Ee Energie

EeE Energie

Discovery Centre Energy - entdecken, spielen, lernen. Derzeitiges Stellenangebot als Mitarbeiter für das Projekt "Wasserkraft" in Düsseldorf bei der Firma EE ENERGY ENGINEERS GmbH. Erneuerbare Energien (EE) wie Windkraft und Solarenergie schwanken jedoch. In der Energiespeicherung liegt die Lösung.

Speichern von überschüssigem EE-Strom durch Synthesemethan

Jeder Prozessschritt stellt einen komplexen technologischen Prozess mit einem eigenen Effizienzgrad dar. Die Gesamteffizienz ist das Ergebnis der einzelnen Effizienzen der Verfahrensschritte. Offen ist die Fragestellung, woher das für die Metanisierung erforderliche CO 2 kommt und welche Auswirkungen dies auf die Effizienz haben könnte. Eine Abschätzung des Wirkungsgrades und der damit verbundenen Aufwendungen ist zum jetzigen Zeitpunkt kaum möglich.

Vor der detaillierten Betrachtung der Verfahrensschritte und ihrer Effizienzen ist daher zu beachten, dass die SNG zur langfristigen Stromspeicherung ein noch nicht marktreifes Gesamtkonzept ist und noch ein hoher Bedarf an Forschung und Entwicklung vorhanden ist. Im Folgenden werden für die verschiedenen Verfahrensschritte die Effizienzen auf der Grundlage von Literaturhinweisen beschrieben. Daraus resultiert eine teilweise sehr unterschiedliche Bandbreiten, da von modernster Technologie noch nicht gesprochen werden kann und sowohl die Anlagenkonfiguration als auch die Betriebsart Einfluss auf den Effizienzgewinn haben.

Abhängig von der Entfernung und den Spannungs- oder Umwandlungsphasen, z.B. Wechselstrom/Gleichstrom, über die der RE-Strom die Galvanik erreicht, wird ein Effizienz zwischen 95 und 100 Prozent für das Elektrizitätsnetz unterstellt. Der Effizienz der Wasserstoffelektrolyse wird vom IWES mit 64 bis 80 Prozent angegeben[2]. Weil aber auch hier keine Angaben aus dem Großbetrieb zur Verfügung stehen, ist auch ein geringerer Effizienz durchführbar.

Erhöhte Drücke und vor allem die Lagerung bei 200 Druckluft benötigen mehrere Verdichtungsstufen mit hohem Energieverbrauch, was den Effizienzgewinn weiter reduziert. Die Effizienz beträgt dann etwa 85-95 %[4]. Gas- und Dampfturbinenanlagen (GuD) haben oft einen Effizienzgewinn von fast 60 Prozent, wenn sie am "besten Punkt" betrieben werden. Die Effizienz nimmt im Mitlastbetrieb oder beim An- und Abbremsen merklich ab.

Im Gasturbinenbetrieb ohne Abwärmerückgewinnung liegt der Nutzungsgrad in der Grössenordnung von 35 vH. Die oben dargestellten Werte ergeben einen Trend-Kanal für den vorteilhaften oder negativen Anwendungsfall (vgl. Abb. 2). Das fünfstufige Design macht den gesamten Prozessverlauf sehr empfindlich auf die Effizienz. Weil der Overall Efficiency als Gesamteffizienz als Ergebnis von fünf Vervielfachern klar unter eins liegt, ist im besten Falle ein Gesamteffizienz von 36 Prozent erzielbar, im schlimmsten Falle aber auch ein Effizienzgewinn von 14 Prozent ist denkbar.

Unter der Annahme, dass wie das IWES eine Leistung von 44 GW für das SNG-System und eine Betriebszeit von durchschnittlich 2.000 h2 und CH4 erzeugt wird, wäre es möglich, auf diese Weise rund 88 TWh Überschussstrom aus Photovoltaik oder Windkraft zu beziehen. Ausgehend davon, dass die Stromproduktion nahezu "ausschließlich" auf Basis regenerativer Energieträger stattfindet, ist es denkbar, dass beispielsweise 50.000 Megawatt durch die Reelektrizitätserzeugung gedeckt werden müssen.

Die auf diese Weise zu produzierende Menge an Strom, gemessen an einem Tag, beträgt 1,2 MWh. Unter diesen Voraussetzungen bedeutet der oben genannte Wert für die Reelektrizitätserzeugung in der Grössenordnung von 12,3 bis 31,7 Mrd. kWh, dass die Energieversorgung durch Reelektrizitätserzeugung für 10 bis 26 Tage gewährleistet sein könnte. Der Prozessaufwand für Synthesemethan als langfristiger Stromspeicher setzt sich aus der Investitions-, Strom- und Betriebssumme zusammen.

Über die operativen Kosten gibt es derzeit nichts zu berichten. Er errechnet sich aus der Addition der Netzkosten, der operativen Kosten für Elekrolyse, Metanisierung, Verdichtung, Regelungstechnik, Gasnetze und Erdgaskraftwerke. Grundannahme ist, dass 88 TWh überschüssiger Strom aus erneuerbaren Quellen in das Netz eingespeist werden, ein EE-Tarif von 9 ct/kWh für Onshore-Wind, 15 ct/kWh für Offshore-Wind und 18 ct/kWh für Sonnenstrom, davon die hälftige Aufdachanlage und die hälftige Solarparkpalette.

Zusätzlich kommen die vorstehend beschriebenen Effizienzen zur Anwendung. Tabelle 1: Fehlbetrag bei der Strombeschaffung ohne Investitions- und Betriebskosten jährlich. SNG-Strom wird zu einem Austauschstrompreis von 7 ct/kWh umgerechnet. Aus der Effizienz resultiert die Stromerzeugung, für die dann ein Absatzwert von 7 ct geschaffen wird. Abhängig vom RE-Strommix und der Effizienz kann das Jahresdefizit in der Elektrizitätsbilanz der langfristigen Speicherung von Strom aus erneuerbaren Quellen auf 8,4 bis 11,4 Mrd. ? geschätzt werden.

Eine vergleichende Analyse zeigt eindeutig, dass Effizienz der ausschlaggebende Faktor für die Steigerung der konkreten Aufwendungen ist. Für den Kapazitätsbedarf der SNG führt das IWES in Kassel einen Wert in der Grössenordnung von 44 Gebunden. Daraus und den oben erwähnten konkreten Investitionen von 1.000 bis 3.000 pro Kilowatt RE-Stromverbrauch für das "SNG-System" ergibt sich ein Anlagebedarf in der Grössenordnung von 44 bis 132 Milliarden Euro.

Zusätzlich zu den oben berechneten Differentialkosten für die Elektrizitätsbilanz sind auch die Investitions- und die Betriebskosten zu berücksichtigen. Für eine Schätzung in diesem Bereich werden im Nachfolgenden ein Zinssatz von 7 Prozent, eine Abschreibung über 20 Jahre, d.h. 5 Prozent, und operative Kosten von 7 Prozent des Anlagevolumens angenommen[7]. Dementsprechend betrugen die Investitions- und Bewirtschaftungskosten ohne den Strombestand 19 vH/Jahr.

Für ein Gesamtinvestitionsvolumen von 88 Mrd. sind Investitions- und operative Kosten in Höhe von 16,7 Mrd. ? p.a. zu erwarten. Mit einer Stromproduktion von 31,7 bzw. 12,3 Milliarden Kilowattstunden würden die Investitions- und Bewirtschaftungskosten für die SNG als Langzeit-Stromspeicher 53 bzw. 135 ct/kWh betragen.

Anhand der Summen der Strombilanzkosten sowie der Investitions- und Betriebskosten werden die Anlagenkosten berechnet (siehe Tabelle 2). Die " SNG-Anlage " als langfristiger Speicher für überschüssige RES-E mit einer Leistung von 44 GW und einer Stromerzeugung zwischen 12,3 und 31,7 Milliarden Kilowattstunden - d.h. 2-5 Prozent des bundesdeutschen Stromverbrauchs - würde zu jährlichen Zusatzkosten zwischen 25,1 und 28,1 Milliarden ? führen.

Berechnet auf die kWh SNG-Strom würde dies zu zusätzlichen Kosten für den Konsumenten zwischen 79 und 228 ct/kWh - plus Abgaben - führen. 50% Windkraft offshore36 %8,4 Mrd. ? p. a. 26 ct/kWh16,7 Mrd. ? p. a. 53 ct/kWh25,1 Mrd. ? p. a. 14 %9,7 Mrd. ? p. a. 79 ct/kWh16,7 Mrd. ? p. a. 135 ct/kWh26,4 Mrd.

33% Photovoltaik36 %10,1 Mrd. ? p. a. ? 32 ct/kWh16,7 Mrd. ? p. a. 53 ct/kWh26,8 Mrd. ? p. a. 14 %11,4 Mrd. ? p. a. ct/kWh28,1 Mrd. ? p. a. Der geringe Wirkungsgrad führt zu Systembelastungen in einer Spanne von 79-228 ct/kWh.

Aufgrund der langen Effizienzkette ist es wesentlich schwieriger, die Effizienz des Gesamtsystems zu verbessern, da sich Optimierungen in Einzelprozessschritten nur unwesentlich auf den Gesamteffizienzbeitrag auswirkt. Wenn dies nicht gelingen sollte, werden die anfallenden Aufwendungen angesichts niedriger Effizienz und einer hohen Einspeisevergütung untragbar sein. Dennoch eröffnet der Lösungsansatz der chemischen Energie-Speicherung Möglichkeiten, wenn er über eine gekürzte Effizienzkette genutzt wird.

In der Mobilitätsbranche würde die Effizienzkette von fünf auf zwei Prozessschritte gekürzt und damit wesentlich effizient.

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