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

Ein verlassenes oder unproduktives Ölfeld kann für die Methanproduktion aus CO2 mit erneuerbarer elektrischer Energie wiederverwendet werden. Erschöpfte Ölfelder können Reaktoren zur Umwandlung erneuerbarer Energien in Erdgas unter Verwendung von Mikroben sein. Um dies zu erreichen, kann ein Ölfeld elektrisch leitend und katalytisch aktiv gemacht werden, um 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 Rückführung aus CO2 überlegen. Ölfelder sind aufgrund der enormen Speicherkapazitäten jeder Produktion vor Ort überlegen. Sie sind bereits gut erforscht und diese geologischen Formationen wurden einer Umweltrisikobewertung unterzogen. Schließlich ist die mikrobielle Power-to-Gas-Technologie bereits verfügbar.

Eckdaten

Gesamter Prozess (Methan als Endprodukt)

50% elektrische Effizienz

Energiedichte Methan

180 kWh kg1

Speicherkapazität eines Ölfeld

3 GWh Tag1

Lade- / Entladezyklen

Unbegrenzt

Investitionsvolumen

51.000 USD MW−1

Kosten pro kWh (>5,000 h Lebensdauer)

<0,01 USD kWh−1

Elektrolyt

Meerwasser

Problem

Um das Problem der Speicherung erneuerbarer Energien anzugehen, wurden Batterien als mögliche Lösung vorgeschlagen. Lithium-Ionen-Batterien haben eine maximale Energiespeicherkapazität von 0,3 kWh kg−1. Bisher wird dies als der beste Kompromiss zwischen Kosten und Effizienz angesehen, aber diese Batterien sind immer noch zu ineffizient, um Benzin mit einer Kapazität von etwa 13 kWh kg−1 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−1 erreichen können, aber technische Schwierigkeiten haben sie daran gehindert, für den Transport verwendet zu werden.

Im Gegensatz dazu hat Methan eine Energiedichte von 52 MJ kg−1, was 180 kWh kg−1 entspricht, was nach Wasserstoff mit 500 kWh kg−1 an zweiter Stelle steht, ohne Berücksichtigung der Kernenergie. Diese hohe Energiedichte von Methan und anderen Kohlenwasserstoffen sowie deren einfache Verwendung sind der Grund, warum sie in Verbrennungs- und Strahltriebwerken eingesetzt werden, die bisher fast alle Transporte antreiben. Während Elektroautos eine verlockende grüne Alternative zu sein scheinen, erschwert die Tatsache, dass Verbrennungsmotoren und die Kraftstoffinfrastruktur so weit verbreitet sind, das Umschalten.

Neben der Schwierigkeit, Gewohnheiten zu ändern, benötigen batteriebetriebene Elektroautos andere begrenzte natürliche Ressourcen wie Lithium. Um alle 90 Millionen im Jahr 2013 weltweit produzierten Automobile auszurüsten, müssten jährlich 3 Megatonnen Lithiumcarbonat abgebaut werden⁠. Dies sind fast 10% der gesamten rückgewinnbaren 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 grüner Energie und traditionellen Transportmitteln schlagen werden. Dabei werden andere Energiebedürfnisse wie industrielle Stickstofffixierung, 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, wird die Netzkapazität häufig während der Spitzenproduktionszeiten erreicht. Eine stetigere Energieabgabe kann nur durch Dezentralisierung der Produktion oder durch Energiespeicherung erreicht werden. Um die Produktion zu dezentralisieren, wurden Hausbesitzer aufgefordert, ihr Eigentum mit Sonnenkollektoren oder Windmühlen auszustatten. Mit dem Auslaufen der steuerlichen Anreize stehen Hausbesitzer vor dem Problem der Energiespeicherung. Das bisher beste Produkt für diese Kundengruppe sind wieder Lithium-Ionen-Batterien, aber Investitionskosten von 0,10 kWh−1 sind immer noch 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, und 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 Jahren die Haupttreiber der Öl- und Gaspreise, die durch die jüngsten Wirtschaftskrisen und das Fracking gebremst wurden. Der hohe Ölpreis zog Investoren an, Öl mithilfe von Techniken zu gewinnen, die immer teurer werden und Umweltrisiken wie Tiefseebohrungen oder Teersandgewinnung darstellen. Ironischerweise machte der hohe Ölpreis teure erneuerbare Energien zu einer wirtschaftlich realisierbaren Alternative und trug dazu bei, ihre Kosten zu senken. Da es schwierig ist, Gewohnheiten zu ändern und der Aufbau einer völlig neuen Infrastruktur nur für erneuerbare Energien heute wirtschaftlich nicht machbar erscheint, während CO2 die globale Erwärmung antreibt, muss eine realistischere Lösung gefunden werden.

Microbial Power-to-Gas könnte eine Überbrückungstechnologie sein, die erneuerbare Energien in die vorhandene Infrastruktur für fossile Brennstoffe integriert. Es erreicht die Gewinnschwelle in weniger als 2 Jahren, 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 Hauptidee 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−1 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 weiter
  • Niedrige Temperaturen durch Biokatalyse
  • Keine toxischen Verbindungen verwendet
  • Keine zusätzliche Umweltbelastung, da vorhandene Ölfelder wiederverwendet werden

Problemlösung

Methan kann durch Mikroben oder chemisch synthetisiert werden. Methan wird natürlich durch anaerobe (sauerstofffreie) mikrobielle Biomassezersetzung hergestellt. 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 einer 1 bis 4-Stöchiometrie aus der Biomassezersetzung freigesetzt wurden:

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 und eines Nickelkatalysators, der schnell verbraucht wird. Methanogene verwenden Eisen-Nickel-Enzyme, sogenannte Hydrogenasen, um Energie aus Wasserstoff zu gewinnen, jedoch bei Umgebungstemperaturen.

Zur Herstellung von abiotischem Wasserstoff wird Wasser mit Edelmetallkatalysatoren 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 bei der korrekten 1 bis 4-Stöchiometrie bei Potentialen statt, die nahe am theoretischen Wasserstoffproduktionspotential von –410 mV liegen, das aus der Nernst-Gleichung in neutralen wässrigen Lösungen erhalten wird. Methanogene Mikroorganismen können das Überpotential reduzieren.

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 Anlagerung 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 Abgas- und Ölfelder verwendet werden. Sie bieten eine große Oberfläche und sind in der Regel wirtschaftliche Verbindlichkeiten und keine Vermögenswerte. Methanogene bewohnen Ölfelder, auf denen sie den letzten Schritt des anaeroben Erdölabbaus durchführen. Daher können Ölfelder auf geologischer Ebene 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

So wurde beispielsweise das kalifornische Ölfeld Summerland in der Vergangenheit aufgegeben und eingehend untersucht. In seiner 90-jährigen Lebensdauer wurden 27 Milliarden Barrel Öl und 2,8 Milliarden m3 Methan gefördert. Diese maximale Belastung 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 unter der Annahme von Abmessungen von 1 x 2 μm einer Methanogenzelle erforderlich ist. Experimente zeigten, dass der resultierende 70 Millionen m3 zugängliche Porenraum eine Speicherkapazität von 35.000 TW hat. Das ist viel Methan bei einer Löslichkeit von 0,74 kg Methan m−3 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), je nach Katalysator Methan mit einer Geschwindigkeit von 100-200 nmol ml−1 Tag−1 (entspricht 2,24-4,48 ml l−1 Tag−1) produzieren und Potenzial. Bei einer Produktionsrate von 15 J ml−1 Tag−1 Methan (190 nmol ml−1 Tag−1) 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% Off-Peak-Leistung erfassen kann. Daher müssen die katalytische Oberfläche und Aktivität erhöht werden, um die Methanumwandlungsraten zu beschleunigen.

Da Methanogene aus Wasserstoff Methan produzieren, kann nicht nur der für Zellen große 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 chemische Formulierung, die die mikrobielle Wasserstoffkatalyse nachahmt, könnte verwendet werden. Es hat das Potenzial, ein nicht leitendes und nicht katalytisches Ölfeld in einen leitfähigen Wasserstoffkatalysator umzuwandeln, der ausreicht, um die Methanproduktion aufrechtzuerhalten, die zur Speicherung des gesamten deutschen Stroms von Offshore-Windparks erforderlich ist. Dieser Katalysator ist inaktiv in Wasser löslich. Um aktiv zu werden, beschichtet es 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 und es besteht keine Notwendigkeit für die zweite Komponente, wenn eine sofortige Produktion nicht entscheidend ist. 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 m 2) mit Platin auf Ruß- oder Niobanoden (Pt / C, 5–10 kA m−2) verwendet werden. Anoden auf Platinbasis sind das kostengünstigste Material auf dem Markt. Die Investitionen für Pt / C-Anoden (10%, 6 mg cm−2) 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 in einem Experiment 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 recycelt werden können und die Pt-Belastung auf 3 mg cm−2 (5%) reduziert werden kann. Alternativ können Stahlanoden (SS316, 2,5 kA m – 2, 54.000 USD pro MW) verwendet werden, es ist jedoch unklar, wann Stahlanoden nicht elektrolysieren können. Zusammenfassend ist die anodische Seite der kostentreibende Faktor. Hoffentlich senken bessere Wasserspaltanoden diese Kosten in Zukunft.

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 begrenzenden Faktor. Mit abnehmender Spannung werden die Methanproduktionsraten langsamer, aber auch effizienter. Die Spannung hängt auch vom pH-Wert des Ölfeldes ab. Ein Ölfeld, das als verbesserte Rückgewinnungsmethode einer CO2-Einspritzung 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−1 Tag−1 Methan, was 0,15 J ml−1 Tag−1 entspricht, wobei die Verbrennungsenergie von 0,8 MJ mol−1 verwendet wird. Dieselbe Elektrolysezelle verbraucht 0,2 mW bei einer Zellenspannung von 2 V, was 0,17 J ml−1 Tag−1 entspricht, und die resultierende Energieeffizienz beträgt 91%. Die Anoden können einfache Kohlebürsten sein und 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, bei dem Methan in Verbrennungsmotoren und Gaskraftwerken verwendet wird. Solche Kraftwerke arbeiten häufig mit Wirkungsgraden von 40 bis 60%. Bei einer angemessenen Energieeffizienz von 80% (siehe oben) wird die gesamte elektrische Energierückgewinnung mit 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.

Experimenteller Ansatz

Die Umwandlungseffizienzen der Ladung (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 der Hemmung des Massentransports ergeben. Der Massentransport kann durch Pumpen von Elektrolyt verbessert werden, wodurch zusätzliche Kosten für das Pumpen entstehen, die noch ermittelt werden müssen. Da jedoch die meisten Ölfelder zur verbesserten Ölrückgewinnung einer Meerwasserinjektion unterzogen werden, können die zusätzlichen Kosten vernachlässigbar sein. Die Gesamteffizienz muss noch in Scale-up-Experimenten 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, muss ein Bohrkern von einem Ölfeld erhalten 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.

Return of Investment 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 die Installation von Öl- und Gasförderanlagen und erneuerbaren Kraftwerken sind, die bereits als Voraussetzung vorhanden sind. Diese 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 Offshore-Windparks meldeten ihre Investitionskosten. Diese 8 produzieren ungefähr die Hälfte der Gesamtleistung von 1.600 MW, was 7 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 entspricht, wird die reale Produktion durch den durch die Erzeugung erneuerbarer Energie erzeugten Strom 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 eindeutig 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 einem Jahr kompensiert. Es sind keine weiteren Investitionen erforderlich, da das Zielölfeld bereits Öl und Gas gefördert hat und alle erforderlichen Installationen in einwandfreiem Zustand sind. Das Zielölfeld wird mit Meerwasser als sekundäre Extraktionsmethode gespült. 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 verbesserten Ölrückgewinnung verwendet. Möglicherweise muss dann nur der pH-Wert angepasst werden, um das Leben durch Kehren mit Meerwasser zu erhalten.

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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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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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)

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Energiespeicherung in Großbritannien

In unserem letzten Beitrag zum EU-Energiespeichermarkt haben wir einen kurzen Überblick über die Situation in Deutschland gegeben. Jetzt wollen wir einen näheren Blick auf Großbritannien werfen. Der britische Energiemix wurde traditionell von fossilen Brennstoffen dominiert. Dies ist auch bis heute der Fall. Zirka 60% des in Großbritannien erzeugten Stroms wird aus fossilen Brennstoffen gewonnen und weitere 20% aus Kernkraft.

Stromproduktion in Großbritannien 2015 (Quelle: Die britische Regierung)

Während das Vereinigte Königreich stark von kohlenstoffintensiven Stromquellen abhängig war, verpflichteten hat es sich 2008 zum Ziel gesetzt, bis 2020 mindestens 15% aus erneuerbare Energien zu erzeugen und zudem eine 80%ige Reduzierung der CO2-Emissionen bis 2050 zu erreichen (Ministerium für Energie und Klimawandel). Das Vereinigte Königreich hat jedoch inzwischen erklärt, daß es das erneuerbare Ziel von 15% für 2020 verfehlen wird, da keine entsprechenden politischen Maßnahmen getroffen wurden. Der Übergang zu einem kohlenstoffarmen Markt wird dennoch mit erheblichem Druck vorangetrieben. Ein Viertel der vorhandenen Erzeugungskapazitäten (hauptsächlich Kohle und Kernkraft) wird voraussichtlich bis 2021 stillgelegt. Es wird erwartet, daß das Wachstum der erneuerbaren Energien zu mehr Energiespeicherkapazitäten führen wird.

Im Jahr 2011 räumte die britische Regierung ein, daß der gegenwärtige Energiemarkt für eine Umstellung auf erneuerbaren Energie nicht geeignet ist. Die Regierung schlug eine Verlagerung auf einen kapazitätsbasierten Markt vor, d.h. auf einen Markt, in dem eine zentrale Behörde die Beschaffungen von Energiekapazitäten im Voraus plant und durchführt, um die künftige Erzeugung angemessen steuern zu können. Die vorgeschlagene Marktreform würde dazu beitragen, den Übergang zu kohlenstoffarmer Energie voranzutreiben, indem die Einnahmen der Erzeuger erneuerbarer Energien durch Kohlenstoffpreise und Einspeisetarife stabilisiert werden. Der Kapazitätsmarkt war nach den ersten Energieauktionen Ende 2015 in Betrieb.

Großbritannien hat bei seinen kurzfristigen Zielen für saubere Energien große Fortschritte erzielt, und es besteht Optimismus, daß sich dieser Trend fortsetzt. Die Entwicklung kohlenstoffarmer Erzeugungstechnologien aus Wind und Sonne in großem Maßstab wird fortgesetzt.

Energiespeicher

Ende 2016 gab es in Großbritannien 27 Energiespeichernlagen (ohne Pumpspeicherkraftwerke) mit einer installierten Leistung von 430 MW. Das Energiespeicherportfolio in Großbritannien wird von elektrochemischen Technologien (hauptsächlich Blei-Säure- und Lithium-Ionen-Batterieanlagen) dominiert, wie dargestellt ist.

Anlagen zur Energie Speicherrung in Großbritannien nach Art, 2015 (Quelle: Sandia National Laboratories)

Die Verbreitung elektrochemischer Technologien scheint sich auch kurzfristig fortzusetzen. Fünf der sieben Energiespeicherprojekte in Großbritannien sind elektrochemisch. Obwohl es sich um eine relativ kleine Stichprobe handelt, stehen die sinkenden Kosten für die Speicherung von Lithium-Ionen-Batterien in Großbritannien im Mittelpunkt.

Energiespeichernutzung

Anlagen zur Energiespeicherung nach Nutzung in Großbritannien (Quelle: Sandia National Laboratories)

Wie auch in Deutschland, ist auch in Großbritannien nur ein sehr kleiner Teil der Energiespeicheranlagen für den Ausbau der Kapazitäten für erneuerbare Energien vorgesehen. Die vorhandene Speicherkapazität ist fast ausschließlich für die kritische Übertragungsunterstützung (Vor-Ort-Stromversorgung) vorgesehen. Zudem sind fast alle sich in Entwicklung befindlichen Großspeicher zum Tagesausgleich von Spitzenlasten vorgesehen.

Das Wachstum von elektrischen Energiespeichern in Großbritannien ist nach wie vor mit erheblichen Unsicherheiten behaftet. Bei einer derart geringen Stichprobengröße ist es zudem schwierig, aus den Daten in der obigen Abbildung einen Trend zu erkennen. Laut der vorherigen britischen Regierung, würde man davon ausgehen, daß das geografisch isolierte Vereinigte Königreich ein Nettoimporteur von Elektrizitä bleibt und deswegen langfristig einen stärkeren Fokus auf den Ausbau der Kapazitäten für erneuerbare Energien legen wird.

Marktausblick für Energiespeicher

Großbritannien befindet sich mitten in einer umfassenden Umstrukturierung seines Stromerzeugungsportfolios und des Marktes, auf dem diese Vermögenswerte vertrieben werden. Da ein großer Teil der vorhandenen Kapazität in den nächsten 10 bis 15 Jahren in den stillgelegt werden sollen, steht Großbritannien vor den Herausforderungen, den anfallenden Energiebedarf zu decken und gleichzeitig die Anstrengungen zur Reduzierung der CO2-Emissionen auszugleichen. Dazu sind umfangreiche Investitionen in alle Bereiche des Stromnetzes erforderlich, einschließlich Energiespeicher.

In ihrer Veröffentlichung zu Smart Power stellte die Nationale Infrastrukturkommission fest, daß das Vereinigte Königreich zwar vor Herausforderungen steht, um die alternde Infrastruktur abzudecken, dies jedoch eine Chance für den Aufbau einer effizienten und flexiblen Energieinfrastruktur darstellt. Die Kommission erklärte, daß Energiespeicherung eine der drei Schlüsselinnovationen für eine „intelligente Energiewende“ sei.

Viele andere offizielle Regierungsstellen haben ähnliche Gedanken bezüglich der Energiespeicherung geäußert. In seinem Bericht über die kohlenstoffarme Netzinfrastruktur erklärte der Ausschuß für Energie und Klimawandel, daß „Speichertechnologien so bald wie möglich in großem Maßstab eingesetzt werden sollten“, und forderte die Regierung auf, die veralteten und unfairen Vorschriften zu beseitigen, die die Entwicklung der Energiespeicher in der EU mit Handschellen belasten Großbritannien (Garton und Grimwood).

Im April 2016 erkannte die britische Regierung Bedenken hinsichtlich der regulatorischen Hürden für Energiespeicherprojekte an (vor allem die doppelte Erhebung von Netzentgelten) und erklärte, daß sie mit der Nationalen Infrastrukturkommission und dem Ministerium für Energie und Klimawandel zusammenarbeiten würden, um das Problem zu untersuchen. Während es in Großbritannien regulatorische Hürden für die Speicherung von Energie geben kann, hat die britische Regierung ihr Engagement durch Finanzierung unter Beweis gestellt. Seit 2012 hat die britische Regierung mehr als 80 Millionen Pfund für die Energiespeicherforschung bereitgestellt. Darüber hinaus hat das Ministerium für Energie und Klimawandel einen neuen Fonds in Höhe von 20 Millionen Pfund entwickelt, um Innovationen bei Energiespeichertechnologien voranzutreiben.

Insgesamt sind die Aussichten für die Energiespeicherung in Großbritannien positiv. Es besteht ein erheblicher Druck, nicht nur von der Industrie, sondern auch von vielen staatlichen Stellen mit der Entwicklung von Energiespeichern in großem Maßstab zu beginnen. Auch die Investoren sind bereit. Laut Aussage der Nationalen Infrastrukturkommission: „Unternehmen stehen bereits an, um zu investieren“.

Einfach ausgedrückt: Die regulatorischen Hürden bremsen das Wachstum auf dem britischen Energiespeichermarkt. Angesichts der großen Fortschritte der Regierung bei der Entwicklung erneuerbarer Energien und ihres Bekenntnisses, Großbritannien zu einem führenden Anbieter von Energiespeichertechnologie zu machen, werden diese regulatorischen Hürden wahrscheinlich gelockert, und der britische Energiespeichermarkt dürfte in naher Zukunft ein beträchtliches Wachstum verzeichnen.

Zu diesem Zeitpunkt wurden bestimmte Technologietypen und Dienstnutzungen noch nicht detailliert angenommen. Angesichts der geografischen Isolation des Nettostromimporteurs Großbritannien würde die Logik jedoch darauf hindeuten, daß die Kapazitäten für erneuerbare Energien langfristig ausgebaut werden, um den inländischen Verbrauch erneuerbarer Energien zu maximieren. Die rapide sinkenden Kosten für elektrochemische Technologien und die Tatsache, daß ein Großteil der vorhandenen Gaskapazitäten bis 2030 das Ende ihrer Lebensdauer erreichen wird, legen nahe, daß der britische Energiespeichermarkt für P2G-Technologien nicht ideal wäre.

In unserem nächsten Beitrag können Sie mehr über den Energiespeicherung in Italien erfahren.

(Jon Martin, 2019)

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Deutschlands Markt für Energiespeicher

Deutschlands Stromportfolio

In unseren letzten Beiträgen haben wir elektrische Energiespeicher (EES) und den EU-Markt für EES vorgestellt. Im Folgenden konzentrieren wir uns auf einige wichtige EU-Mitglieder und beginnen mit Deutschland. Das Elektrizitätsportfolio des Landes spiegelt seinen Status als eines der fortschrittlichsten Länder der Welt in Bezug auf Klimaschutz wider. Bis November 2016 hat Deutschland ~35% seines Strombedarfs 2016 aus erneuerbaren Quellen gedeckt, wie in der folgenden Abbildung zu erkennen ist.

Stromerzeugung nach Quelle in Deutschland 2016 (Quelle: Fraunhofer ISE)

Das Wachstum der erneuerbaren Energien wurde durch die Energiewende in Deutschland weltweit vorangetrieben. Die Energiewende ist ein langfristiger Plan zur Decarbonisierung des Energiesektors. Die Richtlinie wurde Ende 2010 mit ehrgeizigen Zielen für die Reduzierung von Treibhausgasen und für die Bereitstellung von erneuerbaren Energien bis 2050 verabschiedet (80-95% weniger Treibhausgase als 1990 und 80% erneuerbarer Strom).

Ein wesentlicher Bestandteil der Energiewende-Politik 2010 war das Vertrauen in die 17 deutschen Kernkraftwerke als Bedarfsreserve, um den Übergang von fossilen Brennstoffen zu erneuerbaren Energien zu erleichtern. Angesichts der Katastrophe von Fukushima, nur sechs Monate nach dem Inkrafttreten der Energiewende, hat die Bundesregierung die Politik dahingehend geändert, daß bis 2022 ein aggressiver Atomausstieg unter Beibehaltung der Zielvorgaben für 2050 vorgesehen ist. Dies hat die Bedeutung von sauberem, zuverlässigem Strom aus alternativen Quellen wie Wind und Sonne nur noch verstärkt.

Bestehende Energiespeicher in Deutschland

Bis Ende 2016 sind in Deutschland 1.050 MW Energiespeicherkapazität (ohne PHS) installiert. Der Großteil dieser Kapazität besteht aus elektromechanischen Technologien wie Schwungrädern und Druckluftspeichern (siehe Abbildung unten).

Deutschlands Energiespeicher nach Kapazität (Quelle: Sandia National Laboratories)

Diese Zahlen sind jedoch aufgrund der Tatsache, daß es sich bei der elektromechanischen Kategorie im Wesentlichen um zwei Druckluftspeichernanlagen mit großer Kapazität handelt, etwas verzerrt. In der Realität sind elektrochemische Projekte (hauptsächlich Batterien) weit verbreitet und machen den größten Teil des Wachstums auf dem deutschen Speichermarkt aus. Derzeit befinden sich in Deutschland elf elektrochemische Energiespeicherprojekte in der Entwicklung und keine elektromechanischen Projekte in der Entwicklung (siehe Abbildung unten).

Anzahl der EES-Projekte nach Typ (Quelle: Sandia National Laboratories)

Dienstleistungen Nutzung von Energiespeichern in Deutschland

Wie bereits erwähnt, gibt es Verwendungen für EES-Technologien. Derzeit werden mit der in Deutschland vorhandenen EES-Flotte Netzbetriebs- und Stabilitätsanwendungen (Schwarzstart, Stromversorgungskapazität) sowie Vor-Ort-Strom für kritische Übertragungsinfrastruktur bedient. Eine Aufschlüsselung der Dienstnutzungen auf dem deutschen Markt ist nachstehend aufgeführt.

Service-Nutzung von Verwendung von Energiespeichern in Deutschland (Quelle: Sandia National Laboratories)

Am bemerkenswertesten ist die Tatsache, daß der Ausbau der Kapazitäten für erneuerbare Energien nur 0,3% der derzeit in Deutschland tätigen EES (ohne Pumpspeicher) ausmacht. Um dies zu verstehen, muß angemerkt werden, daß Deutschland ein Nettoexporteur von Elektrizität ist (nächste Abbildung unten). Mit einem der zuverlässigsten Stromnetze der Welt und einer idealen geografischen Lage ist Deutschland hervorragend an eine Vielzahl benachbarter Strommärkte angebunden. So ist es einfach, überschüssigen Strom zu exportieren.

Dieser „Exportausgleich“ ist ein Hauptgrund dafür, dass der EES-Markt in Deutschland kein vergleichbares Wachstum wie bei erneuerbaren Energien verzeichnet hat. Für Deutschland ist es einfach, Strom zu exportieren, um die Systemlast in Zeiten höchster erneuerbarer Produktion auszugleichen. Es gibt jedoch negative Aspekte dieses Energieexports, wie eine starke Überlastung der Übertragungsinfrastruktur in den Nachbarländern.

Netto-Stromexporte bei durchschnittlicher Marktpreisentwicklung für Deutschland im Jahr 2015 (Quelle: Fraunhofer ISE)

Ausblick für den Energiespeichermarkt in Deutschland

Die Logik scheint darauf hinzudeuten, daß Deutschland mit aggressiven Zielen für erneuerbare Energien, seinem geplanten Atomausstieg und einer stärkeren Betonung der Energieunabhängigkeit mehr EES-Kapazität entwickeln muß. Viele Experten sind jedoch der Ansicht, daß der hinkende kurz- und mittelfristige Ausbau der EES Kapazitäten die Energiewende nicht behindern wird. Einige behaupten sogar, daß EES in den nächsten 10 bis 20 Jahren keine Notwendigkeit sein wird. Selbst wenn Deutschland beispielsweise seine Wind- und Solarziele für 2020 erreicht (46 GW bzw. 52 GW), würden diese in der Regel 55 GW nicht überschreiten, und fast der gesamte Strom würde im Inland in Echtzeit verbraucht. Daher wäre nennenswerte Unterstützung durch EES nicht erforderlich.

Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung teilt diese Einschätzung und argumentiert, daß die bei erheblichen erneuerbaren Energiekapazitäten erforderliche Netzflexibilität durch kostengünstigere Optionen wie flexible Grundlastkraftwerke und ein besseres Management der Nachfrageseite gewährleistet werden könnte. Darüber hinaus bieten Innovationen bei Power-to-Heat-Technologien, bei denen überschüssiger Wind- und Solarstrom zur Versorgung von Fernwärmesystemen verwendet wird, neue Chancen und schaffen einen neuen Markt für Energiedienstleistungsunternehmen.

Power-to-Gas

Das Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur hat festgestellt, daß P2G ideal geeignet ist, um überschüssige erneuerbare Energie in ein vielfältiges Produkt umzuwandeln, das über einen langen Zeitraum gespeichert werden kann. Deutschland war in den letzten Jahren der zentrale Ort für die Entwicklung der P2G-Technologie. Derzeit sind in Deutschland sieben P2G-Projekte in Betrieb oder im Bau.

Während der laufenden Arbeiten ist eine wirtschaftlich realisierbare Produktion von P2G derzeit nicht möglich, da der Stromüberschuss begrenzt ist und die garantierte Kapazität niedrig ist. Dieser begrenzte Stromüberschuss ist ein Beispiel für die Wirkung der oben diskutierten Stromexporte. Während es kurzfristig möglicherweise keinen bedeutenden kommerziellen Markt gibt, könnte die Einführung von P2G für den Verkehr als zusätzlicher Motor für die weitere Entwicklung erneuerbarer Energien in Deutschland fungieren.

(Jon Martin, 2019)

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Elektrische Energiespeicherung

Elektrischer Energiespeicherung (EES) ist der Prozess der Umwandlung elektrischer Energie aus einem Stromnetz in stabile Energieform, um sie bei Bedarf wieder in Elektrizität umwandeln zu können. EES ermöglicht die Stromerzeugung in Zeiten geringer Nachfrage, niedriger Erzeugungskosten oder während der Spitzenzeiten erneuerbarer Energieerzeugung. Auf diese Weise können Erzeuger und Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) die Unterschiede bei Angebot und Nachfrage im Hinblick auf die Erzeugungskosten wirksam nutzen und ausgleichen. In Zeiten hoher Nachfrage, hoher Erzeugungskosten und/oder geringer Erzeugungskapazität werden diese Faktoren durch gespeicherten Strom ausbalanciert.

EES hat viele Anwendungen, einschließlich Integration erneuerbarer Energien, Nebendienstleistungen und Stromnetzunterstützung. Diese Blog-Reihe soll dem Leser vier Aspekte von EES vermitteln:

  1. Ein Überblick über die Funktionen und Anwendungen von EES-Technologien,
  2. Aufschlüsselung der wichtigsten EES-Märkte in der EU nach dem neuesten Stand der Technik,
  3. Eine Diskussion über die Zukunft dieser EES-Märkte und
  4. Anwendungen, d.h Serviceanwendungen, von EES.

Tabelle: Einige gebräuchliche Dienstverwendungen von EES-Technologien

Speicherkategorie

Speichertechnologie

Wasserspeicher

Speicherkraftwerke

Pumpspeicherkraftwerke

Elektrochemische Speicher

Batterieen

(Redox)-Flußbatterien

Kondensatoren

Wärmespeicher

Salzschmelze

Wärmespeicher

Kältespeicher

Elektromechanische Speicher

Schwerkraft

Luftdruckspeicher

Schwungräder

Wasserstoffspeicher

Brennstoffzellen

H2-Speicher

Power-to-Gas

Im Gegensatz zu anderen Rohstoffmärkten verfügt die Stromindustrie in der Regel nur über geringe oder gar keine Speicherkapazitäten. Strom muss genau zum Zeitpunkt seiner Erzeugung verbraucht werden, wobei die Netzbetreiber Angebot und Nachfrage ständig in Einklang bringen. Mit einem ständig wachsenden Marktanteil von intermittierenden erneuerbaren Energiequellen wird dieser Balanceakt immer schwieriger.

Während EES bekannt für den Ausgleich von Versorgungsschwankungen, z.B. bei der Erzeugung erneuerbarer Energien, ist, gibt es viele andere Anwendungen. EES ist für den sicheren und zuverlässigen Betrieb des Stromnetzes von entscheidender Bedeutung, da sie wichtige Zusatzdienste und -funktionen zur Verbesserung der Zuverlässigkeit des Stromnetzes bereitstellt. ES ist in allen wichtigen Bereichen des Stromnetzes anwendbar (Erzeugung, Übertragung und Verteilung sowie Endnutzerdienste). Einige der am häufigsten genutzten Dienste sind in der obigen Tabelle aufgeführt. Weitere Erläuterungen zur Verwendung von Speicherdiensten werden später in diesem Blog bereitgestellt, einschließlich einer umfassenden Liste der EES-Anwendungen.

Gebiet

Dienstleistung

Entladedauer in h

Kapazität in MW

Beispiele

Bereitstellung

Großspeicher

4 – 6

1 – 500

Pumpspeicher,
CAES, Batterien

Notfallspeicher

1 – 2

1 – 500

Pumpspeicher,
CAES, Batterien

Schwarzstart

Keine
Angaben

Keine
Angaben

Batterien

Stabilisierung erneuerbarer Energie

2 – 4

1 – 500

Pumpspeicher,
CAES, Batterien

Übertragung
& Verteilung

Frequenz- und Spannungsstabilisierung

0,25 – 1

1 – 10

Schwungräder,
Kondensatoren

Übertragungsstabilisierung

2 – 5 Sek.

10 – 100

Schwungräder,
Kondensatoren

Vor-Ort-Versorgung

8 – 16

1,5 kW – 5 kW

Batterien

Bestandsschutz

3 – 6

0,25 – 5

Batterien

Endkundenservice

Energieverwaltung

4 – 6

1 kW – 1 MW

Hausspeicher

(Jon Martin, 2019)

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Möglichkeiten zur Energiespeicherung im EU-Markt

Elektrische Energiespeicher (EES) sind nicht nur wesentlicher Bestandteil für den zuverlässigen Betrieb moderner Stromnetze, sondern auch ein Schwerpunkt der globalen Energiewende. Energiespeicher sind die krtitische technologische Hürde bei der Einführung erneuerbarer Energie als alleinige Quelle der Stromversorgung. Hier werden ausgewählte Energiespeichermärkte in der EU bewertet. In den folgenden Blogbeiträgen werden diese detailliert beschrieben.

Deutschland ist mit über 80 MW installierter Wind- und Solarkapazität das absolut führende EU-Land in der Energiewende. Experten haben jedoch argumentiert, daß es unwahrscheinlich ist, den Gesamtbedarf Deutschlands an großtechnischen Energiespeichern in den nächsten 20 Jahren in nennenswerter Menge auszubauen. Dies ist auf eine Reihe von Faktoren zurückzuführen. Die geografische Lage Deutschlands und die zahlreichen Anschlüsse an benachbarte Stromnetze erleichtern den Export von Überschußstrom. Wenn Deutschland außerdem seine 2020-Ziele für Wind- und Solarkapazität (46 GW bzw. 52 GW) erreicht, würde das Angebot in der Regel 55 GW nicht überschreiten. Fast alles würde im Inland verbraucht und der Speicherbedarf wäre gering.

Bei der Bewertung der Energiespeicherung in Großbritannien stellt sich anders dar. Da es sich um einen isoliertes Inselstaat handelt, liegt der Schwerpunkt wesentlich stärker auf der Unabhängigkeit im Energiebereich. Dieses Bestreben ist nach Energieunabhängigkeit ist stärker, als das Ziel, einen kohlenstoffarmen Energiesektor aufzubauen. Die bestehende Gesetzgebung ist jedoch umständlich und birgt Hindernisse, die den Übergang zu einem kohlenstoffarmen Energiesektor − einschließlich Energiespeicherung − erheblich behindern. Die britische Regierung hat die Existenz gesetzgeberischer Hindernisse anerkannt und sich dazu verpflichtet, diese zu beseitigen. Im Rahmen dieser Bemühungen wird bereits eine Umstrukturierung ihres Strommarktes zu einem kapazitätsbasierten Markt durchgeführt. Die Aussichten für Energiespeicherung in Großbritannien sind vielversprechend, da nicht nur die Industrie, sondern auch die Öffentlichkeit und die Regierung erheblichen Druck ausüben, solche Anlagen in industriellem Maßstab weiterzuentwickeln. Der bevorstehende Brexit trübt diese Aussicht jedoch in merhfacher Hinsicht.

Italien, das einst stark von Wasserkraft abhängig war, bezieht derzeit 50% seines Stroms aus Erdgas, Kohle und Öl (34% Erdgas). Die Einführung einer Solar-FIT im Jahr 2005 führte zu einem deutlichen Wachstum in der Solarindustrie bevor das Programm im Juli 2014 endete. Italien belegt jetzt weltweit den 2. Platz bei der Pro-Kopf-Solarkapazität . In den letzten Jahren war ein deutlicher Anstieg der elektrochemischen Energiespeicherkapazität zu verzeichnen (>90 MW verfügbar). Dieser Anstieg wurde hauptsächlich von einzelnen TERNA Großprojekten angetrieben, TERNA ist Italiens Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Diese Kapazität hat Italien zum führenden Anbieter von Energiespeicherkapazitäten in der EU gemacht. Der Markt wird jedoch bislang von den großen ÜNB dominiert. Die Kombination aus Abhängigkeit von importiertem Erdgas und mehr als 500.000 Photovoltaikanlagen, die keine FIT-Prämien mehr erheben, sowie die Erhöhung der Stromtarife, machen Italien zu einem erfolgversprehcenden Markt für Power-to-Gas für Privathaushalte.

Dänemark verfolgt aggressiv ein zu 100% erneuerbares Energieziel für alle Sektoren bis zum Jahr 2050. Zwar gibt es noch keine offizielle Gesetzgebung. Die Richtung wurde jedoch im Wesentlichen auf eines von zwei Szenarien eingegrenzt: ein auf Biomasse basierendes Szenario oder ein Wind + Wasserstoff-basiertes Szenario. Unter dem wasserstoffbasierten Szenario wären weitreichende Investitionen in die Erweiterung der Windkapazität und in die Kopplung dieser Kapazität mit Wasserstoff-Power-to-Gas-Systemen zur Speicherung überschüssiger Energie erforderlich. Angesichts des dänischen Fachwissens und der damit verbundenen Investitionen in die Windenergie ist zu erwarten, daß das künftige dänische Energiesystem auf dieser Stärke aufbaut und daher erhebliche Power-to-Gas-Investitionen erfordert.

In Spanien stagnierte der Ausbau erneuerbarer Energien aufgrund rückwirkender Richtlinienänderungen und Steuern auf den Verbrauch von solarbetriebenem Strom, die 2015 eingeführt wurden. Die Umsetzung des Königlichen Dekrets 900/2015 über den Eigenverbrauch machte Photovoltaikanlagen unrentabel und führte zu zusätzlichen Gebühren und Steuern für die Nutzung von Energiespeichergeräten. Wir haben keinen Hinweis darauf gefunden, daß in naher Zukunft ein Markt für Energiespeicher in Spanien entstehen wird.

Das letzte untersuchte Land waren die Niederlande, die von der EU wegen mangelnder Fortschritte bei den Zielen für erneuerbare Energien kritisiert wurden. Da nur 10% des niederländischen Stroms aus erneuerbaren Quellen stammt, besteht derzeit nur eine geringe Nachfrage nach großtechnischen Energiespeichern. Während die Niederlande möglicherweise hinter den Zielen für erneuerbaren Strom zurückbleiben, waren sie führend bei der Einführung von Elektrofahrzeugen. Ein Trend, der sich bis 2025 fortsetzen wird. Es wird geschätzt, daß eine Million Elektrofahrzeuge auf niederländischen Straßen fahren werden. Parallel zum Anstieg der Elektrofahrzeuge gab es einen starken Anstieg von Li-Ionen-Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW zur Speicherung von Energie an Ladestationen für Elektrofahrzeuge. Es wird erwartet, daß diese Anwendungen weiterhin im Fokus der Energiespeicherung in den Niederlanden stehen werden.

Ähnlich wie in Italien sind die Niederländer in ihren Häusern in hohem Maße auf Erdgas angewiesen. Diese Tatsache, gepaart mit einem immer stärkeren Bedarf an energieunabhängigen und -effizienten Häusern, könnte die Niederlande zu einem Hauptmarkt für Power-to-Gas-Technologien für Privathaushalte machen.

Mehr zu dem Thema EES können Sie hier lesen.

Jon Martin, 2019

(Foto: NASA)

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Skalierbarer Mehrkanalpotentiostat

Als treuer Leser wissen Sie bereits, daß wir an Power-to-Gas zur Bekämpfung der globalen Erwärmung arbeiten. Wir sind der Meinung, daß die Verwertung von CO2 einen Anreiz für dessen Recycling darstellt. Am besten funktioniert das, wenn aus CO2 ein Kraftstoff hergestellt wird, da Gas und Benzin das Fundament jeder Volkswirtschaft sind. Während der Preis für die Bindung von CO2 aus Luft immer noch zu hoch ist, um es in Verbrennungskraftstoff umzuwandeln, nähern wir uns dem Problem aus der anderen Richtung, nämlich der CO2-Verwertung. Durch wirtschaftliche CO2-Verwertung können wir die hohen Kosten der CO2-Bindung ein Stück weit ausgleichen. Wir haben jetzt einen wissenschaftlichen Artikel veröffentlicht, der zeigt, wie die Kosten für elektronische Geräte für die CO2-Umwandlung durch den Einsatz unserer Software reduziert werden können. Für Power-to-Gas sowie für die Elektrosynthese flüssiger Kraftstoffe ist es erforderlich, ein stabiles elektrochemisches Potenzial zu erzeugen. Das konnten bisher nur elektronische Potentiostaten. Wir haben eine Softwarelösung entwickelt, mit der preiswerte Standardgeräte gesteuert werden können, um dasselbe Ziel zu erreichen. Da die Software sowohl µA als auch MA steuert, ist sie frei skalierbar. Durch die Verwendung mehrerer Netzteile kann auch eine unbegrenzte Anzahl von Kanälen angeschlossen werden.

Frontcell©-Ensemble mit zwei Kanälen. Von links nach rechts: Digitales Multimeter (hinten), Relaisplatine (vorne), zwei H-Elektrolysezellen, Stromversorgung, Steuercomputer.

Wir testeten die Software in einem typischen Power-to-Gas Experiment bei −800 mV und stellten fest, daß das aufgezeichnete Potenzial über 10 Tage stabil war. Die kleinen elektrochemischen Zellen konnten auch durch einen größeren 7-Liter-Reaktor ersetzt werden, der häusliches Abwasser behandelte. Dieses Potenzial war ebenfalls stabil.

Das durch Frontcell© gesteuerte Potenzial von −800 mV war sowohl für 200 ml Elektrolysezellen (links) als auch für einen größeren 7 l-Reaktor (rechts) stabil.

Da die Instrumentensteuerung von billiger elektronischer Massenware macht auch die chemischen Prozess günstiger. Dadurch wird die mikrobielle Elektrolyse von Abwasser wirtschaftlich machbar. Die Entfernung von organischen Rückständen aus Abwässern erfolgt normalerweise bei positiven elektrochemischen Potentialen. Tatsächlich stabilisiert die Software solche Potenziale auch bei +300 mV.

Frontcell© stabilisierte 200 ml Elektrolysezellen zehn Tage lang bei +300 mV.

Die Software ist jetzt als Kommandozeilenversion verfügbar. Wir akzeptieren Vorbestellungen zu einem Preisnachlaß von 50% für die kommerzielle Version mit graphischer Benutzeroberfläche und Fernsteuerung über einen Internetbrowser.

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Kohlendioxid aus der Luft wird bald erschwinglich

Kohlendioxid (CO2) ist ein Abfallprodukt aus der Verbennung fossiler Energierohstoffe wie Öl, Gas und Kohle. Es ist nahezu wertlos weil es kaum Verwendung findet. Dennoch sind Technologien wie Power-to-Gas oder die Elektrosynthese von Methanol in der Lage, CO2 direkt als Rohstoff wieder in ein wertvolles, wenngleich billiges Produkt zu verwandeln. Damit steigt das kommerzielle Interesse an CO2 und letztendlich wird das Filtern aus der Luft wirtschaftlich interessant. Das heißt, das Filtern von CO2 aus der Luft ist mehr als eine teure Strategie zum Verhindern der globalen Erwärmung. Die Betonung liegt auf teuer. Denn jetzt wurde eine detaillierte wirtschaftliche Analyse im Fachmagazin Joule veröffentlicht, die nahe legt, daß diese Filtertechnologie bald eine rentable Realität werden könnte.

Die Studie wurde von Ingenieuren der kanadischen Firma Carbon Engineering in Calgary angefertigt. Seit 2015 betreibt die Firma eine Pilotanlage zur CO2−Extraktion in British Columbia. Diese Anlage − basierend auf einem Konzept namens Direct Air Capture (DAC) − bildete die Grundlage für die wirtschaftliche Analyse. Diese enthält die Kosten von kommerziellen Anbietern aller Hauptkomponenten. Abhängig von einer Vielzahl von Gestaltungsoptionenliegen die Kosten für das Extrahieren einer Tonne CO2 aus der Luft zwischen $94 und $232. Die letzte umfassende Analyse der Technologie, durchgeführt von der American Physical Society im Jahr 2011, schätzte, daß es $600 pro Tonne kosten würde.

Neben Carbon Engineering arbeitet auch Climeworks in Zürich an DAC. Dort hat die Firma eine kommerzielle Anlage eröffnet, die jedes Jahr 900 Tonnen CO2 aus der Atmosphäre für den Einsatz in Gewächshäusern auffangen kann. Climeworks hat auch eine zweite Anlage in Island eröffnet, die 50 Tonnen CO2 pro Jahr einfangen und in unterirdischen Basaltformationen vergraben kann. Laut Daniel Egger von Climeworks kostet das Einfangen einer Tonne CO2 in seinem Schweizer Werk etwa $600. Unternehmensvertreter erwarten, daß die Zahl in den nächsten fünf bis zehn Jahren unter $100 pro Tonne fallen wird.

Technisch wird CO2 in einer alkalische Lösung von Kaliumhydroxid gelöst, die mit CO2 reagiert, um Kaliumcarbonat zu bilden. Nach der Weiterverarbeitung wird dies zu einem festen Rückstand aus Calciumcarbonat, das bei Erhitzung das CO2 wieder freisetzt. Das CO2 könnte dann  unterirdisch entsorgt oder zur Herstellung von synthetischen, CO2-neutralen Treibstoffen verwenden werden. Carbon Engineering konnte die Kosten seiner Filteranganlage zu diesem Zweck auf $94 pro Tonne CO2 senken.

Sauberer Treibstoff aus atmospärischem CO2 und elektrolytischem Wasserstoff.

Geht man jedoch davon aus, daß CO2 im Gestein verpeßt würde, dann würde ein Preis von $100 pro Tonne etwa $0,0022 pro Liter zum Benzinpreis beitragen. Letztendlich hängt die Wirtschaftlichkeit der CO2-Extraktion von Faktoren ab, die sich je nach Standort unterscheiden, einschließlich des Preises für Energie und ob ein Unternehmen auf staatliche Subventionen zugreifen kann oder nicht. Aber die Kosten pro Tonne DAC-CO2 dürften in naher Zukunft immernoch über dem realen Marktpreis für CO2 liegen. Emissionszertifikate im Handelssystem der Europäischen Union werden beispielsweise für etwa 16 € pro Tonne CO2 gehandelt. Würde die CO2-Extraktionstechnologie in Märkten Fuß fassen, in denen das CO2 über Preis verkauft werden kann oder in ein Produkt wie Plastik bzw. Treibstoff umgewandelt wird, dann könnte DAC wirtschaftlich sein.

Bei Frontis Energy sind wir begeistert von dieser Aussicht, hilft uns DAC doch dabei, CO2 überall in Methangas umzuwandeln. Power-to-Gas ist dafür perfekt geeignet. Allerdings müßte da noch was Preis passieren. $100 pro Tonne sind zwar schon gut (verglichen mit $600), aber um ein Produkt wie Methan am Markt wirtschaftlich plazieren zu können, sind eher $10 pro Tonne notwending:

CO2-Wirtschaftlichkeit für Power-to-Gas mit elektrolytischem Wasserstoff. Cal, Kalifornien, EOR, enhanced oil recovery

Klar, wir haben immer was zu meckern, aber wir können es trotzdem kaum erwarten, zu sehen, wie der Preis für DAC weiter fällt und wünschen Carbon Engineering um Climeworks gutes Gelingen. Weiter so!

(Fotos: Carbon Engineering)