Klima- und Energiefonds

Kenndaten

Kenndaten 

Die Einsatzbereiche von Speichern reichen von der Glättung kurzfristiger Lastschwankungen bis zum saisonalen Ausgleich von Energieströmen. Dementsprechend unterschiedlich sind die technischen Anforderungen, was Energie- und Leistungsdichte, Wirkungsgrad, Reaktionszeit, Zyklenfestigkeit, Speicherkapazität, Selbstentladung und andere Kenndaten betrifft.

Hier finden Sie die wichtigsten Kenndaten aller marktreifen bzw. in Entwicklung befindlichen Speichertypen, getrennt nach Strom- und Wärmespeichern. Der technologische Reifegrad der Speicher wird durch den „Technology Readiness Level“ (TRL) beschrieben. Sehen Sie dazu auch die Grafiken zum TRL für Wärme-/Kältespeicher (JPG, 713 KB) bzw. Stromspeicher (JPG, 745 KB).

 

Kleinwasserspeicher
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Kleinwasserspeicher sind weit verbreitet, hier werden Speicher mit einem Rauminhalt von 5-50.000 Liter als Kleinwasserspeicher bezeichnet. Erstere sind z. B. Untertischspeicher. Auch für diese schon seit langem verwendeten Systeme gibt es Potential zur Weiterentwicklung (z. B. die geeignete Integration in Innenraumkonzepte). Letztere sind z. B. saisonale Pufferspeicher zur Versorgung mit thermischer Energie von Ein- und Mehrfamilienhäusern.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 9
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten wenige Minuten
Leistung 5 - 10 kW
18 - 25 kW für Pufferspeicher
Speicherkapazität 0,35 kWh - 3,5 MWh
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) 10 - 80 K
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) 1,4 - 0,14 kW/kg
Selbstentladung 0,5 - 20 %/Tag
Wirkungsgrad 75 - 85 %
Kalendarische Lebensdauer 7,5 - 15 a
Zyklenfestigkeit 4.000 für Kleinspeicher
Investitions- und Betriebskosten Investition: ca. 5 - 7 €/kWh
Akzeptanz (soziale) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) keine Sonderwerkstoffe im Einsatz, Standardmaterialien
Recyclingfähigkeit J
Absatz erwartet k. A. möglich
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) verschiedene Hersteller, Demo, F&E
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig k.A.
Temperaturbereich 60 - 90°C
Materialien H2O, Fe-Basis
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) keine Einschränkung
Peripherie: (F&E Bedarf) N
Infrastruktur (F&E Bedarf) N
Problembereiche o Flexible Bauweise für optimale Anpassung an Gebäude-/Raum-/ Tür- und –form
o Gewichts- und Volumenreduktion zur leichteren Logistik und Montage
o Sicherstellung der Schichtung im Speicher
o hohe vorausschauende Nutzungsflexibilität als Energiezentrale der Gebäude für alle Wärmequellen und Wärmenutzungen
o Kombination mit Mikro-Grids und mit Mikro-KWK
o Einsatzbereitschaft für thermische Smart Grids
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] YaIci, W., Ghorab, M., Entchev, E., Hayden, S.: Three-dimensional unstady CFD simulations of a thermal storage tank performance for optimum design. Applied Thermal Engineering.

[2] Garcia-Mari, E., Gasque, M., Gutierrez-Colomer, R. P., Ibanez, F., Gonzalez-Altozano, P.: A new inlet device that enhances thermal stratification during charging in a hot water storage tank. Applied Thermal Engineering.

[3] Erdemir, D., Altuntop, N.: Improved thermal stratification with obstacles placed inside the vertical mantled hot water tanks. Applied Thermal Engineering.

[4] Gasque, M., Pablo Gonzalez-Altozano , P., Maurer, D., Ignacio Jose Moncho-Esteve, I. J., Gutierrez-Colomer, R. P. Guillermo Palau-Salvador b, Eugenio García-Marí: Study of the influence of inner lining material on thermal stratification in a hot water storage tank. Applied Thermal Engineering.
Großwasserspeicher bis 2 GWh
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Großwasserspeicher dieser Speicherkapazität werden zur Versorgung mit thermischer Energie z. B. im Zusammenhang mit Fernwärmenetzen verwendet. Bei Kraft-Wärmekopplungsanlagen ergibt sich damit die Möglichkeit flexibleren Anlagenbetriebs, z. B. stromgeführte Fahrweise, wenn Preise für elektrische Energie hoch sind. Natürlich können diese Speicher auch mit thermischer Energie aus z. B. industrieller Abwärmenutzung oder regenerativen Energiequellen gespeist werden.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 7 - 8
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten in Minuten
Leistung 1 - 10 MW
Speicherkapazität 20 - 2.000 MWh
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) 50 - 100 K
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) 0,005 - 0,02 kW/kg
40 - 60 kWh/m3
Selbstentladung < 6%/Monat
Wirkungsgrad k.A.
Kalendarische Lebensdauer 30 a
Zyklenfestigkeit praktisch unendlich
Investitions- und Betriebskosten Investition: 1.277 €/m3
Speichervolumen (5,5 GWh) [4]
Akzeptanz (soziale) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) k.A.
Recyclingfähigkeit k.A.
Absatz erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) k.A.
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig k.A.
Temperaturbereich k.A.
Materialien H2O, mineralisch, Fe-Basis, Kunstoffe, Isolierstoffe
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) k. A.
Peripherie: (F&E Bedarf) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche Isolation, Entwicklung von Betriebsführungskonzepten
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] http://www.energy-storage-online.de/cipp/md_energy/custom/pub/content,oid,927/lang,1/ticket,g_u_e_s_t/~/Energiebunker_Hamburg-Wilhelmsburg.html. Abgefragt am 16.06.2016. [2] Dinçer, İ., Rosen, M., Thermal energy storage - Systems and applications. 2nd. Hoboken, 2011.
[3] Mangold, D., Benner, M., Schmidt, T. Langzeit-Wärmespeicher und solare Nahwärme, FIZ Karlsruhe, 2001, Online: www.progenius.de/download/pdf/BINEInfo_Großspeicher.pdf (2015.12.10).
[4] Barnes, F.S, Levine, J.G, Large Energy Storage Systems – Handbook, CRC Press, Taylor and Francis Group, 2011.
[5] Huhn, R., Beitrag zur thermodynamischen Analyse und Bewertung von Wasserwärmespeichern in Energieumwandlungsketten, Dissertation, 2007.
[6] Nielsen, K., Thermal energy storage – A State of the Art, Report on Smart Energy- Efficient Buildings, 2003.
Großwasserspeicher bis 200 GWh
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Dieser Speichertyp (z. B. ausgeführt als große Speicherbecken) eignet sich für die Versorgung größerer Siedlungsgebiete oder Städte mit thermischer Energie.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 3, proof of concept
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten in Minuten
Leistung 100 - 500 MW
Speicherkapazität 2 bis 200 GWh
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) 40 - 100 K (130 K)
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) 0,001 - 0,002 kW/kg, 40 - 60 kWh/m3
Selbstentladung < 3%/Monat
Wirkungsgrad > 95% (Monat)
Kalendarische Lebensdauer 50 a (SOLL)
Zyklenfestigkeit k.A.
Investitions- und Betriebskosten k.A.
Akzeptanz (soziale) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) keine Sonderwerkstoffe im Einsatz, Standardmaterialien
Recyclingfähigkeit J
Absatz erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Verschiedene Anlagenbauer vhd., Demo: J, F&E: J
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) N
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig k.A.
Temperaturbereich 90 - 150 °C
Materialien H2O, mineralisch, Fe-Basis, Kunstoffe, Glasschaum
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) keine Einschränkung
Peripherie: (F&E Bedarf) Speichermanagement
Infrastruktur (F&E Bedarf) Wärmepumpen, Lade-/Entlade-Pumpen
Problembereiche Isolation, Entwicklung von Betriebsführungskonzepten
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] http://www.saisonalspeicher.de/Projekte/ProjekteinEuropa/Marstal/tabid/428/language/de-DE/Default.aspx (abgefragt am 16.06.2016)
Feststoffspeicher unter 500°C
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Feststoffspeicher speichern thermische Energie durch Temperaturerhöhung des Speichermaterials. Es handelt sich um sogenannte "sensible" Speicher. In diesem Zusammenhang ist zu erwähnen, dass der Begriff Wärmespeicher nicht treffend im Sinne der Thermodynamik ist. Wärme ist eine Prozessgröße, die bei entsprechendem Kontakt zwischen zwei Körpern unterschiedlicher Temperatur übertragen wird. Im sogennanten "Wärmespeicher" wird der heutigen Begriffsdefinition entsprechend "innere thermische Energie" gespeichert. Aufgrund der umgangssprachlichen Verbreitung wird der Begriff "Wärmespeicher" hier aber ebenfalls verwendet. Im Besonderen werden hier Feststoffspeicher mit Temperaturen nahe der Umgebungstemperatur beschrieben. Diese können z. B. als "aktivierte" Bauteile im Gebäudebereich für Heiz- aber auch Kühlzwecke eingesetzt werden.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 7 - 9
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten Stunden
Leistung nicht geeignte Kennzahl für eine TBA, da optimal für den Anwenungsfall: 0,2 - 0,25 kW/m² bei (1-4K)
Speicherkapazität 0,6 - 0,75 kWh/m²
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) 5 - 15 K
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) 0,667 kWh/m³ K Vol. bez. Wärmekapazität (Beton)
Selbstentladung Keine, da sich Betondecke innerhalb der geschlossenen Gebäudehülle befindet
Wirkungsgrad nicht relevant
Kalendarische Lebensdauer bis zu 100 Jahre
Zyklenfestigkeit praktisch unendlich
Investitions- und Betriebskosten keine Zusatzkosten (allf. 5 m PE-Rohr (17 mm) pro m²)
Akzeptanz (soziale) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) natürlicher Baustoff, Umweltentlastung durch Zusatznutzung
Recyclingfähigkeit 100% (Beton, Stahl, PE)
Absatz erwartet k. A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Mittelstand: F&E, Bauwirt., Planer, Solar, PV,WP, Windstrom,
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig k. A.
Temperaturbereich 20 - 30°C
Materialien Beton/Stahlbeton
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) Regional uneingeschränkt verfügbar
Peripherie: (F&E Bedarf) N
Infrastruktur (F&E Bedarf) Einbettung in die Energieinfrastruktur (zentral und dezentral)
Problembereiche Wichtig für den Einsatz und die Ausnutzung des Potentials solcher Systeme ist die Einbeziehung in die Planung des Energiekonzepts und damit die Information von Architekten, Planern, Mess-/Steuer-/Regeltechnik-Entwicklern und Vertreibern, solche Systeme zu einzusetzen, vor allem deshalb, weil sie durch die Gebäudestruktur ohnehin vorhanden sind.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] Friembichler, F. Bednar, T. Handler, S. et al.: Thermische Bauteilaktivierung. Entwicklung eines Rechenkerns. Schriftenreihe 11/2014, Herausgeber: bmvit, deutsch, 249 Seiten.
[2] Kreč, K.: Energiespeicher Beton, 07/2015, Herausgeber: bmvit, 196 Seiten (in Vorbereitung).
[3] Handler, S.: Konditionierung von massiven Einfamilienhäusern mit Wärmepumpe unter Nutzung der Leistungsspitzen im öffentlichen Stromnetz. Zement & Beton, 2015.
[4] Handler, S. Steigerung der Energieeffizienz von kleinvolumigen Wohnbauten durch solarthermische Aktivierung von Betondecken: simulationsbasierte Entwicklung eines Gebäudekonzepts und einer neuen Methode zur Vordimensionierung, Dissertation, TU Wien, 2014
[5] Energiespeicher Beton-Wissensbasis, Zement & Beton, 2015
Feststoffspeicher über 500°C
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Feststoffspeicher speichern thermische Energie durch Temperaturerhöhung des Speichermaterials. Es handelt sich um sogenannte "sensible" Speicher. In diesem Zusammenhang ist zu erwähnen, dass der Begriff Wärmespeicher nicht treffend im Sinne der Thermodynamik ist. Wärme ist eine Prozessgröße, die bei entsprechendem Kontakt zwischen zwei Körpern unterschiedlicher Temperatur übertragen wird. Im sogennanten "Wärmespeicher" wird der heutigen Begriffsdefinition entsprechend "innere thermische Energie" gespeichert. Aufgrund der umgangssprachlichen Verbreitung wird der Begriff "Wärmespeicher" hier aber ebenfalls verwendet. Typisches Beispielmaterial ist Sand, der von einem Hoch- zu einem Niedertemperaturbehälter transportiert wird.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 6 - 7
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten 10 bis 60 Minuten
Leistung 50 kW - 100 MW
Speicherkapazität 250 kWh - 100 MWh
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) wenige K - 70 K
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) k.A.
Selbstentladung 1 - 3 %/d
Wirkungsgrad 70 - 80%
Kalendarische Lebensdauer 25 a
Zyklenfestigkeit k.A.
Investitions- und Betriebskosten k.A.
Akzeptanz (soziale) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) keine Sonderwerkstoffe im Einsatz, Standardmaterialien
Recyclingfähigkeit J
Absatz erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Verschiedene Anlagenbauer vhd., Demo: N, F&E: J
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig k.A.
Temperaturbereich 500 - 900 °C
Materialien Standardmaterialien: mineralisch und Fe-Basis
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) keine Einschränkung
Peripherie: (F&E Bedarf) J
Infrastruktur (F&E Bedarf) J
Problembereiche Handlungsbedarf besteht bei der Validierung von Simulationsergebnissen durch Experimente, die Prozessintegration inklusive Regelungskonzepte zur Fahrweisenoptimierung sowie die Errichtung von Demonstrationsanlagen.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] R. Daschner, S. Binder, A. Hornung. Flexibilisierung von Kraftwerken durch regenerativen Schüttschichtwärmespeicher. Online verfügbar unter: http://portal.tugraz.at/portal/page/portal/Files/i4340/eninnov2014/files/lf/LF_Daschner.pdf, 2014
[2] DLR-Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt: Technikumsanlage HOTREG: Testbett zur Untersuchung von Regeneratorspeichern. Online verfügbar unter http://www.dlr.de/tt/Portaldata/41/Resources/dokumente/institut/thermischept/Handout-Hotreg.pdf, zuletzt geprüft am 09.12.2015
[3] DLR-Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt: Thermische Energiespeicherfür Kraftwerke und Industrieprozesse. Online verfügbar unter http://www.dlr.de/tt/Portaldata/41/Resources/dokumente/tp/Handout-TP_Thermische_Energiespeicher.pdf, zuletzt geprüft am 09.12.2015
[4] DLR-Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt: Feststoffspeicher für den Temperaturbereich 100 - 600 °C. Online verfügbar unter http://www.dlr.de/tt/Portaldata/41/Resources/dokumente/tp/Handout-TP_Feststoff_2011-final.pdf, zuletzt geprüft am 09.12.2015
[5] Paul Rundel, Inge Meyer. Speicher für industrielle Abwärme. Energy 2.0, (6+7), S. 53-60. 2013.
[6] K. Stahl, P. Moser, R. Marquardt, M. Siebert, S. Kessler, F. Maier, M. Krüger, S. Zunft, V. Dreißigacker, J. Hahn. Abschlussbericht zum Projekt Flexibilisierung von Gas- und Dampfturbinenkraftwerken durch den Einsatz von Hochtemperatur-Wärmespeichern (FleGs). 2012
[7] S. Binder, R. Daschner. Ökonomische und ökologische Dampfversorgung einer Brauerei. 2012
[8] G. Zanganeh, A. Pedretti, S.A. Zavattoni, M.C. Barbato, A. Haselbacher, A. Steinfeld. Design of a 100 MWhth packed-bed thermal energy storage. Energy Procedia 49, p. 1071-1077, Zürich, 2014.
Power-to-Heat
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Power-to-Heat bezeichnet alle Speichermethoden, bei denen elektrische Energie in thermische Energie umgewandelt wird.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 7 - 9
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten mittel
Leistung 10 kW - 5 MW
Speicherkapazität 0,60 kWh - 30 MWh
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) k. A.
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) k. A.
Selbstentladung 1 - 3%/Tag
Wirkungsgrad 70 - 80%
Kalendarische Lebensdauer 25 a
Zyklenfestigkeit 500 (425/24 x 25)
Investitions- und Betriebskosten Investition: 80 - 180 €/kWh
Akzeptanz (soziale) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) keine Sonderwerkstoffe im Einsatz, Standardmaterialien
Recyclingfähigkeit J (Elektroschrott)
Absatz erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Verschiedene Anlagenbauer vhd., Demo: J, F&E: J
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig k.A.
Temperaturbereich 100 - 850°C
Materialien Standardmaterialien: mineralisch und Fe-Basis
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) keine Einschränkung
Peripherie: (F&E Bedarf) J
Infrastruktur (F&E Bedarf) J
Problembereiche Entwicklung von effizienten thermischen Energiespeichern im Temperaturbereich von ca. 100 - 800°C je nach Konzept zum Erreichen hoher Roundtrip-Wirkungsgrade.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] Norman Gerhardt, Christoph Richts, Patrick Hochloff. http://www.agora-energiewende.de. [Online] Juni 2014. [Zitat vom: 17. 11 2015.] http://www.agora-energiewende.de/fileadmin/downloads/publikationen/Studien/Power_to_Heat/Agora_PtH_Langfassung_WEB.pdf.
[2] Salzburg AG. https://www.salzburg-ag.at/presse/aktuelle-meldungen/smart-grids-modellgemeinde-vor-weiterem-quantensprung-2911/. [Online] Salzburg AG, 23. 10 2015 . [Zitat vom: 17. 11 2015.]
[3] Energie AG. http://news.energieag.at/News_Detail.aspx?id=24506&menueid=920. [Online] Energie AG, 18. 01 2015. [Zitat vom: 17. 11 2015.]
[4] Hall AG. http://www.hall.ag/News/Tirols-erste-Power-To-Heat-Anlage-wird-in-Hall-i.-T.-Realitaet. [Online] Hall AG, 2015. [Zitat vom: 17. 11 2015.]
[5] EVN AG. https://www.evn.at/EVN-Group/Medien/Pressemeldungen-(2)/Energiewandler-%E2%80%93-innovative-Losung-verknupft-Strom.aspx. [Online] EVN AG, 19. 10 2015. [Zitat vom: 17. 11 2015.]
[6] Totschnig, Gerhard. http://www.tugraz.at/fileadmin/user_upload/Events/Eninnov2014/files/pr/PR_Totschnig.pdf. [Online] TU Wien, 13. 02 2014. [Zitat vom: 17. 11 2015.]
[7] BMVIT. http://www.hausderzukunft.at/results.html/id7757. [Online] BMVIT, 2015. [Zitat vom: 17. 11 2015.]
Speichergestützte Kraft-Wärme-Kopplung
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Speichergestützte KWK-Anlagen bieten die Möglichkeit flexibleren Anlagenbetriebs durch die (zeitliche) Entkopplung von Elektrizitäts- und Wärmeproduktion.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 8 - 9
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten schnell
Leistung 50 kWel - 5 MWel (KWK)
Speicherkapazität 100 kWh - 2.000 MWh
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) k. A.
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) k. A.
Selbstentladung 0,5 - 2%/Tag
Wirkungsgrad 60 - 80% Brennstoffnutzungsgrad
Kalendarische Lebensdauer 15 a
Zyklenfestigkeit 37.500 (2.500 x 15)
Investitions- und Betriebskosten k.A.
Akzeptanz (soziale) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) ggf. fossile Brennstoffe, für die Konstruktion Standardmaterialien
Recyclingfähigkeit J (Elektroschrott)
Absatz erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Verschiedene Anlagenbauer vorhanden
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig k.A.
Temperaturbereich 90 - 150°C
Materialien Standardmaterialien: mineralisch und Fe-Basis
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) Brennstoff, Konstruktionsmaterial Fe-Basis
Peripherie: (F&E Bedarf) J
Infrastruktur (F&E Bedarf) J
Problembereiche Technische und rechtliche Integration solcher Systeme in Energieversorgungskonzepte, Entwicklung von Betriebsführungskonzepten.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] Viessmann Mikro-KWK-Brennstoffzelle. [Online] Viessmann . [Zitat vom: 24. 11 2015] http://www.viessmann.de/de/wohngebaeude/kraft-waerme-kopplung/mikro-kwk-brennstoffzelle/vitovalor-300-p.html.
[2] Elcore 2400. [Online] Elcore. [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.elcore.com/de/produkt.html.
[3] Hexis Galileo 1000n. [Online] Hexis. [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.hexis.com/de/galileo-1000-n.
[4] Viessmann - Mikro-KWK-Sterling. [Online] Viessmann. [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.viessmann.de/de/wohngebaeude/kraft-waerme-kopplung/mikro-kwk-sterling/vitotwin-350-f.html.
[5] Cleanergy AB - Sterling CHP. [Online] [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://cleanergy.com/solutions/#overview-.
[6] ÖkoFen Sterling KWK. [Online] ÖkoFen. [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.okofen-e.com/.
[7] Viessman - GasBHKW. [Online] Viessman . [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.viessmann.de/de/wohngebaeude/kraft-waerme-kopplung/blockheizkraftwerk/vitobloc-200-em-6-15.html.
[8] Kirsch Nano. [Online] Kirsch . [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.kirsch-homeenergy.de/produkte/kirsch-nano.html.
[9] Energiewerkstatt ASV. [Online] Energiewerkstatt. [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.energiewerkstatt.de/produkte/.
Mobile Speicher
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Mobile Speicher beziehen sich einerseits auf Anwendungen zur Speicherung thermischer Energie für den Fahrzeugbetrieb (z. B. Katalysator-, Kabinen- oder Kühlwasservorwärmung) oder andererseits auf den Transport gespeicherter thermischer Energie mittels geeigneter, transportabler Speichermedien, z. B. PCM, thermochemische Materialien vom Ort der Wärmequelle zum Verbraucher.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 4 - 9
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten wenige Minuten
Leistung 0,1 kW - 100 kW
Speicherkapazität 0,3 kWh - 1.000 kWh
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) 20 - 40 K
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) 0,01 - 0,025 kW/kg
Selbstentladung 1 - 3%/Tag
Wirkungsgrad 70 - 80%
Kalendarische Lebensdauer 5 - 15 a
Zyklenfestigkeit 1.800 - 6.000
Investitions- und Betriebskosten k.A.
Akzeptanz (soziale) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) org. und anorg. Materialien, H2O, Fe-Basis
Recyclingfähigkeit J
Absatz erwartet J
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Automobilhersteller, Anlagenbauer, Energieversorger
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig Zyklenfähigkeit anwendungsspezifisch
Temperaturbereich 60°C - 200°C
Materialien Standardmaterialien: mineralisch und Fe-Basis
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) keine Einschränkung
Peripherie: (F&E Bedarf) J
Infrastruktur (F&E Bedarf) J
Problembereiche Aus dem breitgestreuten TRL erkennt man die unterschiedlichen Entwicklungsstufen der verschiedenen Materialien und Systeme. Wichtig für die Einführung sind die Optimierung des Leistungsgewichts, die Minimierung des Platzbedarfs, die optimale funktionelle Integration (Dynamik des Systems) sowie die Zyklenfestigkeit.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] http://www.zae-bayern.de/hauptforschungsthemen/energiespeicher/projekte/mobile-sorptionsspeicher.html. Abgefragt am 16.06.2016. [2] http://www.ifa.tuwien.ac.at/de/forschung-entwicklung/forschungsprojekte/komponentenentwicklung/waermespeicherung/. Abgefragt am 16.06.2016.
Geothermische Speicher
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Bohrungen in tiefliegende (z. B. tiefer als 2 km, hängt aber stark vom Standort ab) Gesteinsschichten ermöglichen das Fördern von unter Druck stehendem Geothermalwasser (Aquiferprinzip) bzw. das Verpressen von Wasser und die Erwärmung in Gesteinsschichten höherer Temperatur - das erwärmte Wasser wird dann für energetische Zwecke genutzt. Das beim Aquiferkonzept an die Oberfläche transportierte Wasser muss wieder in die Entnahmezone rückgepumpt werden, um die Druckverhältnisse in der geologischen Formation primär nicht zu beeinflussen.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 6 - 7
Prototypen vorhanden
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten 10 bis 20 Minuten
Leistung 0,1 - 0,2 kW/m2 Sondenfeld
Speicherkapazität 10 - 20 MWh bei
L = 100 m und 10K
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) 5 - 35 K
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) Erdbecken: WS 30 bis 50 kWh/m3
borehole 15 bis 30 kWh/m3
aquifer 30 bis 40 kWh/m3
Selbstentladung < 10%/Wo
Wirkungsgrad > 60% (Monat)
Kalendarische Lebensdauer 50 a
Zyklenfestigkeit k. A.
Investitions- und Betriebskosten Investition: 1'277 €/m3 Speichervolumen
Akzeptanz (soziale) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) k.A.
Recyclingfähigkeit k. A.
Absatz erwartet k. A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) k. A.
Rückspeisefähigkeit k. A.
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) N
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig k. A.
Temperaturbereich 10 - 60 °C
Materialien Kunststoffe, mineralische
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) k. A.
Peripherie: (F&E Bedarf) J
Infrastruktur (F&E Bedarf) Wärmepumpen, Kältetechnik
Problembereiche Das Verhalten der gewählten Gesteinsformation im Langzeiteinsatz, die Ergiebigkeit der Formation, der spezifische Energiebedarf für die Re-Injektion des Geothermiewassers (in Abhängigkeit der Zeit) sind dzt. noch Unsicherheitsfaktoren, welche den Einsatz dieser Technologie hemmen.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) k. A.
PCM, anorganische Salzhydrate
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Phasenwechselmaterialien anorganischer Struktur sind zur "latenten" Speicherung thermischer Energie im allgemeinen bei höherem Temperaturniveau geeignet. "Latent" bedeutet, dass sich die Temperatur des Speichermediums bei der Energiezu- oder Abfuhr nicht ändert. Im Falle der Energiezufuhr bedeutet das bei einem Reinstoff z. B. Schmelzen oder im Falle der Energieabgabe Erstarren.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 6
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten mittel
Leistung < 100 kW, max. 2,8 MW
Speicherkapazität < 700 kWh, mobile Latentwärmespeicher bis 1.500 kWh / 55 - 120 kWh/m3
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) 305 °C / 100 °C / < 0°C
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) abhängig vom Wärmeübertrager
Selbstentladung nach Isolation, < 10 % /d
Wirkungsgrad 90 - 100 %
Kalendarische Lebensdauer 10 - 30 a
Zyklenfestigkeit > 1.000
Investitions- und Betriebskosten Material: 0 - 20 €/kWh, Wärmeübertrager + Peripherie: bis 1.000 €/kWh
Akzeptanz (soziale) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) abhängig von Zyklenzahl, Kapazität
Recyclingfähigkeit J: Wärmeübertrager und Material sind recyclingfähig
Absatz erwartet 30.114 TJ Wärmebedarf in Haushalten 2014: 1% entspricht 83 GWh/a
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) k.A.
Rückspeisefähigkeit N
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J, Solar, Restwärme,..
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig Speicherdichte: > 120 kWh/m3
Temperaturbereich -30 °C - 305 °C
Materialien Salze werden für Hochenthalpiespeicher verwendet (> 250 °C), Salzhydrate für mittel- und niederenthalpe Speicher (< 250 °C)
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) Durch die Nutzung von Salzen als PCMs sind keine Beschränkungen in der Verfügbarkeit zu erwarten.
Peripherie: (F&E Bedarf) J, Wärmeübertrager
Infrastruktur (F&E Bedarf) Verpackung des PCM, Korrosion, Wärmetransport vom Erzeuger zum Speicher
Problembereiche thermische, chemische, physikalische, kinetische Materialeigenschaften, Wärmeübertragung PCM-Fluid
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] P. Tatsidjodoung, N. Le Pierrès, and L. Luo, “A review of potential materials for thermal energy storage in building applications,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 18, pp. 327–349, Feb. 2013.

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PCM, organisch (Mitteltemp./Hochtemp.)
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Phasenwechselmaterialien organischer Struktur sind zur "latenten" Speicherung thermischer Energie im Allgemeinen bei niedrigerem Temperaturniveau geeignet. "Latent" bedeutet, dass sich die Temperatur des Speichermediums bei der Energiezu- oder -abfuhr nicht ändert. Im Falle der Energiezufuhr bedeutet das bei einem Reinstoff z. B. Schmelzen oder im Falle der Energieabgabe Erstarren. Handwärmer, Kühl-Packages für Lebensmittel und Getränke aber auch Mikrogranulate, die in das Wandmaterial von Gebäuden eingebunden sind, können aus organischen Phasenwechselmaterialien (Phase Change Materials) bestehen.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 2 - 5
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten schnell
Leistung 10 kW
Speicherkapazität 400 kWh
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) k. A.
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) 80 kWh/m3
Selbstentladung < 1 %/Zyklus
Wirkungsgrad > 99%
Kalendarische Lebensdauer 25 a
Zyklenfestigkeit > 1.000
Investitions- und Betriebskosten k.A.
Akzeptanz (soziale) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) gut
Recyclingfähigkeit J
Absatz erwartet J
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Kann mit sehr hohem Anteil inländischer Wertschöpfung produziert werden.
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig k.A.
Temperaturbereich 100 - 250°C
Materialien organische Materialien
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) sehr gut da organisch
Peripherie: (F&E Bedarf) J
Infrastruktur (F&E Bedarf) J
Problembereiche Wie bei den anorganischen Materialien sind die thermischen, chemischen, physikalischen und kinetischen Materialeigenschaften weiterhin Forschungsthema. Auch die Verbesserung der Wärmeübertragungseigenschaften zwischen Speichermaterial und dem wärmeab- bzw. wärmeaufnehmenden ist Forschungsthema. Eine weitere Frage ist die Stabilität (Zyklenstabilität) der Materialien.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] F. Cottone, H. Mehling. Effiziente Wärmespeicher für den Temperaturbereich 100-150 °C, Abschlussbereicht zum Förderkennzeichen BUT 024 des Programms "Betriebliche Umwelttechnik" des Landes Baden-Württemberg, 2007-2009.
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[3] Antoni Gil, Eduard Oro, Laia Miro, Gerard Peiro, Alvaro Ruiz, Jose Manuel Salmeron, Luisa F. Cabeza. Experimental analysis of hydroquinone used as phase change material to be applied in solar cooling refrigeration. Int. J. of. Ref. 2014, 39, 95-103
[4] M. Kamimoto, Y. Abe, T. Ozawa, S. Sawate, T. Tani. Development of latent heat storage unit using form-stable high density polyethylene for solar total energy systems. Intersoc. Energy Convers. Proc. 1983.
PCM Eisspeicher
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Wasser als Phasenwechselmaterial eignet sich zur Energiespeicherung. Zwei typische Anwendungen sind zum einen Eisspeicher in Kombination mit Wärmepumpen und Klimaanlagen zur Beheizung und Klimatisierung von Ein- und Mehrfamilienhäusern - grundsätzlich ist das Verfahren natürlich auch auf größere Wohneinheiten anwendbar. Beim Heizen wird dem Wasser mittels einer Wärmepumpe Energie entzogen--> Eis entsteht. Durch die konstante Erstarrungstemperatur bleibt die Leistungsziffer der Wärmepumpe konstant - im Gegensatz zur reinen Luft-/Wasser-Wärmepumpe, aber auch zu Systemen wo es um die Wärmeaufnahme aus umgebungstemperaturabhängigen Systemen (z. B. Erdreich) geht. Für die Klimatisierung im Sommer wird der Eisblock, der sich im Winter durch die Wärmeentnahme gebildet hat wieder geschmolzen. Dadurch kann beispielsweise ein Kaltwassersatz zur Kühlung der Frisch- und Umluft einer Klimaanlage versorgt werden. Die zweite Anwendung sind z. B. Slurry-Eismaschinen bei denen feine Eiskügelchen als "Kältespeicher" zur Versorgung von Fernkältenetzen verwendet werden.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 7 - 9
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten mittel
Leistung 75 MW
Speicherkapazität 333 MWh bei 36.000 t Eis
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) 3 - 5 K
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) 0,08 - 0,10 kW/kg
Selbstentladung < 1%/Tag
Wirkungsgrad 70 - 80%
Kalendarische Lebensdauer 25 a
Zyklenfestigkeit k.A.
Investitions- und Betriebskosten k.A.
Akzeptanz (soziale) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Wasser, Eis, Fe-Basis
Recyclingfähigkeit J
Absatz erwartet J
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) verschiedene Hersteller, Demo, F&E. nein
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig k.A.
Temperaturbereich 0°C
Materialien Wasser, Eis, Fe-Basis
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) keine Einschränkung
Peripherie: (F&E Bedarf) J
Infrastruktur (F&E Bedarf) N
Problembereiche Integration von Eisspeichern in Heiz- und Kühlkonzepte von Gebäuden – Betriebsführungskonzepte und Fahrweisenoptimierung. Weiterentwicklung der Kältemaschinen (z. B. Vakuum-Eismaschinen) mit höherem COP-Wert. Weiters zu analysieren sind Wasser-Salzgemische zur Gefrierpunktssenkung.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] http://www.viessmann.at/de/wohngebaeude/waermepumpe/eis-energiespeicher.html. Abgefragt am 16.06.2016. [2] Minder, S., Wagner, R., Mühlebach, M., Weisskopf, T.: Eisspeicher-Wärmepumpen-Anlagen mit Sonnenkollektoren. Technologiestudie. Bundesamt für Energie BFE, CH-3063 Ittigen.
Adsorptionsspeicher
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Bei Adsorptionsspeichern wird Wärme durch die Bindung von Molekülen aus der Gasphase an der Oberfläche eines Feststoffs freigesetzt. Dieser Vorgang ist durch die Zufuhr von Wärme wieder umkehrbar. Auf diese Weise lässt sich Energie zyklisch speichern und wieder freisetzen. Als Speichermaterial kommen z. B. künstliche und natürliche Zeolithe in Frage.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 3 - 4
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten schnell/mittel
Leistung 1 - 20 kW
Speicherkapazität 0,5 kWh - 2 MWh
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) materialabhängig
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) 2 - 3 mal Speicherdichte von Wasser
Selbstentladung < 0,5 %/a
Wirkungsgrad 35 - 80 %
Kalendarische Lebensdauer 25 a
Zyklenfestigkeit 25 - 10.000
Investitions- und Betriebskosten Investition:
Klein-Geräte für Wärme 100 - 1.000 €,
Klein-Geräte für Kälte 200 - 2.000 €,
Systeme für Gebäude-Wärme: 20.000 €
Systeme für Gebäude- Wärme+Kühlung: 25.000 €

Betriebskosten:
ca. 0,1 €/kWh Wärme,
ca. 0,2 €/kWh Kälte
Akzeptanz (soziale) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Energetische Amortisation bei Adsorption-Saisonalspeicher problematisch (> 15 Jahre)
Recyclingfähigkeit J
Absatz erwartet Marktreife in 3-5 Jahren erwartet
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Kein Zeolith-Hersteller in Ö, aber Anlagenbau und Gebäudetechnik
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig Speicherdichte, Lebensdauer
Temperaturbereich 50 - 200 °C
Materialien mineralisch
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) keine Einschränkung
Peripherie: (F&E Bedarf) J
Infrastruktur (F&E Bedarf) Nein
Problembereiche Materialentwicklung, Verfahrenstechnik der Speichermaterialien, Komponenten -Entwicklung, Steuerungstechnik (mit Prognose, Jahres-Ablauf)
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) • Projekt Tes4Set, Laufzeit 10/2014—09/2018, Projektvolumen ca. 4M€.
Effiziente Technologien für die Kurz- und Langzeitspeicherung thermischer Energie; drei Anwendungsgebiete: Gebäude (saisonaler Wärmespeicher für Solarenergie), Industrie und Mobilität (thermische Konditionierung von Batterien und Fahrgasträumen, Wärmerückgewinnungssysteme)
• Projekt MaKSorE, 09/2014—08/2017, 2.634.096€
Materialien und Komponenten für Sorptionsspeicher mit hoher Energiedichte; Erhöhung der Energiedichte von ca. 130 auf ca. 180 kWh/m³, bei min. 30K Temperaturhub, geschlossene Speicher, offene Speicher, Salze werden analysiert; detaillierte Modellierung, Simulationen; extrudierte Festkörper
• Projekt HyAktiv, 12/2013—11/2016, 881.146€
Aktivkohle für sorptive Energiespeicher; Optimierung der inneren Oberflächen bezüglich Wasser-Adsorptionsverhalten; Herstellung Festkörper zu Demonstrationszwecken
• Projekt BERTI, 10/2013—03/2017, 1.088.748€
Bewegtes Reaktionsbett zur thermochemischen Energiespeicherung; (Nachfolgeprojekt zu CWS) chemische Wärmespeicherung der Reaktion Calziumoxid—Calziumhydroxid, Entwicklung einer effizienten Prozessführung
• Projekt NovelSorp, 09/2013—08/2017, 2.155.500€
Österr. Flagship-Projekt; Entwicklung neuer Komposit-Materialien mit Verkapselung zur Verbesserten Wasseraufnahme, geringere Kosten, Entwicklung innovativer Systemkomponenten, Kurz- und Langzeitspeicher
• Projekt MoGeSoWa, 07/2013—06/2016, 2.608.987€
Entwicklung eines modularen, geschlossenen, sorptiven Wärmespeichers; Industrieanwendungen (KWK), Entwicklung neuartiger Komposit-Adsorbentien, Temperaturbereich unter 110 °C
• Projekt IAST, 06/2013—11/2017, 1.610.162€
Industrielle Abwärmenutzung einer Giesserei durch thermische Energiespeicherung in Kombination mit einem Absorptionsprozess; diskontinuierliche industrielle Abwärme, Hochtemperatur 300°C
• Project Sotherco, 12/2012—11/2016, 6.270.412€
Solar Thermochemical Compact Storage System; saisonales, kompaktes Modul zur Speicherung solarer Energie, Optimierung von Materialien (Salz+Matrix composites), modularer Aufbau
• Project EnErChem, 12/2012—11/2015, 1.822.317€
Entwicklung und Erprobung eines chemisch-sorptiven Langzeitwärmespeichers für die Gebäude-beheizung; (Nachfolgeprojekt CWS) saisonaler Speicher, Materialentwicklung (Zeolith, Salze), offene Prozessführung, Trennung Reaktor und Materialspeicher, numerische Modelle; thermische Solaranlagen, KWK Anlaen, PV Anlagen
• Project Merits, 10/2012—09/2016, 6.261.127€
More effective use of renewables including compact seasonal thermal energy storage; Wärmeabgabe auf unterschiedlichen Temperaturniveaus, Volumen zwischen 4—8 m³, Design und Entwicklung speziell auf das System angepasster Solarkollektoren
• Project OpenSorp, 10/2012—09/2017, 2.232.134€
Offene Absorptions-Speichersysteme zur Beheizung von Wohngebäuden und für Lufttrocknungsanwendungen; Lithiumchlorid-Lösung als Sorbens, numerische und experimentelle Untersuchung des Wärme und Stoffübergangs, 3D FE Modell, Feldtest Trocknung von Heuballen, Entwicklung neuer Sorbentien
• Project StoRRe, 09/2012—06/2016, 2.951.526€
High Temperature Thermal Energy Storage by Reversible Thermochemical Reaction; hohe Speicherdichten 300-500 kWh/m³, hohe Temperaturen 300-550 °C, 24 h – einige Monate Speicherzeit, solarthermische Energie wird gespeichert, Calciumhydroxid – Calciumoxid reversible chem. Reaktion, 10 kWh Versuchsreaktor
• Project SorpStor, 09/2012—02/2016, 629.670€
Entwicklung eines luftgeführten, thermochemischen Flüssigsorptionsspeichersystems für Kühl-, Heiz- und Trocknungsanwendungen;
• Project Comtes, 04/2012—03/2016, 6.647.969€
Combined Development of Compact Thermal Energy Storage Technologies; saisonale Speicherung solarer Energie, 3 parallele Entwicklungen: Festkörpersorption, Flüssigsorption, PCM; detaillierte Modellierung der physikalischen Prozesse, experimentelle Validation
• Project Solspaces, 03/2012—02/2016, 614.555€
Entwicklung und Erprobung einer autarken solaren Wärmeversorgung für einergieeffiziente Kompaktgebäude; Langzeitwärmespeicherung, thermische Solaranlage, Zeolith, Erwärmung auf bis zu 180°C
Thermochemische Speicher
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Bei der thermochemischen Energiespeicherung werden reversible, chemische Reaktionen zyklisch durchgeführt, um Wärme zu speichern und freizusetzen. Ein typisches Beispiel ist die Erzeugung von Metalloxiden aus Hydroxiden durch Wärmezufuhr. Durch Löschen mit Wasser (flüssig oder gasförmig) wird diese Wärme wieder freigesetzt.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 3 - 4
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten 5 - 60 min
Leistung > 0,100 kW - 5 MW
Speicherkapazität 50 kWh - 50 MWh
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) k.A.
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) 20 - 40 kW/kg
Selbstentladung < 0,5%/a
Wirkungsgrad 35 - 80 %
Kalendarische Lebensdauer 25 a
Zyklenfestigkeit > 10 bei saisonaler Verwendung
Investitions- und Betriebskosten keine Kostenangaben aufgrund des aktuellen TRLs. Kostentreiber: Betriebs-, Transport- und Investitionskosten.
Akzeptanz (soziale) mittel bis hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) keine Sonderwerkstoffe im Einsatz, CO2-Freisetzung durch Kalzinieren.
Recyclingfähigkeit J
Absatz erwartet 10% vom Gesamtpotential
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Verschiedene Anlagenbauer vorhanden, Produzenten von TCS-Materialien vorhanden, Kalk-, Zement- und Feuerfestindustrie
Rückspeisefähigkeit N
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig Zyklenfähigkeit hoch genug je Anwendungsfall, Preistreiber durch Entwicklung so reduziert, dass konkurrenzfähig
Temperaturbereich 100 - 850°C
Materialien mineralisch, Salze, Metalloxide
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) keine Einschränkung
Peripherie: (F&E Bedarf) J
Infrastruktur (F&E Bedarf) J
Problembereiche Materialentwicklung, Reaktorenentwicklung für die unterschiedlichen Leistungsklassen, Verfahrens- und Prozessleittechnik
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] Shkatuvlov, A., Ryu, J. and Kato, Y. Composite material "Mg(OH)2/vermiculite": A promising new candidate for storage of middle temperature heat. Energy: Int. Journ. 2012, Vol. 44, pp. 1028-1034.
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[6] Schmidt, M., et al. Experimental results of a 10 kW high temperature thermochemical. Applied Thermal Engineering. 2014, Vol. 62, pp. 553-559.
[7] Lindner, M. DLR Institute of Engineering Thermodynamics. Thermochemical Systems. [Online] [Cited: 14 12 2015.] http://www.dlr.de/tt/en/desktopdefault.aspx/tabid-4728/7821_read-12193/.
[8] Bayerisches Zentrum für Angewandte Energieforschung e.V. Energiespeicher. [Online] [Cited: 14 12 2015.] http://www.zae-bayern.de/hauptforschungsthemen/energiespeicher/projekte.html.
[9] Mette, Barbara. Universität Stuttgart. Institut für Thermodynamik und Wärmetechnik. [Online] [Cited: 14 12 2015.] http://www.itw.uni-stuttgart.de/forschung/projekte/aktuell/index.html.
Sensible Flüssigkeitsspeicher
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Sensible Flüssigkeitsspeicher mit anderen flüssigen Medien als Speichermaterial als Wasser. Hierfür kommen Salzschmelzen, Öle oder auch Metallschmelzen in Frage.
TRL (Technology Readiness Level) TRL 2 - 9 je nach Speichermedium
Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten mittel
Leistung < 100 MW
Speicherkapazität 1 - 10 GWhth
Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) k. A.
Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) k. A.
Selbstentladung 0,5 - 2%/Tag
Wirkungsgrad 70 - 80%
Kalendarische Lebensdauer 15 a
Zyklenfestigkeit k. A.
Investitions- und Betriebskosten k. A.
Akzeptanz (soziale) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) org. und anorg. Materialien, H2O, Fe-Basis
Recyclingfähigkeit J
Absatz erwartet J
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Verschiedene Anlagenbauer vorhanden
Rückspeisefähigkeit J
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig k. A.
Temperaturbereich 4°C - 550°C
Materialien org. und anorg. Materialien, H2O, Fe-Basis
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) keine Einschränkung
Peripherie: (F&E Bedarf) J
Infrastruktur (F&E Bedarf) J
Problembereiche Entwicklung von Systemen mit verschiedenen Speichermedien wie organische Flüssigkeiten und andere.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) [1] http://www.bves.de/wp2015/wp-content/uploads/2016/03/FactSheet_thermisch_sensibel_Salzschmelze.pdf (abgefragt am 16.06.16)
DISCLAIMER
Die vorliegende Technologieübersicht soll einen Überblick über Speichertechnologien geben. Dazu werden größere Gruppen von Speichertechnologien gebildet. Jede dieser Gruppen umfasst eine Vielzahl an möglichen spezifischen, teils sehr unterschiedlichen Speichertechnologien bzw. Produkten. Eine Ableitung von exakten Aussagen für einzelne, spezifische Systeme ist daher auf Basis der Übersicht nicht möglich. Dies ist in der Verwendung der Übersicht zu beachten.
Pb-Akku
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Beim Blei Säure Akku tritt eine Reaktion zwischen Blei-Elektroden und Schwefelsäure auf. Beim Laden bildet sich ein Blei-Sulfat um die Blei-Elektroden. Dieses löst sich beim Entladen zwar wieder, es bleiben aber immer kleinere Blei-Sulfat-Rückstände zurück, die dann im Laufe der Zeit die Speicher-Leistung schwächen und somit auch die Nutzungsdauer verkürzen.
Bei Blei-Gel-Akkus wird die Schwefelsäure in einem dickflüssigen Gel gebunden. Die typischen Elektroden-Schäden eines Akkus können so aber auch nicht komplett vermieden werden, sodass Blei-Gel-Akkus mit rund 15 Jahren auch nur eine etwas längere Lebensdauer als Blei-Säure-Akkus besitzen.
Speichercharakteristika Energiedichte: Stationär: Zelle -> 50 - 100 Wh/l (2015)
Spezifische Leistung (W/kg): Stationär: Zelle -> 10 - 500 Wh/l (2015) bis 10 - 1.000 Wh/l (2030)
Nominelle Spannung - 2V; Temperaturbereich (°C) 15 - 40; Wirkungsgrad (%) 80 - 85; Zyklische Lebensdauer < 3000; Kalendarische Lebensdauer 5 - 15
Subsysteme Pb-Säure; Pb-Gel
Referenzen/Links Technologie-Roadmap Stationäre Energiespeicher 2030, Fraunhofer, ISI
VDE - Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.:VDE-Studie: Batteriespeicher in der Nieder- und Mittelspannungsebene, http://www.vde.com/etg
www.hoppecke.com
J.Badeda, M. Leuthold, Technologies of energy storage, RWTH Aachen University, 2013
Technologiereifegrad 9
TRL (Technology Readiness Level) 9
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 5 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) mittel
Energiedichte (Wh/kg) Zelle -> 50 - 100 Wh/l (2015)
Leistungsdichte (W/kg) Zelle-> 10 - 500 Wh/l (2015) bis 10 - 1000 Wh/l (2030)
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) 0,1 - 0,4% pro Tag (2015) -> 0,05 - 0,2% pro Tag (2030)
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) Zelle -> 80% - 90%; insg. Umrichter - 75% - 80%
Kalendarische Lebensdauer (a) 10 bis 20 Jahre (abhängig von Temperatur und Ladezustand, SOC)
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) 1.800 bei entnommener Kapazität 80% und bei 20% - 8.500 (Gel-Technologie)
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) Durch vollautomatisierte Massenproduktion ist eine deutliche Kostensenkung möglich.
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Pb-schwer Metall
Recyclingfähigkeit sehr hohe Recyclingquote
Absatz, erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Banner Batterien GmbH
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung nn
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) N
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 bis 50 - 130 Wh/l (2030)
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) VDE - Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.:VDE-Studie: Batteriespeicher in der Nieder- und Mittelspannungsebene, http://www.vde.com/etg
www.hoppecke.com"
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) -40 bis 60°C
Materialien (Zellchemie) Pb, H2SO4
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) hoch
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) N
Infrastruktur (F&E Bedarf) kein Forschungsbedarf
Problembereiche keine
AHI Aqueous Hybrid Ion
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise AHI Batterien gelten als umweltfreundlichste Stromspeicher, die derzeit am Markt erhältlich sind. Eine Zelle besteht aus einer Mangan-Oxid-Kathode, einem Baumwollvlies als Separator, einer Anode aus Kohlenstoff, sowie einem auf Salzwasser (pH Wert = 7) basierendem Elektrolyt.
Speichercharakteristika Die Batterien haben eine Energiedichte von etwa 22 Wh/kg und einer Leistungsdichte von 6,5 W/kg. Der Wirkungsgrad der Batterie liegt bei 80-90%. Die Entladetiefe (DOD) beträgt 100% über die gesamte Lebensdauer von 3.000 Vollzyklen. Dadurch entsteht eine Lebensdauer von 15 Jahren und mehr. Nach den 3.000 Zyklen kann die Batterie jedoch mit geringerer Kapazität weiter betrieben werden. Die Betriebstemperatur muss zwischen -5°C und +40°C liegen.
Subsysteme AHI Batterien sind eine neue Technologie, es gibt daher keine Sub- oder ähnliche Systeme.
Referenzen/Links http://www.aquionenergy.com/ „Entwicklung“
Technologiereifegrad Der Technologiereifegrad kann mit 9 angegeben werden. AHI-Batterien sind seit 2014 als Serienprodukt am Markt erhältlich und sind bereits weltweit als Heimspeicher im Einsatz. Aktuelle Forschungs- und Entwicklungsarbeiten konzentrieren sich auf Erhöhung der Leistung sowie Kapazität.
TRL (Technology Readiness Level) 9
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 5 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) schnell
Energiedichte (Wh/kg) 22 Wh/kg
Leistungsdichte (W/kg) 6 W/kg
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) bei -5°C: < 2%/Monat
bei 10°C: 5%/Monat
bei 30°C: 18%/Monat
bei 40°C: > 25%/Monat
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 80 - 90%
Kalendarische Lebensdauer (a) > 3.000 Zyklen bei 200 Vollzyklen pro Jahr -> min 15 Jahre+
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) 3.000 Vollzyklen
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) Investitionskosten: 315 - 510 €/kWh Betriebskosten: 0 €/kWh (keine Wartung notwendig)
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Crade to Crade Bronze certified Nachhaltigste und umweltfreundlichste Speicherbatterie - Herstellung sowie in Betrieb
Recyclingfähigkeit Ja (Materialien leicht recyclebar)
Absatz, erwartet 77.000 Stk/a (200 mWh/a)
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Stackherstellung nicht in A, Planung, Projektierung und Installation in A
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) Ja
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung Dauerleistung: 0,68 kW / Stack
Spitzenleistung: 0,8 kW / Stack
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) Ja, in Serienproduktion
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 regelmäßige Steigerung der Zyklenfestigkeit und Leistungsdaten
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) http://www.aquionenergy.com/
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) -5°C bis +40°C
Materialien (Zellchemie) Edelstahl, Manganoxid, Baumwollflies, Carbontitaniumphosphat, Salzwasser,
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) alle Rohstoffe leicht verfügbar - keine kritischen Rohstoffe
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) BMS nur als Monitoring System. Kein aktives Batteriemanagement benötigt.
Infrastruktur (F&E Bedarf) Infrastruktur vorhanden
Problembereiche Erhöhung der Energiedichte
Redox-Flow
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Die Redox Flow Batterie ist ein elektrochemischer Speicher der mit Hilfe einer Flüssigkeit (sog. Elektrolyt) elektrische Energie speichern kann. Die Energiewandlung findet in den elektrochemischen Zellen statt. Eine einzelne Zelle ist durch eine Membran in zwei Halbzellen mit je einer Elektrode geteilt. Diese Halbzellen werden von den Elektrolyten parallel durchflossen. Mehrere Zellen werden zu sog. Stacks zusammengefasst, um eine höhere Arbeitsspannung zu erreichen.
Beim Laden wird über die Elektroden in die Halbzellen elektrische Energie zugeführt und dabei in einem Redox Prozess die chemische Energie der Flüssigkeiten verändert. Beim Entladen wird die chemische Energie der Flüssigkeiten durch Umkehr des Redox Prozesses und Entnahme elektrischer Energie an den Elektroden wieder in den Ausgangszustand gebracht.
Speichercharakteristika • Für alle Flow Batterien
o Leistung und Energie sind unabhängig voneinander skalierbar (Modulare Flexibilität)
o Hohe Sicherheit – kein Thermal-Runaway

• Für die All-Vanadium Redox Flow Batterie
o Nahezu unbegrenzte Lebensdauer der Energieträger (z.B. Vanadium Redox Flow Batterie)
o Selbstentladung ist vernachlässigbar
Subsysteme Ein Stack ist eine Anzahl von seriell geschalteten Zellen, welche von Elektrolyten aus beiden Tanks durchflossen werden. Über diese Zellblöcke wird die Batterie dann be- und entladen. Je mehr Stacks in der Batterie vorhanden sind, desto höher ist die Leistung. Die gesonderte Speicherung von Elektrolyten in zwei Tanks eröffnet große Vorteile zur Energiespeicherung: Je größer die Tanks, desto mehr Energie steht zur Verfügung. Im Betrieb werden die flüssigen Energieträger (positiver und negativer Elektrolyt) ständig im Kreislauf zwischen elektrochemischen Zellen/Stacks und Tanks gepumpt.
Referenzen/Links Gerd Tomazic and Maria Skyllas-Kazacos, Redox Flow Batteries, Electrochemical Energy Storage for Renewable Sources and Grid Balancing. Elsevier. http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-444-62616-5.00017-6. ISI-Schriftenreihe »Innovationspotenziale« Energietechnologien 2050 – Schwerpunkte
für Forschung und Entwicklung, Technologienbericht, Fraunhofer Verlag, ISSN: 1612-7455 ISBN: 978-3-8396-0102-0.
Technologiereifegrad Die Technologie der Redox Flow Batterien kann anhand des Technologiereifegrades in drei Kategorien unterteilt werden. Es gibt bereits einige Unternehmen, die mehr als 100 Batterie-Systeme weltweit installiert haben. Diese Unternehmen sowie andere Unternehmen, die Pilotprojekte bauen und ihre ersten Produkte auf den Markt bringen, verfügen über einen Technologiereifegrad von 6-9. Zur Gruppe mit Technologiereifegrad 4-5 gehören Forschungsinstitute, Organisationen und Spin-Offs, die neue chemische Stoffe und neue Reaktionswege für Redox Flow Batterien untersuchen. Hauptkonzept und -komponenten, die normalerweise unter Technologiereifegrad 1-3 fallen würden, sind bei fast allen neuen Entwicklungen von Flow Batterien vorhanden, weshalb dieser Reifegrad selten vorkommt.
TRL (Technology Readiness Level) 8 - 9
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 5 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) schnell
Energiedichte (Wh/kg) 30
Leistungsdichte (W/kg) k.A.
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) keine
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 70 - 80%
Kalendarische Lebensdauer (a) mehrere Jahre - noch in Entwicklung (stark abhängig von Betriebsweise und Anzahl der Start/Stop-Zyklen)
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) 20.000
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) 800 €/kW
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Vanadium-Redox-Flow: Risiken durch Säure, die jedoch begrenzt sind durch selbstsichernde Systeme. Vanadium kann toxisch wirken - für Vanadium/Schwefelsäure Auffangbecken
vorsehen. Evtl. Risiken durch unvorhergesehene Reaktionsprodukte, CFP niedrig, wenn erneuerbare Energieträger eingesetzt werden; Vanadium, Natriumbromid, Zink, Brom
Recyclingfähigkeit Ja; Vanadium giftig
Absatz, erwartet Die Technologie weist einen Marktanteil von ca. 10% auf. Es gibt derzeit nur einen Hersteller von Kleinsystemen für den Haushalt. Hier ist aufgrund der generell noch zu hohen Kosten für Energiespeicher der Markt für Langzeitspeicher eher beschränkt. Allerdings ist bei größeren Anlagen (Quartierspeicher, Industrieanlagen, Campus etc.) der Einsatz von VRFB durchaus sinnvoll.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Es gibt einen Hersteller seit 2008 in Wiener Neudorf.
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung kW-MW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 k.A.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) Gerd Tomazic and Maria Skyllas-Kazacos, Redox Flow Batteries, Electrochemical Energy Storage
for Renewable Sources and Grid Balancing. Elsevier. http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-444-62616-5.00017-6.
ISI-Schriftenreihe »Innovationspotenziale« Energietechnologien 2050 – Schwerpunkte
für Forschung und Entwicklung, Technologienbericht, Fraunhofer Verlag,
ISSN: 1612-7455 ISBN: 978-3-8396-0102-0.
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) k.A.
Materialien (Zellchemie) Vanadium ist ein Rohstoff der zugekauft werden muss und daher ein wesentlicher Kostenfaktor. Vanadium selbst ist auf der Erde ein häufiges Element, kommt allerdings nur in gebundener Form in Mineralien vor. Allerdings ist zu bemerken, dass der Elektrolyt nicht verbraucht wird und auch nach der Nutzungsdauer einer Speicheranlage wiederverwertet werden kann. Eine Entsorgung ist daher nicht notwendig. Vanadium selbst ist im Gegensatz zu Blei nicht giftig, der Elektrolyt ist allerdings eine 30% Salzsäurelösung und daher entsprechend zu behandeln.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) k.A.
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche k.A.
Li-ion (LIB) 4V (2Gen)
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Derzeit ist eine 4V Lithium-Ionen Batterie aus einer negativen Elektrode (meist Graphit, C6), einer positiven Elektrode (meist Schichtoxid, LiMOx), einem flüssigen Elektrolyten (meist LiPF6 als Leitsalz in einem Gemisch aus binären Carbonaten, zzgl. Additiven) und einem Separator (hochporöses Polymer, oft keramikbeschichtet) aufgebaut.
Beim Entladen wird die negative Elektrode (LixC6) oxidiert, zugleich findet eine Reduktion der positiven Elektrode (Li1-yMOx) statt. Beim Ladevorgang kehren sich die Elektrodenreaktionen um.
Speichercharakteristika Einerseits muss man Energie- und Leistungsdichte der 4V Lithium-Ionen Batterien für das Zelllevel, andererseits aber auch für das gesamte System (mehrere Zellen, inkl. Kühlung, Elektrik, Elektronik etc.) betrachten. In folgender Tabelle sind die Charakteristika für jeweils 1 Zelle bzw. ein System, das aus 100 Zellen besteht, zusammengefasst:

Zelllevel Systemlevel (~ 100 Zellen)
Energiedichte [Wh kg-1] 80 - 240 50 - 170
Leistungsdichte [Wh kg-1] 400 - 1.200 400 - 2.200

Die Spannweite an Energie- und Leistungsdichtewerten ist dadurch zu erklären, dass Batterien für Plug-in Hybridanwendungen (PHEV), Hybridanwendungen (HEV) und vollelektrische Anwendungen (BEV) speziell designt werden. Lithium-Ionen Batterien weisen eine geringe Selbstentladung (< 1% pro Monat) und eine hohe Coulombeffizienz von nahezu 100% auf. Die kalendarische Lebensdauer liegt derzeit bei 10 Jahren mit einer Vollzyklenzahl von ca. 3.000 für beispielsweise PHEV Anwendungen. Die Ladedauer der Systeme beträgt 1-3 Stunden, wobei die Möglichkeit zum Schnellladen (30 Minuten) besteht. Die empfohlene Betriebstemperatur der Systeme ist 20-35°C (durch Zellchemie bedingt).
Subsysteme Eine Vielzahl an 4V Lithium-Ionen Batteriesystemen sind bekannt. Der TRL variiert je nach System.
Kathoden: LiMn2O4, LiCoO2, LiMnxCoyNi1-x-yO2 (NMC), LiNixCoyAl1-x-yO2 (NCA), Blends untereinander, Gedopte Materialien mit z.B. Mg, etc.
Anoden: Graphit (Natur, modifiziert), Li4Ti5O12 (LTO), Silizium-Graphit Komposite, etc.
Elektrolyt: Meist LiPF6, aber auch andere Leitsalze (z.B. LiBF4, Ionische Flüssigkeiten), Carbonate (z.B. Ethylencarbonat, Dimethylcarbonat, fluorierte Carbonate), Additive (z.B.Vinylencarbonat, Fluorethylcarbonat)
Referenzen/Links Basierend auf derzeit erhältliche Kenndaten von Zellen am Markt (eigene Expertise)
[1] M. M. Thackeray, C. Wolverton, E. D. Isaacs. Energy Environ. Sci. 5, 2012, p.7854-7863
[2] D. Larcher, J.-M. Tarascon. Nat. Chem. 7, 2015, p. 19-29.
[3] C. Daniel, J.O. Besenhard. Handbook of battery materials 2nd edition. Germany: WILEY -VCH Verlag & Co KGaA. 2012
[4] The electrification of the Vehicle and the Urban Transport
System, http://www.eucar.be/category/publications, 16.11.2015
[5] C. Daniel, J.O. Besenhard, Handbook of battery materials, Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, 2012
[6] T. Reddy, D.Linden, Linden's Handbook of Batteries, Mcgraw-Hill Education Ltd, 2010
Technologiereifegrad TRL von 8-9 bezieht sich auf das zuvor beschriebene System. Derzeit finden Forschungsaktivitäten bzgl. neuer Kathodenmaterialien (z.B. gedopte Materialien, Variation in der Stöchiometrie à erhöhter Li-Anteil oder Senkung von Co-Gehalt), neuer Anodenmaterialien (z.B. Silizium-Graphit Komposite) aber auch bzgl. Elektrolyt (z.b. fluorierte Carbonate zur Erhöhung der elektrochemischen Stabilität, Prävention der Oxidation) statt. Hier ist der TRL geringer.
TRL (Technology Readiness Level) 8 - 9
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 4 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) Laden: 1h - 3h; Schnellladung möglich (in 30 Minuten); Super fast charge in 15 min
Energiedichte (Wh/kg) Zelllevel (theoretisch)
Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 80 - 240 W/kg

Gesamtes Batteriepack (basierend auf 100 Zellen, theoretisch):
Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 50 - 170 W/kg
Leistungsdichte (W/kg) Zellevel (theoretisch)
Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 400 - 1.200

Gesamtes Batteriepack (basierend auf 100 Zellen, theoretisch):
Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 400 - 2.200
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) Abhängig von der Zellspannung und Temperatur bei Lagerung
bei RT & SoC < 50% ~1%/Monat
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) Coulombeffizienz: ≤ 100%
Kalendarische Lebensdauer (a) > 10 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) Hängt vom SOC Fenster, Temperatur, Lade-/Entladerate, … ab 3.000 Vollzyklen oder 10 Jahre
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) Abhängig von der Stückzahl/Massenproduktion bzw. auch vom Batterientyp
EV: ~ 300- 350 €/kWh PHEV: ~ 700 € /kWh
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) wegen Preis & Reichweite immer noch mittel. Erwartungen - hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Sofern der Strom hauptsächlich aus Wasserkraft kommt deutliche Senkungen von CO2, GHGs und PM möglich
Recyclingfähigkeit J (Metalle - Stromsammler/Gehäuse; Aktivmaterialien, Elektronik/Elektrik: EAG-Recycling)
Absatz, erwartet EV: > 3.000/a
PHEV: > 35.000/a (bis 2020 70.000/a erwartet)
HEV: > 50.000/a
Mild hybrids: > 100.000/a
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Keine Zellhersteller; Gehäuse/Materialien inländisch herstellbar; Assembling-Modules & Packs ;kleine Prototypen (Komponente und Zellen) in Forschungsprojekte (AIT, AVL, VIF, TUGraz, VMI; Samsung SDI; KTM, etc.)
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung Spitzenleistung, 50%SoC, 25°C: 0.4 - 0.6; kW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) auf dem Markt
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 System: 200 Wh kg-1 bis 2020 Theoretisch bis zu 300 Wh kg-1 möglich
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) Basierend auf derzeit erhältliche Kenndaten von Zellen am Markt
[1] M. M. Thackeray, C. Wolverton, E. D. Isaacs. Energy Environ. Sci. 5, 2012, p.7854-7863
[2] D. Larcher, J.-M. Tarascon. Nat. Chem. 7, 2015, p. 19-29.
[3] C. Daniel, J.O. Besenhard. Handbook of battery materials 2nd edition. Germany: WILEY -VCH Verlag & Co KGaA. 2012
[4] The electrification of the Vehicle and the Urban Transport
System, http://www.eucar.be/category/publications, 16.11.2015
[5] C. Daniel, J.O. Besenhard, Handbook of battery materials, Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, 2012
[6] T. Reddy, D.Linden, Linden's Handbook of Batteries, Mcgraw-Hill Education Ltd, 2010
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) Keine Einschränkungen: +10 to +40°C
Standard Betriebstemperaturen mit Ladeeinschränkungen: -25 to +60°C
Materialien (Zellchemie) Negative Elektrode: Graphit (modifizierte natürlicher und künstlicher Graphit); LTO Positive Elektrode NMC; NCA; LMO; LFP, etc.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) Verfügbar, Co teuer - Anteil senken Lithium u.a. in Österreich (Koralpe) Kritische Rohstoffe - Recycling wichtig
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) Verbesserte Kommunikation (BMS) notwendig (intern/extern= Batterie selbst & Batterie-Ladesäule; optimierte Integration
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche Stückzahlmarkt erforderlich um Kosten zu reduzieren; Forschungsbedarf: neue Komponentenarchitektur-erhöhte Energie,-und Leistungsdichte; Zelldesignoptimierung; Lücke in Know-how in Europa für Produktion von großdimensionalen Komponenten;
System/Modul/Zelle (T-Bereich, Energiedichte, Cost-Down, Modularer Aufbau, Kerngehäusetechnologien)
Elektronik-BMS (Verbesserung Algorithmen, Simplifizierte Überwachung)
Niedervoltspeicher
Fertigung-Design/HighVolume/Automatisierung
Recycling / 2nd Life ; Battery diagnostics
Li-ion (LIB) 5V (3Gen)
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Die Funktionsweise und der Aufbau sind identisch mit denen der Gen2 Lithium-Ionen-Batterien (siehe Beschreibung für 4 V Lithium-Ionen-Batterien – Gen2).
Die Aktivmaterialien für die Anoden- und Kathodenseite sowie für den Elektrolyten werden in der Sektion „Subsysteme“ beschrieben.
Speichercharakteristika Durch den Einsatz von Hochvoltmaterialien wird eine Erhöhung der Energiedichte im Vergleich mit herkömmlichen Lithium-Ionen-Batterien erwartet. Da es noch keine kommerziell verfügbaren Hochvoltzellen gibt, wurden die Werte sowohl für die Energie- als auch für die Leistungsdichte aus den 2020 Zielen von USCAR (United States Council for Automotive Research LLC) für EV-Zellen abgeleitet – siehe Tabelle 1 (aus [1]).

Tabelle 1: 2020 Zielwerte für die Energie- und Leistungsdichte von EV-Systemen – aus [1]

Zelllevel Systemebene
Energiedichte [Wh kg-1] 350 235
Leistungsdichte [Wh kg-1] >700 >470

Die anderen Eigenschaften sind ähnlich zu den 4V-Systemen – siehe Beschreibung für 4 V Lithium-Ionen-Batterien – Gen2
Subsysteme Kathodenseite: Es gibt zwei mögliche Entwicklungen in Richtung Hochvolt-Kathodenmaterialien:
1) „authentische“ Hochvoltmaterialien - mittlere Entladespannung liegt bei ca. 5V; Phosphate: LiCoPO4, Li3V2(PO4)3; Fluorphosphate Li2MPO4F, M=Co, Ni; Hochvoltspinelle: LiMn2-xMxO4;
M = Co, Cr, Cu, Fe, Ni; wichtigster Vertreter/meistuntersuchtes Material: LiNi0.5Mn1.5O4;

2) andere hochkapazitive Materialien mit moderater mittlerer Entladespannung; die höheren Kapazitätswerte werden nur dann erreicht, wenn die Materialien bis ca. 4,8 V geladen werden; Li-reiche Schichtoxide: wo M = Mn, Ni, Co, Cr

Anodenseite: Si- oder Sn-Legierungen, Kohlenstoff/Metall Komposite sowie Lithium-Titanate
Elektrolyt: Es gibt unterschiedliche Ansätze, um dem Problem der Elektrolytzersetzung bei höheren Spannungen entgegenzuwirken. Die Verwendung von neuen Elektrolytsalzen oder Additiven sind einige Beispiele davon.
Referenzen/Links [1] USABC Goals for Advanced Batteries for EVs
[2] M. Hu et al., J. Power Sources 237 (2013) 22
[3] J.-H. Kim, N. P. W. Pieczonka, and L. Yang, ChemPhysChem 15 (2014) 1940
[4] Fraunhofer ISI, Technologie-Roadmap Lithium-Ionen-Batterien 2030
[5] A. Kraytsberg and Y. Ein-Eli, Adv. Energy Mater. 2 (2012) 922
Technologiereifegrad Der Technologiereifegrad (TRL) beträgt derzeit ca. 5-6.
Folgende potenzielle Problembereiche, welche den Durchbruch dieser Technologie verzögern könnten, wurden identifiziert:
- Stabilität des Elektrolyten gegen Oxidation, Nebenreaktionen mit den Aktivmaterialien
- Korrosion der Zellkomponenten
- Zyklenfestigkeit
TRL (Technology Readiness Level) 5 - 6
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 4 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) Laden: 1h - 3h, auch 30 min möglich
Energiedichte (Wh/kg) > 270 Wh/kg
Leistungsdichte (W/kg) 700 Wh/kg (peak spec. discharge power, 30 s pulse)
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) ≤ 1%/Monat
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 75 - 95%
Kalendarische Lebensdauer (a) > 10 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) 2.000 bei 1C/1C
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) k.A.
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) k.A.
Recyclingfähigkeit Ja
Absatz, erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Keine Produktion von Komponenten und Zellen, nur Forschungsprojekte-AIT, TUGraz, VMI; Assembling von Module & Packs-Samsung, einige kleine Unternehmer
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung kW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 erwartete Markteinführung - 2020
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) USABC Goals for Advanced Batteries for EVs;Technology Roadmap Energy storage from IEA, International Energy Agency; NRW Masterplan Elektromobilität 2014
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) -25 bis +55
Materialien (Zellchemie) K: HV Spinell, Phosphate, Ni-reiche, Li, Mn-reiche Schichtoxide**; A: Si, Sn Legierungen, Kohlenstoff-Metallkomposite
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) Ni, Mn, Li, Si - OK; Co - kritischer Rohstoff
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) neues System -> neue Integrationskonzepte, bessere BMS, leistungsfähige Elektronik
Infrastruktur (F&E Bedarf) Aufbau Infrastruktur notwendig
Problembereiche - Entwicklung von Hochspannungselektrolyten: Stabilität gegen Oxidation, Nebenreaktionen mit den Aktivmaterialien
- Li, Mn-reiche Schichtoxide: Hohe irrev. Kapazitätsverluste im 1. Zyklus, Spannungsabfall, Zyklenfestigkeit
- Korrosion der Zellkomponenten
- Insgesamt LIB für mobile Anwendungen: sichere Systeme (Gehäuse, Verbindung, Kühlsystem, Leistungselektronik, BMS), Alterungsmodellierung, Recycling, Second-life...'Battery diagnostics
post LIB (Li-S; Me-Luft; Mg Batterie; ASSB)
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Das Funktionsprinzip der Technologien ist sehr unterschiedlich: von Interkalation für Mg-Ionen Batterie (-> Kathode: Ein-und Auslagerung von Mg-Ionen in der Struktur; als Anode wird Mg-Folie verwendet -> Abscheiden, Auflösen) über Oxidation/Reduktion von Sauerstoff auf Gasdiffusionselektrode-Kathode für Me-Luft Systeme (als Anoden dienen jeweilige Metallen-Li, Al, Zn) bis zu „conversion“ Mechanismus für Li-S. Während der Entladung werden Lithium Ionen an der Anode (Li Metall) aufgelöst. An der Kathode verbindet er sich mit Schwefel, wobei Lithiumsulfide entstehen. Bei den Lithium-Schwefel- und Mg-Ionen-Akkumulatoren findet der Ladungstransport innerhalb des Elektrolyten durch Metallionen statt. Beim Me-Luft System wird die Ladung durch O2 von der Luft passiert.
Speichercharakteristika Die oben genannten Speichertechnologien sind heutzutage geforsch und entwickelt. Die Zielwerte sind noch nicht erreicht: auf Zellebene Wh/kg -> Li-S (300-800 ); Li-O2 (700-1000); Zn-Luft (220-330); Mg-Ionen (400); Target Werte für Packs, die bis 2025 erreicht werden sollen: e.g. Li-S 600 Wh/kg; Li-O2 800; Die gezielte Zyklenfestigkeit für Li-S ist 1500 bis 2020 und für Li-O2 - 500.
Derzeit gibt es noch keine Serienproduktion. In Bezug auf Mg-Batterie sind in Österreich sowohl Rohstoffe als auch Know-how für Gewinnung, Bearbeitung, Recycling vorhanden. Anlagen - ebenfalls -> Nische in Batterietechnologie.
Subsysteme Me-Luft, Me-O2; Für Mg-Ionen und Li-S sind noch keine definiert
Referenzen/Links [1] Cost and performance of EV Batteries: Final report forThe Committee on Climate Change , Autors: Element Energy Limited (Shane Slater), Axeon (George Paterson, Valentina Gentili, Allan Paterson) and FRSE, School of Chemistry, University of St Andrews (Prof. P. Brus)
[2] Tudron, F.B., Akridge, J.R., and Puglisi, V.J. (2004): Lithium-Sulfur Rechargeable Batteries: Characteristics, State of Development, and Applicability to Powering Portable Electronics (AZ: Sion Power).
[3] Matthew M. Huie, David C. Bock, Esther S. Takeuchi,
Amy C. Marschilok, Kenneth J. Takeuchi, Cathode materials for magnesium and magnesium-ion based batteries, Review, Coordination Chemistry Reviews 287 (2015) 15–27
Technologiereifegrad TRL 1-4 für Me-Luft Systeme und Mg-Ionen Technologie: Die beiden Technologien sind immer noch in der Laborentwicklung / Grundlagenforschungsbereich. Die F&E fokussiert sich auf neue Materialien und Komponenten, sowie deren Kombination und Integration.
Lithium-Schwefel Technologie ist in TRL 4-6. Erste Prototypen von Li-S pack für BEV sind vorhanden (Demo am Geneva Motor show2014-Induct, France; Oxis Energy UK); China plant 40.000 packs für e-bike (500 Zyklen) bis 2018
TRL (Technology Readiness Level) 1 - 4
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 4 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) sollte gleich wie LIB sein
Energiedichte (Wh/kg) Zielwerte - noch nicht erreicht: auf Zellebene Wh/kg -> Li-S (300-800); Li-O2 (700-1.000); Zn-Luft (220-330); Mg-Ion (400);
Leistungsdichte (W/kg) Target data pack 2025: e.g. Li-S 600 Wh/kg; Li-O2 800
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) k.A.
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) > 90%
Kalendarische Lebensdauer (a) > 10 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) Li-S: 1.500 (2.020); Li-O2 (500)
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) k.A.
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) Erwartung: hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) nachhaltige und umweltfreundliche Technologien
Recyclingfähigkeit Ja (Materialien leicht rezyklierbar)
Absatz, erwartet Li-S pack in in kleiner Serie BEV (Demo am Geneva Motor show 2014 - Induct, France; Oxis Energy UK); China plant 40.000 packs für e-bike (500 Zyklen) bis 2018
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Keine Produktion; Im Bezug auf Mg-Batterie - in Österreich sowohl Rohstoffe als auch Know-how für Gewinung, Bearbeitung, Recycling vorhanden; Anlagen - ebenfalls -> Nische in Batterietechnologie
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) Ja
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung erwartet 1.000 Wh/kg (Li-O2)
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) N
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 > 2.020 (Li-S); > 2.030 (2050) - Li-O2, und andere
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) Cost and performance of EV Batteries: Final report for The Committee on
Climate Chang , Autors: Element Energy Limited (Shane Slater), Axeon (George Paterson, Valentina Gentili, Allan Paterson) and FRSE, School of Chemistry, University of St Andrews (Prof. P. Brus)
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) -25 bis +65
Materialien (Zellchemie) Kohlenstoffe, Schwefel, Katalysatoren (nicht Edelmetale), Keraik, Mg, Halkogenide, Phosphate, etc.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) alle Materialien verfügbar - keine kritischen Rohstoffe
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) Forschungsbedarf auf allen Niveaus: Komponente, Zelle, system-wissenschaftliche und engineer-Aspekte
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche Alle Systeme sind in Entwicklungsphase: Elektrolytstabilität; Materialien, Leistungen; Interphase Prozesse; Design, Gehäusertechnologie, Elektronik
L Pumpspeicher
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise In einem elektrischen Netz müssen Einspeisung und Verbrauch zu jedem Zeitpunkt übereinstimmen. Dies ist jedoch in den meisten Fällen nicht zutreffend, weshalb regulierend eingegriffen werden muss. Übersteigt das Angebot die Nachfrage, beschleunigen die Generatoren konventioneller Kraftwerke aufgrund der geringeren Last auf der Netzseite. Als Konsequenz steigt die Netzfrequenz. Pumpspeicherkraftwerke können angefahren werden, um den Überschuss an elektrischer Energie zu kompensieren. Hierfür wird die überschüssige Energie gespeichert, indem Wasser von einem niedrigeren Niveau auf ein höheres gepumpt und in Form von potentieller Energie gespeichert wird. Übersteigt im umgekehrten Fall die Nachfrage das Angebot, werden die Generatoren aufgrund der höheren Last verzögert und die Netzfrequenz sinkt. Die fehlende Energie wird kompensiert, indem das Wasser über den Druckschacht und die Turbine vom Oberbecken zum Unterbecken geleitet wird. Die Turbine treibt dabei einen Generator an und die zuvor gespeicherte potentielle Energie wird wieder in elektrischen Strom rückgewandelt.
Speichercharakteristika Pumpspeicheranlagen zeichnen sich durch ihre rasche Reversierbarkeit und die hohe Leistungsaufnahme – bis hin zu mehreren 100 MW - aus, wobei die Leistungsaufnahme und –abgabe von den Speicherbeckenvolumina und der Höhendifferenz abhängen. Weiters gibt es bei dieser Technologie quasi keine Selbstentladung, sondern gespeichertes Wasser im Oberbecken kann auch über Monate dort gelagert werden. Eine Langzeitspeicherung ist genauso möglich, wie die Verwendung von kleineren (S) Pumpspeicheranlangen als Kurzzeitspeicherform. Pumpspeicheranlagen werden auf Grund ihrer Flexibilität auch zur Netzregelung herangezogen, was bei anderen Technologien nicht immer der Fall ist.
Subsysteme keine
Referenzen/Links [1] Vennemann, P., Thiel L., Funke H.-C., Pumped Storage Plants in the Future Power Supply System. VGB powerTech 1/2 of 2010 pp. 44-48.
[2] Doujak, E., Unterberger, P., Bauer, C., Modulare Pumpturbine als Unterstützung bei der Einbindung alternativer Energien ins dezentrale Stromnetz, VGB PowerTech, 9 (2012), S. 68 - 77.
Technologiereifegrad Für die großen Pumpspeicheranlagen (L) liegt der Forschungsbedarf auf der betrieblichen Seite und der Möglichkeit die Maschinensätze im sogenannten Low Load Bereich zu fahren. Dieser kann auch als „quasi“ Stand-by Betrieb gesehen werden, um rasch auf die Bedürfnisse des Netzes reagieren zu können. Im Bereich der kleinen Pumpspeicheranlagen (S) liegt der Technologiereifegrad niedriger, weil hier technologisch noch gewisse Maschinentypen entwickelt bzw. im Prototyp getestet werden müssen. Daraus leitet sich auch der Forschungsbedarf in Richtung Technologieentwicklung und Senkung der spezifischen Investmentkosten ab.
TRL (Technology Readiness Level) 9
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 1 - 3
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) schnell, wenn synchronisiert
mittel, wenn Kaltstart
Energiedichte (Wh/kg) k.A.
Leistungsdichte (W/kg) 10 - 60 W/m²
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) kaum vorhanden, nur durch natürliche Verdunstung des Wassers im Speicher. Wenn allerdings ein natürlicher Zufluss gegeben ist oder die Niederschlagsmenge ausreicht, dann ist die "quasi" Selbstentladung des Speichers fast null.
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) bis zu 82%
Kalendarische Lebensdauer (a) Elektromaschinelle Ausrüstung bis zu 70 Jahren Bau bis zu 100 Jahren und mehr
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) Moderne Anlagen sind für 60 Start/Stops pro Tag ausgelegt. Hochgerechnet auf die Lebensdauer würde dies eine Zyklenanzahl von ca. 1,5 Mio ergeben
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) Elektromaschinelle Ausrüstung 800 - 1.000 €/kW
Investmentkosten gesamt : Neubau ca. 3.000 - 5.000 €/kW (Europa, weltweit durchaus auch günstiger)
Investmentkosten Umbau : 1.000 - 3.000 €/kW (Europa, weltweit durchaus auch günstiger)
Generell hängen die gesamten Investmentkosten sehr stark von den baulichen Maßnahmen ab, d.h. wenn viele bauliche Maßnahmen getroffen werden müssen, verteuert sich das Investment. Bauliche Maßnahmen schlagen mit ca. 60% der Investmentkosten beim Neubau nieder.
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Limitierung durch Wasserrahmenrichtlinie: Ökologie: Natürlichkeit (Zustand und Morphologie), Seltenheit (Gewässer und Zustand), Ökologische Schlüsselfunktion (Habitat, ökolog. Funktionsfähigkeit), räumliche Ausweitung der Wirkung => geringeres Potential vorhanden
Recyclingfähigkeit Ja, Rückbau einer Anlage wurde allerdings durch die lange Lebensdauer nicht durchgeführt. Theoretisch allerdings möglich.
Absatz, erwartet gering
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Global Player in Ö vorhanden, Bereits realisierte Großanlagen da, Forschung durch Universitäten und Industrie gegeben
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung MW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) eher zentral
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 k.A.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) eigene Erfahrungen
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) kein Thema
Materialien (Zellchemie) kein Thema
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) vorhanden bzw. keine spezifische Notwendigkeit
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) Anlagen sind vorhanden, doch Teillastbetrieb muss untersucht werden
Problembereiche Laborinfrastruktur fördern und erweitern, vorhandene Ressourcen leicht ausbauen, damit die Untersuchungen absolviert werden können. Fachwissen auf Universitäten und in der Industrie vorhanden.
S Pumpspeicher
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise In einem elektrischen Netz müssen Einspeisung und Verbrauch zu jedem Zeitpunkt übereinstimmen. Dies ist jedoch in den meisten Fällen nicht zutreffend, weshalb regulierend eingegriffen werden muss. Übersteigt das Angebot die Nachfrage, beschleunigen die Generatoren konventioneller Kraftwerke aufgrund der geringeren Last auf der Netzseite. Als Konsequenz steigt die Netzfrequenz. Pumpspeicherkraftwerke können angefahren werden, um den Überschuss an elektrischer Energie zu kompensieren. Hierfür wird die überschüssige Energie gespeichert, indem Wasser von einem niedrigeren Niveau auf ein höheres gepumpt und in Form von potentieller Energie gespeichert wird. Übersteigt im umgekehrten Fall die Nachfrage das Angebot, werden die Generatoren aufgrund der höheren Last verzögert und die Netzfrequenz sinkt. Die fehlende Energie wird kompensiert, indem das Wasser über den Druckschacht und die Turbine vom Oberbecken zum Unterbecken geleitet wird. Die Turbine treibt dabei einen Generator an und die zuvor gespeicherte potentielle Energie wird wieder in elektrischen Strom rückgewandelt.
Speichercharakteristika Pumpspeicheranlagen zeichnen sich durch ihre rasche Reversierbarkeit und die hohe Leistungsaufnahme – bis hin zu mehreren 100 MW - aus, wobei die Leistungsaufnahme und –abgabe von den Speicherbeckenvolumina und der Höhendifferenz abhängen. Weiters gibt es bei dieser Technologie quasi keine Selbstentladung, sondern gespeichertes Wasser im Oberbecken kann auch über Monate dort gelagert werden. Eine Langzeitspeicherung ist genauso möglich, wie die Verwendung von kleineren (S) Pumpspeicheranlangen als Kurzzeitspeicherform. Pumpspeicheranlagen werden auf Grund ihrer Flexibilität auch zur Netzregelung herangezogen, was bei anderen Technologien nicht immer der Fall ist.
Subsysteme keine
Referenzen/Links [1] Vennemann, P., Thiel L., Funke H.-C., Pumped Storage Plants in the Future Power Supply System. VGB powerTech 1/2 of 2010 pp. 44-48.
[2] Doujak, E., Unterberger, P., Bauer, C., Modulare Pumpturbine als Unterstützung bei der Einbindung alternativer Energien ins dezentrale Stromnetz, VGB PowerTech, 9 (2012), S. 68 - 77.
Technologiereifegrad Kleine Pumpspeicheranlagen (S) sind am Markt noch nicht etabliert, da es wenige Anwendungen gibt. Allerdings entwickelt sich hier gerade eine Option, um auch neue Möglichkeiten der dezentralen Speicherung durch diese Technologie zu bewerkstelligen. Im Bereich der kleinen Pumpspeicheranlagen (S) liegt der Technologiereifegrad niedriger als bei großen Pumpspeicheranlagen (L), weil hier technologisch noch gewisse Maschinentypen entwickelt bzw. im Prototyp getestet werden müssen. Daraus leitet sich auch der Forschungsbedarf in Richtung Technologieentwicklung und Senkung der spezifischen Investmentkosten ab.
TRL (Technology Readiness Level) 4
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 5
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) schnell, wenn synchronisiert
mittel, wenn Kaltstart
Energiedichte (Wh/kg) k.A.
Leistungsdichte (W/kg) 10 - 60 W/m²
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) kaum vorhanden, nur durch natürliche Verdunstung des Wassers im Speicher. Wenn allerdings ein natürlicher Zufluss gegeben ist oder die Niederschlagsmenge ausreicht, dann ist die "quasi" Selbstentladung des Speichers fast null.
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) bis zu 80% (rechnerisch, da noch keine Anlage gebaut wurde)
Kalendarische Lebensdauer (a) Elektromaschinelle Ausrüstung bis zu 70 Jahren Bau bis zu 100 Jahren und mehr
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) Moderne Anlagen sind für 60 Start/Stops pro Tag ausgelegt. Hochgerechnet auf die Lebensdauer würde dies eine Zyklenanzahl von ca. 1,5 Mio ergeben
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) Elektromaschinelle Ausrüstung 300 - 800 €/kW Die spezifischen Investmentkosten liegen durchaus im Bereich der Großanlagen, vielleicht ein wenig günstiger, wenn man kleinere Speicher bauen muss.
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Ökologische Performance besser, da weniger Natur benötigt wird. Speicher in den Alpen bereits vorhanden, dadurch geringer Eingriff. Riesiges Potential vorhanden, braucht nur entwickelt zu werden.
Recyclingfähigkeit Ja, Rückbau einer Anlage wurde allerdings durch die lange Lebensdauer nicht durchgeführt. Theoretisch allerdings möglich.
Absatz, erwartet höher
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Hersteller in Ö vorhanden, Demoprojekt noch nicht umgesetzt, Forschung an den Universitäten vorhanden
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung kW-MW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) eher dezentral in der Nähe der Erzeugung
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 Senkung der Investmentkosten
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) eigene Erfahrungen
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) kein Thema
Materialien (Zellchemie) kein Thema
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) vorhanden bzw. keine spezifische Notwendigkeit
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) - Ausbau der vorhandenen kleinen Speicher für die dezentrale Pumpspeicherung
- Entwicklung von entsprechenden elektromaschinellen Ausrüstungsteilen
Problembereiche derzeitige F&E Aktivitäten in einem Prototypen umsetzen und testen
Schwungmassenspeicher FESS
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Diese Art der Speicherung von elektrischer Energie ist eine ökologisch und ökonomisch nachhaltige Technologie für die dezentrale Energiespeicherung mit langen Lebenszyklen ohne Leistungseinbußen durch zu hohe Entladungstiefe und einem Minimum an System-Wartung.
FESS (Flywheel Energy Storage System) sind mechanische Batterien, die elektrische in kinetische Energie wandeln und vice versa. Bei einem Überangebot an elektrischer Energie beschleunigt das Drehmoment eines Motors das Schwungrad bis der Ladevorgang abgeschlossen ist. Danach wird die kinetische Energie durch das schnell drehende Schwungrad gespeichert, solange es die Selbstentladung zulässt. Bei Bedarf an elektrischer Energie, verzögert das Bremsmoment eines Generators das Schwungrad bis es vollständig entladen ist oder die maximale Entladungstiefe erreicht ist. Die Rotationsverluste werden durch den Betrieb in einem evakuierten Gehäuse und durch den Einsatz von aktiver magnetischer Lagerung minimiert.
Speichercharakteristika FESS sind bei Parallelschaltung von Einzelsystemen beliebig skalierbar in Bezug auf Energieinhalt und Leistung, siehe [1,3]. Es besteht die Möglichkeit der Netzregulierung bei Großsystemen, der Rekuperation bei mobilen Systemen [4-6] und der Langzeitspeicherung von ungenutzter Energie (Sonne oder Wind). FESS dienen damit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energieträger.
Subsysteme Dezentrale stationäre FESS; [1,2,3]
Mobile FESS; [4,5,6]
Kurzzeitspeicher < 1h; [1-6]
Langzeitspeicher > 1h - < 12h; LTS-Flywheel TU Wien [7]
Referenzen/Links [1] http://beaconpower.com/carbon-fiber-flywheels/(last seen, 06.04.2016).
[2] http://www.power-thru.com/ (last seen, 17.03.2016).
[3] http://stornetic.com/. http://stornetic.com/ (last seen, 17.03.2016).
[4] http://www.gkn.com/landsystems/brands/hybrid-power/ technology-andinnovation/Pages/default.aspx (last seen, 17.03.2016).
[5] http://www.torotrak.com/products-partners/products/flybrid/
(last seen, 17.03.2016).
[6] http://www.ricardo.com/en-GB/News–Media/Press-releases/ Newsreleases1/2011/Breakthrough-in-Ricardo-Kinergy-second-generation-high-speedflywheel-technology/ (last seen, 17.03.2016).
[7] A. Schulz, S. Hartl, H. Sima, et al. Innovative flywheel energy storage system with high energy efficiency and reliability. e&i
Elektrotechnik und Informationstechnik, 132(8):481–490, 2015.
[8] S. Hartl. Analysis of Fiber Reinforced Filament Wound Rotors.
Dissertation, TU–Wien, voraussichtliches Ende Mai 2016.
[9] H. Sima. Erhöhung der erzielbaren Speicherzeit von magnetisch gelagerten Schwungradspeichern. Dissertation, TU–Wien, 2014.
[10] A. Schulz. Entwicklung eines aktiven Magnetlagers mit hoher Betriebssicherheit. Dissertation, TU–Wien, 2006.
[11] S. Hartl, A. Schulz, H. Sima, T. Koch, and M. Kaltenbacher. A static burst test for composite flywheel rotors. Applied Composite Materials, pages 1–18, 2015.
[12] S. Hartl and M. Kaltenbacher. Design of a cfrp hollow shaft to increase the energy density of a flywheel rotor. Composites Part B: Engineering, to be published 2016.
[13] S. Hartl, A. Schulz, and M. Kaltenbacher. Optimum design of a high energy density composite flywheel rotor. In Proc. of the Vienna young Scientists Symposium, Wien, Austria, June 25-26 2015. TU Wien.
[14] S. Hartl, A. Schulz, and M. Kaltenbacher. Design of a carbon fiber reinforced plastic shaft for a high speed flywheel rotor. In Proc. of the International Conference on Composite Materials, Cobenhagen, Denmark, July 19-24 2015.
[15] S. Hartl, A. Schulz, and M. Kaltenbacher. Direct estimation of the elastic constants of cfrp plates by using lagrange’s equation. In Proc. of the International Conference on Composite Structures, Lisbon, Portugal, June 15-18 2015.
[16] S. Hartl. Metrological recording of load limits and identification of the material parameters of composite flywheel rotors. Diploma thesis, TU–Wien, 2012.
Technologiereifegrad TRL 9 bei allen genannten Subsystemen bis auf Langzeitspeicher TRL 4
TRL (Technology Readiness Level) 4 - 9
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 5 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) sehr schnell (Zugriffszeiten im Millisekundenbereich)
Energiedichte (Wh/kg) bis zu 100 Wh/kg bei Verwendung von faserverstärkten Kunststoffen für den Rotor
Leistungsdichte (W/kg) Ist vom verwendeten Motor/Generator abhängig
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) bis zu 100%/Tag (Kurzzeitspeicher im Sekunden - Minuten Bereich)
bis zu 24%/Tag (Langzeitspeicher designed für 12 Stunden)
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 80 - 90%
Kalendarische Lebensdauer (a) 20 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) nicht begrenzt
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) Ziel: 1.000 €/nutzbarer kWh
Kommerziell verfügbare Systeme sind viel teurer, weil die Nachfrage für saubere Energiespeicherung nicht existiert und damit keine Serienproduktion anläuft.
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Ökologisch nachhaltig: keine seltenen Erden oder sonstige toxischen Stoffe
Recyclingfähigkeit Weitestgehend voll rezyklierbar
Absatz, erwartet Hängt von politischer Förderung und wirtschaflicher Akzeptanz ab! Derzeit keine Angabe möglich.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) keine Hersteller in Österreich
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung 0,005 - 5 MW beliebig skalierbar nach oben!
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 Iterative Effizienzsteigerung durch Verwendung neuer Materialien und Geometrien für den Rotor bzw. durch energieeffiziente Ansteuerung der aktiven Magnetlager.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) siehe Technologiebeschreibung!
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) -40 bis 80°C
Materialien (Zellchemie) Alle gängigen Metalle, faserverstärkte Kunststoffe, sonstige Polymere.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) keine Probleme bei Verfügbarkeit.
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) J
Infrastruktur (F&E Bedarf) Durch Erhöhung der Stückzahl wird sich diese Technologie langfristig etablieren. Benachteiligungen durch politische Barrieren (Unwirksamkeit der Vorteile), wie z.B. Emissionsfreiheit, CO2 Einsparung, aufheben.
Problembereiche Aufbau von politschen und wirtschaftlichen Barrieren für toxische, Ressourcen belastende, herkömmliche Technologien.
Buoyant Energy Hydr. Speicher
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Buoyant Energy ist ein neuartiger Ansatz und besteht aus hydraulischen, schwimmenden Offshore-Systemen zur Umwandlung und Speicherung elektrischer Energie. Kern des Konzeptes ist eine Art „schwimmendes Pumpspeicherkraftwerk“. Bei diesem Prinzip wird Wasser zwischen einem großen schwimmenden Reservoir (z.B. aus Beton) und dem umgebenden Meer oder Binnengewässer je nach Energieerfordernis (Stromüberschuss/Stromnachfrage) hin und her bewegt. Im Pumpbetrieb wird Wasser aus dem Reservoir ins umgebende Gewässer gepumpt, das Reservoir hebt sich und Energie wird gespeichert. Im Turbinenbetrieb strömt Wasser aus dem umgebenden Gewässer ins Reservoir, das Reservoir senkt sich ab und Energie wird freigesetzt. Die elektrische Energie wird vollständig in Form von potentieller Energie gespeichert.
Speichercharakteristika Das grundlegende Buoyant Energy Konzept ist einfach, beliebig skalierbar, mobil (Standortwechsel möglich), verfügt über eine hohe Lebensdauer, unbegrenzte Zyklenanzahl und kann für unterschiedlichste Anwendungsfelder genutzt werden (anpassbare Kapazität, Leistung, etc.). Die Vielzahl der möglichen Ausgestaltungsformen z.B. als schwimmende Mehrzweck-Plattform erlaubt die Kombination mit Erneuerbaren Energien (EE) bzw. mit schwimmender Infrastruktur. Vorhandene Technologien bieten sich als Basis für eine beschleunigte Weiterentwicklung an.
Subsysteme keine
Referenzen/Links • Aufleger, M.; Brinkmeier, B.; Neisch, V.; Klar, R. (2012): New Approaches of Water as Energy Storage. In: 2nd IAHR Europe Congress: Water infinitely deformable but still limited; 27. - 29. June 2012. Proceedings. München: Technische Universität München, S. D14.
• Aufleger, M.; Brinkmeier, B.; Klar, R.; Neisch, V. (2012): Wasser als Energiespeicher - neue Ideen und Konzepte. In: WasserWirtschaft - Fachzeitschrift für Wasser und Umwelttechnik 2012/08, S. 24 - 28.
• Neisch, Valerie; Aufleger, Markus; Klar, Robert; Lumassegger, Simon (2015): A Comprehensive Hydraulic Gravity Energy Storage System – both for Offshore and Onshore Applications. In: E-proceedings of the 36th IAHR World Congress "Deltas of the Future and what happens upstream". 28 June – 3 July, 2015, The Hague, the Netherlands. Madrid: International Association for Hydro-Environment Engineering and Research (IAHR), ISBN 978-90-824846-0-1, S. 1 - 7.
Technologiereifegrad Das Bewertungsgremium des FFG Energieforschungsprogramms 1. Ausschreibung (2014) stufte das Buoyant Energy Konzept als Technologiereifegrad 4 (TRL 4) ein. Ihrer Meinung zufolge handelt es sich um das Zusammenfügen und die Weiterentwicklung bekannter Technologien bzw. Technologiekomponenten.
TRL (Technology Readiness Level) 4
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 5 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) schnell
Energiedichte (Wh/kg) 0,2 - 0,4 Wh/kg
Leistungsdichte (W/kg) 0,2 - 0,4 W/kg
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) keine
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 80 % - 85 % (Strom/Strom)
Kalendarische Lebensdauer (a) >> 50 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) unbegrenzt
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) noch in Untersuchung
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch (bei landschaftsverträglicher Bauweise)
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) sehr gut, nur unkritische Materialien (Wasser, Beton, Stahl ..), Ökobilanz erforderlich!
Recyclingfähigkeit unproblematisch
Absatz, erwartet potentiell sehr viele, abhängig von Kosten
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) sehr hoch! (Pumpspeicher = Österreichische Kernkompetenz)
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung sehr wenige bis mehrere MW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 Investitionskosten von 1.000 bis 2.000 Euro
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) http://www.buoyant-energy.com
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) k.A.
Materialien (Zellchemie) k.A.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) k.A.
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche k.A.
Power Tower Hydr. Speicher
Datei exportieren (.csv)
Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Das Funktionsprinzip des „Powertower“ basiert auf der altbewährten Pumpspeichertechnologie. In einem Powertower wird elektrische Energie gespeichert, indem ein schwerer Auflastkolben mithilfe einer Pumpturbine in einem Wasser gefüllten Zylinder nach oben befördert wird. Somit wird potentielle Energie aufgebaut. Zur Energierückgewinnung wird der Kolben wieder abgesenkt und mit dem umgekehrten Wasserstrom eine Turbine angetrieben. Das System ist robust, langlebig und effizient. Im Gegensatz zu einem Pumpspeicherwerk ist es nicht auf einen topographischen Höhenunterschied angewiesen, sondern kann auch im Flachland errichtet und betrieben werden. Powertower sind sowohl über- als auch unterirdisch in Schächten realisierbar. Die Pumpturbine, die zur Bewegung des Kolbens dient, kann im Kolben integriert werden oder außerhalb des Zylinders an einem externen Umlaufrohr angebracht sein.
Speichercharakteristika Powertower haben mit etwa 80% einen ähnlich hohen Wirkungsgrad wie Pumpspeicherkraftwerke. Sie sind robust und haben eine lange Lebensdauer von mehr als 50 Jahren. Ihre Zyklenzahl ist nicht begrenzt und sie ermöglichen schnelle Ladewechsel innerhalb von wenigen Minuten. Aufgrund ihrer geringen Energiedichte müssen Powertower relativ groß gebaut werden, ehe sie wirtschaftlich arbeiten können. Die Investitionskosten sind somit auch die größte Herausforderung des Systems. Einmal gebaut, sind die Betriebs- und Wartungskosten (Maschinentechnik, Dichtungssystem) dagegen gering.
Subsysteme keine
Referenzen/Links • Aufleger, M.; Brinkmeier, B.; Neisch, V.; Klar, R. (2012): New Approaches of Water as Energy Storage. In: 2nd IAHR Europe Congress: Water infinitely deformable but still limited; 27. - 29. June 2012. Proceedings. München: Technische Universität München, S. D14.
• Aufleger, M.; Brinkmeier, B.; Klar, R.; Neisch, V. (2012): Wasser als Energiespeicher - neue Ideen und Konzepte. In: WasserWirtschaft - Fachzeitschrift für Wasser und Umwelttechnik 2012/08, S. 24 - 28.
• Neisch, Valerie; Aufleger, Markus; Klar, Robert; Lumassegger, Simon (2015): A Comprehensive Hydraulic Gravity Energy Storage System – both for Offshore and Onshore Applications. In: E-proceedings of the 36th IAHR World Congress "Deltas of the Future and what happens upstream". 28 June – 3 July, 2015, The Hague, the Netherlands. Madrid: International Association for Hydro-Environment Engineering and Research (IAHR), ISBN 978-90-824846-0-1, S. 1 - 7.
Technologiereifegrad Im Rahmen eines Forschungsprojektes des Klima- und Energiefonds, gefördert durch die FFG, wurde an zwei Modellversuchen an der Universität Innsbruck am Arbeitsbereich Wasserbau die Funktionsfähigkeit des Systems nachgewiesen. Dabei wurde sowohl die Ausführungsvariante eines Powertowers mit innenliegender als auch mit externer Pumpturbine im Wasserbaulabor umgesetzt und untersucht. Gemessen wurden dabei die hydraulischen Verluste im System und die Leistungsfähigkeit. Somit ist der Powertower auf einer Entwicklungsstufe von einem TRL von 3-4. Aktuell wird ein Großversuch im Rahmen industrieller Forschung mit einem Powertower in einem Schacht von 25-30 m Tiefe und 12-15 m Durchmesser vorbereitet.
TRL (Technology Readiness Level) 3 - 4
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 3 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) schnell
Energiedichte (Wh/kg) 0,2 - 0,4 Wh/kg
Leistungsdichte (W/kg) 0,2 - 0,4 W/kg
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) keine nennenswerte Selbstentladung (bei funktionierender Dichtung)
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 80% - 85% (Strom/Strom)
Kalendarische Lebensdauer (a) >> 50 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) unbegrenzt
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) noch in Untersuchung (1.000 bis 5.000 Euro / kWh)
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch (bei landschaftsverträglicher Bauweise)
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) sehr gut, nur unkritische Materialien (Wasser, Beton, Stahl ..), Ökobilanz erforderlich!
Recyclingfähigkeit unproblematisch
Absatz, erwartet potentiell sehr viele, abhängig von Kosten
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) sehr hoch! (Pumpspeicher = Österreichische Kernkompetenz)
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung wenige bis mehrere MW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 Investitionskosten von 1.500 bis 3.000 Euro
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) http://www.powertower.eu
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) k.A.
Materialien (Zellchemie) k.A.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) k.A.
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche k.A.
Druckluftspeicher CAES
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Bei der diabaten Druckluftspeicherung (CAES) wird die Luft mittels Verdichter in einer entsprechenden Kaverne als Druckluft gespeichert.
Die beim Verdichtungsprozess anfallende Wärme wird an die Umgebung abgegeben und ist damit nicht weiter nutzbar. Bei Bedarf wird die Druckluft in einer Brennkammer durch Zufuhr von Erdgas erhitzt, über einen Expander entspannt und die potentielle Energie in mechanische Energie umgewandelt. Der Speicherwirkungsgrad dieser Anlagen der 1. Generation liegt bei etwa 42%. Bei dem sogenannten adiabaten Druckluftspeicherkraftwerk (engl. Adiabatic Compressed Air Energy Storage – ACAES) wird der Verdichter nicht gekühlt und die anfallende Wärme der komprimierten Druckluft in einem Wärmespeicher zwischengespeichert. Wird die Luft wieder entspannt, durchläuft sie vorher den Wärmespeicher und wird so wieder erhitzt. Es wird kein Erdgas zur Erwärmung der Luft gebraucht. Während der Expansion im Expander kühlt die Luft ab. Der erwartete Speicherwirkungsgrad dieser Anlagen der 3. Generation liegt bei 70%, wobei die Verdichteraustrittstemperatur den entscheidenden Faktor darstellt. Anlagen der 2. Generation nutzen die Abwärme des Expanders zur Vorwärmung der verdichteten Luft nach der Kaverne. Diese Anlagen erreichen Speicherwirkungsgrade von etwa 55%.
Speichercharakteristika Die Druckluftspeicherung ist wie die Pumpspeicherung eine Technologie, die sich durch eine große Flexibilität und Energiemenge auszeichnet. Sie kann auch für die Netzregulierung eingesetzt werden und dient damit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energieträger.
Subsysteme keine
Referenzen/Links [1] Herbst H.C., Maaß P., “Das 290 –MW-Luftspeicher-Gasturbinenkraftwerk Huntorf. Bau, Inbetriebnahme, Betriebserfahrungen”, VGB Kraftwerkstechnik, 60, Heft 3, pp. 3 – 16, 1980
[2] Nakhamkin M., Andersson L., Swensen E., Howard J., Meyer R., Schainker R., Pollak R., Metha B., “AEC 110 MW CAES plant. Status of project”, ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, Vol. 114, No. 4, pp. 695 – 700, 1992
[3] Marchese D., “Norton Energy Storage and CAES: Resiliency in Uncertain Markets”, Compressed Air Energy Storage (CAES) Scoping Workshop, 2008
[4] Freund S., Marquardt R., Moser P., „ADELE adiabatic compressed air energy storage – Status and perspectives“, VGB PowerTech, Vol. 5, pp. 66 – 70, 2013
Technologiereifegrad CAES-Systeme der 1. und 2. Generation haben bereits einen hohen Technologiereifegrad erreicht, da die gebauten Anlagen seit mehreren Jahrzehnten erfolgreich laufen. In den ACAES-Anlagen der 3. Generation versucht man, die bei der Verdichtung anfallende Wärme zu speichern und dadurch den Wirkungsgrad dieses Verfahrens zu erhöhen. Die technologischen Herausforderungen sind Turboverdichter mit hohen Austrittstemperaturen (650°C) und hohem Austrittsdruck (70 bar) sowie kompakte Wärmespeicher für schnelle Lastwechsel und hohe Zyklenzahlen
TRL (Technology Readiness Level) 7
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 1 - 3
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) Reaktionszeit in Minuten
Energiedichte (Wh/kg) k.A.
Leistungsdichte (W/kg) k.A.
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) keine
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 55%
Kalendarische Lebensdauer (a) Elektromaschinelle Ausrüstung 40 Jahre Bau (Kaverne) 100 Jahre und mehr
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) unbegrenzt
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) 600 - 1.000 €/kWh
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Sole-Auswaschung mit Frischwasser bringt bei Salzkavernen große Solewassermengen; Solewasser muss entsorgt werden
Recyclingfähigkeit Ja
Absatz, erwartet gering
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) gering
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) Ja
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung 10 - 300 MW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) zentral
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 k.A.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) eigene Erfahrung
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) kein Thema
Materialien (Zellchemie) kein Thema
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) vorhanden bzw. keine spezifische Notwendigkeit
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) Solche Anlagen werden heute kaum mehr umgesetzt, da die Technologie in Richtung ACAES geht.
Problembereiche k.A.
Thermodyn. Speicher (Bsp. ACAES)
Datei exportieren (.csv)
Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Bei der diabaten Druckluftspeicherung (CAES) wird die Luft mittels Verdichter in einer entsprechenden Kaverne als Druckluft gespeichert.
Die beim Verdichtungsprozess anfallende Wärme wird an die Umgebung abgegeben und ist damit nicht weiter nutzbar. Bei Bedarf wird die Druckluft in einer Brennkammer durch Zufuhr von Erdgas erhitzt, über einen Expander entspannt und die potentielle Energie in mechanische Energie umgewandelt. Der Speicherwirkungsgrad dieser Anlagen der 1. Generation liegt bei etwa 42%. Bei dem sogenannten adiabaten Druckluftspeicherkraftwerk (engl. Adiabatic Compressed Air Energy Storage – ACAES) wird der Verdichter nicht gekühlt und die anfallende Wärme der komprimierten Druckluft in einem Wärmespeicher zwischengespeichert. Wird die Luft wieder entspannt, durchläuft sie vorher den Wärmespeicher und wird so wieder erhitzt. Es wird kein Erdgas zur Erwärmung der Luft gebraucht. Während der Expansion im Expander kühlt die Luft ab. Der erwartete Speicherwirkungsgrad dieser Anlagen der 3. Generation liegt bei 70%, wobei die Verdichteraustrittstemperatur den entscheidenden Faktor darstellt. Anlagen der 2. Generation nutzen die Abwärme des Expanders zur Vorwärmung der verdichteten Luft nach der Kaverne. Diese Anlagen erreichen Speicherwirkungsgrade von etwa 55%.
Speichercharakteristika Die Druckluftspeicherung ist wie die Pumpspeicherung eine Technologie, die sich durch eine große Flexibilität und Energiemenge auszeichnet. Sie kann auch für die Netzregulierung eingesetzt werden und dient damit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energieträger.
Subsysteme keine
Referenzen/Links [1] Herbst H.C., Maaß P., “Das 290 –MW-Luftspeicher-Gasturbinenkraftwerk Huntorf. Bau, Inbetriebnahme, Betriebserfahrungen”, VGB Kraftwerkstechnik, 60, Heft 3, pp. 3 – 16, 1980
[2] Nakhamkin M., Andersson L., Swensen E., Howard J., Meyer R., Schainker R., Pollak R., Metha B., “AEC 110 MW CAES plant. Status of project”, ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, Vol. 114, No. 4, pp. 695 – 700, 1992
[3] Marchese D., “Norton Energy Storage and CAES: Resiliency in Uncertain Markets”, Compressed Air Energy Storage (CAES) Scoping Workshop, 2008
[4] Freund S., Marquardt R., Moser P., „ADELE adiabatic compressed air energy storage – Status and perspectives“, VGB PowerTech, Vol. 5, pp. 66 – 70, 2013
Technologiereifegrad CAES-Systeme der 1. und 2. Generation haben bereits einen hohen Technologiereifegrad erreicht, da die gebauten Anlagen seit mehreren Jahrzehnten erfolgreich laufen. In den ACAES-Anlagen der 3. Generation versucht man, die bei der Verdichtung anfallende Wärme zu speichern und dadurch den Wirkungsgrad dieses Verfahrens zu erhöhen. Die technologischen Herausforderungen sind Turboverdichter mit hohen Austrittstemperaturen (650°C) und hohem Austrittsdruck (70 bar) sowie kompakte Wärmespeicher für schnelle Lastwechsel und hohe Zyklenzahlen.
TRL (Technology Readiness Level) 3 - 4
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 3 - 5
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) Reaktionszeit in Minuten
Energiedichte (Wh/kg) k.A.
Leistungsdichte (W/kg) k.A.
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) keine
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 70%
Kalendarische Lebensdauer (a) Elektromaschinelle Ausrüstung 40 Jahre Bau (Kaverne) 100 Jahre und mehr
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) unbegrenzt
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) 600 - 1.000 €/kWh
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Sole-Auswaschung mit Frischwasser bringt bei Salzkavernen große Solewassermengen; Solewasser muss entsorgt werden.
Recyclingfähigkeit Ja
Absatz, erwartet gering
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) gering
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) Ja
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung 10 - 300 MW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) zentral
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 Technologieentwicklung
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) eigene Erfahrung
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) kein Thema
Materialien (Zellchemie) kein Thema
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) vorhanden bzw. keine spezifische Notwendigkeit
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) - Verdichter mit hoher Austrittstemperatur
- Wärmespeicher / Technologie
- Gleitdruckturbine
Problembereiche F&E Aktivitäten aufbauen und Laborprototyp testen
AEL P-t-G Elektrolyse
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Unter dem Begriff Power-to-Gas versteht man die Nutzung von (überschüssiger) elektrischer Energie aus erneuerbaren Energieträgern zur Produktion von Wasserstoff in einem Elektrolyseur und optional auch die Synthese dieses erzeugten Wasserstoffs mit Kohlendioxid zu Methan oder zu anderen Kohlenwasserstoffen (durch den zusätzlichen Prozessschritt der Methanisierung ist der Wirkungsgrad für CH4 geringer als jener von H2 als Produktoutput). Neben Methan kann der Wasserstoff auch zu anderen Kohlenwasserstoffen, wie beispielsweise zu Methanol, Ethanol, Dimethylether oder Ameisensäure synthetisiert werden.
Im Kontext Power-to-Gas sind unterschiedliche Anwendungsmöglichkeiten integriert, die bspw. im folgenden Schema abgebildet sind und die jeweils auf die Elektrolyse und Produktion von Wasserstoff in einem ersten Schritt basieren:
1. Wasserstoff wird aus (überschüssiger) elektrischer Energie hergestellt und im Mobilitätsbereich oder als chemischer Grundstoff in der Industrie eingesetzt. Auch die Einspeisung in das Erdgasnetz ist bis zu einem gewissen Anteil (aktuell bis zu 4 Vol %) möglich und so kann der Wasserstoff auch für die Bereitstellung von Endenergie (Wärme, Strom, Transport) verwendet werden.
2. Aus dem Wasserstoff wird in weiterer Folge mit Kohlendioxid synthetisches Methan hergestellt. Dieses kann bei entsprechender Qualität ohne besondere Restriktionen in das Erdgasnetz eingespeist und so zur Bereitstellung von Endenergie (Wärme, Strom, Transport) genutzt werden.
3. Aus Wasserstoff und Kohlendioxid können aber auch Synthesegas und in weiterer Folge andere Kohlenwasserstoffe (wie beispielsweise Methanol, Ethanol, Dimethylether oder Ameisensäure) hergestellt werden. Diese können im Mobilitätsbereich oder auch als chemische Grundstoffe in der Industrie eingesetzt werden.
Die Hauptkomponente in einem Power-to-Gas System stellt der Elektrolyseur dar. Dieser nutzt elektrischen Strom zur Spaltung von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff, gemäß der folgenden Reaktionsgleichung (1). Je nach eingesetztem Elektrolyt kann zwischen alkalischen (AEC), Protonen-Austausch-Membran (PEMEC) und Festoxid-Elektrolyseuren (SOEC) unterschieden werden.
2 H2O → 2 H2 + O2
Speichercharakteristika Elektrolyseure im Kontext Power-to-Gas besitzen alternative Speichercharakteristika als alternative Stromspeichertechnologien, da eine Energiespeicherung und Umwandlung der Energie in Wasserstoff und/oder Methan keine Rückverstromung bedingt.
So sind etwa Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.). Die Wirkungsgrade von dynamischen Elektrolyseuren reichen von 30% mit Rückverstromung bis zu 85% bei einer reinen Wasserstoffproduktion ohne Rückverstromung aber mit umfassender Abwärmenutzung. Hierbei können bis zu 100.000 Betriebsstunden stark abhängig von Betriebsweise und Anzahl der Start/Stop-Zyklen erreicht werden.
Durch die Einspeisung der Energieträger etwa in das Erdgasnetz kommt es zur Koppelung von Strom- und Gasnetz und die großen bestehenden Speicherstätten in der Erdgasinfrastruktur können genutzt werden. Durch die Einspeisung und Zwischenspeicherung in der bestehenden Erdgasinfrastruktur können zudem auch saisonale Schwankungen erneuerbarer Stromerzeuger ausgeglichen werden.
Subsysteme Alkalische Elektrolyseure verwenden einen wässrigen alkalischen Elektrolyten und stellen die am weitesten verbreitete Technologie mit den geringsten Investitionskosten dar. AEC gelten als robust und sind bereits in hohen Leistungsklassen verfügbar. Herausforderungen bestehen vor allem bei dynamischer Betriebsweise, da Effizienz und Wasserstoffqualität im Teillastbetrieb stark beeinträchtigt sind. Alkalische Elektrolyseure haben außerdem einen hohen Platzbedarf im Vergleich zu PEM-Elektrolyseuren. Eine Weiterentwicklung von klassischen alkalischen Elektrolyseuren ist die Druckelektrolyse, mit der ein besseres dynamisches Verhalten erreicht werden soll. Probleme ergeben sich dabei allerdings bei Undichtheiten im System und dem damit verbundenen Austritt des korrosiven Elektrolyts.
PEM-Elektrolyseure nutzen eine Polymer-Elektrolyt-Membran und sind deutlich kompakter als AEC. Mit einem besseren Start-Up Verhalten, schnellerer Reaktion auf Laständerungen und höherer Wasserstoffqualität sind PEMEC besser für eine dynamische Betriebsweise geeignet. Herausforderungen bestehen allerdings noch hinsichtlich Lebensdauer der Membran und hoher Investitionskosten aufgrund des Einsatzes von Edelmetall-Katalysatoren wie Platin. Zudem sind die verfügbaren Leistungsklassen von PEM-Elektrolyseuren noch deutlich kleiner als bei AEC.
SOEC ist jene Elektrolysetechnologie mit dem höchsten Entwicklungsbedarf. Der Betrieb dieses Elektrolyseurs erfolgt mit dem Einsatz hoher thermischer Energie von einer externen Wärmequelle. Die hohen Temperaturen führen zu einer beschleunigten Reaktionskinetik, wodurch hochpreisige Edelmetallkatalysatoren vermieden werden können. Durch den Einsatz von Wärme verringert sich der erforderliche Strominput und der elektrische Wirkungsgrad steigt. Herausforderungen bestehen allerdings hinsichtlich Materialbeanspruchung aufgrund der hohen Temperaturen und SOEC haben aufgrund des aufwändigen Systemdesigns einen hohen Platzbedarf.
Referenzen/Links Tichler, R., Bauer, S. (2016) Power-to-Gas, In: Letcher, T. [Ed.] Storing Energy with Special Reference to Renewable Energy Sources, Elsevier, ISBN: 978-0-12-803440-8.
Lehner, M., Tichler, R., Steinmüller, H., Koppe., M. (2014) Power-to-Gas: Technology and Business Models, Springer Verlag.
Tichler, R., Lindorfer, J., Friedl, C., Reiter, G., Steinmüller, H. (2014) FTI-Roadmap Power-to-Gas für Österreich, nachhaltig wirtschaften 50/2014, Bundesministerium für Verkehr, Innovation und Technologie (Hrsg.).
Smolinka et al. (2011) Stand und Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von Wasserstoff aus regenerativen Energien. Kurzfassung NOW-Studie. Fraunhofer ISE, FCBAT: 2011.
Carmo et al. (2013) A comprehensive review on PEM water electrolysis. International Journal of Hydrogen Energy 2013.
Zeng K, Zhang D. Recent progress in alkaline water electrolysis for hydrogen production and applications. Progress in Energy and Combustion Scienc 36 (2010): 307-326.
Graves C, Ebbesen SD, Mogensen M, Lackner KS. Sustainable hydrocarbon fuels by recycling CO2 and H2O with renewable or nuclear energy. Renew Sust Energy Rev 2011; 15:1-23.
Ursua A, Gandia LM, Sanchis P. Hydrogen Production from water electrolysis: current status and future trends. Proceedings of the IEEE 2012; Vol. 100, No. 2: 410-426.
Steinmüller, H., Tichler, R., Reiter, G. et. al (2014) Power-to-Gas – eine Systemanalyse. Markt- und Technologiescouting und –analyse. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz, TU Wien, MU Leoben, JKU Linz; im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft, Familie und Jugend.
Technologiereifegrad Der Technologiereifegrad kann mit 5-8 angegeben werden, stark abhängig von der jeweiligen technologischen spezifischen Ausprägung.
TRL (Technology Readiness Level) 5 - 8
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 3 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) mittel
Energiedichte (Wh/kg) Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.)
Leistungsdichte (W/kg) Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.)
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) keine Selbstentladung
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 60 - 70% LHV (System, H2 als Produkt)
Kalendarische Lebensdauer (a) bis zu 100.000 Betriebsstunden (stark abhängig von Betriebsweise und Anzahl der Start/Stop-Zyklen)
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) Kenngröße für Batterien - für Elektrolyse so nicht anwendbar!
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) Investitionskosten für Elektrolyse
~ 1.000 bis 1.500 €/kW (bei 1 MW)
Kosten in €/kWh sind sehr stark vom jeweiligen Anwendungsfall und dem Produkt abhängig (H2 oder Strom) und nicht mit Batterien vergleichbar
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Treibhauspotential [kg CO2-Äqu.] sehr stark abhängig von Strominput (es sollten vorwiegend Erneuerbare eingesetzt werden!)

keine seltenen Erden

deutlicher höherer Platzbedarf als PEMEC
Recyclingfähigkeit k.A.
Absatz, erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Pilotprojekt Underground Sun.Storage
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) bedingt (in Kombination mit Brennstoffzelle)
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung mehrere MW je Stack
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) vom spezifischen Einsatz abhängig; sowohl zentral als auch dezentral möglich
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 Investitionskosten von ~ 500 - 1.000 €/kW
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) H. Steinmüller, R. Tichler, G. Reiter, et al. Power to Gas – Eine Systemanalyse. Markt- und
Technologiescouting und -analyse. Endbericht im Auftrag des BMWFJ, 2014.
Bodner, M.; Hofer, A.; Hacker, V., H2 generation from alkaline elctrolyzer. - in: Wiley interdisciplinary reviews / Energy and enviroment, (2015) 4, S. 365 - 381
G. Reiter. Power-to-Gas. In: D. Stolten, R.C. Samsun, N. Garland (Eds) Fuel Cells: Data, Facts and Figures. Wiley-Verlag, 2016. ISBN: 978-3-527-33240-3
L. Grond, P. Schulze, J. Holstein.Systems analyses Power to Gas: A technology
review. DNV Kema, 2013.
T. Smolinka, M. Günther, J. Garche. Stand und
Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von
Wasserstoff aus regenerativen Energien. Kurzfassung NOW-Studie,
Fraunhofer ISE, FCBAT, 2011.
A. Ursua, L.M. Gandia, P. Sanchis. Hydrogen production from water
electrolysis: current status and future trends. Proc IEEE 100(2):
410–426, 2012.
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) k.A.
Materialien (Zellchemie) k.A.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) k.A.
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche k.A.
PEMEL P-t-G Elektrolyse
Datei exportieren (.csv)
Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Unter dem Begriff Power-to-Gas versteht man die Nutzung von (überschüssiger) elektrischer Energie aus erneuerbaren Energieträgern zur Produktion von Wasserstoff in einem Elektrolyseur und optional auch die Synthese dieses erzeugten Wasserstoffs mit Kohlendioxid zu Methan oder zu anderen Kohlenwasserstoffen (durch den zusätzlichen Prozessschritt der Methanisierung ist der Wirkungsgrad für CH4 geringer als jener von H2 als Produktoutput). Neben Methan kann der Wasserstoff auch zu anderen Kohlenwasserstoffen, wie beispielsweise zu Methanol, Ethanol, Dimethylether oder Ameisensäure synthetisiert werden.
Im Kontext Power-to-Gas sind unterschiedliche Anwendungsmöglichkeiten integriert, die bspw. im folgenden Schema abgebildet sind und die jeweils auf die Elektrolyse und Produktion von Wasserstoff in einem ersten Schritt basieren:
1. Wasserstoff wird aus (überschüssiger) elektrischer Energie hergestellt und im Mobilitätsbereich oder als chemischer Grundstoff in der Industrie eingesetzt. Auch die Einspeisung in das Erdgasnetz ist bis zu einem gewissen Anteil (aktuell bis zu 4 Vol %) möglich und so kann der Wasserstoff auch für die Bereitstellung von Endenergie (Wärme, Strom, Transport) verwendet werden.
2. Aus dem Wasserstoff wird in weiterer Folge mit Kohlendioxid synthetisches Methan hergestellt. Dieses kann bei entsprechender Qualität ohne besondere Restriktionen in das Erdgasnetz eingespeist und so zur Bereitstellung von Endenergie (Wärme, Strom, Transport) genutzt werden.
3. Aus Wasserstoff und Kohlendioxid können aber auch Synthesegas und in weiterer Folge andere Kohlenwasserstoffe (wie beispielsweise zu Methanol, Ethanol, Dimethylether oder Ameisensäure) hergestellt werden. Diese können im Mobilitätsbereich oder auch als chemische Grundstoffe in der Industrie eingesetzt werden.
Die Hauptkomponente in einem Power-to-Gas System stellt der Elektrolyseur dar. Dieser nutzt elektrischen Strom zur Spaltung von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff, gemäß der folgenden Reaktionsgleichung (1). Je nach eingesetztem Elektrolyt kann zwischen alkalischen (AEC), Protonen-Austausch-Membran (PEMEC) und Festoxid-Elektrolyseuren (SOEC) unterschieden werden.
2 H2O → 2 H2 + O2
Speichercharakteristika Elektrolyseure im Kontext Power-to-Gas besitzen alternative Speichercharakteristika als alternative Stromspeichertechnologien, da eine Energiespeicherung und Umwandlung der Energie in Wasserstoff und/oder Methan keine Rückverstromung bedingt.
So sind etwa Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.). Die Wirkungsgrade von dynamischen Elektrolyseuren reichen von 30% mit Rückverstromung bis zu 85% bei einer reinen Wasserstoffproduktion ohne Rückverstromung aber mit umfassender Abwärmenutzung. Hierbei können bis zu 100.000 Betriebsstunden stark abhängig von Betriebsweise und Anzahl der Start/Stop-Zyklen erreicht werden.
Durch die Einspeisung der Energieträger etwa in das Erdgasnetz kommt es zur Koppelung von Strom- und Gasnetz und die großen bestehenden Speicherstätten in der Erdgasinfrastruktur können genutzt werden. Durch die Einspeisung und Zwischenspeicherung in der bestehenden Erdgasinfrastruktur können zudem auch saisonale Schwankungen erneuerbarer Stromerzeuger ausgeglichen werden.
Subsysteme Alkalische Elektrolyseure verwenden einen wässrigen alkalischen Elektrolyten und stellen die am weitesten verbreitete Technologie mit den geringsten Investitionskosten dar. AEC gelten als robust und sind bereits in hohen Leistungsklassen verfügbar. Herausforderungen bestehen vor allem bei dynamischer Betriebsweise, da Effizienz und Wasserstoffqualität im Teillastbetrieb stark beeinträchtigt sind. Alkalische Elektrolyseure haben außerdem einen hohen Platzbedarf im Vergleich zu PEM-Elektrolyseuren. Eine Weiterentwicklung von klassischen alkalischen Elektrolyseuren ist die Druckelektrolyse, mit der ein besseres dynamisches Verhalten erreicht werden soll. Probleme ergeben sich dabei allerdings bei Undichtheiten im System und dem damit verbundenen Austritt des korrosiven Elektrolyts.
PEM-Elektrolyseure nutzen eine Polymer-Elektrolyt-Membran und sind deutlich kompakter als AEC. Mit einem besseren Start-Up Verhalten, schnellerer Reaktion auf Laständerungen und höherer Wasserstoffqualität sind PEMEC besser für eine dynamische Betriebsweise geeignet. Herausforderungen bestehen allerdings noch hinsichtlich Lebensdauer der Membran und hoher Investitionskosten aufgrund des Einsatzes von Edelmetall-Katalysatoren wie Platin. Zudem sind die verfügbaren Leistungsklassen von PEM-Elektrolyseuren noch deutlich kleiner als bei AEC.
SOEC ist jene Elektrolysetechnologie mit dem höchsten Entwicklungsbedarf. Der Betrieb dieses Elektrolyseurs erfolgt mit dem Einsatz hoher thermischer Energie von einer externen Wärmequelle. Die hohen Temperaturen führen zu einer beschleunigten Reaktionskinetik, wodurch hochpreisige Edelmetallkatalysatoren vermieden werden können. Durch den Einsatz von Wärme verringert sich der erforderliche Strominput und der elektrische Wirkungsgrad steigt. Herausforderungen bestehen allerdings hinsichtlich Materialbeanspruchung aufgrund der hohen Temperaturen und SOEC haben aufgrund des aufwändigen Systemdesigns einen hohen Platzbedarf.
Referenzen/Links Tichler, R., Bauer, S. (2016) Power-to-Gas, In: Letcher, T. [Ed.] Storing Energy with Special Reference to Renewable Energy Sources, Elsevier, ISBN: 978-0-12-803440-8.
Lehner, M., Tichler, R., Steinmüller, H., Koppe., M. (2014) Power-to-Gas: Technology and Business Models, Springer Verlag.
Tichler, R., Lindorfer, J., Friedl, C., Reiter, G., Steinmüller, H. (2014) FTI-Roadmap Power-to-Gas für Österreich, nachhaltig wirtschaften 50/2014, Bundesministerium für Verkehr, Innovation und Technologie (Hrsg.).
Smolinka et al. (2011) Stand und Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von Wasserstoff aus regenerativen Energien. Kurzfassung NOW-Studie. Fraunhofer ISE, FCBAT: 2011.
Carmo et al. (2013) A comprehensive review on PEM water electrolysis. International Journal of Hydrogen Energy 2013.
Zeng K, Zhang D. Recent progress in alkaline water electrolysis for hydrogen production and applications. Progress in Energy and Combustion Scienc 36 (2010): 307-326.
Graves C, Ebbesen SD, Mogensen M, Lackner KS. Sustainable hydrocarbon fuels by recycling CO2 and H2O with renewable or nuclear energy. Renew Sust Energy Rev 2011; 15:1-23.
Ursua A, Gandia LM, Sanchis P. Hydrogen Production from water electrolysis: current status and future trends. Proceedings of the IEEE 2012; Vol. 100, No. 2: 410-426.
Steinmüller, H., Tichler, R., Reiter, G. et. al (2014) Power-to-Gas – eine Systemanalyse. Markt- und Technologiescouting und –analyse. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz, TU Wien, MU Leoben, JKU Linz; im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft, Familie und Jugend.
Technologiereifegrad Der Technologiereifegrad kann mit 5-8 angegeben werden, stark abhängig von der jeweiligen technologischen spezifischen Ausprägung.
TRL (Technology Readiness Level) 5 - 8
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 3 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) schnell
Energiedichte (Wh/kg) Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.)
Leistungsdichte (W/kg) Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.)
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) keine Selbstentladung
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 60 - 70% LHV (System, H2 als Produkt)
Kalendarische Lebensdauer (a) bis zu 50.000 Betriebsstunden (stark abhängig von Betriebsweise und Anzahl der Start/Stop-Zyklen)
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) Kenngröße für Batterien - für Elektrolyse so nicht anwendbar!
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) Investitionskosten für Elektrolyse
~ 2.000 €/kW (bei 1 MW)
Kosten in €/kWh sind sehr stark vom jeweiligen Anwendungsfall und dem Produkt abhängig (H2 oder Strom) und nicht mit Batterien vergleichbar
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Treibhauspotential [kg CO2-Äqu.] sehr stark abhängig von Strominput (es sollten vorwiegend Erneuerbare eingesetzt werden!)

keine seltenen Erden

geringer Platzbedarf
Recyclingfähigkeit k.A.
Absatz, erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Fronius (Hochdruck-PEM, System) Pilotprojekt wind2hydrogen
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) bedingt (in Kombination mit Brennstoffzelle)
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung bis ~ 1 MW je Stack
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) vom spezifischen Einsatz abhängig; sowohl zentral als auch dezentral möglich
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 Investitionskosten von < 1.000 €/kW
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) H. Steinmüller, R. Tichler, G. Reiter, et al. Power to Gas – Eine Systemanalyse. Markt- und
Technologiescouting und -analyse. Endbericht im Auftrag des BMWFJ, 2014.
Bodner, M.; Hofer, A.; Hacker, V., H2 generation from alkaline elctrolyzer. - in: Wiley interdisciplinary reviews / Energy and enviroment, (2015) 4, S. 365 - 381
G. Reiter. Power-to-Gas. In: D. Stolten, R.C. Samsun, N. Garland (Eds) Fuel Cells: Data, Facts and Figures. Wiley-Verlag, 2016. ISBN: 978-3-527-33240-3
L. Grond, P. Schulze, J. Holstein.Systems analyses Power to Gas: A technology
review. DNV Kema, 2013.
T. Smolinka, M. Günther, J. Garche. Stand und
Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von
Wasserstoff aus regenerativen Energien. Kurzfassung NOW-Studie,
Fraunhofer ISE, FCBAT, 2011.
A. Ursua, L.M. Gandia, P. Sanchis. Hydrogen production from water
electrolysis: current status and future trends. Proc IEEE 100(2):
410–426, 2012.
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) k.A.
Materialien (Zellchemie) k.A.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) k.A.
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche k.A.
SOEC P-t-G Elektrolyse
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Eine mit Wasserdampf betriebene Hochtemperaturelektrolysezelle (solid oxide electrolyser cell – SOEC) zerlegt mit Hilfe von elektrischem Strom Wassermoleküle in Sauerstoff und Wasserstoff und stellt damit eine Umkehrung der Hochtemperaturbrennstoffzelle dar. Die Betriebstemperaturen liegen im Bereich von 700°C-1.000°C. Dabei kann die für den Betrieb benötigte Energie vollständig elektrisch zugeführt (thermoneutrale bzw. exotherme Betriebsweise) oder zu einem signifikanten Anteil auch als Wärme bereitgestellt werden (endotherme Betriebsweise), wodurch Wirkungsgrade von über 85% dargestellt werden können. Anode und Elektrolyt bestehen aus elektrisch leitenden Oxidkeramiken, die Kathode aus einem Keramik-Metall-Verbund mit Nickel als metallischer Komponente. Durch die hohen Betriebstemperaturen ist der Einsatz von teuren Edelmetallen als Katalysatoren nicht erforderlich.
Speichercharakteristika Die SOEC selbst ist kein Energiespeicher sondern ein Energiewandler, welcher elektrische Energie in chemische Energie in Form von Wasserstoff oder durch nachfolgende Syntheseschritte in Kohlenwasserstoffe wie z.B. Methan umwandelt (Power-to-Gas – P-t-G). Die Themenbereiche Speicherung und Transport des durch Elektrolyse erzeugten Wasserstoffs sind Gegenstand der Wasserstofftechnologie.
Subsysteme Neben der reinen Wasserelektrolyse kann eine SOEC aufgrund der hohen Betriebstemperaturen prinzipiell auch mit einem Gemisch aus Wasserdampf und Kohlendioxid betrieben werden (Ko-Elektrolyse). Dabei entsteht ein Gemisch aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid (Synthesegas), welches in nachgeschalteten Prozessen zu Kohlenwasserstoffen weiterverarbeitet werden kann.
Referenzen/Links FFG-Projekt HydroCell:
https://www.klimafonds.gv.at/assets/ScienceBrunch/Praesentationen-newton2/HydroCellScience-Brunch-22-09-2014Master-newtonfinal.pdf

EU-Projekt RELHY:
http://cordis.europa.eu/result/rcn/53710_en.html

EU-Projekt HI2H2:
http://cordis.europa.eu/result/rcn/47795_en.html http://www.hi2h2.com/

FCH-JU-Projekt ADEL:
http://www.adel-energy.eu/

FCH-JU-Projekt HELMETH:
http://www.helmeth.eu/index.php/technologies/high-temperature-electrolysis-cell-soec
Technologiereifegrad Der Technologiereifegrad wird mit 3-4 angegeben. Der prinzipielle Funktionsnachweis von Hochtemperaturelektrolysezellen wurde bereits auf Zell- und Stackebene erbracht. Forschung und Entwicklung können dabei auf bereits bestehendes Know-how aus dem Bereich der Festelektrolytbrennstoffzellen aufbauen, die Degradationsmechanismen unterscheiden sich jedoch zum Teil deutlich von jenen der Brennstoffzellen.
TRL (Technology Readiness Level) 3 - 4
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 5 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) langsam - mittel
Energiedichte (Wh/kg) k.A.
Leistungsdichte (W/kg) 0.1 - 1 kW/kg
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) keine Selbstentladung
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) bis zu 90%
Kalendarische Lebensdauer (a) < 5.000 Stunden
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) Kenngröße für Batterien - für Elektrolyse so nicht anwendbar!
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) IK 1.000 - 2.000 €/kW (System)
BK 0.01 - 0.1 €/kWh H2
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) H2O/CO2 − Ko-Elektrolyse prinzipiell möglich, Zellkomponenten enthalten Seltene Erden
Recyclingfähigkeit ev. Rückgewinnung Seltener Erden
Absatz, erwartet unbekannt
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) kein SOFC/SOEC-Stackhersteller in Ö
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) N
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung kW-MW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 Lebensdauer 40.000 - 90.000 Stunden
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) "Power to Gas – eine Systemanalyse, Markt- und Technologiescouting und -analyse", Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz (2014).
"Electrical Energy Storage Using Fuel Cell Technology", University of Pennsylvania - Department of Chemical & Biomolecular Engineering (2011).
"Development of Water Electrolysis in the European Union", E4tech Sàrl with Element Energy Ltd for the Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (2014)
"planSOEC: R&D and commercialization roadmap for SOEC electrolysis, R&D of SOEC stacks with improved durability", Topsoe Fuel Cell A/S (2011)
M. Ni et al., International Journal of Hydrogen Energy, 33 (2008) 2337.
Brett et al., International Journal of Hydrogen Energy, 36 (2011) 5782.
E. Wachsman et al., Energy & Environmental Science, 5 (2012) 5498.
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) 700°C - 1.000°C
Materialien (Zellchemie) Zellkomponenten: oxidische Elektrokeramiken mit Elementen aus der Reihe der Seltenen Erden, Erdalkalimetalle und Übergangsmetalle

Interkonnektoren: ferritische Edelstähle bzw. Chrombasislegierungen
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) Seltene Erden: La, Y, Sc, Ce, Gd
Erdalkalimetalle: Sr (Ca, Ba)
Übergangsmetalle: Mn, Fe, Co, Ni, Zr, Cr

China ist gegenwärtig Hauptexporteur von Seltenen Erden und nutzt diese Vormachtstellung strategisch.
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) eher nein
Infrastruktur (F&E Bedarf) Speicherung und ev. Rückverstromung bzw. Weiterverarbeitung (z.B. Methanisierung) des erzeugten Wasserstoffs
Problembereiche Technologie ist noch zu teuer, Degradationsraten sind zu hoch (ca. Faktor 10 über jenen von SOFCs), dementsprechend die Lebensdauer zu gering
Brennstoffzelle rev. PEMFC / AFC
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Die Polymerelektrolytbrennstoffzelle (Protonenaustauschmembran-Brennstoffzelle) ist eine Niedrigtemperatur-Brennstoffzelle. Die Membran ist beidseitig mit einer katalytisch aktiven Elektrode beschichtet, einer Mischung aus Kohlenstoff und einem Katalysator (meistens Platin, eine Mischung aus Platin und Ruthenium, Platin und Nickel oder Platin und Cobalt). H2-Moleküle dissoziieren auf der Anodenseite und werden unter Abgabe von zwei Elektronen zu je zwei Protonen oxidiert. Diese Protonen diffundieren durch die Membran (nur für positive Wasserstoffionen durchlässig). Auf der Kathodenseite wird Sauerstoff durch die Elektronen, die zuvor in einem äußeren Stromkreis elektrische Arbeit verrichten konnten, reduziert; zusammen mit den durch den Elektrolyt transportierten Protonen entsteht Wasser. Um die elektrische Arbeit nutzen zu können, werden Anode und Kathode an den elektrischen Verbraucher angeschaltet. Eine solche Einheit wird als Stack bezeichnet. Für die gute Verteilung der Gasströme werden Bipolarplatten genutzt. Mehrere Stacks werden u.a. über Interkonnektoren zusammengeschlossen. Der elektrische Wirkungsgrad beträgt je nach Arbeitspunkt etwa 60 Prozent. Als Elektrolyt dient dabei normalerweise eine feste Polymermembran, beispielsweise aus Nafion. Die Betriebstemperatur liegt im Bereich von 60 bis 120 °C, wobei für den kontinuierlichen Betrieb bevorzugt Temperaturen zwischen 60 und 80 °C gewählt werden.
Speichercharakteristika Da Brennstoffzellen an sich keine Energiespeicher sind, sondern nur Energiewandler, muss, was die Speicherkenndaten angeht, das Gesamtsystem betrachtet werden. Weiters ist zu beachten, dass Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien sind; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind. Falls dennoch ein Wert gefordert ist, bieten sich hier die Werte von Wasserstoff an: 33,3 kWh/kg
DOE 2020-Dokument: 0,65 kW/L; 0,65 kW/kg
Ladezeit beträgt derzeit unter 3 Minuten (SAE J2601). Es besteht bei der 700 Bar Gasflasche keine Selbstentleerung.
Subsysteme Subsysteme als solches gibt es keine. Es existieren aber unterschiedliche Arten von Brennstoffzellen, wie z.B.: die Alkalische Brennstoffzelle. In der Regel wird eine wässrige Kaliumhydroxid-Lösung als Elektrolyt verwendet. Entsprechend dem pH-Wert des Elektrolyten wird die Zelle als alkalische Brennstoffzelle bezeichnet. Als Brenngas dient ebenfalls Wasserstoff, der der Anode zugeführt und dort zu H+ oxidiert wird. Zusammen mit OH−-Ionen, die an der Kathode durch Reduktion von Sauerstoff gebildet werden und über den Elektrolyten zur Anode gelangen, bildet sich an der Anode als Reaktionsprodukt Wasser, welches ständig abgeführt werden muss. Die Arbeitstemperatur der Zelle liegt bei 60–120 °C. Im Vergleich zur PEMFC hat die AFC eine geringere Leistungsdichte, aber aufgrund der höheren Zellenspannung einen etwas besseren Wirkungsgrad. Sie erreicht jedoch zurzeit nicht die hohen Stromdichten einer PEMFC. Der Elektrolyt dient gleichzeitig zur Temperaturregelung des Stacks, womit kein weiterer Kühlkreislauf notwendig ist.
Referenzen/Links Wasserstoff in der Fahrzeugtechnik: Erzeugung, Speicherung, Anwendung (ATZ/MTZ-Fachbuch) Gebundene Ausgabe – 13. April 2012
von Helmut Eichlseder (Autor), Manfred Klell (Autor)

Wasserstoff und Brennstoffzellen.
von Sven Geitmann

Erneuerbare Energien und Alternative Kraftstoffe - Mit neuer Energie in die Zukunft?
von Sven Geitmann

Wasserstoff und Wirtschaft -
von Alf-Sibrand Rühle, Sven Geitmann

Fuel Cell Technology Handbook
von Martin G. Hogarth, David Thompsett, Charles Richard Stone, Gregor Hoogers

Energierevolution Brennstoffzelle. Perspektiven - Fakten - Anwendungen.
von M. Pehnt

Brennstoffzellen: Entwicklung, Technologie, Anwendung
von Konstantin-Hey Ledjeff, Falko Mahlendorf, Jürgen Roes

Brennstoffzellentechnik
von Peter Kurzweil

Handbook of Fuel Cells - Fundamentals, Technology, Applications
von Wolf Vielstich, Arnold Lamm und Hubert Gasteiger

Auslegung von Brennstoffzellenanlagen
von W. Winkler

Brennstoffzellen-Technologie. Hoffnungsträger für den Klimaschutz.
von Dagmar Oertel, Torsten Fleischer

Fuel Cells and their applications
von Karl Kordesch, Günter Simader

Energie der Zukunft. Die Ballard Brennstoffzelle und der Weg zum sauberen Elektroauto.
von Tom Koppel
Technologiereifegrad Heute findet noch Forschung im Bereich Effizienzsteigerung, Beständigkeit, Lebensdauererhöhung und Kostenreduktion statt. Die genaueren Maßnahmen und die möglichen Forschungsfragen sind im Abschlussbericht zusammengefasst.
TRL (Technology Readiness Level) 5 - 7
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 5 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) schnell
Energiedichte (Wh/kg) Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind.
Leistungsdichte (W/kg) Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind.
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) keine
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 30 - 40%
Kalendarische Lebensdauer (a) mehrere Jahre - noch in Entwicklung (stark abhängig von Betriebsweise)
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) nicht anwendbar
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) Investitionskosten > 2.000 €/kW
integrierte Einheit kommerziell nicht verfügbar
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Treibhauspotential [kg CO2-Äqu.] sehr stark abhängig von Strominput Edelmetalleinsatz (F&E Fokus)
Recyclingfähigkeit J
Absatz, erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) F&E Projekte, Systementwicklungen
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung kW-MW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 k.A.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) Cortney Mittelsteadt, Tim Norman, Meagan Rich, Jason Willey Giner,
PEM Electrolyzers and PEM Regenerative Fuel Cells Industrial View,
doi:10.1016/B978-0-444-62616-5.00011-5 in Electrochemical Energy Storage
for Renewable Sources and Grid Balancing, Patrick T. Moseley and Jurgen Garche (ed.)
ISBN: 978-0-444-62616-5 (2014)
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) k.A.
Materialien (Zellchemie) k.A.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) k.A.
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche k.A.
Brennstoffzelle SOFC rev. Fc
Datei exportieren (.csv)
Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Die SOFC ist eine Hochtemperatur-Brennstoffzelle, die bei einer Betriebstemperatur von 650–1.000 °C betrieben wird. Der Elektrolyt dieses Zelltyps besteht aus einem festen keramischen Werkstoff, der in der Lage ist, selektiv Sauerstoffionen zu leiten, für Elektronen jedoch isolierend wirkt. An beiden Seiten der Elektrolytschicht sind die Elektroden, Kathode und Anode, angebracht. Sie sind gasdurchlässige elektrische Leiter. Der sauerstoffionenleitende Elektrolyt ist als dünne Membran vorgesehen, um die Sauerstoffionen energiearm transportieren zu können. Dies funktioniert nur bei hohen Temperaturen. Die dem Elektrolyt abgewandte, äußere Seite der Kathode wird von Luft umgeben, die äußere Anodenseite von Brenngas. Ungenutzte Luft und ungenutztes Brenngas sowie Verbrennungsprodukte werden abgesaugt. Im Inneren der SOFC findet die Redox-Reaktion von Sauerstoff mit dem Brennstoff, der Wasserstoff sein kann, jedoch z. B. auch Kohlenstoffmonoxid oder Methan, statt. Auf der Kathodenseite herrscht Sauerstoffüberschuss, während auf der Anodenseite Sauerstoffmangel herrscht, weil der vorhandene Sauerstoff gleich z. B. mit dem Wasserstoff reagiert. Durch dieses Konzentrationsgefälle diffundiert der Sauerstoff von der Kathode zur Anode. Hat das Sauerstoffmolekül die Grenzfläche zwischen Kathode und Elektrolyt erreicht, nimmt es 2 Elektronen auf, wird damit zum Ion und kann die Barriere durchdringen. An der Grenze zur Anode angekommen, reagiert es katalytisch mit dem Brenngas unter Abgabe von Wärme und den entsprechenden Verbrennungsprodukten, und gibt wieder 2 Elektronen an die Anode ab. Voraussetzung dafür ist ein Stromfluss, der Zweck der Festoxidbrennstoffzelle, der anderweitig genutzt werden kann.
Aufgrund der variablen Brennstoffe kann keine einheitliche Reaktionsgleichung für die SOFC angegeben werden.
Speichercharakteristika Bei einer Spannung von etwa 0,7 V wird eine Leistungsdichte von circa 1 W/cm² (entsprechend einer Stromdichte von 1,4 A/cm²) erreicht.
Da Brennstoffzellen an sich keine Energiespeicher sind, sondern nur Energiewandler, muss, was die Speicherkenndaten angeht, das Gesamtsystem betrachtet werden. Weiters ist zu beachten, dass Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien sind; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind. Falls dennoch ein Wert gefordert ist, bieten sich hier die Werte von Wasserstoff (33,3 kWh/kg) und Methan (13,9 kWh/kg) an.
Subsysteme Im Wesentlichen unterscheidet man aufgrund der Bauform: tubuläre (röhrenförmige) und planare (flache) SOFCs.
Referenzen/Links Solid Oxide Fuel Cells
herausgegeben von J. Mizusake,Subhash C.

Fuel Cell Handbook (Seventh Edition) ab Seite 7–1, ISBN 978-0-387-77707-8, 2009

Einführung in die Hochtemperaturbrennstoffzelle (SOFC), Institut für Technische Thermodynamik des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt

A.J. Appleby, F.R. Foulkes, Fuel Cell Handbook, Van Nostrand Reinhold, New York, NY, 1989. zitiert in: Fuel Cell Handbook, EG&G
Technologiereifegrad Die genaueren Maßnahmen und die möglichen Forschungsfragen sind im Abschlussbericht der Speicherinitiative Phase I angeführt.
TRL (Technology Readiness Level) 3
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) 5 - 7
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) langsam - mittel
Energiedichte (Wh/kg) k.A.
Leistungsdichte (W/kg) 0.1 - 1 kW/kg
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) k.A.
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 50%
Kalendarische Lebensdauer (a) < 5.000 Stunden
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) k.A.
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) IK 1.000 - 2.000 €/kW (System)
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Zellkomponenten enthalten Seltene Erden
Recyclingfähigkeit ev. Rückgewinnung Seltener Erden
Absatz, erwartet unbekannt
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) kein SOFC/SOEC-Stackhersteller in Ö
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) CHP als Primärversorgung mit Stand-alone Funktion einer dezentralisierten, ausfallsicheren Netzinfrastruktur (erste positive Erfahrungen in den USA)
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung kW-MW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 Lebensdauer 40.000 - 90.000 Stunden
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) "Power to Gas – eine Systemanalyse, Markt- und Technologiescouting und -analyse", Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz (2014).
"Electrical Energy Storage Using Fuel Cell Technology", University of Pennsylvania - Department of Chemical & Biomolecular Engineering (2011).
"Development of Water Electrolysis in the European Union", E4tech Sàrl with Element Energy Ltd for the Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (2014)
"planSOEC: R&D and commercialization roadmap for SOEC electrolysis, R&D of SOEC stacks with improved durability", Topsoe Fuel Cell A/S (2011)
M. Ni et al., International Journal of Hydrogen Energy, 33 (2008) 2337.
Brett et al., International Journal of Hydrogen Energy, 36 (2011) 5782.
E. Wachsman et al., Energy & Environmental Science, 5 (2012) 5498.
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) k.A.
Materialien (Zellchemie) k.A.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) k.A.
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche k.A.
Pb-Akku
Datei exportieren (.csv)
Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Beim Blei Säure Akku tritt eine Reaktion zwischen Blei-Elektroden und Schwefelsäure auf. Beim Laden bildet sich ein Blei-Sulfat um die Blei-Elektroden. Dieses löst sich beim Entladen zwar wieder, es bleiben aber immer kleinere Blei-Sulfat-Rückstände zurück, die dann im Laufe der Zeit die Speicher-Leistung schwächen und somit auch die Nutzungsdauer verkürzen.
Bei Blei-Gel-Akkus wird die Schwefelsäure in einem dickflüssigen Gel gebunden. Die typischen Elektroden-Schäden eines Akkus werden so aber auch nicht komplett vermieden, sodass Blei-Gel-Akkus mit rund 15 Jahren auch nur eine etwas längere Lebensdauer als Blei-Säure-Akkus besitzen.
Speichercharakteristika Energiedichte: Mobile Anwendung: 30 Wh/kg Pack;
Spezifische Leistung (W/kg): Mobile Anwendung: 100 Wh/kg Pack;
Nominelle Spannung - 2V; Temperaturbereich (°C) 15 - 40; Wirkungsgrad (%) 80 - 85; Zyklische Lebensdauer < 3.000; Kalendarische Lebensdauer 5 - 15
Subsysteme Pb-Säure; Pb-Gel
Referenzen/Links Technologie-Roadmap Stationäre Energiespeicher 2030, Fraunhofer, ISI
VDE - Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.:VDE-Studie: Batteriespeicher in der Nieder- und Mittelspannungsebene, http://www.vde.com/etg www.hoppecke.com
J.Badeda, M. Leuthold, Technologies of energy storage, RWTH Aachen University, 2013
Technologiereifegrad 9
TRL (Technology Readiness Level) 9
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) mobile Anwendung
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) in der Regel: Ladestrom = 1/10 von Nennkapazität (bei Schnellladen -> 1/5)
Energiedichte (Wh/kg) 30 Wh/kg Pack
Leistungsdichte (W/kg) 100 Wh/kg Pack
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) 3 - 30% pro Monat
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 60 - 70 %
Kalendarische Lebensdauer (a) 3 - 5 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) ca. 1.500 bei einer Entladetiefe von weniger als 20%
ca. 200-500 bei einer Entladetiefe von mehr als 80%
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) 100 - 250 €/kWh
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Pb-schwer Metall
Recyclingfähigkeit sehr hohe Recyclingquote
Absatz, erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Banner Batterien GmbH
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung nn
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) N
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 Energiedichte 2020: 150 Wh/kg
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) VDE - Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.:VDE-Studie: Batteriespeicher in der Nieder- und Mittelspannungsebene, http://www.vde.com/etg
http://www.hoppecke.com
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) -40 bis 60°C
Materialien (Zellchemie) Pb, H2SO4
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) hoch
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) N
Infrastruktur (F&E Bedarf) kein Forschungsbedarf
Problembereiche keine
NiMH - Nickel-Metall-Hydrid
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Nickel-Metall-Hydrid-Batterien (NiMH) sind Teil der Gruppe Nickel basierter Batterien und heute deren wichtigste Vertreter. Eine Batterie besteht aus einer positiven Elektrode aus Nickelhydroxid, einer negativen Elektrode aus Metallhydrid, einem Separator und einem Elektrolyt aus Kalilauge.
Bei der Ladung wird an der positiven Elektrode das Nickelhydroxid oxidiert und an der negativen Elektrode entsteht aus Wasser Wasserstoff, der als Metallhydrid gespeichert wird. Bei der Entladung dreht sich dieser Vorgang um.
Speichercharakteristika NiMH-Batterien haben eine Energiedicht von etwa 80 Wh/kg und eine Leistungsdichte von 600-750 W/kg. Sie weisen eine relativ hohe Selbstentladung von bis zu 25% pro Monat auf. Der Wirkungsgrad der Batterie liegt bei ca. 80%. Die kalendarische Lebensdauer liegt bei etwa 5 Jahren mit einer Zyklenzahl von etwa 1.000. Die Batterie kann in einem Temperaturbereich von -20°C bis 60°C betrieben werden.
Subsysteme NiMH sind heute die relevantesten Batterien auf Nickelbasis. Nickel-Cadmium-Batterien (NiCd) werden aus Gründen der Toxizität heute weniger verwendet. Im Weiteren gibt es in dieser Gruppe noch Nickel-Eisen-Batterien (NiFe), Nickel-Zink-Batterien (NiZn) und Nickel-Wasserstoff-Batterien (NiH), die jedoch heute kaum Relevanz haben.
Referenzen/Links http://batteryuniversity.com/learn/article/nickel_based_batteries

"Untersuchungen zur Energiegewinnung für
AmI-Systeme Philipp Münch
Oliver Gabel; http://public.beuth-hochschule.de/~heineman/AEK/BMS%20nach%20Esslingen%2098%20.pdf ; Strukturen von Batterie- und Energiemanagementsystemen
mit Bleibatterien und Ultracaps Detlef Heinemann; http://www.esu-services.ch/fileadmin/download/frischknecht-2012-Umweltaskpekte-Elektroautos.pdf; Die Marktdurchdringung der Elektromobilität in Deutschland: Eine Akzeptanz ...
von Fabian Schühle; Eigenschaften heutiger Batterie- und
Wasserstoffspeichersysteme für eine nachhaltige
elektrische Mobilität
Dipl.-Ing. Andreas Schuster Autor "
Technologiereifegrad Der Technologiereifegrad kann mit 8-9 angegeben werden. NiMH-Systeme sind in der heutigen Form seit den 1990ern verfügbar. 2006 wurden Systeme eingeführt, die eine geringere Selbstentladung aufweisen. Aktuelle Forschungsaktivitäten zielen auf eine Steigerung der Energiedichte dieser Systeme ab.
TRL (Technology Readiness Level) 8
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) mobile Anwendung
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) 150 Ah / 3 Stunden
Energiedichte (Wh/kg) 80 Wh/kg (bei Hochleistungszellen 55)
Leistungsdichte (W/kg) 600 - 750 W/kg
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) bis zu 25% pro Monat
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 80%
Kalendarische Lebensdauer (a) 5
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) 1.000
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) Kosten konnten mittels Desktop Recherche nicht genau ermittelt werden. Prognosen gehen von 753 €/kwh (2015) aus.
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) 18,3 kg CO2-eq / 1 kg NiMH
Recyclingfähigkeit nur bedingt
Absatz, erwartet unbekannt
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) gering
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung nn
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) N
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 k.A.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) Untersuchungen zur Energiegewinnung für
AmI-Systeme Philipp Münch
Oliver Gabel; http://public.beuth-hochschule.de/~heineman/AEK/BMS%20nach%20Esslingen%2098%20.pdf ; Strukturen von Batterie- und Energiemanagementsystemen
mit Bleibatterien und Ultracaps Detlef Heinemann; http://www.esu-services.ch/fileadmin/download/frischknecht-2012-Umweltaskpekte-Elektroautos.pdf; Die Marktdurchdringung der Elektromobilität in Deutschland: Eine Akzeptanz ...
von Fabian Schühle; Eigenschaften heutiger Batterie- und
Wasserstoffspeichersysteme für eine nachhaltige
elektrische Mobilität
Dipl.-Ing. Andreas Schuster Autor
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) -20 bis 60
Materialien (Zellchemie) Wie bei NiCd Zellen besteht die positive Elektrode aus reversibel ladbarem β-Nickelhydroxid. Die negative Elektrode besteht aus einer Metalllegierung, die Wasserstoff in Form von Hydriden speichern kann. Als Elektrolyt kommt wie in anderen alkalischen Systemen Kalilauge (KOH) zum Einsatz. Der Elektrolyt nimmt an der Zellenreaktion nicht teil. Die Konzentration des Elektrolyten ist somit über den gesamten Bereich des SOC konstant.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) Grundstoff Nickel weltweit hohe Verfügbarkeit
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) k.A.
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche k.A.
Li-ion (LIB) 4V (2Gen)
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Derzeit ist eine 4V Lithium-Ionen Batterie aus einer negativen Elektrode (meist Graphit, C6), einer positiven Elektrode (meist Schichtoxid, LiMOx), einem flüssigen Elektrolyten (meist LiPF6 als Leitsalz in einem Gemisch aus binären Carbonaten, zzgl. Additiven) und einem Separator (hochporöses Polymer, oft keramikbeschichtet) aufgebaut.
Beim Entladen wird die negative Elektrode (LixC6) oxidiert, zugleich findet eine Reduktion der positiven Elektrode (Li1-yMOx) statt. Beim Ladevorgang kehren sich die Elektrodenreaktionen um.
Speichercharakteristika Einerseits muss man Energie- und Leistungsdichte der 4V Lithium-Ionen Batterien für das Zelllevel, andererseits aber auch für das gesamte System (mehrere Zellen, inkl. Kühlung, Elektrik, Elektronik etc.) betrachten. In folgender Tabelle sind die Charakteristika für jeweils 1 Zelle bzw. ein System, das aus 100 Zellen besteht, zusammengefasst:

Zelllevel Systemlevel (~ 100 Zellen)
Energiedichte [Wh kg-1] 80 - 240 50 - 170
Leistungsdichte [Wh kg-1] 400 - 1.200 400 - 2.200

Die Spannweite an Energie- und Leistungsdichtewerte ist dadurch zu erklären, dass Batterien für Plug-in Hybridanwendungen (PHEV), Hybridanwendungen (HEV) und vollelektrische Anwendungen (BEV) speziell designt werden. Lithium-Ionen Batterien weisen eine geringe Selbstentladung (<1% pro Monat) und eine hohe Coulombeffizienz von nahezu 100% auf. Die kalendarische Lebensdauer liegt derzeit bei 10 Jahren mit einer Vollzyklenzahl von ca. 3.000 für beispielsweise PHEV Anwendungen. Die Ladedauer der Systeme beträgt 1-3 Stunden, wobei die Möglichkeit zum Schnelladen (30 Minuten) besteht. Die empfohlene Betriebstemperatur der Systeme ist 20-35°C (durch Zellchemie bedingt).
Subsysteme Eine Vielzahl an 4V Lithium-Ionen Batteriesystemen sind bekannt. Der TRL variiert je nach System.
Kathoden: LiMn2O4, LiCoO2, LiMnxCoyNi1-x-yO2 (NMC), LiNixCoyAl1-x-yO2 (NCA), Blends untereinander, Gedopte Materialien mit z.B. Mg, etc.
Anoden: Graphit (Natur, modifiziert), Li4Ti5O12 (LTO), Silizium-Graphit Komposite, etc.
Elektrolyt: Meist LiPF6, aber auch andere Leitsalze (z.B. LiBF4, Ionische Flüssigkeiten), Carbonate (z.B. Ethylencarbonat, Dimethylcarbonat, fluorierte Carbonate), Additive (z.B.Vinylencarbonat, Fluorethylcarbonat)
Referenzen/Links Basierend auf derzeit erhältliche Kenndaten von Zellen am Markt (eigene Expertise)
[1] M. M. Thackeray, C. Wolverton, E. D. Isaacs. Energy Environ. Sci. 5, 2012, p.7854-7863
[2] D. Larcher, J.-M. Tarascon. Nat. Chem. 7, 2015, p. 19-29.
[3] C. Daniel, J.O. Besenhard. Handbook of battery materials 2nd edition. Germany: WILEY -VCH Verlag & Co KGaA. 2012
[4] The electrification of the Vehicle and the Urban Transport
System, http://www.eucar.be/category/publications, 16.11.2015
[5] C. Daniel, J.O. Besenhard, Handbook of battery materials, Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, 2012
[6] T. Reddy, D.Linden, Linden's Handbook of Batteries, Mcgraw-Hill Education Ltd, 2010
Technologiereifegrad TRL von 8-9 bezieht sich auf das zuvor beschriebene System. Derzeit finden Forschungsaktivitäten bzgl. neuer Kathodenmaterialien (z.B. gedopte Materialien, Variation in der Stöchiometrie à erhöhter Li-Anteil oder Senkung von Co-Gehalt), neuer Anodenmaterialien (z.B. Silizium-Graphit Komposite) aber auch bzgl. Elektrolyt (z.B. fluorierte Carbonate zur Erhöhung der elektrochemischen Stabilität, Prävention der Oxidation) statt. Hier ist der TRL geringer.
TRL (Technology Readiness Level) 8 - 9
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) nicht relevant
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) Laden: 1h - 3h; Schnelladung möglich (in 30 Minuten); Super fast charge in 15 min
Energiedichte (Wh/kg) Zellevel (theoretisch)
Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 80 - 240 W/kg

Gesamtes Batteriepack (basierend auf 100 Zellen, theoretisch):
Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 50 - 170 W/kg
Leistungsdichte (W/kg) Zellevel (theoretisch)
Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 400 - 1.200

Gesamtes Batteriepack (basierend auf 100 Zellen, theoretisch):
Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 400 - 2.200
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) Abhängig von der Zellspannung und Temperatur bei Lagerung
bei RT & SoC < 50% ~1%/Monat
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) Coulombeffizienz: ≤ 100%
Kalendarische Lebensdauer (a) > 10 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) Hängt vom SOC Fenster, Temperatur, Lade-/Entladerate, … ab
3.000 Vollzyklen oder 10 Jahre
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) Abhängig von der Stückzahl/Massenproduktion bzw. auch vom Batterientyp
EV: ~ 300- 350 €/kWh PHEV: ~ 700 € /kWh
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) wegen Preis & Reichweite immer noch mittel. Erwartungen - hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Sofern der Strom hauptsächlich aus Wasserkraft deutliche Senkungen
von CO2, GHGs und PM möglich
Recyclingfähigkeit J (Metalle - Stromsammler/Gehäuse; Aktivmaterialien, Elektronik/Elektrik: EAG-Recycling)
Absatz, erwartet EV: > 3.000/a
PHEV: > 35.000/a (bis 2020 70.000/a erwartet)
HEV: > 50.000/a
Mild hybrids: > 100.000/a
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Keine Zellhersteller; Gehäuse/Materialien inländisch herstellbar; Assembling-Modules & Packs ;kleine Prototypen (Komponente und Zellen) in Forschungsprojekte (AIT, AVL, VIF, TUGraz, VMI; Samsung SDI; KTM, etc.)
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung Spitzenleistung, 50% SoC, 25°C: 0.4 - 0.6; kW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) auf dem Markt
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 System: 200 Wh kg -1 bis 2020
Theoretisch bis zu 300 Wh kg-1 möglich
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) Basierend auf derzeit erhältliche Kenndaten von Zellen am Markt
[1] M. M. Thackeray, C. Wolverton, E. D. Isaacs. Energy Environ. Sci. 5, 2012, p.7854-7863
[2] D. Larcher, J.-M. Tarascon. Nat. Chem. 7, 2015, p. 19-29.
[3] C. Daniel, J.O. Besenhard. Handbook of battery materials 2nd edition. Germany: WILEY -VCH Verlag & Co KGaA. 2012
[4] The electrification of the Vehicle and the Urban Transport
System, http://www.eucar.be/category/publications, 16.11.2015
[5] C. Daniel, J.O. Besenhard, Handbook of battery materials, Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, 2012
[6] T. Reddy, D.Linden, Linden's Handbook of Batteries, Mcgraw-Hill Education Ltd, 2010
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) Keine Einschränkungen: +10 to +40°C
Standard Betriebstemperaturen mit Ladeeinschränkungen: -25 to +60°C
Materialien (Zellchemie) Negative Elektrode: Graphit (modifizierte natürlicher und künstlicher Graphit); LTO
Positive Elektrode NMC; NCA; LMO; LFP, etc.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) Verfügbar, Co teuer - Anteil senken
Lithium u.a. in Österreich (Koralpe)
Kritische Rohstoffe - Recycling wichtig
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) verbesserte Kommunikation (BMS) notwendig (intern/extern= Batterie selbst & Batterie-Ladesäule; optimierte Integration
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche Stückzahlmarkt erforderlich um Kosten zu reduzieren Forschungsbedarf: neue Komponentarchitektur-erhöhte Energie,-und Leistungsdichte; Zelldesign optimierung; Lücke in know-how in Europa für Produktion von großdimensionalen Komponenten; System/Modul/Zelle (T-Bereich, Energiedichte, Cost-Down, Modularer Aufbau, Kerngehäusetechnologien)
Elektronik-BMS (Verbesserung Algorithmen, Simplifizierte Überwachung)
Niedervoltspeicher
Fertigung-Design/HighVolume/Automatisierung
Recycling / 2nd Life ; Battery diagnostics
Li-ion (LIB) 5V (3Gen)
Datei exportieren (.csv)
Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Die Funktionsweise und der Aufbau sind identisch mit denen der Gen2 Lithium-Ionen-Batterien (siehe Beschreibung für 4 V Lithium-Ionen-Batterien – Gen2).
Die Aktivmaterialien für die Anoden- und Kathodenseite sowie für den Elektrolyten werden in der Sektion „Subsysteme“ beschrieben.
Speichercharakteristika Durch den Einsatz von Hochvoltmaterialien wird eine Erhöhung der Energiedichte im Vergleich mit herkömmlichen Lithium-Ionen-Batterien erwartet. Da es noch keine kommerziell verfügbaren Hochvoltzellen gibt, wurden die Werte sowohl für die Energie- als auch für die Leistungsdichte aus den 2020 Zielen von USCAR (United States Council for Automotive Research LLC) für EV-Zellen abgeleitet – siehe Tabelle 1 (aus [1]).

Tabelle 1: 2020 Zielwerte für die Energie- und Leistungsdichte von EV-Systemen – aus [1]

Zelllevel Systemebene
Energiedichte [Wh kg-1] 350 235
Leistungsdichte [Wh kg-1] > 700 > 470

Die anderen Eigenschaften sind ähnlich zu den 4V-Systemen – siehe Beschreibung für 4 V Lithium-Ionen-Batterien – Gen2
Subsysteme Kathodenseite: Es gibt zwei mögliche Entwicklungen in Richtung Hochvolt-Kathodenmaterialien:
1) „authentische“ Hochvoltmaterialien - mittlere Entladespannung liegt bei ca. 5V; Phosphate: LiCoPO4, Li3V2(PO4)3; Fluorphosphate Li2MPO4F, M=Co, Ni; Hochvoltspinelle: LiMn2-xMxO4;
M = Co, Cr, Cu, Fe, Ni; wichtigster Vertreter/meistuntersuchtes Material: LiNi0.5Mn1.5O4;
2) andere hochkapazitive Materialien mit moderater mittlerer Entladespannung; die höheren Kapazitätswerte werden nur dann erreicht, wenn die Materialien bis ca. 4,8 V geladen werden; Li-reiche Schichtoxide: wo M = Mn, Ni, Co, Cr

Anodenseite: Si- oder Sn-Legierungen, Kohlenstoff/Metall Komposite sowie Lithium-Titanate
Elektrolyt: Es gibt unterschiedliche Ansätze, um dem Problem der Elektrolytzersetzung bei höheren Spannungen entgegenzuwirken. Die Verwendung von neuen Elektrolytsalzen oder Additiven sind einige Beispiele davon.
Referenzen/Links [1] USABC Goals for Advanced Batteries for EVs
[2] M. Hu et al., J. Power Sources 237 (2013) 22
[3] J.-H. Kim, N. P. W. Pieczonka, and L. Yang, ChemPhysChem 15 (2014) 1940
[4] Fraunhofer ISI, Technologie-Roadmap Lithium-Ionen-Batterien 2030
[5] A. Kraytsberg and Y. Ein-Eli, Adv. Energy Mater. 2 (2012) 922
Technologiereifegrad Der Technologiereifegrad (TRL) beträgt derzeit ca. 5-6.
Folgende potenzielle Problembereiche, welche den Durchbruch dieser Technologie verzögern könnten, wurden identifiziert:
- Stabilität des Elektrolyten gegen Oxidation, Nebenreaktionen mit den Aktivmaterialien
- Korrosion der Zellkomponenten
- Zyklenfestigkeit
TRL (Technology Readiness Level) 5 - 6
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) nicht relevant
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) Laden: 1h - 3h, auch 30 min möglich
Energiedichte (Wh/kg) > 270 Wh/kg
Leistungsdichte (W/kg) 700 Wh/kg (peak spec. discharge power, 30 s pulse)
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) ≤ 1%/Monat
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 75 - 95%
Kalendarische Lebensdauer (a) > 10 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) 2.000 bei 1C/1C
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) k.A.
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) k.A.
Recyclingfähigkeit Ja
Absatz, erwartet k.A.
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Keine Produktion von Komponenten und Zellen, nur Forschungsprojekte-AIT, TUGraz, VMI; Assembling von Module & Packs-Samsung, einige kleine Unternehmer
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung kW
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) J
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 erwartete Markteinführung - 2020
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) USABC Goals for Advanced Batteries for EVs;Technology Roadmap Energy storage from IEA, International Energy Agency; NRW Masterplan Elektromobilität 2014
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) -25 bis +55
Materialien (Zellchemie) K: HV Spinell, Phosphate, Ni-reiche, Li, Mn-reiche Schichtoxide**; A: Si, Sn Legierungen, Kohlenstoff-Metallkomposite
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) Ni, Mn, Li, Si - OK; Co - kritischer Rohstoff
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) neues System -> neue Integrationskonzepte, bessere BMS, leistungsfähige Elektronik
Infrastruktur (F&E Bedarf) Aufbau Infrastruktur notwendig
Problembereiche - Entwicklung von Hochspannungselektrolyten: Stabilität gegen Oxidation, Nebenreaktionen mit den Aktivmaterialien
- Li, Mn-reiche Schichtoxide: Hohe irrev. Kapazitätsverluste im 1. Zyklus, Spannungsabfall, Zyklenfestigkeit
- Korrosion der Zellkomponenten
- Insgesamt LIB für mobile Anwendungen: sichere Systeme (Gehäuse, Verbindung, Kühlsystem, Leistungselektronik, BMS), Alterungsmodellierung, Recycling, Second-life...'Battery diagnostics
post LIB (Li-S; Me-Luft; Mg Batterie; ASSB)
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Das Funktionsprinzip der Technologien ist sehr unterschiedlich: von Interkalation für Mg-Ionen Batterie (-> Kathode: Ein-und Auslagerung von Mg-Ionen in der Struktur; als Anode ist Mg-Folie verwendet -> Abscheiden, Auflösen) über Oxidation/Reduktion von Sauerstoff auf Gasdiffusionselektrode-Kathode für Me-Luft Systeme (als Anoden dienen jeweilige Metallen-Li, Al, Zn) bis zu „conversion“ Mechanismus für Li-S. Während der Entladung werden Lithium Ionen an der Anode (Li Metall) aufgelöst. An der Kathode verbindet er sich mit Schwefel, wobei Lithiumsulfide entstehen. Bei den Lithium-Schwefel- und Mg-Ionen-Akkumulatoren findet der Ladungstransport innerhalb des Elektrolyten durch Metallionen statt. Beim Me-Luft System wird die Ladung durch O2 von der Luft passiert.
Speichercharakteristika Die oben genannten Speichertechnologien sind heutzutage geforscht und entwickelt. Die Zielwerte sind noch nicht erreicht: auf Zellebene Wh/kg -> Li-S (300-800 ); Li-O2 (700-1.000); Zn-Luft (220-330); Mg-Ionen (400); Target Werte für Packs, die bis 2025 erreicht werden sollen: e.g. Li-S 600 Wh/kg; Li-O2 800; Die gezielte Zyklenfestigkeit für Li-S ist 1.500 bis 2.020 und für Li-O2 - 500.
Derzeit gibt es noch keine Serienproduktion. In Bezug auf Mg-Batterie sind in Österreich sowohl Rohstoffe als auch Know-how für Gewinnung, Bearbeitung, Recycling vorhanden. Anlagen ebenfalls -> Nische in Batterietechnologie.
Subsysteme Me-Luft, Me-O2; Für Mg-Ionen und Li-S sind noch keine definiert
Referenzen/Links [1] Cost and performance of EV Batteries: Final report forThe Committee on Climate Change , Autors: Element Energy Limited (Shane Slater), Axeon (George Paterson, Valentina Gentili, Allan Paterson) and FRSE, School of Chemistry, University of St Andrews (Prof. P. Brus)
[2] Tudron, F.B., Akridge, J.R., and Puglisi, V.J. (2004): Lithium-Sulfur Rechargeable Batteries: Characteristics, State of Development, and Applicability to Powering Portable Electronics (AZ: Sion Power).
[3] Matthew M. Huie, David C. Bock, Esther S. Takeuchi,
Amy C. Marschilok, Kenneth J. Takeuchi, Cathode materials for magnesium and magnesium-ion based batteries, Review, Coordination Chemistry Reviews 287 (2015) 15–27
Technologiereifegrad TRL 1-4 für Me-Luft Systeme und Mg-Ionen Technologie: Die beiden Technologien sind immer noch in der Laborentwicklung / Grundlagenforschungsbereich. Die F&E fokussiert sich auf neue Materialien und Komponente, sowie deren Kombination und Integration.
Lithium-Schwefel Technologie ist in TRL 4-6. Erste Prototypen von Li-S pack für BEV sind vorhanden (Demo am Geneva Motor show2014-Induct, France; Oxis Energy UK); China plant 40.000 packs für e-bike (500 Zyklen) bis 2018
TRL (Technology Readiness Level) 1 - 4
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) nicht relevant
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) sollte gleich wie LIB sein
Energiedichte (Wh/kg) Zielwerte-noch nicht erreicht: auf Zellebene Wh/kg -> Li-S (300-800 ); Li-O2 (700-1.000); Zn-Luft (220-330); Mg-Ion (400);
Leistungsdichte (W/kg) Target data pack 2025: e.g. Li-S 600 Wh/kg; Li-O2 800
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) k.A.
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) > 90%
Kalendarische Lebensdauer (a) > 10 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) Li-S: 1.500 (2.020); Li-O2 (500)
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) k.A.
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) Erwartung: hoch
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) nachhaltige und umweltfreundliche Technologien
Recyclingfähigkeit Ja (Materialien leicht rezyklierbar)
Absatz, erwartet Li-S pack in in kleiner Serie BEV (Demo am Geneva Motor show2014-Induct, France; Oxis Energy UK); China plant 40.000 packs für e-bike (500 Zyklen) bis 2018
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Keine Produktion; Im Bezug auf Mg-Batterie-in Österreich sowohl Rohstoffe als auch Know-how für Gewinung, Bearbeitung, Recycling vorhanden; Anlagen ebenfalls -> Nische in Batterietechnologie
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) Ja
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung erwartet 1.000 Wh/kg (Li-O2)
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) N
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 > 2.020 (Li-S); > 2.030 (2.050)-Li-O2, und andere
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) Cost and performance of EV Batteries: Final report forThe Committee on
Climate Chang , Autors: Element Energy Limited (Shane Slater), Axeon (George Paterson, Valentina Gentili, Allan Paterson) and FRSE, School of Chemistry, University of St Andrews (Prof. P. Brus)
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) -25 bis +65
Materialien (Zellchemie) Kohlenstoffe, Sweffel, Katalysatoren(nicht Edelmetale), Keraik, Mg, Halkogenide, Phosphate, etc.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) alle Materialien verfügbar - keine kritischen Rohstoffe
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) Forschungsbedarf auf allen Niveaus: Komponente, Zelle, system-wissenschaftliche und engineer-Aspekte
Infrastruktur (F&E Bedarf) k.A.
Problembereiche Alle Systeme sind in Entwicklungsphase: Elektrolytstabilität; Materialien, Leistungen; Interphase Prozesse; Design, Gehäusertechnologie, Elektronik
Brennstoffzelle rev. PEMFC / AFC
Datei exportieren (.csv)
Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Die Polymerelektrolytbrennstoffzelle (Protonenaustauschmembran-Brennstoffzelle) ist eine Niedrigtemperatur-Brennstoffzelle. Die Membran ist beidseitig mit einer katalytisch aktiven Elektrode beschichtet, einer Mischung aus Kohlenstoff und einem Katalysator (meistens Platin, eine Mischung aus Platin und Ruthenium, Platin und Nickel oder Platin und Cobalt). H2-Moleküle dissoziieren auf der Anodenseite und werden unter Abgabe von zwei Elektronen zu je zwei Protonen oxidiert. Diese Protonen diffundieren durch die Membran (nur für positive Wasserstoffionen durchlässig). Auf der Kathodenseite wird Sauerstoff durch die Elektronen, die zuvor in einem äußeren Stromkreis elektrische Arbeit verrichten konnten, reduziert; zusammen mit den durch den Elektrolyt transportierten Protonen entsteht Wasser. Um die elektrische Arbeit nutzen zu können, werden Anode und Kathode an den elektrischen Verbraucher angeschaltet. Eine solche Einheit wird als Stack bezeichnet. Für die gute Verteilung der Gasströme werden Bipolarplatten genutzt. Mehrere Stacks werden u.a. über Interkonnektoren zusammengeschlossen. Der elektrische Wirkungsgrad beträgt je nach Arbeitspunkt etwa 60 Prozent. Als Elektrolyt dient dabei normalerweise eine feste Polymermembran, beispielsweise aus Nafion. Die Betriebstemperatur liegt im Bereich von 60 bis 120 °C, wobei für den kontinuierlichen Betrieb bevorzugt Temperaturen zwischen 60 und 80 °C gewählt werden.
Speichercharakteristika Da Brennstoffzellen an sich keine Energiespeicher sind, sondern nur Energiewandler, muss, was die Speicherkenndaten angeht, das Gesamtsystem betrachtet werden. Weiters ist zu beachten, dass Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien sind; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind. Falls dennoch ein Wert gefordert ist, bieten sich hier die Werte von Wasserstoff an: 33,3 kWh/kg
DOE 2020-Dokument: 0,65 kW/L; 0,65 kW/kg
Ladezeit beträgt derzeit unter 3 Minuten (SAE J2601). Es besteht bei der 700 Bar Gasflasche keine Selbstentleerung.
Subsysteme Subsysteme als solches gibt es keine. Es existieren aber unterschiedliche Arten von Brennstoffzellen, wie z.B.: die Alkalische Brennstoffzelle. In der Regel wird eine wässrige Kaliumhydroxid-Lösung als Elektrolyt verwendet. Entsprechend dem pH-Wert des Elektrolyten wird die Zelle als alkalische Brennstoffzelle bezeichnet. Als Brenngas dient ebenfalls Wasserstoff, der der Anode zugeführt und dort zu H+ oxidiert wird. Zusammen mit OH−-Ionen, die an der Kathode durch Reduktion von Sauerstoff gebildet werden und über den Elektrolyten zur Anode gelangen, bildet sich an der Anode als Reaktionsprodukt Wasser, welches ständig abgeführt werden muss. Die Arbeitstemperatur der Zelle liegt bei 60–120 °C. Im Vergleich zur PEMFC hat die AFC eine geringere Leistungsdichte, aber aufgrund der höheren Zellenspannung einen etwas besseren Wirkungsgrad. Sie erreicht jedoch zurzeit nicht die hohen Stromdichten einer PEMFC. Der Elektrolyt dient gleichzeitig zur Temperaturregelung des Stacks, womit kein weiterer Kühlkreislauf notwendig ist.
Referenzen/Links Wasserstoff in der Fahrzeugtechnik: Erzeugung, Speicherung, Anwendung (ATZ/MTZ-Fachbuch) Gebundene Ausgabe – 13. April 2012
von Helmut Eichlseder (Autor), Manfred Klell (Autor)

Wasserstoff und Brennstoffzellen.
von Sven Geitmann

Erneuerbare Energien und Alternative Kraftstoffe - Mit neuer Energie in die Zukunft?
von Sven Geitmann

Wasserstoff und Wirtschaft -
von Alf-Sibrand Rühle, Sven Geitmann

Fuel Cell Technology Handbook
von Martin G. Hogarth, David Thompsett, Charles Richard Stone, Gregor Hoogers

Energierevolution Brennstoffzelle. Perspektiven - Fakten - Anwendungen.
von M. Pehnt

Brennstoffzellen: Entwicklung, Technologie, Anwendung
von Konstantin-Hey Ledjeff, Falko Mahlendorf, Jürgen Roes

Brennstoffzellentechnik
von Peter Kurzweil

Handbook of Fuel Cells - Fundamentals, Technology, Applications
von Wolf Vielstich, Arnold Lamm und Hubert Gasteiger

Auslegung von Brennstoffzellenanlagen
von W. Winkler

Brennstoffzellen-Technologie. Hoffnungsträger für den Klimaschutz.
von Dagmar Oertel, Torsten Fleischer

Fuel Cells and their applications
von Karl Kordesch, Günter Simader

Energie der Zukunft. Die Ballard Brennstoffzelle und der Weg zum sauberen Elektroauto.
von Tom Koppel
Technologiereifegrad 7 bzw. schon am Markt (9) (Hyundai, Toyota, Honda, etc.) TRL 7 soll nur den Stand im Vergleich zu einem konventionellen Fahrzeug angeben. Heute findet noch Forschung im Bereich Effizienzsteigerung, Beständigkeit, Lebensdauererhöhung und Kostenreduktion statt. Die genaueren Maßnahmen und die möglichen Forschungsfragen sind im Abschlussbericht zusammengefasst.
TRL (Technology Readiness Level) 7 - 9
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) mobile Anwendung
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) Ladefähigkeit: < 3 min. (SAE J2601)
Energiedichte (Wh/kg) Wasserstoffgas (700 bar): 1,855 Wasserstoff: 33,3 kWh/kg
Leistungsdichte (W/kg) FC (DOE 2020): 0,65 kW/L; 0,65 kW/kg
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) keine
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) FC (DOE 2020): 65%
Kalendarische Lebensdauer (a) > 15 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) > 20.000
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) FC (DOE 2020): <40 $/kW
H2 Tank: <10 $/kW
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Treibhauspotential [kg CO2-Äqu.] sehr stark abhängig von Strominput
Edelmetalleinsatz (F&E Fokus)
Recyclingfähigkeit Pt-Recyling möglich. Second Life nicht relevant
Absatz, erwartet Weltweit (2014): 50.000 (stationär & mobil)
Österr. 2015: 6 FCEV erwartet für 2016: 35 - 50 FCEV
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) OMV: H2-Produktion
Fronius: Produktion FC für industrielle Anwendungen (z.B Gabelstapler)
Linde: Tankstellen-Produktion
Plansee: Bipolarplatten, Interkonnektoren
Magna: H2-Tanks
AVL: Entwicklungsdienstleister automotive und stationäre FC Systeme; Produktion Komponenten
Miba, Proionic: H2 Speichermaterial
Miba: Beschichtungstechnologie für metall. BPP
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) Back-up Power / USV: Anwendung im Bereich Telekom (Tetranetze mit langer Backup Zeit)
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung W bis MW Scale möglich
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) Ja
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 siehe DOE Targets
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) Buch: Brennstoffzellentechnik: Grundlagen, Komponenten, Systeme, Anwendungen
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) 60 - 80°C / -30°C bis +45°C
Materialien (Zellchemie) Katalysatormaterialen sind vor allem Pt (bzw. Gemisch aus Pt und Ni oder Co) als Katalysator. (Mengenreduktion wurde vorwiegend über Strukturierung der Pt Katalysatoren erreicht); Sulfoniertes Tetrafluorethylen-Polymer für die Membran
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) Pt: Verfügbar, aber teuer, daher wird versucht zu substituieren. Derzeitige FC-Autos haben nicht mehr Pt in der Zelle als ein herkömmlicher Diesel im Katalystor (laut Toyota bei der A3PS-Konferenz)
Restliche oben erwähnte Materialien leicht und billig zu erwerben.
Metallische Bipolar Platte aus zB.316 L mit 0,1 mm Dicke ermöglicht starke Kostenreduktion.
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) Elektronik ist wichtige Integrationstechnologie für Leistung, Steuerung (Lebensdauer), Sicherheit
Infrastruktur (F&E Bedarf) Stückzahlmarkt erforderlich, um stabile Lieferantenstrukturen für Komponenten zu etablieren und Kosten zu senken. Forschungsbedarf parallel zur Marktentwicklung auf allen Ebenen, um Performance zu steigern und Kosten weiter zu senken; Marktbarrieren wie Mangel an HRS, legistische Benachteiligungen durch Unwirksamkeit der Vorteile (Emissionsfreiheit, CO2 Einsparung, etc.) aufheben
Problembereiche Initialmarkt in Europa für Stabilisierung der Wertschöpfungsketten und Technologiereifung (Kostensenkung, Lebensdaueroptimierung, etc.); für mobile Anwendungen ist ausreichende Anzahl HRS erforderlich; Pilotprojekte zur Darstellung und Kommunikation der technolog. Vorteile; Abbau von legistischen Barrieren für Emissionsfreie Technologien und Aufbau von legistischen Barrieren für gesundheitsschädigende, herkömmliche Technologien
Brennstoffzelle SOFC rev. Fc
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Kenngröße Ausgewählter Speicher
Funktionsweise Die SOFC ist eine Hochtemperatur-Brennstoffzelle, die bei einer Betriebstemperatur von 650 - 1.000 °C betrieben wird. Der Elektrolyt dieses Zelltyps besteht aus einem festen keramischen Werkstoff, der in der Lage ist, selektiv Sauerstoffionen zu leiten, für Elektronen jedoch isolierend wirkt. An beiden Seiten der Elektrolytschicht sind die Elektroden, Kathode und Anode, angebracht. Sie sind gasdurchlässige elektrische Leiter. Der sauerstoffionenleitende Elektrolyt ist als dünne Membran vorgesehen, um die Sauerstoffionen energiearm transportieren zu können. Dies funktioniert nur bei hohen Temperaturen. Die dem Elektrolyt abgewandte, äußere Seite der Kathode wird von Luft umgeben, die äußere Anodenseite von Brenngas. Ungenutzte Luft und ungenutztes Brenngas sowie Verbrennungsprodukte werden abgesaugt. Im Inneren der SOFC findet die Redox-Reaktion von Sauerstoff mit dem Brennstoff, der Wasserstoff sein kann, jedoch z. B. auch Kohlenstoffmonoxid oder Methan, statt. Auf der Kathodenseite herrscht Sauerstoffüberschuss, während auf der Anodenseite Sauerstoffmangel herrscht, weil der vorhandene Sauerstoff gleich z. B. mit dem Wasserstoff reagiert. Durch dieses Konzentrationsgefälle diffundiert der Sauerstoff von der Kathode zur Anode. Hat das Sauerstoffmolekül die Grenzfläche zwischen Kathode und Elektrolyt erreicht, nimmt es 2 Elektronen auf, wird damit zum Ion und kann die Barriere durchdringen. An der Grenze zur Anode angekommen, reagiert es katalytisch mit dem Brenngas unter Abgabe von Wärme und den entsprechenden Verbrennungsprodukten, und gibt wieder 2 Elektronen an die Anode ab. Voraussetzung dafür ist ein Stromfluss, der Zweck der Festoxidbrennstoffzelle, der anderweitig genutzt werden kann.
Aufgrund der variablen Brennstoffe kann keine einheitliche Reaktionsgleichung für die SOFC angegeben werden.
Speichercharakteristika Bei einer Spannung von etwa 0,7 V wird eine Leistungsdichte von circa 1 W/cm² (entsprechend einer Stromdichte von 1,4 A/cm²) erreicht.
Da Brennstoffzellen an sich keine Energiespeicher sind, sondern nur Energiewandler, muss, was die Speicherkenndaten angeht, das Gesamtsystem betrachtet werden. Weiters ist zu beachten, dass Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien sind; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind. Falls dennoch ein Wert gefordert ist, bieten sich hier die Werte von Wasserstoff (33,3 kWh/kg) und Methan (13,9 kWh/kg) an.
Subsysteme Im Wesentlichen unterscheidet man aufgrund der Bauform: tubuläre (röhrenförmige) und planare (flache) SOFCs.
Referenzen/Links Solid Oxide Fuel Cells
herausgegeben von J. Mizusake,Subhash C.

Fuel Cell Handbook (Seventh Edition) ab Seite 7–1, ISBN 978-0-387-77707-8, 2009

Einführung in die Hochtemperaturbrennstoffzelle (SOFC), Institut für Technische Thermodynamik des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt

A.J. Appleby, F.R. Foulkes, Fuel Cell Handbook, Van Nostrand Reinhold, New York, NY, 1989. zitiert in: Fuel Cell Handbook, EG&G
Technologiereifegrad TRL 7 für den mobilen Bereich. Hier wird diese Technik hauptsächlich als Auxiliary Power Unit (APU bzw. Hilfsantrieb) genutzt, um beim Stillstand eines Schwerverkehrslasters die VKM abstellen zu können und damit CO2 und Treibstoff einsparen zu können. Forschung findet im Bereich Effizienzsteigerung, Beständigkeit, Lebensdauererhöhung und Kostenreduktion statt. Die genaueren Maßnahmen und die möglichen Forschungsfragen sind im Abschlussbericht der Speicherinitiative Phase I angeführt.
TRL (Technology Readiness Level) 7
Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) mobile Anwendung
Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) Ladefähigkeit: < 3 min
Energiedichte (Wh/kg) Wasserstoffgas (700 bar): 1,855
Wasserstoff: 33,3 kWh/kg
Leistungsdichte (W/kg) k.A.
Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) keine
Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) 30 - 40%
Kalendarische Lebensdauer (a) > 15 Jahre
Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) CHP: > 40.000 Bh
Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) CHP: < 1.500 $/kW
Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) mittel
Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) Zellkomponenten enthalten Seltene Erden
Recyclingfähigkeit Recyling von Pt und Seltener Erden möglich (Forschungsbedarf!). Second Life nichtrelevant
Absatz, erwartet Weltweit (2014): 50.000 (stationär & mobil)
Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) Zusätzlich zu PEM: AVL: SOFC-APU
Profactor: MSC-Platten
ALPPS FC-Systems: SOFC-APU (existiert Alpps noch?)
Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) J
Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung kW bis MW Scale möglch
Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) Ja
Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 k.A.
Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) Buch: Brennstoffzellentechnik: Grundlagen, Komponenten, Systeme, Anwendungen
Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) 750 - 900°C / -30°C bis +45°C
Materialien (Zellchemie) Materialen sind vor allem Elektrolyte aus fester Oxidkeramik (bspw. Yttrium-stabilisiertes Zirkonoxid "YSZ" oder alternativ strontium- und magnesiumdotiertes Lanthangalliumoxid (LSGM) oder selten gadolinium dotiertes Ceroxid).
Anode: Verbundwerkstoff aus dem Metall Nickel und der Keramik YSZ.
Kathode: viele Kombinationen möglich zb.: Lanthan-Strontium-Manganit, Lanthan-Strontium-Kobaltit,...
Durch hohe Einsatztemperatur → unedlere, kostengünstigere Materialien (Pt-Einsparung) einsatzbar. Hohe Einsatztemperatur aber auch der Grund für fast alle technischen Herausforderungen.
Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) Aufgrund der hohen Temperatur kann weniger Pt verwendet werden.
Zirkonoxid ist billig zu haben.
Die Seltnen Erden, die derzeit noch verwendet werden müssen, sind nicht teuer oder "selten", aber der europäische Markt macht sich damit von Asien und da vor allem von China abhängig.
Das Yttrium z.b. hebt die Kosten derzeit noch leicht an. Gravierender wäre aber ein wiederholtes Ausfuhrverbot solcher Seltenen Erden seitens China.
Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) Ja
Infrastruktur (F&E Bedarf) Forschungsbedarf parallel zur Marktentwicklung auf allen Ebenen, um Performance zu steigern und Kosten weiter zu senken;
Problembereiche Initialmarkt in Europa für Stabilisierung der Wertschöpfungsketten und Technologiereifung (Kostensenkung, Lebensdaueroptimierung, etc.); für mobile Anwendungen ist ausreichende Anzahl HRS erforderlich; Pilotprojekte zur Darstellung und Kommunikation der technolog. Vorteile; Abbau von legistischen Barrieren für Emissionsfreie Technologien und Aufbau von legistischen Barrieren für gesundheitsschädigende, herkömmliche Technologien
DISCLAIMER
Die vorliegende Technologieübersicht soll einen Überblick über Speichertechnologien geben. Dazu werden größere Gruppen von Speichertechnologien gebildet. Jede dieser Gruppen umfasst eine Vielzahl an möglichen spezifischen, teils sehr unterschiedlichen Speichertechnologien bzw. Produkten. Eine Ableitung von exakten Aussagen für einzelne, spezifische Systeme ist daher auf Basis der Übersicht nicht möglich. Dies ist in der Verwendung der Übersicht zu beachten.
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