Langfristiges Potential der Wasserstoffwirtschaft zur Senkung von CO 2 -Emissionen im 21 ten Jahrhundert

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1 Langfristiges Potential der Wasserstoffwirtschaft zur Senkung von CO 2 -Emissionen im 21 ten Jahrhundert Keywan Riahi International Institute for Applied Systems Analysis (IIASA) riahi@iiasa iiasa.ac.at Energiegespräche, Technisches Museum, Wien 30. September 2003

2 Vorschau Eigenschaften des Wasserstoffs Technologische MöglichkeitenM Kosten Langzeit-Potentiale Schlussfolgerungen

3 Wasserstoff (Eigenschaften) Sauberer Energieträger ger (keine Schadstoffemissionen beim Endverbraucher) Flexibel: Herstellung aus allen Primärenergietr renergieträgerngern möglich (fossile & erneuerbare Quellen) Kann in der Industrie, Gewerbe und Haushalte zur Substitution von fossilem Strom und WärmeW eingesetzt werden Substitution von Ölprodukte im Transportsektor Könnte somit eine wichtige Rolle bei der Vermeidung des Klimawandels spielen

4 Das Wasserstoff-Kohlenstoff-Verhältnis H:C Verhältnis Welt ( ) Biomass Coal Coal Oil Natural Gas Quelle: : Dunn, 2001

5 H 2 -Technologie-Pfade Primary Energy Sources Natural Gas Production Technologies Steam Reforming Oil Partial Oxidation Coal Nuclear Biomass Geothermal Process Heat Gasification Cracking Pyrolysis Biological Reaction Hydrogen End-Use Technologies Market Fuel Cell Electric Power (Industry, House) Engine Heating (Industry, House) Turbine Transportation (Automobile, Aircraft, Ship, etc.) Boiler Hydro Electrolysis Wind Electric Power Water Thermoelectrochemical Water Solar Photolysis Water

6 Wasserstofferzeugung (Heute) Viele Technologiepfade sind möglich, m aber nur wenige sind ökonomisch Globale Produktion: 400 Milliarden m 3 H 2 ~ 10% der Öl-Produktion (Düngemittelindustrie, Öl-Raffinerien) Meisten Anlagen basieren auf das Reformieren von Erdgas (billigste Möglichkeit, M wenn günstiges g Gas vorhanden ist) Zusätzlich gibt es MW th Vergasungsanlagen MW th Jährliches Wachstum: 5000 MW th 60 Anlagen zur Co-Produktion von Strom, H 2, und reinem CO 2 Meisten Anlagen in China; plus USA, Deutschland, Indien.. Brennstoff: Kohle & Schweröl H 2 aus Elektrolyse (erneuerbarer Strom) vergleichsweise teuer

7 Wasserstofferzeugung aus Kohlenwasserstoffen Feedstocks (Natural (Natural Gas, Gas Coal or or Biomass) CO 2 30% of total CO 2 CO 2 in flue gas 70% of total CO 2 pure and dense stream Hydrogen Production Plant CO 2 CO 2 Separation System H 2 Pipeline Pipeline End-use application CO 2 Disposal

8 Biomasse-Vergasung zur Co- Produktion von Strom & Wärme The Värnamo IGCC plant, Sweden (6 MWe and 9 MWth) Gasifier at the Kymijävi power plant, Finland (60 MWth) Gasifier in Guessing, Austria (2 MWe, 4.5 MWth) H 2 Anteil im Biogas ist gering Shift Reaktor zur Erzeugung von H 2 + CO 2 notwendig

9 Wasserstofferzeugung (Zukunft) Vorteile fuer fossilen H 2 bei klimapolitischen Maßnahmen (CO 2 -Beschränkung): Billige Entnahme von CO 2 bei der H 2 -Erzeugung aus Vergasungstechnologien (fossil/biomasse) moeglich Anschließender ender Transport und Lagerung von CO 2 in geologischen Lagerstätten tten notwendig Erste Anwendungen: EOR, ECBMR H2 aus Elektrolyse (erneuerbarer Strom) vergleichsweise teuer Hauptkonkurrenten im Stromsektor: erneuerbare Energie (PV, Wind, Wasserkraft, Biomasse) Hauptkonkurrenten Transportsektor: flüssiger Treibstoff aus Biomasse (Biodiesel, Ethanol)

10 Transport Kosten: CO 2 and H 2 CO2 transportation cost (1990US$/tCO2) CO 2 Data Source: Amos (1998) H 2 Data Source: Skovholt (1993) 1 10 Base Case Distance: 250 km Distance: 322 km Case ,000 10, ,000 1,000, CO2 transportation capacity (tco2/day) H2 transportation capacity (million Nm3/day) H2 transportation cost (1990US$/GJ-H2) Makihira. Barreto, Riahi (2002)

11 H 2 Erzeugungskosten Wind Hydrogen cost (1990US$/GJ-H2) CO2 disposal CO2 transportation CO2 separation H2 transportation H2 plant (Inv.+O&M) Feedstock (size x 10) (CO 2 transport x 2) Nuclear Cheapest PV Coal Gasoline price 4 0 SMR (80MW) (Base case) SMR (800MW) (Case 1) BHP (80MW) (Base case) BHP (80MW) (Case 2) Makihira, Barreto, Riahi (2002)

12 H 2 -Production: Investment Costs Investment Costs (1990 US$/kW) Steam Methane Reforming (SMR) Partial Oxidation (POX) Coal Gasification Thermal Cracking Biomass Gasification Electrolysis Capacity (million Nm 3 H 2 /day)

13 Langfristige Perspektive: Ein exemplarischer Pfad der Wasserstoffwirtschaft B1-H2 Szenario

14 Das B1-H 2 Szenario Annahmen basieren auf das IPCC B1 Szenario Geringes Bevölkerungswachstum Hohes Wirtschaftswachstum (Konvergenz zwischen OECD und Entwicklungsländern) ndern) Rapider technologischer Wandel & rasche Diffusion erneuerbarer Technologien Quantifizierung des Energiesystems mit dem MESSAGE-MACRO Modell (11 Welt-Regionen)

15 Entwicklung der Investitionskosten (H 2 -Erzeugung) year electricity coal natural gas oil products solar biomass Investment costs (US$90/kW)

16 Investitionskosten für Brennstoffzellen 3,500 3,000 Investment cost (1990US$/kW) 2,500 2,000 1,500 1, PAFC (current) PAFC (future) MCFC (future) SOFC (future) PEMFC (future)

17 Globale H 2 -Produktion World Hydrogen Supply (EJ) Solar Thermal Nuclear High Temp. Reactors Electrolysis Biomass Gasification Oil Partial Oxidation Gas Steam Reforming Coal Gasification

18 H 2 -Produktion: Regionale Strategien 150 year 2050 year 2100 Hydrogen Production (EJ) Imports Solar Thermal Nuclear HTR Electrolysis Biomass Gasif. Oil POX Gas SMR Coal Gasif. 0 OECD90 REF ASIA ALM OECD90 REF ASIA ALM

19 Towards a Decentralized Electricity System Fossil Fuel Technologies Zero-Carbon Technologies Electricity Generation Share (%) CoalStdu PV-onsite CoalStda CoalAdv FossilFC Oil GasStd GasCC GasReinj BioSTC Bio_GTC Waste Nuc_LC Nuc_HC Nuc&0-Carb Hydro SolarTh SolarPV Wind Geothrm H2FC

20 H 2 in den Endenergie-Sektoren 50 World Market Share(%) Transport Res./Comm. Industry

21 Diffusion von Brennstoffzellen: Transport-Sektor 100 Other Technologies World Market Share (%) Fuel Cells

22 Endenergie-mix 100 Global Final Energy Share (%) Hydrogen Electricity Natural Gas District Heat Alcohols Oil products Biomass Coal

23 CO2 Emissionen 15 "Dynamics-as-usual" Global CO2 Emissions (GtC) (Fossil & Industry) 10 5 Historical Data % Hydrogen % Hydrogen Shift to renewable hydrogen production B1-H % Hydrogen

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25 Schlussfolgerungen Das B1-H2 Szenario illustriert einen möglichen m Pfad des Energiesystems zur nachhaltigen Senkung von CO 2 -Emissionen: Einstieg in H2 durch fossile Technologien Langfristig: nachhaltige Senkung der CO 2 -Emissionen durch H2 aus erneuerbaren Quellen Diese Entwicklung benötigt massive Investitionen in Infrastruktur und F&E Demonstrationsanlagen Schaffung von Nischenmärkten Flächendeckendes H2-Verteilungssystem ( up-front( up-front Investments) Flankierende Maßnahmen (Klimapolitik)