Technoökonomische Studie zur Biomasse-KWK und Überleitung zur aktuellen Studie Optimierte KWK-Systeme Partner: Repotec Umwelttechnik GmbH EVN AG Güssinger Fernwärme GmbH Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und technische Biowissenschaften der Technischen Universität Wien (Sitz der ARGE)
Studie TU Wien [energy from biomass] Inhalt und Methodik Charakterisierung der technischen Verfahren zur KWK aus Biomasse Erhebung von technischen und wirtschaftlichen Daten konkreter Anlagen aus der Praxis Wirtschaftlicher Vergleich der unterschiedlichen Technologien nach Einführung einer gleichen Basis Vergleich mit anderen (ausländischen) neueren Studien Ziel: Typische Stromgestehungskosten Überleitung zur aktuellen Studie Optimierte KWK-Systeme
Charakterisierung der technischen Verfahren zur KWK aus Biomasse Verfahren auf Verbrennungsbasis: Feuerung Wärmeübertragung Wärmeübertragu ngng Dampfturbinen Dampfmotoren ORC-Prozess (Stirlingmotor) Wärme Kreisprozess Strom Verfahren auf Vergasungsbasis: Festbettvergasung WS-Vergasung Luft-/Dampfvergasung Vergasung Gasreinigung Gasnutzung Wärmenutzung
Betrachtete Anlagen Anlage Betreiber Technologie Stand Größe Dampfmotor-KWK Rinden-KWK-Enns Biomasse Heizkraftwerk Bad St. Leonhard Hasag Möbel GmbH, Attnang- Puchheim Donausäge Rumplmayr, Enns Kraft und Wärme aus Holz GmbH (kwh) Dampfkolbenmotor Marktreife 4,3 MWth Gegendruck- und Marktreife 18 MWth Kondensationsdampfturbine Gegendruckdampfturbine Marktreife 20 MWth Biomasse-KWK- Fuchsluger Gegendruckdampfturbine Marktreife 4 MWth Waidhofen ORC-KWK-Lienz Stadtwärme Lienz ORC-Prozess Marktreife 8 MWth ORC-KWK-Hard Biostrom GmbH ORC-Prozess Marktreife 8 MWth Wirbelschicht- Dampfvergasung/Gasmotor Festbett- Gleichstromvergasung/ Gasmotor Biomasseheizkraftwerk Güssing Biomasse- Blockheizkraftwerk Wr. Neustadt Fernwärme Güssing GmbH EVN Demonstration Demonstration 8 MWth 2 MWth
Technologiespezifische Kosten Leistung/ Kostenart Einheit Rostfeuerung- Stirlingmotor 0,9 MWth [energy from biomass] Rostfeuerung- Dampfmotor 4,3 MWth Festbett- Luftvergasung- Gasmotor 2,0 MWth Rostfeuerung- ORC-Prozess 8,0 MWth Wirbelschicht- Dampfvergasung- Gasmotor 8,0 MWth Rostfeuerung- Gegendruckdampfturbine 18,5 MWth Brennstoffwärmeleistung kw th 900 4300 2000 8000 8000 18500 El. Generatorleistung kw el,brut 50 580 580 1130 2000 2700 El. Eigenverbrauch kw 30 80 100 180 300 200 El. Nettoleistung kw el,net 20 480 480 950 1700 2500 Nutzbare Fernwärmeleistung Investition (Anlage, Gebäude, MSRT) Investition (Anlage, Gebäude, MSRT) Wartung und Instandhaltung Sonstige Fixkosten (Pacht, Versicherung) kw Q 800 3050 720 6100 4500 12000 /kw el,brut 8784,00 3775,56 5172,41 4630,09 5000,00 2637,96 /kw th 488,00 509,26 1500,00 654,00 1250,00 385,00 % Invest. p.a. 1,0 2,5 3,0 2,0 * 3,0 2,0 % Invest. p.a. 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 Personalaufwand /a 40 000 40 000 40 000 60 000 160 000 120 000 Betriebsmittelkosten /MWh th 0,00 1,03 1,00 0,20 1,70 0,14
Kosten- und Erlösverteilung am Beispiel GüssingG Betriebsmittel Entsorgung Kosten Jährliche Abschreibung/Kred itrate (5 % p.a. real, 15 Jahre Laufzeit) Erlöse Wärme Brennstoff Wartung/ Instandhaltung Strom Pacht, Versicherung Personal
Stirlingmotor Dampfmotor FB-Vergasung ORC-Prozess WS-Vergasung Dampfturbine
Standard-Rahmenbedingungen für f r den Vergleich Volllaststunden im Bezug auf Strom 6000 h/a Volllaststunden im Bezug auf Wärme 4000 h/a Kalkulatorische Berechnungsdauer 13 a Kalkulatorischer Mischzinssatz 6 % p.a. Brennstoffkosten inkl. Entsorgung der Asche 14 /MWh Wärmetarif ab Kraftwerk 20 /MWh Q Keine Investförderung angenommen Korrektur der Anlagengröße nach Schaidhauff [1998]: K Stromgestehung = a P b el b = -0,28
Stromgestehungskosten am derzeitigen Stand der Technik Electricity production costs [ /MWh] 300 250 200 150 100 50 Steam engine Fixed bed gasification ORC-Process Back pressure steam turbine Fluidised bed gasification No investment subsidies 6 % p.a for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load capacity heat: 4000 h Full load capacity electricity: 6000 h Incoming heat leads : 20 /MWh 0 1 10 100 Fuel power [MW th ]
Variationen 2 Leistungsklassen 3 MW th 20 MW th Dampfmotor, FB-Vergasung, ORC-Prozeß WS-Vergasung, Dampfprozeß Folgende Variationen wurden durchgeführt: Jahresvolllaststunden Wärmeabsatzpreis ab Kraftwerk Investförderung als verlorener Zuschuss Biomassepreis Kalkulatorische Betrachtungsdauer
Electricity production costs [ /MWh] 700 600 500 400 300 200 100 0 Einfluss der Volllaststunden 0 2000 4000 6000 8000 10000 Total full load hours [h/a] No investment subsidies 6 % p.a for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load hours p.a. for heat are set to 2/3 of the total full load hours p.a. Full load hours p.a. electricity: 6000 h Feed in tariffs heat: 20 /MWh Fixed bed gasifier 3 MWth ORC-Process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fluidised bed gasifier 20 MWth Steam turbine 20 MWth
Stromgestehungskosten bei unterschiedlichen Absatzpreisen der WärmeW Electricity production costs [ /MWh] 400 350 300 250 200 150 100 50 0 0 10 20 30 40 Feed in tariffs for heat [ /MWh] No investment subsidies Interest rates: 6 % p.a. for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load hours p.a.heat: 4000 h Full load hours p.a.electricity: 6000 h Fixed bed gasifier 3 MWth ORC-Process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fluidised bed gasifier 20 MWth Steam turbine 20 MWth
Electricity production costs [ /MWh] 250 200 150 100 50 0 [energy from biomass] Einfluss der Investförderung 0 10 20 30 40 50 60 Investment subsidies [%] 6 % p.a. for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load hours p.a. heat: 4000 h Full load hours p.a. electricity: 6000 h Feed in tariffs heat: 20 /MWh Fixed bed gasifier 3 MWth ORC-Process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fluidised bed gasifier 20 MWth Steam turbine 20 MWth
Stromgestehungskosten bei unterschiedlichen Preisen für f die eingesetzte Biomasse Electricity production costs [ /MWh] 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 0 5 10 15 20 25 30 Fuel price [ /MWh] No investment subsidies Interest rates: 6 % p.a. for 13 years Full load hours p.a. heat: 4000 h Full load hours p.a. electricity: 6000 h Feed in tariffs heat: 20 /MWh Fixed bed gasifier 3 MWth ORC-Process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fluidised bed gasifier 20 MWth Steam turbine 20 MWth
Kalkulatorische Betrachtungsdauer Electricity production costs [ /MWh] 400 350 300 250 200 150 100 50 0 0 10 20 30 40 No investment subsidies 6 % p.a. Fuel costs: 14 /MWh Full load hours p.a. heat: 4000 h Full load hours p.a. electricity: 6000 h Feed in tariffs heat: 20 /MWh Fixed bed gasifier 3 MWth ORC-Process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fluidised bed gasifier 20 MWth Steam turbine 20 MWth Pay back period [a]
Deutsche Studie zu Stromgestehungskosten aus Biomasse (Quelle: Vogel, Kaltschmitt, 2007) Leistungsgröße: 500 kwel Brennstoff: Hackgut Betrachtete Technologien: Verbrennung mit Dampfmotor oder Dampfschraube Verbrennung mit ORC-Prozess Vergasung mit Festbett und Gasmotor Vergasung mit Zweistufenvergaser und Gasmotor
- kalkulatorische - durchschnittliche - Instandhaltungsfaktor - Instandhaltungsfaktor - spezifische - Volllaststunden - Volllaststunden - spezifischer - durchschnittliche, - Kosten - sonstige [energy from biomass] Deutsche Studie zu Stromgestehungskosten für 500 kwel (Quelle: Vogel, Kaltschmitt, 2007) Parameter Basisdaten: Nutzungsdauer der Anlage - Nominalzins Inflationsrate Anlage und Peripherie Infrastruktur Brennstoffkosten Stromerzeugung Wärmeerzeugung Wärmeverkaufspreis (frei Anlage) spezifische Personalkosten für Wartungs- und Reinigungsarbeiten - Versicherung Nebenkosten Rahmenannahmen 20 a 8%/a 2,5 %/a 2%/a 1%/a 14 /MWh BWL 40,5 /t feucht 6000 h/a 4000 h/a 20 /MWh th. 50000 /a Mitarbeiter 3 %/a (Investitionskosten-bezogen) 1 %/a (Investitionskosten-bezogen) 0,75 %/a (Investitionskosten-bezogen)
Vergasungs- und verbrennungsbasierter Konzepte elektrischer Wirkungsgrad (links) und Gesamtwirkungsgrad (rechts) vs. Stromgestehungskosten (Vogel, Kaltschmitt,, 2007) Vergasung kurzfristig Vergasung Kostenentwicklung mittelfristig Verbrennung kurzfristig Verbrennung Kostenentwicklung mittelfristig Vergasung Technikentwicklung mittelfristig Vergasung Technik- und Kostenentwicklung mittelfristig Verbrennung Technikentwicklung mittelfristig Verbrennung Technik- und Kostenentwicklung mittelfristig L= Lernkurveneffekte T= Technische Entwicklung T L+T L Vergasung günstig 35 30 25 20 ηel. [%] T T L L+T L+T Verbrennung günstig 90 85 80 75 70 ηgesamt [%] 30 ungünstig T L+T L Verbrennung 25 20 15 Stromgestehungskosten [ ct/kwh el.] 15 10 10 L ungünstig Vergasung 30 25 20 15 Stromgestehungskosten [ ct/kwhel.] 65 60 10
Wärme- und Stromgestehungskosten, CH, 2006 Quelle: Th. Nussbaumer et al. Leistungsgröße: KWK 0,5 MWel 5 MWel Brennstoff: Hackgut Betrachtete Technologien: Rostfeuerungen mit Dampfprozess und Elektroentstauber Finanztechnische Randbedingungen nicht standardisiert. Zuteilung der Kosten zu Strom- und Wärmeerzeugung im Verhältnis 2,5:1
/MWh 250 [energy from biomass] Wärme- und Stromgestehungskosten, CH, 2006 Quelle: Th. Nussbaumer et al. 188 125 Strom 62 Wärme 0 5 10 15 20 25 Leistung Q th +P el MW
Stromgestehungskosten am derzeitigen Stand der Technik Electricity production costs [ /MWh] 300 250 200 150 100 50 Steam engine Fixed bed gasification ORC-Process Back pressure steam turbine Fluidised bed gasification No investment subsidies 6 % p.a for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load capacity heat: 4000 h Full load capacity electricity: 6000 h Incoming heat leads : 20 /MWh Festbettvergasung, DE Dampfmotor/ORC, DE Dampfturbine, CH 0 1 10 100 Fuel power [MW th ]
Stromgestehungskosten zukünftiger KWK-Anlagen Electricity production costs [ /MWh] 250 200 150 100 50 0 0 10 20 30 40 50 No investment subsidies Interest rates: 6 % p.a for 13 years Fuel costs: 14 /MWh Full load capacity heat: 4000 h Full load capacity electricity: 6000 h Feed in tariffs heat: 20 /MWh ORC-process 3 MWth Steam engine 3 MWth Fixed bed gasification 3 MWth Fluidised bed gasification 20 MWth Steam turbine 20 MWth Number of future plants
Bandbreite der derzeitigen Stromerzeugungskosten aus erneuerbaren Energien (Quelle: Nitsch et. al 2004)
Zusammenfassung der bisherigen Studien Studie beruht aus ausgeführten Anlagen, also auf realen belastbaren Daten Notwendigkeit der Festlegung von Rahmenbedingungen für den Vergleich Starke Abhängigkeit der Wirtschaftlichkeit von der Wärmeauskopplung Starke Abhängigkeit der Stromgestehungskosten von der Anlagengröße Starke Abhängigkeit der Stromgestehungskosten von den Brennstoffkosten Kein großer Unterschied im Hinblick auf die Technologien Ähnliche Ergebnisse bei ausländischen Studien
EdZ-Projekt Optimierte KWK-Systeme Systeme Fokus: praxisorientierte Untersuchung bestehender Kraft-Wärme-Kopplungen Betrachtete Anlagen (Verbrennungsanlagen) Leistungsbereich kleiner 2 MW el Arbeitsmaschine auf Basis rechtsläufiger Kreisprozess ORC Prozess Dampfturbine Dampfschraubenexpander, Dampfmotor
Projekt Inhalte (1) Recherche nach Anlagen in Österreich und Auswahl von repräsentativen Systemen Untersuchung und Kostenerhebung der Einzelkomponenten Dampfturbine Kondensator Wärmeabnehmer, Ermittlung Lastprofil Evakuierungseinrichtungen Eigenstrombedarf Bewertung des Standes der Technik
Projekt Inhalte (2) Prozesssimulation verschiedenster Verschaltungen Kondensator (Variation Temperatur, Bauart) Detaillierte Betrachtung der Dampfturbinen Variation der Evakuierungseinrichtung Berechnung mit realistischen Lastprofilen der Wärmeabnehmer Wirtschaftlichkeitsberechnung Auf Basis einer optimalen Anlagenvariante werden die Randbedingungen, wie Brennstoffpreis variiert und die Stromgestehungskosten berechnet.
Inhalt der Präsentation Ergebnisse: Präsentation der Situation derzeit installierter KWK-Systeme Berechnung der Stromgestehungskosten als Vergleichswert Ermittlung der optimalen Anlagenverschaltung