Power-to-Gas: Modellierung von Anwendungspfaden zur wirtschaftlichen Abschätzung angenommener Betriebsszenarien E-Book

Martin Kirchmayr

• Herausgeber: GRIN Verlag
• Sprache: Deutsch
• Veröffentlichungsjahr: 2013

Beschreibung

Diplomarbeit aus dem Jahr 2013 im Fachbereich Energiewissenschaften, Note: 1, Fachhochschule Burgenland (Energie- und Umweltmanagement), Sprache: Deutsch, Abstract: Den Technologien der Elektrolyse und der Methanisierung von Wasserstoff, welche aktuell unter dem Titel „Power-to-Gas“ in der gesamten Energiewirtschaft diskutiert werden wird großes Potential zugeschrieben. Einerseits erwartet man, damit erneuerbaren Strom in erneuerbares Gas zu verwandeln und grünen Strom damit speichern zu können. Andererseits möchte man die Power-to-Gas Anlagen zu einem Dienstleister des Stromnetzes machen, der Überangebote - auch bei volatilem Aufkommen – lokal in der Nähe der Erzeuger oder auch überregional über das bestehende Stromleitungsnetz abbauen zu können. Überdies kann der Elektrolysewasserstoff in einer Brennstoffzelle wieder verstromt werden und damit auch eine positive Netzstütze darstellen. Im Rahmen dieser Arbeit wurden Energieverwertungspfade erstellt, die versuchen alle eingangs erwähnten Situationen praxisgerecht abzubilden. Dabei wurde vor allem darauf Wert gelegt, dass bestehende Infrastruktur und Technologien mit einbezogen werden. Verwertungspfade: • Verstromung in Brennstoffzelle (Pfad I) • Verstromung in Wasserstoffturbine (Pfad II) • Verstromung eines H2-Teilstroms im Erdgas BHKW (Pfad III) • Öko-SNG BHKW (Pfad IV) • SNG-KFZ (Pfad V) Als Grundlage für eine wirtschaftliche Betrachtung der Pfade wurden Strombörsepreise aus dem Jahr 2011 herangezogen. Aus technischer Sicht wurden aktuell bekannte Spezifikationen der Anlagenteile hinterlegt und damit jene Energie ermittelt, welche in den jeweiligen Pfaden über ein Kalenderjahr erneut zur Verfügung stehen würde. Dem Endprodukt (Grau-, Grünstrom, graues oder grünes Methan) wurde erneut ein Marktwert gegeben und fließt somit als Erlös in die Berechnungen ein. Großes ökonomisches Potential von Power-to-Gas liegt in der Entwicklung der Marktpreise hin zu volatilerem Vorkommen und extremeren Preissituationen. Dies wurde durch Variation der Strommarktpreise in Sensitivitätsanalysen abgebildet. Damit kann eine Entwicklung bei veränderten Marktbedingungen der jeweiligen Verwertungspfade abgeschätzt werden.

Leseprobe

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kurzfassung

Den Technologien der Elektrolyse und der Methanisierung von Wasserstoff, welche aktuell unter dem Titel „Power-to-Gas“ in der gesamten Energiewirtschaft diskutiert werden wird großes Potential zugeschrieben. Einerseits erwartet man, damit erneuerbaren Strom in erneuerbares Gas zu verwandeln und grünen Strom damit speichern zu können. Andererseits möchte man die Power-to-Gas Anlagen zu einem Dienstleister des Stromnetzes machen, der Überangebote - auch bei volatilem Aufkommen – lokal in der Nähe der Erzeuger oder auch überregional über das bestehende Stromleitungsnetz abbauen zu können. Überdies kann der Elektrolysewasserstoff in einer Brennstoffzelle wieder verstromt werden und damit auch eine positive Netzstütze darstellen.

Im Rahmen dieser Arbeit wurden Energieverwertungspfade erstellt, die versuchen alle eingangs erwähnten Situationen praxisgerecht abzubilden. Dabei wurde vor allem darauf Wert gelegt, dass bestehende Infrastruktur und Technologien mit einbezogen werden.

Verwertungspfade:

Verstromung in Brennstoffzelle (Pfad I)

Verstromung in Wasserstoffturbine (Pfad II)

Verstromung eines H2-Teilstroms im Erdgas BHKW (Pfad III)

Öko-SNG BHKW (Pfad IV)

SNG-Verkehr (Pfad V)

Als Grundlage für eine wirtschaftliche Betrachtung der Pfade wurden Strombörsepreise aus dem Jahr 2011 herangezogen. Aus technischer Sicht wurden aktuell bekannte Spezifikationen der Anlagenteile hinterlegt und damit jene Energie ermittelt, welche in den jeweiligen Pfaden über ein Kalenderjahr erneut zur Verfügung stehen würde. Dem Endprodukt (Grau-, Grünstrom, graues oder grünes Methan) wurde erneut ein Marktwert gegeben und fließt somit als Erlös in die Berechnungen ein.

Abstract

Throughout the whole energy sector (electricity, gas, grid operation, environmental issues, etc.) right now there is a broad discussion about the promising technologies of electrolysis and methanisation, which are summarized by the term of Power-to-Gas. On the one hand experts claim it´s ability of transferring renewable electricity to renewable gas and therefore the ability of restoring renewable electricity. On the other hand especially grid operators and electricity companies want to utilize Power-to-Gas for services to the power grid, in order to balance out mainly local overloads even if they are very volatile, by placing them next to the generation units. Vice versa electrolysis-hydrogen can be transferred back to current in fuel cells and balance the grid positively if needed.

In order to visualize all above mentioned situations the author created several practical utilization lanes. Each path emphasises a practical approach by including state-of-the-art technology and infrastructure.

Utilization lanes:

Electrification in fuell cells (path I)

Electrification in hydroegn turbine (path II)

Electrification of hydrogen in an natural-gas combined heat and power plant (path III)

Renewable synthetical Methane combined heat and power plant (path IV)

Synthetical Methane-traffic (Pfad V)

Electricity spot prices from 2011 where used as background for the economical calculations. For the matter of technical considerations all nowadays available specifications where gathered. Efficiency factors along the utilization lanes demonstrate the amount of energy that will finally be available at the end over a period of one year. Revenues were calculated by valuing the end products (grey and green electricity, grey and green methane) in every single period they are produced (some have hourly market prices, some annual average prices).

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung

1.1 Problemstellung

1.2 Zielsetzung

2 Methodik

2.1 Rechtliche Rahmenbedingungen

2.1.1 Österreich

2.1.2 Deutschland

2.2 Beschreibung der Verwertungspfade

2.2.1 Wasserstoffbasierte Systeme

2.2.2 Methanisierung

2.2.3 Darstellung und Berechnung der Verwertungspfade

2.3 Erläuterung der Berechnungen

3 Marktparameter

3.1 Primäre marktrelevante Einflüsse

3.1.1 Errichtungskosten / Investitionskosten

3.1.2 Strom

3.1.3 Gas

3.1.4 Veränderung der rechtlichen Situation

3.1.5 Standortdiskussion

3.2 Sekundäre marktrelevante Derivate

3.2.1 Biomethanpreise

3.2.2 Treibstoffpreis

3.2.3 Verantwortungsverteilung (Kosten)

4 Beurteilung der Verwertungspfade

4.1 Technische Beurteilung der Verwertungspfade (Wirkungsgradbasiert)

4.2 Wirtschaftliche Beurteilung der Verwertungspfade

5 Sensitivitätsanalysen

5.1 Strompreisszenarien

5.1.1 Szenario 2030a

5.1.2 Szenario 2030b

5.1.3 Szenario 2030c

5.1.4 Szenario 2030d

5.2 Analyse-Ergebnisse

5.2.1 Brennstoffzelle

5.2.2 H2-Beimisch Turbine

5.2.3 H2-Beimisch BHKW

5.2.4 Öko-SNG BHKW

5.2.5 Öko-SNG KFZ

6 Ergebnisse und Schlussfolgerung

7 Verzeichnisse

7.1 Literaturverzeichnis

7.2 Abbildungsverzeichnis

7.3 Tabellenverzeichnis

7.4 Abkürzungen, Indizes und Begriffserklärungen

Anhang

A.1 Dateien zur Berechnung der Verwertungspfade

1. Verwertungspfade

2. Strompreisszenarien

3. Sensitivitätsanalysen

4. Marktdaten

5. Übersicht aller Marktdaten

A.2 Power-to-Gas Anlagen

1. Österreich

2. Deutschland, Quellen: DVGW (2012) & www.powertogas.info

3. Nachweise zu den Anlagen

1 Einleitung

Seit der Verfassung des Kyoto Protokolls und der Einführung des Europäischen Emissions - Zertifikate Handels, kann nach einer Phase medialer Diskussion und teilweise nicht allzu ernsthafter Maßnahmen mittlerweile eine deutliche Anstrengung hin zu einer Restrukturierung der Energiewirtschaft ausgemacht werden. Im speziellen wurde durch nationale Systeme zur Förderung erneuerbarer Energien deren Anteil mit Nachdruck erhöht. Nach dem verheerenden Schaden am Nuklearkraftwerk in Fukushima im Jahr 2011 wurde in Deutschland, der Ausstieg aus der Atomkraft bis 2022 gesetzlich beschlossen (Bundesregierung DE, 2011). Ein Teil dieser Kraftwerkskapazitäten muss durch erneuerbare Kraftwerke gedeckt werden. Durch weiterhin recht hohe Fördertarife wird der Anteil derer noch deutlich weiter steigen.

Mit den grundsätzlich positiven Auswirkungen der so genannten Energiewende auf Klima und Umwelt bringt diese aufgrund des hohen Anteils volatiler Energiequellen in Form von Wind und Photovoltaik mittelfristig große Herausforderungen für die bestehende Infrastruktur der Stromnetze.

Abbildung 1: Erzeugungskapazitäten und Bruttoenergieproduktion, Deutschland 1991 - 2011 und Prognose bis 2020 (eigene Darstellung, Daten: BMWI, 2013)

Von 2000 bis 2011 stieg die Leistung von Wind- und Photovoltaikkraftwerken in Deutschland von 6 GW auf 54 GW und hat sich somit verneunfacht (BMWI, 2013). Stieg in diesem Zeitraum die gesamte installierte Kraftwerksleistung von 125 GW auf 175 GW um 40 % ist im gleichen Zeitraum die erzeugte Bruttoenergie nur um 6 % von 577 TWh auf 613 TWh gestiegen. Wie Abbildung 1 zeigt, wird sich bei einer Weiterführung des Trends die Anschlussleistung der volatilen Erneuerbaren weiter deutlich vergrößern, jedoch die tatsächlich erzeugte Energiemenge eher stagnieren oder durch Effizienzmaßnahmen sogar leicht fallen.

An diesem Beispiel wird deutlich, dass die großen Mengen an neuen Leistungskapazitäten durchschnittlich nur wenig Energie in das Stromnetz liefern können und die Differenz als Regelkapazität bereitgestellt werden muss. Die Power-to-Gas Technologie bietet eine vielversprechende Möglichkeit einen Teil dieser Probleme lösen zu können. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. schreibt der Elektrolyse und Methanisierung ein sehr hohes Potential mit vermuteter Marktreife ab 2020 zu (Ahlers 2012). Diese Arbeit stellt Möglichkeiten zur Integration dieser neuen Technologien dar und betrachtet diese näher in Hinblick auf deren Ökonomie.

1.1 Problemstellung

Ausgleich von Stromangebotsschwankungen

Die Elektrizitätswirtschaft ist im Wandel. Die zukünftige Energieversorgung wird sich stark in Richtung erneuerbare Energiequellen entwickeln. Vor allem wird die Anzahl von Wind- und Photovoltaikanlagen steigen. Szenarien wie Abbildung 3 gehen von einem Anteil von rund 30 % im Jahre 2030 an der gesamten Stromerzeugung aus (Donadei 2012). Mit dem weiteren Ausbau dieser Kraftwerkstypen, welche auch als „volatile Erneuerbare“ bezeichnet werden, steigen auch die Schwankungen des Stromangebots in Hinblick auf deren Einspeiseleistung und dem zeitlichen Aufkommen. Daraus ergibt sich eine Erfordernis nach ausgleichenden Kapazitäten im Stromnetz welche diese zunehmenden Ungleichmäßigkeiten balancieren können. Am Beispiel eines Sturmtiefs im Februar 2011 kann in Abbildung 2 das Ausmaß und die Dauer solcher erneuerbarer Lasten gesehen werden.

Abbildung 2: Windeinspeisung in Deutschland zur Zeit des Sturmtiefs „Klaus“ (Müller-Mienack 2012)

Im Netzmanagement ist in Deutschland bereits seit geraumer Zeit ein erhöhter Redispatching-Einsatz erforderlich. Bei positivem Redispatching müssen Erzeuger hochgefahren und Verbraucher verringert werden. Ebenso vice-versa bei negativem Redispatching. Selbst bei Umsetzung der regelmäßigen Redispatching Maßnahmen kann die n-1 Sicherheit bereits in vielen Stunden nicht mehr gewährleistet werden. (Müller 2012).

Integration Erneuerbarer Energien

Somit ist die Situation des heutigen Stromnetzes als Infrastruktur zur Übertragung und Verteilung der erneuerbaren Energien in vielen Bereichen Mitteleuropas nicht zukunftsfähig für die Integration der Erneuerbaren. Der erforderliche Ausbau für Deutschland wird im Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) festgehalten. Dabei werden 1.834 km Stromleitungsnetz durch das EnLAG als erforderlich erachtet. Zur Realisierung schafften es jedoch erst 214 km (Müller 2012).

Der Netzausbau des Stromnetzes kann durch Power-to-Gas zwar nicht ersetzt werden, jedoch kann er die Integration der erneuerbaren Energien in erheblichem Maße ergänzen (Müller 2012). Erforderliche Investitionen des Netzausbaus werden in Deutschland mit € 23 Mrd. bis 2022 geschätzt (50 Hertz et al 2012). In Österreich geht man von zusätzlichen Investitionen in Summe von € 2 Mrd. bis 2020 aus (APG 2012). Durch Power-to-Gas - Anlagen kann das erforderliche Ausmaß an Stromnetzausbau zumindest minimiert werden. Dabei hat die neue Infrastruktur mit Power-to-Gas - Anlagen jedoch im Gegensatz zum einfachen Ausbau der Stromnetze eine erheblich erweiterte Fähigkeit zur Regelung und kann dem Redispatching-Aufwand entgegensetzen.

Abbildung 3: Prognostizierte Anlagenkapazitäten bis 2030 (Donadei 2012)

Langfristige Verfügbarkeit erneuerbarer Energie

Neben der zunehmenden Erfordernis Unregelmäßigkeiten im Stromangebot auszugleichen, steht man auch vor der generellen Aufgabe einen Wandel von den fossilen zu erneuerbaren Energiequellen zu vollziehen. Aufgrund eingangs erwähnter Probleme bei der Integration von erneuerbarem Strom aus Wind und Photovoltaik ist man darauf angewiesen neue Wege zu finden, diesen Strom als heute wohl technisch beste Möglichkeit der Erzeugung erneuerbarer Energie mittelfristig zu speichern. Mittels Power-to-Gas Technologien könnte dies ermöglicht und zugleich die Betriebsstunden der Kraftwerke maximiert werden, welche heute aufgrund von Netzengpässen bereits oftmals abgeregelt werden müssen (Donadei 2012). Abbildung 4 zeigt die zwar häufige hohe Leistung der deutschen Windkraftwerke von rund 20.000 MW Einspeiseleistung, jedoch nur einer durchschnittlichen Einspeiseleistung des Betrachtungszeitraums von rund 3.000 MW.

Abbildung 4: Windenergieleistungen in den deutschen Übertragungsnetzen (EEG/KWK 2013)

Bedarf an Energiespeichern

Aus eingangs erwähnten Gründen ergibt sich bei Beibehaltung der heutigen Infrastruktur ein Bedarf an Speichermöglichkeiten. Die deutsche Bundesnetzagentur geht von einem zusätzlichen Speicherbedarf für Strom von 18 TWhel (BEE 2009) bis 2020 aus. Bis 2050 erwartet das IWES (Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik) einen zusätzlichen Speicherbedarf von 30 TWhel (Müller 2012).

Das Gasnetz in seiner heutigen Konfiguration bietet in Deutschland rund 200 TWh Kapazität als gasförmigen Energiespeicher (Kuhnhenne 2011). In Österreich bieten die von der Rohöl-Aufsuchungs AG betriebenen Speicher ein Arbeitsgasvolumen von 56 TWh (RAG 2013). Somit sind die österreichischen Gasspeicher (ohne Einbeziehung einer theoretisch möglichen Netzatmung des Gasnetzes) im Stande rund 86 % des in Österreich jährlich produzierten Stroms einzuspeichern. Im deutschen Erdgasnetz könnten analog rund 36 % der jährlichen nationalen Stromproduktion gespeichert werden (ENTSO-E 2012a). Verglichen dazu bieten die bestehenden Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland nur eine Kapazität von 0,04 TWh und in Österreich von 3,2 TWh (E-Control 2013a).

1.2 Zielsetzung