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Wiederaufladbare Zink-Luft-Batterien mit Kobaltkatalysator

Zink-Luft-Batterien sind eine vielversprechende Alternative zu teuren Lithium-Ionen-Batterien. Im Vergleich zur Lithium-Ionen-Technologie weisen Zink-Luft-Batterien eine höhere Energiedichte, sehr niedrige Produktionskosten und eine bessere Sicherheit auf. Da sie jedoch nur einen Entladezyklus haben, sind sie weniger akzeptiert.

Zink-Luft-Batterien verwenden geladene Zinkpartikel, um gleichzeitig große Mengen Strom zu speichern. Wenn Strom benötigt wird, wird das geladene Zink mit Sauerstoff aus der Luft (und dem Wasser) kombiniert, wodurch der gespeicherte Strom freigesetzt und Zinkoxid erzeugt wird. Dieser Prozeß ist als Sauerstoffreduktionsreaktion (SRR) bekannt.

Theoretisch kann dieses Zinkoxid wieder in Sauerstoff und Zinkionen umgewandelt werden, indem Elektrizität durch es geleitet wird. Dieser Prozeß wird wiederum als Sauerstoffentwicklungsreaktion (SER) bezeichnet. Mit diesen Reaktionen können Zink-Luft-Batterien wiederaufladbar gemacht werden, wodurch sie mit Lithium-Ionen-Batterien konkurriert.

Die größte Herausforderung beim Wiederaufladevorgang ist die Langsamkeit der Reaktionen und die dadurch verringerte Lebensdauer. Diese Batterien benötigen einen Katalysator, der möglicherweise die SRR- und OER-Reaktionen verbessern und ihre Kinetik schnell machen kann. Daher ist die Entwicklung hocheffizienter Katalysatoren für wiederaufladbare Zink-Luft-Batterien von größter Bedeutung.

In frühere Studien wurden Übergangsmetalloxide als bifunktionelle (Redox) SRR / SER-Katalysatoren vorgeschlagen, da sie Vakanzen für reversible Adsorption von Sauerstoff bereitstellen können. Die Methoden zur Erzeugung genau definierter Defekte für die reversible Adsorption von Sauerstoff in solchen Oxiden sind jedoch eine Herausforderung.

Eine Gruppe von Forschern und Ingenieuren aus China und Kanada haben diese Herausforderung angenommen. Unter Verwendung von Kobalt(II)-oxid-Nanoschichten, die auf rostfreiem Stahl oder Kohlenstoffgewebe aufgebracht wurden, wurde ein bifunktionellen Katalysator hergestellt. Ihre Forschungsergebnisse wurden in der Fachzeitschrift Nano Energy veröffentlicht.

Forschungsansatz

Herstellung des Katalysators

Verschiedene Nanostrukturen wurden unter Verwendung einfacher Wärmebehandlung und galvanischer Abscheidung hergestellt, um sie als bifunktionelle Elektrokatalysatoren zu testen. Die Art der hergestellten Nanostrukturen war:

  • Kobalthydroxid-Nanoschichten auf Edelstahl und Kohlenstoffgewebe
  • Geschichtetes Kobalt(II)-oxid-Nanoschicht auf Edelstahl- und Kohlenstoffgewebe
  • Kobalt(II)-oxid auf Edelstahl
  • Geschichtetes Kobalttetroxid-Nanoschicht auf Edelstahl

Materialcharakterisierung

Um die Eigenschaften der vorbereiteten Proben zu verstehen, wurden verschiedene Analysen und Tests durchgeführt:

Lade- und Entladetests

Spätere Entlade- und Ladezyklustests einzelner Zellen wurden durch das Batterietestsystem durchgeführt.

Ergebnisse

Durch einfache Wärmebehandlung wurden Sauerstoffdefekte geschaffen. Den Autoren zufolge zeigten die Kobaltoxid-Nanoschichten eine ausgezeichnete bifunktionelle ORR / OER-Leistung. Die durschgeführten Untersuchungen deuteten darauf hin, daß die reichlichen Sauerstoffdefekte und Kobaltzentren der Grund für eine verbesserte ORR / OER-Leistung waren. Später wurden die geschichteten Kobaltoxid-Nanoschichten auf Edelstahl als Elektrode in einer wiederaufladbaren Zink-Luft-Durchflußbatterie verwendet, und es wurde eine Rekordlebensdauer von über 1.000 Stunden bei nahezu unveränderter Spannung beobachtet. Galvanostatische Entlade- / Ladezyklen zeigten ebenfalls eine lange Lebensdauer und eine hohe Energieeffizienz.

Diese Untersuchungen bieten eine neue Methode zur Entwicklung hocheffizienter bifunktioneller ORR / OER-Katalysatoren, mit denen die Lebensdauer wiederaufladbarer Zink-Luft-Durchflußbatterie verlängert werden kann. Bei Frontis Energy hoffen wir wie immer, daß wir schon bald industrielle Anwendungen sehen werden.

(Foto: Ingenieurforum)

Referenz: https://doi.org/10.1016/j.nanoen.2020.105409 Wu et al., Cobalt (II) oxide nanosheets with rich oxygen vacancies as highly efficient bifunctional catalysts for ultra-stable rechargeable Zn-air flow battery, 2021

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Grüner Wasserstoff produziert mit Sonnenlicht und Nanopartikeln

Der Energiebedarf steigt und der Rohstoff für die Wirtschaft mit fossilen Brennstoffen nimmt ab. Darüber hinaus verschlechtert die Emission von Gasen aus dem Verbrauch fossiler Brennstoffe die Luftqualität erheblich. Die aus diesen fossilen Brennstoffen erzeugten Kohlenstoffnebenprodukte beeinflussen das Klima erheblich.

Daher besteht die Notwendigkeit, eine erneuerbare Energiequelle zu finden, die je nach Anforderung leicht hergestellt, gespeichert und verwendet werden kann. Wasserstoff kann eine vielversprechende Energieressource sein, da er eine reichlich verfügbare, ungiftige Ressource ist und leicht zum Speichern überschüssiger elektrischer Energie verwendet werden kann.

Wasserstoff erzeugt in Kombination mit Sauerstoff in einer Brennstoffzelle Strom und die Nebenprodukte sind Wasser und Wärme. Basierend auf der Methode zur Herstellung von Wasserstoff wird es in blauen Wasserstoff und grünen Wasserstoff eingeteilt. Blauer Wasserstoff wird aus fossilen Brennstoffen wie Methan, Benzin und Kohle hergestellt, während grüner Wasserstoff aus nicht fossilen Brennstoffen / Wasser erzeugt wird. Der sauberste Weg zur Herstellung von umweltfreundlichem Wasserstoff ist die Elektrolyse von Wasser, bei der Wasser elektrolysiert wird, um Wasserstoff und Sauerstoff zu trennen. Erneuerbare Energie kann als Leistungselektrolyseur zur Erzeugung von Wasserstoff aus Wasser verwendet werden. Die solarbetriebene photoelektrochemische Wasserspaltung ist eine der gängigen Methoden. Bei der photoelektrochemischen Wasserspaltung wird Wasserstoff aus Wasser unter Verwendung von Sonnenlicht erzeugt.

PEC-Zellen bestehen aus einer funktionierenden Photoelektrode und einer Gegenelektrode. Die Photoelektrode besteht aus Halbleitermaterial mit einer Bandlücke, um Sonnenlicht zu absorbieren und ein Elektron-Loch-Paar zu erzeugen. Die durch Licht erzeugten Ladungen sind für die Oxidation von Wasser und dessen Reduktion zu Wasserstoff verantwortlich. Die PEC leiden unter Geräten mit geringer Stabilität und Effizienz.

Das Forschungsteam des Instituts National de la Recherche Scientifique (INRS) hat zusammen mit Forschern des Instituts für Chemie und Prozesse für Energie, Umwelt und Gesundheit (ICPEES), einem gemeinsamen Forschungslabor der CNRS-Universität Straßburg, einen Weg zur signifikanten Verbesserung des Effizienz der Wasserdissoziation zur Erzeugung von Wasserstoff durch Entwicklung lichtempfindlicher nanostrukturierter Elektroden im Sonnenlicht.

Eine Vergleichsstudie zwischen Kobalt- und Nickeloxid-Nanopartikeln, die auf durch Anodisierung hergestellten TiO2-Nanoröhren abgeschieden wurden, wurde durchgeführt. Die TiO2-Nanoröhren wurden mit CoO- (Kobaltoxid) und NiO- (Nickeloxid) -Nanopartikeln unter Verwendung des reaktiven Pulslaser-Abscheidungsverfahrens dekoriert. Die Oberflächenbeladungen von CoO- oder NiO-Nanopartikeln wurden durch die Anzahl der Laserablationsimpulse gesteuert. Die Effizienz von CoO- und NiO-Nanopartikeln als Cokatalysatoren für die photoelektrochemische Wasserspaltung wurde durch Cyclovoltammetrie sowohl unter simuliertem Sonnenlicht als auch unter Beleuchtung mit sichtbarem Licht und durch externe Quanteneffizienzmessungen untersucht

Die gesamte Forschungsarbeit wurde in folgenden Schritten durchgeführt:

Schritte zur Verbesserung der Effizienz der Wasserstoffproduktion
Schritte zur Verbesserung der Effizienz der Wasserstoffproduktion

(Quelle: Favet et al., Solar Energy Materials and Solar Cells, 2020)

In dieser Studie wurden Kobalt (CoO) – und Nickel (NiO) -Oxide als wirksame Cokatalysatoren für die Spaltung von Wassermolekülen angesehen. Beide Cokatalysatoren verbesserten die photoelektrochemische Umwandlung von Photonen aus ultraviolettem und sichtbarem Licht.

Es wurde jedoch festgestellt, dass CoO-Nanopartikel unter Beleuchtung mit sichtbarem Licht der beste Cokatalysator sind, wobei die Photoumwandlungseffizienz fast zehnmal höher ist als bei TiO2. Die Leistung von CoO-Nanopartikeln wurde im sichtbaren Spektralbereich (λ> 400 nm) verbessert. Der mögliche Grund kann eine Folge ihrer sichtbaren Bandlücke sein, die es ihnen ermöglicht, mehr Photonen im Bereich von 400 bis 500 nm zu gewinnen und die durch Licht erzeugten Elektronen effektiv auf TiO2-Nanoröhren zu übertragen.

Bei Frontis Energy sind wir von dieser neuen Entdeckung zur Verbesserung der Wasserstoffproduktion aus Sonnenlicht begeistert und hoffen, bald eine industrielle Anwendung zu sehen.

(Bild: Engineersforum)

(Quelle: Favet et al., Solar Energy Materials and Solar Cells, 2020)

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Wiederaufladbare PAM-Brennstoffzelle mit Wasserstoffspeicherpolymer

Brennstoffzellen gehören zu den effizientesten und saubersten alternativen Energiequellen. Sie haben das Potential, Stromerzeuger auf Basis fossiler Brennstoffe zu ersetzen. Insbesondere Protonenaustauschmembran-Brennstoffzellen (PAMBZ) sind aufgrund ihrer hohen Leistungsdichte und Effizienz bei niedrigen Betriebstemperaturen (ca. 60–80°C) vielversprechende Energieumwandler für zahlreiche Anwendung im Transportsektor, als Energiespeicher oder zur Stromerzeugung in entlegenen Regionen. PAMBZ könnten zu einem der saubersten Energieträger werden. Dies liegt daran, dass Wasser das Endprodukt solcher Energieumwandlungssysteme ist. Derzeit werden in diesen Brennstoffzellen hauptsächlich Nafion™ -Membranen als Wasserstoffbarrieren verwendet, die für ihre Robustheit bekannt sind.

PFSA Protonenaustauschmembran

Eine ausreichende Versorgung mit Wasserstoff ist für die Anwendung von PAMBZ-Systemen von entscheidender Bedeutung. Derzeit sind teure Hochdrucktanks (70 MPa) für die Wasserstoffspeicherung der neueste Stand der Technik. Neben den Kosten gibt es auch noch andere Nachteile wie die mangelnde Beweglichkeit und Sicherheit. Um diese Probleme anzugehen, wurden alternative Wasserstoffspeichermaterialien eingehend untersucht. Beispielsweise können Metallhydride und organische Hydridmaterialien Wasserstoff durch kovalente Bindung fixieren und freisetzen.

Jetzt haben Dr. Junpei Miyake und Kollegen von der Universität von Yamanashi, Japan, ein wiederaufladbares PAMBZ-System (RCFC) vorgeschlagen, das ausschließlich aus Polymeren besteht. Die Arbeit wurde in Nature Communications Chemistry veröffentlicht. Die Strategie der Forscher bestand darin, eine Polymerfolie zur Wasserstoffspeicher (HSP, ein organisches Festkörperhydrid) als Wasserstoffspeichermedium in der Brennstoffzelle anzubringen. Mit diesem Ansatz wurden die Probleme wie Toxizität, Entflammbarkeit und Flüchtigkeit sowie Bedenken in Bezug auf andere Komponenten wie Kraftstoffbehälter, Pumpen und den Verdampfer gelöst. Die HSP-Struktur basiert auf Fluorenol / Fluorenon-Gruppen, die als Wasserstoffspeicher dienen.

Um die Leistung ihrer wiederaufladbaren HSP-basierten Brennstoffzelle zu testen, brachten die Wissenschaftler die HSP-Folie an der Membranelektrode der anodischen Katalysatorschicht an. Gleichzeitig wurde die Kathodenseite wie bei regulären PAMBZ betrieben. Die Forscher berichteten ebenfalls, daß auch ein Iridiumkatalysator auf die Innenseite der HSP-Folie angebracht wurde. Dadurch wurden die Freisetzung und Fixierung des Wasserstoffs verbessert.

Zur Leistungsbeschreibung wurden der Brennstoffzellenbetrieb an sich, die Zyklusleistung und Haltbarkeit über mehrere Zyklen von je sechs Schritten getestet. Zuerst wurde die HSP-Folie für zwei Stunden mit Wasserstoff beladen. Darauf folgten eine Stickstoffgasspülung, um den überschüssigen Wasserstoff von der Anode zu entfernen. Nach dem Erhitzen der Zelle auf 80°C, wurde der Wasserstoff aus der HSP-Folie freigestzt. Zusammen mit dem der Kathodenseite zugeführten Sauerstoff erzeugte die Brennstoffzelle konstanten elektrischen Strom.

Die Forschergruppe zeigte, daß die HSP-Folie in 20, 30, 60 bzw. 360 Minuten respektive 20%, 33%, 51% oder 96% des gesamten fixierten Wasserstoffgases freisetzte. Die Temperatur betrug 80°C in Gegenwart des Iridiumkatalysators. Der Iridiumkatalysator konnte auch bis zu 58 Mol-% Wasserstoff absorbieren, was jedoch erheblich niedriger war als der im HSP gespeicherte Wasserstoff. Die maximale Betriebszeit betrug ca. 10,2 s / mgHSP (ca. 509 s für 50 mg HSP) bei einer konstanten Stromdichte von 1 mA / cm2. Die RCFCs erreichten eine Zyklisierbarkeit von mindestens 50 Zyklen. Darüber hinaus erwies sich die Verwendung einer gasundurchlässigen sulfonierten Polyphenylenmembran (SPP-QP, eine weitere PEM) als gute Strategie zur Verlängerung der Operationszeit der RCFC.

Zu den vorteilhaften Merkmalen des beschriebenen RCFC-Systems gehören seine verbessere Sicherheit, seine einfachere Handhabung und sein geringeres Gewicht. Diese Merkmale eignen sich beispielsweise perfekt für mobile Anwendungen in Brennstoffzellenfahrzeugen. Um wirtschaftlich einsetzbar zu sein, müssen jedoch die Wasserstoffspeicherkapazität und -kinetik (H2-Freisetzungs- / Fixierungsreaktionen) sowie die Katalysatorstabilität des RCFC-Systems weiter verbessert werden.

(Miroslava Varnicic, 2020)

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Mikrobielles Power-to-Gas in erschöpften Ölfeldern als Brückentechnologie zwischen erneuerbarer und fossiler Energie

Ein aufgegebenes oder unproduktives Ölfeld kann für die Methanproduktion aus CO2 mit erneuerbarer elektrischer Energie wiederverwendet werden. Man können erschöpfte Ölfelder z.B. in  Reaktoren zur Umwandlung erneuerbarer Energien in Erdgas umwandeln, und zwar in geologischen Dimensionen. Um dies zu erreichen, muß ein Ölfeld elektrisch leitend und katalytisch aktiv gemacht werden. Dan kann man darin Erdgas aus erneuerbaren Energiequellen zu erzeugen. Der Einsatz von Erdgas ist jeder Batterie aufgrund der vorhandenen Infrastruktur, des Einsatzes in Verbrennungsmotoren, der hohen Energiedichte und der Widerverwertung von CO2 überlegen. Ölfelder sind wegen ihrer der enormen Speicherkapazitäten der Produktion übertage überlegen. Sie sind bereits gut erforscht und wurden einer Umweltrisikobewertung unterzogen. Letztlich ist die mikrobielle Power-to-Gas-Technologie bereits jetzt verfügbar.

Ausgewählte Eckdaten

Gesamter Prozess (Methan als Endprodukt)

50% elektrische Effizienz

Energiedichte Methan

180 kWh / kg

Speicherkapazität eines Ölfeld

3 GWh / Tag

Lade- / Entladezyklen

Unbegrenzt

Investitionsvolumen

51.000 USD / MW

Kosten pro kWh (>5,000 h Lebensdauer)

<0,01 USD / kWh

Elektrolyt

Meerwasser

Problem

Um das Problem der Speicherung erneuerbarer Energien anzugehen, wurden Batterien als mögliche Lösung vorgeschlagen. Lithium-Ionen-Akkus haben eine maximale Energiespeicherkapazität von etwa 0,3 kWh / kg. Zur Zeit werden Li-Akkus als der beste Kompromiss zwischen Kosten und Effizienz angesehen. Dennoch sind sie immer noch zu ineffizient, um Benzin mit einer Speicherkapazität von etwa 13 kWh / kg zu ersetzen. Dies macht batteriebetriebene Autos schwerer als herkömmliche Autos. Lithium-Luft-Batterien werden als mögliche Alternative angesehen, da sie theoretische Kapazitäten von 12 kWh / kg erreichen können. Aufgrund technischer Hürden werden sie aber noch nicht auf den Straßen eingestzt.

Im Gegensatz dazu hat Methan eine Energiedichte von 52 MJ / kg, was 180 kWh / kg entspricht. Damit kommt das Gas gleich nach Wasserstoff mit 500 kWh / kg, ignoriert man die Kernenergie. Diese hohe Energiedichte von Methan und anderen Kohlenwasserstoffen sowie deren einfache Verwendung sind der Grund, warum sie in Verbrennungsmotoren und Strahltriebwerken eingesetzt werden. Elektroautos scheinen eine verlockende grüne Alternative zu sein. Allerdings ist die weltwiete Transportinfrastruktur auf Verbrennungsmotoren zurechtgeschnitten.

Neben der Schwierigkeit, Gewohnheiten zu ändern, benötigen Elektroautos andere begrenzte natürliche Ressourcen wie Lithium. Um alle 94 Millionen im Jahr 2017 weltweit produzierten Automobile auszurüsten, müßten jährlich 3 Megatonnen Lithiumcarbonat abgebaut werden⁠. Dies sind fast 10% der gesamten verfügbaren Lithiumressourcen von 35 Megatonnen weltweit. Obwohl Lithium und andere Metalle recycelt werden können, ist es klar, daß Batterien auf Metallbasis allein aufgrund der geringen Energiedichten von Metallen nicht die Brücke zwischen erneuerbarer Energie und traditionellen Transportmitteln schlagen werden. Dabei werden andere Energiebedürfnisse wie industrielle Stickstoffixierung, Luftfahrt oder Heizung nicht einmal berücksichtigt.

Für Deutschland mit seinem hohen Anteil an erneuerbaren Energien ist Kraftstoff für Autos nicht das einzige Problem. Da erneuerbare Energie im Norden erzeugt wird, aber viele Energieverbraucher im Süden sind gibt es ein Transportproblem. Zudem reicht die Netzlast während Spitzenproduktionszeiten häufig nicht aus, was zu Überproduktion führt. Eine bessere Energieverteilung kann durch Dezentralisierung der Produktion und durch Energiespeicherung erreicht werden. Um die Produktion zu dezentralisieren, wurden Land- und Hausbesitzer für die Installation von Photovoltaikanlagen oder Windrädern steuerlich entlohnt. Mit dem Auslaufen der steuerlichen Anreize stehen Hausbesitzer vor dem Problem der Energiespeicherung. Das bisher beste Produkt für diese Kundengruppe sind wieder Li-Akkus, aber Investitionskosten von 0,05 USD / kWh sind immer noch zu unattraktiv, insbesondere weil diese Produkte die Energie als Strom speichern, der nur für kurze Zeit genutzt werden kann und weniger effizient als natürlich ist Gas beim Heizen.

Erdgas wird heute häufig als Energiequelle verwendet. Die globale Energieinfrastruktur ist für Erdgas und andere fossile Brennstoffe ausgelegt. Die steigende Nachfrage und die begrenzten Ressourcen für diese fossilen Brennstoffe waren in den letzten Jahrzehnten die Hauptgründe für den Anstieg der Öl- und Gaspreise. Durch die jüngsten Wirtschaftskrisen und das Fracking sind diese jedoch wieder rückläufig. Der hohe Ölpreis zog damals Investoren an, Öl mithilfe von Techniken zu gewinnen, die immer teurer wurden, berücksichtigt man die Umweltrisiken, wie z.B. Tiefseebohrungen oder Teersandschürfung darstellen. Ironischerweise machte der hohe Ölpreis teure erneuerbare Energien zu einer wirtschaftlich realisierbaren Alternative und trug dazu bei, ihre Kosten zu senken. Da es jedoch schwierig ist, Gewohnheiten zu ändern und der Aufbau einer völlig neuen Infrastruktur nur für erneuerbare Energien heute wirtschaftlich nicht machbar erscheint, muß eine realistischere Lösung gefunden werden, um die globale Erwärmung zu verlangsamen.

Mikrobielles Power-to-Gas könnte eine realistische Übergangstechnologie sein, die erneuerbare Energien in die vorhandene Infrastruktur für fossile Brennstoffe integriert. Man kann mit der Technologie Gewinnschwelle in weniger als 2 Jahren erreichen, wenn bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind. Dies wird durch die Integration von Methan aus erneuerbaren Energien in die derzeitige Infrastruktur zur Öl- und Gasförderung erreicht. Die Grundidee besteht darin, Kohlenstoff anstelle von Metallen als Energieträger zu verwenden, da er bei der Bindung an Wasserstoff eine hohe Energiedichte aufweist. Die Vorteile sind:

  • Hohe Energiedichte von 180 kWh / kg Methan
  • Geringe Investitionen aufgrund vorhandener Infrastruktur (Erdgas, Ölfeldausrüstung)
  • Kohlenstoff ist keine begrenzte Ressource
  • Geringe CO2-Emissionen durch CO2-Recycling
  • Methan ist ein Transporttreibstoff
  • Methan ist der Energieträger für das Haber-Bosch-Verfahren
  • Preiswerte Katalysatoren reduzieren die Anfangsinvestitionen
  • Niedrige Temperaturen durch Biokatalyse
  • Keine toxischen Verbindungen werden verwendet
  • Keine zusätzliche Umweltbelastung, da vorhandene Ölfelder wiederverwendet werden

Problemlösung

Methan kann durch Mikroben oder chemisch synthetisiert werden. Das Gas entsteht auf natürlichem Wege durch anaerobe (sauerstoffreie) mikrobielle Zersetzungsprozesse. Die Energie für die Biomassesynthese wird durch Sonnenlicht oder chemische Energie wie Wasserstoff bereitgestellt. Bei Methanogenen (methanproduzierende Mikroben) wird Energie gewonnen, nachdem CO2 und Wasserstoff nach einem 1-zu-4-Verhältnis verschmolzen werden:

CO2 + 4 H2 → CH4 + 2 H2O

Ohne Mikroben wird Methan durch die mit dem Nobelpreis ausgezeichnete Sabatier-Reaktion hergestellt, und es werden derzeit mehrere Versuche unternommen, es im industriellen Maßstab einzusetzen. Es ist notwendig, Wasser in Wasserstoff aufzuspalten und damit CO2 in der Gasphase zu reduzieren. Ein Hauptnachteil der Sabatier-Reaktion ist die Notwendigkeit hoher Temperaturen um 385°C. Zudem wird der Nickelkatalysator schnell verbraucht. Methanogene verwenden Eisen-Nickel-Enzyme, sogenannte Hydrogenasen, um Energie aus Wasserstoff zu gewinnen, dies jedoch bei Umgebungstemperaturen.

Zur Herstellung von abiotischem Wasserstoff wird Wasser mit Edelmetallkatalysatoren durch Elektrolyse gespalten. Mikroben spalten Wasser unter Verwendung von Hydrogenasen in umgekehrter Richtung und der erzeugte Wasserstoff wird durch Methanogene oxidiert, die im Elektrolyten oder auf Elektroden wachsen, um Methan zu erzeugen. Diese Reaktion findet im korrekten 1-zu-4-Verhältnis bei elektrischen Potentialen statt, die nahe am theoretischen Wasserstoffproduktionspotential von –410 mV liegen. Methanogene Mikroorganismen können das elektrochemische Überpotential weiter reduzieren und sparen somit Energie.

Power-to-Gas-Konzept für erschöpfte Ölfelder. Die Elektrolyse katalysiert die Wasserspaltung im Ölfeld und erzeugt Methangas und O2.

Die zukünftige Herausforderung wird darin bestehen, die Methanproduktionsraten zu beschleunigen, wie dies für Hochtemperatur-Ölfeldkulturen berichtet wurde. Neben der Erhöhung der Temperatur besteht die naheliegendste Lösung darin, eine höher reaktive Oberfläche zu verwenden und beide Elektroden näher zusammenzubringen. Die Verwendung von Kohlebürsten, die schlechte Wasserstoffkatalysatoren sind, aber eine höhere Oberfläche für die mikrobielle Besiedlung bieten, ist eine Möglichkeit. Die Methanproduktion korreliert mit den mikrobiellen Zellzahlen in den Reaktoren:

Die Anzahl der Methanogene in mikrobiellen Elektrolysereaktoren korreliert mit der Elektrodenoberfläche.

Um das Problem teurer Kohlenstoff- (und auch Stahl-) Bürsten für Großanwendungen zu überwinden, könnten Gas- und Ölfelder verwendet werden. Sie bieten eine große Oberfläche und bringen in der Regel wirtschaftliche Verluste, stellen jedenfalls keine Vermögenswerte dar. Methanogene bewohnen Ölfelder, auf denen sie den letzten Schritt des anaeroben Erdölabbaus durchführen. Daher können Ölfelder im geologischen Maßstab als Bioreaktoren angesehen werden. Geologische Formationen bieten ideale Bedingungen für die Herstellung, Lagerung und Gewinnung von Methan.

Offene Fragen und mögliche Lösungen

Porenraumvolumen des Ölfeldes

Das kalifornische Ölfeld Summerland wurde bereits in der Vergangenheit aufgegeben und eingehend untersucht. Während seiner 90-jährigen Lebensdauer wurden 27 Milliarden Fässer Öl und 2,8 Milliarden m3 Methan gefördert. Diese Förderung von 3,5 Milliarden m3 hinterließ das gleiche mit Meerwasser gefüllte Porenvolumen. Nur 2% dieser Poren sind größer als 50 μm, was für das mikrobielle Wachstum erforderlich ist. Dazu nimmt man Abmessungen von 1 x 2 μm einer Methanogenzelle an. Experimente zeigten, daß der resultierende Porenraum ein Größe von ca. 70 Millionen m3 hätte und damit eine Speicherkapazität von 35.000 TW hat. Das ist viel Methan bei einer Löslichkeit von 0,74 kg Methan / m3 Meerwasser in 500 m Wassertiefe⁠. Alle deutschen Offshore-Windparks haben zusammen eine Leistung von 7.000 MW. Offensichtlich ist der begrenzende Faktor nicht die volumetrische Speicherkapazität eines Ölfeldes.

Mikrobielle Methanproduktionsraten

Aber wie schnell können Mikroben auf einem hypothetischen Ölfeld Methan produzieren? Unter optimalen Bedingungen können Methanogene, die auf Elektroden wachsen (typischerweise die Gattung Methanobacterium oder Methanobrevibacter), Methan mit einer Geschwindigkeit von 100-200 nmol / ml / Tag (also 2,2-4,5 ml / l / Tag) produzieren. Bei einer Produktionsrate von 15 J ml / Tag Methan (190 nmol / ml / Tag) hat das gesamte mikrobiell zugängliche Ölfeld (2%) eine Kapazität von 3,6 Millionen MBtu pro Jahr. Mikroben würden theoretisch 1 TWh pro Jahr für eine Methanproduktion von 3,6 Millionen MBtu verbrauchen, wenn es keine Verluste gäbe und die elektrische Energie 1:1 in Methan umgewandelt würde. Ein Stromgenerator von 121 MW würde ausreichen, um das gesamte Ölfeld mit diesen Raten zu versorgen. Alle deutschen Offshore-Windparks produzieren jedoch 7.000 MW, was bedeutet, daß unser Beispielölfeld nur 3% Überschußleistung schnell genug speciehern kann. Daher müssen die katalytische Oberfläche und die Aktivität erhöht werden, um die Methanumwandlungsraten zu beschleunigen.

Da Methanogene aus Wasserstoff Methan produzieren, kann nicht nur der für Zellen passende Porenraum von 2% genutzt werden, was zu einer Erhöhung der katalytischen Oberfläche auf fast 60% führt. Es muß ein Wasserstoffkatalysator gefunden werden, der das Methanogenwachstum nicht beschleunigt, um den pH-Wert des Reservoirs innerhalb der für das Methanogenwachstum erforderlichen Grenzen von 6 bis 8 zu halten. Dieser Wasserstoffkatalysator muß billig sein und ein Ölfeld elektrisch leitfähig machen. Eine Chemikalie, die die mikrobielle Wasserstoffkatalyse nachahmt, könnte verwendet werden. Diese hätte das Potential, ein nicht leitendes und nicht katalytisches Ölfeld in einen leitfähigen Wasserstoffkatalysator umzuwandeln. Dieser würde ausreichen, um die Methanproduktion so aufrechtzuerhalten, daß die Speicherung des gesamten deutschen Stroms von Offshore-Windparks möglich ist. Dieser Katalysator wäre zunächst inaktiv und in Wasser löslich. Um aktiv zu werden, beschichtet er mineralische Oberflächen durch Ausfällung, die durch einheimische Mikroben oder durch elektrische Polarisation ausgelöst werden kann. Die Investition würde 2,3 Mio. USD pro MW Speicherkapazität betragen (16 Mrd. USD für die gesamten 7.000 MW). Aufgrund des mikrobiellen Wachstums verbessert sich die katalytische Aktivität des Systems während des Betriebs. Die auf der Kathodenseite getätigten Investitionen würden dann nur 600 USD pro MW betragen (4,2 Mio. USD für 7.000 MW).

Anoden

Da die kathodische Seite der Reaktion als begrenzender Faktor ausgeschlossen werden kann, muss die Anode entworfen werden. Es könnten mehrere im Handel erhältliche Anoden wie gemischte Metalloxide (bis zu 750 A / m2) mit Platin auf Kohle- oder Niobanoden (Pt / C, 5–10 kA / m2) verwendet werden. Anoden auf Platinbasis sind das kostengünstigste Material auf dem Markt. Die Investitionen für Pt / C-Anoden (10%, 6 mg / cm2) belaufen sich auf 50.000 USD pro MW (350 Mio. USD für 7.000 MW). Die genaue Menge an Pt, die für die Reaktion benötigt wird, muß jedoch noch bewertet werden, da die Korrosionsrate bei 2 V Zellenspannung unbekannt ist. Ein häufig genannter Wert für die Lebensdauer von Brennstoffzellen beträgt 5.000 Stunden und wird hier zur Bestimmung der Kosten pro kWh verwendet. Für eine Lebensdauer von 5.000 Stunden liegen die Kosten pro kWh an der angestrebten Grenze von 0,01 USD, können jedoch deutlich darunter liegen, da Pt / C-Anoden wiederaufbereitet werden können und die Pt-Beladung auf 3 mg / cm2 (5%) reduziert werden kann. Alternativ können Stahlanoden (SS316, 2,5 kA / m2, 54.000 USD pro MW) verwendet werden, es ist jedoch unklar, wann Stahlanoden korrodieren. Zusammenfassend ist die anodische Seite der kostentreibende Faktor. Hoffentlich senken bessere Anoden diese Kosten in Zukunft. Bei Frontis Energy denken wir, daß die Forschung in diese Richtung gehen sollte.

Zusammenfassung der Kostenschätzung

Windfarm

Vorhanden

CO2 Einspritzung

Vorhanden

Erdgasförderanlagen

Vorhanden

Mikrobielles Impfmaterial

Platformabwasser

Kathode

600 MW−1 USD

Anode

50.000 MW−1 USD

Elektrolyt (Meerwasser)

Kostenlos

Zusammen (>5.000 Studen Lebensdauer)

<0,01 kWh−1 USD

Energie- und Umwandlungseffizienz

Die Gesamtzellenspannung für mikrobielle Power-to-Gas-Reaktionen variiert zwischen 0,6 und 2,0 V, abhängig von den Kathodenraten, der anodischen Korrosion und dem Vorhandensein einer Membran. Höhere Spannungen beschleunigen wiederum die Anodenkorrosion und machen Anoden zum Kostenfaktor. Mit abnehmender Spannung werden die Methanproduktionsraten langsamer, aber auch effizienter. Die Spannung hängt auch vom pH-Wert des Ölfeldes ab. Ein Ölfeld, das einer CO2-Einspritzung (enhanced oil recovery) unterzogen wurde, hat einen niedrigen pH-Wert, bietet bessere Bedingungen für die Wasserstoffproduktion, jedoch nicht für das mikrobielle Wachstum und muß mit Meerwasser neutralisiert werden. Wie oben erwähnt, schränkt das Ölfeld als Kathode das System nicht ein. Die Verwendung von Pt / C-Anoden beseitigt das Überpotentialproblem auf der Anodenseite. Daher können wir ein ideales System annehmen, das Wasser mit 1,23 V spaltet. Aufgrund von Überpotentialen von Anode und Kathode beträgt die Spannung jedoch häufig 2 V. Optimierte Kulturen und Kathoden produzieren etwa 190 nmol / ml / Tag Methan, was 0,15 J / ml / Tag entspricht, wobei die Verbrennungsenergie von 0,8 MJ / mol verwendet wird. Dieselbe Elektrolysezelle verbraucht 0,2 mW bei einer Zellenspannung von 2 V, was 0,17 J / ml / Tag entspricht. Die resultierende Energieeffizienz beträgt 91%. Die Anoden können einfache Kohlebürsten sein. Die beiden Kammern der Zelle sind durch eine Nafion ™ -Membran getrennt. Das System kann weiterhin durch Verwendung von Pt / C-Anoden und durch Vermeidung von Membranen optimiert werden.

Der Gesamtwirkungsgrad von Strom, Methan und Elektrizität hängt auch vom verbrauchsseitigen Wirkungsgrad ab, also der Effizienz bei der Methan in Strom umgewandelt wird. Solche Gaskraftwerke arbeiten häufig mit Wirkungsgraden von 40 bis 60% (Kraft-Wärme-Kopplung). Bei einer Energieeffizienz von 80% (siehe oben) wird die gesamte elektrische Energierückgewinnung mit modernen Gaskraftwerken bis zu 50% betragen. Neben dem hohen Wirkungsgrad von Gaskraftwerken sind sie auch einfach zu bauen und tragen somit zu einem besseren Wirkungsgrad des Stromnetzes bei. Kohlekraftwerke können zu Gaskraftwerken umgerüstet werden.

Erster experimenteller Ansatz

Die Umwandlungseffizienzen der Ladung (in Coulomb), die über den Stromkreis transportiert werden, liegen in diesen Systemen normalerweise zwischen 70 und 100%, abhängig vom Elektrodenmaterial. Eine weitere Effizienzbeschränkung könnte sich aus Stofftransporthemmungen ergeben. Der Stofftransport kann durch Pumpen von Elektrolyt verbessert werden, wodurch zusätzliche Kosten für das Pumpen entstehen. Da jedoch die meisten Ölfelder zur verbesserten Ölrückgewinnung einer Meerwassereinspritzung unterzogen werden, können die zusätzlichen Kosten vernachlässigbar sein. Die Gesamteffizienz muß noch in Skalierungsexperimenten ermittelt werden und hängt von den oben genannten Faktoren ab.

Der Reaktor simuliert Ölfeldbedingungen unter Verwendung von Sand als Füllmaterial unter kontinuierlichem Elektrolytfluss.

Die Kontrolle des pH-Werts ist entscheidend. Alkalische pH-Werte behindern die Wasserstoffproduktion und damit die Methanogenese erheblich. Dies kann durch eine Software behoben werden, die den pH-Wert überwacht und das Potenzial entsprechend anpasst. Die Zugabe von Säuren ist nicht erwünscht, da dies die Kosten erhöht. Die Software kann auch als Potentiostat fungieren, der dann den Methanproduktionsprozess vollständig steuert. Um den Prozess unter realistischeren Bedingungen zu testen, sollte ein Bohrkern verwendet werden.

Die Ergebnisse zeigen die Methanproduktion im Simulationsreaktor. Das Auftreten von Methan im Anodenraum war ein Ergebnis des Flusses von der Kathode zur Anode, der produziertes Methan mit sich führte.

Rentabilität des mikrobiellen Power-to-Gas-Prozesses

Das mikrobielle Power-to-Gas-Verfahren in unproduktiven Ölfeldern ist aufgrund der geringen Anlauf- und Betriebskosten allen anderen Speicherstrategien wirtschaftlich überlegen. Dies wird erreicht, weil die Hauptinvestitionen, nämlich die Installation von Öl- und Gasförderanlagen sowie erneuerbaren Kraftwerken, bereits vorhanden sind. Die restlichen Investitionen machen sich in kurzer Zeit bezahlt.

Aber wie kann der mikrobielle Power-to-Gas-Prozess die Rendite von Investitionen in erneuerbare Energien beschleunigen? Nur 8 von 28 aktiven Windparks meldeten ihre Investitionskosten. Diese 8 produzieren ungefähr die Hälfte der Gesamtleistung von 3.600 MW, was 16 Milliarden US-Dollar entspricht. Während die maximale Produktion eines Ölfeldes mit unbegrenzter Stromversorgung hypothetische 3,6 Millionen MBtu Erdgas pro Jahr ergeben würde (was einer Rendite von 13 Millionen USD pro Jahr entspräche) wird die reale Produktion durch die Erzeugung erneuerbarer Energie außerhalb der Spitzenzeiten begrenzt. Unter der Annahme, daß die maximale jährliche Methanproduktion 10% überschüssiger elektrischer Energie entspricht, können 15 Mio. USD pro Jahr durch den Verkauf von 4,3 Mio. MBtu Methan pro Jahr auf dem Markt erzeugt werden. Dies sind 15 Millionen US-Dollar, die bei Stillständen außerhalb der Spitzenzeiten nicht verloren gehen. Diese konservative Schätzung kann also dazu beitragen, die Investitionen in erneuerbare Energien früher zu kompensieren. Dies verringert auch das Investitionsrisiko, da die Investitionsberechnungen für neue Windparks zuverlässiger durchgeführt werden können.

Im Beispiel aller deutschen Windparks (7.000 MW) verdoppelt sich diese Kompensation in etwa. Unter Verwendung der 60 Millionen US-Dollar, die durch Methanverkäufe pro Jahr generiert werden, werden die Investitionen von 4 Millionen US-Dollar für den kathodischen Katalysator und die 36 Millionen US-Dollar für die Pt / C-Anoden innerhalb von weniger als zwei Jahren kompensiert. Es sind keine weiteren Investitionen erforderlich, da das Ölfeld bereits Öl und Gas gefördert hat und alle erforderlichen Installationen in einwandfreiem Zustand sind. In das Ölfeld wird Meerwasser als sekundäre Extraktionsmethode eingespritzt. Zum kathodischen Schutz von Produktionsanlagen sind elektrische Anlagen vorhanden, um mikrobielle Korrosion zu verhindern, die jedoch möglicherweise verbessert werden muß, um die jetzt höheren Leistungsdichten zu erreichen. Darüber hinaus wird CO2 aus der CO2-Einspritzung als tertiäres Verfahren zur Ölrückgewinnung verwendet. Möglicherweise muß dann nur der pH-Wert angepaßt werden.

Und dies ist nicht das Ende der Ölfeldspeicherkapazität. Theoretisch kann ein Ölfeld die gesamte Menge an erneuerbarer Energie speichern, die in einem Jahr weltweit erzeugt wird, was mehr als genug Spielraum für zukünftige Entwicklungen und die CO2-Verpressung bietet.

 

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Hydrophile Membranen mit schnellem und selektivem Ionentransport

Neben den bekannten Nafion™-Membranen, die derzeit das wohl beste Preis-Leistungsverhältnis bei zahlreichen elektrochemischen Zellen (Protonenaustauschbrennstoffzellen, Methanolbrennstoffzellen, Elektrolysezellen usw.) darstellen, wächst mit der Diversifizierung unserer Energieressourcen auch Nachfrage nach effizienten und selektiven Ionenaustauschmembranen für Energiespeicher wie Flußbatterien.

Eine Sumitomo Flußbatterie zur Energiespeicherung einer Solaranlage. (Foto: Sumitomo Electric Co.)

Flußbatterien – der Durchbruch bei der Energiespeicherung

Die hohe Nachfrage nach zuverlässigen und kostengünstigen Energiespeichersystemen spiegelt sich in der zunehmenden Vielfalt der Technologien zur Energiespeicherung wider. Einer der vielversprechendsten Kandidaten unter den verschiedenen elektrochemischen Speichersystemen sind Flußbatterien. Sie könnten die Anforderungen an Energiespeicher in großem Maßstab erfüllen und sich durch hohe Effizienz, niedrige Skalierungskosten, hohe Lade- / Entladezyklenzahl sowie unabhängige Energiespeicher- und Stromerzeugungskapazitäten auszeichnen.

Da diese Technologie noch jung ist, liegt derzeit der Fokus auf kommerziell und wirtschaftlich tragfähigen Systeme, insbesondere auf der:

  • Verbesserung der Kernkomponenten, z.B. Membranen mit besonderen Eigenschaften,
  • Verbesserung der Energieeffizienz
  • Reduzierung des Gesamtkostensystems.

Erfüllt Anforderungen an Flußbatterien

Zwei Forschergruppen aus Großbritannien, eine vom Imperial College und die andere von der University of Cambridge, verfolgten einen neuen Ansatz, um die nächste Generation mikroporöser Membranmaterialien für die Flußbatterien zu entwickeln. Sie haben ihre Daten kürzlich in der bekannten Zeitschrift Nature Materials veröffentlicht. Gut definierte enge mikroporöse Kanäle ermöglichen zusammen mit der hydrophilen Funktionalität der Membranen einen schnellen inorganischen Ionentransport und eine hohe Selektivität für kleine organische Moleküle. Die neue Membranarchitektur ist besonders wertvoll für wässrige organische Flußbatterien, die eine hohe Energieeffizienz und Kapazitätserhaltung ermöglichen. Wichtig ist, daß die Membranen unter Verwendung der Rollpresstechnologie und eines kostengünstigen mesoporösen Polyacrylnitril-Trägers hergestellt wurden. Dies könnte die Membranen billig in der Herstellung machen.

Wie die Autoren berichteten, besteht die Herausforderung für die Flußbatterien der neuen Generation in der Entwicklung kostengünstiger Polymermembranen auf Kohlenwasserstoffbasis, die eine präzise Selektivität zwischen Ionen und organischen redoxaktiven Molekülen aufweisen. Darüber hinaus hängt der Ionentransport in diesen Membranen von der Bildung der miteinander verbundenen Wasserkanäle über die Mikrophasentrennung ab, was auf molekularer Ebene als komplexer und schwer zu kontrollierender Prozess angesehen wird.

Das neue Synthesekonzept ionenselektiver Membranen basiert auf hydrophilen Polymeren mit intrinsischer Mikroporosität (PIMs), die einen schnellen Ionentransport und eine hohe molekulare Selektivität ermöglichen. Die strukturelle Vielfalt von PIMs kann durch Monomerauswahl, Polymerisationsreaktion und nachsynthetische Modifikation gesteuert werden, wodurch diese Membranen für Flußbatterien weiter optimiert werden.

Zwei Arten von hydrophilem PIM wurden entwickelt und getestet: PIMs, die von Tröger-Basen abgeleitet sind, und PIMs auf Dibenzodioxin-Basis mit hydrophilen und ionisierbaren Amidoximgruppen.

Die Autoren bezeichnen ihren Ansatz als innovativ, weil:

  1. PIMs verwendet wurden, um starre und verzerrte Polymerketten zu erhalten, die zu Hohlräumen in mikroporösen Membranen im Subnanometerbereich führen;
  2. Hydrophiler funktionelle Gruppen eingeführt wurden, die miteinander verbundene Wasserkanäle bilden, um die Hydrophilie und Ionenleitfähigkeit zu optimieren;
  3. Zur Verarbeitung eine Lösung verwendet wurde, dei die Membranherstellung auf Nanometerstärke erlaubt. Dies reduziert den Ionentransportwiderstand und die Membranproduktionskosten weiter.

Die Ionenleitfähigkeit wurde durch experimentelle Echtzeitbeobachtungen der Wasser- und Ionenaufnahme bewertet. Die Ergebnisse legen nahe, dass die Wasseradsorption in den eingeschlossenen dreidimensionalen miteinander verbundenen Mikroporen zur Bildung wasserunterstützter Ionenkanäle führt. Diese ermöglichen einen schnellen Transport von Wasser und Ionen.

Der selektive ionische und molekulare Transport in PIM-Membranen wurde unter Verwendung konzentrationsgesteuerter Dialysediffusionstests analysiert. Es wurde bestätigt, daß das neue Design von Membranen große redoxaktive Moleküle effektiv blockiert und gleichzeitig einen schnellen Ionentransport ermöglicht, der für den Betrieb organischer RFBs von entscheidender Bedeutung ist.

Darüber hinaus wurden chemische Langzeitstabilität, gute elektrochemisch und  thermische Stabilität sowie gute mechanische Festigkeit der hydrophilen PIM-Membranen nachgewiesen.

Schließlich wurde berichtet, daß die Leistungs- und Stabilitätstests von Flußbatterien auf der Basis der neuen Membranen mit denen Nafion ™ -basis vergleichbar sind. Langzeitests werden zeigen, wie gut diese Membranen sich im Alltag bewähren.

(Mima Varničić, 2020, Foto: Wikipedia)

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Energiespeicherung in Spanien

Spaniens Energielandschaft

In unserem vorherigen Beitrag haben wir über die Aussichten der Energiespeicherung in Dänemark berichtet. Jetzt gehen wir wieder zurück nach Süden. Während allgemein angenommen wird, daß Solarenergie den Hauptanteil der erneuerbaren Energie in Spanien ausmacht, ist es tatsächlich die Windenergie mit mehr als dem Dreifachen der Solarerzeugung die wesentliche erneuerbare Energiequelle Spaniens. Spanien ist weltweit führend in der Windenergie. Im Jahr 2014 hatte Spanien weltweit die viertgrößte installierte Windkapazität, und die Windenergie machte 2015 18% der gesamten spanischen Stromerzeugung aus. Das geht so weit, daß es Überlegungen gab, den Stier als Symbol spanischen Nationalstolzes durch die Windmühle zu ersetzen. Gas und Kohle machen aber immer noch über ein Drittel der Stromerzeugung in Spanien aus.

Spaniens Stromproduktion 2015 (Quelle: International Energy Agency, 2015)

Während fossiles Öl in Spanien immer noch für Elektrizität verwendet wird, sollte beachtet werden, daß dies ausschließlich für die Gebiete außerhalb der iberischen Halbinsel gilt, also die Kanarische Inseln, Balearen, Cueta, Melilla und mehrere andere kleine Inseln.

Laut EU-Richtlinie 2009 von 28 müssen bis 2020 20% des spanischen Endenergieverbrauchs aus erneuerbaren Energiequellen stammen. Spanien wird dieses Ziel jedoch wahrscheinlich verfehlen. Anfang der 2000er Jahre war Spanien weltweit führend bei erneuerbaren Energien. Zum Beispiel war Spanien 2005 das erste Land, das PV-Anlagen für alle neuen Gebäude in Auftrag gab, und belegte weltweit den 5. Platz bei den gesamten Investitionen in erneuerbare Energien. Die Branche für erneuerbare Energien stagnierte jedoch in den letzten Jahren erheblich. Leider ist Spanien, das 2008 den Weltmarkt antrieb, aufgrund rückwirkender Richtlinienänderungen und neuer Steuern auf den Eigenverbrauch praktisch aus dem PV-Bild verschwunden.

Die Richtlinienänderungen und Eigenverbrauchssteuern beziehen sich auf das königliche Dekret 900/2015 über den Eigenverbrauch, ein Gesetz, das von der spanischen Regierung im Oktober 2015 erlassen wurde und das darauf abzielt, den Eigenverbrauch von Elektrizität finanziell zu bestrafen. Nach dem Gesetz müssen Solar-PV-Produzenten (z.B. private PV-Eigentümer) nicht nur eine Steuer auf die Energie zahlen, die sie selbst verbrauchen. Sondern sie müssen auch die gleichen Übertragungs- und Verteilungsgebühren zahlen, als hätten sie den Strom aus dem Netz gekauft. Zusätzlich zu diesen Gebühren und Steuern ist es Eigentümern von Systemen mit einer Leistung von 100 kW und weniger – den meisten Eigentümern von Wohnsystemen also – untersagt, überschüssigen Strom dem Netz zu verkaufen. Stattdessen müssen sie es kostenlos an das Netz weitergeben. Darüber hinaus ist dieses Gesetz rückwirkend. Das bedeutet, daß vorhandene PV-Systeme die Anforderungen erfüllen oder mit einer Strafe belegt werden müssen. Die Sanktionen nach dem Eigenverbrauchsgesetz reichen von nur 6 Mio. EUR bis maximal 60 Mio. EUR – etwa doppelt so hoch wie die Geldbuße für die illegale Entsorgung radioaktiver Abfälle. Die spanische Regierung sieht den Eigenverbrauch als Risiko für die Steuereinnahmen bei den derzeit hohen Strompreisen.

Spanien ist nach wie vor weltweit führend bei Sonnenwärmekraftwerken (2,5 MW). Es wurden jedoch keine neuen Anlagen gebaut, und derzeit befinden sich keine neuen Anlagen im Bau oder in Planung.

Marktausblick für Energiespeicherung

Obwohl die ersten Entwürfe des Gesetzes über den Eigenverbrauch strenge Bestimmungen gegen Batteriespeichersysteme enthielten, erlaubt die endgültige Version Energiespeichersysteme – allerdings unter Bedingungen, die sie unpraktisch machen. Für Eigentümer von Solar-Plus-Speichersystemen fallen zusätzliche Gebühren an, sie können jedoch auch nicht die Strommenge reduzieren, die sie von ihrem Versorgungsunternehmen unter Vertrag haben.

Zu diesem Zeitpunkt scheint es, als hätte das Eigenverbrauchsgesetz Investitionen in Projekte für erneuerbare Energien und / oder Energiespeicher in Spanien effektiv gestoppt.

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Energiespeicherung in Dänemark

Dänemarks Stromportfolio

In unserem letzten Beitrag unserer Blogserie über Energiespeicher in Europa haben wir uns auf Italien konzentriert. Jetzt gehen wir zurück in den Norden Europas, nämlich nach Dänemark. Es überrascht nicht, daß Dänemark als Pionier der Windenergie bekannt ist. In den 1970er Jahren wurde fast ausschließlich Öl importiert, um den Energiebedarf zu decken. Die erneuerbaren Energien machen inzwischen mehr als die Hälfte des im Land erzeugten Stroms aus. Dänemark strebt bis 2035 100 Prozent erneuerbaren Strom und bis 2050 100% erneuerbaren Strom in allen Sektoren an.

Stromproduktion in Dänemark 2016

Die Nähe zu Skandinavien und zum europäischen Festland macht den Export und Import von Strom für den dänischen Systembetreiber Energinet.dk ziemlich einfach. Dies gibt Dänemark die nötige Flexibilität, um eine signifikante Durchdringung von intermittierenden Energiequellen wie Wind zu erreichen und gleichzeitig die Netzstabilität zu gewährleisten.

Obwohl die bisherigen Ergebnisse vielversprechend sind, wird es immer noch eines erheblichen Sprunges bedürfen, um zu 100 Prozent erneuerbare Energie zu gewinnen, und die offiziellen Richtlinien, nach denen Dänemark diesen Übergang steuert, müssen erst noch umgesetzt werden. Es gab jedoch Hinweise darauf, wie die endgültigen Richtlinien aussehen könnten. In ihrem Bericht  Energy Scenarios for 2020, 2035 and 2050 hat die dänische Energieagentur vier verschiedene Szenarien skizziert, um bis 2050 fossilfrei zu werden und gleichzeitig das 100%-ige Ziel für erneuerbaren Strom von 2035 zu erreichen oder Biomasse sind:

  • Windszenario − Wind als primäre Energiequelle, zusammen mit Solar-PV und Kraft-Wärme-Kopplung. Massive Elektrifizierung des Wärme- und Verkehrssektors.
  • Biomasse-Szenario − weniger Windeinsatz als im Wind-Szenario, wobei Kraft-Wärme-Kopplung Strom und Fernwärme liefert. Transport mit Biokraftstoffen.
  • Bio+ Szenario − Bestehende Kohle- und Gaserzeugung durch Bioenergie ersetzt, 50% des Stroms aus Wind. Wärme aus Biomasse und Strom (Wärmepumpen).
  • Wasserstoffszenario – Strom aus Wind, der zur Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse verwendet wird. Wasserstoff als Speichermedium für erneuerbare Energien sowie als Transportkraftstoff. Das Wasserstoffszenario würde eine massive Elektrifizierung des Wärme- und Transportsektors erfordern, während der Wind schneller eingesetzt werden müsste als das Windszenario.

Agora Energiewende und DTU Management Engineering haben postuliert, dass dieser Szenariobericht tatsächlich zeigt, dass die Umstellung des dänischen Energiesektors auf 100 Prozent erneuerbare Energien bis 2050 auf mehreren Wegen technisch machbar ist. Die dänischen Entscheidungsträger müssen jedoch vor 2020 entscheiden, ob sich das Energiesystem in ein auf Brennstoff basierendes Biomassesystem oder ein auf Strom basierendes Windenergiesystem umwandeln soll (sie müssen entscheiden, welches der vier Szenarien verfolgt werden soll).

Energiespeicher in Dänemark

Unabhängig davon, für welches energiepolitische Szenario Dänemark sich entscheidet, wird die Speicherung von Energie ein zentraler Aspekt einer erfolgreichen Energiewende sein. Derzeit sind in Dänemark drei EES-Anlagen in Betrieb, die alle elektrochemisch (Batterien) sind. Eine vierte EES-Anlage – das HyBalance-Projekt – befindet sich derzeit im Bau und wird den von Windkraftanlagen erzeugten Strom durch PEM-Elektrolyse (Protonenaustauschmembran) in Wasserstoff umwandeln.

Projektname

Technologie

Kapazität (kW)

Entladedauer (h)

Status

Nutzung

RISO Syslab Redox Flußbatterie Elektrochemisch Flußbatterie 15 8 In betrieb Stabilisierung erneuerbarer Energien
Vestas Lem Kær ESS Demo 1.2 MW Elektrochemisch Lithiumionakku 1.200 0.25 In betrieb Frequenzregulierung
Vestas Lem Kær ESS Demo 400 kW Elektrochemisch Lithiumionakku 400 0.25 In betrieb Frequenzregulierung
HyBalance Wasserstoffspeicher Wasserstoff Power-to-Gas 1.250 In betrieb Integration enerneuerbarer Energie
BioCat Power-to-Gas Methanspeicher Methan Power-to-Gas 1.000 Stillgelegt Netzeinspritzung & Frequenzregulierung

Das HyBalance-Projekt ist das Pilotprojekt von Power2Hydrogen, einer Arbeitsgruppe, die sich aus wichtigen Akteuren der Industrie und akademischen Forschungseinrichtungen zusammensetzt, um das große Potenzial für Wasserstoff aus Windenergie zu demonstrieren. Die Anlage wird bis zu 500 kg Wasserstoff pro Tag produzieren, der für den Transport und den Netzausgleich verwendet wird.

Bemerkenswert ist das stillgelegte BioCat Power-to-Gas-Projekt, ein Pilotprojekt, das von 2014 bis 2016 in Hvidovre, Dänemark, betrieben wurde. Das Projekt, eine gemeinsame Zusammenarbeit von Electrochaea und mehreren Industriepartnern (finanziert von Energienet.dk), war eine 1 MWe Power-to-Gas-Anlage (Methan), die gebaut wurde, um die kommerziellen Möglichkeiten von Methan Power-to-Gas zu demonstrieren. Das BioCat-Projekt war Teil des Ziels von Electrochaea, die Kommerzialisierung Ende 2016 zu erreichen. Bis Anfang 2017 wurden jedoch keine weiteren Aktualisierungen vorgenommen.

Marktausblick für Energiespeicher – Dänemark

Der Energiespeichermarkt in Dänemark wird am stärksten auf Wachstum ausgerichtet sein, wenn die Politik dem Wasserstoffszenario folgt, in dem in allen Sektoren massive Mengen Wasserstoff erzeugt werden müssen, um den Einsatz fossiler Brennstoffe zu verhindern.

Durch erneuerbare Energien erzeugte Gase (Wasserstoff, Methan) haben das Potenzial, das Stromnetz auf zwei Arten auszugleichen: Ausgleich von Angebot und Nachfrage („intelligentes Netz“) und Ausgleich durch physische Speicherung. Das Smart Grid, ein intelligentes Stromnetz, in dem Produktion und Verbrauch zentral verwaltet werden, bietet Elektrolyse-Technologien eine bedeutende Chance als kurzfristiger „Pufferspeicher“ (Sekunden bis Minuten). Die Massenspeicherung von durch erneuerbare Energien erzeugten Gasen kann als langfristige Speicherlösung (Stunden, Tage, Wochen, Monate) dienen, um die Flexibilität in einem fossilfreien Energienetz aufrechtzuerhalten (Dänische Partnerschaft für Wasserstoff- und Brennstoffzellen).

Ohne das Wasserstoffszenario wird das Potenzial für wasserstoffbasierte Energiespeicher in Dänemark begrenzt sein. In ihrem Bericht „Potenzial von Wasserstoff in Energiesystemen“ aus dem Jahr 2016 kam die Power2Hydrogen-Arbeitsgruppe zu dem Schluß, daß:

  • Wasserstoffelektrolyseure würden keine wesentliche Verbesserung der Flexibilität für die Integration erneuerbarer Energien gegenüber dem heutigen ausreichend flexiblen System bewirken.
  • Bis zum Jahr 2035 wurde mit der Zunahme der Windproduktion der Schluss gezogen, dass Wasserstoffelektrolyseure tatsächlich die Systemflexibilität verbessern und eine noch umfassendere Penetration der Windenergie in das System ermöglichen würden.

Das Potenzial für durch erneuerbare Energien erzeugte Gase in Demark ist extrem hoch. Es ist sehr wahrscheinlich, dass Power-to-Gas-Systeme der Dreh- und Angelpunkt der Energiewende in Dänemark sein werden. Kurzfristig scheint es wenig Möglichkeiten zu geben, mittel- bis langfristig wird es jedoch umfangreiche Möglichkeiten geben, wenn sich die offizielle Energiewende auf das Wasserstoffszenario oder eine ähnliche Politik auf der Basis erneuerbarer Gase konzentriert.

(Jon Martin, 2019)

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Herausforderungen der Windenergie

Viele Menschen glauben, daß es keinen Verbesserungsbedarf gibt, weil Windkraftanlagen seit Jahrzehnten funktionieren.  Die Windenergie hat das Potenzial, eine der weltweit kostengünstigen Energiequellen zu sein. In einem kürzlich im Fachmagazin Science erschienenen wissenschaftlichen Artikel wurde die Wissenschaft aufgefordert, sich drei großen Herausforderungen in den Naturwissenschaften zu widmen, um die Innovation der Windenergie voranzutreiben. Dabei wurden im Wesentlichen drei Richtungen identifiziert:

  1. Die bessere Ausnutzung von Windströmungen
  2. Struktur- und Systemdynamik von Windrädern
  3. Netzzuverlässigkeit der Windkraft

Um bei der besseren Ausnutzung von Windströmungen voranzukommen, müssen die Dynamik der Bewegung der Luftmasse und ihre Wechselwirkungen mit Land und Turbinen verstanden werden. Um mehr Energie zu gweinnen, haben Windenergieanlagen an Größe zugenommen. Wenn sich Windenergieanlagen mit anderen Windenergieanlagen größere Gebieten teilen, veraendert sich zuh zunehmend die dort vorherrschende Strömung. Unser Wissen über Windströmungen in komplexem Gelände und bei unterschiedlichen atmosphärischen Bedingungen ist sehr lückenhaft. Wir müssen diese Bedingungen genauer modellieren, damit der Betrieb großer Windkraftanlagen am produktivaer und günstigster wird.

Wenn die Höhe von Windkraftanlagen zunimmt, müssen wir die Dynamik des Windes in diesen Höhen und Maßstäben verstehen. Die Verwendung vereinfachter physikalischer Modelle und grundlegender Beobachtungstechnologien in der Vergangenheit ermöglichte die Installation von Windkraftanlagen und die Vorhersage der Leistung in einer Vielzahl von Geländetypen. Die Herausforderung besteht darin, diese unterschiedlichen Bedingungen so zu modellieren, daß Windkraftanlagen so optimiert werden, daß sie sowohl kostengünstig und steuerbar sind, als auch am richtigen Ort installiert werden.

Die Struktur- und Systemdynamik von Windrädern ist ebenfalls mangelhaft erforscht. Windkraftanlagen sind heute die größten flexiblen, rotierenden Maschinen der Welt. Die Schaufellängen überschreiten routinemäßig 80 Meter. Ihre Türme ragen weit über 100 Meter hinaus. Um dies zu verbildlchen, können drei Airbus A380 in den Bereich eines Windenergierotors passen.  Da diese Anlagen immer größer und schwerer werden und unter zunehmenden strukturellen Belastungen arbeiten, sind neue Materialien und Herstellungsprozesse erforderlich. Das rührt daher, daß die Skalierbarkeit, der Transport, die strukturelle Integrität und das Recycling der verwendeten Materialien an ihre Grenzen stoßen.

Darüber hinaus wirft das Wechselspiel zwischen Turbinen- und atmosphärischer Dynamik mehrere wichtige Forschungsfragen auf. Viele vereinfachte Annahmen, auf denen frühere Windenergieanlagen basieren, gelten nicht mehr. Die Herausforderung besteht nicht nur darin, die Atmosphäre zu verstehen, sondern auch herauszufinden, welche Faktoren sowohl für die Effizienz der Stromerzeugung als auch für die strukturelle Sicherheit entscheidend sind.

Zudem ist unser heutiges Stromnetz nicht für den Betrieb großer zusätzlicher Windresourcen ausgelegt. In Zukunft muß es sich  daher grundlegend von dem heutigen unterscheiden. Es wird ein hoher Zuwachs an variabler Wind- und Sonnenkraft erwartet. Für die Aufrechterhaltung eines funktionierenden, effizienten und zuverlässigen Netzes müssen diese Stromerzeuger vorhersehbar und steuerbar sein. Außerdem müssen erneuerare Stromerzeuger in der Lage sein, nicht nur Strom, sondern auch stabilisierende Netzdienste bereitzustellen. Der Weg in die Zukunft erfordert eine integrierte Systemforschung an den Schnittstellen von Atmosphärenphysik, Windturbinendynamik, Anlagensteuerung und Netzbetrieb. Dazu gehören auch neue Energiespeicherlösungen wie Power-to-Gas.

Windenergieanlagen und deren Stromspeicher können wichtige Netzdienste wie Frequenzsteuerung, Rampensteuerung und Spannungsregelung bereitstellen. Innovative Steuerungen könnten die Eigenschaften von Windenergieanlagen nutzen, um die Energieerzeugung der Anlage zu optimieren und gleichzeitig diese wesentlichen Dienstleistungen bereitzustellen. Beispielsweise können modern Datanverarbeitungstechnologien großen Datenmengen für Sensoren liefern, die dann auf die gesamte Anlage angwendet werden. Daurch kan die Energieerfassung verbessert werden, was widerum die Betriebskosten deutlich senken kann. Der Weg zur Verwirklichung dieser Zukunft erfordert umfangreiche Forschungen an den Schnittstellen von atmosphärischer Strömungsmodellierung, individueller Turbinendynamik und Windkraftanlagensteuerung mit dem Betrieb größerer elektrischer Systeme.

Fortschritte in den Naturwissenschaften sind unerläßlich, um Innovationen voranzutreiben, Kosten zu senken und eine reibungslose Integration in das Stromnetz zu erreichen. Zusätzlich müssen auch Umweltfaktoren beim Ausbau der Windenergie berücksichtigt werden. Um erfolgreich zu sein, muß der Ausbau der Windenergienutzung verantwortungsbewußt erfolgen, um die Zerstörung der Landschaft so gering wie möglich halten. Investitionen in Wissenschaft und interdisziplinäre Forschung in diesen Bereichen werden mit Sicherheit helfen, akzeptablen Lösungen für alle Beteiligten zu finden.

Zu solchen Projekten gehören Untersuchungen, die die Auswirkungen des Windes auf wild lebende Tiere charakterisieren und verstehen. Auch wissenschaftliche Forschung, die Innovationen und die Entwicklung kostengünstiger Technologien ermöglicht, um die Auswirkungen von Wildtieren auf Windkraftanlagen an Land und vor der Küste wird derzeit intensiv betrieben.  Dazu muß verstanden werden, wie Windenergie so platziert werden kann, daß die lokalen Auswirkungen minimiert werden und gleichzeitig ein wirtschaftlicher Nutzen für die betroffenen Gemeinden entsteht.

Diese großen Herausforderungen der Windforschung bauen aufeinander auf. Die Charakterisierung der Betriebszone von Windenergieanlagen in der Atmosphäre wird für die Entwicklung der nächsten Generation noch größerer, kostengünstiger Windenergieanlagen von entscheidender Bedeutung sein. Das Verständnis sowohl der dynamischen Steuerung der Anlagen als auch der Vorhersage der Art des atmosphärischen Zuflusses ermöglichen eine bessere Steuerung.

Frontis Enegy unterstützt als innovatives Unternehmen den Übergang in eine CO2-neutrale Energieerzeugung.

(Foto: Fotolia)

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Schnelles Aufladen von Lithiumakkus bei hoher Temperatur

Eine der größten Hürden bei der Elektrifizierung der Straßenverkehrs ist die lange Aufladezeit der Lithiumakkus in elektrischen Fahrzeugen. In einem aktuellen Forschungsbericht im Fachmagazin Joule wurde jetzt gezeigt, daß man die Ladezeit auf 10 Minuten verkürzen kann, während man den Akku erwärmt.

Ein Lithiumakku kann nach nur 10 Minuten Ladezeit eine 320 Kilometer lange Fahrt mit Strom versorgen − vorausgesetzt, ihre Temperatur wird beim Aufladen auf mehr als 60 °C erhöht.

Lithiumbatterien, bei denen Lithiumionen zur Stromerzeugung verwendet werden, werden bei Raumtemperatur langsam aufgeladen. Das Aufladen dauertof mehr als drei Stunden, im Gegensatz zu drei Minuten beim Volltanken.

Eine kritische Barriere für die Schnellaufladung ist die Lithiumbeschichtung, die normalerweise bei hohen Laderaten auftritt und die Lebensdauer und Sicherheit der Batterien drastisch beeinträchtigt. Die Forscher der Pennsylvania State University in University Park stellen wir eine asymmetrische Temperaturmodulationsmethode vor, die einen Lithiumakku bei einer erhöhten Temperatur von 60 °C auflädt.

Durch das Hochgeschwindigkeitsladen wird Lithium normalerweise dazu angeregt, eine der Elektroden der Batterie zu beschichten (Lithiumplattierung). Dadurch wird der Energiefluß blockiert und der Akku wird schließlich unbrauchbar. Um eine Ablagerung von Lithium auf der Anodenzu vermeiden, haben die Forscher die Expositionszeit bei 60 °C auf nur ~10 Minuten pro Zyklus begrenzt.

Dabei griffen die Forscher auf industriell verfügbare Materialien zurück und minimierten den Kapazitätsverlust bei 500 Zyklen auf 20%. Eine bei Raumtemperatur geladene Batterie konnte nur 60 Zyklen lang schnell geladen werden, bevor ihre Elektrode plattiert wurde.

Die asymmetrische Temperatur zwischen Laden und Entladen eröffnet einen neuen Weg, um den Ionentransport während des Ladens zu verbessern und gleichzeitig eine lange Lebensdauer zu erreichen.

Über viele Jahrzehnte wurde allgemein angenommen, daß Lithumakkus wegen des beschleunigten Materialabbau nicht bei hohen Temperaturen betrieben werden sollten. Im Gegensatz zu dieser herkömmlichen Weisheit stellten die Forscher nun ein Schnelladeverfahren vor, das eine Zelle bei 60 °C lädt und die Zelle bei einer kühlen Temperatur entlädt. Zudem wird durch Laden bei 60 °C  der Batteriekühlungsbedarf um mehr als das 12-fache verringert.

Bei Batterieanwendungen hängen die Entladungsprofile vom Endverbraucher ab, während das Ladeprotokoll vom Hersteller festgelegt wird und daher speziell ausgelegt und gesteuert werden kann. Das hier vorgestellte Schnelladeverfahren eröffnet einen neuen Weg für den Entwurf elektrochemischer Energiesysteme, die gleichzeitig eine hohe Leistung und eine lange Lebensdauer erzielen können.

Bei Frontis Energy denken wir ebenfalls, daß es sich bei dem neuen einfachen Ladeverfahren um eine vielversprechende Methode handelt. Wir sind gespannt auf die Markteinführung dieser neuen Schnellademethode.

(Foto: iStock)

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Energiespeicherung in Italien

Italiens Stromportfolio

In unserem letzten Beitrag haben wir Sie über das Energiespeicherpotenzial in Großbritannien informiert. Italien wird mit dem Brexit nach Deutschland und Frankreich das drittgrößte EU-Mitglied. Italien, das im Norden ein ausgedehntes Bergland hat, war lange Zeit von der Stromerzeugung aus Wasserkraft abhängig. Bis Mitte der 1960er Jahre entfiel fast die gesamte Stromerzeugung in Italien auf Wasserkraft. Die installierte Kapazität der Wasserkraft stagnierte aber seit Mitte der 1960er Jahre, wobei ein rascher Anstieg der Erzeugung fossiler Brennstoffe den Gesamtanteil der Wasserkraft im Jahr 2014 von ~90% auf 22% senkte. Eine detaillierte Aufschlüsselung der Stromquellen in Italien ist nachstehend aufgeführt .

Italiens Stromproduktion 2015

Es wurden erhebliche Anstrengungen unternommen, um Italien auf kohlenstoffarmen Stromerzeugung umzustellen. Italien hatte 2016 die fünfthöchste installierte Solarkapazität der Welt und die zweithöchste Pro-Kopf-Solarkapazität nach Deutschland. Neben dem beeindruckenden Fortschritt bei der Photovoltaik belegte Italien mit 0,9 GW weltweit den 6. Platz in der Geothermie.

Das Solarwachstum in Italien wurde durch Einspeisevergütungen vorangetrieben, die im Jahr 2005 verabschiedet wurden. Dies bot den Eigentümern von PV-Wohnhäusern eine finanzielle Entschädigung für den Verkauf von Energie an das Netz. Das Einspeisevergütungensprogramm wurde jedoch am 6. Juli 2014 eingestellt, nachdem das Subventionslimit von 6,7 Mrd. EUR erreicht war.

Trotz der beeindruckenden Erfolge im Bereich der erneuerbaren Energien macht die traditionelle Wärmeerzeugung (Erdgas) in Italien immer noch ca. 60% der gesamten Stromerzeugung aus. Wie viel Aufwand in die Reduzierung dieser Zahl gesteckt wird, ist noch unklar. Italien hat bis 2020 18% erneuerbare Energien zugesagt und ist bereits zu fast 70% vor Ort, sodaß die Reduzierung fossilen Stroms im Hinblick auf die Erreichung dieses Ziels kaum dringend erforderlich scheint. Italien ist jedoch in hohem Maße von Importen fossiler Brennstoffe abhängig, und die Anforderungen an die Energiesicherheit werden wahrscheinlich weiterhin die Entwicklung von mehr heimischen Stromquellen wie erneuerbaren Energien vorantreiben.

Energiespeicher

Italien dominiert den Markt für elektrochemische Energiespeicher in Europa. Mit über 6.000 GWh geplanter und installierter elektrochemischer Erzeugungskapazität (~84 MW installierte Kapazität) liegt Italien weit vor dem zweiten Platz in Großbritannien. Dies ist vor allem auf das umfangreiche SNAC-Projekt von TERNA (Italiens Übertragungsnetzbetreiber) zurückzuführen, einer Natriumionenbatterieanlage mit einer Gesamtleistung von fast 35 MW in drei Phasen. Eine Aufschlüsselung der Energiespeicherprojekte nach Technologietyp ist hier aufgeführt.

Energiespeicherprojekte nach Typ (Sandia National Laboratories)

Service-Einsatz von Energiespeichern

In Italien wird der elektrische Energiespeicher fast ausschließlich für netzunterstützende Funktionen verwendet. vor allem Entlastung von Übertragungsstaus (Frequenzregelung). Zwar handelt es sich möglicherweise nicht direkt um eine Straffung erneuerbarer Energien, doch lassen sich Engpässe auf die Variabilität der Sonnenenergie zurückführen, was bedeutet, daß die Entwicklung der elektrischen Energiespeicher in Italien weitgehend von der Notwendigkeit der Integration der Sonnenenergie getrieben wird.

Energiespeicherung nach Nutzungsart (Sandia National Laboratories)

Energiespeichermarktausblick

Italien ist einer der Top-Märkte für Energiespeicher in der EU und auf Wachstum ausgerichtet. Der italienische Übertragungsnetzbetreiber TERNA hat den Verkauf von Energiespeichern als Dienstleistung untersucht. Im Jahr 2014 schlug die AEEG, die elektrische Regulierungsbehörde, unter der TERNA tätig ist, vor, Batterien als Erzeugungsquellen zu behandeln, die Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen ähneln. Italien war schon immer ein Markt, der vollständig von einer kleinen Anzahl großer zentraler Versorgungsunternehmen dominiert wurde, und dieser Trend dürfte sich bei der Einführung von elektrischer Energiespeicherung fortsetzen. Diese Unternehmen haben sich auf Batterietechnologien konzentriert und werden diesen Weg voraussichtlich fortsetzen.

Der private Markt könnte jedoch eine große Chance für P2G darstellen. Die International Battery & Energy Storage Alliance hat die Realität des unerschlossenen italienischen Energiespeichermarktes wie folgt zusammengefasst: „Mit einer hohen Solarleistung von 1.400 kWh / kWp, Nettostrompreisen für Privathaushalte von rund 23 Cent / kWh und derzeit ohne Einspeisevergütungen ist der italienische Energiemarkt als sehr empfänglich für Energiespeicherung. “

Italien ist jetzt gut mit PV-Wohnanlagen ausgestattet, für die keine Subventionen mehr erhoben werden können. Verbunden damit, daß die überwiegende Mehrheit der Haushalte in Italien Erdgas verbrennt, das aus Rußland, Libyen und Algerien importiert wird, und daß Italien eine einzigartige Chance für P2G auf Wohn- / Gemeindeebene darstellt. Dies wird durch Energy Storage Update bestätigt, das 2015 zu dem Schluß kam, daß Italien „einer der vier größten Märkte weltweit für den Eigenverbrauch von PV- und Batterie-Energie“ ist.

Zwar ist nicht genau bekannt, wie viele PV-Anlagen in Wohngebieten in Italien vorhanden sind, es wurde jedoch Ende 2015 spekuliert, daß es in Italien über 500.000 PV-Anlagen gab.

(Jon Martin, 2019)