Schlüsseltechnologie für die Energiewende?

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1 Power2Gas Schlüsseltechnologie für die Energiewende? NetzGipfel der Bürger Energie Berlin Technische Universität Berlin, Prof. Dr. Bernd Hirschl IÖW Institut für ökologische Wirtschaftsforschung, Berlin und Brandenburgische Technische Universität Cottbus-Senftenberg

2 Inhalt Herausforderungen der Energiewende Speicherung Power to Gas PtG / P2G Vor- und Nachteile, Technik, Stand und Beispiele, Kosten, Kritik Fazit 2

3 1. Herausforderungen der Energiewende Energiepolitische Ziele 3 Quelle: Bundesregierung 2010 und 2011 nach Sailer 2013 und Ziesing 2012

4 1. Herausforderungen der Energiewende Systemische Implikationen Das Stromsystem (80% EE) wird voraussichtlich primär durch SOLAR- UND WINDENERGIE bestimmt Damit wird die FLUKTUATION der dargebotsabhängigen EE- Erzeugung systemprägend Angebot und Nachfrage fallen im Regelfall auseinander Um Versorgungssicherheit (Netzstabilität und gesicherte Stromlieferung) zu gewährleisten, ist das Stromsystem so zu flexibilisieren und zu optimieren, dass jederzeit die erforderliche RESIDUALLAST bereitgestellt werden kann der Bedarf an positiver und negativer Regelleistung nimmt deutlich zu 4

5 1. Herausforderungen der Energiewende Lösungsstrategien zum Umgang mit d. Fluktuation Flexibilisierungsoptionen zur Versorgungssicherheit 5 Erzeugungsmanagement regional und überregional, Virtuelle Kraftwerke Erweiterung der Netzkapazitäten (Verteilnetze, Übertragungsnetze) Lastmanagement: DSM / steuerbare Lasten / smarte Komponenten, zusätzliche Verbraucher, PtH Flexible (Fahrweise von) Kraftwerken Speicher Die verschiedenen Flexibilisierungsoptionen können sich ergänzen, aber auch zu einem gewissen Grad gegenseitig substituieren Flexibilisierung des Stromsystems senkt EE-Stromüberschüsse in 2032 von 18% auf unter 2% (Schill/DIW 2013) Es ist diejenige Kombination von Maßnahmen zu finden, die die langfristige Versorgungssicherheit gewährleistet zu den geringsten ökonomischen Kosten bei höchstmöglicher ökologischer und sozialer Verträglichkeit

6 1. Herausforderungen der Energiewende Ziele 2050: 80% EE-Strom Simulation (mit realen Wetter- und Verbrauchsdaten 2007): Wochenmittlere Leistungsbilanz einer Elektrizitätsversorgung in Deutschland mit 200 GW PV und jeweils 50 GW On- und Offshore-Windkraft Wind und PV ergänzen sich übers Jahr recht gut Restliche Stromerzeugung: BM, WK, GT (heute: 7,2 GW, 4,4 GW, 0 GW), dazu geringer Umfang Importe, Für Beides insgesamt: max. 25 GW angenommen Restl. Speicherbedarf : ca. 5% = 30 TWh (bei Stromverbrauch wie heute) 6 Quelle: Quaschning 2012, S. 10

7 1. Herausforderungen der Energiewende Ziele 2050: 80% EE-Strom Leistungsbilanz einer windreichen Winterwoche (KW3) nur selten Kurzzeitspeicherung nötig 7 Quelle: Quaschning 2012, S. 12

8 1. Herausforderungen der Energiewende Ziele 2050: 80% EE-Strom Leistungsbilanz einer sonnenreichen Frühjahrswoche (KW14) Regelmäßige Kurzzeitspeicherung erforderlich Nächtlicher Speicherbedarf kann i.d.r. tags gedeckt werden (z.b. Batteriesysteme) 8 Quelle: Quaschning 2012, S. 12

9 1. Herausforderungen der Energiewende Ziele 2050: 80% EE-Strom Leistungsbilanz einer wind- und sonnenarmen Winterwoche (KW50) Nennenswerte Kraftwerkskapazitäten erforderlich - über mehrere Tage GW) Brennstoff muss THG-arm bzw. frei sein! Saisonale EE- Strom- Speicherung nötig! 9 Quelle: Quaschning 2012, S. 12

10 2. Lösungskomponente Speicherung Klassifizierung E-Speicher Strom zu Strom 10 Quelle: dena

11 2. Lösungskomponente Speicherung Speicherbedarf und -Dimensionen 11 Langfristiger Stromspeicherbedarf TWh bereits oder langfristig? Ggf. über 150 TWh langfristig? Speicherkapazität heute Strom zu Strom: PSW: 5,5-7 GW, 0,033-0,04 TWh Entspricht 2,4 Mio. Batteriefahrzeugen (50 Mio. Fahrzeuge in D) Strom zu Wärme (Nachtspeicheröfen): ca. 40 GW, 320 GWh, damit ca. 10x mehr als PSW Speicherpotenzial der Erdgasinfrastruktur (für SNG): TWh Speicherpotenzial PSW aus Skandinavien und Alpenländern: Gegenwärtig ca. 150 TWh Produktion aus WK, kaum PSW Probleme: Umrüstung, internationale Netzverbindung, Dimension des europäischen Speicherbedarfs?

12 3. Power to Gas Vorteile von P2G 12 Strom wird in großen Mengen über längere Zeiträume speicherbar Zusätzlich gut transportierbar Entkoppelung von Zeit und Raum Akzeptanz: Infrastruktur ist vorhanden H2 gewissem Maß in vorhandene Infrastruktur einspeisbar 2-5%, ggf. zukünftig höher nach Anpassung der Gasinfrastruktur Weiterveredelung möglich (Methanisierung, kostenabhängig) Dann vielseitige Verwendung ( eierlegende Wollmilchsau ) - Flexibilität in der Nutzung Hybridkraftwerk Prenzlau Quelle: Strategieplattform P2G, dena

13 3. Power to Gas Vorteile von P2G II 13 Verwendungsspektrum: Rückverstromung zentral/dezentral Bereitstellung gesicherter Leistung, Systemdienstleistungen, Regelenergie Gekoppelte oder dezentrale Wärmeerzeugung Kraftstoff für Mobilität Als grünes Industriegas Hybridkraftwerk Prenzlau Quelle: Strategieplattform P2G, dena Antrieb für Wirtschaftlichkeit & Geschäftsmodelle nicht nur wg. P2GtP, sondern P2GtFuel, P2GtChemistry, P2GtKWK Sinnvolle und breite Nutzung von EE-Überschussstrom statt Abregelung

14 3. Power to Gas P2G-Schema Elekrolyseur im ENERTRAG Hybridkraftwerk Quelle: Clean Energy Partnership Quelle: DENA

15 3. Power to Gas Wasserelektrolyseverfahren PEM-Elektrolyse Alkalische Elektrolyse zur Wasserstoffproduktion Quelle: Fraunhofer ISE 2013 Quelle: dena 2013 Derzeit drei Verfahren: Quelle: FVEE 2012 alkalische Elektrolysetechnik mit einem basischen Flüssigelektrolyten (AEL) seit Mitte des 20. Jhdt. in kommerziellen Großanlagen genutzt PEM (Proton Exchange Membrane)-Elektrolysetechnik mit einem polymeren Festelektrolyten (PEMEL) Pilotanlagen, in kleiner Leistung kommerziell (Upscaling- Problem: Membrangröße) 15 Hochtemperatur-Elektrolysetechnik mit einem Festoxidelektrolyten (HTEL) - Grundlagenforschung

16 3. Power to Gas Nachgeschaltete Methanisierung Durch Zufuhr von Kohlenstoffdioxid (CO 2 ) kann Methan (CH 4 ) produziert werden Das synthetische Erdgas kann im vorhandenen Erdgasnetz gespeichert werden Große Mengen von CO2 kontinuierlich erforderlich für wirtschaftliche Produktion Senkenpotenzial oder Anreiz für fossile Kraftwerke? 16

17 3. Power to Gas Pilot- und Demonstrationsprojekte 16 Projekte In Planung: 2 Im Bau: 3 In Betrieb: 11 Grundsätzlich handelt es sich um Versuchs- oder Pilotanlagen 17 Quelle:

18 3. Power to Gas Pilot- und Demonstrationsprojekte 18 E.ON Hanse AG Hamburg: Wasserstoffeinspeisung ins Gasnetz HYPOS Sachsen Anhalt: Wasserstoffproduktion Sunfire Power-to-Liquids Dresden: Wasserstoff als Kraftstoff RWE-Demonstrationsanlage Ibbenbühren: Wasserstoffeinspeisung ins Gasnetz (PEM- Elektrolyse) Multi-Energie-Tankstelle H2BER Flughafen BBI: Wasserstoffproduktion (Druckelektrolyseur 45 bar) Thüga-Demonstrationsanlage F.a.M.: Wasserstoffeinspeisung ins Gasnetz (Nutzungspfade Wärme und KwK) Wasserstofftankstelle HafenCity Hamburg: Wasserstoff als Kraftstoff Windpark RH2-WKA: Wind-Wasserstoff-System/Energie (zwischen)speicherung Hybridkraftwerk Prenzlau: Wasserstofferzeugung Pilotanlage Falkenhagen: Wasserstoffeinspeisung ins Gasnetz H2 Forschungszentrum Cottbus: Wasserstofferzeugung (Druckelektrolyse) Audi e-gas Projekt Welte: Methanisierung/Methan als Kraftstoff H2Herten NRW: Wasserstoff als Kraftstoff (Brenstoffzellen) Methanisierung am Eichhof Hessen: Direkte Methanisierung mittels Biogasanlage CO2RRECT Niederaußem: Wasserstofferzeugung: kohlestämmiges CO2 in Basischemikalien umzuwandeln Power to Gas im Eucolino Byern: Direkt Methanisierung mittels Biogasanlage Verbundprojekt Power-to-Gas Stuttgart : Methanisierung

19 3. Power to Gas Beispielprojekt Audi e-gas Projekt (Werlte) Weltweit erste Anlage im industriellen Maßstab Ziel: Erzeugung von synth. Methan als Treibstoff für Autos Seit 2013 in Betrieb Quelle: AUDI/AG, Strategieplattform P2G, dena

20 3. Power to Gas Beispielprojekt E.ON Hanse AG Hamburg Einspeisung von Wasserstoff ins Erdgasnetz im Großmaßstab Neues Verfahren: PEM-Elektrolyse zur flexiblen Anlagennutzung 20

21 3. Power to Gas Kosten und Wirkungsgradkette Herausforderung: hohe Investitionskosten Kosten industrietaugl. Elektrolyseur: 1,2 Mio. Euro/MWel Kosten Methanisierung: 0,25 Mio. Euro/MWel 21 Wirtschaftlichkeit darstellbar ohne Umlagen / Netzgebühren Bis Wasserstoff akzeptabler Wirkungsgrad Methanisierung entzieht CO2 abhängig vom CO2-Preis u. CCS

22 3. Power to Gas Rechtlicher Rahmen und Hindernisse 22 Aktueller rechtlicher Rahmen EnWG stellt seit 2011 P2G mit PSW und Biogas gleich Elektrolysestrom kann von StromSt befreit werden reicht noch nicht für wirtschaftlichen Betrieb Forderungen/ Vorschläge in der Debatte (Auswahl) Erzeugung von P2G von EEG-Umlage befreien/begrenzen Doppelte Besteuerung (Status Letztverbraucher) Strom&Gas aufheben Abnahmepflicht und kostendeckende Vergütung für das Gas, Refinanzierung durch Netznutzungsentgelt Anrechenbarkeit P2G auf Biokraftstoffquote

23 3. Power to Gas Kritik und Unwägbarkeiten Wirkungsgrad zu gering Aber: kostenloser abgeregelter EE-Strom macht den Strom wirtschaftlich? Speicherbedarf (bzw. Stromüberschuss) noch sehr unklar, Zusammenspiel der Flexibilitätsoptionen und Netzausbau können den Bedarf deutlich reduzieren CO2-Bilanz: bei fossilem Strombezug schlecht; ggf. Anreiz zur Aufrechterhaltung von fossilen Kraftwerken als CO2- Quelle? PSW aus Skandinavien ggf. deutlich günstiger? Aber sozial-ökologisches Ausbaupotenzial unklar, für den europ. Bedarf reicht auch dieses Potenzial ggf. nicht 23

24 24 3. Power to Gas zentral industriell oder dezentral privat?

25 4. Fazit 25 P2G ist eine vielversprechende Option für den Wochen- und Saisonalen Speicherbedarf, der bei einem fluktuierenden EE- System entsteht Die Alternativen wie importierter PSW-Strom sind ebenfalls unsicher, und wg. Netzanschluss, sozial-ökologischer Aspekte und Monopolstellung nicht sicher kostengünstiger Die Vielseitigkeit des Gases auch in anderen Sektoren ist ein zusätzlicher Vorteil, der zur Erreichung der Wärme- und Verkehrswende beitragen kann ggf. spielt P2G in diesen Sektoren sogar eine größere Rolle, weswegen die Geschäftsmodelle ggf. daher kommen werden? Daher sollte die Entwicklung, Erprobung und Kommerzialisierung vorangetrieben werden unter Vermeidung indirekter Anreize für fossile Kraftwerke (analog unsmarter Nachspeicheröfen)

26 Vielen Dank. Prof. Dr. Bernd Hirschl IÖW Berlin und BTU Cottbus-Senftenberg