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Strom als Gas speichern - Power-to-Gas

Jochen Bard, Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik, Kassel 30.3.2017, ThEnA, Weimar

Beflügeln neue/alte Speicherlösungen die Energiewende?

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Vortragsinhalt

I. Funktionsweise

Wasserstoffelektrolyse &

Anlagenbeispiele

II. Stand der Entwicklung

Methanisierung

III. Technisch-Ökonomische

Randbedingungen bei der

Umsetzung

Graphik: Fraunhofer IWES

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Power to X- was ist das?

Power-to-X (PtX) bezeichnet verschiedene Technologien zur Speicherung bzw.

anderweitigen Nutzung von Stromüberschüssen in Zeiten eines zukünftigen

Überangebotes Erneuerbarer Energien (…)

P : die über dem Bedarf liegenden temporären Überschüsse

X : die Energieform oder den Verwendungszweck, in den die elektrische Energie gewandelt

wird

Quelle: wikipedia.org/wiki/Power-to-X vom 30.03.2016

Zu den Power-to-X-Technologien zählen:

Power-to-Gas (PtG)

Power-to-Heat (PtH)

Power-to-Chemicals

Power-to-Fuel

Power-to-Liquid

Power-to-Mobility

Power-to-Power

Graph: A. Sternberg & André Bardow in: Power-to-What? – Environmental assessment of

energy storage systems. Energy & Environmental Science Journal, Issue 2, 2015

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“Strom als Gas speichern”: Power to Gas

CO2

Graphik: DENA PtG Strategieplattform

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Elektrolyseverfahren zur Wasserstoffgewinnung

Direkte Wasserelektrolyse

mit flüssigem Elektrolyten

alkalisch (KOH, NaOH), (bipolar, unipolar) 40-90°C

mit immobilisiertem flüssigen Elektrolyten

mit Polymermembran-Elektrolyt 20-100°C

Anionen oder Protonenaustauscher (PEM)

Wasserdampf –Elektrolyse

mit geschmolzenem Elektrolyten (Sauer, alkalisch, hybrid)

mit keramischen Elektrolyten 700-1000°C

Protonenleiter

Sauerstoffionenleiter-Oxidkeramik (Solid Oxid Water El.)

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Beispiel: alkalische Elektrolyseanlagen

• bis 740 Nm³/h

• 3,4 MWel

• 10 m lang,

• 1,6 m Durchmesser

• 560 Zellen

• Lebensdauer> 20a

• Atmosph. - 30 bar

• verfügbar bis 1000

Nm³/h pro Modul System Lurgi

Beispiele für realisierte Anlagen:

Peru / Cuzco, 5.200Nm³/h, 22 MW aus 7 Modulen, Bau 1965

Zimbabwe/Kwe-Kwe, 21.000 Nm³/h, ~ 95MW aus 28 Modulen, Bau1971 – 73

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Beispiel: Alkalische Elektrolyseure von Norsk Hydro (heute NEL)

“Hochdruck”

• 12 bar

• 10-65 Nm³/h

• 50-400 kW

• “Drucklos”

• < 50 mbar

• < 500 Nm³/h

• < 2000 kW

2 große Anlagen mit

ca. 30.000 Nm³/h,

135 MW aus Wasserkraft

in Norwegen (bis 1980/90er)

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Kostenreduktion durch Skalierung

Quelle: Henning Langas, NEL Hydrogen, 2015

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Energiepark Mainz: H2 aus Windstrom mit PEMEL

• Partner: Stadtwerke Mainz, Linde, Siemens,

Hochschule RheinMain

• Anschluss an Windpark (8 MW)

• 6,3 MW peak PEM Elektrolyseur

(3 Module, je 1,3 – 2,1 MW)

• 1000 kg H2 Speicher (33 MWh)

• Einspeisung in lokales Gasnetz

• Trailer-Füllstation

• Projektbudget: 17 Mio €

• Förderung : ~50% (BMWi)

• Laufzeit (2012 - ‘16), kommerz. Betrieb

Projektziele:

• Entwicklung, Erprobung der Produktion

von H2 mit EE

• Optimierung der Betriebsweise

• Kombination und Erprobung

unterschiedlicher Betriebsweisen und

Geschäftsmodelle: „Überschüsse“, Spot-

Markt, Negative Regelleistung

Quelle: Stadtwerke Mainz

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Spezifischer Energiebedarf Elektrolyse

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Elektrolysemarkt Wasserstofftankstellen –Stand in D

Quelle:

ww.netinform.net/H2/H2Stations

Stand H2-Tankstellen:

• 34 in Betrieb

• 32 in Planung

• 18 außer Betrieb

CEP: 17 Industriepartner

Fahrzeughersteller,

Verkehrsbetriebe,

Technologielieferanten,

Energieunternehmen

50 Tankstellen in D bis 2015

Koordination:

Nationale Organisation

Wasserstoff- und

Brennstoffzellentechnologie

(NOW)

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PtG-Nutzungspfade

Quelle: Potenzialatlas PtG, DENA, 6/2016

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Primärenergiebedarf & Emissionen gleichmäßig über Sektoren verteilt

Spezifische Primärenergiekosten für Wärme und Verkehr sind höher als in

der Stromerzeugung

Angestrebte Reduktion THG-Emissionen (80%) nur durch

Emissionsminderung in allen Sektoren möglich

Ökonomisch sinnvoll, die Sektoren „rechtzeitig“ mit einzubinden

Biomasse nur eingeschränkt verfügbar

Direkteinsatz von Strom -> sehr effizient

Erneuerbare Brennstoffe durch PtG bzw. H2-Elektrolyse -> sehr flexibel

Primärenergiebedarf in D nach Sektoren

Primärenergie

3610 TWh

Kosten

126 Mrd. €*

Emissionen

782 Mio. tCO2

*Bereitstellungskosten Primärenergie in 2010, Quelle BMWi

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Herausforderungen der Energiewende

aus systemtechnischer Sicht

Randbedingung: Versorgungssicherheit bei Einhaltung Klimaziele D & EU

Herausforderung: wirtschaftliche Optimierung

Anforderung: Flexibilität bei Erzeugung und Verbrauch

Koppelung: Strom-Wärme-Verkehr

Bewertung: Technologien im zukünftigen Markt

Optimierung: EE-Ausbau, Netze, Speicher

Anteile der Energieträger an der Stromversorgung in 2025

Anteil der EE an der Nettostromerzeugung (in %)20 40 60 80 100

Biomasse

Wasser

Wind

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Geothermie

Kohle

Gas

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653 TWh

65 TWh

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Wind-Onshore

PV

Netzverluste

Netto-Export

Speicherverluste

Oberleitungs-Lkw

E-Pkw

Klimatisierung

Wärmepumpen

Power-to-Heat / Industrie-WP

Power-to-Gas

Herkömml. Verbrauch

Europa 2050 - Stromverbrauch und -erzeugung

Anteile der Energieträger an der Stromversorgung in 2050

Anteil der EE an der Nettostromerzeugung (in %)20 40 60 80 100

Biomasse

Wasser

Wind

PV

Geothermie

Kohle

Gas

Uran

994 TWh

99 TWh

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Treibhausgasziele und Konsequenzen

Ein THG-Minderungsziel von - 80% bis 2050

erfordert für Deutschland eine Einsparung um ca. -83%

Berücksichtigung Emissionen außerhalb des Energiesektors und internationaler Verkehrsanteils (Steigerung Flugaufkommen, nicht elektrifizierbar) geringe zulässige Emissionen für Energie

Begrenzte Biomasse: 2 Mio. ha NaWaRo

Strom als zukünftiger „Primärenergieträger“

Effizienzsteigerung durch neue Strom- anwendungen wie E-Mobilität und Wärmepumpen

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Kosten- und Energieeffizientes Verkehrsszenario

Steigerung Stromverbrauch Verkehr auf 111 TWh in 2050 (exkl. Bahn)

Sehr hoher Anteil E-Pkw

Kombination von Plug-In-Hybrid mit CNG

Oberleitungs-LKW

Biomasse – Fokus Biokraftstoffe

Entwicklung Straßenverkehr

Energieverbrauch Heute 2050 Verkehrsleistung 2050

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Benzin

Diesel

Erdgas

PHEV (konv.)

PHEV (Erdgas)

PHEV (elek.)

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TW

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Strom Biokraftstoffe Erdgas Mineralöl

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Deutschland 2050 - Wärmemarkt

Jahresbilanz – Deckungsanteile und Technologie

Hohe Bedeutung von Wärmepumpen und KWK-Systemen

Haushalte und Gewerbe Industrie

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Gaswärmepumpe*

Brennstoffzelle*

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Brennwertkessel*

Brennwertkessel* + Solarthermie

FW-KWK~ + Groß-WP

FW-KWK*~ + Solarthermie

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Industrie(inkl. GHD-PW)

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Strom Monovalent

Gas Monovalent

Bio-Gas/-SNG Monovalent

Heizkessel*

Heizkessel* + Solarthermie

KWK~ + Groß-WP

KWK*~ + Solarthermie

KWK*~

Groß-WP

WP + Solarthermie

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RaumwärmeProzesswärme

* PtH~ Spitzenlastkessel

* PtH~ Spitzenlastkessel

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Deutschland 2050: Stromverbrauch und -erzeugung

Optimale Strombilanz 2050:

Steigerung Nettostromverbrauch

von heute 557 TWh auf 793 TWh

Rückwirkungen auf den EE-Ausbau Langfristig ist ein hoher PV-Anteil

wirtschaftlich

Mittelfristig müssen PV-Ausbauziele erhöht werden am Beispiel des Netzentwicklungsplanes 2015

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Erzeugung Verbraucher

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Netzverluste

Speicherverluste

Oberleitungs-Lkw

E-Pkw

Klimatisierung

Wärmepumpen

Power-to-Heat / Industrie-WP

Power-to-Gas

Herkömml. Verbrauch

EE-Abregelung

Müll-HWK, Klärgas

GT

GuD

KWK

Netto-Import

Laufwasser

Wind-Offshore

Wind-Onshore

PV

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Deutschland 2050: Installierte Leistungen

einer hohen fluktuierenden Erzeugungs- leistung…

…steht ein flexibler Stromverbrauch gegenüber

Wind- und PV können effizient ins System integriert werden

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Zusammenwirken der Komponenten über den Strommarkt

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Wochentag

Konventionelle

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Batteriespeicher

PSW-Pumpe

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GWErzeugung und Strombedarf in Deutschland 2050 - Meteo-Jahr 2006, 15./16. Kalenderwoche

Last

Photovoltaik

Wind Offshore

Wind Onshore

Biomasse

Laufwasser

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Ausgleichsmaßnahmen für Fluktuationen

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BMU Leitstudie 2011

„Strom-

überschüsse“

Entwicklung der Residuallast in Abhängigkeit des EE Anteils

ca. ab 2030 relevante Überschussmengen für Langzeitspeicher zu erwarten

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Kapazitäten und Entladezeiten verschiedener Speicher

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Storage capacity of different storage systems

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Storage capacity of different storage systems

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Batteries

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1 a SNG (PtG)

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Stunden

Jahre

Wochen-/Monate

Tage

SMES

Nach: Specht et al, 2010

Kapazität der Speichersysteme

E

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h]

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Bundesnetzagentur: aktuelle EinsMan-Zahlen

GWh

Stand: 14.02.2016

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Strompreisbestandteile möglicher PtH-Strombezugskonzepte

Quelle: AGORA-Studie PtH, 2014

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Erlöspotenziale von Wasserstoff in 2030

nach Verbrauchssektoren anhand der Subsitute

Quelle: Potenzialatlas PtG, DENA, 6/2016

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Power-to-Gas Energiespeicherung durch Kopplung der Energienetze

Stromnetz

Übertragungskapazität

Einstellige GW

Speicherkapazität

0,04 TWhel

Gasnetz

Zweistellige GW

220 TWhth

+ Hochwertige Energie

Hochpreisige Energie

- Strom kaum speicherbar

+ Direkte Nutzung hocheffizient

- AC-Übertragungsverluste

3-10% / 1000km

+ Universeller Energieträger

Niedrigpreisige Energie

+ Große Speicher

- Umwandlungsverluste hoch

- Übertragungsverluste 0,5% / 1000 km

H2 Grenzen heute:

2% KFZ; 1% Gas-KW und Speicher

Vor- und Nachteile

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Vergleich Methan- und Wasserstoffnutzung Wasserstoffnutzung

+ ein Umwandlungsschritt weniger Wirkungsgrad höher

+ Investitionskosten geringer

- Zusatzkosten für die Wasserstoffaufbereitung, z.B. für die O2-Entfernung

- Auswirkungen beim Einsatz in Gasturbinen oder in Industrieprozessen

- Erdgasnetz kann nur begrenzte Mengen an Wasserstoff aufnehmen

Einspeisung von Wasserstoff auf 5 Vol.-% begrenzt (z.T. 2 Vol.-%)

Es kann nicht genug Energie in Form von Wasserstoff gespeichert werden und den

zukünftigen Bedarf an chemischen Energieträgern als Langzeitspeicher zu sichern

Methanisierung

+ kaum Beschränkungen bei der Methaneinspeisung in die vorhandene

Erdgasinfrastruktur

+ Energiewandlungsaggregate für Methan auf der Verbraucherseite sind

weitgehend vorhanden bzw. technisch verfügbar

- Geringerer Wirkungsgrad im Wandlungspfad

- CO2-Quelle notwendig Vorteil Biogas

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Vergleich Methanisierungskonzepte

Methanisierungs-

konzepte

Katalytische

Methanisierung (250 – 550 °C, 1 – 100 bar)

Biologische

Methanisierung (40 – 70 °C, 1 – 10 bar)

CSTR

Andere:

-Membran

-Rieselbett

Festbett:

-Adiabat

-Isotherm

Wirbel-

schicht

Dreiphasig:

- Wirbelschicht

-Blasensäule

Strukturiert:

-Waben

-Mikrokanal

Wasser, flüssig:

ΔRh0 = -253 kJ/mol

Wasser, gasförmig:

ΔRh0 = -206 kJ/mol

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Zwei Möglichkeiten der Methanisierung

Quelle: Reuter 2015

Katalytische Methanisierung

+ Gute Nutzung der Reaktionswärme durch

höheres Temperaturniveau

+ Höhere Reaktionsgeschwindigkeit

kleinere Reaktorgröße

+ kommerziell verfügbar

- Chemisches Gleichgewicht & Temperatur

noch Optimierungspotenzial

Biologische Methanisierung

+ hohe CH4-Konzentrationen

+ Robustheit bzgl. Eduktgasbeschaffenheit

und im Lastwechselverhalten

+ erste Systeme kommerziell verfügbar

- Skalierbarkeit in große Leistungen schwierig

noch Optimierungspotenzial

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Audi-e-gas-Anlage, 6MW

IWES, 50 kW, Bad Hersfeld

ZSW, Etogas, 25kW,

ZSW, Etogas, 250 kW

EnBW Wasserstofftankstelle, 400 kW

Windpark RH2-WKA

Hybridkraftwerk Prenzlau

Pilotanlage Falkenhagen

Sunfire Power to Liquids

H2 Forschungszentrum Cottbus HYPOS

PtG im Eucolino

Thüga Demoanlage

RWE Demoanlage

In Betrieb

Im Bau

In Planung H2Herten

Energiepark Mainz

CO2RREC

T

BioPower2Gas

H2-Tankstelle HafenCity

Elektrolyse

Kat. Methanisierung

Biol. Methanisierung PFI-Pilotanlage

Power to Gas Biogasbooster

Viessmann Mikrobielle Methanisierung

Windgas Hamburg

Multi-Energie-Tankstelle H2Ber

PtG-Anlagen in Deutschland (Auszug)

Testanlage Hanau

H2Move

Karlsruhe

(PEM/catalytic)

Stromlückenfüller 1MW

Reußenköge

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Direktmethanisierung an einer

landwirtschaftlichen Biogasanlage

PtG-Projekt an IWES Versuchsbiogasanlage Eichhof

2012-2013, 4-monatiger Testbetrieb

„proof of concept“ im Technikumsmaßstab

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Sabatier-

reaktor

Gasanalyse

Druckregler

Heizung

Pumpe

Wärme-

tauscher

Wärmetauscher

Biogasspeicher,

Stromerzeugung BHKW

Elektrolyse

Entschwefelung

Kompressor

Wasseraufbereitung

CH4 + CO2

H2

Transformator

50 kWel Pilotanlage zur Direktmethanisierung

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Zusammenfassung I

Insbesondere vor dem Ziel einer 100% EE Versorgung wird ein

Langzeitspeicher für erneuerbare Stromüberschüsse benötigt

Nennenswerte Stromüberschüsse sind jedoch erst in einigen Jahren zu erwarten

Strom-Gasnetz-Kopplung nationale Speichermöglichkeit

Ausreichend Speicherkapazitäten zur Langzeitspeicherung (ca. 200 TWhth)

Vorhandene Infrastruktur (Verteilung, Anwendung)

Biogenes CO2 als geeignete CO2-Quelle

Bereits heute nennenswertes Potenzial

Zusätzliche Flexibilisierung von Biogasanlagen in Verbindung mit Power-to-Gas

möglich

->Power-to-Gas-Anlagen bilden in Kombination mit Biogasanlagen eine

nachhaltige Lösung für die Langzeitspeicherung sowie zusätzliche Möglichkeiten

für die Flexibilisierung von Stromerzeugung aus Biogas

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Power-to-Gas ist nicht DIE Lösung, aber eine Technologie, die

wichtige Beiträge leisten kann

Größere Bedeutung wird die Technologie erst bei deutlichen

Stromüberschüssen erhalten, dann trägt sie zur Kostensenkung bei

Lokal/Regional bzw. im Kraftstoffmarkt kann das schon früher der Fall

sein (EE-Kraftstoffquoten, Flottenversorgung etc.)

Weitere Kostensenkungen bei der Elektrolyse sowie der

Methanisierung sind zu erwarten

Für den wirtschaftlichen Einsatz von PtG sind auch politische

Weichenstellungen erforderlich

Zusammenfassung II

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…advancing energy systems

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik

www.iwes.fraunhofer.de

www.herkulesprojekt.de

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