemperaturanwendungen, Elekroautos Laptops, Handys, Camcorder, Elektroautos, Hybridfahrzeuge, Spielzeuge De facto sind derartige Übersichten wenig hilfreich für die Auswahl einer Technologie für eine spezifische Anwendung! RAM - Rechargeable alkali manganes Hybridfahrzeuge, Elektroautos, stationäre Anwendungen (load-levelling) (Prototypen) Nr. 35

36 Parameter zur Definition eines Referenzfalls Leistung [kw] Zyklen [#/Tag] Energie [kwh] Definition der Bedingungen für ein Speichersystem Systemlebensdauer [Jahre] Stromkosten [ ct/kwh] Kapitalkosten [%] Nr. 36

37 Parameter zu Definition einer Speichertechnologie Kosten Umrichter [ /kw] Wirkungsgrad [%] Selbstentladung [%/d] Kosten pro installierte Kapazität [ /kwh] maximale Entadetiefe (DOD) [%] Wartung & Reparatur [%/Jahr] Zyklenlebensdauer bei DOD [#] Nr. 37

38 Lebensdauer als Funktion der Entladetiefe (DOD) (Beispiel: NiMH) 3% DOD Quelle: Varta / Johnson Control 5% DOD 20 C, 20,000 nominal 5% DOD, equivalent to 400,000 cycles 12% DOD 80% DOD 100% DOD Nr. 38

39 Kostenberechnung Energie [kwh] Kosten Umrichter [ /kw] Leistung [kw] Speicherkosten für Energiedurchsatz [ ct/kwh] Wirkungsgrad [%] Selbstentladung [%/d] Zyklen [#/Tag] maximale Entladetiefe (DOD) Kosten pro installierte Kapazität [ /kwh] Institut Annuitätenmeth. für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe [%] Stromkosten Systemlebensdaue [ ct/kwh] [Jahre] Wartung & Zyklenlebensdauer Reparatur [%/Jahr] bei DOD [#] Kapitalkosten [%] Nr. 39

40 Kosten für Energie aus Großspeichern ( monatlich ) (500 MW, 100 GWh, ~1,5 Zyklen pro Monat, Zins 8%, Stromkosten 4ct) > 10 Jahre heute > 10 Jahre heute abhängig vom Standort Quelle: ENERGY STORAGE FOR IMPROVED OPERATION OF FUTURE ENERGY SUPPLY SYSTEMS, M. Kleimaier, et.al., CIGRE 2008 Nr. 40

41 Kosten für Energie aus Großspeichern ( täglich ) (1 GW, 8 GWh, 1 Zyklus pro Tag, Zins 8%, Stromkosten 4ct) > 10 Jahre heute heute > 10 Jahre abhängig vom Standort Quelle: ENERGY STORAGE FOR IMPROVED OPERATION OF FUTURE ENERGY SUPPLY SYSTEMS, M. Kleimaier, et.al., CIGRE 2008 Nr. 41

42 Load-leveling Hochspannungsnetz ( Pumpspeicher ) 1 GW, 8 GWh, 1 Zyklus / Tag, Stromkosten 4 ct, Kapitalkosten 8% 5 bis 10 Jahre heute Quelle: ENERGY STORAGE FOR IMPROVED OPERATION OF FUTURE ENERGY SUPPLY SYSTEMS, M. Kleimaier, et.al., CIGRE 2008 Nr. 42

43 Kosten für Energie aus Speichern im MS-Netz (10 MW, 40 MWh, 2 Zyklen pro Tag, Zins 8%, Stromkosten 4ct) 5 bis 10 Jahre heute Quelle: ENERGY STORAGE FOR IMPROVED OPERATION OF FUTURE ENERGY SUPPLY SYSTEMS, M. Kleimaier, et.al., CIGRE 2008 Nr. 43

44 Load-leveling Niederspannungsnetz 100 kw, 250 kwh, 2 Zyklen / Tag, Stromkosten 6 ct, Kapitalkosten 8% 5 bis 10 Jahre heute Quelle: ENERGY STORAGE FOR IMPROVED OPERATION OF FUTURE ENERGY SUPPLY SYSTEMS, M. Kleimaier, et.al., CIGRE 2008 Nr. 44

45 Ref.-Fall load levelling MV Blei-Säure-Batterie Variation der Speicherkosten und der täglichen Zyklenzahl 2.5 Total cost per kwh throughput, related to reference case ,5 cycle per day 2 cycles per day 5 cycles per day Referenz Costs per kwh installed capacity, /kwh Nr. 45

46 Ref.-Fall load levelling MV Blei-Säure-Batterie Variation der Kapitalkosten (Zinssatz) 1.4 Total cost per kwh throughput, related to reference case Referenz Capital costs, % Nr. 46

47 Ref.-Fall Langzeitspeicher Pumpspeicher Variation der Kapitalkosten (Zinssatz) 1.4 Total cost per kwh throughtput, related to best case Referenz Capital costs, % Nr. 47

48 Ref.-Fall load levelling MV Blei-Säure-Batterie Variation des Wirkungsgrades und der Stromkosten Total cost per kwh throughput, related to reference case Electricity costs, 2ct Electricity costs, 4ct Electricity costs, 6ct Referenz Average efficiency, % Nr. 48

49 Ref.-Fall Langzeitspeicher Pumpspeicher Variation des Wirkungsgrades und der Stromkosten Total cost per kwh throughput, related to best case Electricity costs,1ct Electricity costs, 3ct Electricity costs, 5ct Average efficiency, % Referenz Nr. 49

50 Zusammenfassung zur Kostenberechnung Kostenberechnungen sind komplex und hängen von vielen Parametern ab. Viele Studien verwenden falsche oder ungeeignete Daten. Ein Vergleich von Kosten verschiedener Speichertechnologien kann nur 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. Nr. 50

51 Übersicht Leistungsspeicher Batteriespeichertechnologien Großspeichertechnologien Kostenberechnung Alternative Konzepte zur Energiespeicherung Technologieszenario Nr. 51

52 Fragestellung Gibt es Alternativen zum Einsatz von Speichern für elektrische Energie? Unter welchen Randbedingungen können diese wirtschaftliche sein? Welche Technologien ergänzen sich, welche stehen im Wettbewerb? Nr. 52

53 Randbedingungen der folgenden Betrachtungen Betrachtet 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 Nr. 53

54 Überblick über betrachtete Szenarien Anschluss 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 Nr. 54

55 Überblick über betrachtete Szenarien Anschluss 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 Nr. 55

56 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 Nr. 56

57 Windpark 10 MW Anschluss mit Speicher Annahmen: 10 MW Windpark, 2000 Volllaststunden, 2 MW Anschlussleitung Speicher 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) ct/kwh Keine Regelenergie möglich, da Leitung dauerhaft vollständig ausgelastet ist und daher nur Grundlast liefern kann Nr. 57

58 Windpark 10 MW konventioneller Anschluss Annahmen: 10 MW Windpark, 2000 Volllaststunden, 10 MW Anschlussleitung Kosten für Anschluss: /km, Schaltfeld im UW , Trafotausch, 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. Nr. 58

59 Überblick über betrachtete Szenarien Anschluss 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 Nr. 59

60 Alternativen zu speziellen Speichern im Netz (Auswahl) Langreichweitige Stromübertragung mit HVDC-Leitungen Einsatz von Gaskraftwerken als Spitzenlastkraftwerk Thermische Speicher Solarthermische Kraftwerke Kraft-Wärme-Kopplung Speicher in Fahrzeugen Nr. 60

61 Energietransport über große Entfernung in Gleichspannungstechnik Alternativen: Freileitungen Kabeltechnik Bilder: ABB Nr. 61

62 Netzausbau Höchstspannungsnetz als HVDC für langreichweitigen Transport in Lastzentren Weitreichender Energietransport in Lastzentren als Alternative zur Zwischenspeicherung Annahmen: Hochspannungsgleichstromübertragung (HVDC) Freileitungen Leitung 2 GW /km Leitung (Freileitung) 75 /kw für Konverter (2 x notwendig) 8% Kapitalzins 40 Jahre Lebensdauer Mittlere Auslastung der Leitung 15%, 25% und 35% 25% Auslastung entspricht etwa dem vollständigen Abtransport der Leistung eines Windparks Nr. 62

63 Netzausbau Höchstspannungsnetz als HVDC Kosten [ ct/kwh] HVDC, 2 GW, 370 k /km, 2 x 75 /kw Konverter, 8% Zins, 40 Jahre Lebensdauer 15% mittlere Auslastung 25% mittlere Auslastung 35% mittlere Auslastung Übertragungsdistanz [km] Quelle: Studie Speicher, ETG/VDE, 2008/2009 Nr. 63

64 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 Lasten der 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 Nr. 64

65 Überblick über betrachtete Szenarien Anschluss 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 Nr. 65

66 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. Nr. 66

67 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 Nr. 67

68 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) Nr. 68

69 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 Nr. 69

70 Vermeidung der Abschaltung von WKA bei Netzüberlastung 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) Nr. 70

71 Vermeidung der Abschaltung von WKA bei Netzüberlastung 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. Nr. 71

72 Überblick über betrachtete Szenarien Anschluss 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 Unterbrechungsfreie Stromversorgung (USV)-Funktionalität von Speichern in kritischen Industrieanwendungen Einsatz von Gaskraftwerken als Spitzenlastkraftwerk Thermische Speicher Solarthermische Kraftwerke Kraft-Wärme-Kopplung Speicher in Fahrzeugen Nr. 72

73 USV-Funktionalität Beispiel Papierfabrik Annahmen: Jährliche Schadenssumme durch Spannungseinbrüche: /Jahr Überbrückungsdauer bis 1 min Leistung 10 MW, Nutzenergie ~ 167 kwh Akzeptable Kosten pro installiertem kw-leistung (Annuität): 40 /kw Kosten verschiedener Speichertechnologien Lithium-Ionen-Batterien: 32 /kw (Annuität), davon 10 /kw für den Umrichter Annahmen: /kwh Li-Ionen-Batterie, Entladewirkungsgrad 80%, 20% DOD, Lebensdauer aller Komponenten 20 Jahre, Kosten Umrichter: 100 /kw SuperCaps: 41 /kw (Annuität) Annahmen: /kwh Li-Ionen-Batterie, Entladewirkungsgrad 85%, 75% DOD, Lebensdauer aller Komponenten 20 Jahre, Kosten Umrichter: 100 /kw Betriebswirtschaftlich sehr interessant SuperCap wird umso interessanter, je kürzer die Überbrückungsdauer Nr. 73

74 Überblick über betrachtete Szenarien Anschluss 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 Nr. 74

75 Alternativen zu speziellen Speichern im Netz (Auswahl) Langreichweitige Stromübertragung mit HVDC-Leitungen Einsatz von Gaskraftwerken als Spitzenlastkraftwerk Thermische Speicher Solarthermische Kraftwerke Kraft-Wärme-Kopplung Speicher in Fahrzeugen Nr. 75

76 Einsatz von Gaskraftwerken Betrieb der Anlagen in Zeiten ausgedehnter Flauten bzw. Dunkelperioden Probleme: hohe Brennstoff- und CO 2 -Kosten starke Abhängigkeit von Preisentwicklungen geringe Volllaststundenzahl nur positive Regelleistung Nr. 76

77 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 Stromgestehungskosten [ ct/kwh] SCPP CCPP efficiency 39.5% 58.0% Interest rate 6% capital cost ( /kw) Return on equity 12% O&M fixed cost ( /kw) Discount rate 9% O&M variable cost ( ct/kwh) Debt/equity ratio 70/30 Economic plant life time (years) Debt repayment period (years) 15 SCPP 5 /GJ, 20 /t CO2 SCPP 10 /GJ, 20 /t CO2 CCPP 5 /GJ, 20 /t CO2 CCPP 10 /GJ, 20 /t CO2 Vergleich mit Pumpspeicherkraftwerk: 3 ct/kwh Speicher + 5 ct/kwh Strom Volllaststunden [h/a] Quelle: Studie Speicher, ETG/VDE, 2008/2009 Nr. 77

78 Überblick über betrachtete Szenarien Anschluss 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 Nr. 78

79 Alternativen zu speziellen Speichern im Netz (Auswahl) Langreichweitige Stromübertragung mit HVDC-Leitungen Einsatz von Gaskraftwerken als Spitzenlastkraftwerk Thermische Speicher Solarthermische Kraftwerke Kraft-Wärme-Kopplung Speicher in Fahrzeugen Nr. 79

80 Speicher im Verteilnetz Thermische Speicher in KWK-Anlagen und Wärmepumpensystemen Konsequente Umstellung auf stromgeführte KWK-Anlagen Thermische Speicher als kostengünstige Alternative zu Stromspeichern Tagesspeicher und saisonale Speicher (Erdreichspeicher) für thermische Energie Einsatz der KWK-Anlagen als virtuelles, verteiltes Spitzenlastkraftwerk zum Ausgleich fluktuierender Stromerzeugung und Lasten Wärmespeicher Quelle:Buderus Aber KWK-Anlagen in Einzelhäusern mit guter thermischer Isolierung machen keinen Sinn. Quelle:DEFU, H. Weldingh Nr. 80

81 Solarthermische Kraftwerke mit Wärmespeicher Source:Ciemat, Plata Forma Solar, Dr. Romero Nr. 81

82 Initiative Desertec Quelle Bilder & Graphiken: Spiegel Online Nr. 82

83 Überblick über betrachtete Szenarien Anschluss 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 Nr. 83

84 Alternativen zu speziellen Speichern im Netz (Auswahl) Langreichweitige Stromübertragung mit HVDC-Leitungen Einsatz von Gaskraftwerken als Spitzenlastkraftwerk Thermische Speicher Solarthermische Kraftwerke Kraft-Wärme-Kopplung Speicher in Fahrzeugen Nr. 84

85 Elektrifizierung des Individualverkehrs Hybridfahrzeug Speicher ca. 1 kwh, Ladung nur während Fahrt, Treibstoffeinsparung max. 20% Plug-in Hybrid Speicher 5 10 kwh, Ladung aus dem Netz, km Reichweite ohne Treibstoff, volle Reichweite, volle Leistungsfähigkeit Elektrofahrzeug Speicher kwh, Ladung aus dem Netz, km Reichweite ohne Treibstoff, Nr. 85

86 Auslegung des Speichers von Plug-in Hybriden 100% All-electric operation fraction 80% 60% 40% 20% 0% Recharging after every trip (GER) Recharging over night (GER) Recharging over night (USA) All-electric range in km Nr. 86

87 Verbrauchs- und Wirkungsgradbetrachtungen Konventionelles Fahrzeug Verbrauch real 5 7 l/100km Wirkungsgrad 20-25% im Zyklusmittel Hybridfahrzeug Im europäischen Fahrzyklus bis zu 20% Einsparung gegenüber konv. Fahrzeug Plug-in Hybrid Gesamtverbrauch und Effizienz von der Aufteilung der Antriebsleistung abhängig Elektrofahrzeug Energiebedarf ca kwh Wirkungsgrad nach Stromerzeugung bis Antriebsenergie im Fahrzeug : ca. 75% CO 2 -Ausstoss abhängig vom Kraftwerkspark Nr. 87

88 Topologie von Hybrid- (HEV) und Plug-in Hybridfahrzeugen (PHEV) Parallel-Hybrid Serien-Hybrid (inkl. Range-Extender) Battery Tank Electric motor Transmission Clutch 1 Electric motor Transmission Clutch 2 Power electronics IC engine Battery Tank Generator Power electronics IC engine Graphik: Dr. Kube, Volkswagen Konzernforschung, 2007 Nr. 88

89 Kennzahlen von Mobilität und Stromversorgung in Deutschland 46 Millionen PKW Mittlere tägliche Fahrleistung: 37 km / Tag Mittlere jährliche Fahrleistung: 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 TWh benötigen Nr. 89

90 Verkehrsverteilung über den Tag (San Diego / USA) Daily traffic 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% Time of day in h Nr. 90

91 Chancen der Doppelnutzung von Infrastruktur für Stromversorgung und Mobilität 10 kwh 10 kwh 10 kwh 10 kwh 10 kwh = ~ 5 kw = ~ 5 kw = ~ 5 kw = ~ 5 kw = ~ 400 V 400 V 400 V 3 kw 3 kw Anschluss ist einphasig an allem normalen Haussicherung möglich. 400 V 400 V 10 kv / 20kV Nutzungsdauer < 4 Stunden / Tag Pro Fahrzeug: 20 h/tag verfügbar 10 kwh Speicher 3 kw Leistung 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. Nr. 91

92 Chancen der Doppelnutzung von Infrastruktur 10 kwh 10 kwh 10 kwh 10 kwh 10 kwh = ~ = ~ = ~ = ~ = ~ 5 kw 5 kw 5 kw 5 kw 5 kw 400 V 400 V 400 V 400 V 400 V 10 kv / 20kV Nutzungsdauer < 4 Stunden / Tag Pro Fahrzeug: 20 h/tag verfügbar 10 kwh Speicher 5 kw Leistung Derzeit in Deutschland ca. 46 Mill. Kraftfahrzeuge 4 Millionen Fahrzeuge (< 10%) als bidirektionale Plug-in Hybride ergeben 12 GW Anschlussleistung für 3,3 Stunden oder 8 Stunden mit 5 GW Leistung (entspricht in etwa der Leistung der Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland) Nr. 92

93 Optionen der Fahrzeuge als Regelelemente des Netzes 10 kwh = ~ 3 kw 400 V 10 kv / 20kV 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 Nr. 93

94 Optionen der Fahrzeuge als Regelelemente des Netzes 10 kwh = ~ 3 kw 400 V 10 kv / 20kV Bidirektionaler Energiefluss Positive Regelleistung und negative Regelleistung möglich Positive Regelleistung kann durch Stoppen des Ladevorgangs oder durch 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 Nr. 94

95 Optionen der Fahrzeuge als Regelelemente des Netzes 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 Institut oder für Stromrichtertechnik nicht. und Elektrische Antriebe 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. Nr. 95

96 Was können Elektrofahrzeuge für das Netz tun? 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) Nr. 96

97 Was Plug-in Hybride für die Stabilisierung des Netzes tun können Annahmen: 10 kwh Kapazität und 3 kw Ladeleistung pro Fahrzeug (in Deutschland) Gesamtleistung der Ladegeräte im Verhältnis zur Spitzenleistung [%] Anteil der Plug-in Hybride an der Gesamtzahl der Fahrzeuge [%] Gesamtspeicherkapazität im Verhältnis zu, täglichen elektrischen Energieverbrauch [%] Nr. 97

98 Management und Regelstrategien für V2G-Konzepte Anforderungen und Ziele von Fahrzeugführer und Netzbetreiber Fahrzeugführer 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 Lebensdauer des Fahrzeugs erreichten. Die Batterie soll an jedem Ort nachladbar sein. Der Fahrzeugführer erwartet eine zentrale Abrechnung, unabhängig davon, wo geladen worden ist. Netzbetreiber Die 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. Nr. 98

99 Management und Regelstrategien für V2G-Konzepte 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) Nr. 99

100 Management und Regelstrategien für V2G-Konzepte 3-Ebenen-Modell 1. Ebene: Energiemanagement, das die Interessen des Fahrzeugführers vertritt Managementsystem 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 geringst möglichen Kosten aufladen Managementsystem entscheidet bei einem spontanen Regelbedarf des Netzes, ob das Fahrzeug aktiv in die Reglung einsteigt Nr. 100

101 Management und Regelstrategien für V2G-Konzepte 3-Ebenen-Modell 2. Ebene: Regelsystem, das eine Überlastung des lokalen Verteilnetzes vermeidet Rückspeisung 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 Quality verbessert wird (Spannungshaltung, Blindleistungskompensation, Phasensymmetrierung, Flickerausgleich, ) Nr. 101

102 Management und Regelstrategien für V2G-Konzepte 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 Bedarf 1. Ebene des Managementsystems entscheidet dann über die Erfüllung der Nachfrage Nr. 102

103 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 adiabatisches CAES 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) Nr. 103

104 Kurzfristszenario (10 Jahre) für Speicher im Stromnetz (Betriebsbereich einzelner Speichereinheiten) typische typical discharge Entladedauer time 1 year 1 month 1 week ½ day 1 hour 1 min 1 s 10 ms II III 10 W IV installierte installed power Leistung 1 kw 100 kw 10 MW VI VII 1 GW 100 GW specific power [kw/kwh] 100 II - SuperCaps, Schwungrad III - Batterien IV - Redox-flow Batterien VI - bestehende Pumpspeicher VII - Speicherkraftwerke (Wasser) kwh MWh GWh TWh installierte installed storage Speicherkapazität capacity Nr. 104

105 Mittelfristszenario (25 Jahre) für Speicher im Stromnetz (Summe der jeweiligen Speicher, abgeschriebene bestehende Speichersysteme zusätzlich, aber nicht dargestellt) typische Entladedauer 1 year 1 month 1 week ½day 1 hour 1 min 1 s 10 W Fahrzeugspeicher + Speicher in PV-Systeme + thermische Speicher + Smart grid -Management installierte Leistung 1 kw 100 kw 10 MW Wasserstoff 1 GW 100 GW 10 ms kwh MWh GWh TWh installierte Speicherkapazität Nr. 105