Synthetisches Erdgas

Transkript

1 Projektarbeit Synthetisches Erdgas Analyse der Möglichkeit den Mobilitätssektor in der europäischen Metropolregion Nürnberg zu Dekarbonisieren, durch die Verwendung von synthetischem Erdgas hergestellt aus Power-to-Gas Projektkürzel: SynGas Verfasst von: Markus Kuczmann Rieterstraße Nürnberg Technische Hochschule Nürnberg Georg Simon Ohm Matrikelnummer: Studiengang: Maschinenbau mit Schwerpunkt Energietechnik Betreuer: Korrekturleser: Prof. Dr.-Ing. Matthias Popp Patrick Dirr Tobias Berg Datum: Unterschrift:

2 Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis... I Abbildungsverzeichnis... II Abkürzungsverzeichnis... IV Symbolverzeichnis... V 1 Einleitung Ziele der Arbeit Überblick Power to Gas Technologie Prozessgrundlagen Elektrolyse Methanisierung CO2 Quellen Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung Rechtliche Rahmenbedingungen Produktentstehungskosten Auswahl von möglichen Geschäftsmodellen Betrachtung des Verkehrssektors CO2 Belastung durch den Verkehr Potential zur CO2 Reduzierung Bedarfsanalyse Power to Gas in der Europäischen Metropolregion Nürnberg Betrachtung der Überschüsse aus abschaltbaren Lasten Substitutionspotential Fazit und Ausblick Literaturverzeichnis Anhang A Anhang B Anhang C Anhang D I

3 Abbildungsverzeichnis Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Prinzipieller Prozessaufbau einer PtG Anlage Abbildung 2: Strompreiszusammensetzung 2018 in Deutschland Abbildung 3: Fixe Gasgestehungskosten Abbildung 4: Variable Gasgestgehungskosten Abbildung 5: Beispielhafte Darstellung der Zusammensetzung für synthetisches Erdgas bei einem Wirkungsgrad von 60 % Abbildung 6: Gesamte Gasgestehungskosten in Abhängigkeit des Wirkungsgrads. 23 Abbildung 7: Emissionsbilanz des Verkehrssektors nach Verkehrsmitteln 2014 in Deutschland Abbildung 8: Emissionsbilanz nach Kraftstoffen 2014 in Deutschland Abbildung 10: CO2 Kreislauf bei der Verwendung von SNG in einem PKW Abbildung 11: Modellierung des Verkehrssektors Abbildung 12: Prozesskette PtG Abbildung 13: Erforderliche Elektrolyseleistung Abbildung 14: Abhängigkeit der Elektrolyselsitung von den Volllaststudnen Abbildung 15: Leistung der Elektrolyse in Abhängigkeit des Wirkungsgrads Abbildung 16: Anzahl der benötigten PtG -Anlagen Abbildung 17: Jahresenergiebedarf der errechneten Anlagen Abbildung 18: Entwicklung des Stromverbrauchs in der EMN Abbildung 19: Energiebedarf pro PtG Anlage II

4 Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Umlagen, Steuern und Abgaben, Stand Tabelle 2: Szenarien für die Errichtung von PtG Anlagen Tabelle 3: well to wheel Werte für verschiedene Antriebesarten Tabelle 4: Szenarien angelehnt an die wirtschaftliche Betrachtung Tabelle 5: Übersicht der Szenarien und deren Ergebnisse III

5 Abkürzungsverzeichnis Abkürzungsverzeichnis ablav BnetzA BRD CNG dena EE EEG EMN KWK LNG Mio NEFZ PtG SNG StromNEV UN wtw Verordnung über Vereinbarung zu abschaltbare Lasten Bundesnetzagentur Bundesrepublik Deutschland Compressed Natural Gas Deutsche Energie Agentur Erneuerbaren Energien Erneuerbare Energien Gesetz Europäische Metropolregion Nürnberg Kraft Wärme Kopplung Flüssiggas/Autogas Millionen Neuer europäische Fahrzyklus Power to Gas Synthetic Natural Gas Stromnetzverordnung Vereinte Nationen well to wheel IV

6 Symbolverzeichnis Symbolverzeichnis Chemische Formeln: CO2 Kohlenstoffdioxid H2O Wasser CO Kohlenstoffmonoxid O2 H2 CH4 Sauerstoff Wasserstoff Methan Einheiten: Euro (Währung) ct Eurocent Paragraph % Prozent a Jahr t Tonne h Stunde kw Kilowatt kwh Kilowattstunden MW Megawatt MWh Megawattstunden GWh Gigawattstunde TWh Terrawattstunde m 3 Nm 3 km g kg Kubikmeter Normkubikmeter (0 C, bar) Kilometer Gramm Kilogramm V

7 1 Einleitung Einleitung Da in der heutigen Zeit das Thema der erneuerbaren Energien eine immer wichtigere Rolle bei der Energieversorgung einnimmt, werden in diesem Bereich eine Vielzahl von Möglichkeiten erforscht und durchdacht. Im November 2016 hat Deutschland als eines der ersten Länder die im Pariser Abkommen geforderte Klimaschutzlangfriststrategie erstellt und bei der UN vorgelegt (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit [BMUB] & ). Dieser Klimaschutzplan hat zum langfristigen Ziel bis zum Jahr 2050 weitgehend treibhausgasneutral zu werden. Auch werden Zwischenziele, wie für das Jahr 2030 festgelegt. Ausgehend von der langfristigen Zielsetzung im Klimaschutzplan, hat sich die Europäische Metropolregion Nürnberg (EMN) zum Ziel gesetzt, die Emissionen von Kohlenstoffdioxid (CO2) um 40 % zu reduzieren. Hierbei sind die Untersuchungsgegenstände die Verbrauchsanforderungen, Energieträgereinsatz, Netzentwicklungsplan und Speichertechnologien. Bei den Verbrauchsanforderungen ist die Mobilität mit einer der größten Treiber. Bei Betrachtung der Emissionsbilanz des Verkehrssektors in Deutschland lässt sich feststellen, dass 61,0 % der CO2 Emissionen durch den Straßenverkehr (mit PKW) verursacht werden. (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit (BMUB), , S. 37). Diese Emissionen müssen durch einen Mix an alternativen erneuerbaren Kraftstoffen und aus weiterhin konventionell betriebenen Verbrennern verringert werden. Als Treiber der Reduktion wird häufig die E-Mobilität an erster Stelle genannt. Ausgehend von dem Ausbau an Erneuerbaren Energien (EE) und dem Bedarf an Strom, welcher zur Ladung von elektrischen Fahrzeugen benötigt wird, ist dies ohne Speichertechnologien nicht möglich. Durch den Einsatz von Power to Gas (PtG) ist nicht nur ein Speicher für volatile EE gegeben, sondern zudem auch die Option einer CO2 neutralen Mobilität möglich. Dies wird erreicht, indem unter Verwendung von fluktuierendem erneuerbaren Strom das gebundene CO2 in der Herstellung des synthetischen Erdgases im Betrieb wieder freigesetzt wird (Zapf, 2017, S. 165). Ein weiterer Vorteil ist die Nutzbarkeit der bereits bestehen Verteil- und Infrastruktur in Form des Erdgasnetzes in Deutschland. 8

8 1.1 Ziele der Arbeit Einleitung Ziel der vorliegenden Arbeit ist es, ausgehend von den aktuellen CO2 Emissionen in den einzelnen Energiesektoren, eine Reduktion der CO2 Emissionen im Verkehrssektor bis 2030, für die Europäische Metropolregion Nürnberg (EMN) zu betrachten. Die Betrachtung des Reduktionspotentials und die Hinführung auf die Ergebnisse sollen anhand folgender Forschungsfragen bearbeitet werden. 1. Welche möglichen Zusatzerlöse ergeben sich aus einer wirtschaftlichen Betrachtung von Power to Gas und welche Sektoren gilt es zu betrachten? 2. Welche Menge an synthetischem Methan kann aus überschüssigen erneuerbaren Energien hergestellt werden? 3. Welchen Beitrag kann synthetisch hergestelltes Methan im Verkehrssektor der europäischen Metropolregion Nürnberg leisten um eine CO2 Reduzierung zu erzielen? 4. Wie groß ist der Bedarf an Power to Gas Anlagen in der EMN und gibt es Überschüsse, die darüber hinaus als volatiler chemischer Stromspeicher genutzt werden können? 1.2 Überblick Der Aufbau dieser Projektarbeit gliedert sich in sechs Bereiche auf. Nach der allgemeinen Einleitung im ersten Kapitel folgt im zweiten Teil ein detaillierter Überblick über die PtG Technologie sowie deren Komponenten. Auch wird zum Ende dieses Kapitels noch eine Wirkungsgradbetrachtung durchgeführt und die verschiedenen Komponenten gegenübergestellt. Im dritten Kapitel wird eine wirtschaftliche Betrachtung auf Basis der regulatorischen Bedingungen durchgeführt. Zudem werden die Gasentstehungskosten in Bezug auf den Wirkungsgrad bestimmt. Den Abschluss des Kapitels bildet ein Überblick über die möglichen Sektoren, welche PtG Anlagen bedienen können. Der vierte Abschnitt beschäftigt sich mit der näheren Betrachtung des Verkehrssektors in der EMN. Dahingehend wird aufgrund der CO2 Belastungen im 9

9 Power to Gas Technologie Verkehrssektor der Bundesrepublik Deutschland (BRD) eine Emission für die EMN errechnet. Aufgrund dieser und der Betrachtung eines Referenzfahrzeuges wird ein Potential zur CO2 Reduzierung durch synthetisches Methan ermittelt. Den Abschluss dieses Kapitels bildet eine Bedarfsanalyse an PtG Anlagen. Das letzte Kapitel befasst sich mit der Modellierung von PtG in der EMN. Hierzu wird aus den abschaltbaren Lasten in der BRD ein Potential zu tatsächlich möglichen Erzeugung von synthetischem Methan abgeschätzt. Abschließend wird noch ein Ausblick für die PtG Technologie geben und die Ergebnisse noch einmal zusammengefasst. 2 Power to Gas Technologie Im Folgenden wird die PtG Technologie detailliert erläutert, welche in dieser Arbeit zur Dekarbonisierung des Verkehrssektors in der EMN zum Einsatz kommt. Power to Gas im Allgemeinen bedeutet, dass aus Strom der chemische Energieträger Methan hergestellt wird. Hierbei ist darauf zu achten, dass der nachhaltige Gedanke im Vordergrund steht. Dazu sind die verwendeten Ressourcen genauer zu betrachten, hauptsächlich um beim Eingang >>Tank-Teller 1 << Problematik zu vermeiden. Die als chemischer Stromspeicher angedachte Technologie bietet darüber hinaus die Möglichkeit verschiedene Sektoren miteinander zu koppeln. So kann zum Beispiel der nach der Elektrolyse entstandene Wasserstoff sowohl als Gas für die industrielle Anwendung, wie auch als Kraftstoff für zukünftige Brennstoffzellenfahrzeuge genutzt werden. Mit angeschlossener Methanisierung entsteht im weiteren Prozess synthetisches Methan (SNG). Dies bietet, wie auch bei der Verwendung von Wasserstoff, die Möglichkeit in Form von Compressed Natural Gas (CNG) als Kraftstoff eingesetzt werden zu können. Des Weiteren bietet sich die Option per Rückverstromung den Stromsektor zu bedienen. Durch den Einsatz von der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) kann zudem der Wärmesektor integriert werden. Darüber hinaus kann PtG die Rohstoffbasis der chemischen Industrie erneuerbar machen (Sterner & Stadler, 2017, S. 798). 1 Debatte um die Konkurrenz von Lebensmittel- vs. Energiepflanzenproduktion zur Kraftstoffherstellung 10

10 2.1 Prozessgrundlagen Power to Gas Technologie Bei der Speichertechnologie PtG wird unter Einbringung der Ressourcen Wasser, (vorzugsweise erneuerbarem) Überschussstrom und CO2 zunächst der Strom in ein (erneuerbares) Gas (Wasserstoff, Methan) durch eine Elektrolyse mit gegebenenfalls anschließender Methanisierung umgewandelt (Thomas, 2017, S. 2). Dadurch kann fluktuierender Strom aus EE speicherfähig gemacht werden. Abbildung 1 zeigt das Prinzip von PtG. Abbildung 1: Prinzipieller Prozessaufbau einer PtG Anlage (Quelle: Eigene Darstellung) Nach der Elektrolyse kann der entstehende Wasserstoff für die spätere Verwendung in Brennstoffzellenfahrzeugen bereitgestellt werden. Aktuell wird der Wasserstoff entweder direkt in das Erdgasnetz eingespeist oder abgefüllt und für industrielle Zwecke bereitgestellt. Ist der Elektrolyse eine Methanisierung nachgeschaltet, so reagiert der Wasserstoff unter Zugabe von CO2 zu Methan. Wird ausschließlich Überschussstrom für die Reaktion, welche nach dem Sabatier Prozess abläuft, herangezogen, so entsteht ein geschlossener CO2 Kreislauf. Eine etwaige Reduktion des Kohlendioxids kommt dann zustande, wenn ein fossiler Energieträger, wie Benzin, Diesel, Öl oder fossiles Erdgas substituiert wird. Das synthetische Methan bietet die Möglichkeit in verschiedenen Sektoren eingesetzt zu werden und somit zur Zielerfüllung der CO2 Reduzierung beizutragen. So kann es nach der Einspeisung in das Erdgasnetz an anderer Stelle 11

11 Power to Gas Technologie in einem Blockheizkraftwerk (BHKW) rückverströmt werden. Durch den zusätzlichen Einsatz von KWK, kann die bei der Rückverstromung entstehende Wärme eine Kopplung mit dem Wärmesektor ermöglichen. Weiterhin kann das durch PtG Anlagen hergestellte Methan auch dem Mobilitätssektor zur Verfügung gestellt werden. 2.2 Elektrolyse Der erste Prozessschritt in einer PtG Anlage ist die Elektrolyse. Hierbei wird nach der allgemeinen chemischen Grundgleichung der Elektrolyse (1) (1) H 2 O H O 2 aus Wasser durch eine Redoxreaktion Wasserstoff und Sauerstoff erzeugt. Nach heutigem Stand der Technik haben sich drei Arten der Elektrolyse hinsichtlich ihrer Bedeutung bewährt. Hierbei handelt es sich um die alkalische Elektrolyse (AEL), Membran Elektrolyse (PEM, PEMEL) und Hochtemperaturelektrolyse (SOEL, HTES). Diese unterscheiden sich jedoch hinsichtlich Funktionsweise, Betriebsbedingungen und Entwicklungstand. (Sterner & Stadler, 2017, S. 354). Auf die Funktionsweise wird im Rahmen dieses Projekts nicht näher eingegangen, da die Technologie der Elektrolyse in anderen Projektarbeiten näher betrachtet wird. Für die spätere Betrachtung sind die Wirkungsgrade und die Investitionskosten der einzelnen Technologien relevant. 2.3 Methanisierung Für die Methanisierung stehen die chemische und die biologische Methanisierung nach aktuellem Stand der Technik zur Verfügung. Nach der Elektrolyse erfolgt mit dem vornehmlich aus Biogasanlagen abgetrennten CO2 die Umwandlung zu erneuerbarem Methan. Die chemische Methanisierung läuft nach zwei Gleichgewichtsreaktionen ab. Zunächst wird das schwach reaktive CO2 aufgetrennt mittels der Wassergas-Shift- Reaktion (2). (2) H 2 + CO 2 CO + H 2 O 12

12 Power to Gas Technologie Anschließend findet die eigentliche Reaktion (3) der Methanisierung statt. (3) 3H 2 + CO CH 4 + H 2 O Daraus ergibt sich die Gesamtreaktion (4), welche als Sabatier-Reaktion bezeichnet wird. (4) 4H 2 + CO CH 4 + H 2 O Damit das Reaktionsgleichgewicht in Richtung Methan verschoben wird, ist es notwendig, dass die freigesetzte Wärme im Reaktor abgeführt wird, um den optimalen Temperaturbereich einzustellen und zu halten. Ein Wärmemanagement kann diese Energie für interne Prozesse der Aminwäsche oder für eine nahegelegene Biogasanlage, für die Heizung des Fermenters bereitstellen. Um zu hohe Temperaturen zu vermeiden können, verschiedene Katalysatoren eingesetzt werden. Die biologische Methanisierung, oder auch Methanogenese, wandelt analog zu der chemischen Variante, Wasserstoff zu CO2 durch den Einsatz von Organismen um. 2.4 CO2 Quellen Bei der Wahl der Quelle für CO2 ist im Sinne der Nachhaltigkeit der Bezug aus biogenen Quellen zu bevorzugen, da das CO2 hier als klimaneutral angerechnet werden kann (Trost, Horn, Jentsch & Sterner, 2012, S. 301). Bevorzugt sollten Quellen verwendet werden, bei denen keine Konkurrenz zu Nahrungsmitteln entsteht, also beispielsweise keine Energiepflanzen eingesetzt werden. Der Bezug aus Prozessen der fossilen Verbrennung und aus industriellen Prozessen, bei denen CO2 entsteht, ist aufgrund der Klimawirkung nicht anzustreben. Die entscheidenden Kriterien für die Auswahl sind die Konzentration des Kohlenstoffdioxids, die Aufbereitungstechnik und die Kosten welche damit verbunden sind. Gewinnung aus Biogasanlagen Diese Art der CO2 Quelle stellt einen klimaneutralen Pfad der Gewinnung dar. Das bei der Vergärung entstehende Rohbiogas besteht zu ca. 60 % aus Methan und zu 40 % aus CO2 (Sterner & Stadler, 2017, S. 372). Da das CO2 zuvor durch die Pflanzen, in Form der Photosynthese gebunden wird, entsteht hiermit ein 13

13 Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung geschlossener Kreislauf. Da das Methan vor der Einspeisung in das Erdgasnetz aufbereitet werden muss, um die erforderliche Reinheit zu gewährleisten, muss hierzu das CO2 abgetrennt werden. Dies wird bei Nichtnutzung in die Atmosphäre in konzentrierter Form entlassen. Stattdessen könnte es einer PtG Anlage zugeführt werden. Auch kann der Rohbiogasstrom direkt durch den Methanisierungsreaktor geleitet werden, wobei das nicht abgetrennte CO2 mit dem Wasserstoff reagiert und somit die Qualität des Biogasstroms verbessert. Gewinnung aus der Atmosphäre Diese Art der Abtrennung aus der Luft bietet die Möglichkeit, CO2 welches bereits emittiert wurde, aus der Atmosphäre wieder zu binden. Ein Vorteil dieser Technologie ist, dass sie einen standortunabhängigen Betrieb in Verbindung mit einer PtG Anlage ermöglicht. Dem entgegen stehen die aufwendige technische Umsetzbarkeit und die damit verbunden Investitions- und Betriebskosten. Allerdings wird in vielen Studien dieser Technologie eine Zukunftsfähigkeit zugesprochen, da fossile und biogene Quellen haben und es Regionen ohne jegliche CO2 Quellen gibt (Sterner & Stadler, 2017, S. 373). 3 Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung Für den Betrieb einer PtG Anlage fallen neben der Investition auch laufende Kosten an. Durch die Betrachtung mittels der Annuitätsmethode wird die Wirtschaftlichkeit untersucht. Zunächst wird erläutert wie sich die Kosten einer Anlage zusammensetzten. Dazu werden zunächst alle rechtlichen Rahmenbedingungen aufgeführt, welche für den Strombezug einer PtG Anlage anfallen. Anhand der Betrachtung der Stromnebenkosten soll dargelegt werden, welchen Anteil diese einnehmen. Daraus entstehen unter Einbezug des Strompreises von der N-ERGIE die Gasentstehungskosten. 3.1 Rechtliche Rahmenbedingungen Durch den notwendigen Einsatz von Strom zur Erzeugung von SNG fallen bei dem Betrieb diverse Stromnebenkosten an. Diese sind durch gesetzliche Vorgaben bestimmt und werden im Folgenden aufgeschlüsselt. Dabei wird geprüft, welche 14

14 Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung Abgaben zu entrichten sind und für welche eine Befreiung möglich ist. In Abbildung 2 zeigt die Zusammensetzung für das Jahr 2018 Strompreiszusammensetzung 2018 in Deutschland in [ct/kwh] 6,79 4,70 2,05 0,76 1,66 6,18 7,27 Umsatzsteuer Stromerzeugung Konzessionsabgabe EEG - Umlage Stromsteuer Netznutzungsentgelte Offshore, Abla, KWKG, 19 NEV Abbildung 2: Strompreiszusammensetzung 2018 in Deutschland (Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an BNetzA) Für den wirtschaftlichen Betrieb einer PtG Anlage ist der Strompreis von entscheidender Bedeutung. Selbst unter der Annahme, dass der Strompreis bei 0 ct/kwh liegt, sind die Stromnebenkosten dennoch zu zahlen (Thomas, 2017, S. 13). Allerdings ist darauf hinzuweisen, dass für jede Errichtung einer Anlage eine Prüfung der Wirtschaftlichkeit notwendig ist. Netznutzungsentgelte Für den Bezug des Stromes über ein Energieversorgungsnetz ist zunächst eine Einordnung als Letztverbraucher festgelegt. Im Falle einer PtG Anlage sind Netznutzungsentgelte nicht zu entrichten. Grund hierfür ist die im 118 Abs. 6 Satz 7 EnWG aufgeführte Ausnahme, die besagt, dass dies nicht für Anlagen gilt, welche durch eine Wasserelektrolyse Wasserstoff erzeugen oder in denen Gas oder Biogas durch Elektrolyse mit anschließender Methanisierung hergestellt wird. Da dieser Paragraph nur eine Übergangsreglung ist, bedeutet dies zunächst eine zeitlich befristete Befreiung. Auch bei direkter Kopplung mit einer EE Anlage müssen Netznutzungsentgelte nicht entrichten werden. 15

15 Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung EEG Umlage Wie in Abbildung 2 zu erkennen ist, hat die EEG Umlage den größten Anteil am Gesamtpreis der Stromkosten. Daraus lässt sich bereits ableiten, dass die Wirtschaftlichkeit von Speichertechnologien eng an die EEG Umlage gekoppelt ist. Nachfolgend soll betrachtet werden, ob eine Befreiung von der Umlage für PtG Anlagen möglich und realisierbar ist. Die EEG Umlage fällt dann an, wenn der Strom geliefert wird. Speicher sind dahingehend doppelt belastet, weil die Umlage grundsätzlich auch bei der Lieferung an einen Letztverbraucher anfällt. Für PtG Anlagen heißt das konkret, dass keine EEG Umlage zu entrichten ist, wenn aus dem gelieferten Strom Speichergas hergestellt wird. welches ins Erdgasnetz eingespeist wird. Nach 3 Nr. 42 EEG 2017 ist ein Speichergas jedes Gas, das keine erneuerbare Energie ist aber zum Zweck der Zwischenspeicherung von Strom aus erneuerbaren Energien ausschließlich unter Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt wird. Somit ist das erzeugte Speichergas zur Rückverstromung bestimmt und muss innerhalb eines Kalenderjahres der entnommenen Menge des Gases im Wärmeäquivalent entsprechen, welches an andere Stelle im Bundesgebiet eingespeist worden ist. Hierfür müssen Massenbilanzen angesetzt werden, welche den Transport und Vertrieb des Gases von der Herstellung über die Einspeisung bis zur Entnahme umfassen. Eine weitere zentrale Rolle für Speichervorhaben ist das Eigenversorgungsprivileg, welches in 61k Abs. 1 EEG 2017 geregelt ist und eine eventuelle Reduzierung oder Befreiung von der EEG Umlage beinhaltet. Eine der Anforderungen an dieses Privileg ist, dass dieselbe natürliche oder juristische Person zugleich Betreiber der Stromerzeugungsanlage und Verbraucher sein muss. Zudem darf der Strom nicht durch ein Versorgungsnetz geleitet werden und der Verbrauch muss im unmittelbaren räumlichen und zeitlichem Zusammenhang selbst verbraucht werden. Diese Voraussetzungen sind für PtG Anlagen aktuell sehr schwer zu erfüllen, da der Strombezug größtenteils über die Strombörse erfolgt und durch den Einkauf von Zertifikaten grün gestellt wird. Möglich wäre eine Befreiung bei einer direkten Kopplung mit einem Wind- oder Photovoltaikpark, wobei hier die Investitionen den Kosten der EEG Umlage gegenübergestellt werden müssen. Für die Planung von 16

16 Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung Inselkonzepten, unter Einbeziehung eines Speichers, kann dies von Relevanz sein (Thomas, 2017, S. 24). Nach 61a EEG 2017 sind folgende Optionen für das Entfallen der EEG Umlage vorgesehen: 1. soweit der Strom in der Stromerzeugungsanlage oder in deren Neben- und Hilfsanlagen zur Erzeugung von Strom im technischen Sinn verbraucht wird (Kraftwerkseigenverbrauch), 2. wenn die Stromerzeugungsanlage des Eigenversorgers weder unmittelbar noch mittelbar an ein Netz angeschlossen ist, 3. wenn sich der Eigenversorger selbst vollständig mit Strom aus erneuerbaren Energien versorgt und für den Strom aus seiner Anlage, den er nicht selbst verbraucht, keine Zahlung nach Teil 3 in Anspruch nimmt oder 4. wenn Strom aus Stromerzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 10 Kilowatt erzeugt wird, für höchstens 10 Megawattstunden selbst verbrauchten Stroms pro Kalenderjahr; dies gilt ab der Inbetriebnahme der Stromerzeugungsanlage für die Dauer von 20 Kalenderjahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres; 24 Absatz 1 Satz 1 ist entsprechend anzuwenden. Da in dieser Projektarbeit davon ausgegangen wird, dass sich die Anlagengröße in der Größenordnung oberhalb der in Punkt 4 genannten Leistung befindet und die PtG Anlagen in das bereits bestehende Netz der EMN integriert werden sollen, ist für diese Betrachtung keine Befreiung der EEG Umlage möglich. Somit werden hierfür Kosten in Höhe von 6,94 ct/kwh veranschlagt. Stromsteuer Nach 9 Steuerbefreiungen, Steuerermäßigungen im Stromsteuergesetz sind gewisse Ausnahmen vorgesehen. PtG Anlagen können von der Stromsteuer befreit werden, wenn diese ihren Strom aus erneuerbaren Energieträgern beziehen. Dazu muss dieser Strom aus einem ausschließlich aus erneuerbaren Energieträgern gespeisten Netz oder einer entsprechenden Leitung entnommen werden ( 9 StromStG - Einzelnorm, 2018). Da dies zum momentanen Zeitpunkt nicht gewährleistet werden kann, ist dies nicht weiter zu betrachten. Bei einem direkten Anschluss einer PtG Anlage an einen Wind- oder Solarpark kann die Stromsteuer entfallen. Darüber hinaus kann eine Stromsteuerbefreiung greifen, für Strom, der in Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung von bis zu 2 Megawatt (MW) erzeugt wird und vom Betreiber der Anlage als Eigenerzeuger im räumlichem Zusammenhang zu der Anlage zum Selbstverbrauch entnommen wird oder von demjenigen, der die Anlage betreibt oder betreiben lässt, an Letztverbraucher geleistet wird, die den Strom im räumlichen Zusammenhang zu der Anlage entnehmen. 17

17 Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung Für die wirtschaftliche Betrachtung wird von einer Anlagengröße von größer 2 MW ausgegangen, wodurch eine Strombefreiung oder -ermäßigung nicht anzuwenden ist, jedoch für kleinere Anlagen in diesem Kontext zu erwähnen ist. Der aktuelle Betrag der Stromsteuer beträgt 2,05 ct/kwh. Weitere Umlagen und Entgelte Die Konzessionsabgabe wird für PtG Anlagen in Höhe von 0,11 ct/kwh fällig, da diese Anlagen als Stromkunden außerhalb der Grundversorgung gelten. Die Kosten werden dabei in den Entgelten für den Netzzugang ausgewiesen. Als weitere Umlagen und Abgaben sind noch die Offshore Haftungsumlage, 19 StromNEV Umlage, KWK Umlage und die ablav Umlage zu nennen. Werden die öffentlichen Versorgungsnetze für den Transport des Stromes genutzt, so ist hier kein Befreiungstatbestand erfüllt. Für die Offshore Haftungsumlage wird der höchste Abgabensatz angewandt, der in die Letztverbrauchergruppe B fällt. Hierbei ergibt sich ein Betrag von 0,054 ct/kwh. Auch bei der 19 StromNEV wird dieselbe Kategorie gewählt, woraus sich 0,050 ct/kwh ergeben. Einen großen Posten bei den Abgaben nimmt die KWK Umlage ein, welche mit 0,345 ct/kwh für das Jahr 2018 festgelegt ist. Der letzte Betrag der zu zahlen ist, beläuft sich mit 0,011 ct/kwh auf die ablav Umlage. In der nachfolgenden Tabelle 1 werden nochmals alle rechtlichen Belastungen für den Strombezug aufgeführt, welche zum Betrieb einer PtG Anlage zu entrichten sind. Im Anhang A befindet sich zur besseren Nachvollziehbarkeit ein von der N- ERGIE veröffentlichtes Dokument, welches die Steuern, Abgaben und Umlagen für Stromlieferungen detailliert aufschlüsselt. Kosten [ct/kwh] Netznutzungsentgelt befreit EEG Umlage 6,792 Stromsteuer 2,05 Konzessionsabgabe 0,11 Offshore-Haftungsumlage 0,049 ablav Umlage 0,011 KWK Umlage 0, StromNEV 0,05 Gesamt 9,407 Tabelle 1: Umlagen, Steuern und Abgaben, Stand

18 3.2 Produktentstehungskosten Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung Die unter Kapitel 3.1 aufgeführten Kosten bilden die Grundlage für die Berechnung der variablen Gasgestehungskosten. Für eine ganzheitliche Betrachtung werden im Folgenden auch die Investitionskosten und Wirkungsgrade aus der Literatur zusammengetragen (siehe Anhang B und C). Abhängig vom Technologiereifegrad variieren die Investitionskosten, weshalb anhand von drei Szenarien die Produktentstehungskosten modelliert werden. Szenario 1 beinhaltet dabei niedrige Investitionskosten mit einem niedrigen Zinssatz von 3 % und einer Anlagenlebensdauer von 15 Jahren. Die Volllaststunden werden mit Stunden als eher niedrig angesetzt. Für Szenario 2 werden moderate Werte mit mittleren Investitionskosten angenommen. Für den Zins werden 4 % und für die Lebensdauer 20 Jahre angenommen. Die Volllaststunden werden auf Stunden erhöht. Um auch die höchsten Investitionskosten zu betrachten, wird ein Szenario 3 gebildet. Hierzu wird die Anlagenlebensdauer nicht mehr verändert, dafür aber der Zinssatz auf 5 % erhöht. Die Volllaststunden werden zudem auf Stunden erhöht. In Tabelle 2 werden die Szenarien noch einmal zusammengefasst. Investitonskosten Zins [%] Vollaststunden [h] Lebensdauer [a] Szenario 1 niedrig Szenario 2 mittel Szenario 3 hoch Tabelle 2: Szenarien für die Errichtung von PtG Anlagen Für die wirtschaftliche Betrachtung wird nach der Annuitätsmethode vorgegangen, welche sich mit folgender Gleichung (5) beschreiben lässt. (5) k G = k f + k v = k 0 (a + n kfix ) + k aus + k s η PtG t VL η PtG η PtG kg Gasgestehungskosten [ /kwh] kf fixe Kosten [ /kwh] kv variable Kosten [ /kwh] k0 Investitionskosten [ /kwh] tvl Volllaststunden [h] ηptg Wirkungsgrad [-] ks Strombezugskosten [ /kwh] kaus Kosten für Umlagen, Steuern und Abgaben [ /kwh] a Annuitätsfaktor [-] nkfix Anteil fixe Kosten [%] Hierbei werden die Gasgestehungskosten unter Einbeziehung der fixen und variablen Kosten berechnet und mit dem Wirkungsgrad der Anlage gewichtet. Die 19

19 Gasgestehungskosten [ /kwh] Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung fixen Kosten werden über einen Faktor, welcher mit 4 % angenommen wird, anteilig auf die Investitionskosten bezogen. Zudem wird hierbei noch der Annuitätsfaktor berechnet und mit dem Anteil der fixen Kosten addiert. Dieser Annuitätsfaktor lässt sich über folgende Formel (6, 7) ausdrücken. (6) a = q 1 1 q n (7) q = p + 1 p Zinssatz [-] n Lebensdauer [a] Für die vorgestellten Szenarien ergeben sich somit jeweils verschiedene Annuitätsfaktoren. Mit diesen können nun die fixen Gasgestehungskosten (8) berechnet werden. (8) k f = k o (a+n kfix ) t VL Für die gesamten Gasgestehungskosten werden Volllaststunden nach den Szenarien vorgegeben. Um die Veränderung der fixen Kosten zu betrachten, wird die Formel zudem mit variablen Volllaststunden bedient. Daraus ergibt sich Abbildung 3. 0,60 Fixe Gasgestehungskosten 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0, Volllaststunden [h] Szenario 1 Szenario 2 Szenario 3 Abbildung 3: Fixe Gasgestehungskosten (Quelle: Eigene Darstellung) Für Szenario 1 und 2 können bereits bei relativ niedrigen Betriebsstunden Kosten unter 0,10 /kwh erreicht werden. Für Szenario 3 wird dies erst ab Stunden erreicht. Dennoch wird deutlich, dass sich die Kosten ab Betriebsstunden nicht mehr stark ändern zwischen 0,03 bis 0,06 /kwh liegen. Somit ist eine möglichst 20

20 Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung hohe Anzahl an Betriebsstunden für eine PtG Anlage zu generieren und gleichzeitig mit niedrigen Investitionskosten zu kombinieren. Mit den Werten aus Tabelle 1 für die Kosten aus Umlagen, Steuern und Abgaben können unter Einbeziehung folgender Formel (9) die variablen Gasgestehungskosten berechnet werden. (9) k v = k s + k aus ks kaus kv Strombezugskosten [ /kwh] Kosten für Umlagen, Steuern und Abgaben [ /kwh] variable Kosten [ /kwh] Dabei wird für die Strombezugskosten der Arbeitsstrompreis für die Mittelspannungsebene bis 20 kv herangezogen. Dieser ist von der Main-Donau- Netzgesellschaft mit 5,94 ct/kwh angesetzt und kann im Internet eingesehen werden. Die Berechnung mit einem festgesetzten Strombezugspreis ist zunächst ausreichend, um einen Überblick über die Wirtschaftlichkeit einer PtG Anlage zu erhalten. Je nach Geschäftsmodell können unterschiedliche Strombezugsoptionen realisiert werden. So ist es möglich den Strom zur Eigenversorgung aus EE Anlagen zu erzeugen, was zudem eine Reduzierung oder Befreiung der EEG Umlage bedeuten würde. Auch der Bezug über die Strombörse und das Anbieten von Regelleistung ist eine Option, welche Stand heute bereits in bestehenden Anlagen realisiert wird. Für die Betrachtung des Wirkungsgrades werden die verschiedenen Technologien der Elektrolyse mit anschließender chemischer Methanisierung herangezogen. Neben diesen beiden Hauptkomponenten sind für den Betrieb einer solchen Anlage Transformatoren (η = 90 %) und eine Kompression und Gasspeicherung (η = 0,97 %) notwendig (Sterner & Stadler, 2017, S. 464). Somit ist ein Wirkungsgradbereich von 49 bis 64 % relevant (Sterner & Stadler, 2017, S. 651). Abbildung 4 zeigt die variablen Gasgestehungskostenkosten, welche über den Wirkungsgrad aufgetragen sind. 21

21 Produktentstehungskosten [ct/kwh] Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung Variable Gasgestehungskosten Wirkungsgrad [%] PGK_mitEEG PGK_ohneEEG Abbildung 4: Variable Gasgestgehungskosten (Quelle: Eigene Darstellung) Es ist zu erkennen, dass mit steigendem Wirkungsgrad die Kosten für die Herstellung von synthetischem Erdgas sinken. Unter Einbezug der EEG Umlage liegen diese bei einem heutigen realistischen Wirkungsgrad von 60 % bei 25,58 ct/kwh. Unter der Annahme der Weiterentwicklung der Technologie, entstehen selbst bei einem Wirkungsgrad von 80 % Kosten in Höhe von 19,18 ct/kwh. Für die Option der Eigenversorgung wurde angenommen, dass die EEG Umlage entfällt. Daraus ergeben sich Gasgestehungskosten in Höhe von 14,26 ct/kwh. In Abbildung 5 ist die Zusammensetzung der variablen Kosten zur Herstellung von SNG nach Anteilen sortiert. Hierbei wird der Gasgestehungspreis bei einem Wirkungsgrad von 60 % als Referenz herangezogen. Auffällig ist, dass die gesamten Abgaben mit 15,347 ct/kwh den größten Anteil bilden. Dieser setzt sich wiederum aus dem Arbeitspreis und den Steuern, Umlagen und Abgaben zusammen. Durch den Wirkungsgrad der PtG Anlage werden noch einmal 10,23 ct/kwh addiert. 22

22 Gasgestehungskosten [ct/kwh] Produktentstehungskosten [ct/kwh] Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung Zusammensetzung Kosten SNG 10, ,940 9,407 15,347 25,58 Abbildung 5: Beispielhafte Darstellung der Zusammensetzung für synthetisches Erdgas bei einem Wirkungsgrad von 60 % (Quelle: Eigene Darstellung) Die fixen und variablen Kosten ergeben somit die gesamten Gasgestehungskosten, wobei nach Formel 5 der fixe Anteil mit dem Wirkungsgrad gewichtet wird. In Abbildung 6 sind für alle drei Szenarien die Gasgestehungskosten über den Wirkungsgrad aufgetragen. 0,60 Gesamte Gasgestehungskosten 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0, Wirkungsgrad [%] Szenario 1 Szenario 2 Szenario 3 Abbildung 6: Gesamte Gasgestehungskosten in Abhängigkeit des Wirkungsgrads (Quelle: Eigene Darstellung) 23

23 Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung Bei allen drei Szenarien nehmen die Gasgestehungskosten mit zunehmendem Wirkungsgrad ab. Einen entscheidenden Einfluss haben zudem die Volllaststunden. Im Vergleich zwischen Szenario 2 und Szenario 3 lässt sich dies gut feststellen. Obwohl die Investitionskosten und der Zinssatz höher sind, ergeben sich nahezu gleiche Gasgestehungskosten für beide Szenarien. Durch die höhere Anzahl an Betriebsstunden wird die Differenz in den Investitionskosten kompensiert. Für künftige PtG Anlagen sind somit nicht die Investitionskosten von entscheidender Bedeutung, sondern vielmehr die Anzahl an Volllaststunden und der Wirkungsgrad. Im Bereich der PEM Elektrolyse besteht hier wohl das größte Potential zur Wirkungsgradsteigerung. Eine weitere wichtige Einflussgröße ist die aus den variablen Kosten treibende Größe der Steuern, Abgaben und Umlagen. Hier sollten Anreize geschafft werden, dass PtG Anlagen von der EEG Umlage auch ohne Eigenstromversorgung entlastet oder befreit werden. So könnten Gasgestehungskosten unter 20 ct/kwh bis hin zu 15 ct/kwh erreicht werden. Dennoch ist für diese Kosten kein wirtschaftlicher Betrieb möglich. Es müssen Zusatzerlöse generiert werden, welchen den Gasgestehungskosten gegenübergestellt werden können. 3.3 Auswahl von möglichen Geschäftsmodellen Mögliche Zusatzerlöse können durch verschiedene Geschäftsmodelle generiert werden. Dies muss für jede geplante Anlage individuell betrachtet werden. Auf eine ausführliche Betrachtung der Geschäftsmodelle wird im Rahmen dieser Projektarbeit verzichtet. Es werden lediglich vier Optionen dargestellt. Es ist darauf hinzuweisen, dass dies nicht die einzigen Modelle sind und die hier genannten auch in keiner Reihenfolge oder nach Priorität angeordnet sind. Geschäftsmodell 1 Es besteht die Möglichkeit für Unternehmen, welche zur Teilnahme am CO2 Handel verpflichtet sind, ihre Emissionen zu reduzieren. Das durch den Prozess freigesetzte CO2 kann dazu verwendet werden Zertifikatskosten einzusparen. Zugleich wird in ein Klimaschutzprojekt investiert. 24

24 Wirtschaftliche Analyse unter Einbezug der regulatorischen Belastung Geschäftsmodell 2 Eine PtG Anlage ermöglicht dem Betreiber am Regelenergiemarkt teilzunehmen. Dies ist an gewisse Voraussetzungen geknüpft. Zum einen muss die Anlage eine Mindestangebotsgröße von 1 MW besitzen um für Primärregelleistung präqualifiziert zu werden und zum anderen muss die dynamische Betriebsfähigkeit aus technischer Sicht gegeben sein. Für Sekundärregelleistung und Minutenreserve ist Mindestangebotsgröße von 5 MW erforderlich. Hierdurch lassen sich hohe jährliche Zusatzerlöse generieren. Neben dem Angebot an negativer Regelenergie, besteht auch die Möglichkeit dies in positiver Richtung anzubieten. Entweder durch einen netzdienlichen Betrieb der PtG Anlage oder durch Rückverstromung. Geschäftsmodell 3 In diesem Modell ist die Verknüpfung mit dem Mobilitätssektor vorgesehen. Das durch Elektrolyse mit anschließender Methanisierung hergestellte synthetische Erdgas wird im Verkehrssektor eingesetzt, um die Treibhausgasemissionen zu reduzieren. Durch die Einordnung von CNG als Biogas wird zusätzlich der Anteil an Biokraftstoffen erhöht. Auch ist es für Fahrzeughersteller und Betreiber von öffentlichen Verkehrsmitteln möglich durch den Einsatz dieses Kraftstoffes ihre Flottenemissionswerte zu reduzieren. Geschäftsmodell 4 Neben dem Strom- und Verkehrssektor bietet sich zudem der Wärmesektor als weitere Option an. Durch den Einsatz von KWK Anlagen kann das synthetische Erdgas nicht nur zur Stromerzeugung dienen, sondern auch die bei der Verbrennung entstehende Wärme, beispielsweise als Fernwärme, genutzt werden. Das Geschäftsmodell 3 erweist sich aufgrund des CO2 Reduktionspotentials als durchaus vielversprechend. Im Folgenden wird auf Basis dieses Modells eine Bertachtung für die EMN durchgeführt. Die Möglichkeit auch Wasserstoff als Kraftstoff einzusetzen wird hier nicht näher betrachtet. Der Fokus liegt auf Methan. 25

25 4 Betrachtung des Verkehrssektors Betrachtung des Verkehrssektors Um eine Dekarbonisierung des Verkehrssektors zu erreichen, ist es notwendig, durch das synthetische Erdgas fossile Energieträger zu substituieren. In diesem Zusammenhang werden ausschließlich die Emissionen durch Straßenpersonenverkehr betrachtet. Der Einsatz von flüssigem Erdgas (LNG) wird nicht weiter betrachtet, welches im Bereich des Schwerlastverkehrs zukünftig eingesetzt werden könnte. 4.1 CO2 Belastung durch den Verkehr Der Verkehrssektor in Deutschland verursachte im Jahr 2014 CO2 Emissionen in Höhe von 176 Mio. t und ist somit einer der wesentlichen Treiber. In diesem Sektor werden 65 % der Emissionen durch den Straßenpersonenverkehr verursacht. Weitere 29 % sind dem Straßengüterverkehr anzurechnen. Schifffahrt, Flugverkehr und Schienenverkehr haben im Gegensatz zu diesen beiden nur einen geringen Anteil. Für den Umfang dieser Arbeit wird im Folgenden ausschließlich der Straßenpersonenverkehr betrachtet. Abbildung 7 bildet die Verteilung nach den Verkehrsmitteln ab. Emissionsbilanz des Verkehrssektors nach Verkehrsmittel 2014 in Deutschland 29% 65% Straßenpersonenverkehr Straßengüterverkehr Schienenpersonenverkehr Schienengüterverkehr Personenflugverkehr Abbildung 7: Emissionsbilanz des Verkehrssektors nach Verkehrsmitteln 2014 in Deutschland (Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v.) 26

26 Betrachtung des Verkehrssektors Aus Abbildung 8 ergibt sich, dass von den oben genannten 176 Mio. t CO2 insgesamt 95% durch Otto- und Dieselkraftstoffe verursacht werden. Weitere 4 % werden durch Elektrofahrzeuge emittiert. Ausgehend von der Themenstellung, eine 40 %ige CO2 Reduzierung in der EMN bis 2030 zu erzielen, wird auch für den Verkehr diese Zielsetzung angenommen und im weiteren Verlauf als Referenz herangezogen. Ausgehend von den 176 Mio. t CO2 ergibt sich für den Verkehrssektor, dass 114,5 Mio. t durch den Straßenpersonenverkehr emittiert werden. Wird darauf die Zielsetzung von 40 % angewendet, so müssen die Emissionen von Kohlendioxid auf 68,7 Mio. t reduziert werden. Dies entspricht einer Differenz von 45,8 Mio. t. Emissionsbilanz nach Kraftstoffen 2014 in Deutschland 35% 60% Dieselkraftstoffe Ottokraftstoffe Strom Kerosin Abbildung 8: Emissionsbilanz nach Kraftstoffen 2014 in Deutschland (Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.v.) Als Berechnungsgrundlage für die Ermittlung der Zahl der Kraftfahrzeuge im individuellen Personenverkehr werden die Daten über das Kraftfahrbundesamt bezogen, welche öffentlich auf der Internetseite einzusehen sind. Für die Anzahl der PKW ergibt sich somit ein Bestand von 46,5 Mio. Fahrzeugen für den Stand vom 1. Januar Wird dieser mit der Einwohnerzahl der BRD gewichtet, ergibt sich, dass auf Einwohner 687 PKWs zugelassen sind. Für den Bezug auf die EMN, wird mit einer Einwohnerzahl von 3,5 Mio. die Anzahl der PKW ermittelt, welche sich auf Fahrzeuge beläuft. Es ergeben sich somit Dieselfahrzeuge zu Benzinfahrzeuge (Standecker Christa, 2018). 27

27 Betrachtung des Verkehrssektors Unter Einbezug der Zielsetzung werden zunächst die CO2 Emissionen, welche durch den Straßenpersonenverkehr verursacht werden, durch die Anzahl der PKWs in der BRD geteilt und anschließend mit den Fahrzeugen in der EMN multipliziert. In der EMN ergeben sich 3,55 Mio. t, welche 2030 noch emittiert werden dürfen. Daraus folgt, dass in den 12 Jahren bis 2030 die CO2 Emissionen im Verkehrssektor der EMN von 5,92 Mio. t um 2,37 Mio. t reduziert werden müssen, was pro Jahr einer Steigerung um circa 0,2 Mio. t entspricht. Eine Möglichkeit diese Reduzierung zu erreichen ist der Einsatz von synthetischen Kraftstoffen, insbesondere von erneuerbar hergestelltem Methan aus PtG Anlagen. Ein Fahrzeug, welches mit SNG betrieben wird, bildet einen geschlossenen CO2 Kreislauf. Das bei der Verbrennung emittierte Kohlendioxid wird bei der Herstellung von synthetischem Methan bereits gebunden. Somit wird nur dieselbe Menge emittiert, welche bei der Herstellung gebunden wird. In Abbildung 10 ist dieser geschlossene Kreislauf visualisiert. Kraftstoffherstellung (Bindung von CO 2 ) Betankung des Fahrzeuges Rohstoffgewinnung von CO 2 Fahrzeugnutzung (Ausstoß des gebundenen CO 2 ) Abbildung 9: CO2 Kreislauf bei der Verwendung von SNG in einem PKW (Quelle: Eigene Darstellung) Für die weitere Betrachtung wird zunächst von einem Szenario ausgegangen, bei dem die CO2 Reduzierung ausschließlich durch die Substitution von fossilen Kraftstoffen durch synthetisches Methan aus PtG erfolgt. 28

28 4.2 Potential zur CO2 Reduzierung Betrachtung des Verkehrssektors Um das Einsparpotential aufzuzeigen, wird nun ein Vergleich mit alternativen Kraftstoffen und CNG durchgeführt. Dabei wird der Vergleich zwischen Benzin, Diesel und CNG anhand von Werten aus einer well-to-wheel (wtw 2 ) Lebenszyklusanalyse gezogen. Um eine konsistente Datenquelle zu verwenden, wird auf den dritten Zwischenbericht der Initiative Erdgasmobilität, welcher von der dena (Deutsche Energie Agentur) veröffentlicht wurde, zurückgegriffen. Die maßgeblichen Seiten sind im Anhang D zu finden. Die in der folgenden Tabelle 3 aufgeführten Werte werden zur weiteren Berechnung verwendet. Kraftstoffart CO2eq Emission wtw [g/km] Benzin 125 Diesel 107 CNG aus EE 8 E Mobilität (EU Strommix) 57 E Mobilität (100 % Windstrom) 0 Tabelle 3: well to wheel Werte für verschiedene Antriebesarten (Eigene Darstellung in Anlehnung an (Peters, Reith & Weller, 2015, S. 8)) Ein Vergleich der Werte aus Tabelle 3 mit aktuellen Durchschnittswerten zeigt, dass diese nur unwesentlich abweichen. Somit sind diese Werte für die Berechnung hinreichend genau. Die durchschnittlich gefahrenen Kilometer eines PKWs pro Jahr in der BRD beträgt laut KBA km. Bei 125 g CO2/km ergibt sich für ein mit Benzin betriebenes Fahrzeug eine jährliche CO2 - Emission von 1,75 t. Bei der gleichen Laufleistung emittiert ein mit CNG aus EE betriebenes Fahrzeug lediglich 0,11 t CO2. Dies entspricht einer Differenz von 1,64 t, was einer Reduktion um 93,71 % entspricht. Ein mit konventionellem Diesel betriebenes Fahrzeug emittiert pro Jahr 1,49 t CO2. Hieraus ergibt sich im Vergleich zu CNG ein Reduktionspotential von 92,6 %. 2 well-to-wheel Betrachtung: Analyse von der Kraftstoffherstellung bis zu den Emissionen am Auspuff 29

29 Fahrzeuganzahl Methanmenge [kg] Betrachtung des Verkehrssektors Auf die Zielsetzung der EMN bezogen bedeutet dies, dass ein zu ersetzender Mix aus Diesel- und Benzinfahrzeugen das Reduktionsziel von 2,37 t CO2 im Jahr 2030 erreichen kann. In Abbildung 11 ist die Anzahl der zu ersetzenden Fahrzeuge und die sich daraus erforderliche Methanmenge über den Anteil an Diesel- und Benzinfahrzeugen aufgetragen. Verkehrsbetrachtung Jeweiliger Anteil der Verkehrsträger [%] Methanbedarf Diesel Benzin Summe Zielvorgabe_EMN Abbildung 10: Modellierung des Verkehrssektors (Quelle: Eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen) Eine gleichmäßig steigende Verteilung auf beide Verkehrsträger zeigt, dass die Zielsetzung der EMN bei einer Substitutionsrate von ungefähr 71 % liegt. Die Anzahl der Fahrzeuge ergibt sich somit zu Dieselfahrzeugen und Fahrzeugen mit Benzin als Kraftstoff, welche 2030 durch Erdgasfahrzeuge ersetzt sein müssten. Auf die verbleibenden zwölf Jahre aufgeteilt ist ein jährlicher Zuwachs von Diesel PKWs und Benzin PKWs erforderlich, welche durch Fahrzeuge mit Erdgasantrieb ersetzt werden müssten. Zusammengefasst ist somit ein Potential zur Reduzierung der Emissionen vorhanden und die Erreichung der Zielvorgabe bezüglich der Kohlendioxidemissionen um 40 % auf 3,55 Mio. t durch den Einsatz von PtG Anlagen mit der Kopplung des Verkehrssektors möglich. 30

30 4.3 Bedarfsanalyse Betrachtung des Verkehrssektors Um den Betrieb von Fahrzeugen sicherzustellen, welche mit synthetischem Methan betrieben werden, ist es notwendig die Größe sowie Anzahl der Anlagen festzustellen und die Menge an erzeugbarem SNG. Um eine belastbare Aussage treffen zu können, wird ein Referenzfahrzeug der Kompaktklasse herangezogen. Der Audi A3 g-tron ist ein bivalentes Erdgasfahrzeug. Dies bedeutet, dass es sowohl mit Benzin wie auch mit CNG betrieben werden kann. Es wird der Verbrauch von CNG nach dem Neuen Europäische Fahrzyklus (NEFZ) herangezogen, welcher sich auf 3,3 kg/100 km beläuft (AUDI AG, 2018). Unter Einbezug der unter Punkt 5.2 ermittelten Anzahl von Fahrzeugen, ergibt sich eine Menge von t Methan die benötigt wird. Ausgehend von diesen Ergebnissen wird nun anhand der stöchiometrischen Reaktionsgleichung (10) für den PtG Prozess hergeleitet, wie viele Anlagen errichtet werden müssten und welchen Strombedarf diese verursachen. Hierbei wird rein die Leistung der Elektrolyse betrachtet, da diese den wesentlichen Anteil des Verbrauchs darstellt. (10) 4H 2 + CO 2 CH 4 + 2H 2 O Aus dieser Formel für den Sabatier Prozess ist ersichtlich, dass für die Herstellung von Methan ein Verhältnis von Wasserstoff von eins zu vier gilt. Anhand dieser Gegebenheit, kann der Bedarf an PtG Anlagen errechnet und zudem der Strombedarf für diese abgeschätzt werden. Abbildung 12 zeigt die schematische Prozesskette einer PtG Anlage mit den jeweiligen Stoffströmen. Abbildung 11: Prozesskette PtG (Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Prof. Michael Sterner) 31

31 Betrachtung des Verkehrssektors Für die Erzeugung von 1 Nm³/h Methan ergibt sich (nach Verrechnung mit dem Heizwert von 9,94 kwh/nm³) eine thermische Leistung von 9,94 kwth. Wird diese Leistung mit dem Wirkungsgrad der Methanisierung verrechnet, so sind 12,43 kwth in Form von Wasserstoff erforderlich. Dies entspricht einem Volumen an H2 von 4,14 Nm³ und nicht dem exakten Wert von 4 Nm³ nach dem Verhältnis aus der stöchiometrischen Reaktionsgleichung, da hierfür ein Wirkungsgrad der Methanisierung von 83 % erforderlich ist. Für die Elektrolyse wird aus den in Abbildung 12 aufgeführten Werten ein Mittelwert gebildet, welcher 72 % ergibt. Somit ist für die Elektrolyse ein Energiebedarf von 17,26 kwel aufzuwenden, um 1 Nm³/h Methan zu synthetisieren. Zudem lässt sich die benötigte CO2 Menge bestimmen. Es wird eine Zusammensetzung des Rohbiogasstromes von 60 % Methan zu 40 % CO2 angenommen, wie unter Kapitel 2.4 bereits aufgeführt. Für die Herstellung von 1 Nm³/h Methan sind laut Formel (10) 1 Nm³/h CO2 erforderlich. Um diesen Bedarf zu decken, ist somit ein Rohbiogasstrom von 2,5 Nm³/h erforderlich, welcher 1,5 Nm³/h Biomethan enthält. Anhand dieser Leistungen, kann die Vorauslegung und Skalierung von PtG Anlagen durchgeführt werden. Ausgehend von den Volllaststunden und der vorgegebenen Methanmenge ist eine Leistungsabschätzung für die Größe der Elektrolyse möglich. Für diese Analyse wird ein fester Wirkungsgrad der Methanisierung von 80 % und der Elektrolyse von 72 % angenommen, woraus sich Abbildung 13 ergibt. 32

32 Elektrolyseleistung [MW] Betrachtung des Verkehrssektors Erforderliche Elektrloyseleistung abhängig von den Volllaststunden Methanmenge [t] Leistungsbereich Szenario 1 Szenario 2 Szenario 3 Abbildung 12: Erforderliche Elektrolyseleistung (Quelle: Eigene Darstellung) Die drei abgebildeten Geraden sind an die Szenarien der wirtschaftlichen Betrachtung angelehnt. Auf der waagrechten Achse ist die Methanmenge in einem Bereich von kg/a bis kg/a aufgetragen. Für Volllaststunden ist der Einsatzbereich unter kg Methan in dem angegebenen schraffierten Korridor. Wird dies mit der Referenzanlage verglichen, so ist bei einer Menge von kg/a, eine Elektrolyse in Höhe von 17,59 MWel erforderlich. Für die aus Szenario 2 angenommen Volllaststunden ist die erzeugbare Methanmenge in einem breiten Spektrum der Elektrolyseleistung möglich. Es ergeben sich jährliche Produktionsmengen von circa kg bis kg synthetischem Methan. Eine Steigerung auf Betriebsstunden zeigt eine weitere Verbesserung der Elektrolyseleistung, was auch nochmals zu höheren Mengen an Methan führt. Bei einer Leistung von 10 MWel liegt die Methanproduktion bei knapp kg/a. Zusammenfassend ist hier eine starke Abhängigkeit der Volllaststunden zu erkennen, welche auch die Wirtschaftlichkeit der PtG Anlagen stark beeinflusst. Je niedriger die Volllaststunden sind, desto steiler wird die Gerade und desto stärker nimmt die produzierbare Methanmenge ab. Um diesen Einfluss zu verdeutlichen, ist in Abbildung 14 die Elektrolyseleistung über die Volllaststunden nochmals aufgetragen. 33

33 Elektrolyseleistung [MW] Betrachtung des Verkehrssektors 40 Abhängigkeit der Elektrolyseleistung von den Volllaststunden Volllaststunden [h] CH_ CH_ CH_4 Abbildung 13: Abhängigkeit der Elektrolyseleistung von den Volllaststudnen (Quelle: Eigene Darstellung) Für alle drei angenommenen Methanmengen ergibt sich die selbe Charakteristik. Bei niedrigen Volllaststunden ist eine hohe Leistung der Elektrolyse notwendig, um die gewünschte Menge an SNG zu erzeugen. Hin zu höheren Betriebsstunden nimmt der Leistungsbedarf folglich ab. Geringe Mengen bei niedrigen Volllaststunden zu synthetisieren ist keine zu empfehlende Betriebsweise, da hier pro Anlage eine hohe Elektrolyseleistung installiert werden muss und folglich ein hoher Energiebedarf entsteht. Insgesamt führt diese Kombination auch zu erhöhten Gasgestehungskosten, wodurch die Wirtschaftlichkeit der Anlage gefährdet sein könnte. Die wirtschaftliche Bewertung zeigt Abhängigkeit der PtG Anlagen vom Wirkungsgrad. Um den Einfluss des Wirkungsgrads der Anlagen hinsichtlich der Leistungsaufnahme zu bewerten, ist in Abbildung 15 die Leistung der Elektrolyse für den in Abbildung 12 aufgeführten Bereich des Wirkungsgrads dargestellt. Hierbei sind die Betriebsstunden auf Stunden festgesetzt. 34

34 Elektrolyseleistung [MW] Betrachtung des Verkehrssektors 16 Einfluss des Wirkungsgrads auf die Leistung der Elektrolyse Wirkungsgrad Elektrolyse [%] CH_ CH_ CH_4 Abbildung 14: Leistung der Elektrolyse in Abhängigkeit des Wirkungsgrads (Quelle: Eigene Darstellung) Analog zu der Abhängigkeit der Volllaststunden sind auch für diese Betrachtung dieselben Mengen an synthetischem Methan als Szenarien ausgewählt. Es ist deutlich zu erkennen, dass die Steigerung des Wirkungsgrads einen wesentlich geringeren Einfluss auf die Leistungsgröße hat als die Volllaststunden. Dennoch ist ein möglichst hoher Wirkungsgrad anzustreben, da dieser für den Jahresenergieverbrauch ein entscheidender Faktor ist. Der Energiebedarf für ein Jahr lässt sich aus der zu substituierenden Methanmenge errechnen. Bei der festgesetzten Menge an SNG und einem Wirkungsgrad der Gesamtanlagen von 58 % ergibt sich ein Jahresenergiebedarf der Elektrolyse von 17,56 TWhel. Dieser ist unabhängig von den Volllaststunden, sprich der Energiebedarf variiert nur in Abhängigkeit des Wirkungsgrads der Anlage und der Peripherie. Abbildung 16 verdeutlicht welchen Einfluss die Volllaststunden auf die Anzahl der PtG Anlagen haben. Hierzu wird die gesamte Elektrolyseleistung pro Szenario durch fünf Elektrolysegrößen im Bereich von 6 bis 10 MW dividiert. 35

35 Anzahl der benötigten Anlagen Betrachtung des Verkehrssektors Anzahl der PtG - Anlagen Elektrolyseleistung [MW] Abbildung 15: Anzahl der benötigten PtG -Anlagen (Quelle: Eigene Darstellung anhand eigener Berechnungen)Die Abhängigkeit der Volllaststunden zeigt, dass bei Betriebsstunden und einer Größe der Elektrolyse von 10 MW für die Substitution Anlagen notwendig sind, um das benötigte Methan zu synthetisieren. Umso höher die Volllaststunden und die Leistung der Elektrolyse werden, desto geringer ist die Anzahl der benötigten Anlagen. Die geringste Anlagenanzahl wird für Stunden und 10 MW benötigt. Die Zahl der zu installierenden PtG Anlagen ist mit 390 Stück dennoch sehr hoch. Der Energiebedarf kann durch den Wirkungsgrad, die Veränderung der zu erzeugenden Methanmenge und die Anzahl der durch EE zur Verfügung stehenden Stunden bzw. durch deren erzeugte Energie gesteuert werden. Der Jahresenergiebedarf in Abhängigkeit des Wirkungsgrads ist in Abbildung 17 visualisiert. 36

36 Jahresenergiebedarf [TWh] Power to Gas in der Europäischen Metropolregion Nürnberg 21 Jahresenergiebedarf Wirkungsgrad Elektrolyse [%] Energiebedarf Elektrolyse Abbildung 16: Jahresenergiebedarf der errechneten Anlagen (Quelle: Eigene Darstellung) Daraus lässt sich ableiten, dass ein steigender Wirkungsgrad der Elektrolyse, bei einem festen Wirkungsgrad von 80 % für die Methanisierung, eine positive Auswirkung auf den Jahresenergiebedarf hat. Bei voller Ausschöpfung der Elektrolyse ergibt sich ein Wirkungsgrad von 82 %, woraus 15,42 TWhel resultieren. Zusammenfassend zeichne sich die PtG Technologie durch einen hohen Energiebedarf aus. Die Anzahl der vorhandenen Fahrzeuge bietet die Möglichkeit, durch die Substitution mit SNG, das Ziel in 2030 zu erreichen. Die Menge des erforderlichen synthetischen Methans im Verkehrssektor der EMN ist mit einer hohen Anzahl an benötigten Anlagen verbunden, welche zudem erst noch zu errichten sind. Anhand der Anlagenbetrachtung von heutigen 6 bis 10 MW zeigt, dass eine Skalierung nach oben erforderlich ist um die Anzahl der Anlagen zu senken. Die Problematik des hohen Energiebedarfs wird dadurch allerdings nicht gelöst. Weiterhin sind die Einsatzmöglichkeiten in dieser Größenordnung fraglich. 5 Power to Gas in der Europäischen Metropolregion Nürnberg Die aktuelle Situation in der EMN soll im folgenden Abschnitt untersucht werden, genauer anhand der abschaltbaren Lasten der BRD, des Energiebedarfs der PtG Anlagen aus Punkt 4.3 und der aktuellen energetischen Situation in der EMN. 37

37 Endenergieverbrauch Strom [TWh] Power to Gas in der Europäischen Metropolregion Nürnberg Der jährliche Endenergieverbrauch an Strom der EMN beträgt im Mittel 19,8 TWh. Dieser Wert stützt sich auf eine Studie der Energieagentur Nordbayern, welche die Stromentwicklung bis 2020 untersucht hat und Abbildung 18 dargestellt ist Entwicklung des Stromverbrauchs in der EMN 19,06 17,31 14,62 20, Strom - witterungsbereinigt Abbildung 17: Entwicklung des Stromverbrauchs in der EMN (Quelle: Eigene Abbildung in Anlehnung an Energieagentur Nordbayern) Die Elektrolyseleistung der PtG Anlagen addiert sich auf den Stromverbrauch und führt zu einem Ergebnis von 36,7 TWh. In einem Szenario, in dem der gesamte Stromverbrauch von 19,8 TWh durch regenerative Energien bereitgestellt wird, bedeutet dies einen zusätzlichen Ausbaubedarf von 85,35 %. Da % des Stroms aus EE bereitgestellt werden sollen, ist eine völlige Deckung durch PtG Anlagen nicht möglich. 5.1 Betrachtung der Überschüsse aus abschaltbaren Lasten Vielmehr kann anhand der abschaltbaren Lasten der BRD analysiert werden, welche Anzahl an Anlagen betrieben werden könnte. Die EE Anlagen speisen weiterhin ein und die Entschädigungszahlungen würden entfallen. Nach den Daten der Bundesnetzagentur belief sich die aufgrund von Einspeisemanagement verursachte Ausfallarbeit im Jahr 2016 auf einen Wert von GWh. Für die Ermittlung werden Wind-, Solar- und Biomasseenergie herangezogen. Im Vergleich zu 2015 hat sich die Abregelung um 980,1 GWh (20 %) durch Einspeisemanagementmaßnahmen verringert (Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2017, S. 115). Für den Bezug auf die EMN wird dieselbe Methode wie bei der Fahrzeuganzahl angewendet, was zu einer Abregelung von MWh für das Jahr 2016 führt. 38

38 Energiebdarf [TWh] 5.2 Substitutionspotential Power to Gas in der Europäischen Metropolregion Nürnberg Welche Anzahl an PtG Anlagen durch die abschaltbaren Lasten betrieben werden könnten, wird anhand der Szenarien aus der Wirtschaftlichkeit betrachtet. Für jedes der drei Szenarien ist eine Elektrolysegröße von 10 MW angesetzt, um die geringste Anzahl an Anlagen zu generieren. Für die Wirkungsgrade der Anlagen wird wiederum 58 % angenommen. In Tabelle 4 werden die Szenarien nochmals mit ihren jeweiligen Rahmenbedingungen aufgelistet. Szenario 1 Szenario 2 Szenario 3 Volllaststunden [h] Wirkungsgrad [-] Elektrolyseleistung [MW] Tabelle 4: Szenarien angelehnt an die wirtschaftliche Betrachtung Zunächst ist zu ermitteln, welcher Strombedarf pro Anlage anfällt und wie dieser von den Volllaststunden abhängt. Dieser Zusammenhang ist in Abbildung 19 dargestellt. 0,050 Energiebedarf pro Anlage 0,040 0,030 0,020 0,010 0, Anzahl der Anlagen Strombedarf pro Anlage Abbildung 18: Energiebedarf pro PtG Anlage (Quelle: Eigene Darstellung) Die Vermutung bestätigt sich, dass mit steigenden Volllaststunden der Energiebedarf pro Anlage zunimmt. Dies deckt sich mit der Erkenntnis aus Abbildung 16, bei der die Anlagenanzahl mit steigenden Volllaststunden zunimmt. So kann zu dem gleichen 39

39 Power to Gas in der Europäischen Metropolregion Nürnberg Schluss gekommen werden, dass hohe Volllaststunden zu mehr Anlagen mit höherem Energiebedarf führen. In Tabelle 5 ist die Zahl der PtG Anlagen ersichtlich, welche durch die Abregelungen von EE Anlagen betrieben werden können. Szenario 1 Szenario 2 Szenario 3 Anzahl der Anlagen Verbrauch [MWh] Überschuss Methan [MWh] Betrachtung Verkehrssektor Erzeugbares Methan [t] Anzahl Fahrzeuge CO 2 Einsparung zu Benzin [t] CO 2 Einsparung zu Diesel [t] Beitrag zum Klimaziel 3 [%] 0,92 0,92 0,83 Überschüsse Überschüsse Methan [MWh] Methanmenge [t] 124,6 124,6 747,7 Volumen [m³] Tabelle 5: Übersicht der Szenarien und deren Ergebnisse (Quelle: Eigene Darstellung) Die Berechnungen ergeben für die Betrachtung des Verkehrssektors, dass PtG Anlagen in der EMN einen Anteil an der CO2 Reduzierung haben, wenn sie mit abgeschalteten Lasten betrieben werden können. Die drei Szenarien leisten einen 3 Bezogen auf benzinbetriebene Fahrzeuge 40

40 Power to Gas in der Europäischen Metropolregion Nürnberg Anteil zwischen 0,83 bis 0,92 %, was bezogen auf ein Benzinfahrzeug eine CO2 Reduzierung um t für Szenario 1 und 2 sowie eine Reduzierung um t für das dritte Szenario ergibt. Die meisten Volllaststunden führen nicht zu der größten Reduktion im Verkehrssektor, da die drei gebauten Anlagen mit Stunden einen höheren Verbrauch aufweisen und somit ein Potential von 747,7 t Methan ungenutzt bleibt. Für und Volllaststunden ergibt sich eine bessere Ausnutzung der Anlagen und somit werden jeweils nur 124,6 t synthetisches Methan als Potential ausgewiesen. Um das erzeugte überschüssige Potential in Szenario 3 zu verringern, müssten hier die Volllaststunden angepasst werden. Eine Verringerung auf Stunden zeigt, dass genau vier Anlagen benötigt werden, was einer vollständigen Ausnutzung entspricht. Eine Verschiebung hin zu höheren Betriebsstunden ergibt, dass bei Stunden genau drei Anlagen erforderlich sind, um kaum Potential zu verlieren. Je nach Variation entstehen dabei unterschiedliche Gasgestehungskosten. Zudem ist fraglich, ob Betriebsstunden im Jahr überhaupt möglich sind. Daher sind die beiden ersten Szenarien zu empfehlen, da sie eine gute Ausnutzung mit wenig verlorenen Überschüssen bilden. Den Beitrag zum gesteckten Klimaziel leisten beide im gleichen Maße. Einzig die Anzahl der Anlagen ist um den Faktor zwei bei Szenario 1 höher, was wiederum eine größere Herausforderung an die Findung eines geeigneten Standorts stellt. Dahingehend müsste vor allem auf die CO2 Quellen ein besonderes Augenmerk gelegt werden um die Klimaneutralität sicherzustellen. 41

41 6 Fazit und Ausblick Fazit und Ausblick Zusammenfassend lässt sich aussagen, dass die Wirtschaftlichkeit einer PtG Anlage und deren Betrieb von verschiedenen Faktoren abhängt. Aus Kapitel 2 geht hervor, dass die CO2 Quellen ein entscheidender Faktor für die Klimaneutralität sind. Hier ist der Bezug aus biogenen Quellen zu bevorzugen, um dies sicherzustellen. Die in Kapitel 3 durchgeführte wirtschaftliche Betrachtung zeigt auf, dass die PtG Technologie in der momentanen Gesetzeslage nicht als zukunftsträchtige Speichertechnologie berücksichtig wird. Daher sind die vollen Umlagen, Abgaben und Steuern zu zahlen. Dies führt dazu, dass der Gasgestehungspreis für grünes Gas bei einem momentanen Wirkungsgrad von 60 % über 30 ct/kwh liegt. Da der Preis für fossiles Erdgas derzeit im niedrigen Cent Bereich liegt, ist hier kein Anreiz gegeben. Größtenteils liegt dies an der Belastung der EEG Umlage. Einzig bei den Netznutzungsentgelten ist eine Befreiung für PtG vorgesehen. Die fixen Investitionskosten könnten in den kommenden Jahren aufgrund der Investitionskosten für die Anlagenkomponenten weiter sinken. Hierzu ist es jedoch notwendig, dass im Bereich der PtG Anlagen weiter geforscht wird und neue Anlagen zugebaut werden, um die Skalierbarkeit nach oben zu realisieren. Die Aufführung möglicher Geschäftsmodelle zeigt, welche Sektoren durch den Einsatz der Technologie bedient werden können und wo somit Zusatzerlöse generiert werden können. Eine Kopplung des Stromsektors mit dem Wärme- oder Verkehrssektor ist hierbei denkbar. Die Betrachtung der Sektorenkopplung mit dem Verkehrssektor in der EMN folgt in Kapitel 4. Ausgehend davon, dass mittels PtG eine CO2 Reduzierung im Gegensatz zu konventionellen Verbrennungsmotoren möglich ist. Vor dem Hintergrund der Verkehrssituation und den gesteckten Klimazielen müssen im Bereich der Mobilität durch individuellen Straßenpersonenverkehr, 2,4 Mio. t CO2 eingespart werden. Bezogen auf die EMN lässt sich somit die Fahrzeuganzahl von ermitteln. Die benötigte Methanmenge durch Annahme eines Referenzfahrzeuges ergibt sich zu t Methan. Dies führt zu einem Jahresenergiebedarf von 17,56 TWh. Unter Einbezug gewählter Volllaststunden und Elektrolysegrößen ergibt sich eine Anlagenanzahl zwischen 1951 und 390 Anlagen. 42

42 Fazit und Ausblick Das Ergebnis spiegelt wieder, dass der Jahresenergiebedarf der Anlagen annähernd dem aktuellen Bedarf der EMN entspricht. Um die Menge an benötigtem SNG zu erzeugen, müssten ein überdurchschnittlicher Anteil an EE zugebaut werden. Selbst bei einer Vollversorgung von 100 % durch regenerative Energien ist ein Zubau um weitere 85 % notwendig. Somit wird in Kapitel 5 betrachtet, welche Anzahl an Anlagen aktuell betrieben werden könnte, wenn die abschaltbaren Lasten aus EE für die Herstellung von SNG herangezogen werden. Das Resultat zeigt, dass wenn die kompletten abschaltbaren Lasten, bezogen auf die EMN über die Einwohner herangezogen werden, mittels PtG ein Anteil zur Zielerreichung geleistet werden kann. Hierbei ergeben sich für das Szenario, welches Volllaststunden annimmt, dass drei Analgen in der EMN gebaut werden könnten. Dadurch fällt der Beitrag zur CO2 Reduzierung mit unter einem Prozent sehr gering aus. Somit ist die Sektorenkopplung mit Verkehr mittels PtG nicht die alleinige Lösung um 2030 das Ziel im Verkehrssektor zu erreichen. Um fossile Kraftstoffe zu substituieren ist ein Mix aus synthetischen Kraftstoffen und Elektromobilität sinnvoll. Der Einsatz von LNG im Straßengüterverkehr oder in der Binnenschifffahrt könnte hier ein größeres Potential bieten. Schlussfolgernd kann nach aktuellem Stand die Kopplung mit dem Straßenpersonenverkehr als wenig vielversprechend betrachtet werden. Da laut Prognosen bei steigendem Anteil an EE Speichertechnologien benötigt werden, sollte hier ein Rollout der Technologie erfolgen um einen Skaleneffekt zu erzielen. Die Aufstellung der EMN als Modellregion zur regenerativen Selbstversorgung könnte hier einen Beitrag leisten. Die zukünftige Entwicklung der Stromproduktion mit einem steigenden Anteil an EE, verbunden mit mehr Überschussspitzen könnte den Einsatz von PtG fördern. Dies könnte auch Bestandteil aufbauender Arbeiten sein, ebenso wie die Betrachtung der Kopplung mit den Sektoren Strom und Wärme, sprich dem Einsatz als Speichertechnologie. Die Betrachtung der Standortwahl in der EMN, insbesondere unter Einbezug der CO2 Quellen und der direkten Kopplung mit regenerativen Energieerzeugern, wäre in diesem Zusammenhang auch weitergehend zu verfolgen. 43

43 Literaturverzeichnis Literaturverzeichnis (2018, 02. Mai). 9 StromStG - Einzelnorm. Zugriff am Verfügbar unter 9.html AUDI AG. (2018). A3 Sportback g-tron > Audi Deutschland. Zugriff am Verfügbar unter Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit & (2016). Klimaschutzplan 2050 Klimaschutzpolitische Grundsätze und Ziele der Bundesregierung. Zugriff am Verfügbar unter _bf.pdf Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit (BMUB), (2017). Klimaschutz in Zahlen - Fakten, Trends und Impulse deutscher Klimapolitik, Ausgabe Zugriff am Verfügbar unter Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen. (2017). Monitoringbericht Elektrizitätsmarkt - Netze. Zugriff am Verfügbar unter men_institutionen/datenaustauschundmonitoring/monitoring/monitoring2017_kapitel/e_netze 2017.pdf? blob=publicationfile&v=1 Peters, D., Reith, M. & Weller, M. (2015). 3._Zwischenbericht_der_Initiative_Erdgasmobilitaet. Standecker Christa. (2018). Daten & Fakten, Marketingverein der Europäischen Metropolregion Nürnberg e.v. Zugriff am Verfügbar unter Sterner, M. & Stadler, I. (2017). Energiespeicher - Bedarf, Technologien, Integration. Berlin, Heidelberg: Springer Berlin Heidelberg. Thomas, H. (2017). Rechtliche Rahmenbedingungen der Energiespeicher und der Sektorkopplung. Wiesbaden: Springer Fachmedien Wiesbaden. Trost, T., Horn, S., Jentsch, M. & Sterner, M. (2012). Erneuerbares Methan. Analyse der CO2- Potenziale für Power-to-Gas Anlagen in Deutschland. Zeitschrift für Energiewirtschaft, 36 (3),

44 Literaturverzeichnis Zapf, M. (2017). Stromspeicher und Power-to-Gas im deutschen Energiesystem. Rahmenbedingungen, Bedarf und Einsatzmöglichkeiten. Wiesbaden: Springer Vieweg. Verfügbar unter 45

45 Anhang A Anhang A 46

46 Anhang B Anhang B 47

47 Anhang C Anhang C 48

48 Anhang D Anhang D 49