Partner:Repotec Umwelttechnik GmbH • EVN AG • Güssinger Fernwärme GmbH •Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und technische Biowissenschaften der Technischen Universität Wien (Sitz der ARGE)
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[energy from biomass]
„Technoökonomische Studie zur Biomasse-KWK“
und Überleitung zur aktuellen Studie „Optimierte KWK-Systeme“
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Inhalt und MethodikInhalt und MethodikStudie TU Wien
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“
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Charakterisierung der technischen Verfahren zur KWK aus BiomasseCharakterisierung der technischen Verfahren zur KWK aus Biomasse
Vergasung Gasreinigung Gasnutzung
Wärmenutzung
Strom
Feuerung Wärmeübertragungng
Kreisprozess
Wärme
Verfahren auf Verbrennungsbasis:
DampfturbinenDampfmotorenORC-Prozess(Stirlingmotor)
Verfahren auf Vergasungsbasis:
FestbettvergasungWS-VergasungLuft-/Dampfvergasung
Wärmeübertragung
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Betrachtete AnlagenBetrachtete AnlagenAnlage Betreiber Technologie Stand Größe
Dampfmotor-KWK Hasag Möbel GmbH, Attnang-Puchheim
Dampfkolbenmotor Marktreife 4,3 MWth
Rinden-KWK-Enns Donausäge Rumplmayr, Enns
Gegendruck- und Kondensationsdampfturbine
Marktreife 18 MWth
Biomasse Heizkraftwerk Bad St. Leonhard
Kraft und Wärme aus Holz GmbH (kwh)
Gegendruckdampfturbine Marktreife 20 MWth
Biomasse-KWK- Waidhofen
Fuchsluger Gegendruckdampfturbine Marktreife 4 MWth
ORC-KWK-Lienz Stadtwärme Lienz ORC-Prozess Marktreife 8 MWth
ORC-KWK-Hard Biostrom GmbH ORC-Prozess Marktreife 8 MWth
Biomasseheizkraftwerk Güssing
Fernwärme Güssing GmbH
Wirbelschicht-Dampfvergasung/Gasmotor
Demonstration 8 MWth
Biomasse-Blockheizkraftwerk Wr. Neustadt
EVN Festbett-Gleichstromvergasung/ Gasmotor
Demonstration 2 MWth
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Technologiespezifische KostenTechnologiespezifische Kosten
Leis
tung
/
Ko
sten
art
Einh
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Ros
tfeue
rung
-St
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or
0,
9 M
Wth
Ros
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rung
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or
4,
3 M
Wth
Fest
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Luftv
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sung
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otor
2,
0 M
Wth
Ros
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rung
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zess
8,0
MW
th
Wirb
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t-D
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verg
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g-G
asm
otor
8,
0 M
Wth
Ros
tfeue
rung
-G
egen
druc
k-
da
mpf
turb
ine
18,5
MW
th
Brennstoff-wärmeleistung
kWth 900 4300 2000 8000 8000 18500
El. Generatorleistung kWel,brut 50 580 580 1130 2000 2700
El. Eigenverbrauch kW 30 80 100 180 300 200
El. Nettoleistung kWel,net 20 480 480 950 1700 2500
Nutzbare Fernwärmeleistung
kWQ 800 3050 720 6100 4500 12000
Investition (Anlage, Gebäude, MSRT)
€/kWel,brut 8784,00 3775,56 5172,41 4630,09 5000,00 2637,96
Investition (Anlage, Gebäude, MSRT)
€/kWth 488,00 509,26 1500,00 654,00 1250,00 385,00
Wartung und Instandhaltung % Invest. p.a. 1,0 2,5 3,0 2,0* 3,0 2,0
Sonstige Fixkosten (Pacht, Versicherung) % 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 €/MWhth 0,00 1,03 1,00 0,20 1,70 0,14
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KostenKosten-- und Erlund Erlöösverteilung am Beispiel Gsverteilung am Beispiel Güüssingssing
Erlöse
Strom
Wärme
Kosten Jährliche Abschreibung/Kreditrate (5 % p.a.
real, 15 Jahre Laufzeit)
Entsorgung
PersonalPacht, Versicherung
Brennstoff
Betriebsmittel
Wartung/Instandhaltung
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Stirlingmotor Dampfmotor
FB-Vergasung ORC-Prozess
WS-Vergasung Dampfturbine
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StandardStandard--Rahmenbedingungen fRahmenbedingungen füür den Vergleichr den Vergleich
bhungStromgeste el
PaK ⋅=
Korrektur der Anlagengröße nach Schaidhauff [1998]:
b = -0,28
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 €/MWhQ
Keine Investförderung angenommen
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Stromgestehungskosten am derzeitigen Stand der TechnikStromgestehungskosten am derzeitigen Stand der Technik
0
50
100
150
200
250
300
1 10 100
Fuel power [MWth]
Elec
tric
ity p
rodu
ctio
n co
sts
[€/M
Wh]
No investment subsidies6 % p.a for 13 yearsFuel costs: 14 €/MWh
Full load capacity heat: 4000 hFull load capacity electricity: 6000 hIncoming heat leads : 20 €/MWh
Fixed bed gasification
Fluidised bed gasification
ORC-Process
Back pressure steam turbine
Steam engine
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VariationenVariationen
2 Leistungsklassen
3 MWth 20 MWth
Dampfmotor, FB-Vergasung, ORC-Prozeß WS-Vergasung, Dampfprozeß
Folgende Variationen wurden durchgeführt:
JahresvolllaststundenWärmeabsatzpreis ab Kraftwerk
Investförderung als verlorener ZuschussBiomassepreis
Kalkulatorische Betrachtungsdauer
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Einfluss der VolllaststundenEinfluss der Volllaststunden
0
100
200
300
400
500
600
700
0 2000 4000 6000 8000 10000Total full load hours [h/a]
Elec
tric
ity p
rodu
ctio
n co
sts
[€/M
Wh]
Fixed bed gasifier 3 MWth
ORC-Process 3 MWth
Steam engine 3 MWth
Fluidised bed gasifier 20 MWth
Steam turbine 20 MWth
No investment subsidies6 % p.a for 13 yearsFuel 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 hFeed in tariffs heat: 20 €/MWh
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Stromgestehungskosten bei unterschiedlichen Stromgestehungskosten bei unterschiedlichen Absatzpreisen der WAbsatzpreisen der Wäärmerme
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 10 20 30 40Feed in tariffs for heat [€/MWh]
Elec
tric
itypr
oduc
tion
cost
s[€
/MW
h]
Fixed bed gasifier 3 MWth
Steam engine 3 MWth
Steam turbine 20 MWth
No investment subsidiesInterest rates: 6 % p.a. for 13 yearsFuel costs: 14 €/MWh
Full load hours p.a.heat: 4000 hFull load hours p.a.electricity: 6000 h
ORC-Process 3 MWth
Fluidised bed gasifier 20 MWth
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Einfluss der Einfluss der InvestfInvestföörderungrderung
0
50
100
150
200
250
0 10 20 30 40 50 60Investment subsidies [%]
Elec
tric
ity p
rodu
ctio
n co
sts
[€/M
Wh]
Fixed bed gasifier 3 MWth
ORC-Process 3 MWth
Steam engine 3 MWth
Fluidised bed gasifier 20 MWth
Steam turbine 20 MWth
6 % p.a. for 13 yearsFuel costs: 14 €/MWh
Full load hours p.a. heat: 4000 hFull load hours p.a. electricity: 6000 hFeed in tariffs heat: 20 €/MWh
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Fixed bed gasifier 3 MWth
Stromgestehungskosten bei unterschiedlichen Preisen fStromgestehungskosten bei unterschiedlichen Preisen füür r die eingesetzte Biomassedie eingesetzte Biomasse
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0 5 10 15 20 25 30
Fuel price [€/MWh]
Elec
tric
itypr
oduc
tion
cost
s[€
/MW
h]
Steam engine 3 MWth
Fluidised bed gasifier 20 MWth
Steam turbine 20 MWth
No investment subsidiesInterest rates: 6 % p.a. for 13 years
Full load hours p.a. heat: 4000 hFull load hours p.a. electricity: 6000 hFeed in tariffs heat: 20 €/MWh
ORC-Process 3 MWth
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Kalkulatorische BetrachtungsdauerKalkulatorische Betrachtungsdauer
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 10 20 30 40Pay back period [a]
Elec
tric
ity p
rodu
ctio
n co
sts
[€/M
Wh]
Fixed bed gasifier 3 MWth
ORC-Process 3 MWth
Steam engine 3 MWth
Fluidised bed gasifier 20 MWth
Steam turbine 20 MWth
No investment subsidies6 % p.a. Fuel costs: 14 €/MWh
Full load hours p.a. heat: 4000 hFull load hours p.a. electricity: 6000 hFeed in tariffs heat: 20 €/MWh
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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
Deutsche Studie zu Stromgestehungskosten aus Biomasse (Quelle: Vogel, Kaltschmitt, 2007)
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0,75 %/a (Investitionskosten-bezogen)- sonstige Nebenkosten
1 %/a (Investitionskosten-bezogen)- Versicherung
3 %/a (Investitionskosten-bezogen)- Kosten für Wartungs- und Reinigungsarbeiten
50000 €/a Mitarbeiter- durchschnittliche, spezifische Personalkosten
20 €/MWhth.- spezifischer Wärmeverkaufspreis (frei Anlage)
4000 h/a- Volllaststunden Wärmeerzeugung
6000 h/a- Volllaststunden Stromerzeugung
14 €/MWhBWL ≈ 40,5 €/tfeucht- spezifische Brennstoffkosten
1 %/a- Instandhaltungsfaktor Infrastruktur
2 %/a- Instandhaltungsfaktor Anlage und Peripherie
2,5 %/a- durchschnittliche Inflationsrate
8 %/a- Nominalzins
20 a- kalkulatorische Nutzungsdauer der Anlage
Basisdaten:
RahmenannahmenParameter
Deutsche Studie zu Stromgestehungskosten für 500 kWel(Quelle: Vogel, Kaltschmitt, 2007)
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VergasungsVergasungs-- und verbrennungsbasierter Konzepte elektrischer Wirkungsgrad (lund verbrennungsbasierter Konzepte elektrischer Wirkungsgrad (links) und inks) und Gesamtwirkungsgrad (rechts) vs. StromgestehungskostenGesamtwirkungsgrad (rechts) vs. Stromgestehungskosten (Vogel, (Vogel, KaltschmittKaltschmitt, 2007), 2007)
10
15
20
25
30
35
1015202530Stromgestehungskosten [€ct/kWhel.]
ηel. [
%]
Vergasung kurzfristig Vergasung Technikentwicklung mittelfristigVergasung Kostenentwicklung mittelfristig Vergasung Technik- und Kostenentwicklung mittelfristigVerbrennung kurzfristig Verbrennung Technikentwicklung mittelfristigVerbrennung Kostenentwicklung mittelfristig Verbrennung Technik- und Kostenentwicklung mittelfristig
60
65
70
75
80
85
90
1015202530Stromgestehungskosten [€ct/kWhel.]
ηGes
amt [%
]
L
T L+T
günstig günstig
ungünstigungünstig
L
L+TT
L= LernkurveneffekteT= Technische Entwicklung
L
L+TT
L
L+TT
Vergasung
VergasungVerbrennung
Verbrennung
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WWäärmerme-- und Stromgestehungskosten, CH, 2006und Stromgestehungskosten, CH, 2006Quelle: Th. Quelle: Th. NussbaumerNussbaumer et al.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
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WWäärmerme-- und Stromgestehungskosten, CH, 2006und Stromgestehungskosten, CH, 2006Quelle: Th. Quelle: Th. NussbaumerNussbaumer et al.et al.
0 5 10 15 20 25Leistung Qth+Pel MW
250
125
188
62
€/MWh
Strom
Wärme
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Stromgestehungskosten am derzeitigen Stand der TechnikStromgestehungskosten am derzeitigen Stand der Technik
0
50
100
150
200
250
300
1 10 100
Fuel power [MWth]
Elec
tric
ity p
rodu
ctio
n co
sts
[€/M
Wh]
No investment subsidies6 % p.a for 13 yearsFuel costs: 14 €/MWh
Full load capacity heat: 4000 hFull load capacity electricity: 6000 hIncoming heat leads : 20 €/MWh
Fixed bed gasification
Fluidised bed gasification
ORC-Process
Back pressure steam turbine
Steam engine
Festbettvergasung, DE
Dampfmotor/ORC, DE
Dampfturbine, CH
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Stromgestehungskosten zukStromgestehungskosten zuküünftiger KWKnftiger KWK--AnlagenAnlagen
0
50
100
150
200
250
0 10 20 30 40 50
Number of future plants
Elec
tric
itypr
oduc
tion
cost
s[€
/MW
h]
ORC-process 3 MWth
Fluidised bed gasification 20 MWthSteam turbine 20 MWth
No investment subsidiesInterest rates: 6 % p.a for 13 yearsFuel costs: 14 €/MWh
Full load capacity heat: 4000 hFull load capacity electricity: 6000 hFeed in tariffs heat: 20 €/MWh
Fixed bed gasification 3 MWthSteam engine 3 MWth
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Bandbreite der derzeitigen Stromerzeugungskosten aus erneuerbareBandbreite der derzeitigen Stromerzeugungskosten aus erneuerbaren n Energien (Quelle: Energien (Quelle: NitschNitsch et. al 2004)et. al 2004)
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Zusammenfassung der bisherigen StudienZusammenfassung 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
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EdZEdZ--ProjektProjekt „„Optimierte Optimierte KWKKWK--SystemeSysteme““
Fokus: praxisorientierte Untersuchung bestehender Kraft-Wärme-Kopplungen
Betrachtete Anlagen (Verbrennungsanlagen)• Leistungsbereich kleiner 2 MWel
• Arbeitsmaschine auf Basis rechtsläufiger Kreisprozess− ORC Prozess− Dampfturbine− Dampfschraubenexpander, Dampfmotor
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Projekt Projekt –– Inhalte (1)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
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Projekt Projekt –– Inhalte (2)Inhalte (2)
• Prozesssimulation verschiedenster Verschaltungen− Kondensator (Variation Temperatur, Bauart)− Detaillierte Betrachtung der Dampfturbinen− Variation der Evakuierungseinrichtung− Berechnung mit realistischen Lastprofilen der Wärmeabnehmer
• WirtschaftlichkeitsberechnungAuf Basis einer optimalen Anlagenvariante werden die Randbedingungen,
wie Brennstoffpreis variiert und die Stromgestehungskosten berechnet.
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