AG 2 Beitrag der Speichertechnologien

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1 Ergebnisprotokoll AG 2 Beitrag der Speichertechnologien 2. Sitzung, Ausgangspunkt: 1. Ergebnis der Impulsveranstaltung vom : Bedarf an Strom und gesicherter Leistung etwa konstant bis 2023 (ca. 90 TWh und 12,5 GW) Erzeugung in Bayern im Jahr 2023 ca. 50 TWh Gesicherte Leistung in Bayern im Jahr 2023 ca. 6-8 GW Deckungslücke bei der erzeugten Strommenge ca. 40 TWh Kapazitätslücke gesicherte Leistung gegenüber Jahreshöchstlast ca. 5 GW 2. Schwerpunkt der heutigen Veranstaltung: Beitrag der am Markt vorhandenen und im Forschungsstadium befindlichen Speichertechnologien (Power-to-Gas, LOHC, Batterien) insbesondere im Hinblick auf ihren Beitrag zur Sicherung der Stromversorgung in Bewertung der einzelnen Technologien anhand des vorliegenden Fragenkatalogs 4. Behandlung der Online -Dialoganfragen erfolgte im Rahmen der Bearbeitung der verschiedenen Technologien. Speichertechnologie Power-to-Gas Einsatzbereich: Power-to-Gas (PtG) erzeugt aus Überschussstrom mittels Elektrolyse Wasserstoff und in einem weiteren Schritt Methan (Erdgas). Dieses kann anschließend in Gaskraftwerken wieder in Strom umgewandelt werden oder direkt genutzt werden für Wärme oder Mobilität.

2 Kosten: Investitionskosten (kapazitätsbezogen): 0,02 0,04 / kwh Investitionskosten (leistungsbezogen): aktuell /kw Prognose /kw Betriebskosten (kapazitätsbezogen): ct/kwh (Auslastung h, Strombezugskosten 5 ct/kwh) ct/kwh (Auslastung h, Strombezugskosten 5 ct/kwh) ct/kwh (Auslastung h, Strombezugskosten 9 ct/kwh) ct/kwh (Auslastung h, Strombezugskosten 9 ct/kwh) Zusammengefasst (2023): ca ct / kwh Gesamtwirkungsgrad bei Rückverstromung: Stromspeicher (ohne Nutzung der Abwärme) ca. 30 % Strom-Wasserstoff-Strom (H 2 -Beimischung in 60%-GuD-Kraftwerk) % Strom-Methan-Strom (Verbrennung in 60%-GuD-Kraftwerk) % Technische Daten Grad der Einsatzreife bis 2023: Marktreife aktuell: Technologie-Optimierung; Übergang zur Marktreife; Förderung erforderlich zur Kostendegression Energiedichte im Speichermedium: Kavernenspeicher (Methan): kwh / m³ Kavernenspeicher (Methan): 14,3 kwh / kg Kavernenspeicher (Wasserstoff): 350 kwh / m³ Kavernenspeicher (Wasserstoff): 34 kwh / kg Porenspeicher (Methan): Porenspeicher (Methan): 13,5 kwh / kg Leistungsdichte: Speicherleistung: Speicherkapazität: Speicherdauer: Zyklenzahl / Betriebsdauer: ca MW (Gasspeicher) ca. 20 MW (PtG-Anlagen) MWh (Tage Wochen Monate Jahre) 100 a (Speicher) 15 a (PtG-Anlage) Ansprechzeit: 30 sec (von 0 auf 100%) (kurzfristige Reaktion möglich mit Pufferspeichern für H 2 ) Nachhaltigkeit Flächenbedarf, Volumenbedarf spezif. Flächenbedarf, Volumenbedarf Rohstoffbedarf pro kwh Rohstoffbedarf pro kw Akzeptanz (Landschaftsbild, Natur) unterirdisch 1 m² / kw hoch (unterirdisch) Beitrag zur CO 2 -Minderung: CO 2 -neutral (bei Ersatz fossiler Kraftwerke CO 2 -mindernd)

3 Versorgungssicherheit (Schwarzstartfähigkeit, Systemdienstleistungen, Bereitstellung von Regelenergie etc.): technische Möglichkeiten vorhanden Auswirkungen auf den Netzausbau (Verteilnetz/Übertragungsnetz): PtG ergänzt Stromnetzausbau unter Kostenaspekten ist der Stromnetzausbau unter heutigen Rahmenbedingungen am günstigsten: - Stromnetz liefert % von eingespeistem Windstrom - Gasnetz mit PtG liefert ca. 24 bis 42 % ( ein Drittel ) des eingespeisten Windstroms Netzstabilisierung, Verminderung vom Netzausbau (Verteilnetz) Kernaussagen: PtG ab 80 % EE erforderlich bei geplantem Netzausbau (Ausbau der EE muss nicht warten ) zusätzliche Stromtrassen werden benötigt; Netzausbau ist erforderlich Speicherbedarf BY: erst mittel- bis langfristig (nach Ersatz der KKW durch EE, bei Überschuss-Strom) PtG ist e-gas für Wärme, Verkehr, Chemie, Strom (via Gaskraftwerk oder dezentralen BHKW) im Strombereich gibt es wirtschaftlichere Alternativen zu PtG (deshalb vorrangiger Markt für PtG ggf. Mobilität (vorhandene Infrastruktur)) Gasinfrastruktur ist größter national verfügbarer Langzeitspeicher (Methan, Wasserstoff) Gasnetz als Infrastruktur ist auch für PtG vorhanden Gasspeicherkapazität D: ca. 230 TWh = GWh = 230 Mrd. kwh Gaskraftwerkskapazität in D. ca. 60 GW Biogas hat großen Flächenbedarf Speicherbedarf nicht nur für Strom, sondern auch für Mobilität und Wärme zusätzlich (zu Wind- und Solarstrom) erforderlich: FLEXIBILITÄT: flexible Kraftwerke, flexible Verbraucher, Stromnetze, Kurz- und Langzeitspeicher verfügbare PtG-Anlagen in D: ca. 25 MW (Elekrolyseleistung); ca. 20 Demonstrations-Anlagen (davon 2 in BY), ca. 200 Mio. Investitionen PtG ist volkswirtschaftlich sinnvoll, betriebswirtschaftlich kein Spielraum; Wirtschaftlichkeit ab erwartet Wirtschaftlichkeit unter derzeitigen Rahmenbedingungen nicht gegeben (in D) Kostendegression nur durch Markteinführung möglich Forderungen: Kostensenkungen, mehr F&E, Aufhebung Letztverbraucherstatus, wenn der Strom-Bezug aus EE erfolgt, Marktöffnung für Speicher Energiespeicher in flüssigen Trägermaterialien (Speicherung durch LOHC) Einsatzbereich: LOHC eignet sich für die Speicherung von Überschussstrom in Form von Wasserstoff, welcher an ein flüssiges Trägermedium angelagert wird. Alternativ kann das Trägermedium auch in anderen Bereichen (Mobilität oder Wärme) genutzt werden. Nutzung bestehender Tank- und Transportinfrastruktur aus der Mineralölbranche möglich.

4 Kosten Investitionskosten (kapazitätsbezogen): Investitionskosten (leistungsbezogen): Betriebskosten (kapazitätsbezogen): Betriebskosten (leistungsbezogen): 2 / kwh / kw Gesamtwirkungsgrad bei Rückverstromung: % (höherer Wert im günstigsten Fall) Technische Daten Grad der Einsatzreife bis 2023: ab 2016: kleine dezentrale Anlagen (300 kw); Skalierung über Stückzahl Energiedichte im Speichermedium: aktuell (Medium): kwh / m³ ab 2016: Container (70 m³, 30 m², 30 t) kwh Leistungsdichte: aktuell (Medium): 9 kw / m³ ab 2016: Container (70 m³, 30 m², 30 t) kw Speicherleistung: 300 kw (System) derzeit keine kommerzielle Anlage erste Anlagen im Aufbau Speicherkapazität: kwh pro m 3 (Tank) Speicherdauer: (Minuten - Stunden Tage Wochen Monate Jahre) Zyklenzahl / Betriebsdauer: Ansprechzeit: Nachhaltigkeit Flächenbedarf, Volumenbedarf 30 sec spezif. Flächenbedarf, Volumenbedarf 0,2 m² / MWh (Medium) 0,5-1 m³ / MWh 0,05 m² / kw (System) 0,12 - ca. 1 m³ / kw (Eingangsleistung) Rohstoffbedarf pro kwh (kein Verbrauchsstoff) Rohstoffbedarf pro kw: 0,5 kg Dibenzyltoluol / kwh Akzeptanz (Landschaftsbild, Natur): Hoch wegen niedrigem Flächen- und Volumenbedarf und gewohntem Umgang der Bevölkerung mit Flüssigkraftstoffen Beitrag zur CO 2 -Minderung: Betrieb CO 2 -frei Versorgungssicherheit (Schwarzstartfähigkeit, Systemdienstleistungen, Be reitstellung von Regelenergie etc.): Schwarzstartfähigkeit (durch in Container integrierte 10 kwh- Batteriespeicher für Pufferung) Regelenergie, Spannungshaltung, Blindleistung (über Leistungselektronik) Positive und negative Sekundär- oder Minutenreserve

5 Ggf. positive und negative Primärregelung (durch in Container integrierte 10 kwh-batteriespeicher für Pufferung) Auswirkungen auf den Netzausbau (Verteilnetz/Übertragungsnetz): Netzstabilisierung, Verminderung vom Netzausbau (Verteilnetz) Kernaussagen: flüssige Kraftstoffe sind ideale Speicher hinsichtlich Speicherdichte und Handhabbarkeit am Standort Erlangen werden verschiedene Wasserstofftechnologien untersucht Wasserstofferzeugung für LOHC durch Elektrolyse von EE-Strom Speicherung von elementarem Wasserstoff sehr aufwändig LOHC sind unproblematische Stoffe Lagerung von LOHC ist verlustfrei Reine Strom zu Strom -Speicherung ist unter derzeitigen Rahmenbedingungen nicht wirtschaftlich Schwerpunkt: dezentrale modulare Speichersysteme, wenn möglich mit Nutzung der Abwärme geplant ab 2016: dezentrale Speicher für Landwirtschaft, Wohnsiedlungen Batterietechnologien in Bayern Einsatzbereich: Batteriespeicher sind in den Technologien Blei, Lithium-Ionen und Vanadium- Redox-Flow (und weitere) verfügbar. Die Energieinhalte aller Batteriespeicher sind derzeit nicht ausreichend, um als Langzeitspeicher von Überschussstrom in Frage zu kommen. Kosten Investitionskosten (kapazitätsbezogen): Bleiakku, Insellösung Berlin 1990: 400 / kwh Lithium-Ionen-Akku, Inbetriebnahme 2014: / kwh Systemkosten: / kwh Investitionskosten (leistungsbezogen): Lithium-Ionen-Akku, Inbetriebnahme 2014: / kw stationäres Lithium-Ionen-System, Zielwert 2023: 300 / kw mobiles Lithium-Ionen-System, Zielwert 2023: 200 / kw Betriebskosten (kapazitätsbezogen): Blei- und Li-Ionen-Systeme, aktuell: ca ct / kwh Li-Ionen-Systeme, Erwartung für 2023 ca. 4-5 ct / kwh Betriebskosten pro kw (leistungsbezogen): ggf. Kosten für Wartung/Instandhaltung systemabhängig

6 Gesamtwirkungsgrad bei Rückverstromung: Gesamtsystem mit Leistungselektronik: % Blei-Akku: % Li-Ionen-Akku: % Redox-Flow-Batterie: ca. 75 % Technische Daten Grad der Einsatzreife bis 2023: Energiedichte im Speichermedium: Li-Ionen-Zelle: Li-Ionen-System: in Container 6*2*2m³: Leistungsdichte: Serienprodukt 0,120 kwh / kg, 0,30 kwh/l 0,080 kwh / kg, 0,150 kwh/l 1 MWh Speicherleistung: Einzelanlagen (weltweit, geplant oder Bestand) bis 50 (100) MW Bestand (weltweit, ohne Privathäuser, ohne unterbrechungsfreie Stromversorgungssysteme (USV)) ca. 560 Anlagen, ca MW Speicherkapazität: Einzelanlagen (weltweit, geplant oder Bestand) bis 240 (400) MWh Bestand (weltweit, ohne Privathäuser, ohne unterbrechungsfreie Stromversorgungssysteme (USV)) ca. 560 Anlagen, ca MWh Speicherdauer: (Sekunden Minuten (einige) Stunden Tage) Zyklenzahl / Betriebsdauer: Li-Ionen (Ziel) mindestens Zyklen Blei-Akku (Insellösung Berlin 1990) Zyklen-Äquivalente Natrium-Schwefel-Akku (Pilotanlage, Japan) 300 Zyklen pro Jahr / bis 15 Jahre Li-Ionen-Akku (Inbetriebnahme 2014), angestrebt bis 20 Jahre Ansprechzeit: Nachhaltigkeit Flächenbedarf, Volumenbedarf Container: Kleine System passen in Keller spezif. Flächenbedarf, Volumenbedarf: Rohstoffbedarf Rohstoffbedarf pro kw Millisekunden 0,01 m² / kwh, 0,025 m³ / kwh ca. 150 g Lithium / kwh Akzeptanz (Landschaftsbild, Natur) benötigte Gebäudevolumen: hohe Akzeptanz; kein Widerstand zu erwarten Beitrag zur CO 2 -Minderung: CO 2 -neutral Versorgungssicherheit (Schwarzstartfähigkeit, Systemdienstleistungen, Bereitstellung von Regelenergie etc.): Sofortreserve (bei Lastspitzen), Frequenzregelung, Spannungsregelung, Schwarzstartenergie (Notstrom), Inselnetzbetrieb

7 Auswirkungen auf den Netzausbau (Verteilnetz/Übertragungsnetz) in verschiedenen Netzebenen einsetzbar mit Ortsnetzspeichern Eigenverbrauchserhöhung und Netzentlastung realisierbar (Größenordnung z.b. 150 kwh), Versorgung von Lastspitzen aus Speichern entlastet Netz / reduziert Netzbedarf Kernaussagen: es gibt vielfältige Batteriesysteme mit unterschiedlichem Einsatzzweck und Entwicklungsstand - für zentrale große Speicher Na-S + Redox-Flow; Li-Ionen - für dezentrale (kleinere) Speicher Li-Ionen / Blei Schwerpunkte der 3. Sitzung am Pumpspeicher und Power-Tower Thermische Speicher Erkenntnisse zu weiterem Forschungsbedarf Rahmenbedingungen

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