Man hört oft von der Idee, überschüssige Energie durch Umwandlung in Methangas in bestehenden Gasnetzen speichern zu können. Wie funktioniert das genau und wäre damit das Speicherproblem gelöst?
Die Umwandlung von überschüssigem Strom aus erneuerbaren Energien in Methan (Renewable-Power-Methane, RPM) ist geeignet, auch längerfristige bzw. saisonale Schwankungen der Erträge aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen auszugleichen und Energie sektorübergreifend bereitzustellen.
Schon vor über 200 Jahren hat der italienische Physiker Alessandro Volta entdeckt, dass man elektrischen Strom nutzen kann, um chemische Prozesse auszulösen. Dieses Verfahren wird als „Elektrolyse“ bezeichnet. Dabei wird Strom eingesetzt, um Wasser in seine Grundstoffe aufzuspalten: in Wasserstoff und Sauerstoff. Der Sauerstoff wird in die Atmosphäre entlassen und der Wasserstoff kann direkt energetisch genutzt oder bis zu einer bestimmten Menge auch ins Gasnetz eingespeist werden. Wenn die Grenze des Wasserstoffgehalts im Erdgasnetz ausgereizt ist, ist eine nachgeschaltete Methanisierung notwendig. Bei diesem Verfahren wird der Wasserstoff durch Hinzufügung von CO2 in erdgasgleiches Methan verwandelt. Das dazu benötigte CO2 kann etwa aus Biogasanlagen, industriellen Prozessen oder auch aus der Umgebungsluft entnommen werden.
RPM erreicht bis zum Prozessschritt der Methanspeicherung einen Wirkungsgrad von gut 60 Prozent. Über die gesamte Prozesskette - bei einer Rückverstromung ohne Wärmeauskopplung - jedoch nur einen Wirkungsgrad von bis zu 36 Prozent. Andererseits bietet es entscheidende Vorteile aufgrund der multifunktionalen Einsetzbarkeit und der hohen Energiedichte des erzeugten Methans. So würde das Stromnetz mit dem Erdgasnetz verknüpft und dessen immense Speicherkapazitäten von 200 TWh (thermisch) würden dezentral nutzbar (1 Terawattstunde entspricht 1.000.000.000 Kilowattstunden). Dies entspricht bei effizienter Rückverstromung 120 TWh (elektrisch). Zudem stehen durch die dafür bereits vorhandene Gas-Infrastruktur in den Bereichen Wärme, Verkehr und Industrie enorme sektorübergreifende Nutzungspotenziale zur Verfügung. Mit dem RPM-Konzept würde so perspektivisch ein dezentraler Langzeitspeicher geschaffen.
Die Erweiterung von Kapazitäten zum Stromtransport und zur Stromspeicherung stehen prinzipiell in wechselseitigem Zusammenhang: Je stärker die Leitungskapazitäten ausgebaut werden, desto weniger neue Stromspeicher braucht es – und umgekehrt. Komplett ersetzen lässt sich jedoch keine der beiden Optionen. Denn die Lastspitzen im Süden und Westen Deutschlands können nun mal nur durch verstärkte Stromleitungen an die Erzeugungsschwerpunkte im Norden und Osten angebunden werden. Umgekehrt erübrigt selbst eine großräumige, europäische Vernetzung von Erzeugern und Lasten nicht den Ausbau von Speichern in Deutschland zum Ausgleich von regionalen stunden- und tageweisen Schwankungen. Und auch alle denkbaren Maßnahmen zur Netzentlastung ersetzen weder vollständig den Bedarf an zusätzlichen Stromleitungen noch an neuen Speicherkapazitäten.
Schon im Jahr 2020 ist selbst bei zügigem Netzausbau mit relevanten Stromüberschüssen aus erneuerbaren Energien vor allem bei starkem Wind zu rechnen – mit entsprechendem Speicherbedarf. Für eine nahezu vollständig auf erneuerbaren Energien basierende Stromversorgung in 2050 schwanken die Schätzungen für den Speicherbedarf zwischen 0,5 und acht Prozent des derzeitigen Jahresstromverbrauchs von etwa 615 TWh (elektrisch): also 1,5 bis 50 TWh (elektrisch) gespeicherter Energie bzw. 50 bis 80 GW Speicherleistung. Im Vergleich dazu beträgt die Kapazität der heute in Deutschland vorhandenen Großspeicher (v. a. Pumpspeicher) bislang lediglich circa 0,04 TWh (elektrisch) und deren Leistung ungefähr 7 GW. Dennoch bieten zentrale Großspeicheranlagen in Verbindung mit Netzausbau im Vergleich zur dezentralen Speicherung den Vorteil, dass sie das gesamte Versorgungssystem optimieren können und aufgrund von Skaleneffekten in der Regel kostengünstiger sind. Dezentrale Speichersysteme erfordern dagegen geringere Stromtransportkapazitäten und sind häufig schneller realisierbar. Beide Komponenten werden benötigt. Dabei kommen insbesondere die folgenden Energieformen bzw. Speicherverfahren in Frage:
- potenzielle Energie mit Pumpspeichern,
- mechanische Energie mit Druckluftspeichern,
- chemische Energie mit Wasserstoff oder Methan,
- elektrochemische Energie mit Batterien.
Pumpspeicherkraftwerke bestechen durch einen sehr guten Gesamtwirkungsgrad zwischen 75 und 83 Prozent und eine hohe technische Ausgereiftheit sowie wichtige Beiträge zu Systemsicherheit und Netzstabilität. Andererseits ist der Neubau von Pumpspeicherkraftwerken mit hohen Kosten und enormen Eingriffen in Natur und Landschaft verbunden. Die Ausbaupotenziale dieser Technologie hierzulande sind aufgrund der topografischen Gegebenheiten (geringer Anteil von Gebirgen an der Landesfläche) begrenzt: Eine Kapazitätsausweitung auf 0,06 TWh (elektrisch) bzw. 10 GW ist projektiert, darüber hinaus werden die Potenziale auf weitere 3-4 GW geschätzt.
Wirkungsgrade von ca. 70 Prozent ermöglicht die adiabate Druckluftspeicherung. Die Investitionskosten dieser Technologie liegen deutlich unter denen von Pumpspeicherkraftwerken, die Betriebskosten jedoch darüber, so dass sich die Technologie heute noch nicht rechnet. Der Landschaftsverbrauch ist deutlich geringer, Umweltprobleme bereiten dagegen die gewaltigen Sole-Mengen, die beim Aushöhlen der Salzkavernen anfallen. Die Technologie ist noch längst nicht marktreif: das erste Demonstrationskraftwerk ist für 2016 geplant. Langfristig werden die Druckluftspeicherpotenziale in Deutschland auf bis zu 3,5 TWh (elektrisch) geschätzt. Da diese Potenziale wegen der dortigen Salzkavernen vor allem in Norddeutschland liegen, eignet sich die Technologie – die entsprechenden politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen vorausgesetzt – zum kurzzeitigen regionalen Ausgleich von Erzeugungsspitzen und Flauten bei der Windenergie und ist damit womöglich eine gute Ergänzung zu den südlichen Pumpspeicherkraftwerken in den Mittel- und Hochgebirgen.
Dezentrale Speicherung können auch Batterien leisten – dabei prinzipiell auch diejenigen, die in Elektrofahrzeuge eingebaut sind bzw. sein werden. Da die Speicherkapazitäten von Batterien meist stark begrenzt sind, dienen sie jedoch eher als Kurzzeitspeicher für wenige Stunden. Ihre Wirkungsgrade sind stark technologieabhängig und reichen von 67 bis 95 Prozent. So können Batteriespeicher eingesetzt werden, um regionale Versorgungsaufgaben zu lösen, beispielsweise die Kopplung mit Photovoltaik-Anlagen zur Deckung des Eigenbedarfs. Sie ersetzen damit jedoch nicht den oben genannten Bedarf an weieren Speicherkapazitäten. Außerdem bringt die massive Nachfrage nach Batterien Rohstoffkonflikte und Entsorgungsprobleme mit sich.
Betrachtet man die wichtigsten Kriterien – Wirkungsgrad, Kosten, Ausbaupotenzial, Passung ins Gesamtsystem sowie Auswirkungen auf Mensch und Natur – dann wird deutlich, dass Deutschland auf einen Mix verschiedener Speichertechnologien setzen muss und ein deutlicher Ausbau der Kapazitäten in Deutschland unvermeidbar ist. Dies gilt auch, wenn der Speicherbedarf in den nächsten Jahren zunächst nur langsam ansteigt und ggf. bisher ungenutzte Kapazitäten im Ausland tatsächlich erschlossen werden können. Während die Pump- und Druckluftspeicherkapazitäten in Deutschland auch perspektivisch nur zur Ausbalancierung von stunden- und tageweisen Schwankungen ausreichen werden, ist das oben beschriebene RPM-Konzept aus NABU-Sicht geeignet, auch längerfristig große Strommengen aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen zu speichern. Die Umwandlungsverluste sollten insbesondere bei der Rückverstromung durch Wärmenutzung weiter minimiert werden, wären aber tolerabel angesichts der Tatsache, dass wir alternativ Windräder und Photovoltaikanlagen einfach abschalten und damit erneuerbaren Strom „wegwerfen“ müssten. Die größte Herausforderung stellt daher die künftige Ausgestaltung eines Marktes bzw. Anreizsystems für Speicherstrom dar, in dem sich Bau und Betrieb von RPM-Anlagen für die Investoren auch tatsächlich rechnen und die Kosten für die Verbraucher minimiert werden.
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Kommentare
Man stelle sich folgendes Szenario vor: Im Dezember / Januar liegt Deutschland 4 Wochen unter einer Schneedecke. Die Erzeugungskapazität von PV = 0. Gleichzeitig gibt es eine Windstille von 14 Tagen. Damit ist die Stromausbeute der wesentlichen Energieträger für erneuerbare Energie= 0. Wenn wie gewünscht die el Energie zu 100% aus erneuerbarer Energierzeugung gewonnen werden soll, dann müssen gewaltige Speicher mit entsprechender Kraftwerkskapazität neu gebaut werden. Der Erfindungsgeist unserer Ingenieure wird auch dieses Problem meistern können. Aber zu welchen Kosten ? Bei der bisherigen Diskussion wurden zahlreiche Lösungsvorschläge gemacht. Aber wohlweislich hat sich noch niemand ersthaft bemüht die zu erwartenden Stromkosten für verschiedene Varianten abzuschätzen und gegenüberzustellen. M.E würden wir eine böse Überraschung erleben mit KWH Kosten vergleichbar mit denjenigen am Anfang der Elektrifizierung Ende des 19 Jahrhunderts. Damals war Strom ein Luxusgut, das sich nur wenige leisten konnten.
Wenn man die Daten der letzten 12 Monate (Sep. 2010 - August 2011) bezgl. der tatsächlichen Windproduktion in Deutschland auswertet (http://www.transparency.eex.com/de/daten_uebertragungsnetzbetreiber/stro...) und berücksichtigt, dass aufgrund einer durchschnittlichen Auslastung von ca. 15% ohnehin die 7-fache Überkapazität an Nennleistung installiert werden muss, dann kann man schließen, dass ein Siebtel der Nennleistung zu 70% durch direkte Nutzung des Windstromes gedeckt werden konnte. Die restlichen 30% müssen dann von den anderen Quellen Sonne, Biomasse, Geothermie, Wasserkraft ... und aus einem noch zu definierenden Speicher kommen.
Dieser Speicher muss also schätzungsweise 15 - 20% der deutschen Energieversorgung decken können. Ich sehe weniger ein Problem darin, diesen Speicher bis 2050 aufzutreiben (Ziel bis dahin sind ohnehin nur 80% Versorgung mit EE), die Herausforderung verschiebt sich eher dahin, einen schnell regelbaren Kraftwerkspark zu bauen, der im Falle geringer Wind- und Sonnenaktivität einen Großteil der Vollversorgung übernehmen kann. Ob diese restlichen 15 - 20% dann letztendlich aus einem Speicher (z.B. im Erdgasnetz gespeichertem erneuerbaren Methan) kommen oder noch mit fossilen Rohstoffen (z.B. Erdgas) erzeugt werden ist dabei unerheblich.
Bei entsprechendem Ausbau der Offshore-Kapazitäten dürfte sich die mittlere Auslastung Richtung 25% verschieben. Damit wäre dann nur noch 4-fache Überkapazität erforderlich.
Dr. Michael Sterner, der weiter unten in den Kommentaren bereits mehrfach genannte Experte für die Erzuegung von "Windgas" vom Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik in Kassel zum Bau des Pumpspeicherwerkes Atdorf:
"Wenn wir 100 Prozent Strom aus erneuerbarer Energie wollen, kommen wir um eine Speicherung nicht herum"
Völlig richtig und schön dass das mal einer der Experten so deutlich sagt. Viel Interessanter ist allerdings, was Sterner an gleicher Stelle zu der von ihm mitentwickelten Option der Stromspeicherung in Gasspeichern schreibt:
"Sterner hat zwar in Stuttgart eine Methode entwickelt, wie Strom in Methangas umgewandelt und somit gespeichert werden kann (power to gas), aber angesichts der hohen Kosten sieht er diese Methode nur als "letzte Option"."
Zu teuer und deshalb nur letzte Option. Auch diese Aussage ist mehr als deutlich.
Quelle: Stuttgarter Nachrichten (20.09.2011)
http://www.stuttgarter-nachrichten.de/inhalt.erneuerbare-energien-norweg...
Liebe energiewende jetzt und ZukunftEE,
Ihre Links führen zu keinen brauchbaren Konzepten, weil sie ingenieurtechnisches Geschwafel beinhalten.
Allerdings fand ich dort auch weite Textpassagen von Herrn Wachholz wieder. Ich weiß nicht, was ich davon halten soll.
Hallo lapsus,
ich bin mir nicht sicher, ob wir über die gleichen Dinge und auf der gleichen Diskussionsebene sind.
Mit geht es um die Evaluierung und Bewertung von den vielversprechensten Strom-Speicherkonzepten für die Zukunft, wenn ein deutlich höherer Anteil der Stromerzeugung von der Sonnenschein-Intensität an LAnd und der Windstärke auf Nord- und Ostsee bestimmt werden wird.
Es gibt tatsächlich rein volumenmäßig nur zwei ausreichende Ansätze:
1. Pumpspeicherwerke in Skandinavien (Aufgrund der dünnen Besiedlung)
2. Methanisierung eines Teils Stroms und Nutzung des Methannetzes als Transport- und Speichermedium
Vorteile bei 2.:
- nationale Lsg möglich
- vergleichsweise niedrige Invest-Kosten
- Infrastruktur komplett vorhanden, außer den Methan-Konvertern
- Energienutzung des gespeicherten Mthans bietet max. Flexibilität: Nutzung z.B. für Mobilität (CNG-Gas-Tankstellennetz: vorhanden) oder zur Wärmeerzeugung und Rückverstromung (in GuD, in BHKW und Gasbrennwertkesseln: alles vorhanden, wichtig ist dabei auf ausreichende lokale Wärmespeicher zu achten, damit die Anlage stromgeführt betrieben werden können)
Die von Ihnen als "Geschwafel" bewertete Studie bitte ich Sie, wenigstens die Seiten 2 bis 5 zu lesen. Dann werden Sie sehen, daß es allgemeinverständlich und seriös geschrieben ist.
Sämtliche quantitativen und qualtitativen Schlussfolgerungen sind belegt in den Originalarbeiten der Wissenschaftler. Ich bitte also um etwas Respekt vor den Arbeitsergebnissen ander.
Liebe energiewende-jetzt,
vielleicht irre ich ja und bin in meiner Wahrnehmung gestört? Aber wenn eine Energiewende von einer der mächtigsten Regierungen der Welt beschlossen ist, muß die Evaluierung von Speicherkonzepten längst Geschichte sein und ich als Bürger will nur noch das fertige ingenieurtechnische Konzept lesen, von dem ich annehme, unsere gewählten Abgeordneten haben dies schon vor mir getan.
Solange stelle ich mit meinem schmalen Wissen auf diesem Gebiet und ohne Taschenrechner fest.
1. Pumpspeicher, egal ob in Deutschland oder Norwegen, werden nicht nur an der Naturveschandelung scheitern, sondern schon wegen der gigantischen Wassermenge, die täglich bewegt werden muß für die Wiederbefüllung der nirgends vorhandenen oberen Speicherbecken, egal wo. Wir reden hier vom halben Bodensee ca. 25 km hoch 3 , der täglich auf die Höhe der Zugspitze gepumpt werden muß. Ein nutzloses gigantisches Unterfangen. Ich könnte ja noch die Betonmenge und die Stahlmenge hochrechnen;-)
2.Methanisierung, siehe die Beiträge hier unten, ein sinnlos stromverteuerndes Unterfangen. Der Energieerhaltungssatz gilt noch auch in Deutschland.
Tatsächlich habe erstmal vor keinem Gutachten Respekt, bis ich es akzeptiere. Diese Gutachten ist überwiegend im Konjunktiv verfasst. Der Auftraggeber heißt Greenpeace-energie und baut selbst Wind und Sonnenanlagen auf.
Das geht gar nicht, dass ein Investor in diese Technik auch noch ein Gutachten erstellen lässt.
Hallo lapsus, danke für die differenzierte Antwort!
Dazu folgende Anmerkungen und Gegenreden:
1) Ihr Wunsch nach "Fertiges Technikkonzept vor Politikbeschluss" ist verständlich. Jedoch in der gesamten Technikgeschichte der westl. Welt nicht ein einziges Mal so abgelaufen. Bsp.: Einführung der Dampfmaschine, der Eisenbahn, Einführung der ersten Kutschen mit Ott-Motor, Einführung der ersten eelktron. Rechnemaschinen, Bau und Betrieb aller dt. Kernkraftwerke ohne vorherige Sicherstellung einer langfristig umweltverträglichen Endlagerung, usw.
Der tiefere Grund ist wohl darin zu suchen, daß sich Innovation und technischer Fortschritt nicht nur im Labor und am Schreibtisch vollziehen, sondern in einer Wechselbeziehung mit politischen und ökonom. Entscheidungsträgern und das Aufkommen von neuen Zukunftstechnologien automat. auch Investitionen und Wagnis-Kapital anlocken. Sicher gibt es noch weitere Grüden dafür.
2) Ihre Einschätzung zur ALternative "Pumpspeicherwerke" teile ich.
3) Sie sprechen von Gutachten. Die Forschungsergebnisse der Fraunhofer-Gesellschaft sind keine Gutachten, sondern Forschungsergebnisse. Eine Studie ist auch kein Gutachten, sondern untersucht unter bestimmten Gesichtspunkten bestimmte Fragestellungen. Die hier von diskutierte Studie untersuchte im Auftrag des ersten Windgas-Anbieters die technische Machbarkeit, die technischen Rahmenbedingungen, die Umweltauswirkungen und die Alternativkonzepte (Substitutions-Konzepte).
Liebe energiewende-jetzt,
wir wollen uns doch nicht die Welt erklären. Heute erklärt immer irgendein Institut unter bestimmten Gesichtspunkten für irgendeinen kommerziellen Auftraggeber irgendeine Fragestellung.
Ich stelle nur fest, es gibt keine volkswirtschaftlich verantwortbaren Speicher und trotzdem wird in den Medien der Eindruck erweckt, es gibt die Möglichkeit PSW, Wasserstoff, Methan, Batterien. Jede dieser Möglichkeiten bedeutet Raubbau an Ressourcen, ob Wasser, Stahl, Beton, Blei, Lithium oder landwirtschaftlicher Fläche.
Die Dampfmaschine war erfunden, als sie eingeführt wurde.
Die Energierzeugung mittels Kernkraft war erfunden, als sie eingeführt wurde.
Nennen Sie ein Beispiel für nicht umweltverträgliche Lagerung des Kernbrennstoffes.
Heutige Technologie(chinesische) ermöglicht die vielfache Auslastung der Brennstoffe, so dass eine Endlagerung nach Entfernung aller seltenen auf dem Weltmarkt gefragten Stoffe nur noch für 200-300 Jahre erfolgen muß.
Ich stelle nur fest, die Fraunhofergesellschaft nennt sich Windinstitut und erstellt eine Studie im Auftrag eines Investors für Windenergie. Das hat ein Geschmäckle, vorsichtig ausgedrückt.Parallel dazu wird medial der Eindruck erweckt, alles ist möglich.
Haben wir in Deutschland keine Universitäten, die wissenschaftliche, interessenfreie Grundlagenforschung betreiben?
Dabei irritiert mich stark, dass für einen Teil der Welt Kernkraft als nützlich darstellt wird (Begründung erstmal egal) und für uns nicht?
Hallo lapsus,
bitte achten Sie im Sinne eines kosntruktiven Dialogs darauf, dass Sie auf Formulierungen wie "ingenieurtechnisches Geschwafel" verzichten. Vielen Dank!
Moderation Schröter
Wozu Methanisierung ? Wenn man reinen Wasserstoff über das vorhandene Gasnetz verteilt und am Ende (beim Verbraucher) mit Brennstoffzellen in Strom und Wärme umwandelt, ist der Verlust fast Null. Man produziert dann so viel Wärme, wie man braucht. Wenn man mehr Strom braucht, bezieht man ihn aus dem Netz. Überschüssigen Strom kann man ggf. ins Netz einspeisen. Was spricht dagegen ?
Mit der Speicherung des Wasserstoff in den vorhandenen, unterirdischen Kavernen wäre auch das Speicherproblem gelöst, denn diese Speicherkapazität reicht für mehrere Wochen !
Schade daß Herr Wachholz zu sehr auf die Umwandlung in Methan eingeht denn alleine mit Wasserstoff überschüssigen Strom zu speichern reicht von den Mengen her aus.
Schon heute kann nach dem DVGW bis zu 15% H2 beigemischt werden, denkbar wären aber auch 50%. Beim heutigen Erdgasverbrauch in D von weniger als 900 TWh wären das enorme Mengen die so gespeichert werden können.
Nach den Seiten von Karl-Heinz Tetzlaff (www.bio-wasserstoff.de) könnte man auch problemlos 100% Wasserstoff im Erdgasnetz durchleiten und das mit geringen Verlusten weil geringere Kompression nötig wäre.
Werter ZukunftEE
da Sie hier nicht auf meine Frage antworten versuche ich es einmal im Expertenblog.
http://mitreden.buergerdialog-bmbf.de/energietechnologien-fuer-die-zukun...
Und wenn laut DVGW Prüfung konstante 20% Wasserstoff Anteil im Erdgasnetz ( nur machbar mit Zwischenspeicher beim Produzenten ) bei den neueren Materialen PE 100 und PEX machbar wäre, wie sieht es mit den Verteilerstrukturen ( PE 63 und PE 80 ) aus, die in den letzten 40 Jahren gebaut wurden? Wie sieht es mit den Verbindungsfittingen aus, die noch heute in der PE 80 Variante verschweißt werden? Welche Verluste im Netz sind Sie gewillt hin zu nehmen um eine Technologie zu etablieren, die den Strompreis beim Rüchverstromen durch die Decke treibt?
Varus
zu den von ZukunftEE am 2. September 2011 - 19:46 zitierten Seiten von Herrn Tetzlaff:
Ich möchte mir nicht anmaßen, die Expertise von Herrn Tetzlaff zu beurteilen, aber:
Elementarer Wasserstoff hat eine sehr kleine Diffusionskonstante, d.h. er diffundiert leicht durch Gefäßwände und Leitungen (Diffusionskonstante von H2 in Reineisen ca. 7.5e-5 cm2/s, in Spezialstählen ca.4e-7 cm2/s) und noch leichter durch die Tonschichten von Erdgas- Kavernenspeichern (>1e-2 cm/s für wasserhaltige Tone ca. 1e-4 für unverritztes Salzgestein) und besitzt mit 2 g/mol ein im Vergleich zu Methan (16 g/mol) sehr niedriges Molekulargewicht. Hieraus resultiert ein im Vergleich zu Erdgas etwa 8-fach höherer Aufwand für die Kompression. So problemlos ist die Durchleitung (und Speicherung) von 100% Wasserstoff im Erdgasnetz "mit geringen Verlusten" wohl doch nicht....
Sie vergessen in Ihrer Rechnung daß bei Karl-Heinz Tetzlaffs Modell weit niedrigere Kompressionen nötig sind.
Lesen Sie einfach mal obigen link komplett durch.
Hallo Herr Wachholz,
sie nehmen in ihrem letzten absatz bezug auf die kosten. haben sie diese selber einmal abgeschätzt?
anbei ein überschlag (danke an den autor dieser überschlagsrechnung)
Zitat:
"Was das „erneuerbare Methan“ bzw. die Rückverstromung in etwa kostet, lässt sich grob errechnen. Ich habe mal die Kosten auf Grundlage der Zahlen der aktuellen „Studie“ des UBA überschlagen, auch wenn die Angaben zu Speicherbedarf, Wirkungsgraden etc. etwas optimistisch erscheinen.
44 GW Hochdruckelektrolyse, Investitionskosten ca. 1.500 EUR/kW, 2 %/a Betriebskosten , 6 % Kapitalzins, 10 Jahre Nutzungsdauer. Die „Methanisierung“ soll nach EEG- Erfahrungsbericht 2011 noch etwas aufwändiger sein. Ich habe den gleichen Aufwand unterstellt.
Hinzu kommt noch die Rückverstromung
28 GW GUD a 700 EUR/kW, 2%/a Betriebskosten, 20 Jahre Nutzungsdauer, 6% Kapitalzins
Investitionsvolumen 152 Mrd. EUR bzw. jährliche Kosten = 22,7 Mrd. EUR/a
Energieverluste 59 TWh/a bei 15 ct/kWh = 8,8 Mrd. EUR/a
Kosten der Rückverstromung 31,5 Mrd. EUR/a für die 31,6 TWh/a = 1,00 EUR/kWhelt !
Effektiv würden sich damit die Stromerzeugungskosten bei 500 TWh/a um ca. 6,3 ct/kWh (Speicherumlage) erhöhen.
Hinzu kommen noch Aufwendungen für Verdichtung, Speicherung; Netzausbau, die so nicht quantifizierbar sind.
Betrachte man nur das Erneuerbare Methan, kostet dies im Prozess etwa 50 ct/kWh (Erdgas im Vgl. ca. 3 ct/kWh)."
Zu welchen abgeschätzten kosten kommen sie, als hier vorgestellter experte?
lg
Ihre Rechnung ist irrelevant da Dr. Sterner mit weit geringeren Kosten rechnet.
Eine Einspeisevergütung von 8 Cent/kwh ist ausreichend. Und für die Lösung mit 100% Wasserstoff gelten noch weit niedrigere Werte.
http://www.youtube.com/watch?v=mZbEV8cKdgc
@ ZukunftEE
Die in dem Video dargestellten Kosten sind auch in dieser Publikation von Dr. Sterner aufgeführt:
http://www.weltderphysik.de/_media/sterner_09_07_10.pdf
So wie es sich dort liest, sind die 8-10 Cent Kosten pro kWh lediglich die Umwandlungskosten von Strom zu Gas. Anders ausgedrückt: Bei dieser Zahl geht man davon aus, dass der Strom nichts kostet.
Würde man die Stromkosten mit einbeziehen, sieht die Rechnung gleich ganz anders aus. Laut Dr. Sterner beträgt der Wirkungsgrad Stgrom>>Gas 60%. Nehmen wir der Einfachheit halber einmal an, man würde nur Windstrom vergasen, dann würde dieser zwischen 9 (Onshore) und 15-18 (Offshore) Cent/kWh kosten. Wobei Transportkosten und -verluste nicht berücksichtigt sind. Aus die realisteische Annahme, dass auch Photovoltaik-Strom mit vergast wird lasse ich unberücksichtigt. Dadurch würden die Kosten noch weiter steigen.
Aber bleiben wir bei dieser vereinfachten (und unrealistisch günstigen) Betrachtung: Kosten Strom (Wind) 12 Cent/ kWh /0,6 (Wirkungsgrad) + 8 Cent (Umwandlung) = 28 Cent pro kWh Gas. Gas frei Haus geliefert bekommen Sie heute für etwa 3 Cent/kWh.
Wenn Sie jetzt dieses Gas wieder Rückverstromen (und das ist ja der eigentliche Zweck der Speciherung), dann kommt noch der Wirkungsgrad der Stromerzeugung hinzu: 28 Cent / 0,6 (Wirkungsgrad Gaskraftwerk) = 47 Cent/kWh Strom aus "Windgas".
Das alles wie gesagt nach den Zahlen von Dr. Sterner unter Annahme eines unrealistisch günstigen Preises für EE-Strom.
Ja, es ist richtig: Für die Langzeitspeicherung (Kurzzeitpuffer ist ein eigenes Thema) von Strom über Zeiträume von Wochen und Monate sind mengenmäßig nur 2 Konzepte überhaupt geeignet:
1. Norwegische und schwedische Pumpspeicherwerke (noch nicht vorhanden ebenso wenig vorhanden wie die Zuleitungen mit einer Kapazität von mind. 100 GW)
2. Integration des Strom- und Methangasnetzes in Deutschland (Gas-Netze, Verbrauchsstellen in Form von GuD/BHKW-KW, Gas-Brennwert-Heizkesseln und CNG-Gas-Tankstellen sind vorhanden)
Nachzulesen im Detail (sehr empfehlenswert) in der IWES-Fraunhofer-Studie, z.B. auf
http://www.greenpeace-energy.de/fileadmin/docs/sonstiges/Greenpeace_Ener...
Bei der gesamten Diskussionbislang wird immer zu sehr auf Wirkungsgrad und Kosten abgehoben. Herr Wachholz tut dies nicht, das ist auch gut so, denn in der nahen Zukunft werden ganz andere Parameter die Diskussion bestimmen:
In den nächsten 24 Monaten wird der Offshore-Windstrom um den Faktor 3-4 zunehmen mit entsprechend größeren Abschaltungsraten, erzwungen durch die mangelnde Regelbarkeit der Kohle- und Kernkraftwerke und vor allem durch den schleppenden Netzausbau. D.h. die Parameter
- Schnelle und flexible Regelbarkeit ohne Materialermüdungszunahme
- Weiträumiger Energietransport über Gasnetze zur Entlastung der Strom-Fernnetze
- Flexibilität in der Nutzung des Energieträgers (Mobilität, Wärme/BHKW, Rückverstromung/GuD)
werden die entscheidenden Parameter sein
Liebe energiewende-jetzt,
ein Gutachten vom Institut für Windenergie?
Wir haben weder einen gefährlichen Klimawandel, eine atomare Katastrophe noch eine drohende Ressourcenknappheit.
http://www.welt.de/dieweltbewegen/article13572574/Die-Klimakanzlerin-loe...
1.Selbst wenn die Norweger an allen Laufwasserkraftwerken oben Speicherbecken anbringen, könnten sie uns nicht versorgen.
2.Welchen Sinn soll eine solche beschriebene Energieumwandlungsorgie haben?
Es gibt für Deutschland keine Sonderregelung für den Energieerhaltungssatz.
Hallo lapsus,
Ich habe Ihren Welt Online Link mir angeschaut. Dort sind keine wirklich neuen Erkenntnisse enthalten, insbesondere nicht zum hier diskutierten Thema "Strom-Langzeitspeicher".
Bitte lesen Sie in der Fraunhofer IWES-Studie zumindest die Seiten 2 bis 5-Mitte, also 3 1/2 Seitn durch, damit klar wird, warum diese Studie so wichtig ist. Über die Interessenlage des Auftraggebers kann man gerne streiten. Bezahlter Lobbyismus ist die Studie aber definitiv nicht. Auf Wunsch reichen wir die Original-Dissertation und die einschlägigen Veröffentlichungen von Dr. Sterner und der ZWS- und IWES-Teams nach. Diese sind allerdings nicht so anschaulich geschrieben, sondern streng wissenschaftlich verfasst.
Die potentiellen Pumpspeicherkapazitäten in NOR und SWE betragen ca. 70 TWh-el. Das ist eine ganze Menge und könnte bei 100% EE-Stromversorgung Deutschlands rund 75% der Schwankungen ausgleichen. Das Problem dabei: Um diese Kapazitäten bewerben sich jedoch nicht nur Deutschland. Und die enormen Investitionen in die Pumpspeicher.
Und sie erfordert einen massiven Ausbau der Übetragungskapazitäten hin zum Bereich 100 GW. Überdies ist der Gesamtwirkungsgrad, bedingt durch die Verluste beim Hinweg, bei der Speicherung und beim Rückweg, begrenzt auf ca. 60...65%.
Der Wirkungsgrad Methan-Alternative einschl. Methanisierung überschüssigem EE-Strom, Transport/Speicherung über das Gasnetz und GuD/BHKW/KWK-Rückverstromung beträgt mit dem Stand heutiger Technologie ca. 55...60% !
Lieber Herr Wachholz,
Sie haben etwas gehört? Das macht mich aber nun doch langsam nervös.
Speicher sollten schon da sein, denn ich habe mit jeder installierten MW Leistung Solar/Wind eine Überproduktion , nicht erst 2020. Die konventionellen KW können doch selten in standby gehen, geschweige denn abgeschaltet werden. Die Brennstoffkosten fallen ohne Speicher immer an und sind durch mehrmaliges Hochfahren täglich sogar noch höher als ohne Solar/Wind?
Pumpspeicher, die installierten 0,04 TWh reichen aber in Deutschland nur für 4-8 Stunden, dann sind alle vorhandenen Speicherseen leer und müßten mit weit mehr als 0,04 TWh wieder vollgepumpt werden.
Druckluftspeicher, ich schätze, Deutschland ist nicht hohl genug, um 50-100TWh zu speichern und es wurde noch nicht mal getestet?
Wasserstoff/Methan, es wird billiger sein, Erdgas zu kaufen, als einen Prozeß mit 36% Wirkungsgrad zu betreiben. Außerdem könnte es im Winter ungünstig sein, eine Gasreserve zu verstromen, die für Heizung gedacht ist.
Batterien, z.B. Lithium ca.160 Wh je Kg, Bei 1,6 TWh wären das 10 Mrd. Tonnen Lithium?
Gibt es denn gar kein Speicherkonzept?
Leider haben die 1.500 Zeichnen nicht ausgereicht, …
7)Sie schreiben “Das dazu benötigte CO2 kann etwa aus Biogasanlagen, industriellen Prozessen oder auch aus der Umgebungsluft entnommen werden.”
Es ist mit neu, das Biogasanlagen zur CO2 Erzeugung gebaut werden. Doch scheinbar haben Sie andere Quellen.
Sollten Sie auf die CO2-Abscheidung abzielen, dann erklären Sie doch bitte wie dies, und zu welchen Kosten, in Deutschland durchführbar ist. Wurde die Erforschung zur CO2-Abscheidung doch vor kurzem politisch zu Grabe getragen. Oder spekulieren Sie darauf das wir uns diese Technologie in einigen Jahren im Ausland einkaufen können?
Welche großtechnischen Verfahren gibt es um CO2 ökonomisch aus der Umgebungsluft abzuscheiden?
Und welchen Einfluss hat die CO2-Abscheidung aus der Umgebungsluft, aus Biogas und aus industriellen Abgasen auf den Wirkungsgrad des angesprochenen RPM-Verfahrens.
Unter energetischen gesichtspunkten muss dies zwingend mit eingerechnet werden!
8) Sie beziehen sich in Ihen Beispielen auf die Biogasnutzung. Wie verträgt sich der dadurch stark erhöhte Flächenverbrauch, sowie die Tatsache, dass Nahrungsmittel zur Energieerzeugung genutzt werden, und die bekannten negativen ökologischen Folgen mit dem Umweltschutz sowie dem ethisch umd moralischem Problem der hungernden Menschen weltweit? Als NABU-Bundesvorstand sollten Ihnen diese Wiedersprüche bekannt sein.
lg
Michael M.
Biogasanlagen scheiden CO2 ab wenn sie das Gas als Methan ins Erdgasnetz einspeisen. Ist doch logisch!
Die Einspeisevergütung von 8 Cent/kwh reicht für EE-Gas aus. Das sagt viel über die geringen Kosten dieser Technik.
Werter Herr Wachholz,
anbei einige Fragen und Anmerkungen zu Ihrem Beitrag:
1) Was qualifiziert Sie, hier als Experte aufzutreten? Zeigt Ihre Vita doch, das Sie bis heute in Ihrer beruflichen Laufbahn nicht einmal im Ansatz mit Energieerzeugung,- verteilung und -speicherung zu tun hatten. Ihre von Ihnen bei Xing veröffentlichte Vita zeigt nur, das Ihre berufliche Laufbahn schwerpunktmäßig im Bereich der Lobbyarbeit anzusehen ist!
2)Welche Quellen liegen Ihren angesprochenen Wirkungsgraden zugrunde?
3)Sie schreiben “Je stärker die Leitungskapazitäten ausgebaut werden, desto weniger neue Stromspeicher braucht es – und umgekehrt. ” Können Sie dies belegen? Bis zum heutigen Tage gibt es keinen Ausbau der Leitungskapazitäten, welcher bei einer zufälligen Stromproduktion (EE) einen verminderten Speicherbedarf bewirkt. Bedarf es doch ‘zufällige’ Abnehmer der Erzeugten Leistung. Dies wird im übrigen auch kein Smart Grid lösen (es sei denn, durch Zwangsabschaltungen).
4)Welche Kosten entstehen durch RPM? Bedaf es doch eines massiven ausbaus der Energieerzeugungsinfrastruktur?
5)Welche Risiken entstehen durch RPM?
6)Sie schreiben: “Schon im Jahr 2020 ist selbst bei zügigem Netzausbau mit relevanten Stromüberschüssen aus erneuerbaren Energien vor allem bei starkem Wind zu rechnen” Ist die Realität an Ihnen vorbeigegangen? Dies ist leider schon heute der Fall!
MfG
Michael M.
Wo immer Speichersysteme als Lösung vorgestellt werden, bleibt die wichtigste Erkenntnis unberücksichtigt: Speicherung elektrischer Energie ist immer eine teure und ineffiziente Maßnahme (RWTH Aachen).
Im übrigen darf man dran erinnern, daß der NABU aus dem Bund für Vogelschutz hervorgegangen ist. Der hätte sich mit ganzer Kraft gegen die natur- und menschenfeindliche Ökoindustrialisierung unserer Landschaft gestellt. Der NABU hingegen ist zu einer Kampagnenorganisation verkommen, für die der Schutz von Natur und Umwelt nur noch als Werbespruch Bedeutung hat.
Sehr geehrter Herr Erb,
ich habe darauf hingewiesen, dass Speicher die teuere Option sind als der Netzausbau zur Integration Erneuerbarer Energien. Dennoch plädieren wir dafür, diese Option zu nutzen, gerade auch mit Blick auf die von Ihnen kritisierte technische Überprägung der Landschaft.
Ansonsten bitte ich Sie, sich doch mal etwas differenzierter mit unserer energiepolitischen Positionierung unter www.NABU.de/energie und www.NABU.de/klimaschutz auseinanderzusetzen. Als ehemaliger Bund für Vogelschutz sind wir uns sehr bewusst, dass eine dezentrale Form der Energieversorgung flächendeckend und gerade auch in den ländlichen Räumen wahrnehmbar und mit negativen Auswirkungen auf natürliche Lebensräume und bedrohte Arten verbunden sein kann.
Aufgrund unserer langjährigen Forschungsarbeiten insbesondere zum Thema Windenergie und Vogelschutz wissen wir sehr genau, dass es darauf ankommt, die Anlagen räumlich auf geeigneten Standorten zu konzentrieren statt sie in der Landschaft etwa gleichmäßig zu verteilen. Auch sind wir überzeugt, dass bisher unzerschnittene Naturlandschaften weitgehend von Windenergieanlagen freizuhalten sind. Nur gibt es davon in einem dicht besiedelten Land wie Deutschland nicht mehr viel. Bundesweit 2 Prozent der Landesfläche für Windkraftstandorte als Vorranggebiete für die Windenergie auszuweisen, halten wir daher zur Erreichung der Klimaziele und einer umweltfreundlichen Stromerzeugung absolut für gerechtfertigt.
Sehr geehrter Herr Wachholz,
haben Sie vielen Dank für Ihre Antwort auf meinen Einwurf.
Sie räumen ein, daß "eine dezentrale Form der Energieversorgung flächendeckend und gerade auch in den ländlichen Räumen wahrnehmbar" sein kann. Sie sagen wirklich "wahrnehmbar sein kann"!
Auf der Homepage des NABU wird betont, daß für die Windkraft "die besten Standorte ausgewählt werden und Mensch und Natur möglichst wenig belastet werden" sollen.
Und sie halten es für gerechtfertigt, zwei Prozent der Fläche als Vorrangfläche für Windkraftanlagen auszuweisen.
Einen konkreten Eindruck kann man sich mit Hilfe eines Luftbildes verschaffen, das einen Teil Dithmarschens und Nordfrieslands zeigt:
http://www.windwahn.de/images/stories/slideshow/image001.jpg
Dort sind derzeit rund 1,5 Prozent der Fläche durch Windturbinen besetzt. Deutlich verdichtet und erweitert auf das gesamte Land wird der Zustand erreicht sein, den Sie für gerechtfertigt halten.
Ich empfehle, sich alle 26 Fotos anzusehen, die Sie hier finden:
http://www.windwahn.de/index.php/news/allgemein/windwahn-slideshow
So wirkt sich Windkraft aus. Der Klimaschutz verdrängt alle anderen Schutzgüter wie Natur, Landschaft, Mensch. Und der Vogelschutz fällt dabei auch durch den Rost.
Mit freundlichen Grüßen
Helmut Erb.
Sehr geehrter Herrr Wachholz,
die Idee Hydrocarbone mittels Strom und Prozesswärme herzustellen wurde ja vor allem von den Kernkraftbefürwortern in der Vergangenheit oft im Hinblick auf die Zeit des Mangels an fossilen Energieträgern immer wieder propagiert. Da stand dann vor allem die massenhafte und billige Verfügbarkeit von Energie im Vordergrund. Sie schlagen das jetzt für die teuerste Energieerzeugung, die wir kennen vor. Wie hoch schätzen sie denn die Wahrscheinlichkeit ein, dass die Betreiber von Windparks oder Photovoltaikanlagen ihren überschüssigen Strom billig oder vielleicht, da er ja überschüssig ist, umsonst an die Betreiber von RPM-Anlagen abgeben ?
MfG,
G. v.d. Straten
Sehr geehrter Herr Straten,
bisher haben Betreiber von Windparks und PV-Anlagen einen Anspruch auf Entschädigung, wenn sie ihren Strom nicht ins Netz einspeisen dürfen. Wenn sie auch künftig mit einer kostendeckenden Vergütungszahlung wie im derzeitigen EEG-System rechnen können, spielt es für die Anlagenbetreiber keine Rolle, an wen sie den Strom abgeben. Es gibt durchaus Stimmen, die fordern, dass am besten die Netzbetreiber entscheiden sollen, wann der EE-Strom zwischengespeichert bzw. wiederverstrom werden soll. Insgesamt ist aber noch unklar, wie am effektivsten und für ds Gesamtsystem am kostengünstigsten Investitionen in Speicheranlagen wie RPM angereizt werden sollen und wie das eigentliche Geschäftsmodell für die Speicherbetreiber aussehen soll. Diese Frage stellen derzeit also nicht nur Investoren für neue Gaskraftwerke, sondern auch für die Erweiterung oder den Neubau von Pumpspeichern.
Mit freundlichen Grüßen,
Carsten Wachholz