Leitszenarien 2050 für die Energiewende: Welche Rolle spielt Power to Gas?

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1 Fraunhofer IWES Energiesystemtechnik Norman Gerhardt Jahreskonferenz Power to Gas 2017 Berlin, 20. Juni 2017 Leitszenarien 2050 für die Energiewende: Welche Rolle spielt Power to Gas?

2 Inhalt Herausforderung Klimaziele COP21 Zielszenario 2050 Was ist ein kostenminimales Gesamtsystem? Welchen EE-Ausbaubedarf haben wir? Versorgungssicherheit? auf Basis 7 historischer Wetterjahre PtL-Importe Globale EE-Vorzugsregionen Mittel- und langfristige PtL/H2-Kosten Vergleich zu H2-Importen oder PtL in Deutschland Welche Rolle spielt Power-to-Gas?

3 Inhalt Herausforderung Klimaziele COP21 Zielszenario 2050 Was ist ein kostenminimales Gesamtsystem? Welchen EE-Ausbaubedarf haben wir? Versorgungssicherheit? auf Basis 7 historischer Wetterjahre PtL-Importe Globale EE-Vorzugsregionen Mittel- und langfristige PtL/H2-Kosten Vergleich zu H2-Importen oder PtL in Deutschland Welche Rolle spielt Power-to-Gas?

4 Emissionen [Mio. t CO 2-Äqui. ] Unsere Klimaziele sind sehr ambitioniert! Klimaziele % bis -95% -95% gemäß COP21 Historisch Ziel internationaler Verkehr LULUCF PtG/PtL mit Fokus auf: (internationaler) Verkehr Industrie Nichtenergetischer Verbrauch % -80% -95% Energiesektor Verkehr (national) Industrie Gebäudewärme Strom Nichtenerget. Emissionen

5 IWES-Modell SCOPE für kostenoptimale Energieversorgung Erfasst die Rückkopplungen in komplexen Systemen Eingangsgrößen Brennstoffkosten Technologiekosten Potenziale/ Restriktionen Zeitreihen für Energiebedarfe (Strom, Wärme, Verkehr) Lineares Optimierungsmodell Europa und/oder DE Vollkostenminimierung unter Einhaltung von Klimazielen Ergebnisse Optimale Strommix Optimaler Wärmemix Energiemengengerüst und installierte Leistung CO 2 -Preis Märkte: Strommarkt Wärmemärkte Gasmarkt Mobilität CO 2 -Markt Technologieportfolio: Windkraft, PV Stromspeicher Power-to-Gas BEV PHEV/REEV Laufwasser KWK Klimatisierung Kessel Oberleitungs-LKW Kondensations-KW Power-to-Heat Wärmepumpen Solarthermie Geothermie

6 Verbraucher Erzeugung Verbraucher Erzeugung Verbraucher Stromver brauch/-erzeugung [TWh/a] Unterschied -80% oder -95% THG in 2050? Sehr starker Anstieg von PtG/PtL ??? PtL-Import weiteres PtG / PtL Maximierung der Effizienz Maximierung der direkte Stromnutzung Frage: Nationale Erzeugung von PtG/PtL oder Importe? PtG / PtL direkte Sektorkopplung Herkömml. Verbrauch weitere EE-Ausbau therm. KW / Importe fee % THG -95% THG

7 Prämissen für ein langfristiges -95%-Beispielszenario -95% THG heißt EE-Vollversorgung des Energiesystems Annahmen: europäisch vergleichbare Entwicklung Biomasse Fokus auf Gas höherer PtL-Bedarf flüssige synthetische erneuerbare Kraftstoffe (PtL) außerhalb Europas moderat hoher Stromverbrauch in Europa

8 Strom [TWh/a] Deutschland in 2050 Stromverbrauch und Erzeugung EE-Abregelung Netto-Import Gas-KWK Gas-Kond. Müll, Klärgas Wind und PV Sektorkopplung Power-to-Gas Power-to-Heat E-Lkw E-Pkw Klimatisierung dez.wp Laufwasser 300 Groß-WP Wind-Offshore 200 neue Prozesswärme Wind-Onshore 100 Speicherverluste PV 0 Netzverluste Erzeugung Verbrauch Herkömml. Verbrauch Dekarbonisierung: Elektrifizierung anderer Sektoren

9 max. abgeruf. Leistung [GW] max. abgeruf. Leistung [GW] installierte Leistung [GW] Wie kann eine von wetterabhängiger EE-Einspeisung dominierte Welt funktionieren? Installierte EE-Leistungen von heute bis 2050 Der fluktuierenden Erzeugung steht ein flexibler Stromverbrauch gegenüber Maximal abgerufene Leistungen: Wind Onshore Wind Offshore Photovoltaik Onshore NEP Offshore NEP PV NEP Erzeugung 2050 EE Verbrauch 2050 Verkehr Wärme <2%

10 2 Beispielwochen Erzeugung und Verbrauch in 2050 Integration von EE-Strom durch Sektorkopplung Flexibilität und direkte elektrische Stromnutzung Anfang März 2050 Europäischer Ausgleich Sektorkopplung

11 Anteil am Sub-Wärmemarkt Verkehr und Wärme Entwicklung Pkw - Heute bis 2050 Effizienzsteigerung durch Elektrifizierung E-Mobilität (Straßenverkehr) BEV / PHEV Oberleitungs-Lkw Busse, Klein-Lkw E-Wärmepumpen (Niedertemp.) Dezentral Wärmenetze Industrie Trotz technisch maximaler Elektrifizierung verbleibt ein großer PtG/PtL-Verbrauch - Flug- und Seeverkehr - Prozesswärme 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% EFH+MFH GHD WW+RW <100 C Wohn -gebäude Nichtwohn -gebäude Dampf C Industrie GHD-Prozesswärme Wärmemarkt in 2050 Verfahren >500 C KWK+PtH Gas+PtH Strom monov. Gas monov. bivalente Luft-WP Sonde-WP Müll Geothermie KWK+GWP

12 abgerufene Leistung [GW] Dunkelflaute? Auswertung des Szenario 2050 über 7 historische Wetterjahre im Mittel geringe Stromerzeugung aus Kraftwerken geringer PtG- Bedarf Extremsituation Für nationale Versorgungssicherheit wird zusätzliche Kraftwerksleistung benötigt, aber die zusätzlichen Kosten sind gering europäische thermische Kraftwerke Stunden im Jahr [h] Szenario 2050 auf Basis Wetterjahr 2010 Extremsituation am europäische Versorgungssicherheit nationale Versorgungssicherheit nationale Versorgungssicherheit

13 Inhalt Herausforderung Klimaziele COP21 Zielszenario 2050 Was ist ein kostenminimales Gesamtsystem? Welchen EE-Ausbaubedarf haben wir? Versorgungssicherheit? auf Basis 7 historischer Wetterjahre PtL-Importe Globale EE-Vorzugsregionen Mittel- und langfristige PtL/H2-Kosten Vergleich zu H2-Importen oder PtL in Deutschland Welche Rolle spielt Power-to-Gas?

14 Ausgewählte Standorte mit Wind und PV Windatlanten um Wirtschaftlichkeit am Standort zu bewerten Wetterdaten um Einspeiseprofil zu bewerten E115 = 4307 E101 = 2621 PV = 1799 Auslastung Wind / PV (in h/a) E115 = 4472 E101 = 3025 PV = 1818 E115 = 5447 E101 = 3977 PV = 1666 E115 = 5088 E101 = 3289 PV = 1830 Copyright (c) 2015 Vaisala

15 Warum diese Standorte? Hohe EE-Ressource (beständige Winde und hohe Einstrahlung) Reine PV-Standorte (geringe Stromgestehungskosten) sind für PtL nicht wirtschaftlich, nur für H2 Gute Windstandorte ermöglichen hohe Auslastung Mit Kombination Wind/PV Stromspitzen können thermischen Energiebedarf zur CO2-Abscheidung decken Höhere Auslastung für Elektrolyse Standort am Meer Meerwasserentsalzung

16 PtL-Verfahren mit HT SOEC (Energie und Stofftransport) Szenario: 2050 Thermischer Energiebedarf für CO2-Abtrennung: Mix GWP/P2H = 1,4 18,42 % 80,27 kj DAC Umgebungsluft CO2 Wirkungsgrad bezogen auf Heizwert 7,22 % 31,45 kj RWGS H2 + CO FT 47,65 % 207,63 kj FT-Kraftstoff -CH2- H2 Wind + PV 100 % 435,74 kj EE 74,27 % 323,6 kj HT SOEC 10,81 % - 47,10 kj Wärmerückgewinnung (Abwärmenutzung) Abregelung EE = 4 % 0,03 % 0,13 kj H2O RO Meerwasser EE HT SOEC RO RWGS DAC FT Erneuerbare Energie Hochtemperaturelektrolyse Reverse Osmose Reverse water-gas shift reaction Direct air capture Fischer Tropsch Synthese *Werte in kj sind bezogen auf 1 mol Wasser

17 PtL - Optimale Systemauslegung für 1 TWh PtL 2030: 405 MW Wind / 389 MW PV, 337 MW PtL (6.263 VLS), keine Speicher 2050: 334 MW Wind / 371 MW PV, 286 MW PtL (6.292 VLS), wenig Speicher

18 /MWh Optimierte PtL-Kosten (2030) 2030 mittlere Kostendegression und Wirkungsgradsteigerung 1,52 /l 160,00 140,00 120,00 100,00 PtL-Produktion in Marokko (2030) 152,49 3,67 0,00 45,54 1,31 Transportkosten Power to Heat Batterie PtL-Anlage 80,00 Energieproduktion LCOE EE 60,00 40,00 20,00 44,61 34,23 41,57 101,97 LCOE PV LCOE Wind FT-Kraftstoffkosten - Wind PV EE PtL Gestehungskosten

19 /MWh Optimierte PtL-Kosten (2050) 2030 mittlere Kostendegression und Wirkungsgradsteigerung 1,52 /l 160,00 140,00 120,00 100,00 PtL-Produktion in Marokko (2050) 116,65 2,88 0,31 32,77 1,31 Transportkosten Power to Heat Batterie PtL-Anlage 80,00 Energieproduktion LCOE EE 2050 langfristige Untergrenze der Lernkurven 1,16 /l 60,00 40,00 20,00-42,16 79,37 37,82 28,86 Wind PV EE PtL LCOE PV LCOE Wind FT-Kraftstoffkosten Gestehungskosten

20 Bandbreite Kosten PtL Kraftstoffgestehungskosten mit variablem WACC 22,00 20,00 18,00 ct/kwhptl 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 4% 6% 8% 4% 6% 8% 4% 6% 8% 4% 6% 8% WACC WACC WACC WACC Rio do Fogo, Brasilien Tarfaya, Marokko Ras Ghareb, Ägypten Hobyo, Somalia Für Importe von flüssigem H2 und PtG vergleichbare Kosten wie PtL PtL und H2 in Europa auf Basis von Offshore ca. 50% teurer

21 Brennstoff [TWh/a] instalierte Leistung [GW] Bedarf hoher PtL-Mengen zur Dekarbonisierung in 2050 in DE Trotz max. direkter Stromnutzung in Deutschland hoher PtL-Importbedarf für langfristige Dekarbonisierung ca. 350 TWh PtL (inkl. internationalem Verkehr) ca. 700 TWh Strom 250 TWh Grundstoff für chemische Industrie? 500 TWh Strom? Im Vergleich Kosten bis zu 50% teurer für PtL in Europa (Offshore) Realisierung (Markthochlauf) von 1200 TWh Strom außerhalb Deutschlands im Vergleich zu 800 TWh innerhalb? Verkehr Chemische Industrie Seeverkehr Flugverkehr Binnenschiff Schiene Straße GHD-Kraftstoffverbrauch (Bauwirtschaft) nichtenergetischer Verbrauch Wind Onshore Photovoltaik Elektrolyse

22 Flächenverbrauch Beispiel Marokko Tarfaya in Marokko Angebot PtL - Ausschlussflächen Bebaute Flächen, Abstand zu Siedlungsgebieten (600 m), Landnutzung, Hangneigung (> 30%) km²-raster km Küstenentfernung, Mindestwindgeschwindigkeit 56 km 11,3 TWh PtL 190 km Gesamtfläche: 6581 km² Ausschlussfläche: 9,8% theor. Potenzialfläche für Wind = 5936 km² theor. Gesamtpotenzial PtL Tarfaya max. 220 TWh/a

23 Sehr hohe Nachfrage aus internationalem Flug- und Seeverkehr globaler Flugv. Trotz Effizienzmaßnahmen erwarteter Anstieg des globalen Flugverkehrs auf 6700 TWh PtL bis 2050 Mittelfristiger Anstieg in der EU bis TWh PtL für Flugverkehr 582 TWh PtL für Seeverkehr Die Nachfrage des nichtelektrifizierbare internationale Verkehr übersteigt das Angebot an PtL (insb. Markthochlauf, aber auch Flächen) europ. Flug- und Seev.

24 Schlussfolgerungen - Welche Rolle spielt Power-to-Gas? Langfristig sehr hohe CO 2 -Vermeidungskosten (je nach Annahmen deutlich über 400 /t) Aus volkswirtschaftlicher Sicht ist das kostengünstigste Szenario auch des effizienteste (als Kombination von Verbrauchsreduktion und direktelektrischen Verbrauchern)! Nachfrage des nichtelektrifizierbare internationale Verkehr übersteigt das Angebot an PtL PtG/PtL kann nicht im Wettbewerb zu direktelektrischen Anwendungen stehen Ca. 800 TWh Potenzial für direkte national Stromnutzung. Aber zusätzlich bis mehr als doppelt so viel Strom für PtL/PtG notwendig für vollständige Dekarboniserung davon muss der Großteil aus Importen kommen (Kosten, Akzeptanz) aber Flaschenhals um Klimaziele zur erreichen ist der Markthochlauf Anteile PtL/PtG/H2 vor allem von Biomassekonversion und Infrastruktur aber weniger von Erzeugungskosten abhängig

25 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Norman Gerhardt Leiter Energiewirtschaft und Systemanalyse Tel.: Fraunhofer IWES Königstor Kassel

26 H2-Verfahren mit PEM EC (Energie und Stofftransport) Szenario: ,66 % 80,52 kj L 50,01 % 241,68 kj Flüssiger Wasserstoff LH2 H2 Wind + PV 100 % 483,24 kj EE 83,31 % 402,6 kj NT PEM Wirkungsgrad bezogen auf Heizwert Abregelung EE = 2,5 % 00,03 % 0,13 kj RO H2O Meerwasser EE NT PEM RO L Erneuerbare Energie Niedertemperaturelektrolyse Reverse Osmose Liquefaction (Verflüssigung) *Werte in kj sind bezogen auf 1 mol Wasserstoff

27 H2 - Optimale Systemauslegung für 1 TWh H2 2030: 398 MW Wind (vor allem Starkw.) / 647 MW PV, 503 MW EL (4.492 VLS), keine Speicher 2050: 31 MW Wind (Schwachw.) / MW PV, 629 MW EL (3.246 VLS), etwas Speicher

28 /MWh Optimierte H2-Kosten 2030 mittlere Kostendegression und Wirkungsgradsteigerung 14,9 ct/kwh 160,00 140,00 120,00 100,00 LH2-Produktion in Marokko (2030) 148,90 0,00 0,00 42,44 2,67 Transportkosten Power to Heat Batterie LH2-Anlage 80,00 Energieproduktion LCOE EE 60,00 40,00 47,28 45,91 103,79 LCOE PV LCOE Wind FT-Kraftstoffkosten 20,00 34,37 - Wind PV EE PtL Gestehungskosten

29 /MWh Optimierte H2-Kosten 2030 mittlere Kostendegression und Wirkungsgradsteigerung 14,9 ct/kwh 160,00 140,00 120,00 100,00 LH2-Produktion in Marokko (2050) 114,00 0,00 6,56 2,67 Transportkosten Power to Heat Batterie 2050 langfristige Untergrenze der Lernkurven 11,4 ct/kwh 80,00 60,00 40,00 20,00 43,78 29,41 30,28 42,17 62,61 LH2-Anlage Energieproduktion LCOE EE LCOE PV LCOE Wind FT-Kraftstoffkosten Nur unwesentlich günstiger als PtL durch Verflüssigung - Wind PV EE PtL Gestehungskosten

30 Bandbreite Kosten H2 22,00 Kraftstoffgestehungskosten mit variablem WACC 20,00 18,00 ct/kwhptl 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 4% 6% 8% 4% 6% 8% 4% 6% 8% 4% 6% 8% WACC WACC WACC WACC Rio do Fogo, Brasilien Tarfaya, Marokko Ras Ghareb, Ägypten Hobyo, Somalia