Power-to-Gas: Modellierung von Anwendungspfaden zur wirtschaftlichen Abschätzung angenommener Betriebsszenarien

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung
1.1 Problemstellung
1.2 Zielsetzung

2 Methodik
2.1 Rechtliche Rahmenbedingungen
2.1.1 Österreich
2.1.1.1 Elektrzitätswirtschafts- und –organisiationsgesetz 2010 – 6/2013
2.1.1.2 ÖVGW G31 und G33
2.1.1.3 Weitere Einflussgrößen
2.1.2 Deutschland
2.1.2.1 Energiewirtschaftsgesetz EnWG
2.1.2.2 Erneuerbare Energien Gesetz EEG
2.1.2.3 Gasnetzentgeltverordnung GasNEV
2.1.2.4 Stromsteuergesetz StromStG
2.1.2.5 DVGW G260 und G262
2.1.2.6 Weitere Einflussgrößen
2.2 Beschreibung der Verwertungspfade
2.2.1 Wasserstoffbasierte Systeme
2.2.2 Methanisierung
2.2.3 Darstellung und Berechnung der Verwertungspfade
2.2.3.1 Verstromung in Brennstoffzelle (Pfad I)
2.2.3.2 Verstromung in Wasserstoffturbine (Pfad II)
2.2.3.3 Verstromung eines H₂-Teilstroms im Erdgas BHKW (Pfad III)
2.2.3.4 Öko-SNG BHKW (Pfad IV)
2.2.3.5 SNG-Verkehr (Pfad V)
2.3 Erläuterung der Berechnungen

3 Marktparameter
3.1 Primäre marktrelevante Einflüsse
3.1.1 Errichtungskosten / Investitionskosten
3.1.2 Strom
3.1.2.1 Strompreis
3.1.2.2 Ausgleichsenergiemarkt
3.1.2.3 Stromvermarktung
3.1.2.4 Stromherkunft
3.1.3 Gas
3.1.4 Veränderung der rechtlichen Situation
3.1.5 Standortdiskussion
3.2 Sekundäre marktrelevante Derivate
3.2.1 Biomethanpreise
3.2.2 Treibstoffpreis
3.2.3 Verantwortungsverteilung (Kosten)

4 Beurteilung der Verwertungspfade
4.1 Technische Beurteilung der Verwertungspfade (Wirkungsgradbasiert)
4.2 Wirtschaftliche Beurteilung der Verwertungspfade

5 Sensitivitätsanalysen
5.1 Strompreisszenarien
5.1.1 Szenario 2030a
5.1.2 Szenario 2030b
5.1.3 Szenario 2030c
5.1.4 Szenario 2030d
5.2 Analyse-Ergebnisse
5.2.1 Brennstoffzelle
5.2.2 H₂-Beimisch Turbine
5.2.3 H₂-Beimisch BHKW
5.2.4 Öko-SNG BHKW
5.2.5 Öko-SNG KFZ

6 Ergebnisse und Schlussfolgerung

7 Verzeichnisse
7.1 Literaturverzeichnis
7.2 Abbildungsverzeichnis
7.3 Tabellenverzeichnis
7.4 Abkürzungen, Indizes und Begriffserklärungen

Anhang

A.1 Dateien zur Berechnung der Verwertungspfade

1. Verwertungspfade
2. Strompreisszenarien
3. Sensitivitätsanalysen
4. Marktdaten
5. Übersicht aller Marktdaten

A.2 Power-to-Gas Anlagen

1. Österreich
a) OÖ. Ferngas AG
b) RAG
c) Profactor

2. Deutschland, Quellen: DVGW (2012) & www.powertogas.info
a) Allendorf
b) Bad Hersfeld
c) Berlin EUREF-Campus
d) Berlin Flughafen
e) Cottbus
f) Dortmund
g) Dresden
h) Falkenhagen
i) Frankfurt
j) Freiburg
k) Graben
l) Grapzow
m) Hamburg
n) Herten
o) Ibbenbüren
p) Karlsruhe I
q) Karlsruhe II
r) Leverkusen
s) Prenzlau
t) Rostock
u) Schwandorf
v) Stuttgart I
w) Stuttgart II
x) Stuttgart III
y) Werlte
z) Standortsuche Projekt Thüga
aa) Standortsuche Projekt Gasunie & Greenpeace
bb) Standortsuche Projekt Hypos

3. Nachweise zu den Anlagen

1 Einleitung

Seit der Verfassung des Kyoto Protokolls und der Einführung des Europäischen Emissions - Zertifikate Handels, kann nach einer Phase medialer Diskussion und teilweise nicht allzu ernsthafter Maßnahmen mittlerweile eine deutliche Anstrengung hin zu einer Restrukturierung der Energiewirtschaft ausgemacht werden. Im speziellen wurde durch nationale Systeme zur Förderung erneuerbarer Energien deren Anteil mit Nachdruck erhöht. Nach dem verheerenden Schaden am Nuklearkraftwerk in Fukushima im Jahr 2011 wurde in Deutschland, der Ausstieg aus der Atomkraft bis 2022 gesetzlich beschlossen (Bundesregierung DE, 2011). Ein Teil dieser Kraftwerkskapazitäten muss durch erneuerbare Kraftwerke gedeckt werden. Durch weiterhin recht hohe Fördertarife wird der Anteil derer noch deutlich weiter steigen.

Mit den grundsätzlich positiven Auswirkungen der so genannten Energiewende auf Klima und Umwelt bringt diese aufgrund des hohen Anteils volatiler Energiequellen in Form von Wind und Photovoltaik mittelfristig große Herausforderungen für die bestehende Infrastruktur der Stromnetze.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Erzeugungskapazitäten und Bruttoenergieproduktion, Deutschland 1991 - 2011 und Prognose bis 2020 (eigene Darstellung, Daten: BMWI, 2013)

Von 2000 bis 2011 stieg die Leistung von Wind- und Photovoltaikkraftwerken in Deutschland von 6 GW auf 54 GW und hat sich somit verneunfacht (BMWI, 2013). Stieg in diesem Zeitraum die gesamte installierte Kraftwerksleistung von 125 GW auf 175 GW um 40 % ist im gleichen Zeitraum die erzeugte Bruttoenergie nur um 6 % von 577 TWh auf 613 TWh gestiegen. Wie Abbildung 1 zeigt, wird sich bei einer Weiterführung des Trends die Anschlussleistung der volatilen Erneuerbaren weiter deutlich vergrößern, jedoch die tatsächlich erzeugte Energiemenge eher stagnieren oder durch Effizienzmaßnahmen sogar leicht fallen.

An diesem Beispiel wird deutlich, dass die großen Mengen an neuen Leistungskapazitäten durchschnittlich nur wenig Energie in das Stromnetz liefern können und die Differenz als Regelkapazität bereitgestellt werden muss. Die Power-to-Gas Technologie bietet eine vielversprechende Möglichkeit einen Teil dieser Probleme lösen zu können. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. schreibt der Elektrolyse und Methanisierung ein sehr hohes Potential mit vermuteter Marktreife ab 2020 zu (Ahlers 2012). Diese Arbeit stellt Möglichkeiten zur Integration dieser neuen Technologien dar und betrachtet diese näher in Hinblick auf deren Ökonomie.

1.1 Problemstellung

Ausgleich von Stromangebotsschwankungen

Die Elektrizitätswirtschaft ist im Wandel. Die zukünftige Energieversorgung wird sich stark in Richtung erneuerbare Energiequellen entwickeln. Vor allem wird die Anzahl von Wind- und Photovoltaikanlagen steigen. Szenarien wie Abbildung 3 gehen von einem Anteil von rund 30 % im Jahre 2030 an der gesamten Stromerzeugung aus (Donadei 2012). Mit dem weiteren Ausbau dieser Kraftwerkstypen, welche auch als „volatile Erneuerbare“ bezeichnet werden, steigen auch die Schwankungen des Stromangebots in Hinblick auf deren Einspeiseleistung und dem zeitlichen Aufkommen. Daraus ergibt sich eine Erfordernis nach ausgleichenden Kapazitäten im Stromnetz welche diese zunehmenden Ungleichmäßigkeiten balancieren können. Am Beispiel eines Sturmtiefs im Februar 2011 kann in Abbildung 2 das Ausmaß und die Dauer solcher erneuerbarer Lasten gesehen werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Windeinspeisung in Deutschland zur Zeit des Sturmtiefs „Klaus“ (Müller-Mienack 2012)

Im Netzmanagement ist in Deutschland bereits seit geraumer Zeit ein erhöhter Redispatching-Einsatz erforderlich. Bei positivem Redispatching müssen Erzeuger hochgefahren und Verbraucher verringert werden. Ebenso vice-versa bei negativem Redispatching. Selbst bei Umsetzung der regelmäßigen Redispatching Maßnahmen kann die n-1 Sicherheit bereits in vielen Stunden nicht mehr gewährleistet werden. (Müller 2012).

Integration Erneuerbarer Energien

Somit ist die Situation des heutigen Stromnetzes als Infrastruktur zur Übertragung und Verteilung der erneuerbaren Energien in vielen Bereichen Mitteleuropas nicht zukunftsfähig für die Integration der Erneuerbaren. Der erforderliche Ausbau für Deutschland wird im Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) festgehalten. Dabei werden 1.834 km Stromleitungsnetz durch das EnLAG als erforderlich erachtet. Zur Realisierung schafften es jedoch erst 214 km (Müller 2012).

Der Netzausbau des Stromnetzes kann durch Power-to-Gas zwar nicht ersetzt werden, jedoch kann er die Integration der erneuerbaren Energien in erheblichem Maße ergänzen (Müller 2012). Erforderliche Investitionen des Netzausbaus werden in Deutschland mit € 23 Mrd. bis 2022 geschätzt (50 Hertz et al 2012). In Österreich geht man von zusätzlichen Investitionen in Summe von € 2 Mrd. bis 2020 aus (APG 2012). Durch Power-to-Gas - Anlagen kann das erforderliche Ausmaß an Stromnetzausbau zumindest minimiert werden. Dabei hat die neue Infrastruktur mit Power-to-Gas - Anlagen jedoch im Gegensatz zum einfachen Ausbau der Stromnetze eine erheblich erweiterte Fähigkeit zur Regelung und kann dem Redispatching-Aufwand entgegensetzen.

Abbildung 3: Prognostizierte Anlagenkapazitäten bis 2030 (Donadei 2012)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Langfristige Verfügbarkeit erneuerbarer Energie

Neben der zunehmenden Erfordernis Unregelmäßigkeiten im Stromangebot auszugleichen, steht man auch vor der generellen Aufgabe einen Wandel von den fossilen zu erneuerbaren Energiequellen zu vollziehen. Aufgrund eingangs erwähnter Probleme bei der Integration von erneuerbarem Strom aus Wind und Photovoltaik ist man darauf angewiesen neue Wege zu finden, diesen Strom als heute wohl technisch beste Möglichkeit der Erzeugung erneuerbarer Energie mittelfristig zu speichern. Mittels Power-to-Gas Technologien könnte dies ermöglicht und zugleich die Betriebsstunden der Kraftwerke maximiert werden, welche heute aufgrund von Netzengpässen bereits oftmals abgeregelt werden müssen (Donadei 2012). Abbildung 4 zeigt die zwar häufige hohe Leistung der deutschen Windkraftwerke von rund 20.000 MW Einspeiseleistung, jedoch nur einer durchschnittlichen Einspeiseleistung des Betrachtungszeitraums von rund 3.000 MW.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Windenergieleistungen in den deutschen Übertragungsnetzen (EEG/KWK 2013)

Bedarf an Energiespeichern

Aus eingangs erwähnten Gründen ergibt sich bei Beibehaltung der heutigen Infrastruktur ein Bedarf an Speichermöglichkeiten. Die deutsche Bundesnetzagentur geht von einem zusätzlichen Speicherbedarf für Strom von 18 TWh_el(BEE 2009) bis 2020 aus. Bis 2050 erwartet das IWES (Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik) einen zusätzlichen Speicherbedarf von 30 TWh_el(Müller 2012).

Das Gasnetz in seiner heutigen Konfiguration bietet in Deutschland rund 200 TWh Kapazität als gasförmigen Energiespeicher (Kuhnhenne 2011). In Österreich bieten die von der Rohöl-Aufsuchungs AG betriebenen Speicher ein Arbeitsgasvolumen von 56 TWh (RAG 2013). Somit sind die österreichischen Gasspeicher (ohne Einbeziehung einer theoretisch möglichen Netzatmung des Gasnetzes) im Stande rund 86 % des in Österreich jährlich produzierten Stroms einzuspeichern. Im deutschen Erdgasnetz könnten analog rund 36 % der jährlichen nationalen Stromproduktion gespeichert werden (ENTSO-E 2012a). Verglichen dazu bieten die bestehenden Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland nur eine Kapazität von 0,04 TWh und in Österreich von 3,2 TWh (E-Control 2013a).

1.2 Zielsetzung

Diese Arbeit soll fünf realitätsnahe Praxisbeispiele darstellen, die Power-to-Gas mit heutigen Möglichkeiten in überwiegend vorhandene Infrastruktur integrieren. Diese „Verwertungspfade“ werden in betriebswirtschaftlicher Sicht anhand derer Betriebsschaltpunkte in Hinblick auf jeweils vorherrschende tatsächliche Strom-Spotmarktpreise optimiert. Neben der Betrachtung mit der Grundlage der Börse-Strompreise aus dem Jahr 2011 soll als ebenso wichtiges Ziel die Auswirkung einer Veränderung der Strompreise und Angebotssituation untersucht werden. Hierzu dient eine Sensitivitätsanalyse. Als Grundlage sollen die Strompreise in realitätsnaher Weise verändert (Deutliche Zunahme volatiler Erneuerbarer Kraftwerkseinheiten) werden.

Die Pfade sollen anschließend verglichen werden.

Im Anhang der Arbeit sind alle aktuell öffentlich bekannten Power-to-Gas Projekte in Deutschland und Österreich gesammelt.

2 Methodik

Das Anwendungsfeld von Power-to-Gas Energiesystemen wird heute vor allem medial (Energieversorger bis Interessensvertretungen der Gasbranche) aber auch wissenschaftlich (zB. Fraunhofer Institut) und in der Privatwirtschaft breit dargestellt. Die Systemimplementierung reicht von kurzfristigem Ausgleich von Überlasten im Stromnetz über langfristiger Energiespeicherung in unterirdischen Gasspeichern bis zur umweltschonenden Mobilität.

Im Folgenden werden mögliche Verwertungspfade aus heutiger Sicht dargestellt und mit den aktuell bekannten technischen Anlagenkennzahlen aus Sicht der Energieumwandlung betrachtet. Dazu dienen im Allgemeinen die aus der Literatur erhältlichen energetischen Wirkungsgrade als Kennzahlen für die Berechnung der Verluste der jeweiligen Energieumwandlung. Die Verwertungspfade setzen sich dabei aus bestehenden, erprobten Anlagenkomponenten (zB. Gasturbinen, BHKWs, etc.) und neuen Anlagenkomponenten der Power-to-Gas Technologie (Elektrolyseure, Brennstoffzellen, Methanisierungsreaktoren) zusammen. Dabei muss festgehalten werden, dass zwar für die bestehenden Anlagenkomponenten realistische technische Spezifikationen vorhanden sind, jedoch für die Anlagenteile der Power-to-Gas Technologie die technischen Spezifikationen teilweise große Abweichungen aufweisen. Deren Wirkungsgrade wurden aus diversen Literaturstellen entnommen und aufgelistet (siehe Tabelle 16, Seite 48). In den Berechnungen der Verwertungspfade wurden teilweise Durchschnitte der Angaben herangezogen und jeweils darauf hingewiesen.

Grundsätzlich wurde als Anlagengröße ein Elektrolyseur der Größe 2 MW angenommen, da diese Leistungsgröße bereits als Stack beispielsweise bei der Firma Enertrag HyTec GmbH verfügbar ist (Joule, 2012). Die Leistung einer etwaigen weiteren technischen Energieverwertung (Methanisierung, thermisches Kraftwerk, etc.) wurde dann entsprechend einer wirtschaftlichen Berechnung anhand aktueller Marktpreise für Strom, Treibstoff und Wärme angenommen. Die Leistungsgröße der Elektrolyse wie auch der weiteren Verwertungseinheiten wurde teilweise aufgrund wirtschaftlicher Einflüsse variiert. Dies wurde beim jeweiligen Verwertungspfad angemerkt.

Zur wirtschaftlichen Untersuchung wurde im ersten Schritt ein fiktives Betriebsergebnis aus dem Betrieb der Anlage ohne Abschreibungsaufwände, und Anlagenbetriebskosten ermittelt um eine vergleichende Abschätzung der Pfade anstellen zu können. Eine realistische, detailgetreue Abschätzung der Betriebskosten, Service- und Wartungskosten, Versicherungskosten, Personalkosten, Integrationskosten und Kosten weiterer zusätzlicher Betriebsaufwände konnte aus der gegebenen Literatur und aufgrund der nicht verfügbaren Erfahrungen der Technologie nicht seriös abgeschätzt werden. Referenzanlagen befinden sich überwiegend im Forschungsstadium. Eine Auflistung der Projekte zum heutigen Zeitpunkt findet sich im Anhang A.1 auf Seite 76.

Zur Optimierung der Anlagenbetriebsstunden wurde jeweils bei den Verwertungspfaden eine Idealisierung der Betriebsstunden mittels Excels Solver mit Variation der Grenzstrompreise für die Erzeugungs- und gegebenenfalls Verbrauchseinheiten durchgeführt. Dabei wurde eine Maximierung des Jahresbetriebsergebnisses durch Variierung des Grenzstrompreises vorgegeben. In Fällen eines exponentiellen Anstiegs wurde jedoch die Anschlussleistung für die Verbrauchseinheit limitiert. Ursache dafür ist ein Anstieg des Ergebnisses parallel mit einer Maximierung des Grenzpreises der Verbrauchseinrichtung. Dies führt jedoch dazu, dass die Verbrauchseinrichtung nur noch in sehr wenigen Hochpreisstunden laufen würde und damit deren Leistung unrealistisch groß sein müsste.

Zur detaillierteren Betrachtung der ökonomischen Rahmenbedingungen wurden im nächsten Schritt die Investitionskosten der Anlagentechnologien mit einer angenommenen Vergleichs-Anlagenlaufzeit von 15 Jahren in die Berechnung mit einbezogen. Daraus wird ein fiktiver Barwert als Vergleichsgröße und Relation des jährlichen Betriebsergebnisses als Differenz der Aufwände und Erlöse ermittelt. Die Abschätzung der Investitionskosten wurde ebenfalls aus vorhandener Literatur gesammelt und teilweise Mischwerte herangezogen. Für bestehende Technologien konnten die Kosten recht detailliert angenommen werden, für den Teil der Power-to-Gas Komponenten ist wieder eine deutliche Spreizung ersichtlich. Die Investitionskosten sind in Tabelle 11 auf Seite 33 ersichtlich.

Die Betrachtung der Betriebsergebnisse dient in erster Linie zur vergleichenden Abschätzung der ökonomischen Sinnhaftigkeit der einzelnen Verwertungspfade. Im dritten Schritt wurde eine zeitliche Komponente als Veränderung der Marktsituation am Strommarkt mittels einer Sensitivitätsanalyse mit einbezogen. Diese ist für die Wirtschaftlichkeit der Systeme von erheblicher Bedeutung. Es wurden vier Strompreisszenarien erstellt und Betriebsergebnisse im Verhältnis zu den tatsächlichen eingangs verwendeten Marktdaten von 2011 ermittelt. Damit kann eine deutlichere Aussage über die wirtschaftliche Situation der Pfade getroffen werden. Die erstellten Szenarien sollen die Entwicklung der Marktpreise der letzten Jahre aufgreifen und in jeweiliger Ausprägung weiterführen. Sie sind in Kapitel 5.1 auf Seite 53 aufgelistet.

2.1 Rechtliche Rahmenbedingungen

Die rechtlichen Voraussetzungen für die Umsetzung von Power-to-Gas Projekten sind in Deutschland bereits weiter vorangeschritten als in Österreich. In den meisten zugehörigen Gesetzen wurden wasserstoffbasierte Technologien bereits berücksichtigt.

2.1.1 Österreich

2.1.1.1 Elektrzitätswirtschafts- und –organisiationsgesetz 2010 – 6/2013

In der aktuellen Fassung des Elektrizitätswirtschafts- und –organisationsgesetzes 2010 wird der Power-to-Gas Technologie eine Übergangsbestimmung in § 111,3 zuerkannt. „Pumpspeicherkraftwerke und Anlagen zur Umwandlung von Strom in Wasserstoff oder synthetisches Erdgas, die erstmals nach Inkrafttreten dieser Bestimmung bis Ende 2020 in Betrieb genommen werden, haben keine der für den Bezug elektrischer Energie bis Ende 2020 verordneten Netznutzungsentgelte und Netzverlustentgelte zu entrichten.“ (Elwog 2013)

2.1.1.2 ÖVGW G31 und G33

Eine Einspeisung von synthetischem Methan in das Erdgasnetz ist derzeit noch durch die ÖVGW Richtlinien G31 und G33 ohne weitere Konditionierung des Gases aufgrund der vorgegebenen Grenzwerte nicht möglich. Die Richtlinie G31 fordert einen maximalen CO₂Gehalt von 2 % und einen maximalen H2 Gehalt von 4 % Die Richtlinie G33 fordert einen minimalen CH₄Gehalt von 96 % (Bruyn 2012).

2.1.1.3 Weitere Einflussgrößen

Der Betrieb von Power-to-Gas Systemtechnologien ist – abhängig von der jeweiligen Systemintegration - aus ökonomischer Sicht noch von weiteren Einflussgrößen abhängig. Dazu zählen (Bruyn 2012):

- Systemnutzungsentgelte
- Ökostrompauschale und Ökostromförderbeitrag
- Elektrizitätsabgabe
- Gebrauchsabgabe
- Gas-Systemnutzungsentgelte
- Erdgasabgabe

2.1.2 Deutschland

In Deutschland wurden zur Förderung der Power-to-Gas Energieverwertung bereits einschlägige rechtliche Rahmenbedingungen vorbereitet.

2.1.2.1 Energiewirtschaftsgesetz EnWG

In den einschlägigen Gesetzen wurden bereits mehrere Anpassungen vorgenommen. Mit deren Novellen treten diese in Kraft und bereiten Power-to-Gas Anlagen den Weg zur Marktreife (Müller 2012). Dabei wird synthetisches Gas in erster Linie rechtlich jenen Bedingungen für Biomethan aus Biogas gleichgestellt. In den Begriffsbestimmungen des EnWG wurde Elektrolyse-Wasserstoff explizit als Biogas definiert.

„Biogas: Biomethan, Gas aus Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Grubengas sowie Wasserstoff, das durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes Methan, wenn der zur Elektrolyse eingesetzte Strom und das zur Methanisierung eingesetzte Kohlendioxid oder Kohlenmonoxid jeweils nachweislich weit überwiegend aus erneuerbaren Energiequellen im Sinne der Richtlinie 2009/28/EG (ABl.L 140 vom 5.6.2009, S. 16) stammen.“ (EnWG 2013)

Des Weiteren ist nach Maßgabe des EnWG § 118,6 Elektrolyse-Wasserstoff von Einspeiseentgelten in das Gasnetz befreit (EnWG 2013)

2.1.2.2 Erneuerbare Energien Gesetz EEG

Im Erneuerbare Energien Gesetz wurde unter § 3 Nr. 9a das Kapitel „Speichergas“ adaptiert. Dies ermöglicht die Bewertung von Synthesegas als erneuerbare Energieform und bringt einen Vergütungsanspruch der EEG-Förderung (EEG 2012).

2.1.2.3 Gasnetzentgeltverordnung GasNEV

Durch die Gleichstellung von synthetischem Methan mit Biogas wurde in § 20a der Gasnetzentgeltverordnung für die Vermeidung der Netzkosten eine Vergütung von € 0,007 je kWh eingespeistem Synthesegas für zehn Jahre vereinbart (GasNEV 2013).

2.1.2.4 Stromsteuergesetz StromStG

Elektrolyseure können im deutschen Rechtsraum auf Antrag von der Stromsteuer befreit werden. Dies räumt § 9a des Stromsteuergesetzes ein (StromStG 2012).

2.1.2.5 DVGW G260 und G262

Wasserstoff wird in den Richtlinien des deutschen Verbands der Gas- und Wasserwirtschaft explizit als Zusatzgas im Erdgasnetz geführt. Es wird ebenso darauf hingewiesen dass Wasserstoff bis zu einem gewissen Anteil im Erdgasnetz in vielen Fällen unkritisch ist. Einschränkungen geben diese Richtlinien für (Stademann 2012):

- Erdgas als Kraftstoff: 2 % H₂

- Gasturbinen: 1 – 5 % H₂

2.1.2.6 Weitere Einflussgrößen

Der Betrieb von Power-to-Gas Systemtechnologien ist – abhängig von der jeweiligen Systemintegration - aus ökonomischer Sicht in Deutschland noch von folgenden Einflussgrößen abhängig (Bruyn 2012):

- EEG-Umlage
- Konzessionsabgabe
- KWK-Abgabe
- Energiesteuer

2.2 Beschreibung der Verwertungspfade

Mit der Möglichkeit Energie in Form von elektrischem Strom über die Elektrolyse von Wasser in Wasserstoff zu speichern, ergeben sich in der Energiewirtschaft neue vielfältige ganzheitliche Wege Strom zu speichern und anderweitig zu nutzen. Dabei können die Systeme anders als in anderen Kraftwerken sowohl „rein“ erneuerbar wie auch teilweise oder gänzlich nicht erneuerbar betrieben werden. Das Ausmaß der erneuerbaren Energie kann über den Anteil des eingesetzten erneuerbaren Stroms variiert werden. Hier besteht aufgrund der volatilen, liberalisierten Strommärkte völlige Freiheit der Erzeugungseinheit zur Wahl der eingesetzten Energieeinheit. Im chronologisch zweiten Schritt der Power-to-Gas Energieumwandlungskette der Methanisierung von H₂und CO₂bietet sich erneut die Möglichkeit, den Ursprung des Kohlendioxids im Anteil seiner Regenerativität zu wählen. Damit bietet Power-to-Gas wie kaum eine andere Kraftwerkseinheit völlige Variabilität in der CO₂-Neutralität und zugleich Erneuerbarkeit. Im Rahmen der hier betrachteten Energieverwertungspfade wurde jedoch nicht auf den Ursprung der Einsatzstoffe Rücksicht genommen, sondern in Fällen der Vergütung von Rückverstromten Gas als Ökostrom von erneuerbarem Elektrolysestrom ausgegangen.

Nach der Umwandlung von Strom zu Gas in der ersten Stufe der Elektrolyse bieten sich bereits im nachgelagerten Schritt unzählige Anwendungsmöglichkeiten diese dauerhaft gespeicherte Energie zu nutzen. Wird der Wasserstoff nun einer Methanisierungsreaktion zugeführt entsteht Methan als Erdgassubstitut, für welches eine ausgereifte Infrastruktur bereit steht. Einer der bestechenden Vorteile dieser Technologie besteht in dieser großen Anzahl an bereits bestehenden Erdgasverbrauchseinrichtungen, welche in weiterer Folge nicht adaptiert werden müssen und direkt das synthetische Methan verwerten können.

Zur praktischen Bewertung der Power-to-Gas Technologie wurden im Rahmen der Arbeit sowohl Verwertungspfade betrachtet, die gänzlich aus neuen Technologien bestehen, aber auch Pfade betrachtet, die die bestehenden erprobten fossilen Gasverbraucher einbinden. Deren Attraktivität besteht darin, dass diese Technologien (Erdgas-KFZ, Gasturbinen, Gas Blockheizkraftwerke) technisch ausgereift und in Bezug auf deren spezifischen Investitionskosten ökonomisch sinnvoll darstellbar sind.

Abbildung 5 zeigt eine gängige Übersicht der für die Betrachtung einbezogenen Elemente. Dabei ist die verbindende Charakteristik der Elektrolyse und Methanisierung zwischen Strom- und Gasnetz erkenntlich. Verbrauchsseitig wurden ausgewählte erprobte Anlagen gewählt. Als neue Verbrauchseinheit wurde die Rückverstromung in der Brennstoffzelle dargestellt.

Somit ergeben sich für die Bewertung und Berechnung folgende Verwertungspfade:

I. Rückverstromung von Elektrolyse-Wasserstoff in der Brennstoffzelle

II. Rückverstromung von Elektrolyse-Wasserstoff als Teilstrom in einer Wasserstoff-Teilstrom-Gasturbine (rund 2/3 H₂)

III. Rückverstromung einer H₂-Teilstroms im Erdgas Blockheizkraftwerk (50 % H₂)

IV. Rückverstromung von synthetischem erneuerbarem Methan in einem Erdgas Blockheizkraftwerk

V. Verwertung von synthetischem Methan in Erdgas Kraftfahrzeugen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Übersicht betrachteter Verwertungspfade (eigene Darstellung)

Je nach Implementierung und betrachteter Systemgrenze kann von wasserstoff- oder methanbasierten Systemen gesprochen werden. Die Systeme unterscheiden sich vor allem in den physikalischen Eigenschaften der Gase und damit derern mögliche Einsatzzwecke. Wasserstoff hat eine sehr geringe Dichte (1/9 von Erdgas) und damit auch einen sehr geringen volumenspezifischen Brennwert ähnlich wie Kohlenmonoxid von 3,54 kWh/m³. Dies entspricht 1/3 des Brennwertes von Erdgas (Fachhochschule Köln 1999). Daher bedarf die Energiespeicherung mittels reinen Wasserstoffs dem dreifachen Volumen im Vergleich zur Energiespeicherung in Erdgas (siehe Tabelle 1).

Tabelle 1: Kennwerte von Brenngasen (Fachhochschule Köln, 1999)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

¹ Stoffe sind bei Normzustand bereits kondensiert

2.2.1 Wasserstoffbasierte Systeme

Die Systematik der neuen Power-to-Gas Technologien kann erzeugungsseitig in zwei Stufen unterteilt werden. Im ersten Schritt wird mittels elektrischen Stroms in einem Elektrolyse-Stack Wasser elektrochemisch in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten. Dieser Wasserstoff kann direkt thermischen Energieverwertungen zugeführt werden, wobei der Sauerstoff zur Oxidation der Atmosphäre entstammt.

Zurzeit gibt es mehrere Elektrolysetechnologien, welche sich jeweils durch charakteristische technische Eigenschaften in deren Effizienz und Ansprechdauer unterscheiden. Die Spezifikationen der bedeutendsten Technologien werden in Tabelle 2 dargestellt (Steinmüller 2013).

Tabelle 2: Übersicht Kennzahlen Elektrolyseure (¹ (Graf, 2013)² (Steinmüller, 2013))

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Das Potential der Einspeisung von Wasserstoff bei aktuellen rechtlichen und technischen Rahmenbedingungen (~5 % H₂) bietet bereits erhebliches Leistungspotential. In Tabelle 3 ist die Leistung der Erdgasübertragungsleitungen für eine Wasserstoffbeimischung von 5 % angeführt. In DN 800 Erdgasleitungen kann bei einem Leitungsdruck von 64 bar eine Leistung von 19 GW CH₄übertragen werden. Die Leistungskapazität für eine Wasserstoffbeimischung bei ebendieser Leitung beträgt 300 MW des Wasserstoffanteils bei 5 Vol.% Beimischung. Im Vergleich dazu kann eine 380 kV Stromleitung nur eine Kapazität von 1,2 GW übertragen. Das bedeutet, dass bereits die Beimischung von Wasserstoff mit heute vermutetem technisch unbedenklichem Anteil von 5 Vol.% eine Leistung von einem Viertel einer 380 kV Hochspannungsleitung übertragen kann (Müller-Syring 2011).

Tabelle 3: Kapazitäten Leitungsgebundene Energieübertragung (Daten: Müllering-Syring 2011)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Umgelegt auf ganz Deutschland bietet die Einspeisung von Wasserstoff als Teilstrom in das Gasnetz bei heute gültigen rechtlichen Vorgaben von 5 Vol.% (DVGW Arbeitsblatt G260) ein regelbares Speicherpotenzial von 1,9 TWh/a. Eine Erhöhung der Einspeisegrenze auf 10 % würde das Potenzial auf 3,8 TWh/a erhöhen (Antoni 2012).

In Österreich wurden 2011 durch inländische Verbraucher rund 94.600 GWh (8,6 Mrd. m³) Erdgas verbraucht (FGW 2011). Bei einem Brennwertverhältnis von 3,54/11,2 [kWh/m³] (Wasserstoff/Erdgas H) kann das österreichische Erdgasnetz bei einer maximalen Beimischgrenze von 4 Vol.% rund 1,2 TWh/a Wasserstoff über den inländischen Gasabsatz übernehmen (E-Control 2013b, Linde 2013). Im Verhältnis zur erzeugten Energiemenge aus Windkraft und Photovoltaikanlagen kann somit das Österreichische Gasnetz bereits heute bei einer Beimischung von 4 Vol.% des Gasverbrauchs 2/3 der in Österreich erzeugten Wind- und Photovoltaikenergie aufnehmen (siehe Abbildung 6). Die maximale Einspeisegrenze von Wasserstoff ins Erdgasnetz wird in Österreich in der ÖVGW-Richtlinie G31 festgehalten. Befindet sich jedoch im Umkreis der Einspeisestelle eine Erdgastankstelle, reduziert sich der Grenzwert auf 2 % (ÖVGW G31).

Abbildung 6: Mögliches Energiespeichervolumen für Wasserstoff am österreichischen Erdgasverbrauch 2011 (FGW 2011, ENTSO-E 2012a, Linde 2013)

Um die rund 100 GWh überschüssigen Windstrom (2030) in Deutschland als Wasserstoff speichern zu können, wären dazu nach heutigem Stand und aktueller Berechnung 830 dezentrale Elektrolyseure erforderlich. Alternativ entspräche dies 4,2 Mio. leeren Elektroautobatterien oder zwölf 1 GW Pumpspeicherkraftwerken, welcher es aktuell jedoch nur vier Stück in Betrieb gibt (VDI 2012a).

Das Projekt „GERG H₂“ untersucht in einem internationalen Verbund die Möglichkeit der 10-%igen H₂-Einspeisung in das Erdgasnetz. Dabei werden im negativen Ausschlussverfahren jene Systemteilnehmer ausfindig gemacht, welche diese Marke nicht dulden könnten. Damit trägt das Projekt zielgerichtet dazu bei, die Problemstellen für ein H₂-basiertes Power-to-Gas System ausfindig zu machen (Müller-Syring 2012).

Es können aber auch heute schon von Stadtgassystemen mit hohen Wasserstoffanteilen ausreichende Erfahrungen über die Langzeitauswirkungen der Systemalterung durch Wasserstoff sammeln. Diese wurden bis Anfang der 90er Jahre in den neuen deutschen Bundesländern betrieben. Die Erkenntnisse belegen Versprödungserscheinungen erst bei einem Wasserstoffanteil von mehr als 50 %. Die höhere Permeation durch Kunststoffrohre birgt dabei keine Sicherheitsrisiken. Ebenso müssen für die aktuell verfügbaren Brenner bei einen Anteil bis 50 % keine Probleme erwartet werden (VDI 2012a).

Zur Zwischenspeicherung des Wasserstoffs bietet sich auch seine reine Speicherung in dafür verwendete Salzkavernen. Dazu gibt es bereits Erfahrungen der Wasserstoffkavernen in Großbritannien und Amerika. Der reine Wasserstoff kann bei diesen Projekten durch das große Speichervolumen bedarfsgeführt über längere Zeiträume zur Verwendung kommen. Bei der Anwendung von reinen Wasserstoffspeichern ist jedoch die Verwendung von geeigneten Materialien erforderlich. Heute verwendete Stähle stellen ein Problem der Wasserstoffkorrosion dar. Beliebige Kunststoffe können nicht immer eine Dichtheit gegenüber Wasserstoff garantieren. Hier müssen daher noch Adaptionen in der Infrastruktur erfolgen (Donadei 2012).

2.2.2 Methanisierung

Unter Anwendung des Sabatier Prozesses wird im Methanisierungsreaktor aus Kohlendioxid und Wasserstoff synthetisches Methan erzeugt.

Beispielhaft für diverse Anlagensysteme der Methanisierung wird hier ein Patent der Kernforschungsanlage Jülich GmbH skizziert (siehe Abbildung 7). Es ist ein Verfahren zur katalytischen Methanisierung eines CO, CO₂und H₂enthaltenden Synthesegas. Dabei kann der dargestellte Aufbau für verschiedene Rohgasströme herangezogen werden. Der Anteil an CO im Rohgas bedingt die Erfordernis des Konvertierungsreaktors.

Prozessdarstellung: Über einen Vorwärmer (17) gelangt das Rohgas nach Wasserdampfzumischung in einen Kovertierungsreaktor (23) zur Konvertierung von CO zu CO₂bei 50 bar und 280°C mittels Gleichung (2.1). Der Rohgasstrom wird nun direkt dem Methanisierungsreaktor (1) zugeführt. Hier wird im Katalysatorbett (Katalysatormaterial: Ni-, Ru-, Rh-, Pt-, Fe-, Co-, Al-Basis ) entsprechend Gleichung (2.2) und Gleichung (2.3) Wasserstoff und Kohlenmono- und –dioxid im exothermen Verfahren zu Methan reagiert. Die Anspringtemperatur des Katalysators beträgt je nach Material rund 290°C (EP 2540, 2013). Die Abwärme kann in diesem Fall durch eine Sattdampfauskreisung (11,12) für einen Dampfprozess verwendet werden. Die Abwärme aus dem Gasstrom wird über Economizer-Wärmetauscher an den Frischwasserstrom abgegeben (EP 0241, 1987).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Je nach Anlagenauslegung können diese in Zeiten hoher Strompreise am Beispiel einer von Solar Fuel GmbH patentierten Anlage in einen Stand-bye Modus versetzt werden (Einstellung einer Mindesttemperatur des Katalysatorbettes), um im Anschluss in bis zu weniger als 2 Minuten wieder in den Vollbetrieb umschalten zu können (EP 2540, 2013).

Abbildung 7: Schematische Darstellung eines Methanisierungsreaktors (EP 0241, 1987)

Die Methanisierung des erzeugten Wasserstoffs und anschließende Einspeisung von CH₄in das bestehende Erdgasnetz bietet die Möglichkeit die so gespeicherte Energie in allen heute und in Zukunft verfügbaren erdgasbasierten Verwertungsanlagen zu verwenden. Dabei kann die Infrastruktur des über Jahrzehnte errichteten 1,8 Mio. km langen Erdgasnetzes (EU 25) als Speicher und Energietransporteur herangezogen werden (VDI 2012a).

2.2.3 Darstellung und Berechnung der Verwertungspfade

In der Fachliteratur und in Stellungnahmen von Experten, Forschungseinrichtungen und Unternehmen wird das Schlagwort „Power-to-Gas“ im Zusammenhang mit verschiedenen Anlagenkomponenten und Verfahrensschritten erwähnt. Dies zeigt das breite Einsatzspektrum der Technologien in Hinblick auf deren Implementierung in die bestehende Infrastruktur der Energiewirtschaft.

Um einen möglichst praxisgerechten Vergleich der Technologien anstellen zu können, wurden Systeme dargestellt, die Power-to-Gas Technologien realitätsnah in bestehende Strukturen eingliedern und neue Energieverwertungspfade darstellen. Im Folgenden werden fünf erstellte Verwertungspfade skizziert. Jedem Pfad wurden technische Parameter hinterlegt und die aus ökonomischer Sicht sinnvolle Betriebsweise (Ein-/Ausschaltgrenzen bezogen auf den Strompreis) ermittelt (siehe dazu Kapitel 2). Damit kann ein Vergleich der Pfade durchgeführt werden.

2.2.3.1 Verstromung in Brennstoffzelle (Pfad I)

Der kürzeste Pfad, die in Wasserstoff gespeicherte Energie wieder in elektrische Energie zurück zu verwandeln ist der Einsatz als umgekehrte Elektrolyse in einer Brennstoffzelle. Dabei wird von einem lokalen Wasserstoff-Zwischenspeicher ausgegangen, der die Zeit des niedrigen Strompreises überbrückt. Übersteigt der Strompreis eine wirtschaftlich sinnvolle Schwelle, wird der Wasserstoff gemeinsam mit Sauerstoff in einer Brennstoffzelle wieder verstromt. Nachdem die Brennstoffzellenreaktion (siehe Gleichung 2.4) eine exotherme Reaktion ist, fällt hier Wärme als Abwärme an, welche dem Prozess abgeführt werden muss und zur weiteren Verwendung in einem Nahwärmenutzungssystem zur Verfügung steht. Der ideale Wirkungsgrad einer aktuell verfügbaren Brennstoffzelle beträgt bezogen auf den untern Heizwert des Wasserstoff (Hu) η=94 % (bezogen auf Ho, η=83 %) (WBZU, 2008).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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Abbildung 8: Verwertungspfad „Brennstoffzelle“ (eigene Darstellung)

Die Berechnung der Stromgrenzpreise für die Betriebsweise von Elektrolyse und Brennstoffzelle ergab bei angestrebter Maximierung des Betriebsergebnisses, dass sich die Betriebsstunden der beiden Einrichtungen jedenfalls nicht überschneiden (siehe Abbildung 9). Aus diesem Grund wurde im zweiten Schritt erwägt, die elektrische Anschlussleistung der Brennstoffzelle jener der Elektrolyse anzugleichen. Damit wird bei diesem Verwertungspfad von der Einheitsgröße von 2 MW bei den anderen Berechnungen abgegangen und eine Elektrolyseeinheit sowohl zur Strom- als auch zur Gasproduktion genutzt. Ausgehend von einer Anschlussleistung von 6 MW im Elektrolysebetrieb ergeben sich durch Ergebnismaximierung Strompreisgrenzen von < € 44,17/MWh im Elektrolysebetrieb und > € 65/MWh im Brennstoffzellenbetrieb. Eine weitere Ausdehnung der Betriebsstunden ergab eine Reduktion des Betriebsergebnisses. Das Betriebsergebnis könnte jedoch durch Verringerung der Betriebsstunden in die Strompreis-Maxima-Bereiche erhöht werden. Dies würde jedoch eine erhebliche Vergrößerung der Anlagenkapazität mit sich bringen. Die anfallende Wärme im Brennstoffzellenbetrieb wird mit € 50/MWh für eine etwaige Nahwärmeanwendung bewertet.

Unter der Annahme des nicht gleichzeitigen Betriebs der Elektrolyse und Brennstoffzelle wird für die Berechnung der fiktiven Investitionskosten eine gemeinsame Einheit zur reversiblen Wasserstofferzeugung (Elektrolyse und Brennstoffzelle in einer Einheit) angenommen. Das Fraunhofer Institut führt diesbezüglich bereits seit 2001 Versuche mit reversiblen Brennstoffzellen durch und hat auch für deren Peripherie bereits Anlagenteile wie bi-direktionale DC/DC Wandler entwickelt (Vgl. http://www.ise.fraunhofer.de/). Als fiktive Investitionskosten werden für ein bi-direktionales System € 3.200 angenommen (siehe Tabelle 11). Die anzunehmenden Erlöse sind aus heutiger Sicht und statischer Betrachtung weitaus zu klein, um die Investition in diese Anlagenstruktur zu bedienen.

Tabelle 4: Eingabeparameter und Betriebsergebnisse Pfad Brennstoffzelle

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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Abbildung 9: Summen- und Häufigkeitsverteilung Betriebsstunden Elektrolyse und Brennstoffzelle (eigene Darstellung)

2.2.3.2 Verstromung in Wasserstoffturbine (Pfad II)

Die Verstromung von Wasserstoff als Teilstrom in Gasturbinen wird weltweit bereits mehrfach umgesetzt. In Tabelle 5 sind in Betrieb befindliche Turbinen des Herstellers General Electrics mit den jeweiligen Wasserstoffanteilen ersichtlich. Der durchschnittliche Wasserstoffanteil dieser beispielhaften Turbinen beträgt 67,33 %. Die technischen Kennzahlen der Turbine MS6001B werden in Kombination mit dem ermittelten durchschnittlichen praktischen H₂-Beimischanteil dem Verwertungspfad zur Berechnung zugrunde gelegt.

Tabelle 5: Auflistung beispielhafter H₂-Turbinen, Fabrikat GE (Trimis, 2013)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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Abbildung 10: Verwertungspfad „H₂-Teilstrom Turbine“ (eigene Darstellung)

Der Verwertungspfad der H₂-Beimisch-Turbine setzt eine Vergütung des rückverstromten Ökostroms, der für die Elektrolyse herangezogen wird mit dem nationalen Ökostromtarif voraus. Im Vergleichsfall bei Biogasanlagen mit Co-Fermentation von nicht erneuerbaren Stoffen (industrielle Abfallstoffe) werden hier prozentuelle Abschläge auf den Vergütungssatz herangezogen. In diesem Fall wird hier kein Abschlag angenommen, da die ökologische Ausgangsbasis der Ökostrom in diesem Fall auch energetisch um den Wirkungsgrad verringert ökologisch bleibt.

Es wurde bei den Berechnungen der Betriebsgrenzpreis der Elektrolyse zur Maximierung des Betriebsergebnisses hin variiert. Die Variation des Grenzpreises des Turbinenbetriebs ergibt eine Ergebnismaximierung bei dessen Minimierung. Hier wurde jedoch eine manuelle Grenze von € 60/MWh herangezogen, da eine weitere Minimierung die Anschlussleistung der Turbine stark steigen lässt. Wie bei den anderen Betriebsberechnungen wurde ein frei gewähltes Verhältnis von 1:3 von Elektrolyse zu Verstromungseinheit zur Begrenzung der Investitions- und –betriebskosten herangezogen. Bei dem gewählten Grenzpreis von € 60/MWh ergibt sich eine elektrische Leistung der Turbine von MW 5,99. Für das beigemischte Erdgas wurde der Mittelwert des Zeebrugge Erdgas Börsepreis von 2011 ermittelt.

Zur Berücksichtigung der Anlageninvestitionskosten wurden für die Elektrolyse Status-Quo Werte aus der Literatur (siehe Tabelle 11) herangezogen. Da die Anlagengrößen aller betrachteten Verwertungspfade sich im marktnahen kleineren Maßstab von wenigen Megawatt befinden wurde die Elektrolysestufe mit 2 MW Anschlussleistung festgelegt. Damit ergibt sich nach Idealisierung der Betriebsstunden jedoch nur eine mögliche elektrische Turbinenleistung von 6 MW bei vorausgesetztem realen H₂-Beimischanteil von 65,73 %. Als Investitionskosten wurde eine anteilige Investition in eine größere Turbine Typ MS60001B von General Electrics (minimale Engpassleistung 42 MW) vorausgesetzt. Der fiktive Barwert dieser Anlagenumsetzung bei idealisierter und statischer Betrachtung ist bei einer Laufzeit von 15 Jahren mit rund € 1,5 Mio. positiv.

Tabelle 6: Eingabeparameter und Berechnungsergebnisse Pfad „H₂-Teilstrom Turbine"

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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Abbildung 11: Summen- und Häufigkeitsverteilung Pfad „H₂-Beimischturbine“ (eigene Darstellung)

2.2.3.3 Verstromung eines H-Teilstroms im Erdgas BHKW (Pfad III)

Zur Steigerung des Gesamtwirkungsgrades in der Stromerzeugung ist in allen Anwendungsfällen wenn möglich die Nutzung der anfallenden Wärme aus thermischen Energieerzeugungsanlagen unabdingbar. Bei klassischen Großanlagen mit Anlagengrößen von mehreren hundert MW kann dies bei Neuanlagen aber nur in den seltensten Fällen ohne umfangreiche Investitionen in ein Wärmenetz oder in gänzlich neue Wärmeverbraucher umgesetzt werden. Im Gegensatz dazu kann mit dezentralen kleineren Anlagengrößen bei der Installation von Gasmotoren als Blockheizkraftwerke die anfallende Wärme leichter in bestehende Netze oder bei bestehenden Wärmeverbrauchern eingegliedert werden. Damit lassen sich sehr gute Anlagengesamtwirkungsgrade bewerkstelligen. Bei dem hier skizzierten Beispiel kommt ein GE JMS 624 Erdgasmotor zur Anwendung. Der elektrische Wirkungsgrad beträgt 46,1 %, der thermische Wirkungsgrad 41,6 % (GE 2013). Der Anlagengesamtwirkungsgrad der BHKW-Anlage beträgt somit 87,7 %. Unter Einbezug des Elektrolysewirkungsgrades können 68,53 % der eingesetzten elektrischen Energie in der Elektrolyse durch diese Anwendung wieder energetisch genutzt werden. Neben dem beschriebenen verbraucherseitigen Vorteil in der Standortwahl bietet sich auch ein Vorteil auf der Angebotsseite, da für die Anwendung lediglich ein Erdgasanschluss im Niederdruckbereich für die Erdgasbeimischung in den Wasserstoffstrom und ein Netzanschluss an das Stromnetz für die Versorgung der Elektrolyse beziehungsweise Einspeisung des erzeugten Stroms erforderlich ist.₂

Durch die Berechnung wurde das Optimum der Strommarktgrenzpreise für den Betrieb einer Elektrolyse und eines Wasserstoff/Erdgas-BHKWs ermittelt. Es wird von einer realistischen Elektrolysegröße von 2 MW ausgegangen. Diese Anlagenkapazität wird bereits in einem Stack von der Firma MAN am Beispiel der Audi E-Gas Anlage in Werlte angeboten (siehe Anhang). Als ökonomisches Optimum hat sich ein Strompreis von ≤ € 71/MWh ergeben. Dieser liegt zwar recht deutlich über dem durchschnittlichen Strompreis von 2011 (€ 51,80/MWh), eine Reduktion der Betriebsgrenze geht aber mit einer ebenso recht deutlichen Reduktion der Betriebsstunden und damit erzeugten H₂-Menge einher. Somit sinkt bei Reduktion der Betriebsgrenze durch vorgegebene Elektrolysegröße und vorgegebenes Mischverhältnis von Wasserstoff zu Erdgas die mögliche erzielbare erzeugte Strommenge deutlich, was den Erlös schmälert und damit die Anlagenabschreibung ökonomisch unmöglich macht.

Für die BHKW Betriebsweise wurde ein Strommarkt-Grenzpreis gewählt, der den Stromerlös maximiert, jedoch die BHKW-Größe limitiert. Das Optimum zwischen Stromerlösen und Anlagengröße hat ein Grenzpreis von € 48/MWh ergeben. Somit ist das BHKW in allen Stunden mit einem Marktpreis größer dem Grenzpreis in Betrieb. Für den berechneten Zeitraum 2011 ergaben sich daraus 5.555 Betriebsstunden für den Gasmotor. Dies bedeutet eine recht hohe Auslastung mit wenigen Stillständen, was sich positiv auf die Auslegung eines etwaigen Wärmespeichers und auf die Anlagenhaltbarkeit auswirkt. Im Maximalfall ließe sich der Erlös durch Verringerung der Betriebsstunden hin zu den Hochpreisstunden theoretisch knapp verdoppeln. Hier müsste jedoch das BHKW die erzeugte Energie aus der Elektrolyse in nur einer Stunde bei einem Marktpreis > € 120 verarbeiten. Die Engpassleistung des BHKW wäre mit 26 GW exponentiell größer. Aufgrund dieser exponentiellen Tendenz wirkt sich ein erhöhter Betriebsgrenzpreis zwar leicht positiv auf den Ertrag aus, jedoch kommt es zu unrealisierbaren Investitionskosten.

Die Berechnung dieses Energieverwertungspfades setzt jedoch eine Vergütung des aus Ökostrom gewonnenen Wasserstoffs und erneuter Rückverstromung voraus. Es wurde mit Strom Spot Preisen ohne Beachtung der Herkunft kalkuliert. Eine doppelte Ökostromvergütung muss daher im Anwendungsfall rechtliche Berücksichtigung finden. Bei zunehmend fallenden Stromgestehungskosten der Erneuerbaren Energien kann aber mittelfristig von mehr freiem Stromhandel (und Verfügbarkeit) ebendieser ausgegangen werden. Damit wäre dieses Problem obsolet.

Zum Einbezug der Investitionskosten wurden Werte aus der Literatur verwendet (siehe Tabelle 11). Der Barwert der Anlagenkonstellation bei statischer Betrachtung der Tilgung der Investitionskosten ist mit rund € 14 Mio. positiv.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 12: Verwertungspfad „H₂-Teilstrom" im Erdgas-BHKW (eigene Darstellung)

Tabelle 7: Eingabeparameter und Betriebsergebnisse Pfad „H2 Teilstrom BHKW"

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die erbrachten Betriebsstunden der Elektrolyse und des Blockheizkraftwerks sind in Abbildung 13 als Summen- und Häufigkeitsverteilungen dargestellt. In der Häufigkeitsverteilung ist die Betriebsweise der Elektrolyse bis kurz vor den Strompreis-Modalwert (€ 51) ersichtlich. Ebenso ist ersichtlich, dass eine ökonomisch erwünschte Ausnutzung der niedrigen Strompreisstunden praktisch nicht umsetzbar ist, da die Häufigkeit dieser sehr gering ist. Das Blockheizkraftwerk nutzt im Gegensatz beinahe die vollen Jahresstunden aus, um dessen Anschlussleistung gering zu halten. Für die Hochpreisstunden gilt der gleiche Zusammenhang, wie für die Niedrigpreisstunden. Die Häufigkeitssumme nimmt stark ab, was eine sehr hohe Anschlussleistung bedingen würde.

Abbildung 13: Summen- und Häufigkeitsverteilung Betriebsstunden Elektrolyse und BHKW (eigene Darstellung)

2.2.3.4 Öko-SNG BHKW (Pfad IV)

Die mithin höchsten Gesamtwirkungsgrade thermischer Kraftwerke können durch Blockheizkraftwerke erreicht werden. Im Systemvergleich können hier Gas-Otto Motoren bei idealer Wahl des Aufstellungsortes die eingesetzte Energie am besten verwerten. Häufig kommen solche Motoren bei Biogasanlagen zur Anwendung. Diese bedeuten aber eine starke Einschränkung der Wärmenutzung aufgrund des begrenzten Einsatzradius um die Biogasanlage. In diesem Fall wird als Verwertungspfad des ökologischen synthetischen Gas ein SNG BHKW betrachtet, das das SNG aus dem Erdgasnetz bezieht. Der Einspeisepunkt des SNG ist dabei völlig unabhängig von der Verbrauchsstelle. Der BHKW-Aufstellungsort muss hier nur in Reichweite des bestehenden Erdgasnetzes liegen. Der Aufstellungsort kann daher rein auf die mögliche lokale Wärmeabnahme abgestimmt werden. Als Beispiel können hier Krankenhäuser, Schulen, Gewerbeparks oder bestehende Nah- und Fernwärmenetze genannt werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 14: Verwertungspfad „Öko-SNG-BHKW" (eigene Darstellung)

Bei der Berechnung des Verwertungspfades wurde vorweggenommen, dass die Methanisierungseinheit ökologisches CO₂zur Verfügung hat. Bei gleichzeitiger Verwendung von Ökostrom zur Elektrolyse kann somit von einem rein ökologischen SNG ausgegangen werden. Zum Bezug des ökologischen CO₂sollte die SNG-Anlage im Idealfall am Gelände einer Biogasanlage stehen und das hier anfallende grüne Kohlendioxid heranziehen. Daher wird mit dem aktuellen Vergütungssatz für Ökostrom aus dem österreichischen Ökostromgesetz kalkuliert. Für das BHKW wurde ein Dauerbetrieb angenommen. Damit kann der hohe Gesamtwirkungsgrad am besten ausgenutzt werden. Im Detail wurden 8.322 Jahresbetriebsstunden angenommen. Diese entsprechen der in Garantieverträgen vieler Hersteller angeführten Verfügbarkeit von 95 %.

Zur Einbeziehung der Investitionskosten des Anlagensystems wurden Werte aus der Literatur (siehe Tabelle 11) herangezogen. Der fiktive Barwert der Anlage bei ermittelter Betriebsweise unter statischer Betrachtungsweise ergibt - € 14 Mio. Der Verwertungspfad kann somit mit gegebenen Rahmenbedingungen wirtschaftlich nicht erfolgreich dargestellt werden.

Tabelle 8: Eingabeparameter und Betriebsergebnis Pfad „Öko-SNG BHKW"

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 15: Summen- und Häufigkeitsverteilung Betriebsstunden Pfad Öko-SNG BHKW

2.2.3.5 SNG-Verkehr (Pfad V)

Mobilität hat gemeinsam mit der Industrie- und dem produzierendem Gewerbe in Österreich den größten Anteil an den Treibhausgasemissionen – THG-E. Dabei war im Jahre 2010 der Anteil der THG-Emissionen des Verkehrs mit 27 % nur 2 %-Pkt. geringer als der Sektor Industrie (29 %) (Umweltbundesamt, 2012). Neben dem absoluten Anteil der Emissionen zeigt dieser Bereich noch negativere Auswirkungen bei dessen Verhalten im Trend. Zwischen 1990 und 2010 stiegen die Emissionen des Verkehrs um rund 8 Mio. t CO_2äquund damit am bedeutendsten im Vergleich aller anderen Sektoren. Auch bei der aktuellen Abweichung der Emissionen im Vergleich zu den sektoralen Kyoto-Zielen weißt der Verkehrssektor die größten Zuwächse aus (siehe Abbildung 16).

Die Möglichkeit der Anwendung emissionsarmer Erdgas-/SNG Vehikel kann daher mit großem Potential zur Emissionsreduktion beitragen. Im Bereich des individuellen Personenverkehrs sind die Erdgasfahrzeuge technisch bereits voll ausgereift und können sich direkt in die Anwendung des Power-to-Gas SNG-Pfades eingliedern. Dies würde zu einer erheblichen Reduktion der THG-Emissionen ohne weitere Entwicklungsmaßnahmen oder Kosten durch Forschung beitragen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 16: Abweichungen der THG-Emissionen im Vergleich zum Kyoto Ziel (Umweltbundesamt, 2012)

Dieser Pfad stellt die Anwendung der Elektrolyse und anschließende Methanisierung und Netzeinspeisung dar. Verbrauchsseitig wird die bestehende Infrastruktur des österreichischen Erdgas (CNG) – Tankstellennetzes mit 175 Tanksäulen zur Betankung von Automobilen herangezogen (FVGW, 2013). Als Vergleichsanwendung wird aufgrund des größten Anteils von 56,2 % ein Diesel PKW herangezogen (Statistik, 2013). Der Dieselpreis entspricht dem durchschnittlichen Zapfsäulenpreis des Jahres 2011 aus der Statistik der Wirtschaftskammer Österreich (€ 1,33/Liter ≙ € 0,1338/kWh). Als frei gewählter „Öko-SNG“-Tankstellenpreis wird ein Preis von 90 % des Dieselpreises gewählt (€ 0,12049/kWh). Damit behält die Verwendung von SNG Autos eine Attraktivität beim Verbraucher durch einen 10 %igen finanziellen Vorteil gegenüber der Dieselflotte. Bezüglich der Mehrkosten der Erdgasfahrzeuge kann einerseits von einer weiteren Reduktion der Investitionskosten aufgrund einer eintretenden Nachfragesteigerung ausgegangen werden. Der restliche Mehrpreis kann durch staatliche Subventionen (zur Reduktion der THG-Emissionen im Verkehrssektor) vermindert werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 17: Verwertungspfad „SNG-Verkehr" (eigene Darstellung)

Tabelle 9: Eingabeparameter und Betriebsergebnis Pfad „Öko-SNG-KFZ“

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Für die Betriebsweise des Anlagenverbundes dieses Verwertungspfades ergeben sich bei Einhaltung eines gewählten sinnvollen Anschlussleistungsverhältnisses Elektrolyse zu Methanisierung von rund 1:3 Stromgrenzpreise von € 82,8/MWh für den Betrieb der Elektrolysestufe und € 31,5/MWh für den Betrieb der Methanisierungsstufe. Dabei ergibt sich wie auch bei den anderen Verwertungspfaden eine erforderliche Wasserstoffzwischenspeicherung. Die Elektrolysestufe wird in diesem Fall an 99,5 % der Jahresstunden betrieben. Die Häufigkeits- und Summenverteilung der Betriebsstunden ist in Abbildung 18 dargestellt. Eine vermeintlich ökonomisch sinnvolle Reduktion des Betriebs-Grenzstrompreises der Elektrolyse zur Reduktion der Kosten bei gleichzeitiger „geringfügiger“ Reduktion der Betriebsstunden führt hier jedoch nicht zu einer Maximierung des Betriebsergebnisses. Der Effekt der reduzierten produzierten Wasserstoffmenge und gleichzeitig geringerer Menge an SNG reduziert auch die Erlössumme und bietet dadurch keine ökonomischen Vorteile. Die Methanisierungsstufe wird nur in den Niedrigpreisstunden betrieben. Hier ist eine weitere Maximierung des Erlöses aus den Betriebskosten bei Reduktion des Grenzpreises möglich. Aufgrund der einhergehenden gleichzeitigen „exponentiellen“ Maximierung der Anschlussleistung der Methanisierung und damit der Investitionskosten, Netzanschlusskosten und weiteren Betriebskosten wurde die Anschlussleistung der Methanisierung bei rund 7 MW (1:3 Verhältnis) frei gewählt.

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