Technoökonomische Studie zur Biomasse-KWK und Überleitung zur aktuellen Studie Optimierte KWK-Systeme

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1 Technoökonomische Studie zur Biomasse-KWK und Überleitung zur aktuellen Studie Optimierte KWK-Systeme Partner: Repotec Umwelttechnik GmbH EVN AG Güssinger Fernwärme GmbH Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und technische Biowissenschaften der Technischen Universität Wien (Sitz der ARGE)

2 Studie TU Wien [energy from biomass] Inhalt und Methodik Charakterisierung der technischen Verfahren zur KWK aus Biomasse Erhebung von technischen und wirtschaftlichen Daten konkreter Anlagen aus der Praxis Wirtschaftlicher Vergleich der unterschiedlichen Technologien nach Einführung einer gleichen Basis Vergleich mit anderen (ausländischen) neueren Studien Ziel: Typische Stromgestehungskosten Überleitung zur aktuellen Studie Optimierte KWK-Systeme

3 Charakterisierung der technischen Verfahren zur KWK aus Biomasse Verfahren auf Verbrennungsbasis: Feuerung Wärmeübertragung Wärmeübertragu ngng Dampfturbinen Dampfmotoren ORC-Prozess (Stirlingmotor) Wärme Kreisprozess Strom Verfahren auf Vergasungsbasis: Festbettvergasung WS-Vergasung Luft-/Dampfvergasung Vergasung Gasreinigung Gasnutzung Wärmenutzung

4 Betrachtete Anlagen Anlage Betreiber Technologie Stand Größe Dampfmotor-KWK Rinden-KWK-Enns Biomasse Heizkraftwerk Bad St. Leonhard Hasag Möbel GmbH, Attnang- Puchheim Donausäge Rumplmayr, Enns Kraft und Wärme aus Holz GmbH (kwh) Dampfkolbenmotor Marktreife 4,3 MWth Gegendruck- und Marktreife 18 MWth Kondensationsdampfturbine Gegendruckdampfturbine Marktreife 20 MWth Biomasse-KWK- Fuchsluger Gegendruckdampfturbine Marktreife 4 MWth Waidhofen ORC-KWK-Lienz Stadtwärme Lienz ORC-Prozess Marktreife 8 MWth ORC-KWK-Hard Biostrom GmbH ORC-Prozess Marktreife 8 MWth Wirbelschicht- Dampfvergasung/Gasmotor Festbett- Gleichstromvergasung/ Gasmotor Biomasseheizkraftwerk Güssing Biomasse- Blockheizkraftwerk Wr. Neustadt Fernwärme Güssing GmbH EVN Demonstration Demonstration 8 MWth 2 MWth

5 Technologiespezifische Kosten Leistung/ Kostenart Einheit Rostfeuerung- Stirlingmotor 0,9 MWth [energy from biomass] Rostfeuerung- Dampfmotor 4,3 MWth Festbett- Luftvergasung- Gasmotor 2,0 MWth Rostfeuerung- ORC-Prozess 8,0 MWth Wirbelschicht- Dampfvergasung- Gasmotor 8,0 MWth Rostfeuerung- Gegendruckdampfturbine 18,5 MWth Brennstoffwärmeleistung kw th El. Generatorleistung kw el,brut El. Eigenverbrauch kw El. Nettoleistung kw el,net Nutzbare Fernwärmeleistung Investition (Anlage, Gebäude, MSRT) Investition (Anlage, Gebäude, MSRT) Wartung und Instandhaltung Sonstige Fixkosten (Pacht, Versicherung) kw Q /kw el,brut 8784, , , , , ,96 /kw th 488,00 509, ,00 654, ,00 385,00 % Invest. p.a. 1,0 2,5 3,0 2,0 * 3,0 2,0 % Invest. p.a. 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 Personalaufwand /a Betriebsmittelkosten /MWh th 0,00 1,03 1,00 0,20 1,70 0,14

6 Kosten- und Erlösverteilung am Beispiel GüssingG Betriebsmittel Entsorgung Kosten Jährliche Abschreibung/Kred itrate (5 % p.a. real, 15 Jahre Laufzeit) Erlöse Wärme Brennstoff Wartung/ Instandhaltung Strom Pacht, Versicherung Personal

7 Stirlingmotor Dampfmotor FB-Vergasung ORC-Prozess WS-Vergasung Dampfturbine

8 Standard-Rahmenbedingungen für f r den Vergleich Volllaststunden im Bezug auf Strom 6000 h/a Volllaststunden im Bezug auf Wärme 4000 h/a Kalkulatorische Berechnungsdauer 13 a Kalkulatorischer Mischzinssatz 6 % p.a. Brennstoffkosten inkl. Entsorgung der Asche 14 /MWh Wärmetarif ab Kraftwerk 20 /MWh Q Keine Investförderung angenommen Korrektur der Anlagengröße nach Schaidhauff [1998]: K Stromgestehung = a P b el b = -0,28

9 Stromgestehungskosten am derzeitigen Stand der Technik Electricity production costs [ /MWh] Steam engine Fixed bed gasification ORC-Process Back pressure steam turbine Fluidised bed gasification No investment subsidies 6 % p.a for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load capacity heat: 4000 h Full load capacity electricity: 6000 h Incoming heat leads : 20 /MWh Fuel power [MW th ]

10 Variationen 2 Leistungsklassen 3 MW th 20 MW th Dampfmotor, FB-Vergasung, ORC-Prozeß WS-Vergasung, Dampfprozeß Folgende Variationen wurden durchgeführt: Jahresvolllaststunden Wärmeabsatzpreis ab Kraftwerk Investförderung als verlorener Zuschuss Biomassepreis Kalkulatorische Betrachtungsdauer

11 Electricity production costs [ /MWh] Einfluss der Volllaststunden Total full load hours [h/a] No investment subsidies 6 % p.a for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load hours p.a. for heat are set to 2/3 of the total full load hours p.a. Full load hours p.a. electricity: 6000 h Feed in tariffs heat: 20 /MWh Fixed bed gasifier 3 MWth ORC-Process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fluidised bed gasifier 20 MWth Steam turbine 20 MWth

12 Stromgestehungskosten bei unterschiedlichen Absatzpreisen der WärmeW Electricity production costs [ /MWh] Feed in tariffs for heat [ /MWh] No investment subsidies Interest rates: 6 % p.a. for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load hours p.a.heat: 4000 h Full load hours p.a.electricity: 6000 h Fixed bed gasifier 3 MWth ORC-Process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fluidised bed gasifier 20 MWth Steam turbine 20 MWth

13 Electricity production costs [ /MWh] [energy from biomass] Einfluss der Investförderung Investment subsidies [%] 6 % p.a. for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load hours p.a. heat: 4000 h Full load hours p.a. electricity: 6000 h Feed in tariffs heat: 20 /MWh Fixed bed gasifier 3 MWth ORC-Process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fluidised bed gasifier 20 MWth Steam turbine 20 MWth

14 Stromgestehungskosten bei unterschiedlichen Preisen für f die eingesetzte Biomasse Electricity production costs [ /MWh] Fuel price [ /MWh] No investment subsidies Interest rates: 6 % p.a. for 13 years Full load hours p.a. heat: 4000 h Full load hours p.a. electricity: 6000 h Feed in tariffs heat: 20 /MWh Fixed bed gasifier 3 MWth ORC-Process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fluidised bed gasifier 20 MWth Steam turbine 20 MWth

15 Kalkulatorische Betrachtungsdauer Electricity production costs [ /MWh] No investment subsidies 6 % p.a. Fuel costs: 14 /MWh Full load hours p.a. heat: 4000 h Full load hours p.a. electricity: 6000 h Feed in tariffs heat: 20 /MWh Fixed bed gasifier 3 MWth ORC-Process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fluidised bed gasifier 20 MWth Steam turbine 20 MWth Pay back period [a]

16 Deutsche Studie zu Stromgestehungskosten aus Biomasse (Quelle: Vogel, Kaltschmitt, 2007) Leistungsgröße: 500 kwel Brennstoff: Hackgut Betrachtete Technologien: Verbrennung mit Dampfmotor oder Dampfschraube Verbrennung mit ORC-Prozess Vergasung mit Festbett und Gasmotor Vergasung mit Zweistufenvergaser und Gasmotor

17 - kalkulatorische - durchschnittliche - Instandhaltungsfaktor - Instandhaltungsfaktor - spezifische - Volllaststunden - Volllaststunden - spezifischer - durchschnittliche, - Kosten - sonstige [energy from biomass] Deutsche Studie zu Stromgestehungskosten für 500 kwel (Quelle: Vogel, Kaltschmitt, 2007) Parameter Basisdaten: Nutzungsdauer der Anlage - Nominalzins Inflationsrate Anlage und Peripherie Infrastruktur Brennstoffkosten Stromerzeugung Wärmeerzeugung Wärmeverkaufspreis (frei Anlage) spezifische Personalkosten für Wartungs- und Reinigungsarbeiten - Versicherung Nebenkosten Rahmenannahmen 20 a 8%/a 2,5 %/a 2%/a 1%/a 14 /MWh BWL 40,5 /t feucht 6000 h/a 4000 h/a 20 /MWh th /a Mitarbeiter 3 %/a (Investitionskosten-bezogen) 1 %/a (Investitionskosten-bezogen) 0,75 %/a (Investitionskosten-bezogen)

18 Vergasungs- und verbrennungsbasierter Konzepte elektrischer Wirkungsgrad (links) und Gesamtwirkungsgrad (rechts) vs. Stromgestehungskosten (Vogel, Kaltschmitt,, 2007) Vergasung kurzfristig Vergasung Kostenentwicklung mittelfristig Verbrennung kurzfristig Verbrennung Kostenentwicklung mittelfristig Vergasung Technikentwicklung mittelfristig Vergasung Technik- und Kostenentwicklung mittelfristig Verbrennung Technikentwicklung mittelfristig Verbrennung Technik- und Kostenentwicklung mittelfristig L= Lernkurveneffekte T= Technische Entwicklung T L+T L Vergasung günstig ηel. [%] T T L L+T L+T Verbrennung günstig ηgesamt [%] 30 ungünstig T L+T L Verbrennung Stromgestehungskosten [ ct/kwh el.] L ungünstig Vergasung Stromgestehungskosten [ ct/kwhel.]

19 Wärme- und Stromgestehungskosten, CH, 2006 Quelle: Th. Nussbaumer et al. Leistungsgröße: KWK 0,5 MWel 5 MWel Brennstoff: Hackgut Betrachtete Technologien: Rostfeuerungen mit Dampfprozess und Elektroentstauber Finanztechnische Randbedingungen nicht standardisiert. Zuteilung der Kosten zu Strom- und Wärmeerzeugung im Verhältnis 2,5:1

20 /MWh 250 [energy from biomass] Wärme- und Stromgestehungskosten, CH, 2006 Quelle: Th. Nussbaumer et al Strom 62 Wärme Leistung Q th +P el MW

21 Stromgestehungskosten am derzeitigen Stand der Technik Electricity production costs [ /MWh] Steam engine Fixed bed gasification ORC-Process Back pressure steam turbine Fluidised bed gasification No investment subsidies 6 % p.a for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load capacity heat: 4000 h Full load capacity electricity: 6000 h Incoming heat leads : 20 /MWh Festbettvergasung, DE Dampfmotor/ORC, DE Dampfturbine, CH Fuel power [MW th ]

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24 Stromgestehungskosten zukünftiger KWK-Anlagen Electricity production costs [ /MWh] No investment subsidies Interest rates: 6 % p.a for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load capacity heat: 4000 h Full load capacity electricity: 6000 h Feed in tariffs heat: 20 /MWh ORC-process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fixed bed gasification 3 MWth Fluidised bed gasification 20 MWth Steam turbine 20 MWth Number of future plants

25 Bandbreite der derzeitigen Stromerzeugungskosten aus erneuerbaren Energien (Quelle: Nitsch et. al 2004)

26 Zusammenfassung der bisherigen Studien Studie beruht aus ausgeführten Anlagen, also auf realen belastbaren Daten Notwendigkeit der Festlegung von Rahmenbedingungen für den Vergleich Starke Abhängigkeit der Wirtschaftlichkeit von der Wärmeauskopplung Starke Abhängigkeit der Stromgestehungskosten von der Anlagengröße Starke Abhängigkeit der Stromgestehungskosten von den Brennstoffkosten Kein großer Unterschied im Hinblick auf die Technologien Ähnliche Ergebnisse bei ausländischen Studien

27 EdZ-Projekt Optimierte KWK-Systeme Systeme Fokus: praxisorientierte Untersuchung bestehender Kraft-Wärme-Kopplungen Betrachtete Anlagen (Verbrennungsanlagen) Leistungsbereich kleiner 2 MW el Arbeitsmaschine auf Basis rechtsläufiger Kreisprozess ORC Prozess Dampfturbine Dampfschraubenexpander, Dampfmotor

28 Projekt Inhalte (1) Recherche nach Anlagen in Österreich und Auswahl von repräsentativen Systemen Untersuchung und Kostenerhebung der Einzelkomponenten Dampfturbine Kondensator Wärmeabnehmer, Ermittlung Lastprofil Evakuierungseinrichtungen Eigenstrombedarf Bewertung des Standes der Technik

29 Projekt Inhalte (2) Prozesssimulation verschiedenster Verschaltungen Kondensator (Variation Temperatur, Bauart) Detaillierte Betrachtung der Dampfturbinen Variation der Evakuierungseinrichtung Berechnung mit realistischen Lastprofilen der Wärmeabnehmer Wirtschaftlichkeitsberechnung Auf Basis einer optimalen Anlagenvariante werden die Randbedingungen, wie Brennstoffpreis variiert und die Stromgestehungskosten berechnet.

30 Inhalt der Präsentation Ergebnisse: Präsentation der Situation derzeit installierter KWK-Systeme Berechnung der Stromgestehungskosten als Vergleichswert Ermittlung der optimalen Anlagenverschaltung