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--- grundlagen:energiewirtschaft_und_oekologie:energiekonzepte_das_passivhaus_im_vergleich:jahreszeitliche_speicherkonzepte_uebersicht [2023/09/25 18:32] – [Elektromagnetische Energiespeicher] wfeist
+++ grundlagen:energiewirtschaft_und_oekologie:energiekonzepte_das_passivhaus_im_vergleich:jahreszeitliche_speicherkonzepte_uebersicht [2023/09/27 19:41] (aktuell) – [Thermische Energiespeicher] wfeist
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 ===== Chemische Energiespeicher A – lagerbare Energieträger =====
-Hier wird die Energie durch Veränderungen im Bindungscharakter der Elektronenhüllen der Moleküle gespeichert. Sie spielt sich daher der Natur gemäß im Bereich einiger eV/Molekül ab – das sind technisch gesehen mehrere kWh je kg bzw. je Liter „Speicherstoff“ und daher relativ große Energiemengen. Zudem sind chemisch stabile Stoffe auch in „reduziertem Zustand“ leicht und kostengünstig speicherbar: Darauf beruht die heutige konventionelle Energiespeichertechnik, bei der Erdgas, Erdöl und Koks in Kavernen, Tanks und Halden zu verschwindend geringen Kosten über ein Jahr bzw. sogar darüber hinaus gelagert werden können. Auch für die Jahresspeicherung von EE sind es chemische Speichermedien, die ökonomisch gesehen überhaupt nur in Frage kommen (vgl. Tabelle 1). Auch hier gibt es freilich ein Problem: die EE liegt, mit der Ausnahme der nur begrenzt verfügbaren Biomasse, nicht in chemischer Form, sondern als Wärme bzw. Strom vor. Während die Umwandlung von Niedertemperatur (NT)-Wärme in chemische Energie nur mit extrem geringen Wirkungsgraden möglich wäre, kommt die Umwandlung von Strom mittels Elektrolyse in H<sub>2</sub> und weiter über den Sabatier-Prozess in Methan technisch durchaus in Betracht, allerdings betragen die Umwandlungsverluste dabei rund 40 bis 50 %. Das so erzeugte EE-Gas (erneuerbares Gas) oder EE-Methan erfordert daher etwa die doppelte erneuerbare Produktionsfläche wie bei einer direkten Nutzung und es ist dementsprechend deutlich teurer. Wird das EE-Gas wieder in Strom umgewandelt – was für die strombasierten Prozesse unumgänglich ist – so bieten sich dafür GUD-Kraftwerke (Wirkungsgrade um 55 %), besser noch in Kraft-Wärme-Kopplung (dann um 90 %) an. Ein solches Konzept bietet somit die Perspektive für den Weiterbetrieb bestehender Erdgas-betriebener Fern- und Blockheizkraftwerke auf der Basis von EE-Gas sowie die Nutzung der in der Fläche eingeführten Erdgas-Verteil-Infrastruktur. Investitionen sind „nur“ für die Elektrolyseure und die Synthesgas-Konverter erforderlich. Dadurch erhöhen sich die Kosten für die Energiebereitstellung (Gas oder Strom) im Winter um ca. 5 bis 15 Cent/kWh, auch abhängig von der Vergütung der „Überschussstrommengen“ aus Wind- und Solarkraftwerken. Wir halten diesen Ansatz für den mit Abstand attraktivsten Weg, in Mitteleuropa auch im Winter ausreichend aus erneuerbaren Quellen gewonnene Energie bereitzustellen. Freilich sind auch hier (durchaus deutlich) über den heutigen Stromkosten liegende kWh-Preise zu erwarten – wodurch sich die zwingende Notwendigkeit besonders effizienter Energienutzungstechnologien vor allem für winterzentrierte Anwendungen ergibt. \\
+Hier wird die Energie durch Veränderungen im Bindungscharakter der Elektronenhüllen der Moleküle gespeichert. Sie spielt sich daher der Natur gemäß im Bereich einiger eV/Molekül ab – das sind technisch gesehen mehrere kWh je kg bzw. je Liter „Speicherstoff“ und daher relativ große Energiemengen. Zudem sind chemisch stabile Stoffe auch in „reduziertem Zustand“ leicht und kostengünstig speicherbar: Darauf beruht die heutige konventionelle Energiespeichertechnik, bei der Erdgas, Erdöl und Koks in Kavernen, Tanks und Halden zu verschwindend geringen Kosten über ein Jahr bzw. sogar darüber hinaus gelagert werden können. Auch für die Jahresspeicherung von EE sind es chemische Speichermedien, die ökonomisch gesehen überhaupt nur in Frage kommen (vgl. Tabelle 1). Auch hier gibt es freilich ein Problem: die EE liegt, mit der Ausnahme der nur begrenzt verfügbaren Biomasse, nicht in chemischer Form, sondern als Wärme bzw. Strom vor. Während die Umwandlung von Niedertemperatur (NT)-Wärme in chemische Energie nur mit extrem geringen Wirkungsgraden möglich wäre, kommt die Umwandlung von Strom mittels Elektrolyse in H<sub>2</sub> und weiter über den Sabatier-Prozess in Methan technisch durchaus in Betracht, allerdings betragen die Umwandlungsverluste dabei rund 20% für den H<sub>2</sub> und sogar 35 bis 50 % für weiter umgewandelte Brennstoffe (sog.. 'E-fuels'). Das so erzeugte EE-Gas (erneuerbares Gas) oder EE-Methan erfordert daher etwa die doppelte erneuerbare Produktionsfläche wie bei einer direkten Nutzung und es ist dementsprechend deutlich teurer. Wird das EE-Gas wieder in Strom umgewandelt – was für die strombasierten Prozesse unumgänglich ist – so bieten sich dafür GUD-Kraftwerke (Wirkungsgrade um 55 %), besser noch in Kraft-Wärme-Kopplung (dann um 90 %) an. Ein solches Konzept bietet somit die Perspektive für den Weiterbetrieb bestehender Erdgas-betriebener Fern- und Blockheizkraftwerke auf der Basis von EE-Gas sowie die Nutzung der in der Fläche eingeführten Erdgas-Verteil-Infrastruktur. Investitionen sind „nur“ für die Elektrolyseure und die Synthesegas-Konverter erforderlich((Sog. Sabatier-Prozess)). Dadurch erhöhen sich die Kosten für die Energiebereitstellung (Gas oder Strom) im Winter um ca. 5 bis 15 Cent/kWh, auch abhängig von der Vergütung der „Überschussstrommengen“ aus Wind- und Solarkraftwerken. Wir halten diesen Ansatz für den mit Abstand attraktivsten Weg, in Mitteleuropa auch im Winter ausreichend aus erneuerbaren Quellen gewonnene Energie bereitzustellen. Freilich sind auch hier (durchaus deutlich) über den heutigen Stromkosten liegende kWh-Preise zu erwarten – wodurch sich die zwingende Notwendigkeit besonders effizienter Energienutzungstechnologien vor allem für winterzentrierte Anwendungen ergibt. \\
 ===== Chemische Energiespeicher B – elektrochemische Speicher =====
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 |//**Tabelle 1: \\ Technologien für die Energiespeicherung im Vergleich**// \\ Die Physik hält Speicherprinzipien in allen Energieformen vor: (1) mechanisch, (2) elektrisch, (3) magnetisch, (4) chemisch, (5) nuklear, (6) thermisch. \\ \\ Die Energiedichten sind bei technisch möglichen Speichern nach (2) und (3) so gering und die Kosten so hoch, dass diese außerhalb jeder Diskussion für wirtschaftlich anwendbare Jahresspeicher liegen. \\ \\ Nukleare Speicher (5) werden hier nicht diskutiert. \\ \\  Die Tabelle zeigt, dass bis auf wenige (im Text zu diskutierende) Ausnahmen die Speicher zu zusätzlichen Speicherkosten je kWh nutzbare Energie von weit über 1 € führen, wenn der Speicher in nur einem Zyklus je Jahr be- und entladen wird. **Bis** auf die Ausnahmen: Wasserstoffspeicher, Methangasspeicher sowie thermische Speicherung im Erdreich bietet die Physik keine ökonomisch auch nur entfernt attraktiven Prinzipien für die jahreszeitliche Energiespeicherung. \\ \\ Technische Verbesserungen sind möglich, liegen aber  jeweils im Bereich von ca. einem Faktor 2 bis maximal 10 – **die Grenzen sind physikalischer Natur.** |\\
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-Die für den Tageszyklus bewährte Technik ist immer wieder auch für den Einsatz als Jahresspeicher versucht worden [Dalenbäck 1985][Kriesi 1989][Hinz 1994]. Bei einer 90°C / 30°C Temperaturspreizung benötigt ein herkömmliches Gebäude (HWB 160 kWh/(m²a)) ein Speichervolumen von um 150 m³, eine Dimension, die nicht nur an den Kosten, sondern auch am enormen Platzbedarf scheitert. Vorrangig muss hier zunächst der Heizwärmebedarf reduziert werden, was z.B. mit dem Passivhaus auf 15 kWh/(m²a) gelingt. Die Winterlücke beträgt dann nur noch 900 kWh/a – und lässt sich aus einem 15 m³ umfassenden Heizwasserspeicher decken. Dabei müssen zunächst einige technische Probleme überwunden werden, unter denen einige der Demonstrationsprojekte immer wieder erneut gelitten haben , dies betrifft die wirksame Wärmedämmung solcher Speicher (diese muss im Bereich von Dämmdicken zwischen 0,5 und 1 m liegen – das erhöht den Platzbedarf und die Kosten nicht unerheblich). Technisch möglich ist auf diesem Weg das heizenergieautarke Haus durchaus und das wurde auch mehrfach demonstriert – die Kosten für die thermische jahreszeitliche Energiespeicherung liegen aber bei um 1 €/kWh und sind somit viel zu teuer für ein breit einsetzbares Konzept. Mit Speichergrößen für ganze Siedlungen sollten nach der Vorstellung einiger Ingenieure die Kosten in einen akzeptablen Bereich sinken [Fisch 2001]. Allerdings kommen dann die Kosten der Nahwärmeverteilung dazu. Die betreffenden Projekte haben das bisher an keiner Stelle überzeugend demonstriert. < Ergänzung 2022: In den skandinavischen Ländern gibt es jetzt erneut einige Pilotprojekte, bei denen sehr große Warmwasser-Speicher eingesetzt werden, welche in bestehende Wärmenetze einspeisen. Die versorgten Gebäude haben dabei, wie in Skandinavien überall selbstverständlich, Niedrigenergiestandard (mit um 60 kWh/(m²a) etwa halb so hoch wie die durchschnittlichen Werte in Deutschland). Die zugehörigen Kosten sehen nach ersten Analysen vor dem Hintergrund stark gestiegener Gas- und Ölpreise durchaus akzeptabel aus. Der Platzbedarf dieser Anlagen ist allerdings hoch. Baurecht für eine große Zahl solcher Großspeicher zu erlangen dürfte in Mitteleuropa nicht einfach sein - es handelt sich hier aber durchaus um eine technisch umsetzbare Option. >     \\
+Die für den Tageszyklus bewährte Technik ist immer wieder auch für den Einsatz als Jahresspeicher versucht worden [Dalenbäck 1985][Kriesi 1989][Hinz 1994]. Bei einer 90°C / 30°C Temperaturspreizung benötigt ein herkömmliches Gebäude (HWB 160 kWh/(m²a)) ein Speichervolumen von um 150 m³, eine Dimension, die nicht nur an den Kosten, sondern auch am enormen Platzbedarf scheitert. Vorrangig muss hier zunächst der Heizwärmebedarf reduziert werden, was z.B. mit dem Passivhaus auf 15 kWh/(m²a) gelingt. Die Winterlücke beträgt dann nur noch 900 kWh/a – und lässt sich aus einem 15 m³ umfassenden Heizwasserspeicher decken. Dabei müssen zunächst einige technische Probleme überwunden werden, unter denen einige der Demonstrationsprojekte immer wieder erneut gelitten haben. Dies betrifft die wirksame Wärmedämmung solcher Speicher (diese muss im Bereich von Dämmdicken zwischen 0,5 und 1 m liegen((sonst sind die Wärmeverluste solcher Speicher so hoch, dass der Speicher schon im November leer ist)) – das erhöht den Platzbedarf und die Kosten nicht unerheblich). Technisch möglich ist auf diesem Weg das heizenergieautarke Haus durchaus und das wurde auch mehrfach demonstriert – die Kosten für die thermische jahreszeitliche Energiespeicherung liegen aber bei um 1 €/kWh und sind somit viel zu teuer für ein breit einsetzbares Konzept. Mit Speichergrößen für ganze Siedlungen sollten nach der Vorstellung einiger Ingenieure die Kosten in einen akzeptablen Bereich sinken [Fisch 2001]. Allerdings kommen dann die Kosten der Nahwärmeverteilung dazu. Die betreffenden Projekte haben das bisher an keiner Stelle überzeugend demonstriert. < Ergänzung 2022: In den skandinavischen Ländern gibt es jetzt erneut einige Pilotprojekte, bei denen sehr große Warmwasser-Speicher eingesetzt werden, welche in bestehende Wärmenetze einspeisen. Die versorgten Gebäude haben dabei, wie in Skandinavien überall selbstverständlich, Niedrigenergiestandard (mit um 60 kWh/(m²a) etwa halb so hoch wie die durchschnittlichen Werte in Deutschland). Die zugehörigen Kosten sehen nach ersten Analysen vor dem Hintergrund stark gestiegener Gas- und Ölpreise durchaus akzeptabel aus. Der Platzbedarf dieser Anlagen ist allerdings hoch. Baurecht für eine große Zahl solcher Großspeicher zu erlangen dürfte in Mitteleuropa nicht einfach sein - es handelt sich hier aber durchaus um eine technisch umsetzbare Option. >     \\
 Der Umstieg von Wasser auf andere Speichermedien erhöht die Kosten je nutzbarer kWh in aller Regel (Ursache: Wasser hat die höchste sensible Wärmekapazität aller einsetzbaren Medien {da Ammoniak nicht in Frage kommt} und ist zudem billig). Auch die immer wieder als Neuheit gepriesenen Latentwärmespeicher (heute oft „Phase Change Materials“ genannt) führen letztlich zu höheren Kosten, in diesem Fall vor allem, weil die Be- und Entladetechnik aufwändiger wird. Eine interessante Möglichkeit ist die Nutzung des Erdreichs unter dem Haus als Speicher – dies ist sogar kostengünstiger als ein Wasserspeicher möglich. Allerdings steigen die Verluste erheblich an, da eine Dämmung der Sole ökonomisch ausgeschlossen werden kann. Es zeigt sich, dass ein solches Konzept überhaupt nur bei Gebäuden mit noch geringerem HWB als dem Passivhaus technisch erfolgreich sein kann – dann jedoch durchaus funktioniert (vgl. auch den Abschnitt //Konzepte im Vergleich//). Auch dies wurde technisch bereits erfolgreich demonstriert - während entsprechende Konzepte mit weniger effizienten Gebäuden regelmäßig in der Praxis weit ungünstiger abgeschnitten haben als ursprünglich projektiert.  \\