Da würde ich den Bedarf hauptsächlich im Tag / Nacht Ausgleich bzw. kurzzeitige Dunkelflaute o.ä. sehen. Da reichen unsere bisherigen Pumpspeicher nicht aus. Konventionelle Kraftwerke würden ja weniger und Power to Gas wäre dafür Verschwendung. Früh morgens im Winter wenn es dunkel ist sind die E-Autos auf der Straße und wir brauchen jede Menge Strom. Kannst mal in den Frauenhofer Bericht schauen, da haben sie ja auch prognostizierte Kapazitäten für diese Speicher angegeben.
Das würde ich meinem privaten Verbrauch auch so sehen.
Mein Ziel ist es entsprechend PV verbaut zu bekommen und einen eigenen Speicher für den Ausgleich zu installieren.
Dazu noch intelligente Geräte.
Die Batterien der E-Autos als Massenspeicher zu nutzen halte ich in der Regel als unpraktisch da diese unterwegs sind. Wenn das klappt eher ein „nice to have“ da es nicht planbar ist ob, wann, wieviel E-Autos gerade geladen/entladen werden (können).
Die Kapazität ist im Auto halt viel größer. Außerdem kosten die stationären Speicher m Vergleich ein Schweinegeld. Und viele Autos stehen die meiste Zeit, und erst recht Nachts.
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es wird wie immer bunt und in farbe und in grautönen sein:
guckt mal hier, Fluence soll 250-MW-Speicher für Transnet BW errichten – energate messenger+
gas = langzeit wir müssen durch den winter
batterie= kurzzeit zb mal bei fenecon schauen
Die Frage ist ja heute schon ob wir den ganzen zentral erzeugten Strom dann auch verteilt bekommen. Denken wir das mal ein bisschen Größer, so auf Bundesländer-Ebene. Wir haben ja heute schon Probleme Strom aus Niedersachen nach Bayern zu bekommen, mal ganz zu schweigen vom Redispatch-Problem.
Dabei können dezentrale Speicher dann schon eine entscheidende Rolle spielen.
Einerseits muss dezentral erzeugte Energie (z.B. PV Anlagen) dann nicht erst zu zentralen Speichern transportiert werden, andererseits kann man zentral gespeicherte Energie zu Zeiten geringer Netzlast auf dezentrale Speicher (wie Hausspeicher oder E-Autos) verteilt werden.
Natürlich reden wir hier über den täglichen Bedarf und nicht über Langzeitspeicher, also vorrangig andere Technologien als Batteriespeicher wie Wasserstoff, Methan, Ammoniak uvm., wir werden sehen was sich durchsetzt.
Diese werden sicherlich dann eher zentral organisiert sein, einfach aus Gründen der Effizienz. Dennoch würde es auch hier Sinn ergeben zumindest einen Teil als Batteriespeicher zu realisieren, einfach aufgrund der schnellen Reaktionszeit bei Netzschwankungen, da kann bisher kein anderes System mithalten.
Technologisch wird es bei Langzeit-/ Saisonalspeichern ein Mix an Systemen geben, ich denke aber man sollte dezentrale Speicher wie Hausspeicher und Autoakkus nicht vergessen. Sei es bei den Autos nur das netzdienliche Laden, was im Rahmen der Energiewende ein wichtiges Thema sein wird.
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Ich finde das Grundsätzlich ja nicht falsch. Sehe aber folgende Herausforderungen.
- wie wird ein Auto überwiegend genutzt? Für die Fahrt zur Arbeit. Das würde dann eine 2. Ladeinfrastruktur für die Standzeit am Tag bedeuten.
- Die Spitzen der Erzeugung sind Mittags bei schönem Wetter und Wind. Da würde man bevorzugt gerne Strom ins E-Auto drücken um ihn Nachts abzurufen.
- klappt die Steuerung dieses Systems eigentlich ohne dass der digitale Ausbau voran getrieben wird?
Zu diesem Thema zwei Zitate aus dem Bericht:
-
Thema Kurzzeitspeicher:
„Insgesamt gibt es mit Batteriespeichern, Elektroautos und Wärmepumpen ein großes Potenzial, kurzzeitige Flexibilität sehr dezentral bei Haushalten und anderen Verbrauchern zur Verfügung zu stellen. Allerdings ist nicht gewährleistet, dass diese Flexibilität im Sinne des Gesamtsystems genutzt wird und beispielsweise dazu beiträgt, den Bedarf an zentral installierter Flexibilität oder den Netzausbaubedarf zu reduzieren. Es gibt einfache und zuverlässige Verfahren, ohne nennenswerte Einbußen der Eigenverbrauchsleistung eine systemdienliche Betriebsweise im Hinblick auf die Vermeidung von Überspannungen zu gewährleisten. Allerdings wird dies für sehr hohe Ausbauziele nicht ausreichen und setzt zudem voraus, dass es gelingt, die Haushalte zu einer systemdienlichen Betriebsweise der Anlagen zu motivieren.“
Das würde sich auch mit meiner Intuition decken. Das Potential von z.B. Elektroauto-Akkus ist sehr groß, allerdings können wir Stand heute nicht seriös sagen, welchen Teil davon wir realistisch nutzen können (Verfügbarkeit, Planbarkeit, etc.) -
Ökonomie zentral vs. dezentral
„Volkswirtschaftlich-technische Optimierungsrechnungen in Energiesystemmodellen führen größtenteils zu dem Ergebnis, dass die Gesamtsystemkosten in zentraleren Systemen niedriger als in dezentraleren Systemen sind, wenngleich diese Unterschiede oft gering ausfallen. Zentralere Systeme zeichnen sich durch große Erzeugungseinheiten, einen hohen Vernetzungsgrad und eine weitläufige Netzinfrastruktur aus. Geringere Investitionskosten pro installierter Kraftwerksleistung und Skaleneffekte machen die Erzeugung von Strom in Großkraftwerken kosteneffizienter als in kleinen Erzeugungseinheiten. Außerdem gleichen sich in größeren Gebieten wetterbedingte Schwankungen in der Einspeisung von Wind- und Sonnenstrom besser aus. Jedoch stellen die zugrunde liegenden Energiesystemmodelle eine Abstraktion der Realität dar. Bei Vergleichen und Schlussfolgerungen müssen daher die entsprechenden vereinfachenden Annahmen berücksichtigt werden. Vor allem gilt, dass die „dezentralen Szenarien“ in den vorliegenden Studien keine umfassende Dezentralität (wie in Tabelle 1 beschrieben) abbilden. Meistens wird nur beispielsweise eine lastnähere Verteilung der Windenergieanlagen oder ein erhöhter Anteil an PV-Dachanlagen untersucht. Zudem gehen die Studien auch in „dezentralen Szenarien“ meist von einer starken Vernetzung aus. Die Auswirkungen eines systemdienlichen Betriebs dezentraler Anlagen werden meist nicht berücksichtigt. Zu vielen Aspekten dezentralerer Energiesysteme lassen sich basierend auf den vorliegenden Szenarien daher keine verlässlichen Kostenaussagen treffen.“
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Mal einen kleinen Einwurf aus der Praxis. Man bekommt seit kurzem viele Anschlussanfragen für Batteriespeicher im Verteilnetz. Diese haben Leistungswerte bis 100 MW und werden bei der Leistung im 110 kV Netz angeschlossen, sind aber gut verteilt und nicht konzentriert an einem Ort. Nach erster Freude so die Spitzen der Einspeisung etwas dämpfen zu können und die Engpässe zu beheben, hat sich herausgestellt, dass die Speicher rein marktgetrieben gefahren werden und das Verteilnetz leider in der Regel nicht entlasten.
Im Gegenteil stellte sich heraus, dass eine Zusatzbelastung für das Netz durch Batteriespeicher entsteht.
Also genau der Punkt den MarkusS unter 1) aufgeführt hat.
Selbstverständlich handelt der Marktteilnehmer „Batteriespeicher“ rein ökonomisch, so dass die höchsten Gewinne eingefahren werden. Hier sollte Ziel sein, Anreize für Marktteilnehmer zu schaffen, die eine entlastende Fahrweise der Batteriespeicher ermöglichen.
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Jep. Netzdienlichkeit ist auch ein großes Thema bei der Leopoldina:
" Um den Netzausbau zu begrenzen, sollten dezentrale Anlagen in Zukunft zunehmend netzdienlich betrieben werden, das heißt einen Beitrag dazu leisten, lokale Netzengpässe zu entschärfen. Auch für Verbraucher sollten Anreize für die Behebung von Netzengpässen gesetzt werden. Da im derzeitigen Regulierungssystem die Netzsituation nicht im Marktpreissignal berücksichtigt ist, würde ein marktbasierter Einsatz von Erneuerbare-Energie-Anlagen und Flexibilitäten – also eine Reaktion auf Strompreissignale – dieses Problem nicht lösen. Denkbare Instrumente wären lokale Märkte zur Engpassbewirtschaftung und die Stärkung der Eingriffsmöglichkeiten von Netzbetreibern in Problemsituationen. Durch ein Ampelsystem könnten drei Marktphasen unterschieden werden: Bei Grün funktioniert das Stromnetz ohne Einschränkungen für den Markt, bei Rot ist die Systemstabilität gefährdet und der Netzbetreiber darf in die Fahrpläne der Anlagenbetreiber eingreifen. Bei Gelb liegt ein potenzieller Netzengpass in einem definierten Netzsegment vor. Um diesen zu beheben, rufen die Verteilernetzbetreiber die von Marktteilnehmern angebotene Flexibilität im betroffenen Netzsegment dezentral ab.
Die Einführung von netzknotenscharfen, zeitvariablen Preisen (sogenanntes Nodal Pricing) würde dazu führen, dass Netzengpässe im Strompreissignal berücksichtigt werden. Dadurch würden Anreize sowohl für einen netzdienlichen Betrieb als auch für eine netzdienliche Standortwahl für Erneuerbare-Energie-Anlagen und Speicher gesetzt. Allerdings wäre dafür eine umfassende Umgestaltung des Großhandelsmarktes erforderlich. Wichtig ist bei der Umsetzung der genannten Instrumente, die Konsistenz zwischen technischen Aspekten, Regelungsebene und Marktebene sicherzustellen, übermäßig hohe Transaktionskosten zu vermeiden und strategisches Verhalten, bei dem einzelne Akteure Inkonsistenzen im Marktdesign zum Schaden der Allgemeinheit ausnutzen, zu begrenzen."
Übrigens kommt der Bericht (der ja in vielen Fragen wenig eindeutig herausstellen kann) relativ klar zu dem Schluss, dass die Notwendigkeit des Netzausbaus (und zwar sowohl für Übertragungs- als auch Verteilungsnetz) relativ unabhängig von der Dezentralität des Energiesystems ist.
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Hätte eher vermutet, wenn die Sonne scheint und Strom billig ist wird eingespeichert. Wenn der Strom teuer ist ausgespeichert. Ist das nicht automatisch netzdienlich?
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Sorry ich habe mich oben falsch ausgedrückt. Ich habe nicht die kurzfristigen Speicher sondern die dezentralen angezweifelt. Denn wir könnten mMn ja theoretisch sowohl die täglichen Schwankungen als auch die saisonalen aus zentralen Speichern holen.
Die Frage bei den Autobatterien ist aber immer: „Wie viel Kapazität ist der Benutzer bereit dem Netz zur Verfügung zu stellen“.
Nagut, ich sollte wohl dazu sagen, dass ich bei zentralen Speichern auch nicht von einem großen Teil mitten in Deutschland rede, sondern etwa so verteilt, wie heute die großen Kraftwerke. Verglichen z.B. mit den Millionen E-Autos ist das natürlich immer noch zentral.
Dann hast du aber allein beim Speichern so 3 mal Wandlungsverluste. Ob das so gut ist?
Das sehe ich auch so. Aber das Paper, dass @MarkusS verlinkt hat, schreibt dazu:
Auch der Import von Strom aus Wasserspeichern (etwa aus Skandinavien oder den Alpen) stellt eine wichtige Flexibilitätsoption in Zeiten von Dunkelflauten dar. Wird auf den Netzausbau verzichtet, müssten in größerem Umfang relativ teure lokale Speicher errichtet werden.
Die Leopoldina meint also scheinbar, dass Speicherausbau nur in kleinem Umfang notwendig ist, wenn wir unseren Strom aus ausländischen Wasserspeichern beziehen. Ob das so gut ist. Ist auf jeden Fall das Gegenteil von Regionalisierung.
Das deckt sich mit einer Befürchtung, die ich auch schon immer bei der Verwendung von E-Auto-Batterien als Netzspeicher habe.
Hängt vmtl. davon ab, ob wir es politisch durchsetzen können „schnell“ neue Pumpspeicher zu bauen. Bei Batteriespeichern wird es vmtl. ein Mix aus zentral und dezentral je nach Situation.
Aus meiner Sicht grundsätzlich ja. Im Prinzip liegt dem ja eine ähnliche Idee zugrunde wie die Vernetzung des windreichen Nordens und des sonnigen Südens. Dem Vorteil des geringeren Speicherbedarfs steht der Nachteil der größeren Störanfälligkeit gegenüber. Deswegen widmet der Bericht sich auch ausführlich dem Thema Resilienz. Da muss unser neues Energiesystem deutlich mehr können als unser heutiges, wenn z.B. Mal so eine Stromtrasse gestört ist etc.
- ist natürlich das Ziel, dass genau das erreicht wird. wir haben unseren Arbeitgeber bereits soweit, PV ist auf dem Dach, laden an den Säulen ist genehmigt, jeder inkl Gäste darf es nutzen. Wo ist das Problem? Eine normale Schuko Steckdose könnte dafür ausreichen, hat bisher immer jemand gefragt wie das mit den Tankstellen, den Steckdosen etc gehen soll? Es wurde gebaut was nötig war.
- Das ist auch so, die Autos könnten immer wieder Erzeugungsspitzen aufnehmen egal wo sie sind… Die Autos sind ja immer nur zu einem Teil angesteckt, wenn ich es richtig im Kopf habe siehe Fraunhofer ISE Studie sind dauerhaft 10 Mio der endgültigen 37 Mio angesteckt.
- ja und nein
Die Zulassungen fangen an zu kippen:
Völlig richtig, aber ob ich jetzt beim mehrfach wandeln von Strom auf 20-30% Verluste komme oder allein physikalisch durch den Prozess der Power-to-Gas/Fuel/… Prozesse 50-60% verliere ist dann doch nebensächlich.
Klar ist dass wir auf dem Weg zum Speichern Verluste haben werden, diese sollten wir nach Möglichkeit gering halten. Es ist vorteilhaft den Strom gleich als Strom zu speichern und ihn möglichst wenig in andere Energieträger zu wandeln. Die Umwandlung auf Ebene elektrischer Energie von DC zu AC und anders herum ist deutlich effizienter als irgendeine P2X Technologie.
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Die Technologien stehen doch aber auch nicht signifikant in Konkurrenz oder? Batteriespeicher sind für saisonale Speicherung ungeeignet und Power to Gas für Kurzzeitspeicherung i.d.R. zu teuer.
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Sie stehen wie du schon andeutest nur in eine Richtung in Konkurrenz, das ist auch hier in der Diskussion schon deutlich geworden.
Während Batteriespeicher nur als Kurzzeitspeicher (maximal einige Tage bis wenige Wochen) denkbar sind werden P2X Ansätze meist für Kurz- und Langzeitspeicher betrachtet, wie auch hier.
Wenn der Strom aus regenerativen Energien nicht über kurze Zeiträume dezentral oder zentral in Akkus gespeichert wird, wird es ein P2X Ansatz richten müssen, sowohl langzeitig als auch kurzzeitig.
Da Batterien als Kurzzeitspeicher technisch deutlich überlegen und effizienter sind sollten wir hier schon differenzieren.
Meine Einordnung in Kurzform:
Batteriespeicher
- Zentral und dezentral
- für Kurzzeitspeicherung
P2X Anwendungen
- Zentral
- für Langzeitspeicherung
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Die reine Masse an Ladestellen.
Ziel ist es ja irgendwann alle Autos als E-Autos zu haben.
Viele parken tagsüber in Parkhäusern oder einem Werksparkplatz. Nehmen wir ein Parkhaus mit 1000 Stellplätzen die nach ihrer Aussage dann alle mit einer Ladestelle (Schukosteckdose) ausgerüstet werden müssten, inkl. Stromleitungen, Verteiler, Absicherungen und Zuleitungen die auf diesen „Verbrauch“ ausgelegt sind.
Edit
Der Unterschied liegt im zeitlichen Aspekt.
Ich tanke je nach Kilometerleistung so ca. 1 mal im Monat, das dauert 5 Minuten.
Um die Batterien der E-Autos als Speicher für das Stromnetz zu nutzen müssten sie möglichst permanent dem Netz zur Verfügung stehen.
Edit 2
Dann bleibt noch die Frage wie ich die Ladeinfrastruktur (Schukostecker) dazu bringe bevorzugt dann zu laden wenn das Netz Stromüberschuß hat und zu entladen wenn ein Mangel im Netz herrscht.
Hierbei sollten wir nicht ausser Acht lassen, dass wir im Zuge des Klimawandels immer wieder Engpässe mit Wasser bekommen werden. Bevorzugt dann wenn wir am meisten speichern könnten wird der Engpass am größten sein.
Auch bei „Power to Gas“ wird Wasser benötigt (ausser die Anlage steht am Meer).
Wenn die Pegelstände der Flüsse sehr niedrig sind dann werden wir diese Anlagen, ähnlich wie dieses Jahr die Atomanlagen in Frankreich, nicht betreiben können.
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Es ist eben ein langfristiges Ziel, das step by step überall dort umgesetzt wird, wo es möglich ist.
Ich denke mich gerade ins Jahr 1920, überall nur Pferdekutschen…
2022 1,3 Milliarden Verbrenner weltweit, 50 Mio Tonnen Treibstoffverbrauch im Jahr in Deutschland, für 51.000.000 Verbrenner in den USA sogar 300 Mio Tonnen Treibstoffverbrauch.
Glaubst du 1920 konnte sich irgendwer vorstellen dass in 2022 …
Du scheiterst ja schon an den einfachsten Dingen wie Kabel, und suchst dir immer die schlechtesten Fälle raus. Parkhaus mit 1.000 Stellplätzen… Ich kann dir sagen Bosch in Holzkirchen
Erneut, wo andere Menschen Probleme sehen, sehen wir Lösungen.
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Sehr interessante Diskussion hier.
Was bei der Diskussion der Frage von zentralen vs. deszentralen Batteriespeichern gern vergessen wird ist die Frage nach den personellen Ressourcen zur Lösung unseres Kurzzeitspeicherbedarfs.
Wie man an den Preisen für Heimspeicher bzw Kleinstspeicher sieht, ist ein erheblicher Aufwand nicht den Akkuzellen selbst sondern der Verdrahtung, dem Netzanschluss und Batteriemanagementsystem (BMS) geschuldet. Diese Bestandteile skalieren hervorragend in Richtung größer: Einen 10kwh oder 100 kWh Akku ans Netz anzuschließen kostet fast das gleiche. Ein 10kWh Heimspeicher kostet i.M. um 1000€/kWh wobei die Zellpreise eher im Bereich um ~150€/kWh schwanken.
Bei E-Autos sieht man diesen Skalierungseffekt und Massenproduktion sehr schön (Akkupreise <500€/kWh). Zusätzlich sind die Kosten für den Netzanschluss (Ladesäule) nicht eingepreist.
Die Anzahl der Personen, die solche Speicher oder auch PV anschließen können, ist leider stark begrenzt und das wird sich absehbar auch nicht ändern. Deshalb macht es keinen Sinn Kleinstspeicher oder Dachanlagen groß zu fördern. Vielmehr sollten unsere Personalressourcen vorrangig für den Anschluss von Speichern z.B. >1000kWh (Quartierspeicher) und z.B. PV >100kW eingesetzt werden. Wenn sich hier mehrere Personen zusammenschließen (Bürgerenergieprojekte) ist das ein Gewinn für alle.
Wenn hingegen jedes Reihenhäuschen sein eigenes Süppchen kocht, wird das Ressourcenhungrig und teuer.
Man kann aber durchaus der Ansicht sein, dass auch Quartierspeicher dezentral sind aus Sicht des Übertragungsnetzes. Im Sinn des Regionalnetzes/Hausnetzes ist es sicherlich als zentralisierter Baustein zu betrachten. Daher ist der Begriff Dezentral mitunter nicht so scharf umrissen wie man es sich wünschten würde.
In meinen Augen kommen diesen Quartierspeichern in Wohngebieten jedenfalls eine zentrale Rolle in den nächste Jahren zu, wenn wir den Dachanlagenzubau und den wachsenden Bedarf der Wärmewende und E-Mobilität im Quartier decken wollen, ohne die Trafokapazitäten zwischen 10/20kV und 400V-Netz verdoppeln zu müssen nur um Lastspitzen zu decken. Den Platz in den Trafohäuschen könnte man besser durch einem Batteriespeicher nutzen, als mit zusätzlichen Trafos.
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