Was passiert im Winter oder bei regnerischen Tagen ohne Wind? Woher soll der Strom dann kommen?

Was passiert im Winter oder bei regnerischen Tagen ohne Wind? Woher soll der Strom dann kommen?


Zur durchgehenden Sicherstellung des Strombedarfes mit 100% Erneuerbaren gibt es drei Optionen, die miteinander kombiniert werden sollten, damit es nicht zu teuer wird:

1. Von der Erzeugungs-Seite her: Modifikation der Solaranlagen. Wenn eine Solaranlage steiler aufgestellt wird bringt sie im Sommer zwar weniger, im Winter dafür mehr Strom. Durch eine Ost-West-Ausrichtung wird gleichmäßige Energie im Tagesverlauf bereitgestellt. Die Windkraftanlagen könnten so ausgelegt werden, dass sie auch bei wenig Wind Leistung abgeben, bei Sturm jedoch weniger.

2. Speicherung: Nutzung von mechanischen, chemischen, aber auch thermischen Speichern, denn Wärme und Kälte lassen sich sehr gut speichern. Im nahen Ausland wie in Österreich, der Schweiz und in Norwegen gibt es zudem hervorragende Standorte für die Pumpspeicherung. Lithium-Ionen-Akkus kosten nur noch ein Zehntel wie vor 10 Jahren. Bei der Elektrolyse für Power-to-Gas wird eine ähnliche Preissenkung erwartet.

3. Auf der Verbraucherseite her: Demand-Side-Management durch dynamische Strompreise: Oftmals hat der Verbraucher oder Prosumer die Möglichkeit seinen Verbrauch zu verlagern, z.B. das Einschalten seiner Waschmaschine, das Laden seines E-Autos oder E-Bikes. Wenn der Preis attraktiv ist, macht er das.

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Zu 1.)

Wind- und Solaranlagen wurden bisher so gebaut, dass sie zwar einen möglichst hohen Jahresertrag produzieren, aber nicht derart, dass sie im Tagesverlauf oder über das Jahr zeitlich passend zum Verbrauch Strom zu erzeugen würden (generation vs. load mismatch). 

Maßnahmen zur besseren Übereinstimmung für Solaranlagen werden hier dargestellt (z.B.: Ost-West-Ausrichtung, steilere Aufstellung, Nachführung, selektive Antireflexionsschichten):

S. Krauter: Simple and effective methods to match photovoltaic power generation to the grid load profile for a PV based energy system. Solar Energy, Volume 159C (2018) pp. 768–776. https://doi.org/10.1016/j.solener.2017.11.039

Windkraftanlagen können so modifiziert werden, dass sie bereits bei geringen Windstärken anlaufen und insgesamt eine niedrigere Variabilität aufweisen, was den Backup- und Speicheraufwand reduziert: https://news.stanford.edu/2019/07/01/steering-wind-power-new-direction/

„In the new study, the power improvement at low wind speeds was particularly high because turbines typically stop spinning below a minimum speed, cutting production entirely and forcing grid managers to rely on backup power. In slow winds, wake-steering reduced the amount of time that speeds dropped below this minimum, the researchers found. Notably, the biggest gains were at night, when wind energy is typically most valuable as a complement to solar power.”

Zu 2.)

2.1 Theoretisch könnte man gigantische Wind-, Solar-, und Biomasse-Kapazitäten installieren, so dass stets Überproduktion herrscht, dabei müsste aber ein Großteil der erzeugten Energie weggeworfen werden.  Wesentlich ökonomischer ist es, wenn man zwar etwas Überproduktion zulässt, aber verschiedene Arten von Speichern installiert. 

A.A. Solomon, D. Bogdanov, C. Breyer: Curtailment-storage-penetration nexus in the energy transition. Applied Energy, Vol. 235 (2019), pp. 1351-1368. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.11.069

Für die Tagesschwankungen können dies durchaus Akkumulatoren sein (chemische Speicher), aber auch thermische Speicher (ähnlich wie Warmwasserboiler), sofern Wärme oder Kälte später benötigt werden. Die Preise für Lithiumakkumulatoren haben sich im letzten Jahrzehnt auf ca. ein Zehntel reduziert: https://about.bnef.com/blog/behind-scenes-take-lithium-ion-battery-prices/

https://de.statista.com/infografik/20280/preisentwicklung-von-lithium-ionen-batterien/

Bemerkung: Lithium-Batterien kauft die Autoindustrie inzwischen schon für nur 100 €/kWh, bei 3000 Vollzyklen Lebensdauer kostet die Speicherung dann auch nur 3 Cent/kWh und liegt damit ähnlich wie P2G. Wenn eine Dunkelflaute allerdings nur 3 Mal im Jahr stattfindet, brauchen die 3000 Zyklen SEHR lange.

2.2. Für die tages- wie auch für die saisonale Speicherung bieten sich Pumpspeicherkraftwerke (mechanische Speicher) an. Diese Technologie gibt es seit mehr als einem Jahrhundert. In Deutschland sind die Möglichkeiten begrenzt, jedoch werden bisher nicht alle Potentiale ausgenutzt, da die Markpreise auf Dumpingniveau liegen. In Österreich, der Schweiz, und vor allem in Norwegen gibt es hervorragende Speicherpotentiale (bis zu 35 TWh): https://www.statkraft.de/globalassets/old-contains-the-old-folder-structure/documents/hydropower-09-eng_tcm9-4572.pdf/

Alleine Lake Blåsjø in Norwegen hätte ein Speicherpotential von 7,8 TWh, das reicht für eine absolute Dunkelflaute für fast eine Woche in Deutschland.

https://de.wikipedia.org/wiki/Blåsjø

Damit der Strom aus den ausländischen Pumpspeichern auch importiert werden kann, benötigt man entsprechende Leitungskapazitäten:

Die Niederlande haben deshalb bereits seit 10 Jahren eine 700 MW-Leitung nach Norwegen:

https://www.tennet.eu/our-grid/international-connections/norned/

das deutsche Äquivalent mit 1,4 GW geht erst 2020/21 in Betrieb:

https://www.tennet.eu/de/unser-netz/internationale-verbindungen/nordlink/

https://de.wikipedia.org/wiki/NordLink

Um alle Schwankungen auszugleichen, müsste die Leitung jedoch 20-30-mal so gross sein – wenn keine anderen Maßnahmen (wie beschrieben) eingesetzt werden würden.

2.3 Für die saisonale Speicherung bietet sich die Elektrolyse von Wasser an. Dabei entsteht Wasserstoff, der über viele Monate gespeichert werden kann. Oder man wandelt den Wasserstoff unter Zugabe von Kohlendioxid zu Methan (Erdgas) um: Dies hätte zwar einen geringeren Wirkungsgrad, aber die Leitungen und Speicher sind viel unaufwendiger, bzw. sogar bereits in ausreichendem Maßstab vorhanden. Dieser Prozess wird Power-to-Gas (P2G) genannt, in den letzten Jahren konnten große Fortschritte in den Umwandlungswirkungsgraden erzielt werden – bis zu 76%: 

M.Gruber, P. Weinbrecht, L. Biffar, S. Harth, D.Trimis, J. Brabandt, O. Posdziech, R. Blumentritt:  Power-to-Gas through thermal integration of high-temperature steam electrolysis and carbon dioxide methanation – Experimental results. Fuel Processing Technology, Vol. 181 (2018), pp. 61-74. https://doi.org/10.1016/j.fuproc.2018.09.003

O. Posdziech, K. Schwarze, J. Brabandt: Efficient hydrogen production for industry and electricity storage via high-temperature electrolysis. International Journal of Hydrogen Energy. International Journal of Hydrogen Energy, Vol. 44, Issue 35 (2019), pp. 19089-19101. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.05.169

Das Methan oder der Wasserstoff könnten direkt als Rohstoff verwendet werden (z.B. für die Stahlproduktion oder andere Industrieprozesse), zur Wärmeerzeugung und zum Fahrzeugantrieb, oder wieder in Strom rückgewandelt werden. Dafür bieten sich Brennstoffzellen oder Gasturbinen an.  Die Gasturbinen können auch für kurzzeitige Spitzenlasten zur Verfügung stellen, oftmals sind jedoch die Einsatzzeiten sehr kurz, so dass der Betrieb für bisherige Gasturbinenauslegungen unrentabel ist. Je mehr Erneuerbare installiert werden, desto kurzzeitiger bleiben die Gasturbinen in Betrieb. Hier gibt es aber Bemühungen, um Gasturbinen entsprechend zu modifizieren: https://www.nzz.ch/wissenschaft/forscher-machen-gasturbinen-fit-fuer-wasserstoff-und-energiewende-ld.1494462

https://www.turbomachinerymag.com/the-hydrogen-turbine/

https://gasturbineworld.com/working-toward-100-percent-hydrogen/

https://www.siemens-energy.com/global/en/news/magazine/2019/hydrogen-capable-gas-turbine.html

https://www.kawasaki-gasturbine.de/files/Entwicklungen_zur_Wasserstoff-Gasturbine.pdf

Zu 3. )

Ebenso wie erzeugungsseitig, kann auch verbraucherseitig eine bessere Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch erreicht werden, wodurch sich der Speicherbedarf (und dessen Kosten) reduziert. Gesteuert werden könnte dies über dynamische Stromtarife: Bei einem Überangebot von Wind & Sonne werden die Preise gesenkt, bei einer Dunkelflaute steigen die Preise. Der Verbraucher kann selbst entscheiden, ob unbedingt sofort Strom braucht oder etwas später. Verschiebbare Verbraucher in Haushalten sind oft: Das Laden von E-Fahrzeugen (Grid to Vehicle: G2V), Wasch- und Spülmaschinen, Warmwasserbilder, Kälteakkus, Backöfen. Auch in der Industrie ist bei verschiedenen Prozessen eine Verlagerung möglich – hier werden dynamische Strompreise zur Laststeuerung tatsächlich schon eingesetzt.  Diese Lastverlagerungsprozesse müssen nicht manuell durchgeführt, sondern können über Least-Cost-Router automatisiert ablaufen – unter Berücksichtigung von individualisierbaren Mindestanforderungen (z.B. Mindestladezustand der E-Autobatterie, Mindesttemperatur des Kühlschranks etc.). Einen Schritt weiter gehen dann Anwendungen, bei denen der Fahrzeugspeicher zur Netzstabilisierung genutzt wird (Vehicle to Grid: V2G):

M. Child, A. Nordling, C. Breyer: The Impacts of High V2G Participation in a 100% Renewable Åland Energy System. Energies 2018, 11(9), 2206; https://doi.org/10.3390/en11092206

A. Ameli: Applying a smart management system for EVs in electrical power grids using smart grid capabilities. Dissertation Universität Paderborn 2019 https://digital.ub.uni-paderborn.de/hs/content/titleinfo/3065817

S.Krauter, D. Prior: Minimizing storage costs by substituting centralized electrical storage by thermal storage at the end user, also suppling balancing power for grid operation In: Energy Procedia 135 (2017) pp. 210-226.  https://DOI.org/10.1016/j.egypro.2017.09.505

M. Child, C. Kemfert, D. Bogdanova, C. Breyer: Flexible electricity generation, grid exchange and storage for the transition to a 100% renewable energy system in Europe. Renewable Energy, Vol. 139, 2019, pp. 80-101. https://doi.org/10.1016/j.renene.2019.02.077

Auch saisonal könnte Lastmanagement stattfinden: z.B. Reduktion des Winterverbrauches durch Verlängerung der Winterferien zu Lasten des Sommerurlaubes. Im Sommer ist EE-Energie im Überfluss vorhanden, aber die Industrieabnehmer fehlen, da Werksferien sind.

Ein Ausgleich der täglichen und saisonalen Schwankungen der Stromerzeugung sowie der Lastschwankungen könnte auch über ein globales Stromnetz erfolgen. Für die solare Stromerzeugung kann eine Ost-West-Erweiterung des Netzes die Erzeugung während über Tag und Nacht teilweise oder ganz ausgleichen (z.B. in Eurasien von Wladiwostok (132° Ost) bis Lissabon (9° West) beträgt die Sonnenzeitdifferenz 9,2 Stunden, so dass von Ende April bis Ende August eine 24-stündige solare Versorgung ohne Speicherbedarf gesichert werden kann). Die State Grid Cooperation of China plant ein eurasisches Netz entlang der Seidenstraße, mit einer möglichen globalen Ausweitung bis 2050.
Saisonale Schwankungen können durch eine Nord-Süd-Ausdehnung des Netzes über den Äquator vollständig ausgeglichen werden (z.B. von Berlin (52,5° Nord) nach Kapstadt (34° Süd), wo die Jahreszeiten invers liegen).
https://spectrum.ieee.org/energy/the-smarter-grid/lets-build-a-global-power-grid


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