Den Technologien der Elektrolyse und der Methanisierung von Wasserstoff, welche aktuell unter dem Titel „Power-to-Gas“ in der gesamten Energiewirtschaft diskutiert werden wird großes Potential zugeschrieben. Einerseits erwartet man, damit erneuerbaren Strom in erneuerbares Gas zu verwandeln und grünen Strom damit speichern zu können. Andererseits möchte man die Power-to-Gas Anlagen zu einem Dienstleister des Stromnetzes machen, der Überangebote - auch bei volatilem Aufkommen – lokal in der Nähe der Erzeuger oder auch überregional über das bestehende Stromleitungsnetz abbauen zu können. Überdies kann der Elektrolysewasserstoff in einer Brennstoffzelle wieder verstromt werden und damit auch eine positive Netzstütze darstellen.
Im Rahmen dieser Arbeit wurden Energieverwertungspfade erstellt, die versuchen alle eingangs erwähnten Situationen praxisgerecht abzubilden. Dabei wurde vor allem darauf Wert gelegt, dass bestehende Infrastruktur und Technologien mit einbezogen werden.
Verwertungspfade:
• Verstromung in Brennstoffzelle (Pfad I)
• Verstromung in Wasserstoffturbine (Pfad II)
• Verstromung eines H2-Teilstroms im Erdgas BHKW (Pfad III)
• Öko-SNG BHKW (Pfad IV)
• SNG-KFZ (Pfad V)
Als Grundlage für eine wirtschaftliche Betrachtung der Pfade wurden Strombörsepreise aus dem Jahr 2011 herangezogen. Aus technischer Sicht wurden aktuell bekannte Spezifikationen der Anlagenteile hinterlegt und damit jene Energie ermittelt, welche in den jeweiligen Pfaden über ein Kalenderjahr erneut zur Verfügung stehen würde. Dem Endprodukt (Grau-, Grünstrom, graues oder grünes Methan) wurde erneut ein Marktwert gegeben und fließt somit als Erlös in die Berechnungen ein.
Großes ökonomisches Potential von Power-to-Gas liegt in der Entwicklung der Marktpreise hin zu volatilerem Vorkommen und extremeren Preissituationen. Dies wurde durch Variation der Strommarktpreise in Sensitivitätsanalysen abgebildet. Damit kann eine Entwicklung bei veränderten Marktbedingungen der jeweiligen Verwertungspfade abgeschätzt werden.
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
Wasserstoffbasierte Systeme
Methanisierung
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
Errichtungskosten / Investitionskosten
Strom
3.1.2.1 Strompreis
3.1.2.2 Ausgleichsenergiemarkt
3.1.2.3 Stromvermarktung
3.1.2.4 Stromherkunft
Gas
Veränderung der rechtlichen Situation
Standortdiskussion
3.2 Sekundäre marktrelevante Derivate
Biomethanpreise
Treibstoffpreis
Verantwortungsverteilung (Kosten)
4 BEURTEILUNG DER VERWERTUNGSPFADE
4.1 Technische Beurteilung der Verwertungspfade (Wirkungsgradbasiert)
4.2 Wirtschaftliche Beurteilung der Verwertungspfade
5 SENSITIVITÄTSANALYSEN
5.1 Strompreisszenarien
Szenario 2030a
Szenario 2030b
Szenario 2030c
Szenario 2030d
5.2 Analyse-Ergebnisse
Brennstoffzelle
H2-Beimisch Turbine
H2-Beimisch BHKW
Öko-SNG BHKW
Öko-SNG KFZ
6 ERGEBNISSE UND SCHLUSSFOLGERUNG
Zielsetzung & Themen
Die Arbeit untersucht die Integration von Power-to-Gas-Technologien in bestehende Energieinfrastrukturen durch die Modellierung von fünf praxisnahen Verwertungspfaden. Ziel ist es, die wirtschaftliche Rentabilität dieser Pfade anhand von Strom-Spotmarktpreisen zu analysieren und mittels Sensitivitätsanalysen die Auswirkungen zukünftiger Marktvolatilitäten und Preisänderungen zu bewerten.
- Technische und ökonomische Bewertung von Wasserstoff- und Methanisierungs-Pfaden.
- Analyse des Einflusses von Strompreisszenarien auf die Wirtschaftlichkeit.
- Integration bestehender Gasinfrastrukturen in Power-to-Gas-Anwendungen.
- Optimierung von Anlagenbetriebszeiten und -leistungen.
- Vergleich von Investitionskosten und erzielbaren Betriebsergebnissen.
Auszug aus dem Buch
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).
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.
Zusammenfassung der Kapitel
1 EINLEITUNG: Die Arbeit beleuchtet den Wandel der Energiewirtschaft durch erneuerbare Energien und die damit einhergehende Notwendigkeit von Energiespeichern, wobei Power-to-Gas als vielversprechende Lösung eingeführt wird.
2 METHODIK: In diesem Kapitel werden die rechtlichen Rahmenbedingungen in Österreich und Deutschland sowie die technische Konzeption und ökonomische Modellierung der fünf verschiedenen Power-to-Gas-Verwertungspfade erläutert.
3 MARKTPARAMETER: Hier werden die wesentlichen Einflussfaktoren wie Errichtungskosten, Strompreisstrukturen, Ausgleichsenergiemärkte und Standortfaktoren analysiert, welche die Wirtschaftlichkeit der Technologie maßgeblich bestimmen.
4 BEURTEILUNG DER VERWERTUNGSPFADE: Dieses Kapitel vergleicht die untersuchten Pfade auf Basis ihrer technischen Wirkungsgrade und ihrer betriebswirtschaftlichen Potenziale unter heutigen Bedingungen.
5 SENSITIVITÄTSANALYSEN: Hier wird untersucht, wie sich verschiedene Strompreisszenarien für das Jahr 2030 auf die Rentabilität und Betriebsergebnisse der einzelnen Power-to-Gas-Anlagentypen auswirken.
6 ERGEBNISSE UND SCHLUSSFOLGERUNG: Die Arbeit schließt mit einer zusammenfassenden Einschätzung der Praxistauglichkeit von Power-to-Gas-Anlagen und deren Potenzial als ideale Ergänzung zum erneuerbaren Kraftwerkspark.
Schlüsselwörter
Power-to-Gas, Elektrolyse, Methanisierung, Wasserstoff, Synthetisches Methan, Energiespeicher, Energiewende, Strommarkt, Sensitivitätsanalyse, Wirtschaftlichkeit, Wirkungsgrad, Gasnetz, Redispatching, Erneuerbare Energien, Betriebsszenarien
Häufig gestellte Fragen
Worum geht es in dieser Arbeit grundsätzlich?
Die Arbeit beschäftigt sich mit der technischen und wirtschaftlichen Bewertung von "Power-to-Gas"-Systemen, bei denen überschüssiger Strom aus erneuerbaren Quellen in Wasserstoff oder synthetisches Methan umgewandelt wird.
Was sind die zentralen Themenfelder der Studie?
Die zentralen Themen umfassen die Systemintegration, die rechtlichen Voraussetzungen in Österreich und Deutschland, die Modellierung spezifischer Energieverwertungspfade und deren ökonomische Analyse unter volatilen Marktbedingungen.
Was ist das primäre Ziel oder die Forschungsfrage?
Das Ziel ist es, fünf realitätsnahe Praxisbeispiele für Power-to-Gas zu modellieren und deren wirtschaftliche Sinnhaftigkeit anhand der Strompreise von 2011 sowie prognostizierter Szenarien für 2030 zu bewerten.
Welche wissenschaftliche Methode wird verwendet?
Die Arbeit verwendet eine Kombination aus Literaturrecherche, technischer Systembeschreibung sowie eine ökonomische Berechnung mittels Tabellenkalkulation und Solver-Optimierung für Betriebsstunden und Grenzpreise.
Was wird im Hauptteil der Arbeit behandelt?
Im Hauptteil werden rechtliche Rahmenbedingungen analysiert, fünf verschiedene Verwertungspfade (u.a. Brennstoffzelle, Gas-Turbinen, BHKW) detailliert beschrieben, Investitionskosten erhoben und Sensitivitätsanalysen für verschiedene Strompreisszenarien durchgeführt.
Welche Schlüsselwörter charakterisieren die Arbeit?
Wichtige Begriffe sind Power-to-Gas, Elektrolyse, Methanisierung, Wasserstoffwirtschaft, Erneuerbare Energien, Netzentgelte, Wirtschaftlichkeitsanalyse und Strommarktvolatilität.
Warum spielt das "Redispatching" eine wichtige Rolle?
Das Redispatching ist für Netzbetreiber notwendig, um Überlastungen im Stromnetz zu beheben. Power-to-Gas-Anlagen können hier als flexible Einheiten eingesetzt werden, um Engpässe zu vermeiden und so Kosten für Netzbetreiber zu senken.
Welche Auswirkung hat die Volatilität der Strompreise auf Power-to-Gas?
Höhere Volatilität begünstigt tendenziell die Betriebsergebnisse vieler Power-to-Gas-Pfade, da die Anlagen gezielt in Phasen niedriger Strompreise produzieren und in Hochpreisphasen verwerten können, was die Rentabilität erhöht.
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- Martin Kirchmayr (Author), 2013, Power-to-Gas: Modellierung von Anwendungspfaden zur wirtschaftlichen Abschätzung angenommener Betriebsszenarien, Munich, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/263338
