Power to Gas an Biogasanlagen g als Kuppelstelle zwischen Strom- und Gasnetz

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1 Power to Gas an Biogasanlagen g als Kuppelstelle zwischen Strom- und Gasnetz MicrobEnergy GmbH Ulrich Schmack rgy GmbH / MicrobEner Seite 1 04/

2 Inhalt 1. Energiewende und eigene Annahmen dazu 2. Ein mögliches Szenario 2050 und seine Herausforderungen 3. Biologische Methanisierung 4. Rolle und Potenziale der PtG-Technologie rgy GmbH / MicrobEner Seite 2 04/

3 Inhalt 1. Energiewende und eigene Annahmen dazu 2. Ein mögliches Szenario 2050 und seine Herausforderungen 3. Biologische Methanisierung 4. Rolle und Potenziale der PtG-Technologie rgy GmbH / MicrobEner Seite 3 04/

4 Seite 4 04/ / MicrobEner rgy GmbH Viessmann Gruppe -Komplettanbieter Broad Distribution Systems Engineering g 1.5 kw kw

5 Eigene Annahmen zur Energiewende Vier Hauptaussagen Szenario 2050 und der Weg dorthin Strom wird überwiegend aus Sonne und Wind erzeugt Witterungsbedingt t wird Strom zeitweise i sehr günstig, zeitweise aber auch sehr teuer sein Viel Windstrom wird im Norden/ Nordosten erzeugt werden - Strom im Wärmemarkt - Stromgeführter t KWK-Betrieb - Wärmespeicher als mittelbaren Speicher - Batteriesystemen als Kurzzeitspeicher - Gasnetz als saisonaler Speicher - Gasnetz als Versorgungssicherheit h i Es wird deutlich mehr Leistung installiert sein, als durchschnittliche Last benötig wird, dadurch entstehen z. T. sehr große Überschüsse Nachdem die Grid-Parity am Verbrauchszähler erreicht ist, wird sich der PV (und Wind)-Ausbau zum Teil auch ohne Förderrichtlinien fortsetzen Bei steigenden Strombezugs- kosten wegen höheren Netzumlagen werden Eigenversorgungssysteme für Haushalt und Gewerbe attraktiver - Stromspeicherung Tages- Wochen- und Quartalszyklisch erforderlich - Strom wird im Wärmemarkt gespeichert - Bedarfsverschiebung als Wertschöpfung Point of no return ist bereits 2012 überschritten rgy GmbH / MicrobEner Seite 5 04/

6 Inhalt 1. Energiewende und eigene Annahmen dazu 2. Ein mögliches Szenario 2050 und seine Herausforderungen 3. Biologische Methanisierung 4. Rolle und Potenziale der PtG-Technologie rgy GmbH / MicrobEner Seite 6 04/

7 Energiesystem Deutschland Heute hohe Primärenergieverluste Endenergiebedarf 2010 Verkehr Elektrizität Wärme Σ2.400 Um Endenergie (Nutzenergie) bereit zu stellen, werden in Deutschland heute ca Primärenergie eingesetzt. Wir leisten uns derzeit einen Verlust von 40%. Dieser Verlust entspricht ca. 200 Mio. Tonnen Steinkohle, auf LKWs verladen (30t Ladung, 20m Länge) bedeutet das eine LKW Kette von km, das entspricht dreimal dem Erdumfang. rgy GmbH / MicrobEner Seite 7 04/

8 Energiesystem Deutschland Stromproduktion heute konventionell/hohe Auslastung Endenergiebedarf 2010 Verkehr Elektrizität Wärme Σ2.400 Stromproduktion netto (nach Verlusten) 2012: Kernenergie: 12 GW x 7500 h 90 Fossil inkl. Pumpspeischer 90 GW x 3300 h 300 Erneuerbare: 70 GW x 1600 h 110 installierte Leistung 172 GW x 3000 h Strombedarf Ø : 57 GW x 8760 h Σ500 Höchstlast: 84 GW rgy GmbH / MicrobEner Seite 8 04/

9 Energiesystem Deutschland Stromproduktion heute konventionell/hohe Auslastung Endenergiebedarf 2010 Verkehr Elektrizität Wärme Σ2.400 Stromproduktion netto (nach Verlusten) 2012: Kernenergie: 12 GW x 7500 h 90 Fossil inkl. Pumpspeischer 90 GW x 3300 h 300 Erneuerbare: 70 GW x 1600 h 110 installierte Leistung 172 GW x 3000 h Strombedarf Ø : 57 GW x 8760 h Σ500 Höchstlast: 84 GW Ø Last zu installierter Leistung = Faktor 3 rgy GmbH / MicrobEner Seite 9 04/

10 Energiesystem Deutschland - zukünftig Einsparungen im Verkehrs- und Wärmesektor angestrebt Endenergiebedarf 2010 Verkehr Elektrizität Wärme Endenergiebedarf Σ2.400 (Ziel der Bundesregierung: 40% Einsparung durch Effizienz zu 2010) Davon Verkehr 400 Davon Elektrizität 500 Davon Wärme 550 Σ1.450 Seite / MicrobEne ergy GmbH

11 Energiesystem Deutschland - zukünftig Überwiegende Erzeugung aus Erneuerbare Endenergiebedarf 2050 (Ziel der Bundesregierung: 40% Einsparung durch Effizienz zu 2010) Davon Verkehr Davon Elektrizität Davon Wärme Energieproduktion 2050: Σ1.450 Ziel der Bundesregierung: 60% Endenergie aus Erneuerbare Windkraft 200 GW x h 600 PV 200 GW x h 200 Sonstige EE 50 GW x h 100 installierte Leistung 450 GW x h Strombedarf Ø : 57 GW x h Σ500 Überproduktion p.a.: ca. Σ400 Überlast peak 200 bis 300 GW Seite / MicrobEne ergy GmbH

12 Energiesystem Deutschland - zukünftig Überwiegende Erzeugung aus Erneuerbare Endenergiebedarf 2050 (Ziel der Bundesregierung: 40% Einsparung durch Effizienz zu 2010) Davon Verkehr Davon Elektrizität Davon Wärme Energieproduktion 2050: Σ1.450 Ziel der Bundesregierung: 60% Endenergie aus Erneuerbare Windkraft 200 GW x h 600 PV 200 GW x h 200 Sonstige EE 50 GW x h 100 installierte Leistung 450 GW x h Ø Last zu Strombedarf Ø : 57 GW x h Σ500 installierter Leistung = Faktor 8 Überproduktion p.a.: ca. Σ400 Überlast peak 200 bis 300 GW Seite / MicrobEne ergy GmbH

13 Photovoltaik 206 GW 201 Wind onshore 205 GW 513 Wind offshore 25 GW 88 Wasserkraft 5 GW 21 Elektrische Last 500 Überschußstrom 5 Strom-Export KWK+solar zentral total 611 elektr. WP + solar Mini-KWK + solar Strom Import 0 GW 0 Viessm mann Werke Gas-WP + solar Σ441 GW Σ 823 Quelle: Fraunhofer ISE, Hans Martin Henning 2012, eigene Berechnungen Überschußwärme Σ1.120

14 Photovoltaik 206 GW 201 Wind onshore 205 GW 513 Wind offshore 25 GW 88 Wasserkraft 5 GW 21 Strom Import 0 GW 0 Σ441 GW Σ 823 Energetische Sanierung Reduktion des Wärmebedarfs auf 60% des 2010-Wertes Wandlungs- und Wärmeverluste Ca. 200 Energie aus Biomasse, Erdgas und Umwelt Ca. 500 Quelle: Fraunhofer ISE, Hans Martin Henning 2012, eigene Berechnungen Elektrische Last 500 Überschußstrom 5 Strom-Export KWK+solar zentral total 611 elektr. WP + solar Mini-KWK + solar Viessm mann Werke Gas-WP + solar Überschußwärme Σ1.120

15 Photovoltaik 206 GW 201 Wind onshore 205 GW 513 Wind offshore 25 GW 88 Wasserkraft 5 GW 21 Strom Import 0 GW 0 Σ441 GW Σ 823 Biomasse 50 Erdgas 50 Energetische Sanierung Reduktion des Wärmebedarfs auf 60% des 2010-Wertes Wandlungs- und Wärmeverluste Ca. 200 Energie aus Biomasse, Erdgas und Umwelt Ca. 500 Elektr. Wärmepumpe 145 GW Solarthermie Zentral 29 GW Solarthermie 76 GW Mini-KWK 30 GW Solarthermie 0 GW Quelle: Fraunhofer ISE, Hans Martin Henning 2012, eigene Berechnungen Elektrische Last 500 Überschußstrom 5 Strom-Export KWK+solar zentral total 611 elektr. WP + solar Gas- Wärmepumpe 48 GW Mini-KWK + solar Viessm mann Werke Gas-WP + solar Solarthermie 25 GW Überschußwärme Σ1.120

16 Photovoltaik 206 GW 201 Wind onshore 205 GW 513 Wind offshore 25 GW 88 Wasserkraft 5 GW 21 Strom Import 0 GW Σ441 GW Σ Batteriespeicher 56 GWh 69 GW 7 14 Wärmespeicher zentral 47 Mio. m³ Elektr Wärmepumpe GW Wärme- speicher Solarthermie GW Biomasse 50 Erdgas Energetische Sanierung Reduktion des Wärmebedarfs auf 60% des 2010-Wertes Wandlungs- und Wärmeverluste Ca GWh GuD 24 GW KWK zentral 11 GW Solarthermie Zentral 29 GW 5.1 Powerto-Gas Methanspeicher Mini-KWK 30 GW 61 Twh Wärmespeicher Solarthermie GW Gas- Wärmepumpe 48 GW Elektrische Last 500 Pump- speicher Überschußstrom 5 Strom-Export KWK+solar zentral total 608 elektr. WP + solar Mini-KWK + solar Viessm mann Werke Gas-WP + solar Energie aus Biomasse, Erdgas und Umwelt 0 Solarthermie 25 Wärmespei- 10 cher Ca GW Überschußwärme Quelle: Fraunhofer ISE, Hans Martin Henning 2012, eigene Berechnungen Σ1.120

17 Photovoltaik 206 GW 201 Wind onshore 205 GW 513 Wind offshore 25 GW 88 Wasserkraft 5 GW 21 Strom Import 0 GW Σ441 GW Σ Batteriespeicher 56 GWh 69 GW 7 14 Wärmespeicher zentral 47 Mio. m³ Elektr Wärmepumpe GW Wärme- speicher Solarthermie GW Biomasse 50 Erdgas Energetische Sanierung Reduktion des Wärmebedarfs auf 60% des 2010-Wertes Wandlungs- und Wärmeverluste Ca GWh GuD 24 GW KWK zentral 11 GW Solarthermie Zentral 29 GW 5.1 Powerto-Gas Methanspeicher Mini-KWK 30 GW 61 Twh Wärmespeicher Solarthermie GW Gas- Wärmepumpe 48 GW Elektrische Last 500 Pump- speicher Überschußstrom 5 Strom-Export KWK+solar zentral total 608 elektr. WP + solar Mini-KWK + solar Viessm mann Werke Gas-WP + solar Energie aus Biomasse, Erdgas und Umwelt 0 Solarthermie 25 Wärmespei- 10 cher Ca GW Überschußwärme Quelle: Fraunhofer ISE, Hans Martin Henning 2012, eigene Berechnungen Σ1.120

18 Photovoltaik 206 GW 201 Wind onshore 205 GW 513 Wind offshore 25 GW 88 Wasserkraft 5 GW 21 Strom Import 0 GW Σ441 GW Σ Batteriespeicher 56 GWh 69 GW 7 14 Wärmespeicher zentral 47 Mio. m³ Elektr Wärmepumpe GW Wärme- 186 speicher Solarthermie GW Biomasse 50 Erdgas GWh 12 7 GuD 24 GW Powerto-Gas Methanspeicher Gesamtinvestition ca. 800 bis Mrd. Jährliche Kosten ca. 100 bis 120 Mrd. KWK Das entspricht 20 zentral in etwa den heutigen Ausgaben für 11 GW Energie pro Jahr 1 Solarthermie Zentral 29 GW Viele Untersuchungen, Studien und andere Quellen kommen zu einem ähnlichen Ergebnis, Mini-KWK z.b., 122 Fraunhofer ISE, Photon, IZES, Ökoinstitut, BEE, 5.1 Boston Consulting Group Energetische Sanierung Reduktion des Wärmebedarfs auf 60% des 2010-Wertes Wandlungs- und Wärmeverluste Ca GW Twh Wärmespeicher Solarthermie GW Gas- Wärmepumpe 48 GW Elektrische Last 500 Pump- speicher Überschußstrom 5 Strom-Export KWK+solar zentral total 608 elektr. WP + solar Mini-KWK + solar Viessm mann Werke Gas-WP + solar Energie aus Biomasse, Erdgas und Umwelt 0 Solarthermie 25 Wärmespei- 10 cher Ca GW Überschußwärme Quelle: Fraunhofer ISE, Hans Martin Henning 2012, eigene Berechnungen Σ1.120

19 Seite 19 04/ MicrobEnergy GmbH Ein mögliches Szenario 2050 Winterwoche Quelle: Fraunhofer ISE, Hans Martin Henning 2012

20 Seite 20 04/ MicrobEnergy GmbH Ein mögliches Szenario 2050 Frühjahrswoche Quelle: Fraunhofer ISE, Hans Martin Henning 2012

21 Seite 21 04/ MicrobEnergy GmbH Ein mögliches Szenario 2050 Sommerwoche Quelle: Fraunhofer ISE, Hans Martin Henning 2012

22 Früher: Bedarfsabhängige Erzeugung Gut und langfristig planbar Stundenkontrakte Tagesganglinie g g 50 GW Spitzenlast Grundlast Langfristige Basisversorgung Viessm mann Werke Strategieme eeting Folie

23 Zukünftig: Erzeugung witterungsbedingt nur kurzfristig planbar, lokal unterschiedlich 50 GW PV-Energie Viessm mann Werke Strategieme eeting Folie

24 Zukünftig: Erzeugung witterungsbedingt Speicher verschieben Erzeugung Richtung Bedarf PV-Energie 50 GW Wind-Energie i Viessm mann Werke Strategieme eeting Folie

25 Zukünftig: Erzeugung witterungsbedingt Günstiger ist es, den Bedarf Richtung Erzeugung zu verschieben PV-Energie 50 GW Wind-Energie i Viessm mann Werke Strategieme eeting Folie

26 Herausforderungen der Energiewende Statt steuerbare Erzeugung steuerbaren Verbrauch Die Herausforderung besteht darin, dass wir von einer bedarfsabhängigen Erzeugung zu einer dargebotsabhängigen Verwendung kommen müssen. Dem Marktgesetz von Angebot und Nachfrage folgend kann daraus geschlossen werden, dass die geänderten Strukturen auf der Erzeugungsseite eine Änderungen der Strukturen auf der Verbrauchsseite nach sich ziehen werden marktbedingt zunächst lokal, dann regional und langfristig national/international Der Wärmemarkt ist aufgrund der tageszyklischen Speicherbarkeit prädestiniert, den Überschussstrom dargebotsabhängig gg zu verwenden Wertschöpfung erfolgt dort, wo die Steuerung des Verbrauchs optimiert werden kann Seite / MicrobEne ergy GmbH

27 Seite 27 04/ MicrobEnergy GmbH Wärmemarkt als Lösungsanbieter Speicherpotential Power to heat Stromnetz Betrieb BHKW Gasnetz

28 Wärmemarkt als Lösungsanbieter Speicherpotential Power to heat Stromnetz Betrieb Gasnetz BHKW vermiedenes Gas Seite / MicrobEne ergy GmbH

29 Wärmemarkt als Lösungsanbieter Speicherpotential Power to heat Haushalte in Deutschland mit eigener ZentralWW-Heizung ca. 18 Mio. Theoretisch mögl. Heizstableistung pro Haushalt 10 kw Gesamt Leistung ca. 180 GW Kapazität pro Tag (nur Warmwasserbereitung = 10kwh/Haushalt und Tag) ca. 180 GWh/d Kapazität pro Jahr ca. 65 /a Zum Vergleich: Am bisher ertragreichsten PV Tag in Deutschland (25. Mai 2012) betrug die PV Einspeisung 179 GWh Seite / MicrobEne ergy GmbH

30 Zukünftig: Erzeugung witterungsbedingt Neben kurzfristigen sind mittelfristig auch saisonale Effekte auszugleichen Seite / MicrobEne ergy GmbH

31 Zukünftiges Energiesystem: Kopplung von Strom und Gasnetz Power to Gas Seite Seite 31 4/ MicrobEnergy GmbH

32 Inhalt 1. Energiewende und eigene Annahmen dazu 2. Ein mögliches Szenario 2050 und seine Herausforderungen 3. Biologische Methanisierung 4. Rolle und Potenziale der PtG-Technologie Seite / MicrobEne ergy GmbH

33 Biologische Methanisierung Biogas-Prozess 50% CH 4 50% CO 2 Biomasse (Polymere) Hydrolyse Monomere (gelöste org. Verbind.) Acidogenese organische Säuren Alkohole CO 2 + H 2 Acetogenese Essigsäure Methanogenese Biogas: 50% CH % CO 2 Seite / MicrobEne ergy GmbH

34 Biologische Methanisierung Biogas-Prozess + biol. Methanisierung 50% CH Elektrolyse 4 50% CO 2 H2 Biomasse (Polymere) Hydrolyse Monomere (gelöste org. Verbind.) Acidogenese A organische Säuren Alkohole CO 2 + 4H 2 Acetogenese Essigsäure Methanogenese Biogas: 95% CH 4 (SNG) Seite / MicrobEne ergy GmbH

35 Biologische Methanisierung Methanogenese Wenig komplexer Prozess Methanogenese Regulierbar: -Anschaltbar bei Verfügbarkeit von H 2 /CO 2 -Abschaltbar bei Fehlen der Gase = Ruhezustand der Mikroorganismen Wirkungsgrad von 75 bis 80% CO 2 + 4H 2 CH 4 +2HO 2 Quelle: Brock, Mikrobiologie Seite / MicrobEne ergy GmbH

36 Zwei Möglichkeiten der Methanisierung: Technisch-katalytisch h ti h und biologisch i Technische Lösung: Sabatier-Prozess (1902) Biologische Lösung: Methanogenese Pro: Überschussstrom Pro: Gut steuerbar Gute Skalierbarkeit Kontra: Seltene Rohstoffe Empfindlicher Katalysator Hohe Reinheit der Gase erforderlich Hohe Temperatur Geringe Flexibilität Hoher Druck Temperatur (>250 C) geeigneter Katalysator Wahrscheinlicher Einsatzbereich: zentral bei großtechnischen Industrieprozessen z.b. wie Kraftwerken,Stahl- oder Zementherstellg. Elektrolyse 2H 2 O 2 H 2 +O 2 Methanisierung 4 H 2 +CO 2 CH 4 +H 2 O Temperatur (40-70 C), wässrige Umgebung Geringe g Temperatur Niedriger Druck (Biogasanwendung) Keine hohen Anforderungen an Reinheit der Gase Flexibel Kleine Einheiten Dezentraler Einsatz möglich Kontra: Biologisches System Wahrscheinlicher Einsatzbereich: dezentral bei Brauereien, Brennereien und Biogasanlagen 4/ MicrobEne ergy GmbH Seite e 36

37 Restwasserstoff kleiner 5% in der kontinuierlichen Cofire-Kultur unter Vergärung von Maissilage il und Zumischen von Wasserstoff 32,0 NL H 2 Wasserstoffumsatz 94% 2,1 NL H 2 24,5 NL CH Eduktgasqualität: Produktgasqualität: 4 CH 4 : 52% 32,7 NL CH CH 47,2 NL 4 4 : 66% CO 2 : 48% CO 2 : 30% Biogas 22,6 NL CO 2 15,0 NL CO H 2 : 4% 2 79,2 NL Mischgas 49,1 NL Produktgas Seite / MicrobEne ergy GmbH

38 Erstes BION -Projekt im technischen Maßstab Elektrolyse: El. Leistung: H2-Produktion: Alkali Elektrolyse (ErreDue) 110 kw max. 20Nm³ H2 Verwendung: Methanisierung i im Biogasfermenter CH4 Verwendung: Ziel des Projektes: Rückverstromung im BHKW Demonstration und Weiterentwicklung der Technologie 100m³-Fermenter Seite / MicrobEne ergy GmbH

39 Inhalt 1. Energiewende und eigene Annahmen dazu 2. Ein mögliches Szenario 2050 und seine Herausforderungen 3. Biologische Methanisierung 4. Rolle und Potenziale der PtG-Technologie Seite / MicrobEne ergy GmbH

40 Regelenergiemarkt Notwendigkeit von Regelleistung Last höher als Prognose Abruf von positiver Regelleistung Prognose höher als Last Abruf von negativer Regelleistung Quelle: dena: Integration EE, Endbericht ( , Seite 74) Prognosefehler: Abweichung des viertelstündlichen Mittelwerts der tatsächlichen Last vom prognostizierten Wert Rauschen: Abweichungen des tatsächlichen Verlaufs der Last vom viertelstündlichen Mittelwert Seite / MicrobEne ergy GmbH

41 Regelenergie Regelenergiemarkt - Leistung Verbrauch Erzeugung g Max. 84 GW PV 28 GW Wind 30 GW Konv. 97 GW min. 20 GW Biom. 6GW neg. Regelleistung Minutenreserve 2,4 GW Sekundärregel- leistung 2,1 GW Primär- regel- Leistung 0,6 GW Primärregel- leistung 0,6 GW pos. Regelleistung Sekundär- Minutenreserve leistung regel- 2,1 GW 2,4 GW Seite / MicrobEne ergy GmbH

42 Wirtschaftliche Betrachtungen Ausgangszustand 55% CH 4 45 % CO 2 0% H 2 Rohbiogas 500 Nm³/h CH 4 CO Nm³/h 225 Nm³/h Gasaufbereitung Biomethan (~100%CH4) 275 Nm³/h Gasn netz Seite / MicrobEne ergy GmbH

43 Wirtschaftliche Betrachtungen Biogasanlage mit PtG Anlage 60% CH 4 Rohbiogas 506 Nm³/h CH 4 CO 2 H Nm³/h 197 Nm³/h 6Nm³/h 39 % CO 2 1% H 2 Biomethan Gasaufbereitung (~100%CH4) 304 Nm³/h davon Speichergas 29 Nm³/h Gasn netz H 2 Elektrolyseur 120 Nm³/h Seite / MicrobEne ergy GmbH

44 Biogas: Die Technologie zum Ausgleich von fluktuierenden erneuerbaren Energien und Nachfrageschwankungen Leistung Stromnetz Stromüberschuß Strom-Produktion Elektrolyseur Methani- sierung BHKW Stromdefizit Einspeisung erneuerbarer Energien Stromnachfrage Gasleitung Zeit Seite / MicrobEne ergy GmbH

45 Speicherpotenzial Biogas Biogasanlagen in Deutschland Biogasanlagen in Deutschland: ca Installierte Leistung: ca. 3 GW Durchschnittliche Laufzeit p.a. ca h Produzierte el. Energie: Speicherkap. Derzeit (4h) Umbau intermittierender Betrieb: Kopplung mit PtG: ca. 22 ca. 12 GWh ca. 9 GW ca. 48 GWh ca. 15 GW ca. 75 GWh Installierte neg. Leistung bei 1000h Betrieb/a: ca. 30 GW Seite / MicrobEne ergy GmbH

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