Solarenergie-Förderverein Deutschland e.V. (SFV)

[ Artikel diskutieren und weiterverbreiten? Infos zum Copyright ]
[ Druckversion dieses Artikels ]

12.12.2007, Eberhard Waffenschmidt:

Bericht zur Speicherkonferenz

2nd International Conference on Renewable Energy Storage Systems (IRES) 2007, Bonn, 19.-21.11.2007

Vom 19. bis zum 21.11.2007 fand in Bonn die IRES II, die Konferenz zu Speichertechniken für erneuerbare Energien, statt. (Vollständiges Programm )

Ich habe an allen drei Tagen teilgenommen, am letzten Tag als Referent. Häufig fanden parallel Vorträge zu elektrischen und zu thermischen Speichern statt. Während ich mich im letzten Jahr mehr für thermische Speicher interessiert hatte, habe ich in diesem Jahr den elektrischen Speichern mehr Aufmerksamkeit gewidmet. Dieser Bericht stellt nun keineswegs einen umfassenden Bericht der Konferenz dar, sondern berichtet ganz subjektiv über die Punkte, die mir als wichtig in Erinnerung geblieben sind.
 

Highlights

Direkte Wasserstofferzeugung aus Licht und Wasser

Wasserstoff kann direkt durch Lichteinstrahlung aus Wasser gewonnen werden. Durch eine katalytische Reaktion unter Mitwirkung von Sonnenlicht wird das Wasser in seine Bestandteile Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt. Professor M. Demuth vom Max Planck Institut für Bio-anorganische Chemie in Mühlheim an der Ruhr und sein Team haben dazu ein verblüffend einfaches Verfahren entwickelt und zum Patent angemeldet.

Er verwendet Titandisilicit (TiSi2), ein dunkles, kristallines Pulver, als Katalysator. Dieses wird mit Wasser gemischt, sodass eine Dispersion entsteht. Beim Bestrahlen mit Licht entsteht ohne weitere Maßnahmen Wasserstoff. Anders als bei bisherigen Verfahren sind keine hohen Temperaturen notwendig. Der Prozess läuft optimal bei etwa 50°C. Daher wird auch nicht notwendigerweise direkte Sonnenstrahlung benötigt, sondern auch bei diffuser, indirekter Einstrahlung kann immer noch Wasserstoff erzeugt werden. Das macht das Verfahren auch für unsere Breiten geeignet.

Beim Spalten von Wasser entsteht auch Sauerstoff. Dieser wird jedoch zunächst an der Oberfläche des Katalysators adsorbiert und kann daher nicht entweichen. Erst im Dunkeln und bei einer erhöhten Temperatur von über 100°C desorbiert der Sauerstoff und kann ebenfalls aufgefangen werden. Diese „Reaktivierung“ ist erst nach mehreren Tagen bis Wochen notwendig und dauert ein bis zwei Stunden. Die hohe Sauerstoff-Adsorptionsfähigkeit von TiSi2 hat sogar schon das Interesse der NASA gefunden, die untersuchen will, ob das Material als Sauerstoffspeicher für interplanetarische Weltraumflüge geeignet ist.
Bei niedrigerer Betriebstemperatur wird auch ein Teil des entstehenden Wasserstoffs am Katalysator adsorbiert. Er kann so bis in die Nacht hinein gespeichert werden und durch Temperaturerhöhung bei Bedarf, z.B. in den dunklen Abendstunden, gelöst werden. Da die Temperatur zur Desorption des Wasserstoffs niedriger ist als die zur Desorption des Sauerstoffs, können beide Stoffe getrennt gesammelt werden.

Der Katalysator verbraucht sich nicht und kann im Prinzip unbegrenzt lange verwendet werden. Die Versuche laufen jetzt schon 6 bis 12 Monate ohne Anzeichen einer Alterung. Er muss zunächst einmalig durch Bestrahlung mit Licht „formiert“ werden. Erst nach etwa 12 -15 Stunden ist das Material in der Lage, H2 zu erzeugen. Danach ist es unbegrenzt einsetzbar und auch nach einer Dunkelphase (z.B. in der Nacht) ist es dann sofort einsatzbereit.

Das Verfahren dürfte unwesentlich teurer werden als die Erzeugung von Solarwärme. Zur Zeit kostet 1 kg TiSi2 etwa 100 US Dollar. Für einen Quadratmeter Kollektorfläche werden etwa 20 g benötigt, die demnach etwa 2 US Dollar kosten.

Das Wasser braucht nicht hochrein zu sein. Einfaches Leitungswasser ist ausreichend, denn die gelösten Salze haben keinen Einfluss. Eventuell könnte sogar Meerwasser verwendbar sein; Versuche dazu müssten noch durchgeführt werden.

TiSi2 ist ein Halbleitermaterial. Durch Lichteinfall entstehen – wie in einer Photovoltaikzelle – positive Ladungsträger („Löcher“) im Valenzband und negative Ladungsträger (Elektronen) im Leitungsband des Halbleiters. Diese können Wasserstoff- und Sauerstoff-Ionen an der Oberfläche in atomaren Wasserstoff und Sauerstoff wandeln, da die Energieniveaus im TiSi2 denen in Sauerstoff und Wasserstoff ähnlich sind.

Ähnliche Eigenschaften hat TiO2, das als weißer Farbstoff bekannt ist. Allerdings ist der Wirkungsgrad wesentlich geringer, da das weiße Pulver den größten Teil des Lichts ungenutzt reflektiert. Das schwarze TiSi2 hingegen absorbiert ein breites Lichtspektrum von 350 nm bis 800 nm und nutzt damit einen wesentlich größeren Teil des Lichtes.

Im einfachen Laborversuch konnte Prof. Demuth einen energetischen Wirkungsgrad von 4% erzielen. Er hält einen Wirkungsgrad von 10% für kurzfristig machbar, auch in Hinblick auf verbesserte Materialen, die er schon im Auge hat.

Der Aufbau eines Laborversuches ist denkbar einfach und könnte sogar als Schüler-Versuch in der Oberstufe durchgeführt werden.

Weitere Informationen zur direkten Wasserstofferzeugung

Professor M. Demuth
Max Planck Institut für Bioanorg. Chemie
Stiftstraße 34 – 36, 45470 Mülheim a.d. Ruhr
Postfach 10 13 65, 45413 Mülheim a.d. Ruhr
Tel.: +49 (0)208 306 – 3671
Fax: +49 (0)208 306 - 3951
E-Mail: demuthm@mpi-muelheim.mpg.de
Internet: http://ewww.mpi-muelheim.mpg.de/bac/index_de.php

Literatur: P. Ritterskamp et al., Angewandte Chemie International Edition 2007 46, p.7770-7774

Kombikraftwerk

Eine der am meisten diskutierten Punkte in der Diskussion zu 100% erneuerbaren Energien ist die Frage: Was machen wir, wenn nachts kein Wind weht? Die Erzeugung von Strom mit Wind und Sonne ist schließlich nicht konstant. Es existiert das Paradigma in den Köpfen, dass für solche Fälle auch in Zukunft konventionelle Kraftwerke notwendig seien, denn Erneuerbare seien nicht in der Lage, bei jedem Wetter, rund um die Uhr, die Stromversorgung zu sichern.

Hier setzen die Ergebnisse der „Kombikraftwerk“ - Initiative einen definitiven Schlusspunkt auf diese Diskussion, denn hier wird gezeigt, dass eine sichere Stromversorgung ausschließlich mit Erneuerbaren eben doch möglich ist.

Um dies zu zeigen, sind im Kombikraftwerk mehrere Windgeneratoren, Solar- und Biogasanlagen, die in ganz Deutschland verteilt sind, zusammengeschlossen. Zusätzlich wurde eine gewisse Menge an Speicherkapazität mit einbezogen sowie Im- und Export im Umfang heutiger Energiemengen zugelassen. Diese Kraftwerke wurden so betrieben, dass sie exakt den Stromverbrauch in Deutschland, um den Faktor 10.000 herunterskaliert, zu jedem Zeitpunkt decken konnten. Der Versuch wurde im Jahr 2007 für einen begrenzten Zeitraum praktisch durchgeführt. Für das Jahr 2006 wurde mit den realen Daten dieses Jahres eine entsprechende Simulation durchgeführt, die für das vollständige Jahr zu jedem Zeitpunkt den Strombedarf zur Verfügung stellt. Diese Simulation ist als Animation im Internet sichtbar.

Die Anteile an der gesamten erzeugten Energie der einzelnen Technologien betragen 60% für Windkraft, 25% für Biogas und 15% für Solarenergie. Am Kombikraftwerk sind mehrere Firmen beteiligt: Der Windkraft-Hersteller Enercon, der Solaranlagenhersteller Solarworld und der Biogasanlagenhersteller Schmack. Das Projekt wird vom ISET (Institut für Solare Energieversorgungstechnik) in Kassel wissenschaftlich begleitet und wird vom BMU gefördert.

Weitere Informationen zum Kombikraftwerk
http://www.kombikraftwerk.de

Kosten von Stromspeichern

Prof. Sauer, Juniorprofessor am Institut für Stromrichter und elektrische Anlagen (ISEA) der RWTH Aachen bei Prof. de Doncker, und Mitorganisator der Konferenz, stellte umfassende Untersuchungen zu den Kosten von Stromspeichern vor.

Im Gegensatz zu existierenden Studien zeichnet sich seine Arbeit durch mehrere Punkte aus:

  • Er betrachtet nicht eine Technologie isoliert für sich, sondern die wesentlich Verfügbaren im Vergleich nebeneinander.
  • Seine Studie berücksichtigt eine umfassende Anzahl an Parametern, sowohl technische als auch wirtschaftliche. So geht als eins von vielen Beispielen die Effizienz und die Selbstentladung eines Speichersystems je nach Anwendungsfall in die finanzielle Betrachtung ein. Er berücksichtigt weiterhin die Häufigkeit und die Tiefe der Speicherzyklen und die danach resultierende Lebensdauer eines Speichersystems.
  • Für viele Parameter lassen sich keine festen Werte, sondern nur Spannen angeben. Beispielsweise gibt es große Preisunterschiede zwischen einzelnen Demonstrationsanlagen und einer zukünftigen Serienfertigung in großer Stückzahl. Daher liefert diese Studie keine festen Zahlenwerte, sondern Preisspannen.
  • Er macht auch Angaben zur Sensibilität der Parameter, d.h. wie groß der Einfluss eines einzelnen Parameters auf das Endergebnis ist.
  • Die Betrachtung mehrerer typischer Szenarien liefern Preisspannen für unterschiedliche Anwendungen. Dabei zeigt sich, dass die Art und Weise der Speichernutzung einen erheblichen Einfluss auf die Kosten der gespeicherten Energiemenge hat, die um bis zu einer Größenordnung variieren können.

Seine Ergebnisse lassen sich nicht in einem Satz zusammenfassen. Generell gilt, dass häufiger Umsatz im Speicher die Kosten pro kWh reduzieren. Kosten von 5 €ct/kWh bis 15 €ct/kWh für täglich oder häufiger genutzte Speicher sind durchaus realistisch. Bei seltener genutzten Speichern wie z.B. Wochenspeichern können die Kosten schnell 50 €ct/kWh überschreiten. Auch die empfohlene Technologie hängt von der Anwendung ab. Während für häufig genutzte Speicher eine hohe Zyklenzahl erforderlich ist, stehen bei längerfristigen Speichern die Investitionskosten im Vordergrund.

Insbesondere vor dem Hintergrund der Diskussion über die Vergütung von Speicherstrom, z.B. durch eine Einspeisevergütung oder durch variable Strompreise, liefert diese Studie fundierte quantitative Argumentationshilfen.

Weitere Informationen zu Kosten von Stromspeichern

Prof. Uwe Sauer
Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA), RWTH Aachen
Jägerstr. 17/19
52066 Aachen
Tel.: 0241 / 80-96977
Fax: 0241 / 80-92203
Email: sr@isea.rwth-aachen.de
Internet: http://www.isea.rwth-aachen.de/isea2/institut/ mitarbeiter/details.sr.php

Enormes Speicheräquivalent durch Lastverschiebung

Dass bei einer Stromversorgung zu 100% aus erneuerbaren Energien mehr Stromspeicher als heute notwendig sind, steht unter Experten außer Frage. Ein nicht unerheblicher Teil könnte jedoch eingespart werden, wenn man berücksichtigt, dass ein Teil des Stromverbrauchs durchaus zeitlich verschoben werden kann.

Prof. Stadler von der Fachhochschule Köln hat nun in seiner Habilitation dieses Potential ausführlich untersucht und beziffert. Dabei berücksichtigt er vorrangig inhärente Speicherkapazitäten. Damit werden solche Maßnahmen bezeichnet, die für den Benutzer unsichtbar bleiben, z.B. bei Kühlgeräten oder der Wärmeerzeugung. Insbesondere in Gewerbe und Industrie ist hier ein hohes Potential vorhanden.
Er kommt zu dem Ergebnis, dass rund 400 GWh in Deutschland in Form von Lastverschiebung („Demand Side Management“) vorhanden sind. Diese virtuelle Speicherkapazität ist etwa doppelt so groß wie alle derzeit vorhandenen Pumpspeicherkraftwerke (ca. 200 GWh). Der komplette Bedarf an Primär- und Sekundärregelleistung könnte über die Demand Side inhärenter Speicherkapazitäten abgedeckt werden.
Insgesamt kommt er zu dem Schluss: „Es gibt keine theoretische Obergrenze für die Integration erneuerbarer Energien in elektrische Netze!“

Interessant ist seine Untersuchung nicht nur für erneuerbare Energien. Stadler kann in seiner Arbeit nachweisen, dass durch intelligente Lastverschiebung Lastspitzen in einer solchen Größenordnung vermieden können, dass mehrere konventionelle, teure Spitzenlastkraftwerke eingespart werden können. Sein Motto „Bytes sind billiger als Stahl“ gilt also schon heute auch für die konventionellen Energieerzeuger.

Weitere Informationen zur Lastverschiebung

Prof. Ingo Stadler,
Fachhochschule Köln
07 Fakultät für Informations-, Medien- und Elektrotechnik
Betzdorfer Straße 2
D-50679 Köln
Tel.:0221 / 8275 2214
Fax: 0221 / 8275 2445
E-Mail: ingo.stadler@fh-koeln.de
Internet: http://www.f07.fh-koeln.de/fakultaet/personen /professoren/ingo.stadler/index.html

Literatur: Ingo Stadler, „Demand Response - Nichtelektrische Speicher für Elektrizitätsversorgungssysteme mit hohem Anteil erneuerbarer Energien“, Habilitation, eingereicht beim Fachbereich Elektrotechnik der Universität Kassel, Oktober 2005

Weißes Pulver als Wasserstoffspeicher

Norbert Auner von der Universität Frankfurt schlägt vor, H-Polysilan (HPS) als „Wasserstoffspeicher“ zu verwenden. Es handelt sich um ein weißes Pulver, das unter Zugabe von Wasser Wasserstoff freigibt. Als Reststoff der Reaktion bleibt Silizium-Dioxid (SiO2), also einfacher, ungefährlicher Quarzsand zurück. Dieser Quarzsand könnte dann wieder als Ausgangsprodukt für die HPS- und Siliziumherstellung verwendet werden – Der Kreislauf wäre so geschlossen.

Das HPS-Pulver wäre als „weiße Kohle“ beliebig lange lagerbar, transportier- und handelbar. Es kann einfach aus Polychlorsilan erzeugt werden, einem Zwischenprodukt bei der Siliziumherstellung. Der Vorteil: Es ist kein Kohlenstoff oder Kohlendioxid in den Energiekreislauf eingebunden – es ermöglich eine vollständig CO2-freie Energieversorgung.

Unklar bleibt bisher - auch auf Nachfrage - die Energieeffizienz des Kreislaufs.

Variable Strompreise für Endkunden in Emden

Die Stadtwerke Emden führen ab Anfang 2008 variable Strompreise für ihre Endkunden ein. Sie sind zunächst einmal auf bestimmte Zeiten fixiert. So ist der Strom in den Nachtstunden und am Wochenende mit 0,16 €/kWh billiger als tagsüber und an Wochentagen mit 0,215 €/kWh. Wie der Geschäftsführer Herr Edzards erläutert, ist dies ein attraktiver Tarif für ihre Kunden, und somit ein Beitrag zur Kundenbindung. Die für variable Strompreise notwendigen teureren intelligenten Zähler rentieren sich für den Energieversorger schnell, da sie auch eine Fernabfrage beinhalten und somit den Zähler-Ableser unnötig machen. So ist die technische Grundlage geschaffen, die Tarife in Zukunft noch mehr an Angebot und Verbrauch anzupassen.

Weitere Informationen zu HPS-Wasserstoffspeichern

Prof. Norbert Auner
Johann-Wolfgang-Goethe-Uni. Frankfurt/M
Institut für Anorg. und Analytische Chemie
Max-von-Laue-Straße 7, 60438 Frankfurt
Telefon: 069-7982 9591
Telefax: 069-798-29188
E-Mail: Auner@chemie.uni-frankfurt.de
Internet: http://www.anorg.chemie.uni-frankfurt.de/AK_Auner/index.html


 

Batterie-Technologien

Lithiumbatterien

Die Entwicklung bei Lithiumbatterien geht in zwei verschiedene Richtungen:
1. Für Kleingeräte wie Mobiltelefone oder Laptop-Computer wird noch immer eine höhere Energiedichte gewünscht, damit die Akkus bei gleicher Ladung und Leistung noch kleiner und leichter werden. Auch die Kosten sollen für solche Anwendungen gesenkt werden. Bei der Lebensdauer und der Anzahl der Speicherzyklen werden hier Kompromisse eingegangen. 200 Zyklen und 2 bis 3 Jahre gelten als ausreichend, da die dazugehörigen Geräte selbst heutzutage immer schneller veralten. Auch eine höhere Sicherheit, insbesondere in Hinblick auf Brandschutz, ist hier nicht wirklich notwendig; die heute vorhandene reicht aus. Erreicht wird die höhere Energiedichte beispielsweise durch anderes Anodenmaterial. Anstelle von Kohlenstoff verwendet Panasonic Silizium und Sony baut statt dessen Zinn ein. Beides ergibt eine höhere Zellspannung und damit eine höhere Energiedichte.

2. Für energietechnische Anwendungen steht eine hohe Lebensdauer und Zyklenfestigkeit im Fokus der Entwicklung. Eine Lebensdauer von 3.000 Zyklen für volle Ladezyklen und mehr als 10.000 für reduzierte Zyklentiefen ist Stand der Technik.

Auch der Wirkungsgrad des Speichermediums wird verbessert. Er ist unter anderem abhängig davon, wie schnell eine Batterie geladen wird. Bei einer Ladezeit von 2 h beträgt der Wirkungsgrad 95%, bei einer Ladezeit von 10 h sogar 98%.

Des Weiteren gibt es für diesen Anwendungsbereich eine Entwicklung hin zu mehr Sicherheit, denn insbesondere für Elektrofahrzeuge ist die Brandsicherheit herkömmlicher Lithiumbatterien zumindest diskussionswürdig. Man bedenke, dass Lithium (ähnlich wie Natrium) an der Luft brennt und heftig mit Wasser reagiert, sodass es nur mit Schutzgas zu löschen ist. Eindrucksvolle Videos sind im Internet bei YouTube unter den Stichworten „Lithium Battery Explosion“ zu finden ([link: http://www.youtube.com/results?searchquery= lithium+battery+explosion ). Neuentwickelte Lithium-Eisen-Phosphat (LiFeP) Batterien brennen nicht an der Luft und sind daher wesentlich sicherer. Der Nachteil ist eine geringere Energiedichte als bei herkömmlichen Lithium-batterien, die jedoch noch immer für die genannten Anwendungen vollkommen ausreicht. (Andreas Jossen, Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung BW, Deutschland).

Weitere Informationen zu „variablen Strompreisen für Endkunden“

Dipl.-Ing. Remmer Edzards, Geschäftsführer
Stadtwerke Emden, SWE
Martin-Faber-Straße 11, 26721 Emden
Tel. 04921 / 83-212, Fax. 04921 / 83-285
Mob. 0174 / 3 16 72 12
E-Mail: r.edzards@stadtwerke-emden.de
Internet: http://www.stadtwerke-emden.de

Redox-Flow-Batterien

Bei konventionellen Batterien ist die Energie chemisch in den Elektroden gespeichert. Anders In Redox-Flow-Batterien: Hier besteht das aktive Material aus in einem flüssigen Elektrolyten gelösten Salzen. Der Elektrolyt wird in Tanks gelagert und bei Bedarf einer zentralen Reaktionseinheit für den Lade- oder Entladeprozess mittels Pumpen zugeführt. Anders als bei konventionellen Batterien ist hier der Energieinhalt der Batterie und die Leistung, mit der diese Energie gespeichert oder abgegeben wird, unabhängig voneinander wählbar. Die Tankgröße bestimmt den Energieinhalt der Batterie, die Anzahl oder Größe der Ladezellen die Leistung der Batterie.

Es gibt verschiedene Elektrolyte. Am weitesten verbreitet sind Vanadium Systeme. Weitere Kombinationen von Salzen, die erprobt werden, sind u.a. Fe/Cr, Br2/Cr und NaBr+Na2S4/Na2S2+NaBr3 (Regenesys).
Für Vanadium-Batterien werden in der Literatur Zyklenzahlen von mehr als 13.000 berichtet. Insbesondere bei den Vanadium-Batterien kann aber auf jeden Fall der Elektrolyt vollständig durch einen externen Recyclingprozess wieder regeneriert und damit ohne Verluste an Vanadium wieder verwendet werden.
Wirkungsgrade von 80 bis 85 % für Vanadium-Batterien konnten demonstriert werden. Unter Berücksichtigung des Energieverbrauchs für die Pumpen und die sonstige Elektronik kann man von Systemwirkungsgraden oberhalb von 75 % ausgehen.

Die Selbstentladung ist sehr gering und beträgt im Elektrolyt etwa 1% pro Jahr. Eine größere „Selbstentladung“ tritt auf, wenn das System im Leerlauf oder im Stand-By betrieben wird, ohne Leistungsabnahme. Die dann noch laufenden Pumpen und Elektronik benötigen einen gewissen Anteil an Energie (Martha Schreiber, FWG Funktionswerkstoffe).

Blei-„Ultra“-Batterie

Einer der wesentlichen Nachteile von Bleibatterien ist die limitierte Leistungsdichte, d.h. Bleibatterien lassen sich schlecht schnell auf- und entladen. Sie haben dann nur eine kurze Lebensdauer.
Um diesen Nachteil aufzuheben, wurde jetzt eine Bleibatterie vorgestellt, bei der ein Grenzschicht-Kondensator (s.g. „Supercapacitor“) in die Batterie integriert wurde. Dieser nutzt den selben Elektrolyt wie die Bleibatterie, nur das Elektrodenmaterial ist Kohlenstoff anstelle von Blei. Supercapacitors können kurzfristig sehr hohe Leistungen aufnehmen oder zur Verfügung stellen, aber die Speicherkapazität ist nicht hoch. In der Kombination mit der Bleibatterie können sie die hohen Ladeleistungen zuerst puffern und dann die Ladung dem Bleiakku langsam zur Verfügung stellen. Beim Entladen puffern sie ebenfalls, sodass die Bleibatterie sehr schonend betrieben wird. Damit wird die Lebensdauer der Bleibatterie wesentlich erhöht und trotzdem seht eine hohe Leistung zur Verfügung (Peter A. Coppin, Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation CSIRO, Australien).
 

Streiflichter

Windenergie:

  • Höhere Nabenhöhen bei Windrädern ergeben nicht nur mehr Energieertrag und höhere Leistung bei gleichem Rotordurchmesser. Sie ergeben auch eine bessere Auslastung, d.h. Volllaststundenzahl. Als Beispiel liefert ein Windrad mit 82 m Rotor bei einer Nabenhöhe von 130 m auch im Binnenland eine Vollaststundenzahl von über 3.000 (Silvia Grolsch, Bundesverband Windenergie).
  • Windenergie ersetzt – entgegen manchen Behauptungen – durchaus auch konventionelle Grundlastkraftwerke. Als Faustformel gilt: 40 GW installierte Windleistung verdrängen 10 GW konventionelle Grundlast (Silvia Grolsch, Bundesverband Windenergie).
  • In der Schweiz wird es in 4 Jahren ein Referendum zur Kernkraft geben. Um dann innerhalb von 10 Jahren den Atomstrom ersetzen zu können, wird von Rudolf Rechsteiner, Mitglied des Parlaments der Schweiz, vorgeschlagen, dass die Schweiz ein 25 km x 25 km großes Gebiet in der deutschen Nordsee auf 99 Jahre pachtet. Dort sollen von der Schweiz Off-Shore-Windkraftanlagen gebaut werden, deren Strom dann über Höchstspannungsleitungen in die Schweiz transportiert werden soll. Er hat diesen Vorschlag vehement und ernsthaft vertreten.

Elektroautos

  • Plug-In-Hybrids sind Autos mit Verbrennungs- und Elektromotor, die sich am Stromnetz aufladen lassen. Sie werden von vielen als das kommende Verkehrsmittel gesehen. Der elektrische Energieverbrauch ist schon heute preiswerter und geringer als der von klassischen Benzinfahrzeugen (auch unter Berücksichtigung der schlechten Effizienz der Stromerzeugung aus konventionellen Brennstoffen). So braucht ein zum Plug-In-Hybrid umgerüsteter Audi etwa 11 kWh für 50 km. Das kostet den Endverbraucher etwa 2,20 €. Für die Herstellung werden heute (noch) etwa 33 kWh Primärenergie benötigt. Mit Benzinmotor verbraucht er etwa 4 Liter für dieselbe Strecke. Diese kosten heute etwa 5.50 € und enthalten – grob geschätzt – 40 kWh Primärenergie (Roger Kohlmann, BDEW).

Wärme-Saisonspeicher

  • Als Daumenregel reichen 2 m³ Speicher pro m² Kollektorfläche bis Mitte November. Ein Beispiel ist ein 80 m³ Tank im Treppenhaus eines mehrstöckigen Mietshauses. Die Investitionskosten betrugen 30.000 € pro Partei (J.-C. Hadorn, Swiss Federal Office of Energy, SFOE).
  • Insbesondere bei Wärme-Saisonspeichern auf Wasserbasis ist das Verhältnis von Volumen zu Oberfläche entscheidend für die thermische Isolationsfähigkeit des Speichers. Je größer der Speicher, desto besser wird das Verhältnis. Damit die Wärme über den Winter hinweg konserviert bleibt, sollte der Speicher mindestens eine Größe von 1.000 m³, besser aber 10.000 m³ Inhalt haben. Kleinere Speicher kühlen vorher ab. Damit sind Wärmesaisonspeicher für einzelne Haushalte nahezu unmöglich. (Dirk Mangold, Steinbeis Research Institute for Solar and Sustainable Thermal Energy Systems, Deutschland)

Wasserstoff

  • Salzkavernen eignen sich als Großspeicher für Wasserstoff. In Großbritannien ist seit 25 Jahren ein Speicher für die Chemieindustrie in Betrieb. Das Volumen in 370 m Tiefe beträgt 3 x 70.000 m³. Bei einem Druck von 54 bar kann ein Energiegehalt von 25 GWh gespeichert werden, soviel wie etwa zwei große Pumpspeicherkraftwerke. Weltweit gibt es weitere Speicher dieser Art (Hubert Landinger, Ludwig-Bölkow-Systemtechnik).



zum Seitenanfang


Dieser Artikel wurde einsortiert unter ....