Power-to-Gas aus Sicht der Gasbranche

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1 Power-to-Gas aus Sicht der Gasbranche Katharina Bär, Felix Ortloff, Frank Graf Biogas Infotage 2019 Ulm, DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT)

2 Vorstellung DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut 1907 als Lehr- und Versuchsgasanstalt vom DVGW gegründet und an das nach Carl Engler und Hans Bunte benannte EBI auf dem Campus der Universität Karlsruhe bzw. Karlsruher Institut für Technologie (KIT) angegliedert Früher: Grundlegende Forschung im Bereich Energieversorgung mit fossilen Energieträgern Heutige Ausrichtung: Erneuerbare Energieträger DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 2

3 Einführung Vortragsinhalte Klimaziele und CO 2 -Budgets Energiebedarf heute Bedeutung für die (Bio-)Gasbranche Die Biogasanlage als Sektorenkopplungselement Ein Ausblick in die Zukunft DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 3

4 Status Quo Klimaziele und CO 2 -Budgets CO 2 Budget weltweit (IPCC 2014, AR5, WGI, SPM) CO 2 Budget für Deutschland nach WWF & WBGU ab 2015 [1,5 C Ziel] 2,34-2,67 Gt CO2 [1,7 C Ziel] 5,23 Gt CO2 [2 C Ziel] 9,9 Gt CO2 Ziele der BRD: Reduktion von CO 2 - Emissionen: % bis 2050 CO 2 Emissionen in D 2015: ca. 0,8 Gt/a ( auch in ) DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 4

5 Jährliche CO 2 -Emissionen in Mio. t Status Quo CO 2 -Emittenten und Vermeidungsstrategien 900 Üblicherweise verfolgte Strategien zur CO 2 -Vermeidung: Dämmung, PtH, Wärmepumpen, Demand- Side-Management, Elektrifizierung Elektromobilität Sonstige GHD und Haushalte Verkehr Industrie Energiewirtschaft Stand 2015 Effizienzsteigerung, Elektrifizierung Wind + PV-Anlagen statt Kohlekraft und Erdgas *strombasierte Technologien Quelle: UBA, Nationale Trendtabellen für die deutsche Berichterstattung atmosphärischer Emissionen (2017) DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 5

6 Status Quo Energiebedarf & -nutzung in Deutschland heute Primärenergiebedarf D, 2017: PJ Endenergiebedarf in D (2016): Verkehr: 750 TWh/a (1,5 % Strom) Industrie: 720 TWh/a (32 % Strom) GHD: 411 TWh/a (36 % Strom) Haushalte: 665 TWh/a (19 % Strom) Stromverbrauch heute ~ 20 % des Endenergieverbrauchs in D DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 6

7 Gasnachfrage Heizwert [TWh/a] Perspektive der Gasbranche Nachfrageentwicklung Gase in D Entwicklungsszenarien für die Gasnachfrage in Dtl. Fossiles Erdgas ist mittelfristig eine Brücke, langfristig? nach J. Nitsch (2016): Energiewende nach COP21, Szenario "KLIMA 2050" 75* (c) DBI-Gruppe, 2018 *16% Erdgasanteil 0-27% -60% -80% -95% THG-Emissionsminderung ggü [%] Erdgas (Wärme) Erdgas (Strom) Erdgas (Verkehr) Erdgas (Stoffliche Nutzung) Biogas (v.a. Wärme, Strom) EE-PtG-Gase (Wärme) EE-PtG-Gase (Strom) EE-PtG-Gase (Verkehr) 12% geringere Gasnutzung * *61% Erdgasanteil Woher kommen diese Mengen von EE-Gasen? 42% geringere Gasnutzung 482 Quelle: DVGW-Forschungsvorhaben Roadmap PtG (2018) DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 7

8 Perspektive der Gasbranche Systemische Vorteile von Power-to-Gas Abschaltungen von EE- Anlagen vermeiden: Frequenzstabilisierung Negative Regelleistung H 2 /SNG-Produktion SNG-Prod., gekoppelt mit Fernwärme Quartierslösungen CNG/LNG Zentral (Base-load?) Dezentral (Flexibilität?) Logistik: Pipeline/LNG DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 8

9 Perspektive der Gasbranche Systemische Vorteile von Power-to-Gas Energiespeicherung im Ausland Energieimport Energietransport H 2 -Produktion in der Industrie SNG-Produktion i. d. Industrie Nutzung von Synergien Nutzung EE-Gasen in Haushalt Kleinst-/Quartierslösungen DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 9

10 Power-to-Gas Die Strom-zu-Methan Anlage CO 2 in Rohbiogas vorhanden CO 2 -haltiges Gas CO 2 -freies Gas CO 2 - Abtrennung CO 2 G Biogasanlage kann als Syntheseanlage genutzt werden Synthese BOP Aufbereitung Wärme Strom Einspeisung CNG Elektrolyse H 2 Aufwand für die Gasaufbereitung kann reduziert werden Verflüssigung LNG Nutzung von Biogasanlagen als Sektorenkopplungselemente schafft Synergien DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 10

11 Power-to-Gas Kopplungsmöglichkeiten Biogas PtG ist eine stark exotherme Reaktion: CO H 2 CH H 2 O (l) R H = 253 kj mol Herausforderung: - Abführung der Reaktionsenergie - Limitierung Reaktionsrate durch Stoffübergang skonzepte Biologische (40-70 C, 1-10 bar) Katalytische ( C, bar) CSTR Andere: - Membran - Rieselbett Festbett: - Adiabat - Isotherm Wirbelschicht Dreiphasig: - 3-phasige Wirbelschicht - Blasensäule Strukturiert: - Waben - Mikroreaktoren DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 11

12 Power-to-Gas: Biol. Biologische In-situ BM Kein zusätzlicher Reaktor notwendig Prozessbedingungen durch Biogasprozess vorgegeben Erhöhung Methangehalt möglich Sicherheitstechnische Fragestellungen bei H 2 -Einbringung in Bestandsbiogasanlagen sind individuell zu prüfen Zusätzlicher Reaktor notwendig Ex-situ BM Reaktordesign und Reaktorbedingungen (Temperatur, ph-wert) können an die Anforderungen der Mikrobiologie angepasst werden Sehr hohe H 2 -Umsätze (> 99%) sind möglich DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 12

13 Power-to-Gas: Biol. Potenzialanalyse für das Land Baden-Württemberg Differenz zwischen Biomassepotential und EE-Strom in den Landkreisen in BW Produktion von TWh Biomethan zur Einspeisung ins Gasnetz möglich Deckung von % des Gasbedarfs (2050) mit Hilfe von EE-Methan Heimisch produziertes Grünes Methan kann zukünftig einen signifikanten Anteil zum Erreichen der Klimaziele von Baden-Württemberg beitragen. Forschungsprojekt BW Bioökonomie: Einsatz der biologischen für PtG Konzepte (2018) DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 13

14 SNG-Gestehungskosten in /kwh Power-to-Gas Kopplungsmöglichkeiten Biogas PtG Elektrolyse Gasaufbereitung BHKW Fermentation 0,14 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0, MW Deutlich höhere Kosten für Methan aus PtG im Vergleich zu konventionellen Gestehungskosten von Biomethan Hauptkostentreiber: OPEX + CAPEX für H 2 aus Elektrolyse Kosten der CO 2 -Bereitstellung und der in Bezug auf die SNG- Gestehungskosten von untergeordneter Bedeutung DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 14

15 Ausblick Neue Entwicklungen: Zweistufige Druckfermentation CO 2, (H 2, CH 4 ) Stand der Technik: Konventionelle Fermentation Rohbiogas Biomasse Hydrolyse p = 1 bar T = 55 C ph = 5 6,5 Entspannung der Fermentationslösung Methanogenese p = 1 bar bar T = 35 C ph = 6,5 7,8 Biogas mit hohem Methananteil Gärrest (fest) CO 2, CH 4 Gärrest (flüssig) H 2 Trennung der Fermentationsschritte Erhöhung des Drucks im Methanogenesereaktor Integration physikalische Gaswäsche Integration der biologischen DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 15

16 Ausblick die flexible BGA der Zukunft Maßnahmen zur Prozessoptimierung und Flexibilisierung der Biogasproduktion Positive Residuallast Zweistufige Druckfermentation Biomasse HR NF Speicher 10 bar 4 bar 16 bar MR MR Gas Negative Residuallast & Langzeitspeicher Erdgasnetz Biologische HR-Gas H Flexible Biogasproduktion durch räumliche Trennung der Abbauprozesse Flüssigspeicher (volumenoptimiert durch NF) Gasspeicher: Druckreaktor (volumenoptimiert durch NF) Erweiterte Flexibilität durch: Biologische & Langzeitspeicher im Erdgasnetz HR: Hydrolysereaktor, NF: Nanofiltration, MR: Methanreaktor DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 16

17 PtG aus Sicht der Gasbranche Zusammenfassung 1. Heute werden weniger als 25 % des Endenergiebedarfs über elektrische Energie gedeckt 2. Politische Bestrebungen sind sehr stromlastig 3. Die Gasbranche sieht PtG als wichtiges Ausgleichs- und Kopplungselement zur Entlastung der Strominfrastruktur und zur Weiternutzung der Gasnetze 4. Biogas und PtG weisen ein großes Potenzial für Synergien/Kopplungsmöglichkeiten auf 5. Die Biogasanlage der Zukunft ist ein echtes Sektorenkopplungselement DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 17

18 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Katharina Bär Kontakt: Katharina Bär DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut / Danksagung: Felix Ortloff Bioökonomie BaWü Fkz Energie- und Klimafonds Fkz. 03EK3526B CO 2 Plus Fkz. 033RC007B Frank Graf Weiterführende Informationen: ( Götz, M. et al.: Renewable Power-to-Gas: A Technological and Economic Review, Renewable Energy (2015) Merkle et al.: High-pressure anaerobic digestion up to 100 bar: influence of initial pressure on production kinetics and specific methane yields; Environmental Technology, Vol. 38, Issue 3; S DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 18

19 CH 4 -Gestehungskosten /kwh SNG Power-to-Gas Kopplungsmöglichkeiten Biogas PtG 0,4 0,6 MW 3 MW 13 MW 63 MW 160 MW 630 MW 3,2 GW 6,3 GW 55 MW 0,35 0,3 0,25 0,2 Biogasanlagen mit Kostenwälzung: 3 MW Elektrolyse Gasaufbereitung BHKW Fermentation 0,15 0,1 0,05 0 <Konfiguration>_<PtG-VLS> Power-to-Gas Anlagen mit CO 2 aus alternativen Quellen CH 4 aus PtG+Biogas vergleichsweise kostengünstig darstellbar DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 19

20 Anhang Biologische erhöht Gestehungskosten von Biomethan um % Szenarien: Groß: 1000 m³ SNG/h Mittel: 500 m³ SNG/h Klein: 250 m³ SNG/h Annahmen: Betriebsstunden BGA: 8000 h/a Betriebsstunden BM: 4000 h/a Preis Strom (Überschuss): 0,03 /kwh Preis Strom: 0,08 /kwh Preis Biomasse: 35 /t Kalkulatorischer Zins: 0,07 Abschreibungszeitraum: 15 a Spez. Investitionskosten Elektrolyseur: 800 /kw elektrisch BGAA: /m³*h BM (klein): /m³*h BM (groß): /m³*h DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 20

21 BGA/SNG BGAA/SNG Entschwefelung BGA/SNG (mit BHKW) Mögliche Prozessketten: Biogas Rahmenbedingungen: Hoher CO 2 -Gehalt (ca. 45 %) im Rohbiogas Relativ kleine und dezentrale CO 2 -Quelle Herkömmliche Ausführung als Biogasanlage (BGA) mit BHKW oder als Biogasanlage mit Aufbereitung (BGAA) CO 2, N 2 Szenarien: BGA/SNG (mit BHKW): Erweiterung einer Biogasanlage; Alternierender Betrieb von BHKW und BGAA/SNG: Erweiterung einer Biomethananlage BGA/SNG (ohne BHKW): Biogasanlage mit ; VLS CO 2, CH 4 BHKW CO 2, CH 4 Luft bei Verfügbarkeit von EE-Überschussstrom im Stromnetz CH 4 Fermenter 1-5 kt CO 2 /a Biogasanlage CO 2, CH 4 H 2 S CO 2, CH 4 CO 2 H 2 O, CH 4 CO 2, CH 4 CO 2 - Abtrennung Einspeisung bis zu 700 m 3 /h (NTP) 4 MW DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) H 2

22 CAPEX in /kwh CH 4 konventionell konventionell konventionell Ergebnisse der ökonomischen Betrachtung: Biogas Spezifische Investitionskosten: Spezifische Betriebskosten: 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0,00 Elektrolyse Gasaufbereitung BHKW Fermentation OPEX in /kwh CH 4 0,10 0,09 0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0,00 Elektrolyse Gasaufbereitung BHKW Fermentation 0,12 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 Gasaufbereitung 0,00 BHKW Gestehungskosten in /kwh CH 40,14 Gestehungskosten (Biomethan + SNG): Elektrolyse Fermentation Deutlich höhere Kosten für Methan aus PtG im Vergleich zu konventionellen Gestehungskosten von Biomethan Hauptkostentreiber: OPEX + CAPEX für H 2 aus Elektrolyse Erweiterung von BGA/BHKW-Anlagen um PtG (ohne Aufbereitung) ökonomisch günstigster Fall (3.500 VLS) Ersatz der Aufbereitung durch bei Stromkosten von 6 ct/kwh auch für VLS zu vergleichbaren Gestehungskosten darstellbar Annahmen: Biogasbereitstellung und aufbereitung nach FNR e.v. (2012), 5 kt CO 2 /a, 8000 VLS, Stromkosten: 6 ct/kwh (BGA/BHKW/SNG_3500: 3500 VLS, 3 ct/kwh). DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT)

23 /kwh SNG /kwh SNG SNG-Gestehungskosten für Prozessketten (ohne Wärmeintegration) SNG-Gestehungskosten nach OPEX/CAPEX: SNG-Gestehungskosten nach Verfahrensschritten: 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 Anlagengrößen (in MW SNG ): 0,6 Biogasanlagen mit Kostenwälzung OPEX ,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 Anlagengrößen (in MW SNG ): Biogasanlagen mit Kostenwälzung 3 0,6 Elektrolyse Gasaufbereitung SNG aus Biogas (aufgrund von Kostenwälzungseffekten) am günstigsten darstellbar SNG-Gestehungskosten zu großen Teilen (> 50 %) von Elektrolysekosten (CAPEX+OPEX) bestimmt Kosten der CO 2 -Bereitstellung und der in Bezug auf die SNG-Gestehungskosten von untergeordneter Bedeutung PtG-Prozessketten: Kostendegression (CAPEX) vorhanden: bis zu 30 % Kostenersparnis möglich Wirtschaftlichkeit hauptsächlich vom Strompreis und der tatsächlichen Auslastung der Anlagen abhängig DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT)

24 Studie biologische F. Graf: Vergleich biologische und katalytische Vergleich biologische und katalytische (I) Biologische Katalytische Katalysator Enzyme der Mikroorgansimen Ni Reaktor Betriebsweise Rührkessel isotherm Festbett, Wirbelbett, Blasensäule, Waben adiabat, isotherm, polytrop Temperatur C C Druck > 1 bar > 10 bar Entwicklungsstand Pilot-/Demo-Anlagen kommerziell GHSV < 110 h h -1 max. vol.-spez. Methanbildungsrate Limitierung 67 l/(l h) l/(l h) Gas-flüssig Stofftransport, Konzentration Mikroorganismen Thermodynamik Blasensäule: Gas-flüssig Stofftransport DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 24

25 Studie biologische F. Graf: Vergleich biologische und katalytische Vergleich biologische und katalytische (II) Erzeugung einspeisefähiges Gas (y CH4,max > 95 mol-%) Biologische möglich Katalytische möglich Schwefeltoleranz hoch gering Lastwechseltoleranz flexibel mäßig flexibel Hilfsstoffe Nährstoffe, Pufferlösung Katalysator Bedarf an elektrischer Prozessenergie in kwh/m 3 SNG (Einspeisedruck 16 bar) 0,4-1,8 < 0,4 Nutzung Reaktionswärme bedingt möglich sehr gut möglich DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 25