Brennstoffzellentechnik. Ausgangssituation / Stand der Technik

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1 Brennstoffzellentechnik Ausgangssituation / Stand der Technik Die Entwicklung von effizienten, schadstoffarmen und kostengünstigen Energiewandlern ist eine ganz zentrale Aufgabe der Energietechnik. Brennstoffzellen sind hocheffiziente, elektrochemische Stromerzeuger, die ohne den Umweg über Wärme die im Brennstoff gespeicherte chemische Energie direkt in Elektrizität umwandeln. Die Technologie basiert dabei auf der Umkehrung der Wasserelektrolyse, d.h. aus den Gasen Wasserstoff und Sauerstoff entsteht unter Abgabe elektrischer Energie als nahezu einziges Reaktionsprodukt Wasser. Die Entwicklung wird wegen der prinzipiellen Eigenschaften von Brennstoffzellen: hoher elektrischer Wirkungsgrad, Schadstoffarmut, modularer Aufbau, weiter Leistungs- und Anwendungsbereich und sehr gute Eignung zur Kraft-Wärme-Kopplung international mit erheblichem Aufwand vorangetrieben. Ingesamt kann man im zivilen Bereich hauptsächlich drei Einsatzbereiche für die Brennstoffzelle unterscheiden, die mobile, die portable und die stationäre Anwendung. Die Verwirklichung emissionsarmer und effizienter Fahrzeugantriebe stand dabei etliche Jahre im Focus, allerdings erwies sich die Herstellung von Wasserstoff an Bord des Fahrzeuges durch Reformierung aus Benzin oder Diesel als technisch sehr aufwändig und im Vergleich zu den klassischen Verbrennungsmotoren nicht signifikant effizienter. Die Markteinführung brennstoffzellenbetriebener PKW setzt somit eine flächendeckende Versorgung mit Wasserstofftankstellen voraus. Eine derartige Entwicklung ist derzeit allerdings nicht vorhersehbar und die Frage, aus welchen Quellen der dazu erforderliche Wasserstoff käme, kann aktuell wohl nicht seriös beantwortet werden. Notebooks, Camcorder oder andere elektronische Geräte stellen Massenmärkte dar, in denen Brennstoffzellen die Laufzeiten der Geräte erheblich verlängern können. Andere mögliche Anwendungen für Brennstoffzellen im kleinen Leistungsbereich sind z.b. die unterbrechungsfreie Stromversorgung oder die portable Energieversorgung. Hier gibt es eine Reihe von Nischenanwendungen im Freizeitmarkt (Camping, Yachten) oder bei der netzfernen Stromversorgung in der Telekommunikation mit zunächst überschaubaren Stückzahlen, bei denen die Kosten der Brennstoffzellensysteme für die Markteinführung eher eine untergeordnete Rolle spielen. Diese Anwendungen gelten als frühe Einstiegsmärkte für die Brennstoffzellentechnik, sie spielen jedoch bei der Betrachtung von Potentialen der Technologie zur Einsparung von Primärenergie oder zur Reduzierung von CO 2 -Emissionen eine völlig untergeordnete Rolle. Bei den stationären Brennstoffzellenanlagen wird die dezentrale gekoppelte Strom- und Wärmerzeugung als Hauptanwendungsgebiet, zumeist auf Basis Erdgas, betrachtet. Bei den Systemen gibt es zwei wesentliche Entwicklungsrichtungen, Brennstoffzellen zur

2 Hausenergieversorgung bewegen sich im Leistungsspektrum von etwa 1 5 kw el., während Brennstoffzellen-BHKW zur gewerblichen oder industriellen ung einen Leistungsbereich von etwa 100 kw el bis zu 1 MW el (z.b. durch die Verschaltung mehrerer Module) aufweisen. Derartige stationäre Brennstoffzellensysteme, sowohl zur Hausenergieversorgung, als auch als BHKW zur Strom- und Wärmeversorgung von Gewerbe und Industrie, befinden sich praktisch ausnahmslos in der Entwicklungs- bzw. in der Vor-Markteintrittsphase (Demonstration, Feldtest oder Pilotprojekt), um die für die Marktreife noch notwendigen Schritte und weitere Optimierungspotentiale zu identifizieren. Ein wesentliches Hemmnis ist im Allgemeinen die noch fehlende technische Produktreife, die sich derzeit noch in zu schneller Degradation und mangelnder Lebensdauer bzw. Verfügbarkeit der Systeme sowie in zu hohen Investitionskosten äußert. Innovationsbedarf Bei stationären Brennstoffzellensystemen finden hersteller- und anwendungsabhängig (in der Hausenergieversorgung bzw. als BHKW) verschiedene Brennstoffzellentypen Verwendung. So werden generell derzeit Membran-Brennstoffzellen (PEMFC) bei Betriebstemperaturen von etwa 60 bis 80 C, Phosphorsaure Brennstoffzellen (PAFC) bei Betriebstemperaturen von 200 C, Schmelzkarbonat-Brennstoffzellen (MCFC) mit Betriebstemperaturen von etwa 650 C und Festoxid-Brennstoffzellen (SOFC) bei Stacktemperaturen von 800 bis C eingesetzt. Diese doch sehr unterschiedlichen Brennstoffzellensysteme besitzen in einer detaillierten Betrachtung des Innovations- bzw. Forschungsbedarfs naturgemäß auch sehr unterschiedliche Schwerpunkte bei z.b. materialtechnischen Fragestellungen oder technologiespezifischen Optimierungen. Ganz allgemein jedoch können typen- und herstellerübergreifend drei wesentliche Aspekte bei stationären Brennstoffzellensystemen genannt werden: Erhöhung der Zuverlässigkeit bzw. der Lebensdauer, Reduzierung der Systemkomplexität und Senkung der Systemkosten. Die Investitionskosten stationärer Brennstoffzellensysteme dürften derzeit bei ungefähr bis /kw el liegen, wobei die Zielkosten in der Regel mit bis /kw el angegeben werden. Hier müssen demzufolge noch ganz signifikante Kostensenkungspotentiale erschlossen werden, z.b. besitzt eine angestrebte Massenproduktion gegenüber der heute meist noch üblichen manuellen Fertigung oder gegenüber der Kleinserienfertigung ein erhebliches Potential zur Kostensenkung. Da mittel- bis langfristig in Deutschland von einem weiter steigenden, in jedem Fall jedoch von einem weiter fallenden Wärmebedarf, z.b. aufgrund von umfangreichen Gebäudesanierungen, ausgegangen werden kann, sind Forschungsanstrengungen notwendig, um die Stromkennziffer von Brennstoffzellensystemen in der Kraft-Wärme- Kopplung zu erhöhen. Unterstellt man einen näherungsweise konstanten energetischen

3 ungsgrad der eingesetzten Primärenergie (Erdgas) von ca. 80 bis 90 %, so ergibt sich daraus die Notwendigkeit der Erhöhung des elektrischen Wirkungsgrades zu Lasten des thermischen Wirkungsgrades. Somit würden sich stationäre Brennstoffzellensysteme näher am Bedarf eines zukünftigen Marktes orientieren. Die erreichbaren jährlichen Betriebstunden mit gleichzeitiger Strom- und Wärmenutzung charakterisiert durch die jährliche Volllaststundenzahl werden möglicherweise sogar deutlich erhöht, wodurch sich die Wirtschaftlichkeit derartiger Systeme wesentlich eher darstellen ließe. Eine viel versprechende Technik stellt hier z.b. die Entwicklung von Hochtemperatur- Membranen dar, die für Membran-Brennstoffzellen einen Betriebstemperaturbereich von 120 C bis möglicherweise sogar 200 C erschließen sollen. Hintergrund: Für die Membran- Brennstoffzellen (PEMFC) bei Betriebstemperaturen von etwa 60 C bis 80 C enthält das bei der Reformierung von Erdgas entstehende wasserstoffreiche Reformatgas mit etwa einem Prozent noch deutlich zu viel Kohlenmonoxid, ein starkes Katalysatorgift. Bisherige PEMFC benötigen daher eine aufwändige Gasreinigungsstufe, die den CO-Gehalt bis auf wenige ppm reduziert. Eine erfolgreiche Entwicklung von Hochtemperatur-Membranen (bei denen die inhibierende Adsorption des CO auf den Edelmetallkatalysator eine untergeordnete Rolle spielt) könnte die Systemkomplexität und damit auch die Systemkosten erheblich reduzieren. So würde das Wassermanagement stark vereinfacht und die CO- Feinreinigung entfallen. Darüber hinaus wird das Wärmemanagement der Gesamtanlage vereinfacht, deutlich höhere elektrische Wirkungsgrade werden realisierbar und die Wärmeauskopplung für Anlagen in Kraft-Wärme-Kopplung wäre auf einem höheren Temperaturniveau möglich. Potentialabschätzung - Primärenergie und CO 2 -Emission Hausenergie Da stationäre Brennstoffzellensysteme in der Regel in der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) eingesetzt werden, müssen bei der Bewertung der Potentiale zur Einsparung von Primärenergie und zur Reduzierung von CO 2 -Emissionen immer die beiden Produkte Strom und Wärme als Koppelprodukt berücksichtigt werden. Dies erschwert die Betrachtung insofern, als dass weder der Primärenergieverbrauch noch die CO 2 -Emissionen einer der beiden energieformen sinnvoll zugeordnet werden können. Von daher wird in der folgenden Abschätzung immer auf die gewonnene energie bezogen, Strom und Wärme werden also immer gemeinsam unabhängig von ihrer thermodynamischen Wertigkeit betrachtet. Darüber hinaus wird immer Erdgas, welches in der dezentralen Kraft-Wärme- Kopplung bei relativ kleinen Leistungseinheiten dominierend ist, als Energieträger unterstellt. Um eine abschätzende Aussage treffen zu können, muss eine Prognose zur Marktdurchdringung der verkauften und installierten Brennstoffzellenheizgeräte bis zum Jahr 2030 vorgenommen werden. Die folgende Berechnung wird basierend auf der Annahme erstellt, dass ca. 25 % von den jährlich derzeit ungefähr verkauften Heizungsanlagen in Deutschland Brennstoffzellenheizgeräte (BZH) sein werden. Dies entspricht dann einem Zuwachs von Anlagen pro Jahr ab dem Jahr 2010, so dass im zu betrachtenden Zieljahr 2030 insgesamt etwa 2,5 Mio. BZH im Einsatz sein könnten. Es

4 wird unterstellt, dass dabei 2 Mio. Anlagen mit einer Leistung von 1,5 kw el und 2,9 kw th in Einfamilienhäusern (EFH) sowie Anlagen mit einer Leistung von 4,6 kw el und 7 kw th in Mehrfamilienhäusern (MFH) bzw. kleineren Gewerbebetrieben installiert sind. In den folgenden Tabellen sind zunächst die Annahmen für die Berechnungen und anschließend die damit ermittelten Primärenergieeinsparungen sowie die erreichbare Reduzierung der CO 2 -Emissionen durch den Einsatz stationärer Brennstoffzellensysteme zusammengestellt. Als Referenz wird der Strombezug aus dem Netz, charakterisiert durch einen mittleren Stromerzeugungswirkungsgrad von derzeit 40,1 % bei einer spezifischen CO 2 -Emission von 590 g/kwh el angenommen, der bis zum Jahr 2030 auf einen mittleren Wirkungsgrad von 50 % bei einer dann spezifischen CO 2 -Emission von 305 g/kwh el [EON2008] ansteigen soll. Die Wärmebereitstellung soll aus einem mittleren Wärme-Mix mit einem Wirkungsgrad von 90 % erfolgen, der Wert von 235 g/kwh th, entsprechend 261 g/kwh, wurde aus den Daten von [StatBu2006] ermittelt. Dieser Wert wurde auch für das Jahr 2030 als konstant unterstellt. Annahmen BZ-Heizgeräte (EFH) Anzahl 2030 Leistung 2 Mio. Anlagen 1,5 kw el und 2,9 kw th Wirkungsgrad elektrisch (EFH) 30 % Wirkungsgrad thermisch (EFH) 55 % BZ-Heizgeräte (MFH) Anzahl 2030 Leistung 0,5 Mio. Anlagen 4,6 kw el und 7 kw th Wirkungsgrad elektrisch (MFH) 34 % Wirkungsgrad thermisch (MFH) 51 % Gesamtnutzungsgrad 85 % Volllaststunden Installierte Leistung in 2030 Primärenergieverbrauch in D 2010 Primärenergieverbrauch in D 2030 CO 2 -Emissionen in D 2010 CO 2 -Emissionen in D h/a Ca. 5,3 GW el und ca. 9,3 GW th 14,220 EJ/a [Prog2005] 12,129 EJ/a [Prog2005] Ca. 837 Mio. t [Prog2005] Ca. 717 Mio. t [Prog2005]

5 Abschätzung Energie-Bilanz Stationäre Brennstoffzellensysteme in der Hausenergieversorgung Erzeugte energie (EFH) Erzeugte energie (MFH) energie (gesamt) PE-Aufwand 12 TWh el 23,2 TWh th 9,2 TWh el 14 TWh th 58,4 TWh 68,7 TWh Kraftwerks-Mix 2010 η el = 40,1 % Kraftwerks-Mix 2030 Wirkungsgrad η el = 50 % Wärme-Mix η th = 90 % PE-Aufwand ,9 TWh Referenzsystem PE-Aufwand 2030 Strommenge 42,4 TWh PE-Aufwand 2010/2030 Aquivalente 41,3 TWh Wärmemenge PE-Aufwand ,2 TWh PE-Aufwand 2030 energie 83,7 TWh CO 2 -Bilanz Stationäre Brennstoffzellensysteme in der Hausenergieversorgung Spezifische CO 2 -Emission 189 g/kwh Erdgas 222 g/kwh CO 2 -Emission (gesamt) Ca. 13 Mio. t Referenzsystem Spezifische CO 2 -Emission des Kraftwerk-Mixes g/kwh el g/kwh el [EON2008] Spezifische CO 2 -Emission des Wärme-Mixes 2010/2030 [StatBu2006] 261 g/kwh CO 2 -Emission (gesamt) ,2 Mio. t ,2 Mio. t

6 Potentiale 2010 energie 25,5 TWh 27 % Primärenergie 2030 Deutschland 0,65 % 15 TWh energie 19 % Einsparpotential 2010 Deutschland 0,45 % 9,2 Mio. t energie (41,4 %) CO 2 - Emission 2030 Deutschland 1,1 % energie 3,2 Mio. t (20 %) Deutschland 0,45 % Potentialabschätzung - Primärenergie und CO 2 -Emission BHKW In gleicher Weise wie für die Hausenergieversorgung kann das Potential stationäre Brennstoffzellensysteme als BHKW für den gewerblichen oder industriellen Einsatz abgeschätzt werden. Bei der Bewertung der Potentiale zur Einsparung von Primärenergie und zur Reduzierung von CO 2 -Emissionen müssen wiederum beide Produkte (Strom und Wärme) berücksichtigt werden. Es wird auch wieder Erdgas als Energieträger angenommen. Für die Abschätzung muss ebenfalls wieder eine Prognose zur Marktdurchdringung durch installierte Brennstoffzellen-BHKW bis zum Jahr 2030 vorgenommen werden. So wurden 2005 in Deutschland insgesamt ca BHWK betrieben [BMU2006]. Aufgrund der Zielsetzung des 2009 in Kraft tretenden neuen KWK-Gesetzes, welches eine Verdopplung des Anteils von KWK-Strom an der Gesamtstromerzeugung in Deutschland anstrebt, erscheint im Jahr 2030 eine Anzahl von BHKW möglich zu sein. Es wird dabei davon ausgegangen, dass es sich bei 25 % der zu tätigen Neuinstallationen ab 2010 im Leistungsbereich bis 1 MW el um Brennstoffzellen-BHWK handeln könnte. Der Zuwachs bis 2030 würde somit ca Brennstoffzellen-BHKW betragen. Die betrachteten BZ-BHWK wurden auf Grund der modularen Bauweise in kleine BHKW mit 240 kw el und größere Einheiten (z.b. 4 Module) mit 960 kw el aufgeteilt. In den folgenden Tabellen sind wieder die Annahmen und anschließend die ermittelten Einsparungen sowie die Reduzierung der CO 2 - Emissionen durch den Einsatz stationärer Brennstoffzellen-BHKW zusammengestellt. Als Referenzsystem zu den Brennstoffzellen-BHKW wird wie bei den Hausenergiesystemen der Strombezug aus dem Netz mit dem mittleren Stromerzeugungswirkungsgrad von derzeit 40,1 % bei einer spezifischen CO 2 -Emission von 590 g/kwh el angenommen, der bis zum Jahr 2030 auf einen mittleren Wirkungsgrad von 50 % bei einer dann spezifischen CO 2 -

7 Emission von 305 g/kwh el [EON2008] ansteigen soll. Die Annahmen für die Referenzwerte bei der Wärmebereitstellung sind wie bei der Betrachtung der Hausenergieversorgung erfolgt, ein mittlerer Wärme-Mix mit einem Wirkungsgrad von 90 % bei einer spezifischen CO 2 -Emissionen von 261 g/kwh, der auch für das Jahr 2030 als konstant unterstellt wird. Annahmen Brennstoffzellen- BHKW (1 Modul) Brennstoffzellen- BHKW (4 Module) Anzahl 2030 Leistung Anzahl 2030 Leistung installierte Systeme 240 kw el und 200 kw th installierte Systeme 960 kw el und 800 kw th Wirkungsgrad elektrisch 46,5 % Wirkungsgrad thermisch 38,5 % ungsgrad 85 % Volllaststunden Installierte Leistung Primärenergieverbrauch in D 2010 Primärenergieverbrauch in D 2030 CO 2 -Emissionen in D 2010 CO 2 -Emissionen in D h/a 2,35 GW el und 2 GW th 14,220 EJ/a [Prog2005] 12,129 EJ/a [Prog2005] Ca. 837 Mio. t [Prog2005] Ca. 717 Mio. t [Prog2005] Abschätzung Energie-Bilanz Stationäre Brennstoffzellen-BHKW in Industrie und Gewerbe Erzeugte energie BZ-BHKW (1 Modul) Erzeugte energie BZ-BHKW (4 Module) energie (gesamt) PE-Aufwand 5 TWh el 4,2 TWh th 11,4 TWh el 9,5 TWh th 30,1 TWh 35,4 TWh Referenzsystem Kraftwerks-Mix 2010 Wirkungsgrad η el = 40,1 % Kraftwerks-Mix 2030 η el = 50 %

8 Wärme-Mix η th = 90 % PE-Aufwand 2010 PE-Aufwand 2030 PE-Aufwand 2010/2030 PE-Aufwand 2010 PE-Aufwand 2030 Strommenge Wärmemenge energie 40,9 TWh 32,8 TWh 15,2 TWh 56,1 TWh 48 TWh CO 2 -Bilanz Stationäre Brennstoffzellen-BHKW in Industrie und Gewerbe Spezifische CO 2 -Emission 189 g/kwh Erdgas 222 g/kwh CO 2 -Emission (gesamt) 6,7 Mio. t Spezifische CO 2 -Emission des Kraftwerk-Mixes g/kwh el g/kwh el [EON2008] Referenzsystem Spezifische CO 2 -Emission des Wärme-Mixes 2010/2030 [StatBu2006] 261 g/kwh CO 2 -Emission (gesamt) ,3 Mio. t ,6 Mio. t Potentiale Einsparpotential 2010 energie 20,7 TWh (37 %) Primärenergie 2030 Deutschland 0,5 % energie 12,6 TWh (26,25 %) Deutschland 0,37 % CO 2 - Emission 2010 energie 6,6 Mio. t (49,6 %) Deutschland 0,8 %

9 2030 energie 1,9 Mio. t (22,1 %) Deutschland 0,27 % CO 2 -Vermeidungskosten Die CO 2 -Vermeidungskosten sind von einer Reihe von verschiedenen Parametern abhängig, wie z.b. den Investitionskosten, den Brennstoffkosten, einer gegebenenfalls vorhandenen staatlichen Förderung oder zu erwerbenden CO 2 -Zertifikaten. Die tatsächlich auftretenden Investitionskosten sind ebenso derzeit allerdings nicht seriös vorhersehbar. Die Brennstoffkosten sind in der aktuellen Marktlage nicht verlässlich zu prognostizieren, da diese erheblichen Schwankungen unterliegen. Die Kosten für den Strombezug aus dem Netz als Referenz lassen sich ebenfalls kaum vorhersagen, zumal sich die Position des Anlagenbetreibers gegebenenfalls vom Stromkunden zum Stromerzeuger verlagert, was die Betrachtung zusätzlich erschwert. Außerdem treten Strom und Wärme in der Kraft-Wärme- Kopplung als Koppelprodukt auf, was auch bei der Berechnung der Betriebskosten zu berücksichtigen ist. Die folgende Kostenabschätzung für die Hausenergieversorgung basiert daher auf der Annahme: 1 kwh Erdgas 0,3 kwh el + 0,55 kwh th + 0,15 kwh Verlust. Es wird hier also ein ungsgrad der eingesetzten Primärenergie (Erdgas) von 85 % angenommen. Zum Vergleich mit den Referenztechnologien werden demnach die Kosten zur Erzeugung von 0,3 kwh elektrischer Energie und 0,55 kwh wärme gegenüber gestellt. Die Berechnung der spezifischen CO 2 -Emissionsdifferenz E ref - E neu erfolgt dabei ebenso bezogen auf die erzeugten 0,85 kwh mit Hilfe der spezifischen CO 2 -Emissionen des aktuellen Kraftwerks-Mixes mit 590 g/kwh el, den spezifischen CO 2 -Emissionen des aktuellen Wärme-Mixes von 261 g/kwh th und den CO 2 -Emissionwerten des BZH auf Basis Erdgas bei einem ungsgrad von 85 % von 222 g/kwh : ,3kWhel 0, ,55kWhth 0,261 0,85 0,222 0,130 kwhel kwhth kwh Haushalte und Unternehmen treffen Investitionsentscheidungen meist nach Überprüfung der Wirtschaftlichkeit. Aus diesem Anlass müssen aus der Perspektive der Endabnehmer der Technologie die CO 2 -Vermeidungskosten ggf. durch staatliche Förderungen gegen null gehen bzw. sogar negativ werden, um ausreichende Attraktivität und damit eine erfolgreiche Markteinführung zu gewährleisten. Die im Folgenden durchgeführte Abschätzung (Annuitätenmethode) kann nur eine grobe Näherung der CO 2 -Vermeidungskosten darstellen.

10 CO2-Vermeidungskosten - Hausenergieversorgung Berechnung der Kostendifferenz K neu K ref Berechnung K neu = K BZ,Haus Investitionskosten in pro kw el, Zinssatz, Laufzeit K a K neu = + k P T 0 K = 3.000, i = 8 %, t = 15 Jahre b Annuitätsfaktor (Wartung 3 %), Restwert in a 0,117, R = 0 Leistungsverhältnis (P /P el ) 2,83 Volllaststundenzahl in h/a T = Brennstoffkosten in /kwh Erdgas = / k b = 0,10 K 0, ,117 kw el BZ, Haus = + 0,126 kw 2,83 kw el 4000h 0,10 K a k th Berechnung K ref = K ref,haus K, = 0, ref Haus kel 0, 3 T ηth Investitionskosten in pro kw th, Zinssatz, Laufzeit K = 250, i = 7 %, t = 15 Jahre Annuitätsfaktor (Wartung 2 %), Restwert in a 0,1098, R = 0 Volllaststundenzahl in h/a T = Brennstoffkosten (kwh Erdgas ) in k th = 0,10 Thermischer Wirkungsgrad Gastherme η th = 0,97 Kosten pro kwh el aus Kraftwerks-Mix in k el = 0,19 Berechnung K neu K ref K K ( 0,126 0,124) 0,002 BZ, Haus ref, Haus = Berechnung der CO 2 -Vermeidungskosten K E K E kg 0,130 ( 0,126 0,124) 0, ,4 kg t neu ref ref neu =

11 Die so abgeschätzten CO 2 -Vermeidungskosten für den Bereich der Hausenergieversorgung hängen in extremer Weise von den getroffenen Annahmen ab und führen nicht zu einer allgemein gültigen Aussage. Die hier grob abgeschätzten 15,4 /t CO 2 können in Relation zu bereits bestehenden Regelungen gesetzt werden. So lagen z.b. die Kosten für CO 2 - Zertifikate des Emissionshandels im August 2008 bei etwa 25 /t CO 2. Setzt man die momentane staatliche Förderung von Brennstoffzellensystemen in der Kraft-Wärme- Kopplung in Höhe von 0,051 /kwh el an, so ergibt sich bei den angenommenen Wirkungsgraden des BZH eine CO 2 -Reduktion von 130 g/0,85 kwh. Somit lassen sich allein aufgrund der Förderung der Brennstoffzellen im Rahmen des aktuellen KWK-Gesetzes CO 2 -Vermeidungskosten von ca. 120 pro t CO 2 berechnen. Die folgende Kostenabschätzung für die gewerblichen Brennstoffzellen-BHKW basiert auf der Annahme: 1 kwh Erdgas 0,465 kwh el + 0,385 kwh th + 0,15 kwh Verlust. Es wird hier also wieder ein ungsgrad der eingesetzten Primärenergie (Erdgas) von 85 % angenommen, allerdings wird dem Brennstoffzellen-BHKW hier ein elektrischer Wirkungsgrad von 46,5 % und ein thermischer Wirkungsgrad von 38,5 % zugeschrieben. Zum Vergleich mit den Referenztechnologien werden demnach entsprechend die Kosten zur Erzeugung von 0,465 kwh elektrischer Energie und 0,385 kwh wärme gegenüber gestellt. Die Berechnung der spezifischen CO 2 -Emissionsdifferenz E ref - E neu erfolgt dabei ebenso bezogen auf die erzeugten 0,85 kwh mit Hilfe der spezifischen CO 2 -Emissionen des aktuellen Kraftwerks-Mixes mit 590 g/kwh el, den spezifischen CO 2 -Emissionen des aktuellen Wärme-Mixes von 261 g/kwh th und den CO 2 -Emissionwerten des Brennstoffzellen- BHKW auf Basis Erdgas bei einem Nutungsgrad von 85 % von 222 g/kwh : ,465kWhel 0, ,385kWhth 0,261 0,85 0,222 0,186 kwhel kwhth kwh Der folgenden Tabelle kann entnommen werden, dass bei den für das BHKW angenommenen Daten sogar negative CO 2 -Vermeidungskosten berechnet werden, woraus sich quasi eine CO 2 -Gutschrift ableiten lässt. Aber auch dieses Ergebnis hängt entscheidend von den hier getroffenen Annahmen ab und darf nicht verallgemeinert werden.

12 CO 2 -Vermeidungskosten - BHKW Berechnung der Kostendifferenz K neu K ref Berechnung K neu = K BZ,BHKW Investitionskosten in pro kw el, Zinssatz, Laufzeit K a K = + neu k b P0 T K = 2.500, i = 8 %, t = 15 Jahre Annuitätsfaktor (Wartung 3 %), Restwert in a 0,117, R = 0 Leistungsverhältnis (P /P el ) P 0 = 1,83 Volllaststundenzahl in h/a T = Brennstoffkosten in /kwh Erdgas = / k b = 0,08 K 0, ,117 kw el BZ, BHKW = + 0,1 kw 1,83 kw el 7000h 0,08 Berechnung K ref = K ref,bhkw K a k th K = 0, ref kel 0, 465 T µ th Investitionskosten in pro kw th, Zinssatz, Laufzeit K = 250, i = 7 %, t = 15 Jahre Annuitätsfaktor (Wartung 2 %), Restwert in a 0,1098, R = 0 Volllaststundenzahl in h/a T = Brennstoffkosten (kwh Erdgas ) in k th = 0,08 Thermischer Wirkungsgrad Gastherme η th = 0,97 Kosten pro kwh el aus Kraftwerks-Mix in k el = 0,10 K 250 0,1098 kw 0,08 th ref, BHKW = + + 0,10 0, h 0,97kWh Erdgas kwhel 0,135 Berechnung K neu K ref K K ( 0,1 0,135) BZ, BHKW ref, BHKW = Berechnung der CO 2 -Vermeidungskosten 0,035

13 K E K E 0,1 0,135 = kg 0,186 0, kg t BZ, BHKW ref, BHKW ref neu Fazit Generell muss festgestellt werden, dass sowohl die Abschätzung der Primärenergie- Einsparpotentiale als auch die Potentiale zur Reduzierung von CO 2 -Emissionen und die sich daraus ergebenden CO 2 -Vermeidungskosten sehr stark von Annahmen abhängen und deshalb keine allgemein gültigen Aussagen daraus abgeleitet werden können. Sicher gilt jedoch, dass stationäre Brennstoffzellensysteme in der Hausenergieversorgung oder als gewerbliches BHKW im Vergleich zur aktuellen Referenz (Strombezug aus dem öffentlichen Netz und Wärmebereitstellung über einen Kessel) bezogen auf das jeweilige Versorgungsproblem eine erhebliche Einsparung an Primärenergie und eine signifikante Reduzierung an CO 2 -Emissionen erbringen können. Eine seriöse Abschätzung der möglichen Marktdurchdringung der Technologien im Zeitraum bis 2030 ist jedoch schwierig. Aufgrund von heute noch nicht erschlossenen Kostensenkungspotentialen und technologischen Hemmnissen ist bisher eine breite Markteinführung von Brennstoffzellen noch nicht gelungen. Trotz der aus heutiger Sicht möglicherweise optimistischen Annahmen von verkauften Brennstoffzellen-BHKW und 2,5 Mio. abgesetzten BZH (Brennstoffzellenheizgeräte) zur Hausenergieversorgung bis zum Jahr 2030 bleiben die Auswirkungen bezogen auf den gesamten Primärenergieverbrauch Deutschlands eher gering, hier ist also die jeweilige Bezugsgröße ganz entscheidend. Darüber hinaus ist bemerkenswert, dass die übliche Vorgehensweise, die Brennstoffzellentechnologie in der KWK mit der jeweils aktuellen Referenz zu vergleichen, für zukünftige Szenarien nicht mehr sinnvoll erscheint. Wegen des zunehmenden Anteils der Regenerativen Stromerzeugung, dem gemäß dem international üblichen Wirkungsgradprinzip in der Primärenergiestatistik ein Wirkungsgrad von 100 % zugeordnet wird, werden die Vorteile der KWK-Technik (hoher ungsgrad) im Vergleich immer weniger sichtbar. Der Zahlenwert für den Wirkungsgrad des Kraftwerks-Mixes als Referenz wird durch die Regenerativen Energien signifikant größer. Hinzu kommt, dass damit auch die spezifischen CO 2 -Emissionen des Kraftwerks-Parkes deutlich sinken und sicher auch die spezifischen CO 2 -Emissionen einer zukünftigen Wärmeversorgung (z.b. durch zunehmend genutzte Solar-Anlagen) tendenziell sinken werden. Somit erscheint es möglicherweise sinnvoll, bei zukünftigen Szenarien z.b. allein fossile Techniken als Referenz zu verwenden. Potential virtuelle Brennstoffzellen-Kraftwerke (VBZK) Für ein virtuelles Brennstoffzellen-Kraftwerk werden eine große Zahl von Brennstoffzellen verknüpft. Sie sind zur Abgabe elektrischer Energie wie Solarzellenmodule an das Stromnetz angeschlossen und können über Datenleitungen extern computergesteuert werden. Die wärmebedarfsgeführte Betriebsweise singulär betriebener Brennstoffzellen wird von einer

14 strombedarfsgeführten Betriebsweise im Brennstoffzellen-Verbund abgelöst. Die Brennstoffzellen laufen also nicht nur dann, wenn Wärme benötigt wird, sondern immer, wenn im Netz ein Strombedarf gedeckt werden muss. Sind die Brennstoffzellen in ihrer Leistung geeignet dimensioniert, können sie in Zeiten eines geringen Wärmebedarfs im Teillastbetrieb bei höherem elektrischen Wirkungsgrad betrieben werden. Hier wird ein entscheidender Vorteil der Brennstoffzelle genutzt: ihr elektrischer Wirkungsgrad nimmt mit abnehmender Teillast zu. Im Gegensatz dazu nimmt der Wirkungsgrad konventioneller Kraftwerke Teillastbetrieb ab. Unter maßgeblicher Beteiligung der Feldtest-Geräte von Vaillant, die als erdgasbetriebene Brennstoffzellenaggregate mit Reformer die Gas-Brennwertheizung in Wohnhäusern ganz oder teilweise ersetzen, läuft seit 2001 zur Erprobung des Konzepts das Projekt Virtual Fuel Cell Power Plant. Hierbei sind mehr als 30 Aggregate einbezogen. Im folgenden wird anhand der Gesamtzahl der im vorangegangenen Kapitel analysierten Brennstoffzellensysteme in vereinfachter Form das Konzept quantitativ dargestellt. Fall 1: Es werden 2,5 (!) Mio Brennstoffzellen, die der Heizung von Wohnhäusern oder Kleinbetrieben dienen, zu einem virtuellen Brennstoffzellen-Kraftwerk vernetzt. Zunächst sei die einzelne Brennstoffzelle mit einer Leistung (therm. und elektr.) von 20 kw (betrachtet. Es werden folgende Betriebsperioden betrachtet: h (mit 20 kw, η el = 0,35, η th = 0,55) Output 22 MWh th 14 GJ el h (mit 10 kw, η el = 0,55, η th = 0,35) Output 21 MWh th 33 GJ el von thermischer Energie werden für Heizung genutzt Summe des Outputs: 43 MWh th 47 GJ el 30 MWh th 90 MWh Summe des genutzten Outputs: 77 MWh Primärenergiebedarf der Brennstoffzelle mit einem Wirkungsgrad von 0,9: 100 MWh BZ Die konventionelle Bereitstellung des Energie-Outputs in einem Kraftwerk (nicht BHKW) mit Wirkungsgrad 0,45 104,4 MWh in einem Brennwert-Heizkessel mit Wirkungsgrad 0,9 33,3 MWh 137,7 MWh Hiermit ergibt sich durch die Brennstoffzelle im Vergleich zur konventionellen Bereitstellung der Energie eine Einsparung an Primärenergie in Höhe von 27,4 % Für ein virtuelles Brennstoffzellen-Kraftwerk aus 2,5 Mio. Brennstoffzellen resultiert eine Stromproduktion von 117,5 TWh/a Dies sind bezogen auf die deutsche Stromproduktion 19,1 %

15 Bezug auf den deutschen Primärenergieverbrauch: Primärenergiebedarf für konventionelle Produktion des Energieoutputs der 2,5 Mio. BZ (für jede 137,7 MWh) 1,24 EJ/a Davon werden durch VBZKW 27,4 % eingespart. 0,34 EJ/a bezogen auf deutschen Primärenergieverbrauch sind das 2,4 % Literaturverzeichnis [Prog2005] Die Entwicklung der Energiemärkte bis zum Jahr 2030, EWI/Prognos, 2005 [StatBu2006] Die ung von Umweltressourcen durch die Konsumaktivitäten der privaten Haushalte, Statistisches Bundesamt, Wiesbaden, 2006 [BMWi2008] Energiedaten, BMWi, 2008 [Reb2002] E. Rebhan, Energiehandbuch, Springer-Verlag, 2002 [EON2008] Pressemeldung, EON, 2008 [BMU2006] Zwischenüberprüfung des KWK-Gesetzes, BMWi und BMU, 2006