Power-to-Gas ein wichtiger Baustein für die Energiewende

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1 Power-to-Gas ein wichtiger Baustein für die Energiewende Dr.-Ing. Ulrich Bünger Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH, Ottobrunn Seminar Erneuerbare Energien, Hochschule Karlsruhe Technik und Wirtschaft Fakultät für Elektro- und Informationstechnik, Gebäude LI / Hörsaal Elektrotechnik (He) Mittwoch, , 14:00 Uhr 15:00 Uhr 1

2 Inhalt 1 Ludwig-Bölkow-Systemtechnik 2 Was ist Power-to-Gas? 3 Warum Power-to-Gas in Europa/Deutschland? 4 Anwendungen von Power-to-Gas 4a 4b 4c 4d Mobilität Elektrizitätsindustrie Chemieindustrie Erdgasindustrie 5 Zusammenfassung Bild: MS Office 2

3 1 Ludwig-Bölkow-Systemtechnik Bild: MS Office 3

4 1 Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH (LBST) Dr. Ludwig Bölkow Unabhängige Experten für nachhaltige Energieversorgung und Mobilität seit 30 Jahren Erneuerbare Energien, Kraftstoffe, Infrastruktur Machbarkeitsstudien, Nachhaltigkeitsanalysen, technologiebasierte Strategieberatung, Energiekonzepte Konsequenter Systemansatz: Denken über Bereichsgrenzen hinweg 4

5 2 Was ist Power-to-Gas? Bild: MS Office 5

6 2 Was ist Power-to-Gas? 1/2 PtH 2 CGH 2 PtG = PtCH 4 6

7 2 Was ist Power-to-Gas? 2/2 Power-to-Gas (PtG) Erzeugung eines energiereichen Gases aus Strom (vornehmlich erneuerbar) mittels Elektrolyse, d.h. Wasserstoff (EE-H 2 ) oder via nachgeschalteter Methanisierung unter Zuführung von CO 2 auch synthetisches Methangas (EE-Methan). EE-H 2 / EE-Methan Wasserstoff / synthetisches Methan aus REG-Strom (z.b. Wind) SNG Synthetisches Erdgas (eigentlich SMG synthetisches Methangas ) versus Power-to-Liquid (PtL) Erzeugung flüssiger Energieträger aus Strom (vornehmlich erneuerbar) mittels Elektrolyse über Wasserstoff (EE-H 2 ) und via nachgeschalteter Synthese aus Synthesegas unter Zuführung von CO 2 zu synthetischem EE-Benzin, -Diesel oder -Kerosin. 7

8 2 PtG koppelt Strom- und Gasinfrastruktur Verwendung des Begriffes Wasserstoff-Energiewirtschaft durch Unterstützung des Stromsektors bei der breiten Einführung erneuerbarer Energien ablösen. Wind Solar H 2 O Atmosphäre, Abfall, Biomasse, Industrie Stromnetz Elektrolyseur H 2 -Speicherung Speicherung, Transport H 2 Synchronisation Energiequellen Gaskraftwerke Gasspeicherung Endverbrauch Elektrizität Wasserstoffnetz Wärme Transport Quelle: LBST, 2014, auf Basis von FVEE, 2010 Fotos: LBST, KHI, KBB, FhG-ISE, Siemens, Toyota, Viessmann/Panasonic 8

9 2 Energietransport mit unterschiedlichen Infrastrukturen Flüssige und gasförmige Energieträger in Rohrleitungen kontinuierlich transportiert haben um einen Faktor höhere spezifische Energietransportleistungen als entweder diskontinuierlicher Transport fester Energieträger (Kohle in Schiffen) oder Strom über Hochspannungsleitungen. Transportmedium Kapazität [GW] Öl-Pipeline (1 M bbl/tag) 73 Erdgaspipeline (Ø 1 m, 8 MPa, ~10 m/sek) 20 Wasserstoff-Pipeline (Ø 1 m, 8 MPa, ~10 m/sek) 14,5 Transportschiff für Steinkohle (Südafrika Europa) 0,5 Hochspannungswechselstromleitung 380 kv (2-4 Leiter) 2,5 5 HVDC 800 kv 6 Quelle: LBST et.al, European Renewable Energy Network; Studie IP/A/ITRE/ST/ für das Europäische Parlament (EP), ITRE-Komitee, 2012 Viehweg, Diplomarbeit, TU Magdeburg, Februar

10 2 Energieversorgungspfade PtG onsite bis zentral Vehicle-to-Grid Quelle Grafik: EE zu H 2, Studie für EnBW, 2012 Quelle Fotos: KHI,/LBST 2015, Calvera 2012, KBB 2012, Honda/LBST 2015 Toyota/LBST

11 3 Warum Power-to-Gas in Europa/Deutschland? Bild: MS Office 11

12 Gross electricity production [TWh/yr] 3 Warum Power-to-Gas in Europa/Deutschland? 1/2 Beispiel: Deutsche Energiepolitische Ziele Ausphasen Kerneneregie bis 2022 EE-Anteil Bruttostromerzeugung (H: 25.5%) % 40-45% 50% 55-60% ~65% 80% Stromverbrauch (Basisjahr 2008) -10% bis % bis 2025 THG-Emissionsreduktion (Basisjahr 1990) mindestens -40% bis bis -95% bis 2050 Primärenergieverbrauch (Basisjahr 2008) -20% bis % bis 2050 Erneuerbare Energien Einspargesetz, 2015 Energiekonzept Deutschland (September 2010) Stromerzeugungsportfolio Deutschland (Energieeinspargesetz) Quelle: Leitstudie, % EE Anteil 12

13 3 Warum Power-to-Gas in Europa/Deutschland? 2/2 Ursprüngliche Erwartungen (2008) Umnutzung von Abfall (= Überschußstrom zu Null ) zu Wert (speicherbare Energie) Verfügbarmachung von Stromspeicherung für Flexibilität im Elektrizitätsmarkt, um EE im großen Stile einzuführen Großspeicherung über lange Zeiträume (Wochen, Monate) am Ort der Stromerzeugung als Teil eines Maßnahmenbündels (Stromtransport-/Verteilnetzausbau, Demand Side Management, Vehicleto-Grid Konzept mit E-Mobilität, verbrauchernahe dezentrale Kurzzeitspeicherung) Sekundäre Effekte (aktuelle Debatte) Unterstützung oder Ergänzung Stromnetz durch Gasrohrnetz hoher Energiedichte durch Direkte H 2 -Zumischung (jetzt: 2 vol%, künftig: bis 20 vol%) Methanisierung und Beimischung Erdgasnetz Umwandlung von Erdgas- zu 100% H 2 -Rohrleitungen und Zusammenführen mit H 2 -Industrienetzen Erschließung intersektorale Synergien durch gemeinsame H 2 -Infrastruktur (z.b. E-Mob) Synergien ermöglichen auch durch H 2 -Speichernutzung für Regelenergiemärkte Dezentralisierung Energieversorgung (auf H 2 -Verteilung verzichten), Energiestation 13

14 3 THG Emissionsreduktionsplan Deutschland bis 2050 Transportsektor hat bisher (noch) nicht zur THG-Emissionsreduktion beigetragen. Was der Transportsektor nicht beiträgt, müssen andere Sektoren kompensieren. Quelle: FhG-ISE,

15 3 Stromspeicherbedarf H 2 in DE [TWh H2 ] (2025/2050) Transportnetzausbau bis 2020 Nachrüstung: km, Netzausbau: km* >70% EE werden auf Verteilnetzebene eingespeist Ohne Ausbau um km keine Energiewende EE-Überschuss / lokale Defizite (Szenario viel EE, IST-Netz ) Energiespeicher für Vermeidung (Verteil)Netzausbau und MUST RUN mit EE April 2025 Dezember 2025 * Davon aber nur 300 km seit 2009 gebaut! Stromspeicherbedarf Kupferplatte 15/75 TWh (2025/2050) oder 17/66 Salzkavernenspeicher mit je m³ Quellen: Leitstudie/BMU 2012; NEP, LBST, DGS/energymap.info, dena,

16 3 Entwicklungsaspekte von Power-to-Gas PtCH 4 -Pfad prinzipiell komplexer als PtH 2 -Pfad. Methangasinfrastruktur vorhanden bei PtCH 4 versus deutlich höhere Effizienz bei PtH 2. Quelle: LBST Elektrolyse und kostengünstige H 2 -/CH 4 -Speicher als Schlüsseltechnologien. Stromkosten und Elektrolyseinvestition dominieren H 2 -Kosten. Quelle: HyUnder Gasspeicherung entweder ober- oder unterirdisch. Flaches Elektrolyse-Betriebsoptimum beim Minimum von Betriebskosten (Strompreis) und Investitionen (Elektrolyse). Mittlere Wasserstoff-Herstellkosten 16

17 4a PtG für E-Mobilität Bild: MS Office 17

18 4a PtG Anwendungen E-Mobilität 1/2 50% Erneuerbarer Strom PtG CO 2 Methanisierung EE-Methan 17% 58% CNG-Fahrzeug EE-Anlage EE-Strom Elektrolyse EE-H 2 32% 89% BZ-Elektrofahrzeug 45% 69% Batterie- Elektrofahrzeug PtL CO 2 Quelle: MKS, 2013 Synthese EE-Benzin, -Diesel, -Kerosin 14% Konventionelles Fahrzeug 18

19 Benzin Diesel CNG Erdgas CGH2 Erdgas (onsite) CNG EE-Strom (1) CNG EE-Strom (2) CNG EE-Strom (3) CGH2 EE-Strom (onsite) CGH2 EE-Strom (zentral) Energieeinsatz (MJ/km) 5a Power-to-Gas Anwendungen E-Mobilität 2/2 Aus Sicht des Verkehrssektors: PtH 2 deutlich effizienter als PtCH 4 (Endanwendung in BZ-Fahrzeugen & H 2 -Herstellung) PtH 2 führt zu deutlich effizienterer Nutzung heimischer EE als PtCH 4 Primärenergiebedarf (2030) [MJ/km] Strombedarf für Mobilität (2050) [TWh/a] 3,50 3,00 2,50 (1) CO2 aus Luft (2) CO2 aus Rauchgas (Holzheizkraftwerk) (3) CO2 aus Biogasaufbereitung LDV PKW EE Potenzial DE Straßenverkehr und Binnenschiffahrt 2,00 PtCH 4 1,50 1,00 0,50 Gasoline Diesel CNG NGH 2 PtH 2 Erneuerbar Nuklear Fossil Scenarios CNG PtCH 4 BEV/PtH 2 0,00 PtH 2 : Effizienzvorteile Fossil in Power-to-Gas Verbindung mit niedrigeren Kosten und Ressourcennutzung PtCH 4 : Nutzung bestehender Erdgasinfrastruktur, CNG-Fahrzeuge am Markt verfügbar (Übergangsphase) Quelle: MKS-PtG, LBST

20 4b PtG für Elektrizitätsindustrie Bild: MS Office 20

21 4b Power-to-Gas-Anwendungen Elektrizitätsindustrie 1/2 Momentary reserve Primary control power (Europe-wide)* Secondary control power (within DE)* 1. Spinning reserve, flywheel 1. Batteries 1. Hydro power plant 2. Flexible power plants 2. Spinning reserve, flywheel 2. Flexible power plants 3. Re-electrification by CCGT 3. Flexible power plants 3. Re-electrification by CCGT 4. Pumped hydro plant 4. Re-electrification by CCGT 4. Electrolysis, negative control power 5. Compressed air storage 5. Pumped hydro plant 5. Batteries 6. Superconducting magnetic energy storage 6. Compressed air storage 6. Compressed air storage 7. Batteries 7. Superconducting magnetic energy storage 7. DSM 8. Double layer capacitors 8. Batteries 8. Generation site management 9. Double layer capacitors * To stabilize frequency (within 5 minutes) Minute reserve (> 15 minutes) 1. Hydro power plant 2. Compressed air storage 3. Flexible power plants 4. Re-electrification by CCGT 5. Electrolysis, negative control power 6. DSM 7. Generation site management Redispatch (operating plants based upon request by grid provider) 1. Pumped hydro plants 2. Compressed air storage 3. Flexible power plants 4. Re-electrification by CCGT 5. Electrolysis Sorted for priority Sekundäre Wasserstoff-Speicheraufgaben Black-start capability 1. Pumped hydro plants 2. Compressed air storage 3. Re-electrification by CCGT 4. Batteries Reserve for seasonal balancing 1. Electrolysis 2. Re-electrification by CCGT Quelle: efzn; Eignung von Speichertechnologien zum Erhalt der Systemsicherheit, 2013 Primäre Wasserstoff- Speicheraufgaben 21

22 5b PtG Anwendungen Elektrizitätsindustrie 2/2 Deutsche Fallstudie im HyUnder Projekt zeigt Energie- und H 2 -Speicherbedarf auf Wasserstoff für E-Mob könnte gleiche Größenordnung haben wie Überschussstrom Surplus renewable Year electricity* Storage requirement TWh # hours TWh H2 kt H2 # caverns , Großspeicherbedarf (Überschussstrom 2050 ca. 1,600 kt H2 /Jahr) , * Surplus aus Leitstudie 2011 Potenzielle Wasserstoffmärkte Industriebedarf am größten Mobilität am kurzfristigsten Einführung sollte Synergien nuzten Quelle: HyUnder-project, 2014 ca. 1,700 kt H2 /Jahr 22

23 4c PtG für Chemische Industrie Bild: MS Office 23

24 4c PtH 2 Applications Chemical Industry 1/2 Hydrogen infrastructure timeline: 2015 Pilot project 2020 Extend existing H 2 -pipeline (PPP financed) to broaden regional H 2 -market Plan & develop first H 2 -cavern for large scale H 2 -storage and connect to H 2 -pipeline, complemented by H 2 -trailer transport Utilise cost advantage of cheap by-product-h 2 in early transition phase 2025 Extend production portfolio of wind-h 2 H 2 -production costs decreasing H 2 -marketplace growing further Add H 2 -pipeline capacity Networking of regions Relevance of transport sector growing 24

25 Green hydrogen share 4c PtH 2 Applications Chemical Industry 2/2 Hydrogen from PtG (= renewable electrolysis) by far too expensive today as compared to industrial hydrogen (= NG steam reforming) Options for chemical industry: Pick regions with ample early renewable electricity surplus (such as Hamburg area) Gradual build-out by opportunities (e.g. existing or new H 2 pipelines, available cheap byproduct hydrogen, create marketplace ) Include large scale storage where applicable (i.e. salt caverns) Substantial policy support Gradual phasing in of renewable hydrogen (mix green with brown hydrogen) Combinations of all the above Brown hydrogen share H 2 from wind Reference: H 2 from SMR Policy support plan Short-to-long-term 25

26 4d PtG für Erdgasindustrie 26

27 4d PtG Anwendung Erdgasindustrie 1/2 H 2 -Zumischung Methanisierung 100% H 2 -Teilnetze Vorteile Flexible Zumischung an dedizierten Orten (H 2 dump) Langfristig hohe Kompatibilität mit EE Herausforderungen Veränderlicher Zumischraten: Geräte-/Anlagentauglichkeit? Energieinhalt (Endkundenpreis?) CO 2 -Boni? Gerätekosten für Zumischflexibilität? Sicherheit/Genehmigung? Umstellungszeitpunkt? Inkrementelle Zumischung global eingeschränkt Vorteile Einspeisung ins Erdgasnetz ohne maßgebliche Änderungen Zumischung universell/günstig Höhere Speicherdichte Inkrementelle Einführung Herausforderungen Wirkungsgrad Methanisierung Quellen für erneuerbares CO 2 Endenergieeffizienz Verkehr (CNG / VKM statt FCEV / H 2 ) Ressourcennutzung Kosten pro km Kompatibilität mit EE (BZ, Ely)? Vorteile Definierte Betriebsbedingungen Geräte-/Meßtechnik Kosten Sicherheit/Genehmigung Übergang zur EE-Versorgung in inkrementellen Schritten Zusammenwachsen mit Industrie-H 2 -Netzen Kompatibilität mit EE Neue Geschäftsfelder Kleines Investitionsrisiko je Standort Herausforderungen Kosten Netz-/Geräteumstellung Innovator s Dilemma 27 Will keiner haben

28 4d PtG-Anwendungen Erdgasindustrie 2/2 Die Potenziale zur Untergrundspeicherung von Wasserstoff sind weltweit regional begrenzt, so auch in Europa Salzkavernen sind nach heutiger Erkenntnis die einzig sinnvolle Großspeicherlösung Die spezifischen Wasserstoffspeicherkosten sind im Vergleich zu anderen (oberirdischen) Speichern sehr gering Bild: MS Office Quelle: HyUnder Projekt, KBB

29 5 Zusammenfassung Bild: MS Office 29

30 5 Pilotprojekt PtG Flughafen Schönefeld BBI Dezentrale H 2 - Produktion aus fluktuierendem REG-Strom Regionale/lokale Energiespeicheru ng mit H 2 zur Netzregelung Öffentliche H 2 - Tankstelle voll integriert H 2 -Tankstelle für Stadtbusse Quelle: TOTAL, ENERTRAG, LINDE, 2013 Vorteile: Verteiltes Anfangsinvestitionsrisiko Integrierte Energielösungen aus einer Hand Integration Verkehr in regionale EE-Versorgungsstrukturen Herausforderungen: Henne-Ei-Problem (H 2 -Infrastruktur muss erst da sein) Niedrige Anfangsauslastung (Neue) Akteure kennen Geschäft nur teilweise Mögliche Akteure: HyOP (NO) CHN Copenhagen Hydrogen Network London Hydrogen Partnership EnBW Vattenfall Enertrag Kommunen Kommunaler Betreiber und Systemsteuerung Gekoppelte Stromund Wärmeproduktion H 2 -Brennstoffzelle Kompressorstation und H 2 - Höchstdruckspeicher ung 30

31 5 Power-to-Gas Zusammenfassung 1/2 PtH 2 ist eine von mehreren wichtigen Flexibilitätsoptionen in EE dominierten Energiesystemen zunächst allerdings nur in der E-Mobilität wirtschaftlich darstellbar, später auch in der Chemieindustrie Für die Elektrizitäts- und Erdgasindustrie, aber nur in Begleitung entsprechender Policy-Maßnahmen Für die Mobilität kann PtCH 4 Übergangslösung zu PtH 2 sein, auch EE-Wasserstoff in Raffinerien* Starke regulatorische Signale erforderlich, steigende fossile Energiepreise oder CO 2 -Zertifikate helfen Intersektorale /kg Synergien aus gemeinsamer Nutzung einer H 2 -Infrastruktur erst seit Kurzem erwogen [ /kg] Wasserstoffgestehungskosten mit Verteilung 2030 Wasserstoffgestehungskosten ohne Verteilung 2030 Wasserstoff-Gestehungskosten versus erzielbare Wasserstoffpreise in unterschiedlichen Märkten Wasserstoffgestehungskosten für Strompreis 0 /MWh Quelle: HyUnder-Projekt, 2014 Annahmen ( ): Erdgaspreis: /MWh Benzin-/Dieselpreis: 1,04-.1,22 / 1,18-1,39 /ltr Benzin-/Dieselverbrauch: 3,51 / 2,95 ltr/100 km H 2 -Verbrauch: 0,54 kg/100 km H 2 -Verteilung bis zur Tankstelle: 3 /kg Verteilungskosten für Industrienutzung: keine Spez.Investitionskosten Elektrolyse: 700 /kw el 31 * Relevanter politischer Rahmen könnte die Basis für Aufbau einer Elektrolysekapazität von MW in deutschen Raffinerien sein

32 5 Power-to-Gas Zusammenfassung 2/2 Kostengünstiger EE-Überschußstrom alleine genügt kurzfristig nicht für einen wirtschaftlichen Betrieb von Elektrolyseuren in PtG-Anlagen, dedizierter EE-Strom muss für Verkehr erschlossen werden. PV-Strom ist eher ungünstig für PtG-Konzepte, Paarung Wind-/PV-Strom am besten. Wasserstoff- (oder Erdgas-)infrastruktur ergänzen Stromtransport ideal, vor allen Dingen im Hinblick auf öffentliche Akzeptanz der Verteilinfrastruktur. Die Zukunft der Energieversorgung ist schlecht vorherzusagen; trotz einem allgemeinen Trend zur Dezentralisierung ( wer hat noch die finanzielle Potenz, in Großtechnologien zu investieren? ) werden wir in Zukunft auf ein Stromtransportnetz nicht verzichten können. Die Zukunft der E-Mobilität im Verkehrssektor ist noch unklar; eine Hybridisierung mit Batterien (direkt Strom) und Brennstoffzellen (Wasserstoff) ist denkbar: BEV: Hohe Ladeeffizienz ( Oma-Tanken an der Heimsteckdose mit Langsamladung) FCEV: Verzicht auf extrem aufwändige Batterie-Schnellladestationen durch Wasserstoffbetankung im Range-Extender-Betrieb und Batterieladung während der Fahrt 32

33 Literatur PtG für chemische Industrie: ChemCoast Projekt Kunde: Chemische Industrie und regionale Politik in Norddeutschland (Region Unterelbe) Team: Ernst&Young, LBST, Becker, Büttner&Held PtG für Mobilität: Deutsche Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie (MKS) Kunde: Deutsches Ministerium für Verkehr und Infrastruktur Team: LBST, ifeu, DLR, DBFZ (wissenschaftliches Beraterteam) blob=publicationfile Großspeicherung von Wasserstoff für PtG in Europa: HyUnder Projekt Kunde: European Fuel Cells & H 2 Joint Undertaking (FCH-JU) Team: 11 Partner (Institute, Energie- und Kavernenindustrie) und 17 unterstützende Industriepartner aus der EU (Energie, Automobilherstellung, Prozeßtechnologie) 33

34 Kontakt Dr. Ulrich Bünger +49/89/ Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH Daimlerstr München/Ottobrunn/Germany Web: 34