die Kurzzusammenfassung zum Projekt ESPEN

Potentiale elektrochemischer Speicher in elektrischen
Netzen in Konkurrenz zu anderen Technologien und
Systemlösungen (ESPEN)
Kurzzusammenfassung
Das zukünftige Potential von Speichern hängt im Wesentlichen vom Netzausbau und dem
zukünftigen Kraftwerkspark ab. Bei sehr großer Flexibilisierung des zukünftigen
Energieversorgungssystems werden zukünftig Stromspeicher im Wesentlichen nur noch für
Netzdienstleistungen mit hoher Ausgangsleistung benötigt werden. Elektrochemische
Speicher sind dafür besonders geeignet.
Netzausbau
Elektrochemische Speicher sind in der Lage, den Netzausbau zu vermeiden oder zu
verzögern, insbesondere wenn die Betriebsführung vom Netzbetreiber beeinflusst werden
kann. Netzausbau, die Abregelung von Erzeugungsanlagen und Power to Heat als Option zur
direkten Nutzung von Strom in Wärmesystemen sind jedoch viel kostengünstiger als
Speicher. Das Potential für Speicher für die Vermeidung des Netzausbaus ist somit beschränkt
auf besondere Netzsituationen. Bei weiterem Ausbau von EE-Anlagen im ländlichen Raum
und einer hohen Marktdurchdringung mit Elektrofahrzeugen mit einer, durch gleichzeitiges
Laden geprägten Laststruktur, kann die Zahl von Netzpunkten, die Potentiale für Speicher
bieten, aber stark zunehmen.
Kraftwerkspark
Ein Kraftwerkspark basierend auf stofflich gespeicherter Energie (synthetische Brennstoffe
durch die stoffliche Speicherung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen oder Erdgas aus
fossilen Quellen) ist weiterhin notwendig, da der Strombedarf bei einer Dunkelflaute
technisch und wirtschaftlich nicht durch Stromspeicher gedeckt werden kann.
In den nächsten 20 – 30 Jahren wird ein Großteil des jetzigen Kraftwerkparks erneuert
werden. Wenn der Ersatz durch hochdynamische flexible Kraftwerke erfolgt, die bis 2050 den
größten Teil des Kraftwerkparks stellen, dann ist es möglich, dem Residuallastgang mit sehr
kurzen Vorlaufzeiten (z.B. weniger als 15 Minuten) sehr eng zu folgen. Kraftwerke mit An1
und Abfahrzeiten im Minutenbereich, keinen Mindeststillstandszeiten oder Mindestlaufzeiten,
bestehend aus parallel geschalteten großen Gasmotoren (pro Block bis knapp 20 MW), sind
kommerziell verfügbar, haben einen höheren Wirkungsgrad als Gasturbinenkraftwerke (ca. 50
%), keine Zusatzkosten für häufige Lastwechsel bzw. Start-Stop-Vorgänge und
Investitionskosten in vergleichbarer Höhe zu GuD-Kraftwerken. In welchem Ausmaß
derartige Kraftwerke die bestehenden, deutlich weniger dynamischen Kraftwerke ersetzen
werden, hängt von vielen wirtschaftlichen und rechtlichen Rahmenbedingungen ab.
Strompreise unterhalb der Brennstoffkosten oder sogar negative Strompreise kann es dann
nicht mehr geben. Weiterhin wird die Einspeisung von PV- und Windkraftanlagen, die Strom
ohne variable Kosten produzieren, nicht mehr zu Gunsten von Kraftwerken mit variablen
Brennstoffkosten verringert werden, weil diese auf Grund des jetzigen Strommarktdesigns
laufen.
Speicher sind in einem derartigen hochdynamischen Kraftwerkspark im Wesentlichen nur
noch in drei Fällen notwendig:
1. Bereitstellung von Netzdienstleistungen, insbesondere bei geringer oder negativer
Residuallast und
2. Aufnahme von Strom aus erneuerbaren Energiequellen, wenn deren Stromproduktion
den Stromverbrauch überschreitet.
3. Sicherstellung der Stromversorgung bei Netzausfall (Netzersatzanlagen und
unterbrechungsfreie Stromversorgungen)
Zu 1: Netzdienstleistungen
Bei negativer oder geringer positiver Residuallast wäre weder der bestehende noch der
zukünftige Kraftwerkspark in der Lage, alle Netzdienstleistungen zu erfüllen, es sei denn,
dass Kraftwerke nur zur Bereitstellung von Netzdienstleistungen ohne Abnahme der
gleichzeitig erzeugten Wirkleistung betrieben werden. Im Jahr 2050 ist für knapp 80 % der
Zeit, entsprechend ca. 1.600 Stunden, mit negativer Residuallast zu rechnen (vgl. AP 3.4). Ein
Kraftwerkspark, der nur zur Bereitstellung von Netzdienstleistungen mit einer
Mindestleistung von angenommen 5 GW läuft, würde pro Jahr somit ca. 7,5 TWh Strom
produzieren, für den es keine Abnehmer gibt.
Elektrochemische Speicher alleine oder in Kombination mit anderen energietechnischen
Anlagen wären in der Lage alle Netzdienstleistungen (Momentanreserve, Primär- und
Sekundärreserve, Kurzschlussleistung, Netzwiederaufbau) zu erbringen.
Die Entwicklung von Speichern, die zur gleichzeitigen Bereitstellung aller
Netzdienstleistungen bis zur Übernahme der Stromversorgung durch den zukünftigen
Kraftwerkspark in der Lage sind, ist somit eine vordringliche Aufgabe. Wie lange die
Überbrückungszeit sein muss, hängt vom Anteil der hochdynamischen Kraftwerke im
zukünftigen Kraftwerkspark ab. Speicher, die positive Regelleistung erbringen, können durch
hochdynamische Kraftwerke nach wenigen Minuten abgelöst werden, so dass Speicher nur
eine sehr kurze Überbrückungszeit benötigen werden.
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Zu 2: Aufnahme von Überschussstrom
Überschussstrom aus der Überdeckung des Strombedarfs durch Strom aus erneuerbaren
Energiequellen wird es ab ca. 2020 geben. Im Jahr 2050 wird unter den getroffenen
Annahmen ca. 1.600 Stunden pro Jahr Überschussproduktion existieren. Bei einem
hochdynamischen Kraftwerkspark wird es so gut wie keine überschüssige Produktion geben,
weil Kraftwerke nie unter den variablen Brennstoffkosten eingesetzt werden müssen. Besteht
der Kraftwerkspark weiterhin aus thermischen Kraftwerken, werden sich zusätzlich Zeiten
ergeben, in denen Kraftwerke Strom produzieren, obwohl es keine Abnehmer dafür gibt. Bei
trägen Kraftwerken sind Speicher erforderlich, um die möglichen Leistungsgradienten an den
Residuallastgang anzupassen. Es wird dann aber nicht Strom aus erneuerbaren Energien
gespeichert, sondern Strom aus Kraftwerken.
Die überschüssige Strommenge kann in Stromspeichern aufgenommen werden und später
verwendet werden, statt Kraftwerke hochzufahren. Da die Kraftwerke aber aus Gründen der
Versorgungssicherheit bei lang andauernder Unterdeckung des Strombedarfs aus
erneuerbaren Energiequellen vorgehalten werden müssen, müssen Stromspeicher mit ihren
Gesamtkosten gegen die variablen Kosten der Kraftwerke konkurrieren. Dies ist nur bei
extrem geringen Investitionskosten für Speicher denkbar, so dass hier kein
Anwendungspotential für Speicher vorhanden ist.
Überschussstrom kann aber sehr effizient und sehr kostengünstig in dualen Wärmesystemen
genutzt werden, die sowohl mit stofflich gespeicherter Energie, z.B. Erdgas, als auch mit
Strom, ggf. gekoppelt über eine Vergrößerung des im Wärmesystem vorhandenen
Wärmespeichers, betrieben werden. Die unmittelbare Nutzung von 1 kWh Strom aus EEAnlagen ersetzt bei Nutzung in Wärmepumpen ca. 3 – 4 kWh an fossilen Energieträgern, bei
direkter Nutzung in elektrisch beheizten Kesseln 1 kWh fossile Energieträger. Im Vergleich
dazu ersetzt Strom aus Stromspeichern, die den Einsatz eines Gaskraftwerks mit 50 %
Wirkungsgrad verhindern, 2 kWh fossile Energieträger und beim Umweg über Power to Gas
ca. 0,2 kWh. Trotz des höheren CO2-Einsparpotentials von Stromspeichern im Vergleich zur
direkten thermischen Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen sind aber die
Investitionskosten für Stromspeicher sehr viel größer. Unter den bestehenden
Rahmenbedingungen ist es aber wirtschaftlicher, Erdgas zu verbrennen als Überschussstrom
zu nutzen. Das Potential von elektrochemischen Stromspeichern im Verhältnis zur direkten
thermischen Nutzung von Strom ist somit im Wesentlichen eine Frage der zukünftigen
wirtschaftlichen und rechtlichen Rahmenbedingungen.
Zu 3: Sicherstellung der Stromversorgung bei Stromausfall
Für Netzersatzanlagen und unterbrechungsfreie Stromversorgungen wird der bestehende,
große Markt für elektrochemische Speicher weiter existieren.
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Weitere Erläuterungen und Hintergründe
Die ersten Überlegungen zum Projekt ESPEN fanden im Jahre 2010 statt. Ausgangspunkt war
die hohe Bedeutung, die Speichern für das zukünftige Energieversorgungssystem zugeordnet
wurde, gekoppelt mit dem Unbehagen, dass Alternativen zu Speichern zu wenig und zu wenig
systematisch untersucht wurden. Das Arbeitsprogramm war im Wesentlichen auf die
Einbindung von Speichern in Netze zur Vermeidung bzw. Verzögerung des Netzausbaus
ausgelegt. Als Anwendungen für Speicher wurde identifiziert:
1. Spannungsstabilisierung im Mittel- und Niederspannungsnetz
2. Speicherung zur Überbrückung begrenzter Einspeisung aus erneuerbaren
Energiequellen
3. Leistungsspeicherung zur Sicherstellung des globalen Energiegleichgewichts und der
Frequenz
4. Energiespeicher bei Netzüberlastung
Nur der dritte Aspekt hat keinen direkten Bezug zur Vermeidung bzw. Verzögerung des
Netzausbaus. Die Arbeiten in AP1 und AP2 haben gezeigt, dass elektrochemische Speicher
technisch in der Lage sind, für die identifizierten Anwendungsfälle Lösungen ohne
Netzausbau zu schaffen, solange die Betriebsführung der Speicher vom Netzbetreiber
mitbeeinflusst werden kann. In AP3 wurde dagegen gezeigt, dass Netzausbaumaßnahmen,
Lastmanagement, Power to Heat und hochdynamische Kraftwerke wirtschaftlicher und mit
höherer Versorgungssicherheit in der Lage sind, Lösungen für die identifizierten
Problemstellungen bereitzustellen.
In Arbeitspaket 4 Charakterisierung, Auswahl und Tests von elektrochemischen
Energiespeichern wurden u.a. die Alterung von Lithium-Ionen-Batterien untersucht. Es wurde
gezeigt, dass mit Lithium-Eisenphosphat-Zellen eine Batterietechnologie verfügbar ist, die
sich besonders für stationäre Anwendungen auf Grund der langen kalendarischen und
zyklischen Lebensdauer eignet. Anhand des genauen Alterungsverhaltens können
Betriebsweisen abgeleitet werden, die speziell an die Alterung der Batterien angepasst sind.
Arbeitspaket 5 Nutzung vorhandener Energiespeicher im Netz hat gezeigt, dass insbesondere
die großen installierten Leistungen und Energiemengen von USV-Anlagen nicht für das
Stromnetz zur Verfügung gestellt werden können. Ein Teil der Gründe sind technischer Natur,
die wesentlichen Gründe sind aber die fehlende Bereitschaft und die fehlenden Anreize für die
jetzigen Betreiber.
In AP 6 Lebensdauerzykluskosten wurden die Lebensdauerzykluskosten für Batterien
ermittelt, wobei die Abhängigkeit der Kosten pro kWh vom Energiedurchsatz eine hohe
Bedeutung hat. Der Energiedurchsatz und die Häufigkeit der Nutzung von Speichern hängen
in hohem Maße vom zukünftigen Kraftwerkspark und der Konkurrenz von Power to Heat als
technischer und wirtschaftlich sehr günstiger Alternative ab.
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In AP 7 Regelung der Energiespeicher, Aktivierung und Überwachung wurde insbesondere
die Nutzung von Batterien zur Bereitstellung von Momentanreserve und Primärregelung
untersucht. Diese Anforderungen stellen ein großes Anwendungspotential für Speicher dar.
Im AP 8 Rolle und Wert von Kommunikationssystemen zur Überwachung und zum Einsatz
von Speichern wurde der Zusatznutzen von Kommunikation für die Betriebsführung
untersucht. In AP1, 2 und 3 wurde festgestellt, dass Speicher, deren Betriebsführung nicht
durch den Netzbetreiber mitbestimmt und ggf. auch unmittelbar beeinflusst werden kann, die
Integration von erneuerbaren Energien sogar verhindern und Netzüberlastungen erzeugen
können.
In AP9 Rechtliche Rahmenbedingungen bei Bereitstellung von Speicherkapazität durch
kleine, dezentral im Netz vorhandene Energiespeicher wurden existierende Hemmnisse
aufgezeigt und Vorschläge zur Veränderung sowie der sich daraus ergebenden Auswirkungen
dargestellt.
In AP 10 Akzeptanzproblematik wurde untersucht, welche nicht technischen Hemmnisse bei
der Einführung von Speichern zu erwarten sind und wie sie überwunden werden können.
AP 11 umfasst das Projektmanagement sowie die Durchführung von Workshops zu
verschiedenen Themen im Arbeitsprogramm, sowie die breite Diskussion der Ergebnisse mit
den verschiedensten Akteuren.
Projektpartner
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Technische Universität Clausthal/Energie-Forschungszentrum Niedersachsen
(EFZN)
Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen (RWTH)
Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg
(ZSW)
Otto-von-Guericke Universität Magdeburg (OvGU)
Fraunhofer-Gesellschaft
- Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE)
- Fraunhofer-Institut für Windenergie- und Energiesystemtechnik (IWES)
Technische Universität München (TUM)
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