Version 1.0 März 2017

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1 Version 1.0 März 2017 Energiewende 2.0 Trends und Technologien für zukünftige Energiesysteme Prof. Dr. Armin Schnettler, Dr. Stefan Nießen, Dr. Alexander Tremel Siemens Siemens

2 Energiewende 2.0 Anstieg erneuerbarer Energien und dessen Konsequenzen Energiewende 2.0 <10% 20+% 40+% 60+% 80+% Traditionelles Geschäft Systemintegration Marktintegration Regionale Selbstversorgung Fossil (Kohle, Gas) Kernenergie Erneuerbare (i.w. Wasser) Fokus auf: Effizienz Reduktion der Lebenszykluskosten Verfügbarkeit/ Zuverlässigkeit/ Sicherheit Kohle, Gas Erneuerbare (Wind, PV) Sinkende Spotmarktpreise Subventionierte Wirtschaft Steigender Redispatch Anstieg von Power2Heat & KWK DSM/ Bedarfs-management Anstieg von Speicherlösungen HVDC/AC-Overlay Anstieg autarker Einzelnetze HVDC-Overlay und vermaschte AC/DC Systeme Power2Chem/ CO2toValue Systemstabilität Entkopplung von Erzeugung und Verbrauch Marktentwicklung etc. Topologische Kraftwerke Interaktion aller Energieträger Ganzheitliche Integration dezentraler Energiewandlung Power2X Rückkehr zu Gaskraftwerken? Vergangenheit Heute Mittelfristig Langfristig Page 2

3 Die Dekarbonisierung des Transports großer Lasten, über lange Strecken oder in der Luft erfordert CO 2 -neutrale Treibstoffe mit hoher Energiedichte Challenge: die Dekarbonisierung des Transportsektors (23% der weltweiten Treibhausgasemissionen) Wege für die Dekarbonisierung World transportation energy in % 64% 4% 11% Argumentation Rein elektrische Fahrzeuge bedeuten für die Nutzer Einschränkungen bei Reichweite und Ladezeit 2 Elektrofahrzeuge mit Batterie Hybride Fahrzeuge Low-carbon fuels Chemische Treibstoffe Aufgrund von Kosten und Gewicht sind Batterien für die anderen Transportmoden keine realistische Option 2 Flüssige Treibstoffe werden die dominierende Energiequelle für den Transport bleiben 1 (z.b. immer noch 88% in 2040). Bei steigendem Transportbedarf bleiben auch langfristig CO 2 - neutrale Treibstoffe der einzige Weg zur Dekarbonisierung. Die Europäische Kommission 3 hat bereits angedeutet, dass Nahrungsmittel-basierte Biotreibstoffe eine begrenzte Rolle bei der Dekarbonisierung des Transportsektors spielen und keine öffentliche Förderung nach 2020 erhalten sollten. Page 3 1 U.S. Energy Information Administration (2017) International energy outlook 2017 to Umweltbundesamt (2016) Erarbeitung einer fachlichen Strategie zur Energieversorgungdes Verkehrs bis zum Jahr 2050, 72/ European Comission (2016) A European Strategy for low-emission mobility)

4 Erneuerbarer Wasserstoff hat klare Kostenführerschaft unter den strombasierten Treibstoffen Market value [EUR/kWh] Marktpreise (Ende 2016) 10-year high today 10-year low H 2 fuel station Incl. logistics Production cost [EUR/kWh] Erwartete Produktionskosten Strombasierter Treibstoffe 0 Ex SMR 0 Die Produktionskosten strombasierter Treibstoffe liegen über heutigen Marktpreisen fossiler Treibstoffe Strombasiertes Methanol vergleichsweise nah an der Wirtschaftlichkeit (Chemische Verwendung bzw. Ersatz für Ethanoltreibstoff) Strombasiertes Erdgas ist im Vergleich zum Importpreis am weitesten von der Wirtschaftlichkeit entfernt Production cost based on: 150 MW, 3500 EOH, CAPEX electrolysis EUR/kW, electricity price EUR/MWh, 10 days hydrogen storage, CAPEX synthesis meur, et al. Page 4

5 Strombasierte Treibstoffe haben die geringsten Treibhausgasemissionen Treibhausgasemissionen über den gesamten Lebenszyklus Power-to-gas (SNG) (non-biological renewable electricity) Hydrogen (electrolysis) (non-biological renewable electricity) Gasoline Diesel Biodiesel w/ methane capture palm oil Ethanol (G1) sugarcane weat Life cycle greenhouse gas emissions (gco2eq/mj) Data sources: Power-to-gas, hydrogen, gasoline and diesel from European Comission, Annexes to Directive 98/70/EC, 2014; Biofuels: FNR following UFOP ( EUR-RL 2009/28/EG) Page 5

6 Strombasierte Treibstoffe haben die niedrigsten CO2-Vermeidungskosten Feasibility study 1 : Produktionskosten und CO 2 Reduktionspotenzial strombasierten Methanols Market value [EUR/MWh] Produktionskostsen Highest value last 10 years Current value Production cost [EUR/MWh] + CO 2 emissions [gco 2 -eq/mj] Treibhausgasemissionen (gesamter Lebenszyklus) CO 2 -Vermeidungskosten CO 2 reduction cost [EUR/t CO2 ] *25%- and 75%-quantil from literature review on production cost plus 10% margin * Murphy and Kendall, 2014 Marktabschätzung 2 : 1% des europäischen Bedarfs an flüssigem Treibstoff sind 80 TWh/Jahr in 2030 und erfordern 50 Power-to Methanol Anlagen mit einer gesamten Elektrolyseurleistung von 40 GW und Investitionsvolumen von 65 Mrd Page 6 1 Techno-economic evaluation of Power-to-MeOH plants on Qeshm Island (Iran): lower cost for electrolysis integration in natural gas to methanol plant; higher cost for carbon capture from CCPP, electrolysis and MeOH synthesis, always 1 GW PV & 500 MW wind, expected investment cost for the time range Projection for 2030: liquid fuel demand in Europe ~8 PWh (EU-25 Energy and Transport Outlook to 2030); Power-to-Methanol plants based on 500 MW wind and 1 GW PV each, expected cost structure for 2030, CO2 capture from air (100 EUR/t), investment cost for one plant: 1.2 bn EUR

7 Die Vorhersage von Kosten ist immer mit Unsicherheiten verbunden Stromkosten sind entscheidend für strombasierte Treibstoffe Voraussichtliche LCOE für eine Inbetriebssetzung in IEA-Prognose im Jahr 2005 Realität im Jahr 2016 Jüngste Auktionspreise für Fotovoltaikanlagen LCOE [USD/MWh] Unsubsidized price (USD/MWh) Auktionspreis in Abu Dhabi 24.1 USD/MWh Source: International Energy Agency & Nuclear Energy Agency (2005) Page 7

8 Power-to-Methanol Technologie nutzt Strom zur Erzeugung CO 2 -neutraler Treibstoffe, kompatibel zur heutigen Infrastruktur Power-to-Methanol Anlagen sind die Verbindung zwischen erneuerbarem Strom und Treibstoffen Erneuerbare Power-to-Methanol Anlage Infrastruktur für flüssige Treibstoffe Luftverkehr Integriertes Kraftwerk Wasserstoffspeicher CO 2 LKW Airbus A Mio. km Flug Flotte mit 6 Flugzeugen OR Scania G Mio. km Straße Flotte mit LKW Electrolysis Chemiesynthese Methanol Privat PKW OR 200 MW Windpark in Marokko, 560 GWh el 280 GWh Grünes Methanol 280 GWh Treibstoff 520 Mio. km Straße Flotte mit Autos Page 8

9 Wasserstoff aus Elektrolyse kann direkt oder als Grundstoff für nachgelagerte chemische Synthese genutzt werden Prozessdiagramm zur Bewertung des thermodynamischen Potenzials verschiedener Prozessrouten Wasserstoff Strom Gleichrichter Balance of Plant Gasbehandlung -speicherung (optional) H 2 chemische Synthese Verdichtung (optional) Produktoptionen synthetisches Erdgas Wasser Elektrolyseur FT Diesel Elektrolyse O 2 Methanol Co-Feed (e.g. CO 2 ) Auxiliary loads DME Ammoniak Page 9

10 Modulbauweise erlaubt die Integration des Elektrolyseurs in unterschiedliche Projekte Siemens SILYZER-Technologie ist verfügbar im Megawatt-Bereich Technical data SILYZER 200 Technology Rated stack power Overall efficiency Start up time Output pressure Design life time Dimension Weight PEM (Proton-Exchange-Membrane) 1.25 MW, scalable 65-70% (system) <10 s (from stand-by) up to 35 bar > 80,000 h 6,3 x 3,1 x 3,0 m 17 t Purity (H 2 ) 99.5 to 99.9 % Hydrogen 5.0 Option: DeOxo-Dryer 1.25 MW PEM: Proton Exchange Membrane Page 10

11 Referenzprojekt: Energiepark Mainz SILYZER-System leicht zu transportieren und zu installieren Page 11

12 Power-to-Gas-Beispiel Energiepark Mainz PEM-Elektrolyzer im Megawatt-Bereich Projektumfang Windenergie Strom Strom Drei Hochleistung-Elektrolysesysteme mit max. Leistung von 6 MW Anschluss an Windfarm mit 10 MW kg Speicher (33 MWh) Forschung Wasserstoff Energiepark Mainz Wasserstoffgewinnung durch Elektrolyse und anschließende Speicherung Wasserstoff Strom Ziel: Jahresproduktion von 200 t (Lkw-Abfüllanlage und Einspeisung ins lokale Gasnetz) Erste Ergebnisse Industrie H Haushalte Öffentliches Gasnetz Gaskraftwerk oder BHKW Betrieb von Sept April 2016 Spitzenleistung übertroffen: 6,7 MW Wirkungsgrad von 60% erreicht Tankstelle MWh Strom aufgenommen 20 t Wasserstoff produziert Page 12

13 Wasserstoff aus Elektrolyse kann direkt oder als Grundstoff für nachgelagerte chemische Synthese genutzt werden 150 MW el 525 GWh el Strom Prozessdiagramm zur Bewertung des thermodynamischen Potenzials verschiedener Prozessrouten Gleichrichter Balance of Plant Gasbehandlung -speicherung (optional) H 2 chemischer Synthese Compression (optional) Wasserstoff ƞ LHV = 67 % 10,500 t/a Produktoptionen synthetisches Erdgas ƞ LHV = 48.7 % 257 GWh LHV Wasser Electrolyzer FT Diesel ƞ LHV = 45.3 % 240 GWh LHV Electrolyse O 2 Methanol ƞ LHV = 51.6 % 276 GWh LHV Simulation parameters: Electrolysis efficiency 4.5 kwh/nm³ (average during operation) H2 throughput: 150 MW electrolysis scale, 3500 EOH H2 loss: 1% Aux. power consumption: dependent on synthesis Synthesis efficiency: dependent on synthesis (thermodynamic limit as reference) Co-Feed (e.g. CO 2 ) Auxiliary loads DME ƞ LHV = 53.3 % 285 GWh LHV Ammoniak ƞ LHV = 49.8 % 272 GWh LHV Page 13

14 Zusammenfassung 1 In vielen Transportbereichen werden auch zukünftig flüssige Treibstoffe benötigt 2 Strombasierte synthetische Kraftstoffe bieten die kostengünstigste Technologie zur CO 2 -Reduktion 3 Für die CO 2 -Reduktion konventioneller Kraftstoffe empfiehlt sich daher deren Beimischung 4 Elektrolyse ist eine Schlüsstechnologie für strombasierte Treibstoffe. Insbesondere die PEM-Technologie bietet Flexibilität und ist im MW-Maßstab verfügbar 5 Chemische oder biologische Synthese konvertieren Wasserstoff in gasförmige oder flüssige Treibstoffe (z.b. Methanol) kompatibel zur heute vorhandenen Infrastruktur, jedoch mit Wirkungsgradverlusten und zu höheren Kosten 6 Kommerziell ist die Technologie nur bei verändertem regulatorischen Rahmen machbar. Prototypen können bereits heute errichtet werden Page 14