Power to Gas - eine Systemanalyse - Institut für Energiesysteme und

Transcription

Power to Gas – eine Systemanalyse.
Markt- und Technologiescouting und -analyse
Endbericht. 2014
Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz
Johannes Kepler Universität Linz, Institut für Betriebliche und Regionale Umweltwirtschaft
Montanuniversität Leoben, Lehrstuhl für Verfahrenstechnik des industriellen Umweltschutzes
TU Wien, Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und Technische Biowissenschaften
TU Wien, Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe
TU Wien, Energy Economics Group
TU Wien, Institut für Energietechnik und Thermodynamik
Gefördert durch das Bundesministerium für
Wirtschaft, Familie und Jugend.
Co-Förderung durch Oesterreichs Energie, ÖVGW - Österreichische
Vereinigung für das Gas- und Wasserfach und FGW - Fachverband der
Gas- und Wärmeversorgungsunternehmungen.
Autoren der Studie
Die Studie „Power to Gas – eine Systemanalyse. Markt- und Technologiescouting und
-analyse“ wurde unter der Projekleitung des Energieinstituts an der Johannes Kepler Universität Linz
in enger Zusammenarbeit mit den Universitätsinstituten Johannes Kepler Universität Linz / Institut für
Betriebliche und Regionale Umweltwirtschaft; Montanuniversität Leoben / Lehrstuhl für
Verfahrenstechnik des industriellen Umweltschutzes; TU Wien / Institut für Verfahrenstechnik,
Umwelttechnik und Technische Biowissenschaften; TU Wien / Institut für Energietechnik und
Thermodynamik, TU Wien / Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe und TU Wien /
Energy Economics Group erstellt.
Folgende Autoren haben an der Realisierung des Berichts mitgewirkt:
Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz
Dipl.-Ing. Dr. Horst Steinmüller (Projektleitung)
Gerda Reiter, MSc
Mag. Dr. Robert Tichler
Mag. Dr. Christina Friedl
Mag. Michael Furtlehner
Dipl.-Ing. (FH) Johannes Lindorfer
Dipl.-Ing. (FH) Markus Schwarz, PMSc
Johannes Kepler Universität Linz, Institut für Betriebliche und Regionale Umweltwirtschaft
Dipl.-Ing. Dr. Markus Koppe
Montanuniversität Leoben, Lehrstuhl für Verfahrenstechnik des industriellen Umweltschutzes
Dipl.-Ing. Philipp Biegger
Dipl.-Ing. Aaron Felder
Univ.-Prof. Dr.-Ing. Markus Lehner
TU Wien, Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und Technische Biowissenschaften
Ass.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Michael Harasek
Dipl.-Ing. Dr. Aleksander Makaruk
Dipl.-Ing. Martin Miltner
TU Wien, Institut für Energietechnik und Thermodynamik
Dipl.-Ing. Michaela Fraubaum
Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Markus Haider
TU Wien, Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe
Dipl.-Ing. Sabina Begluk
Univ.Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Gawlik
Dipl.-Ing. Christoph Maier
TU Wien, Energy Economics Group
Univ.Prof. Dr. Dipl.Ing. Reinhard Haas
Dipl.Ing. Dr. Amela Ajanovic
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Inhaltsverzeichnis
EXECUTIVE SUMMARY......................................................................................................................... 7
1
Einleitung ..................................................................................................................................... 11
2
Kurzdarstellung des Systems Power to Gas ............................................................................ 15
3
4
2.1
Produktion von Wasserstoff bzw. Methan ........................................................................ 16
2.2
Speicherung und Transport der Energieträger ................................................................. 16
2.3
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.3.4
Anwendungsmöglichkeiten für Wasserstoff und Methan ................................................. 17
Wärmebereitstellung ......................................................................................................... 17
Stromerzeugung ............................................................................................................... 17
Alternative Treibstoffe für den Einsatz im Mobilitätsbereich ............................................ 18
Wasserstoff als Rohstoff für die Industrie ......................................................................... 18
2.4
Überblick zu internationalen Projekten ............................................................................. 18
2.5
Literaturverzeichnis........................................................................................................... 20
Analyse des Segments Wasserstoffproduktion
– Möglichkeiten der zukünftigen
Positionierung Österreichs ........................................................................................................ 21
3.1
3.1.1
3.1.2
3.1.3
Überblick zu den vorhandenen Technologien zur Wasserstoffproduktion ....................... 22
H2 aus C-haltigen Quellen ................................................................................................ 22
H2 aus H2O-Spaltung ........................................................................................................ 26
Wasserstoffproduktion in der Metallindustrie ................................................................... 29
3.2
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
3.2.5
3.2.6
H2O – Elektrolyse ............................................................................................................. 30
Allgemeines ...................................................................................................................... 30
Hersteller .......................................................................................................................... 35
Projekte ............................................................................................................................. 37
Technologiedetails ............................................................................................................ 41
Kosten ............................................................................................................................... 61
Zusammenfassung und Ausblick ...................................................................................... 63
3.3
Fazit .................................................................................................................................. 73
3.4
Literaturverzeichnis........................................................................................................... 74
Analyse des Segments CO2-Abtrennung
- Möglichkeiten der zukünftigen
Positionierung Österreichs ........................................................................................................ 81
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.1.4
4.1.5
Überblick zu den vorhandenen Technologien der CO2-Abtrennung ................................ 83
Potenziale ......................................................................................................................... 83
Technologieüberblick ........................................................................................................ 86
Internationale und nationale Projekte und Pilotanlagen ................................................. 111
Nationale & internationale Hersteller bzw. Unternehmen .............................................. 121
Forschungsinstitutionen .................................................................................................. 122
4.2
Aktuelle Kosten und zukünftige Kostenpotentiale der Technologien zur
CO2-Abtrennung ............................................................................................................. 124
Oxyfuel ............................................................................................................................ 124
Pre-Combustion .............................................................................................................. 124
Chemical-Looping-Prozesse .......................................................................................... 125
Vergasungsprozesse ...................................................................................................... 125
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.2.4
Seite 3 von 390
5
6
4.2.5
4.2.6
4.2.7
4.2.8
Chemische Absorption: Aminwäsche ............................................................................. 125
Adsorptive Verfahren ...................................................................................................... 126
Kryogene Verfahren........................................................................................................ 126
Membranverfahren: Gaspermeation............................................................................... 126
4.3
4.3.1
4.3.2
4.3.3
4.3.4
4.3.5
4.3.6
4.3.7
4.3.8
Generelle technologische Verbesserungspotentiale und internationale F&E-Trends .... 128
Oxyfuel ............................................................................................................................ 128
Pre-Combustion .............................................................................................................. 130
Chemical-Looping-Prozesse .......................................................................................... 131
Vergasungsprozesse ...................................................................................................... 132
Chemische Absorption: Aminwäsche ............................................................................. 132
Adsorptive Verfahren ...................................................................................................... 133
Kryogene Verfahren........................................................................................................ 133
Membranverfahren: Gaspermeation............................................................................... 133
4.4
Ableitung von Forschungs- und Entwicklungsthemen für Österreich............................. 134
4.5
Literaturverzeichnis......................................................................................................... 137
Analyse des Segments Methanisierung - Möglichkeiten der zukünftigen Positionierung
Österreichs ................................................................................................................................. 145
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.1.4
Überblick zu den vorhandenen Technologien der Methanisierung ................................ 145
Grundlegende Reaktionen der Methanisierung .............................................................. 145
Katalysatoren .................................................................................................................. 146
Darstellung des derzeitigen Standes der Forschung ..................................................... 146
Bestehende Verfahren zur Methanisierung und Stand der Technik .............................. 147
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.2.4
5.2.5
5.2.6
Darstellung relevanter Projekte und Pilotanlagen .......................................................... 162
Österreich ....................................................................................................................... 162
Deutschland .................................................................................................................... 162
International .................................................................................................................... 162
Zusammenfassung der Power to Gas Projekte mit Methanisierung .............................. 162
Bewertung der bekannten Methanisierungsverfahren.................................................... 163
Nationale & internationale Hersteller bzw. Unternehmen .............................................. 167
5.3
Methanisierung ............................................................................................................... 168
5.4
5.4.1
5.4.2
Generelle technologische Verbesserungspotentiale und internationale F&E-Trends .... 169
Entwicklungstrends ......................................................................................................... 170
Benchmark für das optimale Verfahren .......................................................................... 171
5.5
Ableitung von Forschungs- und Entwicklungsthemen für Österreich............................. 175
5.6
5.6.1
5.6.2
5.6.3
5.6.4
5.6.5
5.6.6
Möglichkeiten für die österreichische Industrie .............................................................. 176
Anlagenbauunternehmen ............................................................................................... 176
Engineering ..................................................................................................................... 176
Energieversorgungsunternehmen .................................................................................. 177
Industriebetriebe ............................................................................................................. 177
Katalysatorhersteller/Keramikhersteller .......................................................................... 177
Maschinenbauer ............................................................................................................. 178
5.7
Fazit ................................................................................................................................ 178
5.8
Einbindung der Power to Gas-Technologie in das Energiesystem ..................................... 183
Seite 4 von 390
6.1
6.1.1
6.1.2
6.1.3
Energietechnische Systemüberlegungen ....................................................................... 183
Speicherbedarf für eine regenerative Energieversorgung in Österreich ........................ 183
Nutzen von Power to Gas bei überwiegend regenerativer Erzeugung .......................... 187
Auswirkungen von Power to Gas auf das österreichische Übertragungsnetz ............... 191
6.2
6.2.1
Darstellung spezifischer Einsatzmöglichkeiten des Systems Power to Gas .................. 195
Prozesskette 1 – Nutzung von Überschussstrom aus dem öffentlichen Stromnetz und
Einspeisung von Wasserstoff bzw. Methan in das Erdgasnetz ...................................... 195
Prozesskette 2 – Erzeugung eines erneuerbaren Produkts (H2 oder CH4) für den
Mobilitätsbereich mit Strombezug aus dem öffentlichen Stromnetz .............................. 196
Prozesskette 3 – Erzeugung und Rückverstromung von Wasserstoff zur Speicherung
elektrischer Energie aus einer Photovoltaik-Anlage in einem autarken System ............ 197
Prozesskette 4 – Energietransport aus entlegenen Gebieten durch Einspeisung von
Wasserstoff bzw. Methan aus erneuerbarer Stromerzeugung in das Erdgasnetz ......... 198
6.2.2
6.2.3
6.2.4
7
6.3
6.3.1
6.3.2
6.3.3
Schnittstellen zum Netz .................................................................................................. 199
Anforderungen an das Stromnetz................................................................................... 200
Anforderungen an das Gasnetz...................................................................................... 204
Gasspeicheranlagen in Österreich ................................................................................. 216
6.4
6.4.1
6.4.2
6.4.3
6.4.4
Analyse des Wärmemanagements des Gesamtprozesses ........................................... 221
Integrationsmöglichkeiten ............................................................................................... 221
Modellierung der Einzelprozesse ................................................................................... 222
Wärmeintegration des Gesamtmodelles ........................................................................ 224
Fazit ................................................................................................................................ 229
6.5
Bewertung des Gesamtprozesses – ökonomische, ökologische und rechtliche Analyse 233
7.1
7.1.1
7.1.2
7.1.3
7.1.4
7.1.5
7.1.6
7.1.7
7.1.8
7.1.9
7.2
7.2.1
7.2.2
7.2.3
7.2.4
Die volkswirtschaftliche Bedeutung von Power to Gas in Österreich ............................. 233
Lösungsmöglichkeit der Energiespeicherung – Power to Gas im Kontext alternativer
Speichersysteme ............................................................................................................ 236
Neue Möglichkeiten des Energietransports durch Power to Gas-Anlagen .................... 239
Die Vielfalt an Anwendungsmöglichkeiten der Power to Gas-Technologie im
österreichischen Energiesystem..................................................................................... 242
Power to Gas im Kontext (Elektro-) Mobilität ................................................................. 247
Akzeptanzprobleme von Energieinfrastrukturen – Bedeutung für Power to GasSysteme in Österreich .................................................................................................... 251
Bedeutung der Entwicklung spezifischer Energiemärkte auf die generelle
Technologiediffusion von Power to Gas ......................................................................... 252
Die Power to Gas-Technologie als zentrale Schnittstelle zur Realisierung von
Hybridnetzen ................................................................................................................... 254
Erhöhung der Ressourceneffizienz in bestimmten Bereichen durch Power to GasAnlagen ........................................................................................................................... 255
Zusammenspiel zwischen aktueller betriebswirtschaftlicher Ausprägung und
volkswirtschaftlicher Relevanz ........................................................................................ 257
Rechtliche Analyse von Power to Gas in Österreich ...................................................... 259
Die Einspeiseproblematik im Zusammenhang mit der Richtlinie 2009/73/EG ............... 259
Exkurs: die rechtliche Umsetzung in Deutschland ......................................................... 265
Berufsrechtliche Grundlagen zum gewerbsmäßig ausgeübten Betreiben einer
Wasserstoff-Synthetisierungsanlage .............................................................................. 266
Anlagenrechtliche Grundlagen zum gewerbsmäßig ausgeübten Betreiben einer
Wasserstoff-Synthetisierungsanlage .............................................................................. 267
Seite 5 von 390
7.2.5
7.2.6
7.2.7
7.2.8
7.2.9
Gewerbsmäßiger Betrieb einer Methanisierungsanlage ................................................ 268
Kombination mit einer Ökostromerzeugungsanlage ...................................................... 269
Kombination mit bestehenden Erdgasleitungsanlagen .................................................. 272
Kombination mit einer eigenen Rohrleitungsanlage ....................................................... 273
Zusammenfassung ......................................................................................................... 275
7.3
7.3.1
7.3.2
Quantitative ökonomische Bewertung der Power to Gas-Konzepte .............................. 276
Grundlagen der Berechnungen ...................................................................................... 276
Prozesskette 1 – Nutzung von Überschussstrom aus dem öffentlichen Stromnetz und
Einspeisung von Wasserstoff bzw. Methan in das Erdgasnetz ...................................... 294
Mobilitätsbereich mit Strombezug aus dem öffentlichen Stromnetz .............................. 299
Prozesskette 3 – Erzeugung und Rückverstromung von Wasserstoff zur Speicherung
elektrischer Energie aus einer Photovoltaik-Anlage in einem autarken System ............ 303
Prozesskette 4 – Energietransport aus entlegenen Gebieten durch Einspeisung von
Wasserstoff bzw. Methan aus erneuerbarer Stromerzeugung in das Erdgasnetz ......... 306
Zusammenfassung der Ergebnisse für die vier Prozessketten ...................................... 310
Volkswirtschaftliche Benchmarks der 4 Prozessketten .................................................. 311
7.3.3
7.3.4
7.3.5
7.3.6
7.3.7
7.4
7.4.1
7.5
7.5.1
7.5.2
8
9
Makroökonomische Effekte einer Realisierung von Power to Gas-Anlagen im Jahr
2014 ................................................................................................................................ 319
Kurzbeschreibung des Modells MOVE ........................................................................... 325
7.5.3
7.5.4
7.5.5
Ökologische Bewertung der Power to Gas-Konzepte .................................................... 329
Methodik - Life Cycle Assessment ................................................................................. 329
Zieldefinition und Untersuchungsrahmen für die ökologische Bewertung der Power to
Gas Technologie............................................................................................................. 332
Sachbilanz für die ökologische Bewertung der Power to Gas Technologie ................... 333
Wirkungsabschätzung für die ökologische Bewertung der Power to Gas Technologie . 338
Interpretation der Ergebnisse aus der ökologischen Bewertung von Power to Gas ...... 345
7.6
Zusammenfassung ......................................................................................................... 349
7.7
Zusammenfassung .................................................................................................................... 358
8.1
Herausforderungen und Chancen der Wasserstoffproduktion ....................................... 359
8.2
Herausforderungen und Chancen der Kohlendioxid-Abtrennung .................................. 360
8.3
Herausforderungen und Chancen der Methansynthese ................................................ 361
8.4
Einbindung von Power to Gas in das Energiesystem .................................................... 362
8.5
Ökonomische, ökologische und rechtliche Aspekte ....................................................... 363
8.6
Fazit ................................................................................................................................ 366
Appendix .................................................................................................................................... 370
9.1
Abbildungsverzeichnis .................................................................................................... 370
9.2
Tabellenverzeichnis ........................................................................................................ 377
9.3
Besuchte Veranstaltungen, Anlagenbesichtigungen und Liste der Gesprächspartner .. 380
9.4
Liste internationaler Elektrolyse-Hersteller ..................................................................... 384
9.5
Liste internationaler Power to Gas Projekte ................................................................... 387
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EXECUTIVE SUMMARY
Die Studie „Power to Gas – eine Systemanalyse. Markt- und Technologiescouting und -analyse“
beinhaltet eine umfassende Systemanalyse von Power to Gas in Österreich, basierend auf einem in
der Studie durchgeführten internationalen und nationalen Markt- und Technologiescouting. Die Studie
untersucht hierbei zum einen die Chancen und Möglichkeiten für österreichische Unternehmen sowie
für österreichische Forschungseinrichtungen im Bereich Power to Gas im internationalen Wettbewerb
und zum anderen die volkswirtschaftliche und systemische Bedeutung, die eine Forcierung und
Weiterentwicklung der Power to Gas-Systeme für Österreich bringen kann.
Die Studie wurde dankenswerterweise maßgeblich vom Bundesministerium für Wirtschaft, Familie und
Jugend (BMWFJ) gefördert. Als zentrale Co-Förderstelle zur Realisierung der Studie fungiert
dankenswerterweise Oesterreichs Energie. Zudem wurde die Studie auch von der Österreichischen
Vereinigung für das Gas- und Wasserfach (ÖVGW) und vom Fachverband der Gas- und
Wärmeversorgungs-unternehmungen (FGW) gefördert.
Die Studie wurde unter der Projektleitung des Energieinstituts an der Johannes Kepler Universität Linz
Energy Economics Group erstellt. Somit haben zentrale nationale Experten an der Durchführung der
Analyse und an der Fertigstellung mitgewirkt. Dies impliziert auch ein interdisziplinäres
Forschungsteam, in dem zur Beantwortung der maßgeblichen Fragen der Studie
VerfahrenstechnikerInnen,
ChemikerInnen,
BiotechnologInnen,
MechatronikerInnen,
ElektrotechnikerInnen, ÖkoenergietechnikerInenn, VolkswirtInnen, JuristInnen und SozioökonomInnen
mitgearbeitet haben, wodurch umfassende Analyse des Systems Power to Gas ermöglicht wurden.
Durch diese interdisziplinäre Zusammensetzung gelingt es, die gesamte Chain of Innovation sowohl
in den einzelnen Technologiekomponenten als auch im Gesamtsystem Power to Gas umfassend zu
analysieren und zu bewerten.
In der Studie werden die internationale Forschungslandschaft sowie der globale Markt zum Thema
Power to Gas untersucht. Hierbei erfolgten neben vielen bilateralen Gesprächen mit internationalen
und nationalen ExpertInnen auch Reisen, Besichtigungen und Recherchen in anderen globalen
Hotspots, vor allem in Nordamerika und Asien sowie im europäischen Raum mit dem besonderen
Schwerpunkt auf Deutschland. Dadurch wird das Ziel der Studie, die Beantwortung der Frage, in
welchen Bereichen im Segment Power to Gas österreichische Forschungsinstitutionen und
Unternehmen zukünftig auf internationaler Ebene Potentiale aufweisen, erfüllt.
Die Studie analysiert die Herausforderungen und Chancen in den drei fundamentalen technologischen
Prozesskomponenten: der (dynamischen) Wasserstoffproduktion, der CO2-Abtrennung und der
Methanisierung. Für jede dieser drei Komponenten werden ein eigenes Markt- und
Technologiescouting sowie eine Analyse des Entwicklungsstandes und der zukünftigen
Herausforderungen durchgeführt. Im Zentrum hierbei steht in den spezifischen Analysen der drei
Systemkomponenten die Erarbeitung der signifikanten Entwicklungspotentiale der einzelnen
Verfahrensschritte des Power to Gas-System. Dabei wurden sowohl jene Verfahren analysiert, die
bereits im Industriemaßstab verfügbar sind, als auch jene, die sich derzeit noch im Pilot- oder
Labormaßstab befinden.
Zudem wird der rechtliche Rahmen sowie die volkswirtschaftliche und systemische Bedeutung von
Power to Gas untersucht und bewertet, die eine Forcierung und Weiterentwicklung der Power to GasKonzepte für Österreich bringen.
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Die Elektrolyse stellt in einem Power to Gas System die Koppelung zwischen elektrischer und
chemischer Energie dar. Die PEM-Elektrolyse ist von den drei im Detail betrachteten Elektrolysetechnologien (PEMEC, AEC und SOEC) die sich derzeit am stärksten entwickelnde und weist wichtige
Vorteile durch die höhere Kompaktheit und die höhere Dynamik bzw. Flexibilität des Gesamtsystems
auf. In bestimmten Anwendungsfällen kann aber auch die AEC für Power to Gas Anwendungen
vorteilhaft sein. Effizienz- und kostenmäßig werden sich diese beiden Technologien mittelfristig auf
ähnlichem Niveau finden. Die Hochtemperaturelektrolyse (SOEC) befindet sich generell noch im
Entwicklungsstadium, in dem v.a. materialwissenschaftliche Probleme gelöst werden müssen.
Technologieunabhängig können die Kostenreduktion, Lebenszeiterhöhung und optimierte
Betriebsführung als wichtigste Entwicklungsziele definiert werden. Dabei sind vor allem
materialwissenschaftliche sowie regel- und steuerungstechnische Entwicklungen voranzutreiben. Die
Elektrolyseentwicklung und der Verkauf konzentrieren sich vor allem auf den europäischen
(Deutschland, Frankreich) und auf den nordamerikanischen (Kanada, USA) Raum.
In Österreich können, entsprechend bereits laufender Aktivitäten, kurzfristige Entwicklungsziele
betreffend der Steuerung und Anlagenauslegung mit Pilotanlagen basierend auf momentan
verfügbarer Technologie umgesetzt werden. In Österreich wird nach unserem Wissensstand derzeit
keine direkte Elektrolyse-Stack-Forschung der beiden kommerziell eingesetzten Elektrolysetechnologien betrieben. Im Gegensatz dazu wird die SOEC-Entwicklung in Österreich aktiv
vorangetrieben. Die beteiligten Institutionen und Firmen kommen dabei hauptsächlich aus dem
Bereich der Hochtemperatur-brennstoffzelle. Die Entwicklung fokussiert sich auf die Materialforschung
und die Komponentenherstellung bzw. auf die Erprobung von Pilotsystemen. Derzeit gibt es keine
Stack-Fertigung in Österreich.
Mögliche Anknüpfungspunkte für nationale F&E-Aktivitäten aus dem AEC und PEMEC-Bereich sind
aus dem Automobilzuliefer- und Brennstoffzellenbereich vorhanden. Darüber hinaus wäre es möglich,
aus Forschungsaktivitäten im Hochtemperatur–Bereich, teils auch im Niedertemperatur-ElektrolyseBereich, zu profitieren. Aus jetziger Sicht sollten in diesem Bereich verstärkt zusätzliche internationale
Kooperationen aufgenommen werden.
Die Bereitstellung von Kohlendioxid für Power to Gas-Konzepte hat wesentliche Bedeutung als
Basis für die Erzeugung von Methan aus H2 und CO2. CO2 fällt in nahezu jedem Verbrennungs- und
Produktionsprozess als Abgas- oder Nebenkomponente an. Für die CO2-Abtrennung bieten sich
einerseits Technologien zur Anreicherung aus Abgasströmen (Post-Combustion) an, andererseits
können durch geeignete prozess-integrierte Verfahren (Oxyfuel, Pre-Combustion) angereicherte CO2Ströme mit geringerem Nachbehandlungsaufwand gewonnen werden. Der technologische
Entwicklungsstand dieser Möglichkeiten streut sehr stark, aufgrund des hohen Technologiereifegrades
und vergleichsweise niedriger Kosten würde heute am ehesten ein chemisches Absorptionsverfahren
eingesetzt werden. Für CO2-angereicherte Prozessgase können aber auch andere Technologien,
bspw. adsorptive Verfahren, Membrantechnik und kryogene Verfahren, effizient eingesetzt werden.
Alternative Technologien zur Bereitstellung von CO2 (und/oder CO) wie die Vergasung und ChemicalLooping-Prozesse werden in Österreich von international anerkannten Forschungsgruppen sehr
intensiv beforscht. Beide Technologien zeigen hohes Potential für zukünftige Carbon Capture und
Power to Gas-Anwendungen und sollten entsprechend forciert werden. Bei der Vergasung werden
Projekte mit speziellem Fokus auf die Abtrennung von CO2 (oder auch CO) aus dem Synthesegas
unter eventueller Auskoppelung weiterer Produkte (H2, elektrischer Strom, Wärme; Polygeneration)
interessant. Bei Chemical-Looping-Prozessen
werden die Optimierung der Betriebsführung,
Dauerbetrieb, material-wissenschaftliche Entwicklungen zu Sauerstoff- bzw. CO2-Trägern sowie die
Demonstration der Technologie in verschiedenen Anwendungen die weitere Forschung bestimmen.
Umsetzungsforschung wird in Österreich ebenso im Bereich der Post-Combustion-Technologien
betrieben. Speziell die bereits sehr gut entwickelte chemische Wäsche (Aminwäsche) eignet sich
schon heute für eine Demonstration der Technologie. Doch gerade auch bei Post-CombustionVerfahren sind nach wie vor grundlagenorientierte Forschungsarbeiten erforderlich. Große
internationale Konsortien arbeiten intensiv an neuen und verbesserten Lösungsmitteln für die
chemische und physikalische Wäsche. Auch an neuen Adsorbentien für die Adsorption von CO2 wird
international intensiv geforscht.
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Die Methanisierung - die Erzeugung von CH4 aus H2 und CO2 (oder CO) - ist ein weiterer
wesentlicher, jedoch optionaler Verfahrensschritt innerhalb des Power to Gas-Konzeptes. Verfahren
zur Methanisierung werden seit mehreren Jahrzehnten industriell im Bereich der chemischen Industrie
sowie zur Herstellung von synthetischem Erdgas aus Kohle oder Biomasse eingesetzt. Die
Anwendung dieser Verfahren mit den derzeit kommerziell erhältlichen Katalysatoren für Power to Gas
ist nicht ohne entsprechende Entwicklungs-, Optimierungs- und Anpassungsarbeiten, sowohl bei den
Verfahren, als auch bei den Katalysatoren, möglich.
Unter Einbeziehung der vorhandenen Forschungs- und Entwicklungslandschaft sowie der
einschlägigen Industriebetriebe leiten sich für Österreich Forschungs- und Entwicklungsthemen in den
Bereichen Anlagen- und Prozesstechnik sowie Katalyse und Katalysatorherstellung ab, die
insbesondere für einige österreichische Anlagenbau- und Engineeringunternehmen, aber auch
Herstellern von neuartigen Methanisierungskatalysatoren bei entsprechender Entwicklungstätigkeit
Marktoptionen eröffnen. Österreich ist auch am Gebiet der biologischen Methanisierung im Spitzenfeld
der Forschung vertreten.
Die zukünftige weltweite Forschung für die Power to Gas-Nutzung wird entlang der gesamten Chain of
Innovation erfolgen:
1. Kurzfristig werden im realen Betrieb Lösungsansätze mit hohem Technologiereifegrad in
Pilot- und Demonstrationsprojekten vorangetrieben.
2. Mittelfristig werden die Leistungsfähigkeit und Wirtschaftlichkeit des Gesamtsystems sowie
der Einzeltechnologien durch weiterführende industrielle Forschung und experimentelle
Entwicklung gesteigert.
3. Parallel dazu werden durch Grundlagenforschung ganz neue Power to Gas-Verfahren und Technologien entwickelt, damit langfristig Alternativen zur Verfügung stehen.
Für Österreich lassen sich aus den in der Analyse gefundenen Stärken folgende Forschungs- und
Entwicklungsstrategien ableiten:
a) Systemdesign zur Erreichung optimaler Anlagenkonzepte und Forschung zur verbesserten
Integration in das Energiesystem
b) Weiterentwicklung der bestehenden Technologien sowie Integration neuer Entwicklungen an
den errichteten und in Planung befindlichen Power to Gas-Anlagen
c) Verstärkte
Grundlagenforschung
insbesondere
in
den
technischen
Bereichen
Materialentwicklung, Elektrotechnik, Biotechnologie, Photo- und Elektrochemie, Katalyse
Die volkswirtschaftliche Analyse der Technologie Power to Gas zeigt, dass eine hohe systemische
Relevanz von Power to Gas für den österreichischen bzw. mitteleuropäischen Energiemarkt und für
die Volkswirtschaft entstehen könnte. Aufgrund des Technologiestadiums ist jedoch noch keine
betriebswirtschaftliche Rentabilität des Systems gegeben. Aufgrund der volkswirtschaftlichen
Relevanz empfehlen wir daher eine weitere öffentliche Unterstützung zur Weiterentwicklung.
Die Technologie Power to Gas wird zukünftig einen wichtigen Bestandteil des Strom- bzw.
Energiespeicherportfolios einnehmen, da sowohl eine Langzeitspeicherung als auch eine
Kapazitätsverlagerung zwischen den Energienetzen realisiert werden kann, wodurch sich auch neue
Möglichkeiten im Energietransport ergeben. Es zeigt sich, dass eine weitere Realisierung der
vorhandenen regenerativen Potenziale zur Stromproduktion mit einem erhöhten Speicheraufwand
verbunden ist, der die (Pump-)Speicherpotenziale übersteigt, sodass zusätzliche alternative
Langzeitspeichertechnologien wie Power to Gas benötigt werden, um dem Problem der saisonalen
und mehrjährigen Erzeugungsschwankungen entgegenzuwirken. Durch den steigenden Anteil
erneuerbarer, volatiler Energieträger im Netz ist auch eine größere Belastung der Stromnetze zu
erwarten. Durch die Installation von Power to Gas Anlagen an bestimmten Standorten im
österreichischen Netz kann eine Entlastung des Stromnetzausbaus erreicht werden. Die Simulationen
dazu haben gezeigt, dass durch Power to Gas-Anlagen eine Reduzierung der Netzauslastung gut
möglich ist.
Seite 9 von 390
Darüber hinaus können mit dem Power to Gas-System auch weitere energie- und umweltpolitische
Herausforderungen bedient werden, wie eine Erweiterung des Anteils alternativer Treibstoffe im
Mobilitätssektor. Generell kann Power to Gas als sehr flexibles System im Sinne einer Vielzahl von
Anwendungsmöglichkeiten und Ausprägungen im österreichischen und im internationalen
Energiesystem bezeichnet werden. Grundsätzlich sind die technische Ausführung und auch die
Wirtschaftlichkeit einer Power to Gas-Anlage immer auch von der spezifischen Intention des Betriebs
sowie von den an einem Anlagenstandort vorliegenden Randbedingungen abhängig, wobei auch die
Integration der Abwärme eine wichtige Rolle spielt – bspw. konnte in Simulationen gezeigt werden,
durch
die
Abwärme
des
dass
der
Gesamtenergiebedarf
der
CO2-Abtrennung
Methanisierungsprozesses gedeckt werden kann.
Als Konsequenz des derzeitigen Technologiestadiums sind die Investitionskosten von Power to GasAnlagen noch sehr hoch, wodurch die Gestehungskosten von Wasserstoff bzw. Methan stark von den
erreichbaren Volllaststunden abhängig sind. Eine Weiterentwicklung der Technologiekomponenten mit
einer damit verbundenen Kostenreduktion ist daher für einen betriebswirtschaftlichen Einsatz von
Power to Gas Systemen essentiell. Einen deutlich geringeren Einfluss auf die Gestehungskosten
haben hingegen die Strombezugskosten, der Strombedarf (Wirkungsgrad) des Elektrolyseurs und die
spezifischen Kohlendioxid-Kosten für die Methanisierung.
Eine umfassende Einschätzung der betriebswirtschaftlichen Gestehungskosten ist erst im Vergleich
mit den jeweils spezifischen Benchmark-Technologien im Energiesystem möglich. Hierbei zeigt sich,
dass die Systemkosten von Power to Gas insbesondere im Bereich Speicherung und Mobilität bereits
mittelfristig vergleichbare Kosten aufweisen. Durchgeführte makroökonomische Analyse zeigen
zudem, dass die Realisierung von Power to Gas-Anlagen in Österreich signifikant positive Effekte auf
die österr. Volkswirtschaft durch Investitionsimpulse und Substitutionen von Energieimporten hat.
Aus anlagenrechtlicher Sicht ist die österreichische Rechtsordnung weitgehend adäquat auf die neue
Technologie vorbereitet. Dagegen ist die Einspeisung ins öffentliche Gasnetz nicht befriedigend
gelöst. Auch aktuelle Gesetzesänderungen wie in § 111 Abs 3 ElWOG 2010 vermögen an der
diesbezüglichen Unsicherheit nichts zu ändern. Eine ähnlich deutliche Begriffsklärung im GWG 2011
wie beispielsweise in der deutschen Rechtsordnung ist zu empfehlen.
Die ökologische Bewertung von Power to Gas anhand eines Life Cycle Assessments zeigt, dass die
Art der Stromproduktion den bei weitem größten Einfluss auf die ökologische Performance hat. Nur
der Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien für die Produktion von Wasserstoff bzw. Methan in
einer Power to Gas Anlage kann zu einer Reduktion der Treibhausgasemissionen führen und ist daher
aus ökologischen Gründen unabdingbar.
Der eindeutig positive Systemnutzen der Technologie überlagert den betriebswirtschaftlichen Nutzen
des Betriebs von Power to Gas-Anlagen deutlich. Aus volkswirtschaftlichen Aspekten ist somit Power
to Gas als eine Lösungsoption weiterzuverfolgen und seitens der öffentlichen Hand zu unterstützen.
Zur Weiterentwicklung der Power to Gas-Systeme ist eine unternehmensbetriebene Forschung von
großer Bedeutung, die allerdings ohne Unterstützung der öffentlichen Hand insbesondere im Fall des
Vorliegens einer volkswirtschaftlichen systemischen Bedeutung von bestimmten Produkten und
Dienstleistungen hinsichtlich der erforderlichen Intensität nur suboptimal stattfinden wird. Somit kommt
aufgrund des Entwicklungsstadiums der Power to Gas-Systeme einem öffentlich geförderten
„Technology Push“ eine fundamentale Bedeutung zu. Für Power to Gas sind hier vor allem drei
zentrale öffentliche Instrumente zu nennen:
1. Die Forcierung der Technologieentwicklung in Form von Förderungen von Forschung und
Entwicklung österreichischer Forschungsinstitutionen und Unternehmen gemäß der
dargestellten F&E-Strategien
2. Rechtliche Adaptierungen zur Sicherstellung der Wettbewerbsfähigkeit
3. Entwicklung von neuen Förder- und Abgabesystemen (z.B. Befreiung von bestehenden
Abgaben - Ökostrompauschale, Gassystemnetztarife, Erdgasabgabe; Analyse von möglichen
Vergütungen für Speichersysteme, Ökologisierung des Steuersystems)
Seite 10 von 390
1 Einleitung
Die Studie „Power to Gas – eine Systemanalyse. Markt- und Technologiescouting und –analyse“
Jugend (BMWFJ) gefördert.
Als zentrale Co-Förderstelle zur Realisierung der Studie fungiert zudem dankenswerterweise
Oesterreichs Energie. Zudem wurde die Studie auch von der Österreichischen Vereinigung für das
Gas- und Wasserfach (ÖVGW) und vom Fachverband der Gas- und Wärmeversorgungsunternehmungen (FGW) gefördert.
ChemikerInnen,
BiotechnologInnen,
MechatronikerInnen,
Die umfassende Analyse des Systems Power to Gas fokussiert sich wie erläutert auf seine
Implikationen für österreichische Unternehmen, österreichische Forschungseinrichtungen sowie für
die gesamte österreichische Volkswirtschaft. Um diesen Fokus auch seriös realisieren zu können,
wurde für verschiedene Teilbereiche des Systems Power to Gas sowie für das Gesamtsystems und
seiner Effekte die internationale Forschungslandschaft sowie der globale Markt zum Thema Power to
Gas untersucht und gescreent. Hierbei erfolgten neben einer Unzahl an bilateralen Gesprächen mit
internationalen und nationalen Experten auch Reisen, Besichtigungen und Recherchen in anderen
globalen Hotspots, vor allem in Nordamerika und Asien sowie im europäischen Raum mit dem
besonderen Schwerpunkt auf Deutschland. Dadurch wird ein umfassendes Bild der
Entwicklungstrends der Power to Gas-Technologie ermöglicht, wodurch in Kombination mi der
Analyse des nationalen Marktes bzw. der nationalen F&E-Landschaft Rückschlüsse auf Chancen und
Möglichkeiten in Österreich gezogen werden können. Dadurch wird das Ziel der Studie, die
Beantwortung der Frage, in welchen F&E-Bereichen im Segment Power to Gas österreichische
Forschungsinstitute und österreichische Unternehmen zukünftig auf internationaler Ebene Potentiale
aufweisen können, aus Sicht des Forschungskonsortiums erfüllt.
Die Studie analysiert wie bereits erläutert insbesondere die Herausforderungen und Chancen in den
drei
fundamentalen
technologischen
Prozesskomponenten:
der
(dynamischen)
Wasserstoffproduktion, der CO2-Abtrennung und der Methanisierung. Für jede dieser drei
Komponenten werden ein eigenes Markt- und Technologiescouting sowie eine Analyse des
Entwicklungsstandes und der zukünftigen Herausforderungen durchgeführt. Hierbei erfolgte allerdings
in der Realisierung der Analysen ein reger Austausch zwischen den jeweiligen Experten der
Seite 11 von 390
unterschiedlichen Technologiesegmente. Im Zentrum hierbei steht in den spezifischen Analysen der
drei Systemkomponenten die Erarbeitung der signifikanten Verbesserungsmöglichkeiten der
einzelnen Verfahrensschritte des Power to Gas-System. Dabei wurden sowohl jene Verfahren
betrachtet und analysiert, die bereits im Industriemaßstab verfügbar sind, als auch jene, die derzeit
nur im Pilot- oder Labormaßstab verfügbar sind.
Im zweiten Teil der Studie wird die volkswirtschaftliche und systemische Bedeutung von Power to
Gas, die eine Forcierung und Weiterentwicklung der Power to Gas-Systeme für Österreich bringen
kann, untersucht. Hierbei erfolgt auf Basis der spezifischen technologischen Analysen eine Bewertung
des Gesamtprozesses bzw. der gesamten Power to Gas-Systeme. Hierbei wird einerseits die
systemische Bedeutung für Österreich, im Speziellen für das Energiesystem, untersucht, andererseits
werden auch ökonomische, rechtliche und volkswirtschaftliche Analysen hierzu getätigt. Hierbei erfolgt
keine ausschließlich singuläre Betrachtung des Systems an sich, sondern auch eine
Gesamtbewertung im Kontext zu anderen Alternativlösungen.
Zu Beginn der Studie erfolgt in Kapitel 2 eine generelle Erläuterung des Systems Power to Gas und im
technologischen Kontext eine Erläuterung der technologischen Systemgrenze in der Studie. Die
vorliegende Studie fokussiert sich auf die Produktion von Wasserstoff sowie auf die Produktion von
synthetischem Methan, beinhaltet allerdings keine Analysen zu weiteren alternativen
Kohlenwasserstoffen.
Kapitel 3 beschäftigt sich ausführlich mit den internationalen und nationalen Entwicklungen in der
Wasserstoffproduktion im Kontext Power to Gas. Hierbei werden neben einer ausführlichen
Technologieanalyse konkrete Aussagen zur österreichischen Perspektive sowie zur möglichen
zukünftigen Positionierung österreichischer Unternehmen und Forschungseinrichtungen getroffen.
Äquivalent zu Kapitel 3 erfolgt in Kapitel 4 eine umfassende Darstellung des Power to Gas-Segments
CO2-Abtrennung (im Fall einer anschließenden Methanisierung des Wasserstoffs mit Kohlendioxid).
Wie auch in Kapitel 3 erfolgen hierbei auch ökonomische Analysen zu aktuellen und zukünftigen
Kostenausprägungen.
In Kapitel 5 werden die technologischen Herausforderungen der Methanisierung von Wasserstoff und
Kohlendioxid im Zuge von Power to Gas-Anlagen untersucht. Äquivalent zu den voranstehenden
Kapiteln 3 und 4 erfolgen auch hier neben einer ausführlichen Technologeianalyse eine ökonomische
Bewertung und Aussagen zur österreichischen Perspektive sowie zur möglichen zukünftigen
Positionierung österreichischer Unternehmen und Forschungseinrichtungen in diesem Bereich.
Anschließend werden im Kapitel 6 die Schnittstellen der Power to Gas-Systeme zum bestehenden
Energiesystem untersucht und veranschaulicht. Hierbei werden generelle energietechnische
Systemüberlegungen zum zukünftigen Speicherbedarf bei einer regenerativen Energieversorgung
Österreichs vorgenommen. Zusätzlich werden die für die anschließend in Kapitel 7 getätigten
ökonomischen, ökologischen und rechtlichen Bewertungen ausgewählten Prozessketten präsentiert.
Des Weiteren stellt das integrierte Wärmemanagement in Power to Gas Anlagen eine zentrale
Komponente zur Erhöhung der Gesamtenergieeffizienz dar, worauf auch detailliert eingegangen wird.
Kapitel 7 greift zum einen die Ergebnisse der voranstehenden detaillierten und umfangreichen
technologischen Analysen auf und beschreibt zum anderen auch davon losgelöst die Bedeutung von
Power to Gas für das österreichische Energiesystem sowie für die österreichische Volkswirtschaft.
Dadurch entsteht ein umfassendes Bild zu Power to Gas in Österreich, in dem neben den
technologischen Entwicklungen auf nationaler und globaler Ebene auch die systemischen Trends und
Notwendigkeiten analysiert werden. Hierbei wird zu Beginn eine volkswirtschaftliche Einordnung des
Systems Power to Gas für Österreich vorgenommen. Dies beinhaltet vor allem auch systemische
Analysen, die verschiedene spezifische Anwendungsmöglichkeiten der Power to Gas-Technologie in
Österreich herausarbeiten. Anschließend erfolgen rechtliche Analysen zu Power to Gas in Österreich,
die einerseits die notwendigen Adaptierungen des Rechtsrahmens aufgrund bestehender
Seite 12 von 390
Problemstellungen im österreichischen Recht aufzeigen und andererseits auch auf Basis des
bestehenden Rechtsrahmens bedeutende betriebswirtschaftliche Kostenkomponenten durch
Regulierungen, Steuern und Abgaben erarbeitet.
Anschließend werden in Kapitel 7 umfangreiche ökonomische Quantifizierungen von
Kostenausprägungen von Power to Gas-Anlagen in Österreich präsentiert. Diese Bewertungen
wurden in einem eigens entwickelten Analysetool realisiert, wodurch zum einen verschiedene
Prozessketten bzw. technologische Ausprägungen untersucht werden können, zum anderen auch
eine effiziente Umsetzung der Analysen gewährleistet wurde und darüber hinaus auch in Zukunft
österreichisches Know-How gestärkt werden kann.
In Kapitel 8 erfolgt zudem eine Zusammenfassung der Studie mit einem Gesamtfazit zu Power to Gas
in Österreich. Im Appendix wird noch ein Überblick zu besuchten Veranstaltungen sowie
Anlagenbesichtigungen gegeben, die im Zuge der Analysen der Studie notwendig waren und
durchgeführt wurden. Weiters werden die Gesprächspartner aufgelistet und ein Überblick zu den
internationaler Elektrolyse-Herstellern sowie zu den internationalen Power to Gas Projekten
präsentiert. Im Zuge der Lesbarkeit werden die Literaturquellen der einzlenen Kapitel jeweils am Ende
der spezifischen Kapitel aufgelistet.
Sidebox Literaturdatenbank
Im Zuge der Studie wurde eine Literaturdatenbank erstellt, um ausgewählte Literatur der einzelnen
Arbeitspakete zu sammeln und für alle Projektpartner zur Verfügung zu stellen. Die Literaturdatenbank
wird mittels der Software Citavi realisiert, die für alle Projektpartner an allen Universitäten verfügbar
ist. Die im Zuge des Projekts erstellte Datenbank in Citavi ist über ein Netzlaufwerk für alle
Projektpartner verfügbar.
Die Literaturdatenbank enthält sowohl relevante Artikel, Präsentationen und Studien zu den einzelnen
Themenschwerpunkten als auch eine Liste von Veranstaltungen zum Thema Power to Gas, Berichte
zu besuchten Veranstaltungen bzw. Anlagenbesichtigungen und diverse Übersichtslisten zu
Herstellern, Pilotanlagen und Forschungsprojekten. Die einzelnen Beiträge wurden von den
Projektpartnern an den Projektleiter übermittelt und von diesem in die Datenbank integriert. Bis zum
Projektende wurde die Literaturdatenbank laufend um aktuelle bzw. relevante Artikel rund um das
Thema Power to Gas erweitert.
Im Zuge der Erstellung der Studie erfolgte zudem auch ein Screening der Forschungsprojekte
österreichischer (Forschungs-) Institutionen sowie österreichischer Unternehmen zu Power to Gas
bzw. auch zu einzelnen Systemkomponenten. Das Screening der Forschungsprojekte unterliegt nicht
dem Anspruch der Vollständigkeit, es werden allerdings alle den Autoren bekannten und relevanten
Projekte (Stand Dezember 2013) in Abbildung 1-1 integriert.
Hierbei ist wiederum die Systemgrenze von entscheidender Bedeutung. So werden beispielsweise
viele Forschungsaktivitäten im Mobilitätsbereich in Österreich unternommen, die ausschließlich eine
Anwendung des Wasserstoffs oder von Erdgas in Kraftfahrzeugen beinhalten. In dieser Studie sind
diese Projekte nicht integriert. Zudem ist die Zuordnung von F&E-Aktivitäten im Bereich
Brennstoffzellen zum Forschungsbereich Power to Gas auch unscharf – auch hier erfolgt großteils die
Schnittstelle zu Power to Gas ausschließlich im Bereich der Nutzung des erzeugten Energieträgers,
wodurch keine umfassende Auflistung der Forschungsprojekte im Bereich Brennstoffzelle in der
nachstehenden Abbildung erfolgt.
Seite 13 von 390
Abbildung 1-1. Überblick über die österreichischen Forschungsprojekte im Themenfeld Power to Gas. Stand Dezember 2013.
Quelle: Energieinstitut an der JKU Linz
Seite 14 von 390
2 Kurzdarstellung des Systems Power to Gas1
Unter dem Begriff Power to Gas versteht man die Nutzung von (überschüssiger) elektrischer Energie
zur Spaltung von Wasser in einem Elektrolyseur. Auch die Synthese des erzeugten Wasserstoffs mit
Kohlendioxid zu Methan fällt unter den Begriff Power to Gas. Um mit der Power to Gas Technologie
Methan zu erzeugen, wird daher eine Kohlendioxidquelle für die Synthese benötigt. Durch den
zusätzlichen Prozessschritt der Methanisierung ist der Wirkungsgrad für CH4 geringer als jener von H2
als Produktoutput. Dennoch ergeben sich in der weiteren Verwertung Vorteile für Methan, welche den
Wirkungsgradverlust rechtfertigen können. Ein klarer Vorteil gegenüber Wasserstoff ist beispielsweise,
dass das synthetisch erzeugte Methan dem Erdgas sehr ähnlich ist und daher einfach in die
vorhandene Gasnetzinfrastruktur integriert werden kann. Neben Methan kann der Wasserstoff auch
zu anderen Kohlenwasserstoffen, wie Methanol, Ethanol, Dimethylether oder Ameisensäure
synthetisiert werden. Diese flüssigen Energieträger sind wertvolle Grundstoffe in der chemischen
Industrie und könnten auch als Treibstoffersatz für Mobilitätszwecke eingesetzt werden. Die
Produktion von flüssigen Kohlenwasserstoffen wird auch unter dem Begriff Power-to-Liquid
zusammengefasst und ist nicht Gegenstand dieses Forschungsprojekts.
Abbildung 2-1 zeigt die verschiedenen Erzeugungspfade eines Power to Gas Systems und die
vielfältigen Anwendungsmöglichkeiten für Wasserstoff und Methan. Die Prozessschritte können grob
in Erzeugung der Energieträger, Speicherung & Transport und Anwendung gegliedert werden.
Abbildung 2-1. Das Power to Gas System und seine zahlreichen Anwendungsmöglichkeiten.
Quelle: [1]
Die Effizienz eines Verwertungspfades hängt einerseits von den eingesetzten Komponenten und
andererseits von der jeweiligen Betriebsweise ab. Grundsätzlich sinkt die Effizienz mit jeder
zusätzlichen Komponente und so sollten die Systeme so einfach wie möglich gehalten werden. Wenn
möglich sollte der produzierte Energieträger (Wasserstoff oder Methan) direkt einer Verwendung
zugeführt werden da beispielsweise eine Rückverstromung wiederum mit Umwandlungsverlusten
1
Die Textteile dieses Kapitels wurden bereits von Reiter und Lindorfer im Jahrbuch Energiewirtschaft 2013
veröffentlicht, jedoch im Zuge der Projektrealisierung verfasst [1]
Seite 15 von 390
behaftet ist. Eine Verbesserung des energetischen Wirkungsgrades kann durch die Nutzung der
entstehenden Abwärme erreicht werden. Die größten Verluste in der Prozesskette werden durch die
Hauptkomponenten Elektrolyse und Methanisierung verursacht. Die Weiterentwicklung dieser
Prozessschritte hat somit bedeutenden Einfluss auf die Gesamteffizienz von Power to Gas Systemen
und sollte forciert werden.
2.1
Produktion von Wasserstoff bzw. Methan
Die Produktion von Wasserstoff bzw. Methan umfasst einerseits Anschluss an das Stromnetz bzw. an
eine erneuerbare Stromerzeugungstechnologie, die Wasserstoffproduktion mittels Elektrolyse, die
Kohlendioxidabtrennung und den Prozessschritt der Methansynthese. Je nach Anwendung von Power
to Gas Systemen werden unterschiedliche Komponenten mit verschiedenen Vor- und Nachteilen bzw.
technologischer Reife eingesetzt. Die Hauptkomponenten des Systems Power to Gas sind
wesentlicher Gegenstand dieses Forschungsprojekts und deren Stand der Technik, die
Verbesserungspotentiale und zukünftigen Forschungsfragen werden in diesem Bericht detailliert
beschrieben. Hier erfolgt nur eine kurze Charakterisierung.
Die Hauptkomponente in einem Power to Gas System stellt der Elektrolyseur dar. Dieser nutzt
elektrischen Strom zur Spaltung von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff. Je nach eingesetztem
Elektrolyt kann zwischen alkalischen (AEC), Protonen-Austausch-Membran (PEMEC) und FestoxidElektrolyseuren (SOEC) unterschieden werden. Eine nähere Beschreibung von Stand der Technik,
aktuellen Entwicklungen und Charakteristik der verschiedenen Elektrolyse-Typen findet sich in
Kapitel 3.
Bei der Methanisierung wird in einem Synthesereaktor durch Einsatz von Wasserstoff H2 und
Kohlenmonoxid CO bzw. Kohlendioxid CO2 das Produktgas Methan (CH4) erzeugt. Dieser katalytische
Prozess wird als Sabatier-Prozess bezeichnet. [2], [3] Während die CO-Methanisierung eine bereits
bewährte Technologie in der Kohlevergasung ist, befindet sich die CO2-Methanisierung noch in
Entwicklung.
Eine
nähere
Beschreibung
der
verfügbaren
Technologien,
deren
Verbesserungspotentiale und Entwicklungsmöglichkeiten finden sich in Kapitel 5.
Der Einsatz von CO2 in der Methansynthese ist besonders in Hinblick auf die Wiederverwertung des
Treibhausgases Kohlendioxid interessant. Für die Bereitstellung von Kohlendioxid kommen
unterschiedlichste Quellen in Frage. Eine große Menge an CO2 fällt beispielsweise in der
Verbrennung von fossilen oder erneuerbaren Rohstoffen in Kraftwerken an. Aber auch in industriellen
Prozessen der Zement- oder Kalkproduktion oder in verschiedensten Fermentationsprozessen fällt
Kohlendioxid in unterschiedlicher Reinheit an. [4] Theoretisch kann das CO2 auch aus der
Umgebungsluft abgetrennt werden, wobei dies mit einem sehr hohen Energieaufwand und hohen
Kosten verbunden ist. [4] Das Potential hängt demnach von der Verfügbarkeit einer
Kohlendioxidquelle an dem jeweiligen Standort der Power to Gas Anlage ab. Zur CO2-Abtrennung
bzw. -Aufreinigung gibt es viele verschiedene Technologien, die sich teilweise noch im
Entwicklungsstadium befinden. Sie werden Kapitel 4 näher beschrieben.
2.2
Speicherung und Transport der Energieträger
Der erzeugte Energieträger Wasserstoff bzw. das Methan kann entweder direkt vor Ort genutzt
werden, oder zum Ort der Anwendung transportiert werden. Für den Transport gibt es mehrere
Möglichkeiten.
Eine Möglichkeit, die sowohl für H2 als auch CH4 besteht, ist die Verdichtung und Speicherung in
Druckbehältern. Diese können dann mit einem Lastwagen oder Schiff transportiert werden. Neben der
Verdichtung auf hohen Druck besteht auch die Möglichkeit der Verflüssigung, welche allerdings mit
höherem Energieaufwand verbunden ist.[5]
Seite 16 von 390
Eine Transportmöglichkeit für H2 ist die Verwendung einer Wasserstoffpipeline, welche allerdings noch
nicht sehr weit verbreitet sind. Wasserstoffpipelines existieren meist in Industriegebieten oder werden
von Unternehmen im Firmengelände intern genutzt. Der Aufbau einer eigenen flächendeckenden
Wasserstoffinfrastruktur ist zwar denkbar, allerdings mit hohen Kosten und Aufwand verbunden.
Die Gasnetzinfrastruktur ist deutlich besser ausgebaut und kann ebenfalls für den Transport, sowohl
von Wasserstoff als auch Methan, genutzt werden. Die erzeugten Energieträger können, unter
Einhaltung lokaler Qualitätskriterien wie z.B. der ISO 13868 [6], direkt in das Erdgasnetz eingespeist
und so in die Nachfragezentren transportiert werden. [7] Dort steht das erneuerbare Gas für Wärmeund Stromerzeugung oder als Treibstoff für Mobilitätszwecke zur Verfügung. Hinsichtlich der
Einspeisung von Wasserstoff müssen allerdings bestimmte Grenzen für den volumetrischen Anteil im
Erdgas eingehalten werden. Dies beschränkt die Produktionskapazität von Power to Gas Anlagen an
bestimmten Standorten. Ein Lösungsansatz besteht in der Pufferung des erzeugten Wasserstoffs
durch Speicherung in Drucktanks, eine weitere Möglichkeit ist die Erzeugung von synthetischem
Methan. Dieses ist dem Erdgas sehr ähnlich und kann ohne Begrenzung in das Erdgasnetz
eingespeist werden. Die Aufreinigung und Einspeisung von synthetischem Methan aus Power to Gas
Anlagen entspricht im Grundprinzip der Einspeisung von Biomethan aus Biogasanlagen und damit
dem Stand der Technik.
Aktuell wurden bzw. werden einige Power to Gas Anlagen errichtet, die Wasserstoff in das
bestehende Erdgasnetz einspeisen. Darunter die Pilotanlage der Ferngas OÖ in Haid (Österreich)
oder die Anlage von E.ON in Falkenhagen [8] (Deutschland). Eine Power to Gas Anlage die
synthetisches Methan produziert und in das Erdgasnetz einspeist, ging im Herbst 2013 in Werlte
(Deutschland) in Betrieb und wurde von Audi errichtet.[9]
2.3
Anwendungsmöglichkeiten für Wasserstoff und Methan
Wie bereits in Abbildung 2-1 dargestellt, kann das System Power to Gas für verschiedenste
Anwendungen eingesetzt werden. Diese reichen von der Wärme- und/oder Stromproduktion über den
Einsatz als Treibstoff im Mobilitätsbereich bis hin zum Einsatz als Rohstoff in der Industrie. Diese vier
Möglichkeiten werden hier kurz erläutert.
2.3.1
Wärmebereitstellung
Der Bereich Raumheizung und Warmwasserbereitung stellt einen Absatzmarkt mit hohen Mengen für
synthetisches Methan dar, welcher sich durch die einfache Integration mittels herkömmlicher
Erdgastechnik auszeichnet. Auch Wasserstoff kann mittels Brennstoffzelle oder Verbrennungsmotor
den Heizwärmebedarf bereitstellen, wobei die Lebensdauer von derzeit in Erprobung befindlichen
Systemen für Heizungen übliche 15 Jahre noch nicht erreichen bzw. erreicht haben.
Ein möglicher Impuls für den Einsatz im Wärmemerkt könnte trotz höherer Gestehungskosten über
Anreizsysteme für Neubau und Sanierung, ähnlich wie in manchen Regionen bereits für Biomethan
realisiert, entstehen. Trotz des strukturellen Vorzugs mit dem weitläufig bestehenden Erdgasnetz zur
Versorgung von Gasthermen und -kesseln ist aus Effizienz- und Wirtschaftlichkeitsgründen der
Einsatz in KWK-Anlagen mit Wärmenutzung oder ein Einsatz im Mobilitätsbereich als vorteilhafter
gegenüber einer reinen Wärmebereitstellung zu beurteilen.
2.3.2
Stromerzeugung
Wasserstoff aus Power to Gas Systemen kann mit einer Brennstoffzelle oder einem
Verbrennungsmotor wieder in elektrische Energie umgewandelt werden. Das System Power to Gas
stellt im Falle der Rückverstromung des erzeugten Wasserstoffs demnach einen klassischen Speicher
für elektrische Energie dar. Der Strom kann entweder am Ort der Anwendung erzeugt, oder in das
Seite 17 von 390
öffentliche Stromnetz eingespeist werden. Dies wird unter anderem beim Hybridkraftwerk Enertrag
[10] in Prenzlau, im MYRTE Projekt [11] auf Korsika oder im DTE Energy Hydrogen Technology Park
[7] in den USA realisiert. Auch Methan kann wieder rückverstromt werden, wobei die gleichen
Technologien wie für Erdgas zum Einsatz kommen.
2.3.3
Alternative Treibstoffe für den Einsatz im Mobilitätsbereich
Neben der Stromerzeugung ist vor allem auch der angestrebte Anteil erneuerbarer Energieträger im
Bereich Transport und Mobilität entscheidend für die Power to Gas Technologie. Aktuell stammt der
Großteil der verwendeten Treibstoffe im Transportsektor aus fossilen Quellen. Flüssige BioTreibstoffe
machen im Jahr 2011 nur 3 % der global verwendeten Treibstoffe aus.[12]
Sowohl Wasserstoff als auch Methan können als alternative Treibstoffe im Transportsektor eingesetzt
werden und somit herkömmliche fossile Treibstoffe ersetzen. Methan aus Power to Gas Anlagen ist
dem bereits häufig verwendeten Erdgas oder CNG (Compressed Natural Gas) äquivalent und kann
bei Erfüllung der Qualitätskriterien auch in bestehenden CNG-Tankstellen und Fahrzeugen eingesetzt
werden. Die Tankstelleninfrastruktur ist bereits relativ weit verbreitet und wird kontinuierlich
ausgebaut. Der Einsatz von Wasserstoff zu Mobilitätszwecken ist hingegen viel weniger verbreitet. Es
wurden zwar in den letzten zehn Jahren weltweit zahlreiche Wasserstofftankstellen errichtet [13], ein
durchgehendes Tankstellennetz ist aber nicht vorhanden. Vorteil der Nutzung von Wasserstoff als
Treibstoff ist der emissionsfreie Betrieb. Ob sich diese Technologie durchsetzt, hängt unter anderem
von der zukünftigen Verfügbarkeit von Fahrzeugen und des Ausbaus der Wasserstoffinfrastruktur ab.
2.3.4
Wasserstoff als Rohstoff für die Industrie
Wasserstoff wird derzeit überwiegend als Rohstoff in industriellen Prozessen, wie der chemischen
Industrie oder in der Materialverarbeitung eingesetzt. Beispiele sind die Herstellung von Aldehyden
und Ketonen, hochfesten Polyäthylenen und Polypropylenen, Alkoholen aus Aldehyden und Ketonen,
Chlorkohlenwasserstoff usw. Weiters kommt Wasserstoff z.B. zum Einsatz bei der Methanolsynthese,
Hydrierung von Ölen und Fetten, oder als Hilfsstoff in der Elektronik und Halbleiterindustrie. Die
globale Wasserstoff-Produktion für die industrielle Nutzung beläuft sich auf rund 50 Millionen Tonnen
pro Jahr [14] und erfolgt vorwiegend auf Basis fossiler Rohstoffe mittels Dampfreformierung. Nur ein
sehr geringer Anteil (<5 %) wird lt. Abbasi et al. [15] durch Elektrolyse erzeugt, da die damit
verbundenen Kosten vergleichsweise hoch sind. Für die industrielle Nutzung von Wasserstoff aus
Power to Gas besteht demnach ein enormes Potential und es könnten in Zukunft große Mengen an
fossilen Rohstoffen ersetzt und somit Treibhausgasemissionen eingespart werden.
2.4
Überblick zu internationalen Projekten
Im Zuge dieses Projektes wurden in Zusammenarbeit mit den Projektpartnern internationale Projekte
und Pilotanlagen rund um das Thema Power to Gas erhoben, welche in Abbildung 2-2 dargestellt
sind. Dabei wird unterschieden, ob die jeweiligen Projekte bereits abgeschlossen, noch laufend (bzw.
in Betrieb) oder in Planung sind. Bei einigen Projekten konnten keine Informationen über den
aktuellen Status gefunden werden, sodass diese in der Abbildung mit k.A. gekennzeichnet sind.
Abbildung 2-2 zeigt deutlich, dass sich die Projekte zum Thema Power to Gas vor allem auf den
europäischen und nordamerikanischen Raum konzentrieren. Genauere Informationen zu den
technischen Daten der Pilotanlagen können der Auflistung aller Projekte im Anhang entnommen
werden.
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Abbildung 2-2. Übersicht zu den Power to Gas Projekten weltweit.
Quelle: eigene Darstellung anhand von Informationen aus [16] und aus den Erhebungen der Projektpartner im Zuge dieses Projekts. Die detaillierte Auflistung all dieser
internationalen Pilotanlagen und Projekte inkl. der wichtigsten technischen Daten wird im Anhang bereitgestellt. Kein Anspruch auf Vollständigkeit.
2.5
Literaturverzeichnis
[1]
Reiter G, Lindorfer J. Möglichkeiten der Integration von Power to Gas in das bestehende
Energiesystem. In: Steinmüller H, Hauer A, Schneider F (Hrsg.) Jahrbuch Energiewirtschaft 2013.
NWV Verlag, Wien 2013. ISBN 978-3-7083-0954-5, S.17-40.
[2]
Müller B, Müller K, Teichmann D, Arlt W. Energiespeicherung mittels Methan und
energietragenden Stoffen – ein thermodynamischer Vergleich. Chemie Ingenieur Technik 2011,
83, No. II, 2002-2013. DOI 10.1002/cite.201100113
[3]
Sterner M, Jentsch M, Holzhammer U. Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines
Windgas-Angebotes. Fraunhofer IWES 2011.
http://michaelwenzl.de/wiki/_media/ee:greenpeace_energy_gutachten_windgas_fraunhofer_stern
er.pdf, Zugriff am 18.12.2012
[4]
Breyer CH, Rieke S, Sterner M, Schmid J. Hybrid PV-Wind-Renewable Methane Power Plants.
European Photovoltaic Solar Energy Conference, Hamburg, Germany; 2011. http://www.qcells.com/uploads/tx_abdownloads/files/6CV.1.31_Breyer2011_HybPV-Wind-RPMPlants_paper_PVSEC_preprint.pdf, Zugriff am 17.12.2012
[5]
Pickard, W.F., Transporting the terajoules: Efficient energy distribution in a post-carbon world.
Energy Policy (2013), http://dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2013.07.064i.
[6]
ISO 13686:1998 Natural gas – Quality designation. International Organization for
Standardization, Geneva, Switzerland.
[7]
Bacyinski R, Whitney B, Gronich S, Garbak J, Bednarz M. DTE Energy Hydrogen Technology
Park. Detroit: 2006. http://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/progress06/vi_c_1_bacyinski.pdf,
Zugriff am 17.12.2012
[8]
Steiner K. Power2Gas – Praxistest Windstromspeicherung im Erdgasnetz.
http://www.eon.com/content/dam/eoncom/download/dwnews/10737_694/Factsheet_Power2Gas.pdf, Zugriff am 17.12.2012
[9]
Specht M, Jentsch M, Rieke S. Power to Gas Technologie. Erneuerbares Methan aus Ökostrom.
ZSW Baden-Württemberg, Fraunhofer IWES, Solar Fuel GmbH: 2012. http://www.solarfuel.net/fileadmin/user_upload/Publikationen/1204PowerToGas_Broschuere_WEB.pdf, Zugriff am
17.12.2012
[10] Enertrag – Hybridkraftwerk. Dauerthal: 2009.
https://www.enertrag.com/download/prospekt/hybridkraftwerk_kurzinfo_090417.pdf, Zugriff am
17.12.2012
[11] Plateforme Myrte. Universitá di Corsica. http://myrte.univ-corse.fr/downloads/, Zugriff am
17.12.2012
[12] REN21. Renewables 2012 Global Status Report. Paris: 2012, REN21 Secretariat.
http://www.map.ren21.net/GSR/GSR2012.pdf, Zugriff am 17.12.2012
[13] Ludwig Bölkow Systemtechnik. Hydrogen Filling Stations Worldwide. http://www.h2stations.org;
Zugriff am 17.12.2012
[14] Raman V. Hydrogen Production and Supply Infrastructure for Transportation – Discussion Paper;
2004. http://www.c2es.org/docUploads/10-50_Raman.pdf, Zugriff am 17.12.2012
[15] Abbasi T, Abbasi SA. Renewable Hydrogen: Prospects and Challenges. Renew Sust Energy Rev
2011; 15(6):3034-3040. DOI 10.1016/j.rser.2011.02.0
[16] Gahleitner G. Hydrogen from renewable electricity: An international review of Power to Gas pilot
plants for stationary applications. International Journal of Hydrogen Energy 38 (2013) 2039-2061.
Seite 20 von 390
3 Analyse des Segments Wasserstoffproduktion
– Möglichkeiten der zukünftigen Positionierung Österreichs
Der derzeit stark zunehmende Ausbau von erneuerbaren Energien macht innovative
Energiesystemlösungen notwendig um die dadurch hervorgerufenen Schwankungen in der
Stromerzeugung ausgleichen zu können. Darüber hinaus werden Perioden besonders hoher
erneuerbarer Stromerzeugung, welche nicht direkt in das derzeit existierende Stromnetz integrierbar
sind, immer häufiger. Obwohl elektrische Energie möglichst direkt ins Stromnetz eingespeist werden
sollte, werden Stromspeicherlösungen eine immer wichtigere Rolle spielen. Idealerweise erfolgt die
Speicherung in einem Medium, welches direkt verschiedenen Nutzungspfaden (Mobilitätssektor,
chemische Industrie, Strom- und Wärmebereitstellung,…) zugeführt werden kann (funktionaler
Stromspeicher).
All dies kann mit elektrolytisch erzeugtem Wasserstoff ermöglicht werden. Diese Systemlösung wird
im Allgemeinen als Power to Gas bezeichnet.
In
diesem
Arbeitspaket
wurden
eine
Grobdarstellung
momentan
existierender
Wasserstoffgewinnungstechnologien
und
eine
Detaildarstellung
der
elektrolytischen
Wasserstoffherstellung erarbeitet. Der durchgeführte Elektrolysetechnologie-Scouting-Prozess deckte
die gesamte Spanne von fundamentalwissenschaftlichen bis hin zu prozess- und anlagenrelevanten
Themen ab.
Im ersten Projektabschnitt wurde zunächst eine Recherche zu momentan erhältlichen
Elektrolyseanlagen und internationalen Power to Gas Projekten durchgeführt. Die Ergebnisse sind in
detailliert gestalteten Listen zusammengefasst und sollen einen Überblick über die wichtigsten
Spezifikationen momentan erhältlicher Elektrolyseure als auch über abgeschlossene, bestehende und
geplante internationale Projekte inklusive Partner und Zielsetzungen vermitteln.
Um die Forschungstrends in der jeweiligen Technologieentwicklung darstellen zu können, wurde eine
umfassende Literaturrecherche durchgeführt. Da es derzeit nur zwei kommerziell eingesetzte
Elektrolyse-Technologien gibt und wir Anknüpfungspunkte für Österreich vor allem im
wissenschaftlichen Bereich sehen, sind die Technologien detailliert dargestellt. Basierend auf diesen
Daten wurden (inter-)nationale Trends und Entwicklungsmöglichkeiten abgeleitet.
Die relevanten Artikel aus high-impact-Fachjournalen wurden in die, in diesem Projekt erstellte
Literaturdatenbank eingepflegt und stehen zur Recherche zu Verfügung.
Im zweiten Projektabschnitt wurden die zuvor gewonnen Erkenntnisse als Grundlage für die
Formulierung gezielter Fragestellungen an ausgewählte nationale und internationale Hersteller,
Anlagenbetreiber und renommierte Forschungsinstitutionen herangezogen. Auf Messen, Exkursionen,
Workshops und in persönlichen Interviews wurden Befragungen zu technologie- und
anlagenrelevanten
Fragestellungen
wie
Systemparameter,
Entwicklungsfokus,
Produktzusammensetzung, Hürden, Produktion, Kosten, usw... durchgeführt. Die Ergebnisse sind in
komprimierter Form im letzten Teil des AP3-Abschnitts aufgearbeitet.
Seite 21 von 390
3.1
Überblick zu den vorhandenen Technologien zur Wasserstoffproduktion
Die Herstellung von Wasserstoff kann über einige bereits länger bekannte großtechnische als auch
neu entwickelte Verfahren erfolgen. Diese unterschiedlichen Verfahren basieren hauptsächlich auf
chemischen, thermo-chemischen, elektrolytischen, biologischen als auch photolytischen Prozessen.
Als Rohstoffe dienen fossile Ressourcen, Biomasse oder Wasser.
Eine Grobeinteilung (vgl. Abbildung 3-1) kann in kohlenstoffbasierte (innerhalb C-Kette/Zyklus) und
H2O-basierte (außerhalb C-Kette/Zyklus) Methoden erfolgen.
Abbildung 3-1. Grobeinteilung der Technologien zur Wasserstoffherstellung
Nachfolgend werden aktuell gebräuchliche Herstellungsverfahren kurz erläutert und die wichtigsten
Parameter für einen Technologievergleich angeführt.
3.1.1
H2 aus C-haltigen Quellen
3.1.1.1
Dampfreformierung (SR)
Bei diesem Verfahren werden häufig in der Natur vorkommende Kohlenwasserstoffe in einem
endothermen Prozess primär zu Wasserstoff und Kohlenstoffverbindungen zersetzt (H2/CO ~ 3:1).
Diese Technologie ist lange erprobt und daher als ausgereift zu bezeichnen, was sich in
3
Anlagengrößen mit Kapazitäten von bis zu 100 000 m /h und einem Anteil [1] an der weltweiten [2]
3
Wasserstoffproduktion (~ 500 Mrd. Nm ) von knapp 50 % wiederspiegelt. In den vergangenen
Jahrzehnten wurden insbesondere die Katalysatoren hinsichtlich Effizienz, Vergiftungsneigung,
Lebenszeit, usw. … stark verbessert[3],[4],[5].
Die allgemeine Reaktionsformel lautet wie folgt:
(1)
Die Reaktion ist stark endotherm. Das Gleichgewicht der Reaktion wird durch verhältnismäßig niedrige
Drücke (< 20 bar) auf die Produktseite verlagert. Moderne Anlagen werden derzeit bei über 800 °C
und bei etwas höheren Drücken gefahren, da Wasserstoff meist in komprimierter Form
weiterverwendet wird und somit die Kompressionseinheit, zu Lasten der Ausbeute, eingespart werden
kann. Darüber hinaus wirkt sich der erhöhte Prozessdruck im Falle der häufig verwendeten Pressure
Swing Absorption (PSA) Wasserstoffaufreinigung auch positiv auf die Gesamteffizienz aus, welche bis
zu 85 % betragen kann [6]. Um Kohlenstoffablagerungen im Reaktor (Coke-Formation) zu vermeiden,
wird ein Überschuss an Wasserdampf eingesetzt (für Methan Dampf:Kohlenstoff-Verhältnis von ~ 2,53). Das Reaktordesign (oftmals Rohrreaktoren) wird durch den Schlüsselparameter Wärmetransfer
bestimmt. Als Katalysatoren werden meist Ni oder Edelmetalle (Pt, Pd, Ru, Rh, Ir) eingesetzt [7].
Seite 22 von 390
Um den Wasserstoffanteil zu erhöhen, wird das entstandene CO in einem zweiten Prozessschritt
(Water-Gas Shiftreaktion - WGS) mit Wasser-(dampf) versetzt und anschließend aufgereinigt. Um
diesen energieintensiven Prozess effizient betreiben zu können, werden die brennbaren
Restbestandteile dem Reformer abermals zugeführt.
(2)
Um Wasserstoff mit der marktüblichen Reinheit herstellen zu können sind insgesamt noch weitere
endotherme Prozessschritte nötig (vgl. Abbildung 3-2), wobei hier darauf nicht mehr im Detail
eingegangen wird.
Abbildung 3-2. Übersicht über katalysierte SMR-Schritte
Quelle: [3]
Derzeit ist das SR die am häufigsten eingesetzte und ökonomischste Technologie zur
Wasserstofferzeugung. Der häufigste Rohstoff ist derzeit Methan (SMR).
Obwohl das Reforming an sich ein komplexer Prozess ist und mehrere katalytische Schritte beinhaltet,
wird es mittelfristig, vorausgesetzt die Gaspreise bzw. Kohlenwasserstofftreibstoff-Preise bleiben auf
heutigem Niveau, die Technologie der Wahl in Bezug auf H2-Massenproduktion bleiben. Da die
Energiedichte gering ist, sind jegliche sonstige Erzeugungsszenarien (Kleinmaßstab, dezentrale
Erzeugung, on-board Erzeugung, …) mit dieser Technologie nicht zugänglich. Hierfür kommt die
partielle Oxidation in Frage, welche im folgenden Abschnitt beschrieben wird.
3.1.1.2
Partielle Oxidation (POx)
Die partielle Oxidation ist nach dem SR-Verfahren die zweitwichtigste WasserstoffherstellungsTechnologie. Dabei werden Kohlenwasserstoffe in einem exothermen Prozess mit einer definierten
Menge an Sauerstoff umgesetzt (H2/CO ~ 1:1-2:1, ideal für Umsatz in Synthesegasreaktoren). In einer
darauf folgenden Shiftreaktion (vlg. Dampfreformierung) wird der Wasserstoffanteil erhöht, das
entstandene CO zu CO2 umgesetzt und anschließend entfernt. Um die hohen Temperaturen und die
Rußbildung besser unter Kontrolle bringen zu können, wird der Reaktion häufig Wasser zugesetzt. Im
Vergleich zum SR läuft diese Reaktion deutlich schneller ab und folgt im ersten Schritt folgender
Reaktionsgleichung (CO-Umsetzung gemäß Reaktionsgleichung (2)):
(3)
Die Vorteile dieser Technologie gegenüber anderen Reforming-Verfahren liegen in der schnellen
Ansprechzeit, in der hohen Energiedichte bzw. Kompaktheit und in der hohen Flexibilität in Bezug auf
die Rohstoffwahl. Auf Grund der Kompaktheit der Anlagen ist diese Technologie neben dem
stationären Einsatz auch insbesondere für den mobilen Einsatz geeignet.
Seite 23 von 390
Die Verwendung von reinem Sauerstoff stellt einen Kostennachteil dar, was durch einen effizienten
Einsatz der beträchtlichen Abwärmemengen teils kompensiert werden kann.
Die Gesamteffizienz liegt mit 60-75 % leicht unter den SR-Effizienzen [8].
Prinzipiell kann zwischen thermischer [9] und katalytischer POx unterschieden werden. Da das
thermische POx-Verfahren ohne Katalysatoren auskommt, müssen Prozesstemperaturen von 13001500 °C verwendet werden, was niedrigere Anforderungen an die Rohstoffreinheit und eine geringe
Neigung zu Kohlenstoffablagerungen zur Folge hat. Durch den Einsatz von Katalysatoren [10] kann
die Prozesstemperatur um einige 100 °C reduziert werden. Für Methan werden typischerweise Ni, Cu
oder Rh als Katalysatormaterialien verwendet.
In der letzten Zeit gewannen nichtmetallische Katalysatoren wie z.B. Perowskite [11] zunehmend an
Bedeutung. Diese Entwicklung wird unter anderem durch die Möglichkeit getrieben,
Kohlenwasserstoffe (hauptsächlich CH4, aber auch Alkohole) in Hochtemperaturbrennstoffzellen, in
denen Perowskite derzeit zum Standard zählen, direkt einsetzen zu können. Somit lassen sich
Probleme wie H2-Speicherung bzw. Verfügbarkeit durch „internal reforming“ [12],[13] umgehen. Dies
wird vor allem zur dezentralen Wasserstofferzeugung sowohl im häuslichen Bereich via Combined
Heat and Power (CHP) [14] Systemen als auch im Mobilitätsbereich eingesetzt (on-site-Reforming,
CH4, Diesel, Ethanol, …).
3.1.1.3
Autotherme Reformierung (ATR)
Die Autotherme Reformierung [8] stellt eine Kombination aus der Dampfreformierung und der
partiellen Oxidation dar. Die dadurch erreichte Optimierung des Wirkungsgrades basiert auf der
Kombination der Vorteile der Dampfreformierung (höhere Wasserstoffausbeute und Gesamteffizienz,
…) mit jenen der partiellen Oxidation (Wärmebereitstellung, Energiedichte, Akzeptanz von
Verunreinigungen, kurze Ansprechzeit …). Die autotherme Reformierung stellt die jüngste der drei
bisher vorgestellten Technologien dar. Die Reaktionsgleichung lautet wie folgt:
(4)
Katalysatoren spielen für die ATR eine wichtige Rolle, wobei bisher verschiedenste Materialen
(Edelmetalle, Ni, Co, Cu, Zn, Mg, …) und Supports (ZnO, MgO, ZrO, …) getestet wurden [15], [16],
[17], [18]. Die damit erzielten Effizienzen liegen mit 60-75 % im selben Bereich wie die POx.
Momentan steckt diese Technologie noch eher in der Entwicklung und wird noch nicht großtechnisch
eingesetzt. Auf Grund der zuvor erwähnten vielen Vorteile kann aber angenommen werden, dass die
ATR stark an Bedeutung gewinnen wird.
Ein gemeinsamer Nachteil vereint die bisher beschriebenen Reforming-Technologien. Bei der reinen
Wasserstoffproduktion (kein Synthesegas) fällt CO2 als Nebenprodukt in signifikanten Mengen an
(Vgl. Abbildung 3-3). Die Reformierung von Methan (SMR) resultiert dabei in den geringsten CO2 –
Mengen, während Kohle am schlechtesten abschneidet. Beim SMR-Verfahren kommen auf 1 t H2 ca.
11 t CO2. Darüber hinaus fallen neben der reaktionsbedingten CO2-Produktion meist erhebliche
Mengen an zusätzlichem CO2 durch die Bereitstellung der erforderlichen Prozesswärme an (Vgl.
Abbildung 3-2).
Seite 24 von 390
Abbildung 3-3. Übersicht CO2/H2 Verhältnis abhängig von der eingesetzten Reformingtechnologie und
dem Rohstoff
Quelle: [21]
Durch die Verwendung von biogenen Kohlenwasserstoffen für die Wasserstoffherstellung kann das
erzeugte CO2 im Kreislauf geführt werden. Damit weist diese Technologie eine deutlich bessere CO2
Bilanz als konventionelles Reforming auf und könnte somit als Brückentechnologie zwischen
herkömmlichem Reforming und vollständig erneuerbarer Wasserstofferzeugung dienen. Diese
Technologie wird daher im folgenden Abschnitt erläutert.
3.1.1.4
Biomasse
Wasserstoff kann durch verschiedenste Prozesse aus Biomasse [22] gewonnen werden. Die
Prozesse können in thermische und biologische Verfahren unterteilt werden. Klassiche Prozesse, wie
Pyrolyse bzw. Vergasung werden bereits kommerziell eingesetzt und schließen sich mit einer Effizienz
von ~ 35-55 % am unteren Ende an die zuvor beschriebenen Reformierungen an [19]. Die
biologischen Prozesse spielen derzeit kommzerziell noch eine untergeordnete Rolle, wobei in den
Jahren 2000-2005 eine signifikante Intesivierung der Foschungsaktivitäten zu verzeichnen war [19].
Der Rohstoff Biomasse (trocken) besteht zu ~85-99,9 % aus organischen Bestandteilen. Die
tatsächlichen Anteile an div. Sacchariden, Cellulose, Lignin, usw… hängen vom jeweiligen Ursprung
ab. Generell kann, neben 85-95 % C und O, mit ca. 5-10 w-% an H2 gerechnet werden.
Beispiele für eingesetzte Prozesse sind:
a) Pyrolyse: Bei der Pyrolyse werden organische Materialien, ohne zusätzlich zugeführten
Wasser/Sauerstoff, bei 250-1000 °C rein thermisch zersetzt [20], [21], [22], [23]. Dabei wird
Wasserstoff entweder direkt oder über eine anschließende Reformierung (Dampf, katalytisch)
[24] erzeugt. Je nach Pyrolysegeschwindigkeit (langsame und Flash-Pyrolyse) kann der
Gasanteil im Produktmix (Gase, Öle, Kohle) eingestellt werden [25]. Darüber hinaus fördern hohe
Prozesstemperaturen die erwünschte Gasproduktion.
b) Vergasung: Die Vergasung [26], [27], [28], [29], [30] ist ein gängiger, industriell weit verbreiteter
Prozess, der mit verschiedensten Rohstoffen betrieben werden kann. Bei Reaktionstemperaturen
von bis zu 1000 °C laufen die Prozesse mit oder ohne Katalysatoren bei Effizienzen von bis zu 50
% ab, wobei bis zu ~90 % des Wasserstoffs entzogen werden kann. Die momentan eingesetzten
Katalysatoren bewirken zwar keine höheren Effizienzen, aber eine gezieltere Steuerung der
Anteile im Produktmix [31]. Im Gegensatz zur Pyrolyse werden Dampf bzw. Sauerstoff extern
zugeführt, was zu einer erhöhten CO2 Emission, aber auch einer erhöhten Wasserstoffausbeute
führt. Dabei finden Vorgänge, wie sie aus POx und/oder SR bekannt sind, statt. Das dabei
anfallende Nebenprodukt Teer ist eines der Hauptprobleme und dessen Vermeidung eines der
Hauptforschungsthemen diesbezüglich.
c) Zu den biologischen Verfahren zählen die Fermentierung und die anaerobe Zersetzung von
organischen Substraten. Im Vergleich zur thermischen Verwertung liegen die Effizienzen der
Seite 25 von 390
Prozesse bei deutlich niedrigeren 10-20 % [32], was an der Vielzahl an Problemen liegt, welche
im Folgenden beschrieben werden.
Bei der biologischen Variante werden vergärende Bakterien zur Zersetzung von
Kohlenwasserstoffen eingesetzt, wobei die tatsächlich ablaufenden Prozesse von den
eingesetzten Bakterien abhängen.
Bei der Dunkelfermentierung werden hauptsächlich anaerobe Bakterien bzw. Algenarten
eingesetzt. Die Reaktionstemperaturen liegen bei 30-80 °C. Bei einem pH-Wert von 5-6 laufen
die Reaktionen optimal ab [33]. Bei der vollständigen Oxidation von 1 mol Glucose werden
theoretisch 12 mol H2 erzeugt. Experimentell wurde bisher eine Produktion von bis zu 4 mol H2
aus einem mol Glucose verfiziert [34]. Das produzierte Gas setzt sich neben H2 hauptsächlich
aus CO, CO2 und Methan zusammen, was eine Produktgasaufarbeitung notwendig macht. Ein
weiteres Problem stellen Nebenprodukte wie organische Säuren dar, da sie den Metabolismus in
Bezug auf die H2-Produktion kontinuierlich verschlechtern und darüber hinaus eine
Abwasseraufbereitung nach sich ziehen. Ein weiteres fundamentales Problem stellt die Tatsache
dar, dass stöchiometrische Umsätze nahe an den Gleichgewichtsbedingungen erfolgen, was sehr
niedrige Produktionsraten und Partialdrücke zur Folge hat. Wie hoch die H2-Ausbeute in der
Praxis sein kann ohne das Zellwachstum durch natürlich Auslese zu gefährden, gilt generell als
ungeklärt.
Die Photofermentierung wird unter Bestrahlung mit sichtbarem Licht in Anwesenheit von
photosynthetischen Bakterien unter anaeroben Bedingungen durchgeführt, wobei als
Produktgase H2 und CO2 entstehen. Die Reaktionstemperaturen liegen bei ~30-35 °C und der
optimale pH-Wert bei 7. Der Vorteil dieses Prozesses liegt in der Flexibilität des Metabolismus,
welcher verschiedenste Reaktionsbedingungen erlaubt. Da die eingesetzten Organismen
prinzipiell auf low-light Bedingungen optimiert sind, ist eine entsprechende Modifikation der
Antennenpigmente, um den Anforderungen höherer Lichtintensitäten besser gerecht zu werden,
erforderlich. Ein weiteres Problem liegt in den eingesetzten Nitrogenase Enzymen, welche
langsame Umsätze haben und zusätzlich Energie benötigen. Die übrigen Limitierungen und
Forschungsschwerpunkte ähneln denen der Dunkelfermentierung. Es wird angenommen, dass
die Dunkelfermentierung auch zukünftig einfacher und effizienter sein wird.
3.1.1.5
Kværner
Das norwegische Unternehmen Kværner Engineering führt eine CO2-freie Erzeugung von Wasserstoff
(als Nebenprodukt) aus Erdgas oder Schweröl seit Mitte 1980 durch. Dabei werden
Kohlenwasserstoffe unter Ausschluss von Sauerstoff in einem Plasmabrenner bei ~1600-2000 °C in
elementaren Kohlenstoff (Ruß) und Wasserstoff katalytisch gespalten. Pro 0,4 kg Ruß bzw. Aktivkohle
3
wurde ~1 Nm Wasserstoff erzeugt. 2003 wurde die Anlage stillgelegt und er wurde unserem Wissen
nach keine Weitere in Betrieb genommen.
3.1.2
H2 aus H2O-Spaltung
Bei den bisher beschriebenen Technologien bewegt man sich stofflich entlang einer Kohlenstoffkette
oder bei nachwachsenden Rohstoffen innerhalb eines C-Zyklus. Längerfristiges Ziel ist aber H2
ausserhalb eines Kohlenstoffsystems erzeugen zu können. Diese Technolgien werden in den
folgenden Kapiteln 3.1.2.1, 3.1.2.2 und 3.1.2.3 beschrieben.
3.1.2.1
Thermochemisch H2-Erzeugung
Bei der Thermolyse [35] wird Wasser unter Wärmeeinwirkung gespalten. Prinzipiell zersetzt sich
Wasser bei 2500 °C, wobei solch hohe Temperaturen sowohl Probleme bei der Bereitstellung an sich
als auch hinsichtlich Materialstabilität hervorrufen. Darüber hinaus ist die Auftrennung der
Produktgase bei solch hohen Temperaturen problematisch denn ein rasches Abkühlen würde, neben
Seite 26 von 390
hohen Wärmeverlusten, das Gleichgewicht wieder Richtung H2O verschieben. Daher wird seit den
1960er Jahren an Materialien, welche in Kreisprozesse eingebracht werden, geforscht um die
Prozesstemperatur um bis zu einem Faktor ~3 senken zu können. Die Wasserspaltung wird dabei in
mehrere chemische Prozessschritte aufgeteilt, wobei die dabei entstehenden Zwischenprodukte in
den zuvor erwähnten Kreisprozessen, welche thermisch angetrieben werden, zyklisiert. Eine
Erhöhung der Anzahl an Zwischenschritten eines solchen Kreisprozesses senkt die
Prozesstemperatur aber auch den Wirkungsgrad. Bis jetzt wurden mehr als 2000 solcher
Kreisprozesse in der Literatur beschrieben, wobei nur wenige davon experimentell erfolgreich
dargestellt wurden.[35], [36] Als vielversprechend gelten derzeit Metalloxid-, Schwefelsäure-Hybridund Schwefel-Iod-Zyklen, wobei der Schwefel-Iod-Zyklus die derzeit höchste Effizienz aufweist. Die
thermische Energie wird idealerweise durch konzertiertes Sonnenlicht bereitgestellt. Als weitere
Quelle für die benötigte thermische Energie werden Atomkraftwerke der 4ten Generation gesehen
[36], [37]. Die Effizienzen der Prozesse werden derzeit mit 20-30 % angegeben, wobei je nach
Wärmequelle ~ 40-50 % erreichbar sein sollen [35].
3.1.2.2
Photo-/elektrochemische Erzeugung
Die photo-elektrochemische Wasserstofferzeugung beruht auf der Zerlegung von Wasser direkt an
einem Halbleiterinterface unter Bestrahlung mit Licht. Da Wasser im UV/Vis Bereich transparent ist
wird ein Sensitizer, z.B. ein Halbleiter, benötigt.
Seit den ersten Berichten über die Wasserspaltung am n-dotierten TiO2 [38] wurden über die letzten
40 Jahre viele photoaktive Materialien untersucht und weiterentwickelt [39],[40], [41], [42], [43]. Zurzeit
sind mehr als 130 anorganische Materialen (Hauptgruppen- und Übergangsmetalloxide, Nitride,
Phosphide, Sulfide, …) bekannt, welche die Wasserspaltungsreaktion bzw. Oxidation/Reduktion
katalysieren. Das Bandgap der Photokatalysatoren zur Wasserstoff- bzw. Sauerstofferzeugung wird
durch Dotierung eingestellt und legt den Wellenlängenbereich für die Lichtabsorption fest. Die
berichteten Quanteneffizienzen bei Bestrahlung mit UV-Licht erreichen Werte bis um die 90 %. Da der
UV-Anteil im natürlichen Sonnenspektrum gering ist, sind die Effizienzen aber bei Bestrahlung mit
sichtbarem oder infrarotem Licht wichtiger. Diese sinken dabei auf unter 10 %.
Durch die Entkoppelung der photolytisch und elektrolytisch aktiven Oberfläche bzw. der Entwicklung
effizienter Multi-Bandgap Photosensitizer wurden diese niedrigen Effizienzen auf bis zu ~15-20 %
,
erhöht [44] [45]. Theoretisch sollen sogar Effizienzen von 30+% möglich sein. Des Weiteren konnte
durch die Entkoppelung das Problem der (Photo-)Korrosion [46] am Halbleiter umgangen werden.
Neben dem Bandgap Eg eines Halbleiters kann auch das anzulegende Potential zur Wasserzerlegung
über die Temperatur
beeinflusst werden. Dies wird bei der thermisch aktivierten photoelektrochemischen Wasserstofferzeugung ausgenutzt. Der kurzwellige Teil (super-band-gap Energie)
des einfallenden Lichtes wird, wie zuvor beschrieben, zur Erzeugung der Elektronen genutzt und der
langwellige Teil (sub-band-gap Energie) ist für den thermischen Energieeintrag verantwortlich [47],[48]
Somit kann die Wasserzerlegung bei geringerem elektrischen Energieeintrag unter besserer
Ausnutzung der Einstrahlungsenergie erfolgen.
3.1.2.3
Elektrolyse
Unter (Wasser-)Elektrolyse versteht man die Aufspaltung einer chemischen Verbindung (Wasser) mit
Hilfe von extern zugeführtem Strom. Diese Form der Wasserstofferzeugung gibt es prinzipiell schon
seit 1800. Obwohl die energetischen Wirkungsgrade in den letzten Jahren auf bis zu 60-70 %
gesteigert werden konnten, spielt elektrolytisch erzeugter Wasserstoff auf Grund der vergleichsweise
hohen Kosten (vgl. 3.2.5) derzeit noch eine untergeordnete Rolle. Zurzeit werden etwa 4 % der
gesamten Wasserstoffproduktion elektrolytisch hergestellt.
Seite 27 von 390
Da in den letzten Jahren das Interesse an „grünem Wasserstoff“ aus nicht kohlenstoffhaltigen Quellen
und die Möglichkeit große Strommengen über einen längeren Zeitraum speichern zu können, stark
angestiegen ist, erlebt diese Technologie derzeit einen starken Aufschwung. Vergleicht man die
Energieeffizienzen gängiger erneuerbarer Wasserstoffherstellungstechnologien wird ersichtlich, dass
die elektrolytische Erzeugung zwar weniger effizient als konventionelles SMR ist, aber dafür zu den
effizientesten alternativen Herstellungsmethoden zählt. (vgl. Abbildung 3-4)
Das vermehrte wissenschaftliche als auch kommerzielle Interesse spiegelt sich in einer Vielzahl von
Neu- und Weiterentwicklungen, Effizienzsteigerungen, Kostensenkungen, usw… wider. Eine
detaillierte Beschreibung der Elektrolyse-Technologie ist in Kapitel 3.2 zu finden.
3.1.2.4
Photolyse
Direkte und indirekte Photolyse-Prozesse erzeugen Wasserstoff mit Hilfe von diversen Enzymen [44].
Bei der direkten Photolyse wird Wasserstoff aus Wasser mit Hilfe von z.B. Grünalgen oder
Cyanobakterien in einem anaeroben Prozess erzeugt. Licht dient hierbei als Energiequelle
(photoautotrop). Als Katalysatoren werden Hydrogenasen (sauerstoffempfindliche Enzyme)
verwendet. Bezogen auf das gesamte solare Spektrum liegt die Umsatzeffizienz (Strahlungsenergie in
Wasserstoff) bei 1-2 %. Durch kontinuierlichen Produktsauerstoffentzug kann diese Effizienz auf über
3 % gesteigert werden [49]. Dies wurde durch Sauerstoffabsorber erzielt. Da regenerierbare
Sauerstoffabsorber für ein mögliches Scale-Up nachteilig sind und irreversible Sauerstoffabsorber die
Gesamteffizienz signifikant reduzieren, konzentrieren sich die momentanen Forschungsaktivitäten auf
die Entwicklung von weniger sauerstoffempfindlichen Organismen. Zwar können bei sehr niedrigen
Lichtintensitäten teils höhere Effizienzen erreicht werden, wobei dabei die Wasserstoffproduktionsrate
zu klein ist, um technologisch relevant zu sein. Ein weiteres Problem stellt die notwendige
Produktgasaufbereitung dar.
Unter Realbedingungen werden längerfristig Effizienzen von 10+% angestrebt.
Wenn die photolytische Wasserspaltung (Lichtabsorbierende Reaktion) und die molekulare
Wasserstoffentstehung (zuvor geformte Photooxidantien reagieren um Wasserstoff herzustellen)
zeitlich oder räumlich getrennt ablaufen, spricht man von indirekter Photolyse. In diesem Fall spielen
Sauerstoff-Hemmungen, wie sie bei der direkten Photolyse erwähnt wurde, keine Rolle mehr. Die
beiden Gasproduktionsprozesse sind z.B. durch einen CO2-Keislauf gekoppelt [50]. Dieser Prozess ist
weniger weit entwickelt als die direkte Photolyse und die Wirtschaftlichkeit wird schon in den Anfängen
teils in Frage gestellt.[50],
Seite 28 von 390
Abbildung 3-4. Vergleich der Energieeffizienzen erneuerbarer Wasserstoffproduktionen mit
konventionellem SMR
Quelle: [51]
3.1.3
Wasserstoffproduktion in der Metallindustrie
In der Metallindustrie fallen einige wasserstoffhaltige Gase wie z.B. Kokereigas, Tiegelgas und
Gichtgas an. Diese Gase werden betriebsintern für verschiedenste Anwendungen genutzt.
Wird eine große Menge an Wasserstoff in der Metallproduktion und –Verarbeitung benötigt, muss er
häufig über konventionelle Produktionswege zusätzlich bereitgestellt werden. Wasserstoff kann als
Haupt-oder Nebenprodukt bei der Förderung von Erdölen oder Erdgasen anfallen. Daneben entstehen
aber hohe Emissionen an CO2, Schwefelkomponenten, NOx und zusätzliche Abwärme. Generell sind
die Ausbeuten bei diesen Wasserstoffproduktionsverfahren geringer als theoretisch möglich, da die
Einsatzstoffe oftmals selber zur Prozesswärmeerzeugung herangezogen werden. [189] Die
großtechnische Wasserstoffproduktion erfolgt heute meist über Dampfreformierung. Dabei wird
Methan mit Wasserdampf in CO und H2 umgewandelt. Das CO reagiert anschließend mit Wasser zu
CO2 und H2, wobei das CO2 im Anschluss abgetrennt werden muss.
Bei der Koksproduktion in der Kokerei fällt sogenanntes Kokereigas mit einem H2-Gehalt von bis zu
62% an. Weitere Bestandteile sind CH4, N2 und CO. Das Gasgemisch wird aufwändig aufbereitet, um
Störstoffe wie CO2, NH3, H2S sowie höhere Kohlenwasserstoffe, Aromaten und Teere zu entfernen.
Das aufbereitete Kokereigas zeichnet sich durch seinen hohen Heizwert von 9000 bis 19000 kJ/Nm³
aus. Bis Mitte des 20. Jahrhunderts wurde das Kokereigas als Stadtgas eingesetzt und diente der
Energieversorgung. In der modernen Metallindustrie wird das Kokereigas direkt am Standort als
Heizgas in der Kokerei oder im Winderhitzer und als Reduktionsgas im Hochofenprozess eingesetzt
[190].
Ein weiteres wasserstoffhaltiges Gas ist das Gichtgas (auch Hochofen-Gas genannt), welches jedoch
einen deutlich geringeren Wasserstoffanteil zwischen 1% und 8% aufweist. Hauptbestandteile des
Gichtgases sind Stickstoff, Kohlenmonoxid und Kohlendioxid welche für den niedrigen Heizwert von
max. 4 MJ/m³ verantwortlich sind. Auch das Gichtgas wird üblicherweise für die Wärmeerzeugung
Seite 29 von 390
genutzt, wobei es aufgrund des geringen Heizwertes mit Kokereigas oder Erdgas angereichert werden
muss. [190]
Das bei der Rohstahlerzeugung entstehende Tiegelgas besteht größtenteils aus CO, CO2 und N2.
Wasserstoff ist in Konzentrationen unter 5% vorhanden. Tiegelgas wird ähnlich wie Gichtgas für die
betriebsinterne Stromerzeugung oder zur Wärmebereitstellung verwendet.
Ein neues Verfahren für Stahlwerke soll Methan unter hohen Temperaturen zu reinem Kohlenstoff und
Wasserstoff umsetzen, wobei besonders wenig CO2 entstehen soll. Der dadurch gewonnene
Wasserstoff kann mit CO2 aus anderen Prozessen nach der folgenden Wassergas-Shift-Reaktion zu
Synthesegas umgewandelt werden welches für die Stahlproduktion benötigt wird [191].
Wassergas-Shift-Reaktion:
CO + H2O ↔ CO2 + H2
3.2
0
ΔHR = -41,2 kJ/mol
H2O – Elektrolyse
In Power to Gas Anlagen stellt die Wasserelektrolyse ein zentrales Element dar und wird daher in
diesem Kapitel detaillierter ausgeführt.
3.2.1
Allgemeines
Die elektrolytische Wasserspaltung wird bereits seit über 100 Jahren in größerem Maßstab eingesetzt.
Im Laufe der Jahre wurden dabei verschiedene Technologien entwickelt. Einige wichtige Meilensteine
in der Geschichte der Elektrolyse [52] sind in Tabelle 3-1 aufgelistet.
Tabelle 3-1. Meilensteine in der Elektrolyse-Geschichte
1800
Nicholson und Carlisle entdeckten die elektrolytische Wasserspaltung
1902
Mehr als 400 industriell genutzte Elektrolyseure in Betrieb (AEC)
1939
Die erste große Elektrolyseanlage mit eine Kapazität von ~10000 m2 i.N.
wurde in Betrieb genommen
1948
1966
1972
Der erste Druckelektrolyseur wurde von Zdansky/Lonza gebaut
Der erste Elektrolyseur mit einem festen Polymerelektrolyten wurde von
General Electric gebaut (PEMEC)
Die Entwicklung von Elektrolyseuren basierend auf einem Festoxidelektrolyten
wurde gestartet (SOEC)
Die bei der Elektrolyse ablaufende Gesamtreaktion ist eine Wasserspaltung in die Produktgase
Sauerstoff und Wasserstoff. Die Bruttoreaktion lässt sich technologieunabhängig wie folgt formulieren:
H2O → ½ O2 + H2
(5)
Die elektrolytische Wasserspaltung kann vorwiegend mit drei Technologien durchgeführt werden.
Diese sind die alkalische Elektrolyse (AEC), die Protonenaustauschmembran Elektrolyse
(Polymer/Proton Exchange Membrane Electrolysis - PEMEC) und die Hochtemperaturelektrolyse bzw.
Festoxid-Elektrolyse (Solid Oxide Electrolysis - SOEC).
Seite 30 von 390
Die Einzelreaktionen an den jeweiligen Elektroden sind je nach zugrunde liegender Technologie
unterschiedlich und lassen sich wie folgt beschreiben:
Kathode
2 H2O + 2e- → H2 + 2 OH-
Anode
2 OH → ½ O2 + H2O + 2e
AEC
Kathode
PEMEC
Anode
Kathode
SOEC
Anode
-
(6)
-
(7)
2 H + 2e → H2
+
-
(8)
H2O → ½ O2 + 2 H + 2e
+
H2O + 2e → H2 + O
-
O → ½ O2 + 2e
2-
-
(9)
2-
(10)
-
(11)
Der jeweilige Zellaufbau lässt sich folgendermaßen grob darstellen (vgl. Abbildung 3-5):
a) Alkalische Elektrolyse (Abbildung 3-5a): Die alkalische Elektrolyse besteht grundsätzlich aus einem
Gehäuse, welches mit zwei Gasabscheidern verbunden ist. Im Gehäuse befinden sich die, mit
flüssigem Elektrolyt gefüllten Anoden- und Kathodenräume, welche durch ein ionendurchlässiges
Diaphragma getrennt sind. Die Elektroden befinden sich in Form von Vorblechen nahe diesem
Diaphragma und sind elektrisch leitend mit den Bipolar- bzw. Endplatten verbunden. Der Elektrolyt
wird in separaten Tanks bevorratet. Die Zellstapel werden derzeit ausschließlich in
Filterpressenbauweise hergestellt.
b) PEM Elektrolyse (Abbildung 3-5b): Bei der PEM-Elektrolyse werden die Anoden- und
Kathodenräume von einer protonenleitenden Membran, welcher als Elektrolyt dient, getrennt. Die
Elektroden werden üblicherweise direkt auf die Membran aufgebracht und bilden das Kernstück
des Stacks, die sogenannte MEA (Membrane Electrode Assembley). Zwischen MEA und Bipolarbzw. Endplatten, in die meist sogenannte Flow-Fields eingearbeitet sind, befinden sich poröse
Stromableiter. Wasser wird meist anodenseitig in das System eingebracht.
c) SOEC (Abbildung 3-5c): Bei der Hochtemperatur-Elektrolyse wird ein ionenleitendes Festoxid
(meist sauerstoffionenleitend, seltener protonenleitend) als Elektrolyt verwendet. Zu beiden Seiten
sind die Elektroden aus Materialien unterschiedlicher Porositäten aufgebracht. Das Wasser wird
meist kathodenseitig eingebracht.
Abbildung 3-5. Schematische Darstellung von a) AEC b) PEMEC c) SOEC.
Die aus der freien Gibbschen Enthalpie (∆G) berechnete ideale reversible Zellspannung (Erev) für die
Gesamtreaktion (9) beträgt 1.23 V und ist durch Gleichung (12) definiert. Wird die benötigte
Wärmeenergie T∆S (T ist die Temperatur und ∆S die Bildungsentropie) per Strom zugeführt ergibt
sich eine thermoneutrale Zellspannung (Eth) von 1.48 V, welche durch Gleichung (13) definiert ist. Die
Anzahl der bei der Reaktion beteiligten Elektronen werden durch n angegeben; F ist die Faraday
Konstante.
Seite 31 von 390
=
ℎ
=
∆
= 1,23
∆ + ∆
= 1,48
(12)
(13)
Daraus ergeben sich prinzipiell drei Betriebsmodi. Entspricht die angelegte Zellspannung der EthSpannung wird die gesamte Joulesche Wärme vom System genutzt. Bei Zellspannungen unter dem
von extern zugeführt werden um die
Eth-Niveau kühlt das System ab und Wärme muss
Elektrolysereaktionen weiter ablaufen lassen zu können (vgl. SOEC). Wird die Zellspannung über das
Eth-Niveau erhöht (Überspannung) entsteht Abwärme, die abgeführt werden muss um eine
Überhitzung des Systems zu verhindern.
Darüber hinaus gilt es zu beachten, dass die Potentiale Vrev und Vth sind temperaturabhängig, wie in
Abbildung 3-6 dargestellt ist. Daraus kann entnommen werden, dass mit zunehmender Temperatur
weniger elektrische Arbeit im elektrochemischen Prozess verrichtet werden muss. Falls Wasserdampf
als Rohstoff vorhanden ist, ist die Dampfelektrolyse der Elektrolyse von flüssigem Wasser in Summe
energetisch überlegen.
Abbildung 3-6. Temperaturabhängigkeit der benötigten Energien bzw. Spannungen
Quelle: Berechnung mit Daten aus CRC Hanbook[53]
Die Druckabhängigkeit kann über die Nernst-Gleichung (14) beschrieben werden.
=
−
(14)
E0 ist das Nernst-Potential bei Standarddruck, R die Gaskonstante, n die Anzahl der beteiligten
Elektronen, F die Faraday Konstante und P die entsprechenden Partialdrücke. Aus Gleichung (14)
kann folgende Beziehung abgeleitet werden, welche einen Anstieg des Systemdrucks mit einem
entsprechenden Potentialunterschied gleichsetzt:
∆ =−
1
√
(15)
Seite 32 von 390
Unter der Annahme dass der Systemdruck P an beiden Elektroden gleich ist kann bei einer Anhebung
des Druckniveaus von 1 auf 200 bar bei üblichen Prozesstemperaturen ein geringer Potentialanstieg
von ~30 mV erwartet werden. Das Druckniveau ist hingegen vor allem unter Berücksichtigung des
Energieaufwands externer, mechanischer Kompressoren für die Produktgasverdichtung zu diskutieren
und wird in 3.2.4.4 erläutert.
Die im realen Elektrolysebetrieb angelegten Spannungen sind auf Grund verschiedenster irreversibler
Verluste in der Elektrolysezelle signifikant größer als die zuvor beschriebenen theoretischen
Spannungen. Der Unterschied wird als Überspannung bezeichnet und wird durch Aktivierungsverluste
an den Elektroden, ohmsche Verluste (Elektronen und Ionen) und Massentransportverluste
hervorgerufen. Darüber hinaus ist die Überspannung von der angelegten Stromdichte abhängig,
wobei sich die Abhängigkeiten aus linearen und nicht linearen Teilbeziehungen zusammensetzen.
3.2.1.1
Wirkungsgrad
Es gibt verschiedene Möglichkeiten den Wirkungsgrad eines Elektrolyseurs anzugeben. Um seriöse
Vergleiche anstellen zu können, muss daher bekannt sein, wie dieser berechnet wurde.
Zuvor angesprochene irreversible Verluste resultieren in einem zusätzlichen Spannungsbedarf
(Überspannung), welcher, bezogen auf die ideale Zellspannung, eine Berechnung des (Spannungs)Wirkungsgrades erlaubt. Multipliziert man diesen Wirkungsgrad mit dem Faraday‘schen
Wirkungsgrad (Verhältnis aus einer bestimmten Ladungsmenge erzeugten Wasserstoffmenge im
realen bzw. theoretischen Fall) kann der Zellwirkungsgrad errechnet werden. Da die Faraday’schen
Wirkungsgrade der AEC und PEMEC Systeme bei 95-98 % liegen und über den gesamten
Lastbereich nahezu konstant sind, wird der Spannungswirkungsgrad dem Zellwirkungsgrad oft
gleichgesetzt.
3
Alternativ kann der Wirkungsgrad auch über die, für einen m i.N./h benötigte Leistung bezogen auf
den Energieinhalt des produzierten Wasserstoffs errechnet werden (Energiewirkungsgrad). Da das
Wasser bei der Niedertemperatur-Elektrolyse (< 100 °C) in flüssiger Form zugeführt wird, muss daher
entschieden bzw. angegeben werden ob der H2-Energieinhalt auf den HHV („Higher Heating Value“
3
3
oder „Brennwert“, 3.54 kWh/m i.N.) oder den LHV („Lower Heating Value“ oder Heizwert, 3 kWh/m
i.N.) bezogen wird.
Betrachtet man die elektrolytische Wasserstofferzeugung im Zuge einer Umwandlungskette
(nachgelagerte Verwertungen thermischer, mechanischer, … Natur) muss für den
Gesamtwirkungsgrad der LHV angesetzt werden. Wenn nur die Wasserstofferzeugung als Teil einer
Umwandlungskette betrachtet wird oder der produzierte Wasserstoff einer weiteren chemischen
Umwandlung zugeführt wird, ist der HHV für die Effizienzberechnung heranzuziehen. Idealerweise
3
sollten spezifische Energieverbräuche bezogen auf einen m i.N. erzeugten Wasserstoff angegeben
werden.
Wie in Abbildung 3-7 dargestellt, verringert sich der spezifische Energieaufwand mit zunehmender H2Anlagengröße. Dies gilt für alle betrachteten Elektrolysetechnologien, wobei das Ausmaß an
Systemeffizienzsteigerung unterschiedlich ausfällt.
Seite 33 von 390
Abbildung 3-7. Spezifischer Energieaufwand in Abhängigkeit von der Wasserstoffproduktionsrate
Quelle: [54]
Die oben angesprochenen Wirkungsgrade beziehen sich auf einen optimalen Betriebspunkt einer
gewissen Anlagengröße. Intermittierende Stromquellen, wie sie in Power to Gas Anlagen vorliegen
werden, haben ein Abweichen von diesem Betriebspunkt zur Folge. Trägt man die Effizienz gegen die
Auslastung der Anlage (% der H2-Produktion bei Vollauslastung) auf, wird ersichtlich, dass die
Zelleffizienz und die Systemeffizienz einem unterschiedlichen Trend folgen. Während die Zelleffizienz
(durch die Spannungseffizienz ausgedrückt) bei abnehmender Last zunimmt, nimmt die
Systemeffizienz ab. Dies ist vor allem auf weitgehend lastunabhängige Verbraucher im System als
auch auf höhere Gasverluste zurückzuführen. Dabei verbrauchen die zusätzlichen
Systemkomponenten (Leistungselektronik, evtl. Kompressoren, sonstige Aux-Geräte, …) am
optimalen Betriebspunkt in etwa 30 % der eingesetzten Leistung.
Abbildung 3-8. Zell(Spannungs)- und Systemeffizienz in Abhängigkeit von der H2-Produktionsrate.
Die
in
Abbildung
3-5
schematisch
dargestellten
Elektrolyseuraufbauten
technologieunabhängig,
hauptsächlich
aus
Katalysatoren,
Membranen
und
Konstruktionsmaterialien.
bestehen
sonstigen
Seite 34 von 390
3.2.1.2
Katalysatoren
+
-
2-
Je nach Art der beteiligten Ionen (H /OH /O ) sind unterschiedlich zusammengesetzte bzw. aktive
Katalysatoren notwendig. Generelles Ziel ist die Überspannung an den Elektroden und somit die
resultierende Zellspannung gering zu halten, da diese den Wirkungsgrad der gesamten Anlage direkt
beeinflusst. Da die Stromeffizienz über den gesamten Lastbereich ohnehin nahezu konstant hoch ist,
wird die Spannungseffizienz zum entscheidenden Faktor. Neue Materialien und Herstellungsprozesse
sind daher zentrale Herausforderungen in der Forschung.
Die Qualität eines Katalysators wird unter anderem durch dessen Aktivität bestimmt. Ein einfacher
Vergleich verschiedenster Literaturwerte von Aktivitäten (Tafel-Steigungen, Austauschstromdichten,
Polarisationskurven,...) ist auf Grund unterschiedlicher Messanordnungen nicht so einfach oder nicht
möglich. Viele der Literaturdaten beziehen sich zum Beispiel auf Raumtemperatur oder leicht erhöhte
Temperaturen. Bei üblichen EC-Temperaturen von 60-90 °C kann die HER-Rate um 10-100fach
höher sein bzw. die Überspannung 150-200 mV niedriger sein und somit signifikant von
Literaturwerten abweichen. Daher ist die Ableitung der industriellen Relevanz nur begrenzt möglich.
3.2.1.3
Membranen
Die Separatoren bzw. ionenleitenden Membranen trennen die Elektrodenräume räumlich voneinander
ab, wobei eine möglichst hohe Ionenleitfähigkeit gewährleistet sein soll. Neben den Eigenschaften der
ablaufenden elektrochemischen Reaktionen (vor allem OER) ist die Ionenleitfähigkeit der Membran
bzw. des Elektrolyten der zweite entscheidende Faktor, welcher die Elektrolyseeffizienz signifikant
beeinflusst. Bei einer PEM beispielsweise tragen die OER-Überspannung und der Ionenwiderstand
der Membran bis zu 90 % der Stackverluste bei. Neu- und Weiterentwicklungen von Membranen mit
hoher Lebensdauer und niedrigem Widerstand stehen im Fokus der Entwicklungen.
3.2.1.4
Konstruktion
Die zur Konstruktion verwendeten Materialien spielen bei der (t0-) Performance eine vergleichsweise
geringe Rolle. Die Materialauswahl bzw. die gezielte Modifikationen der jeweiligen Oberflächen
beeinflussen vor allem die Lebenszeit und die Stackkosten.
Die gefertigten Bauteile sind vor allem Endplatten, bipolare Platten und Current Collectors.
Massenfertigungstaugliche Produktionstechniken als auch die optimale Form der jeweiligen Teile sind
zentrale Ziele der F&E-Aktivitäten.
3.2.2
Hersteller
Im Zuge des Projektes wurden verschiedene Herstellerdaten von Elektrolyseuren erhoben und
verglichen. Auf Grund unterschiedlicher spezifischer Herstellerangaben und Anlagenausführungen ist
ein direkter Vergleich der angebotenen Anlagen oft mit einer gewissen Unschärfe verbunden
(Betriebsparameter
bei
verschiedenen
Drücken,
Stromdichten,
Reinheiten,
Lasten,
Gleichgewichtsbetrieb, …). Speziell beim Vergleich der Kosten und Energieeffizienzen kann dies zu
Problemen führen. Es wurde versucht, möglichst vergleichbare Systeme für die Gegenüberstellung
heranzuziehen.
Basierend auf den Erkenntnissen aus der Literaturstudie zu den Technologiedetails (vgl. 3.2.4)
wurden Hersteller als auch F&E Institutionen zum aktuellen Stand und den Entwicklungschancen der
jeweiligen Technologie befragt. In Abbildung 3-9 ist ein repräsentativer Auszug von befragten Firmen,
aufgeschlüsselt nach Technologie und Hauptaktivität, übersichtlich dargestellt (kein Anspruch auf
Vollständigkeit). Alle technisch relevanten Aussagen und Einschätzungen werden gemeinsam mit den
Ergebnissen aus der Literaturstudie in Kapitel 3.2.4 diskutiert.
Seite 35 von 390
Abbildung 3-9. Überblick über befragte Hersteller und F&E-Institutionen. Sortierung nach Schwerpunkt
und Technologie.
Die AEC Technologie hat sich bereits seit vielen Jahrzehnten am Markt etabliert und ist im unteren bis
mittleren MW-Maßstab erhältlich bzw. in Verwendung. Zu den größten Herstellern zählen unter
anderem ELT, NEL (Statoil), Peric, Hydrogenics und McPhy Energy.
Am Beispiel des europäischen Energieunternehmens Enertrag, welches sich kürzlich entschlossen
hat alkalische Elektrolyseure speziell für den Einsatz in Power to Gas Anlagen selbst zu bauen, zeigte
sich, dass die herkömmlichen alkalischen Elektrolyseure die neuen Anforderungen nur teilweise
erfüllen können. Höhere Betriebsdrücke, (schnelle) Lastwechsel, höhere Stromdichten, Reduzierung
des Materialeinsatzes, usw… zählen unter anderem zu den geänderten Anforderungen. Die
Elektrolyse-Sparte des Enertrag-Unternehmens wurde kürzlich (Oktober 2013) von McPhy Energy,
einem der führenden Entwickler von Metallhydrid Speichern für Wasserstoff, übernommen. Für McPhy
Energy ist dies neben der Übernahme des italienischen AEC Herstellers PIEL, bereits die zweite
Übernahme aus dem AEC Bereich. McPhy Energy stellt somit neben Hydrogenics AEC-Systeme für
die aktuell größten Power to Gas Projekte im 2-7 MW-Bereich her (Vgl. 3.2.3).
PEM-Elektrolyseure werden hingegen erst seit wenigen Jahrzehnten kommerziell angeboten. Diese
Technologie erfuhr jedoch in den letzten Jahren einen massiven Aufschwung. Die Anzahl der
Hersteller als auch die angebotenen Leistungsklassen sind in den vergangenen Jahren angestiegen.
Derzeit werden Elektrolyseure von 100ten kW und neuerdings sogar von 1000 kW Stackleistung
angeboten. Proton, Giner, H-tec, CETH, ITM und Helion zählen unter anderem zu den bedeutendsten
Vertretern von PEM-Elektrolyseurherstellern. Siemens und Hydrogenics (bisher nur Kleinstanlagen)
sind namhafte Neueinsteiger in diesem Segment.
In Bezug auf den angebotenen Leistungsbereich konnte man kürzlich an die AEC-Technologie
Anschluss finden. Darüber hinaus zeigten mehrere Hersteller, dass die Lebenszeiten der PEMElektrolyseure stark verbessert werden konnten und man somit gegenüber der AEC Technologie
deutlich aufholen konnte.
Viele der jüngst realisierten, kleineren Power to Gas Projekte (< 1 MW) wurden bereits mit der PEMTechnologie umgesetzt (vgl. 3.2.3).
Die
Hersteller
von
Hochtemperaturelektrolyseuren
produzieren
derzeit
meist
primär
Hochtemperaturbrennstoffzellen (SOFC). Das ansteigende Interesse an Power to Gas bzw. Power-toFuel Konzepten führte in den vergangenen Jahren dazu, dass vermehrt in die SOEC Technologie
investiert wurde, wobei vorwiegend noch Grundlagenforschung betrieben wird. Momentan verfügbare
Systeme sind noch nicht kommerziell erhältlich und überschreiten die 10 kW-Grenze nur selten.
Seite 36 von 390
Mittelfristig ist mit einem Überschreiten der 100 kW Grenze mit kommerziellen Systemen zu rechnen.
Die Firma Sunfire will z.B. bereits ab 2016 ein SOEC Produkt auf den Markt bringen. Die übrigen
potentiellen Anbieter sehen eine mögliche Markteinführung ab 2020.
Eine detaillierte Auflistung momentan erhältlicher Elektrolyseure, deren Spezifikationen und
weiterführende Kurzinformationen sind im Anhang zu finden. Die Liste ist in elektronischer Form,
welche auf Anfrage erhältlich ist, nach den jeweiligen Parametern sortierbar und filterbar.
3.2.3
3.2.3.1
Projekte
Internationale Projekte
Es wurde eine detaillierte Recherche zu mehr als 100 international durchgeführten bzw. geplanten
Power to Gas Projekte angestellt.
Die ersten Projekte wurden bereits in den 90er Jahren gestartet. Die Anlagengrößen beschränkten
sich damals auf den unteren kW-Bereich und basierten fast ausschließlich auf der AEC –
Technologie. Viele der eingesetzten Anlagenkomponenten waren Prototypen. Die Elektrolyseure
wurden meist über einen Wandler bzw. Batteriepuffer direkt mit kleinen Photovoltaik- oder
Windanlagen gekoppelt. Der produzierte Wasserstoff wurde hauptsächlich für eine Rückverstromung
in einer Brennstoffzelle verwendet. Somit standen zu Beginn Konzepte für einen Inselbetrieb sowie die
Wasserstoffmobilität im Vordergrund. Diese frühen Projekte wurden hauptsächlich von Energie- und
Gasversorgern als auch Partner aus der Automobilbranche initiiert.
Das aus den ersten Projekten gewonnene Verständnis für die Anforderungen an eine Elektrolyse,
welche im dynamischen Betrieb gefahren werden sollte, diente als Basis für darauf folgende Projekte.
Universitäten, F&E-Institutionen und Stackentwickler arbeiteten in den folgenden Jahren direkt in
etlichen Projekten zusammen, um gezielte Material- und Stackentwicklungen als auch die Erhöhung
der Kapazitäten voranzutreiben. Darüber hinaus rückten vermehrt Themen wie die Erhöhung der
Laufzeiten der Elektrolyseure sowie deren Gesamteffizienz, Optimierung der Leistungselektronik und
Senkung der Investitionskosten in den Vordergrund.
Abbildung 3-10. Zeitliche Entwicklung der installierten EC-Leistung bzw. Anzahl internationaler Power to
Gas Projekte, welche über den Labormaßstab hinausgingen.
Wie in Abbildung 3-10 dargestellt, stiegen die Anzahl der Projekte und die dabei installierten ECGesamtleistungen in den letzten 5 Jahren signifikant an. Neuere Anlagen erreichen bereits industriell
relevante Leistungen von bis zu 6.7 MW. Im Gegensatz zu früher sind die Anlagenkomponenten rund
um den EC-Stack oftmals nach ISO-Normen ausgeführt und in industriellem Maßstab verfügbar. Die
Seite 37 von 390
Verwendungszwecke der errichteten Anlagen erweiterten sich um strom- und gasleitungsgebundene
Energiesystembestandteile. Derzeit stehen Themen wie die direkte Nutzung als Treibstoff über die
direkte Einspeisung in das Erdgasnetz bis hin zur Erzeugung von einspeisefähigem, synthetischem
Methan im Fokus. Neben den technischen Fragestellungen wurde vor allem auch Regulatorisches,
wie zugelassenes H2/CH4-Verhältnis, Anlagenklassifizierung, UVP, Netztarife, … in die Projekte
aufgenommen. Diese Entwicklungen verdeutlichen die Roll-Out Bestrebungen dieser Technologie.
In den vergangenen 10 Jahren wurden weltweit etwas mehr als die Hälfte aller Power to Gas Projekte
mit der AEC-Technologie umgesetzt, wobei dies ca. 70% der in Power to Gas Projekten installierten
Gesamtleistung entspricht. Der übrige Teil fiel hauptsächlich auf die PEM-Technologie (Abbildung
3-11).
Abbildung 3-11. Technologieanteil aller Power to Gas Projekte seit 2003 (Zahl der Projekte)
In geographischer Hinsicht ist auffallend, dass derzeit in Deutschland mit Abstand am meisten
Projekte verwirklicht werden. In Nordamerika sind neben reinen F&E Projekten der verschiedenen
National Labs vor allem kanadische Vorhaben bekannt (z.B. Enbridge/Hydrogenics). Aus dem
asiatischen Raum sind derzeit, außer kleineren Laboranlagen, keine größeren Projekte bekannt.
In Deutschland wurden im ablaufenden Jahr 2013 Elektrolyseure mit mehr als 10 MW elektrischer
Gesamtleistung installiert (Abbildung 3-12). Dabei ist die fortschreitende Markreife der PEMTechnologie mit Elektrolyseuren von über 500 kW bereits installierter und > 7 MW in Bau befindlicher,
elektrischer Leistung ersichtlich. Als Gründe für diese Entwicklung werden vor allem die deutlich
bessere Leistungsdichte als auch das hohe zu erwartende Entwicklungspotential der PEMTechnologie angegeben.
Für detailliertere Informationen zu den einzelnen Projekten wird auf die Liste im Anhang verwiesen,
welche verschiedenste Details wie Projektname, Projektpartner, Status, Energiequelle, EC-Kapazität,
Verwendungszweck, Links usw. übersichtlich zusammenfasst. Die Liste ist in elektronischer Form,
welche auf Anfrage erhältlich ist, nach den jeweiligen Parametern sortierbar und filterbar.
Seite 38 von 390
Abbildung 3-12. Überblick aktueller deutscher Power to Gas Projekte (kein Anspruch auf Vollständigkeit)
3.2.3.2
Nationale Projekte und Institutionen
In Österreich gibt es ebenfalls einige Projekte, welche die Verwendung von Elektrolyseuren im Power
to Gas - Kontext untersuchen bzw. untersuchten. Inhaltlich decken die Projekte viele der derzeit
international beforschten Themen wie dynamische Betriebsführung,
H2-Einspeisung in das
Erdgasnetz, H2-Mobilität, usw. ab. Bei den recherchierten, nationalen Projekten werden
ausschließlich PEM Elektrolyseure verwendet, wobei im Gegensatz zu internationalen Projekten
vermehrt Hochdruck-PEM Elektrolyseure zum Einsatz kommen.
Österreichische Forschungsprojekte, die sich mit der Weiterentwicklung von H2-Elektrolystacks
beschäftigen, fokussieren sich derzeit auf die Hochtemperatur-Elektrolyse (SOEC).
Darüber hinaus gibt es zwar einige Forschungsaktivitäten im Bereich alternativer
Wasserstoffherstellung und dafür nötige Katalysatorsysteme, wobei nach unserem Stand der
Recherchen derzeit kein direkter Zusammenhang mit der Elektrolyseforschung besteht.
OÖ. Ferngas Netz GmbH / Power to Gas - Forschungsanlage Haid
2013 wurde am Standort Haid b. Linz eine Power to Gas - Forschungsanlage errichtet. Dabei wird der
über eine Photovoltaik-Anlage erzeugte Strom wird zum einen für den Betrieb einer ErdgasReduzierstation und zum anderen zur elektrolytischen Erzeugung von Wasserstoff, welcher in das
Erdgas-Leitungsnetz eingespeist werden kann, verwendet. Die entstandene Abwärme wird
hauptsächlich zur Erdgas-Vorwärmung in der angrenzenden Erdgas-Reduzierstation verwendet. Der
PEM-Elektrolyseur stammt von der Firma Fronius International GmbH. Dieses Projekt ist eine
Unternehmenskooperation von OÖ. Ferngas Netz GmbH und Fronius International GmbH [55].
Seite 39 von 390
HyCentA GmbH / div. Projekte
Das HyCentA (Hydrogen Center Austria) ist ein Forschungszentrum in Graz, welches sich seit 2005
mit dem Thema Wasserstoff im Allgemeinen beschäftigt. Dabei werden Komponenten- und
Materialtest mit gasförmigem und flüssigem Wasserstoff, thermodynamische Systemanalysen sowie
Projekte zur Erzeugung, Speicherung und Anwendung von Wasserstoff durchgeführt. Neben
mehreren Projekten aus dem Automobilbereich (H2-Speicher, H2-Verbrennungsmotor, …) wurde auch
das Projekt „ÖkoWasserstoffTankstelle der Zukunft“ unter der Leitung der Joanneum Research GmbH
vor Ort umgesetzt.
Joanneum / ÖkoWasserstoffTankstelle der Zukunft
2011 wurde das Demonstrationsprojekt ÖkoWasserstoffTankstelle der Zukunft abgeschlossen. Unter
der Leitung der Joanneum Research Forschungsgesellschaft mbH wurde mit den Projektpartnern
Linde Gas GmbH, Biovest Consulting GmbH, OMV Refining & Marketing GmbH, HyCentA Research
GmbH und Weizer Naturenergie die gekoppelte Erzeugung (Elektrolyse mit Ökostrom) und Nutzung
von ÖkoWasserstoff, Sauerstoff und Wärme im praktischen Einsatz erprobt. Im Zuge des Projektes
wurde ein PEM-Elektrolyseur der Firma Proton On Site (früher Energy Systems) mit einer elektrischen
Leistung von 6,7 kW installiert.
OMV Gas & Power GmbH / Wind2Hydrogen
Mit Anfang 2014 startete das Wind2Hydrogen Projekt, welches unter der Leitung der OMV Gas &
Power GmbH die Umwandlung von erneuerbarem Strom in Wasserstoff zur Speicherung und zum
Transport im Erdgasnetz untersucht. Die Projektpartner sind Fronius International GmbH, EVN AG
HyCentA Research GmbH und das Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz. Ziel des
Projektes ist es, die gesamte Kette vom fluktuierenden Windstrom über den optimierten Betrieb
mehrerer Hochdruck-Elektrolyseure bis zur H2-Speicherung im Gasnetz ohne zusätzliche
mechanische Verdichtung abzubilden [56].
Fronius International GmbH / Hylog (Fleet)
Im Hylog Projekt entwickelt und untersucht die Firma Fronius International GmbH primär den Einsatz
eines
Brennstoffzellen-Range-Extender
Antriebssystems
in
einer
innerbetrieblichen
Logistikanwendung. Der für den Betrieb des Hylog-Fahrzeuges benötigte Wasserstoff wird direkt bei
Fronius durch Elektrolyse gewonnen, welche mit Solarstrom (615 kWp PV-Anlage vor Ort) betrieben
wird. Der Wasserstoff wird zwischengespeichert und über eine eigene Tankstelleninfrastruktur für die
Betankung des Logistikzufahrzeuges bereitgestellt [57].
Partner: Bitter GmbH, Biovest Consulting GmbH, Clusterland OÖ GmbH, HyCentA Research GmbH
Fronius International GmbH / Das energieautonome Einfamilienhaus
Ziel dieser Modellinstallation ist es, den Eigenverbrauch des selbst erzeugten Solarstromes bis hin zur
autonomen Strom- und Wärmeversorgung zu erhöhen. Das Kernstück ist die Fronius Energiezelle,
welche eine Koppelung eines Elektrolyseurs mit einer Brennstoffzelle darstellt. Die Wärmeerzeugung
kann über die Abwärme der Energiezelle als auch einer Wärmepumpe erfolgen [58].
AVL List GmbH / HydroCell – SOEC Projekt
Im Hydrocell Projekt wird seit 2013 unter der Leitung der AVL List GmbH ein 2 kW
Hochtemperaturelektrolyse-System entwickelt. Die österreichischen Partner sind die Plansee Group
Service
GmbH
und
die
Montanuniversität
Leoben.
Die
Materialforschung
bzw.
Komponentenherstellung als auch die Simulation und Systemtests passieren größtenteils in
Österreich, wobei die eigentliche Stackfertigung am Fraunhofer IKTS in Dresden durchgeführt wird.
Seite 40 von 390
3.2.4
Technologiedetails
3.2.4.1
AEC – Alkalische Elektrolyse
Die AEC befindet sich momentan auf dem technisch höchst entwickelten Stand und wird bereits seit
Jahrzehnten im industriellen Maßstab verwendet. Beim Elektrolysevorgang wird 20-40 w-% Kalilauge
an porösen bzw. perforierten Nickelelektroden oder vernickeltem Stahl bei Umgebungs- oder leicht
erhöhtem Druck zersetzt. Üblicherweise kommen bei diesem Verfahren Ni-basierte Materialien zum
Einsatz.
3.2.4.1.1
Zellaufbau
Die Entwicklung der Zellarchitekturen ist schematisch in Abbildung 3-13 dargestellt. In Abbildung
3-13a ist die Konfiguration eines konventionellen, alkalischen Elektrolyseurs dargestellt. Zwei nicht
permeable Elektroden tauchen in einem definierten Abstand zur Separatormembran in den flüssigen
Elektrolyten ein. Der Behälter, in dem sich die Elektrodenräume befinden, ist meist aus Stahl gefertigt,
wobei die korrosionsempfindlichen Stellen durch spezielle Metallbeschichtungen, Gummimaterialien,
Teflon, oä… geschützt werden müssen. Spezifisch für diese Bauart ist, dass beim Betrieb zwischen
Membran und Elektrode Gasblasen entstehen, welche die aktive Oberfläche der Elektroden verringern
und somit maßgeblich zum seriellen Zellwiederstand beitragen. Diese Bauart stellt die einfachste
Form eines AEC-Systems dar und kann mit vergleichsweise geringem Aufwand in großen Systemen
eingesetzt werden.
Bei der Verschaltung von mehreren Einzelzellen zu einem Stack (vgl. Abbildung 3-8) kann zwischen
unipolaren und bipolaren Systemen unterschieden werden. Die parallele Verschaltung von unipolaren
Elektroden, wie sie bei älteren Systemen eingesetzt wird, ist nur mehr vereinzelt zu finden (z.B.
Avalance, Sagim, Stuart Cell) und wird praktisch nicht mehr verwendet. Der Vorteil der unipolaren
Systeme liegt im einfachen Aufbau, der geringen Anzahl an benötigten Einzelkomponenten, der
Zuverlässigkeit und der Wartungsfreundlichkeit. Dem gegenüber stehen die großen Systemausmaße,
niedrige Temperaturniveaus (hohe Wärmeverluste auf Grund der großen Flächen), niedrige
Stromdichten, relativ hohe ohmsche Verluste und schwer zu realisierende höhere Druckniveaus.
Genau diese Nachteile werden durch den Einsatz von bipolaren Elektrodenplatten entschärft, wobei
die Systemkomplexität bzw. Herstellungskosten als auch Wartungsunfreundlichkeit steigen. Die
Verschaltung von mehreren Einzelzellen erfolgt dabei, im Gegensatz zu unipolaren Systemen, mit
Hilfe der Filter-press Anordnung in Serie. Neuere Systeme basieren ausschließlich auf diesem Prinzip.
Des Weiteren zeichnen sich moderne Systeme durch einen drastisch reduzierten Abstand zwischen
Elektroden und Separatormembran (< 1 mm) aus. Idealerweise lässt man diesen Abstand gegen Null
gehen oder reduziert ihn auf Null (Abbildung 3-13b). Dadurch werden die Produktgasblasen vom
inter-Elektrodenraum (200-500µm), welcher mit porösen Materialien wie z.B. Filzen ausgefüllt wird,
möglichst eliminiert. Dies trägt entscheidend zur Reduzierung der Überspannungsverluste bei. Der
Reduzierung dieses Abstands stehen ein höherer Produktionsaufwand und eine erhöhte
Kurzschlussgefahr gegenüber. Die blauen Pfeile stellen einen kontinuierlichen Flüssigkeitsfluss dar,
welcher an eine Gas-Flüssig-Separationseinheit gekoppelt ist. In Druckelektrolyseuren wird der
Elektrolyt bzw. das Elektrolyt-Gas-Gemisch über innenliegende Sammelkanäle durch den gesamten
Zellstapel gepumpt und zentral abgeschieden. Bei atmosphärischen Anlagen findet die Zu- und Abfuhr
in jeder Zelle über zelleigene, extern liegende Leitungen statt. Die Perkolation und Abscheidung trägt
neben der Materialmasse maßgeblich zur Trägheit des Systems bei. Neuartige Systeme, wie sie z.B.
von der Firma NextHydrogen angeboten werden, basieren auf „passiv flow“ und einer Flüssig-GasTrennung für jeden Zellteil des Stapels. Damit können lt. Aussagen des Herstellers dynamischere
Systeme, welche mit höheren Stromdichten betrieben werden können, realisiert werden.
Eine Weiterentwicklung solcher AEC-Systeme basiert ebenfalls auf „zero-gap“-Geometrie. Dabei wird
anstatt einer Separatormembran und eines flüssigen Elektrolyten eine Anionenaustauschmembran
Seite 41 von 390
,
[59] [60] (AEM) verwendet. Auf diese AEM werden die Katalysatoren bzw. Elektroden direkt
aufgebracht anstatt angepresst zu werden. Im Gegensatz zu klassischen AEC-Systemen werden
diese Elektrolysezellen nicht mit alkalischen Lösungen sondern mit Reinstwasser gespeist. Solche
Systeme stellen sozusagen ein alkalisches Analogon zur PEM-Technologie dar, wobei versucht wird
die Vorteile beider Technologien synergetisch zu nutzen. Zum Beispiel können, wie aus der AEC
Technologie bekannt, kostengünstige Materialien eingesetzt werden und, wie aus der PEM
Technologie bekannt, kompaktere Ausmaße, höhere Leistungsdichten und höhere Drücke realisiert
werden.
Im unteren kW-Maßstab werden AEM-basierende Produkte von der Firma Acta S.p.A. [61] bereits
vermarktet. Die Stromdichten dieser Systeme liegen derzeit unter den üblichen AEC-Werten, wobei
Elektrolysespannungen von unter 2 V Systemeffizienzen von über 60 % zulassen. Zusätzliche
Informationen sind unter 3.2.4.1.3 zu finden.
Abbildung 3-13. Verschiedene Zellarchitekturen in a) „finite gap“ Anordnung, b) „zero-gap“ Anordnung
und c) gas diffusion layer (GDL) hältige Systeme.
Quelle: Grafik [62]
Eine weitere Neuentwicklung, ohne bisherigen kommerziellen Einsatz, stellt die Implementierung von
Gas Diffusion Layers (GDL) bzw. perforierten Elektroden, wie sie teils aus der PEM-Technologie
bekannt sind, dar (Abbildung 3-13c). Die Membran muss ein richtiges Durchfließen der
Elektrolytlösung erlauben, was z.B. mittels Bypass-Kanälen ermöglicht wird [63],[64]. In ersten
Versuchen wird eine 500 µm Zirfon-Schicht (ZrO2/Polymer Composite) zu beiden Seiten eines ca. 1.5
mm Elektrolytchannels aufgebracht und in AEC-Systeme implementiert. Die Zellen können als
Perkolator- oder Fallfilmzellen ausgeführt sein. Die Hauptvorteile eines solchen Systems liegen vor
allem in der großen und daher katalytisch aktiven Oberfläche, der geringeren Gasverunreinigungen
bei niedrigen Lasten und hohen Drücken, geringer Neigung zur Gasblasenbildung, sowie einer
besseren Elektrodenbenetzung bei hohen Stromdichten und einem daraus resultierenden, geringen
Elektrolytwiederstand. Es werden somit höhere Effizienzen bei niedrigeren Kosten erwartet. Bei de
Entwicklung wirken unter anderem große AEC-Hersteller wie z.B. Hydrogenics mit.
3.2.4.1.2
Katalysator/Elektrode
Die Elektroden müssen elektronisch leitend sein, (elektro-)chemisch genügend stabil sein, über
geeignete Oberflächeneigenschaften verfügen um Wasserstoff- oder Hydroxylionen zu entladen, eine
möglichst große Oberfläche besitzen und ausreichend viele, geeignete Nukleationspunkte zur
optimalen Gasblasenentwicklung vorweisen.
Seite 42 von 390
Da Edelmetalle teuer sind und im Vergleich zu aciden Bedingungen bei höheren pH-Werten deutlich
weniger reaktiv sind bzw. viele der Übergangsmetalle in alkalischen Lösungen wenig stabil sind, stellt
Ni einen guten Kompromiss zwischen Aktivität, Stabilität und Kosten dar.
Auf Grund der höheren Katalysatoraktivität werden heutzutage anstatt von reinem Ni meist NiLegierungen eingesetzt. Raney-Ni oder Sinternickel sind die verbreitetsten Legierungen in diesem
Zusammenhang und ermöglichen eine, verglichen mit reinem Ni, Reduzierung der Überpotentiale um
-2
bis zu 200 mV bei ~400 mA cm . Aus Kostengründen wird oft mit Ni-Legierungen beschichteter Stahl
eingesetzt.
Um die Elektroden für den Einsatz in AEC Systemen vorzubereiten bzw. die Überspannungsverluste
(~ 400 mV an reinem, glattem Ni) an deren Oberflächen zu reduzieren, sind Aktivierungsschritte
notwendig.
Prinzipiell können zwei unterschiedliche Aktivierungsverfahren angewandt werden. Zum einen können
katalytisch wirkende Elemente oder Legierungen eingesetzt werden und zum anderen kann die
katalytische Oberfläche vergrößert werden. Eine exakte Unterscheidung der beiden Methoden ist oft
unmöglich, da durch unterschiedliche Abscheidungsprozesse auch gleichzeitig verschiedenste
Oberflächenmodifikationen initiiert werden.
Die Herstellungsmethoden können prinzipiell in ex-situ und in-situ Methoden unterschieden werden.
Die ex-situ Herstellungsmethoden reichen von einfachem Ätzen, Sintern, Sandstrahlen über
Composite Coatings, Spray Coatings bis hin zu elektrolytischen Abscheidungen. Neuerdings werden
vermehrt in-situ Aktivierungen untersucht, welche in Bezug auf Kosteneffizienz der
Elektrodenherstellung und einfachere Re-Aktivierungen während des Betriebs Vorteile mit sich
bringen. Die Herstellungsmethoden werden an dieser Stelle nicht explizit diskutiert.
Die Herstellung bzw. Aktivierung der Elektroden muss die Aufrechterhaltung bzw. Herbeiführung von
Langzeitstabilität garantieren. Die bisher in der Literatur beschriebenen Methoden zielen aber meist
auf die Verringerung der Überspannung ab und beschreiben, wenn überhaupt, die Degradation für
Tage oder maximal Wochen. Somit lassen diese Daten oft keine direkten, kommerziell relevanten
Rückschlüsse zu.
Materialien und Legierungen
Als katalytisch wirksame Elemente sind vor allem Übergangsmetalle bzw. deren Oxide bekannt.
In diesem Abschnitt soll vorerst auf die Elemente, die zur Steigerung der Katalysatoraktivität mittels
gezieltem Legieren oder Beschichten verwendet werden, eingegangen werden. Je nach Reaktion
(OER oder HER) werden unterschiedliche Wege in der Neuentwicklung von Katalysatorsystemen
beschritten.
Ein hilfreiches Tool, welches die Neuentwicklung von Katalysatoren in diesem, als auch anderen
Bereichen, maßgeblich beschleunigt, ist die computergestützte Simulation mit modernen Methoden
wie z.B. Moleküldynamik, Dichtefunktionaltheorie (DFT) [65], [66], [67], [68]. Es wurde gezeigt, dass
mit Hilfe solcher Methoden ein kombinatorisches Screening über ein breites Feld an Katalysatoren in
alkalischen als auch aciden Medien (vgl. PEMEC 3.2.4.2.1) erfolgen kann. Solche High-Throughput
Methoden, welche generell stark an Bedeutung gewinnen, können die gezielte Neu- oder
Weiterentwicklung von Katalysatormaterialien beschleunigen.
HER (Wasserstoffentwicklungsreaktion)
Nickel bzw. Raney-Ni – beschichteter Stahl ist das am meisten verwendete Kathodenmaterial in AECSystemen. Obwohl Ni, wie oben erwähnt, eine gute Kompromisslösung zwischen Aktivität und
Stabilität darstellt, gibt es vor allem hinsichtlich elektrokatalytischen Stabilität ernstzunehmende
Probleme, denn das Überpotential steigt mit der Zeit drastisch an. Dies gilt insbesondere für
Seite 43 von 390
intermittierende Betriebsführungen, wie sie für Power to Gas-Systeme typisch sind [69]. Neuartige
Legierungen kommen oft aus der Metalloid-Klasse (Si, B, P,...) oder basieren z.B. auf amorphen Fe/Ni
Verbindungen mit 5-10 %-igem Anteil an Mo. Insbesondere NiMo Legierungen werden gerne als
Kathodenmaterialien eingesetzt.
a) Auch wenn Pt in alkalischem Milieu nicht so aktiv ist wie in acider Umgebung, zählt es zu den
aktivsten Elementen in Bezug auf HER. In den 80-90er Jahren wurden Pt-beschichtete Ni
-2
Elektroden untersucht. Die erzielten Überspannungen von < 100 mV bei 300-500 mA cm zählen
zu den besten Werten überhaupt. Die Edelmetallbeschichtung von Ni-Substraten mit großen
Oberflächen gilt als technisch aufwändig. Üblicherweise wird dies durch eine Galvanisierung oder
einer thermischer Zersetzung von aufgesprühten Lösungen durchgeführt. Obwohl die erzielten
Überspannungen gering ausfallen, steigen diese während der ersten Betriebsstunden oft auf das
Doppelte bis Dreifache an, was vor allem auf eine Fe-Vergiftung zurückzuführen ist [70]. Folgen
auf den Metallisierungsschritt geeignete Nachbehandlungen kann diesem Effekt entgegengewirkt
werden.
b) Darüber hinaus wurden weitere Edelmetallbeschichtungen wie Ru [71], [72] oder Ir [72] (elementar
und oxidisch) untersucht. Die Überspannungen waren erwartungsgemäß in allen Fällen sehr
gering, wobei abermals Vergiftungserscheinungen auftraten. Dennoch konnten mit Ni/IrO2
-2
Kathoden sehr niedrige Elektrolysespannungen von um die 1.7 V bei 500 mA cm gezeigt werden.
Bei üblichen Potentialen wurden kathodisch keine Instabilitäten festgestellt.
Ni-RuO2 Elektroden werden z.B. von De Nora [73] erzeugt und vertrieben.
c) Des Weiteren werden Mischmetalle basierend auf Kombinationen von d-Metallen eingesetzt. Dabei
werden reinem Ni vor allem Mo, und V als auch Co, Cd, Zn, W, … zugesetzt, wobei
Überspannungen im Bereich von 80-250 mV bei kommerziell relevanten Stromdichten von 100+
-2
mA cm erzielt werden. (vgl. folgende Punkte)
d) Mo kann für Ni und manche dessen Verbindungen bereits in kleinen Mengen (~1-10%) zu einer
Aktivitätssteigerung führen [74], [75], [76], [77]. Momentan werden Verbindungen bis über 50 % Mo
untersucht. Obwohl Ni-Mo an sich eher korrosionsunempfindlich ist, kommt es bereits in den ersten
100 Betriebsstunden zu einer Massenabnahme von Mo. Dies bedeutet einerseits eine teilweise
Zerstörung der Elektrodenoberfläche, aber andererseits eine Zunahme der katalytischen
Oberfläche. Momentan werden die Auswirkungen noch untersucht, wobei die Oberflächenzunahme
der entscheidende Faktor zu sein scheint. Es gibt darüber hinaus Hinweise, dass
kristallographische Versänderungen der Ni-Elektrode im Shut-Down Modus durch Mo reduziert
werden können (Protection-Current).
e) Ni-MoOx Beschichtungen, die durch Abscheidung von MoO3 auf Ni-Netzen erzeugt wurden,
resultierten in einer ähnlich guten Polarisationscharakteristik [78] wie kommerzielle Ni-RuO2 [82]
Elektroden. Ni-Mo Legierungen sind unseren Recherchen nach momentan die beste Alternative zu
Edelmetallhaltigen Kathoden für AEC-Systeme.
f) Ni-Boride sind seit längerem als effiziente Katalysatoren bekannt. Ni3B wurde kürzlich als sehr
aktiver HER-Katalysator getestet. Die erzeugten nanokristallinen Ni-Partikel zeigten neben der
hohen Aktivität gute Stabilität gegen Korrosion.
g) Sulfide (Ni-S, Ni-S-Co, MoSx..) wurden schon länger für die Aktivierung von Kathoden verwendet
und zählen zu den aktivsten Verbindungen [79], [78]. Ähnlich der Aktivierung von Raney-Ni beruht
der Effekt auf dem Herauslösen von Schwefel (anstatt Al), was in einer Oberflächenvergrößerung
resultiert. In der fortschrittlichen AEC findet diese Methode keinen Einsatz mehr, da meist Edelstahl
2eingesetzt wird und dieser massiv von Schwefelverbindungen (H2S, SO4 ) angegriffen wird.
Seite 44 von 390
h) Amorphe Ni oder Fe-basierte Legierungen wie z.B. Fe-Co, Fe-Co-V, Ni-V, Fe60Co20Si10B10 und
Fe50Co20V10Si10B10 in porösen Formen wie Metallschäume oder „ribbon“-Form [80]. Die z.B. über
Schmelzspinning hergestellten Fasern können zu Flies oder ähnlichem verarbeitet werden.
i) In-Situ Aktivierungen basierend auf z.B. Co, W, V oder Cr führen zu einer Reduktion des
Energiebedarfs um 10-20 % im Vergleich zu nicht-aktivierten Systemen [81], [82], [83], [84]. Es
konnte gezeigt werden, dass eine gleichmäßige Oberflächenstruktur hoher Porosität erzeugt
werden kann. Dazu werden teils komplexierte Co bzw. Cr Verbindungen (Chloride, Chromate, …)
in verschiedenen molaren Verhältnissen dem alkalischen Elektrolyten zugesetzt. Die
Aktivierungsmechanismen
reichen
von
simpler
Oberflächenvergrößerung
über
Materialabscheidung bis hin zur Auflösung nachteiliger Oberflächenoxide. In ersten
Lebenszeittests wird von Stabilitäten über 100 Stunden ohne nennenswerte Degradation berichtet.
In Systemen bei denen eine Degradation festgestellt wurde, konnte eine Re-aktivierung nach
demselben Prinzip erfolgreich durchgeführt werden.
OER (Sauerstoffentwicklungsreaktion)
Auch für die OER Seite wird unter anderem aktiviertes Ni, meist in Form von Raney-Ni, verwendet.
Während an Stahl oder glatten Ni Elektroden Überspannungen von ~ 400 mV gemessen werden,
können diese, durch gezielte Aktivierungen der Elektrodenoberfläche, um bis zu ~250 mV bei ~ 500
-2
mA cm reduziert werden. Verschiedenste Metalloxide wurden die vergangenen drei Jahrzehnte
hindurch hinsichtlich Zusammensetzung und Verarbeitung weiterentwickelt und stellen die aktivsten,
edelmetallfreien OER-Katalysatoren dar.
Generell kann angenommen werden, dass eine Verbesserung über die klassischen Ni-Elektroden
hinaus eher mit Metalloxid-Beschichtungen als mit strukturellen Oberflächenmodifikationen der NiElektroden zu erzielen sind.
a) Edelmetalloxide wie IrO2 oder RuO2 sind generell als die aktivsten Materialien in Bezug auf OER
bekannt. Da ihre Aktivität und Stabilität (im Gegensatz zur HER Seite) in alkalischer Umgebung
,
gegenüber saurem Milieu geringer [85] [86] und die Kosten hoch sind, werden in alkalischen
Elektrolyseuren vor allem Alternativen eingesetzt.
b) Die Untersuchungen von einfachen Metalloxiden gehen auf die 80er und 90er Jahre zurück [87].
Dabei wurden Metalloxide der Form MO, M3O4 und M2O3 (M=Ni, Co, Cu, Fe, Mn oder teils
Kombinationen davon) getestet. In den letzten Jahren sind, teils getrieben durch DFTSimulationen, vermehrt Mischmetalloxide als OER-Katalysatoren untersucht worden.
Überpotentiale von bis zu 500 mV wurden unter Laborbedingungen gemessen, wobei vor allem
NiFe-Oxid Verbindungen gutes Korrosionsverhalten und niedrige Überspannungen zeigten [88]
[89].
c) Ni-, Co-, Mn-, Fe-basierende Übergangsmetall-Mischoxide perowskitischer Struktur [90]
beschreiben eine Materialklasse aktiver und kostengünstiger Katalysatoren [91]. Je nach
Syntheseroute werden teils sehr unterschiedliche Oberflächenrauigkeiten und somit
geometrieabhängig unterschiedliche Aktivitäten erzielt. Diese Materialien unterliegen teilweise
starker Korrosion. Sr dotiertes La1-xSr1-xCoO3 [92] resultierte beispielsweise in einer sehr aktive
Verbindung mit guter Stabilität. Theoretische Arbeiten zeigten, dass diese Materialklasse VolcanoVerhalten zeigt (Aktivität bzw. Überspannung vs. Descriptor z.B. Besetzungsdichte d-Schale) und
mit Ba0.5Sr0.5Co0.8Fe0.2O3–d (BSCF) in einer maximalen, theoretischen Aktivität resultiert [86].
d) Spinelle des Typs Co3O4 bzw. La, Li, … dotierte Co3O4 wurden in den letzten Jahren vermehrt
-2
untersucht und zeigen mitunter die niedrigsten Überspannungen (< 300 mV bei 200-300 mA cm )
unter den mischoxidischen Elektrodenmaterialien, die in der Literatur bisher bekannt sind [93],[94]
[95]. Ferritische Spinelle mit Ni-, Cr-Anteilen der Struktur NiFe2−xCrxO4 stellen einen weiteren,
Seite 45 von 390
interessanten Vertreter dieser Gruppe dar [96]. Es wird erwartet dass durch teilweisen Ersatz von
Fe mit Ti oder V weitere Aktivitätssteigerungen erzielt werden könnten.
e) Pyrochlor-Oxide der allgemeinen Form A2[B2-xAx]O7-y, wobei A=Pb or Bi, B=Ru or Ir, 0<x<1 und
0<y<0.5 sind, zeigten z.B. in der Form Pb2[Ru1.67Pb0.33]O6.5 sehr niedrige Überspannungen [97].
Katalysatoren aus dieser Klasse waren teils signifikant besser als etablierte OER Katalysatoren wie
-2
RuO2 oder NiCo2O4. Bei Stromdichten um die 100 mA cm konnten Überspannungen von ~120
mV gemessen werden.
Elektrodengeometrie
Die Elektroden sind als oberflächenmodifizierte, perforierte Platten oder als Gewebe bzw. Netze
ausgeführt, wobei (vor allem in zero-gap Systemen, siehe 3.2.4.1.1) die Kathode meist feinmaschiger
als die Anode ist, um eine möglichst hohe Stabilität bei guter Gasdurchlässigkeit zu gewährleisten.
Generell ist ein Trend von klassischen Mischmetallbeschichtungen hin zu hochporösen
Metallschäumen oder aufwändigeren Metallfaserverbundsystemen, welche aus schmelzextrudierten
Fasern erzeugt werden können, zu erkennen. Beispielsweise konnten so NiMo oder FeCoSiB
Elektroden mit einer Porosität von 90%+ hergestellt werden. Diese Konzepte werden aber derzeit nur
im Labor getestet. Daten zur Langzeitstabilität und Verfahren zur kontrollierten Fertigung in größerem
Ausmaß stehen unseres Wissens derzeit noch nicht zur Verfügung.
Üblicherweise werden die oben beschriebenen Elektrodensysteme an den Separator/Membran
angepresst. Im Falle von OH—ionenleitenden Membranen (vgl. 3.2.4.1.3) können diese aber auch,
wie bei der PEM-Technologie üblich, direkt auf die Membran aufgebracht werden. Es wurden
beispielsweise Ni [98]- oder Co [99]-basierte Katalysatorsysteme in nanopartikulären Form mittels
Drucktechniken auf die Membran aufgebracht und erfolgreich in AEC Systemen getestet.
2
Flächenmäßig bewegt man sich im Moment bei ~1-4 m , wobei nicht von einer signifikanten
Steigerung der Fläche auszugehen ist. Um neuartige Elektroden, wie sie zuvor kurz skizziert wurden,
in solchen Dimension herstellen zu können, müssen vor allem die Kontrolle über die Nanomorphologie
bei der Herstellung und die daraus abgeleiteten physikalisch-chemischen Eigenschaften, als auch die
Stabilität in alkalischem Milieu und die Massenfertigungstauglichkeit entscheidend verbessert werden.
3.2.4.1.3
Separatoren & Membranen
Die grundsätzlichen Funktionen der Separatormembran sind die Ionenleitung zwischen den
Elektrodenräumen herzustellen und eine möglichst hohe Gasdichtheit zur zuverlässigen
Produktgasseparation zu gewährleisten. Weitere wichtige Anforderungen sind ein niedriger
Widerstand (folglich niedrige Zellspannung; weitaus größter Anteil am Gesamtwiderstand), niedrige
Cross-Kontamination (niedriger Sauerstoffgehalt im Wasserstoff), optimale Gasblasenentwicklung,
lange Haltbarkeit und ein geringer Preis.
Es werden sowohl anorganische als auch organische Materialien unterschiedlicher Porositäten
eingesetzt. Deren Porosität wird durch einfache Löcher, komplizierte Porenstrukturen, Texturen,
Faserstrukturen oder Ähnlichem eingestellt.
In den Anfängen der AEC wurde Asbest bzw. Asbest mit organischen Bindemitteln als Separator
verwendet [100]. Die chemische Stabilität war herausragend aber auf Grund der
gesundheitsgefährdenden Auswirkungen als auch der starken Limitierung der Prozesstemperatur
rückte man von diesem Material schrittweise ab.
In den 1980er Jahren wurde in der Literatur vor allem über Alternativen im Komposit-Bereich berichtet.
Diese Kompositmaterialien bestehen aus anorganischen Materialien, welche in einer polymeren
Matrix eingebracht werden. Dabei wurden Polyantimonische Säuren [101], ZrO2 [102], TiO2 [103], oder
Kaliumtitanate [104] in verschiedensten Matrixpolymeren (Polysulfon, Polyphenylensulfid,
Seite 46 von 390
Polytetrafluorethylen, Polybenzimidie, ...) getestet. In den Interviews mit diversen Herstellern wurde
angedeutet, dass diese Art bis heute kommerziell, in leicht modifizierter Form, verwendet wird, wobei
häufig Polysulfon als Matrix-Material und ZrO2 als Ionenaustauschmaterial genannt wird.
,
Zirfon, welches aus ZrO2 Partikel (60-80 w-%) in einer Polysulfon-Matrix besteht [105] [106], ist auf
Grund seiner vergleichsweise guten Leitfähigkeit als auch Beständigkeit (chemisch, Temperatur) als
Separator interessant. Weiters werden auch häufig Polyphenylensulfide unter dem Handelsnamen
Ryton [107] als auch NiO verwendet.
In den letzten Jahren werden vermehrt Hydroxidionen-leitende Membranen (ohne „mechanische
Poren“) untersucht, welche prinzipiell durch niedrige ohmsche Widerstände hohe Stromdichten
ermöglichen und designtechnische Vorteile (kein flüssiger Elektrolyt, kompaktere Bauweise, MEAKonstruktion, …) bieten würden. Solche Membranen existieren seit Jahren als kommerzielle Produkte,
wobei diese aber für andere Anwendungen entwickelt worden sind (Wasseraufbereitung,
Lösungsmittelaufbereitung, Pharmaindustrie, Elektrophorese und Elektrodialyse, …) [108],[109]. Ihre
Stabilitäten bei den Stromdichten, KOH-Konzentrationen und Temperaturen, wie sie für AEC-Systeme
üblich sind, machen einen Einsatz in solchen Systemen aber unmöglich. Im Vergleich zu PEMMembranen (3.2.4.2.2) ist eine höhere Anzahl gebundener, ionischer Gruppen nötig, um
vergleichbare Transporteigenschaften zu erhalten, da der Transport von Hydroxidionen langsamer ist
als der von Protonen. Dies hat aber negative Auswirkungen auf die mechanische Stabilität von
solchen Systemen und macht alkaliresistente Verstärkungen der Membran notwendig. Die chemische
Instabilität ist in einem nukleophilen Angriff auf die gebundenen ionischen Gruppen (meist quaternäre
Ammoniumgruppen) begründet.
Perfluorierte Polymere, wie sie für protonentransportierende Membranen als Golden-Standard
verwendet werden, könnten bisher nur mit sehr geringem Erfolg anionentransportierend gemacht
werden. Deshalb wurde in den letzten Jahren, vor allem auch durch die Brennstoffzellenentwicklung
getrieben, vermehrt in die Weiterentwicklung solcher Materialien investiert.
Bisher wurden hydroxidionenleitende Membranen hauptsächlich mit drei Methoden hergestellt. Bei der
ersten Methode wird ein Precursor-Material durch einen Quellvorgang in die Matrix eingebracht und
anschließend durch Bestrahlung mit den Polymerketten kovalent verlinkt [110]. Die zweite Methode
beruht auf dem Einbau von ionischen Gruppen in die Polymerhaupt- oder Seitenkette während im
Zuge der synthetischen Herstellung. Dabei werden Homo- und Blockcopolymere hergestellt [111]. Die
dritte Methode beruht ebenfalls auf einem Quellvorgang, in dem anstatt Precursor-Materialien
alkalische Lösungen verwendet werden. Als Polymermatrix wurde PBI, ein herausragend stabiles
Polymer, erfolgreich getestet [112]. Entscheidender Vorteil von solchen Separatoren ist die
Möglichkeit diese im Dampfelektrolysemodus einzusetzen und somit Betriebstemperaturen von über
100 °C zu erreichen.
Als Herausforderungen sind weiterhin die Stabilisierung als auch die Verbesserung der
Transporteigenschaften bei relativ milden alkalischen bzw. sogar neutralen wässrigen Bedingungen
zu sehen.
3.2.4.1.4
Betrieb
Elektrische Betriebsparameter
-2
AEC Systeme werden üblicherweise bei Stromdichten im Bereich von 300-500 mA cm und einer
resultierenden Zellspannung von 1.9-2,4 V betrieben. Auf Stackebene bewegen sich die momentan
erreichbaren Effizienzen im Bereich von 70-80 %. Auf Systemebene werden üblicherweise Effizienzen
von 60-70 % erreicht.
Bei kommerziellen AEC Systemen werden selten höhere Stromdichten verwendetet, da dies zu
einem steilen Anstiegs der Zellspannung und somit hohen Verlusten führt. In Laboranlagen wurde
Seite 47 von 390
gezeigt, dass mit entsprechend aktivierten Elektroden (vgl. 3.2.4.1.2) die Elektrolysespannung unter
1.9 V gesenkt und deutlich kleinere Spannungsanstiege bei höheren Stromstärken realisiert werden
können. Somit können prinzipiell Zelleffizienzen von über 80 % realisiert werden.
In Bezug auf Dynamik kann festgehalten werden, dass die elektrochemischen Vorgänge in der Zelle
schnellen Lastwechseln ohne größere Verzögerungen folgen können. Lastsprünge induzieren aber
schnelle Temperaturänderungen, welche einen hohen mechanischen Stress für die verbauten
Materialien hervorrufen und deren Alterung beschleunigt. Die hohen Wärmekapazitäten der massiv
ausgeführten AECs verlangsamen zusätzlich eine schnelle Gleichgewichtseinstellung. Darüber hinaus
reagieren die üblicherweise rund um den AEC-Stack (Pumpen, Druckregler, Elektrolytseparatoren, …)
verbauten Anlagenkomponenten deutlich träger als der Stack an sich und somit stellen diese
Komponenten einen kritischen Faktor hinsichtlich Dynamik dar.
In einem relativ schmalen Lastbereich können AEC Systeme dennoch als dynamisch genug
bezeichnet werden, um im Sekundentakt Lastschwankungen folgen zu können. Dies wurde in
verschiedenen Projekten mit AECs diverser Hersteller bereits gezeigt.
Generell sind AEC Systeme nur sehr begrenzt überlastfähig. Eine Überlastfähigkeit wird oft sogar
völlig ausgeschlossen. Es gibt vereinzelt Bestrebungen die teils vorhandene Überlastfähigkeit von 2040 % der Nennleistung auf über 50 % zu steigern. Generell ist davon auszugehen, dass eine
Überlastfähigkeit, wie sie aus der PEM Technologie bekannt ist, in nächster Zukunft nicht erreicht
werden kann.
Die Teillastfähigkeit wird von den meisten Herstellern im Bereich von 20-40 % der Nominallast
angegeben. Wird ein AEC in diesem Bereich betrieben, wirkt sich dies negativ auf die resultierende
Gasqualität aus. Die Hauptursache sind die im rückgeführten Elektrolytstrom gelösten Fremdgase.
Eine komplette Trennung der beiden Laugenströme würde diesem Problem entgegenwirken. Bei AEC
Systemen mit Anionenaustauschmembranen, wie sie neuerdings entwickelt werden, wäre dieser
negative Einfluss eliminiert, da es nur noch einen Annolytkreislauf gibt.
Ein häufiger Betrieb im unteren Teillastbereich bzw. ein häufiges Abschalten eines AEC-Systems führt
generell zur Senkung des (energetischen) Wirkungsgrades (hohe Querdiffusionen, Regeneration der
Reinigung, Spülung, …).
In ausgeschaltetem Zustand ist des Weiteren vielfach das Anlegen von einem sogenannten „holding
current“ notwendig um vor erhöhter Korrosion zu schützen. In der Literatur sind diesbezüglich
Hinweise zu finden, dass dies mit einer Phasenumwandlung in oberflächlichen (anodischen)
Nickelschichten zusammenhängt. Dabei entsteht in Abschaltphasen ohne Stützpotential aus
vierwertigem Ni(oxid) zweiwertiges Ni(hydroxid) anstatt dreiwertigem Ni(oxidhydroxid). Dies ist mit
einer starken Volumenänderung verbunden, was zu Kontakt- und Materialverlusten führt.
Ein hochdynamischer Betrieb, wie er für Power to Gas Anlagen derzeit vorausgesetzt wird, weicht
deutlich von optimalen Betriebsbedingungen, bei denen normalerweise die Daten für die
Produktdatenblätter erhoben werden, ab. Ob bzw. wie schlecht Herstellerdaten wie Energieverbrauch,
Wasserstoffproduktion, Lebenszeiten,… dabei eingehalten werden können ist fraglich und wird derzeit
in laufenden Projekten untersucht.
Zu diesem Thema wurde das AEC-System Stuart SRA 6 kW (1 atm Druck, Stuart Energy) getestet
[113]. Die Tests zeigten dass, die Kaltstartfähigkeiten je nach Last im Stundenbereich liegen können
und diese Anlage generell wenig dynamisch reagiert. Dynamische Events im Minutenbereich
induzieren, verglichen mit stationären Zuständen, eine signifikante Degradation. Zwar konnte eine
Teilerholung in Ruhephasen festgestellt werden, aber diese müssen im Falle von vorgelagertem,
dynamischem Betrieb im Bereich von Stunden bis Tagen liegen. Dies ist für Power to Gas Anlagen zu
lange, da hohe Auslastungen und Verfügbarkeiten erforderlich sind.
Seite 48 von 390
Druck
Üblicherweise werden AEC Elektrolyseure bei 1-30 bar betrieben, wobei zurzeit hauptsächlich
Druckbereiche von < 10 bar angewendet werden. Generell ist ein deutlicher Trend zu höheren
Systemdrücken erkennbar. Dadurch können eine bessere Regelbarkeit (Dynamik), höhere
Stromdichten als auch eine kompaktere Bauweise erzielt werden. Für Drücke > 30 bar wird der Stack
oft in Wasser gefüllte Einhausungen eingebaut, welche ebenfalls unter Druck stehen und somit dem
Innendruck des AEC-Stacks entgegenwirken. Diese Bauweise reduziert wiederum den Vorteil der
kompakteren Bauweise und der höheren Dynamik. Hochdruck-AEC Systeme ohne solche
Einhausungen müssen aufwändig abgedichtet werden, wobei Leckagen ein permanentes Problem
darstellen.
Die Erhöhung des Druckes wirkt sich generell negativ auf die Gasreinheiten aus bzw. resultiert meist
in erhöhtem Wasserstoffverlust im Zuge der Aufreinigung. Abhängig vom verwendeten Separator sind
mehrere mol-% Fremdgasanteil möglich. Weitere Nachteile sind der höhere Wartungs-, Steuerungsund Sicherheitsaufwand. (vgl. 3.2.4.4)
3.2.4.2
PEM
PEM Elektrolyseure werden erst seit den 1970er Jahren entwickelt [114] und haben in den
vergangenen zehn Jahren stark an Bedeutung gewonnen. Bei der PEM-Elektrolyse wird ein fester
Polymerelektrolyt eingesetzt, welcher in direktem Kontakt mit den Katalysatoren steht. Dies bildet das
sogenannte Membran-Elektroden-Assembley, welches den Anoden- und Kathodenraum räumlich
voneinander abtrennt. Die über bipolare Platten verbundenen Einzelzellen formen den Gesamtstack.
3.2.4.2.1
Katalysator
Für kommerzielle PEM Elektrolyseure werden momentan fast ausschließlich Edelmetall-Katalysatoren
in Form verschiedener Verbindungen (rein, mischmetallisch, oxidisch, …) verwendet. Die stark sauren
Bedingungen des Polymerelektrolyten (pH~1) stellen, vor allem in Kombination mit den anodenseitig
oxidativen Bedingungen, eine hohe Anforderung an die Katalysatormaterialien (Übergangsmetelle,
molekulare Katalysatoren, …) dar.
Da PEM-Katalysatoren oft als Partikel hergestellt werden, ist die Partikelstruktur ein wichtiger Faktor,
welcher die Aktivität, Lebenszeit und Beladung entscheidend beeinflusst. Dabei können die Partikel
monodispers, gesinterte Agglomerate, geträgerte Nanopartikel oder Core-Shell Systeme sein. Die
beiden letztgenannten Formen finden vor allem bei teuren Edelmetallen Anwendung, da dadurch die
Edelmetallbeladung deutlich reduziert werden kann.
Neben der chemischen Natur der Materialien und den geometrischen Faktoren nimmt auch die
Herstellung an sich Einfluss auf die Eigenschaften des produzierten Katalysators. Verschiedenste
Herstellungsmethoden, wie Adams Methode [115], Sol-Gel Prozess [116], Sputter-Prozesse [117]
Sulfit-Komplex Route [118] u.ä. kommen dabei zum Einsatz.
Das Zusammenspiel dieser Punkte beeinflusst die Eigenschaften des resultierenden Katalysators
entscheidend.
HER (Wasserstoffentwicklungsreaktion)
Folgende Materialien wurden, vor allem als geträgerte Systeme, zur Katalyse der HER untersucht:
a) Pt gilt seit langem als aktivster Katalysator unter aciden Bedingungen. Dennoch konnte kürzlich mit
Hilfe von DFT Rechnungen theoretisch gezeigt werden, dass Mischmetalle ähnlich hohe oder
sogar höhere Aktivitäten besitzen könnten. Ein groß angelegtes kombinatorisches MaterialScreening auf DFT Basis identifizierte BiPt Oberflächen-Legierungen als eine solche Verbindung.
Auf den ersten Blick überraschte dieses Ergebnis, da Pt-Bi Verbindungen (bulk und surface) seit
Seite 49 von 390
Jahrzehnten untersucht wurden und insbesondere oberflächliche Beladungen mit irreversibel
adsorbiertem Bi auf Pt eine deutliche Reduktion der Pt-Aktivität darstellten. Durch sorgfältige
Kontrolle des Synthese Prozesses der BiPt Oberflächenlegierung konnten die zuvor erwähnten
hohen Aktivitäten inzwischen experimentell bestätigt werden [116].
b) Des Weiteren wurden kristalline als auch amorphe Formen von MoS2 oder MoS3 Verbindungen,
ebenfalls angeregt durch theoretische Vorhersagen, untersucht und als sehr aktive, kostengünstige
HER Katalysatoren evaluiert [119], [120], [121]. Während die MoS2-Basisflächen als katalytisch
inert beschrieben werden, sind ungesättigte S-Atome an der Oberfläche, welche über S-H
Bindungen wahrscheinlich an der HER teilnehmen, entscheidend. Aus diesem Grund bieten sich
nanopartikuläre Systeme besonders an. Unter den getesteten Substraten (Au, Carbon, carbon
paper, Graphit, …) zeigte Graphit eine besonders hohe Aktivität [122]. Erste Degradationstests
über mehrere 1000 Zyklen zeigten keinen nennenswerten Abfall der Aktivität.
c) Heteropolyanionen der 12-Wolframphosphorsäure [123] geträgert auf CNT zeigten hohe Aktivitäten
und Stabilitäten als HER Katalysatoren. Gebildete W-C Verbindungen wurden als elektroaktive
Komponente identifiziert. Auf Kohlenstoff geträgertes W-Oxid (WO3) [124] wurde ebenfalls
erfolgreich als HER-Katalysatoren getestet.
Die Trägermaterialien für HER-Katalysatoren basieren meist auf Kohlenstoff in Form von Carbon
Black, Carbon Paper, Graphit, Carbon Nanotubes, … und sind jenen aus der Brennstoffzellentechnik
ähnlich.
OER (Sauerstoffentwicklungreaktion)
Als OER-Katalysatoren werden im Allgemeinen Edelmetalloxide verwendet, da Ni-, Co-, Mn-basierte
Materialien, wie sie aus der AEC-Technologie bekannt sind, in stark saurem Milieu schnell
korrodieren. Dabei kommen sowohl geträgerte als auch nicht geträgerte Systeme zum Einsatz.
a) Im Gegensatz zur HER-Seite ist Pt auf der OER-Seite bei weitem nicht das aktivste
Katalysatormaterial. Die Verwendung von RuO2, einer des aktivsten OER Katalysatoren, resultiert
in einem deutlich niedrigeren Überpotential verglichen mit Pt (hoher Wiederstand der sich
anodenseitig bildenden Pt-Oxidschicht). Ein weiterer Vorteil ist der vergleichsweise günstige Preis
von Ru, welcher je nach Kurs 10-20 niedriger ist als jener von Pt. Dennoch bestehen aktuelle
Katalysatoren nicht aus reinem Ru bzw. RuO2, da Ru beträchtlicher anodischer Korrosion
unterliegt. Dabei wird Ru aus der Katalysatorschicht herausgelöst und in ionischer Form in der
Membran oder als Niederschlag im System eingebracht. Auf Grund der hohen Aktivität und des
Preises versuchte man weniger von Ru abzurücken denn dieses zu stabilisieren. Diese
Stabilisierung wurde hauptsächlich durch Einbringung anderer Elemente bzw. Verbindungen erzielt
(siehe folgende Punkte).
b) Ir bzw. IrO2 ist, neben Ru bzw. RuO2, das derzeit am häufigsten eingesetzte Katalysatormaterial.
Es ist zwar weniger aktiv und deutlich teurer als Ru-basierte Materialien, unterliegt aber signifikant
geringerer Korrosion. Aus diesen Gründen wird häufig eine Mischung der beiden Oxide in Form
von RuxIrO1-x2 eingesetzt. Das Mischverhältnis ergibt sich hauptsächlich aus einem Kompromiss
zwischen Stabilität, Aktivität und Preis [125] und kann deutlich variieren. Um die Katalysatorkosten
weiter senken zu können, ist eine Reduzierung der Edelmetallanteile erforderlich. Dies kann
prinzipiell, wie in den folgenden zwei Punkten angeführt, auf zwei unterschiedlichen Wegen erzielt
werden.
c) Um die Ir-Beladung verringern zu können bzw. die katalytische Aktivität und Stabilität der Ir/RuOxid Katalysatoren zu steigern, wurden Mischungen mit verschiedensten Metalloxiden hergestellt.
Dabei wurden z.B. TiO2, SnO2, SbxOy, TaxOy, NbxOy, MnxOy, MoxOy, CoxOy, oder CeO2 in Form
binärer als auch ternärer Mischungen untersucht [126], [127], [128], [129], [130], [131], [132], [133].
Seite 50 von 390
Neben IrO2/RuO2 Mischungen stellen vor allem IrO2Ta2O5 Mischungen die Gruppe der derzeit
kommerziell interessanten OER-Katalysatoren dar.
Die meisten Studien gehen davon aus, dass die beigemengten (meist unedlen) Oxide nicht aktiv
zur OER beitragen, sondern indirekte, positive Auswirkungen auf die Stabilität,
Edelmetallbeladung, Morphologie, Nutzung der aktiven Zentren der Edelmetalle, … haben. Eines
der Probleme ist dass die beigemengten Oxide oft schlechter leitfähig sind und sich bei falscher
Parameterwahl im Abscheidungsprozess an der Katalysatoroberfläche ablagern. Die zugrunde
liegenden Mechanismen sind noch nicht restlos aufgeklärt und sind Gegenstand momentaner
Forschungsaktivitäten.
d) Der Einsatz von Trägermaterialien ist die zweite Möglichkeit den Edelmetallanteil zu senken.
Dabei wird die spezifische Oberfläche erhöht und Agglomeration verhindert. Graphit bzw. andere
auf Kohlenstoff basierte Materialien, wie sie in Brennstoffzellen auf der Sauerstoffseite
üblicherweise verwendet werden, sind unter den oxidativen Bedingungen an der OER Seite nicht
stabil und können daher nicht direkt als Support-Materialien eingesetzt werden. Im Vergleich zu
PEM Brennstoffzellen wurde in der Literatur bisher aber wenig über PEMEC - Supportmaterialien
berichtet. Bislang wurden vor allem Carbide, wie TiC, SiC oder TaC und Metalloxide wie TiO2 oder
SnO2 als Supportmaterialien [134], [135], [136], [137], [138] untersucht.
Nanostructured thin films (HER & OER)
Nanostructured thin films werden durch Aufsputtern von metallischen Schichten auf WhiskerStrukturen bestehend aus kristallinen organischen Pigmenten (z.B. Perylen Red) hergestellt. Diese
Technik stammt aus dem 3M Brennstoffzellen Programm [139], [140] und wurde kürzlich erfolgreich
von namhaften Herstellern wie Proton und Giner für PEM Elektrolyseure getestet. Als HER und OER
Katalysatoren kamen z.B. Pt68Co29Mn3, Pt50Ir50 und Pt50Ir25Ru25 zum Einsatz. Die Pt-Beladung konnte
-2
auf ~ 0,1 mg cm gesenkt werden. Erste Degradationstests zeigten bereits ~ 5000 h Lebenszeit im
Labor [141].
Molekulare Katalysatoren (HER & OER)
Molekulare OER & HER Katalysatoren werden seit längerem untersucht und stellen eine interessante
Alternative zu oben beschriebenen Katalysator-Systemen dar. Viele verschiedene Metallkomplexe
wurden bisher in organischen als auch wässrigen Lösungen getestet [142],[143]. Die meisten dieser
Katalysatoren sind homogener Natur und somit in EC-Systemen zunächst nur begrenzt einsetzbar, da
man üblicherweise mit heterogenen Strukturen arbeitet.
In den vergangenen Jahren wurden Methoden untersucht, um solche homogenen Katalysatoren direkt
in PEMEC Systeme integrieren zu können. Dabei wurden diese Moleküle über kovalente oder Vander-Waals-Bindung an elektrisch leitfähige Strukturen gebunden und somit MEA-kompatibel gemacht
[144]. Kritischer Punkt ist dabei, dass mit solchen zusätzlichen Bindungen die Elektronenstruktur der
Moleküle und somit deren katalytische Wirkung verändert wird. Demnach ist eine entsprechende
Modifikation der eingesetzten Katalysatorsysteme notwendig, um die Performance nicht negativ zu
beeinflussen. Darüber hinaus sind die elektrisch leitfähigen Strukturen zur Kontaktierung derzeit oft
Carbon-Nanotubes (CNT) bzw. Multiwall-Carbon-Nanotubes (MWCNT) und somit nicht OERkompatibel.
Eine weitere Problematik stellt die Synthese von z.B. funktionalisierten Nanotubes dar. Oft wird für die
Funktionalisierungsreaktion ein hoher Überschuss an Reaktanden eingesetzt, was eine Verwendung
von zu komplexen und somit teuren Molekülen einschränkt.
Die ersten Performance-Tests solcher EC-Systeme sehen vielversprechend aus, wobei die Lebenszeit
momentan noch eine Unbekannte darstellt. Es wurde von mehreren namhaften PEMEC-Herstellern
angegeben, dass bereits auch organische, molekulare Katalysatoren getestet werden.
Seite 51 von 390
Zusammenfassend kann gesagt werden, dass es zwar einige neuentwickelte, edelmetallfreie
Katalysatorsysteme mit relativ hohen Aktivitäten gibt, aber ein Erreichen von derzeit üblichen
Stromdichten und Zellspannungen als auch einer entsprechenden Lebenszeit in nächster Zukunft
wahrscheinlich nur mit Edelmetallen möglich sein wird. Dies gilt insbesondere für die OER-Seite. Um
auf längere Sicht PEM Elektrolyseure in größerem Maßstab einsetzen zu können und das
Kostenpotential weiter verbessern zu können, sind aber dennoch Alternativen zu derzeit eingesetzten
Katalysatoren notwendig.
3.2.4.2.2
Membran
Die Polymerelektrolytmembran trennt die Elektrodenräume räumlich voneinander ab und ist für den
Protonentransport verantwortlich. Generell müssen polymere Elektrolytmembranen folgende
Anforderungen erfüllen: hoch Protonenleitfähigkeit, hohe Stabilität (chemisch, thermisch,
mechanisch), niedrige Permeabilität für Gase und Wasser, schnelle Charge-Transfer-Kinetik bei
Elektrodenreaktionen und niedrige Kosten. Bei Erfüllen dieser Anforderungen ist ein schnelles
Ansprechverhalten der Elektrolyse im dynamischen Betrieb und hohe Produktgasreinheiten über
einen großen Lastbereich möglich.
Darüber hinaus ermöglicht der Einsatz solcher protonenleitenden Elektrolytmembranen ein kompaktes
Systemdesign.
Das derzeit am häufigsten eingesetzte Material ist Nafion, ein Co-Polymer aus Tetrafluorethen und
perfluoriertem Fluorsulfonyl-Vinylether.
-1
Mit derzeitig erhältlichen Nafion-Membranen können Protonenleitfähigkeiten von ~ 0,1-0,2 S cm
erreicht werden. Die Wasserstoffpermeationsraten, von denen die Produktgasqualitäten als auch die
-4
3
-1
-2
Systemsicherheit abhängen, liegen typischerweise im Bereich von < 1.2x10 cm s cm (80 °C, 1
-2
atm) [145]. Dies entspricht einer Stromdichte von wenigen mA cm und ist verglichen mit den
Stromdichten im Betrieb vernachlässigbar. Bei höheren Betriebsdrücken (vgl. 3.2.4.2.4), insbesondere
-2
über 100 bar, kann dieses Stromdichteäquivalent der Diffusionsverluste jedoch auf > 100 mA cm
steigen und verringert somit die Faradayeffizienz merklich. Dickere Membranen können diesem
Problem zwar entgegenwirken, ziehen aber höhere ohmsche Verluste nach sich, was sich wiederum
negativ auf die Spannungseffizienz auswirkt. Daher sind gezielte Modifikationen der
Membranmaterialien notwendig um diese Verluste bei hohen Drücken minimal zu halten und als
Trennmaterial der Elektrodenräume dem Druck standzuhalten.
Ein weiteres Problem stellt die Degradation dar. Trotz des teflonartigen Backbones des Polymers,
welcher für eine relativ hohe Stabilität des Materials verantwortlich ist, unterliegt das Polymer
fortschreitender Alterung während des Elektrolysebetriebs.
Die Degradation der eingesetzten Materialien ist ein komplexes Zusammenspiel von mechanischen
[146] und chemischen [146], [147] Degradationsprozessen. Derzeit wird an der Modifizierung von
Vernetzungsgraden, Polymerbackbones und deren Seitenketten gearbeitet, um vor allem die
chemische Alterung zu verlangsamen. Um dem mechanischen Stress, insbesondere bei hohen
Drücken, besser standhalten zu können werden die Nafion-Membranen zusätzlich verstärkt
(reinforced Membranen). Um thermische Degradation im Temperaturbereich unter 80 °C zu
verlangsamen, ist ein bestimmter Grad an Kristallinität und eine homogene Qualität bzw.
Katalysatorbeschichtung
der
Nafion-Membran
erforderlich.
Über
80
°C
steigt
die
Degradationsgeschwindigkeit so rasch an, dass ein kommerzieller Einsatz dieses Polymertyps
unmöglich wird, was am Erreichen der Glastemperatur bei 100-110 °C liegt.
2
Zu den zuvor genannten Problemen kommen noch die hohen Kosten von ~700-1000 €/m und die
aufwändige Prozessierung. Daher wurde nach Alternativen wie z.B. Polyether, Polyetherketone,
Polysulfone, Polyethersulfone oder Polyphenylene [148], [149], [150] geforscht, wobei unserer
Recherche nach noch keines dieser Materialien an die Performance von Nafion herankommt.
Seite 52 von 390
Eine Erhöhung der Betriebstemperatur auf über 100 °C, welche sich positiv auf die Gesamteffizienz
auswirken würde, ist unter anderem durch das Elektrolytmaterial begrenzt und stellt somit einen
weiteren Forschungspunkt dar. Neue Materialien sind z.B. Perfluoralkoxy-Polymere, wie das
kommerziell erhältliche Hyflon® PFA & MFA® (Solvayplastics [151]) oder Membranen basierend auf
Polybenzimidazol (PBI)/H3PO4 [152]. Höhere Betriebstemperaturen werden auch durch Füllstoffe [153]
wie SiO2, TiO2, TiP, ZrP oder Mischungen von Polymeren ermöglicht.
Für Temperaturen von knapp über 200 °C könnten zukünftig feste Säuren der allgemeinen Formel
MxHy(AO4)z ,(M = Li, K, Rb, Cs, NH4 ; A=S, Se, P, As) verwendet werden. Diese wurden bereits
erfolgreich für Brennstoffzellen getestet und könnten auch für Elektrolyseure eingesetzt werden [153].
Zusammenfassend kann gesagt werden, dass der Membran als einzige Komponente im System eine
Rolle zukommt, die sowohl Faraday- als auch Spannungseffizienz und somit die Gesamteffizienz
deutlich beeinflusst. Darüber hinaus beeinflusst die Beschaffenheit der Membran die Höhe des
Betriebsdruckes und die Stack-Lebenszeit maßgeblich Dies und die hohen Kosten zeigen die
Notwendigkeit neuartiger Membranen.
3.2.4.2.3
Konstruktionsmaterialien
Current Collector
Die Current Collectors (CC) dienen der optimalen, elektronischen Kontaktierung und als mechanische
Unterstützung der Elektrolytmembran, wobei eine entsprechende Gasdurchlässigkeit gegeben sein
muss. Dieses diffusionsoffene Medium kann aus mehreren Schichten unterschiedlicher Porositäten
aufgebaut sein (Platten aus gesintertem Pulver, Gitter, Filze, …). Die Porosität entscheidet über die
Transporteigenschaften innerhalb dieser Schichten (Gasansammlung, Gas-Flüssigkeitstransport in
gleicher oder entgegengesetzter Richtung, …) [155].
Als CC-Material wird vor allem Ti verwendet, da es sich durch geringe Korrosion und hoher
Leitfähigkeit auszeichnet. Um die Oberfläche vor Passivierung zu schützen (elektrisch nicht-leitfähige
Oxidschicht) muss die Oberfläche zusätzlich beschichten oder geeignet modifiziert werden. Generell
werden Edelstähle als Konstruktionsmaterialien vermieden, da sie Korrosionsprobleme verursachen
und die herausgelösten Ionen (Fe, Ni, Cr, …) die Membran als auch Katalysatoren kontaminieren.
Bipolare Platte (BiP)
Die BiP stellt das Bindeglied zwischen den repetierenden Einheiten (Einzelzellen) eines Stacks dar.
-6
2
-1
-1
Die BiP soll eine hohe Festigkeit, niedrige Gaspermeabilität (< 2x10 g m- d atm ), hohe
Leitfähigkeit (< 100 S/cm, bulk und Oberfläche), hohe H2-Korrosionsbeständigkeit und niedrige
Materialkosten haben. Momentan werden die BiPs oft aus Ti hergestellt, obwohl vor allem die
Bearbeitung, der Preis, die Entzündlichkeit mit Sauerstoff unter hohem Druck als auch die
Verunreinigung durch Eisen (wird in den ersten 100ten Betriebsstunden extrahiert und vergiftet den
Pt-Katalysator) problematisch sind.
Das Flow-Field Design, welches oberflächlich in die BiP mechanisch eingearbeitet wird, ist für den
optimalen Transport der Gase und Flüssigkeiten verantwortlich. Ein optimiertes Design führt bei hohen
Stromstärken zu einer Verminderung der Überspannung und ist somit mitverantwortlich für einen
möglichst flachen Verlauf der Strom-Spannungskurve. Für das Design werden numerische
Strömungssimulationen, wie sie für die Brennstoffzellenentwicklung eingesetzt werden, angewendet.
Neuerdings wird speziell beschichteten Stahl oder auf Kompositmaterialien gesetzt.
a)
b)
c)
d)
Ti-oxid Partikel in einer duroplastischen Matrix; spritzgussfähig.
Metallpartikel in einer Matrix (Harze, Polymere, … kein C-basiertes Material )
Au beschichtetes Cu
Ta beschichtete Metalle (vor allem anodenseitig da Ti zu Degradation neigt)
Seite 53 von 390
3.2.4.2.4
Betrieb
Elektrische Betriebsparameter
PEM Elektrolyseure werden zwar bei ähnlichen Zellspannungen wie AEC-Systeme aber viel höheren
Stromdichten betrieben. Üblicherweise bewegen sich die Stromdichten in einem Bereich von 1500-2
2500 mA cm (~ Faktor 4 höher als AEC) und und einer Zellspannung von ~ 1.9 V. Im Labor werden
-2
-2
Spitzenwerte von 2 A cm bei ~ 1.7 V bzw. bei 1 A cm bei~ 1.6 erzielt, was einer Zelleffizienz von
~90 % bezogen auf den HHV (Higher Heating Value) entspricht [156]. Im Vergleich zur AECTechnologie besitzen PEM-Systeme einen flacheren Kurvenverlauf der Strom-Spannungskennlinie im
Bereich der Nominallast. Somit kann eine Überlastfähigkeit von bis zu mehreren 100 % der
Nennleistung ohne zu hohe Verluste erreicht werden. Damit eignet sich die PEM-Technologie
hervorragend für die direkte Koppelung mit intermittierenden Stromquellen. Die Optimale Auslegung
solcher Systeme wird derzeit in mehreren Forschungsprojekten untersucht.
Die Effizienzen liegen momentan auf Stackebene bei um die 70-80 % und auf Systemebene bei ca.
60-70 % [157].
Druck
Einer der markantesten Unterschiede zur AEC Technologie ist, dass PEM Elektrolyseure fast
ausschließlich als Druckelektrolyseure angeboten werden. Normalerweise arbeiten die PEM-Stacks im
Differentialdruckverfahren, welches im Vergleich zu OER/HER-seitig ausgeglichen Druckniveaus
weniger Effizienzverluste aufweist. Dabei steht die Kathodenseite unter einem Druck von derzeit
üblichen 30-60 bar, wobei die Anodenseite meist unter Normaldruck steht. Zwar werden vereinzelt
Elektrolyseure mit mehr als 100 bar Betriebsdruck angeboten, aber aus unserer Sicht ist derzeit
unklar, ob sich diese hohen Drücke durchsetzen können bzw. ob sie im Vergleich zur Kombination
von derzeit üblichen Druckelektrolyseuren mit nachgeschalteten Kompressorstufen einen
entscheidenden Vorteil bieten können. (vgl. 3.2.4.4)
Folgende positive als auch negative Konsequenzen ergeben sich aus der Anwendung des
Differentialdruckverfahrens:
Positive Konsequenzen:
a) die wasserführende Seite kann bei 1 bar bleiben – der Wasserkreislauf muss nicht gegen den
Anodendruck gepumpt werden.
b) Sauerstoff unter hohem Druck kann in Verbindung mit Titan, welches momentan häufig für
bipolare Platten verwendet wird, zu einer Selbstentzündung führen (es wurden bereits
mehrere Unfälle diesbezüglich berichtet).
c) Bei den meisten Anwendungen oder einfacher Überdachabfuhr des erzeugten Sauerstoffs
würde der unter Druck stehende Produktsauerstoff entspannt werden, was einen zusätzlichen
Energieverlust darstellt.
d) Es ist kein Druckausgleich zwischen den Elektrolysekammern, welcher in den meisten Fällen
mit Hilfe einer Druckausgleichsmembran genau eingestellt werden muss, erforderlich. Dies
würde zusätzlichen Regelungs- als auch Wartungsaufwand nach sich ziehen.
Negative Konsequenzen:
a) Der MEA-Verbund, insbesondere die Membran an sich, muss den starken Differenzdrücken
von teils mehr als 100 bar standhalten. Dies wird entweder durch Reinforcements der
Membran bzw. der Anodenseite oder durch dickere Membranen bewerkstelligt. Beides hat
einen erhöhten Herstellungsaufwand bzw. Materialeinsatz zur Folge. Des Weiteren erhöhen
sich durch dickere Membranen die inneren Widerstände und ein vermehrtes Auftreten von
Hot-Spots kann möglich sein.
Seite 54 von 390
b) Je nach Membraneigenschaften kommt es prinzipiell zu einer erhöhten H2-Diffusion in den
Anodenraum. Der diffundierte Wasserstoff kann entweder mit Recombiner-Materialien in der
Membran abgefangen und ionischer Form erneut zur Verfügung gestellt werden (Faraday
Effizienz!) oder gasförmig bis zu 4 vol-% auf der Anodenseite abgeführt werden.
Anodenseitige Edelmetallbeschichtungen (z.B. Pt) wurden ebenfalls getestet, wobei die
Stabilitätsfrage derzeit noch offen ist.
3.2.4.3
SOEC
Die Hochtemperaturelektrolyse (Solid Oxide Electrolyser Cell - SOEC) wird seit den 1970er Jahren
entwickelt und befindet sich, im Gegensatz zur PEMEC- und AEC-Technologie, derzeit noch in der
Grundlagenforschung. Auf Grund der hohen Betriebstemperaturen sind eine hohe Effizienz und ein
hohes Maß an Reversibilität zwischen Elektrolyse- und Brennstoffzellenbetrieb möglich. Diese hohe
Reversibilität
ermöglicht
es
viele
der
Entwicklungen
aus
dem
Gebiet
der
Hochtemperaturbrennstoffzelle, welche in den vergangenen Jahrzehnten intensiver weiterentwickelt
wurde, auf die SOEC umzulegen.
Wie bei der PEMEC wird auch bei dieser Technologie ein Festelektrolyt eingesetzt, wobei dieser aus
2einem Festoxid besteht und O - Ionen leitet. Der Elektrolytwiderstand nimmt exponentiell mit
steigender Temperatur ab und erreicht erst bei 700-1000 °C Werte, die eine Verwendung als
ionenleitendes Material zulassen. Die keramischen Elektroden schließen schichtweise an beiden
Seiten des Elektrolyten an.
Die hohen Prozesstemperaturen fördern die endotherme Spaltung von Wasser und verringern somit
den Bedarf an elektrischer Energie wie in 3.2.1 beschrieben. Dadurch kann die (reversible bzw.
thermoneutrale) Zellspannung je nach Betriebstemperatur um bis zu mehrere hundert mV gesenkt
werden. Obwohl zum Betrieb von SOEC Anlangen Niedertemperatur-Heizquellen (150-200 °C)
ausreichen würden (autothermer Betrieb), ist die Kopplung mit Hochtemperatur-Wärmequellen
(allothermer Betrieb) wie Solarthermie, Geothermie, Kernkraftwerke oder Industrieabwärme sinnvoll,
da der elektrische Energieaufwand um weitere 10-20 % gesenkt werden kann.
Ein weiterer, herausragender Vorteil dieser Technologie besteht in der Möglichkeit neben H2 auch CO
aus CO2 in einem Co-Elektrolyseprozess zu produzieren. Das somit generierte Synthesegas kann, als
einer der Grundbausteine der Synthesechemie, in altbekannten Technologien zur Herstellung von
Industriechemikalien und Treibstoffen verwendet werden [158], [159].
Bei der Verwendung von protonenleitenden Elektrolytmaterialien könnten zukünftig sogar
Kohlenwasserstoffe oder Stickstoffverbindungen direkt aus CO2 bzw. N2 bei niedrigem Druck
hergestellt werden, ohne den Umweg über elementaren Wasserstoff gehen zu müssen [160], [161].
Die hohen Prozesstemperaturen ziehen aber auch Probleme in der Materialauswahl aller StackKomponenten nach sich. Die hohen Anforderungen hinsichtlich Materialstabilität und die präzise
-6
-1
Abstimmung der Ausdehnungskoeffizienten (~ 10.5-11x10 K ) schränken die Materialauswahl teils
erheblich ein.
Die SOEC Entwicklungen fokussieren sich derzeit auf die Herstellung unterschiedlich dotierter
oxidischer Materialien, um einen optimalen Kompromiss zwischen Leitfähigkeit, Temperaturniveau,
Kompatibilität und Lebenszeit zu erzielen.
3.2.4.3.1
Stack- & Materialentwicklung
Aufbau
Die Einzelzellen können entweder als planare Platten oder (mikro-)tubular geformt ausgeführt sein.
Die Verschaltung erfolgt in beiden Fällen über Interkonnektoren aus ähnlichen Materialien. Tubulare
Systeme sind zwar hinsichtlich mechanischer Degradation robuster und die Stacks einfacher zu
Seite 55 von 390
versiegeln, aber dafür ist die Performance auf Grund ungleichmäßigem An- und Abströmverhalten
derzeit schlechter. Dennoch werden beide Bauarten weiterentwickelt, wobei die Mehrzahl der
Systeme planare Strukturen aufweist.
Die Dicken der jeweiligen Schichten können deutlich variieren und hängen davon ab, welche der
Schichten die mechanische Unterstützung der Zellstruktur darstellt (Cathode, Anode, Electrolytesupported). Dies hängt unter anderem von der angestrebten Betriebstemperatur ab. Üblicherweise
sind die metallischen oder keramischen, tragenden Schichten (Kathoden-Support) mehrere 100 µm
dick und der Elektrolyt bzw. die elektrochemisch aktiven Schichten ~10-30 µm dick.
Elektrolyt
2-
Gewöhnlich leiten die Elektrolytmaterialien O -Ionen. Eines der am häufigsten verwendeten
Elektrolytmaterialien ist ZrO2, welches in verschiedenen Verhältnissen mit Y2O3 (YSZ), Sc2O3, Gd2O3
oder LaGaO3 dotiert wird [162], [163], [164]. Durch Dotieren können wichtige Materialeigenschaften
wie Leitfähigkeit, Ausdehnungskoeffizienten, Degradationsverhalten, usw. eingestellt werden. YSZ
zeigt zwar nicht die höchsten Leitfähigkeiten, wird aber derzeit meist anderen deutlich teureren oder
weniger stabilen Materialien vorgezogen.
Um die Probleme der hohen Betriebstemperaturen umgehen und diese auf ~ 500-700 °C senken zu
können, wurden neuartige Materialien wie z.B. Erdalkalidotiertes LaGaO3 oder dotiertes CeO2
entwickelt. Weitverbreitete Beispiele stellen La0.9Sr0.1Ga0.8Mg0.2O3 (LSGM) [165], Gd oder Sm
dotiertes CeO2 (GDC, SDC) [166] dar.
Eine weitere Materialklasse, welche in diesem Temperaturbereich eingesetzt werden kann, stellen
protonenleitende Materialien dar. Die häufig auf BaCeO3 oder SrCeO3 basierten Materialien werden
mit La, Nd, Gd, Ca oder Ho dotiert [167].
Basierend auf zuvor genannten Basismaterialien ist die Anzahl der mit unterschiedlich
stöchiometrischen Verhältnissen dotierten und co-dotierten Materialien sehr groß. Zur Dotierung
werden unterschiedlichste Metalloxide verwendet, worauf hier nicht weiter eingegangen wird.
Elektroden
Als Kathodenmaterialien können prinzipiell sowohl Edelmetalle wie Pt als auch Ni oder Co verwendet
werden. Meist besteht die Kathode aus Ni-Cermet („ceramic-metalic“ Komposit Material). Dabei wird
Ni, welches zwar die HER katalysiert aber reiner Elektronenleiter ist, in eine ionenleitende Matrix
eingebracht. Diese Matrix besteht meist aus demselben Material wie der angrenzende Elektrolyt.
Somit kann die HER-Zone auf mehrere 10 µm ausgedehnt werden. Der Ni-Anteil bewegt sich
üblicherweise in einem Bereich von 40-60 %.
In der Literatur sind nur wenige Alternativen zu Ni-Cermet zu finden und basieren meist auf Niversetzte Elektrolytmaterialien wie z.B. Ni-SDC (vlg. folgenden Elektrolyt-Abschnitt).
Als Anodenmaterial kommt auf Grund der oxidierenden Bedingungen nur eine stark limitierte Anzahl
an Materialien in Frage. In SOECs werden derzeit häufig perowskitische Mischoxide wie,
La0.8Sr0.2MnO3 (LSM), La0.8Sr0.2CoO3 (LSC) oder La0.8Sr0.2FeO3 (LSF) verwendet [168].
Materialseitige Neuentwicklungen basieren auf solchen Manganaten und Ferriten. Als Beispiele
können hier La0.6Sr0.4Co0.2Fe0.8O3-δ (LSCF) oder Ba0.5Sr0.5Co0.8Fe0.2O3-δ (BSCF), welche teils mit GDC
gemischt wurden, angeführt werden. Neben materialseitigen Neuentwicklungen zur Steigerung der
Lebenszeit sind beispielsweise die Einführung von Diffusionsbarrieren zwischen dem Elektrolyten und
der Anode zu nennen. Dabei werden auf La0.6Sr0.4Co0.2Fe0.8O3-δ (LSCF)-Elektroden Ce0.9Gd0.1O1.95
(CGO) – Diffusionsbarrieren aufgebracht [169].
Neben der eigentlichen Materialentwicklung ist die Stabilität der Elektroden-Mikrostruktur ein weiterer
kritischer Faktor, der die Eigenschaften der Dreiphasengrenzfläche beeinflusst. Da die hochporösen
Seite 56 von 390
Materialien bei den hohen Betriebstemperaturen zur Agglomeration neigen, sind die Stabilisierung der
Mikrostruktur als auch die Aufklärung der Degradationsmechanismen eine der aktuell wichtigsten
Aufgaben der Elektrodenentwicklung.
Speziell an der Anode kommen noch Delaminationsprobleme, welche durch Sauerstoffeinschlüsse
hervorgerufen werden, hinzu.
Stack-Konstruktionsmaterialien
Interkonnektoren, welche die serielle Verschaltung von Einzelzellen ermöglichen, sind metallisch oder
-1
nicht-metallisch ausgeführt. Als Voraussetzung gelten elektrische Leitfähigkeiten von > 1 S cm ,
-1
-6
-1
Wärmeleitfähigkeiten von ~ 5 W m-1 K , Ausdehnungskoeffizienten nahe 10.5x10 K , gute
Verarbeitbarkeit, chemische Inertheit und Dichtheit. Diese hohen Anforderungen erfüllen derzeit nur
wenige Materialien. Als nichtmetallische Interkonnektoren werden häufig LaCrO3, erdalkalidotierte
LaCrO3 oder YCrO3 [170] verwendet. Ferritische Edelstähle und Ni- oder Cr-basierte Legierungen sind
die metallischen Vertreter [171]. Wenngleich metallische Interkonnektoren viele Vorteile wie, hohe
thermische als auch elektrische Leitfähigkeiten, niedrige Kosten und leichte Verarbeitbarkeit mit sich
bringen, wirken sich diese aber im Betrieb durch die Abgabe volatiler Komponenten (z.B. Cr oder Mn)
negativ auf die Performance bzw. Lebenszeit des Stacks aus. Dies gilt insbesondere für
Betriebstemperaturen über 700 °C. Da derzeit die meisten Systeme bei > 700 °C betrieben werden,
kommen hauptsächlich nichtmetallische Materialien zum Einsatz.
Um die repetierenden Einheiten gasdicht verschließen zu können, sind spezielle
Versiegelungsmaterialien notwendig, die den hohen Betriebstemperaturen standhalten können.
Prinzipiell wären viele Glas- und Keramik-Materialien kommerziell erhältlich, jedoch scheitert deren
Einsatz vor allem an unpassenden thermischen Ausdehnungskoeffizienten.
Derzeit werden hauptsächlich eigens entwickelte Ba-Ca bzw. Ba-Ca-Mg-Al-Silicate als
Versiegelungsmaterialien verwendet. Neben diesen fragilen, glasartigen Materialien werden derzeit
auch metallische oder Glimmer-basierte Materialien getestet [172].
3.2.4.3.2
Betrieb
SOEC Systeme können zwar prinzipiell mit ähnlich hohen Stromdichten wie eine PEMEC betrieben
-2
werden (2 A cm ), wobei dies zu starken Degradationen führt. Daher werden, soweit uns bekannt ist,
-2
SOECs meist bei Stromdichten betrieben, welche im Bereich der AEC liegen (~300-500 mA cm ).
Die hohen Betriebstemperaturen von 700-1000 °C sind zwar für die starke Degradation
mitverantwortlich, reduzieren aber den elektrischen Mindestenergiebedarf bei z.B. 900 °C auf bis zu
-3
~2,6 kWhel m i.N. Dies gilt für die allotherme Betriebsweise, wobei zusätzlich ~ 0,6 kWhth
(Niedertemperaturniveau 150-200 °C) und 0,6 kW th (Hochtemperaturniveau, je nach SOEC
Betriebstemperatur) aufgebracht werden müssen. Bei der autothermen Betriebsweise steigt der
-3
elektrischen Mindestenergiebedarf zwar auf ~3,2 kWhel m i.N., aber dafür müssen im Betrieb nur
mehr ~0,6 kWhth (Niedertemperaturniveau) aufgebracht werden.
In Bezug auf die eingesetzte Energiemenge (Strom & Wärme) können Systemeffizienzen von > 90 %
realisiert werden.
Hinsichtlich Dynamik zeichnen sich SOEC Zellen durch ein schnelles Folgen von Lastwechseln aus.
Wie für Elektrolyseure generell gültig, führen Lastschwankungen oder Überlasten zu
Temperaturänderungen bzw. zur Formierung von Hot-Spots im Stack, worauf die SOEC Zellen viel
empfindlicher als die PEMEC oder AEC reagieren. Die Folge sind dauerhafte mechanische
Beschädigungen der keramischen Schichten. Dies macht schnelle Lastschwankungen über einen
größeren Bereich als auch einen schnellen Kaltstart unmöglich. Wird das System auf einer StandbyTemperatur von ~600-700 °C gehalten, können die Systeme dennoch schnell in einen
betriebsbereiten Zustand versetzt werden. Der flache Strom-Spannungskurvenverlauf bei höheren
Seite 57 von 390
Stromdichten ermöglicht prinzipiell eine Überlastfähigkeit ähnlich der PEMEC, wobei die hohen
Degradationsraten einen solchen Betrieb derzeit noch verhindern. Aus diesen Gründen sind SOECs
für die direkte Koppelung mit regernativen Stromquellen derzeit weniger gut als AEC und PEMEC
Systeme geeignet.
Die meisten SOECs wurden bisher bei atmosphärischem Druck betrieben, wobei bereits vereinzelt
Berichte über Druck-SOEC Systeme bis zu 25 bar Gasdruck zu finden sind [173], [174].
Die in der Literatur angegebenen Stack-Degradationsraten sind trotz milder Betriebsbedingungen
generell noch hoch und liegen in einem breiten Bereich von ~3-15 % / 1000 h (je nach
Betriebsbedingungen). Die Materialentwicklungen zur Senkung der Degradationsraten stehen derzeit
klar im Zentrum der Forschung. In derzeit laufenden Projekten werden Ziel-Degradationsraten von 1-2
% / 1000 h angestrebt.
3.2.4.4
Druck
Das Druckniveau, welches in Power to Gas Anlagen herrscht, variiert mit der jeweiligen Verwendung
des produzierten Wasserstoffes als auch der Auslegung der Anlage über einen weiten Bereich.
Während für eine nachgeschaltete Methanisierung 20-30 bar benötigt werden, werden für die direkte
Einspeisung in das Gasnetz, je nach Netzebene, bis zu 100 bar benötigt. Für die saisonale
Speicherung des produzierten Wasserstoffs werden derzeit oftmals Salzkavernen angedacht, in
denen das Druckniveau auf > 100 bar steigen kann. Das optimale EC-Druckniveau muss, je nach
benötigtem Produktgasdruck, auf die übrigen Anlagenkomponenten abgestimmt werden. Daraus
ergeben sich Fragestellungen wie z.B. die angestrebte Dynamik der Anlage, Anforderungen an
Zwischenspeicher, Wartungsaufwand, Lebenszeit der Komponenten als auch die daraus
resultierenden Kosten.
Die Optimierung der Druckerzeugung in einer Power to Gas Anlage ist ein wesentlicher Bestandteil
derzeit laufender Power to Gas Projekte und hat laut Aussagen der jeweiligen Betreiber noch großes
Optimierungspotential.
Im Zuge der elektrolytischen Wasserstoffproduktion kann Druck prinzipiell über drei verschiedene
Methoden aufgebaut werden.
a) Der unter Normaldruck erzeugte Wasserstoff wird in nachgeschalteten Verdichtern auf den
gewünschten Druck gebracht. Je nach zu erreichendem Druck müssen mehrere
Kompressorstufen hintereinandergeschaltet werden.
b) Das Speisewasser wird mit Hilfe von Pumpen gegen den Druck im Hochdruckelektrolyseur
eingebracht. Das durch den Elektrolyseur erreichbare Druckniveau ist durch die jeweilige
Bauweise limitiert. Höhere Druckniveaus müssen, ähnlich dem Verfahren a), mit zusätzlichen
Verdichtern realisiert werden.
c) Bei der dritten Methode, welche derzeit auf die PEM beschränkt ist, wird das Speisewasser
anodenseitig unter atmosphärischem Druck eingebracht und kathodenseitig elektrochemisch
komprimiert. Daher spricht man vom Differentialdruckverfahren mit dem bisher mehrere 100
bar praktisch realisiert werden konnten. Für die meisten derzeit angedachten Power to Gas
Anwendungen reichen solche Druckniveaus aus, womit diese Methode ohne zusätzliche
Verdichter genutzt werden kann.
Variante a) und b) kann bei der AEC als auch PEM Technologie genützt werden. Variante c)
beschränkt sich derzeit auf die PEM Technologie., womit ein direkter Vergleich der drei Methoden auf
die PEM Technologie beschränkt ist.
Vergleicht man die ersten beiden Verfahren, wird in der Literatur gegensätzliches in Bezug auf die
Energieeffizienz berichtet [175], [176], [177], [178]. Dies ist auf unterschiedliche Modelle als auch
Annahmen zurückzuführen.
Seite 58 von 390
-3
Um Wasserstoff von 1 atm auf ein Druckniveau von ~ 30 bar zu bringen, sind ~0.2 kWh m i.N.
Kompressor-Energie aufzubringen. Da die Kompression von Wasser weniger aufwändig ist würde sich
prinzipiell die Vorverdichtung bzw. der Betrieb eines Druckelektrolyseurs anbieten (Verfahren b).
Dabei fällt aber neben dem Wasserstoff auch der Sauerstoff unter Druck an, welcher bei nicht
entsprechender Nutzung, einen Verlust darstellt. Darüber hinaus sinkt mit steigenden Drücken die
Elektrolyseeffizienz und zusätzliche Wasserstoffverluste treten auf. Generell kann der energetische
Nutzen, der sich durch den Einsatz von Druckelektrolysegeräten ergibt, meist mit < 10 % eingeschätzt
werden. In manchen Publikationen wird sogar von einer niedrigeren Gesamteffizienz (bezogen auf die
produzierte Wasserstoffmenge) bei der Verwendung von Druckelektrolyseuren berichtet, als mit
atmosphärischen alkalischen Elektrolyseuren erreicht werden könnte [176].
Für die PEM Technologie können alle drei zuvor erwähnten Methoden angewendet und energetisch
verglichen werden. Stellt man den zu erreichenden Produktgasdruck dem berechneten, spezifischen
Energieverbrauch gegenüber, wird für Drücke unter 40 bar Verfahren c) als energetisch günstiger
bewertet [179]. Dies deckt sich auch mit den Ergebnissen anderer Publikationen [175], [180]. Bei
weiterem Ansteigen der Drücke über 40 bar differieren die in der Literatur beschriebenen Aussagen.
Einerseits wird beschrieben dass sich der zuvor beschriebene Trend fortsetzt, wobei andererseits
Verfahren a) im Vergleich zu b) und c) als zunehmend energetisch günstiger bewertet werden. Bei
Drücken gegen 100 bar wird Variante a) als am energetisch günstigen beschrieben. Die teils
gegensätzlichen Aussagen sind auf unterschiedliche Effizienzannahmen der verwendeten
Komponenten als auch unterschiedliche Bewertungen des Elektrolyseurs (Berücksichtigung
irreversibler Verluste, Diffusionsprozesse, …) zurückzuführen. Dies verdeutlicht, dass das Auswahl
des energetisch günstigsten Verfahrens stark vom jeweils verwendeten Elektrolyseur abhängt und
derzeit nicht pauschal beantwortet werden kann. Im unteren Druckniveau unterscheiden sich die
aufzuwendenden, spezifischen Energien wenig, womit gerade in diesem Bereich auch andere
Faktoren wie z.B. Kosten, Wartungsaufwand, … eine wesentliche Rolle spielen.
Technologieseitig kann zusammengefasst werden, dass Hochdruckelektrolyseure basierend auf der
PEM Technologie einfacher zu realisieren sind und deutlich kompakter konstruiert werden können.
Druckelektrolyseure über 30 bar werden mit hoher Wahrscheinlichkeit auch in den kommenden
Jahren ausschließlich mit der PEM Technologie realisiert werden können. Inwieweit dies im
praktischen Anwendungsfall von Vorteil ist (Kosten, Anlagenkomplexität, dynamische Betriebsführung,
Lebenszeit, Energieeinsatz vs. Drucklevel, …), kann aus unserer Sicht derzeit nur schwer abgeschätzt
werden und wird sich im Laufe derzeit durchgeführter Großprojekte zeigen. Derzeit geht man davon
aus, dass je nach Technologie bzw. eingesetztem Elektrolyseur ein Kompromiss zwischen
Druckelektrolyse und nachgeschalteter Kompression einzugehen ist.
3.2.4.5
Lebenszeit
Generell wird die Lebenszeit nach unterschiedlichen Kriterien wie die Standzeit, Anzahl der
Betriebsstunden und Anzahl der An-/Abfahrzyklen bewertet. Da es nach unserem Wissenstand nach
keine standardisierten Verfahren gibt um die Lebenszeit von EC-Systemen zu bestimmen, sind die
Angaben diesbezüglich schwer zu vergleichen. Eine weitere Schwierigkeit ist, dass sich die
Bedingungen im Testbetrieb bzw. die Bedingungen, welche sich aus bisherigen ECHaupteinsatzzwecken ableiten lassen, von denen des intermittierenden Betriebs in einer Power to
Gas Anlage deutlich unterscheiden werden.
Die früheren Resultate aus den ersten Power to Gas Projekten, bei denen sehr häufig von Stör- bzw.
Ausfällen berichtet worden war, sind auf Grund der vielen Weiterentwicklungen als nicht mehr wirklich
relevant anzusehen. Wie in 3.2.3 erwähnt, wurden in den letzten 2-3 Jahren große Anlagen mit der
neuesten Generation an ECs realisiert, welche speziell Auswirkungen des intermittierenden Betriebs
untersuchen sollen. Somit ist anzunehmen, dass im Zuge momentan laufender Projekte relevantere
Lebenszeitdaten gesammelt werden.
Seite 59 von 390
Aus diesen Gründen können wird derzeit nur Best-Case Annahmen für Lebenszeiten treffen.
Bei AEC wird oft von Maximaldegradationsraten von < 3 µV/h gesprochen ohne die Testbedingungen
genauer zu spezifizieren. Von PEM-Herstellern wurden kürzlich Werte zwischen 5-10 µV/h auf
50000+ h gezeigt. PEM-Produkte der neuesten Generation weisen in den ersten 10-20000 h bereits
deutlich Werte auf, was insgesamt auf PEM-Degradationsraten von unter 5 µV/h schließen lassen
könnte.
Für die Steigerung der Lebenszeit müssen vor allem Materialentwicklungen der Stackkomponenten
vorangetrieben werden. Des Weiteren ist eine spezifisch optimierte Betriebsführung
Grundvoraussetzung für eine Maximierung der Stack-Lebenszeit (vgl 3.2.4.6).
3.2.4.6
Verschaltung
In fast allen größeren Power to Gas Projekten wird nicht ein einzelner Elektrolyse-Stack verwendet,
sondern es werden mehrere Elektrolyseure miteinander verschaltet. Zum einen hat dies den
einfachen Grund, dass es keine zu den Anlagengrößen passenden Einzelstacks gibt und zum
anderen eröffnet die Verschaltung mehrerer Stacks eine flexiblere bzw. optimalere Betriebsführung als
auch mehr Ausfallssicherheit der Gesamtanlage.
Wie in 3.2.1 erläutert, fällt die Systemeffizienz generell mit abnehmender Systemauslastung, wobei, je
nach Technologie bzw. eingesetztem Device, eine obere und untere Kapazitätsgrenze existiert.
Außerhalb dieser Kapazitätsgrenze kommt es zu einer Abschaltung des Systems.
Im Falle einer direkten Koppelung von einer stark fluktuierenden Stromquelle mit einem einzelnen ECDevice fällt somit ein signifikanter Teil der Betriebsstunden auf einen ungünstigen Effizienzbereich
oder in den Stand-By Bereich (Abbildung 3-14).
Abbildung 3-14. Schematische Auswirkung einer optimalen Verschaltung einer spezifischen Anzahl von
gleichartigen oder verschiedenen Elektrolyseeinheiten auf die Effizienz.
Durch eine Parallelverschaltung mehrerer EC-Stacks, welche entweder dieselbe oder unterschiedliche
Kapazitäten aufweisen können, kann mit einer entsprechenden Steuerung und Auswahl an
Komponenten der Systemeffizienzverlauf und somit die zu erwartende produzierte Menge an
Wasserstoff optimiert werden [181]. Neben der optimalen Auswahl der EC-Kapazitäten, ist auch die
Verteilung der Last entsprechend zu optimieren. Beispielsweise kann die Last gleichmäßig auf alle
Einheiten oder nacheinander aufsteigend auf die jeweiligen Einheiten verteilt werden. Dies hat direkte
Auswirkungen auf z.B. die Anzahl an Start-Stop Zyklen und das Ausmaß der Lastanstiege. Beide
dieser Parameter haben einen direkten Einfluss auf die Lebenszeit der EC-Stacks. Somit kann mit
einer optimalen Steuerung neben der Effizienzoptimierung auch ein positiver Einfluss auf die zu
erwartende Lebenszeit der Stacks ausgeübt werden.
Seite 60 von 390
Erste Abschätzungen ergaben, dass beispielsweise durch die Verschaltung mehrerer Elektrolyseure
die Abdeckung eines Windprofils über ein Jahr gerechnet, von ~ 65 % auf 95 % der maximal
möglichen Wasserstoffproduktionsmenge angehoben werden kann.
3.2.5
Kosten
Die Wasserstoffgestehungskosten setzen sich zu einem großen Teil aus den Investitionskosten für
den Elektrolyseur, die Energiekosten, dem Wirkungsgrad, der Lebenszeit und der Auslastung der
Anlage zusammen. Die Investitionskosten gehen im Vergleich zu klassischen H2Herstellungsverfahren zu einem größeren Anteil (~40 %) in die H2-Gestehungskosten ein. Die im Zuge
dieses Projektes erhobenen Investitionskosten für AEC und PEMEC Systeme und die aus
Literaturwerten abgeleiteten ungefähren Herstellungskosten für elektrolytisch erzeugten Wasserstoff
sind im folgenden Abschnitt angeführt.
3.2.5.1
EC-System & Stack Investitionskosten
Die Frage nach den momentanen, spezifischen Kosten z.B. pro €/kW, … kann nur mit Richtwerten
beantwortet werden, da die tatsächlichen Kosten von der jeweiligen Anlagenausstattung und somit
vom Verwendungszweck der Anlage abhängen (Größe, Reinheit, Betriebsparameter, …).
Beispielsweise wird sich eine Elektrolyse für die direkte Koppelung mit einem Windrad und einem
Methanisierungsreaktor von einer netzgekoppelten Elektrolyseanlage mit Einspeicherung in eine hohe
Erdgasnetzebene vor allem hinsichtlich Dynamik, Speichervolumen und –druck, Trocknungsgrad,
Wärmeführung,
usw.
wesentlich
unterscheiden.
Je
nach
Anwendungsfall
können
Kostenverschiebungen von ~20-30 % auftreten.
Um einen Richtwert für die Investitionskosten angeben zu können, wurden aktuelle Elektrolysepreise
verschiedenster gängiger Hersteller von AEC- und PEMEC- Standardprodukten eingeholt und in
Abhängigkeit der EC-Kapazität in Abbildung 3-15 dargestellt.
a)
b)
Abbildung 3-15. Spezifische EC-Systemkosten in Abhängigkeit der H2-Produktionskapazität für a) AEC
und b) PEMEC
Die günstigsten Elektrolysesysteme basieren auf der AEC-Technologie (1 atm). Für große Systeme (>
3
1 MW ≅ 180-200 m i.N. / h) können Preise von unter 1000.- €/kW el angenommen werden. Für höhere
Drücke muss, je nach Druckniveau, mit Mehrkosten von zumindest 25 % gerechnet werden. Die
derzeit angebotenen PEMEC Systeme haben deutlich kleinere Kapazitäten und bewegen sich
kostenmäßig im Bereich von > 2000.- €/kW el. Die Abschätzung der Kosten für 1 MW PEM-Systeme,
Seite 61 von 390
welche derzeit von verschiedenen Herstellern entwickelt werden, lässt eine Kostensenkung auf <
2000.- €/kW el erwarten (Abbildung 3-15 und Aussage von diversen Herstellern).
Da die PEM Technologie intensiv weiterentwickelt wird, kann lt. Herstellern von einer mittelfristigen
Kostenreduktion durch Einsparungen und diversen Verbesserungen von zumindest 25-30 %
ausgegangen werden. Bei der AEC Technologie wird das Einsparungspotential in Bezug auf
Materialentwicklungen bzw. -substitutionen als allgemein geringer angenommen.
Generell ergab sich in Gesprächen mit verschiedensten Herstellern und Forschungsinstituten
folgende, ungefähre Kostenaufteilung einer Elektrolyseanlage: ~ 50 % Stackkosten (AEC: 40-50 %;
PEMEC 50-60 %), 10-20 % Leistungselektronik und ~30-40 % restliche Kosten (BoP – Balance of
Plant). Die Kostenentwicklung für die Stackkosten kann aus einer Überlagerung von
Technologieentwicklungseffekten (abgeleitet aus 3.2.4, vor allem für PEMEC relevant; weniger
relevant für AEC) und Skaleneffekten abgeleitet werden. Die Kostenentwicklung für Komponenten
rund um den Stack wird fast ausschließlich durch Skaleneffekte beeinflusst werden und wird für sehr
große Anlagen auf einen Gesamtanteil von < 25 % sinken.
Die Kostenbeiträge der einzelnen Komponenten zu den Stackgesamtkosten konnten ausschließlich
für die PEMEC erhoben werden. Hier zeigt sich, dass die Konstruktionsmaterialien (vor allem Flow
Fields und Separatoren) bis zu 50 % Stackkosten ausmachen können. ~25-35 % der Kosten entfallen
auf die MEA wobei die Festelektrolytmembran den Großteil ausmacht. Aus diesen Daten geht hervor,
dass Edelmetallkatalysatoren zwar an sich teure und in begrenztem Ausmaß verfügbare
Komponenten sind, aber derzeit nicht den größten Kostenanteil ausmachen. Da in naher Zukunft vor
allem eine Kostenreduktion hinsichtlich Herstellung und Konstruktionsmaterialien angenommen wird,
kann davon ausgegangen werden, dass mittelfristig der Edelmetallkostenanteil auf 30-50 % ansteigen
wird.
Eine deutlich größere Anzahl produzierter EC-Einheiten als derzeit üblich vorausgesetzt, kann
zusammenfassend gesagt werden, dass sich die Investitionskosten für AEC- und PEMEC-Systeme
mit vergleichbar hohen Druckniveaus (mit oder ohne Nachkompression vgl. 3.2.4.4) € ~1000.annähern werden. Laut Expertenmeinungen gibt es keinen technologischen Grund langfristig einen
kW-Preis von um oder sogar unter 500.- zu erreichen.
3.2.5.2
Wasserstoffgestehungskosten
Die Wasserstoffgestehungskosten für elektrolytisch erzeugten Wasserstoff setzen sich ungefähr aus
40 % Investitionskosten, 45-50 % Stromkosten und 10-15 % sonstige Betriebs- und Wartungskosten
zusammen. Im Vergleich zu konventionellen Herstellungsmethoden (z.B. SMR) gehen die
Investitionskosten mit ~10-15 %-Punkten höher und die Stromkosten (bzw. Rohstoffkosten) um diese
10-15 %-Punkte niedriger in die Gestehungskosten ein [182].
Bei einem Strompreis von ~0,05 €/kWh könnten in großen Anlagen (> 1 MW) mit hoher Auslastung (>
4000 h/a) und momentan üblichen Systemwirkungsgraden, Kilopreise für den erzeugten Wasserstoff
von 4-8.- €/ kg H2 realisiert werden [183], [184], [185]. Im DOE Hydrogen and Fuel Cells Program
„2012 Annual Progress Report“ [186] werden für PEM-H2 Kosten von unter 4 $/kg H2 (0,05 $/kWh,
1500 kg/Tag, 500 Einheiten/Jahr). Die zusätzlichen Kosten für Kompression, Speicherung, Transport
und dgl. wurden mit 2-2,5 $/kg abgeschätzt.
Prognosen für SOEC-H2 gehen sogar von unter 4 € / kg H2 aus, wobei dabei die Wärme aus
nuklearen Quellen stammt [187].
Legt man derzeit gängige EC-Anlagengrößen kombiniert mit aktuellen Stromkosten erneuerbarer
Quellen zugrunde, steigt der Preis schnell auf zweistellige €-Beträge an [183], [188]. Im Vergleich
dazu können die Produktionskosten für konventionell erzeugten Wasserstoff mit ~1-3 €/kg H2
abgeschätzt werden. Die Kosten, welche dabei durch den hohen CO2-Ausstoß verursacht werden,
Seite 62 von 390
tragen zu einer erheblichen Unschärfe in der Abschätzung bei. Ebenso variieren die Gaspreise
(Rohstoffpreise) über die Zeit deutlich.
Da aus den Studien und Berichten oft nicht klar hervorgeht welche Kostenpunkte in der Abschätzung
konkret berücksichtigt wurden (CO2, Anlagengröße, Skaleneffekte, Stromquellen, …) können die H2Gestehungskosten nur mit einer relativ großen Schwankungsbreite angegeben werden.
Zusammenfassend lässt sich sagen dass die elektrolytische Herstellung von Wasserstoff zumindest
einen Faktor 2 teurer ist verglichen mit konventionellen Methoden und derzeit zu den teuersten
Wasserstoffherstellungsarten zählt.
3.2.6
Zusammenfassung und Ausblick
Im ersten Teil dieses Abschnitts wird zusammenfassend ein Überblick über den Stand der Technik
und die zu erwartenden zukünftigen Entwicklungen auf dem Gebiet der Elektrolysetechnik gegeben.
Im zweiten Teil wird die derzeitige Situation in Österreich dargestellt und konkrete F&E Aktivitäten
vorgeschlagen.
3.2.6.1
Technologischer Überblick
Tabelle 3-2 stellt zusammenfassend einen Vergleich wichtiger Parameter der einzelnen
Elektrolysetechnologien dar. Der Stand der Technik (SdT) bezieht sich auf Angaben zu angebotenen
Produkten von Herstellern. Da die Entwicklungsstände der Hersteller, im speziellen bei der PEMEC,
sehr unterschiedlich sind, können diese Werte für die jeweiligen Produkte teils deutlich variieren. Aus
diesem Grund werden möglichst repräsentative Werte, welche für industrielle Anwendungen relevant
2
sind, angegeben. Spitzenwerte aus der Literatur, welche an Elektrolyseuren mit wenigen cm großen
Flächen, einigen wenigen Einzelzellen oder unüblich niedrigen Stromdichten gemessen wurden,
wurden nicht berücksichtigt. Darüber hinaus ist, basierend auf den Gesprächen mit verschiedensten
Herstellern und F&E Institutionen, ein Ausblick auf die mittelbis langfristig zu erwartenden
Entwicklungen gegeben.
Tabelle 3-2. Vergleich wichtiger Parameter der einzelnen Elektrolysetechnologien.
AEC
-2
Stromdichte [A cm ]
PEMEC
SOEC
1
SdT
Ausblick
SdT
Ausblick
SdT
Ausblick
< 0,5
< 0,8
>1
>2
< 0,3
<1
Zellspannung [V]
> 1,9
> 1,8
> 1,8
> 1,6
>1
>1
Temperatur [°C]
60-80
60-90
60-80
60-100
700-1000
500-700
< 30
< 60
< 200
< 200
< 25
< 40
(Spannungs-)Wirkungsgrad [%]
60-80
65-85
65-80
80-90
-
-
Spez. el. Energieaufn. System
3
[kWh/m i.N.]
> 4,6
> 4,4
> 4,8
> 4,4
< 3,2
< 3,2
30-40
10-20
0-10
0-5
-
-
< 150 %
< 150 %
< 200
> 200
-
-
< 760
< 1000
< 40
< 400
<5
>5
<4
<4
< 0,3
<2
< 0,01
> 0,01
< 100 000
< 100 000
< 50000
< 100000
< 5000
> 5000
2
< 750 .-
> 2000.-
< 1500
-
-
Druck [bar]
Unterer Teillastbereich [% d. NL]
Überlast [% d. NL]
3
Produktionsrate [m i.N. H2]
2
Zellflächen [m ]
Lebensdauer Stack [h]
Kosten [€]
< 1000.-
1
Die Werte für z.B. die Zellspannung und dem elektrischen Energieaufwand hängen stark von zugrunde
liegenden Stromdichte als auch Betriebstemperatur ab; Die berichteten Werte variieren stark.
2
1 atm Druck, mind. 1 MW el; für höhere Drücke sind zumindest 20-30 % an Mehrkosten einzurechnen.
Seite 63 von 390
Wichtige Fakten des Technologievergleichs:
a) Kommerziell verfügbare, spezifizierte Power to Gas-Elektrolyseanlagen Anlagen werden den
Aussagen der Hersteller und Betreiber nach um 2020 verfügbar sein. Dabei werden sowohl AEC
als auch PEMEC Systeme angeboten werden. Auf Grund der Kompaktheit und hohen Dynamik gilt
die PEMEC als kompatibelste Technologie für Power to Gas – Anwendungen.
b) Die AEC ist die am weitesten entwickelte Technologie und wird derzeit in den größten
Leistungsbereichen angeboten. Die PEM-Technologie ist in Summe weniger weit entwickelt, wobei
die Forschung und Entwicklung in den letzten Jahren intensiviert wurde. Die SOEC stellt die zurzeit
am wenigsten weit entwickelte Technologie dar und befindet sich noch weitgehend im
Laborstadium. Kurz- bis mittelfristig wird erwartet, dass die PEMEC in verschiedensten Bereichen
zur AEC aufschließen kann oder auf Grund ihrer flexibleren Einsatzmöglichkeiten diese sogar
übertreffen können wird.
c) Die Wirkungsgrade für PEMEC und AEC Systeme sind vergleichbar und bewegen sich
üblicherweise im Bereich von ~70-80 % auf Zellebene und auf Systemebene im Bereich von 60-70
%. Die elektrischen Wirkungsgrade der SOEC sind generell höher. Auf Zellebene werden eher
kleinere Steigerungen der Effizienz zu erwarten sein. Auf Systemebene (vor allem bezogen auf
einen breiten Lastbereich) sind hingegen deutlichere Effizienzsteigerungen zu erwarten.
d) Die Strom- und Leistungsdichten sind derzeit bei der PEMEC am höchsten und bei der AEC am
niedrigsten. Der Unterschied beträgt zumindest einen Faktor 3-4. Die derzeit üblichen SOECStromdichten liegen ähnlich niedrig wie bei der AEC. Dies ist auf die starke Degradation bei
höheren Stromdichten zurückzuführen. Da derzeit intensiv an der Lebenszeitsteigerung von
SOECs geforscht wird, ist anzunehmen, dass sich die Stromdichten in Zukunft signifikant
vergrößern werden. Generell sind höhere Stromdichten prioritäre Entwicklungsziele, da mit einer
Erhöhung die Investitionskosten deutlich gesenkt werden können.
e) Die Materialwahl für die Elektroden/Katalysatoren ist je nach Technologie stark unterschiedlich. Die
PEMEC beinhaltet derzeit meist kostenintensive Edelmetalle, während bei der AEC hauptsächlich
verhältnismäßig billiges Ni und Fe Anwendung findet. Die SOEC ist weitgehend aus keramischen
Materialien aufgebaut, welche derzeit ausschließlich im Labormaßstab gefertigt werden. Obwohl
derzeit nicht Hauptkostenpunkt, sind Alternativen zu Edelmetallen ein wichtiges längerfristiges
Forschungsziel. Kurz- bis mittelfristig sind in Bezug auf die derzeit verwendeten Materialklassen
keine Veränderungen zu erwarten.
f) Ein möglichst dynamischer Betrieb eines Elektrolyseurs wird als wichtige Systemanforderung für
dessen Einsatz in Power to Gas Anlagen gesehen. Von der Seite der ablaufenden
elektrochemischen Reaktionen (auf Zellebene) gibt es in keiner der drei dargestellten Technologien
fundamentale Hindernisse, welche gegen eine solche Betriebsweise, sprechen. Auf Systemebene
gibt es hingegen Unterschiede zwischen den Technologien, wobei die PEMEC den Anforderungen
einer dynamischen Betriebsführung derzeit am besten gerecht wird. Bei der AEC sind die hohen
Wärmekapazitäten der Konstruktionsteile als auch die übrigen, trägen Systemkomponenten
hinderlich. Ein dynamischer Betrieb einer SOEC resultiert von steigenden Degradationsraten bis
hin zum Totalausfall der Einheit.
g) Neben der Dynamik ist der zulässige Lastbereich von Elektrolyseuren ein wichtiges Kriterium um
ein möglichst breites Lastband abdecken zu können. Diese Anforderung wird derzeit am besten
von PEMEC-Systemen erfüllt, wobei Teillastbereiche bis in den einstelligen Prozentbereich
(bezogen auf die Nominallast) erreichbar sein. Des Weiteren ist die H2-Reinheit ab Stack (vor der
Reinigungseinheit) im unteren Lastbereich bzw. bei stärkeren Lastschwankungen bei der PEMEC
höher. Hier besteht hauptsächlich für die AEC verfahrenstechnischer Handlungsbedarf.
Seite 64 von 390
h) Die AEC beinhaltet einen flüssigen, alkalischen Elektrolyte (wässrige KOH), während die PEMEC
und SOEC einen festen Elektrolyten beinhalten. Somit entfallen bei letzteren beiden Komponenten
wie z.B. Elektrolytabscheider, Zirkulationspumpten, usw… Die sind unter anderem die Gründe
warum PEMEC/SOEC kompakter aufgebaut und prinzipiell weniger träge gegenüber schnellen
Lastwechseln sind. Darüber hinaus entfallen Dichtheitsprobleme (vor allem bei höheren Drücken).
Längerfristig könnten alle drei Technologien feste Elektrolyten verwenden.
i) Die Druckniveaus sind bei der PEMEC am höchsten (30-200 bar) und bei der AEC mit < 30 bar am
niedrigsten. Im Labor werden für beide Technologien Drucksteigerungen um das 1.5-2-fache
getestet. Die SOEC wird zurzeit meist drucklos gefahren, wobei erste Tests bis 30 bar durchgeführt
wurden. Generell besteht ein Trend zu höheren Systemdrücken, wobei das optimale ECDruckniveau kontrovers diskutiert wird und vom jeweiligen Anwendungsfall abhängt. Aus jetziger
Sicht sind keine signifikanten Änderungen der derzeit üblichen Druckniveaus zu erwarten.
j) AEC/PEMEC Systeme werden derzeit bei < 100 °C betrieben, während die SOEC bei > 700 °C
betrieben werden muss. Generell sind höhere Betriebstemperaturen von Vorteil, wobei dies derzeit
generell starke Degradationen zur Folge hat. Im Gegensatz zur SOEC, wo eine
Temperatursenkung angestrebt wird, um die Degradationsproblematik in den Griff zu bekommen,
sind für AEC/PEMEC-Systeme in nächster Zukunft wenige Veränderungen zu erwarten. Mittel- bis
längerfristig wird aber für diese beiden Technologien ein Temperaturbereich von 100-200 °C
angestrebt, wobei vor allem Membran- und Katalysatorentwicklungen notwendig sein werden.
k) Die Lebenszeiten sind gemäß dem technologischen Entwicklungsstand für die AEC am höchsten.
Für die PEM-Technologie weisen uns verfügbare Daten auf eine um den Faktor ~ 1.5-2 kürzere
Lebenszeit im Vergleich zu AEC hin. Aktuell laufende Lebenszeittests von neuentwickelten Stacks
lassen eine signifikant gesteigerte Lebenszeit vermuten. SOEC Systeme degradieren zurzeit noch
unvergleichlich schneller. Eine Erhöhung der Lebenszeit ist für jede der drei Technologien
notwendig.
l) Die Höhe der Investitionskosten hängt technologieunabhängig von vielen Faktoren wie benötigte
Anlagengröße, Druck, Reinheit, usw. ab und kann daher nur grob geschätzt werden. Für ein
durchschnittliches AEC-Basissystem mittlerer Größe ist pro kWel mit ~ € 1000.- Basiskosten zu
rechnen. Für PEMEC-Systeme ist für die spezifischen Basiskosten derzeit ungefähr ein Faktor
zwei mehr einzurechnen. Der PEMEC Technologie wird ein größeren Kostensenkungspotential
zugesprochen, da von einer Überlagerung von Skaleneffekten und positiven Effekten durch Weiterund Neuentwicklungen auszugehen ist. Bei der AEC – Technologie sind Kostenreduktionen eher
nur durch Skaleneffekte zu erwarten. Mittelfristig ist davon auszugehen, dass sich die
Kostenkurven von AEC und PEMEC Systemen bei knapp unter € 1000.- pro kW el annähern
werden.
m) Wenn eine höhere Marktdurchdringung von Elektrolyse-Systemen angenommen wird, sollten
neben der Weiterentwicklung des Elektrolysestacks und der Optimierung des Betriebsverhaltens
bereits jetzt mögliche Recycling-Strategien entwickelt werden. Dies gilt vor allem für Komponenten
die keiner irreversiblen Degradation unterliegen. Als Vorlage könnte in diesem Zusammenhang die
Automobilindustrie dienen, wo z.B. bereits jetzt Katalysatoren in großen Mengen recycelt werden.
Seite 65 von 390
3.2.6.2
F&E-Themen
In diesem Abschnitt werden die Entwicklungskette für Elektrolyseure näher beschrieben und
Handlungsempfehlungen gegeben.
Kernthemen zukünftiger Entwicklungen:
a) Bei der AEC-Stackentwicklung sind primär die Erhöhung der Stromdichte, des Teil- und
Überlastbereiches, der Dynamik und des Betriebsdruckes wichtig. Dafür sind einerseits
materialseitige Entwicklungen der Membranen und Elektroden (Katalysatorbeschichtungen) als
auch verfahrenstechnische Entwicklungen hinsichtlich neuer Stackkonzepte notwendig.
b) Bei der PEMEC-Stackentwicklung stehen vor allem ein weiteres Upscaling, eine Erhöhung der
Lebenszeit und eine Kostenreduktion im Vordergrund. Dafür sind fertigungstechnische
Entwicklungen in allen Stackbereichen erforderlich. Des Weiteren müssen Materialentwicklungen
primär von bipolaren Platten, Membranen und Katalysatoren vorangetrieben werden.
c) Bei der SOEC müssen in erster Linie neue Materialien diverser Zellkomponenten entwickelt
werden, um die Stabilität zu erhöhen und die Betriebstemperatur zu senken.
d) Technologieunabhängig steht die Investitionskostensenkung im Fokus. Dies wird generell über ein
Up-Scaling der jeweiligen Technologie als auch andere Skaleneffekte realisiert werden. Speziell
bei der PEMEC (zukünftig auch SOEC) müssen darüber hinaus die Stack-Herstellungsprozesse
bzw. der Aufbau optimiert und neue Materialien bzw. Geometrien von bipolaren Platten,
Membranen und Katalysatoren entwickelt werden.
e) Die zweite wichtige, systemtechnische Herausforderung in der Elektrolyseentwicklung in Bezug auf
Power to Gas-Anwendungen ist die Optimierung auf ein stark fluktuierendes Stromangebot. Die
Anhebung der Gesamteffizienz über eine Produktionsperiode und ein möglichst schonender
Betrieb der Elektrolysestacks gelten diesbezüglich als Herausforderungen. Derzeit laufende bzw.
geplante Projekte werden in erster Linie eine breite Datenbasis hervorbringen, um im Weitern mit
Hilfe von Simulationen eine Anlage auf unterschiedlichste Strombezugsszenarien optimal auslegen
und steuern zu können (Auswahl der Kapazitäten und Anzahl an Stackeinheiten).
f) Die Steigerung der Lebenszeit auf zumindest 80000-100000 h bzw. die Aufrechterhaltung derzeit
erreichter Levels im dynamischen Betrieb gilt technologieunabhängig als weiteres wichtiges
Entwicklungsziel. Dies wird zum einen durch eine optimale Steuerung der Einheiten und zum
anderen durch Weiterentwicklungen der Elektrolysestackmaterialien, insbesondere Membranen
und Katalysatoren, erzielt werden.
Wie diese stack- und systemtechnischen Entwicklungsarbeiten voneinander abhängen und worauf sie
primär im Bezug auf auslastungsabhängige Anlageneffizienz Einfluss nehmen, ist in Abbildung 3-16
veranschaulicht. Diese Teilbereiche umfassen in logischer Abfolge Aktivitäten betreffend die Zell- bzw.
Stackeffizienz, die Referenzierung der weiterentwickelten Einzelkomponenten, die resultierende
Systemeffizienz und den optimierten Betrieb bzw. Anlagenauslegung. Details zum technischen
Hintergrund dieser Darstellung können aus Kapitel 3.2.1und 3.2.4.6 entnommen werden.
Seite 66 von 390
Abbildung 3-16. Schematische Darstellung der Zell- und Systemeffizienz in Abhängigkeit von der H2Produktionsrate. Die F&E-Teilbereiche (grau hinterlegte Bereiche) sind in logischer Abfolge verknüpft
und dem jeweiligen Einflussbereich auf das EC-System zugeordnet.
Zell- und stackrelevante F&E-Themen:
Technologieunabhängig gilt es, die Kosten zu senken und die Stabilität der verwendeten Materialien
vor allem im intermittierenden Betrieb zu verbessern. Des Weiteren müssen Up-Scaling Prozesse
generell zügig vorangetrieben werden.
Die Stackentwicklung kann, wie in Abbildung 3-17 schematisch dargestellt, in mehrere Teilbereiche
gegliedert werden. Aus dem jeweiligen, technologiespezifischen Stand der Entwicklung und dem
aufzuwendendem Forschungsvolumen ergibt sich aus unserer Sicht die abgebildete, zu erwartende
zeitliche Abfolge. Für die SOEC reduzieren sich die Entwicklungen von allen Stack-Komponenten auf
den R&D Bereich und laufen derzeit zeitlich weitgehend parallel ab.
Commercial
Herstellung
Frame
Elektrode, CC
BiP, Support
Membranen
Katalysatoren
R&D
2013
PEM
2013
AEC
Zeit
Abbildung 3-17. Schematische Darstellung der möglichen, zeitlichen Abfolge unterschiedlicher
Komponentenentwicklungen, welche sich aus dem Stand der Entwicklung für AEC und PEMEC ergibt.
Seite 67 von 390
a) Herstellung und Frame: Die Anzahl der zur Stackproduktion benötigten Einzelteile konnte bereits
stark reduziert werden. Um weitere Verbesserungen erzielen zu können, wird derzeit vor allem an
Massenfertigungsmethoden geforscht. Das Ziel ist den Anteil der Fertigungskosten, die derzeit
einen Großteil ausmachen, durch optimierte Fertigungsprozesse und Materialeinsparungen
deutlich zu reduzieren. Die Entwicklungen betreffen vor allem die Bereiche Materialwissenschaft,
Engineering und Produktion.
b) Elektrode/Current Collector (CC): Niedrigere Widerstände als auch höhere Stromdichten können
unter anderem durch eine Vergrößerung der spezifischen Oberflächen bzw. einer Optimierung der
Transporteigenschaften (Flüssigkeiten, Gase, Elektronen) erreicht werden. Darüber hinaus muss
die Degradation der Bauteile verringert werden. Dies kann sowohl durch neuartige Geometrien
(mikro- und makroskopisch) als auch durch neue Materialien erreicht werden. Die Entwicklungen
betreffen vor allem die Bereiche Simulation, Materialwissenschaft und Engineering.
c) Bipolar Platte (BiP): In Bezug auf bipolare Platten wird derzeit vor allem in Richtung neuer,
billigerer Bulkmaterialien, neuer Designs und massenfertigungstauglicher Herstellungsmethoden
geforscht. Das Ziel ist vor allem die Kosten zu senken ohne derzeitige Transport- und
Stabilitätseigenschaften negativ zu beeinflussen. Die Entwicklungen betreffen vor allem die
Bereiche Simulation (numerische Strömungsmechanik, …), Materialwissenschaft und Engineering.
d) Membran-/Elektrolytentwicklungen: Die Entwicklung neuer Membrankonzepte und die Synthese
neuer Materialien ist ein wichtiges mittelfristiges Ziel mit dem mehrere kritische Probleme gelöst
werden können. Durch Neuentwicklungen können höhere Betriebstemperaturen, höhere
Systemdrücke, höhere Gasreinheiten, höhere Stromdichten, niedrigere Widerstände, eine höhere
Dynamik und geringere Degradationsraten (mechanisch und chemisch) ermöglicht werden. Dies
würde in effizienteren, kompakteren und billigeren Systemen resultieren. Die Entwicklungen
betreffen vor allem die Bereiche Synthese, physikalisch-chemische Themen und Produktion.
e) Katalysatoren: Die Entwicklung neuer Katalysatoren sehen wir als das langfristigste Ziel in der
Entwicklungskette an. Zum einen gibt es sehr aktive, wenn auch teils teure, Katalysatoren und zum
anderen muss für die Neu- und Weiterentwicklung am meisten von allen Komponenten in die
Grundlagenforschung investiert werden. Die Forschung sollte in diesem Bereich sehr breit
aufgestellt sein, wobei die Themen von quantenmechanischen Simulationen über die Synthese bis
hin zu Experimentellem aus der physikalisch-chemischen Praxis reichen.
Neben der Neuentwicklung von Katalysatormaterialien ist die Integration in den Elektrolyseur eine
weitere
Herausforderung.
Dazu
müssen
geeignete
Supportmaterialien
und
Beschichtungsmethoden (Katalysator-Support, Katalysator-Membran bzw. Elektrode) entwickelt
werden um, einen guten Kontakt, hohe spezifische Oberflächen, einen möglichst niedrigen
Materialeinsatz und geringe Degradationsraten gewährleisten zu können. Da Supportmaterialien
direkten Einfluss auf die Katalysatoraktivität haben können, müssen diese Entwicklungen
gekoppelt werden.
Das Ziel ist die Steigerung der Effizienz, die Steigerung der Stromdichten, die Erhöhung der
Lebenszeit als auch finalerweise die Senkung der Kosten. Die Entwicklungen betreffen alle zuvor
genannten Bereiche.
Oft wird in Bezug auf die Elektrolyse die Wasserstoffreaktion und die dazugehörigen Katalysatoren
als kritischer Parameter diskutiert, wobei die Sauerstoffproduktionsreaktion (OER) die eigentliche
Limitation in Bezug auf ablaufende Reaktionen im System darstellt. Die OER ist im Gegensatz zur
Wasserstoffproduktionsreaktion (HER) eine viel komplexere Reaktion. Die Anforderungen an die
verwendeten Materialien hinsichtlich Korrosionsbeständigkeit und der Anteil an der ZellÜberspannung sind wesentlich höher verglichen mit der HER-Seite. Die Katalysatorentwicklung
sollte sich daher unserer Meinung nach intensiv mit der Entwicklung neuer OER-Katalysatoren
beschäftigen.
Seite 68 von 390
Etliche der zuvor beschriebenen Entwicklungen sind keine rein elektrolysespezifischen Themen und
überschneiden sich vor allem mit Teilbereichen aus der Brennstoffzellenentwicklung. Hier gilt es
Synergieeffekte bestmöglich auszunutzen.
Systemrelevante Themen:
Die Systemeffizienz hängt prinzipiell von der zuvor diskutierten Stackeffizienz und der Effizienz bzw.
Charakteristik der zusätzlich benötigten Einheiten, wie der Leistungselektronik, evtl. Kompressoren
und sonstigen Aux-Geräten ab. Zur Optimierung sind vor allem die Fachgebiete Mechatronik,
Elektrotechnik und Maschinenbau relevant.
a) Generelles Ziel ist es, den Energiebedarf der Systemkomponenten rund um den EC-Stack zu
senken, um eine möglichst verlustfreie Übertragung der Stackeffizienz auf die Systemeffizienz zu
gewährleisten. Dabei spielen sowohl die Leistungselektronik wie z.B. AC/DC-Wandler, evtl.
verwendete Kompressoren als auch sonstige Aux-Geräte wie Aufreinigungseinheiten für diverse
Stoffströme, Pumpen, usw… eine Rolle. Diese Komponenten werden auch für eine Vielzahl
anderer Anwendungen entwickelt und somit können Entwicklungen aus anderen Bereichen
übernommen werden.
b) Optimierung der Betriebsführung: Darunter ist vor allem die Verschaltung einzelner Stacks bzw.
Systeme, wie in 3.2.4.6 näher beschrieben, zu sehen, um einen möglichst flachen Verlauf der
Effizienzkurve über einen möglichst breiten Lastbereich zu erzielen. Um zu große Lastsprünge zu
vermeiden (vor allem bei direkter Koppelung mit EE-Quellen, Regelenergie) könnte auch die
Koppelung mit einem kleinen zusätzlichen Stromspeicher angedacht werden (Hybridlösung). Ziel
der Entwicklungen ist eine möglichst technologieunabhängige Steuerungselektronik bzw. eine
Software, welche eine möglichst effiziente Steuerung bzw. Auslegung der Anlage ermöglicht.
c) Die Optimierung von Stoff- und Energieströmen durch die Nutzung von Koppelprodukten ist für
Steigerungen der Systemeffizienz als auch für die Senkung der Kosten relevant. Hierbei sind die
O2-Nutzung in stofflicher und evtl. energetischer Hinsicht (falls unter Druck) als auch
Wärmenutzungskonzepte denkbar.
d) Bei der Druck-Erzeugung ist eine generelle Handlungsempfehlung schwierig, da das erforderliche
H2-Druckniveau und die damit verbundenen Aufwendungen und Verluste nicht nur technologiesondern auch systemspezifisch sind. Unserer Meinung nach sind je nach vorliegendem System
neben den Kosten experimentelle Daten zur Betriebsführung zu erheben und basierend auf diesen,
die Methoden zur Druckerzeugung, wie in 3.2.4.4 beschrieben, gegeneinander abzuwägen.
3.2.6.3
Situation und mögliche Aktivitäten in Österreich
In Österreich gibt es derzeit zwar einige Aktivitäten zum Thema alternative Wasserstoffproduktion,
welche auf unterschiedlichsten Technologien basieren (Biomasse, photo-elektrochemisch,
photochemisch, …). Von diesen Aktivitäten beschäftigen sich aber nur wenige mit der elektrolytischen
Wasserstoffherstellung.
Mit Ausnahme der SOEC beschränken sich die österreichischen Forschungsaktivitäten derzeit auf
systemrelevante Themen, die sich hauptsächlich mit der Steuerung und dem Betrieb von ElektrolyseAnlagen beschäftigen (vgl. 3.2.3.2).
Wie am Beispiel der österreichischen Entwicklungen im Bereich der Hochtemperaturelektrolyse
ersichtlich wird, kommen die beteiligten Akteure hauptsächlich aus dem Bereich der
Hochtemperaturbrennstoffzellen-Entwicklung. Eine ähnliche Synergie könnte für den Bereich PEMElektrolyse angedacht werden. Daher wurden die nationalen Aktivitäten rund um die
Brennstoffzellenentwicklung (PEMFC/SOFC) zusätzlich recherchiert.
Seite 69 von 390
Österreichische Akteure im Bereich Elektrolyse- & Brennstoffzellenentwicklung
(kein Anspruch auf Vollständigkeit)
Beteiligungen in H2-Elektrolyse-Projekten in denen elektrolytisch erzeugter Wasserstoff als Treibstoff
bzw. Energieträger untersucht wurde.
• Fronius International GmbH
• HyCentA Research GmbH (TU Graz, MAGNA STEYR Fahrzeugtechnik AG & Co KG, OMV
Refining & Marketing GmbH, Forschungsgesellschaft für Verbrennungskraftmaschinen und
Thermodynamik mbH)
• Linde Gas GmbH
• Biovest Consulting GmbH
• Joanneum Research Forschungsgesellschaft mbH
• RAG AG
• OÖ. Ferngas Netz GmbH
Die Hochtemperaturelektrolyse bzw. Brennstoffzelle wird in Österreich unter Beteiligung folgender
Firmen und Institutionen entwickelt.
•
•
•
•
•
•
•
AVL List GmbH
Plansee Group Service GmbH
ALPPS Fuel Cell Systems GmbH
Montanuniversität Leoben – Physikalische Chemie
ICE Strömungsforschung GmbH
TU Wien - Institut für Chemische Technologien und Analytik
AIT Austrian Institute of Technology (ehem. Austrian Research Centers GmbH)
Wie zuvor erwähnt wurde der Bereich PEM-Brennstoffzelle zusätzlich recherchiert, wobei sich
folgende mögliche Anknüpfungspunkte ergeben. Aus dem PEMFC – Forschungsbereich können
folgende Österreichbezüge hergestellt werden.
PEMFC / Bipolare Platten und Current Collectors: Metalle und Komposite
•
•
Miba High Tech Coatings GmbH
Ensinger GmbH
PEMFC / Ionenleitende Membran
•
•
•
BWT AG - Tochter Fumatech GmbH (Deutschland)
LITE (Lipp-Terler) GMBH
TU Wien (Institute of Applied Synthetic Chemistry, Institute of Sensor and Actuator Systems)
PEMFC / Katalysator
•
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CEST - Kompetenzzentrum für elektrochemische Oberflächentechnologie GmbH
TU-Graz - Chemische Verfahrenstechnik und Umwelttechnik
TU-Wien - Physics of Nanostructured Materials
PEMFC / Katalysatorrecycling
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CEST - Kompetenzzentrum für elektrochemische Oberflächentechnologie GmbH
TU Wien – Institut für Chemische Technologie und Analytik
PEMFC / Auszug aus Firmen und Institutionen, welche sich mit diversen Entwicklungen im PEMBrennstoffzellenbereich beschäftigt haben. Dies betrifft vor allem die Themen Herstellung,
Konstruktion und Systemintegration in automobile Anwendungen.
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Battenfeld Kunststoffmaschinen GmbH
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FOTEC Forschungs- und Technologietransfer GmbH
HTP High Tech Plastics AG
CEST (ehem. ECHEM)
AVL List GmbH
Gabriel Chemie GmbH
Electrovac GmbH
LKT - Laboratorium für Kunststofftechnik GmbH
TU Graz – ChristianDopplerLabor für Brennstoffzellensysteme
TU Wien – Institut für Chemische Technologie und Analytik
JKU Linz Institute for Design and Control of Mechatronical Systems, Institut für
Regelungstechnik und elektrische Antriebe
Fronius International GmbH
F&E - Themen
Kurzfristige Entwicklungen, wie sie in Abbildung 3-17 zeitlich dargestellt sind, werden bereits von
diversen Herstellern und anwendungsnahen F&E Institutionen gut abgedeckt. Für einen Einstieg in die
bestehende Elektrolyseforschung (insbesondere AEC und PEMEC) sind vor allem mittelbis
längerfristigen Schwerpunkte zu setzen. Technologieunabhängig wären dies folgende Themen:
a) Materialentwicklung (vor allem Katalysator, Festelektrolyt – vgl. 3.2.4.1,3.2.4.2 & 3.2.4.3)
b) Simulation (Strömungsverhalten in der Zelle/Stack, Design)
c) Recycling
Aufgeschlüsselt nach Technologie ergeben sich unserer Ansicht nach folgende Themen:
AEC
a) Die Weiterentwicklung derzeit verwendeter Membranen ist essentiell um eine höhere Stabilität
(mechanische und chemisch) und einen niedrigeren Widerstand gewährleisten zu können. Hierzu
gibt es im Bereich Dispersionswerkstoffe angewandte F&E Aktivitäten.
b) Verbesserung der HER/OER Katalysatoren. Die Materialentwicklung ist in diesem Zusammenhang
relativ weit fortgeschritten. Es existieren diverse Materialklassen, die ohne Edelmetalle relativ
niedrige Überspannungen zulassen. Höheres Entwicklungspotential ist in der Kontrolle der
Oberflächen-Morphologie als auch die entsprechende Massenfertigung der aufwändig
hergestellten Elektrodensysteme zu sehen. Problematisch ist hier die Aufrechterhaltung der bereits
relativ niedrigen Degradationsraten. Auf nationaler Ebene gibt es Forschungsaktivitäten zu z.B.
perowskitischen oder Fe-Co, Fe-Co-Ni, … Verbindungen.
c) Die Weiterentwicklung von Anionenaustauschmembranen um auf flüssige Elektrolyten verzichten,
höhere Leistungsdichten erreichen und kompaktere, edelmetallfreie Systeme realisieren zu
können. Des Weiteren können mit z.B. alkalisch dotierten PBI Membranen Betriebstemperaturen
von über 100 °C realisiert werden. Entwicklungen aus dem Brennstoffzellenbereich könnten
entsprechend adaptiert werden.
PEM
a) Wie in Abbildung 3-18 anschaulich dargestellt, können mit neuen Membranmaterialien und OERKatalysatoren gleichzeitig die Effizienz und die Kosten am effizientesten optimiert werden. Da dies
generell wissenschaftlich anspruchsvolle Themen mittel- längerfristiger Entwicklungen sind, ist
auch ein Einstieg in beide Themen sinnvoll.
b) Eine zentrale Rolle wird die Entwicklung alternativer Katalysatormaterialen mit geringerem oder
idealerweise keinem Edelmetallgehalt einnehmen. Die Entwicklungen auf der OER-Seite sind als
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herausfordernder und daher als kritischer als auf der HER Seite einzustufen. Der Trend hinsichtlich
OER-Katalysatoren geht momentan in Richtung binäre und ternäre geträgerte Metalloxide. Dies
erfordert Materialentwicklungen für den Katalysator an sich und für neue, stabile Trägermaterialien,
welche nicht aus dem Brennstoffzellenbereich übernommen werden können. Auf der HER Seite
können hingegen aus der Brennstoffzellentechnologie bekannte Trägermaterialien verwendet
werden und somit sollte sich die Forschung auf die Entwicklung Pt-freier Katalysatoren
fokussieren.
c) Die Entwicklung von günstigeren und besser haltbaren Membranen, wie sie für
Brennstoffzellenanwendungen bereits in Österreich entwickelt werden, ist ein ebenfalls wichtiger
F&E-Punkt bei der Verbesserung von PEMECs und stellt somit einen weiteren Anknüpfungspunkt
dar.
d) BiP und Current Collectors machen derzeit, nach Aussagen vieler Hersteller, den größten Anteil
der Stackkosten aus. Neuentwicklungen von kostengünstigen und stabilen Materialien als auch
Korrosionsschutzschichten sind wichtig. Die Verbesserung der Massenfertigungstauglichkeit von
Ti-basierten oder alternativen Materialien ist ebenfalls ein wichtiges Thema. Darüber hinaus ist die
optimale Geometrie von großer Bedeutung. Bei den Entwicklungen stehen sowohl Methoden aus
der Metall- und Polymerverarbeitung bzw. Verarbeitung sowie aus der Strömungssimulation im
Mittelpunkt. Hierzu gibt es nationale Aktivitäten zum Thema Schutz vor Wasserstoffversprödung,
Kompositwerkstoffe, und Simulation von Strömungsverhalten.
Abbildung 3-18. Gegenüberstellung der kostenintensiven und effizienzlimitierenden PEMECKomponenten
SOEC
Generell befindet sich die SOEC-Entwicklung im Grundlagenstadium. Erste Pilotversuche mit
Kleinanlagen werden zwar schon durchgeführt, dennoch gilt es vor allem folgende grundlegende
Punkte abzuklären:
a) Elektrolytentwicklung: Obwohl sich die hohen Betriebstemperaturen positiv auf die Effizienz
auswirken, stellt die Senkung der Betriebstemperatur auf unter 700 °C ein wichtiges Ziel dar, um
Stabilitätsanforderungen besser gerecht zu werden.
b) Elektrodenentwicklung: Derzeitige Materialien halten den im Labor gezeigten, hohen Stromdichten
-2
von > 2 A cm nicht lange stand und degradieren auch bei deutlich niedrigeren Stromdichten
deutlich. Die Lebenszeit der eingesetzten Materialien muss signifikant erhöht werden.
c) Die OER-Seit ist auch für SOEC – Weiterentwicklung von besonderem Interesse, da diese von
Degradationsprozessen besonders betroffen ist (Delamination durch Sauerstoffeinschlüsse,
Verlust der Porosität, Phasenumwandlungen, …)
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3.3
Fazit
chemischer Energie dar. Primär wird Wasserstoff durch die elektrochemische Zerlegung von Wasser
gewonnen, wobei dabei ein Großteil der elektrischen Energie chemisch im Wasserstoff gebunden
wird. Dieser kann entweder direkt als Energieträger bzw. Treibstoff eingesetzt oder zur Erzeugung von
anderen gasförmigen oder flüssigen Energieträgern verwendet werden. Somit ist die
Elektrolysetechnologie die zentrale Schnittstelle zischen den beiden Energieformen.
Generell ist das Interesse an der Weiterentwicklung von Wasserelektrolyse-Technologien, gemessen
an der Anzahl an Publikationen und durchgeführten Projekten, in den vergangenen 5-10 Jahren stark
angestiegen. Die Entwicklungen sind vor allem durch den Energie- und Treibstoffsektor stark
vorangetrieben worden.
Von den drei im Detail betrachteten Elektrolysetechnologien (AEC, PEMEC und SOEC), ist die PEMTechnologie unserer Meinung nach die derzeit am stärksten fortschreitende und in Bezug auf Power
to Gas-Anwendungen die weitgehend kompatibelste Technologie. Wichtige Vorteile der PEMTechnologie sind die höhere Kompaktheit (Stromdichte, Peripherie, …) und die höhere Dynamik bzw.
Flexibilität des Gesamtsystems (dynamischer Bereich, Teillastbereich, Reinheit, Standby, …). In
bestimmten Anwendungsfällen kann aber auch die AEC für Power to Gas Anwendungen vorteilhaft
sein. Effizienz- und kostenmäßig werden sich diese beiden Technologien mittelfristig auf ähnlichem
Niveau finden.
Die Elektrolyseentwicklung und der Verkauf konzentrieren sich vor allem auf den europäischen
materialwissenschaftliche als auch regel- und steuerungstechnische Entwicklungen voranzutreiben.
Kurzfristig werden dabei vor allem die regel- und steuerungstechnischen Entwicklungsziele als auch
die Entwicklung optimaler Anlagenkonzepte und kostensparenderer Herstellungsverfahren umgesetzt
werden. Materialentwicklungen aus dem Katalysator- und Polymermembranbereich sind mittelbis
längerfristige Forschungs- und Entwicklungsziele der Niedertemperaturelektrolyse-Technologien (AEC
und PEMEC). Die Hochtemperaturelektrolyse (SOEC) befindet sich generell noch im
Entwicklungsstadium, in dem vor allem materialwissenschaftliche Probleme gelöst werden müssen.
keine direkte, grundlegende Forschung und Entwicklung von Elektrolysestack-Komponenten der
beiden kommerziell eingesetzten Elektrolysetechnologien betrieben.
Im Gegensatz dazu wird die SOEC-Entwicklung in Österreich aktiv vorangetrieben. Die beteiligten
Institutionen
und
Firmen
kommen
dabei
hauptsächlich
aus
dem
Bereich
der
Hochtemperaturbrennstoffzelle. Die Entwicklung fokussiert sich auf die Materialforschung und die
Komponentenherstellung bzw. auf die Erprobung von Pilotsystemen. Derzeit gibt es keine
Stackfertigung in Österreich.
aus dem Automobilzuliefer- und Brennstoffzellenbereich vorhanden. In diesen Bereichen existieren
bereits verschiedenste österreichische stack- und systemrelevante Forschungsaktivitäten. Darüber
hinaus wäre es möglich, aus Forschungsaktivitäten im SOFC/SOEC–Bereich, teils auch im
Niedertemperatur-Elektrolyse-Bereich, zu profitieren (Katalysator, Betrieb, Messstand, …). Aus
jetziger Sicht sollten in diesem Bereich verstärkt zusätzliche internationale Kooperationen
aufgenommen werden.
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3.4
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4 Analyse des Segments CO2-Abtrennung
- Möglichkeiten der zukünftigen Positionierung Österreichs
Dieser Teil der Recherche befasst sich mit der Bereitstellung eines kohlendioxidreichen Gasstromes
aus verschiedenen Quellen, der die relevanten Rahmenbedingungen, vorwiegend aufgeprägt durch
den Methanisierungsschritt, bei geringen Kosten und dennoch hoher Flexibilität einzuhalten vermag.
Aus technischer Sicht ist eine minimal erforderliche Gasqualität für den Eingangsstrom der
Methanisierung sicherzustellen. In Tabelle 4-1 ist diese erforderliche Qualität hinsichtlich der Hauptund Nebenkomponenten angeführt. Wenn davon ausgegangen wird, dass der Eingangsstrom für die
Methanisierung aus einem wasserstoffreichen und einem kohlendioxidreichen Strom gemischt wird
(etwa im erforderlichen molaren Verhältnis 4:1) und im Weiteren angenommen werden kann, dass die
Elektrolyse einen sehr reinen Wasserstoffstrom zur Verfügung stellt, können aus der angegebenen
Gasqualität die Mindesterfordernisse für den CO2-Strom abgeschätzt werden. Diese CO2Mindestqualität ist ebenfalls in Tabelle 4-1 dargestellt.
Tabelle 4-1. Erforderliche Gasqualitäten für die Methanisierung
Parameter
Einheit
Wert
Eingang Methanisierung
Wert
CO2-Strom
H2
vol-%
35-80
-
CO2
vol-%
0-30
0-100
CO
vol-%
0-25
0-100
CH4
vol-%
0-10
0-50
N2
vol-%
<3
<15
O2
vol-%
?
?
H2O
vol-%
0-10
0-50
Partikel
mg/Nm³
<0,5
<2,5
Teere
mg/Nm³
<0,1
<0,5
Na, K
mg/Nm³
<1
<5
NH3, HCN
mg/Nm³
<0,8
<4
H2S
mg/Nm³
<0,4
<2
NOx
mg/Nm³
?
?
SOx
mg/Nm³
?
?
Halogene
mg/Nm³
<0,06
<0,3
Hinsichtlich der Hauptkomponenten sind die Anforderungen vergleichsweise niedrig. Die
Methanisierung von Kohlenstoff aus CO2 verläuft über ähnliche Mechanismen wie jene aus CO,
weshalb beide Gase mehr oder weniger gleichwertig als Kohlenstoffquelle fungieren können. Aus
offensichtlichen Gründen liegt der Fokus der technischen Anwendungen auf der Nutzung von CO2.
Methan ist das Produkt der Methanisierung und wirkt folglich nicht schädlich für die Reaktion.
Aufgrund des reaktionstechnischen Massenwirkungsgesetzes ist zur Erhöhung der Reaktionsrate, des
Umsatzes und der Ausbeute aber stets die Produktkonzentration niedrig zu halten, sodass auch CH4
im Eingangsstrom minimiert werden sollte. Ähnliches gilt für Wasser im Eingangsstrom. Stickstoff
verhält sich in der Methanisierung inert und wirkt deshalb nicht schädlich für die Reaktion sondern
stellt ein Ballastgas dar. Zur Minimierung der Anlagengröße und zur Verbesserung des thermischen
Verhaltens ist auch dieses Gas im Eingangsstrom zu minimieren. Darüber hinaus stellt Stickstoff bei
der Aufbereitung des produzierten methanreichen Gasstromes auf Netzqualität ein signifikantes
Problem dar. Mit Ausnahme kryogener Aufbereitungsverfahren ist keine momentan kommerziell
verfügbare Aufbereitungstechnologie in der Lage, Stickstoff quantitativ aus dem Gasstrom
abzutrennen. Auch Sauerstoff stellt in diesem Zusammenhang ein Problem dar, da die
Seite 81 von 390
Abtrennselektivitäten zwischen CH4 und O2 bei den meisten Aufbereitungsverfahren relativ schlecht
sind. Zur Minimierung des Aufbereitungsaufwandes des Methanisierungsproduktes auf Netzqualität
sind Luftkomponenten also weitestgehend zu vermeiden. Die genannten Nebenkomponenten wirken
vorwiegend als Gift für den eingesetzten Methanisierungskatalysator und sind deshalb in der Regel
relativ streng limitiert. Je nach Herkunft des CO2-Stromes sind die ein oder anderen Komponenten für
das CO2-Aufbereitungsverfahren ausschlaggebend, die Erfahrung zeigt jedoch, dass speziell die
Einhaltung der angegebenen Grenzwerte für Partikel, Teere, Ammoniak und Schwefelwasserstoff
schwierig und für das einzusetzende Verfahren determinierend ist.
Als mögliche Quellen für CO2-reiche Gasströme kommen sowohl die Energieversorgung
(Verbrennung, Kraftwerkstechnik) in Frage als auch Prozessgase aus der produzierenden Industrie.
Letztere sind konzeptuell zu bevorzugen, da Prozessgase im Wesentlichen kontinuierlich anfallen.
Kraftwerke befinden sich gerade in Zeiten mit Überschussstrom (wo Power to Gas interessant ist) in
Teillastbetrieben, die ein CO2-Capturing oft erschweren. Generell ist außerdem anzumerken, dass zur
Harmonisierung von Bedarf und Anfall die Pufferspeicherung von abgetrenntem Kohlendioxid für die
Nutzung in Power to Gas-Konzepten von großer Bedeutung ist. Aufgrund der hohen kritischen
Temperatur von CO2 (31°C) lässt sich das Gas durch Verdichtung relativ leicht verflüssigen, wodurch
die Speicherung signifikant erleichtert werden kann. Im flüssigen Zustand ist Kohlendioxid
hervorragend speicherbar (siehe Gasflasche). Die für die Recherche wesentlichsten
Stoffeigenschaften des Kohlendioxids sind in Abbildung 4-1 zusammengefasst (Union Engineering,
2013).
Abbildung 4-1. Wesentliche Stoffdaten von Kohlendioxid
Quelle: (Union Engineering, 2013)
Ein möglicher Nachteil für Kraftwerksabgase als CO2-Quelle für Power to Gas-Konzepte ist weiters
der hohe Gasvolumenstrom, der behandelt werden muss verbunden mit üblicherweise relativ
niedrigen CO2-Konzentrationen. Aufgrund dieser Tatsache sind große Anlagen zu erwarten, die mit
geringeren Effizienten und zu höheren Kosten betrieben werden müssen.
Zusätzlich sei angemerkt, dass Technologien und Verfahren, die CO2 im weitesten Sinne zum Zwecke
der Produktion von H2 erzeugen (z. B. Methan-Dampfreformierung) keine sinnvollen
Kohlendioxidquellen für Power to Gas-Anwendungen darstellen. Der durch Elektrolyse produzierte
Wasserstoff würde direkt als Produkt Anwendung finden; eine Konvertierung zu Methan würde keinen
Sinn ergeben.
Seite 82 von 390
Im folgenden Kapitel wird ein Überblick über heute bekannte Technologien der CO2-Bereitstellung
gegeben, die für die Anwendung im Power to Gas-Segment in Betracht gezogen werden können.
Dabei wird auf die jeweilige Quelle des CO2-reichen Gasstromes Rücksicht genommen.
4.1
Überblick zu den vorhandenen Technologien der CO2-Abtrennung
Aus der Erfahrung des Projektteams sowie aus umfassenden Recherchen der verfügbaren
Publikationen können heute folgende Quellen für kohlendioxidreiche Gasströme zur Nutzung in Power
to Gas-Anwendungen unterschieden werden:
•
CO2 aus der Energieversorgung (Verbrennung, Kraftwerkstechnik):
o
Post-Combustion
o
Pre-Combustion
o
Oxyfuel-Verfahren
o
Chemical-Looping-Prozesse:
Metall-basiert
Ca-basiert
•
CO2 aus „Prozessgasen“:
o
Erdgasaufbereitung
o
Eisen- und Stahlindustrie, Hochofen, ULCORED-Direktreduktion
o
Raffinerieprozesse, petrochemische Industrie
o
Chemische Industrie, Ammoniak-Synthese
o
Produktion von Papier und Zellstoff
o
Produktion mineralischer Produkte:
Zement
Kalk
Magnesiumsinter
o
Biogasaufbereitung
o
Bioethanolproduktion
Die bekannten Verfahren der CO2-Bereitstellung aus diesen genannten Quellen werden im Folgenden
näher dargestellt.
4.1.1
Potenziale
Zunächst sollen für die wesentlichsten CO2-Quellen die realistischen Mengenpotenziale für eine
etwaige Nutzung in Power to Gas-Konzepten in Österreich abgeschätzt werden.
4.1.1.1
CO2 aus Kraftwerksprozessen
Das Umweltbundesamt gibt im Klimabericht 2012 an, dass 2010 insgesamt rund 10,8 Mio. Tonnen
CO2-Äquivalent durch die öffentliche Strom- und Wärmeproduktion emittiert wurden. Den größten Teil
dieser Emissionen stellt CO2. Unter den Begriff der öffentlichen Strom- und Wärmeproduktion fallen
kalorische Kraftwerke, KWK-Anlagen und Heizwerke, in denen biogene und fossile Brennstoffe
eingesetzt werden. Des Weiteren fallen auch Abfallverbrennungsanlagen sowie Anlagen auf Basis
erneuerbarer Energieträger wie Wasserkraft, Windkraft und Photovoltaik darunter (Bundesamt für
Umwelt und Gesellschaft, 2012).
Seite 83 von 390
Die durchschnittliche Menge produziertes CO2 pro kWhel hängt unter anderem vom Brennstoff ab und
liegt zwischen zirka 400g CO2/kWhel (Erdgas) und zirka 1000g CO2/kWhel (Braunkohle). Bei der
Verbrennung von Abfällen und anderen Prozessen können aber auch höhere spezifische CO2Mengen freigesetzt werden (IEA Statistics, 2012).
Durch CCS (Carbon Capture and Storage) sinkt der Wirkungsgrad eines Kraftwerkes. Bei
gleichbleibender Leistung ist eine höhere Brennstoffzufuhr erforderlich. Dadurch erhöht sich auch die
Menge des abzutrennenden CO2.
Ein großer Teil der Forschung im Bereich CCS konzentriert sich auf die Abscheidung von CO2 aus
Kohlekraftwerken. Im Gegensatz zu anderen Ländern gibt es in Österreich nur wenige
Kohlekraftwerke. In diesem Zusammenhang ist das Kraftwerk Dürnrohr zu nennen, dessen beide
Kraftwerksblöcke eine elektrische Leistung von 405 bzw. 352MW aufweisen und insgesamt im Jahre
2010 2.481.986t CO2 emittiert haben (Verbund, EVN, 2010). Weltweit stellt Kohle aber mit 42% den
wichtigsten Energieträger dar (International Energy Agency, 2010).
Kalorische Kraftwerke werden in Österreich insbesondere in den kälteren Wintermonaten und in
Zeiten in denen weniger Wasserkraft zur Verfügung steht eingesetzt. Die Betriebsstunden und die
produzierte Leistung hängen stark von der Jahreszeit und vom Wetter ab. Somit ist der emittierte CO2Strom nicht ständig verfügbar und nicht konstant. Außerdem gibt es Schwankungen in Abhängigkeit
der Tageszeit. Gleichzeitig sind CO2-Abtrennanlagen aber auf einen bestimmten Massenstrom
ausgelegt und die gereinigte Rauchgasmenge kann nicht frei variiert werden.
4.1.1.2
CO2 aus der Zementindustrie
Laut Bundesamt für Umwelt und Gesellschaft (2013) wurden von der zementerzeugenden Industrie in
Österreich im Jahr 2011 1,666 Mio. Tonnen CO2-Äquivalent emittiert. Das ausgestoßene CO2 entsteht
zum Teil durch Verbrennung und zum Teil im Zuge der Kalzinierung der Rohstoffe.
Das Abgas aus einem Zementwerk besteht hauptsächlich aus N2, CO2, H2O, und O2. Darüber hinaus
sind geringe Mengen (<1Vol%) an NOx, SO2, Staub und anderen Komponenten (z.B. Schwermetalle)
enthalten (Steiner, 2012).
Das Ausmaß der CO2-Freisetzung durch Verbrennung hängt vom Brennstoffverbrauch des
Zementofens, des Kohlenstoffgehalts des Brennstoffes und vom Klinker-Zement-Faktor ab. So
entsteht z.B. bei der Herstellung von Portlandzement nach dem Trockenverfahren bei Verwendung
von Kohle 0,9 kgCO2/kg Zement (Ziehm, 2010).
Der CO2-Ausstoß bei der Kalzinierung ist vom CaCO3-Gehalt des Rohmehls abhängig. Allgemein wird
etwa 0,5kg CO2/kg Klinker freigesetzt. Der Anteil am CO2-Austoß durch Entsäuerung beträgt knapp
zwei Drittel und kann nicht durch Verwendung von alternativen Brennstoffquellen vermieden werden
(Ziehm, 2010).
Zementkraftwerke haben hohe Betriebszeiten und stehen meistens nur zu Zeiten geringer Nachfrage
wie etwa im Winter still.
4.1.1.3
CO2 aus der Eisen- und Stahlindustrie
Die Eisen und Stahlindustrie in Österreich hat 2011 5,769 Mio. Tonnen CO2 emittiert. Mit Ausnahme
von 2009 sind die Emissionen aufgrund der steigenden Produktionsmenge seit 1990 kontinuierlich
gestiegen.
Die österreichische Eisen und Stahlproduktion konzentriert sich hauptsächlich auf zwei Standorte,
Linz und Donawitz, die beide von der voestalpine AG betrieben werden. Darüber hinaus betreiben
einige Unternehmen elektrische Lichtbogenöfen. Mit diesem Verfahren wird etwa 10% der
Gesamtmenge in Österreich produziert (Bundesamt für Umwelt und Gesellschaft, 2013).
Seite 84 von 390
Die Menge an CO2, die bei der Produktion von Roheisen anfällt, beträgt 842t CO2/kt Roheisen. Bei der
Produktion von Stahl nach dem LD-Verfahren fallen 120t CO2/kt Stahl und bei der Produktion nach
dem Elektrostahlverfahren 52t CO2/kt Stahl (Bundesamt für Umwelt und Gesellschaft, 2013).
Grundsätzlich gibt es drei Möglichkeiten Rohstahl zu erzeugen. Man unterscheidet Stahlproduktion
unter Verwendung eines Hochofens, eines elektrischen Lichtbogenöfen oder des
Direktreduktionsverfahrens. Die durchschnittliche Kohlendioxidintensität dieser drei Routen liegt bei
1,97, 1,10 und 0,45t CO2/t Stahl (Global CCS Institute, 2010).
4.1.1.4
CO2 aus der Zementproduktion
Die Zementproduktion hat in Österreich maßgeblichen Anteil am gesamten CO2-Ausstoss der
produzierenden Industrie. Im Jahr 2011 lag der Betrag der Zementproduktion zum gesamten
Treibgas-Ausstoß bei 2,0%. Das entspricht einer Menge von 1.666kt CO2/a. Hierunter fallen nur
prozess-spezifische Emissionen, die Energiebereitstellung durch Verbrennung ist noch nicht
berücksichtigt. Diese CO2-Emissionen fallen während der Kalzinierung (Klinkerbrand) an, bei der
Karbonate (hauptsächlich CaCO3) in Drehrohröfen bei Temperaturen von bis zu 1300°C zu den
jeweiligen Oxiden (hauptsächlich CaO) gebrannt werden (Bundesamt für Umwelt und Gesellschaft,
2013).
4.1.1.5
CO2 aus der Produktion von Kalk, Kalkstein und Dolomit
CO2 wird bei der Kalzinierung von Kalziumkarbonat im Kalkstein (CaCO3) sowie Kalzium/MagnesiumKarbonaten in Dolomit (CaCO3/MgCO3) unter Bildung von Branntkalk und Branntdolomit freigesetzt.
Auch die direkte Verwendung von Kalkstein und Dolomit in der Eisen- und Stahlindustrie sowie bei der
Entschwefelung von Kraftwerksabgasen oder sonstigen Abgasen der Industrie verursachen die
Freisetzung von CO2. Im Jahr 2011 betrug die Menge an äquivalentem CO2-Ausstoss etwa
855kt CO2/a (Bundesamt für Umwelt und Gesellschaft, 2013).
4.1.1.6
CO2 aus der Magnesiumsinterproduktion
Magnesiumsinter (MgO) wird in der Feuerfest-Industrie verwendet und durch Kalzinierung von
Magnesit (MgCO3) bei hohen Temperaturen in Drehrohr- oder Rostöfen unter Freisetzung von CO2
hergestellt. Im Jahr 2011 wurde eine Menge von 345kt CO2/a freigesetzt (Bundesamt für Umwelt und
Gesellschaft, 2013).
4.1.1.7
CO2 aus der Ammoniakproduktion
Ammoniak wird durch katalytische Dampfreformierung von Erdgas oder anderen leichten
Kohlenwasserstoffen hergestellt; in Österreich dominiert die Herstellung aus Erdgas. Während dieses
Prozesses wird der Einsatzstoff in einem beheizten Primärreformer mit Dampf und anschließend in
einem Sekundärreformer mit Luft zur Bildung von Synthesegas reformiert. Speziell während des
ersten Schrittes wird Kohlendioxid freigesetzt. Ammoniak wird in der chemischen Industrie zur
Produktion von Harnstoff, Melamin, Salpetersäure und Düngemitteln weiterverarbeitet. Während
dieser gesamten Prozesskette wurden im Jahr 2011 in Österreich etwa 582kt CO2/a freigesetzt
(Bundesamt für Umwelt und Gesellschaft, 2013).
4.1.1.8
CO2 aus der Erdölraffinierung und Produktion petrochemischer Produkte
Bei der Raffinierung von Erdöl sowie der Herstellung petrochemischer Produkte und Grundstoffe
wurden in Österreich im Jahr 2011 CO2-Emissionen in einer Größenordnung von 2.768kt CO2/a
verzeichnet (Bundesamt für Umwelt und Gesellschaft, 2013). Da die Standorte dieser Produktion in
Österreich überschaubar sind, handelt es sich hierbei um eine sehr verdichtete und konzentrierte
Freisetzung von Kohlendioxid, die für Power to Gas-Konzepte relativ einfach zu fassen wäre.
Seite 85 von 390
4.1.1.9
CO2 aus der Papierproduktion
Auch die Papierherstellung liefert in Österreich einen signifikanten Beitrag zum Gesamtausstoß an
Kohlendioxid. Im Jahr 2011 wurde eine Menge von 2.027kt CO2/a ermittelt (Bundesamt für Umwelt
und Gesellschaft, 2013).
4.1.1.10 CO2 aus der Biogasaufbereitung und Bioethanolproduktion
Während der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan wird Kohlendioxid aus dem Biogas abgetrennt,
um die Gaszusammensetzung auf ein Qualitätsniveau zu bringen, welches für die Einspeisung in das
Erdgasnetz oder die Nutzung als Fahrzeugtreibstoff (CNG) ausreichend ist. Dieses CO2 stammt
vorwiegend aus regenerativen Quellen. Auch während der Produktion von Bioethanol (in Österreich
im Wesentlichen durch die AGRANA AG) wird im Zuge der Vergärung von stärke- oder zuckerhältigen
Rohstoffen zu Ethanol eine nicht unbeträchtliche Menge an Kohlendioxid freigesetzt. Auch dieses CO2
stammt vorwiegend aus regenerativen Quellen. In Summe wurden durch diese beiden Prozesse in
Österreich im Jahre 2012 etwa 944kt CO2/a freigesetzt (LEV, 2012; Bundesamt für Umwelt und
Gesellschaft, 2013; Bundesministerium für Wirtschaft, Familie und Jugend, 2011; Homepage der
AGRANA AG). Die rein regenerative Herkunft dieses Kohlendioxids ist für Power to Gas-Konzepte
durchaus ein attraktiver Nebeneffekt.
4.1.2
Technologieüberblick
Die bereits eingeführte Unterscheidung der CO2-Quellen nach Kraftwerksprozessen und
Prozessgasen wird im Folgenden beibehalten, und es werden die jeweils relevanten Technologien
direkt in diesem Kontext beschrieben. Mit dem Hintergrund von Kraftwerksprozessen sind zunächst
drei Methoden der CO2-Abtrennung üblich: Post-Combustion, Pre-Combustion und Oxyfuel. Diese
Unterscheidung wird in Abbildung 4-2 wiedergegeben.
Abbildung 4-2. Unterscheidung von Prozessen zur CO2-Abscheidung
Zur Abtrennung von CO2 aus Kraftwerksabgasen im Post-Combustion-Konzept werden die gleichen
Technologien eingesetzt wie zur Abtrennung von CO2 aus Prozessgasen (auch Abgas kann als
„Prozessgas“ aufgefasst werden; die CO2-Abtrennung erfolgt im Anschluss an den jeweiligen
Prozess). Eine Darstellung der möglichen Verfahrensvarianten im Post-Combustion-Konzept bzw. bei
Prozessgasen ist Abbildung 4-3 zu entnehmen.
Seite 86 von 390
Abbildung 4-3. Verfahren der CO2-Abscheidung mit Fokus auf Post-Combustion
Die beiden Überblicksdarstellungen können für den vorliegenden Bericht zu einer Darstellung
zusammengefasst werden, die eine systematische Unterscheidung der heute untersuchten Verfahren
zur CO2-Abtrennung ermöglicht. Diese Darstellung ist Abbildung 4-4 zu entnehmen.
CO2-Abtrennung
Postcombustion
Precombustion
Oxyfuel
Chemical Looping
Vergasungs-
(z.B. IGCC)
(Luftzerlegung)
Prozesse
prozesse
Chemisorption
Chemisorption
Physisorption
Physisorption
Adsorption
Kryogene
Verfahren
Kryogene
MeO-Looping
Wirbelschicht-
Verfahren
(O2-Transport)
dampfvergasung
Membran-
CaO-Looping
technologie
(CO2-Transport)
Membran-
Wasser-
technologie
kondensation
AER-Vergasung
Ionic liquids
Membrantechnologie
Abbildung 4-4. Systematische Unterscheidung von CO2-Abtrennverfahren
Seite 87 von 390
Als Vorgriff auf die Beschreibung der verfügbaren Technologien der CO2-Abtrennung wird in Tabelle
4-2 der Technologiereifegrad abgeschätzt. Es wird die Definition des TRL nach Mankins, 1995
verwendet. Die Abschätzung basiert auf der Arbeit von Linßen, 2006 sowie auf einer Abschätzung der
Autoren des vorliegenden Berichts auf Basis der analysierten Publikationen.
Tabelle 4-2. Reifegrade verschiedener Technologien zur CO2-Abtrennung, teilweise zwei verschiedene
CO2-Quellen (Kraftwerksabgas, Biogas)
Technologie
Oxyfuel mit O2 aus Kryo-Anlage
Oxyfuel mit O2 aus Membrananlage
IGCC mit Absorption
Chemical-Looping-Combustion
Carbonate-Looping
Chemische Wäsche (Kraftwerk)
Chemische Wäsche (Biogas)
Adsorption
Kryogene Verfahren
Gaspermeation (Kraftwerk)
Gaspermeation (Biogas)
Ionische Flüssigkeiten
Technologiereifegrad TRL nach
Definition von Mankins, 1995
7
5
7
6
6
7
9
4
7
6
9
3
Die heute gängigsten Verfahren sowie jene mit signifikanten Forschungsaspekten werden im
Folgenden dargestellt.
4.1.2.1
Oxyfuel
Bei Oxyfuel-Prozessen wird der Brennstoff mit reinem Sauerstoff umgesetzt. Dadurch besteht das
entstehende Abgas hauptsächlich aus Kohlendioxid und Wasserdampf. Das Konzept des OxyfuelProzesses ist es, der Verbrennungsluft vor der Verbrennung mittels einer Luftzerlegungsanlage den
Stickstoff zu entziehen, wodurch dem Verbrennungsprozess nahezu reiner Sauerstoff zugeführt wird.
Dadurch wird der CO2-Partialdruck im Abgas erhöht und eine effiziente Abscheidung des CO2-Gases
ermöglicht.
Bei der Oxyfuel-Combustion werden im trockenen Gasstrom CO2-Reinheiten über 90% erreicht. Unter
optimierten Bedingungen sind auch höhere Reinheiten möglich. Verunreinigungen mit N2, Ar und O2
entstehen hauptsächlich durch Lufteinbrüche und geringen Sauerstoffreinheiten der
Luftzerlegungsanlage. Die NOx und SOx-Konzentrationen im Rauchgas sind grundsätzlich geringer als
bei der Verbrennung mit Luft (Buhre, et al., 2005). Die meisten Verunreinigungen werden im Zuge der
Staubentfernung, der Trocknung bzw. der mehrstufigen Kompression entfernt.Beispielhaft wird in
Tabelle 4-3 die erreichbare Rauchgasreinheit bzw. die Zusammensetzung des CO2-Stromes in der
Oxyfuel-Pilotanlage am Standort Schwarze Pumpe, Deutschland angegeben.
Tabelle 4-3. Beispielhafte Zusammensetzung eines CO2-reichen Stromes bei einer Oxyfuel-Anlage
Reinheit
Min.
Max.
Pilotanlage Schwarze Pumpe
CO2-Gehalt
Begleitstoffe
O2
N2 / Ar
SO2
NOx
CO
H2O
Andere Verunreinigungen
85%
99,9%
87%
4,7 %
5,8 % / 4,47%
50ppm
100ppm
50ppm
0
Spuren
Spuren
Spuren
Spuren
Spuren
0
<5%
~4 %
3
<10 mg/m
3
<700mg/m
3
<200mg/m
~4%
Hg, As, Se
Seite 88 von 390
Ein Oxyfuel-Kraftwerk mit CO2-Abscheidung hat im Vergleich zu einem konventionellen Kraftwerk
einen Wirkungsgradverlust von zirka 10%. Mit weiteren Prozessverbesserungen kann dieser Wert in
Zukunft auf 5-6% gesenkt werden (Linßen, et al., 2006).
Ein Großteil des zusätzlichen Energiebedarfs ist der Luftzerlegungsanlage und der kryogenischen
CO2-Abtrennungsanlage zuzuordnen. Mit rund 50% stellt die Luftzerlegungsanlage den größten
Verbraucher dar. Stand der Technik sind kryogene Luftzerlegungsanlagen, die einen hohen
Energieaufwand von ca. 200kWh/tO2 brauchen. Dieser Wert ist abhängig von den
Reinheitsanforderungen. Aufgrund der Energieeinsparung werden normalerweise O2-Ströme mit
Reinheiten von 85-98% verwendet (Darde, et al., 2009). Durch thermische Integration der Anlage
kann der Energiebedarf um etwa 10% gesenkt werden (Wall, et al., 2011). Das Temperaturniveau des
zu integrierenden Wärmestromes liegt dabei ca. bei 110°C.
Zukünftige Technologien wie PSA (Pressure Swing Adsorption), VSA (Vacuum Swing Adsorption) und
ITM (AirProducts, Ion Transport Membrane) versprechen Energieeinsparungen zwischen 30 und 60%
(Darde, et al., 2009).
Die kryogenische CO2-Abtrennungsanlage ist mit einem Verbrauch von 140-170kWh/t ein weiterer
großer Energiekonsument, wobei der Energiebedarf vom Kompressionsdruck und der gewünschten
Reinheit abhängt. Durch Wärmeintegration kann der Energieaufwand um rund 15% gesenkt werden.
Das Temperaturniveau des Wärmestromes liegt bei zirka 140°C (Darde, et al., 2009). (European
Cement Research Academy, 2009) schätzt, dass durch den Einsatz von Oxyfuel in der
Zementindustrie der Energiebedarf um 90-100MJth/t Klinker und 110-11 kWhel/t Klinker steigt.
Der zusätzliche Energiebedarf für CCS in der Eisen- und Stahlindustrie hängt von der gewählten
Abtrenntechnik und somit von der gewünschten CO2-Reinheit ab und liegt zwischen 0,36 und
3,81GJ/t CO2 (United Nations Industrial Development Organization, 2010).
Ein Großteil der Forschungsarbeit konzentriert sich auf die Anwendung des Oxyfuel-Prozesses in
Kraftwerken. Das Schema eines Oxyfuel-Kraftwerksprozesses ist in Abbildung 4-5 dargestellt (Jordal,
et al., 2004).
Abbildung 4-5. Schema des Oxyfuel-Prozesses
Quelle: Jordal, et al., 2004
Seite 89 von 390
Durch
die
Verbrennung
mit
reinem
Sauerstoff
ergeben
sich
deutlich
höhere
Verbrennungstemperaturen, welche in Dampferzeugern nicht beherrschbar sind. Um in der
Brennkammer ein der Verbrennung mit Luft ähnliches Temperaturniveau zu erzielen, wird ein Teil des
abgekühlten Rauchgases, das bei der Verbrennung entstanden ist, in den Feuerraum zurückgeführt.
Dazu sind etwa zwei Drittel des Rauchgasstroms erforderlich (Scheffknecht, et al., 2011 und Jordal, et
al., 2004). Das bei diesem Prozess entstehende Rauchgas ist nicht mit Luft-Stickstoff verdünnt und
besteht im Wesentlichen aus CO2 und Wasserdampf (Bundesministerium für Wirtschaft und
Technologie, 2007).
Typisch für den Oxyfuel-Prozess ist, dass das CO2 durch nicht unerhebliche Mengen O2 verunreinigt
ist. Diese und weitere Verunreinigungen durch Luftleckagen können prinzipiell durch Verflüssigung
des CO2 und anschließender Rektifikation weitgehend entfernt werden (Scherer, et al., 2012).
Ein weiteres Anwendungsgebiet von Oxyfuel ist die Zementerzeugung. In diesem Zusammenhang
werden zwei Forschungsansätze verfolgt. Zum einen die CO2-Reinigung aller Abgase und zum
anderen die teilweise Abtrennung aus dem Pre-Kalzinator (International Energy Agency, 2002).
Der Einsatz von Oxyfuel in der Zementindustrie wurde bislang nur im Pilotmaßstab getestet.
Kurzfristige Experimente haben eine Vergrößerung der Ofenkapazität zwischen 25 und 50% durch
eine Erhöhung der O2-Konzentration (30-35%) gezeigt. Diese Ergebnisse und weitere Auswirkungen
der veränderte CO2/O2-Atmosphäre und des Ofendesigns sind jedoch nur unzureichend erforscht.
(Hasanbeigi, et al., 2012).
In Abbildung 4-6 ist das Schema einer vollständigen Oxyfuel-Anlage in der Zementerzeugung
dargestellt (European Cement Research Academy, 2012).
Abbildung 4-6. Schema eines Zementwerkes mit Oxyfuel und CCS
Quelle: European Cement Research Academy, 2012
Auch in der Eisen- und Stahlindustrie wird zur Reduktion der CO2-Emissionen an OxyfuelAnwendungen geforscht. Das größte Programm, das sich mit CO2-Einsparung in der Eisen und
Stahlindustrie beschäftigt, nennt sich ULCOS (Ultra Low CO2 Steelmaking). Es besteht seit 2004 und
wird jeweils zur Hälfte von Industrie und EU finanziert. Um den CO2-Ausstoß zu minimieren, hat
Seite 90 von 390
ULCOS 80 verschiedene Varianten untersucht. Dabei haben sich sechs erfolgversprechende
Verfahren herauskristallisiert. Drei Methoden, die mit CCS kombiniert werden können, werden kurz
präsentiert.
Da es keine Verbrennung bzw. Oxidation gibt, können CCS-Verfahren in der Stahlindustrie nicht in die
z.B. aus der Energieproduktion bekannten Kategorien eingeteilt werden. Im Folgenden werden kurz
verschiedene Möglichkeiten der CO2-Abtrennung erklärt.
4.1.2.1.1
Top Gas Recycling Blast Furnace (TGR-BF)
Beim TGR-BF wird der Hochofen anstatt mit Luft mit reinem Sauerstoff betrieben. Das CO2 aus dem
Gichtgas wird abgetrennt. Das restliche Gas wird wieder in den Hochofen geleitet. Diese Abtrennung
kann mit unterschiedlichen Trennverfahren erfolgen. Aufgrund der hohen CO2-Konzentration im
Gichtgas von ca. 35% eignen sich beim heutigen Stand der Technik am besten physikalische
Waschverfahren. In Zukunft könnten aber Membran- und Adsorptionsverfahren interessante
Alternativen darstellen (Global CCS Institute, 2010). Der schematische Aufbau eines Hochofens mit
und ohne Gichtgasrückführung ist Abbildung 4-7 und Abbildung 4-8 zu entnehmen (Afanga, et al.,
2012).
Abbildung 4-7. Aufbau eines klassischen Hochofens
Quelle: Afanga, et al., 2012
Abbildung 4-8. Hochofenverfahren mit Gichtgasrückführung
Quelle: Afanga, et al., 2012
Seite 91 von 390
Da bestehende Hochöfen nachgerüstet werden können, scheint TGR-BF für die nähere Zukunft die
vielversprechendste Lösung zu sein. Außerdem verschieben sich das chemische Gleichgewicht im
Hochofen aufgrund der CO2-Abtrennung und die Rückleitung des gereinigten Gases zu niedrigeren
Temperaturen (Global CCS Institute, 2010). Dadurch erhöht sich die Produktivität um bis zu 20%.
Gleichzeitig sinkt der Wärmebedarf (Afanga, et al., 2012).
4.1.2.1.2
ULCORED-Verfahren
Direkt reduziertes Eisen wird durch die Direktreduktion von Eisenerz (in Form von Klumpen oder
Pellets) unter Verwendung von Reduktionsgas auf Erdgas- bzw. Synthesegasbasis erzeugt. Das
reduzierte Eisen ist zunächst fest und wird mithilfe von elektrischem Strom geschmolzen. Dies
geschieht in einem Elektro-Lichtbogenofen. Wie beim TGR-BF Verfahren wird reiner Sauerstoff
verwendet. Das entstandene CO2 wird aus dem Abgas abgetrennt und der CO2-arme Strom
rückgeleitet (Global CCS Institute, 2010). Das Prozessschema ist in Abbildung 4-9 dargestellt (Knop,
et al., 2008).
Abbildung 4-9. Prozessschema des ULCORED-Verfahrens
Quelle: Knop, et al., 2008
Beim ULCORED-Verfahren entsteht zirka 30% weniger CO2 als bei konventionellen Technologien.
Durch Wärmeintegration kann der Energiebedarf im Vergleich zum konventionellen DR-Prozess um
etwa 20% gesenkt werden. Das im Gichtgas enthaltene CO2 kann mit verschiedenen
Separationstechnologien abgetrennt werden. Stand der Technik sind physikalische und chemische
Waschverfahren (Knop, et al., 2008).
4.1.2.1.3
HIsarna-Technologie
Bei der HIsarna-Technologie handelt es sich um eine Technologie auf Schmelzbadbasis. Dabei
werden die Vorerhitzung und Teilpyrolyse der Kohle im Reaktor, der Schmelzzyklon zur
Eisenerzschmelzung sowie der Schmelztiegel zur abschließenden Eisenerzreduktion und
Eisengewinnung miteinander kombiniert. Das Verfahren verbraucht deutlich weniger Kohle und
Seite 92 von 390
verringert den Umfang der Kohlendioxid (CO2)-Emissionen (Global CCS Institute, 2010). Der
schematische Aufbau ist Abbildung 4-10 zu entnehmen (Meijer, et al., 2011).
Abbildung 4-10. Schema des HIsarna-Verfahrens
Quelle: Meijer, et al., 2011
Da der Prozess reinen Sauerstoff verwendet, entsteht ein CO2-reiches Abgas. Oft reicht es, das Gas
mit einem kryogenen Verfahren aufzukonzentrieren. Für höhere Reinheiten müssen andere
CO2-Separationsmethoden gewählt werden.
4.1.2.2
Pre-Combustion
Bei der Pre-Combustion-Abscheidung erfolgt die Abtrennung des Kohlendioxids bereits vor dem
eigentlichen Verbrennungsprozess. Die am meisten diskutierte Methode ist der sogenannte Integrated
Gasification Combined Cycle (IGCC). Das Prozessschema ist in Abbildung 4-11 dargestellt (Cormos,
2012).
Abbildung 4-11. Schema des Pre-Combustion-Prozesses
Quelle: Cormos, 2012
Seite 93 von 390
Kombi-Kraftwerke mit integrierter Kohlevergasung (Integrated Gasification Combined Cycle - IGCC)
verwenden einen Vergaser, um aus festen oder flüssigen Brennstoffen ein Synthesegas zu
produzieren, welches im Wesentlichen aus Kohlenmonoxid, Wasserstoff und Wasserdampf besteht.
Typisch sind Flugstromvergaser mit Betriebsdrücken zwischen 20 und 40bar und Temperaturen von
ca. 1300 und 1500°C (Scherer, 2012). Da die meisten Vergaser als Vergasungsmittel Dampf und
Sauerstoff verwenden, wird bei Einsatz solch eines sauerstoffgeblasenen Vergasers eine
Luftzerlegungsanlage benötigt. Je nach Bauart des Vergasers enthält das Gas verschiedene für die
nachgeschalteten Anlagenteile und die Umwelt schädliche Komponenten wie Staub, Teer,
Schwefelverbindungen usw., sodass vor dem Eintritt in die Turbine eine Gasreinigung mit vorheriger
Gaskühlung vorgeschaltet wird. Anschließend strömt das Synthesegas in den Shift-Reaktor, wo
mithilfe von Dampf eine katalytische Wassergas-Shift-Reaktion (R1.1) stattfindet.
CO + H2 O ↔ CO2 + H2
R1.1
Diese Reaktion erhöht den Partialdruck des H2 und CO2. Aufgrund des relativ hohen Partialdruckes
des Kohlendioxids kann dieses im anschließenden Rauchgaswäscher vergleichsweise einfach aus
dem Gasstrom entfernt werden. Der von Kohlendioxid befreite Wasserstoff wird anschließend in
einem Gas- und Dampfkombiprozess thermisch verwertet. Im Gasturbinenprozess muss eine
gewöhnliche Gasturbine durch eine eigens konzipierte H2-Gasturbine ersetzt werden. Da die
Verbrennung von H2 hohe Temperaturen nach sich zieht, wird die Verbrennungstemperatur durch
Zugabe von Stickstoff aus der Luftzerlegungsanlage auf moderate Werte gesenkt. Der im
Kohlevergaser bzw. im Shift-Reaktor benötigte Dampf wird dem Dampfkreislauf entnommen (Posch,
et al., 2011).
Die Entscheidung, welches Verfahren für die CO2-Abtrennung angewendet wird, hängt stark vom
Partial- bzw. Prozessdruck und vom CO2-Gehalt ab. Da bei CO2-Partialdrücken über 8bar
physikalische Waschmittel effizienter und kostengünstiger sind, erfolgt die CO2-Abtrennung bei IGCCProzessen meist physikalisch. Es gibt aber auch die Möglichkeit, chemische Waschflüssigkeiten
einzusetzen (Scherer, et al., 2012).
Es gibt eine Reihe kommerziell verfügbarer Waschverfahren großer Unternehmen. Die wichtigsten
physikalischen Waschlösungen sind Rectisol (Lurgi, Linde, Lot epro) und Selexol (Union Carbide).
Weitere Waschmittel sind Purisol (Lurgi), Genosorb (Clariant, Uhde) und Morphysorb (Uhde). Als
chemische Waschmittel werden MEA (Dow Chemical) oder MDEA (BASF) eingesetzt (Ogriseck,
2009).
In Zukunft könnte die Sauergastrennung mit Membranen oder Adsorption erfolgen.
Die beiden gebräuchlichsten Verfahren mit Rectisol und mit Selexol werden kurz vorgestellt. Sie
zeichnen sich dadurch aus, dass CO2 und andere Gaskomponenten wie H2S, COS, HCN und NH3
gleichzeitig abgetrennt werden und dann durch eine stufenweise Desorption getrennt werden. Ein
Schema des Rectisol-Verfahrens ist in Abbildung 4-12 dargestellt (Prelipceanu, 2007).
Beim Rectisol-Verfahren wird kaltes (typisch: -30°C bis -60°C) Methanol als Lösungsmittel eingesetzt,
wobei mit sehr hohen Absorptionskoeffizienten bei den niedrigen Betriebstemperaturen hervorragende
Gasreinheiten erzielt werden können. Diese Eigenschaft hat das Rectisol-Verfahren im Bereich der
Synthesegasherstellung, wo die Katalysatoren eine Schwefelentfernung auf ein Niveau von unter
0,1ppmv notwendig machen, zu einer Standardtechnologie werden lassen. Die hohe
Abscheideleistung wird allerdings zum Preis eines für die Kühlung notwendigen hohen
Energiebedarfes erkauft. Die Desorption kann bei Bedarf mehrstufig erfolgen, womit die Möglichkeit
besteht, bei einer Zwischenentspannung auf 4 bis 5bar CO2, welches vom Methanol ebenfalls
absorbiert wird, als Gasstrom hoher Reinheit abzuscheiden (TU Wien (ITE+VT) und Universität
Stuttgart (IVD), 2009).
Seite 94 von 390
Abbildung 4-12. Schema des Rectisol-Verfahrens
Quelle: Prelipceanu, 2007
Beim Selexol-Verfahren kommt Polyethylenglykoldimethylether als Waschflüssigkeit zum Einsatz. Der
typische Betriebstemperaturbereich liegt zwischen 0°C und 40°C, wodurch kein bzw. wesentlich
weniger Energieeinsatz für die Kühlung notwendig ist. Die erzielbaren Reinheiten von 1ppmv H2S und
COS sind für die Anwendung in IGCC-Anlagen ausreichend, und der Prozess wird auch schon
erfolgreich eingesetzt. Auch bei diesem Verfahren kann CO2 durch mehrstufige Prozessführung
abgeschieden werden (TU Wien (ITE+VT) und Universität Stuttgart (IVD), 2009).
In Tabelle 4-4 werden die Reinheiten der mit physikalischen Lösungsmitteln gewonnen CO2-Ströme
angegeben. Die Prozessdaten, unter denen diese Werte ermittelt wurden, sind der Literatur
entnommen (International Energy Agency, 2004 und Prelipceanu, 2007).
Tabelle 4-4. Beispielhafte Zusammensetzung eines CO2-reichen Stromes bei physikalischer Wäsche
Reinheit
Selexol
Rectisol
CO2-Gehalt
97,1%
>98,5%
Begleitstoffe
O2
N2/ Ar
Spuren
0,6%/ 0,05%
H2S
>0,01%
CO
0,2%
H2
1,8%
H2O
0
CH4
Spuren
CH4O
2 – 10mg/Nm
3
<1vppm
100-200vppm
Seite 95 von 390
Sollten höhere Anforderungen an die Reinheit des CO2-Stromes bestehen, so gibt es die Möglichkeit,
den Reingasstrom nach der Selexol- bzw. Rectisol-Wäsche im Zuge der Verflüssigung in einer
Multiflash- oder Rektifikationsanlage aufzureinigen.
Die Pre-Combustion-Abscheidung weißt eine große Bandbreite bezüglich des Wirkungsgrads auf. Der
Mittelwert liegt ca. bei 38% mit einer Abweichung von +/-10% (Linßen, et al., 2006). Der
Wirkungsgradverlust durch die CO2-Abtrennung im Vergleich zu einer IGCC-Anlage ohne CCS liegt
bei ca. 7-11% (Göttlicher, 2006). Unter Annahme verschiedener Verbesserungen kann angenommen
werden, dass eine IGCC-Anlage des Jahres 2020 mit CO2-Abscheidung einen höheren Wirkungsgrad
besitzt als eine IGCC-Anlage von heute (International Energy Agency, 2003).
Wie bei der Oxyfuel-Technologie wird dieser Effizienzverlust hauptsächlich
CO2-Abtrennungsanlage mit dem Kühlsystem und der Kompressionsanlage
Luftzerlegungsanlage verursacht.
von
und
der
der
Die Luftzerlegungsanlage ist für mehr als die Hälfte des Eigenenergiebedarfes eines IGCCKraftwerkes verantwortlich (Jones, et al., 2011). In IGCCs werden normalerweise HochdruckLuftzerlegungsanlagen mit Drücken zwischen 10 und 14bar verwendet. Es kann von einem
Energiebedarf von ca. 200kWh/t O2 ohne Integration ausgegangen werden (Darde, et al., 2009 und
Cormos, 2012).
Durch Integration mit der Gasturbine kann der Energiebedarf der Luftzerlegungsanlage erheblich
gesenkt werden (Jones, et al., 2011).
In Tabelle 4-5 ist der Energiebedarf der Sauergaswäsche und der Kompressionseinheit eines Shell
Vergaser mit Selexol-, Rectisol- bzw. MDEA-Wäsche gegenübergestellt (Cormos, 2012).
Tabelle 4-5. Energiebedarf bei Selexol-, Rectisol- und MDEA-Wäsche
Energiebedarf
kWh/kg CO2
Selexol
Rectisol
MDEA
0,1080
0,1186
0,0950
Heizbedarf
MJ/kg CO2
0,2238
0,3740
0,7015
Kühlbedarf
MJ/kg CO2
0,5590
0,6156
3,3141
Insgesamt kann zum aktuellen Zeitpunkt von einem zusätzlichen spezifischen Energiebedarf von 3 bis
4GJ/tCO2 ausgegangen werden.
4.1.2.3
Chemical-Looping-Prozesse
Ein Chemical-Looping-Prozess ist dadurch gekennzeichnet, dass eine bestimmte chemische Reaktion
in zwei getrennten Reaktoren durchgeführt, quasi aufgeteilt wird. Zur Reaktionsvermittlung zirkuliert
zwischen diesen beiden Reaktoren ein reaktiver Feststoff, der durch Netto-Transport einer
Reaktionskomponente von einem zum anderen Reaktor die chemische Reaktion antreibt. Je nach
betrachteter chemischer Reaktion und transportierter Reaktionskomponente können heute eine ganze
Reihe verschiedener Chemical-Looping-Prozesse unterschieden werden. Die Prozesse, die heute als
am wesentlichsten eingeschätzt werden und die meisten Forschungsaktivitäten auf sich vereinen,
sind:
•
Chemical-Looping-Combustion (CLC): Die betrachtete chemische Reaktion ist ein
Verbrennungsvorgang (Oxidation) eines a priori beliebigen Brennstoffs. Der transportierte
Reaktionspartner ist folglich Sauerstoff, der in den Oxidationsreaktor (Brennstoffreaktor)
transportiert wird. Als zirkulierender Feststoff fungiert in der Regel ein Metalloxid MeO, in
welchem das Metall verschiedene Oxidationsstufen einnehmen kann. Im Brennstoffreaktor
fällt in der Folge ein stickstofffreier Kohlendioxidstrom an. Das Metalloxid wird im
Brennstoffreaktor reduziert (gibt Sauerstoff ab), sodass der Brennstoff oxidiert werden kann.
Im zweiten Reaktor, dem Luftreaktor, wird das reduzierte Metalloxid durch Reaktion mit
Seite 96 von 390
Luftsauerstoff für den nächsten Kreislauf wieder oxidiert. Das Abgas aus diesem Reaktor
enthält den in der Luft vorhandenen Stickstoff. Werden aus dem Abgas des Brennstoffreaktors
das Reaktionswasser kondensiert sowie etwaige Störkomponenten abgetrennt, steht ein
hochreiner CO2-Strom zur weiteren Verwendung zur Verfügung.
•
Carbonate-Looping: Dieses Verfahren kann dazu verwendet werden, aus einem CO2-hältigen
Gas (meist Abgas) das Kohlendioxid selektiv abzutrennen und in einer relativ reinen Form als
getrennten Gasstrom zur Verfügung zu stellen. Hierzu wird in einem Absorptionsreaktor
(Karbonator) das kohlendioxidreiche Gas mit festem Kalziumoxid (CaO) kontaktiert, welches
durch Reaktion zu Kalziumkarbonat (CaCO3) selektiv Kohlendioxid aufnimmt.
Kalziumkarbonat wird in den zweiten Reaktor transportiert (Regenerator, Kalzinator), in dem
unter dosierter Zugabe von Luft und Brennstoff bei erhöhter Temperatur das CO2 wieder
ausgetrieben wird und erneut gebrannter Kalk für den nächsten Zyklus entsteht. Die
transportierte Komponente ist in diesem Fall also CO2 selbst.
Abbildung 4-13 zeigt zur Verdeutlichung Prozessschemata dieser beiden Verfahren.
Chemical-Looping-Combustion
Carbonate-Looping
Abbildung 4-13. Chemical-Looping-Prozesse für Power to Gas-Anwendungen
Neben diesen beiden Verfahren sind auch noch andere CL-Prozesse bekannt, die jedoch nicht direkt
für Power to Gas-Konzepte herangezogen werden können (Chemical-Looping-Reforming, SorptionEnhanced-Reforming).
4.1.2.4
Vergasungsprozesse
Unter Vergasung wird ein thermolytischer Zersetzungsprozess verstanden, der unter Anwesenheit
unterstöchiometrischer Mengen an Sauerstoff bei Temperaturen zwischen 800 und 1200°C (in
Ausnahmefällen auch höhere Temperaturen) durchgeführt wird (Al-Salem, 2009). Bei diesem
Zersetzungsprozess wird der rohe Brennstoff in ein Gas (Synthesegas) sowie einen festen Reststoff
zersetzt. Das Produkt- oder Synthesegas besteht aus den Hauptkomponenten H2 und CO und enthält
je nach Prozessführung und Verfahren noch nennenswerte Anteile an CH4, CO2, H2O und höheren
Kohlenwasserstoffen. Die möglichen Verunreinigungen sind vielfältig und hängen ebenso von der
Prozessführung wie vom Brennstoff ab. In den meisten Fällen spielen Teer (aromatische
Kohlenwasserstoffe), Partikel, Schwefelkomponenten, Chlorwasserstoff, Ammoniak und Alkalimetalle
eine große Rolle (Bridgwater, 1995, Asadullah, 2014). Das Aufkommen und die Verteilung der
Störstoffe werden wesentlich von Faktoren wie Vergaser-Design, Vergasungsmedium
(Luft,
Reinsauerstoff, Wasserdampf) und Betriebsbedingungen beeinflusst.
Seite 97 von 390
Das Synthesegas kann in der Folge beispielsweise direkt einer Methanisierung zugeführt werden
(Gassner, 2009), wo aus 1mol CO und 3mol H2 stöchiometrisch 1mol CH4 gebildet wird. Je nach
eingesetztem Katalysator können in dieser Phase auch die Wassergas-Shift-Reaktion (CO+H2O zu
CO2 und H2) sowie die Methanisierung von CO2 eine Rolle spielen. Für die Methanisierung können
also wie bereits erwähnt sowohl CO als auch CO2 als Kohlenstoffquelle fungieren. Das Beispiel der
Biomasse-Dampfvergasung am Standort in Güssing zeigt, dass H2/CO-Verhältnisse von etwa 2:1 zu
erreichen sind. Für die stöchiometrische Methanisierung von CO wird wie erwähnt ein Verhältnis von
3:1 benötigt; der fehlende Wasserstoff könnte im Power to Gas-Konzept durch eine Elektrolyse
beigestellt werden.
Für jegliche Form der Synthesegasnutzung, speziell aber im Fall einer nachfolgenden Methanisierung
ist eine adäquate Gasreinigung anzuwenden. Partikuläre Verunreinigungen sind durch Filtration
abzutrennen, wobei sowohl Kaltgas- als auch Heißgasfiltration angewandt werden kann
(letztgenannte wird heute konzeptuell bevorzugt). Dabei kommen herkömmliche Filtermedien, aber
auch keramische, metallische oder mineralische Materialien zum Einsatz (Asadullah, 2014). Auch
Heißgas-Tiefenfiltration in Sandbetten kann in Betracht gezogen werden. Die Abtrennung von Teer
kann entweder durch katalytische Umsetzung (Cracking) bei hohen Temperaturen oder durch Wäsche
in geeigneten Lösungsmitteln (apolare organische Lösungsmittel wie RME) erfolgen.
Schwefelkomponenten, HCl, Ammoniak und Alkalimetalle lassen sich durch saure oder basische
Wäschen eventuell ergänzt durch adsorptive Verfahren (Aktivkohle, Eisen- und Zinkoxid) sehr gut vom
Produktgas abtrennen.
Wird aus dem Vergasergas das Kohlendioxid abgetrennt, bevor es der energetischen Nutzung
zugeführt ist, so liegt im Wesentlichen das IGCC-Konzept vor, welches bereits in Kapitel 4.1.2.2
vorgestellt wurde. In diesem Fall wird der Kohlenstoff aus dem Gas abgetrennt und nur der
verbleibende Wasserstoff für die Energieumwandlung genutzt.
4.1.2.5
Chemische Absorption: Aminwäsche
Aminwäsche ist jenes Verfahren, welches die langjährigsten Erfahrungen im industriellen Betrieb der
Abscheidung von Kohlendioxid aus verschiedensten Gasströmen, vorwiegend Kraftwerksabgasen,
aufzuweisen hat. Bereits in den späten 1970er Jahren wurde auf diesem Weg CO2 zur stofflichen
Nutzung gewonnen (Enhanced Oil Recovery EOR, Trockeneis- und Harnstoffproduktion,
Karbonisierungseraktionen, Getränkeherstellung). Erst deutlich später wurde CCS als Möglichkeit zur
Reduktion des Klimawandels verstanden und eingesetzt. Die erste kommerzielle CCS-Anlage weltweit
wurde in Norwegen vom Unternehmen Statoil beim Sleipner West Gasfeld im Jahre 1996 aufgrund
der neu eingeführten CO2-Besteuerung errichtet und zur Erdgasaufbereitung betrieben. Das gewählte
Verfahren war eine mit MEA betriebene Aminwäsche (Rao, 2002).
MEA (Monoethanolamin) gehört zur chemischen Gruppe der Amine, die zur historisch zur Abtrennung
saurer Komponenten (CO2, H2S) aus rohen Erdgasen verwendet wurden (=Süßung, sweetening). Die
basischen Gruppen im Amin bewirken eine sehr selektive (weil chemische) Bindung der
Sauergaskomponenten im flüssigen Lösungsmittel und damit eine sehr gute Abtrennung. Andererseits
ist durch die starke chemische Bindung des Sauergases an das Amin mit der Regenerierung der
meist wässrigen Lösungen (= Austreiben der absorbierten Komponenten) ein relativ hoher
thermischer Energieaufwand verbunden. Das Verfahren wurde schließlich in Richtung der Abtrennung
von CO2 aus sauren Gasströmen optimiert und ist heute gut akzeptierter Stand der Technik mit
umfangreichen Betriebserfahrungen (Rao, 2002). Auch im vorliegenden Bericht ist es als
Referenzverfahren anzusehen.
Ein Fließbild eines typischen Aminwäscheverfahrens ist in Abbildung 4-14 dargestellt (Fischedick,
2007). Die beiden Schlüsselelemente des Verfahrens sind der Absorber, in dem das saure Gas mit
frischer Aminlösung kontaktiert und darin CO2 absorbiert wird, sowie der Regenerator (oder Stripper),
in dem das Kohlendioxid in konzentrierter Form aus der Aminlösung ausgetrieben und diese damit
Seite 98 von 390
regeneriert wird. Die Absorption findet bei niedrigen Temperaturen und üblicherweise weitgehend
drucklos statt (de Koeijer, 2011), die Regenerierung bei geringem Überdruck und erhöhter Temperatur
(je nach Waschflüssigkeit zwischen 100 und 120°C). Der separierte CO2-Strom wird durch Kühlung
getrocknet und weist anschließend hohe CO2-Reinheit (>99%, meist sogar deutlich über 99,5%) auf
(Rao, 2002, de Koeijer, 2011). Die CO2-Ausbeute ist mittelhoch und liegt im Bereich von 75-90%
(Rao, 2002, de Koeijer, 2011).
Abbildung 4-14. Prozessfließbild einer Aminwäsche (MEA) zur CO2-Abtrennung aus Rauchgasen
Quelle: Fischedick, 2007
Heute ist eine Vielzahl unterschiedlicher Lösungsmittel in Verwendung, mit denen Aminwäsche
betrieben werden kann: Monoethanolamin MEA, Diethanolamin DEA, Methyldiethanolamin MDEA,
Piperazin Pz, aber auch exotischere Substanzen wie AMP, EDA oder Aminosäuresalze (Chowdhury,
2009, Freeman, 2009, Heesink, 2013 und Sherman, 2013). Eine große Anzahl von Unternehmen
reüssieren mit ihren patentierten Verfahren auf dem Markt und die wesentlichsten Unterschiede liegen
im jeweils verwendeten Lösungsmittel (siehe auch Chapel, 1999, Ohashi, 2011 und Ohashi, 2013).
Ein bekanntes und vielfach diskutiertes Problem von Aminwäschen ist die Bildung von Aerosolen, d.
h. der Austrag des Lösungsmittels in Form kleinster Tröpfchen aus dem Prozess in die
Produktgasströme (de Koeijer, 2011, Fulk, 2013). Alterungsbedingte sowie thermisch bedingte
Degradation des jeweiligen Lösungsmittels können dazu führen, dass nicht nur die Aminlösung,
sondern auch deren Abbauprodukte wie Ammoniak, VOCs oder sogar krebserregende Nitrosamine
emittiert werden können. In Deutschland und Norwegen wurden große CCS-Projekte wegen
öffentlicher Bedenken in dieser Richtung auf Eis gelegt. Neben der Emission ist die Degradation des
Lösungsmittels natürlich auch ein Problem für die Leistungsfähigkeit (sprich Beladungskapazität,
Reaktivität und Regenerierbarkeit) des Lösungsmittels. Performanceverluste durch Alterung der
Seite 99 von 390
Waschlösung führen zur Notwendigkeit einer laufenden oder wiederkehrenden Ergänzung mit
frischem Lösungsmittel. Waschlösungen sind generell relativ anfällig auf Gasbestandteile wie SOx,
H2S, NOx, Staub, Halogenverbindungen und Sauerstoff. Entweder bewirken diese eine chemische
Hemmung des Amins oder, wie im Fall des Sauerstoffs, sie führen zu einer irreversiblen oxidativen
Degeneration des Amins (Delfort, 2011, Lepaumier, 2011 und Voice, 2013). Aus diesem Grund wird
eine Vorreinigung des Sauergases empfohlen, eine Trocknung ist in jedem Fall anzuraten, um
Verdünnungseffekte im Lösungsmittel auszuschließen.
Die Regenerierung des Lösungsmittels erfordert wie bereits erwähnt Prozesswärme mit einem
Temperaturniveau von 120 bis 150°C, es fällt ein Abwärmestrom auf einem Niveau von 60 bis 80°C
an. Heute betriebene Verfahren weisen einen Energieverbrauch der Regeneration in der
Größenordnung von 3,4 bis 4,1GJ/t CO2 auf, optimistisches Forschungsziel ist ein Wert von
2,5GJ/tCO2 (Desideri, 1999, Romeo, 2008, Mangalapally, 2011 und Warudkar, 2013). Der Bedarf an
elektrischem Strom ohne zusätzliche CO2-Nachverdichtung liegt im Bereich von 0,15 bis 0,26GJ/t CO2
(Desideri, 1999).
Als Werkstoffe für Anlagenkomponenten sind wegen der Korrosivität der eingesetzten Lösungsmittel
großteils Edelstähle im Einsatz, wenngleich signifikante Forschungsarbeiten auch in Richtung der
Suche alternativer korrosionsbeständiger Werkstoffe und Hardware unternommen worden. Ein zweiter
Fokuspunkt der internationalen Forschung ist die Entwicklung stabilerer und leistungsstärkerer
Waschlösungen (vor allem hinsichtlich der Reaktivität und Beladungskapazität) mit geringerem
Regenerationsaufwand.
Wie bereits erwähnt ist die Aminwäsche heute bereits sehr weit verbreitet. Es ist das
Referenzverfahren für Post-Combustion-CC in Kraftwerken und auch bei CC aus Prozessgasen. Die
Technologie ist Stand der Technik und in folgenden Bereichen im Einsatz:
•
Erdgasaufbereitung (Sleipner, Snohvit, In Salah)
•
Biogasaufbereitung (Engerwitzdorf, Biogaspark Könnern)
•
Post-Combustion-CC bei Kraftwerken:
o
Esbjerg, Dänemark (Pilotanlage), CC bei Kohlekraftwerk Elsam im Rahmen des
Projekts CASTOR.
o
Mongstad, Norwegen (Technologieplattform)
o
Ferrybridge, England (5MWel-Demonstrator)
o
Belchatow, Polen (260MWel, 860MWel in Planung?)
o
Zumindest weitere acht große Projekte sind weltweit in Planung (>250MWel)
Für CCS und EOR wird die Technologie weltweit demonstriert und weiterentwickelt, die Technik ist
weitestgehend ausgereift. Übliche Anlagengrößen sind heute 2,1 bis 350kt CO2/a. Kapazitäten bis
1,5Mt CO2/a sind laut Einschätzung der Literatur problemlos möglich (Chapel, 1999).
4.1.2.6
Weitere chemische Waschverfahren
Neben dem dominanten Aminwäsche-Verfahren haben sich auch andere chemische Waschverfahren
in der Praxis durchgesetzt. Diese werden im Folgenden kurz angesprochen.
4.1.2.6.1
Advanced Amine Prozess (ALSTOM):
Der von ALSTOM patentierte Advanced Amine Prozess stellt eine Aminwäsche mit spezieller,
proprietärer Waschlösung von DOW Chemicals dar. In der Öl- und Gasindustrie ist das Verfahren zur
CO2-Abscheidung bereits seit Dekaden im Einsatz. Bei der Post-Combustion-CC befindet sich das
Verfahren in Erprobung. Die Vorzüge des Verfahrens liegen in einer höheren CO2-Ausbeute von 90%
bei
gleichzeitig
geringerer
Lösungsmittel-Degradation
und
folglich
auch
geringerer
Seite 100 von 390
Emissionsbelastung. Hauptforschungsgebiete bei diesem Verfahren ist die Steigerung der
Verfahrensperformance in Realprozessen sowie die weitere Optimierung der Waschlösung
(Edvardsson, 2010 und Vitse, 2011). Pilot- und Forschungsanlagen werden in Le Havre (Frankreich),
Växjö (Schweden) und South Charleston (USA) betrieben.
4.1.2.6.2
Chilled Ammonia Prozess (ALSTOM):
Bei diesem chemischen Waschverfahren handelt es sich um eine Absorption von CO2 in einer
wässrigen Ammoniak-Lösung (typischerweise 28wt%) bei niedrigen Temperaturen zwischen 0 und
10°C (maximal 20°C). Bei diesen Bedingungen erfolgt eine chemische Reaktion des Ammoniaks mit
Kohlendioxid
unter
Bildung
von
Ammoniumbikarbonat,
Ammoniumkarbonat
sowie
Ammoniumkarbamat (Darde, 2009 und Kozak, 2009). Anlagentechnisch ist das Verfahren mit einer
Absorptions- und Desorptionskolonne analog zur herkömmlichen Aminwäsche aufgebaut. Durch die
tiefen Temperaturen werden auch weitere Komponenten aus dem Gasstrom ausgeschleust (Staub,
saure Komponenten, flüchtige Komponenten, Wasser). Die Regenerierung der wässrigen
Ammoniaklösung erfolgt im Desorber durch Erwärmung auf etwa 80°C, wobei hier eine Reduktion des
Energieaufwandes um 50% im Vergleich zur herkömmlichen Aminwäsche berichtet wird (Valenti,
2009). Durch die geringere Degradationsneigung des Lösungsmittels ist ein weiterer
verfahrenstechnischer Vorteil gegeben. Da die Absorptionsraten des CO2 in Ammoniak allerdings
deutlich geringer sind als in Aminen, werden für die gleiche Abscheideleistung größere Reaktoren
benötigt, wodurch höhere Investitionskosten (CAPEX) zu verzeichnen sind. Eine optimistische
Kostenrechnung für das Verfahren ergibt dennoch reine Aufbereitungskosten in der Höhe von unter
15EUR/t CO2 (Valenti, 2009). Derzeit existieren drei bekannte Verfahrensimplementierungen (TestCenter in Mongstad/Norwegen, Pilotanlage in Karlshams/Schweden 5MWth, Demonstrationsanlage in
den USA 54MWth) (de Koeijer, 2009 und Telikapalli, 2011), drei weitere große Anlagen sind für 2015
in Getica/Rumänien, USA und Kanada geplant (alle bei Kohlekraftwerken).
4.1.2.6.3
BENFIELD-Prozess, UOP (K2CO3-Wäsche):
Der Benfield-Prozess ist ein sehr altes Verfahren zur CO2-Abtrennung aus Gasströmen, das aus dem
Bereich der Ammoniak- und Harnstoffproduktion sowie der Erdgasaufbereitung kommt und dort an
über 700 Anlagen auch bei erhöhten Drücken betrieben wird. Verwendet wird als Lösungsmittel eine
20 bis 30%ige wässrige Kaliumkarbonat-Lösung, die im Vergleich zur Aminlösung den wesentlichen
Vorteil aufweisen kann, nicht toxisch und weniger korrosiv zu sein. Der Nachteil der KaliumkarbonatLösung ist die bei atmosphärischem Druck sehr niedrige Absorptionsrate für CO2. Deswegen arbeitet
die Absorption bei diesem Verfahren üblicherweise bei einem Druck von etwa 30bar und einer
Temperatur von 80°C. Die Desorption wird bei 1,5bar und 110°C durchgeführt (Chowdhury, 2013 und
Kothandaraman, 2009). Ein solch hoher Betriebsdruck ist für Post-Combustion-CC in
Kraftwerksabgasen unrentabel, weshalb für diese Anwendung eine Aktivierung der KaliumkarbonatLösung mit Amin oder Piperazin bevorzugt wird (Heischkamp, 2011). In einem solchen Fall wird von
einem Verlust der Verfahrensvorteile und einem ökonomischen Nachteil gegenüber herkömmlicher
Aminwäsche berichtet (Ochieng, 2013).
4.1.2.6.4
SARGAS-Prozess (K2CO3-Wäsche), hot potassium carbonate process:
Auch der vom Unternehmen SARGAS patentierte Prozess basiert auf einer Kaliumkarbonat-Wäsche,
hier unter dem Titel „hot potassium carbonate“ geführt. Genau genommen spielt das CarbonCapturing im SARGAS-Konzept nur eine Nebenrolle; das SARGAS-Konzept umfasst den gesamten
Strang der Energieumwandlung (druckaufgeladene Wirbelschicht zur Verbrennung, unterkritischer
Dampfkreislauf, Gasturbinensatz, Dampfturbinensatz, druckaufgeladene CC-Anlage). Die Absorption
erfolgt im kaliumkarbonathältigen Lösungsmittel (andere Substanzen können auch beigemischt sein)
bei hohem Druck von 10 bis 125bar und erhöhter Temperatur von 90°C. Bei diesen Bedingungen
sehen die Entwickler sehr gute Absorptionsraten und konkurrenzfähigen Betrieb (Hetland, 2008 und
Seite 101 von 390
Bryngelsson, 2009). Eine CO2-Ausbeute von 98% wurde in Pilot- und Demonstrationsanlagen bereits
nachgewiesen. Durch den sehr geringen energetischen Aufwand bei der LösungsmittelRegenerierung (1,58 bis 2,1GJ/t CO2) und dem vorteilhaften Lösungsmittel prognostizieren die
Verfahrensentwickler bei SARGAS CO2-Abtrennungskosten in einer Höhe von 15 bis 25EUR/t CO2.
Das Verfahren befindet sich noch in der Entwicklung, es sind noch wenige Referenzanlagen bekannt.
Bekannte Anwendungen des Verfahrens liegen im Bereich der Synthesegasaufbereitung bei
Ammoniakanlagen sowie bei der Aufbereitung von Erdgas. Für das Jahr 2016 ist ein kommerzielles
Kraftwerk in Norwegen geplant, welches den gesamten SARGAS-Pfad von der druckaufgeladenen
Wirbelschicht bis zur CC für EOR-Zwecke demonstrieren soll (Hetland, 2008 und Bryngelsson, 2009).
Eine intensive Wärmeintegration und Combined-Cycle-Technologie sollen für hohe energetische
Umwandlungswirkungsgrade sorgen.
4.1.2.6.5
Siemens-POSTCAP-Prozess:
Beim POSTCAP-Prozess von Siemens wird als Lösungsmittel das Salz einer Aminosäure verwendet.
Die Vorteile dieses Lösungsmittels sind neben verbesserter thermischer und oxidativer Stabilität auch
eine erhöhte CO2-Ausbeute von über 90% bei gleichzeitig reduziertem Energiebedarf für die
Regenerierung (2,7GJ/t CO2). Im Weiteren ist das Lösungsmittel nicht toxisch, kaum korrosiv und
besitzt einen sehr geringen Dampfdruck, wodurch die Emissionsbelastung des Verfahrens drastisch
gesenkt werden kann. Anlagentechnisch bestehen keine wesentlichen Unterschiede zu einer
herkömmlichen Aminwäsche (Sandell, 2010 und Siemens, 2012).
Das Verfahren wird seit 2009 in Frankfurt-Höchst, Deutschland mit dem Abgas eines kohlegefeuerten
Kraftwerks demonstriert; auch eine Demonstration mit dem Abgas eines Erdgasbrenners auf der
Technologieplattform Mongstad kann berichtet werden. Das Verfahren wird nach wie vor intensiv
beforscht um im Bereich CAPEX weitere Einsparungen realisieren zu können (Schneider, 2012). Dies
soll durch kleinere Apparategrößen (höhere Absorptionsraten) sowie billigere Werkstoffe und
intelligente Anlagenintegration in bestehende Infrastrukturen realisiert werden.
4.1.2.7
Adsorptive Verfahren
Adsorption bezeichnet die Bindung gasförmiger Komponenten an festen Oberflächen. Aufgrund der
unterschiedlichen Affinität der unterschiedlichen Gaskomponenten zum verwendeten Feststoff
(Adsorbens) kann eine selektive Stofftrennung erfolgen. Je nach Art der Bindung unterscheidet man
physikalische Adsorption und chemische Adsorption.
Die physikalische Adsorption von Kohlendioxid an Zeolithen oder Aktivkohle ist aufgrund der geringen
Kapazität oder geringer Selektivität nicht wirtschaftlich durchführbar. Aktivkohle zeigt aufgrund hoher
Porosität eine sehr hohe Kapazität für Kohlendioxid in einer Größenordnung von 10 bis 15% der
Adsorbensmasse. Leider ist die Trennselektivität bei diesem Adsorbens generell relativ gering, für die
Trennung CO2/N2 beträgt sie beispielsweise etwa 10 (Herzog, 2010). Projektierte Kosten für ein
solches System scheinen nur dann praktisch tragbar zu sein, wenn eine maximale Reinheit des CO2Stroms von 90% ausreichend ist. Zeolithische Materialien (z.B. die Materialien 5A, 13X, MCM-41)
wiederum zeigen Trennselektivitäten für CO2/N2, die um einen Faktor 5 bis 10 höher sind als bei
Aktivkohle. Andererseits sind ihre Kapazitäten für Kohlendioxid auch um einen Faktor 2 bis 3 niedriger
als bei Aktivkohle. Ist Wasserdampf im Rohgas enthalten, so verschlechtert sich die Leistung von
Zeolithen nochmals deutlich. Um mit flüssigen Lösungsmitteln konkurrieren zu können, müssen feste
Sorbentien deutlich höhere Kapazitäten und Selektivitäten sowie eine höhere Toleranz gegenüber
Wasserdampf aufweisen (Herzog, 2010).
Aus diesem Grund konzentriert sich die Forschung für die Anwendung im CC vorwiegend auf die
chemische Adsorption. Durch die wesentlich höhere Affinität von CO2 zum Adsorbens können sich
hohe Trennselektivitäten und hohe Kapazitäten des Feststoffes realisieren lassen. Als Nachteil der
höheren Bindungsstärke bei der chemischen Adsorption macht sich ein höherer Aufwand bei der
Seite 102 von 390
Regenerierung des Feststoffs bemerkbar. Folgende Adsorbenssysteme sind heute im Fokus der
Forschung (Herzog, 2010):
•
CaO/CaCO3
•
Na- und Li-Carbonat/Bicarbonat:
o
Na2CO3
o
NaOH/CaO
o
Li2O/Li2ZrO3
o
Li4SiO4
•
Immobilisierte Amine in porösen Strukturen
•
Metallorganische Komplexe
•
Polymerisierte ionische Flüssigkeiten
Aufgrund der Einfachheit des Systems CaO/CaCO3 und der vorhandenen Erfahrungen damit ist
Branntkalk das im Moment interessanteste Adsorptionsmittel für die chemische Adsorption. Bei der
Erhitzung von Kalkstein CaCO3 auf Temperaturen von über 850°C wird Kohlendioxid abgespalten und
es entsteht Branntkalk CaO. Bei Temperaturen unter 650°C rekombiniert CO2 wieder mit CaO und
bildet CaCO3 (Herzog, 2010). Dieser Effekt kann auch für die hochselektive CO2-Abtrennung aus
Gasströmen genutzt werden. Wasserdampf, Sauerstoff und Stickstoff beispielsweise aus
Kraftwerksabgasen adsorbieren auf dem Sorbens nicht. Lediglich SO2 wird ebenfalls adsorbiert,
reduziert die Kapazität des Materials und erfordert regelmäßigen Sorbensaustausch. Speziell für
Kraftwerke scheint dieses Verfahren aufgrund seiner Selektivität interessant zu sein (wenige andere
Verfahren haben so hohe Selektivität zwischen CO2 und N2). Auch die Möglichkeit der Nutzung von
Abwärme auf hohem Temperaturniveau bei der Sorbensregenerierung kann für ein Kraftwerk mit CC
vorteilhaft sein (Herzog, 2010).
Eine verwandte Methode der Adsorption verwendet alkalische Reststoffe aus verschiedenen
Industriesparten als Sorbens zur CO2-Abtrennung. Attraktiv können in diesem Zusammenhang
Aschefraktionen verschiedener Verbrennungsanlagen sein (Kohlefeuerungen, Biomassefeuerungen),
die hohe Gehalte an Ca und/oder Mg aufweisen. Diese Materialien werden heute oft teuer deponiert
oder als Zuschlagstoff in der Bauindustrie verwendet. Vor dieser Nutzung könnten diese alkalischen
Reststoffe in vielen Fällen permanent mit CO2 beladen werden, sodass ein zusätzlicher Nutzen
entstehen würde (Bauer, 2013). Durch diese Karbonatisierung wird das Material chemisch inertisiert
und die hohe basische Reaktivität des alkalischen Reststoffs reduziert. Eine positive Auswirkung auf
die genannten Nachnutzungswege ist anzunehmen. Ein solches Verfahren wurde kürzlich an einem
deutschen Kraftwerk sehr erfolgreich demonstriert (Bauer, 2013).
Alkalimetallbasierte Sorbentien sind ebenfalls in der Lage, CO2 sehr selektiv zu adsorbieren. Dies
geschieht durch die Reaktion von CO2 mit Metallkarbonaten zu Bikarbonaten, wobei auch Wasser
Reaktionsteilnehmer ist. Hochporöse Na-basierte Sorbentien haben eine optimale Betriebstemperatur
von 25 bis 120°C (also vergleichbar mit der Aminwäsche), weisen aber gegenüber flüssigen
Aminlösungen doch deutlich geringere Kapazitäten auf (Herzog, 2010). Li-basierte Sorbentien werden
bei 400 bis 500°C betrieben und bieten höhere Beladungskapazitäten für CO2. Die Langzeitstabilität
und die Leistungsfähigkeit von Alkalimetall-Sorbentien unter realen Rauchgasbedingungen sind
allerdings noch unzureichend erforscht (Herzog, 2010). Ein Beispiel für einen solchen Prozess ist der
in
Entwicklung
befindliche
„Dry
Carbonate
Process“,
bei
dem
das
System
Natriumkarbonat/Natriumbikarbonat (Sodaasche) als trockenes Adsorbens verwendet wird (Nelson,
2009).
Besonders in letzter Zeit wurden in porösen Strukturen immobilisierte Amine zum aktiven
Forschungsgebiet. Beginnend mit Anwendungen aus der Raumfahrt wurden neue Amine, neue
Seite 103 von 390
Stützsorbentien sowie verbesserte Immobilisierungstechniken erforscht und die Resultate erscheinen
sehr vielversprechend. Einige Systeme weisen hohe Kapazitäten für CO2 und hervorragende Stabilität
im Bereich 50-120°C auf. Verglichen mit wässrigen Aminlösungen hätten feste Formen von Aminen
den wesentlichen Vorteil, dass der Ballast Wasser wegfällt und der thermische Regenerationsaufwand
signifikant reduziert werden könnte. Für eine kommerzielle Verwendung sind aber auch bei diesen
Sorbentien noch Langzeituntersuchungen an realen Gasströmen durchzuführen (Herzog, 2010).
Metallorganische Strukturen (metalorganic frameworks MOF) sind poröse, kristalline Feststoffe mit
genau definierter Porenverteilung (ähnlich den Zeolithen). Sie bestehen aus organischen
Brückenliganden, die auf molekularer Ebene mit metallbasierten Knoten koordiniert sind und ein
ausgedehntes Porennetzwerk bilden (Porengröße 3-20 Angström, spezifische Oberfläche bis
5.000m²/g, Lückenvolumen 55 bis 90%) (Wilcox, 2012 und Schindler, 2012). Die
Porengrößenverteilung von MOFs kann in weiten Bereichen eingestellt und somit an das jeweils zu
adsorbierende Gas angepasst werden. Die Stabilität mit technischen Gasmischungen ist noch
nachzuweisen (Herzog, 2010). Mit diesen metallorganischen Strukturen verwandt sind zeolithische
Materialien, die als Zeolith-Imidazol-Strukturen (zeolithic imidazole frameworks ZIFs) bezeichnet
werden. Solche Materialien zeigen ebenfalls sehr hohe Kapazitäten und Selektivitäten für CC, die
Stabilität gegen Wasserdampf ist hervorragend. Aufgrund der sehr flexiblen Synthetisierbarkeit dieser
Materialien und der weitgehenden Anpassbarkeit der wesentlichen Stoffeigenschaften ist zu erwarten,
dass auf diesem Weg ganz neue und hochleistungsfähige Materialien für die Adsorption entwickelt
werden können (Herzog, 2010 und Schindler, 2012).
Ein relativ neues Material für die Adsorption stellen polymerisierte ionische Flüssigkeiten dar. Dies
sind Feststoffe mit hoher Sorptionskapazität und hohen Sorptionsraten und sind vergleichbar mit den
Leistungsdaten der heute vielfach untersuchten ionischen Flüssigkeiten. Der Sorptionsmechanismus
dürfte eher einer Massen-Absorption als einer Oberflächen-Adsorption entsprechen. Die Forschung
steht hier allerdings noch ganz am Anfang (Herzog, 2010).
Die Adsorption selbst ist prinzipiell ein Batch-Prozess, der einem Gleichgewicht bei voller Beladung
zustrebt. Für einen kontinuierlichen Prozess ist also eine Regenerierung des beladenen Feststoffs
vorzusehen. Dies geschieht entweder durch Druckwechsel (PSA – Pressure Swing Adsorption), durch
Anlegen eines Vakuums (VSA - Vacuum Swing Adsorption) oder durch Temperaturerhöhung (TSA –
Temperature Swing Adsorption). Um einen kontinuierlichen Betrieb zu ermöglichen, werden mehrere
Behälter (Adsorber) parallel geschaltet, die sich in unterschiedlichen Stadien des
Adsorptions/Desorptions-Zyklus befinden (Topper, 2004). Grundlagenuntersuchungen finden auch zu
einem Adsorptionsprozess, der als Electrical Swing Adsorption bezeichnet wird. Hier wird ein
elektrisch leitfähiges Sorbens eingesetzt und die Regeneration durch Anlegen einer elektrischen
Spannung induziert. Glaubt man der Literatur, so erfolgt die Regeneration nicht durch die Erwärmung
des Sorbens aufgrund des elektrischen Widerstands, sondern basiert auf einem direkten elektrischen
Effekt. Dieser ist allerdings noch nicht näher untersucht (Herzog, 2010).
Hinsichtlich der Prozessführung im Reaktor selbst kann ein Festbett, ein Wanderbett und in
Ausnahmefällen auch eine Wirbelschicht zum Einsatz kommen. Es wird angenommen, dass die
prozesstechnischen Anforderungen des Feststoff-Handlings größer sind als für Verfahren mit
flüssigen Medien (Aminwäsche), wodurch zu erwarten ist, dass CAPEX höher ausfallen. Für größere
Anlagenkapazitäten kann dieses Feststoff-Handling durchaus größere Schwierigkeiten in der
Prozessauslegung haben.
4.1.2.8
Kryogene Verfahren
Kohlendioxid kann auch auf dem Weg der Kühlung und Kondensation oder Desublimation von
anderen Gasen abgetrennt werden. Die hohe kritische Temperatur von CO2 führt dazu, dass der
Phasenübergang von gasförmigem zu flüssigen oder festem CO2 bereits bei relativ hohen
Temperaturen liegt und CO2 damit sehr einfach (bzw. bereits bei relativ hohen Temperaturen)
Seite 104 von 390
abtrennbar ist. Der Tripelpunkt von CO2 liegt bei 5,2bar/-57°C. Das heißt, bei höheren Drücken (über
5,2bar) wird CO2 bereits bei moderaten Temperaturen verflüssigt. Bei niedrigeren Drücken oder
atmosphärischem Druck erfolgt ein direkter Phasenwechsel vom Dampf zum Feststoff (Desublimation)
bei etwas niedrigeren Temperaturen. Durch Anwendung von (moderatem) Druck kann also das für die
CO2-Abtrennung erforderliche Temperaturfenster beeinflusst werden, wodurch eine sehr flexible
Prozessauslegung möglich wird. Es können Prozesse unterschieden werden, die Kondensation
verwenden (höhere Drücke, höhere Temperaturen, flüssiges CO2) oder solche, die Desublimation
verwenden (niedrige Drücke, niedrigere Temperaturen, festes CO2). Dieser Zusammenhang sowie
mögliche Anwendungen für Verflüssigung oder Desublimation sind in Abbildung 4-15 dargestellt
(Berstad, 2011).
Abbildung 4-15. Anwendungen der kryogenen Verflüssigung oder Desublimation in Abhängigkeit vom
CO2-Gehalt sowie vom Druck (CO2-Partialdruck)
Quelle: Berstad, 2011
Kryogene Verfahren werden kommerziell vielfach für Ströme eingesetzt, die bereits am Eingang einen
hohen CO2-Gehalt haben (typischerweise >90%). Der Einsatz bei verdünnteren CO2-Strömen ist
unüblich (CO2CaptureProject, 2008). Aufgrund der großen Unterschiede der Siedepunkte der
üblicherweise aufzutrennenden Gase (CO2, O2, N2, CH4) kann üblicherweise ein sehr reiner CO2Strom gewonnen werden, der am Ausgang des Prozesses in flüssiger (oder fester) und damit besser
zu lagernden und zu transportierenden Form vorliegt. Ein Nachteil der Methode ist allerdings der
relativ hohe Energieaufwand, der zur Abscheidung von CO2 über den Kältekreislauf aufzuwenden ist.
Je geringer der CO2-Gehalt im Eingangsstrom, desto ungünstiger wird der spezifische
Energieverbrauch. Eine Vorreinigung des eintretenden Gases ist dringend erforderlich, um eine
Abscheidung von Gasbestandteilen mit noch höheren Siedepunkten zu vermeiden. Speziell die
Abtrennung von Wasserdampf ist erforderlich, um Vereisung und damit die Blockade der Apparate zu
verhindern (CO2CaptureProject, 2008). Auch die Abtrennung von H2S muss vor den kryogenen
Anlagenteilen erfolgen (Consonni, 2007).
Aufgrund der genannten Verfahrensspezifika werden heute kryogene Verfahren vorwiegend für
Gasströme berücksichtigt, die hohe CO2-Partialdrücke aufweisen (also hohe CO2-Gehalte oder hohe
Gasdrücke). Beispielhafte Anwendungen sind deshalb IGCC oder Oxyfuel. Bei diesen Anwendungen
erweisen sich kryogene Verfahren aber als sehr konkurrenzfähig. Eine relativ genaue
Simulationsarbeit eines sehr konkreten Anlagenschemas konnte zeigen, dass eine zweistufige
kryogene CO2-Kondensation im Rahmen einer IGCC-Anlage im Vergleich zu einer (herkömmlichen)
SELEXOL-Wäsche zu einer deutlichen Reduktion des Gesamtenergieverbrauches bei sonst
vergleichbarer Performance führen kann. Die Reinheit des abgetrennten Gasstromes wurde mit
Seite 105 von 390
98vol% CO2 bei einer CO2-Ausbeute von 90% angegeben. Eine schematische Darstellung des
untersuchten Verfahrenskonzepts ist Abbildung 4-16 zu entnehmen.
Abbildung 4-16. Zweistufiges Verfahren der kryogenen CO2-Kondensation
Ein anderes beispielhaftes Verfahren (CCC-Verfahren) verwendet die kryogene Desublimation von
Kohlendioxid zur Abtrennung. Nach der Trocknung wird der Rohgasstrom moderat komprimiert und
bis knapp über den Desublimationspunkt gekühlt (etwa -60°C bei 4bar). Hierfür wird rekuperative
Kälte der austretenden kalten Prozessströme verwendet. Dann wird das Gas durch Expansion weiter
gekühlt, unterschreitet den Desublimationspunkt und festes CO2 (Trockeneis) wird gebildet, welches
vom Gas abgetrennt werden kann (Burt, 2009). Welche Menge CO2 abgetrennt wird, ist durch den
Enddruck und damit die Endtemperatur dieses Expansionsschrittes einstellbar (-120°C führt zu einer
Ausbeute von 90%, bei -135°C/1bar sind 99% zu erwarten). Durch die Rückkühlung des eintretenden
Gasstromes mit festem, abgetrenntem CO2 wird dieses erwärmt und in den flüssigen Zustand
übergeführt. Dieses Verfahren kann nicht nur für IGCC oder Oxyfuel, sondern auch für herkömmliche
Post-Combustion-CC mit guter Effizienz und moderaten Kosten eingesetzt werden (Burt, 2009). Der
Entwicklungsstand dieses Verfahrens ist noch relativ niedrig, speziell der Einsatz im realen
technischen Umfeld und der Langzeitbetrieb sind erst zu erforschen.
Kryogene Kondensation wird auch vielfach bei der Produktion von Ethanol verwendet (Brauereien,
Bioethanolherstellung) und ist deshalb heute gut bekannt, weitgehend optimiert und kommerziell
verfügbar. Ein von Buchhauser dokumentiertes Verfahren (Buchhauser, 2010) ist ein gutes Beispiel
für eine kleine, dezentrale CO2-Abtrennanlage, wie sie typischerweise in Brauereien zum Einsatz
kommt. Hier wird das bei der Ethanolgärung entstehende CO2 aus dem Gärgas abgetrennt und in
hochreiner Form zum Zweck der Inertisierung, Spülung und Druckeinstellung in die Produktion
rückgeführt. Das rohe Gärgas wird zunächst mit Wasser in einer Füllkörperkolonne von löslichen
organischen Komponenten (Ethanol, oxygenierte Kohlenwasserstoffe) befreit und anschließend durch
mehrstufige Kompression mit Zwischenkühlung (und Wasserkondensation) auf 10 bis 20bar
verdichtet. Dann folgt eine adsorptive Feintrocknung an Zeolith oder Silikagel, eine adsorptive
Abtrennung von H2S an Aktivkohle und eine abschließende Verflüssigung bei etwa -40°C.
Permanentgase wie O2 und N2 verlassen den Verflüssiger gasförmig über Kopf.
Generell ist zu sagen, dass kryogene Verfahren heute weit verbreitet und gut optimiert sind. Sehr
hohe CO2-Reinheiten und gute CO2-Ausbeute sind zu erzielen. In einigen Anwendungsfällen sind die
Verfahrenskosten im Vergleich zu Alternativverfahren sehr attraktiv. Das Forschungs- und
Entwicklungspotential ist relativ gering, besteht jedoch noch insbesondere für die Prozessintegration.
Seite 106 von 390
Beispiele konkret implementierter Anlagen zur kryogenen CO2-Abtrennung:
•
•
Ethanolproduktion:
o
Brauereiindustrie (kleiner Maßstab)
o
Bioethanolproduktion (großer Maßstab), z.B. AGRANA Pischelsdorf, ARCHER
DANIELS MIDLAND Decatur Projekt, Illinois, USA
Erdgasaufbereitung:
o
•
Wasserstoffproduktion:
o
•
AIRLIQUIDE GreenHydrogen Projekt,
Methanreformierung zur H2-Produktion
Niederlande,
CCS
im
Rahmen
von
Biogasaufbereitung:
o
4.1.2.9
TM
EXXONMOBIL LaBarge Projekt, Wyoming, USA, Controlled Freeze Zone
Technologie, 0,4MtCO2/a zum Erdgas-Sweetening und CCS, seit 2008 in Betrieb
HAFFMANS/PENTAIR bieten fertige hybride Membran/Kryogen-Verfahren zur
Biogasaufbereitung mit food-grade Flüssig-CO2-Produktion an (bis 80ktCO2/a). Sehr
hohe CO2-Reinheit wird angegeben (HAFFMANS, 2013).
Membranverfahren: Gaspermeation
Seit der Kommerzialisierung von Membranen auf Basis von Zelluloseacetat und Polysulfonen in den
1980er Jahren ist die Membrantechnik ein wichtiger Bestandteil der Gasaufbereitung in der modernen
Verfahrenstechnik geworden. Gasaufbereitung mittels Membrantechnik wird heutzutage in
Trennaufgaben wie Erdgasaufbereitung, Stickstoffgewinnung aus Luft, Biogasaufbereitung,
Wasserstoffrückgewinnung oder Lösungsmittelrückgewinnung verwendet und stellt in vielen Fällen ein
direktes Konkurrenzverfahren zu konventionellen Prozessen wie etwa Druckwechseladsorption und
Absorption in organischen bzw. anorganischen Medien dar.
Die Membrantrennverfahren sind gegenüber vielen konventionellen Trennverfahren durch eine Reihe
von Vorteilen gekennzeichnet. Dazu gehören die modulare Bauweise, Betrieb ohne Chemikalien,
niedriger Energiebedarf, hohe Prozesssicherheit und kosteneffizientes Scale-Down, das sich vor allem
bei kleineren dezentralen Anlagen niederschlägt. Andererseits zählen zu den wesentlichsten
Nachteilen der Membrantechnik die Empfindlichkeit der Membranen auf gewisse, in vielen realen
Gasmischungen anwesende, Sekundärkomponenten, wie etwa organische Dämpfe und eine wenig
ausgeprägte „Economy of Scale“, die dazu führt, dass man gerne bei größeren Anlagen zu
konventionellen Trennverfahren ausweicht. Eine beispielhafte Marktverteilung zwischen dem AminWaschverfahren und dem Membranverfahren bei der Trennung CO2/CH4 ist in Abbildung 4-17
ersichtlich; Membrantrennverfahren dominieren den Markt bei niedrigeren Gasvolumenströmen und
höheren CO2-Konzentrationen.
Vom theoretischen Standpunkt und der Membranstruktur aus gesehen, stehen vier prinzipielle
Gastrennmechanismen zur Verfügung: im Fall von porösen Membranen, die Knudsen-Diffusion (1)
und das Molekularsieben (2), und bei dichten Membranen, der Ionentransport über metallische
Membranen (3) sowie der Lösungs-Diffusionsmechanismus in organischen Membranen (4), wobei
sich nur der Letzte als tauglich in den meisten industriellen Anwendungen erwiesen hat. Der Grund
dafür ist die Tatsache, dass für die Anwendbarkeit einer Membran im Industriemaßstab nicht nur ihre
Trenneigenschaften sondern vor allem die Kosten und die Langzeitstabilität der Membran
ausschlaggebend sind.
Seite 107 von 390
Abbildung 4-17. Marktverteilung zwischen Amin-Waschverfahren und Membrantrennverfahren bei der
Trennung CO2/CH4 (Erdgasaufbereitung, in gewissen Aspekten der Trennung CO2/N2 ähnlich) für
unterschiedliche Gasvolumenströme und CO2-Gehalte im Rohgas ( 1 MMscfd = 1180 Nm³/h)
Die organischen Membranen zur Trennung mittels Lösungs-Diffusionsmechanismus bestehen
typischerweise aus einer dichten, ultradünnen (<3µm) selektiven Polymerschicht, die auf einer
porösen, tragfähigen Struktur positioniert ist. Bestehen die selektive Schicht und die tragende Schicht
aus dem gleichen Material, spricht man von integral-asymmetrischen Membranen.
Kompositmembranen dagegen werden aus unterschiedlichen Materialien aufgebaut (Abbildung 4-18,
links), was dann von Vorteil ist, wenn das selektive Polymer keine gute mechanische Festigkeit
und/oder sehr hohe Kosten aufweist (Baker, 2002).
Abbildung 4-18. Links: Schema einer Kompositmembran für die Gastrennung; rechts: Darstellung eines
Spiral-Wickel-Moduls
Quelle: (Baker, 2002)
In Abhängigkeit von der Bauart der Membran werden Flachmembranen in Spiral-Wickel-Modulen
(Abbildung 4-18, rechts) und Hohlfasermembranen in Hohlfasermodulen realisiert und stellen eine
Trenneinheit, die an die Anlagenverrohrung angeschlossen werden kann, dar.
Wie bereits erwähnt, geschieht der Gasdurchgang durch dichte Polymermembranen auf Basis des
Lösungs-Diffusionsmechanismus. Hierbei lösen sich die Gasmoleküle zuerst im Polymer und
Seite 108 von 390
diffundieren auf die andere Seite der Membran, wo sie folgend in die Gasphase desorbieren. Der
Transport wird durch den Unterschied des chemischen Potentials, das typischerweise durch die
Druckerhöhung auf einer Membranseite erzeugt wird, getrieben. Die Gastrennung basiert darauf, dass
jede Gaskomponente eine eigene Durchlässigkeit durch das Polymer aufweist. Die Durchlässigkeiten
werden dagegen durch unterschiedliche Lösungs- und Diffusionskoeffizienten der Gase beeinflusst.
Bei der Trennung einer binären Gasmischung beschreibt die sogenannte Selektivität die Fähigkeit
eines Polymers, eine Gaskomponente in dieser Mischung anzureichern. Die ideale Selektivität wird
dabei wie folgt definiert:
Selektivität =
Durchlässigkeit schneller Komponente
Durchlässigkeit langsamer Komponente
In der wissenschaftlichen Literatur findet man Berichte über eine beträchtliche Menge an organischen
Materialien, die sehr hohe Selektivitäten für manche Gaspaarungen aufweisen. Trotzdem werden
diese Materialien nur in ganz seltenen Fällen in der Industrie angewendet. Der Grund dafür ist, dass
nicht nur die Selektivität sondern auch, oder vor allem, andere Materialparameter die entscheidende
Rolle für die technische Eignung eines Polymers zur Gaspermeation spielen. Entscheidend sind
vielmehr die flächenspezifische Durchlässigkeit (Permeabilität oder Permeanz), die Eignung des
Materials eine stabile und ultradünne Schicht zu formen sowie die Beständigkeit gegenüber
potentiellen Gasverunreinigungen. Da die Membranen für eine industrielle Anwendung in relativ
großen Mengen hergestellt werden, sind ebenso die Polymerkosten ein wichtiger Faktor (Bernardo, et
al., 2009). Aus diesem Grund begrenzt sich die Zahl der für die Gaspermeation geeigneten Polymere
auf eine relativ geringe Anzahl, die etwa in Tabelle 4-6 samt den Selektivitäten und Permeabilitäten
aufgelistet ist. In der Tabelle ist zu sehen, dass die Selektivitäten der häufigen kommerziellen
Polymere bei der Trennung CO2/N2, die in der CO2-Rückgewinnung aus Verbrennungsabgasen von
Bedeutung ist, bereits auf einem relativ hohen Niveau liegen (Makaruk, 2011).
Tabelle 4-6. Auflistung der in der Gaspermeation häufig angewandten Polymere samt ihren Selektivitäten
und Permeabilitäten
Polymer
Selektivität CO2/N2
CO2-Permeabilität
[Barrer]
Quelle
Celluloseacetat
32
4,8
Stern, 1994
PDMS
8,4
3200,0
Merkel, 2001
Polysulfon
25
4,5
Scholes, 2008
Polyimide PMDA-ODA
27
2,7
Kim, 1988
Polyimide PMDA-IPDA
18
27,0
Kim, 1988
Polyimide 6FDA-ODA
28
23,0
Kim, 1988
Polyetherblockamid (Pebax 1074)
36
105,0
Szwast, 2012
-10
1 Barrer = 10
(cm³/s).cm/((cm²).cmHg)
Barrer ist eine in der Membrantechnik übliche Einheit und ist ein Maß für den Gasvolumenstrom
(cm³/s), der pro Fläche (cm²) durch eine Membran mit gegebener Materialdicke (cm) bei gegebenem
Differenzdruck über die Membran (cmHg) permeiert.
Die Schwierigkeiten in der industriellen Implementierung der Gaspermeation zur Rückgewinnung von
CO2 werden durch zwei Aspekte prozesstechnischer Natur verursacht. Erstens benötigt das Verfahren
eine energieaufwändige Kompression, da die Gaspermeation ein druckbetriebenes Verfahren ist und
die Mehrzahl der CO2-Quellen bei atmosphärischem Druck vorliegt, was sich negativ auf die
Betriebskosten auswirkt (Makaruk, 2009). Zweitens wird das gewünschte Trennprodukt, sprich CO2,
für konventionelle Polymere auf der Permeat-Seite angereichert, was zu einer Limitierung der
erreichbaren CO2-Reinheit führt. Dieser in der Membran-Gaspermeation typische Effekt ist in
Abbildung 4-19 dargestellt. Es ist zu erwarten, dass eine Membranstufe mit einer hohen Selektivität
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(>40), die mit hohen Druckverhältnissen (>15) betrieben wird, lediglich CO2-Vollumenbrüche von 80
bis 90 % [v/v] im Produktgas erreichen kann (bei einem CO2-Rohgasgehalt von 13% [v/v]). Die
kommerziellen Membranen erreichen dabei lediglich Werte von <80% [v/v]. In der Abbildung ist
ebenfalls ersichtlich, dass für die Erreichung höherer Reinheit die gleichzeitige Erhöhung der
Selektivität und des Druckverhältnisses notwendig ist. Auf Grund der oben vorgestellten Problematik
ergeben sich im Prinzip bereits die erforderlichen Richtungen in der Forschung an Membransystemen
zur Rückgewinnung von CO2 aus Verbrennungsprozessen. Diese werden in Kapitel 4.3.8
beschrieben.
80
XCO2=13% [v/v]
40%
70%
70
80%
60%
90%
50%
Druckverhältnis
60
50
40%
70%
80%
60%
40
90%
50%
30
20
40%
70%
80%
60%
10
50%
40%
10
80%
70%
60%
50%
20
30
40
70%
60%
50%
40%
50
60
70
40%
80
Selektivität CO2/N2
Abbildung 4-19. Maximale mögliche CO2-Reinheit bei Verwendung einer einzelnen Gaspermeations-Stufe
für unterschiedliche Selektivitäten und Druckverhältnisse, CO2 im Rohgas: 13% [v/v]
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4.1.3
Internationale und nationale Projekte und Pilotanlagen
4.1.3.1
Aktuelle EU-Forschungsprojekte zu allgemeinen Themen
Die europäische Union fördert bzw. förderte eine Vielzahl CCS-Forschungsprojekte. Es kann daher
nur ein kurzer Überblick über einige aktuelle laufende Projekte gegeben werden. Auf die Vielzahl von
abgeschlossenen Projekten wird nicht eingegangen. Alle Projekte wurden im Rahmen des FP7Energy gefördert. (http://www.cordis.europa.eu/projects/, 2014)
ECCSEL (2011-2014)
Das Ziel von ECCSEL (European Carbon dioxide Capture and Storage Laboratory Infrastructure) ist
der Aufbau einer europaweiten, integrierten Forschungsinfrastruktur. Das Projekt wird von einem
Konsortium aus 15 Mitgliedern aus neun europäischen Ländern durchgeführt. Es wurden wichtige
CCS-Forschungsschwerpunkte festgelegt und es wird versucht die Lücke zwischen der momentanen
Forschungsinfrastruktur und den daraus resultierenden Möglichkeiten und den benötigen Mitteln um
diese wichtigen Probleme zu behandeln zu schließen. ECCSEL ist daher kein Forschungsprojekt
sondern ein Infrastrukturprojekt. Diese Infrastruktur ist zweiteilig aufgebaut, zum einen
Forschungslabors und zum anderen Pilot- und Testanlagen.
Die geplante Infrastruktur soll ab 2015 zugängig sein, wobei das Konsortium auch für externe
Forschungsgruppen einen freien Zugang vorsieht.
NEXTGENPOWER (2010-2014)
NEXTGENPOWER arbeitet an der Entwicklung neuer Beschichtungen und Legierungen für Kessel,
Turbinen und Rohrleitungen. Diese Materialien sollen höhere Frischdampftemperaturen von über
750°C standhalten. Dadurch kann der Wirkungsgradverlust durch die Implementierung von CCS
ausgeglichen werden.
Das Projekt umfasst ein Konsortium aus Universitäten und
Energiedienstleistern.
OPTIMASH (2011-2015)
Ziel des Projektes ist die Erhöhung der Effizienz und Zuverlässigkeit von Vergasern von Kohlen mit
hohem Ascheanteil. Es soll ein Hochdruck Zirkulierender Wirbelschichtvergaser entwickelt und ein
1MW th Pilotvergaser gebaut werden.
OCTAVIUS (2012-2017)
In OCTAVIUS sollen integrierte Konzepte für emissionsfreie Kraftwerke demonstriert werden. Anhand
von Daten aus Pilotanlagen der Projektpartner werden detaillierte Richtlinien zu Emissionen,
Gesundheitsschutz, Arbeitssicherheit und Umweltmanagement, Prozessführung, Flexibilität und
Kostenaspekten entwickelt. Diese Daten sollen die Vorbereitung von Demonstrationsanlagen wie
ROAD und Porto Tolle unterstützen.
Darüber hinaus wird der DMX-Prozess in einer ENEL Pilotanlage in Brindisi getestet. Ziel ist die
Errichtung einer Demonstrationsanlage am Ende des Projektzeitraumes.
4.1.3.2
Oxyfuel
TU Graz - Institut für Turbomaschinen und Maschinendynamik
An diesem Institut wurde seit 1995 an der Entwicklung eines Oxyfuel-Kreislaufes gearbeitet, dem
sogenannten Graz-Cycle. Die Forschung erfolgte in Zusammenarbeit mit Statoil, Siemens und Alstrom
Power. Der Graz-Cycle besteht grundsätzlich aus einem Hochtemperatur-Brayton-Kreislauf und einem
Seite 111 von 390
Niedrigtemperatur-Rankine-Kreislauf. Das
(http://www.graz-cycle.tugraz.at/, 2013).
Fließschema
ist
Abbildung
4-20
zu
entnehmen
Abbildung 4-20. Fließschema des Graz-Cycle
Quelle: http://www.graz-cycle.tugraz.at/, 2013
Ein Gemisch aus ca. 74w% Dampf, 25,3w% CO2, 0,5w% O2 und 0,2w% N2 verlässt die
Verbrennungskammer bei einer Durchschnittstemperatur von 1400°C. Die Flüssigkeit wird in der HTT
auf einen Druck von 1,05bar und 579°C entspannt. Die Kühlung erfolgt mit Dampf aus der HPT.
Dadurch erhöht sich der Wasserdampfgehalt auf 77% am Austritt der HTT. Das heiße Abgas wird im
Abhitzekessel abgekühlt, um den Dampf für die HPT zu verdampfen und zu überhitzen. Aber nach
dem Abhitzekessel werden 45% der Zyklusmassenstrom in der LPT weiter expandiert. Der LPT
Ausgangs- und somit Kondensatordruck ist 0,041 bar für eine Kühlwassertemperatur von 8°C.
Gas- und Flüssigphase werden im Wasserabscheider abgetrennt. Von dort wird der
Gasmassenstrom, der das CO2 und die Hälfte des Wassers aus der Verbrennung enthält mit
Zwischenkühlung und Extraktion des kondensierten Wasser auf Atmosphärendruck komprimiert. CO2
wird der weiteren Verwendung oder Lagerung zugeführt. Nach der Abtrennung des verbleibenden
Wassers, wird das Wasser aus dem Kondensator vorgewärmt, verdampft und überhitzt in dem HRSG.
Der Dampf wird dann bei 180bar und 549°C der Hochdruckturbine zugeführt. Nach der Entspannung
wird es zur
Kühlung des Brenners und der HTT-Stufen verwendet. Der Hauptteil des
Kreislaufmediums, das nach dem HRSG mit einer maximalen Temperatur von 600°C abgetrennt wird,
wird unter Verwendung eines zwischengekühlten Verdichters komprimiert und in die
Verbrennungskammer eingespeist (http://www.graz-cycle.tugraz.at/, 2013).
Im Moment wird die Forschung zu diesem Thema aufgrund der politischen Situation, die
CO2-Einspeicherung verbietet, nur spärlich weitergeführt.
TU Graz - Institut für Wärmetechnik
Am Institut für Wärmetechnik wurde das Thema Oxyfuel in der Vergangenheit in zwei Projekten
bearbeitet.
Das RFCS-Projekt „Friendly Coal“ wurde mit einem Konsortium aus Technische Universität
Dänemark, Technische Universität München, Technische Universität Graz, AE&E und ENEL
durchgeführt. Es wurden zwei verschiedene Konzepte zur Kohlenstaubverbrennung mit reinem
Sauerstoff analysiert und verglichen. Im ersten Konzept wird die Verbrennungstemperatur durch eine
Seite 112 von 390
hohe Rauchgasrezirkulationsrate gesenkt, was dem bisher gängigen Lösungsansatz entspricht. Beim
Konzept der invers gestuften Verbrennung werden die einzelnen Brennerebenen in unterschiedliche
Verbrennungszonen unterteilt. Die Aufgaben des Instituts lagen in der Auslegung und Konstruktion
eines Oxycoal-Brenners für hohe Rezirkulationsraten, der CFD-Simulation von Oxycoal-Flammen und
der
Kreisprozessberechnungen
und
ökonomische
Bewertung
des
Gesamtsystems
(http://portal.tugraz.at/portal/page/portal/TU_Graz/Einrichtungen/Institute/Homepages/i3070/forschung
/AG_Energiesysteme_Biomassenutzung/Friendly_Coal, 2013).
Ziel des zweiten Projektes war die Entwicklung einer hocheffizienten und nachhaltigen
Wirbelschichttechnologie zur Reduktion von CO2-Emissionen bei der Energieumwandlung durch den
Einsatz von neuen biogenen Brennstoffen bzw. Ersatzbrennstoffen, die Optimierung des
Kesseldesigns zur Steigerung der Wirkungsgrade und die experimentelle Erprobung eines CO2-freien
Reinsauerstoffbetriebes an einer 100kW Technikumsanlage. Das Projekt wurde in Zusammenarbeit
mit
Austrian
Energy
&
Environment
durchgeführt
(http://portal.tugraz.at/portal/page/portal/TU_Graz/Einrichtungen/Institute/Homepages/i3070/forschung
/AG_Energiesysteme_Biomassenutzung/oxyfluid, 2013).
Im Moment wird kein größeres Projekt zum Thema Oxyfuel bearbeitet. Es werden jedoch Aufträge von
Firmen bearbeitet. So werden Untersuchungen zur Methan- bzw. Erdgasverbrennung mit
Reinsauerstoff mit Messer Austria durchgeführt.
TU Wien – Institut für Energietechnik und Thermodynamik
Am Institut für Energietechnik und Thermodynamik der TU Wien wurde das Thema CCS in
verschiedenen Projekten wie z.B. ECOCEM, K1Met und EISERN behandelt. Darin wurde die CO2Abscheidung in der Zementindustrie und in der Eisen- und Stahlindustrie behandelt. Neben Oxyfuel
wurde auch die Post-Combustion-Technologie in der Zementindustrie untersucht. In Bezug auf die
Eisen- und Stahlindustrie wurde das COREX und FINEX-Verfahren untersucht. In Unterstützung der
Industriepartner EVN und Andritz wurde im Kraftwerk Dürnrohr an einer Slipstream-PostcombustionAnlage (Projektname CO2SEPPL) geforscht.
Darüber hinaus wurde in Kooperation mit anderen Instituten und der Universität Stuttgart ein
Weißbuch zum Thema „Carbon Capture and Storage“ (CCS) in Österreich verfasst.
CIUDEN und OXYCFB 300 Compostilla Projekt
CIUDEN wurde 2006 von der spanischen Regierung gegründet. Es verfügt über zwei getrennte
Kessel, einen 20MW th PC und einem 30MW th CFB. Im Oktober 2012 wurde ein 3000 Stunden
Versuch abgeschlossen. In diesem Versuch wurde die CFB Oxyfueltechnologie in Kombination mit
der kryogenen CO2-Abtrennungs- und Kompressionsanlage demonstriert. Es konnte CO2 mit einer
Reinheit von 99% gewonnen werden. Darüber wird am CO2-Transport in einer CO2-TransportTestanlage geforscht. Die Anlage kann sowohl mit komprimiertem CO2 aus der Pilotanlage als auch
kommerziellem CO2 betrieben werden. Darüber hinaus CO2-Speicherung getestet werden (Otero,
2013 und http://www.ciuden.es, 2014).
Die Pilotanlage von CIUDEN soll in einer zweiten Projektphase zu einer 300MW el CFB-Oxyfuelanlage
ausgebaut werden. Das gewonnene CO2 wird komprimiert und in einer 140km langen Pipeline zum
Einspeiseort transportiert werden. Dort soll das Gas in auf dem Festland in salinen Aquiferen
gespeichert werden. Projektpartner sind Endesa, CIUDEN und Foster Wheeler. Die finale
Investitionsentscheidung steht aus (http://www.globalccsinstitute.com/project/oxycfb-300-compostillaproject, 2014).
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White Rose CCS Projekt
In diesem Projekt soll ein neues 426MW el superkritisches, kohlebefeuertes Oxyfuelkraftwerk in
Kooperation von Alstrom, Dray und BOC gebaut werden. Es soll eine vollständige CO2-Abtrennung
und Speicherung in der Nordsee beinhalten. Zu einem späteren Zeitpunkt könnte das Gas auch für
EOR genutzt werden. Im Dezember 2013 wurde dem Konsortium von der Britischen Regierung der
Auftrag für das Engineering und Design der Anlage für zwei Jahre erteilt. Das White Rose CCS
Projekt ist Teil des Humber Clusters, einem größeren Projekt zur Erforschung des Transportes und
der Speicherung von CO2 in leeren Erdgasfeldern (http://www.whiteroseccs.co.uk/, 2014).
O2GEN (2012-2015)
Ziel des EU-Forschungsprojektes ist es, die zweite Generation Oxyfueltechnologien zu demonstrieren.
So soll der Wirkungsgradverlust von 12 auf 6 Prozentpunkte gesenkt werden. Die Auswirkungen
hoher O2-Konzentrationen auf verschiedene Aspekte wie Verbrennungsleistung, Brennstoffflexibilität,
Materialverhalten und Kontrollierbarkeit des Feststoffkreislaufes im Kessel werden untersucht.
Abhängig von den Ergebnissen der Demonstrationsversuche wird der Prozess optimiert. Als
Demonstrationsanlage wird CUIDEN verwendet.
GREEN-CS (2013-2017)
Ziel des Projektes ist die Reduktion des Energiebedarfs der Oxyfueltechnologie durch die
Weiterentwicklung von OTM-Luftzerlegungprozessen und dessen Einsatz in der Energie- und
Zementindustrie. Der Schwerpunkt des Projektes liegt auf der Entwicklung von neuen
Membranmaterialien.
HETMOC (2011-2013)
In diesem Projekt wird an der Entwicklung und dem Einsatz von hocheffizienten Schlauchmembranen
für die Oxyfuel-Verbrennung geforscht. Dadurch soll die Gesamteffizienz des Prozesses verbessert
werden.
Schwarze Pumpe in Deutschland
30MW th Kohle, Kohlenstaubverbrennung; Ausbau zur Demonstrationsanlage 2012 abgesagt
Lacq in Frankreich
30MW th, erdgasbefeuert
Callide in Australien
30MW el, Kohle
FuturGen 2.0 in Illinois, USA
200MW el Kohle
Ein Demonstrationsprojekt für Oxyfuel in der Zementindustrie in Odessa, USA wurde abgesagt. Der
Bau einer Demonstrationsanlege der Top Gas Recycling Blast Furnace-Technologie in Lorraine,
Frankreich wurde auf unbestimmte Zeit ausgesetzt.
4.1.3.3
Pre-Combustion
Es gibt eine Anzahl von IGCC-Kraftwerken ohne CCS. In dieser Aufzählung werden nur Kraftwerke
mit CCS berücksichtigt. Wie bei anderen CCS-Technologien wurden viele Projekte gestoppt bzw.
steht die endgültige Investitionsentscheidung noch aus.
Seite 114 von 390
CO2 CATCHUP in Buggenum (Niederlande)
Für die Kohlegaserzeugung wird ein Shell-Flugstromvergaser eingesetzt, zur Energieerzeugung
kommt eine Siemens SGT5-2000E (vormals V94.2)-Gasturbine zum Einsatz, welche an den Betrieb
mit Erdgas, Heizöl und Kohlegas angepasst wurde und mit dem Dampfturbosatz gemeinsam einen
Generator speist. Die Nettoleistung beträgt 253MW, der Auslegungswirkungsgrad 43%. Im Zuge des
Projektes wurde ein Teilstrom der zirka 20MW entspricht abgetrennt und vom CO2 gereinigt. (TU Wien
(ITE+VT) und Universität Stuttgart (IVD), 2009) Das Kraftwerk ist seit 2001 in Betrieb, die CO2Abtrennung nach einer Bauphase von zwei Jahren seit 2011. 2013 wurde der Betrieb aufgrund des
geringen
Strompreises
eingestellt
(http://www.nuon.com/company/core-business/energygeneration/power-stations/buggenum/, 2014).
IGCC-Anlage in Hürth (Deutschland)
Diese geplante Demonstrationsanlage sollte IGCC mit CCS kombinieren, wobei das abgeschiedene
CO2 über eine etwa 530km lange Pipeline vom Standort des Kraftwerks (Goldenberg bei Köln) zum
Speicherort im Norden Deutschlands transportiert und in salinen Aquiferen gespeichert werden sollte.
Das
Projekt
wurde
aufgrund
des
Verbotes
der
CO2-Speicherung
gestoppt
(https://www.rwe.com/web/cms/en/346362/rwe-power-ag/innovations/igcc-ccs-power-plant/, 2014).
IGCC-Kraftwerk in Puertollano (Spanien)
In dieser 335MW IGCC-Anlage auf Kohlebasis kommt ein Prenflo-Flugstromvergaser der Firma Uhde
zum Einsatz. Gas- und Dampfturbosatz in Zweiwellenanordnung stammen von Siemens, die
eingesetzte auf Kohlegasbetrieb angepasste Gasturbine ist vom Typ SGT5-4000F (eh. V9.3). Die
Nettoleistung beträgt ca. 300MW, der Nettowirkungsgrad 45%. (TU Wien (ITE+VT) und Universität
Stuttgart (IVD), 2009) Seit 2011 ist in die Anlage eine 14MW Pilotanlage mit CCS und H23
Coproduktion
integriert.
Es
werden
3600Nm /h
Synthesegas
gereinigt
(http://sequestration.mit.edu/tools/projects/puertollanto.html, 2014).
Don Valley Power Projekt
Im englischen Hatfield wird zu Demonstrationszwecken die IGCC Technologie für ein 900MWKraftwerk eingesetzt. Die CO2-Abscheiderate soll in Hatfield bei 91% liegen. Es wird davon
ausgegangen, dass in Hatfield 5 Millionen Tonnen CO2 pro Jahr abgeschieden und gespeichert
werden. Es handelt sich um einen Offshore-Speicher in der Nordsee, in welchem das CO2 zu EORZwecken in Öllagerstätten gepresst wird (Posch, et al., 2011). Die finale Investitionsentscheidung ist
ausständig.
Captain Clean Energy Projekt
Bau eines neuen 570MW netto IGCC-Kraftwerkes mit CCS, Offshore Speicher in der Nordsee
(http://sequestration.mit.edu/tools/projects/captain.html, 2014).
C.GEN North Killingholme Projekt
450 MW IGCC mit CCS
Teesside Low Carbon Projekt
CO2-Abtrennung aus einem 400MW-Teilstrom eines 850MW IGCC
Darüber hinaus werden weitere Projekte in Großbritannien geplant. Die finanzielle Unterstützung
Großbritanniens ist bei diesen Projekten ungewiss. Es wäre jedoch möglich, dass sie durch das
Ausscheiden eines gewählten Projektes berücksichtigt werden.
Wichtige Demonstrationsanlagen werden in Asien insbesondere in China und Nordamerika gebaut.
Dabei ist besonders das Kemper Country IGCC Projekt herauszustreichen. Diese neu gebaute
Seite 115 von 390
582MW netto Kohle-IGCC geht 2014 in Betrieb und trennt 65% der CO2-Gesamtemissionen ab. Es
wird somit die weltweit größte IGCC-Anlage mit CCS.
DEMOCLOCK (2011-1015)
DEMOCLOCK versucht die technische, wirtschaftliche und ökologische Machbarkeit von Festbett
Hochtemperatur-Hochdruck-Chemical-Looping-Combustion in Großkraftwerken. Dazu wird ein 500kW
Festbettreaktor ausgelegt, gebaut und betrieben. In diesem soll Synthesegas aus einem
Vergasungsprozess umgesetzt werden.
4.1.3.4
Die Hauptakteure bei Forschung und Entwicklung von Chemical-Looping-Prozessen sind nach wie vor
nationale und internationale Universitäten. An der Technischen Universität Wien, Institut für
Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und Technische Biowissenschaften findet im Bereich CLC und
Carbonate-Looping durchaus relevante Forschungsarbeit im nationalen Bereich statt. Diese
Forschungsvorhaben werden von der österreichischen Regierung gefördert und von Unternehmen
begleitet/kofinanziert, die Interesse an dieser Technologie haben.
Folgende akademische Einrichtungen führen Forschung und Entwicklung mit eigenen Anlagen im
Labor-, Technikums- oder Pilotmaßstab durch und publizieren die Ergebnisse in wissenschaftlich
relevanter Art und Weise:
•
Chalmers University of Technology, Göteborg, Schweden - Division of Energy Technology,
Department of Energy and Environment (Rydén, 2006)
•
University of Zaragoza, Spanien - Department of Energy and Environment, Instituto de
Carboquímica (C.S.I.C.) (de Diego, 2008)
•
Technische Universität Wien – Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und Technische
Biowissenschaften (Marx, 2013)
•
Technische Universität Darmstadt,
Energietechnik, (Ströhle, 2014)
Deutschland
-
Institut
für
Energiesysteme
und
Mit dem Projekt „BioCLC - Biomasse-KWK mit Bereitstellung von konzentriertem CO2“ der ANDRITZ
Energy & Environment gemeinsam mit der Technischen Universität Wien, Institut für
Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und Technische Biowissenschaften findet zum Zeitpunkt der
Berichtslegung ein konkretes Forschungsprojekt zu diesem Thema statt. Hier wird eine CLC mit
Metalloxid-Kreislauf zur Energiebereitstellung aus Biomasse mit gleichzeitiger CC untersucht
(Projekteinreicher war die frühere Austrian Energy & Environment). Themen in diesem
Forschungsprojekt (KliEn, Neue Energien 2020 4. AS) sind die Konzepterarbeitung, fluiddynamische
Untersuchungen, der Betrieb einer Technikumsanlage sowie eine technoökonomische Studie für eine
Großanlage.
Ein weiteres interessantes Projekt, welches sich mit Chemical-Looping befasst, ist das Projekt ERBA,
das in Kooperation mit der voestalpine Stahl GmbH Linz und voestalpine Stahl Donawitz GmbH & Co
KG mit der Technischen Universität Wien, Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und
Technische Biowissenschaften abgewickelt wird. Interessant ist es nicht zuletzt, da hier die
produzierende Industrie und nicht ein Kraftwerk der Ausgangspunkt ist. ERBA befasst sich mit der
Biogasreformierung mit selektiver CO2-Abtrennung für Kokerei- und Verhüttungsprozesse in der
Stahlindustrie. Dabei wird Biomasse unter Nutzung eines CaO-Kreislaufes vergast und ein biogenes
Reduktionsgas erzeugt, als Nebenprodukt fällt ein sehr reiner CO2-Strom an. Ein Schema des
Verfahrenskonzepts ist in Abbildung 4-21 dargestellt. Themen des aktuellen Forschungsprojekts sind
theoretische Analysen, Design und Betrieb einer Pilotanlage sowie ein Upscaling.
Seite 116 von 390
Abbildung 4-21. Verfahrenskonzept im Projekt ERBA
Im großen EU-Projekt CARINA (Carbon Capture by means of an Indirectly Heated Carbonate Looping
Process) wird ebenfalls ein Chemical-Looping-Prozess, konkret ein Carbonate-Looping-Verfahren,
untersucht. Koordinator des Projektes ist die Technische Universität Darmstadt, Projektpartner sind
unter anderem die Technische Universität Graz, Institut für Wärmetechnik, die Universität ErlangenNürnberg sowie AGNION Energy (Karl, 2010). Das Projekt arbeitet am Proof-of-concept eines mit
Heatpipes extern beheizten Carbonate-Looping-Prozesses für CC. Eine Testanlage mit 1MW th soll
betrieben und zur Verfahrens- und Sorbensoptimierung eingesetzt werden. Eine Machbarkeitsstudie
für eine Großanlage soll erarbeitet werden.
4.1.3.5
Vergasungsprozesse
Die Vergasung von Kohle und in den letzten beiden Jahrzehnten speziell auch die Vergasung von
Biomasse wird weltweit relativ intensiv beforscht. Folgende Unternehmen und Forschungsinstitutionen
auf nationalem und internationalem Niveau führen maßgebliche Forschungstätigkeiten und
zugehörige Ergebnispublikation durch:
•
Technische Universität Wien, Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und Technische
Biowissenschaften (8MW th-Demonstrationsanlagen in Güssing und Oberwart)
•
Technische Universität Wien, Institut für Energietechnik und Thermodynamik
•
Technische Universität Graz, Institut für Wärmetechnik
•
BIOENERGY 2020+ GmbH
•
JOANNEUM RESEARCH Forschungsgesellschaft mbH
•
KIT Karlsruhe Institute of Technology, Department Gasification Technology, Deutschland
•
Paul-Scherrer-Institut PSI, Villigen, Schweiz
•
University of Twente - Sustainable Process Technology, Faculty of Science and Technology,
Enschede, Niederlande
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HALDOR TOPSOE A/S, Lyngby, Dänemark
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VTT Technical Research Centre of Finland, Espoo, Finnland
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METSO AG, Finnland
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Zahlreiche Universitäten in USA, koordiniert durch das Department of Energy (DoE)
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CSIRO Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation, Australien
Die Vergasungsverfahren sind Stand der Technik für Kohle und befinden sich in Optimierung und
Demonstration für Biomasse (Biomasse-Dampfvergasung Güssing, Oberwart, Villach; GoBiGas in
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Göteborg, Schweden). Die Forschung der Anwendung von CC für Power to Gas-Konzepte steht
allerdings noch am Anfang. Erste konzeptuelle Arbeiten in diesem Zusammenhang sind bislang nur
aus Österreich bekannt (Technische Universität Wien, Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik
und Technische Biowissenschaften in Zusammenarbeit mit der FH Burgenland, Department für
Energie- und Umweltmanagement (Groß, 2013)). Am Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik
und Technische Biowissenschaften der Technischen Universität Wien sind aber weitere
Forschungsarbeiten zu diesem Thema in Vorbereitung bzw. in Umsetzung begriffen.
4.1.3.6
Die wesentlichsten praktischen Forschungsarbeiten an realen Versuchsträgern und Pilotanlagen
werden an folgenden Stellen durchgeführt:
•
Pilotanlage beim Kraftwerk Esbjerg, Dänemark (betrieben durch DONG Energy Generation):
Knudsen, 2007
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Pilotanlage Universität Kaiserslautern, Laboratory of EngineeringThermodynamics (in
Zusammenarbeit mit BASF): Mangalapally, 2011a und Mangalapally, 2011b
•
CO2-Technologiezentrum Mongstad (TCM), Norwegen (in Zusammenarbeit mit Statoil, Sasol,
Gassnova, Norske Shell): de Koeijer, 2011 (Aminwäsche und Chilled Amonia Prozess)
•
Pilotanlage Chilled-Ammonia-Prozess, Wisconsin, USA, We Energies Pilot facility (ALSTOM,
EPRI), seit 2012 keine weiteren Publikationen, Testbetrieb vermutlich Ende 2012 eingestellt.
•
Pilotanlage der RWE AG (mit BASF) beim Kraftwerk Niederaussem: RWE, 2013
•
Pilotanlage der EVN beim Kraftwerk Dürnrohr (Kinger, 2013)
Zahlreiche Projekte werden an diesen Technologieträgern aber auch an anderen Stellen durchgeführt.
Kommerzielle Anlagen in regulärem Betrieb wurden zum Teil bereits in Kapitel 4.1.2.5 genannt.
Die Aminwäsche-Versuchsanlage am Standort des Kraftwerks Dürnrohr ist für Österreich von
besonderer Bedeutung (Projekt CO2SEPPL). Hier untersucht ein Konsortium aus EVN AG, ANDRITZ
Energy & Environment sowie der Technischen Universität Wien, Institut für Energietechnik und
Thermodynamik die Aminwäsche unter realen Bedingungen. Der Einfluss von Betriebsbedingungen
und verschiedenen Absorptionslösungen auf die CC, ein späteres Upscaling sowie zukünftige DemoProjekte werden untersucht (Kinger, 2013).
4.1.3.7
Adsorption
Ein sehr interessantes Forschungsprojekt widmet sich momentan der Entwicklung eines
leistungsfähigen Adsorbensmaterials für die physikalische Adsorption. Das Unternehmen ATMI Inc. in
den USA entwickelt unter der Markenbezeichnung BrightBlack ein Aktivkohle-Adsorbens, welches
sehr vielversprechend für CC aus Kraftwerksabgasen zu sein scheint (Donald Carruthers, 2012 und
Sweeney, 2012). Auch eine für praktische Anwendung ausreichende Selektivität scheint gewährleistet
zu sein, da bei einer Ausbeute von über 90% ein CO2-Strom mit einer Reinheit von 99% erzielt
werden kann.
Ein weiteres Forschungsprojekt beschäftigt sich mit der Optimierung des „Dry Carbonate Prozesses“,
welcher durch das Unternehmen RTI International in den USA entwickelt wurde. Konkret geht es um
die Verbesserung der Prozesskonfiguration und des Adsorptionsmittels sowie um das Upscaling des
Verfahrens und den Aufbau einer Pilotanlage mit einer Kapazität von 1tCO2/d (Nelson, 2009). Sehr
ähnliche Arbeiten am gleichen Adsorptionsmittel werden auch von einem koreanischen (Park, 2011)
sowie einem chinesischen Konsortium (Zhao, 2013) berichtet. Diese beiden Gruppen analysieren
neben Natriumkarbonat auch Kaliumkarbonat als mögliches Adsorbensmaterial, jeweils unter
Anwendung von realen Kraftwerks-Rauchgasen.
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4.1.3.8
Kryogene Verfahren
Für kryogene Verfahren wird an der Umsetzung und Demonstration gearbeitet, speziell in Hinblick auf
CCS. In konventionellen Anwendungen (Brauereien, Bioethanolproduktion, zum Teil auch in der
Biogasaufbereitung) sind die Verfahren kommerziell verfügbar. Grundlegend neue Verfahren zur
kryogenen CO2-Abtrennung sind nicht mehr zu erwarten. Das Forschungs- und Entwicklungspotenzial
ist also relativ gering und beschränkt sich auf Anwendungsforschung, Implementierung und
Projektrealisierung.
Folgende zwei Projekte erforschen die Anwendung kryogener CO2-Separation in großem Maßstab
und sollen deshalb an dieser Stelle genannt werden:
•
EXXONMOBIL LaBarge Projekt Wyoming, USA, Controlled Freeze Zone
Technologie,
0,4MtCO2/a für die Erdgasaufbereitung (Sweetening) und CCS, seit 2008 in Betrieb
•
AIRLIQUIDE GreenHydrogen Projekt, Niederlande, CCS im Rahmen von Methanreformierung
zur H2-Produktion
TM
An der Universität Eindhoven, Niederlande wird seit einiger Zeit ein Verfahren untersucht, bei dem
CO2 aus einer Mischung von N2/H2O/CO2 (stellvertretend für Verbrennungsabgase) mittels tiefkalter
Festbettpackungen abgetrennt wird (CPB-Verfahren). Hier findet Kondensation/Desublimation von
H2O und CO2 aus heißem Abgas (250°C) an unterschiedlichen Stellen entlang einer röhrenförmigen
Festkörperpackung statt, die ursprünglich auf etwa -140°C gekühlt wurde (Tuinier, 2011). Das
Verfahren wurde im Labor- und Pilotmaßstab demonstriert und eine technoökonomische Analyse für
eine Großanlage ergab durchaus attraktive spezifische Gesamtkosten. Weitere Forschungsarbeiten
zur Verfahrensumsetzung sind zu erwarten.
4.1.3.9
Eine ausgeprägte Aktivität im Bereich der Pilotanlagen und Projekte zur CO2-Rückgewinnung mittels
Membrantechnik ist vor allem in den USA zu beobachten. Zu den wesentlichsten Projekten zählen:
•
“Novel inorganic/polymer composite Membranes for CO2 capture” (USA, NETL FE0007632)
von Ohio State University mit folgenden Partnern: Gradient Technologies, Trisep Corporation
und AEP.
•
“Membrane process to capture carbon dioxide from coal-fired power plant flue gas” (USA
NETL FE0005795, DE-NT0005312, FC26-07NT43085) von Membrane Technology &
Research Inc. mit folgenden Partnern: Arizona Public Service, Babcock & Wilcox, EPRI
Helios-NRG, Southern Company/NCCC, Warley Parsons. Die Pilotanlage des
Forschungsprojekts ist in Abbildung 4-22 ersichtlich.
•
“Bench-scale, high-performance, thin film composite hollow fiber membrane for postcombustion carbon dioxide capture” (USA NETL FE0007514) von General Electric mit
folgenden Partnern: Idaho National laboratory, Western Research Institute und Georgia
Institute of Technology.
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“Hybrid membrane/absorption process for post-combustion CO2 capture” (USA NETL
FE0004787) von Gas Technology Institute mit folgenden Partnern: Aker Process Systems,
Midwest generation EME, LLC, PoroGen Corporation.
•
“CO2-capture by sub-ambient membrane operation” (USA NETL FE0004278) von American
AirLiquide mit folgenden Partnern: AL MEDAL.
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“Development of dense ceramic membranes for hydrogen separation” (USA NETL FWP49601) von Argonne National laboratory.
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“CO2 capture membrane process for power plant flue gas” (USA NETL Nt0005313) von
Research Triangle Institute mit folgenden Partnern: Arkema und Generon IGS.
•
“Novel dual functional membrane for controlling carbon dioxide emissions from fossil-fueled
power plants” (USA NETL FG26-04NT42120) von University of New Mexico mit T3 Scientific
LLC als Partner.
Abbildung 4-22. Eine Pilotanlage von Membrane Technology and Research Inc. zur Abtrennung von etwa
einer Tonne CO2 am Tag an einem Kohlekraftwerk
Quelle: DEO/NETL Advance Carbon Dioxide Capture R&D Program: Technology Update
Zu den bedeutendsten experimentellen Tätigkeiten im Bereich der CO2-Rückgewinnung in Europa
zählen:
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Forschungsarbeiten an der Universität in Twente, Niederlande, Entwicklung von Membranen
auf Basis von PEBAX- und SPEEK-Polymern und deren experimentelle Validierung an einem
Kohlekraftwerk.
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Entwicklungsarbeiten am GKSS-Forschungszentrum in Geesthacht, Deutschland, zur
Entwicklung von hoch-permeablen und hoch-selektiven Membranen auf Basis von PEBAX
und PEG.
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Forschungsarbeiten an der Technischen Universität Wien, Institut für Verfahrenstechnik,
Umwelttechnik und Techn. Biowissenschaften, zur Pilotierung und Demonstration von
Gaspermeation für die Trennung von CH4/CO2, CO2/H2/CO und CH4/CO2/CO/H2.
4.1.3.10 Postcombustion
CAPSOL (2011-2014)
Es wird an der Post-Combustion-Abtrennung von CO2 mittels Lösungsmittelwäsche gearbeitet. Das
Projekt verfolgt einen ganzheitlichen Ansatz. Es wird an neuen leistungsstarken Lösungsmitteln und
Lösungsmittelmischungen geforscht. Gleichzeitig werden die Trennanlagen überarbeitet und die
Prozesskonfigurationen optimiert. Weiters wird an der Integration der CO2-Wäsche mit dem
Kraftwerksprozess geforscht. So sollen die CO2-Trennkosten auf 16EUR/tCO2captured gesenkt
werden.
MATESA (2013-1016)
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Ziel dieses Projektes ist die Entwicklung eines neuartigen Post-Combustion-Verfahrens auf Basis von
Electric Swing Adsorption. Dazu soll ein neues Hybrid-Adsorptionsmaterial hergestellt werden, das
CO2 selektiv adsorbiert, Elektrizität leitet, einen geringen Druckabfall verursacht und umweltverträglich
ist.
HIPERCAP (2014-2017)
In diesem Projekt werden neue Methoden für CO2-Postcombustion-Abtrennung entwickelt. Der
Vorschlag umfasst alle Haupttrenntechnologien. Absorption, Adsorption, Membranen, Enzymbasierte
Systeme, biomimetische Systeme und andere neue Formen der CO2-Abtrennung werden geprüft. Die
zwei vielversprechendsten Konzepte werden ausgewählt und weiter untersucht.
IOLICAP (2011-2014)
Als neue Lösungsmittel in der Postcombustion-CO2-Wäsche werden ionische Flüssigkeiten
untersucht. Im Zuge des Projektes wird Know-How in den Bereichen der chemischen Synthese von
ionischen Flüssigkeiten, molekularer Simulation, mechanischer Statistik, Phasengleichgewichten,
Elektrochemie, Korrosion, physikalisch/thermophysikalischen Charakterisierung nanoporösen
Materialien und Membrantechnologie gesammelt. Das soll zur Entwicklung und Evaluierung neuer
ionischer Lösungsmittel und Prozessen führen.
4.1.4
Nationale & internationale Hersteller bzw. Unternehmen
An dieser Stelle werden nationale und internationale Hersteller von Anlagen für das Carbon-Capturing
bzw. Lieferanten von wesentlichen Subkomponenten und Chemikalien aufgelistet. Unternehmen des
allgemeinen Anlagenbaus, die ebenfalls an der Projektierung von CC-Anlagen beteiligt sind, werden
aus Platzgründen nicht erwähnt. Es kann kein Anspruch auf Vollständigkeit erhoben werden.
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AGNION Energy, Deutschland (Chemical-Looping-Combustion)
ALSTOM, Frankreich (Oxyfuel CFB-Prozess, H2-Turbinen, Vergasungssysteme, Advanced
Amine Prozess, Chilled Ammonia Prozess)
AIRLIQUIDE, Frankreich (Oxyfuel, Precombustion, Physikalische Wäsche, Aminwäsche,
Adorption, Kryogene Verfahren, Membranverfahren)
AIRPRODUCTS&CHEMICALS, USA (Oxyfuel)
AKER Clean Carbon, Norwegen (Aminwäsche)
ANDRITZ Energy & Environment, Österreich (Oxyfuel CFB, Aminwäsche)
ARCELOR MITTAL, Luxemburg (Stahlindustrie)
ARCHER DANIELS MIDLAND, USA (Kryogene Verfahren)
ATMI, USA (Adsorption)
AXIOM ANGEWANDTE PROZESSTECHNIK, Österreich (Membrantechnik)
BASF, Deutschland (Aminwäsche)
BABCOCK & WILCOX, USA (Oxyfuel, Aminwäsche)
BORSIG Membrane Technology, Deutschland (Membrantechnik)
CARBOZYME, USA, (Membrantechnik)
COSTAIN Group, UK (Oxyfuel, verschiedene Waschverfahren)
DONG Energy Generation, Dänemark (Aminwäsche)
DOOSAN, Südkorea (Oxyfuel)
DOW Chemical, USA (Aminwäsche, weitere chemische Waschverfahren)
ELCOGAS, Spanien (Pre-Combustion, IGCC)
ENEL Produzione, Italien (Oxyfuel)
E.ON, Deutschland (Anwendung und Entwicklung Pre- & Post-Combustion, Oxyfuel)
EVONIK Fibres, Österreich (Membrantechnik)
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4.1.5
EXXONMOBIL, USA (Kryogene Verfahren)
FLUOR DANIELS, USA (Aminwäsche ECONAMINE FG)
GDF SUEZ, Frankreich (CCS-Forschung, Betrieb CCS-Anlagen, Kryogene Verfahren)
GENERAL ELECTRIC Global Research Center, USA (Membrantechnik)
GMT MEMBRANTECHNIK, Deutschland (Membrantechnik)
HAFFMANS PENTAIR, Niederlande & USA (Kryogene Verfahren, Membrantechnik,
Hybridverfahren)
HALDOR TOPSOE, Dänemark (Vergasung)
HTC Purenergy, Kanada (Aminwäsche)
KELLOGG BROWN & ROOT, USA (IGCC, Post-Combustion)
MEMRANE TECHNOLOGY AND RESEARCH MTR, USA (Membrantechnik)
LINDE AG, Deutschland (Oxyfuel, IGCC, Rectisol-Wäsche, Aminwäsche, Adsorption)
MESSER Austria, Österreich (Oxyfuel)
METSO AG, Finnland (Vergasung)
MITSUBISHI HEAVY INDUSTRIES MHI, Japan (Aminwäsche)
MITSUI&CO, Japan (Oxyfuel)
POWERSPAN, USA (Proprietäre chemische Wäsche)
REPOTEC - Renewable Power Technologies Umwelttechnik, Österreich (Vergasung)
RWE AG, Deutschland (Aminwäsche, IGCC)
SARGAS, Norwegen (Kaliumkarbonat-Wäsche)
SHELL, Niederlande (Aminwäsche CANSOLV, Pre-Combustion, Vergasung)
SINTEF, Norwegen (Absorption, Membrantechnik)
SRI International, USA (Membrantechnik für IGCC, Ammoniumkarbonat-Wäsche)
STATOIL HYDRO ASA, Norwegen (Aminwäsche)
STRABAG SE AG, Österreich (BCM-Verfahren): STRABAG, 2013 und Günther, 2007
SIEMENS AG, Deutschland (Oxyfuel, IGCC, Postcap-Verfahren)
UNION CARBIDE, USA (Selexol-Wäsche)
UNION Engineering, Dänemark (Kryogene Verfahren)
UOP LLC, USA (Benfield-Prozess, Selexol-Wäsche)
VITO, Belgien (Membrantechnik)
WITTEMANN, USA (Aminwäsche)
XEBEC, Kanada (Adsorption)
Forschungsinstitutionen
An dieser Stelle werden nationale und internationale Forschungsstellen genannt, die mit größerem
Nachdruck an CC-Themen forschen. In vorherigen Kapiteln bereits genannte Einrichtungen werden
hier nicht noch einmal erwähnt (Global CCS Institute, 2009). Nichteuropäische Einrichtungen werden
nur genannt, wenn ihre Forschung sehr signifikant, oder aber in europäischen Institutionen nicht
ebenfalls abgedeckt ist.
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Abo Akademi University, Finnland (Chemische Adsorption und Karbonatisierung natürlicher
Minerale oder Reststoffe)
Argonne National Laboratory, USA (Membrantechnik)
Brigham Young University, USA (CCC-Verfahren)
Chalmers University of Technology, Schweden (CCS-Technologien)
Cooperative Research Centre for Greenhouse Gas Technologies, Department of Chemical
and Biomolecular Engineering, University of Melbourne, Australia (Membrantechnik)
Department of Biomolecular and Chemical Engineering, National University of Singapore,
Singapur (Membrantechnik)
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Department of Chemical Engineering, Virginia Polytechnic Institute and State University,
Virginia USA (Membrantechnik)
Department of Chemical and Materials Engineering, University of Cincinnati, Ohio USA
(Membrantechnik)
Department of Chemical Engineering, The University of Texas, Austin, USA (Membrantechnik)
Department of Environmental Engineering for Symbiosis, Faculty of Engineering, Soka
University, Japan (Membrantechnik)
Department of Inorganic Technology, ICT Prague, Tschechische Republik (Membrantechnik)
ENSIC Nancy Universite’, Laboratorie des Sciences du Genie Chimique, Frankreich
(Membrantechnik)
Faculty of Bioscience Engineering, Katholieke Universiteit Leuven, Belgien (Membrantechnik)
Faculty of Materials Science and Ceramics, AGH-Unviersity of Science and Technology,
Polen (Membrantechnik)
Georgia Institute of Technology, USA (Membrantechnik)
GKSS Forschungszentrum, Deutschland (Membrantechnik)
INASMET-Tecnalia, Spanien (Membrantechnik)
Innovation Energy Environment IFP, Frankreich (Innovative chemische Wäsche)
Institut Europeen des Membranes, Frankreich (Membrantechnik)
Institute for Materials and Processes, University of Edinburgh, U.K. (Membrantechnik)
Leland Stanford Junior University, USA (Membrantechnik)
Membrane Science and Technology, University of Twente, Niederlande (Membrantechnik)
New Jersey Institute of Technology, Department of Chemical Engineering, University Heights,
New Jersey, USA (Membrantechnik)
Norwegian University of Science and Technology NTNU, Norwegen (Absorption,
Membrantechnik)
Ohio State University, USA (Membrantechnik)
Research Institute of Innovative Technology for the Earth (RITE), Japan, (Membrantechnik)
Research Triangle Institute, USA (Membrantechnik)
Technische Universität Bergakademie Freiberg, Deutschland (Vergasung, IGCC, Adsorption,
Simulation, Optimierung, Prozessintegration)
Technische Universität Cottbus, Deutschland (Oxyfuel)
Technische
Universität
Hamburg-Harburg,
Deutschland
(Oxyfuel,
Zement-CCS,
Postcombustion)
Universität Stuttgart, Deutschland (Oxyfuel, Vergasung)
University College of London, UK (Breakthrough technologies)
Universität Aachen RWTH, Deutschland (Vergasung, CCS)
University of Cambridge, UK (Oxyfuel)
Universität Dresden, Deutschland (Oxyfuel)
Universität
Duisburg-Essen,
Lehrstuhl
für
Technische
Chemie,
Deutschland
(Membrantechnik)
University of Liege, Belgien (Oxyfuel, IGCC)
University of Melburne, Australien (Membrantechnologie, Membranmaterialien)
University of New Mexico, USA (Membrantechnik)
University of New South Wales, Australien (Membrantechnologie, Membranmaterialien)
University of Notre Dame, USA (Ionische Flüssigkeiten für Postcombustion)
University of Pittsburgh, USA (Physikalische Wäsche, Membrantechnologie)
VTT Technical Research Centre of Finland, Finnland (Vergasung, Oxyfuel)
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4.2
4.2.1
CO2-Abtrennung
Oxyfuel
Aufgrund unterschiedlicher Annahmen weichen die Angaben in verschiedenen Literaturquellen
voneinander ab.
In (Linßen, et al., 2006) werden die Investitionskosten eines Kraftwerks mit Oxyfuel-Verbrennung mit
kryogener Luftzerlegung mit 2700EUR/kW für Steinkohle bzw. mit 2950EUR/kW für Braunkohle
angegeben. Diese Kosten könnten in Zukunft um ca. 7-8% sinken. (Buhre, et al., 2005) gibt mit 791930EUR/kW ähnliche Kosten für die zusätzlichen Investitionskosten für die Oxyfuelfeuerung und die
kryogene CO2-Abtrennung an.
Die Abtrennkosten für CO2 aus Oxyfuel-Kraftwerken liegen zwischen zirka 30 und 50USD/t CO2captured.
Für mit Erdgasbefeuerte Kraftwerke liegt die Kosten mit 85-102EUR/t CO2captured deutlich höher. In
Zukunft erreichbare Kosten werden mit <20USD/t CO2captured angegeben (Global CCS Institute, 2009,
Davison, 2007 und Buhre, et al., 2005).
Die Investitionskosten für Oxyfuel-Zementanlagen mit kompletter CO2-Abtrennung werden mit 330360Mio. EUR angegeben. Bis 2050 sollten sich diese Kosten aufgrund der Lernkurve um bis zu 20%
reduzieren. Schätzungen für die zusätzlichen Kosten für CO2-Verflüssigung, Luftzerlegungsanlage,
etc. liegen zwischen 110 und 125Mio. EUR für eine Anlage mit einer Ofenkapazität von 3000t/d. Für
Teilabtrennung sind die Investitionskosten, um bis zu 35Mio. EUR geringer. Außerdem steigt der
elektrische Energiebedarf um bis zu 100% an (European Cement Research Academy, 2012).
Die Kosten liegen bei 35-40EUR/t CO2captured (European Cement Research Academy, 2012 und
Barker, et al., 2009).
Die Kosten für CO2-Abtrennung im Eisen- und Stahlsektor sind schwierig abzuschätzen. Es gibt die
unterschiedlichsten Werte in der Literatur. Anzunehmen wären zukünftige Kosten unter 50EUR/tCO2
(Birat, 2010).
4.2.2
Pre-Combustion
Aufgrund unterschiedlicher Annahmen können die Angaben in verschiedenen Literaturquellen
voneinander abweichen.
Die Investitionskosten für eine IGCC-Anlage ohne CO2-Abtrennung werden in (Linßen, et al., 2006)
mit 2150 EUR/kW el netto für Braunkohle bzw. 1900EUR/kW el netto für Steinkohle angegeben. Die
zusätzlichen Investitionskosten für die CO2-Abtrennung werden mit 900 EUR/kW el netto bzw.
700EUR/kW el netto veranschlagt. Die zukünftigen Kosten werden auf 1650(+450) EUR/kW el netto
bzw. 1500(+350)EUR/kW el netto für Braun- bzw. Steinkohle geschätzt. In (Ordorica-Garcia, et al.,
2006) werden die Investitionskosten mit 2176USD/kW netto (IGCC ohne CCS), 2916USD/kW netto
(IGCC mit 80% CO2-Abtrennung) und 2720USD/kW netto (IGCC mit 60% CO2-Abtrennung)
angegeben.
Die fixen Kosten werden je nach Technologie mit ca. 0,01EUR/kWh (+20-25% mit CO2-Abtrennung).
Die variablen Kosten belaufen sich auf 0,03EUR/kWh (+20-25% mit CO2-Abtrennung) (Cormos,
2012).
Die in der Literatur zu findenden Kosten pro Tonne CO2 liegen zwischen 29 und 62USD/t CO2avoided
(International Energy Agency, 2011). In (Rezvani, et al., 2012) werden mit 25,1EUR/t CO2avoided bis
40,4EUR/t CO2avoided bzw. 19,5 USD/t CO2captured bis 29USD/t CO2captured ähnliche Angaben gemacht.
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4.2.3
Chemical-Looping-Prozesse lassen ein großes Potential konkret auch für Carbon Capturing (CC)
erwarten. Dies begründet sich auf die relativ hohe Reinheit des CO2-Stromes (CCS-ready) sowie die
hohe CO2-Ausbeute der Verfahren. Als Potential wird eine Reduktion der zu erwartenden CO2Separationskosten um 40 bis 50% im Vergleich zur Aminwäsche gesehen (bei Zugrundelegung einer
kommerziellen, voll optimierten Großanlage). Das würde Gesamtkosten für die CO2-Abtrennung in
einer Größenordnung von 20 bis 35EUR/t CO2 entsprechen.
4.2.4
Vergasungsprozesse
Für IGCC-Konzepte der Vergasung wurden die zu erwartenden Kosten der CO2-Bereitstellung bereits
in Kapitel 4.2.2 genannt. Wird Vergasung zur direkten Methanisierung aus Synthesegas betrieben, so
können die anfallenden Kosten nur für das Gesamtkonzept angegeben werden, sodass ein Vergleich
mit den CO2-Bereitstellungstechnologien im vorliegenden Bericht nicht durchgeführt werden kann.
Methanisierung aus Biomasse in industriellem und kommerziellem Maßstab befindet sich im
Augenblick noch in der Entwicklung (siehe GoBiGas), sodass fundierte Aussagen über Kosten noch
nicht zu treffen sind.
4.2.5
Hinsichtlich der Abtrennkosten werden heute Werte in der Größenordnung von 40 bis 70EUR/t CO2
erreicht, als realistisches Forschungsziel werden 20 bis 25EUR/t CO2 gesehen (Mofarahi, 2008 und
Romeo, 2008). Betrachtet man die Kostenstruktur eines typischen Verfahrens, so wird klar, dass der
größte Anteil der Kosten durch den Energieaufwand während der Regenerierung verursacht wird
(siehe Abbildung 4-23). CAPEX und OPEX sind etwa gleich groß und deutlich kleiner als die
Energiekosten. Die Aufteilung des Energiebedarfes zeigt deutlich, dass die meiste Energie in fühlbare
Wärme des Lösungsmittels sowie in die Reaktionswärme der CO2-Abspaltung gesteckt wird. Der
Energieaufwand kann also dann effizient reduziert werden, wenn ein guter Teil der fühlbaren Wärme
zurückgewonnen werden kann (Wärmeintegration, Wärmeverschiebung), bzw. wenn optimierte
Lösungsmittel mit geringerer Reaktionswärme bei der Regenerierung gefunden werden können
(Heesink, 2013).
Abbildung 4-23. Kosten- und Energiestruktur eines typischen Aminwäsche-Verfahrens
Seite 125 von 390
4.2.6
Der momentane Entwicklungsstand der Technologie lässt noch keine fundierte Abschätzung der zu
erwartenden CO2-Abtrennkosten für Anlagen in industriellem Maßstab zu.
4.2.7
Kryogene Verfahren
Für eine Kleinanlage von 1.500t CO2/a in einer Bierbrauerei werden kosten von 58 bis 62EUR/t CO2
angegeben (Buchhauser, 2010). Deutliche Reduktionen der spezifischen Kosten für größere Anlagen
sind zu erwarten. Leider liegen für diesen Bericht keine spezifischen Kosten für die CO2Abtrennungsanlage der AGRANA am Standort Pischelsdorf vor.
Für das CCC-Verfahren zur kryogenen CO2-Abtrennung im Post-Combustion-Bereich werden
spezifische Gesamtkosten von etwa 40USD/t CO2 genannt (Burt, 2009). Dieser Wert erscheint
speziell im Vergleich zu anderen, bereits besser entwickelten Verfahren sehr optimistisch. Bis zum
Vorliegen eines technisch einsetzbaren Verfahrens ist noch ein großes Forschungspensum
abzuwickeln.
Beim noch relativ wenig entwickelten CPB-Verfahren geht man nach heutigem Wissensstand von
CO2-Abtrennungskosten (je nach gewählter Prozesstemperatur) in einer Größe von 50 bis
70USD/t CO2 aus (Tuinier, 2011).
4.2.8
Die Kosten eines optimierten Systems zur Rückgewinnung von CO2 sind in einer Studie von (Merkel,
2010) ermittelt worden. Die Studie betrachtet die Anwendung mehrstufiger Membransysteme bei
Niederdruck zwecks Minimierung des Energieverbrauches bei der Kompression. Die Voraussetzung
dafür ist die Verfügbarkeit von hochpermeablen Membranen, um gleichzeitig die Anlagengröße und
dadurch ebenso die CAPEX in beherrschbarem Rahmen zu halten. Die Ausführung basiert auf einer
TM
Entwicklung von hochpermeablen Membranen (Polaris ) mit einem relativ hohen Permeanzwert von
1000GPU. Das optimierte CO2-Rückgewinnungssystem ist in Abbildung 4-24 dargestellt. Laut
Entwickler benötigt das System für die Rückgewinnung von CO2 aus einem 600MW-Kohlekraftwerk
bei einer Ausbeute von 90% eine Leistung von 96MW, d.h. etwa 16% der Energiemenge, die
produziert wird. Beträchtlich ist dabei die nötige Membranfläche von etwa 1,3Mio. m², wofür ein relativ
großes Areal gebraucht würde. Die Anlage liefert dabei etwa 460t CO2/Tag. Die Realisierungskosten
belaufen sich auf etwa 213 Mio. USD, die OPEX betragen etwa 70 Mio. USD im Jahr. Dabei werden
die spezifischen CO2-Rückgewinnungskosten auf etwa 23USD/t CO2 abgeschätzt, was einem
vergleichsweise niedrigen Wert entspricht. Wenn der Fokus auf die Minimierung des
Energieverbrauches gelegt wird, betragen die spezifischen Kosten etwa 32USD/t CO2, wobei in
diesem Fall aufgrund des geringeren Arbeitsdruckes deutlich größere Membranflächen erforderlich
sind, sodass die CAPEX ansteigen.
Seite 126 von 390
Abbildung 4-24. Eine optimierte Ausführung eines Systems zur Rückgewinnung von CO2 aus einem
Kohlekraftwerk
Quelle: nach Merkel, 2010
Nach Aussage der Systementwickler steckt das meiste Potential zur Reduktion der CO2Rückgewinnungskosten in den CAPEX-Kosten. Die Reduktion der Investitionskosten wird durch die
Erhöhung der Membranpermeanzen und damit einer Reduktion der erforderlichen Membranflächen
und des Rohrleitungsbaus erreicht. Die Erhöhung der Membranpermeanzen wird typischerweise
dadurch erreicht, dass die Selektivschicht-Dicke reduziert wird, was heute jedoch noch eine große
technische Herausforderung darstellt.
Abbildung 4-25 stellt einen Zusammenhang zwischen der CO2-Permeanz, der Selektivität CO2/N2 und
den CO2-Rückgewinnungskosten in einem energieoptimierten Fall in Hinblick auf die spezifischen
CO2-Rückgewinnungskosten dar. Bei einer angestrebten Erhöhung des Permeanzwerts auf etwa
4000GPU ist es im Prinzip möglich, die spezifischen CO2-Rückgewinnungskosten sogar auf bis zu
15USD/t CO2 zu reduzieren.
Abbildung 4-25. Prognostizierung der CO2-Rückgewinnungskosten bei unterschiedlichen CO2permeanzen und CO2/N2-Selektivitäten
Quelle: Merkel, 2010
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4.3 Generelle technologische Verbesserungspotentiale und internationale
F&E-Trends
4.3.1
4.3.1.1
Oxyfuel
Kraftwerkstechnik
Die Forschung am Oxyfuel-Prozess konzentriert sich auf die Kraftwerkstechnik.
Abbildung 4-26. Schema des Oxyfuel-Prozesses
Diverse Einzelschritte sind beim Oxyfuel-Betrieb bereits großtechnisch verfügbar. In Abbildung 4-26
sind diese Prozessbereiche dunkelgrün hinterlegt. Hellgrün schraffierte Teile erfordern weitere
Forschungs- und Entwicklungsarbeit. Konkret handelt es sich hierbei um die Luftzerlegungs- bzw.
Rauchgasreinigungsanlage. Im Bereich des Kohlekessels kommt es aufgrund der
Rauchgasrezirkulation und der Änderung in der Rauchgaszusammensetzung zu diversen
Adaptierungen innerhalb des Kessels, welche Gegenstände von momentanen Forschungs- und
Entwicklungsarbeiten sind. Die Wasserkondensation und die CO2-Kompressionsanlage für den
Oxyfuel-Betrieb stellen ebenfalls neue Anlagenkomponenten dar, welche für die großtechnische
Abscheidung von Kohlendioxid erst erprobt werden (Posch, et al., 2011). Weitere Forschung ist nötig,
um den Prozess zu verbessern. In (Wall, et al., 2011) sind Forschungsschwerpunkte aufgelistet.
Einige werden nachfolgend aufgelistet:
•
Energieeffiziente Luftzerlegungsanlage
•
Stabiles Flammenmanagement
•
Brenner-Design
•
O2-Mischung
•
Prozessintegration und Optimierung
•
Brennermaterialien
•
Wärmeübergang und Wärmestrahlung
•
Management von Verunreinigungen im Abgas
•
CO2-Kompression
Das folgende Pfeildiagramm gibt einen Überblick über verschiedenen Oxyfuel-Labor- und
Pilotanlagen. Einige wichtige Pilot und Demonstrationsanlagen werden nachfolgend kurz aufgelistet.
Seite 128 von 390
Wie bei anderen CCS-Technologien wurden auch wichtige Oxyfuel-Projekte abgesagt z.B. die
Demonstrationsanlage in Jänschwalde, Deutschland, die 2015 in Betrieb gehen sollte.
•
Schwarze Pumpe in Deutschland, 30MWth Kohle, Kohlenstaubverbrennung
•
Lacq in Frankreich, 30MWth, Erdgasbefeuert
•
Callide in Australien, 30MWel, Kohle
•
CUIDEN in Spanien, 20MWth und 30MWth, Kohlestaubverbrennung
•
OXYCFB 300 Compostilla Projekt in Spanien, 300MWel (finale Investitionsentscheidung
2013)
(Wall, et al., 2011 und Homepage des Global CCS Institute, 2014)
Versuchsanlage
Pilotanlagen
Demoanlagen
30MWth
0,5MWth
300MWe
2008
2004
4.3.1.2
Großtechnisch
2030
2015-2018
Zementindustrie
In folgendem Pfeildiagramm wird ein Überblick über die Forschungsarbeit der ECRA (European
Cement Research Academy) im Zusammenhang mit CCS in der Zementindustrie gegeben.
Phase I
Phase II
Phase III
Phase IV
Phase V
2007
20072009
20092011
Ab 2013
Ab 2015
Literatur- und
Rahmenuntersuchung
Detailliertere
Studie über die
technischen und
finanziellen
Rahmenbedingungen;
Untersuchungen
an LaborVersuchsanlagen
Betreiben einer
Pilotanlage
Betreiben einer
Demonstrationsanlage
Konzentrierung
auf Oxyfuel und
Post-Combustion
mit chem. Lsg.;
Erste Laboruntersuchungen
Darüber hinaus gibt es Forschungsprojekte an mehreren Universitäten. Der Bau einer geplanten
Demonstrationsanlage in Odessa, USA wurde nach der ersten Phase gestoppt. Einen Überblick über
verschiedene Forschungsaktivitäten gibt (European Cement Research Academy, 2012).
Als wesentliche Herausforderungen und Ungewissheiten des Oxyfuel-Prozesses in Zementanlagen
sind nachstehende Punkte zu nennen:
•
Hohe Flammentemperatur und dessen Steuerung mittels Abgasrückführung (Rezirkulation)
•
Wärmeübertragungseigenschaften der veränderten Ofenatmosphäre
•
Gasgeschwindigkeiten und Rohmehltransport sowie -aufwärmung im Vorwarmer
•
Auswirkung eines hohen CO2-Partialdrucks auf den Entsäuerungs- und Sinterungsprozess
•
sowie auf die Klinkerqualität
•
Hoher Falschlufteintrag insbesondere bei einem Retrofit
•
Verunreinigungen im Abgas
Seite 129 von 390
4.3.1.3
Eisen- und Stahlindustrie
Das größte Forschungsprogramm zur Einsparung von CO2-Emissionen aus der Stahlindustrie ist
ULCOS. Es existiert seit 2004 und wird zu zirka 50% von der EU gefördert. Die wichtigen Schritte des
Projektes sind im folgenden Pfeildiagramm dargestellt (Meijer, et al., 2011).
Prozessrouten,
Modellierung
Auswahl
Pilotanlage
Demoanlage
Großtechnisch
ab 2010
ab 2015
>2020
2004
Die am weitesten entwickelte Technologie ist die Hochofentechnologie mit Gichtgasrückführung. Sie
wurde an einem kleineren Hochofen (Ø 6m, 700kt/y) in Eisenhüttenstadt, Deutschland, erfolgreich
demonstriert. Eine geplante Demonstrationsanlage in Lorraine wurde jedoch ausgesetzt.
Der HIsarna-Prozess wurde in einer Pilotanlage im niederländischen IJmuiden getestet.
Die ULCORED-Technologie befindet sich zum jetzigen Zeitpunkt noch im Forschungsstadium. In
ULCOS II ist jedoch bis 2015 eine Pilotanlage geplant.
Keine der Technologien wird vor 2020 großtechnisch mit CCS verfügbar sein. Neben Entwicklungen in
der Eisen- und Stahlproduktion tragen Fortschritte in der CO2-Abtrennung zum Erfolg der
beschriebenen Technologien bei.
Neben ULCOS gibt es weltweit verschiedene Programme z.B. in Kanada, USA, Korea, Brasilien, etc.
Einen kurzen Überblick über die Programme gibt (Global CCS Institut, 2010).
In Abu Dhabi, Vereinigte Arabische Emirate, ist eine Demonstrationsanlage geplant, die 2015 in
Betrieb gehen soll. Über den Prozessfortschritt ist jedoch wenig bekannt.
4.3.2
Pre-Combustion
Der wichtigste Anlagentyp der Pre-Combustion-Technologie ist der sogenannte Integrated
Gasification Combined Cycle (IGCC). Die IGCC-Technologie wird seit den 1970er und 1980er Jahren
großtechnisch eingesetzt, konnte sich aber aus Kostengründen in der reinen Stromerzeugung nicht
gegen die konventionelle Kohle-Kraftwerkstechnologie mit Staubfeuerung und Dampfkraftprozess
durchsetzen. In den letzten zwei Jahrzehnten wurden aber vor allem in China mehr als 30 GroßVergasungsanlagen gebaut. Diese werden hauptsächlich in der Prozess- und Grundstoffindustrie
eingesetzt. Abbildung 4-27 zeigt ein Schema des Pre-Combustion-Prozesses (Scheffknecht, 2007).
Abbildung 4-27. Schema des Pre-Combustion-Prozesses
Quelle: Scheffknecht, 2007
Seite 130 von 390
Daher ist ein großer Teil der Prozessschritte erprobt und großtechnisch im Einsatz. Diese sind in
Abbildung 4-27 grün hinterlegt. Hellgrün schraffierte Schritte sind im großtechnischen Maßstab
hingegen noch nicht im Einsatz bzw. müssen für den CO2-Abscheidebetrieb adaptiert werden. Hierfür
bedarf es noch eines intensiven Forschungs- und Versuchsaufwand, um diese Einzelschritte sicher
und kontrolliert betreiben zu können (Posch, et al., 2011).
Um die Investitionskosten zu senken und die Zuverlässigkeit der Anlagen zu verbessern, wird in
verschiedenen Bereichen geforscht. Nachfolgend sind wichtige Forschungsbereiche aufgelistet
(Maurstad, 2005):
•
Wasserstoff-Gasturbinen
•
Energieeffiziente Luftzerlegung mittels Ionen-Transfer-Membran
•
Vergasertechnologie
•
Prozessintegration
•
Heißgasreinigung
•
Shift-Reaktion
Flüssigkeiten)
•
Weiterentwickelte Kombiprozesse (Kombination von Hochtemperatur-Brennzellen mit IGCCSystemen)
und
CO2-Abscheidung
(neue
Lösungsmittel,
Membrane,
Ionische
In (International Energy Agency, 2003) werden mögliche Verbesserungen evaluiert und Kosten und
Wirkungsgrade einer zukünftigen Anlage aus dem Jahre 2020 dargestellt. Die in der nachfolgenden
Tabelle gezeigten Ergebnisse gehen von der erfolgreichen Anwendung folgender Technologien aus:
•
zweistufiger Flugstromvergaser mit trockenem Kohleeintrag
•
weiterentwickelte Gasturbine
•
überkritischer Zwangdurchlauf-Abhitzekessel
•
ITM-Luftzerlegung
Sollten diese Verbesserungen wie erwartet eintreten, würde eine IGCC-Anlage des Jahres 2020 mit
CO2-Abscheidung einen höheren Wirkungsgrad besitzen als eine IGCC-Anlage von 2003 - zu etwa
denselben Kosten. Solche Prognosen können allerdings unter dem Licht immer wieder auftretender
Verschiebungen von Projekten und Änderungen bei den Kosten nur als vage Hinweise gesehen
werden.
Tabelle 4-7. Wirkungsgrad und Kosten von Pre-Combustion-Varianten
Ohne CO2-Abscheidung
GE
Wirkungsgrad
Kosten
4.3.3
Shell
Mit CO2-Abscheidung
2020
GE
Shell
2020
%
38,0
43,1
48,9
31,5
34,5
43,2
USD/kW
1187
1371
1129
1495
1860
1248
CLC und Carbonate Looping werden momentan relativ intensiv beforscht und sind im Wesentlichen
bereits im Technikumsmaßstab verfügbar. Neben der Untersuchung der Anwendbarkeit auf
verschiedene Prozesse und der Herstellung unterschiedlicher Produkte fokussiert sich die Forschung
auf folgende Punkte:
•
Prozessoptimierung
•
Prozessmodellierung
•
Untersuchung und Optimierung der Feststoffmaterialien, auch und speziell in Kombination mit
neuen Anwendungen
•
Untersuchung verschiedener Reaktorsysteme
Seite 131 von 390
•
Demonstration der Prozesse in Labor- und Technikumsmaßstab
•
Upscaling
•
Machbarkeit, Wirtschaftlichkeit
Die Forschungs- und Entwicklungsarbeiten verlaufen momentan in akademischem Umfeld mit
Beteiligung von privatwirtschaftlichen Unternehmen mit Technologieinteresse. Die wesentlichsten
Forschungsarbeiten werden dabei von den folgenden Einrichtungen publiziert:
•
Chalmers University of Technology, Göteborg, Schweden - Division of Energy Technology,
Department of Energy and Environment (Rydén, 2006)
•
University of Zaragoza, Spanien - Department of Energy and Environment, Instituto de
Carboquímica (C.S.I.C.) (de Diego, 2008)
•
Technische Universität Wien, Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und Technische
Biowissenschaften (Marx, 2013 und Kolbitsch, 2010)
•
Technische Universität Darmstadt, Deutschland,
Technology, (Ströhle, 2014)
•
Babes-Bolyai University, Cluj-Napoca, Rumänien - Faculty of Chemistry and Chemical
Engineering (Cormos, 2014)
4.3.4
Institute for Energy Systems and
Vergasungsprozesse
Weltweit wird relativ intensiv an Verfahren der Vergasung mit Fokus auf Biomasse-Vergasung
geforscht, die Konzepte werden in Demonstrations- und Pilotmaßstab umgesetzt. Dabei wird vielfach
auf die bereits gut entwickelte Kohlevergasung aufgebaut (auch Co-Vergasung von Biomasse und
Kohle wird untersucht). Die Forschung fokussiert momentan die Punkte Upscaling, Umsetzung,
Betriebsoptimierung, Langzeitbetrieb. Die Erforschung von Carbon Capturing im Zusammenhang mit
Vergasungstechnologie steht noch am Anfang, erste konzeptuelle Arbeiten sind aber bereits
dokumentiert.
Konzeptuell interessanter als die CO2-Abtrennung aus dem Synthesegas ist die direkte
Methanisierung kohlenwasserstoffhaltiger Ausgangsstoffe. Hier ist der Forschungsstand schon
deutlich fortgeschrittener. Das Projekt GoBiGas demonstriert in einem ersten Schritt die Produktion
von Methan aus Biomasse (Restholz) in einer Größenordnung von 20MW, ein Ausbau auf 80 bis
100MW ist geplant.
Ein wesentlicher Aspekt der Vergasungstechnologie für den vorliegenden Bericht ist, dass in
Österreich international führende Arbeiten durchgeführt werden und Unternehmen mit Potenzial zur
Umsetzung der Konzepte vorhanden sind.
4.3.5
Hauptforschungsthema bei der Aminwäsche und generell bei allen Verfahren der chemischen
Absorption ist die Verbesserung der verwendeten Lösungsmittel. Hier wird vor allem auf eine
verbesserte Stabilität der (meist wässrigen) Lösungen gegen Sauerstoffeinfluss sowie erhöhte
Temperaturen abgezielt. Weiters sind höhere Beladungskapazitäten und vor allem ein geringerer
Energieaufwand bei der Regenerierung des Lösungsmittels von Interesse. Neue Lösungsmittel
werden darüber hinaus auch hinsichtlich geringerer Korrosivität, Toxizität sowie der Tendenz zur
Bildung gasförmiger Emissionen gesucht.
Weiters werden günstigere Anlagen- und Komponentenwerkstoffe für die meist korrosiven
Lösungsmittel gesucht, um CAPEX der Anlagen reduzieren zu können.
Seite 132 von 390
Eine größere Anzahl an Forschungsprojekten (so auch aktuell in Österreich) beschäftigt sich
außerdem mit der Umsetzung des Verfahrens und der praktischen Demonstration im Feld an realen
Gasströmen. Hier wird noch ein relativ großes Potential für zukünftige Forschung gesehen.
4.3.6
Hier wird speziell und sehr intensiv an neuen Adsorbentien zur selektiven CO2-Abtrennung geforscht.
Im Bereich kohlenstoffbasierter Sorbentien sind Carbon-Nanotubes mit hohen spezifischen
Oberflächen und eventuell gekoppelt mit funktionellen Amingruppen im Gespräch. Es wird auf
weitestgehende Kontrollierbarkeit von Porengrößenverteilung und Tortuosität Wert gelegt.
Quantenchemie-basierte Simulationen zur Ladungsverteilungsberechnung zukünftiger Materialien ist
ein häufig verwendetes Werkzeug für diese Suche nach neuen Materialien. Weitere Arbeiten im
Bereich
der
materialwissenschaftlichen
Grundlagenforschung
werden
hinsichtlich
der
Weiterentwicklung metallorganischer Strukturen, Zeolith-Imidazol-Komplexen und polymerisierter
ionischer Flüssigkeiten durchgeführt. Hier ist laut Literatur eine signifikante Leistungssteigerung
adsorptiver Verfahren zu erwarten.
Weitere Forschungsarbeiten sind in Richtung Erhöhung der Verfahrensstabilität und der
Demonstration des Konzeptes im längerzeitigen Realbetrieb dokumentiert. Prozessdesign, Reduktion
des Energiebedarfs sowie das Upscaling auf industrielle Anlagen sind ebenfalls im Forschungsfokus.
Im Augenblick der Berichtslegung ist dieses Verfahren für CC nicht ausgereift oder einsatzfähig. Der
Status kann im Bereich des Proof-of-Concept und des Bench-Scale-Development angesiedelt werden.
Das bedeutet, das noch immer beträchtlicher Forschungsbedarf für dieses Verfahren besteht, im
Bereich Grundlagenforschung und auch im Bereich Anwendungsforschung. Allgemein wird bei der
Adsorption allerdings von relativ hohen Potentialen ausgegangen.
4.3.7
Kryogene Verfahren
Für kryogene Verfahren wird an der Umsetzung und Demonstration gearbeitet, speziell in Hinblick auf
CCS. In konventionellen Anwendungen (Brauereien, Bioethanolproduktion, zum Teil auch in der
Biogasaufbereitung) sind die Verfahren kommerziell verfügbar. Grundlegend neue Verfahren zur
kryogenen CO2-Abtrennung sind nicht mehr zu erwarten. Das Forschungs- und Entwicklungspotenzial
ist also relativ gering und beschränkt sich auf Anwendungsforschung, Implementierung und
Projektrealisierung.
Zukünftige Forschungen sind auch im Bereich der intelligenten Prozessintegration und
Prozessoptimierung (verbesserte Wärme- bzw. Kälterückgewinnung) zu erwarten. Unter diesem
Aspekt ist beispielsweise auch die Entwicklung des CPB-Verfahrens zu sehen.
4.3.8
Zurzeit sind folgende Forschungstrends im Bereich der CO2-Rückgewinnung zu beobachten:
•
•
Fokussierung auf die Entwicklung von N2-selektiven Membranen (dadurch vorteilhafte
Verfahrensauslegung, keine Begrenzung der CO2-Reinheit, CO2 bleibt auf der Druckseite)
o Dichte metallische Membranen auf Basis von Legierungen von Niob, Tantal oder/und
Vanadium mit geringen Additiven anderer Metalle
o Mesoporöse Membranen „imprägniert“ mit stark CO2-affinen Substanzen/Polymeren.
Zum Beispiel in der Arbeit von (Kumar, 2008): Membranen MCM-48 (poröse
Siliciumdioxid-Schichten 2,6 nm) „imprägniert“ mit Polyethylenimin
Membranen auf Basis vom Träger-unterstütztem Transport („facilitated transport“),
Verwendung von Membran-internen CO2-Trägern (Erhöhung der Permeanz und Selektivität)
Seite 133 von 390
chemisch-vernetzter Polyvinylalkohol mit immobilisierten und mobilen Aminen. (Arbeit
von (Huang, 2008): CO2/N2-Selektivität bis 493, CO2-Permeabilität bis 6200 Barrer)
o Polyamidoamin auf porösen Polysulfon-Membranen (Arbeit von Kai, 2008: CO2/N2Selektivität bis 170)
Anorganische Membranen
o Kompositmembranen auf Basis von Zeolithen, Konzept für die Herstellung größeren
Membranflächen in Spiral-Wickel-Modulen
CO2-Permeabilität bis 1100Barrer,
CO2/N2-Selektivität 800
Fokussierung auf die optimale Auslegung mehrstufiger Prozesse in Verbindung mit der
Anwendung hoch-permeabler Polymere
o Dreistufiges Membranverfahren von (Merkel, 2010)
o
•
•
4.4
Ableitung von Forschungs- und Entwicklungsthemen für Österreich
Die in den vorherigen Kapiteln dargestellte Situation bekannter Technologien zur CO2-Abtrennung
lässt folgende Schlussfolgerungen zu (Herzog, 2009):
•
Zumindest in der Theorie sind zahlreiche Möglichkeiten der Abtrennung von CO2 im Bereich
Oxyfuel, Pre-Combustion und Post-Combustion möglich
•
Der technologische Entwicklungsstand dieser Möglichkeiten streut zum jetzigen Zeitpunkt
sehr stark
•
Müsste heute ein Verfahren für einen regulären und kommerziellen Betrieb einer CO2Abtrennungsanlage für Kraftwerksabgase (geringer CO2-Gehalt, geringer Druck, für
Abtrennung problematische Begleitstoffe N2 und O2) implementiert werden, so würde die
Entscheidung höchstwahrscheinlich auf ein chemisches Waschverfahren fallen
•
Bei höherem Partialdruck von CO2 im Gas (z.B. Oxyfuel, IGCC, Prozessgase wie
Ethanolfermentation) können auch andere Technologien effizient eingesetzt werden (z.B.
Kryogene Verfahren)
Die globale Forschung an CO2-Abtrenntechnologien beschleunigte sich speziell seit 1995 aufgrund
der internationalen Bestrebungen in Richtung CCS bei der fossilen Energiebereitstellung unter
Berücksichtigung der Klimaproblematik. Die letzten Jahre zeigten hier aber eine deutliche
Polarisierung der Forschungslandschaft. Während beispielsweise im angelsächsischen Raum (USA
aber auch UK) weiterhin mit Nachdruck der CCS-Weg verfolgt wird, fand zumindest in Teilen Europas
ein Umdenken statt. Aufgrund legistischer Rahmenbedingungen und der fehlenden Akzeptanz der
Bevölkerung sind heute in Europa keine CCS-Projekte mit Festlandspeicherung umsetzbar. Lediglich
unterseeische Speicher für abgetrennten CO2 sind augenblicklich eine mögliche Option. Aufgrund
dessen wurde auch die Forschung an CO2-Separationstechnologien auf europäischer Ebene
gebremst, sowohl die Grundlagenforschung aber auch speziell die Umsetzungsforschung in Richtung
Pilot- und Demonstrationsanlagen. Diese Aussage trifft speziell auch für die österreichische Situation
zu, wo relativ bald klar wurde, das CCS nicht der Weg zur Erfüllung der Klimaziele werden würde.
Diese Einschätzung trifft natürlich auch die Situation der Technologien zur Bereitstellung eines reinen
CO2-Stromes für die Verwendung als Kohlenstoffquelle für methanbasierte Power to Gas-Konzepte.
Speziell die geringe Anzahl von Umsetzungsprojekten gemeinsam einhergehend mit der geringen
Zahl an Pilot- und vor allem Demonstrationsanlagen führen dazu, dass CC-Technologien nach wie vor
kaum kommerziell untersucht wurden. Dabei kann aber davon ausgegangen werden, dass die
Akzeptanz der Bevölkerung für CC und eine weitere stoffliche Nutzung im Zuge der Methanisierung
von ‚Überschussstrom‘ durchaus gegeben wäre. Deswegen sollte die Roadmap für die Erforschung
von CC-Technologien zumindest auf europäischer Ebene auch die stoffliche Weiterverwendung des
Seite 134 von 390
abgetrennten Kohlendioxids, beispielsweise in Power to Gas-Konzepten, in Betracht ziehen und in
den Zielen hervor streichen.
Die zukünftige Forschung im Bereich CC für die Power to Gas-Nutzung muss nach Einschätzung der
beteiligten Autoren zwei Ziele beinhalten:
1. Einerseits sind die kurzfristig erreichbaren Lösungen voranzutreiben, sodass innerhalb
absehbarer Zeit im realen Betrieb bewährte Demonstrations- oder Pilotanlagen zur Verfügung
stehen, mithilfe derer eine Gesamtkette für Power to Gas pilotiert und demonstriert werden
kann (short-term-targets).
2. Andererseits muss danach gestrebt werden, die Leistungsfähigkeit und Wirtschaftlichkeit
jedes einzelnen Subsystems der Kette zu steigern, sodass auch eine längerfristige
Forschungsstrategie für CC-Technologien verfolgt werden muss. Das heißt, dass auch die
Grundlagenforschung an ganz neuen Verfahren, Technologien und Chemikalien sowie die
Umsetzung der theoretischen Arbeiten in Apparaturen im Labor- und Technikumsmaßstab
berücksichtigt werden muss (long-term-targets).
Die Technologieentwicklung wird oft als leckgeschlagene Pipeline visualisiert (leaky pipeline analogy).
Eine entsprechende Darstellung zeigt Abbildung 4-28 (Global CCS Institute, 2009). Während der
Entwicklung von Technologien von den theoretischen Anfängen bis zur kommerziellen Verwendung
scheiden viele Ideen und Konzepte aufgrund unüberwindbarer technologischer oder wirtschaftlicher
Probleme in mehr oder weniger frühen Entwicklungsphasen aus. Nur wenige Konzepte können
tatsächlich in kommerzielle Anwendungen entwickelt werden. Deshalb ist die kontinuierliche
Entwicklung neuer Ideen und Konzepte zum Füttern der Entwicklungs-Pipeline von großer Wichtigkeit.
Abbildung 4-28. Visualisierung der Technologieentwicklung als leckgeschlagene Pipeline
Quelle: Global CCS Institute, 2009
Die CC-Forschung muss deshalb einerseits darauf abzielen, Verfahren und Technologien mit bereits
relativ hohem Technologiereifegrad (TRL 6-7) in Richtung Pilot- und Demonstrationsanlagen zu
entwickeln (TRL 8), um in kürzerer Zeit kommerziell verfügbare Technologien (TRL 9) zu erhalten.
Andererseits sind neue Ideen und Verfahrenskonzepte (TRL 1-3) in Richtung einer Untersuchung im
Labor (TRL 4) und eines Prototyps im Technikum (TRL 5-6) zu entwickeln. Es zeigt sich, dass in
Österreich vorwiegend Umsetzungsforschung betrieben wird. Im Bereich Oxyfuel sind Konsortien mit
österreichischer Beteiligung durchaus federführend im Forschungsbereich tätig. Im Bereich PreCombustion sind österreichische Forschungsarbeiten an der Umsetzung von IGCC-Konzepten
bekannt. Zwei sehr interessante Forschungsprojekte bei der CC in der produzierenden Industrie sind
die Arbeiten im Projekt ULCOS der Stahlindustrie sowie die Arbeiten der ECRA (European Cement
Research Academy) im Bereich der Zementindustrie. Im Projekt ULCOS sind österreichische
Unternehmen und Forschungsinstitute beteiligt (voestalpine, Siemens-VAI, Montanuniversität
Seite 135 von 390
Leoben), die Projekte der ECRA finden vorwiegend an deutschen Institutionen statt, die ECRA hat
aber auch österreichische Mitglieder (Lafarge, A-Tec, Unitherm Cemcon, w&p Zement, Zementwerke
Leube). Darüber hinaus finden auch konzeptuelle Untersuchungen zur Erhöhung der Energieffizienz
und zur CO2-Abtrennung in der Zement- und Stahlindustrie statt (Technische Universität Wien,
Rohrdorfer Gruppe, Siemens-VAI).
Vergasung sowie Chemical-Looping-Prozesse werden in Österreich sehr intensiv beforscht; hier sind
auch zahlreiche neue Anwendungen außerhalb von CC im Gespräch. Beide Technologien zeigen
hohes Potential für zukünftige CC- und Power to Gas-Anwendungen und sollten entsprechend forciert
werden. Bei der Vergasung werden Projekte mit speziellen Fokus auf die Abtrennung von CO2 (oder
auch CO) aus dem Synthesegas unter eventueller Auskoppelung weiterer Produkte (H2, elektrischer
Strom, Wärme; Polygeneration) interessant. Bei Chemical-Looping-Prozessen (CLC sowie CarbonateLooping) werden die Optimierung der Betriebsführung, die Langzeituntersuchung sowie die
Demonstration der Technologie in verschiedenen Anwendungen die weitere Forschung bestimmen.
Umsetzungsforschung wird ebenfalls im Bereich der Post-Combustion-CC-Technologien betrieben.
Speziell die bereits sehr gut entwickelte chemische Wäsche (Aminwäsche, Ammoniakwäsche) eignet
sich schon heute für eine Demonstration der Technologie. Doch gerade auch bei Post-CombustionVerfahren sind nach wie vor grundlagenorientierte Forschungsarbeiten erforderlich. Es zeigt sich,
dass große internationale Konsortien intensiv an neuen und verbesserten Lösungsmitteln für die
chemische und physikalische Wäsche forschen. Auch an neuen Sorbentien für die Adsorption von
Kohlendioxid wird international intensiv geforscht.
Grundlagenforschung im Bereich Absorption und Adsorption von Kohlendioxid ist in Österreich
momentan leider nur von untergeordneter Bedeutung, ungeachtet dessen wäre aber sehr hohes
Potenzial auch in Österreich verfügbar. Das in der internationalen Literatur kommunizierte
Verbesserungspotenzial sollte als Ansporn auch für österreichische Forschungsunternehmen in
diesem Bereich gesehen werden.
Seite 136 von 390
4.5
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Seite 144 von 390
5 Analyse des Segments Methanisierung
- Möglichkeiten der zukünftigen Positionierung Österreichs
Die Methanisierung, also die Erzeugung von CH4 aus H2 und CO2, ist der zweite wesentliche, jedoch
optionale Verfahrensschritt neben der Elektrolyse innerhalb des Power to Gas-Konzeptes. In diesem
Abschnitt werden u.a. die bestehenden Verfahren zur Methanisierung beschrieben. In diesem
Zusammenhang wurde der Stand der Technik erhoben und unter Einbeziehung der vorhandenen
Forschungslandschaft
sowie
der
einschlägigen
Industriebetriebe
Forschungsund
Entwicklungsthemen in den Bereichen Anlagen- und Prozesstechnik, Katalyse und
Katalysatorherstellung für Österreich abgeleitet. Zusätzlich wurden die Kosten und Kostenpotentiale
einer Methanisierungsanlage als Teil einer Power to Gas-Prozesskette erhoben.
5.1
Überblick zu den vorhandenen Technologien der Methanisierung
In diesem Kapitel werden vorhandenen Technologien zur Methanisierung beschrieben welche schon
seit mehreren Jahrzehnten industriell im Bereich der chemischen Industrie sowie zur Herstellung von
synthetischem Erdgas aus Kohle oder Biomasse eingesetzt werden. Daneben werden auch
themenrelevante Forschungsprojekte betrachtet. Mithilfe der erhobenen Daten wird eine Bewertung
der Verfahren vorgenommen und daraus ihre Eignung für den Einsatz im System Power to Gas
ermittelt.
5.1.1
Grundlegende Reaktionen der Methanisierung
Bei der Methanisierung läuft die Sabatier-Reaktion ab. Dabei reagieren Kohlenstoffdioxid (bzw.
Kohlenstoffmonoxid) mit Wasserstoff zu Methan und Wasserdampf. Die zugehörige
Reaktionsgleichung ist nachstehend dargestellt.
!"#(%) + 4'#(%) ↔ !')(%) + 2'# "(%) ∆'* = −165,0.//12 Neben der Sabatier-Reaktion mit CO2 kann auch die Wassergas-Shift-Reaktion bzw. deren
Umkehrung auftreten.
!"(%) + '# "(%) ↔ !"#(%) + '#(%) ∆'* = −41,2.//12
Folgedessen kann die Sabatier-Reaktion mit CO ebenfalls ablaufen.
!"(%) + 3'#(%) ↔ !')(%) + '# "(%) ∆'* = −206,2.//12 Da CO und CO2 als Spezies vorkommen spielt auch das Boudouard-Gleichgewicht eine Rolle und ist
bei der Wahl der Betriebsbedingungen zu berücksichtigen.
!"# (%) + !(3) ↔ 2!"(%) ∆'* = +172,45.//12
Aufgrund der verschiedenen ablaufenden Reaktionen während der Methanisierung (BoudouardGleichgewicht, Wassergas-Shift-Reaktion, Sabatier-Reaktionen) kann das Produktgas neben CH4 und
H2O auch noch CO und nicht umgesetzte Eduktgase enthalten. Daneben kann es über das
Boudouard-Gleichgewicht zur Bildung von festem Kohlenstoff kommen, welcher sich im Reaktor und
auf
den
Katalysatoren
ablagern
kann.
Durch
verschiedene
Verfahrensführungen,
Verfahrensparameter
sowie
unterschiedliche
Reaktorkonzepte
wird
versucht
die
Produktgaszusammensetzung im Hinblick auf die Methanausbeute positiv zu beeinflussen.
Werden die Reaktionsenthalpien der Sabatier-Reaktionen betrachtet, so sind diese mit -165,0 kJ/mol
für die Reaktion von CO2 bzw -206,2 kJ/mol für die Reaktion mit CO stark exotherm. Dadurch kommt
es in Methanisierungsreaktoren zu starken Temperaturanstiegen, wobei in adiabaten Reaktoren
Seite 145 von 390
Temperaturen >700°C erreicht werden können. Aus diesem Grund spielt das Wärmemanagement bei
der Methanisierung eine zentrale Rolle.
Neben Reaktor- und Verfahrenskonzepten wird auch versucht mit Katalysatoren die Reaktionen in
Bezug auf Selektivität, Umsatz, Reaktionsgeschwindigkeit zu optimieren (vgl. Kapitel 5.1.2)
5.1.2
Katalysatoren
In der Methanisierung werden Metalle wie Ru, Ir, Rh, Ni, Co, Os, Pt, Fe, Mo, Pd, Ag als katalytisch
aktive Substanzen eingesetzt. [4] Neben der optimalen katalytischen Wirkung und bestmöglichen
Selektivität für das Produkt Methan spielen auch die Kosten eine entscheidende Rolle bei der Auswahl
des Katalysators. Dabei haben sich Katalysatoren auf Nickelbasis als besonders geeignet erwiesen.
Sie sind ausreichend selektiv, weisen eine gute katalytische Wirkung auf und sind vor allem in
ausreichendem Maße und günstig erhältlich. [5] Nickelbasierte Katalysatoren sind in der chemischen
Methanisierung weitverbreitet und können somit als Stand der Technik angesehen werden. [6] [8]
Daneben sollen die verwendeten Katalysatoren gegen andere Stoffe (Edukte, Produkte, Begleitgase
und Störstoffe) im Prozess resistent sein. Dies bedeutet, dass eine Vergiftung bzw. Inaktivierung der
verwendeten Katalysatoren möglichst vermieden werden soll. Ein Beispiel für ein typisches
Katalysatorgift sind Schwefelverbindungen, welche bereits im ppm-Bereich zu starken
Desaktivierungserscheinungen führen können. [10]
Im Allgemeinen werden die genannten katalytisch wirkenden Metalle nicht in Reinform für die
Reaktion verwendet, sondern in Kombination mit einem Trägermaterial. Das Trägermaterial muss
dabei folgende Kriterien erfüllen:
•
•
•
•
Es muss den Katalysator aufnehmen bzw. von ihm beschichtet werden können.
Es darf keine negativen Auswirkungen auf die Reaktionen haben bzw. unerwünschte
Reaktionsrouten bzw. Produkte ermöglichen.
Es muss in der vorherrschenden Atmosphäre ausreichend stabil sein (chemisch beständig
und temperaturstabil).
Es soll eine möglichst große Oberfläche aufweisen.
Typischerweise kommen Zeolithe, Keramiken (Aluminiumoxide, Silikate,…) und Metalle als
Trägermaterialien zum Einsatz.
Der Reaktionsmechanismus der heterogenen katalysierten Methanisierung ist nicht eindeutig geklärt,
denn er wird sowohl vom katalytisch wirksamen Teil des Katalysators als auch vom Trägermaterial
beeinflusst. Folglich können keine allgemein gültigen Aussagen zur Katalysatorkinetik bzw. den
Mechanismen und auftretenden Zwischenprodukten getroffen werden. [5] [7] [11]
5.1.3
Darstellung des derzeitigen Standes der Forschung
Die Methansynthese (Methanisierung) wird im Bereich der chemischen Industrie als Teilschritt der
Ammoniaksynthese angewandt. Sie dient primär der Entfernung der störenden Komponenten CO
bzw. CO2 im Produktgas, welche mit speziellen Katalysatoren in Methan umgewandelt werden. Eine
zweite große industrielle Anwendung der Methanisierung liegt in der Herstellung von synthetischem
Erdgas (SNG – Synthetic oder Substitute Natural Gas). Verstärkt entwickelt wurden derartige
Verfahren zur Methanisierung in den 1970er Jahren. Dabei handelte es sich hauptsächlich um
Prozesse, bei denen Kohle zunächst vergast und das entstandene Produktgas (Synthesegas) in
Methan umgewandelt wird.
Bei der Methanisierung im Themenkreis Power to Gas sind sehr hohe Gehalte an CO2 und kein oder
nur sehr wenig CO im Eduktgas enthalten, was im Hinblick auf die technologische Umsetzung einen
Seite 146 von 390
der wesentlichen Unterschiede zu den bisher angewendeten Methanisierungen darstellt. Nachstehend
wird der Entwicklungsverlauf der letzten ca. 100 Jahre zusammenfassend dargestellt.
5.1.3.1
Entwicklungen bis ca. 1980
Die Prozesse zur Methanisierung wurden schwerpunktmäßig in den Jahren 1970-1980 untersucht und
entwickelt. Hier finden sich viele Veröffentlichungen und Berichte, welche ein detailliertes Bild über die
damalige Forschungstätigkeiten geben.
In der Zeit vor 1970 wurde v.a. Grundlagenforschung betrieben und daher ist dies für die hier
vorliegende Systemanalyse nur in geringem Maße relevant.
Angetrieben durch die erste Ölkrise und auch durch strategische Überlegungen, lag in dieser Zeit der
Fokus der Technologie v.a. auf der Kohlevergasung und der anschließenden Methanisierung der
entstandenen Vergaserabgase (Synthesegas), damit ein Erdgassubstitut (SNG, synthetic oder
substitute natural gas) produziert und ins Erdgasnetz eingespeist werden konnte. Aufgrund der
damaligen wirtschaftlichen Verhältnisse und der großen Kohlevorkommen in den USA wurde die
Technologie verstärkt angewendet und vorangetrieben. Außerhalb der USA hat Sasol (South Africa
Synthetic Oil Ltd.) in Südafrika ein Verfahren zur Methanisierung entwickelt. Dieses ist jedoch
dahingehend modifiziert worden, dass v.a. höherwertige flüssige Kohlenwasserstoffe produziert
werden.
5.1.3.2
Entwicklungen ab ca. 1980 bis Anfang 2000er Jahre
Aufgrund der nachlassenden Ölkrise Ende der 1970er-Jahre nahm auch die Forschungsintensität im
Bereich der Methanisierung ab. Aus diesem Grund finden sich in dieser Zeit wenige
Veröffentlichungen zu diesem Thema.
5.1.3.3
Entwicklungen ab Anfang der 2000er Jahre
Seit Anfang der 2000er Jahre ist das Interesse an der Methanisierung wieder gestiegen, was sich
auch in vermehrten Publikationen niederschlägt.
Aufgrund der von der deutschen Bundesregierung forcierten „Energiewende“ wurde die
Methanisierung wieder vermehrt ins Auge gefasst. Im Gegensatz zu den 1970er-Jahren konzentriert
sich die Methanisierungsbranche nun auf Europa, wobei hier ganz klar Deutschland im Fokus steht.
Informationen zu den einzelnen Demonstrations- bzw. Pilotanlagen sind schwer erhältlich, da die
meisten Projekte noch in einer frühen Phase sind.
Im Gegensatz dazu sind Publikationen, welche sich mit verschiedensten Katalysatoren bzw.
Katalysatorzusammensetzungen beschäftigen, in großer Zahl zu finden. In diesem Bereich wird
weltweit geforscht, wobei hier China stark vertreten ist. Inwiefern diese Katalysatoren dann für den
Einsatz in Power to Gas-Systemen geeignet sind, lässt sich vielfach nur schwer abschätzen.
5.1.4
Bestehende Verfahren zur Methanisierung und Stand der Technik
Die verschiedenen Verfahren zur (chemischen) Methanisierung können folgendermaßen eingeteilt
werden: [9]
•
2-Phasen-Systeme (Edukte gasförmig, Katalysator fest):
o Festbett
o Wirbelschicht
o
•
Beschichtete Waben
3-Phasen-Systeme (Edukte gasförmig, Wärmeträgermedium flüssig, Katalysator fest):
o
Blasensäule (Slurry)
Seite 147 von 390
Häufig sind Kombinationen aus Methanisierungsverfahren mit Wassergas-Shift-Reaktoren (kurz: ShiftReaktor) zu finden. Bei Festbettsystemen sind die Reaktoren getrennt, während sie in der
Wirbelschichttechnologie in einem Reaktor vereint werden können. Die Wassergas-Shift-Reaktion
wird ausgenutzt um das CO/CO2-Verhältnis auf die optimalen Betriebsbedingungen einzustellen.
Wassergas-Shift-Reaktion:
CO + H2O ↔ CO2 + H2
0
ΔHR = -41,2 kJ/mol
Bei Vorhandensein einer physikalischen Gaswäsche, beispielsweise einer Recitsol-Wäsche, kann das
Eduktgasverhältnis positiv beeinflusst werden. Das Kohlenmonoxid reagiert mit Wasserdampf zu
Kohlendioxid und Wasserstoff, wobei Wasserstoff den Wertstoff der Reaktion darstellt. In einer
nachgeschalteten Wäsche wird neben störenden Schwefelbestandteilen auch der bulk-Anteil an CO2
entfernt, wodurch das Wasserstoff- zu Kohlenstoffverhältnis angehoben wird.
5.1.4.1
5.1.4.1.1
Festbettmethanisierung
Lurgi Prozess [8]
Lurgi entwickelte eine Methanisierungseinheit mit zwei adiabaten Festbettreaktoren und internem
Recycling. Es wurden zwei Versuchsanlagen gebaut, eine in Sasolburg, Südafrika, und eine in
Schwechat, Österreich. In der Anlage in Sasolburg wurde ein Seitenstrom der Fischer-TropschSynthese als Einsatzgas für die Methanisierung verwendet. Das Synthesegas wurde in einer
herkömmlichen Kohlevergasungsanlage, welche einen Rectisol-Wäscher (Gaswäsche mithilfe von
tiefkaltem Methanol) und einen Shift-Konverter beinhaltete, hergestellt. Die zweite Versuchsanlage
wandelte Naphtha zu Methan um. Industriell wurde das Lurgi-Konzept 1984 in der Great Plains
Synfuels Plant in North Dakota umgesetzt.
Der Aufbau der Methanisierungsanlagen mit zwei adiabaten Festbettreaktoren ist in Abbildung 5-1
dargestellt.
Abbildung 5-1. Lurgi Prozess mit adiabaten Festbett-Methanisierungsreaktoren
Quelle: [8]
Die auf Basis der Pilotanlage erste und einzige Kohle zu SNG Anlage wurde in North Dakota, USA
errichtet und betrieben (Great Plains Synfuels Plant).
Seite 148 von 390
Einsatzstoff für die Vergasung in dieser Anlage ist Braunkohle (18.000 t/d), welche im Gegenstrom mit
Sauerstoff und Dampf in Kontakt gebracht wird. Nach verschiedenen Reinigungsschritten und der
eigentlichen Methanisierung wird das Gas komprimiert, getrocknet und CO2 wird abgetrennt. Das
aufbereitete Erdgassubstitut wird in das Gasnetz gespeist, während das CO2 für Enhanced Oil
Recovery (EOR, verbesserte Ölförderung) eingesetzt wird.
Die Verfügbarkeit der Anlage liegt bei 98,7%, und sie produziert 4,81 Mio. m³/d SNG. Die KatalysatorLebensdauer beträgt etwa 4 Jahre.[12]
5.1.4.1.2
TREMP Prozess [8]
In den 1970er und 1980er Jahren untersuchten das Kernforschungszentrum Jülich, die Rheinischen
Braunkohlewerke und Haldor Topsøe das Dampfreformieren von Methan und die Methanisierung von
Synthesegas als Kreisprozess um Prozesswärme von nuklearen Hochtemperaturreaktoren zu
speichern und über lange Distanzen zu verteilen (NFE; Projekt- Nukleare Fernenergie). Zu diesem
Zweck sollte die hohe Reaktionsenthalpie der Dampfreforming-Reaktion und deren Umkehrung, die
Methanisierung, ausgenutzt werden. Mithilfe der nuklearen Energie war angedacht, Methan über
Dampfreforming zu CO und H2 (Synthesegas) umzuwandeln. Das Synthesegas sollte dann über ein
Gasnetz zum Endverbraucher gebracht werden, wo es zu Methan und Wasser rückkonvertiert werden
sollte, wodurch der Kreislauf geschlossen würde.
Die Dampfreformierung wurde im Labormaßstab im Reaktor EVA I (Einzelspaltrohr-Versuchs-Anlage)
getestet, wohingegen im Reaktor ADAM I (Anlage mit Drei Adiabaten Methanisierungsreaktoren) die
Methanisierung im Labormaßstab getestet wurde. Dieses ADAM I Prinzip inklusive Recycling findet
sich im TREMP-Prozess (Topsøe’s Recycle Energy Efficient Methanation Process) von Haldor
Topsøe wieder (vgl. Abbildung 5-2. ).
Die im TREMP-Prozess anfallende Prozesswärme wird durch Wärmerückgewinnungsaggregate für
die Erzeugung von überhitztem Dampf genutzt. Die Drücke in den Reaktoren können bis zu 30 bar
erreichen und die Temperaturen reichen von 250 bis 700°C. Neben der Reaktortechnologie werden
auch die Hochtemperatur-Katalysatoren (MCR-2X, MCR4) von Haldor Topsøe vertrieben.
Bis zum Ende der Entwicklung der Hochtemperatur Reaktortechnologie wurden neben den Reaktoren
EVA I und ADAM I auch die Reaktoren EVA II und ADAM II von Lurgi gebaut und für 10.150 Stunden
betrieben.
Der TREMP-Prozess wird von Haldor Topsøe noch für die Produktion von SNG aus Synthesegas
angeboten. [13]
Seite 149 von 390
Abbildung 5-2. TREMP- Prozess
Quelle: [8]
5.1.4.1.3
Conoco/BGC Prozess [8]
Der Conoco-Prozess ist ein Methanisierungsverfahren mit adiabatischem Festbettreaktor und
Gasrecycling. Die Methanisierungsstufe wurde dabei einem bestehenden Lurgi-Festbettvergaser
nachgeschaltet. Zur Gasreinigung vor der Methanisierung ist ein Rectisol-Wäscher
zwischengeschaltet, welcher Schwefelverbindungen und Kohlendioxid gezielt abtrennt.
5.1.4.1.4
HICOM Prozess [8]
Entwickelt wurde der HICOM Prozess (früher HCM) von der British Gas Corporation. Bei diesem
Prozess sind der Shift- und der Methanisierungsreaktor vereint. Ohne die Energie, welche für die
Produktion von Sauerstoff notwendig ist, zu berücksichtigen, konnte ein thermischer Wirkungsgrad
von 70% für Kohle zu SNG erreicht werden. In diesem Prozess wird das Gas, welches mittels
Kohlevergasung entsteht, abgekühlt und entschwefelt, ehe es in den Methanisierungsreaktor geführt
wird. Im Anschluss daran wird das CO2 abgetrennt (Im Unterschied zum Conoco Prozess, wo dieses
im Vornhinein abgetrennt wird). Durch diese Schaltung muss die CO2-Entfernungsstufe keinen
Schwefel abarbeiten. Ein vereinfachtes Fließbild hierzu ist in Abbildung 5-3 zu sehen.
Seite 150 von 390
Abbildung 5-3. HICOM-Prozess
Quelle: [8]
Das gereinigte Einsatzgas wird mittels heißen Wassers in einem Gegenstromfestbettreaktor erwärmt,
gesättigt und anschließend durch eine Reihe von Festbettreaktoren geleitet. Die Temperatur wird
durch Kreislaufführung von abgekühltem, sich im Gleichgewicht befindlichen Gas gesteuert. Um
Kohlenstoffablagerungen zu vermeiden wird im ersten Methanisierungsreaktor Überschussdampf
zugegeben, welches sich aber nachteilig auf den thermischen Wirkungsgrad auswirkt und zur
Katalysatorversinterung
führen
kann.
Ein
Teil
des
Produktgasstromes
aus
den
Hauptmethanisierungsreaktoren wird rezykliert, während der andere Teil durch ein oder mehrere
Niedertemperatur Festbettreaktoren geleitet wird, um das verbleibende Eduktgas umzusetzen. Die
entstehende Wärme wird vornehmlich zur Erzeugung von Hochdruckdampf eingesetzt, wobei die
Abwärme des letzten Methanisierungsreaktors zur Vorwärmung des Heißwassers für die Sättigung
des Einsatzgases verwendet wird.
Neben einer Laborversuchs- und einer Technikumsanlage wurde noch eine Pilotanlage im Westfield
Development Center in Schottland gebaut.
5.1.4.2
Linde Prozess [8]
Bei diesem Prozess (siehe Abbildung 5-4), welcher von der Firma Linde entwickelt wurde, handelt es
sich im Wesentlichen um einen Festbettreaktor mit indirektem Wärmeaustausch, wobei die
Wärmeübertragereinbauten in das Katalysatorbett eintauchen. Der Reaktor wird heute in
kommerziellen Anlagen zur Synthese von Methanol eingesetzt.
Seite 151 von 390
Abbildung 5-4. Linde SNG Prozess
Quelle: [8]
5.1.4.2.1
RMP Prozess [8]
Der RMP-Prozess ist eine Hochtemperatur-Methanisierung ohne Gasrrecycling und ohne separaten
Shiftkonverter, welcher von der Ralph M. Parsons Company (USA) entwickelt wurde (vgl.Abbildung
5-5). Dieses Verfahren besteht aus vier bis sechs in Serie geschalteten adiabaten Festbettreaktoren
mit Zwischenkühlung. Das Einsatzgas (Synthesegas) kann in die ersten vier Reaktoren in
unterschiedlichen Mengen zugegeben werden, wobei im ersten Reaktor zusätzlich Dampf zudosiert
wird. Der Systemdruck liegt zwischen 4,5 und 77 bar und die Eingangstemperatur beträgt zwischen
315 und 538°C. Das CO/H2 Verhältnis des Eduktgases variiert zwischen 1 und 3. Wasser und CO2
werden aus dem Produktgasstrom nach dem sechsten Reaktor abgetrennt. In der letzten Stufe
(trockene Methanisierung) wird dann der CO- und H2-Gehalt unter 3 bzw. 0,1 vol% gesenkt.
Abbildung 5-5. Festbettmethanisierung im RMP-Prozess
Quelle: [8]
Seite 152 von 390
5.1.4.2.2
ICI/Koppers Prozess [8]
Hierbei
handelt
es
sich
ähnlich
dem
RMP
Prozess
um
eine
katalysierte
Hochtemperaturmethanisierung ohne Gasrückführung. Der ICI Prozess (Imperial Chemical Industries,
UK) sollte SNG aus dem Produktgasstrom des Koppers-Totzek-Kohlevergasers erzeugen. Der
Prozess besteht aus drei in Serie geschalteten adiabaten Festbettreaktoren mit Zwischengaskühlung
(vgl. Abbildung 5-6).
Die Eintrittstemperatur des ersten Reaktors beträgt 400°C und durch gezielte Dampfdosierung wird
die Austrittstemperatur auf maximal 750°C begrenzt. Im Verfahren wird ein Nickelkatalysator mit
hohem Nickelanteil (bis zu 60% Nickeloxid) verwendet, welcher sich durch gute Aktivität, Selektivität
und Haltbarkeit auszeichnet. Das vielversprechende ICI-Verfahren wurde dennoch nicht als
Pilotanlage realisiert.
Abbildung 5-6. ICI/Koppers Prozess
Quelle: [8]
5.1.4.3
Wirbelschichtmethanisierung [8]
Wirbelschichten eignen sich sehr gut für große Anlagen mit heterogen katalysierten Reaktionen und
großer Wärmeentwicklung. Durch die starke Durchmischung innerhalb der Wirbelschicht ist eine
annähernd isotherme Reaktionsführung möglich. Ein weiterer Vorteil im Vergleich zum Festbett ist ein
hoher Wärme- und Massentransport, sowie ein erleichterter Austausch von verbrauchten bzw.
deaktivierten Katalysatormaterial während des Betriebes.
Besonderes Augenmerk bei Wirbelschichtmethanisierungen muss jedoch auf den, durch die
Prozessführung bedingten Abrieb der Katalysatorpartikel gelegt werden.
5.1.4.3.1
Bi-Gas Projekt [8]
Im Verfahren, welches im Zuge des Bi-Gas-Projektes entwickelt wurde, wird SNG aus Kohle mittels
Flugstromvergaser und Sauerstoff sowie Wasser erzeugt (vgl. Abbildung 5-7). Der Flugstromvergaser
besteht aus zwei Teilen. Im oberen Teil wird pulverförmige Kohle eingebracht und reagiert mit Dampf
und heißem Gas aus dem unteren Teil zu Synthesegas und Koks. In der unteren Stufe wird Koks
zusammen mit Sauerstoff und Wasser komplett umgewandelt und dadurch die Energie erzeugt,
welche in der oberen endothermen Stufe benötigt wird. Die Temperaturen betragen 1540°C in der
unteren und 927°C in der oberen Stufe. Das Produktgas wurde gequencht, geshifted und CO2 und
H2S wurden entfernt. Nach der Entfernung des Sauergases wurde das Synthesegas in einen
katalytischen Methanisierungsreaktor geleitet.
Seite 153 von 390
Abbildung 5-7. Bi-Gas Prozess
Quelle: [8]
Der Methanisierungsreaktor bestand aus einem Wirbelschichtreaktor mit zwei Gaszufuhren und zwei
Wärmetauschern. Ob es eine großtechnische Anwendung bzw. einen Betrieb mit industriellem
Synthesegas aus dem Bi-Gas Prozess gab, ist nicht bekannt.
5.1.4.3.2
Comflux Prozess [8]
Beim Comflux-Prozess handelt es sich um einen von Thyssengas und der Universität Karlsruhe
entwickelten Wirbelschichtreaktor zur Produktion von SNG aus Synthesegas, welches aus der
Kohlevergasung stammt. Dieses Konzept wurde bis zur Pilotanlage ausgereift und auf dem Gelände
der Ruhrchemie Oberhausen getestet. Dabei wurden rund 2000 m³SNG/h und bis zu 20 MW SNG
(Energieinhalt des SNG Gasstromes) produziert.
Die Weiterentwicklung dieses Konzeptes wurde allerdings Mitte der 1980er Jahre aufgrund des
sinkenden Ölpreises fallengelassen. Zurzeit wird der Comflux-Prozess in Güssing (Österreich) zur
Herstellung von SNG aus Biomasse eingesetzt.
Abbildung 5-8. Comflux Prozess
Quelle: [8]
Seite 154 von 390
5.1.4.4
5.1.4.4.1
Andere Konzepte
Synthane Projekt [8]
Hierbei handelt es sich um ein vom Pittsburg Energy Technology Center (PETC; USA) entwickelten
Prozess, welcher aus einem katalytischen Rohrwandreaktor, einem adiabaten Parallelplatten
Methanisierungsreaktor und einen Hybridreaktor besteht. Die letzten zwei Reaktoren sind mit einer
Gasrückführung ausgestattet.
Der Rohrwandreaktor besteht im Wesentlichen aus einem Rohr, welches innen oder außen mit einer
635 µm Raney-Nickel-Schicht (42 Gew-% Ni, 58 Gew-% Al) beschichtet ist. Der Vorteil dieses
Verfahrens sollte die gute Wärmeabfuhr über die Wand in ein organisches Fluid sein, sowie der
geringe Druckverlust über das Rohr. Als Einsatzgas wurde über Dampfreforming hergestelltes
entschwefeltes Synthesegas verwendet.
5.1.4.4.2
Katalytische Kohlevergasung [8]
Dieses Verfahren wurde von der Exxon Research and Engineering Company (USA) entwickelt, und es
konnte
aus
Kohle
direkt
SNG
produzieren.
Der
Prozess
besteht
aus
einem
Niedertemperaturwirbelschichtvergaser mit saurem Kaliumsalz als Katalysator sowie Wasser,
recyceltem Wasserstoff und CO als Vergasungssubstanzen (vgl. Abbildung 5-9). Aufgrund des
thermodynamischen Gleichgewichtes ist eine vollständige Umwandlung bei 700°C nicht möglich.
Deshalb wurde ein Aminwäscher und eine kryogene Destillation bei -150°C angedacht, um die
Produkte (CH4, CO2, H2O, NH3, H2S) von den nichtumgewandelten Reaktanden (H2, CO) zu trennen.
Die nicht konvertierten Reaktanden wurden dann in den Reaktor zurückgeführt. In den frühen 1980er
Jahren wurde eine Pilotanlage errichtet, in welcher eine Tonne Kohle pro Tag umgewandelt wurde.
Abbildung 5-9. Exxon katalytische Kohlevergasung
Quelle: [8]
5.1.4.4.3
Dreiphasenmethanisierung [8]
Um die entstehende Hitze bei der Methanisierung effizient abführen zu können, wurde von Chem
System Inc (USA), eine Dreiphasen Methanisierung entwickelt (vgl. Abbildung 5-10). Dabei wird
Synthesegas aus einer Kohlevergasung in den katalytischen Flüssigphasen-Methanisierungsreaktor
(LPM=liquid phase methanisation) zusammen mit zirkulierenden Flüssigkeiten (Mineralöle) eingeleitet.
Diese Mineralöle führen die entstehende Hitze ab. Das Mineralöl-Gasgemisch wird zunächst in einem
Flüssigphasentrenner geführt, wo das Mineralöl abgetrennt wird. Im Produktgasseparator wird das
Produktgas von restlichem Öl befreit. Bevor das Mineralöl wieder in den LPM Reaktor zurückgepumpt
Seite 155 von 390
wird, werden etwaige Katalysatorfeinteile abgeschieden. Das Produktgas (CO2, CH4, H2, CO) wurde
im Projekt nicht weiter aufbereitet. Das LPM-Projekt wurde 1981 eingestellt.
Zurzeit wird dieses Konzept in veränderter Form in der DVGW-Forschungsstelle am Engler-BunteInstitut am KIT weiterentwickelt. [9]
Abbildung 5-10. Dreiphasenmethanisierung
Quelle: [8]
5.1.4.5
5.1.4.5.1
Neueste Entwicklungen
SNG aus Kohle
Great Point Energy [8]
Dieser sogenannte “bluegas“-Prozess (Hydro-Methanisierung) zielt darauf ab, Kohlevergasung und
Methanisierung in einem Apparat, bei Temperaturen zwischen 600°C und 700°C, durchzuführen.
Dieser Prozess ähnelt dem katalytischen Kohlevergasungsprozess von Exxon.
Research Triangle Institute [8]
Der Prozess des Research Triangle Institute (RTI, USA) ist ein System zur Produktion von SNG und
Elektrizität aus Braunkohle oder Glanzbraunkohle. Im vorgeschlagenen Prozess wird Kohle in einem
Pyrolyseaggregat in eine Mischung aus gasförmigen Kohlenstoffspezies, Wasserstoff und feinem
Koks umgewandelt. Der Koks wird für die Elektrizitätserzeugung eingesetzt, während das Gas aus der
Pyrolyse in einem katalytischen Wirbelschichtreaktor zu einem methanreichen Gas umgewandelt wird.
Das Produktgas wird durch weitere Gasreinigungsschritte gereinigt, sodass reines SNG vorliegt.
Wasserstoffvergasung [8]
Bei der Wasserstoffvergasung wird Kohle mit Wasserstoff bei Temperaturen um 870°C und Drücken
von 70 bar vergast. Dadurch wird methanhaltiges Synthesegas direkt im Vergaser erzeugt, ohne dass
es einen Katalysator benötigt. Anschließend wird das Produktgas zu SNG aufbereitet und in das
Erdgasnetz gespeist. Die festen Rückstände sollen mit reinem Sauerstoff zum Zwecke der
Stromerzeugung verbrannt werden. Nachteilig ist, dass ein Teil des produzierten SNG durch
Dampfreformierung wieder in Wasserstoff umgewandelt werden muss, welcher anschließend wieder
für die anfängliche Vergasung eingesetzt wird.
Seite 156 von 390
5.1.4.5.2
SNG aus Biomasse
SNG aus Biomasse ist aufgrund der CO2-Neutralität der Biomasse besonders interessant, da durch
den Einsatz von CC (Carbon capture) die CO2-Bilanz sogar negativ ausfallen würde. Probleme, die
mit dem Einsatz von Biomasse einhergehen, sind die Inhomogenität der Einsatzstoffe sowie die
Unterschiede in der chemischen Zusammensetzung. Außerdem sind solche Anlagen im Verhältnis zu
Kohleanlagen viel kleiner, sodass ihre Wirtschaftlichkeit schwerer darstellbar ist. [8]
Energy Research Center of the Netherlands (ECN) [8]
Nach mehreren Vorstudien wurde 2003 ein Verfahren vorgestellt, bei welchem das gereinigte und
wasserstoffangereicherte Produktgas eines Holzvergasers in einem katalytischen Festbettreaktor
methanisiert wird. Als nächster Schritt war zum Zeitpunkt der Publikation eine spezielle Gasreinigung
angedacht; inwieweit diese realisiert wurde ist nicht bekannt. Das Verfahrensschema ist in Abbildung
5-11 dargestellt.
Abbildung 5-11. ECN Bio-SNG Prozess
Quelle: [8]
Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung (ZSW) [8]
Im sogenannten AER-Verfahren (Absorption Enhanced Reforming) wird aus Biomasse ein
wasserstoffreiches Produktgas in einem Niedertemperatur-Zweibettwirbelschichtvergaser produziert.
Dieses Produktgas wird anschließend in einem mit Salzschmelze gekühlten und mit
Nickelkatalysatoren gefüllten Festbettreaktor zu SNG umgewandelt.
Paul- Scherer Institut (PSI) [8]
Das PSI entwickelte eine Comflux Wirbelschichtmethanisierung, welche als Einsatzgas Produktgas
aus der Biomassevergasung verwendet. Als Vergaser für die Versuchsanlage wurde die schnelle
Seite 157 von 390
zirkulierende Wirbelschicht (FICB; fast internally circulating fluidised bed) in Güssing gewählt. Das
Verfahrensschema ist in Abbildung 5-12 dargestellt.
Abgas
Filter
Teer/ Thiophen
-Abtrennung
Bulk H2S-Entfernung
H2S Nachreinigung
FICFB-Vergaser
Biomasse
Vorheizung
Luft
Dampf
Asche
Teer/Thiophen
H2S
H2S
Säure
H2
SNG
Wärmerückgewinnung
Wirbelschicht
Methanisierung
Salz
H2O
NH3-Abtrennung
H2O-Abtrennung
CO2
Kompressor
CO2-Abtrennung
H2-Abtrennung
Abbildung 5-12. 1MW SNG Anlagenschema Güssing
Quelle: [8]
5.1.4.6
Zukünftige SNG Projekte/Technologien [8]
In den USA und China sind eine Reihe von Projekten geplant mit dem Ziel SNG aus Kohle zu
gewinnen. Meistens ist hier noch CCS angedacht, um die CO2-Emissionen zu reduzieren.
5.1.4.6.1
GoBiGas
Das einzige kommerzielle SNG aus Biomasse Projekt wird derzeit in Göteborg, Schweden realisiert
(Gothenburg Biomass Gasification Project - GoBiGas). Hierbei werden Reste der Holzwirtschaft
indirekt thermisch vergast und zu synthetischem Erdgas aufgearbeitet. Die Überschusswärme wird für
die Fernwärme oder Stromproduktion verwendet. Rückstände aus der Vergasung sollen nach
Möglichkeit wieder im Wald als Dünger eingesetzt werden. [14] In der ersten Ausbaustufe wurde eine
Anlage mit 20 MW Brennstoffleistung (SNG) realisiert.[15]
5.1.4.6.2
Biologische Methanisierung
Die in Paragraph 5.1.2 beschrieben chemischen Katalysatoren können auch durch sogenannte
Biokatalysatoren (=Enzyme) ersetzt werden und die Methanisierung von Wasserstoff und
Kohlendioxid in einem biologischen System erfolgen. Die notwendigen Enzyme werden dabei von
methanogenen Mikroorganismen produziert. Vorteile gegenüber herkömmlicher (chemischer)
Methanisierung scheinen die recht moderaten Temperaturen (30-60°C), geringen Drücke sowie die
relativ gute Verträglichkeit gegenüber Verschmutzungen in den Eduktgasen zu sein [16].
Biologische Methanisierung ist vor allem aus dem Biogasprozess bekannt, wobei hier zwei
Hauptreaktionswege zu unterscheiden sind:
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1. die acetoklastische (Essigsäureabbauende) Methanogenese
!'5 !""'(%) ↔ !')(%) + !"#(%) ∆
*
= −33,0.//12 2. und die hydrogene Methanogenese
!"#(%) + 4'#(%) ↔ !')(%) + 2'# "(%) ∆
*
= −135,0.//12 Diese beiden Stoffwechselwege werden von unterschiedlichen Mikroorganismen katalysiert, die alle
zur Familie der Archaeen zu zählen sind. Beim Abbau von Biomasse kommt Methanerzeugung aus
Säuren die größere Bedeutung zu. Jedoch auch der zweite biologische Reaktionsweg von Methan
findet in einer Biogasanlage mit Mischpopulation Anwendung. Eigentlich können so gut wie alle
methanogenen Bakterien Wasserstoff zu Methan synthetisieren wobei die drei Klassen
Methanobacteria, Methanococci und Methanomicrobia zu unterscheiden sind. Ersterer wird am
häufigsten bei gezielter Wassserstoff und Kohlendioxid Beaufschlagung in erhöhter Konzentration
4
gefunden .
Soll nun gezielt Wasserstoff über biologische Systeme zu Methan katalysiert werden stehen
unterschiedliche Prozesskonzepte zu Verfügung. Es kann dies integrativ in einer optimierten
Biogasanlage erfolgen, wo die beiden oben beschriebenen Stoffwechselwege simultan ablaufen oder
selektiv in Reaktoren zur gezielten Wasserstoffverwertung.
Integrative biologische Methanisierung
Integrative Methanisierung wird in der Literatur sowohl im Labor- wie auch im Technikumsmaßstab
beschrieben. Wobei Wasserstoff in den beiden Systemen als „Co-Substrat“ zur Gülle- bzw.
5
Klärschlamm eingesetzt wird. Die Technikumsanlage wird von der Firma MicrobEnergy GmbH einer
100 % Tochter der Vissmann Group und einer Ausgliederung aus der Schmack Biogas GmbH
betrieben. Von der Anlage sind nur wenige Informationen verfügbar und es ist auch nicht eindeutig
bestimmbar ob die Anlage tatsächlich als Co-Fermentation oder zu reinen Wasserstoffverwertung
6
betrieben wird. Im Gegensatz dazu wurden die Laborergebnisse von Luo et al. publiziert und können
wie folgt zusammengefasst werden:
•
•
•
•
•
Im kontinuierlichen Betrieb konnte ein Wasserstoffumwandlungsgrad von 80 % erreicht
werden.
Der Wasserstoffumwandlungsgrad wurde vom Wasserstoffpartialdruck sowie der
Rührintensität beeinflusst.
Propionsäure und Buttersäuregehalte blieben unverändert
Eine erhöhte Methankonzentration im Off-Gas konnte erreicht werden
Allerdings kam es zu einem kritischem pH-Wert Anstieg im Reaktor durch den Verbrauch von
Bicarbonat
Auf Grund des pH-Wert Anstieges wird seitens der Autoren eine Co-Fermentation mit stark
säurebildenden Substraten empfohlen.
Bei der integrativen biologischen Methanisierung ist ein besonderes Augenmerk auf den
Wasserstoffpartialdruck des Systems zu legen. Bei zu hohem Wasserstoffpartialdruck kann aus
höheren organischen Säuren keine Essigsäure gebildet werden. In Folge steigt der Propion- und
4
D. Karakashev, D.J. Batstone, I. Angelidaki, “Influence of Environmental Conditions on Methanogenic
Compositions in Anaerobic Biogas Reactors” Appl Environ Microbiol, vol. 71(1), pp. 331–338
http://web.mit.edu/andrew3/Public/Papers/Unknown/Luo/Biotechnol.%20Bioeng._Integrated%20biogab%20upgra
ding%20and%20hydrogen_Luo.pdf, 2005
5
http://www.viessmann.de/de/Industrie-Gewerbe/Produkte/Power_to_Gas.html
6
G. Luo, S. Johansson, K. Boe, Q. Zhou, I. Angelidaki, “Simultaneous hydrogen utilization and in situ biogas
upgrading in an anaerobic reactor” Biotechnology and Bioengineering, vol. 109, no. 4, pp. 1088-1094
http://onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/bit.24360/abstract
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Buttersäuregehalt im Fermenter und der pH-Wert fällt. Ein sinkender pH-Wert wirkt ebenfalls
hemmend auf die pH-Wert sensiblen Mikroorganismen der Methanogenese und im schlimmsten Fall
kommt der gesamte Prozess zum erliegen – der Fermenter übersäuert. Eine sofortige Umwandlung
7
des eingeblasenen Wasserstoffs zu CH4 ist daher Vorraussetzung für einen stabilen Prozess.
Selektive biologische Methanisierung
Neben der kombinierten wasserstoff- und essigsäureverwertenden Methanisierung kann Wasserstoff
selektiv in einem Reaktor mit adaptierten Mikroorganismen und optimierten Prozessbedingungen
umgewandelt werden. Wobei auch hier eine Koppelung an eine Biogasanlage erfolgen kann. Wird die
biologische Methanisierung gänzlich aus dem Biogasprozess entkoppelt ist neben einer
Wasserstoffquelle auch eine Kohlendioxidquelle erforderlich. Wird die Wasserstoffmethanisierung als
Erweiterung einer Biogasanlage genutzt, kann das im Rohbiogas enthaltene Kohlendioxid genutzt und
die Kohlenstoffausbeute der Biogasanlage maximiert werden.
8
wurde auch diese Möglichkeit im Labor untersucht und
Von Luo und Angelidaki
Wasserstoffumwandlungsraten >90 % erreicht, wobei höhere Temperaturen (55°C) zu bevorzugen
waren. Sie haben herausgefunden, dass vor allem der Stofftransport Gas/Flüssigkeit der limitierende
Faktor des Systems war. Erhöhte Rührerdrehzahlen konnten den Stofftransport verbessern und zu
höheren Umwandlungsraten führen. Die Laborreaktoren konnten erfolgreich mit einem
-1
-1
Wasserstoffstrom von 24 L L Tag beaufschlagt werden.
Auch in Österreich wurde von der Krajete GmbH ein Verfahren zur biologischen Methanisierung
patentiert, welches sowohl für Prozessgase aber eben auch für Biogas angewendet werden kann.
Als Zusammenfassung von Kapitel 5.1.4 wurden die Verfahren in Tabelle 5-1 zusammengefasst.
5.1.4.7
Stand der Technik
Durch die zahlreichen Verfahrenskonzepte und Forschungsprojekte zur Methanisierung ist die
Feststellung des Stands der Technik mit Unsicherheiten behaftet. Eine Vielzahl von innovativen Ideen
bieten zwar technologische Vorteile, konnten jedoch niemals im Demonstrations- oder technischen
Maßstab getestet werden. Dem Stand der Technik können daher nur jene Technologien entsprechen,
welche kommerziell über längere Zeiträume in Betrieb sind. Aus den Informationen der Tabelle 5-1
lassen sich folgende Konzepte als Stand der Technik ableiten:
•
•
Festbettverfahren:
o Lurgi-Verfahren (Kapitel 5.1.4.1.1)
o TREMP-Verfahren (Kapitel 5.1.4.1.2)
Wirbelschichtverfahren:
o Comflux-Verfahren (Kapitel 5.1.4.3.2)
Eingesetzt werden die genannten Verfahren in folgenden Projekten/Anlagen:
•
•
•
Das Lurgi-Verfahren ist großtechnisch in der Great Plains Gasification Plant in North Dakota
eingesetzt.
Das Comflux-Verfahren (in der Abwandlung PSI) ist in Güssing im Einsatz.
Das TREMP-Verfahren ist kommerziell erhältlich und beim GoBIGas-Projekt im Einsatz.
7
A.Lemmer, “Grundlagen, Prozessstabilität, Analysenmöglichkeiten” 15. Jahrestagung Biogas und Bioenergie in
der
Landwirtschaft
IBBK,
pp.
106-109
http://biogasinfoboard.de/pdf/Lemmer%20aus%2015.%20Jahrestag.%20Biogas%2BBioener%20in%20der%20Landw.pdf
8
G. Luo, I. Angelidaki, “Integrated Biogas Upgrading and Hydrogen Utilization in an Anaerobic Reactor
Containing Enriched Hydrogenotrophic Methanogenic Culture” Biotechnology and Bioengineering, vol. X, no. X,
http://web.mit.edu/andrew3/Public/Papers/Unknown/Luo/Biotechnol.%20Bioeng._Integrated%20biogab%20upgra
ding%20and%20hydrogen_Luo.pdf 2012
Seite 160 von 390
Tabelle 5-1. Übersicht über Methanisierungsverfahren
Verfahren
Lurgi
Jahr der
Entwicklung
Entwicklungsstand
Art
Stufen
Temperatur
[°C]
Druck [bar]
Betriebsstunden
Edukte
1974
kommerziell
FB
2
~450
>18
Mehrere 1000
Kohle
Comflux
1980 (2008)
Pilot
WS
1
400-500
20-60
Mehrere 1000
Kohle (Biomasse)
TREMP
1980
halbkommerziell
FB
3
300-700 (250)
30
Mehrere 1000
Kohle, Petrolkoks, Biomasse
CRG
1979
-
FB
2
300
~25
k.A.
Naphtha (Raffinerierückstände)
1979/1974
Pilot/Demo
FB
4/4
-
~80
k.A.
Kohle
HYGAS
~1955
Pilot
FB
2
280-480
70
k.A.
Kohle
HICOM
1981
FB
4
230-640
25-70
>15.000 in Pilot
Kohle
Linde
1979
FB
2-3
300-750
20
k.A.
k.A.
RMP
1974
Pilot
halbkommerziell
(Methanolsynthese)
Pilot
4-6
315-780
1-70 (4,5-77)
k.A.
Kohle, Schweröl
ICI Koppers
1956
k.A.
k.A.
200-400
k.A.
k.A.
k.A.
Bi-Gas
1965
Pilot
1
40-530
86 (69-87)
k.A.
Kohle
1970
(bis 1980)
Lab
FB
1xFB;
2xWS
WS
Rohr mit
Raney
Nickel
2
300 (390)
40-50 (20) (70)
<1000
k.A.
Frühe 1980er
Lab/Demo
WS
1
700
30
>2000 in Demo
k.A.
1976 (1981)
Pilot
BS
1
~340 (315-360)
~70 (34-53)
k.A.
k.A.
Laufend
Pilot
WS
1
600-700
k.A.
~1000
k.A.
2009
Lab
1
870
70
k.A.
ECN
Ab 2002
Lab/Pilot/Demo
k.A.
k.A.
k.A.
<1000
Biomasse
AER (ZSW)
Laufend
Lab
k.A.
250-500
6,5
<1000
Biomasse
PSI
Laufend
Pilot/Demo
1
400-500
20-60
<1000
Biomasse
Bio-SNG (Güssing)
2006
Pilot/Demo
1
350
2–5
>1000
Biomasse
GoBiGas
2013
Demo
2
300 - 700
25
Dzt. Inbetriebnahme
Biomasse
SuperMeth /
Conoco-Meth
Synthane Projekt
CCG (katalytische
Kohlevergasung)
LPM
Hydro-methanation
(bluegas)
Hydrogasification
process
Direkte
Vergasung
C / H2
k.A.
k.A.
WS
(Comflux)
WS
(Comflux)
FB
(TREMP)
Kohle
FB…Festbett, WS…Wirbelschicht, RR…Rohrreaktor, BS…Blasensäule, Pilot…Pilotanlage, lab…Labormaßstab, Demo…Demonstrationsanlage, k.A….keine Angaben vorhanden
5.2
Darstellung relevanter Projekte und Pilotanlagen
5.2.1
Österreich
Österreichische Projekte,
beschäftigen, sind derzeit:
•
•
•
•
•
•
•
welche
sich
mit
Methanisierung
(chemisch
und/oder
biologisch)
RSA-Projekt: EE-Methan aus CO2
RSA-Projekt: OptFuel
Güssing (SNG aus Biomasse)
Smart SynGas [36]
Simple SNG [36]
Green Thitan [36]
Quantitative Bioprocess Development for Methanogenesis from Gaseous Substrates [36]
Forschungseinrichtungen, welche sich in Österreich mit Methanisierung auseinandersetzen sind:
•
•
•
•
•
5.2.2
Lehrstuhl für Verfahrenstechnik des industriellen Umweltschutzes, Montanuniversität Leoben
Energieinstitut an der Johannes Keppler Universität Linz
Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und Technische Biowissenschaften, TU Wien
Profactor GmbH, Steyr
TU Graz, u.a. Institut für Wärmetechnik
Deutschland
Die Forschungseinrichtungen in Deutschland sind nach Wissensstand der Autoren weltweit führend in
der Forschung und Entwicklung von Power to Gas- bzw. Methanisierungsanlagen. Eine Vielzahl von
Power to Gas-Forschungsprojekten, sowie Pilot- und Demonstrationsanlagen wurden in den
vergangenen Jahren erfolgreich umgesetzt. Der Großteil dieser Projekte ist unter der DENA-Plattform
powertogas.info
auf
einer
interaktiven
Projektlandkarte
gelistet.
Hierbei
spielen
Forschungseinrichtungen wie das ZSW in Stuttgart, Fraunhofer IWES und die DVGWForschungsstelle am Engler Bunte Institut (KIT) eine große Rolle. Die Beteiligung von Firmen wie
Audi (Volkswagen), bayerngas, Bosch, DBI GTI, Enertrag, eon, ETOGAS, Evonik Industries, GDF
Suez, RWE, Viessman uvm. lassen auf das große Interesse seitens der Wirtschaft schließen.
Anmerkend ist jedoch zu erwähnen, dass die Mehrzahl der Projekte sich auf die Erzeugung von
Wasserstoff beschränkt und keine Produktion von SNG stattfindet.
5.2.3
International
International ist, im Vergleich mit Deutschland, die Forschungslandschaft erst im Aufbau begriffen.
Eine nennenswerte Forschungseinrichtung ist hier das ECN (Energy Research Centre of the
Netherlands). Weiters kann das GoBiGas-Projekt in Göteborg Schweden genannt werden, welches
eine großtechnische Realisierung des TREMP-Verfahrens anstrebt.
5.2.4
Zusammenfassung der Power to Gas Projekte mit Methanisierung
Neben den in Kapitel 5.1.4 beschriebenen historischen Verfahrensentwicklung gibt es noch aktuelle
Projekte, welche sich mit Methanisierung in Zusammenhang mit der Power to Gas Technologie
beschäftigen (vgl. Tabelle 5-2). Dabei gewinnen in letzter Zeit vor allem die biologischen
Seite 162 von 390
Methanisierungsverfahren immer mehr an Bedeutung. Diese werden u.a. für den Einsatz in
Kombination mit Biogasanlagen entwickelt.
Tabelle 5-2. Forschungsprojekte zu Methanisierung im Kontext zu Power to Gas
Projekt
Ort
Staat
Installierte
Leistung [kW]
Methanisierung
Audi AG, ETOGAS
Werlte
GER
6000
chemisch
[17]
Erdgas Schwaben, ETOGAS,
GASAG, Gasunion AG,
Thüga AG
Graben
bei
Schwabmünchen
GER
chemisch
[17]
Electrochaea
Foulum
GER
250
biologisch
[17]
ETOGAS & Fraunhofer IWES,
ZSW
Stuttgart
GER
250
chemisch
[18]
DVGW & Engler-BunteInstitut
Karlsruhe
GER
200
chemisch
[17]
CO2RRECT Projekt: Siemens
& RWE
Leverkusen
GER
100
chemisch
[17]
Eucolino: Schmack &
Viessmann (MicrobEnergy)
Schwandorf
GER
100
biologisch
[17]
RWE, CERAM Hyd
Ibbenbüren
GER
100
k.A.
[17]
ETOGAS & ZSW
Stuttgart
GER
25
chemisch
[18]
SamsØ Energy Academy
SamsØ
DNK
20
k.A.
[17]
DNV KEMA
Groningen
NLD
7
chemisch
[17]
EE-Methan aus CO2
Leoben/Wien/Linz
AUT
Laboranlage
chemisch
OptFuel
Linz/Leoben/Wien
AUT
Laboranlage
biologisch &
chemisch
Bio-SNG
Güssing
AUT
1000
chemisch
[19, 20]
GoBiGas
Göteborg
SWE
20000
chemisch
[14]
Methanisierung am Eichhof
(Methanisierung von
ETOGAS)
Bad Hersfeld
GER
25
chemisch
[21]
RWE Power AG
Niederaussem
GER
100 (Überlast
bis 300)
Chemisch
[22]
(1)
5.2.5
1000
(1)
Planung abgeschlossen, derzeit zurückgestellt
Bewertung der bekannten Methanisierungsverfahren
Wie bereits mehrmals erwähnt, wurden die meisten Verfahren zur Herstellung von synthetischem
Erdgas SNG als Reaktion auf die Ölkrise Anfang der 1970er Jahre entwickelt. Bis auf wenige
Ausnahmen, wie z.B. das TREMP- oder das Comflux-Verfahren, sind die bekannten Verfahren nicht
über das Stadium der Pilotanlage hinausgekommen. Im Wesentlichen funktionieren alle Verfahren
ähnlich: der feste Einsatzstoff (meist Kohle oder Biomasse) wird vergast, wodurch ein Gasgemisch
aus CO, CO2, CH4, höherwertigen Kohlenwasserstoffen sowie Wasser, aber auch
Schwefelverbindungen entsteht. Das Produktgas wird dann zumeist konditioniert und der
katalytischen Methanisierungsstufe zugeführt. Die Veröffentlichungen zu den hier betrachteten
Verfahren sind dabei meist auf den Vergaserteil der Anlagen konzentriert und weniger auf den Teil der
eigentlichen Methanisierung.
Seite 163 von 390
Die Anlagen (-teile) zur Methanisierung sind verschiedenartig ausgeführt, und reichen vom Festbett
über Wirbelschicht bis hin zur Dreiphasenmethanisierung (fest (Katalysator), flüssig
(Wärmeträgermedium), gasförmig (Edukt-/Produktgase)).
Ein Vergleich bzw. eine Bewertung der bestehenden Methanisierungsverfahren ist aufgrund der
Heterogenität der Verfahren schwierig. Solch ein Vergleich lässt sich nur anhand ausgewählter
Parameter durchführen. Erschwerend kommt hinzu, dass Datensätze zu einigen Verfahren
unvollständig bzw. gar nicht verfügbar sind.
Nachfolgend werden die Kriterien, anhand derer eine Bewertung vorgenommen wurde, beschrieben.
5.2.5.1
Entwicklungsstand:
Im Hinblick auf den Entwicklungsstand der Methanisierungsverfahren wird davon ausgegangen, dass
ein Verfahren, welches in seiner Entwicklung näher an der Marktreife bzw. schon am Markt ist,
positiver zu bewerten ist, als eines welches sich im Pilot- oder Laborstadium befindet.
Bewertung Entwicklungsstand:
+++
kommerzielle/halbkommerzielle Verfahren:
Diese Verfahren werden schon am Markt angeboten. Sie sind tendenziell schon
ausgereift. Die Anwendbarkeit der Verfahren in der Praxis scheint möglich.
++
Pilotanlage/Demoanlage:
Diese Verfahren sind dem Laborbereich schon entwachsen, sind aber bei weitem
noch nicht ausgereift und benötigen noch einiges an Entwicklung bis sie am Markt
verfügbar sind.
Die Prozesse haben meist schon mehrere hundert bis tausend Betriebsstunden
absolviert, jedoch lässt sich wenig über Prozessstabilität und Verhalten der Anlage im
Langzeitbetrieb aussagen.
+
Laboranlage
Verfahren in diesem Stadion sind/waren noch in der Entwicklung. Probleme, die mit
dem up-scaling auf kommerzielle Anlagengrößen einhergehen, sind noch auszuloten.
Außerdem sind die Beanspruchungen unter realen Bedingungen als auch die
Langzeitstabilität der Prozesse nicht bekannt.
5.2.5.2
Verfahrensstufen
Je mehr Stufen (Reaktoren) ein Verfahren hat, desto höher werden im Allgemeinen die
Investitionskosten für die Anlage.
Außerdem werden mehrere periphere Geräte wie z.B. Kompressoren und Wärmetauscher benötigt.
Diese führen nicht nur zu einem Anstieg der Investitionskosten, sondern auch zu einem erhöhten
Aufwand für die MSR-Technik und die Regelung der Prozesse.
Aus diesem Grund werden Verfahren mit wenigen Verfahrensstufen besser bewertet als solche mit
mehreren Stufen.
Die betrachteten Verfahren sind nicht alle vom selben Verfahrenstyp (Festbett, Wirbelschicht oder
Dreiphasenmethanisierung), daher muss neben der Anzahl der Verfahrensstufen auch der
Verfahrenstyp mitbeachtet werden.
Bewertung Verfahrensstufen:
+++
1 Stufe
++
2-3 Stufen
+
≥4 Stufen
Seite 164 von 390
5.2.5.3
Temperatur
Die Temperatur spielt bei der Methanisierung eine wichtige Rolle, da es sich bei den
Methanisierungsreaktionen (Sabatier-Reaktionen) um stark exotherme Reaktionen handelt.
Diese entstehende Reaktionswärme wird in den meisten Prozessen abgeführt und z.B. zur
Bereitstellung von Dampf genutzt.
Hohe Temperaturen haben aber den Nachteil, dass dadurch hohe Ansprüche an die verwendeten
Werkstoffe gestellt werden. So z.B. kann es unter hohen Temperaturen und Wasserstoffatmosphäre
zu Wasserstoffversprödung im Werkstoff kommen. Bei Temperaturen um die 700°C werden vielfach
teure Nickelbasislegierungen eingesetzt, um die geforderten Festigkeitseigenschaften einzuhalten.
Außerdem führen hohe Temperaturen wie auch hoher Druck zu einer stärkeren Dimensionierung von
Reaktoren und Rohrleitungen, was sich in höheren Investitionskosten niederschlägt.
Aber auch eine Mindesttemperatur (<200°C) darf nicht unterschritten werden, da sich dadurch an den
häufig eingesetzten Nickelkatalysatoren giftige Nickelcarbonyle bilden können.
Bewertung Verfahrenstemperaturen:
+++
200-400°C
++
400-600°C
+
>600°C
5.2.5.4
Druck
Neben der Temperatur ist auch der Druck ein wichtiger Parameter für die Methanisierungsreaktionen.
Hohe Drücke wirken sich nach dem Prinzip von Le Chatelier positiv auf die Methanausbeute aus,
wobei nach [23] für einen Temperaturbereich bis etwa 350°C dieser Effekt nur schwach ausgeprägt
scheint. Bei höheren Temperaturen ist dieser Effekt stärker zu erkennen.
Entscheidend für den gewählten Druck ist, neben reaktionstechnischen Überlegungen, das für eine
Weiterverwendung des Produktgases geforderte Druckniveau. Dies kann nur im Einzelfall und für
bestimmte Rahmenbedingungen beantwortet werden. Prinzipiell gilt jedoch, dass für die Erzeugung
hoher Drücke oft mehrstufig verdichtet werden muss, was einen nicht unerheblichen technischen und
monetären Aufwand bedeutet. Des Weiteren müssen diese Verdichtungsanlagen speziell für
Wasserstoffanwendungen ausgeführt sein und dies schlägt sich ebenfalls in den Kosten nieder.
Ein weiterer Punkt ist, dass bei erhöhten Drücken die Anforderungen an den Reaktor steigen. Damit
einhergehend sind eine erhöhte Wandstärke und dadurch steigende Material- und Fertigungskosten.
Zusätzlich ist mit einem größeren Aufwand für die Sicherheitstechnik zu rechnen.
Aus den vorher genannten Gründen werden niedrige Drücke bevorzugt, wodurch sich folgendes
Bewertungsschema ergibt:
Bewertung Verfahrensdrücke:
+++
< 20 bar
++
20-60 bar
+
>60 bar
5.2.5.5
ÖVGW-Richtlinien erfüllt
Die österreichische Vereinigung für das Gas- und Wasserfach gibt in den Richtlinien G 32 (Erdgas in
Österreich-Gasbeschaffenheit) und G B220 (Regenerative Gase – Biogas) Voraussetzungen an,
Seite 165 von 390
welche Erdgas erfüllen muss, um in das österreichische Erdgasnetz gespeist werden zu können.
Entspricht das Produktgas der Methanisierungsverfahren nicht diesen Normen, so muss es weiter
aufbereitet werden. Diese Aufbereitungen erfordern weitere Verfahrensschritte und damit nicht zuletzt
weitere Kosten.
Die Bewertung findet statt, indem die Werte der ÖVGW Richtlinien mit den bekannten
Produktgaszusammensetzungen verglichen wurden, wobei gute Übereinstimmung, teilweise
Übereinstimmung und keine Übereinstimmung unterschieden wurden.
ÖVGW-Richtlinien erfüllt:
+++
gut
++
teilweise/knapp nicht
+
nein
5.2.5.6
Bewertung von Methanisierungsverfahren
Mit Hilfe der in den vorigen Kapiteln
Methanisierungsverfahren bewertet.
genannten
Bewertungskriterien
werden
bekannte
Tabelle 5-3. Bewertung von Methanisierungsverfahren
Verfahren
Jahr
Stufen
Art
Entwicklungs
-stand
Temperatur
Drücke
ÖVGWRL
Stufen
Wertung
Wertung
Wertung
Wertung
Wertung
Lurgi
1974
FB
2
++
+++
++
+++
++
Comflux
1980 (Mitte
1980er)
WS
1
+++
++
++
++
++
TREMP
1980
FB
3
++
+++
+
++
++
SuperMeth /
Conoco-Meth
1974/1979
FB
4
+
++
k.A.
+
k.A.
HYGAS
~1955
FB
2
++
++
++
+
+++
HICOM
1981
FB
4
+
++
++
++
++
Linde
1979
FB
2-3
++
++
++
+++
+
RMP
1974
FB
4-6
+
++
+
++
+
FB
3
++
+
+
ICI Koppers
++
Bi-Gas
1965
WS
1
+++
++
++
+
+
Synthane
Projekt
1970 (bis
1980)
RR
2
++
+
+++
++
++
CCG
Frühe
1980er
WS
1
+++
++
+
++
+++
LPM
1976
(1981)
BS
1
+++
++
+++
++
k.A.
Hydromethanation
(bluegas)
Laufend
WS
1
+++
++
+
k.A.
k.A.
PSI
Laufend
WS
1
+++
++
++
++
+
FB…Festbett, WS…Wirbelschicht, RR…Rohrreaktor, BS…Blasensäule
Quelle: Die Bewertung erfolgte aufgrund der Daten aus bzw. mit Hilfe von [6] [7] [24] [20] [25] [26] [27] [28] [29]
[30] [31] [32] [33] [34] [35].
Seite 166 von 390
Folgend sind noch weitere Verfahren gelistet, die zur Methanisierung zählen, wobei bei diesen
Verfahren aber nicht genügend Daten für eine Bewertung zur Verfügung standen.
Verfahren
ECN
GoBiGas
AER (ZSW)
Hydrogasification Process
RTI Research Triangel Institute
Bureau of Mines
CRG
5.2.6
Nationale & internationale Hersteller bzw. Unternehmen
Im Allgemeinen handelt es sich bei Methanisierungsanlagen um Chemieanlagen, weshalb sich hier
zukünftig Unternehmen aus dem Chemieanlagenbau betätigen werden. Einige Vertreter, welche
zurzeit am Markt agieren, sind:
• ETOGAS: eine deutsche Firma mit Sitz in Stuttgart, welche die erste kommerzielle Power to
Gas Anlage mit einer Anschlussleistung von 6MW el in Werlte (Deutschland) errichtet hat.
Daneben wurden noch kleinere Versuchs- und Pilotanlagen realisiert. Modular aufgebaute
Power to Gas Anlagen sind in Planung. ETOGAS ist im Bereich Power to Gas als marktführend
einzustufen.
• Haldor Topsoe: Ein Methanisierungsverfahren, das sogenannte TREMP-Verfahren, ist
kommerziell erhältlich (vgl. Kapitel 5.1.4.1.2). Dieses war ursprünglich für die Produktion von
SNG aus Synthesegas entwickelt worden, wird aber auch für Power to Gas-Anwendungen
angeboten. Das Unternehmen ist an einem größeren Power to Gas-Projekt GoBiGas in
Göteborg, Schweden beteiligt.
• Clariant (Südchemie): Dieser Katalysatorhersteller vertreibt Katalysatoren für die
Methanisierung. So wurde die 6MW Audi-Anlage in Werlte mit Clariant Katalysatoren bestückt.
[37]
• Es wurden neben Clariant und Haldor Topsoe noch andere Katalysatorhersteller kontaktiert,
wobei hier nur wenige Erkenntnisse gewonnen werden konnten. Grund dafür ist, dass die
Unternehmen ihr Wissen möglichst schützen wollen, um keinen Wettbewerbsnachteil zu
erhalten. Nach Wissen der Autoren stellen folgende Unternehmen ebenfalls
Methanisierungskatalysatoren her: INS Pulawy, Unicat Catalyst, Johnson Matthey
• Das österreichische Anlagen- und Kraftwerksbauunternehmen REPOTEC war schon beim
Forschungsprojekt in Güssing maßgeblich beteiligt. Des Weiteren ist REPOTEC im Projekt
GoBiGas in Göteborg involviert, sowie Drittleister im RSA EE-Methan aus CO2.
• Vor allem in Deutschland sind Energieversorgungsunternehmen wie RWE, E.ON, Erdgas
Schwaben, Thüga AG, sowie weitere Firmen an mehreren Versuchsanlagen zu Power to Gas
beteiligt.
Seite 167 von 390
5.3
Methanisierung
Aufgrund des Entwicklungsstandes der verschiedenen Power to Gas Projekte gibt es nur wenig
belastbare Daten für eine Kostenabschätzung. Durch die verschiedensten möglichen
Betriebsbedingungen wird eine Ermittlung der Investitionskosten erheblich erschwert. Abhängig von
den Randbedingungen kann Wärme auf unterschiedlichen Niveaus ausgekoppelt werden und
entsprechende Erlöse für die Bereitstellung von Fernwärme oder z.B. Prozessdampf sind generierbar.
Diese Aspekte müssen bei der Planung und Konfiguration der Methanisierung berücksichtigt werden.
In [38] werden diese Kosten prozentuell aufgegliedert, wobei die Elektrolyse alleine 86,27% der
Investitionskosten ausmacht. Die gesamten Investitionskosten machen hier rund 1.000€/kW el aus (bei
einer elektrischen Anschlussleistung der Elektrolyse von 48 MWel). Damit ergibt sich ein
Investitionsbedarf für die Methanisierung von rund 140€/kW.
Die Kosten für eine Demonstrationsanlage im Bereich 5-10 MW el werden in [39] mit 2.000€/kW el
beziffert. Diese Kosten könnten bei größeren Anlagen auf 1.000€/kW el fallen. Darin enthalten sind der
Elektrolyseur, die Methanisierung, die Kompression, die Leistungselektronik, die Verrohrung, die
Systemsteuerung sowie die Bauleistungen. [39] Geht man auch hier von derselben Kostenstruktur wie
in [38] aus, so belaufen sich die Investitionskosten für die Methanisierung auf rund 275 bis 135 €/kW el.
Investitionskosten [€/kWCH4]
Die Investitionskosten für Methanisierungsanlagen mit einer Kapazität <10MW th werden in [32] mit der
Kurve aus Abbildung 5-13 beschrieben. Es wird hier auch eine Abschätzung für zukünftige Anlagen
mit 300-500€/kW für den Kapazitätsbereich <10MW th gegeben. Die Kostendegradation zwischen
Kurve und Zukunftsprognose wird mit der Standardisierung von kleinen Anlagen begründet.
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
1000
2000
3000
4000
Kapazität [kWCH4]
5000
6000
7000
Abbildung 5-13. Investitionskosten der Methanisierungsanlagen.
Quelle: nach [32]
Durch die Verbesserung der Elektrolyse bzw. des Elektrolysewirkungsgrades können sich die
Kostenstrukturen ändern, sodass diese im Verhältnis zur Methanisierung günstiger wird.
Die zukünftige Kostenentwicklung hängt v.a. von der gewählten Technologie ab. Zu den wesentlichen
Kostenfaktoren gehören:
•
•
•
•
Betriebsbedingungen (Druck, Temperatur)
Anlagenlayout (ein Reaktor vs. mehrere Reaktoren; Wirbelschicht vs. Festbett)
Die durch die Verfahrensart vorgegebene Peripherie
Die Einbindungsmöglichkeit mit anderen Betrieben (Nutzung der Reaktionswärme, des
erzeugten Sauerstoffs etc.)
Seite 168 von 390
Die jährlichen Instandhaltungskosten, welche sich aus Überwachungs-, Wartungs- und
Instandsetzungskosten zusammensetzen, belaufen sich in der stoffwandelnden Industrie auf 3-7%
des Anlagevermögens. Davon ist rund ein Drittel für das Instandsetzungspersonal zu veranschlagen.
[40]
5.4
Generelle technologische Verbesserungspotentiale und internationale
F&E-Trends
Die wesentliche Aufgabe der Forschung und Entwicklung ist es, die Verfahren, welche für CO bzw.
Synthesegase entwickelt wurden, für den Einsatz von CO2 zu adaptieren. Es müssen Katalysatoren
evaluiert und auf ihre Tauglichkeit für den Einsatz mit CO2 überprüft werden.
Das Temperaturmanagement für die Methanisierungsreaktoren muss dem neuen Einsatzgebiet
angepasst und die Möglichkeit der Wärmeein- bzw. Auskoppelung evaluiert werden.
Neben der Langzeitstabilität von Katalysatoren und der Haltbarkeit von Materialien in H2/CO2 –
Atmosphären müssen auch Verkokungsphänomene und Empfindlichkeiten gegenüber
Verunreinigungen untersucht werden. Hierbei ist v.a. Schwefel zu nennen, welches für das derzeit
gebräuchlichste Katalysatormaterial Nickel als Katalysatorgift gilt. Diese Katalysatorgifte werden in
erster Linie mit dem CO2 in den Methanisierungsprozess eingeschleust. Die Art und Konzentration
möglicher Katalysatorgifte im CO2 hängt von dessen Ursprung ab. CO2 abgeschieden aus
Biogasanlagen oder aus fossil gefeuerten Kohlekraftwerken wird immer Spuren von
Schwefelverbindungen (z.B. SO2, H2S) enthalten. Um sehr aufwändige Feinreinigungen des CO2 zu
vermeiden, sind also Katalysatoren gefragt, die tolerant gegenüber den Katalysatorgiften oder einfach
regenerierbar sind.
Ein weiteres Entwicklungsziel ist es den Aufbereitungsaufwand auf Einspeisequalität für das
Erdgasnetz (vgl. Tabelle 5-4) zu reduzieren. Dies kann auf zwei Arten geschehen, zum einen durch
verbesserte/veränderte Reaktionsführungen/-bedingungen bzw. Reaktorkonzepte; zum anderen durch
verbesserte Aufbereitungsverfahren. Membranverfahren haben sich für Anwendungen in der
Gasaufbereitung als besonders vielversprechend erwiesen.
Tabelle 5-4. Anforderungen an die Gasbeschaffenheit nach ÖVGW Richtlinie G 31
Bezeichnung
Einheit
Wert
Wobbe-Index (W S)
kWh/m³
13,3 bis 15,7
Brennwert (HS)
kWh/m³
10,7 bis 12,8
Sauerstoff (O2)
Mol %
≤ 0,5
Kohlendioxid (CO2)
Mol %
≤ 2,0
Stickstoff (N2)
Mol %
≤5
Wasserstoff (H2)
Mol %
≤4
Gesamtschwefel
mg S/m³
Auf Dauer ≤ 10
Mercaptanschwefel
mg/m³
≤6
Schwefelwasserstoff (H2S)
mg/m³
≤5
Kohlenstoffoxidsulfid (COS)
mg/m³
≤5
Halogenverbindungen
mg/m³
0
Ammoniak (NH3)
technisch frei
Fest- und Flüssigbestandteile
technisch frei
Seite 169 von 390
5.4.1
Entwicklungstrends
Folgende Entwicklungstrends sind zurzeit erkennbar:
5.4.1.1
Dreiphasenmethanisierung
Dieses System ist zwar schon länger bekannt, aber wieder Gegenstand der aktuellen Forschung
geworden. Konkret wird an der Verwendung von ionischen Flüssigkeiten anstelle der üblicherweise
eingesetzten Thermoöle oder Salzschmelzen geforscht. Die Dreiphasenmethanisierung zeichnet sich
durch eine verbesserte Wärmeabfuhr und –kontrolle aus. Ein Problem bei dieser Art der
Methanisierung sind die drei vorkommenden Phasen (fest, flüssig und gasförmig). Diese benötigen
eine Vielzahl von peripheren Apparaten zur Aufreinigung, Rezirkulation etc. Des Weiteren wird durch
die dreiphasige Verfahrensführung die Diffusion gehemmt, d.h. der Zugang von gasförmigen
Reaktanden zum festen Katalysator muss über die Flüssigkeit erfolgen. Dies bedeutet eine Hemmung
der Reaktion. Zusätzlich stellt sich der scale up solcher 3-Phasenanlagen als besonders
herausfordernd dar.
5.4.1.2
(Metallische) Wabenkatalysatoren
Hierbei wird der Katalysator auf einen wabenförmigen Trägerkörper aufgebracht und die
Methanisierungsreaktion heterogen katalysiert. Vorteil des Einsatzes dieser Katalysatoren ist der
geringe Druckverlust über den monolithischen Grundkörper, da der Gasweg durch gerade Kanäle
gekennzeichnet ist. Außerdem soll durch spezielle Form der radiale Wärmetransport verbessert,
sowie eine Modularisierung leichter ermöglicht werden.
•
5.4.1.3
Keramische Waben: Im Research Studio Austria „EE-Methan aus CO2“ werden keramische
Waben für den Einsatz in der Methanisierung untersucht. Der Vorteil der keramischen
gegenüber metallischen Waben ist die hohe Wärmekapazität der Keramik, welche es
ermöglichen soll, das Temperaturniveau in den Methanisierungsreaktoren besser zu
kontrollieren.
Mikrostrukturreaktoren
Diese werden in einigen Arbeiten [41–43] für die Methanisierung vorgeschlagen.
Vorteile gegenüber herkömmlichen Reaktorkonzepten sind:
•
•
•
•
5.4.1.4
Verbesserte Temperaturkontrolle [42]
Pfropfenströmungscharakteristik in den Kanälen [42]
Leichte Skalierbarkeit, durch einfaches aufaddieren der Reaktoren [42], was theoretisch bis zu
jeder Größenordnung durchgeführt werden kann.
Einsatz zur Zeit v.a im Labormaßstab
Biologische Methanisierung
Wie schon in 5.1.4.6.2 beschrieben spielt die Methanisierung auf biologischem Wege eine immer
größer werdende Bedeutung. Dabei laufen die Methanisierungsreaktionen biologisch katalysiert bei
moderaten Temperaturen ab (<100°C) [44]. Außerdem sind die eingesetzten Mikroorganismen oftmals
toleranter gegenüber Schadstoffen als klassische Katalysatoren. Nachteil der biologischen
Methanisierung ist, dass es sich hierbei um ein Dreiphasensystem handelt und außerdem dass die
Mikroorganismen „getauscht“ werden müssen. Des Weiteren benötigen Mikroorganismen zum
Wachsen bestimmte Salze, welche in die Bioreaktoren zugegeben werden müssen.
Der Forschungsbedarf hierbei ist sicherlich im Bereich Langzeitstabilität der Mikroorganismen,
Schadstofftoleranz, selektive Umsetzung zu Methan sowie Verhalten bei Intermittierenden
Bedingungen zu suchen,
Seite 170 von 390
5.4.2
Benchmark für das optimale Verfahren
Um Verbesserungspotentiale der Methanisierungsverfahren besser darstellen zu können wurde ein
„optimales Verfahren“ entwickelt. Anhand dieses „optimalen Verfahrens“ werden im folgenden
Abschnitt die Verbesserungspotentiale erläutert.
Im Zuge der Recherche zum Thema Methanisierung stellte sich heraus, dass zurzeit keines der in
Kapitel 5.1.4 betrachteten Verfahren als genereller Benchmark für Methanisierungsverfahren gelten
könnte. Grund dafür ist vor allem der geringe Reifegrad bzw. die geringe Umsetzung dieser Konzepte
im Bereich der CO2-Methaniserung. Deshalb wurde ein „optimales Verfahren“ erarbeitet, welches im
Weiteren als Vergleichsverfahren dienen soll. Aus der Gegenüberstellung mit den bestehenden
Verfahren sollen der Forschungs- und Entwicklungsbedarf gefunden werden und eventuelle
Themenschwerpunkte für Österreich aufgezeigt werden.
Das „optimale Verfahren“ soll folgende Anforderungen erfüllen:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
5.4.2.1
Produktgas entspricht den Einspeisevorschriften für das (österreichische) Erdgasnetz.
Umsätze >99%
Drücke möglichst geringer als 10 bar.
Temperaturen im Bereich zwischen 200 und 350°C.
Das Verfahren kann von Stand-by-Modus in wenigen Minuten in Betrieb gehen.
Das Verfahren kann Lastbereiche von 50-150% abfahren und ist dabei unempfindlich gegen
rasche Lastwechsel.
Das Verfahren kann modular aufgebaut werden, sodass eine Kapazitätsanpassung leicht
möglich ist.
Die Katalysatoren haben eine lange Lebensdauer (>5 Jahre) und sind unempfindlich gegen
Verunreinigungen, v.a. die Schwefeltoleranz ist hoch.
Das entstehende Wasser kann ohne großen Aufbereitungsaufwand weiterverwendet werden
z.B. für Elektrolyse oder als Prozesswasser für naheliegende Industriebetriebe.
Die entstehende Prozesswärme kann je nach anfallender Wärmemenge und Integration des
Verfahrens auf unterschiedlichen Druck- und Temperaturniveaus ausgekoppelt werden.
Wege zum optimalen Verfahren
In Kapitel 5.2.5 wurden die bestehenden Verfahren zur Herstellung von SNG bewertet. Ausgehend
davon wird in diesem Abschnitt versucht, Wege hin zum „optimalen Verfahren“ aufzuzeigen.
Zunächst muss ganz klar festgestellt werden, dass die in 0 verglichenen Verfahren zum Großteil aus
dem Bereich der Kohlevergasung bzw. der Biomassevergasung stammen. Beim Vergasen des
Einsatzstoffes Kohle entsteht je nach Kohleart ein unterschiedliches, aber für die jeweilige Kohleart
relativ gleichbleibendes Produktgas, welches für den Einsatz in einer Methanisierungsanlage
aufbereitet werden muss. Ähnliches gilt für den Einsatzstoff Biomasse, wobei dieser in noch
unterschiedlicheren Formen vorkommen kann, wodurch der Aufbereitungsaufwand im Vergleich zur
Kohle steigt.
Die zurzeit für die Methanisierung angedachten Verfahren setzen zum Teil Biogas ein. Favorisiert
werden aber CO2 und H2, welche ausreichend rein und konstant gewonnen werden können. CO2 z.B.
kann über Carbon Capture aus der Abluft von Industriebetrieben oder Kraftwerken gewonnen werden.
Die Gewinnung von CO2 aus Kraftwerksabgasen hat den Vorteil, dass Schadstoffe schon vom
Kraftwerk aus der Abluft abgeschieden werden müssen, wodurch der Aufbereitungsaufwand für die
Weiterverwendung des reinen CO2 gemindert wird. Der Wasserstoff hingegen kann über die
Elektrolyse von Wasser hergestellt werden. Dadurch sind zwei reine Eduktgase realisierbar.
Durch den Einsatz reiner Eduktgase, fallen auch die Produktgase ohne Störstoffe an. Dies führt dazu,
dass der Aufwand der Gasreinigung des entstehenden Methans deutlich sinkt und damit auch die
Seite 171 von 390
Kosten. Außerdem kann dadurch einfacher ein einspeisefähiges Erdgassubstitut bereitgestellt
werden.
Im Folgenden werden nun die unter Kapitel 5.4.2 aufgestellten Anforderungen an das optimale
Verfahren näher betrachtet und mit den Verfahren aus Kapitel 5.2.5.6 verglichen.
5.4.2.2
Drücke
Das optimale Verfahren soll Drücke <10bar im Methanisierungsreaktor aufweisen, da der
Druckeinfluss auf die Reaktion ab diesem Druckniveau abnimmt [23].
Die in Kapitel 5.2.5.6 beschriebenen Verfahren operieren alle bei Drücken über 10bar. Dies bringt den
Nachteil, dass die Reaktoren massiver und damit teurer gebaut werden müssen. Der Vorteil der
Hochdruckmethanisierer ist aber, dass das Produktgas für die Einspeisung ins Erdgasnetz nicht mehr
so hoch verdichtet werden muss.
Abhängig davon auf welchem Niveau CO2 und H2 geliefert werden können und welche Drücke die
Aufbereitung des Erdgases benötigt, kann ein hoher Druck in der Methanisierung kostengünstig sein,
da Verdichter eingespart werden können. Auf der anderen Seite sind Hochdruckanwendungen bei
Gasen immer mit hohen Sicherheitsanforderungen und somit hohen Kosten verbunden.
5.4.2.3
Temperaturen
Der Temperaturbereich von 200-350°C ist die Zielsetzung für das optimale Verfahren. Grund hierfür
ist, dass der Einsatz von Sonderwerkstoffen eingeschränkt werden kann. Außerdem ist bei geringeren
Temperaturen die Energierückgewinnung in Form von Wärme mit geringerem Aufwand verbunden.
Bei höheren Temperaturen kann Wasserdampf erzeugt werden. Damit die Dampferzeugung aber
sinnvoll ist, muss ein geeigneter Verbraucher bzw. Abnehmer in der näheren Umgebung zu finden
sein.
Die meisten der betrachteten Verfahren haben Eingangstemperaturen zwischen 200 und 400°C.
Durch die Exothermie der Methanisierungsreaktion kann diese Temperatur auf über 700°C steigen.
Um die Temperaturen in den gewünschten Bereich zu bringen, bieten sich verschiedene
Reaktorkonzepte an. Dabei haben Wirbelschicht und Dreiphasenmethaniserung sowie
Hordenreaktoren wesentliche Vorteile gegenüber einem klassischen Festbettreaktor. Jedoch müssen
diese wieder gegen andere Nachteile wie z.B. erhöhter Katalysatorabrieb bei der Wirbelschicht oder
größerer apparatetechnischer Aufwand bei der Dreiphasenmethanisierung aufgewogen werden.
Nachdem zurzeit Nickel als Katalysator für die Methanisierung bevorzugt wird, dürfen die
Temperaturen 200°C nicht unterschreiten, da sich ansonsten giftiges Nickelkarbonyl bildet.[9]
5.4.2.4
Umsätze
Für das optimale Verfahren wird fast vollständiger Umsatz des eingesetzten CO2 gefordert.
Wasserstoff hingegen kann auch nur teilweise umgesetzt sein, da laut den Einspeisevorschriften des
ÖVGW (Richtlinie G31 sowie Richtlinie GB220) eine gewisse Menge an H2 (bis 4%) im Erdgasnetz
vorhanden sein darf. Inwieweit dies die hier untersuchten Verfahren können, ist nicht belegt, da die
meisten Verfahren CO als Ausgangsstoff haben. Eventuell enthaltenes CO2 wird bei diesen Verfahren
vor der Methanisierung mittels Wassergasshiftreaktion in CO umgewandelt. Das CO wird in den
meisten Verfahren zur Gänze umgesetzt. Es bleiben aber teilweise noch hohe Werte an CO2 im
Produktgas, wodurch dieses aufbereitet werden muss.
Im optimalen Verfahren wird nur CO2 und H2 eingesetzt, wodurch es möglich scheint, hohe Umsätze
an CO2 zu erreichen. Limitiert wird dies aber durch das chemische Gleichgewicht, welches bei hohen
Temperaturen (vgl. 5.4.2.3) in Richtung CO2 und H2 verschoben ist.
Seite 172 von 390
5.4.2.5
Produktgas entspricht (ÖVGW-)Einspeiserichtlinien
Um den Aufbereitungsaufwand für das produzierte SNG zu senken, wird gefordert, dass das
produzierte Gas den Einspeisevorschriften (ÖVGW Richtlinie G31 und G B220) entspricht. Dadurch
könnten auch die Kosten für das produzierte Gas fallen.
Die hier betrachteten Verfahren erfüllen bereits teilweise die Einspeisevorschriften (vgl. Tabelle 5-4).
In den kommenden Jahren könnten sich die Vorschriften, aufgrund der Bestrebungen den
Wasserstoffgehalt im Erdgasnetz zu erhöhen, ändern. Dadurch wäre eine Neubetrachtung dieses
Aspektes zu gegebenem Zeitpunkt notwendig.
5.4.2.6
Anfahrgeschwindigkeiten
Rasche Anfahrgeschwindigkeiten im Minutenbereich haben den Vorteil, dass Stromüberschüsse
zeitnah zu SNG verarbeitet werden können.
Typische chemische Anlagen brauchen oftmals Stunden bis sie betriebsbereit sind. Für die einzelnen
Verfahren sind diese Informationen aber aufgrund der Entwicklungsstände nicht verfügbar, es wird
aber mit einem eher längeren Anfahren gerechnet.
Um lange Anfahrzeiten zu kompensieren, werden Zwischenspeicher benötigt, damit H2 und CO2
unabhängig von den nachfolgenden Prozessschritten produziert werden können. Dadurch wäre es
außerdem möglich die Verfahren auch über Zeiten aufrecht zu erhalten, in denen kein H2 bzw. CO2
produziert wird. Den zusätzlichen Kosten für die Speicherung stehen aber gegenüber, dass eine
entsprechende Methanisierung kleiner gebaut und auf konstantere Last ausgelegt werden kann. Ein
ökonomischer Vergleich muss jedoch im konkreten Anwendungsfall erfolgen.
5.4.2.7
Lastbereiche
Lastbereiche von 50-150% der Nennleistung bzw. des Nenndurchsatzes sollen im optimalen
Verfahren ermöglich werden. Dadurch ist ein flexibler Einsatz der Technologie gegeben und die
Anpassung an das schwankende Stromdargebot ist einfacher.
Für die einzelnen Verfahren gibt es nicht genügend Angaben bezgl. Lastbereiche. Generell gilt aber,
dass Wirbelschichten flexibler gefahren werden können als entsprechende Festbettverfahren. Bei der
Auswahl der Verfahrensführung gilt dies gegenüber anderer Vor-und Nachteile der angewendeten
Technologie abzuwägen.
5.4.2.8
Modularer Aufbau
Um für unterschiedliche Einsatzsituationen gerüstet zu sein, soll das optimale Verfahren modular
aufgebaut sein. Die vereinfachte Skalierbarkeit (Durchsatz ist nur von Modulanzahl abhängig) bietet
die Möglichkeit das Verfahren auf kleine und große Anlagendimensionen bzw. Durchsätze
anzupassen.
Bei den meisten hier betrachteten Systemen muss für den Einsatzzweck ein maßgeschneidertes
Engineering erfolgen, wodurch eine spätere Kapazitätsvergrößerung bzw.-verkleinerung nur schwer
möglich ist.
Festbettverfahren sind für einen modularen Aufbau besser geeignet als Wirbelschichtverfahren. Bei
Festbettverfahren könnten z.B. mehrere Festbettreaktoren ohne großen Aufwand nebeneinander
gebaut werden. Anstelle dieser durchaus üblichen Reaktorverschaltung
können auch mit
Katalysatorwaben bestückte Hordenreaktoren realisiert werden. Diese Reaktoren sind kammerartig
aufgebaut (Horden) und ermöglichen so eine flexible Betriebsführung wie z.B. Rohgaseinspeisungen
und Zwischenkühlungen aber auch die Abschaltung einiger Kammern zur Durchsatzanpassung
Bei Wirbelschichten hingegen muss die Auslegung auf einen bestimmten Durchsatz erfolgen.
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5.4.2.9
Katalysatorlebenszeit
Erfahrungen aus dem industriellen Einsatz von Katalysatoren in anderen Bereichen der chemischen
Industrie zeigen, dass eine Lebensdauer >5 Jahre Standard ist. Solche Lebenszeiten werden somit
auch für das optimale Verfahren gefordert.
Aufgrund der wenigen Betriebsstunden der betrachteten Anlagenkonzepte kann eine Aussage über
die Katalysatorlebensdauer schwer erfolgen.
Generell gilt aber, dass für die eingesetzten Nickelkatalysatoren hohe Lebenszeiten zu erwarten sind,
sofern das Katalysatorgift Schwefel (H2S, COS, SO2) sich nicht bzw. nur in geringem Maße (wenige
ppm) im Eduktgas befindet.
Durch den Einsatz von Wirbelschichten kann es zu hohem Abrieb der Katalysatorpartikel kommen,
was die Einsatzdauer deutlich verringern kann. Festbettverfahren hingegen sollten für weniger Abrieb
sorgen.
Eine generelle Aussage über die benötigten Eduktgasqualitäten kann aufgrund der verschiedenen
Verfahren und eingesetzten Katalysatoren nicht getroffen werden. Jedoch konnte aus einer
Zusammenstellung der jeweils geforderten Gaszusammensetzung ein Rahmen für die Eduktgase
abgesteckt werden (vgl. Tabelle 5-5)
Tabelle 5-5. Rahmen für die Eduktgasqualitäten für die Methanisierung
Bezeichnung
Einheit
Wert
H2
Vol-%
35-80
CO
Vol-%
0-25
CO2
Vol-%
0-30
CH4
Vol-%
0-10
H2O (Dampf)
Vol-%
0-10
N2
Vol-%
<3
Partikel
mg/Nm³
< 0,5
Teere
mg/Nm³
< 0,1
Na und K
mg/Nm³
<1
NH3 und HCN
mg/Nm³
< 0,8
H2S
mg/Nm³
< 0,4
Halogene
mg/Nm³
< 0,06
5.4.2.10 Aufwand Produktwasseraufbereitung
Beim optimalen Verfahren besteht kein bzw. nur ein geringer Aufwand für die
Produktwasseraufbereitung. Grund hierfür ist, dass nur CO2 und H2 als Einsatzstoffe auftreten und
daher fast ausschließlich Wasser und CH4 als Produkt zu erwarten sind.
Ob bei den betrachteten Verfahren eine Wasseraufbereitung benötigt wird, ist nicht geklärt, da sich
diese vielfach im Technikumsmaßstab befinden. Aber es ist zu erwarten, dass sich auch höhere
Kohlenwasserstoffe bilden können, welche ins Abwasser gelangen und daher einen höheren
Reinigungsaufwand erfordern.
5.4.2.11 Wärmeauskopplung
Beim optimalen Verfahren soll zur Steigerung des Wirkungsgrades möglichst viel Wärme
ausgekoppelt und genutzt werden. Nutzungspfade hierfür können z.B. Fernwärmenetze aber auch die
Dampferzeugung sein. Des Weiteren kann die entstehende Prozesswärme zur Vorwärmung der
Seite 174 von 390
Eduktgase genutzt werden oder mit der CO2-Abscheidung (Regeneration des Waschmittels)
gekoppelt werden.
Bei den betrachteten Verfahren ist die Nutzung der Prozesswärme für die Eduktgasvorwärmung fast
immer vorhanden. Die Auskopplung als Dampf wird ebenfalls bei einigen Verfahren angewendet.
Inwieweit welche Form der Wärmeauskopplung sinnvoll ist, hängt von den spezifischen
Gegebenheiten des Standorts und den zur Verfügung stehenden Verbrauchern ab.
5.5
Ableitung von Forschungs- und Entwicklungsthemen für Österreich
Nachfolgend werden, basierend auf den in Kapitel 5.4 dargestellten Überlegungen, konkrete
Forschungs- und Entwicklungsthemen für Österreich abgeleitet und, wo möglich, auch geeignete
österreichische Akteure benannt.
Anlagen- und prozesstechnische Themen:
Das Design und die anlagenbauliche Gestaltung von Methanisierungsanlagen kann mit hinblick auf
Modularisierung ein interessantes Forschungsthema darstellen. Dabei muss insbesondere auf ein
verbessertes Temperaturmanagment der Reaktoren hingearbeitet werden. Ein weiteres Ziel ist es ein
möglichst flexibles und breites Lastverhalten der Anlagen zu erreichen. Für einen Einsatz im Bereich
Power to Gas muss vor allem an der Verkürzung der Startphasen gearbeitet werden um ein rasches
Ansprechen der Methaniserung bei Stromüberschüssen zu gewährleisten. Österreichische Akteure
hierbei könnten sein:
•
Christof Group, Repotec, Andritz, Bilfinger
Die Produktgasaufbereitung stellt für die Nutzung des produzierten Gases in der Methanisierung einen
wesentlichen Schritt dar. Dabei scheint unter anderem die Produktgasaufbereitung mittels
Membranverfahren ein geeignetes Mittel zu sein, welche aber für einen speziellen Prozess erst
adaptiert werden muss um einspeisefähiges SNG zu erzeugen. Im Zuge dieser Studie konnten dabei
folgende Akteure identifiziert werden:
•
TU Wien, Fa. AXIOM Angewandte Prozesstechnik GmbH, Evonik Fibres GmbH, Lenzing
Die Methanisierung biomassestämmiger Gase (vgl. Güssing) ist in Österreich schon länger Thema
von Forschung und Entwicklung. Dabei sind v.a. TU Wien und Repotec führende Akteure.
Um den hohen Ansprüchen bei der Methanisierung zu genügen, müssen spezielle Werkstoffe
eingesetzt und zur Erhöhung der Anlagenstandzeit weiterentwickelt werden. Im Bereich der
Werkstoffentwicklung für die Industrie (Metalle sowie Keramiken) ist unter anderem die
Montanuniversität Leoben (MUL) schon seit Jahren tätig und einer der führenden österreichischen
Ansprechpartner.
Katalyse, Katalysatorentwicklung und –herstellung:
•
Katalysatoren sind der zentrale Baustein bei der chemischen Methanisierung. Dabei ist vor
allem die Katalysatorstabilität eines der Schlüsselkriterien. Bei Eduktgasen in idealer
Zusammensetzung (nur CO2 und H2) ist diese schon relativ gut. Beim Einsatz von realen
Gasen z.B. aus einem Industriebetrieb fallen die Gase jedoch meist mit Begleitstoffen bzw.
Verunreinigungen an, was zu einer verminderten Katalysatorstabilität führt. Diese Stabilität
muss für einen wirtschaftlichen Einsatz der Methanisierung erhöht werden. Ein in diesem
Bereich tätiger Akteur ist die Profactor GmbH, Steyr
Neben der Katalysatorstabilität bieten auch unterschiedliche Katalysatorformen Möglichkeiten die
Methanisierung positiv zu beeinflussen. Neben Schüttgutkatalysatoren gibt es auch noch
monolithische Trägerkatalysatoren z.B. wie sie im Abgaskatalysator eingesetzt werden. Diese Form
Seite 175 von 390
der Katalysatoren kann Vorteile gegenüber Schüttgutkatalysatoren bringen. Hierbei ist der Bereich
Methanisierung an keramischen Wabenkatalysatoren noch sehr wenig erforscht. In der Erzeugung
von industriellen Wabenkeramiken (Katalysatorträger) ist die Porzellanfabrik Frauenthal weltweit tätig.
Die Synergien mit laufenden Forschungsaktivitäten in Österreich könnten genutzt werden um das
Thema Methanisierung im Kontext Power to Gas bzw. Energiespeicher besser zu integrieren. Dabei
können Überschneidungen mit folgenden Projekten genutzt werden:
•
•
•
E!mission.at Kooperationsprojekt „SOEC“ (AVL, Plansee, MUL)
E!mission.at Leitprojekt „Underground.Sun.Storage“ (RAG, Axiom, Verbund, MUL, BoKu,
Energieinstitut an der JKU Linz)
CO2-Abscheidung aus Kraftwerken (Versuchsanlage „SEPPL“ der EVN)
Die Überschneidungspunkte ergeben sich insbesondere mit Hinblick auf folgende Fragestellungen:
•
•
•
•
Gasqualitäten (Konzentrationen, Verunreinigungen)
Drücke
Wärmemanagement
Gasspeicherung (Druck, Speichervolumen,…)
Die Nutzung der Synergien mit anderen, derzeit laufenden Forschungsprojekten wird durch die
eingerichtete Plattform Power to Gas in Österreich sichergestellt.
5.6
Möglichkeiten für die österreichische Industrie
Aufgrund der eingesetzten Technologien für die Methanisierung wurde versucht, Industriezweige
aufzuzeigen, welche von Power to Gas/Methanisierung profitieren könnten. In den einzelnen
Branchen wurden außerdem verschiedene Firmen identifiziert, welche sich nach Meinung der Autoren
in diesem Bereich engagieren könnten.
5.6.1
Anlagenbauunternehmen
Diese können sich im Bereich Errichtung neuer Methanisierungsanlagen engagieren. Abhängig von
der Größe der zu errichtenden Anlagen können neben den großen Firmen auch durchaus KMU für
den Anlagenbau in Betracht gezogen werden. Abhängig ist dies von der Komplexität der
Methanisierungsanlagen und der verwendeten Materialien, welche unter Umständen für KMU nur
schwer zu verarbeiten sind.
Beispiele für Anlagenbauunternehmen:
•
•
•
•
Christof Group
Andritz Group
Bilfinger
Repotec
5.6.2
Engineering
Abhängig von Systemgrößen, Komplexität, Lizenzbedingungen und Ähnlichem können kleine bis
große Engineeringfirmen im Bereich Power to Gas tätig werden. Aufgrund der Verwandtschaft mit
dem Bereich Erdgastechnologie, Erdgasanwendungen ist der Themenkreis Power to Gas für dort
tätige Firmen ein interessantes Betätigungsfeld.
Beispiele für Unternehmen im Engineering:
•
Christof Group
Seite 176 von 390
•
•
•
•
5.6.3
Andritz Group
Bilfinger
VTU Engineering
Repotec
Energieversorgungsunternehmen
Für Kraftwerksbetreiber bzw. Netzbetreiber ist die Power to Gas Technologie vor allem in der
Anwendung von Bedeutung. Dabei könnte unter anderem CO2 aus Kraftwerksabluft zur Erzeugung
von regenerativem CH4 dienen. Daneben kann diese Technologie zur Speicherung überschüssiger
regenerativer Energie genutzt werden. Dadurch können (systemrelevante) Kraftwerke konstanter
gefahren werden.
Im Falle von Erzeugern regenerativer Energien (Windkraft, Photovoltaik bzw. andere Formen der
Stromerzeugung mittels Sonne, Wasserkraft) kann die Technologie eine Option bieten, um in Zeiten
von Überproduktion nicht abschalten zu müssen. Daneben kann diese eingespeicherte Energie an
Flautentagen wieder rückverstromt werden.
Kleine, regionale Energieversorger könnten das CO2 aus Biomasseheizwerken nutzen. Hier stellt sich
jedoch die Frage, ab welcher Anlagengröße solch eine Verwertung des CO2 rentabel ist.
5.6.4
Industriebetriebe
Industrien mit hohem CO2-Ausstoß, wie beispielsweise Zementwerke, könnten mit ihrem
ausgestoßenen CO2 Methan erzeugen, welches wieder selbst genutzt oder verkauft werden kann.
Durch steigende Preise für CO2-Zertifikate könnte somit die Power to Gas Technologie interessant
werden.
Im Gegensatz dazu könnten Industrien, welche Wasserstoff produzieren und dieses im Überschuss
haben, durch die Methanisierung ein verkaufbares und leicht „transportierbares“ Produkt erzeugen.
Dabei gilt allerdings zu beachten, dass solche Betriebe den Wasserstoff meist schon betriebsintern
verwenden und er daher nicht als Abfallprodukt anfällt.
Beispiele für Firmen könnten sein:
•
•
•
5.6.5
Lafarge
Wietersdorfer
H2: OMV, Borealis, Voestalpine, Böhler
Katalysatorhersteller/Keramikhersteller
Wie schon erwähnt, werden für die Methanisierung Katalysatoren eingesetzt. Dadurch kann sich, je
nach entstehender Marktgröße, ein Geschäft für bereits bestehende Katalysatorhersteller ergeben. Je
nachdem wie das Produkt Methanisierung angenommen wird, kann es sich hierbei aber auch nur um
einen Nischenmarkt handeln.
Für die Katalysatoren braucht es Hochleistungskeramiken zum Aufbringen der katalytisch aktiven
Substanzen.
Firmen könnten sein:
•
•
•
IBIDEN (CERAM Frauenthal)
Treibacher Industrie AG
RATH
Seite 177 von 390
5.6.6
Maschinenbauer
Bei der Methanisierung handelt es sich um eine Technologie, welche mit der Erdgas- bzw.
Wasserstofftechnologie verwandt ist. Dadurch könnten Firmen, welche in diesem Bereich aktiv sind,
auch hier ein Geschäftsfeld vorfinden.
Auch ergibt sich hier eine Chance für Betriebe, welche im Bereich Biogasanlagen engagiert sind, da
sie bestehendes Know-How im Bereich Gasverarbeitung nutzen könnten. Außerdem geht der Trend
in der Forschung dahin Biogasanlagen mit der Methanisierung zu verschalten.
5.7
Fazit
Verfahren zur Methanisierung werden seit mehreren Jahrzehnten industriell eingesetzt, im Bereich der
chemischen Industrie zur Aufreinigung von Produktgasen (Ammoniaksynthese) sowie bei Coal-toGas-Verfahren (CtG-Verfahren) zur Herstellung von synthetischem Erdgas aus Kohle. In jüngerer Zeit
wurden auch Methanisierungen bis in den Pilotmaßstab für Biomasse als Feedstock (anstelle der
fossilen Kohle) untersucht. Von den seit den frühen 1970er Jahren entwickelten Verfahrensvarianten
zur Methansierung sind im Prinzip nur drei bis in die industrielle Reife gelangt: das LurgiFestbettverfahren, das Comflux Wirbelschichtverfahren (Paul-Scherer-Institut) und das TREMPVerfahren der Firma Haldor Topsøe.
Bei allen bisherigen industriellen Anwendungen handelt es sich um CO-reiche Gase, die entweder
schon sehr rein vorliegen, wie in der chemischen Industrie, oder die einer aufwändigen Reinigung vor
der eigentlichen Methanisierung unterzogen wurden. Zudem sind alle Anwendungen durch einen
kontinuierlichen Betrieb unter gleichbleibender Last gekennzeichnet. Die in den Verfahren
verwendeten, in der Regel Nickel-basierten Katalysatoren sind auf diese speziellen Bedingungen hin
entwickelt und angepasst worden.
Die Anwendung der bekannten Methanisierungsverfahren mit den derzeit kommerziell erhältlichen
Methanisierungskatalysatoren im Bereich der Power to Gas Technologie ist daher nicht ohne
entsprechende Entwicklungs-, Optimierungs- und Anpassungsarbeiten, sowohl bei den Verfahren, als
auch bei den Katalysatoren, möglich. Es werden daher eine Reihe von Pilot- und
Demonstrationsanlagen errichtet und teilweise auch schon betrieben, um praktische Erfahrungen
unter anderem auch mit der Methanisierung sammeln zu können. Die Mehrzahl dieser Projekte findet
sich derzeit in Deutschland.
Da keines der kommerziell erhältlichen Methanisierungsverfahren für die Anwendung im Rahmen der
Power to Gas Technologie ohne Adaptierungen geeignet ist, ist die Definition eines idealen
Verfahrens als Benchmark für weitere Entwicklungen hilfreich und wurde im Rahmen dieser Studie
umgesetzt. Dieses ideale Verfahren ist insbesondere gekennzeichnet durch hohe Umsätze (>99%),
moderate Betriebsbedingungen (Druck < 10 bar, Temperaturen < 350°C), hoher Lastflexibilität (50 –
150%), schnellem Anfahrverhalten (Minutenbereich), modularer Bauweise und Katalysatoren, die
auch bei verunreinigten Eduktgasen eine hohe Lebensdauer (> 5 Jahre) aufweisen. Die beim Prozess
aufgrund der Exothermie der Methanisierungsreaktionen anfallende Prozesswärme kann beim idealen
Verfahren auf nutzbaren Temperaturniveaus ausgekoppelt werden. Auf Basis dieser, technisch kaum
erreichbaren Idealvorstellungen können, im Vergleich zum Stand der Technik, die notwendigen
Entwicklungsschritte abgeleitet werden. Unter Einbeziehung der vorhandenen Forschungs- und
Entwicklungslandschaft sowie der einschlägigen Industriebetriebe leiten sich für Österreich
Forschungs- und Entwicklungsthemen in den Bereichen Anlagen- und Prozesstechnik sowie Katalyse
und Katalysatorherstellung ab, die insbesondere für einige österreichische Anlagenbau- und
Engineeringunternehmen, aber auch einem Hersteller von katalytischen, keramischen Waben bei
entsprechender Entwicklungstätigkeit Marktoptionen eröffnen.
Seite 178 von 390
Grundsätzlich sind die technische Ausführung und letztendlich auch die Wirtschaftlichkeit einer
Methanisierungsanlage als Teil einer Power to Gas-Prozesskette immer von den spezifischen, an
einem Anlagenstandort vorliegenden Randbedingungen abhängig. Für die Methanisierungsstufe
spielen insbesondere folgende Faktoren eine entscheidende Rolle: Menge, Lastprofil und
Zusammensetzung der Eduktgase Wasserstoff und Kohlendioxid, Volumenverhältnis von H2/CO2,
umliegende Infrastruktur für Auskoppelung und Nutzung der Prozesswärme, für den notwendigen
Schichtbetrieb und die Wartung der Anlage als auch zur Entsorgung von Nebenströmen, z.B. dem
Wasser aus der katalytischen Reaktion, sowie die Anforderungen an das produzierte SNG (Reinheit,
Druckniveau). Ein optimales Design einer Methanisierungsanlage kann auch nach Lösung der
Entwicklungsschritte hin zu einem idealen Verfahren immer nur unter den spezifischen
Randbedingungen der konkreten Anwendung gefunden werden.
Seite 179 von 390
5.8
[1]
F. Ullmann and H.-J. Arpe, “Ullmann's Encyclopedia of industrial chemistry,” Ullmann's
Encyclopedia of industrial chemistry, Cop. 1985-1996.
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Seite 182 von 390
6 Einbindung der Power to Gas-Technologie in das Energiesystem
Auf Basis der umfangreichen Erkenntnisse des detaillierten Markt- und Technologiescoutings der
spezifischen Segmente der Prozessketten von Power to Gas werden im folgenden Kapitel
insebsondere die Schnittstellen der Power to Gas-Systeme zum bestehenden Energiesystem
unteruscht und veranschaulicht. In Kapitel 6.1 erfolgen generelle energietechnische
Systemüberlegungen zum zukünftigen Speicherbedarf bei einer regenerativen Energieversorgung
Österreichs sowie zum möglichen Einsatz und Nutzen von Power to Gas Anlagen. Kapitel 6.2
beschreibt die für die ökonomische, ökologische und rechtliche Bewertung ausgewählten
Prozessketten. Die Schnittstellen der einzelnen Anwendungsmöglichkeiten des Power to Gas
Systems zum Strom- und Gasnetz werden in Kapitel 6.3 erläutert, sowie auf den generellen Aufbau
der Energienetze in Österreich eingegangen. Des Weiteren stellt das integrierte Wärmemanagement
in Power to Gas Anlagen eine zentrale Komponente zur Erhöhung der Gesamtenergieeffizienz dar,
worauf in Kapitel 6.4 detailliert eingegangen wird.
6.1
Energietechnische Systemüberlegungen
Nachfolgend wird die Notwendigkeit einer alternativen Langzeitspeichertechnologie für eine
nachhaltige Stromversorgung in Österreich thematisiert. Es wird die Frage nach dem zukünftigen
Speicherbedarf bei einer weiter ausgebauten regenerativen Stromversorgung in Österreich gestellt
und es werden die Potenziale einer regenerativen Stromerzeugung [1] dargestellt. Darüber hinaus
wird der Effekt einer Nutzung der Power to Gas-Technologie auf den bestehenden Kraftwerkspark [2]
und auf das österreichische Übertragungsnetz aus Abschlussarbeiten [3] zusammengefasst.
6.1.1
Speicherbedarf für eine regenerative Energieversorgung in Österreich
Um die Auswirkungen einer vollständig regenerativen Stromversorgung mittels Wasserkraft, Windkraft
und Photovoltaik auf das österreichische Stromsystem zu erfassen, wurde das Projekt „Super-4Micro-Grid – Nachhaltige Energieversorgung im Klimawandel“ [1] durchgeführt. Die zentrale
Fragestellung des Projektes war, ob eine Vollversorgung Österreichs mit Strom aus den drei
genannten Quellen auf Basis der inländischen Potenziale überhaupt möglich ist, und wenn ja, welche
Konsequenzen sich daraus ergeben. Als Planungshorizont wurde das Jahr 2050 angenommen. Da
die grundlegende Frage nach Vorhandensein der notwendigen regenerativen Potenziale mit „Ja“
beantwortet werden konnte [4], wurden weitere Analysen hinsichtlich der Auswirkungen auf das
Übertragungsnetz [5] und die notwendigen Speicher durchgeführt. Ermittelt wurde der minimale
Energiespeicherbedarf (Kapazität und Leistung). Das Ergebnis wurde den tatsächlichen hydraulischen
Speicherpotenzialen für Österreich gegenübergestellt.
Als Basis für die hier vorgestellten Zeitreihen der elektrischen Erzeugung dienten meteorologische
Messdaten der Windgeschwindigkeit, der Globalstrahlung, sowie des Niederschlags über einen
Zeitraum von 15 Jahren (1994 bis 2008) in stündlicher Auflösung auf Messstationsbasis. Durch
Anwendung von Konversionsmodellen (Niederschlagsabfluss-, Windkraft- und Photovoltaik-Modell)
wurden die meteorologischen Daten in elektrischen Einspeisezeitreihen umgerechnet. Parallel dazu
wurden mit Hilfe eines Geo-Informations-Systems (GIS) die Flächenpotenziale für Windkraft und
Photovoltaik ermittelt, sowie Österreich in acht, hinsichtlich klimatologischer Eigenschaften homogene,
Regionen eingeteilt.
Durch die Kombination aus Zeitreihen der fiktiven elektrischen Stationseinspeisungen, der
Flächenpotenziale, sowie der Regionalisierung konnten die regenerativen Potenziale für Windkraft [6],
Photovoltaik [7] und Wasserkraft in Österreich bestimmt werden (siehe Tabelle 6-1). Zudem wurden
Seite 183 von 390
Analysen bzgl. Ausgleichseffekten zwischen den Regionen durchgeführt [8]. Schließlich wurden auf
Grundlage von Recherchen bestehende, sowie zukünftig geplante (Pump-)Speicherkraftwerke in
Österreich mit ihren charakteristischen Parametern (Leistungen, Speicherinhalte der Seen,
Betriebsweise, etc.) erhoben. [4]
Tabelle 6-1. Regenerative Erzeugungspotenziale in Österreich
Quelle: [4]
Zur Lastmodellierung wurden Daten der e-Control für Jahre 2007 und 2008 verwendet. Die gesamte
Last Österreichs wurde auf Basis geografischer und demografischer Daten auf acht regionale Lasten
heruntergebrochen. Diese Daten liegen ebenfalls in stündlicher Auflösung vor.
Da die Prognosen von zukünftigen Entwicklungen, wie beispielsweise der Verbrauchsentwicklung
elektrischer Energie in Österreich, mit sehr großen Unsicherheiten verknüpft sind, wurden sechs
Szenarien entwickelt (siehe Tabelle 6-2).
Tabelle 6-2. Szenarien bzgl. der Entwicklungen von jährlicher Wasserkrafterzeugung und jährlichem
Stromverbrauch in Österreich bis 2050; Farben: verwendbare Potenzialflächen sind ausreichend (grün),
müssen um den Faktor 1,5 (gelb) bzw. 4,3 (rot) erhöht werden, um eine energetische Deckung zu
ermöglichen
Quelle: [9]
Das Szenario MZ, bei dem eine energetische Deckung der Last mit den ermittelten Potenzialflächen
bewältigt werden kann, wird als Referenzszenario herangezogen (Stromverbrauchszuwachs von 25%
bis 2050, Basisjahr 2008; Ausbau der Wasserkrafterzeugung auf jährlich rund 51TWh).
Für die sechs definierten Szenarien sind die ermittelten Zusammensetzungen der Erzeugungsmixe in
Abbildung 6-1 für das Optimierungsziel „minimale Speicherkapazität“ gegenübergestellt.
Die Anteile der Laufwasserkrafterzeugung variieren je nach Szenario zwischen den beiden
Ausbaustufen 31TWh/a bzw. 41TWh/a. Das Regelarbeitsvermögen der Speicherkraftwerke ist stets
konstant mit rund 10TWh/a. Wird die Laufwasserkraft bei gleichem Verbrauch nicht ausgebaut
(Szenario MB), so müssen die Anteile von Photovoltaik und Windkraft über die Flächenpotenziale
erhöht werden, um eine energetische Deckung überhaupt erst zu ermöglichen. Kann der
Stromverbrauch auf dem Niveau von 2008 (68TWh/a) gehalten werden und wird der
Wasserkraftausbau durchgesetzt (Szenario LZ), so können die notwendigen Anteile von Photovoltaik
und Windkraft auf zusammen rund 20TWh/a reduziert werden. Die durchschnittliche PhotovoltaikJahreseinspeisung wird dabei sehr wesentlich von rund 29TWh/a auf ca. 13TWh/a verkleinert. Der
Windanteil wird nur geringfügig verkleinert.
Seite 184 von 390
Abbildung 6-1. Zusammensetzung der Erzeugungstechnologien zur Bedarfsdeckung (Last + Verluste) für
verschiedenen Szenarien in TWh; Schraffierte Flächen stellen Potenzialüberschreitungen dar
Quelle: [9]
Nur wenn die Last auf dem Niveau von 2008 gehalten wird, ist es ohne Wasserkraftausbau möglich,
die Last zu decken, ohne die vorhandenen Potenziale bei Windkraft und Photovoltaik zu überschreiten
(Szenario LB). Sollte der Fall einer Verbrauchsverdopplung gegenüber 2008 bis zum Jahr 2050
eintreten (das entspricht einer jährlichen Zunahme von rund 1,66%/a, Szenarien HB und HZ), so ist es
auch mit einem angenommenen Wasserkraftausbau nur mit massiven Überschreitungen der
Potenziale für Windkraft und Photovoltaik möglich, eine energetische Deckung zu erreichen. Der
Photovoltaik-Anteil an der Jahresstromerzeugung würde in den beiden Szenarien bei rund 50%
liegen, jener der Windkraft bei 20-25%.
6.1.1.1
Speicherbedarf für eine Vollversorgung Österreichs mit regenerativem Strom
In Abbildung 6-2 ist der Verlauf des Speicherfüllstands des zusätzlich notwendigen Speichers für den
15-jährigen Betrachtungszeitraum dargestellt. Für diese Speicher wurde ein reiner Umwälzbetrieb
ohne natürlich Zufluss angenommen. Qualitativ zeigt sich ein Verlauf, der jenem ähnelt, wie man ihn
von heutigen hydraulischen Speichern mit natürlichem Zufluss kennt. Der Speicher ist nach dem
Winter (März, April) typischerweise leer, wird über den Sommer gefüllt und erreicht seinen
Höchststand zwischen September und Oktober.
Abbildung 6-2. Speicherfüllstand über dem Betrachtungszeitraum von 15 Jahren (blau) und
Speicherfüllstände zum jeweiligen Jahresbeginn (rote Markierungen) für das Szenario MZ-1 in TWh
Quelle: [9]
Seite 185 von 390
Die Füllstände zu Jahresbeginn (rote Quadrate) und die jährlichen Füllstandsänderungen (rote Linien)
sind ebenfalls abgebildet. Aufgrund der Nebenbedingung der Optimierung, dass die energetische
Deckung von Last und Verlusten über den Betrachtungszeitraum gegeben sein muss, entspricht der
Anfangs- dem Endwert. Das Maximum des Verlaufes liegt bei 23,4TWh. Diese Speicherkapazität
müsste also vorgehalten werden, um die ausgeglichene Bilanzierung über den mehrjährigen Zeitraum
zu ermöglichen. Es zeigt sich somit der Umstand, dass in Jahren mit gutem regenerativem Dargebot
ein Energiepolster für Jahre angelegt werden müsste, in denen die Last energetisch nicht durch
erneuerbare Quellen gedeckt werden kann. Eine einjährige Speicherbewirtschaftung, wie man sie
heute kennt, wäre hier zu wenig vorausschauend.
Neben den notwendigen Speicherkapazitäten wurden auch die maximal notwendigen Pumpleistungen
für das zwischenzeitliche Einspeichern von Energie, welche augenblicklich nicht zur Lastdeckung
notwendig ist, ermittelt. Die Werte liegen zwischen rund 12GW (Szenario LZ) und rund 56GW
(Szenario HB). Die Unterschiede innerhalb der Paare, aber auch zwischen den Szenarien sind darauf
zurückzuführen, dass mit steigenden Anteilen an Windkraft und Photovoltaik immer mehr Standorte
schlechterer Qualität (geringe Volllaststunden) herangezogen werden müssen. Dies führt zu
überproportional höheren installierten Leistungen, um die gleichen Energiemengen liefern zu können.
Wenn nun jedoch der seltene Fall auftritt, dass sehr viele regenerative Erzeugungsanlagen
gleichzeitig am Netz sind, so müssen die massiven Überschüsse gespeichert werden. Der Umstand
tritt tatsächlich nur sehr selten auf. Beispielsweise kann beim best-case-Szenario LZ die maximale
Pumpleistung um ein Drittel (von 11,7GW auf 7,8GW) gesenkt werden, wenn gerade einmal die 48
höchsten Stundenleistungen begrenzt würden.
Tabelle 6-3 stellt die notwendigen reversiblen Speicherkapazitäten der Pumpspeicherung und
maximalen notwendigen Pumpleistungen von drei optimierten Szenarien (LZ-1, LZ-2 und MZ-1) dem
österreichischen Potenzial gegenüber. Im Hinblick auf die Pumpleistung zeigt sich, dass das Potenzial
mit ca. 4,8GW bei rund einem Viertel bis rund der Hälfte der notwendigen Leistung, abhängig von der
unterstellten Lastentwicklung, liegt.
Tabelle 6-3. Gegenüberstellung der notwendigen Speicherkapazitäten (in TWh) und maximalen
Pumpleistungen (in GW) für die optimalen Szenarien (LZ-1, LZ-2 und MZ-1) und dem österreichischen
Potenzial nach
Quelle: [9]
Wesentlich massiver fallen die Unterschiede bei den notwendigen Speicherkapazitäten aus. Hier
übersteigen die benötigten Kapazitäten die potenziell vorhandenen Kapazitäten um mehr als den
Faktor 100.
Zwischen den optimierten Szenarien liegen die Unterschiede hinsichtlich der maximalen Pumpleistung
bei rund einem Faktor 2. Durch die Annahme einer Laststeigerung um ca. 25 % wäre eine
Verdopplung der Pumpleistung notwendig. Dies lässt sich dadurch erklären, dass viele regenerative
Potenziale an Orten mit schlechterem Dargebot ausgebaut werden müssten. Dies führt zu hohen
installierten Leistungen, um entsprechende Energiemengen bereitstellen zu können. Die
Laststeigerung um rund ein Viertel würde im Bereich der notwendigen Speicherkapazitäten einen
Zuwachs um rund ein Drittel nach sich ziehen. Auch hier steigt der zusätzliche Bedarf an Speicher
überproportional zur Laststeigerung.
Seite 186 von 390
6.1.1.2
Fazit
Zusammengefasst zeigt sich, dass trotz vorhandener regenerativer Potenziale eine leistungsautarke
Vollversorgung mit Strom aus regenerativen Quellen in Österreich mit einem Speicheraufwand
verbunden wäre, der die (Pump-)Speicherpotenziale z.T. weit übersteigt. Es werden zusätzliche
alternative Langzeitspeichertechnologien benötigt, um dem Problem der saisonalen und mehrjährigen
Erzeugungsschwankungen entgegenzuwirken. Diese könnten einerseits im Ausbau flexibel
einsetzbarer regenerativer Erzeugungsformen oder andererseits in der Entwicklung alternativer
großtechnischer Speicherformen wie Power to Gas liegen.
6.1.2
Nutzen von Power to Gas bei überwiegend regenerativer Erzeugung
Aufbauend auf den Ergebnissen und den ermittelten Erzeugungspotenzialen des Projekts „Super-4Micro-Grid“ [1], welches eine Vollversorgung Österreichs mit regenerativem Strom untersucht hat, wird
in [2] der Frage nachgegangen, wie hoch der regenerative Erzeugungsanteil an der Stromversorgung
in Österreich unter Ausnutzung realistischer Potentiale sein kann. Ausgangspunkt ist dabei das aktuell
bestehende Elektrizitätsversorgungssystem. Es wird untersucht, wie weit die regenerativen Erzeuger
(Wasserkraft, Windkraft, Biomasse und Biogas) ausgebaut werden können, bis technische
Limitierungen eine weitere Erhöhung des dargebotsabhängigen Erzeugungsanteils begrenzen.
Daraus abgeleitet kann man auf die benötigte verbleibende Erzeugung aus thermisch-fossilen
Kraftwerken schließen, um eine sichere Versorgung des österreichischen Elektrizitätsbedarfs zu
gewährleisten. Neben dem Fokus auf hydraulische Speicher wird auch die Nutzung von Power to Gas
und deren Auswirkungen auf das Gesamtsystem betrachtet.
6.1.2.1
Ausgangssituation
Als Grenze für den Ausbau erneuerbarer Stromerzeuger dient die Potenzialerhebung des Projekts
„Super-4-Micro-Grid“, die in einer zeitlichen Auflösung von einer Stunde für 15 Jahre vorliegen. Die
lokale Verteilung der Erzeugungseinheiten wird durch Abbildung des österreichischen
Übertragungsnetzes mit Berücksichtigung von Transitlastflüssen mit dem umliegenden Ausland
abgebildet. Der Fokus in Bezug auf Power to Gas liegt im elektrischen Teilbereich der
Umwandlungskette. Der Strom-zu-Strom Wirkungsgrad wird bei einer Umwandlung in Methan und
einer Rückversorgung in GuD-Kraftwerken stellvertretend für Langzeitspeicher mit verhältnismäßig
niedrigem Wirkungsgrad mit 36% angesetzt. Aufbauend auf dem Referenzfall nach Tabelle 6-4
werden drei Power to Gas Szenarien betrachtet, bei denen von einer installierten Leistung der
Anlagen von 1GW, 2GW bzw. 4GW ausgegangen wird. Ziel der linearen Optimierung des
Gesamtsystems ist eine möglichst regenerative Elektrizitätsversorgung.
Tabelle 6-4. Referenzfall und Variation der installierten Power to Gas Leistung
Parameter
Referenzfall und Variation
Verbrauch
+25%
Thermisch-fossile Kraftwerke
aktueller Bestand
Pumpspeicherkraftwerke
mit
Abregelung
mit
Übertragungsnetz
380kV-Ring
Regenerative Potenziale
Normal
Power to Gas
Ohne / 1GW / 2 GW / 4 GW
Quelle: modifiziert [2]
Seite 187 von 390
Auswirkungen auf ein überwiegend regeneratives Erzeugungssystem
Beim Referenzfall, genauso wie bei den Power to Gas-Szenarien werden die Windkraft- und
Laufwasserkraftpotenziale fast vollständig ausgeschöpft. Bei steigender Methanisierungsleistung ist
ein deutlicher Ausbau der Photovoltaikleistung im System möglich. Gleichzeitig ist eine schrittweise
Reduktion des thermisch-fossilen Brennstoffbedarfs zu erkennen. Die Gesamtsystemverluste im
Referenzszenario entfallen zum Großteil auf die Abregelung von überschüssiger regenerativer
Erzeugung. Mit zunehmender installierter Leistung an Elektrolyseanlagen steigen die Strom-zu-Strom
Wandlungsverluste. Bei Variante „Power to Gas 4GW“ sind praktisch keine Verluste durch Abregelung
mehr vorhanden. Tabelle 6-5 zeigt die Ergebnisse des meteorologischen Jahres 2004 in detaillierter
Form als Beispiel für den 15-jährigen Betrachtungszeitraum.
Tabelle 6-5. Ergebnisse der Power to Gas Szenarien im Vergleich zum Referenzfall [2]
Quelle: [2]
Die Volllaststundenzahl der Elektrolyseanlage beträgt 2074h/a in der Variante „1GW“ sowie 1904h/a
für Variante „2GW“. Dieser Wert basiert auf der Anzahl jener Stunden im Jahr, bei denen ein
Erzeugungsüberschuss auftritt. Bei einer installierten Leistung von 4GW verringert sich die
Volllaststundenzahl auf 1389h/a. Interessant ist der Effekt von Power to Gas auf die Volllaststunden
der Pumpspeicherkraftwerke. Bei einer Elektrolyseleistung von 2GW im System verdoppelt sich diese.
Gleichzeitig ist auch bei den Vollzyklen der Pumpspeicher ein nahezu linearer Anstieg zu erkennen.
Das Verhältnis von Erzeugung und Verbrauch steigt nur geringfügig bei Vorhandensein von Power to
Gas Anlagen an. Es folgt daher keine automatische Überdimensionierung von regenerativen
Erzeugungsanlagen. Durch die Verringerung des fossilen Brennstoffbedarfs und der gleichzeitiger
Erhöhung der Photovoltaik im System kann der regenerative Erzeugungsanteil mit steigender Power
to Gas-Leistung verbessert werden.
Die Volllaststundenzahl der thermischen Kraftwerke setzt sich aus der Gesamterzeugung aus fossilen
Brennstoffen sowie synthetischem Methan zusammen. Zu beobachten ist ein Rückgang der
Volllaststundenzahl mit steigender Elektrolyseleistung im System, obwohl Brennstoffe aus
erneuerbaren Quellen gewonnen werden. Der Grund hierfür liegt in der zusätzlichen
Seite 188 von 390
Speichermöglichkeit durch Power to Gas und der daraus resultierenden erhöhten installierten PVLeistung.
In Abbildung 6-3 wird die Residuallast (Verbrauch verringert um dargebotsabhängige Einspeiser) und
der Speichereinsatz von Pumpspeichern und Power to Gas (Leistung 2GW) exemplarisch für Daten
des Jahres 2004 dargestellt.
Abbildung 6-3. Residuallast, Pumpspeicher- und Power to Gas-Einsatz im Szenario „Power to Gas 2GW“
Quelle: [2]
In den Sommermonaten ist eine negative Residuallast zu erkennen, was auf einen Stromüberschuss
hinweist. Im Vergleich zum Referenzfall ist dieser höher, da durch Power to Gas eine erhöhte PVEinspeisung im System möglich ist und diese speziell in den Sommermonaten zum Tragen kommt. In
dieser Periode kommt auch Power to Gas vorwiegend zum Einsatz. Zu erkennen sind Zeitbereiche,
bei denen Power to Gas im Bandbetrieb betrieben wird. In den Monaten September bis April werden
die Anlagen hingegen aufgrund des geringen Strom-zu-Strom Wirkungsgrades kaum zum
Einspeichern elektrischer Energie verwendet. Zu erwähnen ist hier auch der Einsatz der
Pumpspeicher im Sommer, die die Power to Gas Anlagen dabei unterstützen, möglichst ideal zu
fahren, indem sie die schwankenden Erzeugungsüberschüsse in einer Höhe von 2GW stabilisieren.
Der Füllstand der Gasspeicher für Power to Gas weist einen ähnlichen saisonalen Verlauf auf wie
jener der (Jahres-)Speicherkraftwerke. Das eingespeicherte Gas aus regenerativer Erzeugung wird ab
Winterbeginn in thermischen Kraftwerken zur Rückverstromung verwendet. Über die Sommermonate
werden die Speicher befüllt, bis ihre Füllstände im Oktober ihr Maximum erreichen. Beim Szenario
„4GW“ beträgt der Maximalfüllstand an potenzieller Energie 3435GWh, bei Variante „2GW“ und
„1GW“ aufgrund deren limitierte Elektrolyseleistung 2221GWh bzw. 1244GWh.
Durch die verhältnismäßig hohen Umwandlungsverluste fokussiert die Optimierung den Einsatz von
Power to Gas Anlagen auf die Verwertung von überschüssig erzeugtem Strom, welcher nicht mit Hilfe
anderer Speicher sinnvoll verwertet werden kann. In diesem Fall wirkt sich der niedrige Wirkungsgrad
des Power to Gas Konzeptes nicht nachteilig auf die Verlustbilanz aus, da die Einspeisung ansonsten
abgeregelt werden müsste und somit vollständig verlorengehen würde.
Seite 189 von 390
In Abbildung 6-4 sind verschiedene Jahresdauerkennlinien des Referenzfalls dargestellt. Diese zeigen
der Größe nach sortiert die auftretenden Leistungswerte.
Abbildung 6-4. Jahresdauerlinie des Verbrauchs und der Residuallast für das Referenzszenario
Quelle: [2]
Es ist abzulesen, dass etwas zweieinhalb Monate im Jahr ein Erzeugungsüberschuss (Fläche unter
der Residuallastkurve bei negativen Leistungswerten) vorliegt. Berücksichtigt man nun weiters
Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke (violette Kennlinie), ist ein Bereich von 2 Monaten ersichtlich,
bei dem es bereits zu einer exakten Deckung von Erzeugung und Last kommt. Die übrige Zeit müssen
steuerbare Erzeuger (Biomasse und –gas bzw. thermische Kraftwerke) bei Leistungsdefizit oder die
Abregelung von nicht speicherbarer Überschusserzeugung für den Ausgleich von Erzeugung und Last
sorgen. Die abgeregelte Energie entspricht hierbei in etwa 3% des Jahresstromverbrauchs. Das
Einsatzgebiet von Power to Gas liegt genau in jener Überschussperiode.
In Abbildung 6-5 wird nun die Jahresdauerlinien für die Variante „Power to Gas 2GW“ dargestellt. Im
Vergleich zur vorangegangen Darstellung kommen jetzt die beiden orangen Flächen der Power to
Gas Anlagen hinzu. Die Fläche im positiven Leistungsbereich zeigt die Erzeugung in thermischen
Kraftwerken mittels synthetisch hergestellten Gases. Im negativen Leistungsbereich stellt die Fläche
den Einspeichervorgang (Elektrolyse und Methanisierung) dar, wobei der Unterschied der beiden
Flächeninhalte im Strom-zu-Strom Wirkungsgrad von 36% begründet ist.
Es ist zu erkennen, dass die Power to Gas Anlagen bei einer Anlagengröße von 2GW etwa 2 Monate
im Jahr mit voller Leistung betrieben werden können. Mit dem zusätzlichen Teillastbereich ergeben
sich rund 2200 Betriebsstunden.
Die Pumpspeicher haben im Referenzszenario die alleinige Aufgabe der Kompensation von
Residuallastabweichungen vom Nullpunkt. Durch die Verfügbarkeit von Power to Gas haben die
Pumpspeicherkraftwerke neben der Aufgabe des zeitnahen Ausgleichs auch dafür zu sorgen, dass
die Power to Gas-Anlagen den Erzeugungsüberschuss möglichst ideal verwerten können. Genau
dieser Einsatz der Pumpspeicher erlaubt es, dass in Kombination mit den großen Speicherkapazitäten
von Power to Gas die resultierenden Verluste durch Abregelung deutlich sinken.
Seite 190 von 390
Abbildung 6-5. Jahresdauerlinie des Verbrauchs und der Residuallast für Szenario "Power to Gas 2GW"
Quelle: [2]
6.1.2.2
Fazit
Power to Gas beschreibt allgemein eine alternative Speichertechnologie mit einem sehr hohen
Energie-Leistungs-Verhältnis, wobei der Strom-zu-Strom Wirkungsgrad vergleichsweise gering ist.
Das Einsatzgebiet für die Elektrizitätsversorgung Österreichs mit überwiegend regenerativem Strom
liegt in der saisonalen Speicherung. Entscheidend für den Einsatz sind jene ca. 2 000 Stunden im
Jahr, an denen in Summe ein Erzeugungsüberschuss der dargebotsabhängigen regenerativen
Einspeiser (Wind, PV, Biomasse und Biogas) vorliegt. Der Power to Gas Ansatz stellt in den
betrachteten Szenarien keine Konkurrenz für bestehende Pumpspeicherkraftwerke dar, da nur von
ihnen nichtverwertbare Erzeugungsüberschüsse eingespeichert werden müssten. Das
Zusammenspiel
dieser
beiden
Speichertechnologien
bewirkt
eine
Verdopplung
der
Pumpspeichervolllaststunden, da sich der Einsatz von Pumpspeicher um die Aufgabe erweitert, ein
möglichst konstantes Überschussprofil in der Höhe der installierten Power to Gas-Leistung zu
erzeugen. Es ist darüberhinausgehend eine signifikante Erhöhung des regenerativen
Erzeugungsanteils für Österreich auf bis zu 90% (4GW Power to Gas) erzielbar.
6.1.3
Auswirkungen von Power to Gas auf das österreichische Übertragungsnetz
Im Hinblick auf die Energiestrategie Österreichs, welche für die erneuerbaren Energien einen Anteil
von 34% am Bruttoendenergieverbrauch bis zum Jahr 2020 vorsieht, kommt es zu einer Steigerung
erneuerbarer Energiequellen im Netz. Durch diesen steigenden Anteil erneuerbarer und somit volatiler
Energieträger im Netz, ist eine größere Belastung im Netz zu erwarten. Österreichs
Übertragungsnetzbetreiber, die Austrian Power Grid AG (APG), hat den nötigen Handlungsbedarf
erkannt und in Kooperation mit der TU Graz und TU Wien einen Masterplan entwickelt, der die
strategische Weiterentwicklung des Höchstspannungsnetzes bis 2030 beinhaltet.
Die Arbeit von [3] geht der Frage nach, welche Auswirkungen die Installation von Power to Gas
Anlagen im österreichischen Übertragungsnetz auf die Netzauslastung hat. Unter Berücksichtigung
von technologischen Rahmenbedingungen wird nach optimalen Orten für die Integration von Power to
Seite 191 von 390
Gas-Anlagen in Österreich gesucht. Entscheidende Faktoren hierfür sind die Auslastung und
Zuverlässigkeit des elektrischen Übertragungsnetzes und die Anbindung an das Gas- und
Stromübertragungsnetz.
Untersucht werden zwei spezifische Lastflusssituation. Ein Lastfall stellt einen typischen Ost-WestLastfluss dar, der die erhöhte Verfügbarkeit von erneuerbaren Stromerzeugern in Ostösterreich und
den Pumpspeicherkapazitäten in Westösterreich Rechnung trägt. Die zweite Lastsituation spiegelt
einen Nord-Süd-Lastfluss wider, in dem Österreich Energie aus den nördlichen Nachbarländern
bezieht.
Das Ziel der Optimierung ist die Minimierung der Auslastung des Übertragungsnetzes der Netzebene
1 (380kV und 220kV). Dieses wird auf zwei Arten erreicht. Einerseits wird der Mittelwert der
Leitungsauslastung aller Leitungen, die in Betrieb sind ( 677 ), minimiert und andererseits der Mittelwert
jener Leitungsauslastungen, deren Auslastung über 60% beträgt, ( 8 % ). Mit diesen
Auslastungsparametern können das gesamte Netz sowie die kritischen Punkte im Netz beobachtet
werden. Als zusätzliche Nebenbedingung werden im Ansatz 2 nur Standorte berücksichtigt, bei denen
ein Gasnetzzugang und die Verfügbarkeit von CO2-Quellen gewährleistet sind.
Abbildung 6-6. Überblick über die unterschiedlichen Optimierungsansätze
Quelle: nach [3]
Es werden insgesamt 10 Power to Gas Anlagen mit einer Gesamtleistung von 200MW berücksichtigt.
Durch die zusätzliche Einbringung dieser Lasten wird der Verbrauch im Westen Österreichs
(Pumpspeicherkraftwerke) im gleichen Ausmaße reduziert. Dies stellt sicher, dass die Ergebnisse der
Netzauslastungen durch eine erhöhte Gesamtbelastung verfremdet werden.
Die Gegenüberstellung der ermittelten Leitungsauslastungen für die unterschiedlichen Zielfunktionen
ist in Abbildung 6-7 dargestellt. Es zeigt sich, dass sowohl in Ansatz 1 und Ansatz 2 eine deutliche
Reduktion der mittleren Leitungsauslastungen ( 677 ), also auch der Auslastungen jener Leitungen, die
ohne Power to Gas-Lasten bereits über 60% ausgelastet waren, erzielt werden können. Ansatz 1
erreicht dabei aufgrund der nicht berücksichtigten Standorteinschränkungen die besten Ergebnisse.
Seite 192 von 390
Abbildung 6-7. Ost-West-Lastfall; Gegenüberstellung der mittleren Leitungsauslastungen
Quelle: [3]
Die Simulationsergebnisse des Ost-West-Lastfalls sind geografisch in Abbildung 6-8
gegenübergestellt. Alle Standorte befinden sich im Norden Österreichs, wobei sich die Standorte aus
Ansatz 1 eher im Norden befinden und jene des Ansatzes 2 im Nordosten. Die Standorte von Ansatz
2 beschränken sich auf den Raum Bisamberg und Dürnrohr.
Abbildung 6-8. Standorte der Power to Gas Anlagen für den Ost-West-Lastfall
Quelle: [3]
Die im Nord-Süd-Lastfall ermittelten Ergebnisse der beiden Auslastungsparameter 677 und 8 %
werden in der Abbildung 6-9 gegenübergestellt. Zu erkennen ist, dass sich beim Ansatz 1 die Power
to Gas-Anlagen im Westen konzentrieren und nur eine geringe mittlere Auslastungsreduktion zu
erzielen ist. In Ansatz 2 stehen die von Ansatz 1 gewählten Standorte aufgrund der
Seite 193 von 390
Infrastruktureinschränkungen nicht zur Verfügung. Es werden stattdessen Dürnrohr und Mellach als
Orte gewählt, wodurch es insbesondere bei den bereits stark vorbelasteten Leitungen zu einer
weiteren Steigerung der Auslastung kommt.
Abbildung 6-9. Nord-Süd-Lastfall; Gegenüberstellung der mittleren Leitungsauslastungen
Quelle: [3]
Die Simulationsergebnisse des Nord-Süd-Lastfalls sind geografisch in Abbildung 6-10 dargestellt,
wobei sich hier die Standorte als stärker gestreut präsentieren. Die Lokalitätsoptimierung in Ansatz 1
befindet die westlich Netzknoten am günstigsten. Ansatz 2 liefert Mellach und Dürnrohr als günstigste
Orte.
Abbildung 6-10. Standorte der Power to Gas Anlagen für den Nord-Süd-Lastfall
Quelle: [3]
Seite 194 von 390
6.1.3.1
Fazit
Die Simulationen haben gezeigt, dass durch Power to Gas-Anlagen eine Reduzierung der
Netzauslastung bei Ost-West-Lastfluss gut möglich ist. Vor allem der Standort Bisamberg wird als
äußerst gute Position identifiziert, da in dieser Region zahlreiche Einspeisemöglichkeiten vorhanden
sind. Außerdem liegt etwa ein Drittel der gesamten Gasspeicherkapazität von Österreich in diesem
Gebiet. Die hohen Entlastungen werden durch eine örtliche Umverteilung der Lasten erzielt.
Die Ergebnisse im Nord-Süd-Lastfall bringen nur bedingt eine Entlastung des Übertragungsnetzes.
Auf Grund der geografischen Verteilung der Lasten und Erzeuger in Österreich kann in diesem Fall
keine bemerkenswerte Entlastung der Leitungen erzielt werden. Um im Nord-Süd-Lastfall bessere
Ergebnisse zu erreichen, müssten zusätzliche Power to Gas-Lasten im Norden gesetzt und
gleichzeitig im Süden die Last reduziert werden. Diese Umverteilung ist in diesem Ansatz jedoch nur
zwischen Osten und Westen möglich, da Power to Gas den Betrieb der bereits vorhandenen
Speicheranlagen im Westen unterstützen sollte.
Das Ergebnis des Nord-Süd-Lastfalls lässt nicht darauf schließen, dass ein Betrieb von Power to GasAnlagen keinen Nutzen hat. Der Import ist in diesem Nord-Süd-Lastfall hoch. Aus den vorhandenen
Daten ist ersichtlich, dass die Pumpspeicherkraftwerke Limberg II und Malta in Pumpbetrieb sind und
teils mit Importenergie gespeist werden. Würde man den Ergebnissen der Simulationen im Ost-WestLastfall folgen und die Power to Gas-Anlagen in den Nordosten des Landes positionieren, so ist diese
Lokalität für den Nord-Süd-Lastfall denkbar. Würden die nördlich benachbarten Staaten Leistung in
Überschuss bereitstellen, könnte auch hier eine Power to Gas-Anlage sinnvoll betrieben werden. Es
kommt zwar zu keiner nennenswerten Verringerung der Netzauslastung, jedoch wäre ein Betrieb, z.B.
für eine saisonale Einspeicherung, sinnvoll. Aus den Simulationsergebnissen dieser beiden Lastfälle
kann keine eindeutige Position für eine Power to Gas-Anlage identifiziert werden. Es wird jedoch
gezeigt, dass durch lokale Power to Gas-Lasten eine Entlastung möglich ist. Diese Entlastung ist
abhängig vom jeweiligen Lastfall. Die Ergebnisse des Ost-West-Lastfalls deuten eine Positionierung
im Norden bzw. Nordosten an. Diese Standorte sind nahe zu den großen Windparks Österreichs und
wären aus allgemeinen Überlegungen plausibel.
6.2
Darstellung spezifischer Einsatzmöglichkeiten des Systems Power to Gas
Die verschiedenen Anwendungsmöglichkeiten für die Power to Gas Technologie wurden bereits kurz
in Kapitel 2 beschrieben. Je nach Einbindung in die vorhandene Infrastruktur (Stromnetz, Erdgasnetz)
und Verwendung der erzeugten Energieträger Wasserstoff oder Methan ergeben sich zahlreiche
mögliche Prozessketten. In einem projektinternen Workshop wurden vier dieser Prozessketten für den
Einsatz der Power to Gas Technologie ausgewählt. Diese Prozessketten bilden die Basis für die in
Kapitel 7 durchgeführte ökonomische, volkswirtschaftliche und ökologische Bewertung und werden
hier kurz dargestellt und charakterisiert. In den Kapiteln 6.3 und 6.4 wird zudem genauer auf Aspekte
der Anbindung an die Energieinfrastruktur (Strom- und Gasnetz) sowie des Wärmemanagements im
Power to Gas Prozess eingegangen.
6.2.1
Prozesskette 1 – Nutzung von Überschussstrom aus dem öffentlichen
Stromnetz und Einspeisung von Wasserstoff bzw. Methan in das Erdgasnetz
In der ersten Prozesskette wird die Nutzung von Überschussstrom aus dem öffentlichen Stromnetz
zur Erzeugung von Wasserstoff bzw. Methan in einer Power to Gas Anlage untersucht. Das erzeugte
Produktgas soll anschließend in das öffentliche Erdgasnetz eingespeist werden und so für
verschiedene Anwendungen zur Verfügung stehen. Die Hauptkomponenten von Prozesskette 1 sind
in Abbildung 6-11 dargestellt.
Seite 195 von 390
Abbildung 6-11. Schematische Darstellung der Prozesskette 1
Quelle: eigene Darstellung
Der Elektrolyseur in Prozesskette 1 soll eine Nennleistung zwischen 10 kW el und 1 MW el haben und
die elektrische Energie aus dem öffentlichen Stromnetz beziehen. Nähere Details zum Anschluss des
Elektrolyseurs an das öffentliche Stromnetz werden in Kapitel 6.3.1 bereitgestellt.
Der erzeugte Wasserstoff wird in das lokal vorhandene Erdgasnetz eingespeist. Entscheidend sind
dabei der maximal erlaubte Volumenanteil von Wasserstoff im Erdgas sowie die Engpassleistung am
jeweiligen Standort. Kann nicht der gesamte Wasserstoff eingespeist werden, muss entweder ein
dementsprechend großer Wasserstoffspeicher installiert, oder eine Methanisierung des Wasserstoffs
mit Kohlendioxid angedacht werden. Nach Einspeisung des Wasserstoffs in das Erdgasnetz vermischt
sich dieser mit dem Methan und eine weitere Nutzung zur Bereitstellung von Endenergie erfolgt
virtuell anhand der eingespeisten Energiemenge. Nähere Details zur Einspeisung von Wasserstoff
bzw. Methan in das Erdgasnetz sowie die Anforderungen an das Gasnetz hinsichtlich Prozesskette 1
werden in Kapitel 6.3.2 bereitgestellt.
Beim Bezug von Strom aus Überschussproduktion (erneuerbarer Stromerzeugungstechnologien)
kommt es zu starken Schwankungen in der Auslastung des Elektrolyseurs, weshalb hier der Einsatz
eines herkömmlichen Batteriesystems sinnvoll sein könnte. Durch eine Batterie könnten kurzfristige
Schwankungen gepuffert und der Elektrolyseur kontinuierlich betrieben werden. Dies wirkt sich positiv
auf die Volllaststunden, die Lebensdauer und auf die Effizienz des Elektrolyseurs aus.
Power to Gas Anlagen, die Überschussstrom zur Erzeugung und Einspeisung von Wasserstoff
nutzen, sollten vor allem in Gebieten mit hohem Anteil fluktuierender Stromerzeuger eingesetzt
werden.
Bei
geringem
Strombedarf
aber
hoher
Produktion
aus
erneuerbaren
Erzeugungstechnologien, wie z.B. einem Windpark, müssten diese Anlagen ansonsten abgeschaltet
werden. Nähere Informationen zum Einsatz von Power to Gas Anlagen zur Speicherung von
Überschussstrom in einem Energiesystem mit überwiegend regenerativer Erzeugung werden in
Kapitel 6.1.2 beschrieben.
6.2.2
Mobilitätsbereich mit Strombezug aus dem öffentlichen Stromnetz
In der zweiten Prozesskette wird Strom aus dem öffentlichen Stromnetz zur Erzeugung eines
erneuerbaren Produkts für den Mobilitätsbereich verwendet. Dies kann einerseits Wasserstoff für die
Seite 196 von 390
Anwendung in Brennstoffzellen-Fahrzeugen, oder Methan für die Verwendung in CNG-Fahrzeugen
sein. Der Transport des Produktgases aus der Power to Gas Anlage kann über das Erdgasnetz
erfolgen, für den Wasserstoff-Transport können aber auch eine eigene Wasserstoffpipeline oder LKW
mit Drucktanks eingesetzt werden. Die Hauptkomponenten von Prozesskette 2 sind in Abbildung 6-12
dargestellt.
Der Strombezug in dieser Prozesskette ist nicht an die Überschussmengen im öffentlichen Stromnetz
gebunden und so können auch Power to Gas Anlagen mit größeren Nennleistungen eingesetzt
werden. Für Prozesskette 2 wird daher ein Bereich zwischen 1 und 20 MW el festgelegt. Nähere
Details zum Anschluss des Elektrolyseurs an das öffentliche Stromnetz werden wiederum in Kapitel
6.3.1 bereitgestellt.
Auch hier soll das erzeugte Produktgas in das Erdgasnetz eingespeist werden. Entscheidend ist dabei
wiederum die Engpassleistung des Erdgasnetzes und somit die mögliche Menge an Wasserstoff bzw.
Methan, die eingespeist werden kann. Nähere Details zur Einspeisung von Wasserstoff bzw. Methan
in das Erdgasnetz sowie die Anforderungen an das Gasnetz hinsichtlich Prozesskette 2 werden in
Kapitel 6.3.2 bereitgestellt.
Ein weiterer Punkt in Prozesskette 2 ist die nötige Verfügbarkeit einer geeigneten Kohlendioxidquelle
für die Methanisierung.
Die Produktion von erneuerbarem Wasserstoff bzw. Methan für den Einsatz im Mobilitätsbereich kann
grundsätzlich überall erfolgen, wo der Zugang zum öffentlichen Stromnetz und Erdgasnetz gegeben
ist. Eine weitere Möglichkeit wäre die Nutzung von Wasserstoff bzw. Methan aus der Power to Gas
Anlage direkt vor Ort an einer Tankstelle. Die Nähe zu einer vorhandenen Tankstelle mit bestehender
Infrastruktur ist dabei von Vorteil.
6.2.3
Prozesskette 3 – Erzeugung und Rückverstromung von Wasserstoff zur
Speicherung elektrischer Energie aus einer Photovoltaik-Anlage in einem
autarken System
In der dritten Prozesskette wird Wasserstoff aus der Elektrolyse als Speichermedium für elektrische
Energie verwendet. Strom aus einer Photovoltaik-Anlage in einem autarken System (Insellösung) soll
Seite 197 von 390
dazu in einem Elektrolyseur zur Produktion von Wasserstoff eingesetzt werden. Der Wasserstoff wird
dann vor Ort gespeichert und bei Bedarf in einer Brennstoffzelle rückverstromt. Es erfolgt dabei keine
Anbindung an das öffentliche Strom- oder Gasnetz. Die Hauptkomponenten von Prozesskette 3 sind
in Abbildung 6-13 dargestellt.
Der Elektrolyseur in Prozesskette 3 soll für die Speicherung elektrischer Energie aus einer
Photovoltaik-Anlage in einem autarken System eingesetzt werden, weshalb hier eine deutlich
geringere Nennleistung von rund 10 kW el festgelegt wird. Der erzeugte Wasserstoff wird bei Bedarf in
einer Brennstoffzelle rückverstromt, könnte allerdings auch für Mobilitätszwecke in einem WasserstoffFahrzeug eingesetzt werden. Je nach Anforderungen des jeweiligen Systems, müssen die Größe der
Photovoltaikanlage, des Elektrolyseurs, der Wasserstoffspeicher und der Brennstoffzelle genau
aufeinander abgestimmt werden. Die Dimensionierung der einzelnen Komponenten hängt dabei stark
vom Standort und der jeweiligen Größe der Insellösung ab. Besonders beim Einsatz von Power to
Gas in autarken Systemen wäre ein zusätzlicher (herkömmlicher) Batteriespeicher zum Abfedern
kurzfristiger Leistungsspitzen der Photovoltaik denkbar und könnte zu einer optimierten Betriebsweise
beitragen.
6.2.4
Prozesskette 4 – Energietransport aus entlegenen Gebieten durch Einspeisung
von Wasserstoff bzw. Methan aus erneuerbarer Stromerzeugung in das
Erdgasnetz
In der vierten Prozesskette soll das Erdgasnetz zum Transport erneuerbarer Energien aus entlegenen
Gebieten in die Nachfragezentren genutzt werden. Entlegene Regionen weisen oft ein hohes Potential
an erneuerbaren Energiequellen (Wind- und Solarenergie) auf, haben aber meist keinen Strombedarf.
Um den regenerativ erzeugten Strom in die Nachfragezentren zu transportieren, wird er in einer
Power to Gas Anlage in Wasserstoff bzw. Methan umgewandelt und in das (vorhandene) Erdgasnetz
eingespeist. Dort steht das Gas dann für verschiedene Anwendungen zur Verfügung. Alternativ
könnte der Strom auch mit einer HGÜ-Leitung (Hochspannungsgleichstromübertragung) transportiert
werden, dazu ist allerdings der Aufbau einer neuen Energieinfrastruktur nötig. Die Hauptkomponenten
von Prozesskette 4 sind in Abbildung 6-14 dargestellt.
Seite 198 von 390
Bei dieser Prozesskette wird die gesamte erzeugte elektrische Energie aus erneuerbaren
Erzeugungstechnologien (z.B. Windkraftanlagen oder Solarthermiekraftwerk) in Wasserstoff oder
Methan umgewandelt. Die Nennleistung der Power to Gas Anlage soll in diesem Anwendungsfall mit
mehreren 100 MW el deutlich höher sein als in allen anderen Prozessketten. Entscheidend für die
tatsächliche Nennleistung der Anlage sind einerseits die Größe der erneuerbaren
Erzeugungstechnologie und andererseits die Engpassleistung des vorhandenen Erdgasnetzes. Ist in
entlegenen Gebieten ein Erdgasnetz vorhanden, so handelt es sich meist um eine Transportleitung
mit sehr hohem Durchfluss, dies sollte also nicht die begrenzende Größe sein. Nähere Details zur
Einspeisung von Wasserstoff bzw. Methan in das Erdgasnetz sowie die Anforderungen an das
Gasnetz hinsichtlich Prozesskette 4 werden in Kapitel 6.3.2 bereitgestellt.
Wenn in der Power to Gas Anlage Methan erzeugt werden soll, so wird eine Kohlendioxidquelle
benötigt. Dies könnte in entlegenen Gebieten eine Herausforderung darstellen und evtl. einen
Transport von Kohlendioxid erfordern. Die Abwärme aus der Methanisierung könnte in dieser
Prozesskette entweder zur CO2-Abtrennung oder Vorwärmung im Solarthermiekraftwerk genutzt
werden.
Einsatzgebiete für diese Prozesskette ergeben sich vor allem in Regionen mit sehr hohem Potential
an erneuerbaren Energiequellen wie beispielsweise Wind- oder Solarenergie. Um die erzeugten
Energieträger in die Nachfragezentren transportieren zu können, wird außerdem ein Zugang zum
Erdgasnetz benötigt.
6.3
Schnittstellen zum Netz
Die Anlagen der vier Prozessketten sind für unterschiedliche Leistungsbereiche definiert und haben
auch unterschiedliche Quellen und Senken der Energieträger. Im Fall, dass ein Netzanschluss
erforderlich ist, kann der Netzanschluss auf unterschiedlichen Netzebenen stattfinden. In diesem
Abschnitt werden die Energienetze für Strom und Gas vorgestellt und die Anforderungen für einen
Netzanschluss beschrieben. Die zu untersuchenden Netzanschlüsse sind in der Abbildung 6-15
dargestellt.
Seite 199 von 390
Abbildung 6-15. Power to Gas Prozessketten - Schnittstellen zum Energienetz
6.3.1
Anforderungen an das Stromnetz
Um die Anforderungen an das Stromnetz für einen Netzanschluss zu analysieren, wird zunächst ein
Überblick über den Aufbau des Stromnetzes gegeben. Darauf aufbauend werden die
Rahmenbedingungen, die für den Stromnetzanschluss der Anlagen von Prozesskette 1 und
Prozesskette 2 relevant sind, diskutiert.
6.3.1.1
Die Stromnetzstruktur in Österreich
Das Stromnetz ist in folgende Netz-und Spannungsebenen gegliedert:
•
•
•
Transportnetzebene
o Höchstspannungsebene 380kV - 220kV
Übertragungsnetzebene
o Hochspannungsebene 110kV
Verteilnetzebene
o Mittelspannungsebene 30 - 10 KV
o Niederspannungsebene 0,4KV
Die Transportnetze dienen vorwiegend für die bidirektionale Übertragung großer Mengen elektrischer
Energie innerhalb einer und zwischen mehreren Regelzonen. Sie dienen zum Energietransport von
z.B. standortgebundenen Wasserkraftwerken zu den Ballungsgebieten. Große Kraftwerke speisen
auch über kürzere Strecken direkt auf die Höchstspannungsebene ein. Die Transportnetze sind
vorwiegend vermascht, abgesehen von Zweipunktverbindungen. Ein vermaschtes Netz bedeutet,
dass jeder Netzknoten von mindestens zwei Seiten versorgt wird. Das Netz der einzigen Regelzone in
Österreich, der Regelzone APG, besteht aus den Leitungen der 380kV, 220kV und 110kV
Spannungsebene. Das APG Höchst- und Hochspannungsnetz ist historisch gewachsen. Die ersten
Leitungen waren die der 220kV Spannungsebene. Die leistungsstärkeren 380kV Leitungen wurden
erst ab 1975 in Betrieb genommen. Das APG Höchstspannungsnetz besteht aus einem derzeit noch
Seite 200 von 390
offenen 380kV Ring, der mit den Leitungen der 220kV-Ebene verbunden und durchmascht ist. Zudem
gehören seit 2012 die Leitungen der 380 kV-Ebene von Vorarlberg und Tirol auch zu der Regelzone
der APG In der Abbildung 6-16 ist das österreichische Höchst- und Hochspannungsnetz der
Regelzone von APG dargestellt. [10] [11] [12]
Abbildung 6-16. Höchst- und Hochspannungsnetz der Regelzone APG
Quelle: [10]
Übertragungsnetze dienen zur Übertragung elektrischer Energie von den Entnahmeknoten der
Transportnetze zu den kleineren Verteilerunternehmen und großen Sondervertragskunden innerhalb
einer Region. Im Fall eines vermaschten Übertragungsnetzes ist wie bei den Transportnetzen die
Energieflussrichtung unbestimmt, das bedeutet die Leitungen übernehmen die Aufgabe des
Transportes der elektrischen Energie, also gleich wie die Transportnetze. Diese Aufgabe übernehmen
die 110kV Leitungen. Ist das Übertragungsnetz strahlenförmig ausgerichtet, ist die Richtung des
Energieflusses vorwiegend zum Verbraucher hin orientiert, außer bei einem Übertragungsnetz mit
größeren dezentralen Erzeugungseinheiten. Denn dann kann es zu einer starken Beeinflussung der
Energieflussrichtung durch die Erzeuger kommen. Man unterscheidet zwischen 110 kVÜberlandnetzen, 110 kV-Stadtnetzen und 110 kV-Industrienetzen. Die Leitungen der 110 kVNetzgruppen versorgen die in ihrer Region liegenden Umspannwerke, aus denen die lokalen
Mittelspannungsnetze gespeist werden. 110 kV-Hochspannungsnetze werden als offene oder
geschlossene Ringe und als Strahlennetze betrieben. [12] [11]
Wie schon erwähnt kann die 110kV-Netzebene im Falle einer strahlenförmigen Netzausrichtung zum
Verteilnetz gehören. Die weitere Verteilung zur Großabnehmern und den Haushaltskunden
übernehmen dann die Verteilnetze der Mittel- und-Niederspannungsebene. Je nach Größe der zu
versorgenden Verbraucherstruktur kann eine Entnahme der elektrischen Energie aus dem öffentlichen
Nieder-, Mittel-, oder auch sogar Hochspannungsnetzes (110kV) erfolgen. Im Falle der Entnahme der
elektrischen Energie aus einer höheren Netzebene erfolgt die weitere Verteilung der elektrischen
Energie mittels eines eigenen ausgedehnten Mittel- oder Niederspannungsnetzes mit internen
Netzstationen. Die Netzstrukturen des Verteilnetzes können strahlen-, ring- oder auch maschenförmig
sein. Diese hängen von der Struktur des Versorgungsgebietes, der Lastdichte, den Ausbauzeitraum
u.a. ab. [11] [12]
Die unterschiedlichen Netzstrukturen sind in Abbildung 6-17 und Abbildung 6-18 dargestellt.
Seite 201 von 390
Abbildung 6-17. a) Strahlennetz, b) Ringnetz
Quelle: erstellt nach [13]
Abbildung 6-18. Maschennetz
Die Regulierungskommission verordnet den Netznutzungsentgelt, mit dem den Netzbetreibern die
Kosten für die Errichtung, den Ausbau, die Instandhaltung und den Betrieb des Netzsystems
abgegolten werden. Das Netznutzungsentgelt ist in der Systemnutzungsentgelte-Verordnung (SNEVO) gegeben. Für die Verrechnung des Netznutzungsentgelts ist das österreichische
Elektroenergiesystem in sieben unterschiedliche Netzebenen unterteilt. Diese stellen, beginnend bei
der Netzebene 1 (Höchstspannungsebene) auf verschiedenen Spannungsebenen eine Übertragung
und Verteilung der elektrischen Energie bis hin zu den einzelnen Kunden sicher. Das Energiesystem
unterteilt sich in folgende Netzebenen:
•
Netzebene 1: Höchstspannungsnetz mit 380/220kV
•
Netzebene 2: Umspannung zwischen Höchst- und Hochspannungsebene
•
Netzebene 3: Hochspannungsnetz mit 110kV Betriebsspannung
•
Netzebene 4: Umspannung zwischen Hoch- und Mittelspannungsebene
•
Netzebene 5: Mittelspanungsnetz wird üblicherweise mit 10 – 30kV betrieben
•
Netzebene 6: Umspannung zwischen Mittel- und Niederspannungsebene
•
Netzebene 7: Niederspannungsnetz mit üblichen Nennspannungsniveau von 230/400V [12]
Die Trassenlänge der einzelnen Spanungsebenen des öffentlichen Netzes sind in der Tabelle 6-5
dargestellt.
Seite 202 von 390
Tabelle 6-6. Trassenlänge des öffentlichen Netzes in Österreich
Trassenlängen
Freileitungen
Spannungsebene
Kabelleitungen
Summe
km
Anteil
km
380kV
1.374
0,6%
55
0,0%
1.429
220kV
1.854
0,8%
3
0,0%
1.857
110kV
Anteil
km
6.004
2,5%
507
0,2%
6.511
1kV bis 110kV
29.253
12,4%
36.272
15,4%
65.525
<1kV
37.614
16,0%
122.719
52,1%
160.332
insgesamt
76.099
32,3%
159.555
67,7%
235.654
6.3.1.2
Netzanschluss
Die Rahmenbedingungen für einen Netzanschluss an das Stromnetz werden in diesem Abschnitt
vorgestellt. Darauf aufbauend werden die Netzebenen für einen Netzanschluss von zwei
Prozessketten bestimmt. Die Prozesskette 4 und Prozesskette 3 werden nicht an das öffentliche
Stromnetz angeschlossen, sondern beziehen die elektrische Leistung direkt von einer erneuerbaren
Stromquelle. Aus diesem Grund werden diese 2 Prozessketten in den weiteren Analysen bezüglich
des Stromnetzanschlusses nicht weiter betrachtet.
Netzanschluss & Netzzugang
Beim Ansuchen eines Anschlusses an das Verteilnetz wird der technisch adäquate Anschlusspunkt
vom Netzbetreiber überprüft. Dabei spielt die Eigentumsgrenze zwischen dem Netzbetreiber und dem
Betreiber der Anlage (Netzbenutzer) eine wichtige Rolle, um die Zuständigkeit für die einzelnen
Netzsegmente zu definieren. Jeder Verteilnetzbetreiber ist für sein eigenes Netz verantwortlich. Aus
diesem Grund spezifiziert auch jeder Netzbetreiber die Anschlussbedingungen und die Angebote für
einen Netzanschluss selbst. Diese Anschlussbedingungen werden von der Energie-Control
Kommission überprüft und genehmigt. Netzanschluss und Netzzugang zu den einzelnen
Netzbetreibern sind in den „Allgemeinen Bedingungen für die Verteilernetzbetreiber“, die auf der
Homepage der e-Control zu finden sind, geregelt. In den Technisch Organisatorischen Regeln (TOR)
sind Netzanschlussbedingungen, nach denen sich die Verteilnetzbetreiber und Netzbenutzer richten
sollen, festgelegt. [15] Für einen Netzanschluss sind die Regeln der:
•
TOR, Teil C: „Technische Regeln für Netze mit Nennspannung < 110kV“ [15]
•
im Fall von Anschluss der Erzeugungsanalgen
o
die TOR, Teil D4: „Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen mit Verteilnetzen“
o
TOR, Teil D2, Kap. 9: „Empfehlungen für die Beurteilung von Netzrückwirkungen von
Erzeugungsanlagen in Verteilnetzen“ [16] [17]
zu befolgen.
Nach der Festlegung des Verknüpfungspunktes an das Verteilnetz wird anhand technischer Daten der
Anlagen, des Konzeptes der Betriebsführung der Anlage, der anzuschließenden Netzstruktur und der
bestehenden Netzverhältnisse überprüft, ob die anzuschließende Anlage entsprechend dem
gewünschten Umfang der Netznutzung ohne kritische Rückwirkungen auf das Netz betrieben werden
kann. Die Zielsetzung der Überprüfung ist ein zuverlässiger und sicherer Netzbetrieb nach Anschluss
der neuen Last. Die Beurteilung der Netzrückwirkungen ist aus der TOR, Teil D zu entnehmen. Bei
der Beurteilung des Netzanschlusses werden auch die wirtschaftlichen Gegebenheiten für den
Netzbenutzer berücksichtigt. Ist der Netzzugang an dem geplanten Netzanschlusspunkt nicht möglich,
so bietet der Verteilnetzbetreiber dem Anlagenbetreiber ein neues Anschlusskonzept an. [15]
Seite 203 von 390
Es sind folgende Punkte für einen Netzanschluss zu untersuchen:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Die Art und Weise der Netzanbindung
Maximaler Umfang der Netznutzung
Eingeschränkter Umfang der Netznutzung bei Ersatzversorgung
Sternpunktbehandlung,
Minimale und maximale Netzkurzschlussleistung
Minimale und minimale Betriebsspannung
Schutzkonzept
Spannungsqualtäte an der Übergabestellen
Zulässige Netzrückwirkungen
Mess- und- Zähleinrichtungen [15]
Prozesskette 1
Die
Elektrolyseanalgen
der
Prozesskette
1
werden
aufgrund
des
Leistungsbereichs
der
Anschlussleistung von 10 kW el bis 1 MW el bei Leistungen in der Nähe der oberen Grenze auf die
Netzebene 5 und bei Leistungen in der Nähe der unteren Grenze auf die Netzebene 7 angeschlossen.
Prozesskette 2
Die
Elektrolyseanlagen
der
Prozesskette
2
werden
aufgrund
des
Leistungsbereichs
der
Anschlussleistung von 1 MW el bis 20 MW el bei Leistungen in der Nähe der oberen Grenze auf die
Netzebene 3 und bei Leistungen in der Nähe der unteren Grenze auf die Netzebene 5 angeschlossen.
Damit die Anschlusskriterien für die Anlagen beider Prozessketten überprüft werden können, müssen
wie oben erwähnt detaillierte Lastflussberechnungen mit den Daten und Betriebsweisen der Anlagen
in einem Modellnetz simuliert und entsprechend den TOR-Richtlinien analysiert werden.
6.3.2
Anforderungen an das Gasnetz
In diesem Abschnitt werden die Rahmenbedingungen für den Gasnetzanschluss von Power to GasAnlagen gegeben. Aus diesem Grund wird als erstes ein Überblick über die österreichische
Gasnetzstruktur dargestellt. Darauf aufbauend werden die Netzanschlussbedingungen auf
unterschiedliche Prozessketten abgebildet.
6.3.2.1
Die Gasnetzstruktur in Österreich
Der rechtliche Rahmen und die daraus entstehenden Institutionen und Akteure
Das Gaswirtschaftsgesetz 2011 (GWG2011) schafft die Rahmenbedingungen, die Struktur, Abläufe
und den Zugang zur österreichischen Erdgasversorgung definieren. Daraus leitet sich auch der
Handlungsraum der Regulierungsbehörde e-Control ab, die durch gesonderte Verordnungen, wie dem
„Gas Markt Modell“ (GMMO) und den „Sonstigen Marktregeln“ (SOMA) den rechtlichen Rahmen
weiter ausdifferenziert.
Netzebenen
Das GWG 2011 etabliert unter § 84 verschiedene Leitungsebenen. Die Fernleitungsebene besteht
aus den Leitungsanlagen der Fernleitungsbetreiber, wobei eine Fernleitung als Leitung angesehen
wird, die die Kundenversorgung ermöglicht, aber nicht selbst die Kunden versorgt. Davon abgegrenzt
ist der Bereich der Verteilerleitungsanlagen, der in die Netzebenen 1, 2 und 3 gegliedert wird. Die
Unterscheidung zwischen Ebene 2 und 3 wird lediglich anhand des Betriebsdruckes vorgenommen.
Leitungen der Netzebene 3 weisen einen Druck ≤ 6 bar auf, Leitungen der Netzebene 2 dagegen
Seite 204 von 390
einen Druck > 6 bar. Die Netzebene 1 wird nicht über Druckwerte vom Rest abgegrenzt, sondern die
Leitungen, die diese Ebene aufspannen werden für das Marktgebiet Ost explizit unter § 84 Anlage 1
GWG2011 benannt und aufgelistet. In den Marktgebieten Vorarlberg und Tirol gelten die grenz- und
marktgebietsüberschreitenden Leitungen als Leitungen der Netzebene 1. Die Struktur der
Leitungsebenen ist in der Abbildung 6-19 dargestellt.
Abbildung 6-19. Die Struktur der Leitungsebenen im Österreichischen Gasnetz
Marktgebiete und Marktgebietsmanager
Österreich gliedert sich in drei Marktgebiete. Das Marktgebiet Ost, das die Bundesländer Burgenland,
Kärnten, Niederösterreich, Oberösterreich Salzburg, Steiermark und Wien umfasst, das Marktgebiet
Tirol und das Marktgebiet Vorarlberg. Die Trennung folgt aus dem Umstand, dass die Leitungsnetze
Vorarlbergs und Tirols nicht mit den restlichen Leitungen in Österreich und auch nicht untereinander
verbunden sind. Das GWG2011 wurde mit 01.01.2013 für das Marktgebiet Ost wirksam und trat mit
01.10.2013 für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg in Kraft.
Jedes Marktgebiet, in dem sich Fernleitungen finden, hat auch einen Marktgebietsmanager. Dies trifft
nur auf das Marktgebiet Ost zu. Die Fernleitungsbetreiber bestimmen einen Marktgebietsmanager, der
allerdings von der Regulierungsbehörde, der e-Control, genehmigt werden muss. Zu diesem Zeitpunkt
ist die Gas Connect Austria GmbH der Marktgebietsmanager des Marktgebietes Ost.
Verteilergebiet und Verteilergebietsmanager
Marktgebiete haben Verteilergebiete und einen Verteilergebietsmanager (VGM). Im Marktgebiet Ost
wird dieser von den Betreibern der Leitungen der Netzebene 1 benannt, im Marktgebiet Tirol von der
Tiroler Tigas GmbH und in Vorarlberg von der VEG Vorarlberger Erdgas GmbH. Die Austrian Gas
Grid Management AG (AGGM) nimmt diese Aufgabe sowohl im Marktgebiet Ost als auch in den
Marktgebieten Tirol und Vorarlberg wahr.
Die Aufgaben des Verteilergebietsmanagers umfassen unter anderem, die notwendigen Kapazitäten
von den Fernleitungen zum Verteilleitungsnetz gemäß dem prognostizierten Verbrauch zu buchen und
die Kapazitäten vom Verteilnetz in die Einspeisepunkte des Fernleitungsnetzes zu verwalten. Der
Verteilergebietsmanager übernimmt die Regelung der Netzebene 1 im Marktgebiet Ost, indem er die
Netzbetreiber zu entsprechenden Handlungen anweist.
Bilanzgruppen
Der österreichische Erdgasmarkt ist in Bilanzgruppen organisiert. Eine Bilanzgruppe ist eine
gedankliche Zusammenfassung von Netzbenutzern, also Verbrauchern, Ein- und Ausspeisern von
Erdgas. Innerhalb einer Bilanzgruppe erfolgt ein Ausgleich zwischen der Aufbringung und der Abgabe
von Erdgas, im einfachsten Fall also zwischen dem Versorger auf der einen Seite und der Gruppe der
Endverbraucher auf der anderen. Aufbringung und Abgabe in der Bilanzgruppe müssen sich die
Seite 205 von 390
Waage halten. Dies geschieht in erster Linie durch die Handlungen der Bilanzgruppenmitglieder.
Kommt es dennoch zu einer Abweichung zwischen Aufbringung und Abgabe in der Bilanzgruppe,
muss Ausgleichsenergie den entstehenden Überschuss bzw. Mangel in der Aufbringung im Verhältnis
zur Abgabe decken.
Virtueller Handelspunkt
Der Virtuelle Handelspunkt (VHP) ist der gedachte zentrale Ort eines Marktgebietes, der von jeder
Gaseinspeisung in das Marktgebiet erreicht werden kann. Er ist keinem geografischen Ort oder einem
realen Ein- oder Ausspeisepunkt eines Markgebietes zugeordnet. Der Virtuelle Handelspunkt bildet
den zentralen Handelsplatz, an dem das Erdgas des jeweiligen Marktgebietes gehandelt werden kann
und dabei von einer Bilanzgruppe auf eine andere übergeht. Marktteilnehmer können an diesem
Handel teilnehmen, auch wenn sie über keine Kapazitäten zur Ein- oder Ausspeisung in das
Marktgebiet verfügen.
6.3.2.2
Das Gasleitungsnetz in Österreich
Die Fernleitungsebene
Die Fernleitungen und ihre Hilfseinrichtungen, wie Verdichter- und Messstationen, dienen einerseits
dem Transit von Erdgas durch Österreich, andererseits sind sie über ihre Strecke verteilt an
Netzkopplungspunkten mit Verteilnetzen der Netzebene 1 verbunden und bestreiten somit zum Teil
die Inlandsversorgung.
Tabelle 6-7. Leitungen der österreichischen Fernleitungsebene
Leitung
Stränge
Leitungsendpunkte
Länge
Nennweite
MOP
km
mm
bar
900-950
70
380
1050
70
1000
70
TAG I
TAG
TAG II
Baumgarten (NÖ)
Arnoldstein (Ktn)
TAG III
WAG
SOL
HAG
Penta
West
KIP
MAB
WAG
Baumgarten (NÖ)
Oberkappel (OÖ)
245
800
70
WAG Exp 3
parallel Abschnittsweise
TAG-Weitendorf
Murfeld (Stmk)
(Stmk)
Deutsch Jahndorf
Baumgarten (NÖ)
(Bgld)
180
1200
70
26
500
70
46
700
70
Oberkappel (OÖ)
Burghausen (Deut.)
95
700
70
Kittsee
Petrzalka (Slvk.)
4
500
70
Grenze Slvk.-Ö.
Baumgarten (NÖ)
2,5
500
70
Quelle: erstellt nach [18] und [19]
Zusätzlich gehört noch das Primärverteilsystem 1 (PVS 1) zur Fernleitungsebene. Das
Primärverteilsystem ist jener aus ca. 40 Einzelleitungen bestehende, historisch gewachsene Teil an
Leitungen, der sich zwischen den Fördergebieten im nördlichen Teil des Wiener Beckens und Wien
gebildet hat und ursprünglich die Erdgasversorgung Wiens als auch in weiterer Folge die Anbindung
von Niederösterreichs darstellte. PVS 1 umfasst einen kleineren Teil dieser Leitungsanlagen, der dem
Fernleitungssystem zugerechnet wird.
Die TAG- und WAG-Leitungen bilden die großräumigen Hauptachsen im Österreichischen Gasnetz.
Die fünf Verdichterstationen entlang der TAG-Leitung (Baumgarten, Eggendorf, Weitendorf,
Grafendorf und Ruden) sowie die vier Stationen (Baumgarten, Kirchberg, Rainbach und Oberkappel)
der WAG stellen gemeinsam mit den Speicheranlagen und der Inlandsförderung die Quellen des
notwendigen Druckniveaus im Gasnetz dar. In den Verdichterstationen kommen nach Auskunft der
Seite 206 von 390
Gas Connect Austria radiale Turboverdichter zum Einsatz, die je nach Anwendungsbereich ein- oder
mehrstufig ausgeführt sind und von Gasturbinen im Bereich 6 bis 22 MW mechanischer Leistung
angetrieben werden. Die Verdichter der TAG-, WAG- und Penta West-Leitungen arbeiten in beide
Richtungen.
Die Verteilnetzebene
Durch das Gaswirtschaftsgesetz 2011 werden die Leitungsanlagen der Verteilnetzbetreiber in eine
Hierarchie gegliedert. Leitungen der Netzebene 1 werden mit hohem Druck von bis zu 70 bar
betrieben und dienen einerseits der großräumigen Kundenversorgung und andererseits der
Anbindung der Erdgasspeicher- und Förderanlagen [20]. Ihre Bedeutung kommt auch darin zum
Ausdruck, dass diese Leitungen den regelnden Eingriffen des Verteilergebietsmanagers unterliegen,
da der Betriebszustand dieser Leitungen die Stabilität im gesamten Verteilnetz bestimmt. Einige
Leitungen wie z.B. die Pyhrn-Leitung, die Oberösterreich mit der Steiermark verbindet, oder die EVNSüd Leitungen (Süd 1, 2, 3) oder West Leitungen, bzw. deren durch andere Netzbetreiber betriebene
Fortsetzungen, überspannen dabei auch mehrere Bundesländer. Im Marktgebiet Ost bestehen neben
den größeren Übergabestellen der Fernleitungen zusätzliche Möglichkeiten, Erdgas mit Netzen
außerhalb Österreichs auszutauschen. Es sind dies die Punkte Freilassing und Laufen in Salzburg,
Ach, Schärding und Simbach in Oberösterreich, sowie Laa an der Taya in Niederösterreich.
Leitungen der Netzebene 2 entziehen sich der Übersicht und dem Eingriff durch den
Verteilergebietsmanager. Sie sind technisch nicht unbedingt von Leitungen der Netzebene 1 zu
unterscheiden, da sie auch auf gleichen oder ähnlichen Druckniveaus betrieben werden und sich auch
in ihren Nenndurchmessern nicht wesentlich unterscheiden. Sie dienen wie die Leitungen der
Netzebene 1 dem Transport von Erdgas zur Endkundenversorgung über längere Strecken, besitzen
im Gegensatz zur Ebene 1 aber keine überregionale Bedeutung. Im Marktgebiet Ost sind in den
Bundesländern Burgenland, Kärnten und Salzburg lediglich Leitungen der Netzebene 2 und 3
vorhanden, das Fehlen von Leitungen der Netzebene 1 darf aber nicht zum falschen Schluss führen,
dass die Gasnetze in diesen Bundesländern weniger leistungsfähig wären als Leitungen der
Netzebene 1.
Die Hauptlast der Endkundenversorgung tragen Leitungen der Netzebene 3. Sie werden aus den
Leitungen der Netzebene 1 oder 2 gespeist, überwinden den letzten Streckenabschnitt zur
Endkundenversorgung und bilden dadurch die höchste Bestandslänge an Gasrohrleitungen in
Österreich. Neben der Einteilung nach Netzebenen aus dem GWG 2011, die hinsichtlich des
Betriebsdrucks nur eine Grenze bei 6 bar zieht, die die Ebenen 2 und 3 trennt, existiert noch eine
zweite, ältere Hierarchie, die sich aus den Regeln der Technik ergibt. Die ÖVGW Richtlinie TR-Gas
G1 [21] gilt bis zu einem Überdruck von 100 mbar und findet für den allergrößten Anteil an
Endkundenanlagen Anwendung. Diesen Druckbereich bis zu 100 mbar Überdruck nennt man
Niederdruck (ND). Die darauf folgenden Druckbandbreite von mehr als 100 mbar bis 5 bar nennt man
Mitteldruck (MD). Sie folgt aus dem Anwendungsbereich der ÖVGW Richtlinie G6. [22] Bei einem
Überdruck von mehr als 5 bar spricht man von Hochdruck (HD).
Die überwiegende Anzahl der Endverbraucher sind über Niederdruckleitungssysteme an die
Erdgasversorgung angeschlossen. Das Erdgas wird dabei unter Hoch- oder Mitteldruck in die relative
Nähe der Endverbraucher gebracht und in Druckregelstationen auf Niederdruckniveau reduziert.
Kleinere Orte versorgen ihre Ortsnetze aus einer Ortsregelanlage, größere Orte und Städte erfordern
mehrere verteilte Gebietsregelanlagen, die je nach Anforderungen und Gegebenheiten an die
übergeordneten Netze angebunden werden. Größere Verbraucher werden über Mitteldruck oder
Hochdruck angebunden, wobei Hausanschlussgasregler den Druck vor Ort weiter reduzieren.
Seite 207 von 390
Abbildung 6-20. Typische Verteilnetzstrukturen im Gasnetz
Quelle: modifiziert nach [23]
Tabelle 6-8. Längen der Leitungen im österreichischen Verteilnetz Stand 2011
Nenndurchmesser
bis 300 mm
300 bis 600 mm
über 600 mm
Summe
Ebene 1
km
502
682
188
1372
Ebene 2
km
3276
407
3
3685
Ebene 3
km
Ortsnetze
Ebene 3 ohne Ortsnetze
Summe
19090
14714
33804
Tabelle 6-9. Anzahl der Netzanschlüsse im Österreichischen Gasnetz 2011 (erstellt nach [24])
Anzahl Netzanschlüsse
Netzebene 3
bis 100 mbar
über 100 mbar
Insgesamt
1.232.853
67.660
1.300.513
Netzebene 2
441
Netzebene 1
0
Seite 208 von 390
Abbildung 6-21. Österreichische Erdgasinfrastruktur in georeferenzierter Darstellung
Quelle: [25]
Seite 209 von 390
6.3.2.3
Netzanschluss und Einspeisebedingungen
Für das Konzept „Power to Gas“, das die Wandlung von überschüssiger elektrischer Energie aus
erneuerbaren Energieträgern in chemisch gebundene Energie zum Ziel hat, soll im Folgenden für die
Prozessketten 1, 2 und 4 die Einspeisung des generierten Gases in das österreichische Gasnetz
untersucht werden. Da bei der Prozesskette 3 der erzeugte Wasserstoff direkt verwendet und nicht in
das Gasnetz zur weiteren Verwendung eingespeist wird, wird diese Prozesskette hinsichtlich des
Netzanschlusses und Einspeisebedingungen nicht näher analysiert
Die Prozessketten 1, 2 und 4 unterscheiden sich einerseits in ihrer Leistungsklasse und andererseits
in der Art des erzeugten Gases, das eingespeist werden soll.
Der Netzzugang auch zum Zweck der Einspeisung wird im Gaswirtschaftsgesetz 2011 §§ 27 ff. und
der Gas-Markt Modell Verordnung 2012 geregelt. Dabei wird generell keine Einschränkung bezüglich
der Druck und Netzebene im Verteilnetz vorgenommen.
Für einen Netzzugang zum Zweck der Einspeisung von Erdgas oder biogenem Gas sind bestimmte
Rahmenbedingungen einzuhalten. Die Netzbetreiber verpflichten in ihren Allgemeinen
Vertragsbedingungen den Einspeiser, die vereinbarte Bandbreite des Einspeisedrucks nicht zu
verlassen und die zugesicherte Kapazität nicht zu überschreiten. Der Einspeisedruck hängt immer von
den hydraulischen Gegebenheiten am jeweiligen Punkt im Netz ab. Es ist also eine Frage des
verwendeten Betriebsdrucks auf der jeweiligen Netzebene und des Durchflusses, da sich mit dem
Volumenstrom auch der Druckverlust verändert. Die verfügbare Einspeisekapazität hängt stark von
dem Verbrauchsverhalten der durch die jeweilige Leitung versorgten Endabnehmer ab. Besonders
einschränkend äußert sich diese Tatsache im Falle einer Wasserstoffeinspeisung in das Gasnetz.
Die Qualität von Erdgas wird in Österreich durch die ÖVGW Richtlinien G31 und G B220 geregelt. Die
Regel G31 bildet dabei die Grundlage, die Regelung G B220 steht dabei ergänzend zur Seite um die
in jüngerer Vergangenheit aufgekommene Praxis der Einspeisung von biogenen Gasen in das
Gasnetz zu regulieren.
Tabelle 6-10. Teilauszug der Kenndaten zur Gasbeschaffenheit aus OVGW G31
Bezeichnung
Einheit
Wert
Wobbe-Index
kWh/m
3
13,3 - 15,7
kWh/m
3
10,7 - 12,8
1
0,55 – 0,65
Brennwert
Relative Dichte
Kondensationspunkt Kohlenwasserstoffe
°C
„maximal 0 beim Betriebsdruck“
Kondensationspunkt Wasser (Taupunkt)
°C
„maximal -8 bei einem Druck von 40 bar“
mol %
≤4
Anteil Wasserstoff
Quelle: [8]
Die Kernkriterien bezüglich der Einspeisung von Wasserstoff und Synthetic Natural Gas (SNG)
betreffen den Brennwert des Gasgemisches sowie die relative Dichte bzw. die Kombination beider im
oberen Wobbe-Index. Die Angabe des Kondensationspunktes für Kohlenwasserstoffe beschränkt den
Anteil schwererer Kohlenwasserstoffe wie Butan, Propan und Ethan im Gasgemisch. Der
Wasserstoffbestandteil wird durch die Richtlinie G31 auf maximal 4 mol-% begrenzt (siehe Tabelle
6-10).
Wasserstoff ist im in Österreich verwendeten Erdgas-H, das vorrangig aus Russland stammt und mit
Inlandsgas sowie Importen aus Norwegen und Deutschland ergänzt wird, nur in verschwindend
geringen Mengen von rund 8 ppm vorhanden. Die Richtlinie G31 lässt somit eine Erhöhung des
Wasserstoffgehaltes um bis zu 4 mol-% zu. Der Brennwert wurde für das Jahr 2012 von der
Regulierungsbehörde e-Control mit 11,19
:;<
=>?
angegeben. [14]
Seite 210 von 390
Bei einer vereinfachten Betrachtung als ideale Gase verringert sich der Brennwert des ursprünglich
wasserstofffreien Gases von 11,19 kWh/Nm3 auf 10,88 kWh/Nm3 für das durch die
Wasserstoffeinspeisung veränderte Gas.
'3,@,ABC%63D;633EB3FGHH = 0,96'3,@,ABC%63 + 0,04'3,@,;633EB3FGHH
'3,@,;633EB3FGHH = 3,54
'3,@,ABC%63 = 11,19
:;<
=>?
[10]
:;<
=>?
Aus Sicht der Richtlinie G 31 ist somit eine Einspeisung von bis zu 4% Wasserstoff in das Erdgasnetz
möglich. Der Einfluss von Wasserstoff auf die Gasqualität verschiedener Gassorten ist in Abbildung
6-22 dargestellt.
Abbildung 6-22. Einfluss von Wasserstoff auf die Gasqualität verschiedener Gassorten
Quelle: [26]
Prinzipiell kann auf jeder Druck- (Niederdruck, Mitteldruck, Hochdruck) und Netzebene des
Verteilnetzes die Einspeisung mit Wasserstoff erfolgen. Die Begrenzung auf einen generellen
Höchstanteil von 4 mol % Wasserstoff setzt in Abhängigkeit des Leistungsbereichs der Power to Gas Anlage einen entsprechenden Gas-Fluss im jeweiligen Netzabschnitt zur Einspeisung voraus.
Kleinere Gasnetze der Netzebene 3 verfügen nur eingeschränkt über den erforderlichen Erdgasfluss.
Vorrangig bilden dabei die Phasen mit niedrigem Gasverbrauch während der Sommermonate eine
Einschränkung, da sie die potentielle Einspeisemenge zumindest zu diesen Zeiten stark limitieren,
siehe diesbezüglich Abbildung 6-23 und Abbildung 6-24. Diese Kurven verdeutlichen, dass gerade in
den Zeiten, in denen eine Einspeisung von synthetisch erzeugtem Wasserstoff nach Abbildung 6-3.
anzustreben wäre, die Netzebene 3 dafür nicht in Frage kommt.
Seite 211 von 390
Leitungen mit höherem und auch über der Zeit konstanterem Volumenstrom werden bei höheren
Gasdrücken betrieben. Der geeignete Einspeisedruck bzw. die Einspeiseebene hängt damit von der
gewünschten Gas-Einspeisemenge und den hydraulischen Gegebenheiten am Anlagenstandort ab.
Abbildung 6-23. Jahresganglinie des mittleren stündlichen Gasverbrauches eines kleinen Gasnetzes im
ländlichem Raum und mögliche Wasserstoffeinspeisemenge nach ÖVGW G31
Quelle: adaptiert nach [27]
Abbildung 6-24. Jahresganglinie des stündlichen Gasverbrauches eines Gasnetzes einer obersteirischen
Bezirkshauptstadt und mögliche Wasserstoffeinspeisemenge nach ÖVGW G31
Seite 212 von 390
Da die Richtlinie G31 allerdings nicht mit der Intention verfasst wurde, Wasserstoff in das Gasnetz
einzuspeisen, kann aus den 4 mol-% Grenzwert alleine nicht auf eine universelle Verträglichkeit des
Gasnetzes für Wasserstoff in diesem Ausmaß geschlossen werden.
Die ECE Regel R110 (Economic Commission for Europe) beispielweise limitiert den Wasserstoffanteil
für Erdgas, das in Fahrzeugtanks getankt werden soll, auf 2 %, um Schäden durch den Wasserstoff
an den Stahltanks vorzubeugen. Somit ist bei einer Einspeisung im Nahbereich von Erdgastankstellen
das Einspeisepotential im Moment auf 2% reduziert.
Inwieweit die verschiedenen vorhandenen Komponenten des Gasnetzes mit höheren
Wasserstoffanteilen betrieben werden können. ist zurzeit noch Gegenstand der Forschung. Für einige
Systemkomponenten liegen allerdings bereits gesicherte Erkenntnisse vor. die in Zukunft höhere
Wasserstoffmengen im Gasnetz erwarten lassen, siehe diesbezüglich Abbildung 6-25.
Abbildung 6-25. Grenzen der Wasserstoffverträglichkeit
Quelle: [26]
Die Richtlinie ÖVGW G31 wird im Moment auch diesbezüglich überarbeitet, um dem geänderten
zukünftigen Anforderungsprofil gerecht zu werden. Somit ist von einer Erhöhung der zulässigen
Einspeisekapazität an Wasserstoff zumindest in Teilen des Gasnetzes auszugehen.
Prozesskette 1
Die Prozesskette 1 stellt mit ihrer Leistungsbandbreite von 10 kW el bis 1 MW el den untersten Bereich
des betrachteten Leistungsspektrums für die Gaseinspeisung in das Gasnetz dar. Dabei wird
elektrische Energie aus dem öffentlichen Stromnetz einer Elektrolyseeinheit zugeführt, um
Wasserstoff zu erzeugen. Wie im vorherigen Abschnitt beschrieben ist für eine kontinuierliche
Einspeisung von Wasserstoff ein ausreichender Gasdurchfluss im jeweiligen Netzabschnitt notwendig.
Da die Netzebene 2 für die direkte Versorgung der Großabnehmer und der indirekten Versorgung,
über die Netzebene 3, der Kleinabnehmer und Haushaltskunden zuständig ist, ist ein relativ hoher und
kontinuierlicher Gas-Durchfluss durch diese Netzebene sichergestellt. Aus diesem Grund ist die
Seite 213 von 390
Einspeisung von Wasserstoff der Prozesskette 1 in die Netzebene 2 und nicht in der ‚Netzebene 3
anzustreben.
Prozesskette 2
Die Prozesskette 2 sieht bei einer Leistungsbandbreite von 1 MW el bis 20 MW el auch eine Synthese
des analog zur Prozesskette 1 produzierten Wasserstoffes zu Methan (CH4) vor.
Die dabei einzuhaltenden Grenzwerte sind wiederrum in der ÖVGW Richtlinie G31 spezifiziert. Das
denkbare Maximum an erreichbaren Brennwert ohne eine zusätzliche Gaskonditionierung mit anderen
Kohlenwasserstoffen wie Ethan, Propan, Butan stellt dabei die Einspeisung von reinem Methan dar.
Der Vergleich der Gaseigenschaften reinen Methans mit den Anforderungen der ÖVGW G31
Richtlinie ist in der Tabelle 6-11 gegeben.
Um den unteren Grenzbereich des Brennwertes und Wobbe-Index im Sinne der ÖVGW G31
einzuhalten, ist es notwendig, mögliche inerte Gasanteile wie Kohlendioxid, Stickstoff, Edelgase etc.
und einen denkbaren Anteil an Wasserstoff nur in einem geeigneten Verhältnis im Gas zuzulassen,
das mit dem Hauptbestandteil Methan in Summe den Mindestbrennwert und Mindest- Wobbe-Index
erreicht oder übertrifft.
Legt man die Regel ÖVGW B 220 zur Einspeisung von aufbereitetem Biogas in das Gasnetz zu
Grunde, liegt der notwendige Mindest-Methangehalt hierfür bei 96-97 mol-%.
Tabelle 6-11. Vergleich der Gaskennwerte reinen Methans mit den Anforderungen aus der ÖVGW G31
Werte für reines Methan
Anforderungen nach ÖVGW G31
Brennwert
relative Dichte
oberer Wobbe-Index
kWh/Nm³
1
kWh/Nm³
11,064
0,555
14,852
10,7 - 12,8
0,55 - 0,65
13,3 - 15,7
Quelle: erstellt nach [29], [30] und [28]
Im Gegensatz zur Wasserstoffeinspeisung ist die Einspeisung von SNG nur durch die hydraulischen
Bedingungen am jeweiligen Netzsegment begrenzt. Die theoretische Obergrenze stellt dabei der
jeweils aus dem Gasverbrauch resultierende Gasvolumenstrom in der Leitung dar, der durch das
synthetisierte, eingespeiste Methan gedeckt wird. Dadurch ergibt sich im Vergleich zur
Wasserstoffeinspeisung der Vorteil, auch bei Leitungen, die geringe Gaskapazitäten transportieren,
relativ hohe Einspeisemengen realisieren zu können. Demgemäß ist die Einspeisung von synthetisch
erzeugtem Methan der Prozesskette 2 vorwiegend in die Netzebene 2 aber auch in die Netzebene 3
möglich.
Durch gezielte Regelung und Zwischenspeicherung von synthetisch erzeugtem Methan könnte der
Gasverbrauch eines Netzabschnittes nachgefahren werden, siehe Abbildung 6-26. Diesem Ziel steht
aber wiederum ein zu erwartendes Einspeiseprofil aus regenerativer Stromerzeugung nach Abbildung
6-3. entgegen.
Seite 214 von 390
Abbildung 6-26. Jahresganglinie des stündlichen Gasverbrauches eines Gasnetzes einer obersteirischen
Bezirkshauptstadt und mögliche SNG Einspeisung nach ÖVGW G31
Prozesskette 4
Die Prozesskette 4 entspricht bezüglich den einzelnen Umwandlungsschritten der Anlage der
Prozesskette 2. Bei dieser Prozesskette wird eine Erzeugung von Wasserstoff aus dem Strombezug
durch erneuerbare Energiequellen in entlegenen Gebieten intendiert. Die weitere Umwandlung von
Wasserstoff in synthetisch erzeugtes Methan erfolgt je nach der Existenz einer CO2 - Quelle direkt vor
Ort oder nach dem H2-Transport in der Nähe einer CO2 - Quelle. Der elektrische Leistungsbereich
dieser Prozesskette entspricht einigen 100 MW el. Demzufolge erfolgt die Einspeisung des synthetisch
erzeugten Methans in die Hochdruckleitungen des Gasnetzes. Da das erzeugte Gas der Prozesskette
4 in Gebieten des kontinuierlich großen Dargebots von Sonne oder Wind erzeugt wird, hat die
Einspeisung von Gas in die Leitungen der Fernleitungsebenen und der Netzebene 1 zu erfolgen.
Diese Leitungen sind für den grenzüberschreitenden Transport des Gases zuständig.
Die Zusammenfassung bezüglich der Netzanbindung aller Prozessketten an die unterschiedlichen
Verteilnetzebenen des österreichischen Gasnetzes ist in Tabelle 6-12 abgebildet. Die Haken in
Klammern bedeutenden, dass ein Netzanschluss und eine dezentrale Einspeisung möglich wären,
aber nicht optimal für den derzeitigen Netzbetrieb sind.
Seite 215 von 390
Tabelle 6-12. Dezentrale Einspeisung von synthetisch erzeugtem Gas in Österreich, basierend auf den
vier Prozessketten
Netzebene
Netzebene 3
Prozesskette 1 Prozesskette 2 Prozesskette 3 Prozesskette 4
x
Netzebene 2
Netzebene 1
6.3.3
6.3.3.1
x
x
x
x
x
x
x
Gasspeicheranlagen in Österreich
Unterirdische Gasspeicheranlagen (UGS) in Österreich
Österreich besitzt im Verhältnis zu seinem Inlandsgasverbrauch eine sehr hohe Kapazität an
unterirdischen Erdgasspeichern. Die bestehenden Anlagen sind in der Lage, knapp 90% des
Inlandsgasverbrauches eines Jahres einzuspeichern. Alle in Österreich verwendeten unterirdischen
Speicher sind Porenspeicher, können zwei Unternehmen oder deren Nahbereich zugeordnet werden,
der OMV Gas Storage GmbH und der Rohöl Aufsuchungs AG und befinden sich in Niederösterreich,
Oberösterreich und Salzburg. Nach dem Mineralrohstoffgesetz gelten Kohlenwasserstoffe sowie die
sie beherbergenden Hohlräume als bundeseigen. Die Nutzung wird in Form von
Gewinnungsberechtigungen an verschiedene Unternehmen vergeben. Die Speicher Haidach und 7
Fields sind Teil von Joint Ventures der RAG mit Wingas und Gazprom Export bzw. der E.On Gas
Storage, der technische Betrieb wird aber von der RAG abgewickelt.
Die Kapazitäten des Speichers 7 Fields werden vom Unternehmen E.On vermarktet, jene des
Speichers Haidach anteilsmäßig durch die Firmen Gazprom und Astora. Diese Joint-Venture-Speicher
richten ihr Angebot dabei auch, aber nicht nur, in Richtung deutschem Erdgasmarkt aus und sind
deshalb über die Austria Bavaria Gaspipeline (ABG) mit dem deutsch-österreichischen Gasknoten in
Burghausen/Überackern verbunden, eine direkte Anbindung an das Verteilnetz im Marktgebiet Ost
sollte im Jahr 2013 realisiert werden. Der Speicher 7 Fields ist aber bereits jetzt über die Penta West
Fernleitung auf Fernleitungsebene mit dem Marktgebiet Ost verbunden. Die Kapazitäten der Speicher,
deren Gewinnungsberechtigung vollständig bei den Unternehmen RAG und OMV liegen, werden
jeweils von der RAG Energy Storage GmbH bzw. der OMV Gas GmbH kommerziell verwertet. Die
Auflistung der Unterirdischen Speicheranlagen in Österreich mit deren Kennwerten in
Tabelle 6-13und in JKist in der Tabelle 6-14 dargestellt.
=>?
<
ist in der
Seite 216 von 390
Abbildung 6-27. Unterirdische Gasspeicheranlagen in Österreich
Tabelle 6-13. Unterirdische Speicheranlagen in Österreich, Normvolumenangaben
Bezeichnung
Anlage
Arbeitsgasvolumen
Ausspeicherrate
3
10^3 Nm /h
10^6 Nm
Speicherbetreiber
3
Einspeicherrate
3
10^3 Nm /h
TPA
nTPA
TPA
nTPA
TPA
nTPA
Schönkirchen /
Reyersdorf
Tallesbrunn
OMV Gas Storage
1544
236
825
138
563
88
OMV Gas Storage
347
53
138
21
108
17
Thann
OMV Gas Storage
217
33
113
17
100
13
Puchkirchen
RAG
1050
50
492
29
492
29
Aigelsbrunn
RAG
100
50
50
Haidach 5
RAG
RAG/Wingas/
Gazprom Export
RAG / E.ON. Gas Storage
16
20
20
2640
1100
1000
1165
607
405
Haidach
7Fields
Gesamt
7079
372
3344
204
2738
146
Die Unterirdischen Erdgasspeicher können nicht ihre gesamte physikalische Speicherkapazität sowie
Ein- und Ausspeicherrate ihren Kunden zur Verfügung stellen. Das tatsächlich für den Markt
verfügbare Potential wird mit „Third Party Access“ (TPA) bezeichnet, der nicht verfügbare Teil non
Third Party Access, (nTPA).
Seite 217 von 390
Tabelle 6-14. Unterirdische Speicheranlagen in Österreich, Energie und Leistungsangaben
Bezeichnung
Anlage
Arbeitsgasvolumen
Ausspeicherrate
Einspeicherrate
GWh
MW
MW
Speicherbetreiber
TPA
nTPA
TPA
nTPA
TPA
nTPA
OMV Gas Storage
17277
2641
9232
1539
6294
979
OMV Gas Storage
3883
593
1539
233
1212
187
Thann
OMV Gas Storage
2428
369
1259
187
1119
140
Puchkirchen
RAG
11750
560
5502
326
5502
326
Aigelsbrunn
RAG
1119
560
560
Haidach 5
RAG
RAG/Wingas/
Gazprom Export
RAG / E.ON. Gas Storage
179
224
224
29542
12309
11190
13036
6793
4532
Schönkirchen /
Reyersdorf
Tallesbrunn
Haidach
7Fields
Gesamt
79214
4163
37417
2285
30633
1632
Speicherzugang zu den unterirdischen Speicheranlagen
Die unterirdischen Speicheranlagen sind an mehreren Punkten an das Verteilnetz des Marktgebietes
Ost angebunden und sind damit über den virtuellen Handelspunkt den Marktteilnehmern zugänglich.
Die Verwaltung der Nutzung der begrenzten Leitungskapazitäten an diesen Übergabestellen wird an
die Betreiber der Speicheranlagen übergeben. Die Speicherbetreiber bieten somit ihren Kunden
einerseits ein Speichervolumen als auch die erforderlichen Kapazitätsrechte an den Ein- und
Ausspeisepunkten der Speicher an.
Für die Qualität des ein- und auszuspeichernden Gases sind somit die Qualitätsanforderungen der
jeweiligen Verteilnetzbetreiber maßgeblich. Dabei kommt die ÖVGW Richtlinie G31 auf Basis der
Gas-Markt-Modell-Verordnung 2012 (Prozessanlage 2, Regeln der Technik) zur Anwendung bzw. die
ÖVGW Richtlinie G B220 für Gas aus biogenen Quellen (siehe Tabelle 6-10). Der für das
Verteilergebiet Ost gültige Referenzbrennwert lag im Jahr 2012 bei 11,19 kWh/Nm3. Wasserstoff
findet sich im Gasgemisch nur in verschwindend geringen Mengen von rund 8 ppm.
Grundsätzlich ist damit eine Nutzung zumindest eines Teiles der Speicherkapazität als Reservoir für
aus Power to Gas Verfahren gewonnenem Wasserstoff denkbar. Für eine erste, einfache, quantitative
Abschätzung werden in zwei Szenarien eine Wasserstoffbeimischung von 4% bzw. 10% in das
Erdgasgemisch betrachtet. Dabei soll der Raumanteil des Wasserstoffs auf 4% bzw. 10% erhöht und
alle anderen Anteile aliquot auf 96% bzw. 90% verringert werden. Die betrachteten Gase werden als
ideal angenommen und die sich daraus ergebenden Abweichungen zu dem Verhalten der realen
Gase im Rahmen dieser groben Abschätzung vernachlässigt. Als Ausgangsbasis dienen Brennwerte
von 11,19 kWh/m3 für das wasserstofffreie Erdgas bzw. 3,54 kWh/m3 für den Wasserstoff sowie die
Speicherdaten aus Tabelle 6-13 und Tabelle 6-14.
Tabelle 6-15 gibt die entsprechenden Ergebnisse für die potentielle Speicher- und Leistungsfähigkeit
des Energieträgers Wasserstoff in den österreichischen UGS wieder.
Tabelle 6-15. Speicher und Leistungsbilanz des Energieträgers Wasserstoff als Bestandteil von Erdgas in
den Untergrundspeichern Österreichs
Wasserstoffanteil
Speicherkapazität
6
3
Ausspeicherrate
3
3
Einspeicherrate
3
3
[Vol-%]
[10 Nm ]
[GWh]
[10 Nm /h]
[MW]
[10 Nm /h]
[MW]
4% H2
283
1002
134
474
110
388
10% H2
708
2506
334
1184
274
969
Seite 218 von 390
Die Größen in Tabelle 6-15. dürfen dabei allerdings nur als Bilanzgröße in einem Power to Gas
Energiesystem gesehen werden. Tatsächlich zugänglich ist nur das vollständige Erdgasgemisch. Der
Brennwert des gesamten Gemisches sinkt dabei in den jeweiligen Szenarien und verändert damit die
auf Brennwert bezogenen Leistungs- und Energiekennwerte der Speicheranlagen. Die
Speicherkapazitäten bezogen auf das geändert Gasgemisch sind in der Tabelle 6-16 präsentiert.
Tabelle 6-16. Speicherdaten der Untergrundspeicher Österreichs bei Wasserstoffbeimischung
Wasserstoffanteil
Brennwert
Erdgas mit H2
[Vol-%]
[kWh/m^3]
[10 Nm ]
GWh
[10 Nm /h]
[MW]
[10 Nm /h]
[MW]
4% H2
10,884
7079
77048
3344
36396
2738
29800
10% H2
10,425
7079
73799
3344
34861
2738
28544
Speicherkapazität
6
3
Ausspeicherrate
3
3
Einspeicherrate
3
3
Allerdings ist zu diesem Zeitpunkt die Frage ungeklärt, inwieweit die österreichischen Porenspeicher
in der Lage sind, Gas mit einem signifikanten Wasserstoffanteil aufzunehmen.
Die
österreichischen
Untergrundspeicher
(UGS)
sind
als
Porenspeicher
ehemalige
Erdgaslagerstätten. Die dabei herrschende Gaskomposition wies wie die aktuelle Inlandsförderung
und die Importe aus dem Ausland nur sehr geringe Mengen an Wasserstoff auf. (Größenordnung
aktuell rund 8 ppm). Ein höherer Anteil an Wasserstoff stellt dabei eine deutliche Veränderung der
über geologische Zeiträume herrschenden Verhältnisse in den Lagerstätten dar.
Internationale Erfahrungswerte, die beispielsweise aus der Einbringung von wasserstoffreichem
Stadtgas in Porenspeichern und geologisch ähnlichen Aquiferspeichern stammen, zeigen dabei
mögliche Probleme auf, die allerdings im Moment keinen gesicherten Erkenntnisstand bieten.
Porenspeicher bieten einen potentiellen Lebensraum für Mikroorganismen wie Sulfat reduzierende
Bakterien. Durch die vermehrte Anwesenheit von Wasserstoff im Porenspeicher wird dabei die
chemische Reduktion von Sulfaten zu Sulfiden und Schwefelwasserstoff begünstigt (Desulfurikation).
Schwefelwasserstoff birgt das Risiko erhöhter Korrosionserscheinungen und muss gegebenenfalls
oberirdisch abgeschieden werden. Darüber hinaus ist eine Schädigung der unterirdischen Anlagen
möglich. Die Bildung von Sulfiden und das Wachstum der Mikroorganismen selbst können durch
Verstopfungswirkung die Leistungsfähigkeit des Speichers beeinträchtigen. [31] [32] [33]
Eine weitere mögliche negative Betriebsveränderung ist ein Gasverlust. Dabei können einerseits
biologische und chemische Abbauprozesse die Menge an nutzbarem Brenngas im Speicher
verringern oder der Wasserstoff dringt durch die für ihn permeablen Deckschichten des Gasspeichers
und verflüchtigt sich in weiterer Folge. [31]
Einfluss von Wasserstoff auf die ergänzenden Betriebsmittel der Untergrundspeicher
Da die Untergrundspeicher bei teilweise deutlich höheren Gasdrücken betrieben werden, ist
gegebenenfalls eine zusätzliche Verdichtung des angelieferten Gases notwendig. Der Brennwert des
Gasgemisches sinkt durch die Beimischung von Wasserstoff. Geht man von einem konstanten
Energiefluss aus, ist hierfür eine Erhöhung des Volumenstroms notwendig. Die dazu notwendige
Erhöhung des Drucks hat einen höheren Leistungsbedarf der verwendeten Turboverdichteranlagen
zur Folge, der sich wiederum in einer höheren Belastung für das Antriebssystem des Verdichters
niederschlägt. [15] [10]
Die zum Antrieb verwendeten Gasturbinen sind nur bedingt für den Betrieb mit Wasserstoff im
Verbrennungsgasgemisch geeignet. Die entsprechenden Toleranzgrenzen variieren von Modell zu
Modell und Hersteller zu Hersteller. Dabei gilt es zu klären, ob die bestehenden VerdichterSeite 219 von 390
Gasturbinenkombinationen unter den wasserstoffreichen Betriebsbedingungen eingesetzt werden
können und inwieweit die Veränderungen am Brenngas die erreichbaren Leistungswerte wie z.B.
Verdichtungsverhältnis und Durchsatz beeinflussen. [15] [18] [14]
6.3.3.2
Oberirdische Speicheranlagen in Österreich
Neben den unterirdischen Speichern tritt noch die Wien Energie Speicher GmbH als
Speicherunternehmen in Österreich auf. Am Standort Wien-Leopoldau wird ein Röhrenspeicher
betrieben, der im Verhältnis zu den Porenspeichern ein geringes Arbeitsvolumen aufweist und dessen
Anwendungsgebiet in den Bereich Spitzenlastausgleich fällt. Auch diese Kapazitäten werden
vermarktet und stehen somit grundsätzlich Marktteilnehmern zur Verfügung. Der Betriebsdruck des
Speichers bewegt sich dabei zwischen 4 bis 45 bar. [34]
Tabelle 6-17. Daten des oberirdischen Gasspeichers Wien, maßgeblicher Brennwert 11,19 kWh/Nm3
Bezeichnung
Anlage
Arbeitsgasvolumen
Speicherbetreiber
Wien-Leopoldau
Wien Energie
Speicher GmbH
6
Ausspeicherrate
3
[ GWh]
[10 Nm ]
6,15
0.55
3
Einspeicherrate
3
[MW] [10 Nm /h]
951
85
3
3
MW
[10 Nm /h]
951
85
Analog zu den unterirdischen Speichern werden die Auswirkungen einer Wasserstoffbeimischung auf
den Speicher Wien anhand zweier Szenarien betrachtet. Wiederum besteht das Szenario 1 aus einer
4% Wasserstoff Beimengung. Szenario 2 sieht einen Wasserstoffanteil von 10% vor. Die Gase
werden als ideal angenommen. Die Ergebnisse der Untersuchung sind in Tabelle 6-16 und Tabelle
6-17 dargestellt.
Tabelle 6-18. Speicher und Leistungsbilanz des Energieträgers Wasserstoff als Bestandteil von Erdgas im
den Röhrenspeicher Wien – Leopoldau
Wasserstoffanteil
Speicherkapazität
3
Ausspeicherrate
3
3
Einspeicherrate
[Vol-%]
[10 Nm ]
3
[MWh]
[10 Nm /h]
[MW]
[10 Nm /h]
3
3
[MW]
4%
22
77,88
3,4
12,0
3,4
12,0
10%
55
194,7
8,5
30,1
8,5
30,1
Die Größen in Tabelle 6-18 stellen allerdings wiederum nur eine Bilanzgröße in einem Power to Gas
Energiesystem dar. Tatsächlich zugänglich ist nur das vollständige Erdgasgemisch. Der Brennwert
des gesamten Brenngases sinkt dabei in den jeweiligen Szenarien und verändert damit die auf den
Brennwert bezogenen Leistungs- und Energiekennwerte der Speicheranlage. Die Speicherkapazitäten
bezogen auf das geänderte Gasgemisch sind in der Tabelle 6-19 präsentiert.
Tabelle 6-19. Auswirkungen der Wasserstoffbeimischung auf die Speicherdaten durch die Veränderung
des Brennwertes
Wasserstoffanteil
Brennwert
[Vol-%]
[kWh/Nm^3]
[10 Nm ]
Speicherkapazität
[GWh]
[10 Nm /h]
[MW]
[10 Nm /h]
[MW]
4%
10,88
0,55
5,99
85
925,1
85
925,1
10%
10,43
0,55
5,73
85
886,1
85
886,1
6
3
Ausspeicherrate
3
3
Einspeicherrate
3
3
Seite 220 von 390
6.4
Analyse des Wärmemanagements des Gesamtprozesses
Im Zuge des Projektes wurde eine Reihe von Prozessketten identifiziert. Vier Systeme wurden
ausgewählt, die in der Studie genauer untersucht werden. Diese vier Prozessketten sind in Kapitel 6.2
näher beschrieben.
In der Modellierung der Wärmeintegration werden die Einzelschritte Elektrolyse, Methanisierung und
CO2-Abtrennung berücksichtigt. Die Endnutzung des Synthesegases und die Erzeugung des in der
Elektrolyse verwendeten Stromes werden nicht in die Integration des Gesamtsystems einbezogen.
Daher können Power to Gas-Prozesskette 1 und 3 (reine Elektrolyse) und Prozesskette 2 und 4
(Elektrolyse mit nachgeschalteter Methanisierung) für die Analyse jeweils zusammengefasst werden.
Es reicht aus zwei Wärmeintegrationsmodelle zu erstellen, die sich in der Anschlussleisung der
Elektrolyse unterscheiden. Die genauen Daten sind Kapitel 6.2 zu entnehmen.
Zur Modellierung der Einzelschritte bzw. der Wärmeintegration des Gesamtmodelles
Prozesssimulationssoftware Aspen Plus verwendet.
6.4.1
6.4.1.1
wurde die
Integrationsmöglichkeiten
Prozesskette 1 und 3 – Wasserelektrolyse
Prozessketten 1 und 3 erzeugen Wasserstoff in einem Elektrolyseur. Die ElektrolyseAnschlussleistung liegt für PK 3 bei ca. 8 kW el und für PK 1 bei 8 kW el bis 1 MW el. Sie ist somit im
Vergleich zu PK 2 und PK 4 relativ gering. Im Elektrolyseur wird ca. ein Drittel der eingesetzten
elektrischen Leistung als Wärme frei. Aufgrund des relativ geringen Temperaturniveaus des H2Stromes von ca. 60 bis 80°C eignet sich die Abwärme aus der Elektrolyse nur für die Einspeisung in
einen Fernwärmeknoten mit kontinuierlichem Bedarf.
6.4.1.2
Prozesskette 2 und 4 – Elektrolyse mit nachgeschalteter Methanisierung
Der betrachtete Prozess besteht aus einem Elektrolyseur und einer nachgeschalteten Methanisierung.
Außerdem muss das für die Methanisierung benötigte CO2 abgetrennt werden.
Die Anschlussleistung des Elektrolyseurs liegt in PK 2 bei 1 bis 20 MW el. In PK 4 werden
Anschlussleistungen von mehreren 100 MW el betrachtet.
Die Abwärme des Elektrolyseurs kann aufgrund des Temperaturniveaus von 60 bis 80°C sinnvoll nur
in einem Fernwärmeknoten verwendet werden.
Ziel der Wärmeintegration ist es die benötigte thermische Energie im CO2-Prozess und die
abzuführende Wärme der Methanisierung zu koppeln. Dadurch kann die Wirtschaftlichkeit des
Systems durch die Energieeinsparungen im CO2-Abtrennungsprozess und die Verringerung des
Kühlbedarfs des Methanierers verbessert werden.
Zur Verknüpfung der beiden Prozesse eignet sich ein Dampfturbinenprozess. Die CO2-Abscheidung
erfolgt entweder aus einem kontinuierlichen oder diskontinuierlichen Prozess wie z.B. einem
Kraftwerk, Stahlwerk, Zementwerk, …. Genauere Informationen können Kapitel 4 entnommen werden.
In derartigen Anlagen gibt es oft bereits entstehende Dampfkraftwerke. Dadurch sind im Idealfall nur
Umbauten aber keine zusätzlichen Investitionen für die Dampfturbine nötig.
Ein grundsätzliches Problem ist die zeitliche Kopplung der Methanisierung und der Elektrolyse. Der
elektrische Strom ist zu Zeiten der Elektrolyse wenig bzw. nichts wert. Daher ist eine exergetisch
hochwertige Wärmeintegration des Methanierers nur durch eine zeitliche Entkopplung von der
Elektrolyse wirtschaftlich darstellbar.
Diese zeitliche Entkopplung ist auf zwei Arten durchführbar:
Seite 221 von 390
•
•
6.4.2
Zum einen kann ein H2-Speicher verwendet werden. Dadurch können Methanisierung und
CO2-Abtrennung zu Zeiten mit hohen Strompreisen durchgeführt werden. Die beiden
Prozesse werden gekoppelt und mit einem Dampfturbinenprozess verbunden.
Die zweite Variante ist die Entkopplung der Methanisierung und der CO2-Abtrennung durch
Hochtemperaturwärmespeicher. Dabei wird die Abwärme des Methanisierungsprozesses in
einem Wärmespeicher eingespeist. In Zeiten mit hohen Strompreisen kann der Speicher
entladen werden und der Dampf im Dampfturbinenkreislauf verstromt werden. Zur Erhöhung
der Prozessflexibilität kann auch bei dieser Variante ein H2-Speicher zur zeitlichen
Entkopplung der Methanisierung und der Elektrolyse eingesetzt werden. Diese
Systemvariante ist jedoch nur sinnvoll, wenn die Energie für die CO2-Abscheidung aus dem
CO2-Produktionsprozess entnommen werden kann. Das führt jedoch zur Erhöhung des
Energiebedarfes bzw. zur Wirkungsgradsenkung des CO2-Produktionsprozesses. Die
Verwendung eines Latentwärmespeichers wird in diesem Bericht nicht detailliert besprochen.
Wichtig ist es jedoch, dass dieses Konzept zwei verschiedene Betriebsdrücke benötigt. Beim
Einspeichern soll die Sattdampftemperatur über der Schmelztemperatur des Phase Change
Materials (z.B. NaNO3 mit ca. 308 °C) liegen (z.B.: 328 °C und 125 bar), beim Ausspeichern
unter der Schmelztemperatur (z.B.: 288 °C und 72 bar). [35]
Modellierung der Einzelprozesse
In der Wärmeintegration des Power to Gas-Gesamtsystems wurden die Elektrolyse, die CO2Abtrennung und die Methanisierung berücksichtigt.
6.4.2.1
Elektrolyse
Die Elektrolyse wurde als einfaches Black-Box-Modell in Aspen Plus modelliert. Mithilfe von Daten der
JKU Linz wird die produzierte H2-Menge in Abhängigkeit der Elektrolyseleistung und der
Systemeffizienz ermittelt. Außerdem wird der Abwärmemassenstrom ermittelt. Es wird angenommen,
dass ein Drittel der Elektrolyseleistung als thermische Energie frei wird. Das angenommene
Temperaturniveau beträgt 70°C.
6.4.2.2
CO2-Abtrennung
Die CO2-Wäsche mit chemischen Lösungsmitteln wurde als eine der wahrscheinlichsten und
aussichtsreichsten CO2-Abtrennmethoden identifiziert. Besonders kurzfristig ist die Chemisorption ein
wichtiges Verfahren. Um das Modell möglichst flexibel zu gestalten, wurde ein vereinfachtes BlackBox-Modell programmiert. Der abgetrennte CO2-Strom und der erforderliche thermische und
elektrische Energiestrom werden in Abhängigkeit der Abscheiderate (%), des Wärmebedarfs (J/kg
CO2 captured), des Bedarfs an elektrischer Energie (J/kg CO2 captured) und der Zusammensetzung
des Abgasstromes berechnet. Die Input-Werte wurden im Hinblick auf der in der Literatur verfügbaren
Daten ausgewählt. Das Modell kann flexibel z.B. auf andere Lösungsmittel angepasst werden.
6.4.2.3
Methanisierung
In Absprache mit der Forschungsgruppe von Prof. Lehner an der MU Leoben wurden zwei
verschiedene Methanisierungsverfahren, das TREMP und das COMFLUX-Verfahren, ausgewählt.
Das TREMP-Verfahren ist ein der dänischen Katalysatorfirma HALDOR TOPSOE entwickelter
Methanisierungsprozess. Eine TREMP-Anlage besteht aus drei adiabaten Festbettreaktoren, in denen
die Methanisierung stattfindet. Beim Eintritt in jeden Reaktor hat das Gas eine Temperatur von ca.
300 °C und erwärmt sich durch die Reaktion. Die Temperatur im ersten Reaktor wird durch eine
Rückführung des Rauchgases auf ca. 600 °C begrenzt. [36] Grundsätzlich muss die
Reaktionstemperatur aufgrund des Katalysators zwischen 250 und 700 °C liegen. Die
Reaktionswärme kann mittels überhitzten Hochdruck-Dampfs in einem Dampfturbinenprozess genutzt
werden. [37]
Seite 222 von 390
Das Schema des Prozesses kann Abbildung 6-28 entnommen werden.
Abbildung 6-28. Schema des TREMP-Prozesses
Quelle: [36]
Der COMFLUX-Prozess wurde von Thyssengas GmbH und der Universität Karlsruhe in den 1980er
und 1990er Jahren entwickelt. Die Methanisierung erfolgt in einem isothermen Wirbelschichtreaktor.
Der Methanisierungsreaktor wird bei Drücken zwischen 20 – 60 bar und Temperaturen zwischen 300
und 500°C betrieben. [36] Das Prozessschema ist Abbildung 6-29 zu entnehmen.
Abbildung 6-29. Schema des COMFLUX-Prozesses
Quelle: [36]
Seite 223 von 390
6.4.3
Wärmeintegration des Gesamtmodelles
6.4.3.1
Prozesskette 1 und 3 – Wasserelektrolyse
In den Prozessketten 1 und 3 wird der H2-Strom direkt genutzt. Der Elektrolyse ist keine
Methanisierung nachgeschaltet. Die thermische Abwärme entspricht ungefähr einem Drittel der dem
Elektrolyseur zugeführten Anschlussleistung. Die Temperatur des Wasserstoffes beträgt ca. 60 bis
80 °C. In der Simulation werden 70 °C angenommen. In der Tabelle 6-20 werden die berechneten
Werte angegeben.
Tabelle 6-20. Abwärmenutzung aus der Wasserelektrolyse
Anschlussleistung
kW el
6.4.3.2
Enthalpiestrom
kW el
Temperaturniveau
°C
8
2,7
70
1000
333,3
70
Prozesskette 2 und 4 – Elektrolyse mit nachgeschalteter Methanisierung
Es wurden zwei Modelle des Gesamtsystems in Aspen Plus erarbeitet. Bei dem ersten Modell wurde
der Methanisierungsprozess mit drei adiabaten Gleichgewichtsreaktoren (TREMP) und beim zweiten
Modell mit einem isothermen Gleichgewichtsreaktor (COMFLUX) modelliert. Abbildung 6-28 und
Abbildung 6-29 zeigen das Fließbild beider Simulationen. Beispielhaft wurde ein Power to GasProzess mit einer Elektrolyse-Anschlussleistung von 100 MW el simuliert. Geringere
Anschlussleistungen wurden berechnet, werden jedoch in diesem Dokument nicht angegeben. Das
System verhält sich proportional. Die Daten für verschiedene Elektrolyse-Leistungen können
abgeleitet werden. Für die Simulation wurden nachfolgende Annahmen aus Tabelle 6-21 getroffen.
Im Gesamtkonzept der Power to Gas-Anlage steht der CO2-Abtrennungsprozess dem
Methanisierungsprozess gegenüber. Methanisierungsreaktoren benötigen intensive Kühlung, um den
Methan- und Wasserstoffgehalt im Synthesegas zu optimieren. Gleichzeitig werden in der CO2Wäsche hohe Energiemengen für die Desorption des CO2 benötigt. Die Abwärme des Elektrolyseurs
kann in einen Fernwärmeknoten mit kontinuierlichem Bedarf eingespeist werden.
Seite 224 von 390
Tabelle 6-21. Annahmen für die Simulation der Abwärmenutzung
Elektrolyse
Anschlussleistung
MW
100
Systemeffizienz
%
70
Abwärmestrom
MW
1/3 * Anschlussleistung
°C
70
%
90
Wärmebedarf
GJ/kg CO2 capt.
3,5
Bedarf an elekt. Energie
GJ/kg CO2 capt.
0,1
bar
2
Temperatur H2-Strom
CO2-Abtrennung
Abscheiderate
Druck des Dampfes zur Regenerierung
Druck des CO2-Stromes
bar
2
Druckverlust
bar
0
Isentropenwirkungsgrad (Kompressor)
0,72
Methanisierung TREMP
Reaktoreintrittstemperatur
Druck des Synthesegases
Verhältnis H2/CO2
°C
~ 300
bar
27
mol/mol
4
w%
69
Rückflußrate
Methanisierung COMFLUX
Reaktortemperatur
Reaktordruck
Verhältnis H2/CO2
°C
400
bar
27
mol/mol
4
w%
0
Rückflußrate
Dampfkreislauf TREMP
Dampfdruck
bar
65
°C
~ 400
Temperatur überhitzter Dampf
Isentropenwirkungsgrad (Turbine)
Turbinenausgangsdruck
0,87
bar
2
°C
10
bar
120
°C
324,56
Pinchpoint
Dampfkreislauf COMFLUX
Dampfdruck
Temperatur Sattdampf
Isentropenwirkungsgrad (Turbine)
Turbinenausgangsdruck
Pinchpoint
0,87
bar
2
°C
10
Ergebnisse des Gesamtprozesses mit TREMP-Methanisierung
Der TREMP-Prozess besteht aus drei adiabaten Festbettreaktoren. In jedem Reaktor erwärmt sich
das Sythesegas durch die Reaktion und muss abgekühlt werden. Mit dieser Abwärme kann
überhitzter Dampf erzeugt werden. In der folgenden Tabelle sind die Wärme- bzw. Kühlströme eines
100 MW Power to Gas-Systems aufgelistet. Genauere Daten können Abbildung 6-30 entnommen
werden.
Seite 225 von 390
Tabelle 6-22. Wärme- und Kühlströme eines 100 MW Power to Gas Systems – TREMP Methanisierung
Kühlung
Q
EC
Benötigtes Q
CO2-Desorption
Erzeugtes Q
ECO
Erzeugtes Q
EV & SH
Vorwärmung
SNG
Dampf
SNG
QH2
CCO2
WT1
WT 2
WT
CCOND
C4
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
33,4
9,44
6,06
8,44
1,36
1,58
1,53
Der erzeugte Wärmestrom (p = 65 bar; T = 401,97 °C)
besitzt als der benötigte Wärmestrom (p = 2 bar; T
Kondensationsturbine entspannt werden. Der entspannte
und kondensiert. Die Turbinenleistung für verschiedene
Tabelle 6-23 zu entnehmen.
hat ein wesentlich höheres Exergie-Niveau
= 120,27 °C). Der Dampf kann in einer
Dampf wird in den CO2-Stripper eingespeist
Anschlussleistungen des Elektrolyseurs ist
Tabelle 6-23. Turbinenleistung für verschiedene Anschlussleistungen des Elektrolyseurs - TREMP
Anschlussleistung
MW
Netto Leistung Turbine
MW
100
3,53
75
2,66
50
1,77
28
1
Ergebnisse des Gesamtprozesses mit COMFLUX-Methanisierung
Der COMFLUX-Reaktor ist ein isothermer Reaktor. Mit der abzuführenden Energie kann Hochdruck
Sattdampf erzeugt werden. Die Wärme- bzw. Kühlströme eines 100 MW Power to Gas-Prozesses
können der nachfolgenden Tabelle entnommen werden. Werte wie z.B. Temperaturniveaus sind
Abbildung 6-31 zu entnehmen.
Tabelle 6-24. Wärme- und Kühlströme eines 100 MW Power to Gas Systems – COMFLUX Methanisierung
Q
EC
Benötigtes Q
CO2-Desorption
Erzeugtes Q
ECO
Erzeugtes Q
EV
Erzeugtes Q
EV
QH2
CCO2
WT1
WT 2
MW
MW
MW
MW
33,4
9,44
1,79
10,62
Kühlung
Vorwärmung
SNG
Dampf
WT3
WT
CCOND
C4
MW
MW
MW
MW
1,52
2,04
1,13
2,52
SNG
Die Wärmeströme unterscheiden sich im Exergieniveau. Die Kopplung des in der Methanisierung
erzeugten Wärmestromes (p = 120 bar; T = 324,56 °C) und des für die CO2-Desorption benötigten
Wärmestromes erfolgt über einen Dampfturbinenkreislauf. Die Turbinenleistung für verschiedene
Anschlussleistungen des Elektrolyseurs ist der folgenden Tabelle zu entnehmen.
Tabelle 6-25. Turbinenleistung für verschiedene Anschlussleistungen des Elektrolyseurs – COMFLUX.
Anschlussleistung
MW
Netto Leistung Turbine
MW
100
3,43
75
2,57
50
1,72
29
1
Seite 226 von 390
Abbildung 6-30. Fließschema der Simulation des Power to Gas-Prozesses mit TREMP-Methanisierung
Seite 227 von 390
Abbildung 6-31. Fließschema der Simulation des Power to Gas-Prozesses mit COMFLUX-Methanisierung
Seite 228 von 390
6.4.4
Fazit
In der Simulation wurde ein Wärmebedarf von 3,5 GJ/t CO2 captured des CO2-Desorbers bei einer
Abscheiderate von 90% angenommen. Dieser Wert wurde sehr konservativ gewählt. Eine optimierte
CO2-Wäsche mit dem Lösungsmittel Monoethanolamin hat einen Wärmebedarf in dieser
Größenordnung. MEA-Wäschen sind kommerziell verfügbar und Stand der Technik. Wie man aus der
Simulation sieht, ist es selbst bei konservativen Annahmen möglich den Gesamtenergiebedarf der
CO2-Abtrennung durch die Abwärme des Methanisierungsprozess zu decken.
In der Simulation wurde mit 100 MW eine sehr hohe Anschlussleistung angenommen. Es ergibt sich
eine Nettoleistung der Turbine von ca. 3,5 MW. Bis ca. 1 MW (30MW Anschlußleistung) ist es möglich
Turbinen mit einem hohen Wirkungsgrad von 80-90% zu betreiben. Grundsätzlich gibt es die
Möglichkeit Dampfturbinen mit einer kleineren Nettoleistung zu erwerben. So bietet Siemens
Dampfturbinen für unter 1 MW-Leistung an z.B. Siemens SST-060, SST-010 und SST-050. [38]
Turbinen mit kleineren Leistungsbereichen haben jedoch deutlich geringere Wirkungsgrade. Daher
muss die Wirtschaftlichkeit der Wärmeintegration von Power to Gas-Anlagen mit unter 30 MW mit
einem Dampfturbinenprozess kritisch betrachtet werden.
Seite 229 von 390
6.5
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[2] C. Groiß, Maximierung des regenerativen
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Auslegung,
[36 J. Kopyscinski, T. J. Schildauer und S. M. Biollaz, „Production of synthetic natural gas (SNG) from
coal and dry biomass - A technology review from 1950 to 2009,“ Fuel, Bd. 89, pp. 1764-1783,
]
2010.
[37 http://www.topsoe.com/business_areas/gasification_based/Processes/Substitute_Natural_Gas.as
]
px, 14 1 2014. [Online].
[38 http://www.energy.siemens.com/hq/de/fossile-stromerzeugung/dampfturbinen/,
[Online].
]
28
1
2014.
[39 Gas Infrastructure Europe, „GSE Storage Map, May 2012,“ 2012.
]
[40 A. Eroglu, „Utilization of Hydrogen/Natural Gas Mixtures in Gas Turbines,“ 2011. [Online].
]
Available: http://www.gerg.eu/activities/workshops/turbine2011_Eroglu.pdf. [Zugriff am 12 03
2013].
[41 V. Crastan, Elektrische Energieversorgung 1, Springer, 2007.
]
Seite 232 von 390
7 Bewertung des Gesamtprozesses – ökonomische, ökologische
und rechtliche Analyse
Dieses Kapitel greift zum einen die Ergebnisse der voranstehenden detaillierten und umfangreichen
technologischen Analysen auf und beschreibt zum anderen auch davon losgelöst die Bedeutung von
Power to Gas für das österreichische Energiesystem sowie für die österreichische Volkswirtschaft.
Dadurch entsteht ein umfassendes Bild zu Power to Gas in Österreich, in dem neben den
technologischen Entwicklungen auf nationaler und globaler Ebene auch die systemischen Trends und
Notwendigkeiten analysiert werden.
Zu Beginn wird in Kapitel 7.1 eine volkswirtschaftliche Einordnung des Systems Power to Gas für
Österreich vorgenommen. Dies beinhaltet vor allem auch systemische Analysen, die verschiedene
spezifische Anwendungsmöglichkeiten der Power to Gas-Technologie in Österreich herausarbeiten.
Anschließend erfolgen rechtliche Analysen zu Power to Gas in Österreich, die einerseits die
notwendigen Adaptierungen des Rechtsrahmens aufgrund bestehender Problemstellungen im
österreichischen Recht aufzeigen und andererseits auch auf Basis des bestehenden Rechtsrahmens
bedeutende betriebswirtschaftliche Kostenkomponenten durch Regulierungen, Steuern und Abgaben
erarbeitet.
Anschließend werden umfangreiche ökonomische Quantifizierungen von Kostenausprägungen von
Power to Gas-Anlagen in Österreich präsentiert. Diese Bewertungen wurden in einem eigens
entwickelten Analysetool realisiert, wodurch zum einen verschiedene Prozessketten bzw.
technologische Ausprägungen untersucht werden können, zum anderen auch eine effiziente
Umsetzung der Analysen gewährleistet wurde und darüber hinaus auch in Zukunft österreichisches
Know-How gestärkt werden kann.
7.1
Die volkswirtschaftliche Bedeutung von Power to Gas in Österreich
Aufgrund der definierten nationalen und internationalen Zielsetzungen wird der Anteil erneuerbarer
Energien zur Bereitstellung von Elektrizität in den nächsten Jahren und Jahrzehnten auch bei einer
potentiellen Verbrauchszunahme weiter steigen. Zur Forcierung der Nachhaltigkeit des
Energiesystems sowie zur Reduktion der Importabhängigkeit von Rohstoffen aus geopolitisch
instabilen Regionen werden somit vermehrt Windkraftanlagen und Photovoltaik-Anlagen in Europa
errichtet. Die umwelt- und energiepolitische Zielsetzung einer verstärkten Integration erneuerbarer
Energieträger in den europäischen Energiemarkt und insbesondere in der Stromproduktion generiert
neue große Herausforderungen für die europäischen Volkswirtschaften, insbesondere die
Aufrechterhaltung eines hohen Niveaus an Versorgungssicherheit bei einem simultanen Wachstum
der Stromproduktion aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen. Diese Herausforderung resultiert aus
den starken Schwankungen im Energieangebot aus volatilen Quellen wie Windkraft und Solarenergie.
Daraus folgt, dass bei einem steigenden Anteil dieser Energiequellen ein Ausgleich zwischen
Stromüberschüssen in Zeiten eines hohen Angebotes und auftretenden Fehlmengen in
angebotsschwachen Phasen notwendig wird. [1]
Eine entscheidende Rolle in der Integration der erneuerbaren Energieträger mit volatilen
Erzeugungsstrukturen werden Energiespeichersysteme - neben Maßnahmen für ein optimiertes
Lastmanagement - spielen. Die Speicherung von Energie, insbesondere von elektrischer Energie, und
die Verfügbarkeit der Energiemengen in zeitlich optimalen Phasen stellt dabei die zentrale
Herausforderung dar. Die Technologie Power to Gas wird zukünftig einen wichtigen Bestandteil des
Speicherportfolios einnehmen, da sowohl eine Langzeitspeicherung als auch eine
Kapazitätsverlagerung zwischen den Energienetzen realisiert werden kann, wodurch sich neue
Möglichkeiten im Energietransport ergeben.
Seite 233 von 390
Mobilitätssektor. Langfristig kann somit durch die Power to Gas-Technologie eine signifikante
Verlagerung in der Verwendung der erzeugten Energie aus volatilen Quellen von der konventionellen
Nutzung der elektrischen Energie hin zur energetischen Nutzung in Form von Methan oder
Wasserstoff entstehen. Die kolportierte Rückverstromung von Gas zur Strombereitstellung ist in
diesem Zusammenhang nicht auszuschließen, allerdings aus energetischen Gründen nicht zu
präferieren, da damit ein Wirkungsgradverlust und eine Kostenerhöhung verbunden ist. Diese
zusätzlich entstehenden Nutzungsformen der elektrischen Energie durch die Umwandlung in
Wasserstoff und Methan durch Power to Gas-Technologien entsprechen auch generellen Prognosen
zur zukünftigen langfristigen Substitution innerhalb der Primärenergieträger. Der Energieträger Gas in
seinen verschiedensten Ausprägungen wird in vielen langfristigen Prognosen zur zukünftigen
Energiebereitstellung die wesentliche Übergangstechnologie bzw. den systemimmanenten
Energieträger auf dem Weg zur Wasserstoff-basierten Ökonomie – der „hydrogen economy“
darstellen. [1] Des Weiteren prognostiziert Hefner in [2] im globalen Kontext einen starken
Bedeutungsverlust von flüssigen Energieträgern wie Öl und festen Brennstoffen wie Holz, Kohle und
Uran. Es beginnt somit, wie auch in Abbildung 7-1 dargestellt, in diesen Jahrzehnten das „Age of
Energy Gases“.[3]
Abbildung 7-1. Prognose aus Hefner (2007) zur zukünftigen globalen Entwicklung der Zusammensetzung
der Energieversorger
Quelle: [2]
Die zentrale Fragestellung für die Implementierung neuer Technologien ist zudem generell, ob
langfristig sowohl im betriebswirtschaftlichen als auch im volkswirtschaftlichen Kontext durch die
Markteinführung eines spezifischen Produktes bzw. Systems auch eine Rentabilität gegeben ist.
Diese Frage wird mit allen Teilaspekten gemeinsam in Kapitel 7 analysiert. Hierfür ist nicht zwingend
Seite 234 von 390
eine betriebswirtschaftliche Rentabilität für jede Technologie von Bedeutung. Sofern
volkswirtschaftliche Relevanz dieses Systems vorhanden ist, kann die Weiterentwicklung und
Implementierung einer Technologie ebenfalls von großer Bedeutung sein. Selbstverständlich wird die
Realisierung einer Marktpenetration durch eine betriebswirtschaftliche Rentabilität stark forciert. In
diesem Spannungsfeld bewegt sich auch das Power to Gas-System. Es wird veranschaulicht, dass
das Power to Gas-System eine Reihe von Parametern generiert, die einen übergeordneten Nutzen für
das Energiesystem und aus diesem Grund auch für die österreichische Volkswirtschaft darstellt - etwa
in Form der Erhöhung der Versorgungssicherheit oder auch des Beitrags zur Emissionsreduktion.
Eine grundlegende direkte volkswirtschaftliche Relevanz des Systems kann auch durch einen KnowHow- und Technologieaufbau erfolgen – dem prioritären Fokus der voranstehenden Kapitel, wodurch
neben der Verbesserung und Optimierung des Energiesystems auch die Technologiesubstitution
durch heimische Produkte im Inland sowie der Technologieexport durch neue innovative Produkte
forciert werden.
Die volkswirtschaftlichen Analysen des Power to Gas Systems in diesem Kapitel sind generell in
verschiedene Teilsegmente untergliedert.
• Qualitative volkswirtschaftliche und systemische Analysen zum Nutzen der Power to GasTechnologien und -systeme für den österreichischen Energiemarkt. Hierbei wird auf die
verschiedenen Anwendungsmöglichkeiten eingegangen, die Akzeptanz der Technologie und
deren Alternativen bewertet, der Beitrag und die Notwendigkeit des Einsatzes der Technologie
zur Energiespeicherung und zum Energietransport bewertet, die Auswirkung globaler
Nachfragetrends auf die heimische Entwicklung veranschaulicht und die Diskrepanz zwischen
betriebswirtschaftlicher und volkswirtschaftlicher Perspektive erarbeitet.
• Quantitative ökonomische Analysen werden zu spezifischen Anwendungen und Prozessketten
der Power to Gas-Technologie unternommen. Diese ökonomischen Analysen beschränken sich
nicht auf einzelne Unternehmen, sondern bewerten die gesamten Prozessketten, wodurch in
gewissem Sinn auch volkswirtschaftliche Analysen ohne Sekundäreffekten unternommen
werden. Dies wird in Kapitel 7.3 vorgenommen, wobei die Ergebnisse in starkem
Zusammenhang mit den Analysen in Kapitel 7.1 stehen.
• Die ökonomischen Analysen der Prozessketten sind zur Einordnung in das Gesamtsystem
immer hinsichtlich ihrer systemischen Benchmarks zu interpretieren. Die dafür notwendigen
volkswirtschaftlichen Benchmarks werden in Kapitel 7.3.7 erläutert und ergänzen in
verschiedenen Teilaspekten auch die qualitativen volkswirtschaftlichen Analysen in Kapitel 7.1.
• In Kapitel 7.4 erfolgt eine quantitative Analyse der makroökonomischen Effekte einer
Realisierung von zehn Power-to.-Gas-Anlagen im Jahr 2014. Diese klassische
volkswirtschaftliche Simulationsanalyse hinsichtlich der gängigen volkswirtschaftlichen
Indikatoren ist für die Erläuterung der gesamten volkswirtschaftlichen Bedeutung von starker
Relevanz.
• Auch die rechtlichen Analysen können in gewissem Ausmaß als volkswirtschaftlicher Kontext
betrachtet werden. In Kapitel 7.2 werden notwendige Adaptierungen des Rechtsrahmens
aufgrund bestehender Problemstellungen aufgezeigt, die eine Änderung des Systems
bedingen, wodurch sich auch volkswirtschaftliche Effekte ergeben.
• Die in Kapitel 7.5 vorgenommenen ökologischen Analysen der Power to Gas-Technologien
erweitern die volkswirtschaftlichen Analysen um die umweltpolitische Dimension und
ermöglichen auch wohlfahrtsökonomische Gesamtaussagen zu Power to Gas.
Seite 235 von 390
7.1.1
Lösungsmöglichkeit der Energiespeicherung – Power to Gas im Kontext
alternativer Speichersysteme
Wie bereits erläutert, sind die in Österreich und in Mitteleuropa mit weiterhin starken Wachstumsraten
ausgestatteten Primärenergieträger Windkraft und Sonnenenergie in ihrem Aufkommen mit starken
zeitlichen Schwankungen konfrontiert, sodass auftretende regionale Überschüsse über eine
entsprechende Netzinfrastruktur großräumig abtransportiert werden müssen. Sowohl die
Stromerzeugung aus Wind- als auch Sonnenenergie zeigen ausgeprägte Schwankungen im Tagesund Jahresverlauf sowie eine mitunter noch relativ eingeschränkte Prognostizierbarkeit. Zusätzlich
erfolgt die Nutzung der Windenergie häufig regional konzentriert, wie beispielsweise in
Nordburgenland oder in Osten Niederösterreichs. Der hierfür häufig notwendige Ausbau der
Stromnetze ist mit signifikanten Eingriffen in die Topografie verbunden, wodurch soziodemografische
Probleme zu erwarten sind. Auch wenn der Ausbau der Übertragungsnetze eine – wenn auch
problematische - Möglichkeit für den großräumigen Ausgleich von Erzeugungsschwankungen der
erneuerbaren Energien darstellt, wird ein vollständiger Ausgleich über das Netz, abstrahiert von
sozioökonomischen Problemstellungen, weder wirtschaftlich sinnvoll noch technisch möglich sein.
Durch den in der Vergangenheit bereits stark gestiegenen Stromverbrauch (wenn vom kurzfristigen
Einbruch aufgrund der Wirtschaftskrise abgesehen wird) in vielen Bereichen der österreichischen
Volkswirtschaft stoßen in einer beträchtlichen Anzahl an Stunden die Stromnetze in Spitzenzeiten
auch in Österreich bereits jetzt an ihre Kapazitätsgrenzen. Dadurch steigt auch weiterhin die Gefahr
großflächiger Stromausfälle mit signifikanten Folgen für Bevölkerung und Wirtschaft. Basis für eine
qualitativ hochwertige Versorgungszuverlässigkeit mit elektrischer Energie sind zum einen adäquate
Investitionen in Ausbau und Wartung des Stromnetzes und zum anderen langfristige Konzepte der
Kompensation von großem Lastausgleich im Stromnetz. Die Bedeutung der Einbindung von
zusätzlichen Speichertechnologien wird hierbei immer augenscheinlicher.
In Kapitel 6.1.1 wird bereits ausführlich auf den österreichischen Stromspeicherbedarf eingegangen.
Im Folgenden wird hierzu nochmals die systemische Bedeutung diskutiert.
In Europa, und hierbei auch in Österreich, hat die Produktion von Strom aus erneuerbaren
Energiequellen ein Ausmaß erreicht, in dem zu spezifischen Zeiten durch die Bereitstellung großer
Mengen an volatiler Stromproduktion aus Windkraft und Photovoltaik signifikante Stromüberschüsse
vorhanden sind. Die Zusammensetzung des europäischen Kraftwerksparks mit einem relativ hohen
Anteil an Atomkraftwerken, Wasserkraftwerken und Windparks, die bei einem Überangebot an Strom
kaum zurückgefahren werden können, ist eine der Ursachen für diese steigende Herausforderung des
Energiesystems. In Zeiten hoher Leistung aus volatilen Erzeugungsanalgen wie aus Windkraftanlagen
wird es daher erforderlich sein, Maßnahmen zur Stabilisierung des Netzes in Form von
Implementierungen von Energiespeichersystemen zu ergreifen. Als Beispiel in Österreich wird hier die
Situation im Burgenland beschrieben, wo die Stromeinspeisung aus regenerativen Quellen den
Stromverbrauch zeitweise signifikant übersteigt, während es auch längere Zeitabschnitte gibt, in
denen die Einspeisung nur etwa 20% des Verbrauchs abdeckt.
Werden die Ausbaupläne für Windkraftanlagen in Niederösterreich und im Burgenland analysiert, so
ist auf Basis dieser Konzepte und Pläne mit einem Energiespeicherbedarf von 2,4 TWhel im Jahr zu
rechnen. Dies setzt voraus, dass die Pläne zur Gänze realisiert werden und 40% der erzeugten
Energiemengen aus den zusätzlich errichteten Windkraftanlagen einer volatilen Erzeugung
zuzurechnen sind (ohne Berücksichtigung bereits bestehender Anlagen). Unter diesen Annahmen
errechnet sich gemäß Tabelle 7-1 eine jährliche Wasserstoff-Produktion in Power to Gas-Anlagen von
ca. 43.000 Tonnen, womit ca. 300.000 Wasserstoff-betriebene PKW versorgt werden können.
Seite 236 von 390
Tabelle 7-1. Umlage des Windausbaupotentials in Niederösterreich und Burgenland auf die zu
speichernde Energiemenge und die daraus mögliche Wasserstoff-Kapazität für die Mobilität in Österreich
Parameter
Einheit
Wert
MW
3.000
h/a
2.000
MWh/a
6.000.000
%
40
MWh/a
2.400.000
%
60
H2-Bereitstellung
MWh/a
1.440.000
H2-Energiedichte
kWh/kg
33,30
H2-Bereitstellung
t/a
43.243
kg/100 km
1,2
km/a
12.000
Stück/a
300.300
approximativer Windkraftzubau in NÖ und Burgenland bis 2030*
Volllaststunden
Elektrische Erzeugung Windkraftzubau in Ost-Österreich
Anteil fluktuierender und verfügbarer elektrischer Erzeugung am
Ausbau (Annahme)
H2-Speicherpotential
Umwandlungswirkungsgrad Elektrolyse
H2-Verbrauch Opel Zafira
durchschn. jährliche Kilometerleistung PKW
mit H2-Erzeugung betreibbare PKW
Quelle: eigene Berechnung, NÖ Energiefahrplan, Energie Burgenland, Opel
Eine alternative Lösung zum Ausbau von Stromleitungsnetzen stellt die Speicherung elektrischer
Energie mit anschließendem Transport über das Erdgasnetz bzw. Rückverstromung zu optimaleren
Zeiten dar (siehe dazu auch Kapitel 6.1.3). Mit Power to Gas kann Überschussstrom gespeichert
werden, indem die elektrische Energie in die Energieträger Wasserstoff oder Methan umgewandelt
wird. Diese können anschließend in das Erdgasnetz eingespeist und – mit Ausnahme der
Notwendigkeit eines vorhandenen Erdgasnetzes - ortsunabhängig genutzt werden. Als Benchmark für
die Speicherung elektrischer Energie kommen vor allem Pumpspeicherkraftwerke oder auch adiabate
Druckluftspeicher in Frage. Diese Speichertechnologien können elektrische Energie ebenfalls relativ
langfristig speichern, wobei die Verwendung der gespeicherten Energie hierbei auf die
Rückverstromung beschränkt ist. Aktuell stehen zur Speicherung von elektrischer Energie fast
ausnahmslos Pumpspeichersysteme zur Verfügung, die aufgrund der topografischen Gebundenheit
im Potential beschränkt sind, und dadurch auch weite Transporte im Stromnetz hin zu den
Speicheranlagen notwendig werden lassen. In Diskussion und teilweise auch in der Pilotphase sind
zudem Druckluftspeicher und großvolumige elektrochemische Speicher wie Batterien.
Die chemische Speicherung elektrischer Energie in Form von Wasserstoff oder synthetischem Methan
generiert systemische – in diesem Fall ausschließlich auf die Speicherkomponenten beschränkte Vorteile:
•
Zum einen kann die Speicherung der Energie vor Ort erfolgen, beispielsweise direkt neben
einem Windpark, wodurch Investitionen in den Stromnetzausbau substituiert werden können.
•
Zum anderen existieren in Österreich bereits große Speicherstätten für Methan, sodass durch
die Kopplung von Strom- und Gasnetz auf eine bestehende Infrastruktur zurückgegriffen
werden kann. Die Nutzung dieser verfügbaren Speicherstätten ermöglicht einen weiteren
Ausbau Österreichs als zentraler Player in der europäischen Energiespeicherung (vgl. hierzu
auch Kapitel 6.3.3) Die österreichische Gaswirtschaft hat somit die Möglichkeit, die bereits
bestehenden großen Erdgasspeicher intensiver zu nutzen.
•
Zudem kann die gespeicherte Energie über das Erdgasnetz abtransportiert und dadurch der
Ausbau der Stromnetzinfrastruktur vermieden werden. Für eine ausführliche Diskussion hierzu
siehe Kapitel 7.1.2.
Seite 237 von 390
Generell haben Speicher für elektrische Energie in den vergangenen Jahrzehnten wesentlich zur
Gewährleistung einer sicheren und preisgünstigen Stromversorgung beigetragen. Dies gilt für
Speicher auf lokaler Ebene und vor allem auch für zentrale Großspeicher, die im Rahmen der
allgemeinen Stromversorgung eine wichtige Rolle einnehmen: über Speicher kann eine zeitliche
Entkopplung zwischen Stromerzeugung und Verbrauch erreicht werden, wodurch kapitalintensive
Grundlastkraftwerke auch in lastschwachen Zeiten betrieben werden können. Zum anderen können
Speicher durch ihre schnelle Regelfähigkeit Netz- und Systemdienstleitungen erbringen. Damit tragen
sie auch zu einem stabilen Betrieb des Stromnetzes bei. Energiewirtschaftlich werden diese Aufgaben
seit vielen Jahrzehnten hauptsächlich in Pumpspeicherkraftwerken umgesetzt.
Durch den Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien steigen jedoch insgesamt die
strukturellen und betrieblichen Anforderungen an das Erzeugungssystem. Vor allem die Integration
der schwankenden und nur eingeschränkt prognostizierbaren Stromerzeugung aus Wind- und
Solarenergie erfordert eine umfassende Anpassung des Energiesystems, insbesondere auch den
Ausbau von Speicherkapazitäten auf lokaler, regionaler, nationaler und transnationaler Ebene. Vor
diesem Hintergrund wurden bis vor kurzem sowohl auf nationaler als auch internationaler Ebene
umfangreiche Anstrengungen unternommen, die vorhandenen Pumpspeicherkapazitäten auszubauen
und neue Speichertechnologien in den Markt einzuführen.
Dabei zeigt sich bereits heute, dass die derzeitigen technischen und organisatorischen Strukturen des
Stromversorgungssystems nur bedingt geeignet sind, den rasant wachsenden Anteil fluktuierender
erneuerbarer Energien effizient zu integrieren. Um langfristig nicht nur eine nachhaltige, sondern auch
eine sichere und kostengünstige Stromversorgung gewährleisten zu können, ist deshalb neben dem
Aufbau zusätzlicher neuer Speicherkapazitäten und -technologien eine Anpassung des Systems
dahingehend erforderlich, dass die erneuerbaren Energien ihre Erzeugung stärker mit der Nachfrage
und den zur Verfügung stehenden Netz- und Speicherkapazitäten koordinieren müssen. Dies kann
durch die Einbindung von chemischen Energiespeichern bzw. Power to Gas-Anlagen forciert werden.
Durch die dezentrale Errichtung von Power to Gas-Anlagen neben Erzeugungsanlagen mit volatilen
Produktionsmustern kann die elektrische Energie vor der Einspeisung gespeichert werden und in
günstigen Zeiten – etwa in Nachtstunden – über die Stromleitungen abtransportiert werden oder direkt
in das Erdgasnetz in Form von Wasserstoff oder Methan eingespeist werden.
Trotz der allgemein anerkannten langfristigen Notwendigkeit für zusätzliche Speicherkapazitäten wird
von Teilen der Bevölkerung sowie von Natur- und Umweltschutzverbänden vor allem der Neubau von
Pumpspeichern auf Grund der punktuell starken Eingriffe in das Landschaftsbild kritisch bewertet.
Vielfach werden in diesem Zusammenhang auch alternative, meist dezentrale Speichertechnologien
gefordert, die aus Sicht der Gegner von Pumpspeicherprojekten ökologisch günstiger zu bewerten
sind. Unabhängig von diesen zum Teil grundsätzlichen Gegenpositionen werden zukünftig neben
Pumpspeichern auch andere Speichertechnologien in den Markt eingeführt werden müssen, da die
Standorte und damit Speicherkapazitäten für zusätzliche Pumpspeicher auch in Österreich nur
begrenzt verfügbar sind.[3]
Die Deutsche Energieagentur quantifiziert das Potential an zusätzlichen Pumpspeichern in Österreich
in ihren Simulationsrechnungen auf eine zusätzlich zu installierende Kapazität von 2 GW el [4]. Es ist
allerdings nicht bekannt, ob hier Projekte, die sich Ende des Jahres 2010 bereits im Planungsstadium
befunden haben, miteingerechnet wurden. Österreichs Energie weist konkrete Pumpspeicherprojekte
in Österreich mit einer geplanten installierten Leistung von insgesamt 2,9 GW el aus [5]. Insgesamt
existieren in Österreich Ende des Jahres 2010 Pumpspeicherkraftwerke mit einer gesamten
installierten elektrischen Leistung von ca. 3,8 GW el [6].
Eine vollständige Deckung des österreichischen Strombedarfs durch erneuerbare Energieträger
würde einen massiven Ausbau fluktuierender Erzeugungskapazitäten aus Windkraft und Photovoltaik
bedeuten. Dies wiederum würde Speicher erfordern, die hinsichtlich installierter Leistung das
Seite 238 von 390
vorhandene Potential an Pumpspeichern um das Vier- bis Fünffache sowie hinsichtlich der Kapazität
um das Hundertfache übersteigen. [7] Hierzu ist nochmals auch auf das Kapitel 6.1.1 verwiesen.
Wesentlicher Vorteil von Pumpspeicherkraftwerken ist neben der ausgereiften Technologie der hohe
Wirkungsgrad (im Vergleich zu Power to Gas-Anlagen). Auf die Kostenausprägungen wird in Kapitel
7.3.6 näher eingegangen. Wesentliche Nachteile sind die hohe Standortabhängigkeit auf Grund der
notwenigen Höhendifferenz zwischen Ober- und Unterbecken sowie die bereits erläuterten
Akzeptanzprobleme in der Bevölkerung im Falle des geplanten Neubaus solcher Anlagen. Zudem ist
im Gegensatz zu Power to Gas der Einsatz als Wochen- oder Monatsspeicher bzw. eine saisonale
Umlagerung der Erzeugungsmengen nicht darstellbar, da die Speicherkapazitäten im Vergleich zu
den langfristig zu erwartenden wöchentlichen bzw. monatlichen Stromüberschüssen aus Windkraftund PV-Anlagen zu gering sind. Pumpspeicher werden als Konsequenz heute vor allem als Stundenoder Tagesspeicher zum Ausgleich der Erzeugungs- und Verbrauchsschwankungen zwischen Tag
und Nacht bzw. Werktagen und Wochenenden und Feiertagen sowie zur Erbringung von
Regelleistung eingesetzt, sodass sich für Power to Gas-Anlagen auch aufgrund der Einsatzfähigkeiten
der Speichersysteme ein signifikantes Potential für Österreich ergibt.
Im Gegensatz zu Pumpspeichern stehen weitere Speichertechnologien wie Druckluftspeicher,
Schwungmassen, Superkondensatoren, supraleitende Spulen und große Batteriespeicher vielfach
erst an der Schwelle zur kommerziellen Markteinführung bzw. befinden sich in der Entwicklungs- und
Demonstrationsphase. Druckluftspeicher werden in einem mit Pumpspeicherkraftwerken
vergleichbaren Leistungsbereich und Betriebsverhalten eingesetzt. Allerdings ist der Wirkungsgrad
vergleichsweise gering. Eine Weiterentwicklung stellen daher adiabate Druckluftspeicher dar, die
einen Wirkungsgrad von bis zu 70 % erzielen sollen. Das Konzept befindet sich allerdings noch in der
Entwicklungsphase. Für die Systemintegration erneuerbarer Energien können neben zentralen
Großspeichern grundsätzlich auch dezentrale, an das Verteilnetz angeschlossene Kleinspeicher wie
Batteriespeicher dienen. Diese Speichersysteme eignen sich allerdings noch weniger für
Speicherzyklen im Wochen- oder Monatsbereich.
Die Energiespeicherung durch Power to Gas-Anlagen in chemischer Form ermöglicht zudem, die
volatil anfallende Stromproduktion etwa aus dezentralen Anlagen wie aus PV-Modulen und
Windkraftanlagen direkt neben der Produktionsanlage zu speichern, ehe eine Einspeisung in das
Erdgasnetz erfolgt. Dies generiert auch die Möglichkeit zur Reduktion von zukünftigen Stranded
Investments im fossilen Kraftwerkspark. Die Einspeisung v.a. von Strom aus Photovoltaik-Modulen zu
Peak-Zeiten reduziert im Moment stark die Margen bzw. die Rentabilität des existierenden
„konventionellen“ Kraftwerksparks und es kommt u.a. auch durch diese Entwicklung (neben anderen
Parametern) zu Stilllegungen von (Gas-)Kraftwerken. Die chemische Energiespeicherung könnte die
Peak-Einspeisung Erneuerbarer reduzieren und somit wieder eine verstärkte Nutzung des
bestehenden – noch nicht abgeschriebenen – konventionellen Kraftwerkspark ermöglichen.
7.1.2
Neue Möglichkeiten des Energietransports durch Power to Gas-Anlagen
Ein weiterer zentraler Aspekt der Speicherung elektrischer Energie in chemischer Form durch den
Einsatz von Power to Gas Anlagen ist die dadurch mögliche Verlagerung des Energietransports vom
elektrischen Stromnetz auf das Erdgasnetz. Dies ist sowohl für die Erzeugung von Wasserstoff als
Beimengung in das Erdgasnetz als auch für synthetisches Methan relevant.
Power to Gas-Systeme können somit durch eine intelligente Standortentwicklung der Anlagen auch
ein größeres soziodemografisches Problem des Energiemarktes reduzieren: die Realisierung von
großen Hochspannungstrassen durch Mitteleuropa, die mit großen Widerständen in der Bevölkerung
konfrontiert sind. Die immer stärker auftretenden Stromüberschüsse etwa aus Windkraft müssen
entweder direkt zu den Nachfragern oder zu den konventionellen Stromspeichern wie Pumpspeichern
transportiert werden. Dadurch sind in Zukunft enorme Investitionen in den Ausbau der europäischen
Seite 239 von 390
Stromnetze zu erwarten. Dieser Ausbau der Stromnetze, etwa für den Transport von elektrischer
Energie aus der Nordsee, aus Nordafrika oder aus den Speichergebieten in Skandinavien, wird mit
signifikanten Eingriffen in die Topografie verbunden sein, wodurch ein bedeutendes
soziodemografisches Problem auftreten wird: ein großer Widerstand in der Bevölkerung gegenüber
neuen Stromleitungen. Die Akzeptanz der Bevölkerung gegenüber großen Infrastrukturprojekten, die
signifikante Eingriffe in das Landschaftsbild verursachen, ist aktuell als nicht sehr hoch einzuschätzen
(siehe dazu auch Kapitel 7.1.5). Diese großen Stromtrassen, die aufgrund des relativ hohen
Zersiedlungsgrades in Mitteleuropa höchstwahrscheinlich mit Absiedlungen verbunden sein werden,
können durch eine Verlagerung des Energietransports vom Stromnetz in das Gasnetz zu einem Teil
ersetzt werden, sodass der Transport nicht ausschließlich über das Stromnetz erfolgen muss.
Dadurch können soziale Spannungen aus alternativ notwendigen Strominfrastrukturprojekten
reduziert werden, da das bestehende Gasnetz noch sehr große zusätzliche Kapazitäten ohne Ausbau
aufnehmen kann.[8]
Diese partielle Verlagerung des Energietransportes vom Strom- zum Gasnetz würde den alternativ
erforderlichen großflächigen Ausbau des Stromnetzes, der aufgrund der energiepolitischen
Entwicklungen insbesondere der deutschen Energiewende notwendig wird, auf der
Hochspannungsebene nicht mehr in der gleichen Intensität erforderlich machen. Diese
Problemstellung ist adäquat bereits in Kapitel 7.1.1 erläutert. Durch die Umwandlung und Speicherung
der Energie in Form von Wasserstoff oder Methan wird eine Energieform erzeugt, die eine hohe
Energiedichte aufweist, sodass die erzeugte Energie in den bereits bestehenden Gas-netzen zu den
Verbrauchszentren transportiert werden kann. Die Intensität des notwendigen aber problematischen
Stromnetzausbaus in Mitteleuropa kann dadurch reduziert werden.
Ein Schwerpunkt in der aktuellen und zukünftigen Ausrichtung der europäischen Energiepolitik wird
zudem weiterhin auf einem hohen Grad an Versorgungssicherheit liegen. Zusätzliche Schwankungen
im Stromnetz erhöhen ohne relevante Kompensationsmaßnahmen generell die Gefahr großflächiger
Stromausfälle, mit gravierenden Folgen für Bevölkerung und Wirtschaft. Diverse Studien (etwa von
Brauner [9] oder Reichl et al. [10]) quantifizieren das Ausmaß von kaskadenartigen Auswirkungen
sowie die Kosten großflächiger Stromausfälle.
Damit kann die Gefährdung der Umsetzung des alternativ erforderlichen Ausbaus des Stromnetzes
aufgrund des bereits jetzt vorhandenen großen Widerstands der Bevölkerung gegen große
Stromleitungen und -trassen aufgrund des erheblichen Eingriffs in die Landschaft und die
Siedlungsräume durch eine breite Anwendung der Power to Gas-Technologie reduziert werden. Die
Verlagerung des Energietransports vom Strom- zum Gasnetz wird hier in zwei Dimensionen
zusammengefasst:
1. Die weitaus höhere Energiedichte im Erdgasnetz und die Struktur des aktuellen Erdgasnetzes
erfordern bei einer zusätzlichen Einspeisung von signifikanten Kapazitäten keinen
großvolumigen Ausbau der Leitungsnetze, wodurch Infrastrukturinvestitionen reduziert werden
können.
2. Auch ein Ausbau des Erdgasnetzes hätte in Relation zu einem Ausbau des Stromnetzes
einen weitaus geringeren topografischen Eingriff zur Folge, wodurch die Akzeptanz der
Bevölkerung erhöht sowie die Grundstückskosten gesenkt werden können. Somit erfordert die
Errichtung von zusätzlichen potentiellen Gaspipelines weitaus geringere Eingriffe in das
Landschaftsbild bzw. die Siedlungsstrukturen als es Stromtrassen mit der identen
transportierten Energiemenge erfordern. Abbildung 7-2 veranschaulicht hierbei den
Flächenbedarf von Erdgasleitungen im Vergleich zu Stromleitungen bei gleicher
Energietransportmenge.
Dieser Vorteil ist in der zukünftigen Energiepolitik und in der Strukturierung und Konzeptionierung der
Energieinfrastruktur eine nicht zu vernachlässigende Größe. Hierbei ist neben den Kosten zur
Erweiterung der Stromnetzinfrastruktur auch die Umsetzungswahrscheinlichkeit der einzelnen breiten
Seite 240 von 390
Stromtrassen
zu
berücksichtigen.
Die
derzeit
in
Relation
zum
aktuellen
mitteleuropäischen/europäischen
Energiemarkt
noch
relativ
kostenintensive
Energiespeichertechnologie Power to Gas kann mittelfristig unter Einbeziehung dieser Zusatzkosten
die Wettbewerbsfähigkeit am Markt erlangen.[6] Dies werden auch die quantitativen ökonomischen
Analysen in Kapitel 7.3 zeigen.
Abbildung 7-2. Vergleich des Flächenbedarfs von Erdgasleitungen im Vergleich zu Stromleitungen bei
gleicher Energietransportmenge
Quelle: Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz GmbH [8]
Einige Studien analysieren zudem, dass auch Verteilnetze aufgrund der steigenden Stromproduktion
aus erneuerbaren Energieträgern – insbesondere Photovoltaik und on-shore Windkraft –ausgebaut
werden müssen, um keinen Einbruch in der Versorgungszuverlässigkeit des Stromnetzes zu
verursachen:
„Auch die Verteilnetze müssen im Zuge des Ausbaus der erneuerbaren Energien
erweitert werden […]. Insbesondere in Gebieten mit wachsenden Anteilen an Solarund Windenergie, in denen es schon öfter zu Rückflüssen vom Verteil- ins
Übertragungsnetz gekommen ist, besteht ein großer Anpassungsbedarf.“ [11]
Die entstehenden Probleme in den Ortsnetzen/Verteilnetzen aufgrund der steigenden dezentralen
Stromerzeugung werden vor allem in drei Bereichen gesehen [12]:
1. Leitungsüberlastungen: Aufgrund einer schnelleren Alterung durch die Überlastung der NSPKabel werden zusätzliche, sehr aufwändige Parallelkabel benötigt.
2. Transformatorüberlastungen: Hier entsteht (allerdings mit verstärktem Auftreten) das idente
Problem wie bei den Leitungsüberlastungen und es werden zusätzliche Transformatoren
benötigt.
3. Verletzungen des Spannungsbandes: In den Verteilnetzen wird mit einem sehr häufigen
Auftreten dieses Problems gerechnet, wodurch die Gefahr von Gerätezerstörungen besteht.
Ein möglicher aber noch nicht ausreichend erforschter Lösungsansatz wäre eine
Blindleistungsregelung.
Seite 241 von 390
Als Kernproblem wird von Schmiesing [12] nicht die Übertragungsfähigkeit von Leitungen und
Transformatoren, sondern primär die Spannungshaltung beim Kunden gesehen. Igel et al. [13]
konstatieren zur Lösung der Problematik im Verteilnetz, dass bei einem Überschreiten der maximalen
Netzspannung der Netzbetreiber neben den klassischen Lösungen auch eine aktive
Spannungsregelung sowie den Einsatz von elektrischen Energiespeichern sinnvoll als Lösungsoption
nutzen kann.[6]
Somit kann die Power to Gas-Technologie durch den ermöglichten alternativen Energietransport der
erzeugten Kapazitäten an elektrischer Energie durch die Umwandlung in Wasserstoff und
synthetisches Methan eine Alternative sowohl für den Ausbau der Strom-Übertragungsnetze als auch
der Strom-Verteilnetze darstellen. Nochmals sollte auch darauf hingewiesen werden, dass ein
großflächiger Ausbau von Stromnetzen - und damit verbundene erhebliche topographische Eingriffe in den europäischen Demokratien durch den Widerstand der Bevölkerung (wie aktuelle weitaus
kleinere Projekte bereits aufzeigen) mit sehr diffizilen Prozessen begleitet sein wird, die einen Ausbau
erheblich erschweren werden.
7.1.3
Die Vielfalt an Anwendungsmöglichkeiten der Power to Gas-Technologie im
österreichischen Energiesystem
Die umfangreichen technologischen Analysen der voranstehenden Kapitel zeigen bereits in der
Vielfalt der technischen Optionen innerhalb des Power to Gas-Systems eine äußerst breite Palette an
spezifischen Ausgestaltungen technologischer Ausprägungen, die sich in unterschiedlicher Weise in
der Zukunft auch am Markt durchsetzen werden. Zudem wird die benötigte Anwendung im
Energiesystem auch die Trends in der technologischen Ausprägung determinieren. In diesem Kapitel
erfolgt eine Veranschaulichung der Breite der Anwendungsmöglichkeiten der Power to GasTechnologie in Österreich aber auch außerhalb Österreichs (relevant auch für Know-How- und
Technologieexport).
An dieser Stelle ist zu Beginn darauf hinzuweisen, dass zu differieren ist zwischen der ursprünglichen
Intention der Weiterentwicklung der Power to Gas-Technologie zur Energiespeicherung bzw. der
weiteren Anwendungsmöglichkeiten, die sich auf Basis der Energiespeicherungsoption ergeben. Die
Anwendungsmöglichkeiten sind fundamental auf die Möglichkeit zur Speicherung von elektrischer
Energie, insbesondere zur Langzeitspeicherung, zurückzuführen. Hierbei eruiert die verstärkte
Integration volatiler erneuerbarer Energieträger insbesondere in Mitteleuropa eine erhöhte
Herausforderung zu neuen Flexibilisierungsoptionen im Energiesystem. Eine Möglichkeit, die
Problematik der heterogenen Energieproduktion von Wind- und Solarenergie in den Griff zu
bekommen und somit auch eine signifikante Herausforderung der sogenannten mitteleuropäischen
bzw. europäischen Energiewende anzugehen, stellt somit eine Forcierung der Energiespeicherung
dar. Sofern eine chemische Speicherung der elektrischen Energie in Form von gasförmigen Stoffen
wie Methan oder Wasserstoff durchgeführt wird, spricht man wie bereits in der vorliegenden Studie
eingehend erläutert, von Power to Gas. Die Power to Gas-Technologien bzw. Systeme befinden sich
im Moment am Beginn ihres Entwicklungsstadiums. Die technologische Forschung und Entwicklung
sollte bereits zu Beginn mit systemischen Analysen einhergehen, insbesondere da es sich um
Technologien handelt, die einen übergeordneten Nutzen für das Energiesystem schaffen können.
Dies impliziert jedoch, dass auch die systemische Forschung ständig zu erweitern ist. Aktuell werden
in einer Vielzahl an Projekten die systemischen Anforderungen, Vor- und Nachteile sowie die damit
verbundenen übergeordneten volkswirtschaftlichen Effekte analysiert. [14]
In der vorliegenden Studie wird hierzu eine übergeordnete Bewertung und Einschätzung
vorgenommen, die vor allem in Kapitel 7 veranschaulicht wird. Es ist somit im aktuellen
Technologiestadium auch von zentraler Bedeutung, bereits zu Beginn der Technologieentwicklung
Seite 242 von 390
auch die optimale Ausgestaltung des Systems zu eruieren und somit detaillierte systemische und
volkswirtschaftliche Analysen durchzuführen.
Das System Power to Gas umfasst im weitesten Sinn alle Technologien und Prozesse, in denen aus
elektrischer Energie ein gasförmiger Energieträger erzeugt wird. Die Umwandlung beschränkt sich im
Begriff Power to Gas somit auf die Erzeugung von Wasserstoff sowie von Methan – andere
Umwandlungsformen von elektrischer Energie zu Kohlenwasserstoffen (wie beispielsweise zu
Methanol) sind eher dem Begriff Power-to-Fuel zuzuordnen. Eine internationale einheitliche Definition
ist nach Kenntnis der Autoren bislang nicht vorhanden. Die Einordnung von Power to Gas ist in
diesem Kontext von zentraler Bedeutung, da nur hierdurch eine systemische Bewertung
vorgenommen werden kann.
Zwei generelle Anwendungen des Power to Gas-Systems sind zu differieren – auch für die
Anwendung innerhalb Österreichs, diese sind nochmals dargestellt:
1.
Aus elektrischer Energie, die für die Elektrolyse von Wasserstoff verwendet wird, und aus
Kohlendioxid wird synthetisches Methan hergestellt. Für diese Technologie wird elektrische
Energie aus erneuerbaren Energieträgern, die vor allem (aber nicht zwingend ausschließlich)
in Überschusszeiten aus Windkraft und Photovoltaik erzeugt wird, genutzt und in der Folge in
Form von Methan gespeichert. Die Umwandlung von Wasserstoff (H2) und Kohlendioxid (CO2)
zu Methan (CH4) erfolgt in eigens entwickelten Anlagen.
2.
Als Power to Gas kann allerdings auch ein System bezeichnet werden, das ausschließlich
Wasserstoff aus elektrischer Energie produziert. Der Wasserstoff kann zudem gespeichert
und insbesondere im Segment Verkehr direkt eingesetzt werden. Zudem kann Wasserstoff bis
zu einem gewissen Anteil (aktuell in Österreich 4%) auch zu Erdgas beigemischt werden,
sodass eine Anwendung des Wasserstoffs in allen energetischen Segmenten (Wärme, Strom,
Verkehr) möglich wird. [14]
Diese Definition beinhaltet somit in der exakten Ausgestaltung der Technologien bzw. der daraus
entstehenden Power to Gas-Prozesse bzw. –Systeme viele Freiheitsgrade, die unterschiedliche
Anwendungen im Energiesystem zulassen. Generell kann das Konzept Power to Gas als Konsequenz
als sehr flexibles System im Sinne einer Vielzahl von Anwendungsmöglichkeiten und
unterschiedlichen Ausprägungen bezeichnet werden. Die Schlüsseltechnologie im Power to GasAnsatz bleibt bei allen Anwendungsmöglichkeiten immer die Elektrolyse, wenngleich - wie auch
bereits in der Studie veranschaulicht – verschiedene Anwendungsformen auch unterschiedliche
Elektrolyseausprägungen bedingen.
Generell können vier abgrenzbare Nutzen für das Energiesystem konstatiert werden, unter deren
Definition wiederum verschiedene Lösungsstrategien für verschiedene Anwendungen verstanden
werden können [15]:
1. die Bereitstellung eines Langzeitspeichers für elektrische Energie und das damit verbundene
verbesserte Management einer stark volatilen Stromproduktion;
2. die Verlagerung des Energietransportes vom Stromnetz zum Gasnetz und die damit
verbundene geringere Intensität des Ausbaus der Netz-Infrastruktur;
3. die Möglichkeit zur Anhebung des Anteils erneuerbarer Energieträger im Verkehrssektor durch
die Nutzung von synthetischem Methan (aber auch von Wasserstoff) aus erneuerbaren
Quellen;
4. die Schaffung von autarken Energielösungen in topografisch schwierigen und abgelegenen
Regionen für alle relevanten Energiesegmente: Strom, Wärme und Verkehr.
Die Auflistung der grundlegenden Einsatzmöglichkeiten impliziert in ihrer Konsequenz auch
verschiedene Geschäftsmodelle mit unterschiedlichen Technologieausprägungen aber auch mit
Seite 243 von 390
unterschiedlichen Benchmarks im Energiesystem. Dies erschwert eine kompakte Analyse zu den
aktuellen
und
erwarteten
betriebswirtschaftlichen
Ausprägungen
im
Sinne
der
Wettbewerbskompatibilität des Systems bzw. der Technologien. Als Konsequenz ist jeweils separat
eine ökonomische Bewertung einer spezifischen Anwendung des Power to Gas-Systems und der
damit verbundenen Konkurrenzsysteme oder Alternativlösungen notwendig.
Im Zuge des vorliegenden Projekts wurde eine Vielzahl an Anwendungsmöglichkeiten für das
österreichische
Energiesystem
konzipiert,
die
nachstehend
aufgelistet
sind.
Diese
Anwendungsmöglichkeiten beinhalten keine Wertung bezüglich Wirtschaftlichkeit, rechtlicher
Umsetzungsmöglichkeit oder auch hinsichtlich der technologischen Ausprägung. Die
Anwendungsmöglichkeiten sind so verfasst, dass jeder Punkt eine bestimmte Intention für einen
Marktteilnehmer zur Errichtung und zum Betrieb einer Power to Gas-Anlage umfasst. Die
Anwendungsmöglichkeiten beziehen sich somit auf einen konkreten spezifischen Nutzen eines
bestimmten Marktteilnehmers, den er aus dem System Power to Gas beziehen kann. Es erfolgt
hierbei noch keine Analyse der Ausprägung und der optimalen Betriebsweise der Anlage für ein
bestimmtes darauf aufbauendes Geschäftsmodell.
Verschiedene Anwendungsmöglichkeiten einer Power to Gas-Anlage zur Realisierung eines
bestimmten Nutzens für Marktteilnehmer des österreichischen Energiesystems:
I. Ein Stromnetzbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um Ersatzinvestitionen in
den Stromnetzausbau für Übertragungsnetze zu substituieren, die er für steigende
Energietransportmengen zwischen Angebots- und Nachfragezentren ansonsten benötigt.
Somit kann der Energietransport auf das Erdgasnetz verlagert werden. Die prioritäre Intention
der Errichtung einer Power to Gas-Anlage liegt somit in der Reduktion der Infrastrukturkosten
im Stromnetzbereich.
II. Ein Stromnetzbetreiber implementiert die Power to Gas-Anlage in Kombination mit einer
Technologie zur Rückverstromung - etwa mit einer Brennstoffzelle - für private Haushalte,
Unternehmen oder technische Systeme in topografisch entlegenen Regionen, um
Ersatzinvestitionen in einen aufwendigen Stromnetzanschluss zu substituieren und eine
ganzjährige Versorgung zu gewährleisten. Die prioritäre Intention der Errichtung einer Power
to Gas-Anlage stellt auch hier eine Reduktion der Infrastrukturkosten im Stromnetzbereich
dar.
III. Ein Stromnetzbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um das Lastmanagement
des Stromnetzes (v.a. in der Verteilnetzebene) in Zeiten hoher Produktion elektrischer Energie
aus volatilen erneuerbaren Energieträgern regional durch eine (Zwischen-) Speicherung der
elektrischen Energie zu lösen und zu optimieren und die Systemkosten für den
Stromausgleich dadurch zu reduzieren.
IV. Ein Gasnetzbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um eine höhere Auslastung
der Gasnetze durch die Verlagerung des Energietransports vom Strom- zum Gasnetz zu
erreichen. Die prioritäre Intention der Errichtung einer Power to Gas-Anlage stellt hierbei die
Erweiterung der Kapazitäten im Netzbetrieb dar.
V. Ein potentieller Wasserstoffnetzbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um äquivalent zum Gasnetzbetreiber - eine höhere Auslastung des Netzes durch die Verlagerung
des Energietransports vom Strom- zum Wasserstoffnetz zu erreichen.
Seite 244 von 390
VI. Ein Wind- und/oder PV-Anlagenbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um bei
einem Wegfall von Vorrangregelungen für erneuerbare Energieträger am Strommarkt weiter
die Windkraftanlage oder die PV-Anlage zu jeder Zeit betreiben zu können, indem eine
Energiespeicherung und -umwandlung mit der Power to Gas-Anlage und anschließender
Einspeisung in das Erdgasnetz erfolgt. Dadurch können der Gesamtnutzungsgrad der Anlage
und somit die Jahresvolllaststunden erhöht werden.
VII. Ein Wind- und/oder PV-Anlagenbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um jede
mögliche energetische Einheit zu nutzen, direkt zwischen zu speichern und in preislich
optimalen Zeiten am Strommarkt zu verkaufen. Dadurch kann eine Optimierung des
Stromverkaufs erfolgen.
VIII. Ein Biogas-Anlagenbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um durch die Nutzung
und Bindung des Kohlendioxids bei einer Produktion von synthetischem Methan die
Produktionskapazität zu erhöhen und den Gesamtwirkungsgrad zu steigern.
IX. Ein Gasspeicherbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um durch die zusätzliche
Erdgasproduktion eine höhere Auslastung der Gasspeicher zu spezifischen Zeiten zu
erreichen.
X. Ein Gasspeicherbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um durch die Produktion
eines neuen erneuerbaren Gasproduktes auch ein erneuerbares Speicherprodukt anbieten zu
können.
XI. Ein Gashändler implementiert eine Power to Gas-Anlage, um ein neues zusätzliches
erneuerbares Gasprodukt auf den Markt zu bringen und zu verkaufen.
XII. Ein Stromproduzent/-händler implementiert eine Power to Gas-Anlage, um ein neues
zusätzliches erneuerbares Produkt auf den Markt zu bringen und zu verkaufen.
XIII. Ein Treibstoffproduzent/-händler implementiert eine Power to Gas-Anlage, um ein neues
zusätzliches erneuerbares Produkt auf den Markt zu bringen und zu verkaufen.
XIV. Ein Industriebetrieb (chemische Industrie) implementiert eine Power to Gas-Anlage, um ein
neues erneuerbares chemisches/stoffliches Produkt anzubieten.
XV. Ein Stromproduzent/-händler implementiert eine Power to Gas-Anlage, um erneuerbaren
Strom aus topografisch entlegenen Regionen mit hohem Potential an erneuerbaren
Energiequellen (z.B. Sahara, Patagonien,…) zu nutzen und in die Nachfragezentren
transportieren zu können (z.B. über Erdgasleitungen).
XVI. Ein Tankstellenbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um ein neues
erneuerbares Wasserstoff-Produkt anzubieten und die Versorgung mit Wasserstoff
unabhängiger zu gestalten.
XVII. Ein Industriebetrieb mit einer Verpflichtung an CO2-Zertifikaten implementiert eine Power to
Gas-Anlage um das ansonsten emittierte Kohlendioxid im synthetischen Methan zu binden,
dadurch die Effizienz zu erhöhen und die Erzeugungskapazität mit vorhandenen Ressourcen
zu steigern.
XVIII. Ein Industriebetrieb mit einer Verpflichtung an CO2-Zertifikaten implementiert eine Power to
Gas-Anlage um das alternativ eingesetzte fossile Methan durch Wasserstoff oder
erneuerbares Methan bzw. H2 aus fossilen Quellen durch H2 aus erneuerbaren Quellen zu
ersetzen und dadurch eine Reduktion der Kosten für CO2-Zertifikate zu bewirken.
Seite 245 von 390
XIX. Ein Stromproduzent implementiert eine Power to Gas-Anlage um eine zusätzliche negative
Ausgleichsenergie bereitzustellen und somit einen Erlös am Ausgleichsenergiemarkt zu
erwirtschaften.
XX. Ein Stromproduzent implementiert eine Power to Gas-Anlage um eine positive
Ausgleichsenergie bereitzustellen und somit Ersatzinvestitionen in Schattenkraftwerke zu
vermeiden.
XXI. Die Automobilindustrie implementiert eine Power to Gas-Anlage um die CO2e-Emissionen der
Flotte zu reduzieren und somit die rechtlichen Vorgaben einzuhalten sowie gleichzeitig auch
neue Produkte anbieten zu können.
XXII. Der Betreiber einer ÖV-Flotte (z.B. Bus, Straßenbahn, Bahn) implementiert eine Power to
Gas-Anlage um die CO2e-Emissionen der Flotte zu reduzieren und Mobilität mit erneuerbaren
Energieträgern zu gewährleisten.
XXIII. Ein privater Haushalt oder ein Unternehmen implementiert eine Power to Gas-Anlage (in
Kombination z.B. mit einer Brennstoffzelle), um freiwillig den Eigenbedarf an Energie
vollständig selbst zu produzieren und somit ein autarkes System zu installieren oder um eine
bilanzielle Eigenversorgung sicherzustellen und ein „Statussymbol“ zu besitzen.
XXIV. Ein privater Haushalt oder ein Unternehmen implementiert eine Power to Gas-Anlage, um
Strom zwischen zu speichern und die Strom-Bezugskosten im Falle flexibler Tarife zu
optimieren.
XXV. Ein Produzent eines alternativen gasförmigen Energieträgers (Biogas, Kohlegase) betreibt
eine Power to Gas-Anlage, um die vorhandene Gasbeschaffenheit zu modifizieren und um
somit eine Einspeisung in das Erdgasnetz zu ermöglichen.
XXVI. Regionen mit einer starken potentiellen topografischen Belastung eines Stromnetzausbaus
(oder von topografischen Eingriffen durch große konventionelle Energiespeicher, z.B.
Pumpspeicherkraftwerke) implementieren Power to Gas-Anlagen, um durch die Verlagerung
des Energietransports auf das Erdgasnetz bzw. die alternative Energiespeicherung den
Eingriff in Landschaft und/oder in die Siedlungsräume zu reduzieren.
XXVII. Die „öffentliche Hand“ betreibt Power to Gas-Anlagen, um den Anteil erneuerbarer
Energieträger sowie den Gesamtwirkungsgrad im Energiesystem zu erhöhen (durch
Verringerung der Abschaltungen von Erzeugungsanlagen).
Es wird relativ rasch ersichtlich, dass der Power to Gas-Prozess im österreichischen Energiesystem
eine Vielzahl an Anwendungsmöglichkeiten zulässt. Selbstverständlich sind die Ausprägungen einer
betriebswirtschaftlichen Wettbewerbskompatibilität mit den jeweiligen Benchmarks auch sehr
unterschiedlich konstituiert. Darauf wird in 7.3.6 näher eingegangen.
Über die aufgelisteten Möglichkeiten des Einsatzes von Power to Gas-Anlagen hinaus bestehen noch
weitere Parameter, die eine Forcierung der Entwicklung der Power to Gas-Systeme ermöglichen. Es
wird eine zentrale Forschungsaufgabe der nächsten Jahre – auch in Österreich - sein, sämtliche
Optionen systemisch, betriebswirtschaftlich und volkswirtschaftlich zu bewerten. Dadurch sollen für
die verschiedenen Marktteilnehmer alle optimalen Anwendungen inklusive neuer Geschäftsmodelle
definiert und bewertet werden können, wodurch sich Know-How-Vorteile gegenüber internationalen
Mitbewerbern ergeben. [15] Die Auflistung der grundlegenden Einsatzmöglichkeiten impliziert in ihrer
Konsequenz auch verschiedene Geschäftsmodelle mit unterschiedlichen Technologieausprägungen
aber auch mit unterschiedlichen Benchmarks im Energiesystem. Dies erschwert eine kompakte
Seite 246 von 390
Analyse zu den aktuellen und erwarteten betriebswirtschaftlichen Ausprägungen im Sinne der
Wettbewerbskompatibilität des Systems bzw. der Technologien. Als Konsequenz ist jeweils separat
eine ökonomische Bewertung einer spezifischen Anwendung des Power to Gas-Systems und der
damit verbundenen Konkurrenzsysteme oder Alternativlösungen notwendig.
Generell kann als Konsequenz das System Power to Gas als sehr flexibles System im Sinne einer
Vielzahl von Anwendungsmöglichkeiten und unterschiedlichen Ausprägungen im österreichischen und
im internationalen Energiesystem bezeichnet werden. Die unterschiedlichen Geschäftsmodelle, die
aufgrund der spezifischen Einsatzmöglichkeiten des Systems entwickelt werden können, implizieren
auch spezifische und differente Nutzenformen für verschiedene Marktakteure. Diese Ausprägung
eines multifunktionalen Einsatzes von Power to Gas im zukünftigen Energiesystem weist als
Konsequenz auch eine breite volkswirtschaftliche Relevanz der Technologien auf. Die eigentliche
Intention der Weiterentwicklung des Systems Power to Gas entspringt allerdings der Herausforderung
einer steigenden Stromerzeugung aus volatilen Erzeugungsquellen und der notwendigen Option einer
zusätzlichen Energiespeicherung, die auch eine Langzeitspeicherung ermöglicht. Die Evaluierung der
verschiedenen Prozessketten zeigt, dass das flexible Energiespeicherinstrument Power to Gas je
nach spezifischem Einsatz sehr unterschiedliche Gestehungskosten mit sich bringt (siehe Kapitel 7.3).
7.1.4
Power to Gas im Kontext (Elektro-) Mobilität9
Wie bereits in Kapitel 2 kurz beschrieben, können sowohl Wasserstoff als auch Methan aus Power to
Gas Anlagen als Treibstoffe in der Mobilität eingesetzt werden. Die zukünftige Entwicklung ist dabei
von mehreren Faktoren abhängig. Dazu gehören der zukünftige Energiespeicherbedarf durch den
Ausbau fluktuierender erneuerbarer Energieträger einerseits und der Entwicklung alternativer
Speichertechnologien sowie der Qualität des Stromnetzes andererseits. Entscheidend ist auch der
angestrebte Anteil an erneuerbaren Energien im Transportsektor und die damit verbundene
Entwicklung alternativer Antriebskonzepte, wie beispielsweise Elektrofahrzeuge oder Biotreibstoffe.
Großen Einfluss hat letztendlich auch die Entwicklung des Ausbaus der CNG- sowie
Wasserstoffinfrastruktur, zu der sowohl die jeweiligen Fahrzeugtechnologien als auch
Transportmöglichkeiten und Tankstellen gehören.
7.1.4.1
Einsatz von Wasserstoff in der Mobilität
Wasserstoff kann in Brennstoffzellen-Fahrzeugen oder auch in Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor
genutzt werden. Aufgrund der niedrigen volumetrischen Energiedichte von Wasserstoff ist allerdings
für dessen Speicherung und Transport eine Verdichtung auf ein Druckniveau von 350 bzw. 700 bar
notwendig. Dies sind die typischen Druckniveaus, bei denen Wasserstofftanks in Fahrzeugen derzeit
eingesetzt werden. Auch eine Verflüssigung des Wasserstoffs für den Transport ist möglich, welche
allerdings mit einem hohen Energieaufwand verbunden ist. Im Betrieb entstehen bei der Verwendung
von Wasserstoff als Treibstoff weder Luftschadstoff- noch Treibhausgasemissionen.
Bei Einsatz einer Brennstoffzelle wird direkt im Fahrzeug aus Wasserstoff elektrische Energie erzeugt,
die einen Elektromotor antreibt. Der durchschnittliche Wirkungsgrad von Brennstoffzellen-Fahrzeugen
liegt mit rund 60% deutlich über jenem von herkömmlichen Verbrennungsmotoren (30%).[18]
Hinsichtlich der Handhabung bestehen keine grundlegenden Unterschiede zu herkömmlich
betriebenen Fahrzeugen und Brennstoffzellenfahrzeuge sind, genau wie Elektrofahrzeuge, leise,
weisen eine gute Beschleunigung sowie einfache Bedienung auf. Großer Nachteil eines Einsatzes von
Wasserstoff im Mobilitätsbereich ist allerdings, dass sowohl die Fahrzeugtechnologie als auch die
gesamte Infrastruktur (Wasserstofftransport, Tankstelleninfrastruktur) noch nicht so ausgereift und
9
Teile dieses Kapitels wurden im Rahmen dieses Projekts bereits auf der Internationalen
Energiewirtschaftstagung in Wien IEWT 2013 [16] bzw. auf der eceee 2013 summer study in Frankreich [17]
eingereicht und präsentiert.
Seite 247 von 390
verbreitet sind wie beispielsweise für CNG. Auch die Kosten für Brennstoffzellenfahrzeuge sind aktuell
noch sehr hoch.
Bereits seit 1991 gibt es Projekte und Pilotanlagen zur Herstellung von Wasserstoff mittels Elektrolyse
und dessen Nutzung in der Mobilität. Wasserstofftankstellen gibt es bereits in zahlreichen größeren
Städten Europas und die Zahl der Standorte ist in den letzten Jahren angestiegen. Mehr
Informationen über Pilotanlagen und Wasserstoff-Tankstellen stehen in Gahleitner et al. [17] oder
unter www.h2stations.org zur Verfügung. Ob Wasserstoff zukünftig vermehrt in der Mobilität zum
Einsatz kommt, wird unter anderem von der Entwicklung serienreifer Fahrzeuge und der Verfügbarkeit
von Wasserstofftankstellen abhängen.
Eine weitere Möglichkeit für den erzeugten Wasserstoff aus Power to Gas Anlagen stellt die
Einspeisung in das Erdgasnetz und virtuelle Nutzung als CNG an Tankstellen dar. Dabei ergeben sich
allerdings Restriktionen bezüglich des erlaubten Anteils an Wasserstoff, die je nach Standort den
Einsatz von Power to Gas begrenzen. [19] Um die Grenzwerte zu jeder Zeit einhalten zu können, sind
Wasserstoffspeicher als Puffer und ein Regelungssystem für die Einspeisung nötig. Pilotanlagen zur
Wasserstoffeinspeisung in das Erdgasnetz werden aktuell von der Ferngas OÖ [20] sowie von EON
(Falkenhagen) [21] in Deutschland betrieben.
7.1.4.2
Einsatz von Methan in der Mobilität
Die Methanisierung in einer Power to Gas Anlage führt zwar zu einer reduzierten
Gesamtenergieeffizienz, hat aber den Vorteil, dass synthetisches Methan sich kaum von fossilem
Erdgas unterscheidet und so in CNG-Tankstellen und -Fahrzeugen eingesetzt werden kann. Diese
sind Stand-der-Technik und in Europa deutlich weiter verbreitet als Wasserstofftankstellen
bzw. -Fahrzeuge.
Ein weiterer Vorteil der Nutzung von Methan als Treibstoff ist der mögliche Transport über die
bestehende Erdgasinfrastruktur. Die Einspeisung in das Erdgasnetz führt zu einer Entkoppelung von
Treibstoffproduktion und Treibstoffeinsatz und ermöglicht eine optimale Standortwahl sowohl für die
Power to Gas Anlage als auch für die Tankstellen. Bezüglich der Einspeisemenge von synthetischem
Methan bestehen keine Restriktionen, es müssen allerdings die Qualitätsanforderungen der
verschiedenen Normen, wie zum Beispiel der ISO 13868 [22] erfüllt werden. Entspricht das
synthetische Methan aus der Power to Gas Anlage nicht den Qualitätsanforderungen von CNG
Fahrzeugen, so bedarf es einer zusätzlichen Aufbereitung.
Eine Power to Gas Anlage zur Einspeisung von synthetisch erzeugtem Methan wurde 2013 von AUDI
in Deutschland realisiert, hat eine Nennleistung von 6,3 MW el und soll im Jahr 2013 in Betrieb
gehen.[23]
7.1.4.3
Ökologischer Vergleich mit anderen Antriebskonzepten
Die Umweltauswirkungen der Anwendung von Power to Gas im Mobilitätsbereich werden hier kurz
anhand der Treibhausgasemission über den gesamten Lebenszyklus (Well-to-Wheel) diskutiert. Die
Daten dazu stammen aus einer umfangreichen europäischen Well-to-Wheel Studie von Edwards et al.
[24].
Die größten Einflussfaktoren bei der Verwendung von Wasserstoff bzw. synthetischem Methan aus
einer Power to Gas Anlage sind die Herkunft des eingesetzten Stroms und die Kohlendioxidquelle.
Wird Wasserstoff aus konventionellem EU-Strommix erzeugt, so führt dies zu einem hohen
Primärenergieeinsatz, der deutlich über jenem von fossilen Treibstoffen liegt. Die Verwendung von
Strom aus erneuerbaren Energiequellen, wie z.B. Windenergie, führt zu einer wesentlichen
Verringerung
des
Primärenergieeinsatzes.
Abbildung
7-3
zeigt
die
klimarelevanten
Treibhausgasemissionen verschiedener Treibstoffe.
Seite 248 von 390
THG-Emissionen WTW in gCO2eq / km
200
196
180
160
166
140
149
120
124
100
80
80
60
73
40
43
20
34
9
0
Benzin
Diesel inkl.
Partikelfilter
Erdgas
EU-Mix
Biodiesel
RME
Bioethanol
Zuckerrüben
Biomethan
Weizen
Biomethan Wasserstoff Wasserstoff
kommunale EU-Strommix Windstrom
Abfälle
Abbildung 7-3. Treibhausgasemissionen verschiedener Treibstoffe (WTW)
Quelle: Eigene Darstellung nach Edwards R et al. [24], veröffentlicht in Gahleitner et al. [16]
Der Vergleich in Abbildung 7-3 zeigt, dass für die Erzeugung von Wasserstoff aus konventionellem
EU-Strommix und dessen Verwendung im Fahrzeug höhere Treibhausgasemissionen als bei der
Nutzung fossiler Treibstoffe anfallen. Wird Wasserstoff hingegen mit 100 % Windstrom hergestellt,
entstehen dabei nur rund 9 g CO2eq je km. Wasserstoff bzw. in weiterer Folge synthetisches Methan
aus erneuerbarem Strom stellen demnach eine interessante Alternative zu Biotreibstoffen dar.
Die THG-Emissionen von synthetischem Methan aus Power to Gas sind in Abbildung 7-3 nicht
dargestellt, da zu dieser neuen Technologie noch keine Daten in Edwards et al. (2011) vorhanden
sind. Unter der Annahme, dass sowohl Strom als auch Kohlendioxid aus erneuerbaren Quellen
stammen, können die Emissionen jedoch anhand der Emissionen für Wasserstoff aus Windkraft und
der Effizienz der Methanisierung abgeschätzt werden. Für die Methanisierung wird ein Wirkungsgrad
von rund 80 % angegeben, welcher in THG-Emissionen von 11.3 g CO2eq je km resultiert. Trotz der
geringeren Energieeffizienz liegen die Treibhausgasemissionen von synthetischem Methan aus Power
to Gas demnach noch immer unter jenen von Biotreibstoffen. Für zukünftige Evaluierungen ist eine
detaillierte Well-to-Wheel Analyse erforderlich, da die Art der Kohlendioxidquelle und der zusätzliche
10
Ressourcen- und Energieverbrauch für die Abtrennung von CO2 ebenfalls mitberücksichtigt werden
müssen. Nähere Informationen zur ökologischen Bewertung von Power to Gas in Kapitel 7.5.
Neben der signifikanten Reduktion von Treibhausgasen können mit Wasserstoff oder synthetischem
Methan aus Power to Gas auch die im Betrieb freigesetzten Luftschadstoffe gegenüber fossilen
Treibstoffen deutlich reduziert werden. Zusätzlich kann die Technologie Power to Gas durch die
Verwertung von Überschussstrom aus fluktuierenden erneuerbaren Energien auch deren Auslastung
erhöhen.
Zu ähnlichen Ergebnissen hinsichtlich der ökologischen Performance von Wasserstoff und anderen
Fahrzeugantrieben kommt auch eine Studie des österreichischen Umweltbundesamts [26]. Die
Ergebnisse zu den THG-Emissionen verschiedener Antriebskonzepte sind in Abbildung 7-4
dargestellt.
10
Zusätzlicher Ressourcen- und Energieverbrauch der unterschiedlichen CO2-Abtrennungsverfahren wird z.B. in Koornneef et
al. [25] beschrieben.
Seite 249 von 390
Abbildung 7-4.Treibhausgasemissionen verschiedener Antriebskonzepte
Quelle: Umweltbundesamt [26]
Die Treibhausgasemissionen je km in Abbildung 7-4 sind zwar insgesamt höher als in Abbildung 7-3,
jedoch kommt auch die Studie des Umweltbundesamtes zu dem Ergebnis, dass die ökologische
Performance von Wasserstoff-Fahrzeugen vor allem von der Wasserstoffherstellung (roter Anteil im
Säulendiagramm) abhängig ist. Um den Einsatz von Wasserstoff in Brennstoffzellenfahrzeugen mit
jenem von Elektrofahrzeugen zu vergleichen, wird hier kurz auf die Säulen H2-BZEV (Strompark Ö)
und BEV (Strompark Ö) eingegangen. Vergleicht man die Ergebnisse für diese zwei Technologien, so
fällt auf, dass die Treibhausgasemissionen der Energiebereitstellung (roter Anteil) für
Wasserstofffahrzeuge deutlich höher sind als für batteriebetriebene Elektrofahrzeuge. Dies kann
durch den Effizienzverlust bei der Umwandlung von elektrischem Strom in Wasserstoff in der
Elektrolyse begründet werden. Beim Einsatz von Ökostrom zur Herstellung von Wasserstoff würden
sich die Treibhausgasemissionen der Energiebereitstellung allerdings deutlich reduzieren, wie bereits
in Abbildung 7-3 gezeigt wurde. Brennstoffzellenfahrzeuge würden somit ebenfalls deutlich geringere
Treibhausgasemissionen aufweisen als herkömmliche Antriebskonzepte mit fossilen Treibstoffen.
Dies ist in der Darstellung des Umweltbundesamtes [26] allerdings nicht berücksichtigt. In Abbildung
7-4 sind nur die Elektrofahrzeuge mit Ökostrom-Bezug dargestellt.
Durch die Umwandlung von elektrischer Energie in Wasserstoff und die erneute Rückverstromung im
Fahrzeug (Brennstoffzelle) kommt es zu hohen Effizienzverlusten entlang der gesamten Prozesskette
und so ist der direkte Einsatz elektrischer Energie in Elektrofahrzeugen grundsätzlich mit geringeren
Treibhausgasemissionen behaftet. Bei der Bewertung der Antriebskonzepte sollten aber auch andere
Faktoren wie beispielsweise die mögliche Reichweite der Fahrzeuge betrachtet werden.
Seite 250 von 390
7.1.5
Akzeptanzprobleme von Energieinfrastrukturen – Bedeutung für Power to GasSysteme in Österreich
Um die sehr großen Potentiale der Solar- und Windenergie nutzen zu können und dabei auch den
nachfrageseitigen Bedarfsstrukturen funktional zu entsprechen, wird es unumgänglich sein - neben
einer Lastenausgleichsfunktion durch fossile Kraftwerke in der Übergangsphase - die Netzinfrastruktur
zu optimieren und dadurch hohe Investitionen in den Ausbau der Netzinfrastruktur zu tätigen.[1] Eine
Basis für eine auch zukünftig weiterhin hohe Versorgungszuverlässigkeit mit elektrischer Energie sind
somit adäquate Investitionen in Ausbau und Wartung des Stromnetzes.[8]
Diese Strategie ist allerdings mit erheblichen Problemen verbunden, da zum einen hohe
Investitionssummen notwendig sind, zum anderen die Akzeptanz der Bevölkerung für breite neue
Stromtrassen nicht gegeben ist, es existiert hierbei das bekannte NIMBY („not in my backyard“) Problem. Der signifikante Ausbau der Hochspannungsnetze, etwa für den Transport von elektrischer
Energie aus Nordafrika, aus dem Nordseeraum oder aus den Speichergebieten in Skandinavien, wird
mit signifikanten Eingriffen in die Topografie verbunden sein, wodurch soziodemografische Probleme
bis hin zu Absiedlungen zu erwarten sind. Die Akzeptanz der Bevölkerung für große
Infrastrukturprojekte, die signifikante Eingriffe in das Landschaftsbild verursachen, ist aktuell als nicht
sehr hoch einzuschätzen, sodass politische Herausforderungen zur Realisierung der Projekte
gegeben sind.[8]
Neben dem Ausbau der Leitungsinfrastruktur ist auch die Realisierung der Nutzung von zusätzlichen
Pumpspeicherkapazitäten verstärkt mit hohen Akzeptanzproblemen in der Gesellschaft verbunden.
Generell wird zwar der Ausbau der erneuerbaren Energieträger von der breiten Bevölkerung
tendenziell befürwortet, allerdings ist die dafür notwendige Umsetzung von größeren
Infrastrukturprojekten vor allem mit lokalen Initiativen vor Ort konfrontiert. Dies ist stark mit der
erwähnten NIMBY-Problematik zu erklären.
Hinsichtlich der Akzeptanz von Power to Gas-Anlagen existieren bislang keine Erfahrungswerte.
Generell ist die Verbesserung der Akzeptanz von Technologien und Energieinfrastrukturprojekten in
der Gesellschaft essentiell, eine quantitative Abschätzung neuer Technologien ist allerdings sehr
diffizil. Die Ausprägung der Akzeptanz der Power to Gas-Technologie kann aufgrund des derzeitigen
Forschungs- und Entwicklungsstadiums noch nicht zur Gänze abgesehen werden. Im Rahmen der
Marktdurchdringung ist allerdings die soziale Akzeptanz von Wasserstoff-Technologien von
Bedeutung – d.h. bei jenen Anwendungsbereichen, wo die Personen mit dem Energieträger in ihrem
Umfeld und in ihrem alltäglichen Gebrauch in Berührung kommen (z.B. Mobilität). Hierzu existieren
aktuelle Studien zur Akzeptanz der Wasserstoffmobilität auch im deutschsprachigen Bereich. Das
Projekt „HyTrust“ untersucht beispielsweise die gesellschaftlichen Auswirkungen der Einführung der
Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie im Mobilitätssektor. Hierbei wird ein positives Image
konstatiert; die grundsätzliche Akzeptanz von Wasserstofftechnologien ist laut den getätigten
Umfragen schon hoch. Hierzu werden allerdings noch Erfahrungen der Bevölkerung im Alltag
wesentlich sein.
Als generelles erstes Fazit zur gesellschaftlichen Akzeptanz ist zu erwähnen, dass Power to Gas (H2
und CH4) Vorteile gegenüber den vorhandenen alternativen Speichertechnologien sowie gegenüber
einem Netzausbau besitzt. Dies stellt eine nicht zu vernachlässigende Komponente in den
Zukunftsperspektiven der Technologie dar.
Weitere österreichische Forschung zur sozialen Akzeptanz in diesem Kontext wird in den laufenden
Forschungsprojekten „Underground Sun Storage“ und „ACCEPT“ seitens des Energieinstituts an der
JKU Linz durchgeführt.
Seite 251 von 390
7.1.6
Bedeutung der Entwicklung spezifischer Energiemärkte auf die generelle
Technologiediffusion von Power to Gas
Die Analysen zeigen, – hier sei auf die Ergebnisse in Kapitel 7.3 vorgegriffen und verwiesen - dass
aktuell eine Power to Gas-Anlage (H2 sowie CH4) betriebswirtschaftlich bei weitem noch nicht
kompatibel mit Konkurrenzprodukten wie konventionellem eingespeistem Biogas ist. Es ist jedoch
eindeutig
darauf
hinzuweisen, dass
Power
to Gas-Anlagen mit der derzeitigen
Technologieausprägung ein sich im Entwicklungsstadium befindliches System implizieren. Aufgrund
von Lernkurveneffekten und Skaleneffekten reduzieren sich generell die Produktionskosten neuer
Technologien. Zudem ist darauf hinzuweisen, dass aktuelle Kalkulationen sehr geringe
Leistungsgrößen beinhalten, wodurch die Dominanz hoher Investitionskosten (in Relation zu niedrigen
Betriebskosten) stark das Ergebnis beeinflussen.
Die umfassenden technologischen Analysen in den Kapiteln 3 bis 5 beinhalten die globale
Technologieentwicklung spezifischer Komponenten sowie Gesamtlösungen von Power to GasAnlagen. In Österreich ist eine eindeutige Abhängigkeit von der generellen technologischen
Weiterentwicklung am globalen Markt gegeben, wenngleich auch die Betriebsweisen, die spezifische
Nutzung, die Geschäftsmodelle und spezifischen Technologiekomponenten entscheidende
Einflussfaktoren sind, die von Österreich aus das betriebswirtschaftliche Ergebnis und den
systemischen Nutzen maßgeblich beeinflussen können.
Gemäß ökonomischer Theorie impliziert die Implementierung neu entwickelter Technologien
Lernkurven, die die Kosten des Betriebs und der Investitionen der Technologien bzw. der Anlagen im
Laufe der Zeit reduzieren. Hierbei sind selbstverständlich auch die Geschwindigkeit der Umsetzung
sowie die Wahrscheinlichkeit der Umsetzung verschiedener Ausprägungen von systemimmanenter
Bedeutung. Die rasanten Veränderungen im Energiesystem bringen die große Herausforderung mit
sich, hochinnovative Produkte und Dienstleistungen - wie neue Formen der Energiespeicherung zeitlich adäquat bereitzustellen, mit denen den vielfältigen neuen Anforderungen wie die verbesserte
Einbindung von Energie aus erneuerbaren Quellen entsprochen werden kann. Dies muss durch
realisierte systemische Einordnungen und durch begleitende volkswirtschaftliche Analysen unterstützt
werden.
Aus der Perspektive verschiedener wissenschaftlicher Disziplinen zeigen die Ergebnisse der
empirischen Diffusionsforschung, dass die erfolgreiche Diffusion von Innovationen üblicherweise
einem S-kurvigen Verlauf folgt, bei dem der kumulative Adoptionsanteil mit einer über die Zeit
steigenden Funktion modelliert wird, welche zunächst konvex verläuft und im Verlauf in eine konkave
Funktionsform übergeht [27] .Eine konkrete Übernahme dieser Verläufe auf die Power to GasTechnologien erscheint in diesem Zusammenhang schwierig, da sich die einzelnen
Systemkomponenten in unterschiedlichen Entwicklungsstadien befinden. So ist die Entwicklung der
dynamischen
Elektrolyseure
tendenziell
weiter
vorangeschritten
als
jene
von
Methanisierungsreaktoren zur Produktion von synthetischem Methan. Basierend auf dem präferierten
Innovationsdesign, welches sich später auch in anderen Märkten durchsetzt, kann technologisches
Lernen in einer schnellen Geschwindigkeit ablaufen und damit kann auch die internationale Diffusion
beschleunigt werden (vgl. Beise in [28]). Dies wiederum bedingt auch die Kenntnis sämtlicher
zukünftiger Entwicklungen und Tendenzen in allen globalen Märkten.
Eine nicht beeinflussbare Größe sind bestimmte Nachfrageentwicklungen nach Energiespeicher- oder
auch nach Energietransporttechnologien in anderen Regionen. Dadurch können signifikante
Lernkurven und auch Skaleneffekte entstehen, die entscheidende Kostenreduktionen von
Technologiekomponenten auch am mitteleuropäischen Markt bewirken können. Eine entscheidende
Einflussgröße kann hierbei die zukünftige Nachfrage nach Back-up-Systemen in Regionen mit
schlecht ausgebauter Stromnetzinfrastruktur darstellen. Im folgenden Kapitel soll dies auf Basis der
Perspektiven des asiatischen Marktes dargestellt werden. Die Ergebnisse stammen aus geführten
Seite 252 von 390
Gesprächen des Energieinstituts an der JKU Linz auf der Wasserstoff-Konferenz in Shanghai im
September 2013.
7.1.6.1
Einfluss der Nachfrage nach Elektrolyseuren in Schwellenländern
Aktuell ist eine Nachfrage nach Power to Gas-Systemen prioritär in Mitteleuropa vorhanden; vereinzelt
ist dies auch in anderen Regionen der Fall (etwa in Kanada oder in französischen
Überseedestinationen). Die globale Nachfrage könnte allerdings entscheidend durch Back-up
Systeme für dezentrale Anlagen in Entwicklungs- und Schwellenländern mit suboptimalem bzw.
schlechtem Netzausbaugrad determiniert werden. In Indien etwa gibt es seitens der Telekombetreiber
eine hohe Anzahl an unzureichend mit elektrischer Energie versorgten Telekomanlagen, die aktuell
mit ineffizienten und teuren Dieselaggregaten betrieben werden. Back-up-Systeme, mit
Elektrolyseeinheiten und Brennstoffzellen, die eine Wasserstofferzeugung und -speicherung sowie
eine Rückverstromung integriert haben, können hierbei eine entscheidende und zukunftsträchtige
Alternative bieten. Die hohe Anzahl an Regionen mit unzureichender Versorgungssicherheit aufgrund
schlecht ausgebauter Stromnetzinfrastruktur, insbesondere in Asien aber auch in Afrika und
Südamerika könnte somit eine große Nachfrage nach Strom-Back-up-Systemen mit dynamischen
Elektrolyseeinheiten generieren, wodurch die gesamte Fertigung der Elektrolyseure auf eine halb- bis
vollautomatische Stufe gehoben werden könnte. Wie bereits in Kapitel 3 veranschaulicht, werden die
Investitionskosten des dynamischen Elektrolyseurs fundamental von der Fertigung der Technologie
beeinflusst, sodass sich bei einer hohen Nachfrage die Lernkurven in der Produktion erheblich
verändern würden. Eine exakte Abschätzung dieser Entwicklung ist im Moment nicht möglich – dieser
Trend muss aber in der weiteren Beobachtung bzw. im weiteren Fokus österreichischer Forschungsund Entwicklungsinstitutionen stehen.
7.1.6.2
Ausblick auf den Chinesischen Markt
Der asiatische Markt, im Speziellen auch der chinesische Markt, hat bereits das System Power to Gas
im Fokus. Die eigene Entwicklung von technologischen (und daraus abgeleitet von ökonomischen)
Lösungen ist am asiatischen Markt im Moment allerdings bei weitem noch nicht abzusehen bzw.
vorhanden. Aktuell (Stand September 2013) existiert am asiatischen Markt hierzu noch keine Power to
Gas-Pilot- oder Demonstrationsanlage (mit Ausnahme eines Labor-PEM-Prototyps des Jiangsu
Information Research Centers), zudem kommuniziert kein asiatischer bzw. kein chinesischer
Technologieproduzent oder Anlagenbauer die eigene Entwicklung von Lösungen. Allerdings existiert
sowohl im fernöstlichen Raum als auch im süd- und südostasiatischen Raum ein großer Bedarf an
Stromspeichertechnologien, getrieben einerseits durch den rasanten Ausbau volatiler Erneuerbarer
(wie Windkraft in China) und andererseits durch die äußerst fragile und anfällige
Stromnetzinfrastruktur. Dies erfordert sowohl aus systemischer als auch ökonomischer Sicht die
Implementierung von Back-up-Systeme wie Power to Gas-Anlagen.
Kanadische Unternehmen (Hydrogenics, WesternHydrogen, Ballard, Enbridge), die neben den
deutschen Unternehmen im Moment die internationale Power to Gas-Entwicklung determinieren,
betrachten den asiatischen Raum als äußerst geeignet zur Realisierung von Power to Gas-Anlagen
mit unterschiedlichsten Primärenergieträgern zur Wasserstoffproduktion (v.a. Windkraft und
Geothermie). Die Diskussionen und Konzepte beschränken sich im Moment jedenfalls auf die
Wasserstoffproduktion auf Basis Erneuerbarer, eine anschließende Methanisierung ist in keinen
asiatischen oder kanadischen Konzepten integriert.
Der chinesische Markt fokussiert sich im Segment Wasserstoff (basierend v.a. auf fossilen Quellen)
vor allem auf zwei Bereiche: der Weiterentwicklung der Brennstoffzellentechnologie im
Mobilitätsbereich und der Weiterentwicklung der Stadtgas- und HCNG-Systeme. Der Mobilitätsmarkt
in China bietet hierbei enorme Potentiale, wobei erste Konzepte im öffentlichen Verkehr bereits
existieren und zudem eine Reihe an MIV-Konzepten entwickelt und präsentiert werden. Generell
Seite 253 von 390
erscheinen die in Europa noch stark manifestierten Sicherheitsbedenken zu Wasserstoff in China weit
geringer ausgeprägt – die konzipierten Systeme reichen von portablen und leicht wechselbaren
Wasserstoff-Flaschen in Brennstoffzellen-betriebenen Mopeds bis zu flexiblen WasserstoffBeimischungen in Stadtgasnetzen.
Kurzfristig ist allerdings für den Power to Gas-Markt (basierend auf erneuerbaren Energieträgern)
keine technologische Konkurrenz aus China zu erwarten. Die Erfahrung aus anderen
Technologiebereichen zeigt allerdings eine rasante Adaptierungsfähigkeit der asiatischen und v.a. der
chinesischen Wirtschaft. Somit wird mittelfristig im Bereich der Technologieentwicklung für Power to
Gas-Komponenten aufgrund der geringen Personalkosten am asiatischen Markt (die im Moment die
hohen Herstellungskosten dynamischer Elektrolysesysteme prägen) die Wettbewerbsfähigkeit
mitteleuropäischer Produzenten für einzelne Technologieausprägungen schwierig zu halten sein. Es
wird somit auch mittelfristig für mitteleuropäische Unternehmen verstärkt von Bedeutung sein,
intelligente Power to Gas-Gesamtlösungen zu entwickeln und zu implementieren, sodass
Kostennachteile in der Technologieentwicklung durch systemisches Know-How kompensiert werden
können.
7.1.7
Die Power to Gas-Technologie als zentrale Schnittstelle zur Realisierung von
Hybridnetzen
Power to Gas kann zudem auch einen zentralen Baustein zur Weiterentwicklung von Hybridnetzen
darstellen. Ein Hybridnetz ist hierbei ein über (neue) Schnittstellentechnologien stark
verbundenes/integriertes Netzsystem aus verschiedenen Energienetzen, die bidirektional gekoppelt
sind. Die Implementierung von Hybridnetzen ist aus energiesystemischer Sicht sowohl aus der
Perspektive der Versorgungssicherheit als auch aus ökonomischer Sicht für die Zukunft des
österreichischen sowie des mitteleuropäischen Energiesystems von entscheidender Bedeutung. Im
Bereich der Versorgungssicherheit können Hybridnetze vor allem für ein verbessertes
Lastmanagement und für Energieträger-übergreifende Speicherungen von Energie in andere Netze
sorgen. Aus ökonomischer Sicht sind vor allem die Bausteine der Erhöhung der Ressourceneffizienz
sowie die Reduktion der Intensität eines singulären Netzausbaus und somit die Reduktion des
Infrastrukturausbaus zu nennen. Die Realisierung von Hybridnetzen ermöglicht in Zukunft, eine
optimierte Integration bestehender Infrastrukturen wie z.B. Leitungsnetzen. Darauf aufbauend können
strategische Entscheidungen auch in der Energieraumplanung getroffen werden, wodurch das
Energiesystem prioritär im regionalen Kontext weiterentwickelt wird und somit auch im überregionalen
Kontext entscheidende positive Beiträge liefert, sodass eine Stärkung des heimischen Wirtschaftsund Lebensraumes forciert werden kann.
Wärme-, Strom- und Gasnetze verlaufen oftmals parallel ohne starke Verschneidung. Bestehende
Verknüpfungen existieren bislang zwischen dem Strom- und Wärmenetz in Form von KWKTechnologien, vom Strom- zum Wärmenetz mittels Wärmepumpen, vom Gas- zum Stromnetz und
zum Fernwärmenetz mittels Kraftwerken und Brennstoffzellen. Erst die Entwicklung der Power to GasTechnologie ermöglicht auch die Verknüpfung vom Strom- zum Gasnetz und somit die Realisierung
eines vollständigen Hybridnetzes (mit Ausnahme der Verknüpfung vom Wärme- zum Gasnetz).
Dadurch wird eine engere Koppelung der Netze ermöglicht. Stark volatile Energieträger wie z.B.
Windkraft können mit Hybridnetzen effizienter in das Energiesystem integriert werden, da die
Verknüpfungen zwischen den Netzen auch neue Speicherformen zulassen.
Über die direkten Anwendungsmöglichkeiten hinaus ermöglicht somit die Power to Gas-Technologie
die Weiterentwicklung von Hybridnetzen, wodurch wiederum zentrale Entwicklungen im
Energiesystem forciert werden können.
Seite 254 von 390
7.1.8
Erhöhung der Ressourceneffizienz in bestimmten Bereichen durch Power to
Gas-Anlagen
Eine nicht zu vernachlässigende Dimension, die eine Realisierung der Power to Gas-Technologie in
Österreich mit sich bringen wird, ist die Erhöhung der Primärenergieeffizienz in bestimmten
Teilsegmenten des Energiesystems. Dies ist deshalb schwierig zu konstatieren, da dies sehr stark von
der spezifischen Anwendung abhängt. Bei der Produktion von Wasserstoff für den Einsatz in der
Mobilität, ohne Nutzen als Speicheroption, muss z.B. die Gesamteffizienz des Power to Gas
Prozesses konventionellen Treibstoffen gegenüber gestellt werden. Dabei ist der Wirkungsgrad der
Stromproduktion von entscheidender Bedeutung.
Allerdings existiert wiederum eine Reihe von Möglichkeiten in spezifischen Anwendungsfällen, in
denen mit Power to Gas-Systemen der Gesamtwirkungsgrad bzw. die Primärenergieeffizienz
gesteigert wird. Bezugnehmend auf die in Kapitel 7.1.3 erläuterten Anwendungsmöglichkeiten sind
hierbei insbesondere folgende Systeme zu nennen:
•
•
•
•
•
•
Ein Wind- und/oder PV-Anlagenbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um bei
einem Wegfall von Vorrangregelungen für erneuerbare Energieträger am Strommarkt weiter
die Windkraftanlage oder die PV-Anlage zu jeder Zeit betreiben zu können, in dem eine
Energiespeicherung und -umwandlung mit der Power to Gas-Anlage durch eine
anschließende Einspeisung in das Erdgasnetz erfolgt. Dadurch können der
Gesamtnutzungsgrad der Anlage und somit die Jahresvolllaststunden der Anlage erhöht
werden.
Ein Biogas-Anlagenbetreiber implementiert eine Power to Gas-Anlage, um durch die Nutzung
und Bindung des Kohlendioxids bei einer Produktion von synthetischem Methan die
Produktionskapazität zu erhöhen und den Gesamtwirkungsgrad zu steigern.
Ein Stromproduzent/-händler implementiert eine Power to Gas-Anlage, um erneuerbaren
Strom aus topografisch entlegenen Regionen mit hohem Potential an erneuerbaren
Energiequellen (z.B. Sahara, Patagonien,…) zu nutzen und in die Nachfragezentren
transportieren zu können (z.B. über Erdgasleitungen).
Ein Industriebetrieb mit einer Verpflichtung an CO2-Zertifikaten implementiert eine Power to
Gas-Anlage um das ansonsten emittierte Kohlendioxid im synthetischen Methan zu binden,
dadurch die Effizienz zu erhöhen und die Erzeugungskapazität mit vorhandenen Ressourcen
zu steigern
Ein Stromproduzent implementiert eine Power to Gas-Anlage um eine zusätzliche negative
Ausgleichsenergie bereitzustellen und somit einen Erlös am Ausgleichsenergiemarkt zu
erwirtschaften.
Die „öffentliche Hand“ betreibt Power to Gas-Anlagen, um den Anteil erneuerbarer
Energieträger sowie den Gesamtwirkungsgrad im Energiesystem zu erhöhen (durch
Verringerung der Abschaltungen von Erzeugungsanlagen).
Sämtliche Anwendungsfälle bewirken insgesamt in der Volkswirtschaft eine höhere
Ressourceneffizienz. Zudem ist zu konstatieren, dass ein erneuerbarer Treibstoff wie Wasserstoff
oder synthetisches Methan aus elektrischer Energie basierend auf Windkraft, Photovoltaik,
Geothermie oder Wasserkraft, im Gegensatz zu Biotreibstoffen der ersten Generation keine
Ressourcenkonkurrenz zu alternativen Nutzungsformen biogener Ressourcen wie zur
Lebensmittelproduktion aufweist. In diesem Zusammenhang ist somit ebenfalls von einer Erhöhung
der Ressourceneffizienz zu sprechen, sofern das Power to Gas-Produkt alternative biogene
Treibstoffe der ersten Generation im Mobilitätsbereich ersetzt.
Im Folgenden soll – auf Basis des vom österreichischen Wirtschaftsministerium geförderten Projekts
„OptFuel“ – exemplarisch auf die Erhöhung der Ressourceneffizienz durch Power to GasAnwendungen bei biologischen Methanisierungsprozessen eingegangen werden, um eine ganz
Seite 255 von 390
konkrete systemische Anwendung der Wirkung von Wasserstoff aus Power to Gas-Anlagen auf die
Primärenergieeffizienz aufzuzeigen. Das Projekt „OptFuel“ deckt neben der erweiterten kaskadischen
Nutzung der anfallenden Stoffströme aus der Biomasseumsetzung auch die Einbindung der
Wasserelektrolyse ab. Durch die angestrebte Kombination von verschiedenen Verfahren wird eine
effiziente Prozessplattform zur Maximierung des Kohlenstoffnutzungsgrads von Biomasse zur
Bereitstellung erneuerbarer Energieträger und gleichzeitig eine Möglichkeit zur Stromspeicherung
fluktuierender erneuerbarer Energiequellen geschaffen. Die Einbindung der Power to GasTechnologie erfolgt hierbei durch die Beimengung von Wasserstoff zum Prozess, wodurch insgesamt
höhere Wirkungsgrade im Gesamtprozess erzielt werden können. Hierbei wird erneuerbare Elektrizität
durch die Einbindung der Wasserelektrolyse und der nachfolgenden Umsetzung von Wasserstoff und
Kohlendioxid in Form von chemischer Energie gespeichert. Der Vorteil des Prozesses im Projekt
„OptFuel“ ist, dass der Wasserstoff aus Power to Gas-Anlagen jederzeit kurzfristig in das System
eingespeist werden kann. Ein separates Hoch- und Abfahren der anderen Anlagenteile ist nicht
notwendig, da die biotechnologischen Verfahren unabhängig davon kontinuierlich betrieben werden
können.
Abbildung 7-5. Darstellung des Einsatzes von zusätzlichem Wasserstoff aus Power to Gas-Anlagen in
Biogasanlagen – Projekt „OptFuel“
Die biotechnologische Gewinnung von Methan wird hierbei als Option für die energetische Verwertung
von Biomasse forciert. Das Biogasverfahren ermöglicht einerseits den Einsatz einer Vielzahl an
Rohstoffen als Substrat und andererseits ist der Energieträger Methan für eine breite
Anwendungspalette nutzbar. Das Projekt „OptFuel“ soll einerseits den Kohlenstoffnutzungsgrad von
Substraten allgemein erhöhen, und andererseits durch die Wahl alternativer Substrate die
Lebensmittelkonkurrenz vermeiden, die bei den üblicherweise eingesetzten biogenen Ressourcen
auftritt.
Neben der Stromerzeugung besteht auch in anderen Sektoren wie Wärmegenerierung, Industrie und
vor allem Mobilität ein Bedarf an alternativen Energieträgern. Durch Produktflexibilität im Prozess
OptFuel sollen auch diese Sektoren bedient und eine Erhöhung des Anteils erneuerbarer
Energieträger ermöglicht werden. Vor allem im Bereich Mobilität stellen Methan oder Alkohole als
Benzin- bzw. Dieselersatz eine Alternative zu Elektrofahrzeugen dar. Der klare Vorteil dieser
Energieträger liegt in der höheren Reichweite und so sind diese vor allem für den Langstrecken-, Flugoder Schiffsverkehr geeignet. Darüber hinaus können bestehende Infrastrukturen genutzt werden.
Seite 256 von 390
7.1.9
Zusammenspiel zwischen aktueller betriebswirtschaftlicher Ausprägung und
volkswirtschaftlicher Relevanz
Wie bereits eingangs in Kapitel 7.1 erwähnt, ist eine zentrale Frage in der Bewertung der
volkswirtschaftlichen Relevanz eines Systems bzw. einer Technologie, ob neben einem systemischen
Benefit auch eine betriebswirtschaftlich positive Perspektive vorliegt und wenn nicht, inwiefern eine
übergeordnete Relevanz einen Eingriff der öffentlichen Hand rechtfertigt.
Die zentrale Fragestellung für die Rahmensetzung zur Implementierung neuer Technologien ist somit,
ob langfristig sowohl im betriebswirtschaftlichen als auch im volkswirtschaftlichen Kontext durch die
Markteinführung eines spezifischen Produktes bzw. Systems auch eine Rentabilität gegeben ist. Für
die Markteinführung und die Weiterentwicklung ist hierbei nicht zwingend eine betriebswirtschaftliche
Rentabilität von Bedeutung – sofern die volkswirtschaftlich positive Relevanz dieses Systems
vorhanden ist, kann die Weiterentwicklung und Implementierung einer Technologie von großer
Bedeutung sein.
Selbstverständlich wird die Realisierung einer Marktpenetration durch eine betriebswirtschaftliche
Rentabilität stark forciert. In diesem Spannungsfeld bewegt sich auch das Power to Gas-System. Es
wurde bereits veranschaulicht, dass das Power to Gas-System eine Reihe von Parametern generiert,
die einen übergeordneten Nutzen für das Energiesystem und aus diesem Grund auch für die
österreichische Volkswirtschaft darstellt. Von entscheidender volkswirtschaftlicher Bedeutung ist
hierbei auch die direkte ökonomische Wirksamkeit von zu tätigenden Investitionen. Investitionen in
heimische Technologiekomponenten erhöhen die heimische Wertschöpfung – dies wird auch in
Kapitel 7.4 analysiert und veranschaulicht. Im Bereich Power to Gas bildet dies für Österreich – auch
in Relation zu den anderen volkswirtschaftlichen Benchmarks – Chancen, die mit dem Markt- und
Technologiescouting in den voranstehenden Kapiteln auch beantwortet werden.
Für die detaillierten Kostenausgestaltungen der gesamten Power to Gas-Prozessketten ist an dieser
Stelle auf das Kapitel 7.3 zu verweisen. Aus dem Vergleich mit Konkurrenzsystem kann allerdings
vorweggenommen
werden,
dass
aus
direkten
ökonomischen
Aspekten
eine
Wettbewerbskompatibilität im bestehenden Rechtsrahmen in Österreich kurz- und mittelfristig noch
nicht zu erreichen ist. Für die Markteinführung bedarf es einer Weiterentwicklung und Optimierung,
insbesondere da diese Technologie auch den erläuterten volkswirtschaftlichen Nutzen aufweist.
Mittelfristig wird eine betriebswirtschaftliche Rentabilität insbesondere im Sektor Verkehr gegeben
sein.
Die Power to Gas-Technologien bzw. -Systeme befinden sich im Moment am Beginn ihres
Entwicklungsstadiums (einzelne Pilot- und Demonstrationsanlagen wurden bereits in
unterschiedlichen Größenordnungen realisiert bzw. konzipiert). Der Zeitpunkt im Entwicklungsstadium
der Technologie kann per se auch aufgrund der ökonomischen Theorie noch keine
betriebswirtschaftliche Rentabilität beinhalten. Aufgrund von Lernkurveneffekten und Skaleneffekten
reduzieren sich generell die Produktionskosten neuer Technologien, dies ist kein besonderes
Spezifikum von Power to Gas-Systemen. Die technologische Forschung und Entwicklung deshalb
bereits zu Beginn weiterhin mit intensiver systemischer und ökonomischer Forschung einhergehen, da
es sich um Technologien handelt, die einen übergeordneten Nutzen für das Energiesystem schaffen
können.
Einen weiteren essentiellen Aspekt hierbei stellt die Finanzierung eines Systems dar, das
betriebswirtschaftlich nicht rentabel, jedoch volkswirtschaftlich und systemisch sinnvoll ist und mittel11
bis langfristig „rentabel“ sein kann. Einerseits lösen hohe Investitionen in (noch nicht marktreife)
Technologien auch signifikante Wertschöpfungseffekte aus (u.a. auch im F&E-Bereich) und damit
11
Bedeutsam sind zudem hierbei Kostenkalkulationen allerdings erst im Kontext des jeweiligen Einsatzes bzw.
Nutzens des Systems bzw. der Technologie. Hierbei sind auch volkswirtschaftliche Benchmarks heranzuziehen,
die nicht in einer direkten Produktkonkurrenz auf einem spezifischen Teilmarkt auftreten, siehe Kapitel 7.3.7
Seite 257 von 390
auch signifikante Mehrrundeneffekte. Andererseits entsteht dadurch im Gesamtsystem zum einen ein
zusätzlicher Preiseffekt für bestimmte Endkonsumenten – sofern keine direkte Kompensierung für den
einzelnen vorliegt; zum anderen entsteht in manchen Wirtschaftssegmenten dadurch eine
Finanzierungslücke, die in anderen Wirtschaftsbereichen zwar kompensiert wird, allerdings eben von
anderen Marktteilnehmern. Ein volkswirtschaftlich - aber nicht betriebswirtschaftlich - positiver Effekt
führt somit zu einer Umverteilung und kann nur durch einen öffentlichen Eingriff realisiert werden, da
ansonsten die nicht profitierenden Unternehmen die Umsetzung nicht forcieren werden.
Generell ist zu konstatieren, dass der in Zukunft potentielle betriebswirtschaftliche Nutzen des
Betriebs von Power to Gas-Anlagen insgesamt deutlich überlagert wird durch den eindeutig positiven
Systemnutzen der Technologie. Aus volkswirtschaftlichen und wohlfahrtsökonomischen Aspekten ist
somit Power to Gas als eine Lösungsoption weiterzuverfolgen und seitens der öffentlichen Hand zu
unterstützen.
Wie bereits in den technologischen Kapiteln dieser Studie angemerkt, ist zur Weiterentwicklung der
Power to Gas-Systeme auch unternehmensbetriebene Forschung von großer Bedeutung, die
allerdings ohne Unterstützung der öffentlichen Hand insbesondere im Fall des Vorliegens einer
volkswirtschaftlichen systemischen Bedeutung von bestimmten Produkten und Dienstleistungen
hinsichtlich der erforderlichen Intensität nur suboptimal stattfinden wird. Somit kommt aufgrund des
Entwicklungsstadiums der Power to Gas-Systeme einem öffentlich geförderten „Technology Push“
eine fundamentale Bedeutung zu. Ein „Technology Push“ soll die Entwicklung zusätzlicher
technologischer und systemischer Innovationen im Power to Gas-System bis zur Erlangung der
Marktreife unterstützen. Die Umsetzung der Diffusion dieser innovativen Technologie am Markt mit
dem „Technology Push“ alleine kann in einem vollintegrierten Energiesystem nicht per se garantiert
werden, ohne die dafür notwendigen Rahmenbedingungen zu schaffen. Somit ist die öffentliche Hand
auch gefordert, für volkswirtschaftlich und systemisch notwendige Technologieentwicklungen eine
nachfrageorientierte Innovationspolitik mit den zur Verfügung stehenden politischen Instrumenten zu
kreieren.
Für Power to Gas sind hier vor allem drei zentrale öffentliche Instrumente für den Technology Push zu
nennen:
1. Die Forcierung der Technologieförderung an sich in Form von Förderungen von Forschung
und Entwicklung österreichischer Forschungsinstitutionen und Unternehmen
2. Rechtliche Adaptierungen zur Sicherstellung der Wettbewerbsfähigkeit (siehe Kapitel 7.2)
3. Befreiung von bestehenden Abgaben (Ökostrompauschale, Gassystemnetztarife,
Erdgasabgabe).
Seite 258 von 390
7.2
7.2.1
Rechtliche Analyse von Power to Gas in Österreich
Die Einspeiseproblematik im Zusammenhang mit der Richtlinie 2009/73/EG
Die Liberalisierung der Energiemärkte spielt eine zentrale Rolle für die Wettbewerbsfähigkeit Europas.
Die Europäische Union hat durch die Verabschiedung des 3. Binnenmarktpakets im Jahre 2009 die
rechtlichen Rahmenbedingungen für den Energiebinnenmarkt neu gestaltet.
Schwerpunkte des Dritten Binnenmarktpaketes sind verschärfte Regelungen der Entflechtung von
Übertragungsnetzbetreibern
und
Fernleitungsunternehmen,
wobei
als
Optionen
die
eigentumsrechtliche Entflechtung, der Independent System Operator (ISO) und der Independent
Transmission Operator (ITO) zur Auswahl stehen. Die Unabhängigkeit der Übertragungsnetzbetreiber
und Fernleitungsunternehmen soll dabei eine Reihe von Maßnahmen sichergestellt werden. Weitere
Schwerpunkte des Dritten Binnenmarktpakets betreffen Konsumentenschutz/Energiearmut, die
Ausweitung
der
Kompetenzen
der
Regulierungsbehörde,
die
Einführung
einer
entfernungsunabhängigen Tarifierung von Gastransporten über Fernleitungsnetze (Entry/ExitTarifierung), Smart Metering sowie die Schaffung einer Agentur zur Zusammenarbeit der
Regulierungsbehörden.
Das 3. Binnenmarktpaket besteht aus folgenden Rechtsakten: Verordnung (EG) Nr. 713/2009, zur
Gründung einer Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörde, der Verordnung
(EG) Nr. 714/2009, über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel,
die Verordnung (EG) Nr. 715/2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den
Erdgasfernleitungsnetzen sowie die Richtlinie 2009/72/EG über gemeinsame Vorschriften für den
Elektrizitätsbinnenmarkt und die Richtlinie 2009/73/EG über gemeinsame Vorschriften für den
Erdgasbinnenmarkt.
Die Implementierung des 3. Energie-Binnenmarktpaketes erforderte eine weitgehende Neugestaltung
der Regelungen auf dem Elektrizitäts- und Gassektor. Die Umsetzung der Richtlinie 2009/72/EG über
gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt sowie die Schaffung begleitender
Regelungen sowie Sanktionen zur Verordnung (EG) Nr. 714/2009, über die Netzzugangsbedingungen
für den grenzüberschreitenden Stromhandel erfolgte in Form einer kompletten Neuerlassung der
Gesetze über die Organisation auf dem Gebiet der Elektrizitätswirtschaft und über die Organisation
der Energie-Regulierungsbehörde.
Die Verordnung (EU) Nr. 994/2010 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren
Erdgasversorgung und zur Aufhebung der Richtlinie 2004/67/EG sieht die Festlegung eines GasVersorgungsstandards über einen Zeitraum von 30 Tagen für einen innerstaatlich näher zu
determinierenden Kreis von geschützten Kunden vor.
Die Richtlinie des Rates vom 29. Juni 1990 zur Einführung eines gemeinschaftlichen Verfahrens zur
Gewährleistung der Transparenz der vom industriellen Endverbraucher zu zahlenden Gas- und
Strompreise (90/377/EWG) ist seit ihrer Erlassung inhaltlich im Wesentlichen unverändert geblieben.
Mit dem Beschluss der Kommission vom 7. Juni 2007, 2007/394/EG wurden die Anhänge zur
Richtlinie des Rates 90/377/EWG, die den Umfang und die Struktur der zu meldenden Daten
enthalten, nach der Wettbewerbswirklichkeit, die den liberalisierten Strom- und Gasmärkten
entspricht, und nach den modernen Anforderungen neu gestaltet.
Umsetzungsmaßnahmen der Unionsrechtsvorschriften des Dritten Energie-Binnenmarktpaketes in
Bezug auf Erdgas sowie Durchführung der durch die Verordnung (EU) Nr. 994/2010
Festlegungspflichten in Bezug auf die Festlegung eines Gas-Versorgungsstandards über einen
Zeitraum von 30 Tagen für die geschützten Kunden fanden im GWG 2011 ihren Niederschlag.
Gleichzeitig erging eine Novelle zum Preistransparenzgesetz mit dem Ziel, die mit dem Beschluss der
Kommission geänderten Rahmenbedingungen durch österreichische gesetzliche Regelungen so zu
Seite 259 von 390
ergänzen, dass eine innerstaatliche Vollziehung der Entscheidung des Rates 90/377/EWG in der
Fassung des Beschlusses der Kommission 2007/394/EG gewährleistet ist.
Durch dieses Gesetzesvorhaben sollten ausdrücklich nachstehende Richtlinien umgesetzt bzw.
Verordnungen durchgeführt werden:
o
o
o
o
die Richtlinie 2009/73/EG über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt
und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG, ABl. Nr. L 211 vom 14.08.2009, S. 94,
(Erdgasbinnenmarktrichtlinie) und;
die Richtlinie 2006/32/EG über Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen, ABl.
Nr. L 114 vom 27.04.2006, S. 64, umgesetzt, sowie die in der
Verordnung (EG) Nr. 715/2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den
Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005,
ABl. Nr. L 211 vom 14.08.2009, S. 36, und der
Verordnung (EU) Nr. 994/2010 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren
Erdgasversorgung und zur Aufhebung der Richtlinie 2004/67/EG des Rates, ABl. Nr.
L 295 vom 12.11.2010, S. 1.
Das Gaswirtschaftsgesetz 2011 bedurfte dabei, zur Begründung einer bundesunmittelbaren
Zuständigkeit
einer
Bundesbehörde,
einer
im
Verfassungsrang
stehenden
Kompetenzdeckungsklausel.
Gemäß Erwägungsgrund 44 der Richtlinie 2009/73/EG ist die Erfüllung gemeinwirtschaftlicher
Verpflichtungen eine grundlegende Anforderung dieser Richtlinien. Ziel dieser Richtlinien ist es
Mindestnormen
festzulegen,
durch
die
den
Zielen
des
Verbraucherschutzes,
der
Versorgungssicherheit, des Umweltschutzes und einer gleichwertigen Wettbewerbsintensität in allen
Mitgliedsstaaten, Rechnung getragen wird. Ein weiteres Hauptziel der Richtlinien ist der Aufbau eines
wettbewerblich organisierten Elektrizitäts- bzw. Erdgasbinnenmarktes auf der Grundlage eines
gemeinschaftsweiten Verbundnetzes.
Durch die in der Richtlinie enthaltenen Bestimmungen über die Entflechtung sollen
Interessenskonflikte zwischen Erzeugern und Lieferanten einerseits und Fernleitungs- und
Übertragungsnetzbetreibern andererseits wirksam gelöst werden (Erwägungsgrund 9 der Richtlinie
2009/73/EG). Dadurch sollen Anreize für die notwendigen Investitionen geschaffen und der effektive
Zugang von Markteinsteigern durch einen transparenten und wirksamen Rechtsrahmen gewährleistet
werden.
Die inhaltlichen Schwerpunkte der in den Richtlinien vorgesehenen Neuerungen, die durch die
Mitgliedsstaaten umzusetzen sind, sind folgende:
a. Stärkung und Absicherung der Verbraucherrechte
b. Wirksame Entflechtung der Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber
c. Gewährleistung des freien Marktzugangs für die Versorger und Entwicklung von
Kapazitäten für neue Erzeugungsanlagen
d. Harmonisierung der Zuständigkeiten der Regulierungsbehörden und
e. Maßnahmen zur Gewährleistung und Stärkung der Unabhängigkeit der
Regulierungsbehörde von öffentlichen und privaten Interessen.
Die sogenannte Erdgasbinnenmarktrichtlinie bestimmt nun in Artikel 1 zum Thema Gegenstand und
Anwendungsbereich, dass erstens, mit dieser Richtlinie gemeinsame Vorschriften für die Fernleitung,
die Verteilung, die Lieferung und die Speicherung von Erdgas erlassen werden und die Richtlinie die
Organisation und Funktionsweise des Erdgassektors, den Marktzugang, die Kriterien und Verfahren
für die Erteilung von Fernleitungs-, Verteilungs-, Liefer- und Speichergenehmigungen für Erdgas
sowie den Betrieb der Netze regelt.
Seite 260 von 390
Zweitens gelten die mit dieser Richtlinie erlassenen Vorschriften für Erdgas, einschließlich
verflüssigtem Erdgas (LNG), auch in nichtdiskriminierender Weise für Biogas und Gas aus Biomasse
oder anderen Gasarten, soweit es technisch und ohne Beeinträchtigung der Sicherheit möglich ist,
diese Gase in das Erdgasnetz einzuspeisen und durch dieses Netz zu transportieren.
In Umsetzung der cit. Richtlinie bestimmt das GWG 2011 zum Anwendungsbereich in § 3. Abs 1:
„Dieses Bundesgesetz hat die Erlassung von Bestimmungen für die Fernleitung, die Verteilung, den
Kauf oder die Versorgung von Erdgas einschließlich des Netzzugangs sowie des Speicherzugangs
zum Gegenstand.“
§ 7 Abs 4 GWG 2011 stellt klar: „Soweit in diesem Bundesgesetz auf die Begriffe Erdgas oder Gas
Bezug genommen wird, sind darunter auch auf Erdgasqualität aufbereitete biogene Gase zu
verstehen.“
Eine wesentliche Frage ist nun, was diese Diskrepanz in der Umsetzung für die Einspeisung von
Wasserstoff und synthetischem Methan in das Erdgasnetz bedeutet. Dabei ist zunächst an eine
richtlinienkonforme Auslegung zu denken.
Die sich stellende Frage ist der Rang der richtlinienkonformen Auslegung im nationalen
Auslegungskanon, oder, mit anderen Worten, der Vorrang eines richtlinienkonformen
Auslegungsergebnisses vor anderen möglichen Ergebnissen einer Norminterpretation. Die
Beantwortung dieser Frage hängt entscheidend davon ab, ob (alleine) die Rsp des EuGH untersucht
wird oder ob versucht wird, dies für das österr. Recht zu beantworten. Bei Ersterem führt diese
Untersuchung nicht sehr weit, da die Vorgaben des EuGH formelhaft sind und keine Details der in den
Mitgliedstaaten naturgemäß differierenden Methodik besprechen. Zwei gemeinschaftsrechtliche
Regeln lassen sich dennoch mit einiger Klarheit aus der Rsp gewinnen. Der EuGH verlangt von den
mitgliedstaatlichen Gerichten, nationales Recht "soweit wie möglich" "unter voller Ausschöpfung des
richterlichen Beurteilungsspielraums" auszulegen. Nationale Gerichte müssen, mit anderen Worten,
alles im Rahmen des nationalen Rechts Mögliche tun, um der Verpflichtung zur richtlinienkonformen
Auslegung nachzukommen. Dies beinhaltet auch die Heranziehung von Methoden, die innerstaatlich
12
zur Lösung von Normkonflikten geboten sind . Zweitens hat der EuGH die historische Auslegung für
13
unbeachtlich erklärt .
Eine richtlinienkonforme Auslegung muss somit nicht um jeden Preis vorgenommen werden. Die einer
Auslegung vorgelagerte Beurteilung, ob eine nationale Norm überhaupt auslegungsfähig ist, richtet
sich nach nationalem Recht und obliegt alleine den nationalen Gerichten. Diese sind nicht gehalten,
eine nach innerstaatlichen Grundsätzen unzulässige ("contra legem") Rechtsfortbildung durch
Rechtsanalogie oder Gesetzesanalogie vorzunehmen.
Nach hL ist Rechtsfortbildung eine Auslegung zwar in Missachtung der Grenzen des weitesten nach
dem Sprachgebrauch noch möglichen Wortsinnes, sie darf jedoch den mit dem Wortlaut
14
übereinstimmenden Willen des Gesetzgebers nicht übergehen . Ein Analogieschluss ist demnach
jedenfalls dann unzulässig, wenn Gesetzeswortlaut und klare gesetzgeberische Absicht in die
Gegenrichtung weisen, eine bestimmte Rechtsfolge vom österr. Gesetzgeber "bewusst" nicht
15
angeordnet wurde. Hierbei ist auf den nachweislichen "objektivierten Willen" des Gesetzgebers
12
Vgl EuGH verb Rs C-397/01 bis C-403/01 (Pfeiffer) Slg 2004 I-8835. Ausführlich dazu siehe
Prechal, Joined Cases C-397/01 to C-403/01, Bernhard Pfeiffer et al, CMLRev 2005, 1445; Klamert,
Judicial implementation of directives and anticipatory indirect effect: connecting the dots, CMLRev
2006, 1259 f.
13
Siehe Klamert, Judicial implementation of directives and anticipatory indirect effect: connecting the
dots, CMLRev 2006, 1259.
14
2
Bydlinski, Methodenlehre (1991) 467 f; vgl etwa auch VwGH 31. 1. 2006, 2005/12/0099.
15
2
Bydlinski in Koziol/Bydlinski/Bollenberger (Hrsg), ABGB-Kommentar § 7 Rz 2 mwN; kritisch etwa
Griller, Gibt es eine intersubjektiv überprüfbare Bedeutung von Normtexten? Bemerkungen zur
Seite 261 von 390
16
17
18
abzustellen , wobei auch dessen "beredtes Schweigen" genügt . Es ist daher alleine auf den
historisch zu ermittelnden Willen des Gesetzgebers abzustellen zur Ermittlung der Zulässigkeit der
19
ergänzenden Rechtsfindung im Lichte einer Richtlinie . Die historische Betrachtung, die diese
Folgerung eröffnet, wird gemeinschaftsrechtlich nicht präformiert. Der historische Wille des
Gesetzgebers ist rein nach innerstaatlichem Recht zu bestimmen, und es sind, bei Übereinstimmung
20
mit dem Wortlaut der Norm, weitere Interpretationsversuche zu unterlassen.
Nach dieser
historischen Betrachtung, ist dem Gesetzgeber kein Wille unterstellbar, unter den Erdgasbegriff auch
andere Gasarten, insbesondere synthetisch hergestelltes Methan oder Wasserstoff, subsumiert haben
zu wollen. Auch die Subsumierung unter den Begriff der biogenen Gase ist auszuschließen. Zu prüfen
ist, ob hier eine Lücke vorliegt.
Bei der Lückenfeststellung wird darauf abgestellt, ob ein Gesetz, gemessen an seiner eigenen Absicht
21
und immanenten Teleologie unvollständig, also ergänzungsbedürftig ist . Nach wohl hM ist Maßstab
die gesamte geltende Rechtsordnung, einschließlich der rationes legis, somit die dem Gesetz
22
23
zugrunde liegenden Wertungen und Ziele . Dies wird als "weiter Lückenbegriff" bezeichnet . In der
Lehre wird dagegen vertreten, dass eine Richtlinie ohne zumindest partielle Umsetzung nicht als
Maßstab der Lückenfeststellung herangezogen werden kann, da die Richtlinie in diesem Fall nicht
24
Bestandteil der Gesamtrechtsordnung geworden sei .
Eine EU-Richtlinie ist jedoch durchaus (verbindlicher) Bestandteil der österr. Rechtsordnung ab ihrem
Inkrafttreten. Das Richtlinienziel, wenn auch nicht die Richtlinie als Norm, liegt dem vom
Regelungsbereich der Richtlinie erfassten nationalen Recht als Wertung zugrunde und bestimmt
25
dessen Umsetzung und Auslegung. Die Relevanz der Regelungsvorgabe der Richtlinie wird auch
nicht durch die Tatsache ihrer gänzlichen oder teilweisen Umsetzung in nationales Recht
Sprachphilosophie Ludwig Wittgensteins, in: Griller/Korinek/Potacs (Hrsg), Grundfragen und aktuelle
Probleme des öffentlichen Rechts in: FS Rill (1995) 543, 561 f.
16
Schäffer, Kriterien juristischer Auslegung, in: FS Rill 595, 607.
17
Dazu Canaris, Die richtlinienkonforme Auslegung und Rechtsfortbildung in: FS Bydlinski 86; vgl
OGH 29. 4. 2004, 8 Ob S 13/03z (IESG), ZAS 2005/15 mit Anm Graf, wo der Gesetzgeber die NichtBefolgung nicht offenlegt, sondern die Richtlinien-Konformität als "gegeben" bezeichnet, trotz
eindeutiger, vorhergehender widersprechender Judikatur des EuGH. Zu diesem Problem auch
Karollus, Zur Einwirkung des Gemeinschaftsrechts 89 FN 74.
18
Die sich aus der hL zwangsläufig ergebende Exklusivität dieses Kriteriums der Auslegung bei der
Zulässigkeitsprüfung ist nicht unproblematisch im Lichte der fortbestehenden Konflikte um dessen
konkrete Ausgestaltung und Anwendung.
19
Jud, ÖJZ 2005, 526 ist insofern somit im Ergebnis zuzustimmen
20
Canaris, Die richtlinienkonforme Auslegung und Rechtsfortbildung in: FS Bydlinski, 96 f betont, die
Richtlinie sei bei dieser vorgelagerten Auslegung von Wortlaut und Zweck (noch) nicht in den Blick zu
nehmen. Zumindest missverständlich spricht er in diesem Zusammenhang davon, die Richtlinie sei
nicht als Maßstab der Lückenfeststellung heranzuziehen. Für sich genommen widerspricht er damit
seinen Aussagen zur Relevanz der Richtlinie zur Lückenfeststellung (88), aber auch hinsichtlich der
Contra-legem-Grenze kann die Lückenfeststellung bereits denklogisch nicht Auslegungszweck sein.
21
13
Koziol/Welser, Bürgerliches Rechts (2006) 27; Canaris, Die richtlinienkonforme Auslegung und
Rechtsfortbildung in: FS Bydlinski 83.
22
3
Bydlinski in: Rummel (Hrsg), ABGB Kommentar § 7 Rz 2.
23
Canaris, Die richtlinienkonforme Auslegung und Rechtsfortbildung, in: FS Bydlinski 84 f mwN.
24
Jud, ÖJZ 2005, 526; vgl auch Wilhelm, Einige unbewegliche systematische Bemerkungen, die
Urlaubsunlust von Reisenden betreffend, ecolex 2002, 789, der jedoch bereits die Auslegungspflicht
für nicht in Umsetzung ergangenes Recht zu bestreiten scheint, und denselben, siehe zur
Entscheidung OGH 23. 11. 2004, 5 Ob 242/04f, ecolex 2005, 132.
25
Entgegen Canaris, Die richtlinienkonforme Auslegung und Rechtsfortbildung in: FS Bydlinski, 87
erhebt das Richtlinienziel somit durchaus bereits vor Ablauf der Umsetzungsfrist Geltungsanspruch.
Davon zu trennen ist jedoch die (vollwirkende) Verpflichtung zur richtlinienkonformen Auslegung und
damit einer möglichen Rechtsfortbildung, welche sich erst mit Fristablauf einstellt. Dazu Klamert,
Judicial implementation of directives and anticipatory indirect effect: connecting the dots, CMLRev
2006, 1251.
Seite 262 von 390
26
beeinflusst. Lediglich der nachweisliche Wille des Gesetzgebers, einer Richtlinienvorgabe nicht
entsprechen zu wollen, schließt eine planwidrige Unvollständigkeit gemessen am Maßstab der
27
Richtlinie als Teil der Gesamtrechtsordnung aus. Es folgt somit, dass wohl jedenfalls eine Lücke
vorliegt, wenn eine nationale Regelung innerhalb des möglichen Wortsinnes im Lichte einer Richtlinie
unvollständig ist und wenn diese Unvollständigkeit nicht vom Gesetzgeber intendiert war. Dies kann
darin seinen Grund haben, dass der österr. Gesetzgeber die Richtlinie falsch auslegt oder irrtümlich
von der Richtlinienkonformität bereits bestehenden Rechts ausgeht. In diesen Fällen ist von einer
richtlinienbedingten Lücke auszugehen.
Davon zu unterscheiden und damit schwieriger zu beantworten ist die Frage nach der Planwidrigkeit,
wenn der Gesetzgeber die Richtlinie zwar (richtig) umsetzen wollte und dies zum Stichtag auch zutraf,
der Inhalt der Richtlinie sich jedoch danach durch Auslegung des EuGH in einem Sinn ändert, der
vom nationalen Gesetzgeber nicht gewollt und, hätte er davon gewusst, auch nicht umgesetzt worden
wäre. Es ist dies somit ein Fall der sich nachträglich als bewusst unrichtig oder unvollständig
herausstellenden Umsetzung. In einem solchen Fall liegt keine Lücke vor, wenn der
28
entgegenstehende Wille des Gesetzgebers nachweisbar ist.
Im vorliegenden Fall liegt eine Lücke vor, da die Bestimmung im GWG 2011 innerhalb des möglichen
Wortsinnes im Lichte der Richtlinie unvollständig ist und diese Unvollständigkeit ist nicht vom
Gesetzgeber intendiert. Im Sinne eines „weiten Lückenbegriffs“ ist hierbei die gesamte Rechtsordnung
heranzuziehen, also auch der neu eingefügte § 111 Abs 3 ElWOG 2010, welcher bestimmt:
„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.“
Es stellt sich nun die Frage der Lückenschließung. Die Schließung einer Lücke erfolgt durch die
Erstreckung der Rechtsfolgenanordnung einer nach ihren Wertungen und Zwecken vergleichbaren
Norm auf den von der auszulegenden Norm nicht gedeckten Anlassfall, sollte die so vorgenommene
Ergänzung nicht einer vom Gesetz gewollten Beschränkung widersprechen. Hinsichtlich einer
Richtlinie verbietet sich dies aufgrund der Umsetzungsprärogative des nationalen Gesetzgebers. Es
mag sein, dass die nationale (Umsetzungs-)Bestimmung und die Richtlinie durchaus in diesem Sinn
vergleichbare Normen darstellen.
Der Umsetzungsverpflichtung kann jedoch nicht der Zweck entfließen, das nationale Recht für einen
konkreten Fall zu vervollständigen. In der Auslegungskonstellation entspricht es nicht der "ratio" einer
29
Richtlinie, direkt auf ein konkretes innerstaatliches Rechtsverhältnis anwendbar zu sein. Das
Normverhältnis ist somit als solches nicht analogietauglich, die Zwecke und Wertungen der Richtlinie
26
Die Maßgeblichkeit der Richtlinie zur Lückenfeststellung bejaht auch Karollus, Zur Einwirkung des
Gemeinschaftsrechts 89, allerdings auf Basis eines fehlgehenden Verständnisses des EuGH-Urteils
Pfeiffer.
AA Jud, ÖJZ 2005, 526 f, die einerseits eine "zumindest partielle" Umsetzung der Richtlinie verlangt,
im nächsten Satz jedoch den Nachweis fordert, dass der Gesetzgeber die Richtlinie "ganz in das
nationale Recht integrieren wollte".
27
Ähnlich Franzen, Privatrechtsangleichung durch die Europäische Gemeinschaft (1999).
28
Ähnlich Herresthal, Voraussetzungen und Grenzen der gemeinschaftsrechtskonformen
Rechtsfortbildung, EuZW 2007, 400. Ähnlich auch Jud, ÖJZ 2005, 527, die offenkundig jedoch bereits
dann eine Lücke verneint, wenn der Gesetzgeber eine "klare Vorstellung von der RL" hatte vor dem
Erkenntnis des EuGH. Dies jedoch ist nicht gleichzusetzen mit dem ursprünglichen "Plan" des
Gesetzgebers. Eine klare Vorstellung sollte der Gesetzgeber wohl in jedem Fall haben, andernfalls
müsste er ein Vorabentscheidungsverfahren anstrengen.
29
Ähnlich im Ergebnis Jud, ÖJZ 2005, 526, auch wenn der Vergleich mit der unmittelbaren Wirkung
selbst in diesem Fall hinkt. Angewendet würde immer noch die nationale Norm, die Berufung auf die
Richtlinie selbst unter Beachtung aller weiteren durch den EuGH aufgestellten Voraussetzungen wäre
nicht erforderlich und vielleicht sogar gar nicht möglich.
Seite 263 von 390
können ohne Spiegelung im innerstaatlichen Recht nicht übertragen werden. Dies ändert nichts an der
Möglichkeit der Feststellung einer Lücke gemessen am "Plan" der Richtlinie. Eine so festgestellte
Lücke kann jedoch nur mittels Bezug auf innerstaatlich vorgefundene Wertungen und die Erstreckung
der Rechtsfolgenanordnung einer österr. Rechtsnorm geschlossen werden.
Ein für die konkrete Anwendung im nationalen Rechtsstreit wesentliche Unterschied besteht zwischen
der sogenannten "Ausschlusswirkung" und der "Ersetzungswirkung" der unmittelbar anwendbaren
30
Richtlinie. Im ersten Fall erfolgt eine (bloße) Verdrängung innerstaatlichen Rechts, im zweiten Fall
31
zusätzlich die ersatzweise Anwendung der Richtlinienbestimmung.
Von den vier möglichen
Konstellationen, in denen eine unmittelbare Wirkung zum Tragen kommen kann, ist nur eine
Konstellation nach der Rsp des EuGH eindeutig zulässig. Dies ist die vertikale Direktwirkung Privater
gegen Staat. Klar unzulässig ist die umgekehrt vertikale Direktwirkung Staat gegen Privaten.
Grundsätzlich unzulässig ist auch die horizontale Direktwirkung Privater gegen Privaten. Nur fallweise
als unzulässig beurteilt wurde hingegen die sogenannte horizontale Drittwirkung, bei welcher zwar im
Ausgangsstreit ein Privater dem Staat gegenübersteht, die Folgen der Entscheidung indirekt jedoch
32
anderen Privaten zum qualifizierten Nachteil gereichen.
Es ist bereits seit langem für die österr. Rechtsordnung geklärt, dass die unmittelbare Wirkung keine
33
Derogation entgegenstehender nationaler Rechtsnormen auslöst. Nationales Recht, das unmittelbar
anwendbarem Gemeinschaftsrecht widerspricht, wird im Anlassfall "bloß" nicht angewendet. Die damit
einhergehende Bereinigungspflicht für derart verdrängte Rechtsnormen ist davon methodisch zu
34
trennen. Klar ist, dass für die konkrete Durchführung der Verdrängungswirkung nicht dieselben
strengen Anforderungen wie an die Aufhebung einer Norm oder eines Normbestandteiles im
Prüfungsverfahren gemäß Art 140 B-VG durch den VfGH gestellt werden können. Der
Anwendungsvorrang bewirkt nun einmal keine "Aufhebung" des nationalen Rechts. Es gibt, soweit
ersichtlich, auch keine diesbezüglichen Vorgaben des Gemeinschaftsrechts, welches insofern
resultatorientiert ist.
Primär ist die richtlinienkonforme Auslegung, soweit sie auch gehen mag, eine Auslegung nationalen
Rechts, die unmittelbare Wirkung hingegen die direkte Berufung auf eine qualifizierte
gemeinschaftsrechtliche Norm. Die Unanwendbarkeit von nationalen Normen kann sich daher
grundsätzlich niemals aus dem Titel der richtlinienkonformen Auslegung ergeben. Umgekehrt, im Falle
der Bejahung der unmittelbaren Wirkung einer Richtlinienbestimmung sind Natur und Rang der österr.
Norm irrelevant. Der Vorrang des Gemeinschaftsrechts wirkt sowohl gegenüber einfachen Gesetzen
als (grundsätzlich) auch gegenüber Verfassungsrecht und unabhängig davon, ob die betroffene Norm
einer Auslegung zugänglich ist. Eine zum Verbot der horizontalen Direktwirkung parallele
Einschränkung gibt es bei der richtlinienkonformen Auslegung nicht. Sie ist auch in
Rechtsstreitigkeiten zwischen Privaten zulässig, und das Ergebnis der Auslegung kann
35
Privatpersonen verpflichten oder belasten.
Einfallstor für beide Institute ist eine nicht umgesetzte oder auch nur bloß mangelhaft umgesetzte
Richtlinie, somit ein Verstoß gegen die Umsetzungsverpflichtung durch den Staat. Wie bereits
30
Dazu Jarass/Beljin, Die Bedeutung von Vorrang und Durchführung des EG-Rechts, NVwZ 2004, 1,
5; Eilmansberger, Zur Direktwirkung von Richtlinien gegenüber Privaten (Teil I) - Ist nach CIA,
Unilever, Ingmar, Draehmpaehl, Ferreira und Heininger jetzt alles ganz anders?, JBl 2004, 286 ff.
31
Die Voraussetzungen für beide sind nach der Rsp des EuGH identisch, gegen Bestrebungen der
Lehre und der Generalanwälte zur Ausweitung des Anwendungsbereiches der Ausschlusswirkung.
Siehe dazu etwa Anonym, Horizontal direct effect - A law of diminishing coherence?, CMLRev 2006, 1
mwN.
32
"Incidental effect". Vgl Öhlinger/Potacs, Gemeinschaftsrecht und staatliches Recht (2011) 70 f.
33
Vgl etwa Griller, Der Anwendungsvorrang des EG-Rechts, ecolex 1996, 639; Öhlinger/Potacs,
Gemeinschaftsrecht und staatliches Recht (2011) 81 mwN.
34
Öhlinger/Potacs, Gemeinschaftsrecht und staatliches Recht (2011) 88 ff.
35
Vgl etwa Öhlinger/Potacs, Gemeinschaftsrecht und staatliches Recht (2011) 92 f.
Seite 264 von 390
ausgeführt, ist die unmittelbare Wirkung einer Richtlinie keine Voraussetzung einer
richtlinienkonformen Auslegung in ihrem Licht. Zur Rangordnung zwischen beiden Instituten wird in
36
stRsp das Primat der richtlinienkonformen Auslegung postuliert. Es ist somit zuerst ein Versuch der
richtlinienkonformen Auslegung, einschließlich der Rechtsfortbildung zu unternehmen und erst dann
die etwaige unmittelbare Wirkung der Richtlinie zu untersuchen. Diese Vorgabe allerdings ist nicht
sanktionsbewehrt. Es ist kein Fall bekannt, in dem einem nationalen Gericht nachteilige Folgen daraus
erwachsen wären, dass es eine richtlinienkonforme Auslegung gegenüber der unmittelbaren Wirkung
vernachlässigt hätte. Beides, unmittelbare Wirkung und richtlinienkonforme Auslegung, dispensiert im
Regelfall andererseits nicht von einer vollständigen, klaren und generell verbindlichen Umsetzung der
37
Richtlinie in nationales Recht. Der österr. Gesetzgeber hat somit auch im Fall einer erfolgreichen
richtlinienkonformen Auslegung oder der Realisierung einer unmittelbaren Wirkung ein
Vertragsverletzungsverfahren zu gewärtigen.
Aktuell ist jedenfalls nicht mit Sicherheit davon auszugehen, dass es eine gesetzliche Grundlage im
österreichischen Rechtsystem zur Einspeisung von Wasserstoff oder synthetisch hergestelltem
Methan ins Gasnetz gibt. Sollte eine solche angenommen werden, sind jedenfalls die Bestimmungen
38
39
der ÖVGW RL 31 bzw ÖVGW RL 33 anzuwenden.
7.2.2
Exkurs: die rechtliche Umsetzung in Deutschland
Maßgebliche Rechtsnormen für die Erzeugung und Einspeisung von Speichergasen in das deutsche
Gasnetz sind das Energiewirtschaftsgesetz sowie die darauf beruhenden Verordnungen,
insbesondere die Gasnetzzugangsverordnung und die Gasnetzentgeltverordnung. Weiter von
Bedeutung für die Erzeugung und Einspeisung ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG).
Mit dem Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 26.7.2011 hat der
deutsche Gesetzgeber in § 3 Nummer 10c Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) die Definition des
Begriffs „Biogas“ ergänzt. Dieser umfasst nunmehr auch „Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse
erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes Methan, wenn der zur Elektrolyse eingesetzte Strom
und das zur Methanisierung eingesetzte CO2 oder Kohlenmonoxid jeweils nachweislich weit
überwiegend aus erneuerbaren Energiequellen [...] stammen“. „Weit überwiegend“ soll dabei nach der
Gesetzesbegründung einen Anteil von mindestens 80 % bedeuten. Regenerativ erzeugter
Wasserstoff und synthetisches Methan werden damit – ebenso wie Deponiegas, Klärgas und
Grubengas – schlicht als „Biogas“ definiert. Ein eigenständiges rechtliches Regelwerk für diese Stoffe
besteht noch nicht.
36
Vgl etwa EuGH Rs C-327/00 (Santex) Slg 2003, I-1877 Rz 63 f. Teilweise kritisch Klamert, Die
richtlinienkonforme Auslegung 67, 190 f. Siehe aber Jarass/Beljin, Unmittelbare Anwendung des EGRechts und EG-rechtskonforme Auslegung, JZ 2003, 776.
37
Siehe zur unmittelbaren Wirkung Öhlinger/Potacs, Gemeinschaftsrecht und staatliches Recht
(2011) 109 mwN. Vgl jedoch zur richtlinienkonformen Auslegung Klamert, Judicial implementation of
directives and anticipatory indirect effect: connecting the dots, CMLRev 2006, 1262 ff.
38
In der ÖVGW-Richtlinie G31 werden die Qualitätsanforderungen des Gases definiert, die einen
sicheren Transport innerhalb des österreichischen Gasnetzes gewährleisten sollen. Weiters werden in
der Richtlinie die brenntechnischen Daten des Gases festgeschrieben. Die in der Richtlinie
angeführten Qualitätskriterien orientieren sich stark an den Eigenschaften des importierten Erdgases.
Qualitätsanforderungen sind unter anderem deswegen notwendig, da einige im Erdgas oder Biogas
enthaltene Begleitstoffe wie Kohlenwasserstoffe, Wasser, Sauerstoff oder Kohlendioxid in größerer
Konzentration eine starke Korrosion in Aggregaten und Rohrleitungen hervorrufen können. Weiters
kann es durch die Kondensation dieser Begleitstoffe zu Beschädigungen in Instrumenten und
Aggregaten kommen sowie bei Frost zu einer Vereisung von Rohrleitungen.
39
Die Die ÖVGW Richtlinie G33 (Österreichische Vereinigung für das Gas- und Wasserfach) ist für
die Einspeisung von Biogas aus regenerativen Prozessen in die Gasnetze der Gasnetzbetreiber
anzuwenden. In der Richtlinie wird die Qualität von regenerativen Gasen und die
Qualitätsüberwachung als Voraussetzung für die Einspeisung definiert.
Seite 265 von 390
Die neue Definition hat weitreichende Folgen: Als „Biogas“ profitieren Wasserstoff und synthetisches
Methan, soweit die weiteren Anforderungen des § 3 Nummer 10c EnWG erfüllt sind, von sämtlichen
energiewirtschaftsrechtlichen Bestimmungen, die Biogas im Verhältnis zu anderen Energieträgern
privilegieren.
7.2.3
Berufsrechtliche Grundlagen zum gewerbsmäßig ausgeübten Betreiben einer
Wasserstoff-Synthetisierungsanlage
Die Gewerbeordnung gilt gem. ihrem § 1 Abs 1, soweit nicht die §§ 2 bis 4 anderes bestimmen, für
alle gewerbsmäßig ausgeübten und nicht gesetzlich verbotenen Tätigkeiten.
Eine Tätigkeit wird gewerbsmäßig ausgeübt, wenn sie selbständig, regelmäßig und in der Absicht
betrieben wird, einen Ertrag oder sonstigen wirtschaftlichen Vorteil zu erzielen, gleichgültig für welche
Zwecke dieser bestimmt ist; hierbei macht es keinen Unterschied, ob der durch die Tätigkeit
beabsichtigte Ertrag oder sonstige wirtschaftliche Vorteil im Zusammenhang mit einer in den
Anwendungsbereich der Gewerbeordnung fallenden Tätigkeit oder im Zusammenhang mit anderen
Tätigkeit erzielt werden soll. Jede Tätigkeit, die diese Kriterien erfüllt, unterliegt den Bestimmungen
der Gewerbeordnung und bedarf einer entsprechenden Gewerbeberechtigung. Eine Ausübung einer
solchen Tätigkeit ohne erforderliche Gewerbeberechtigung ist verboten, ein Zuwiderhandeln wird mit
Strafe bedroht.
Wesentliche Konsequenz, aus dem Ergebnis, dass eine Tätigkeit den Bestimmungen der
Gewerbeordnung unterliegt, ist, dass nicht jedermann das Gewerbe nach Belieben ausüben kann.
Vielmehr sieht die GewO 1994 bestimmte Voraussetzungen für die Ausübung von Gewerben vor. Für
natürliche Personen sind dies Eigenberechtigung, Wohnsitz im EWR-Raum, kein Vorliegen von
Gewerbeausschlussgründen, sowie die österreichische Staatsbürgerschaft oder eine entsprechende
Gleichstellung. Für juristische Personen und Personengesellschaften sind dies Sitz oder
Niederlassung im Inland, kein Vorliegen von Gewerbeausschlussgründen und die Bestellung eines
gewerberechtlichen Geschäftsführers.
Neben diesen allgemeinen Voraussetzungen kennt die Gewerbeordnung für bestimmte Gewerbe
auch noch besondere Voraussetzungen. § 5 Abs 2 GewO 1994 teilt die Gewerbe zunächst in
reglementierte Gewerbe, Teilgewerbe und freie Gewerbe ein. Zur Ausübung eines freien Gewerbes
sind die allgemeinen Voraussetzungen zu erfüllen, nicht jedoch besondere Voraussetzungen.
Insbesondere bedarf es keines Befähigungsnachweises. Freie Gewerbe, sind alle unter die
Gewerbeordnung fallenden Tätigkeiten, welche nicht in der taxativen Liste der reglementierten
Gewerbe (§ 94 GewO 1994) geführt sind.
§ 2 Abs 1 Z 20 der GewO 1994 bestimmt, dass diese, unbeschadet weiterer ausdrücklich
angeordneter Ausnahmen durch besondere bundesgesetzliche Vorschriften, auf die Tätigkeit des
40
Betriebs von Elektrizitätsunternehmen (§ 7 Z 11 ElWOG 2010) und jener Erdgasunternehmen (§ 7 Z
41
16 GWG 2011) , die nicht Erdgashändler (§ 7 Z 14 GWG 2011) sind, nicht anzuwenden ist.
40
Gemäß § 7 Z 11 ElWOG versteht man unter einem Elektrizitätsunternehmen „eine natürliche oder
juristische Person oder eine Erwerbsgesellschaft, die in Gewinnabsicht von den Funktionen der
Erzeugung, der Übertragung, der Verteilung, der Lieferung oder des Kaufs von elektrischer Energie
mindestens eine wahrnimmt und die kommerzielle, technische oder wartungsbezogene Aufgaben im
Zusammenhang mit diesen Funktionen wahrnimmt, mit Ausnahme der Endverbraucher“.
41
Gemäß § 7 Z 16 des Gaswirtschaftsgesetzes versteht man unter einem Erdgasunternehmen „eine
natürliche oder juristische Person oder eingetragene Personengesellschaft, die in Gewinnabsicht von
den Funktionen Fernleitung, Verteilung, Lieferung, Verkauf, Kauf oder Speicherung von Erdgas,
einschließlich verflüssigtes Erdgas mindestens eine wahrnimmt und für die kommerziellen,
technischen oder wartungsbezogenen Aufgaben im Zusammenhang mit diesen Funktionen
verantwortlich ist, mit Ausnahme der Endverbraucher“. Auch Speicherunternehmen gemäß § 7 Z 58
des Gaswirtschaftsgesetzes also „eine natürliche oder juristische Person oder eingetragene
Seite 266 von 390
Die Tätigkeit, der gewerbsmäßigen Elektrolyse von Strom zur Gewinnung von Wasserstoff, ist nicht
unter diese Ausnahme subsumierbar. Auf eine solche Tätigkeit ist die GewO 1994 somit prinzipiell
anzuwenden. Da es sich dabei auch nicht um ein Gewerbe im Sinne des § 94 GewO 1994 handelt, ist
aus berufsrechtlicher Sicht von einem freien Gewerbe auszugehen. Sind die allgemeinen
Voraussetzungen gegeben, darf ab dem Zeitpunkt der Anmeldung das Gewerbe ausgeübt werden.
7.2.4
Anlagenrechtliche Grundlagen zum gewerbsmäßig ausgeübten Betreiben einer
Wasserstoff-Synthetisierungsanlage
Gemäß der Legaldefinition in § 74 Abs 1 GewO 1994 ist unter einer gewerblichen Betriebsanlage jede
örtlich gebundene Einrichtung zu verstehen, die der Entfaltung einer gewerblichen Tätigkeit
regelmäßig zu dienen bestimmt ist. Nicht jede gewerbliche Betriebsanlage ist jedoch
genehmigungspflichtig.
42
Gewerbliche Betriebsanlagen dürfen nur mit Genehmigung der Behörde errichtet oder betrieben
werden, wenn sie wegen der Verwendung von Maschinen und Geräten, wegen ihrer Betriebsweise,
wegen ihrer Ausstattung oder sonst geeignet sind, das Leben oder die Gesundheit des
Gewerbetreibenden, der nicht den Bestimmungen des ArbeitnehmerInnenschutzgesetzes, in der
jeweils geltenden Fassung, unterliegenden mittätigen Familienangehörigen oder des nicht den
Bestimmungen des ArbeitnehmerInnenschutzgesetzes,
in der jeweils geltenden Fassung,
unterliegenden mittätigen eingetragenen Partners, der Nachbarn oder der Kunden, die die
Betriebsanlage der Art des Betriebes gemäß aufsuchen, oder das Eigentum oder sonstige dingliche
43
Rechte der Nachbarn zu gefährden, bzw. die Nachbarn durch Geruch, Lärm, Rauch, Staub,
44
Erschütterung oder in anderer Weise zu belästigen.
Wie sich bereits aus dem Wortlaut des Einleitungssatzes des § 74 Abs 2 GewO 1994 ergibt,
begründet schon die (grundsätzliche) Eignung einer Betriebsanlage, die in den Z 1 bis 5 dieser
Gesetzesstelle genannten Gefährdungen, Belästigungen, Beeinträchtigungen oder nachteiligen
Einwirkungen herbeizuführen, die Genehmigungspflicht. Ob solche Gefährdungen, Belästigungen,
Beeinträchtigungen oder sonstige nachteilige Einwirkungen im konkreten Einzelfall tatsächlich von der
Betriebsanlage ausgehen, ist sodann im Genehmigungsverfahren zu prüfen und, je nach dem
Ergebnis dieser Prüfungen, allenfalls unter Vorschreibung von Auflagen, die Genehmigung nach § 77
45
bzw § 81 Abs 1 GewO 1994 zu erteilen oder zu versagen. Eine derartige Eignung ist aber nicht
schon allein dann gegeben, wenn nicht ausgeschlossen werden kann, dass von der Betriebsanlage
Emissionen der verschiedensten Art ausgehen könnten. Erforderlich ist vielmehr auch das
Vorhandensein von Nachbarn, auf die diese Emissionen gefährdend, beeinträchtigend oder
belästigend einwirken können. Um beurteilen zu können, ob eine Betriebsanlage unter dem
Gesichtspunkt des Nachbarschutzes der Genehmigungspflicht nach § 74 Abs 2 GewO 1994
unterliegt, bedarf es daher neben der Feststellung der von der Betriebsanlage möglicherweise
ausgehenden Einwirkungen auch konkreter Feststellungen über das Vorhandensein von Nachbarn,
46
die durch solche Einwirkungen gefährdet, beeinträchtigt oder belästigt werden könnten.
Personengesellschaft, die die Funktion der Speicherung wahrnimmt und für den Betrieb einer
Speicheranlage verantwortlich ist; hierzu genügt es, dass das Unternehmen die Speicheranlage bloß
verwaltet“, sind Erdgasunternehmen.
42
Erstinstanzliche Behörde ist die Bezirksverwaltungsbehörde (§ 333 GewO 1994).
43
§ 74 Abs 2 Z 1 GewO 1994.
44
§ 74 Abs 2 Z 2 GewO 1994.
45
VwGH 28. 11. 1995, Zl 93/04/0049). VwGH 8. 11. 2000, Zl 2000/04/0157, 22. 1. 2003, Zl
2002/04/0197, 19. 3. 2003, Zl 2001/04/0169.
46
VwGH 23. 11. 1993, Zl 93/04/0131, 11. 11. 1998, Zl 97/04/0116.
Seite 267 von 390
Bei der Beurteilung der Genehmigungspflicht einer gewerblichen Betriebsanlage kommt es nicht
darauf an, ob von der in Rede stehenden Betriebsanlage tatsächlich im Gesetz näher bezeichnete
Gefährdungen,
Belästigungen,
Beeinträchtigungen
oder
Einwirkungen
ausgehen.
Die
Genehmigungspflicht ist vielmehr immer schon dann gegeben, wenn solche Auswirkungen auf
bestimmte Personen im Sinne des § 74 Abs 2 Z 1 und 2 GewO 1994 nicht auszuschließen sind. Das
Tatbestandselement nach § 74 Abs 2 GewO 1994 ist die mit einer gewerblichen Betriebsanlage
verbundene personenbezogene (§ 74 Abs 2 Z 1 und 2) oder tätigkeits- bzw sachbereichsbezogene (§
74 Abs 2 Z 3 bis 5) konkrete Eignung, die in der zitierten Gesetzesstelle näher bezeichneten
47
Auswirkungen hervorzurufen.
So ist z.B. bei der Beurteilung der Genehmigungspflicht einer Betriebsanlage unter dem
Gesichtspunkt einer von der Flüssiggasanlage ausgehenden Explosionsgefahr allein entscheidend, ob
die Verwendung von Flüssiggas in Verbindung mit einem halb in die Erde eingegrabenen FlüssiggasTank ohne besondere Sicherheitsvorkehrungen die Gefahr einer Explosion und damit verbunden die
Gefährdung des Lebens oder der Gesundheit der in einer Entfernung von 44 m lebenden Nachbarn
mit sich bringt. Nicht bedeutsam ist in diesem Zusammenhang, ob eine solche Gefahr auch mit jener
Anlage verbunden ist, die tatsächlich und unter Einhaltung verschiedener Sicherheitseinrichtungen
48
errichtet wurde.
Auch im Fall einer gewerblichen BA zur Erzeugung von Wasserstoff mittels Elektrolyseverfahrens ist
von einer solchen Explosionsgefahr auszugehen. Die Anlage ist genehmigungspflichtig im Sinne der
Gewerbeordnung.
§ 356b GewO 1994 sieht vor, dass auch materiell-rechtliche Genehmigungskriterien nach anderen
Bundesgesetzen, soweit sie dem Schutz vor Auswirkungen der Anlage dienen, von der
Gewerbebehörde mit anzuwenden sind. Jene Unterlagen, die dem Ansuchen um Genehmigung einer
Betriebsanlage anzuschließen sind, sind dem § 353 GewO 1994 zu entnehmen.
7.2.5
Gewerbsmäßiger Betrieb einer Methanisierungsanlage
Zu prüfen ist hier zunächst die Abgrenzung der GewO 1994 vom GWG 2011, da § 2 Abs 1 Z 20 der
GewO 1994 bestimmt, dass diese, unbeschadet weiterer ausdrücklich angeordneter Ausnahmen
durch besondere bundesgesetzliche Vorschriften, auf die Tätigkeit des Betriebs von
Erdgasunternehmen (§ 7 Z 16 GWG 2011), die nicht Erdgashändler (§ 7 Z 14 GWG 2011) sind, nicht
anzuwenden ist.
Als Erdgasunternehmen definiert § 7 Z 16 des Gaswirtschaftsgesetzes „eine natürliche oder
juristische Person oder eingetragene Personengesellschaft, die in Gewinnabsicht von den Funktionen
Fernleitung, Verteilung, Lieferung, Verkauf, Kauf oder Speicherung von Erdgas, einschließlich
verflüssigtes Erdgas mindestens eine wahrnimmt und für die kommerziellen, technischen oder
wartungsbezogenen Aufgaben im Zusammenhang mit diesen Funktionen verantwortlich ist, mit
Ausnahme der Endverbraucher“. Auch Speicherunternehmen gemäß § 7 Z 58 des
Gaswirtschaftsgesetzes also „eine natürliche oder juristische Person oder eingetragene
Personengesellschaft, die die Funktion der Speicherung wahrnimmt und für den Betrieb einer
Speicheranlage verantwortlich ist; hierzu genügt es, dass das Unternehmen die Speicheranlage bloß
verwaltet“, sind Erdgasunternehmen.
Das GWG 2011 enthält keine Legaldefinition des Begriffs Erdgas. Nach herrschender Meinung
versteht man unter Erdgas eine natürlich entstandene Kohlenstoffverbindung mit hohem
47
48
VwGH 28. 1. 1997, Zl 96/04/0283, 16. 12. 1998, Zl 98/04/0056, 19. 3. 2003, Zl 2001/04/0169.
VwGH 31. 5. 2000, Zl 99/04/0222.
Seite 268 von 390
49
Methangehalt. Erdgas ist ein fossiler Energieträger, welcher meist in großen Tiefen und in
50
bestimmten Sedimentgesteinen der Erdkruste vorkommt.
Wiewohl § 2 Z 1 GWG 2011 ausdrücklich auf die Richtlinie 2009/73/EG des europäischen Parlaments
51
52
und des Rates verweist , und diese in Art 1 Abs 2 ausdrücklich auch andere Gasarten ihrem
Geltungsbereich unterwirft, ist dies aus berufs- wie anlagenrechtlicher Sicht nicht relevant. Da eine
Regelung dieser Rechtsbereiche nicht Intention der Richtlinie ist.
Somit bleibt zumindest diesbezüglich das Regime des GWG 2011 auf Erdgasunternehmen
beschränkt und ist davon auszugehen, dass der Gesetzgeber bei Erlassung des GWG 2011, auch
mangels bewusster Festlegung einer Definition des Begriffes im Gesetz, den allgemeinen
Sprachgebrauch vor Augen hatte und unter Erdgas natürlich entstandenes Erdgas zu verstehen ist.
Unter den Ausnahmetatbestande des § 2 Abs 1 Z 20 der GewO 1994 ist somit der gewerbliche
Betrieb einer Methanisierungsanlage nicht subsumierbar.
Berufs- wie anlagenrechtlich gelten die Bestimmungen der Gewerbeordnung. Für den Betrieb einer
Wasserstoff- Synthetisierungsanlage Ausgeführtes gilt sinngemäß.
7.2.6
Kombination mit einer Ökostromerzeugungsanlage
Nicht in den Anwendungsbereich der GewO 1994 fällt der Betrieb von Elektrizitätsunternehmen (§ 2
Abs 1 Z 20 GewO 1994). Darunter sind Unternehmen zu verstehen, die in Gewinnabsicht elektrische
Energie erzeugen, übertragen, verteilen, liefern oder kaufen und damit in Zusammenhang stehende
kommerzielle, technische oder wartungsbezogene Aufgaben wahrnehmen. Auch der bloße
Stromhandel ist ausgenommen.
Die Errichtung (Änderung) und Inbetriebnahme von Elektrizitätserzeugungsanlagen ist grundsätzlich
nach den aufgrund § 12 ElWOG 2010 erlassenen Landeselektrizitätsgesetzen bewilligungspflichtig
(z.B. §§ 6 ff OÖ ElWOG). Eine landeselektrizitätsrechtliche Bewilligung ist idR zu erteilen, wenn die
Sicherheit der Anlage und eine bestmögliche Energieeffizienz gewährleistet sowie – erforderlichenfalls
unter Vorschreibung von Auflagen – eine Gefährdung (Beeinträchtigung) näher bestimmter
Schutzgüter (Leben, Gesundheit, Eigentum) ausgeschlossen und bautechnische und
raumordnungsrechtliche Vorschriften eingehalten werden. Zuständig ist überwiegend die LReg ( §§
53
12, 57 OÖ ElWOG).
Es stellt sich nun die Fragen, welchem Regime eine Anlage unterliegt, in der Elektrizität, und daraus,
mittels Elektrolyse Wasserstoff bzw in weiterer Folge synthetisches Methan, erzeugt wird.
49
Krennmayr, Rechtliche Rahmenbedingungen der gaswirtschaftlichen Produktentwicklung, S. 1
Salje, EnWG, § 3 Rz 153 und Theobald in Danner/Theobald (Hrsg), Energierecht, Band I, 74. EL, §
3 EnWG, Rz 170.
51
§ 2 GWG 2011: „Durch dieses Bundesgesetz werden, … 1, die Richtlinie 2009/73/EG über
gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG,
ABl. Nr. L 211 vom 14.08.2009, S. 94, (Erdgasbinnenmarktrichtlinie) und; die Richtlinie 2006/32/EG
über Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen und zur Aufhebung der Richtlinie 93/76/EWG,
ABl. Nr. L 114 vom 27.04.2006, S. 64, umgesetzt,…“.
52
Artikel 1 Gegenstand und Anwendungsbereich (1) Mit dieser Richtlinie werden gemeinsame
Vorschriften für die Fernleitung, die Verteilung, die Lieferung und die Speicherung von Erdgas
erlassen. Die Richtlinie regelt die Organisation und Funktionsweise des Erdgassektors, den
Marktzugang, die Kriterien und Verfahren für die Verteilung von Fernleitungs-, Verteilungs-, Lieferund Speichergenehmigungen für Erdgas sowie den Betrieb der Netze. (2) Die mit dieser Richtlinie
erlassenen Vorschriften für Erdgas, einschließlich verflüssigtem Erdgas (LNG), gelten auch in
nichtdiskriminierender Weise für Biogas und Gas aus Biomasse oder anderen Gasarten, soweit es
technisch und ohne Beeinträchtigung der Sicherheit möglich ist, diese Gase in das Erdgasnetz
einzuspeisen und durch dieses Netz zu transportieren.
53
Giese, in Stolzlechner/Wendl/Bergthaler (Hrsg), Die gewerbliche Betriebsanlage3 (2008) Rz 304
50
Seite 269 von 390
§ 12 Abs 2 ElWOG 2010 sieht vor, dass bewilligungspflichtige gew Betriebsanlagen (iSd §§ 74 ff
GewO 1994) von der landeselektrizitätsrechtlichen Bewilligungspflicht ausgenommen werden. Die
Ausnahme beschränkt sich ausschließlich auf im Rahmen der gew BA betriebene
Eigenerzeugungsanlagen. Damit ist jedenfalls auch die Frage nach dem sachlichen
Anwendungsbereich der GewO 1994 (§§ 1 f leg cit) angesprochen. Darüber darf aber nicht übersehen
werden, dass § 12 ElWOG 2010 präzise auf die gewerbeanlagenrechtliche Bewilligungs- und
Anzeigepflicht (§§ 74 ff GewO 1994) abstellt.
§ 7 Z 11 ElWOG 2010 nimmt idgF den "Endverbraucher" vom Begriff des Elektrizitätsunternehmens
aus. Zwar definiert nun § 7 Z 12 leg cit den Endverbraucher als "einen Verbraucher, der Elektrizität für
den Eigengebrauch kauft". Darunter ist aber jedenfalls auch derjenige, der Elektrizität verbraucht, die
54
er selbst erzeugt zu verstehen. Daraus folgt, dass kein Elektrizitätsunternehmen betreibt, wer
55
Elektrizität bloß für den eigenen Bedarf erzeugt, kurzum wer eine Eigenerzeugungsanlage betreibt.
Die Erzeugung von Elektrizität für den eigenen Bedarf eines Gewerbetreibenden, also die Erzeugung
durch den Endverbraucher selbst, begründet daher noch kein Elektrizitätsunternehmen iSv § 7 Z 11
ElWOG 2010 wie auch iSd § 2 Abs 1 Z 20 GewO 1994 und fällt damit nicht aus dem
Anwendungsbereich der GewO heraus. Die Erzeugung von Elektrizität für den eigenen Bedarf durch
einen Gewerbetreibenden unterliegt folglich dem Anlagenrecht der GewO iSd § 12 Abs 2 ElWOG
2010. Solche Stromerzeugungsanlagen sind also nicht nach Landes-Elektrizitätsrecht
genehmigungspflichtig. Das gilt selbst dann, wenn die Eigenerzeugungsanlage von der gewerblichen
56
Hauptanlage räumlich entfernt ist.
Eine Anlage, in welcher ein Stromerzeuger also seine gesamte Stromproduktion einer Elektrolyse bzw
einer Methanisierung zuführt und somit verbraucht, unterliegt somit dem Anlagenrecht der GewO
1994.
Sobald ein gewerbetreibender Elektrizitätseigenerzeuger einen allfälligen Produktionsüberschuss aus
seiner Eigenerzeugungsanlage mit Gewinnabsicht weiterveräußert, begründet dies aber nach dem
Wortlaut von § 7 Z 11 ElWOG 2010 iVm § 2 Abs 1 Z 20 GewO 1994 insofern, bei im Übrigen gleich
57
bleibender Endverbrauchereigenschaft, die Elektrizitätsunternehmerschaft. Nun stellt aber § 12 Abs
2 ElWOG 2010 ohnedies nicht (direkt) auf den sachlichen Anwendungsbereich der GewO 1994,
sondern auf eine Bewilligungs- oder Anzeigepflicht nach den §§ 74 ff leg cit ab. Eine
Eigenerzeugungsanlage ist aber trotz gewinnorientierter Überschussabgabe (zumindest auch) als
(genehmigungspflichtige) gewerbliche Betriebsanlage zu qualifizieren, weil sie "einer gewerblichen
Tätigkeit regelmäßig zu dienen bestimmt ist", sodass für sie im Ergebnis nichts anderes wie für die
"reine" Eigenerzeugungsanlage gilt.
Auch Eigenerzeugungsanlagen mit Überschussabgabe, also auch Stromerzeuger, die einen allfälligen
Produktionsüberschuss nicht einer Elektrolyse bzw
Methanisierung zuführen, sondern mit
Gewinnabsicht weiterveräußern, unterliegen somit dem Anlagenrecht der GewO 1994.
Folgt man der hier vorgeschlagenen Interpretation von Elektrolyse bzw Methanisierung als
Eigenverbrauch nicht, kann eine gewerberechtliche Bewilligungspflicht nach dem Prinzip der "Einheit
54
Hauer, Stromerzeugungsanlagen zwischen Elektrizitäts- und Gewerberecht, RdU-UT 2007/5 (17).
Elektrizitätserzeugung für den eigenen Bedarf (also durch den Endverbraucher) liegt unabhängig
davon vor, ob die Erzeugungsanlage im Eigentum des Eigenerzeugers steht oder nicht.
Eigenerzeugung durch den Endverbraucher kann daher beispielsweise auch im Fall einer
gepachteten Anlage gegeben sein. Der Pächter müsste sich in diesem Fall allerdings tatsächlich um
den Betrieb der Stromerzeugungsanlage kümmern, weshalb es nicht ausreichend wäre, wenn der
Pächter die Betriebsführung der Stromerzeugungsanlage pauschal dem Verpächter (rück-)übertragen
würde, ohne sich Einfluss auf den täglichen Betrieb zu sichern (siehe VwGH 24. 2. 2004,
2002/05/0010 und 2002/05/0011, sinngemäß).
56
Da die Elektrizitätseigenerzeugungsanlage eines Gewerbetreibenden ohnehin ihrer Natur nach
"gewerblich" ist, kommt es insofern auf das Band der Einheit der Betriebsanlage gar nicht an.
57
VwGH 30. 11. 2006, 2005/04/0168.
55
Seite 270 von 390
der Betriebsanlage" in Betracht kommen. Nach der Rspr des VwGH ist zumindest ein tragender
Gedanke der Idee von der "Einheit der Betriebsanlage" darin zu sehen, dass nur durch eine
"Gesamtbetrachtung das gegenseitige Ineinanderwirken der einzelnen Anlagenteile in ihren
Auswirkungen auf die Umwelt umfassend beurteilt und damit der vom Gesetz angestrebte
58
umfassende Nachbarschaftsschutz bewirkt werden" kann , etwa weil die Wirkung von Emissionen
einzelner Anlagenteile in ihrer Gesamtheit möglicherweise über die Wirkung der Summe der
Einzelemissionen hinausgeht.
Für diesen Gedanken spielt es aber keine Rolle, ob einzelne Teile einer Anlage für sich genommen
(auch) einem anderen Anlagenrechtsregime unterfallen. Eine (allfällige) Einheit der Betriebsanlage hat
demnach zur Konsequenz, dass kombinierte Anlagen auch in jenen Teilen Gegenstand der
Genehmigungspflicht nach der GewO 1994 sind, die Elektrizität zur gewinnbringenden Veräußerung
erzeugen. Dieser Gedanke findet in § 74 Abs 5 GewO 1994 eine Bestätigung: danach bedürfen
Elektrizitätserzeugungsanlagen, die auch der in wirtschaftlichem und fachlichem Zusammenhang
stehenden Gewinnung und Abgabe von Wärme dienen (also KWK-Anlagen wie etwa
Fernheizkraftwerke, nicht jedoch Anlagen zur Synthetisierung von Wasserstoff bzw Methanisierung),
keiner gewerberechtlichen Betriebsanlagengenehmigung, wenn sie nach anderen bundesrechtlichen
Vorschriften
für derartige Anlagen bewilligt sind und der Charakter der Anlage als
Stromerzeugungsanlage gewahrt bleibt; diese Ausnahme wäre ohne die Prämisse der
59
bewilligungsrechtlichen Einheit der Anlage nicht erforderlich.
Die Einheit der Betriebsanlage wird nach der Rspr des VwGH nun aber nicht bereits durch einen
60
räumlichen Zusammenhang hergestellt, sondern es ist erforderlich, dass alle Anlagenteile einem
61
62
einheitlichen identitätsstiftenden Zweck dienen.
Es kann also in besonderen Fällen zu rechtlichen Überschneidungen zwischen dem Gewerbe- und
Elektrizitätsrecht kommen: Doppelfunktionale Anlagen (wie z.B. bei Biomasse-Kraft-WärmeKopplungsanlagen), die sowohl der Erzeugung von Elektrizität als auch von Fernwärme (z.B. in Form
eines gew Fernheizkraftwerkes) dienen, unterliegen nicht nur den (Landes-)ElWOG, sondern – nach
dem Prinzip der „Einheit der Betriebsanlage“ – vollumfänglich auch den §§ 74 ff GewO 1994. Die
gewerberechtliche Bewilligungspflicht gem § 74 Abs 2 GewO 1994 entfällt nur im Fall, dass die Anlage
die Voraussetzungen einer kombinierten Anlage (iS des § 74 Abs 5 GewO 1994) erfüllt, dh die
Stromerzeugung im Vordergrund steht, ein wirtschaftlicher und fachlicher Zusammenhang zwischen
der Stromerzeugung und Wärmegewinnung bzw -abgabe besteht und die Anlage auch nach anderen
58
VwSlg 11.888 A/1985; VwGH 25. 11. 1997, 97/04/0117.
Hauer, Stromerzeugungsanlagen zwischen Elektrizitäts- und Gewerberecht, RdU-UT 2007/5 (19).
60
VwGH 1. 7. 1997, 97/04/0063, 17. 3. 1998, 97/04/0139.
61
VwSlg 12.759 A/1988; VwGH 23. 10. 1995, 94/04/0223
62
„Gegen die umfassende gewerberechtliche Genehmigungspflicht kombinierter (doppelfunktionaler)
Anlagen spricht auch nicht der Ansatz der kompetenzrechtlichen Trennung, weil es die
Kompetenzaufteilung - dem VfGH im Fall des Fernheizkraftwerks Mellach folgend - nicht verbietet,
dass der Gewerberechtsgesetzgeber diesfalls auch die elektrizitätserzeugenden Anlagenteile für
seine gewerbe- und umweltpolizeilichen Zwecke miterfasst. Das ElWOG und in seiner Folge die
Landesausführungs-G verzichten idS bloß aus Gründen der Verwaltungsvereinfachung auf eine
verfassungsrechtlich mögliche kumulative Genehmigungspflicht für kombinierte Anlagen. Bei diesem
Ergebnis kommt es folglich - abgesehen vom Fall des § 74 Abs 5 ElWOG - auch nicht darauf an, ob
die Gewerbeausübung oder die Stromerzeugung der Hauptzweck der kombinierten Anlage ist.
Entscheidend ist im Grundsatz lediglich, ob eine gewerbliche Betriebsanlage vorliegt, die nach dem
Prinzip der Einheit der Betriebsanlage auch eine Stromerzeugungsanlage einschließt.“ Hauer,
Stromerzeugungsanlagen zwischen Elektrizitäts- und Gewerberecht, RdU-UT 2007/5 (20).
59
Seite 271 von 390
63
bundesrechtlichen Vorschriften (z.B. EG-K, WRG, ForstG ) bewilligungspflichtig ist („Kombinierte
64
Anlage“ ).
Da weder die Synthetisierung von Wasserstoff, noch eine Methanisierung unter die Bestimmung des
§ 74 Abs 5 GewO 1994 subsumierbar ist, unterliegen, unter der Voraussetzung der Einheit der
Betriebsanlage, auch kombinierte (doppelfunktionale) Anlagen dem Anlagenrecht der GewO 1994
(und nicht jenem des Elektrizitätswirtschaftsrechts). Sie bedürfen in der Folge keiner
elektrizitätsanlagenrechtlichen Bewilligung. Ist die Voraussetzung der Einheit der Betriebsanlage nicht
gegeben, so bleibt eine, verfassungsrechtlich mögliche, kumulative Genehmigungspflicht für
kombinierte Anlagen.
7.2.7
Kombination mit bestehenden Erdgasleitungsanlagen
Zur Sicherstellung der den Netzbetreibern auferlegten Verpflichtungen sind bei der Errichtung, der
65
66
Herstellung und beim Betrieb von Erdgasleitungsanlagen die Regeln der Technik (§ 7 Abs. 1 Z 53)
67
einzuhalten. Zu Erdgasleitungen zählen insbesondere auch Verdichterstationen , Molchschleusen,
Schieberstationen, Messstationen und Gasdruckregeleinrichtungen.
Gemäß § 134 Abs 1 GWG 2011 bedürfen die Errichtung, Erweiterung, wesentliche Änderung und der
Betrieb von Erdgasleitungsanlagen einer gasrechtlichen Genehmigung durch die Behörde gemäß §
148 Abs 2 GWG 2011, und zwar unbeschadet der nach anderen Vorschriften bestehenden
Genehmigungs- oder Bewilligungspflichten. Dies ist Ausfluss des verwaltungsrechtlichen
Kumulationsprinzips. Eine Konzentration, wie in § 356 b GewO 1994 für das Zusammentreffen
mehrerer bundesrechtlicher Vorschriften ist nicht vorgesehen.
Erdgasleitungsanlagen, die einen Bestandteil einer gew BA innerhalb des Betriebsgeländes bilden,
sind vom Anwendungsbereich des GWG ausgenommen (§ 3 Abs 2 Z 2 GWG 2011); das gilt auch für
Erdgasleitungsanlagen im Rahmen nichtgew Tätigkeiten, wenn auf diese Anlagen die §§ 74 ff GewO
68
Anwendung finden.
63
VwGH 30. 11. 2006, 2005/04/0168.
Kombinierte Anlagen: Darunter versteht man Anlagen, die ihrem Zweck nach der GewO dienen,
daneben aber auch anderweitig genutzt werden (zB Erzeugung von elektrischer Energie und
Fernwärme in einer Anlage). Für solche kombinierte Anlagen sind grundsätzlich mehrer
Anlagengenehmigungen erforderlich (zB nach Elektrizitätswirtschaftsrecht und nach der GewO). In
zwei Fällen, nämlich bei Bergbauanlagen, in denen vom Bergbauberechtigten auch gewerbliche
Tätigkeiten ausgeübt werden (§ 74 Abs 4), sowie bei Stromerzeugungsanlagen, die auch der
Erzeugung von Fernwärme dienen (§ 74 Abs 5), bedarf es unter bestimmten Voraussetzungen keiner
eigenen gew BA-Genehmigung, sofern der Charakter als Bergbau- bzw Stromerzeugungsanlage
gewahrt bleibt. Weist eine Bergbauanlage bereits den Charakter einer gew BA auf, so besteht eine
Anzeigepflicht. Ab dem Einlangen dieser Anzeige bei der Gewerbebehörde gilt die Anlagenbewilligung
nach bergrechtlichen Vorschriften als BA-Genehmigung (§ 74 Abs 4 letzter Satz).
65
„Erdgasleitungsanlage“ eine Anlage, die zum Zwecke der Fernleitung, der Verteilung von Erdgas
durch Rohrleitungen oder Rohrleitungsnetze oder als Direktleitungen errichtet oder betrieben wird,
sofern es sich nicht um eine vorgelagerte Rohrleitungsanlage handelt.
66
„Regeln der Technik“ technische Regeln, die aus Wissenschaft oder Erfahrung auf technischem
Gebiet gewonnene Grundsätze enthalten und deren Richtigkeit und Zweckmäßigkeit in der Praxis
allgemein als erwiesen gelten; die Einhaltung der einschlägigen Regeln der Technik wird vermutet,
wenn bei der Errichtung, bei der Erweiterung, bei der Änderung, beim Betrieb und bei der
Instandhaltung die technischen Regeln des ÖVGW sowie die ÖNORMEN eingehalten werden;
67
So wurde vor kurzem am Betriebsgelände des Service Centers der OÖ. Ferngas-Gruppe in Haid,
dort befindet sich die Reduzierstation „RS 102 Ansfelden I“. (Reduzierstationen entlang des
Hochdruckleitungsnetzes dienen dazu, den Gasdruck für die Verteilung in den Ortsnetzen zu
reduzieren) eine Forschungsanlage zur Umformung von erneuerbarer Energie in Wasserstoff und der
anschließenden Einspeisung ins Erdgas-Leitungsnetz als Nebenanlage zur bestehenden
Reduzierstation errichtet.
68
Pauger, Das österreichische Gaswirtschaftsrecht 37.
64
Seite 272 von 390
7.2.8
Kombination mit einer eigenen Rohrleitungsanlage
Unter „Rohrleitungsanlagen“ sind Einrichtungen zu verstehen, welche das zu befördernde Gut allseits
umschließen und als Transportweg für dieses Gut dienen; ferner alle mit dem Betrieb der Rohrleitung
örtlich verbundenen Baulichkeiten und technischen Einrichtungen, welche ausschließlich für die
Beförderung von Gütern in Rohrleitungen dienen. Dazu zählen auch alle mit dem Betrieb der
Rohrleitungsanlage örtlich verbundenen Baulichkeiten und technische Einrichtungen (z.B.
Abgabestellen, Lagerstätten, Verteilungsanlagen – § 2 Abs 1 RohrleitungsG).
Parteistellung haben im Genehmigungsverfahren neben dem Antragsteller die in § 18 Abs 2 Z 3 bis 7
RohrleitungsG
aufgezählten
Personen
(z.B.
Grundeigentümer,
Wasserberechtigte,
Bergbauberechtigte) sowie Nachbarn (§ 23 RohrleitungsG). Die Nachbareigenschaft ist – in
Ermangelung einer Definition im RohrleitungsG – am Maßstab des § 75 Abs 2 und 3 GewO 1994 zu
beurteilen.
Die Genehmigung ist – erforderlichenfalls unter Vorschreibung von Auflagen – zu erteilen, wenn die
Sicherheit der Anlage sowie der Schutz von Menschen (Nachbarn) sowie der Umwelt (z.B. Gewässer,
Luft) gewährleistet werden können. Die tatsächliche Inbetriebnahme der Rohrleitungsanlage ist der
Behörde anzuzeigen (§ 21 Abs 1 RohrleitungsG). Spätestens zu diesem Zeitpunkt ist auch der
Abschluss einer Haftpflichtversicherung nachzuweisen (§§ 13, 21 Abs 1 RohrleitungsG). Die Behörde
ist verpflichtet, binnen eines Jahres die Übereinstimmung der in Betrieb genommenen
Rohrleitungsanlage mit dem Genehmigungsbescheid zu überprüfen (§ 21 Abs 2 RohleitungsG).
Rohrleitungen unterliegen einer behördlichen Aufsicht (§ 38 RohrleitungsG). Die nachträgliche
Vorschreibung weiterer oder anderer Auflagen ist zulässig. Die Auflagen müssen grundsätzlich
wirtschaftlich zumutbar sein, es sei denn, solche Auflagen dienen zur Vermeidung von Gefährdungen
des Lebens oder der Gesundheit von Menschen, einer erheblichen Verunreinigung der ober- und
unterirdischen Gewässer und der Luft (§ 22 RohrleitungsG).
Zuständige Behörde ist jeweils der LH, bei länderübergreifenden Leitungen der BMVIT (§ 39
RohrleitungsG).
„Vorhaben“, die aufgrund der Lage, Gefährlichkeit oder des Verwendungszwecks zu einer
Beeinträchtigung der Sicherheit einer Rohrleitungsanlage führen können, sind genehmigungspflichtig
(§ 30 Abs 1 RohrleitungsG). Soweit es sich um die Errichtung oder den Betrieb gew BA handelt,
entfällt das Erfordernis einer gesonderten Genehmigung durch den LH. Die Genehmigung ist von der
Gewerbebehörde im konzentrierten BA-Verfahren gem § 356b GewO 1994 zu erteilen.
Eine Alternative zur Einspeisung in das öffentliche Gasnetz stellt die Errichtung von Direktleitungen
und lokalen Netzen dar. Diese können durchaus ergänzend zu bereits vor Ort vorhandenen
Erdgasnetzen errichtet werden.
69
Beförderung von Gütern in Rohrleitungen handelt sich um eine
Bei der gewerbsmäßigen
konzessionspflichtige gewerbliche Tätigkeit, für die die sondergewerberechtlichen Berufs- und
70
Anlagenvorschriften des RohrleitungsG gelten.
Soweit das RohrleitungsG keine besonderen
69
Für die Auslegung des Begriffs „gewerbsmäßig“ in § 1 Abs 1 Rohrleitungsgesetz kann auf § 1 Abs 1
der Gewerbeordnung zurückgegriffen werden. Danach wird eine Tätigkeit gewerbsmäßig ausgeführt,
wenn sie selbständig, regelmäßig und in der Absicht betrieben wird, einen Ertrag oder sonstigen
wirtschaftlichen Vorteil zu erzielen, gleichgültig, für welche Zwecke dieser bestimmt ist.
70
Gemäß § 1 Abs 1 Rohrleitungsgesetz gelten dessen Bestimmungen für die gewerbsmäßige
Beförderung von Gütern in Rohrleitungen, ausgenommen brennbare Gase mit einem Betriebsdruck
von unter 0,5 bar Überdruck und Wasser sowie für die Errichtung, Erweiterung, Änderung, den
Betrieb, die Instandhaltung und die Beseitigung der hierfür erforderlichen Leitungen und Anlagen
Seite 273 von 390
Regelungen vorsieht, gelten subsidiär die Bestimmungen der GewO einschließlich der §§ 74 ff GewO
71
1994.
Im Verhältnis zum Rohrleitungsgesetz findet die Gewerbeordnung also nur insoweit Anwendung,
soweit nicht durch das Rohrleitungsgesetz Sonderregelungen getroffen worden sind. Soweit das
Rohrleitungsgesetz keine Regelungen enthält, gelten für die gewerbsmäßige Beförderung von Gütern
in Rohrleitungen die Bestimmungen der Gewerbeordnung. Daraus ergibt sich, dass die
Bestimmungen der Gewerbeordnung nur für den Betrieb von Rohrleitungen für verbrennbare Gase mit
72
einem Betriebsdruck von unter 0,5 bar Überdruck und für Gasleitungen, die sich innerhalb einer
73
gewerblichen Betriebsstätte befinden gelten.
Soweit demzufolge die Gewerbeordnung anzuwenden ist, enthalten die §§ 74 ff GewO 1994 die
Voraussetzungen für die Errichtung und den Betrieb von gewerblichen Betriebsanlagen. Wie bereits
ausgeführt, ist gemäß § 74 Abs 1 Gewerbeordnung unter einer „gewerblichen Betriebsanlage“ jede
örtlich gebundene Einrichtung zu verstehen, die der Entfaltung einer gewerblichen Tätigkeit
regelmäßig zu dienen bestimmt ist. Nach der Judikatur ist etwa das Gasleitungsnetz eines
Flüssiggasversorgungsunternehmens von der Zentralstelle bis zum Netzverbraucher als einheitliche
gewerbliche Betriebsanlage anzusehen.
Der Gewerbeordnung unterliegende Betriebsanlagen sind, wie bereits dargestellt, nicht automatisch
genehmigungspflichtig, sondern nur dann, wenn die in § 74 Abs 2 GewO 1994 geregelte
Prognosebeurteilung ergibt, dass bestimmte nachteilige Auswirkungen dieser Anlagen nicht
auszuschließen sind. Die Verordnung BGBl II 20/1999 (Verordnung des Bundesministers für
wirtschaftliche Angelegenheiten, mit der jene Arten von Betriebsanlagen bezeichnet werden, für die
jedenfalls keine Genehmigung erforderlich ist) ist hier nicht anwendbar, da diese lediglich für
Erdgasflächenund
Fernwärmeversorgungsleitungsnetze
eine
Ausnahme
von
der
Genehmigungspflicht vorsieht.
Im Gewerberecht gilt der Grundsatz der „Einheit der Betriebsanlage“. Zur Erteilung der
Betriebsanlagengenehmigung für die Gasleitung (Hauptrohrleitung, Zuleitung und Gaseinleitungen) ist
daher auch nur eine Behörde berufen, deren Zuständigkeit sich aus den §§ 333, 334 Z 4 oder § 335 Z
74
1 GewO 1994 ergibt.
Auf lokale Leitungen für Wasserstoff bzw synthetisches Methan findet somit nicht das Regime des
GWG 2011, sondern abhängig vom Betriebsdruck (unter oder über 0,5 bar Überdruck) und dem
Standort der Leitungen (innerhalb oder außerhalb gew Betriebsstätten), entweder das gew BA-Recht
(§§ 74 ff GewO 1994) oder das RohrleitungsG Anwendung.
71
VwGH 25. 6. 2002, 2002/03/0136.
Erdgasnetze werden in unterschiedlichen Druckniveaus betrieben: überregionale Fernleitungen in
sehr hohem Druckbereichen (bis zu 100 bar), regionale Leitungen in einem breit gestreuten Spektrum
zwischen 1 und 70 bar, örtliche Versorgungsleitungen meist im Mitteldruck (0,1 bis 1 bar) oder
Niederdruckbereich (unterhalb von 100 mbar [Millibar]). Das Leitungsnetz der deutschen
Gaswirtschaft besteht beispielsweise zu 27 Prozent aus Hochdruckleitungen (mehr als 1 bar bis zu
100 bar), zu 38 Prozent aus Mitteldruckleitungen (100 mbar bis 1 bar) und zu 35 Prozent aus
Niederdruckleitungen (bis 100 mbar). Unmittelbar vor den Verbrauchsgeräten im Haushalt beträgt der
Gasdruck 20 mbar (http://www.eon-edis.com/html/14178.htm).
73
Gemäß § 1 Abs 2 Rohrleitungsgesetz gilt dieses nicht für Rohrleitungsanlagen, die bergrechtlichen
Vorschriften unterliegen, für Erdgasleitungen und für Rohrleitungsanlagen, die sich innerhalb der
gewerblichen Betriebsstätte a) von Unternehmen, die der Gewerbeordnung 1973 (nunmehr
Gewerbeordnung 1994) oder b) von Unternehmen, die dem Betriebsanlagenrecht der
Gewerbeordnung 1973 (nunmehr 1994) unterliegen.
74
Schanda, Praxiskommentar zum Energierecht (2004).
72
Seite 274 von 390
7.2.9
Zusammenfassung
Die sogenannte Erdgasbinnenmarktrichtlinie bestimmt in Artikel 1 zum Thema Gegenstand und
Anwendungsbereich, dass erstens, mit dieser Richtlinie gemeinsame Vorschriften für die Fernleitung,
die Verteilung, die Lieferung und die Speicherung von Erdgas erlassen werden und die Richtlinie die
Organisation und Funktionsweise des Erdgassektors, den Marktzugang, die Kriterien und Verfahren
für die Erteilung von Fernleitungs-, Verteilungs-, Liefer- und Speichergenehmigungen für Erdgas
sowie den Betrieb der Netze regelt.
Zweitens gelten die mit dieser Richtlinie erlassenen Vorschriften für Erdgas auch in
nichtdiskriminierender Weise für Biogas und Gas aus Biomasse oder anderen Gasarten, soweit es
technisch und ohne Beeinträchtigung der Sicherheit möglich ist, diese Gase in das Erdgasnetz
einzuspeisen und durch dieses Netz zu transportieren.
In Umsetzung der cit. Richlinie bestimmt das GWG 2011 zum Anwendungsbereich in § 3. Abs 1:
„Dieses Bundesgesetz hat die Erlassung von Bestimmungen für die Fernleitung, die Verteilung, den
Kauf oder die Versorgung von Erdgas einschließlich des Netzzugangs sowie des Speicherzugangs
zum Gegenstand.“
§ 7 Abs 4 GWG 2011 stellt klar: „Soweit in diesem Bundesgesetz auf die Begriffe Erdgas oder Gas
Bezug genommen wird, sind darunter auch auf Erdgasqualität aufbereitete biogene Gase zu
verstehen.“
Während der deutsche Gesetzgeber in § 3 Nummer 10c Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) die
Definition des Begriffs „Biogas“ ergänzte, dieser umfasst nunmehr auch „Wasserstoff, der durch
Wasserelektrolyse erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes Methan, wenn der zur Elektrolyse
eingesetzte Strom und das zur Methanisierung eingesetzte CO2 oder Kohlenmonoxid jeweils
nachweislich weit überwiegend aus erneuerbaren Energiequellen [...] stammen“, findet sich im GWG
2011 keine vergleichbare Definition. Eine wesentliche Frage ist nun, was diese Diskrepanz in der
Umsetzung für die Einspeisung von Wasserstoff und synthetischem Methan in das Erdgasnetz
bedeutet. Vieles spricht dafür, dass im vorliegendem Fall eine Lücke vorlegt, da die Bestimmung im
GWG 2011 innerhalb des möglichen Wortsinnes im Lichte der Richtlinie unvollständig ist und diese
Unvollständigkeit ist nicht vom Gesetzgeber intendiert.
Aktuell ist nicht mit Sicherheit davon auszugehen, dass es eine gesetzliche Grundlage im
österreichischen Rechtsystem zur Einspeisung von Wasserstoff oder synthetisch hergestelltem
Methan ins Gasnetz gibt. Sollte eine solche angenommen werden, sind jedenfalls die Bestimmungen
der ÖVGW RL 31 bzw ÖVGW RL 33 anzuwenden.
So können aus rechtlicher Sicht derzeit zwar konkrete Aussagen zur berufs- und anlagenrechtlichen
Komponente von Wasserstoff-Synthetisierungsanlagen und Methanisierungsanlagen getroffen
werden, die in weiterer Folge angenommen Systementgelte bei Einspeisung ins öffentliche Gasnetz
sind jedoch nur unter Vorbehalt getroffen.
Während also aus berufs- wie anlagenrechtlicher Sicht die österreichische Rechtsordnung weitgehend
adäquat auf die neue Technologie vorbereitet scheint, ist die Frage der Einspeisung ins öffentliche
Gasnetz nicht befriedigend gelöst. Auch aktuelle Gesetzesänderungen wie in § 111 Abs 3 ElWOG
2010 vermögen an der diesbezüglichen Unsicherheit nichts zu ändern. Eine ähnlich deutliche
Begriffsklärung im GWG 2011 wie beispielsweise in der deutschen Rechtsordnung ist zu empfehlen.
Seite 275 von 390
7.3
Quantitative ökonomische Bewertung der Power to Gas-Konzepte
Die ökonomische Bewertung der Power to Gas Konzepte wird für die in Kapitel 6.2 beschriebenen vier
Prozessketten durchgeführt. Diese Prozessketten unterscheiden sich grundlegend in deren
Anwendungszweck, der Größenordnung, den Strombezugskosten, den erreichbaren Volllaststunden,
Rahmenbedingungen und möglichen Einsatzgebieten. Dadurch sollen in der ökonomischen
Bewertung mehrere Anwendungsmöglichkeiten für Power to Gas abgedeckt werden.
Zuerst wird in diesem Kapitel etwas näher auf die gewählte Methodik und die allgemeinen Grundlagen
und Annahmen der Berechnungen eingegangen, dann die Rahmenbedingungen und Szenarien der
einzelnen Prozessketten sowie die Ergebnisse der Berechnungen dargestellt.
7.3.1
Grundlagen der Berechnungen
Die quantitative ökonomische Bewertung der Power to Gas Konzepte (4 Prozessketten) erfolgt
anhand der spezifischen Gestehungskosten von Wasserstoff bzw. Methan aus einer Power to Gas
Anlage. Für die Berechnung der Kosten wurde die sogenannte Annuitätsmethode gewählt, welche in
7.3.1.1 genauer beschrieben ist.
Die Gestehungskosten der einzelnen Prozessketten werden jeweils für die Produkte Wasserstoff und
Methan aus der Power to Gas Anlage berechnet. Des Weiteren werden unterschiedliche
Anwendungsmöglichkeiten im Bereich der Wärme- oder Stromerzeugung, im Mobilitätsbereich oder in
der Industrie untersucht. Dabei werden ebenfalls Gestehungskosten für den Einsatz von Wasserstoff
bzw. Methan berechnet. Abbildung 7-6 stellt die möglichen Anwendungspfade von Power to Gas
inklusive der Zwischenprodukte und Produkte in Form von Endenergie dar und steckt den Rahmen
der Berechnungen ab.
Abbildung 7-6. Power to Gas System inkl. Anwendungsmöglichkeiten in den unterschiedlichen Sektoren.
Die Quantifizierung der vier Prozessketten anhand von Gestehungskosten erfolgt sowohl für aktuelle
(2013) als auch zukünftige (2020, 2030) Kosten und Rahmenbedingungen. Für keine der vier
Prozessketten erfolgt eine konkrete Standortwahl bzw. Verortung, wobei bis auf Prozesskette 4 für
alle Anwendungsfälle von einem Einsatz in Österreich und somit den hier geltenden Gesetzen
ausgegangen wird. Dies betrifft vor allem die zu entrichtenden Strom- und Gasnetzentgelte sowie
möglichen Strombezugskosten. Diese sind in Kapitel 7.3.1 näher erläutert.
Seite 276 von 390
Die Daten zu den quantitativen ökonomischen Berechnungen in diesem Kapitel wurden im Zuge
dieses Projektes von allen Projektpartnern erhoben und mit Fachliteratur und bestehenden Daten aus
Vorstudien abgeglichen. Zukünftige Kostenentwicklungen der Komponenten stammen vor allem aus
den Analysen in den Kapiteln 3 bis 5. Die Simulationen zu den zukünftigen Strompreisszenarien und
die Entwicklung der Stromgestehungskosten erneuerbarer Technologien sind in diesem Kapitel
ebenfalls näher beschrieben.
7.3.1.1
Annuitätsmethode
Die quantitative ökonomische Bewertung der unterschiedlichen Prozessketten erfolgt anhand der
spezifischen Gestehungskosten von Wasserstoff bzw. Methan, welche aus den jährlichen
Gesamtkosten bezogen auf die jährlich erzeugte Energiemenge berechnet werden. Die jährlichen
Gesamtkosten einer Power to Gas Anlage werden anhand der sogenannten Annuitätsmethode
berechnet. Diese ist in der VDI 2067 beschrieben und wird in diesem Kapitel kurz erläutert.
Die jährlichen Gesamtkosten setzen sich aus den kapitalgebundenen AK, bedarfsgebundenen AV,
betriebsgebundenen AB und sonstigen Kosten AS zusammen. Werden diese von den spezifischen
Erlösen AE abgezogen, ergibt dies die Annuität der Jahresgesamtzahlungen A (siehe Formel 7.1). [30]
L = LA − (LM + LN + LO + LP )
Die kapitalgebundenen Kosten beinhalten vor allem die
Ersatzinvestitionen und werden anhand Formel 7.2 berechnet.
AR = (A + AS + ⋯ + AU − R W )a
(7.1)
Investitionskosten
und
etwaige
(7.2)
Dabei stellt A0 den anfänglichen Investitionsbetrag und An den Barwert der n-ten Ersatzbeschaffung
dar. Dieser ist abhängig von der Nutzungsdauer TN der jeweiligen Komponente, von der Anzahl der
Ersatzbeschaffungen n im gewählten Betrachtungszeitraum T und vom Zinsfaktor q und wird mit
Formel 7.3 berechnet.
Y
L@ = [\]Z ^
(7.3)
Der Restwert RW der eingesetzten Komponenten berechnet sich anhand von Formel 7.4.
;
= L (@DS)_^ `_
_^
S
[]
(7.4)
Die Summe der anfänglichen Investitionen und der Ersatzbeschaffungen abzgl. des Restwertes wird
in Formel 7.2 noch mit dem sogenannten Annuitätsfaktor a multipliziert, welcher die Verzinsung und
den jeweiligen Betrachtungszeitraum berücksichtigt und anhand folgender Formel 7.5 berechnet wird.
a=
[] ([`S)
[] `S
(7.5)
In diesen Berechnungen werden ein Zinssatz von 5% und ein Betrachtungszeitraum von 20 Jahren
gewählt. Ein Preisänderungsfaktor wird in diesen Berechnungen nicht mitberücksichtigt.
Die jährlichen bedarfsgebundenen Kosten beinhalten die Brennstoff- und Energiekosten sowie
Betriebsstoffe und Hilfsenergie. Die betriebsgebundenen Kosten enthalten jährliche Kosten für
Instandhaltung, Bedienen und Reinigen der Anlage. Für die Kosten von Betrieb und Wartung wird
meist ein Faktor der anfänglichen Investitionskosten herangezogen, welcher typischerweise zwischen
2 und 3% der Investitionskosten liegt. Alle anderen Kostenpositionen, wie Planungskosten,
Versicherung, Abgaben, Verwaltung etc. gehören zu den Sonstigen Kosten.
Die jeweiligen Annahmen zu den einzelnen Kostenpositionen werden in nachfolgendem Kapitel näher
beschrieben.
Seite 277 von 390
7.3.1.2
Daten für Produktion von Wasserstoff bzw. Methan, deren Transport und Anwendung
Die Daten zu den Kosten für Produktion, Transport und Anwendung von Wasserstoff und Methan aus
Power to Gas wurden von den einzelnen Projektpartnern in einer Parametermatrix gesammelt.
Zusätzlich erfolgte eine umfangreiche Literaturrecherche zu den einzelnen Kosten, die dann ergänzt
werden konnten. Die Investitionskosten für Elektrolyse und Methanisierung – die Hauptkomponenten
eines Power to Gas Systems – sind in Kapitel 7.3.1.3 näher beschrieben, da bei diesen Komponenten
Lern- und Skaleneffekte einen großen Einfluss haben.
Für den Betrieb einer Power to Gas Anlage werden elektrischer Strom, Wasser für die Elektrolyse,
und Kohlendioxid für die Methanisierung benötigt. Die Strombezugskosten variieren je nach
Anwendungsfall, Szenario und Betrachtungsjahr und werden in den Kapiteln 7.3.1.4 und 7.3.1.5 näher
beschrieben. Die Kosten für das benötigte Wasser in der Elektrolyse werden mit 1,15 € je m³ [31]
festgesetzt. Die Bezugskosten für das Kohlendioxid sind stark von der jeweiligen Quelle und den
damit verbundenen Abtrennungskosten verbunden (siehe Kapitel 4). Die spezifischen Kosten für
ausgewählte Kohlendioxidquellen bzw. Abtrennungstechnologien sind in Tabelle 7-2 dargestellt.
Tabelle 7-2. Spezifische Abtrennungskosten für Kohlendioxid nach unterschiedlichen Quellen.
Spezifische Kosten
in € je tCO2
Quelle
Biogasaufbereitungsanlage
90
[29]
Kohlekraftwerk – Post Combustion
95
[33]
Kohlekraftwerk – OxyFuel Verfahren
55
[33]
Erdgas – Post Combustion
95
[33]
Chemische Industrie
39
[32]
Zementproduktion
100
[33]
CO2 aus Umgebungsluft
235
[29]
Kohlendioxidquelle
In allen vier Prozessketten wird auch die Möglichkeit einer Abwärmenutzung sowie einer Verwertung
des Nebenproduktes Sauerstoff aus der Elektrolyse betrachtet. Dafür werden Erlöse von 50 € je
Tonne Sauerstoff bzw. 2 Cent je kWh Wärme festgelegt.
Eine Transportmöglichkeit für Methan, und bedingt auch für Wasserstoff, stellt die Einspeisung in das
öffentliche Erdgasnetz dar. Dazu ist eine Verdichtung des Produktgases, eine Odorierung und
Einspeiseanlage erforderlich. Die Kosten für die gesamte Einspeiseanlage werden aus einer Studie
des Fraunhofer UMSICHT [34] herangezogen und um Daten aus Vorprojekten erweitert. So ergeben
sich die in Tabelle 7-3 aufgelisteten spezifischen Investitionskosten für die Einspeiseanlage in
Abhängigkeit der installierten Leistung der Power to Gas Anlage.
Tabelle 7-3. Spezifische Abtrennungskosten für Kohlendioxid nach unterschiedlichen Quellen.
Nennleistung der
Power to Gas Anlage
200 kW el
Investitionskosten
in € je kW el
1200
1 000 kW el
300
5 000 kW el
115
10 000 kW el
105
Quelle: eigene Berechnungen gemäß Informationen aus und aus [34] verschiedenen Vorprojekten
Seite 278 von 390
Wasserstoff kann zwar in das Erdgasnetz eingespeist werden, vermischt sich allerdings mit dem
Methan und steht nicht mehr als Wasserstoff für eine Anwendung zur Verfügung. Der erlaubte
Volumenanteil an Wasserstoff im Erdgas ist zudem begrenzt und so kann ein separater Transport
erforderlich sein. Der Wasserstoff kann, verdichtet auf 500 bar, mit einem LkW (Trailer) transportiert
werden. Eine weitere Möglichkeit stellt der Transport mittels eigener Wasserstoffpipeline dar. Diese ist
allerdings meist nicht vorhanden und muss eigens errichtet werden. Die spezifischen Kosten für den
Wasserstofftransport in Abhängigkeit von der Transportdistanz sind in Tabelle 7-4 dargestellt.
Tabelle 7-4. Kosten des Wasserstofftransports in Abhängigkeit der Transportdistanz.
Transportkosten
in € je kg H2
Transportdistanz
50 km
100 km
150 km
200 km
300 km
400 km
Lkw, 500 bar
0,36
0,61
0,86
1,12
1,62
1,99
H2 Pipeline
0,76
0,79
0,83
0,86
0,92
0,98
Quelle: [44]
Ab einer Transportdistanz von rund 150 km wäre also gemäß den Werten in Tabelle 7-4 ein Transport
mittels Wasserstoffpipeline günstiger. Für die Errichtung einer Wasserstoffpipeline muss allerdings
auch eine bestimmte Menge Wasserstoff erreicht werden.
Bei der Bereitstellung von Wasserstoff bzw. Methan als Treibstoff für den Mobilitätsbereich entstehen
für die Produktgasverdichtung, Speicherung und Tankstelleninfrastruktur unterschiedliche Kosten. Die
jährlichen Kosten einer CNG-Tankstelle sind in Tabelle 7-5 dargestellt. Bei den Berechnungen wird
von einer Lebensdauer von 15 Jahren und einer Verzinsung von 6% ausgegangen. Die
Investitionskosten liegen bei rund 260.000 € und es wird von einer durchschnittlichen
Abnehmermenge von 40.500 kg CNG im Jahr ausgegangen. In den angegebenen spezifischen
Kosten sind keine Erdgasenergiekosten, Transportkosten, Erdgasabgabe oder Messentgelte
inkludiert. [45]
Tabelle 7-5. Jährliche Kosten einer CNG-Tankstelle.
Kostenposition
Spezifische Kosten
Abschreibung (Investition)
0,661 €/kg
Strombedarf
0,098 €/kg
Wartung & Betrieb
0,166 €/kg
0,925 € je kg CNG
Spezifische Kosten
Quelle: [45]
Die jährlichen Kosten einer Wasserstofftankstelle und die daraus resultierenden spezifischen Kosten
je kg Wasserstoff sind in Tabelle 7-6 dargestellt. Dabei werden die zwei unterschiedlichen
Transportmöglichkeiten mit einem Lkw (Trailer) oder der Wasserstoff-Pipeline berücksichtigt, die
Einfluss auf die nötige Verdichterleistung haben. Es wird wiederum von einer Lebensdauer von 15
Jahren und einer Verzinsung von 6% ausgegangen. Die typischen Abnehmermengen für diese
Tankstelle liegen bei rund 120.000 kg Wasserstoff jährlich [44].
Seite 279 von 390
Tabelle 7-6. Jährliche Kosten einer Wasserstofftankstelle.
Spezifische Kosten
Pipeline-Transport
Spezifische Kosten
Trailer-Transport
Abschreibung (Investition)
0,459 €/kg
0,794 €/kg
Strombedarf
0,144 €/kg
0,108 €/kg
Wartung & Betrieb
0,412 €/kg
0,253 €/kg
1,015 € je kg H2
1,015 € je kg H2
Kostenposition
Spezifische Kosten
Quelle: [44]
7.3.1.3
Investitionskosten – Lernkurven und Skaleneffekte
Der größte Anteil der Investitionskosten einer Power to Gas Anlage entfällt auf den Elektrolyseur bzw.
auf die Methanisierungsanlage, weshalb von diesen Komponenten in den Berechnungen zur
ökonomischen Bewertung auch die Lern- und Skaleneffekte berücksichtigt werden. Die zukünftigen
Kostenpotentiale und -entwicklungen wurden bereits in den Kapiteln 3 und 5 behandelt und daraus
Lernkurven und Skaleneffekte für die jeweiligen Anlagenkomponenten abgeleitet.
Bei der zukünftigen Entwicklung der Investitionskosten müssen mehrere Faktoren berücksichtigt
werden. Zum einen sind dies die Skaleneffekte, die durch größere Module bzw. Anlagen auftreten. Die
Reduktion der spezifischen Investitionskosten der PEM- und alkalischen Elektrolyse in Abhängigkeit
von der Wasserstoffproduktion (Modulgröße) wurden bereits in Abbildung 3-15 (Kapitel 3.2.5)
dargestellt. Die Werte basieren einerseits auf Herstellerangaben, andererseits auf verschiedenen
Literaturangaben zu Investitionskosten von Elektrolyseuren. Äquivalent dazu sind auch für
Methanisierungsanlagen Skaleneffekte zu erwarten. Die Datenlage zu CO2-Methanisierungsanlagen
ist deutlich schlechter als bei der Elektrolyse, es konnten aber in Grond et al. [47] Angaben zu den
Investitionskosten in Abhängigkeit von der jeweiligen Kapazität gefunden werden. Eine
Kostenreduktion wird bei Methanisierungsanlagen im Gegensatz zu Elektrolyseuren erst bei größeren
Anlagenkapazitäten erreicht. Die Betriebskosten für Methanisierungsreaktoren liegen gemäß [47] bei
rund 10% der anfänglichen Investitionskosten. Nähere Informationen zu den Kosten der
Methanisierung werden in Kapitel 5 bereitgestellt.
Auf die zukünftige Reduktion der Investitionskosten von Elektrolyse und Methanisierung hat vor allem
das technologische Lernen großen Einfluss. Dabei wird zwischen der Kostenreduktion durch eine
Verbesserung der Technologie und der Reduktion durch Erhöhung der kumulierten Leistung (größere
Zahl bzw. Größe installierter Anlagen) unterschieden. Gemäß Grond et al. [47] ist für alkalische
Elektrolyseure von einer jährlichen Senkung der Kosten durch verbesserte Technologie von 0,4%
auszugehen. Bei PEM-Elektrolyseuren wird das Verbesserungspotential mit 2,2% jährlich deutlich
höher eingeschätzt. Das jährliche Kostensenkungspotential durch technologische Verbesserung der
Methanisierung wird für die Berechnungen mit 2% festgelegt.
Eine weitere Reduktion der Kosten kann durch eine höhere kumulierte Anzahl installierter Anlagen
erreicht werden. Dieser Effekt wird mit Formel 7.6 berücksichtigt und ist in Schoots et al. [46]
beschrieben. Die Investitionskosten Ct zum Zeitpunkt t sind von den Investitionskosten C0 zum
Zeitpunkt t=0, der kumulierten installierten Leistung Pt und P0 und vom sogenannten learning index α
abhängig.
c
!F = ! b de
cZ
`f
(7.6)
Seite 280 von 390
Der Zusammenhang von Lernrate lr mit dem Lernindex α ist in Formel (7.7) dargestellt. Die Lernrate
ist für jede Komponente bzw. Anlage zu ermitteln, wobei sich eine Lernrate von 20% als typisch für
75
viele Komponenten herausgestellt hat. [46]
= 1 − 2`f
(7.7)
Die von Schoots et al. [46] ermittelte Lernrate für Elektrolyseure liegt bei 18% und konnte anhand der
analysierten Werte in Kapitel 3 bestätigt werden. Die zukünftige kumulierte Wasserstoffproduktion wird
anhand von Daten aus Vorprojekten festgelegt. Bis 2020 wird demnach die kumulierte
Wasserstoffproduktion durch Elektrolyse um 60% und bis 2030 um rund 160% steigen. Für die
kumulierte Kapazität von Methanisierungsanlagen wird in den Berechnungen von +30% bis 2020 und
+80% bis 2030 ausgegangen.
7.3.1.4
Szenarien der Entwicklung der Kosten von Technologien zur Stromerzeugung aus
erneuerbaren Energiequellen basierend auf Technologischem Lernen
Die grundsätzliche Motivation für die Analyse der Perspektiven von Power to Gas-Technologien ergibt
sich aus der zunehmenden Nutzung intermittenter erneuerbarer Energiequellen zur Stromerzeugung –
z.B. Photovoltaik, Wind, Solarthermie und Wasserkraft – und des daraus resultierenden notwendigen
langfristigen Speicherbedarfs. Unter „langfristig“ verstehen wir dabei Zeiträume von ca. einem halben
Jahr (um z.B. im Sommer produzierte Überschussenergie im Winter nutzen zu können) bis zu über
einem Jahr (um z.B. von Jahr zu Jahr auftretende Schwankungen der Stromerzeugung aus
intermittenten EET, z.B. bei Wind und Wasserkraft, ausgleichen zu können).
Derzeit werden diese intermittenten EET zur Stromerzeugung in vielen Ländern staatlich gefördert,
z.B. über Einspeisetarife oder Investitionszuschüsse. Die langfristigen Perspektiven für EET werden
allerdings davon abhängen, wie sich die Kosten, speziell die Investitionskosten, entwickeln werden.
Aus diesem Grund werden im Folgenden die Technologien Photovoltaik, Wind und Solarthermie in
Bezug auf potenzielle zukünftige Kostenreduktionen analysiert.
Ein Ansatz um zukünftige Investitionskosten verschiedener Technologien – vor allem jener, die sich
noch in einer Entwicklungsphase befinden – abschätzen zu können, ist die Theorie des
Technologischen Lernens (TL), vgl. z.B. Junginger 2010 [36]. Diese basiert auf dem Prinzip, dass mit
zunehmenden Mengen (Einheiten) einer bestimmten Technologie, z. B. MW Windkraft, die Kosten je
Einheit sinken. Charakteristisch ist dabei jeweils eine Verdopplung an (kumuliert) produzierten Einheiten,
auf denen eine sogenannte Lernrate basiert. So besagt z. B. eine Lernrate von 20 % dass sich bei
Verdopplung der kumulierten Produktion die Kosten je produzierter Einheit um 20 % verringern. Die
Lernrate δ ergibt sich aus
δ = 1 - PR
(7.8)
mit PR... performance ratio.
Beispiel(e) für historische Lernkurven
In [36] sind einige Beispiele für historische Analysen zu TL beschrieben. Es ist deutlich zu erkennen,
dass die PR bei verschiedenen Technologien aber auch für verschiedene Zeiträume unterschiedlich
sein kann. So zeigt Abbildung 7-7 für das Beispiel von Wind off-shore, dass die Lernrate zumindest
temporär auch negativ sein kann, vor allem, wenn erkannt wird, dass zusätzliche Anforderungen an
Technologien gestellt werden.
75
Eine Lernrate von 20% bedeutet in diesem Zusammenhang eine Reduktion der spezifischen Investitionskosten
um 20% bei Verdoppelung der kumulierten installierten Leistung.
Seite 281 von 390
Abbildung 7-7. Beispiele für historische Analysen zu TL.
Quelle: Junginger et al. [36]
Formale Anwendung des Konzepts des TL
Die Investitionskosten ICt(x) für ein bestimmtes Jahr t ergeben sich aus dem Anteil der
Investitionskosten für konventionelle Komponenten ICCon_t(x) und jenem für neue ICNew_t(x), wobei X
die kumulierten historisch produzierten Mengen darstellen:
ICt ( x) = ICCon_ t ( xCon _ t ) + ICNew_ t ( xNew_ t )
(7.9)
ICCon_t(xCon_t)…Spezifische Investitionskosten von konventionellen „reifen“ Technologiekomponenten
(€/kW)
ICNew_t(xNew_t)…Spezifische Investitionskosten von neuen innovativen Technologiekomponenten
(€/kW)
Für ICCon_t(x) werden keine weiteren Lerneffekte erwartet. Für ICNew_t(x) berücksichtigen wir zwei
Effekte: einen nationalen und einen internationalen:
ICNew _ t ( x) = ICNew _ t ( xnat _ t ) + ICNew _ t ( xint_ t )
(7.10)
ICNew_t(xnat_t)…. Spezifischer nationaler Anteil an ICNew_t(x) an neuen Technologiekomponenten (€/kW)
ICNew_t(xint_t)…..Spezifischer internationaler Anteil an ICNew_t(x) an neuen Technologiekomponenten
(€/kW)
Für beide Komponenten von ICNew_t(x) wird weiters die folgende Formel verwendet, um eine Lernkurve
mit einer exponentiellen Regression darzustellen:
IC New _ t ( x ) = a ⋅ xt
−δ
(7.11)
xt …………Kumulative Kapazität einer Technologiekomponente produziert bis zum Jahr t (kW)
δ …………Lernrate
a …………Spezifische Investitionskosten des Startjahres (€/kW)
Seite 282 von 390
Im Folgenden werden nun Szenarien für die Technologien Photovoltaik, Wind und Solarthermie in
Bezug auf potenzielle zukünftige Kostenreduktionen entwickelt. Die Mengen in diesen Szenarien xnat_t
beziehen sich auf Szenarien der EEG mit Hilfe des Modells GREEN-X und modelliert für das Projekt
BETTER [37] die Mengen xint_t basieren auf den Zahlen der IEA, verwendet im WEO 2012 [38].
Für die Photovoltaik (PV) ergibt sich für eine Anlagengröße von 10 kW p und basierend auf den
76
aktuellen Preisentwicklungen aus Deutschland sowie mit Lernraten von 15 % ein Verlauf der
Investitionskosten – aufgeschlüsselt in konventionellen und nichtkonventionellen Anteil
–
entsprechend Abbildung 7-8. Es ist zu erkennen, dass ab ca. 2020 nur noch eine geringe
Kostenreduktion zu erwarten ist.
Abbildung 7-8. Szenarien der Investitionskosten von Photovoltaik-Anlagen (Größe 10 kWp) bis 2030 (in
€/kW).
Quelle: Analysen EEG basierend auf GREEN-X, [38] Alle Preise real, Preisbasis 2010. Quelle für die Jahre 2010
bis 2013: PHOTON, verschiedene Ausgaben
Die zu Abbildung 7-8 korrespondierenden Stromerzeugungskosten Cele zeigt Abbildung 7-9. Sie
werden wie folgt berechnet:
CEle =
α=
IK...
T...
α...
LT...
α IK + CO&M
z ⋅ (1 + z )
T
(7.12)
LD
(1 + z ) LD − 1
(7.13)
Investitionskosten
Volllaststunden pro Jahr
Annuitätenfaktor (ohne Steuern und Versicherung)
Abschreibungszeit (Jahre)
CO&M Wartungs- und Instandhaltungskosten
z...
LD...
76
Zinssatz [ %]
Lebensdauer [a]
Anmerkung: Die Kosten in AT waren 2010-2013 ca. 5-10 % höher.
Seite 283 von 390
Es wird angenommen, dass sich die durchschnittlichen Volllaststunden der Anlagen pro Jahr über die
Zeit erhöhen und zwar von 950 h/a auf 1060 h/a im Jahr 2030. Dies berücksichtigt, dass die
Performance der Anlagen kontinuierlich steigt. Für die Berechnung wurden weiters folgende Werte
verwendet: z=5 %, LT=15a. Abbildung 7-9 zeigt, dass aufgrund der steigenden Performance die
Stromerzeugungskosten stärker sinken als die Investitionskosten. Derzeit liegen diese in Deutschland
bei ca. 22 Cent/kWh, in Österreich geringfügig höher. Bis 2020 sinken sie in diesem Szenario auf 15
Cent/kWh, bis 2030 auf ca. 13 Cent/kWh.
Abbildung 7-9. Szenario der Stromerzeugungskosten (real) von Photovoltaik-Anlagen (Größe 10 kW) bis
2030 (in EUR/kWh).
Quelle: Analysen EEG basierend auf Abbildung 7-8, Preisbasis 2010.
Die historische Entwicklung der Kosten von Windkraftanlagen on-shore war nicht nur durch stetiges
Lernen geprägt. Wie Abbildung 7-10 für mittlere Investitionskosten in Europa (die in den 1980er
Jahren stark von Dänemark und danach von Deutschland und erst in den letzten Jahren durch einen
breiteren Länder-Mix gekennzeichnet waren) zeigt, waren diese zwischen 2000 und 2009 real
ansteigend, seither aber wieder fallend. Daraus ergibt sich für eine Anlagengröße von 2 MW und den
aktuellen Preisentwicklungen aus Deutschland sowie mit Lernraten von 15 % ein Verlauf der
Investitionskosten und der Stromerzeugungskosten (real) bis 2030 entsprechend Abbildung 7-11. Es
ist zu erkennen, dass ab ca. 2030 wieder das Niveau von 2000 erreicht wird.
Abbildung 7-10. Historische Entwicklung der Investitionskosten von Windkraft (on-shore) – Anlagen
(Größe 2 MW) von 1980 bis 2013 (in EUR/kW)
Quelle: Analysen EEG - Preisbasis 2010.
Seite 284 von 390
Abbildung 7-11. Szenario der Entwicklung der Investitionskosten von Windkraft (on-shore) – Anlagen
(Größe 2 MW) und der Stromerzeugungskosten (real) bis 2030 (in EUR/kWh)
Quelle: Analysen EEG basierend auf Abb. 3.2 und Resch et al [37] Preisbasis 2010.
Tabelle 7-11 zeigt zusammengefasst nochmals die in diesem Kapitel beschriebenen aktuellen und
zukünftigen Stromgestehungskosten der jeweiligen erneuerbaren Stromerzeugungstechnologie.
Diese wurden für die Berechnungen zur ökonomischen Bewertung der vier Prozessketten
herangezogen.
Tabelle 7-7. Aktuelle und zukünftige Stromgestehungskosten unterschiedlicher erneuerbarer
Stromerzeugungs-Technologien.
Technologie
2013
2020
2030
Anmerkung
Photovoltaik
Cent/kWhel
22,0
15,0
13,0
Vollaststunden: 950 bis 1060 h/a
Wind Onshore
Cent/kWhel
7,0
6,3
5,7
Wind Offshore
Cent/kWhel
12,6
12,0
11,0
Solarthermie
Cent/kWhel
16,9
8,2
5,8
Quelle: Annahmen und Berechnungen EEG
7.3.1.5
Strompreisszenarien
Von zentraler Relevanz für die Wirtschaftlichkeit von Power to Gas-Anlagen ist neben den
Investitionskosten vor allem die Entwicklung der Preisstrukturen und der sogenannten price spreads
auf den Spotmärkten für Strom. D.h., es geht um den Unterschied zwischen den Preisen, zu denen
Strom eingekauft werden kann im Vergleich zu den Preisen im Stromverkauf.
In diesem Kapitel werden dazu zwei beispielhafte Strompreisszenarien entwickelt. Um ein
Strompreisszenario zu entwickeln ist es zuerst notwendig, den methodischen Ansatz zu definieren.
Dazu ist die Feststellung wichtig, dass sich mit Beginn der Liberalisierung der Strommärkte die Art der
Preisbildung entscheidend geändert hat. Wurden vor der Liberalisierung in den meisten europäischen
Ländern die Preise basierend auf einer Durchschnittskostenpreisbildung ermittelt – cost-plusregulation – sollten danach die Preise aus den Grenzkosten der Erzeugung resultieren und da es in
dieser Zeit europaweit beträchtliche Überkapazitäten gab, war praktisch Konsens in allen Ländern und
Regulierungsbehörden, dass sich die Preise aus den kurzfristigen Grenzkosten der Erzeugung zu
ergeben haben, Abbildung 7-12. Dieses Prinzip ist für einen bestimmten Zeitpunkt in Abbildung 7-13
erläutert. Die kurzfristigen Grenzkosten der einzelnen Kraftwerke gereiht in einer merit-order-Kurve
Seite 285 von 390
ergeben im Schnittpunkt mit der Nachfrage den Strompreis zu einem bestimmten Zeitpunkt, vgl. Stoft
(2002).
Abbildung 7-12. Veränderung der Art der Preisbildung vor und nach der Liberalisierung der Strommärkte
Quelle: Haas et al. [40]
Allerdings war schon damals klar, dass das das in Abbildung 7-13 beschriebene Regime
„Preis=kurzfristige Grenzkosten“ nicht für immer existieren kann. Wenn die Erzeugungskapazitäten
knapp werden würden, ware zumindest zu einzelnen Zeitpunkten eine Abweichung in Richtung
langfristiger Grenzkosten zu erwarten, Abbildung 7-12. Darüber hinaus war absehbar, dass Erzeuger
in Perioden hoher Nachfrage und knapper Erzeugung strategische hohe Preise versuchen würden zu
lukrieren.
Abbildung 7-13. Preisgestehung in Strommärkten zu einem bestimmten Zeitpunkt basierend auf der
merit-order der Angebotskurve
Seite 286 von 390
Der Einfluss höherer Anteile volatiler EET auf die Strommärkte
Die entscheidende Frage in Bezug auf höhere Anteile volatiler EET im Strommarkt ist nun, wie diese
zu verschiedenen Zeitpunkten die merit-order der Angebotskurve beeinflussen. Dazu sind die
folgenden Aspekte von Interesse:
•
•
•
Was ist der direkte Einfluss der Einspeisung von großen Mengen an Strom aus volatilen EET
auf den Marktpreis, wenn vor allem bei niedrigerer Nachfrage die EET in der Angebotskurve
Strom aus konventionellen Kraftwerken praktisch aus dem Markt drängen?
Was ist der Einfluss von Strom aus VEET auf die Kosten, zu denen Strom aus flexiblen
Kraftwerken – vor allem aus Gaskraftwerken – angeboten wird?
Was ist in Zukunft der Effekt großer Mengen an Strom aus volatilen EET auf die Entwicklung
der price spreads?
Der direkte Einfluss der Stromerzeugung aus EET auf den Marktpreis
An einem sonnigen Tag mit hoher solarer Einstrahlung wird die merit-order-Kurve der Erzeugung weit
nach rechts geschoben, wie in Abbildung 7-14 schematisch gezeigt. Dadurch werden nukleare und
vor allem fossile Kapazitäten praktisch aus dem Markt gedrängt.
Abbildung 7-14. Preisgestehung in Strommärkten mit konventionellen Kapazitäten und zusätzlich hohem
Anteil an PV-Strom zu einem bestimmten Zeitpunkt basierend auf der merit-order der Angebotskurve
77
Der indirekte Einfluss der Stromerzeugung aus EET auf die Kostenstruktur fossiler Kraftwerke
Die vorstehend geschilderten Entwicklungen der Preise an den Spotmärkten wirken sich zuallererst
auf die Rentabilität von Kraftwerken aus, die speziell für die Spotmärkte vorgesehen sind, das sind die
schnell hoch- und runterfahrbaren Gaskraftwerke, vgl. Cararetto [39]. Früher liefen diese Gaskraftwerke typischerweise 4.000 bis 6.000 Volllaststunden im Jahr.
Aber wie verändert sich das Angebotsverhalten von Gaskraftwerken, wenn die Volllaststunden auf
1.000 bis 2.000 Stunden pro Jahr sinken? Abb. 5.4 zeigt die gesamten (langfristigen) und die
variablen (kurzfristigen) Grenzkosten der Stromerzeugung eines GuD-Kraftwerks in Abhängigkeit von
den Volllaststunden pro Jahr. Es ist deutlich zu erkennen, dass der Anteil der fixen Kosten bei
niedriger Volllaststundenzahl (z. B. 1.000 h/a) merklich höher ist als bei hoher Volllaststundenzahl (z.B.
6.000 h/a).
77
Diese Analyse basiert auf Haas et al (2013) [40]
Seite 287 von 390
Früher, bei hoher Volllaststundenzahl und zugleich immer wieder hohen Marktpreisen (wenn auch die
Gasturbinen zugeschaltet wurden und dann den Preis bestimmten), war es wesentlich einfacher,
Deckungsbeiträge für nicht abgeschriebene GuD-Anlagen zu lukrieren, als in einem Markt mit nur
circa 1.000 Volllaststunden (oder weniger) pro Jahr. In der neuen Marktsituation mit geringeren
Volllaststunden und meist niedrigeren Spotmarktpreisen können die fixen Kosten kaum noch verdient
werden. Dem entsprechend haben einige Unternehmen (Vattenfall, VERBUND) den Wert einiger
GuD-Kraftwerke bereits auf null abgeschrieben.
Wie höhere Mengen EET zukünftige Preisbildungsstrategien in sogenannten energy-only markets
(EOM) den Betrieb von Kraftwerken basierend auf fossiler Energie oder Biomasse beeinflussen
könnten, zeigt Abb. 5.5. In dieser Abb. sind eine kurzfristige, eine langfristige und eine strategische
(senkrechte Linie) Angebotskurve zu einem Zeitpunkt, zu dem intermittente EET knapp sind,
dargestellt.
Dies führt zur Erkenntnis, dass nur durch Preisbildung basierend auf langfristigen Grenzkosten bzw.
Kurzfristig akzeptierten strategischen Preisen die Wirtschaftlichkeit sichergestellt werden kann. Zudem
erhält die Bereitschaftshaltung einen viel höheren Stellenwert. Das heißt, die Eigentümer von Kohle-,
Gas- oder Biomassekraftwerken werden nur dann Strom am Spotmarkt anbieten, wenn sie auch einen
Deckungsbeitrag für die Investitionen erwarten können, d.h. wenn der Strompreis höher ist als die
variablen Kosten (oder es Kapazitätsmärkte gibt).
Neben dem Aspekt der Versorgungssicherheit ist also die Frage, ob diese, zu gewissen Zeiten
auftretenden höheren Knappheitspreise – die jedenfalls höher als die kurzfristigen Grenzkosten sein
werden – von den Marktteilnehmern akzeptiert werden.
Abbildung 7-15. Kurzfristige (variable) und langfristige (gesamte) Grenzkosten für konventionelle
Kapazitäten der Stromerzeugung in einem GuD-Gaskraftwerk i.A. von den Vollaststunden der Erzeugung
Seite 288 von 390
Abbildung 7-16. Merit order der Stromerzeugung für kurz- und langfristige Grenzkosten und mögliche
strategische Preisbildung zu Zeiten mit geringen Anteilen an intermittierenden EET
Der Einfluss von Stromerzeugung aus volatilen EET auf die price spreads
Wie sich die Verhältnisse bei großen Mengen volatiler EET praktisch darstellen, zeigt Abbildung 7-17
für das Beispiel der Erzeugung aus PV, Wind und Laufwasserkraft im Vergleich zur Nachfrage in einer
Sommerwoche (basierend auf synthetischen Daten Österreichs). Es ist deutlich zu erkennen, dass
sich Über- und Unterdeckung in diesem Zeitraum mehrmals abwechseln. Zu Zeiten von Unterdeckung
sind diese zusätzlichen Mengen aus flexiblen Kraftwerken oder Speichern oder durch
verbraucherseitige Maßnahmen abzudecken.
Basierend auf den oben angestellten Überlegungen in Bezug auf die Preise konventioneller
Kapazitäten bedeutet das, dass zu Unterdeckungszeiten die Strompreise sehr hoch werden, bei
Überdeckung werden sie in der Nähe von Null sein. Diese zur Darstellung in Abbildung 7-17
korrespondierende beispielhafte Preisentwicklung - zeigt Abbildung 7-18. Aus dieser Abb. ist
erkennbar, dass langfristig bei großen Mengen an intermittierenden EET die price spreads wieder
deutlich steigen werden. Anmerkung: Die hohen Preise in Abbildung 7-18 resultieren aus Abbildung
7-15 für 1000 Vollaststunden pro Jahr.
Abbildung 7-17. Beispiel der Erzeugung aus PV, Wind und Laufwasserkraft im Vergleich zur Nachfrage in
einer Sommerwoche
Seite 289 von 390
Abbildung 7-18. Beispielhafte Entwicklung des Strompreises am Spotmarkt korrespondierend zu
Abbildung 7-17
Szenarien der Strompreisverteilung über ein Jahr
Im Folgenden werden für zwei spezifische Fälle – sehr hohe und moderate Mengen EET im
Strommarkt – Szenarien der Strompreisverteilung über ein Jahr modelliert. Dazu ist aber zunächst von
Interesse, die historischen Entwicklungen anzuschauen. Diese sind für die EEX in Abbildung 7-19
dargestellt.
Abbildung 7-19. Entwicklung der Strompreisverteilung über ein Jahr am Spotmarkt (EEX) von 2002 bis
2013
Quelle: www.eex.com
Aus dieser Abbildung 7-19 können folgende Effekte erkannt werden:
Die Preise sind in den letzten Jahren generell kontinuierlich gesunken. Es hat allerdings sowohl
temporär sehr hohe als auch sehr niedrige Preise gegeben, die in die Bereiche von +/-500 EUR/MWh
gefallen sind. Allerdings sind diese nur an jeweils maximal 50 Stunden aufgetreten.
Seite 290 von 390
In den folgenden Beispielen werden die Stromerzeugungskosten für zukünftige Preisverteilungen für jede
Stunde nach dem in den Abbildung 7-13 und Abbildung 7-16 erläuterten Prinzip ermittelt. Entsprechend
Abbildung 7-17 und Abbildung 7-18 ergibt sich für jede Stunde im Prinzip ein anderer Preis, der von
Angebots- und Nachfragekurve abhängt.
Wir verwenden für diese Analysen ein standardisiertes Lastprofil für Österreich gesamt und ein typisches
Jahr der spezifischen Erzeugung für die intermittenten EET Wind, PV und Laufwasserkraft. Es sind
jeweils gemittelte und gewichtete Werte für unterschiedliche Standorte in Österreich.
Bei den konventionellen Kraftwerken unterscheiden wir folgende Kategorien (Gaspreis: 30 Cent/m³ =
3 Cent/kWhGas ):
•
•
•
Zunächst Anlagen mit kurzfristigen Grenzkosten, die pro Jahr zumindest 4000 h/a in Betrieb
sind (4 Cent/kWh)
Anlagen mit langfristigen Grenzkosten, die pro Jahr zumindest 1000 h/a in Betrieb sind (8
Cent/kWh)
Schließlich strategische Preise in der Höhe von 50 Cent/kWh (100 h/a)
Beispiel 1: sehr hoher Anteil EET und hohe Volllaststunden für Speicher
Die Leistungen EET in diesem Beispiel sind (z.B. für Österreich im Jahr 2030: Wind 12000 MW, PV:
15000 MW, Laufwasser 5800 MW. Die maximale Last auf der Nachfrageseite beträgt 14200 MW. Mit
diesen Leistungen ergibt sich eine Charakteristik des Strompreisverlaufs entsprechend Abb. 5.9. Der
wichtigste Aspekt in dieser Grafik ist die Zahl der Stunden an denen der Strompreis Null ist oder
negativ. Dieser Wert liegt bei ca. 4500 h/a. (8760 minus 4250 in Abbildung 7-20)
Abbildung 7-20. Szenario der Entwicklung der Strompreisverteilung über ein Jahr (2030) am Spotmarkt
bei sehr hohem Anteil volatiler EET
Quelle: EEG-Modellierung
Beispiel 2: moderater Anteil EET
Die Leistungen EET in diesem Beispiel sind (z.B. für Österreich im Jahr 2030: Wind 6000 MW, PV:
7000 MW, Laufwasser 5800 MW. Die maximale Last auf der Nachfrageseite beträgt 14200 MW. Mit
diesen Leistungen ergibt sich eine Charakteristik des Strompreisverlaufs entsprechend Abb. 5.10. Der
wichtigste Aspekt ist wiederum die Zahl der Stunden, an denen der Strompreis Null ist oder negativ.
Dieser Wert liegt bei ca. 2360 h/a. (8760 minus 6400 in Abbildung 7-21).
Seite 291 von 390
Abbildung 7-21. Szenario der Entwicklung der Strompreisverteilung über ein Jahr (2030) am Spotmarkt bei
moderatem Anteil volatiler EET
Quelle: EEG-Modellierung
Tabelle 7-8 zeigt zusammengefasst die in diesem Kapitel beschriebenen Überschussstunden bzw.
mittleren Strompreise bei rund 5000 Volllaststunden pro Jahr für einen moderaten bzw. starken
Ausbau erneuerbarer Energieträger bis 2030.
Tabelle 7-8. Stunden mit Überschussproduktion (Strompreis kleiner oder gleich Null) sowie Strompreis
bei moderatem bzw. hohem Anteil erneuerbarer Energietechnologien an der Stromerzeugung.
Technologie
Moderater Anteil
erneuerbarer
Energietechnologien
Hoher Anteil
erneuerbarer
Energietechnologien
Grenzvollaststunden mit Strompreis <
oder gleich 0
Mittlerer Strompreis bei 5000 h/a
Grenzvollaststunden mit Strompreis <
oder gleich 0
Mittlerer Strompreis bei 5000 h/a
2020
2030
1780
2360
3.3
0.9
2900
4500
0.2
-7.2
Quelle: Annahmen und Berechnungen EEG
Seite 292 von 390
7.3.1.6
Strom- und Gasnetztarife in Österreich
Die für die Berechnungen der Gestehungskosten herangezogenen Strom- und Gasnetzentgelte
werden in diesem Kapitel dargestellt. Während stromseitig die gesetzliche Grundlage klar geregelt ist,
wird bezüglich der rechtlichen Grundlage zur Einspeisung in das öffentliche Gasnetz und der daraus
resultierenden Zuweisung gasseitiger Tarife auf die rechtliche Analyse in Kapitel 7.2 verwiesen.
Tabelle 7-9 zeigt die aktuell in Österreich geltenden Stromnetzentgelte für Power to Gas.
Tabelle 7-9. Stromnetzentgelte für Power to Gas in Österreich
Bezeichnung
NE1
Netzzutrittsentgelt
NE2
NE3
NE4
NE5
NE6
NE7
einmalige Zahlung für die Herstellung bzw. Erweiterung eines
Stromnetzanschlusses
€
MessentgeltLastprofilzählung
€/a
600
600
600
900
900
756
756
Ökostrompauschale
€/a
35 000
35 000
35 000
35 000
5200
320
11
Netzbereitstellungsentgelt
€/kW el
8,7
9,8
17,0
55,0
97,3
145,0
215,8
Netznutzungsentgelt
(Leistung)
€/kW el
Befreiung für Power to Gas Anlagen
Netzverlustentgelt
€/kWhel
Netznutzungsentgelt (Arbeit)
€/kWhel
Elektrizitätsabgabe
€/kWhel
0,015
Quelle: SNE-VO 2012, OSG-VO 2012 §48, SNE-VO 2013, ElektrizitätsabgabenG§4, [36]
Während gemäß § 111. Abs 3 ElWOG 2010 Anlagen zur Umwandlung von Strom in Wasserstoff oder
synthetisches Erdgas, die erstmals nach Inkrafttreten dieser Bestimmung bis Ende 2020 in Betrieb
genommen werden, keine der für den Bezug elektrischer Energie bis Ende 2020 verordneten
Netznutzungsentgelte und Netzverlustentgelte zu entrichten haben gibt es für die übrigen
Stromnetzentgelte keine vergleichbare Bestimmung.
Tabelle 7-10 zeigt mögliche, in Österreich geltenden Gasnetztarife für Power to Gas.
Tabelle 7-10. Gasnetztarife für Power to Gas in Österreich
Bezeichnung
NE2
NE3
max. 3 €/kW
Entgelt für Messleistungen
20 bis 270 €/
Pauschale
Netzbereitstellung
Netznutzungsentgelt
Erdgasabgabe
Arbeitspreis Tankstelle
Verkehr
2400 € / a
Anmerkung
von den Voraussetzungen am Standort
abhängig
von Voraussetzungen am Standort
abhängig
nur bei Nutzung als öffentliche
Tankstelle
0,11 € / kWh / h
0,066 € / Nm³
0,0036 € je kWh
bei Nutzung als öffentliche Tankstelle
Die Entgeltbestandteile ergeben sich aus den §§ 72 ff GWG 2011 in Kombination mit den
entsprechenden Bestimmungen der Gas-Systemnutzungsentgelte-Verordnung 2013–Novelle 2014
(§§ 9 ff) bzw dem Erdgasabgabegesetz. Für das Netznutzungsengelt wurde jenes für die Einspeisung
in das Verteilernetz aus Erzeugung von biogenen Gasen in den Netzbereichen Burgenland, Kärnten,
Niederösterreich, Oberösterreich, Salzburg, Steiermark, Tirol, Vorarlberg und Wien gemäß § 13 Abs 2
Z 4 Gas-Systemnutzungsentgelte-Verordnung 2013–Novelle 2014 angenommen.
Seite 293 von 390
7.3.2
Prozesskette 1 – Nutzung von Überschussstrom aus dem öffentlichen
Stromnetz und Einspeisung von Wasserstoff bzw. Methan in das Erdgasnetz
78
Die Umwandlung von Überschussstrom aus dem öffentlichen Stromnetz in Wasserstoff bzw. in
weiterer Folge in synthetisches Methan stellt eine Anwendungsmöglichkeit für die Power to Gas
Technologie dar. Die erzeugten Energieträger können in das öffentliche Erdgasnetz eingespeist
werden und so für andere Anwendungen zur Verfügung stehen. Dies ermöglicht eine Nutzung des
elektrischen Stroms in Zeiten eines Überangebotes. Die Vor- und Nachteile, Größenordnungen und
möglichen Einsatzgebiete von Prozesskette 1 wurden bereits in Kapitel 6.2 erläutert. Hier erfolgt die
ökonomische Bewertung auf Basis von Gestehungskosten für Wasserstoff und Methan aus einer
Power to Gas-Anlage.
Die Rahmenbedingungen und Annahmen der Berechnungen für Prozesskette 1 sind in Tabelle 7-11
zusammengefasst. Für jedes der drei betrachteten Jahre (2013, 2020 und 2030) wurden zwei
Szenarien mit eher konservativen bzw. optimistischen Annahmen definiert. Bei Nutzung von
Überschussstrom aus dem öffentlichen Stromnetz und anschließender Einspeisung von Wasserstoff
bzw. Methan in das Erdgasnetz ergeben sich vor allem bei den erreichbaren Volllaststunden große
Unterschiede.
Tabelle 7-11. Szenarien und Rahmenbedingungen für die Berechnung der Gestehungskosten von
Wasserstoff und Methan aus Power to Gas, Prozesskette 1.
Parameter
2013
2020
2030
Elektrolyseur
PEM-Elektrolyseur
Nennleistung
(100 kW el) / 1 000 kW el
Lebensdauer
Effizienz
Volllaststunden
Strombezugskosten
Stromnetzentgelte
CO2-Quelle
10 Jahre
15 Jahre
5,9 kWhel / m³
50 bzw. 1000 h/a
5,1 kWhel / m³
1780 bis 2900 h/a
1 bzw. 3,6 Cent / kWhel
2360 bis 4500 h/a
1 Cent / kWhel
(Netzebene 7) / Netzebene 5
Biogasanlage
Quelle: eigene Annahmen und Berechnungen
In Prozesskette 1 wird die Nutzung von Überschussstrom aus dem öffentlichen Stromnetz, bedingt
durch einen hohen Anteil fluktuierender Erneuerbarer an der Stromerzeugung, untersucht. Bei der
Nutzung von Überschussstrom kann es zu großen Schwankungen und schnellen Lastwechseln
kommen, weshalb für die Berechnungen hier ein PEM-Elektrolyseur gewählt wird. PEM-Elektrolyseure
sind zwar derzeit noch nicht so weit entwickelt wie alkalische Elektrolyseure, weisen aber bei
dynamischer Betriebsweise bessere Effizienzen und Lebensdauern auf. Die Nennleistung des
Elektrolyseurs wird mit 1 MW el festgelegt, wobei zum Vergleich auch Gestehungskosten für eine
100 kW el Anlage dargestellt werden.
Die Volllaststunden dieser Prozesskette orientieren sich an der Zahl der Stunden, in denen der
Strompreis Null oder negativ ist, also ein Überschuss gegeben ist. Aktuell (2013) sind diese Stunden
noch sehr gering, wie bereits in Kapitel 7.3.1.5 beschrieben. Dies führt zu einer sehr geringen
Auslastung der Power to Gas Anlage, weshalb für das Jahr 2013 ein zusätzlicher Strombezug aus
78
Der Begriff Überschussstrom bezeichnet jene elektrische Energie, die von erneuerbaren
Stromerzeugungstechnologien wie Wind oder Photovoltaik produziert wird und nicht in das Stromnetz eingespeist
werden kann. Gründe dafür können entweder ein geringer Strombedarf bei gleichzeitig großem Angebot oder
eine begrenzte Transportkapazität des lokalen öffentlichen Stromnetzes sein. In der Folge müssen erneuerbare
Erzeugungstechnologien wie beispielsweise Windkraftanlagen vom Netz genommen werden.
Seite 294 von 390
dem Netz angenommen wird, um auf rund 1000 jährliche Volllaststunden zu kommen. Aus den
Modellierungen verschiedener Szenarien der Strompreisverteilung über ein Jahr (siehe Kapitel
7.3.1.5) können die möglichen Stunden mit einem Strompreis von Null oder negativ für 2020 und 2030
ermittelt werden. Dabei wird jeweils von einem moderaten bzw. hohen Anteil erneuerbarer
Energieträger im Strommix ausgegangen. Die ermittelten Grenz-Volllaststunden sind in Tabelle 7-11
angegeben.
Grundsätzlich könnte davon ausgegangen werden, dass Überschussstrom um 0 €/MWhel zur
Verfügung steht, da dieser anderweitig nicht genutzt werden kann und die erneuerbaren
Erzeugungstechnologien ansonsten abgeschaltet werden müssten. In diesen Berechnungen werden
mit 1 Cent je kWhel [33] aber zumindest die variablen Betriebskosten einer Windkraftanlage
berücksichtigt. Bei zu geringer Stromnachfrage würden Windkraftanlagen ansonsten abgeschaltet. Da
die Stunden mit Überschussstrom aktuell noch sehr gering (50 h/a) sind, wird von einem kombinierten
Betrieb mit Strombezug aus dem Netz ausgegangen. Dadurch ergeben sich für dieses Szenario
allerdings auch höhere Strombezugskosten.
Zusätzlich zu den Strombezugskosten müssen in Österreich für den Anschluss an das öffentliche
Stromnetz auch Netzgebühren bezahlt werden. Power to Gas Anlagen sind von den Netznutzungsund
Netzverlustentgelten
befreit.
Ökostrompauschale,
und
Elektrizitätsabgabe sind hingegen zu entrichten (siehe Kapitel 7.2). Die Höhe der Stromnetzgebühren
ist von der jeweiligen Netzebene abhängig. Bei einer Nennleistung von 1 MW el wird auf Netzebene 5
angeschlossen, bei 100 kW el auf Netzebene 7. Der Anschluss an das öffentliche Stromnetz und die
damit verbundenen Anforderungen sind detailliert in Kapitel 6.3 beschrieben.
Das Kohlendioxid für die Methanisierung stammt in den Berechnungen aus einer
Biogasaufbereitungsanlage, wobei sich die Abtrennungskosten gemäß [16] auf rund 90 € / tCO2
belaufen.
Mit den in Tabelle 7-11 dargestellten Parametern wurden die Gestehungskosten für Wasserstoff und
Methan aus Power to Gas berechnet und daraus die Kosten unterschiedlicher Anwendungspfade in
Prozesskette 1 abgeleitet.
7.3.2.1
Gestehungskosten von Wasserstoff und Methan aus der Power to Gas Anlage
Gestehungskosten in € / kWhHHV
Die Ergebnisse der Berechnungen für die Prozesskette 1, unter den Annahmen aus Tabelle 7-11, sind
in Abbildung 7-22 dargestellt. Die reinen Gestehungskosten von Wasserstoff (H2) und Methan (CH4)
beziehen sich dabei auf das Produktgas aus der Power to Gas Anlage, noch ohne Berücksichtigung
einer weiteren Nutzung.
1,6
Reine Gestehungskosten - 1 MWel
1,4
1,2
Gestehungskosten max
1,0
Gestehungskosten min
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
H2
CH4
2013
H2
CH4
2020
H2
CH4
2030
Abbildung 7-22. Gestehungskosten von Wasserstoff und Methan aus einer Power to Gas Anlage mit einer
Nennleistung von 1 MWel – Prozesskette 1.
Seite 295 von 390
Die Gestehungskosten von Wasserstoff und Methan sind vor allem im Jahr 2013 sehr hoch, wobei in
Abbildung 7-22 auf die Darstellung der Ergebnisse bei Volllaststunden von 50 h/a sogar verzichtet
wurde. Diese liegen mit rund 16 € je kWhHHV Wasserstoff in einem irrelevanten Bereich für eine
potentielle Anwendung. Aber auch die Gestehungskosten bei 1000 h/a im Jahr 2013 sind
vergleichsweise hoch. Dies ist vor allem bedingt durch die geringen jährlichen Volllaststunden, deren
Einfluss auf die Gestehungskosten einer Power to Gas Anlage mit Abbildung 7-23 verdeutlicht werden
soll. Hier wird als Beispiel eine Power to Gas Anlage mit 1 MW el Nennleistung und
Strombezugskosten von 1 Cent je kWhel dargestellt.
3,0
Gestehungskosten Wasserstoff, 1 MWel - 2013
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
0
2000
4000
6000
jährliche Volllaststunden
8000
Abbildung 7-23. Gestehungskosten für Wasserstoff in Abhängigkeit der Volllaststunden – 2013,
Prozesskette 1.
Quelle: eigene Berechnungen
Abbildung 7-23 zeigt, dass bis zu jährlichen Volllaststunden von ca. 1500 die Gestehungskosten
insgesamt sehr hoch sind, aber mit zunehmenden Volllaststunden sinken. Die starke Abhängigkeit der
Gestehungskosten von den erreichbaren Volllaststunden vor allem im unteren Bereich erklärt auch,
weshalb diese in Abbildung 7-22 für die Jahre 2020 und 2030 deutlich niedriger sind als im Jahr 2013.
Die Bandbreite der Gestehungskosten (schraffierter Bereich der Säulen in Abbildung 7-23) zeigt
ebenfalls den Einfluss unterschiedlich hoher Gestehungskosten. Aufgrund der künftig erwarteten
Zunahme der Zeiten eines Stromüberschusses (Strompreis Null oder negativ), steigen die möglichen
Volllaststunden der Power to Gas Anlage. Dies führt zu einer deutlichen Reduktion der zukünftigen
Gestehungskosten von Wasserstoff bzw. Methan.
Die Gestehungskosten für Methan sind in allen Szenarien dieser Prozesskette deutlich höher als jene
von Wasserstoff. Der zusätzliche Prozessschritt der Methansynthese verursacht einerseits zusätzliche
Investitionskosten und führt andererseits zu einem insgesamt geringeren Wirkungsgrad entlang der
gesamten Prozesskette.
In den Berechnungen zu Prozesskette 1 wurde auch eine mögliche Abwärmenutzung
(Methanisierung) und der Verkauf des Nebenprodukts Sauerstoff aus der Elektrolyse betrachtet.
Durch den Erlös können die Gestehungskosten je nach Szenario allerdings nur um 0,1 % bis 7 %
reduziert werden. Da der Verkauf von Abwärme und Sauerstoff stark von den Gegebenheiten am
Standort abhängig ist, und ohnehin nur einen geringen Einfluss auf die Gestehungskosten hat, wird in
den weiteren Berechnungen auf eine Berücksichtigung verzichtet. Nähere Informationen zur
Abwärmenutzung in Power to Gas Systemen können Kapitel 6.4.3 entnommen werden.
Abbildung 7-24 zeigt die Gestehungskosten von Wasserstoff für das Jahr 2030 (bei 2360
Volllaststunden pro Jahr) aufgeteilt nach Kostenarten.
Seite 296 von 390
1%
41%
47%
Kapitalgebundene Kosten
Betriebsgebundene Kosten
Bedarfsgebundene Kosten
11%
Sonstige Kosten
Abbildung 7-24. Gestehungskosten für Wasserstoff nach Kostenarten – 2030, Prozesskette 1.
Trotz der, im Vergleich zu den anderen Szenarien, niedrigen spezifischen Investitionskosten und
hohen Volllaststunden von 2360 h/a machen die kapitalgebundenen Kosten in Abbildung 7-24 immer
noch fast die Hälfte (47 %) der gesamten Gestehungskosten aus. Die bedarfsgebundenen Kosten
haben aber mit einem Anteil von 41 % ebenfalls großen Einfluss. Der Großteil der bedarfsgebundenen
Kosten ist vom Strombezug abhängig, wobei hier vor allem die Stromnetzentgelte Kosten
verursachen.
Um auch den Einfluss der spezifischen Investitionskosten von der installierten Nennleistung zu
zeigen, werden zum Vergleich die Gestehungskosten für eine 100 kW el Anlage in Abbildung 7-25
dargestellt.
1,6
Reine Gestehungskosten
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
H2
CH4
2020
H2
CH4
2030
Power to Gas Anlage 100 kWel
H2
CH4
2020
H2
CH4
2030
Power to Gas Anlage 1 MWel
Abbildung 7-25. Zukünftige Gestehungskosten von Wasserstoff und Methan aus einer Power to Gas
Anlage mit einer Nennleistung von 0,1 bzw. 1 MWel – Prozesskette 1.
Der Vergleich der Power to Gas Anlagen mit 0,1 bzw. 1 MW el zeigt, dass durch größere Module eine
deutliche Reduktion der Gestehungskosten erreicht werden kann. Trotzdem kann es in gewissen
Anwendungsbereichen Sinn machen, mehrere kleine Module zu wählen. Dies gilt vor allem für
Anwendungen mit hohen Anforderungen an einen dynamischen Betrieb. Einzelne Module können bei
Seite 297 von 390
reduzierter Last trotzdem im optimalen Betriebspunkt betrieben werden und weisen dadurch eine
höhere Effizienz sowie Lebensdauer auf.
Auch der Einfluss der Investitionskosten der Methanisierungsanlage ist in Abbildung 7-25 ersichtlich.
Während bei der kleineren Anlage mit 100 kW el die Gestehungskosten von Methan noch um rund
110 % höher sind, sind sie bei der größeren Anlage mit 1 MW el nur mehr um 90 % höher. Dies ist vor
allem auf die unterschiedlichen Skaleneffekte von Elektrolyse und Methanisierung zurückzuführen
(siehe Kapitel 7.3.1.3).
7.3.2.2
Kosten der Bereitstellung von Endenergie mit Wasserstoff bzw. Methan aus Power to
Gas
Für den erzeugten Wasserstoff bzw. das Methan aus der Power to Gas Anlage gibt es verschiedene
Anwendungsmöglichkeiten, wovon in dieser Prozesskette die Einspeisung in das Erdgasnetz und in
weiterer Folge die Rückverstromung in einem Gas- und Dampfkraftwerk (GuD) betrachtet wird.
Bei Einspeisung von Wasserstoff bzw. Methan in das Erdgasnetz kommen einerseits die
Investitionskosten für die Einspeiseanlage (inkl. Verdichtung, Odorierung etc.), andererseits auch die
Gasnetztarife zu den reinen Gestehungskosten hinzu. Dabei wird in dieser Prozesskette von einer
Einspeisung auf Netzebene 2 ausgegangen. Abbildung 7-26 zeigt die daraus resultierenden
Gestehungskosten, wobei die Kosten für 2013 zum Zweck der besseren Darstellbarkeit nicht inkludiert
sind.
1,6
Einspeisung in das Erdgasnetz
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
H2
CH4
2020
H2
CH4
2030
Abbildung 7-26. Zukünftige Gestehungskosten von Wasserstoff und Methan inklusive Einspeisung in das
Erdgasnetz – Prozesskette 1, Power to Gas Anlage mit 1 MWel.
Die Gestehungskosten von eingespeistem Wasserstoff bzw. Methan sind etwas höher als die reinen
Gestehungskosten in Abbildung 7-22, da sowohl die Investitionskosten für die Einspeisung als auch
die Gasnetztarife inkludiert sind. Auch hier sind wiederum die Gestehungskosten für Methan höher als
für Wasserstoff. Da der Volumenanteil an Wasserstoff im Erdgasnetz aber begrenzt ist (aktuell max.
4 Vol %), kann eine Methanisierung trotz der höheren Kosten an bestimmten Standorten notwendig
sein.
Die Rückverstromung des eingespeisten Wasserstoffs bzw. Methans erfolgt in dieser Prozesskette in
einem GuD mit einem elektrischen Wirkungsgrad von 55 %. Es wird dabei von einer „virtuellen“
Verwendung der Energieträger aus Power to Gas ausgegangen, da Wasserstoff an sich nicht in
einem herkömmlichen GuD verstromt werden kann bzw. sich bei Einspeisung mit dem Methan mischt.
In den Berechnungen wird daher der jeweilige Energieinhalt des eingespeisten Gases mit dem
Wirkungsgrad eines GuD beaufschlagt. Die Investitionskosten für ein GuD sind in den Berechnungen
Seite 298 von 390
nicht inkludiert. Die Gestehungskosten für elektrische Energie durch Rückverstromung von
Wasserstoff bzw. Methan sind in Abbildung 7-27 dargestellt.
1,6
Rückverstromung im GuD
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
H2
CH4
2020
H2
CH4
2030
Abbildung 7-27. Zukünftige Gestehungskosten für Strom aus Wasserstoff bzw. Methan – Prozesskette 1,
Power to Gas Anlage mit 1 MWel.
Durch die Rückverstromung im GuD wird die Effizienz entlang der gesamten Prozesskette weiter
reduziert und so steigen auch die spezifischen Gestehungskosten, obwohl die Investitionskosten des
GuD noch nicht inkludiert sind. Wenn möglich sollte das eingespeiste Gas also direkt genutzt werden,
wie beispielsweise als Treibstoff im Mobilitätsbereich. Dieser Anwendungsfall wird in Prozesskette 2
betrachtet.
7.3.3
Mobilitätsbereich mit Strombezug aus dem öffentlichen Stromnetz
Die Erzeugung eines erneuerbaren gasförmigen Produkts in Form von Wasserstoff oder Methan für
den Mobilitätsbereich ist eine weitere Einsatzmöglichkeit für die Power to Gas Technologie. Der
Strombezug erfolgt dabei aus dem öffentlichen Stromnetz und die erzeugten Energieträger können zu
Transport- und Speicherzwecken in das Erdgasnetz eingespeist werden. Zusätzlich ist auch eine
Nutzung vor Ort an einer Wasserstoff- oder CNG-Tankstelle möglich. Die Vor- und Nachteile,
Größenordnungen und möglichen Einsatzgebiete von Prozesskette 2 wurden bereits in Kapitel 6.2
erläutert. Hier erfolgt die ökonomische Bewertung auf Basis von Gestehungskosten für Wasserstoff
und Methan aus einer Power to Gas-Anlage.
Szenarien mit eher konservativen bzw. optimistischen Annahmen definiert. Der Hauptunterschied liegt
bei dieser Prozesskette (Erzeugung eines erneuerbaren Produkts für den Mobilitätsbereich) bei der
Nennleistung der Power to Gas Anlage.
Ziel dieser Prozesskette ist die Erzeugung eines erneuerbaren Produkts und so werden hier deutlich
höhere Volllaststunden (6000 h/a) festgelegt. Im Gegensatz zu Prozesskette 1, in der
Überschussstrom genutzt wird, kann hier ein kontinuierlicher Betrieb. Aufgrund der geringeren
Investitionskosten und Verfügbarkeit in höheren Leistungsklassen wird deshalb ein alkalischer
(atmosphärischer) Elektrolyseur verwendet. Die Nennleistungen der Elektrolysesysteme werden mit
insgesamt 2 MW el bzw. 20 MW el festgelegt.
Seite 299 von 390
Parameter
2013
2020
2030
Elektrolyseur
Alkalischer Elektrolyseur
Nennleistung
2x 1 MW el bzw. 4x 5 MW el
Lebensdauer
Effizienz
10 Jahre
15 Jahre
5,9 kWhel / m³
Volllaststunden
Strombezugskosten
Stromnetzentgelte
CO2-Quelle
5,1 kWhel / m³
6000 h/a
3,71 Cent / kWhel
3,35 Cent / kWhel
0,95 Cent / kWhel
Netzebene 5 bzw. Netzebene 3
Biogasanlage
Die elektrische Energie wird über das öffentliche Stromnetz bezogen und für die Strombezugskosten
werden die jeweiligen Marktpreise herangezogen. Für zukünftig zu erwartende Stromkosten am
Spotmarkt wurden die in Kapitel 7.3.1.5 modellierten Strompreisszenarien bei moderatem Anteil
erneuerbarer Energieträger herangezogen. Da es sich bei dem erzeugten Wasserstoff bzw. Methan
aus der Power to Gas Anlage um ein erneuerbares Produkt handeln soll, muss Strom aus
regenerativen Energien verwendet werden. Dies wird durch einen Aufschlag von 0,50 € je MWhel [43]
für die Ökostrom-Zertifizierung berücksichtigt.
Wie bereits in Kapitel 7.2 beschrieben, müssen zusätzlich zu den Strombezugskosten in Österreich
auch Entgelte für den Anschluss an das öffentliche Stromnetz entrichtet werden. In dieser
Prozesskette fallen Stromnetzgebühren für Netzebene 5 (bei 2 MW el) bzw. Netzebene 3 (bei 20 MW el)
an. Der Anschluss an das öffentliche Stromnetz und die damit verbundenen Anforderungen sind
detailliert in Kapitel 6.3 beschrieben.
Das Kohlendioxid für die Methanisierung stammt in den Berechnungen für Prozesskette 2 wiederum
aus einer Biogasaufbereitungsanlage.
Methan berechnet und daraus die Kosten einer möglichen Anwendung im Mobilitätsbereich in
7.3.3.1
Aufgrund der hohen Volllaststunden (6000 h/a) liegen die H2- und CH4-Gestehungskosten in
Prozesskette 2 deutlich unter jenen in Prozesskette 1.
Die Bandbreite der Gestehungskosten (schraffierter Bereich der Säulen in Abbildung 7-28) zeigt den
Einfluss der Nennleistung der Power to Gas Anlage. Aufgrund der reduzierten spezifischen
Investitionskosten für größere Anlagen (siehe Skaleneffekte in Kapitel 7.3.1.3) sind die
Gestehungskosten bei einer 20 MW el Anlage deutlich geringer als bei einer 2 MW el Anlage. Dabei sind
in Abbildung 7-28 auch die unterschiedlichen Skaleneffekte von Elektrolyse und Methanisierung zu
erkennen. Die Reduktion der Investitionskosten ist in diesen Größenordnungen bei der
Methansynthese deutlich höher, was sich in der erheblich größeren Bandbreite widerspiegelt.
Seite 300 von 390
Grundsätzlich sind aber die Gestehungskosten für Methan aufgrund der zusätzlichen
Investitionskosten und Wirkungsgradeinbußen auch in dieser Prozesskette höher als jene von
Wasserstoff.
0,50
0,45
0,40
Gestehungskosten 2 MW
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
H2
CH4
H2
2013
CH4
2020
H2
CH4
2030
Nennleistung von 2 bzw. 20 MWel – Prozesskette 2.
Während sich die Strombezugskosten von 2013 auf 2020 kaum ändern, wird für 2030 ein deutlich
geringerer durchschnittlicher Strompreis prognostiziert. Dadurch können die Gestehungskosten von
Wasserstoff und Methan im Jahr 2030 nochmals gesenkt werden.
In den Berechnungen zu Prozesskette 2 wurden auch eine mögliche Abwärmenutzung und der
Verkauf von Sauerstoff aus der Elektrolyse betrachtet. Durch den Erlös können die Gestehungskosten
je nach Szenario um 5 % bis 16 % reduziert werden. Da der Verkauf von Abwärme und Sauerstoff
allerdings stark von den Gegebenheiten am Standort abhängig ist, wird in den weiteren Berechnungen
auf eine Berücksichtigung verzichtet. Nähere Details zur Abwärmenutzung in Power to Gas Systemen
können Kapitel 6.4.3 entnommen werden.
Abbildung 7-29 zeigt die Gestehungskosten von Wasserstoff und Methan für ein 20 MW el Power to
Gas Anlage im Jahr 2030 aufgeteilt nach Kostenarten.
1%
1%
29%
29%
Kapitalgebundene Kosten
64%
6%
59%
11%
Betriebsgebundene Kosten
Bedarfsgebundene Kosten
Sonstige Kosten
(a) Wasserstoff
(b) Methan
Abbildung 7-29. Gestehungskosten für Wasserstoff und Methan nach Kostenarten – 2030, Prozesskette 2.
Seite 301 von 390
Im Gegensatz zur Kostenverteilung in Prozesskette 1 machen hier die kapitalgebundenen Kosten
aufgrund der deutlich höheren Volllaststunden nur mehr 29 % der Kosten aus. Den weitaus größeren
Anteil haben hier die bedarfsgebundenen Kosten, die hauptsächlich von den Strombezugskosten und
den Stromnetzentgelten abhängig sind. Bei der Methanisierung kommen außerdem noch die Kosten
für die CO2-Abtrennung und Aufbereitung hinzu. Beim Vergleich der Kostenstruktur von Wasserstoff
und Methan ergeben sich vor allem für die betriebsgebundenen Kosten Unterschiede, da die Kosten
für Wartung und Betrieb von Methanisierungsreaktoren hoch sind. (siehe Kapitel 7.3.1.3)
7.3.3.2
Gas
Von den verschiedenen Anwendungsmöglichkeiten für Power to Gas wird hier der Einsatz im
Mobilitätsbereich betrachtet. Wasserstoff bzw. Methan können entweder vor Ort oder über das
Erdgasnetz als Treibstoffe an einer Tankstelle bereitgestellt werden.
Bei der Nutzung vor Ort (On-Site) entfällt der Transport zur Tankstelle und so kommen nur die Kosten
für die Produktgasverdichtung, -speicherung und die Tankstelleninfrastruktur zu den reinen
Gestehungskosten hinzu. Die Betankung von Fahrzeugen mit Wasserstoff soll bei 700 bar erfolgen,
Methan (oder CNG) wird üblicherweise bei 250 bar getankt. Bei einer Wasserstofftankstelle entstehen
Zusatzkosten von rund 1,15 € je kg Wasserstoff [44], bei einer CNG-Tankstelle liegen diese bei rund
0,93 € je kg Methan [45]. Die spezifischen Gestehungskosten sind in Abbildung 7-30 dargestellt,
wobei sich hier die Kosten jeweils auf den Heizwert (LHV) von Wasserstoff bzw. Methan beziehen.
Gestehungskosten in € / kWhLHV
0,50
Bereitstellung als Treibstoff Onsite
0,45
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
H2
CH4
2013
H2
CH4
2020
H2
CH4
2030
Abbildung 7-30. Gestehungskosten der Bereitstellung von Wasserstoff und Methan als Treibstoff vor Ort
(On-Site) – Prozesskette 2, Power to Gas Anlage mit 2 bzw. 20 MWel.
Die Gestehungskosten für Wasserstoff bzw. Methan als Treibstoff in Abbildung 7-30 beinhalten bereits
die Kosten für die gesamte Tankstelleninfrastruktur und sind wiederum für eine Power to Gas Anlage
mit 2 bzw. 20 MW el dargestellt. Die Kosten für Methan liegen zwar aufgrund der bereits höheren
Gestehungskosten deutlich über jenen von Wasserstoff (+40 % bis +65 %), es könnten aber andere
Aspekte für eine Methanisierung sprechen. Dazu gehören der höhere Entwicklungsstand und weitere
Verbreitung von CNG-Tankstellen und -Fahrzeugen, sowie Akzeptanz in der Bevölkerung und die
Transportmöglichkeit über das Erdgasnetz, welche für Wasserstoff nur eingeschränkt gegeben ist
(begrenzter Volumenanteil H2 im Erdgas).
Bei Einspeisung von Wasserstoff bzw. Methan in das Erdgasnetz kommen einerseits die
Investitionskosten für die Einspeiseanlage (inkl. Verdichtung, Odorierung etc.), andererseits auch die
Seite 302 von 390
Gasnetztarife zu den reinen Gestehungskosten hinzu. Dabei wird in dieser Prozesskette von einer
Einspeisung auf Netzebene 2 ausgegangen. Der eingespeiste Wasserstoff vermischt sich mit dem im
Erdgasnetz vorhandenen Methan und darf nur zu einem bestimmten Volumenanteil im Erdgas (aktuell
max. 4 Vol %) enthalten sein. Eine H2-Abtrennung (etwa durch Membrantechnologie etc.) an der
Tankstelle wird hier nicht berücksichtigt und die eingespeiste Energiemenge nur bilanziell an einer
herkömmlichen CNG-Tankstelle bereitgestellt. Bei den Gestehungskosten in Abbildung 7-31 werden
die Kosten einer CNG-Tankstelleninfrastruktur herangezogen und in beiden Fällen Methan (CNG) als
Treibstoff bereitgestellt.
0,50
Bereitstellung alsTreibstoff über das Erdgasnetz
0,45
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
CNG(H2)
CH4
2013
CNG(H2)
CH4
2020
CNG(H2)
CH4
2030
Abbildung 7-31. Gestehungskosten der Bereitstellung von Wasserstoff und Methan als Treibstoff inkl.
Einspeisung in das Erdgasnetz – Prozesskette 2, Power to Gas Anlage mit 2 bzw. 20 MWel.
Die Mehrkosten für die Einspeisung in das Erdgasnetz liegen (ohne Berücksichtigung von
Transportverlusten) sowohl für Wasserstoff als auch für Methan bei rund 0,7 bis 1,4 Cent je kWhLHV.
Vorteil einer Einspeisung in die Erdgasnetzinfrastruktur ist allerdings die örtliche und auch zeitliche
Entkoppelung von Produktion und Bedarf. So kann ein optimaler Standort für die Power to Gas Anlage
gewählt werden, der nicht vom dort vorherrschenden Treibstoffbedarf abhängig ist. Solange der
vorgegebene H2-Volumenanteil im Erdgasnetz (aktuell max. 4 Vol %) nicht überschritten wird, kann
Wasserstoff in das Erdgasnetz eingespeist und bilanziell als CNG (SNG) an einer Tankstelle
bereitgestellt werden. Bei Überschreitung des erlaubten Wasserstoffanteils im Erdgasnetz kann
allerdings eine Methanisierung trotz höherer Kosten notwendig und sinnvoll sein. Dies gilt einerseits
für Standorte, an denen die lokalen Grenzen der Wasserstoffeinspeisung erreicht sind, andererseits
aber auch, wenn sich im gesamten Erdgasnetz bereits eine signifikante Menge an Wasserstoff
befindet.
7.3.4
Prozesskette 3 – Erzeugung und Rückverstromung von Wasserstoff zur
Speicherung elektrischer Energie aus einer Photovoltaik-Anlage in einem
autarken System
Die Power to Gas Technologie kann auch als Stromspeichertechnologie in einem autarken System
eingesetzt werden. In Zeiten geringer Stromnachfrage aber hoher Erzeugung aus regenerativen
Energien (Wind oder wie hier Photovoltaik) wird der Strom in einem Elektrolyseur zur
Wasserstoffproduktion verwendet. Dieser kann anschließend gespeichert und bei Bedarf in einer
Brennstoffzelle (oder einem Gasmotor) rückverstromt werden. Die Vor- und Nachteile,
Seite 303 von 390
aus einer Power to Gas-Anlage.
zusammengefasst. Im Gegensatz zu den Berechnungen für die anderen Prozessketten wurden hier
für die betrachteten Jahre keine unterschiedlichen Szenarien definiert. Neben den Investitionskosten
für die Elektrolyse ändern sich von 2013 auf 2030 vor allem die Strombezugskosten, welche die
Stromgestehungskosten einer Photovoltaik-Anlage darstellen.
Wasserstoff aus Power to Gas, Prozesskette 3.
Parameter
2013
2020
2030
Elektrolyseur
PEM-Elektrolyseur
Nennleistung
10 kW el
Lebensdauer
Effizienz
10 Jahre
15 Jahre
5,9 kWhel / m³
Volllaststunden
Strombezugskosten
Stromnetzentgelte
5,1 kWhel / m³
950 h/a
995 h/a
1060 h/a
22 Cent / kWhel
15 Cent / kWhel
13 Cent / kWhel
Keine – autarkes System
In diesem autarken Energiesystem soll der Elektrolyseur zur Umwandlung von elektrischer Energie
aus einer Photovoltaik-Anlage in Zeiten geringen Strombedarfs genutzt werden. Die direkte Kopplung
mit der Erzeugungsanlage ist allerdings mit teils starken Schwankungen des Strominputs verbunden.
Dies erfordert die Verwendung eines PEM-Elektrolyseurs, der bei dynamischer Betriebsweise besser
geeignet ist als alkalische Elektrolyseure. Zudem ist die Bauweise von PEM-Elektrolyseuren deutlich
kompakter und somit in einem Gebäude auch platzsparend. Die Nennleistung wurde mit 10 kW el
festgelegt.
Als Strombezugskosten werden in dieser Prozesskette die Stromgestehungskosten einer
Photovoltaik-Anlage herangezogen. Wie bereits in Kapitel 7.3.1.4 beschrieben, besteht für diese
Technologie noch ein großes Kostenreduktionspotential. Auch die Volllaststunden des Elektrolyseurs
werden an jene der Photovoltaikanlage angepasst. In diesem autarken System wird daher ein Teil der
Stromerzeugungsanlage nur für die Wasserstoffproduktion verwendet.
Da in dieser Prozesskette kein Anschluss an das öffentliche Stromnetz erfolgt, müssen hier auch
keine Stromnetzentgelte entrichtet werden (siehe Kapitel 7.2 und 6.3).
Mit den in Tabelle 7-13 dargestellten Parametern wurden die Gestehungskosten für Wasserstoff aus
Power to Gas berechnet und daraus die Kosten einer möglichen Rückverstromung in Prozesskette 3
abgeleitet.
7.3.4.1
Gestehungskosten von Wasserstoff aus der Power to Gas Anlage
Unter den Annahmen aus Tabelle 7-13 ergeben sich aktuell (2013) für den produzierten Wasserstoff
Gestehungskosten von 2,68 € je kWhHHV. Im Vergleich zu den anderen Prozesskosten sind diese
Gestehungskosten für Wasserstoff um ein Vielfaches höher. Dies liegt vor allem an den sehr hohen
Investitionskosten für den Elektrolyseur mit einer vergleichsweise geringen Nennleistung von 10 kW el.
Auch die Strombezugskosten, die in dieser Prozesskette die Stromgestehungskosten einer
Photovoltaik-Anlage widerspiegeln, sind mit 22 Cent/kWhel sehr hoch. Bis zum Jahr 2030 können die
Gestehungskosten von Wasserstoff aufgrund von Lernkurveneffekten der Elektrolyse und Photovoltaik
Seite 304 von 390
immerhin auf 1,31 € je kWhHHV halbiert werden. Um auch hier den Einfluss der Investitionskosten im
Vergleich zu den Strombezugskosten zu zeigen, sind in Abbildung 7-32 die Gestehungskosten von
Wasserstoff nach unterschiedlichen Kostenarten für das Jahr 2030 dargestellt.
Abbildung 7-32. Gestehungskosten für Wasserstoff nach Kostenarten - 2030, Prozesskette 3.
Obwohl im Jahr 2030 die Investitionskosten einer Power to Gas Anlage (Elektrolyse) deutlich niedriger
sind als aktuell (2013) machen die kapitalgebundenen Kosten immer noch rund 70 % der
Gestehungskosten aus. Eine Weiterentwicklung der Elektrolyse hinsichtlich kostengünstiger
Materialien und Fertigung ist demnach besonders für kleinere Systeme essentiell.
7.3.4.2
Gas
In dieser Prozesskette soll der Wasserstoff als Speichermedium für elektrische Energie aus einer
Photovoltaik in einem autarken System dienen. Um also elektrische Energie als Endenergie
bereitstellen zu können, muss der erzeugte Wasserstoff nach bestimmter Speicherdauer wieder
rückverstromt werden. Dies soll hier mithilfe einer 5 bzw. 10 kW el PEM-Brennstoffzelle mit einem
Wirkungsgrad von 55 % erfolgen. Die Kosten einer PEM-Brennstoffzelle in dieser Größenordnung
belaufen sich aktuell auf rund 5000 € je kW el installierter elektrischer Leistung. Für die Berechnung
zukünftiger Gestehungskosten (2030) wurde von einer Halbierung der Investitionskosten auf
2500 €/kW el ausgegangen.[35] Die daraus resultierenden Gestehungskosten für elektrische Energie
durch Rückverstromung von Wasserstoff sind in Abbildung 7-33 dargestellt.
8
Rückverstromung in Brennstoffzelle
7
Gestehungskosten 10 kW
6
Gestehungskosten 5 kW
5
4
3
2
1
0
2013
2020
2030
Abbildung 7-33. Gestehungskosten für Strom aus Wasserstoff in einem autarken System – Prozesskette
3, Elektrolyseur mit 10 kWel, Brennstoffzelle mit 5 bzw. 10 kWel.
Seite 305 von 390
Die Stromgestehungskosten für das autarke System in Prozesskette 3 liegen zwischen 2,7 und 6,8 €
je kWhel und sind sowohl für aktuelle als auch zukünftige Rahmenbedingungen als sehr hoch
einzuschätzen. Zum einen sind bereits die Gestehungskosten von Wasserstoff sehr hoch und zum
anderen kommen bei der Rückverstromung noch die hohen Investitionskosten für eine Brennstoffzelle
sowie die Wirkungsgradverluste hinzu. Dabei wurden in diesen Berechnungen die Verluste und die
Kosten des Wasserstoffspeichers noch nicht mitberücksichtigt. Aufgrund der hohen Verluste durch die
Rückverstromung sowie die hohen Kosten könnte auch eine alternative Nutzung als Treibstoff für ein
autarkes System interessant sein.
Grundsätzlich gilt besonders für autarke Systeme, dass jede Power to Gas Anlage (hier als
Elektrolyseur und Brennstoffzelle) für den jeweiligen Einsatzzweck und Standort optimiert ausgelegt
werden muss. Dadurch können einerseits die Investitionskosten gesenkt und andererseits die
Auslastung gesteigert werden. Die Größenordnungen der Photovoltaikanlage, des Elektrolyseurs, des
Wasserstoffspeichers und der Brennstoffzelle wurden in diesen Berechnungen geschätzt, da eine
detaillierte Auslegung stark von der jeweiligen Nutzung und dem Einsatzort abhängt.
Durch eine optimale Dimensionierung könnten die Gestehungskosten sicherlich noch gesenkt werden,
diese Prozesskette wird aber nur in seltenen Fällen aus direkt betriebswirtschaftlichen Gründen
interessant sein. Neben wirtschaftlichen Aspekten können aber auch andere Gründe, wie
Unabhängigkeit und Versorgungssicherheit für den Einsatz von Power to Gas in einem autarken
System sprechen.
7.3.5
Prozesskette 4 – Energietransport aus entlegenen Gebieten durch Einspeisung
von Wasserstoff bzw. Methan aus erneuerbarer Stromerzeugung in das
Erdgasnetz
Auch der Einsatz von Power to Gas zur Erschließung entlegener Gebiete mit hohem Potential an
erneuerbaren Energiequellen ist denkbar. Dabei wird regenerativ erzeugter Strom vor Ort in
Wasserstoff bzw. Methan umgewandelt und in die oftmals vorhandene Erdgasnetzinfrastruktur
eingespeist. Erneuerbare Energie kann so aus entlegenen Gebieten in die Nachfragezentren
transportiert und dort für verschiedene Anwendungen zur Verfügung stehen. Die Vor- und Nachteile,
und Methan aus einer Power to Gas-Anlage.
Szenarien mit eher konservativen bzw. optimistischen Annahmen definiert. Als erneuerbare
Stromquellen für die Erzeugung von Wasserstoff bzw. Methan wurden hier Windkraftanlagen und ein
Solarthermiekraftwerk festgelegt. Damit variieren einerseits die erreichbaren Volllaststunden und
andererseits auch die Stromgestehungskosten. In dieser Prozesskette wird auch der Einfluss
unterschiedlicher Kohlendioxidkosten untersucht.
In dieser Prozesskette wird die gesamte erzeugte elektrische Energie aus Windkraftanlagen bzw.
einem Solarthermiekraftwerk zur Produktion von Wasserstoff bzw. Methan verwendet. Die dadurch
erreichten Volllaststunden liegen also höher als bei reiner Nutzung der überschüssigen Energie und
orientieren sich an den typischen Volllaststunden der erneuerbaren Stromerzeuger (siehe Kapitel
7.3.1.4). Aufgrund der hohen installierten Leistung von 100 MW el und seiner Robustheit wird für diese
Prozesskette ein alkalischer Elektrolyseur verwendet.
Seite 306 von 390
Parameter
2013
2020
2030
Elektrolyseur
Alkalischer Elektrolyseur
Nennleistung
10x 10 MW el
Lebensdauer
Effizienz
Volllaststunden
Strombezugskosten
Stromnetzentgelte
CO2-Quelle
10 Jahre
15 Jahre
5,9 kWhel / m³
5,1 kWhel / m³
2950 bzw. 3000 h/a
3051 bzw. 3050 h/a
3195 bzw. 3122 h/a
16,9 bzw. 12,6 Cent / kWhel
8,2 bzw. 12 Cent / kWhel
5,8 bzw. 11 Cent / kWhel
keine
100 € / tCO2 (bzw. 235 € / tCO2)
Die Strombezugskosten orientieren sich an den Gestehungskosten für elektrische Energie aus einem
Solarthermiekraftwerk bzw. einem Windpark. Diese wurden bereits in Kapitel 7.3.1.4 beschrieben.
Stromnetzgebühren entfallen in diesem Anwendungsbeispiel, da kein Anschluss an das öffentliche
Stromnetz erfolgt bzw. diese in entlegenen Gebieten ohnehin nicht zur Verfügung steht (siehe Kapitel
7.2 und 6.3).
Weder eine Biogasanlage noch industrielle Produktionsprozesse können in entlegenen Gebieten als
Kohlendioxidquelle dienen. Je nach Standort könnte das Kohlendioxid aber beispielsweise aus
Ölförderstellen bezogen werden. Eine weitere Möglichkeit stellt die Abtrennung aus der
Umgebungsluft dar, welche aber mit sehr hohem energetischem Aufwand und Kosten verbunden ist.
Für die ökonomische Bewertung der Prozesskette 4 wurden Kohlendioxidkosten von rund 100 €/tCO2
veranschlagt, wobei keine definitive Quelle festgelegt wurde. Zum Vergleich werden auch die Kosten
für eine Abtrennung aus der Luft (235 €/tCO2) mitberücksichtigt.
Methan aus Power to Gas berechnet und daraus die Kosten unterschiedlicher Anwendungspfade in
7.3.5.1
Die in Abbildung 7-34 dargestellten Gestehungskosten von Wasserstoff und Methan aus einer Power
to Gas Anlage in einem entlegenen Gebiet sind bereits jetzt (2013) vergleichsweise niedrig. Dies
resultiert zum einen aus den Volllaststunden von rund 3000 h/a, zum anderen aber vor allem durch
die niedrigeren Investitionskosten bei einer Anlagengröße von 100 MW el. Durch Lernkurveneffekte
können diese in Zukunft nochmals gesenkt werden.
Seite 307 von 390
0,6
0,5
CO2 aus Luft
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
H2
CH4
2013
H2
CH4
2020
H2
CH4
2030
Nennleistung von 100 MWel – Prozesskette 4.
Die Bandbreite der Gestehungskosten (schraffierter Bereich der Säulen in Abbildung 7-34) zeigt den
Einfluss unterschiedlicher erneuerbarer Energieträger und somit auch Stromgestehungskosten.
Aktuell (2013) liegen die Gestehungskosten von Strom aus Windkraftanlagen noch unter jenen von
Strom aus Solarthermiekraftwerken. Zukünftig kommt es allerdings, wie bereits in Kapitel 7.3.1.4
beschrieben, zu einer Kostenreduktion bei Solarthermiekraftwerken und die Stromgestehungskosten
werden mit 8,2 bzw. 5,8 Cent je kWhel deutlich unter jenen von Windkraftanlagen sein. Die minimalen
Gestehungskosten von Wasserstoff und Methan in den Jahren 2020 und 2030 sind demnach jene mit
Strombezug aus einem Solarthermiekraftwerk.
Die Gestehungskosten für Methan sind, wie bereits in den anderen Prozessketten beschrieben,
deutlich höher als jene von Wasserstoff, da der zusätzliche Prozessschritt der Methansynthese
sowohl Kosten verursacht als auch zu einem insgesamt geringeren Wirkungsgrad führt.
Eine Herausforderung in dieser Prozesskette stellt vermutlich der Bezug von Kohlendioxid in
entlegenen Gebieten dar. Je nach Art der Quelle könnte daher entweder ein Transport von
Wasserstoff zur CO2-Quelle oder ein CO2-Transport zur Wasserstoffproduktion nötig sein. Dies wurde
in den Berechnungen der Gestehungskosten allerdings nicht berücksichtigt. Die Kosten für
Kohlendioxid wurden in den Berechnungen pauschal mit 100 € je Tonne Kohlendioxid veranschlagt.
Ist in entlegenen Gebieten keine CO2-Quelle vorhanden, so könnte dieses auch aus der
Umgebungsluft abgetrennt werden. Aufgrund des geringen CO2-Gehalts der Luft ist dies allerdings mit
einem hohen Energieaufwand und hohen Kosten verbunden. Diese liegen lt. [29] bei rund 235 € je
Tonne Kohlendioxid. In den Berechnungen zu den Gestehungskosten von Methan wurde dies
ebenfalls berücksichtigt und als hellgrün schraffierter Bereich der Säulen in Abbildung 7-34 dargestellt.
Trotz Vervielfachung der Kohlendioxid-Bezugskosten steigen die Gestehungskosten je nach Szenario
nur um 5 % bis maximal 14 % an.
Wie bereits in den anderen Prozessketten wurde auch hier eine mögliche Abwärmenutzung und
Verkauf des Nebenproduktes Sauerstoff mitbetrachtet. Dadurch konnte je nach Szenario eine
Reduktion der Gestehungskosten zwischen 9 % und 8 % erreicht werden. Da in Prozesskette 4
allerdings vom Einsatz einer Power to Gas Anlage in entlegenen Gebieten ausgegangen wird, ist ein
Verkauf von Wärme und Sauerstoff sehr unwahrscheinlich, da keine Abnehmer vorhanden sein
werden. Eine Nutzung kann, wenn überhaupt, nur vor Ort erfolgen. Im Gegensatz zu den anderen
Anwendungsmöglichkeiten könnte die anfallende Wärme aus der Methanisierung in entlegenen
Gebieten, wie z.B. in der Wüste, sogar zum Problem werden. Nähere Details zur Abwärmenutzung in
Power to Gas Systemen können Kapitel 6.4.3 entnommen werden.
Seite 308 von 390
7.3.5.2
Gas
In dieser Prozesskette wird immer eine Einspeisung von Wasserstoff bzw. Methan in das Erdgasnetz
erfolgen, da Anwendungsmöglichkeiten in entlegenen Gebieten kaum vorhanden sein werden. Durch
Einspeisung in die Erdgasinfrastruktur kann das erneuerbare Gas (H2 oder CH4) jedoch in die
Nachfragezentren transportiert werden und dort für alle Anwendungen zur Verfügung stehen. Hier
wird zusätzlich zur Einspeisung in das Erdgasnetz die anschließende Rückverstromung in einem GuD
betrachtet.
Bei Einspeisung von Wasserstoff bzw. Methan in das Erdgasnetz kommen die Investitionskosten für
die Produktgasverdichtung, Odorierung und Einspeiseanlage zu den reinen Gestehungskosten aus
Abbildung 7-34 hinzu. Gasnetztarife werden hier nicht berücksichtigt, da diese stark vom Standort
abhängig sind. Abbildung 7-35 zeigt die resultierenden Gestehungskosten.
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
Einspeisung in das Erdgasnetz
H2
CH4
2013
H2
CH4
2020
H2
CH4
2030
Abbildung 7-35. Gestehungskosten von Wasserstoff und Methan inklusive Einspeisung in das Erdgasnetz
– Prozesskette 4, Power to Gas Anlage mit 100 MWel.
Die Gestehungskosten von eingespeistem Wasserstoff bzw. Methan sind etwas höher als die reinen
Gestehungskosten in Abbildung 7-34, da die Investitionskosten für die Einspeisung inkludiert sind.
Auch hier sind wiederum die Gestehungskosten für Methan höher als für Wasserstoff. Da der
Volumenanteil an Wasserstoff im Erdgasnetz aber begrenzt ist, kann eine Methanisierung trotz der
höheren Kosten notwendig sein. Dies hängt vor allem von der Kapazität der Erdgasinfrastruktur vor
Ort ab. Da es sich in entlegenen Gebieten meist um Transportleitungen mit sehr hohem Durchfluss
handelt, kann aber von einer sehr hohen Wasserstoff-Einspeisekapazität ausgegangen werden.
Zusätzlich zur Einspeisung in das Erdgasnetz wird hier noch eine mögliche Rückverstromung in einem
GuD mit elektrischem Wirkungsgrad von 55 % betrachtet. Es wird dabei, wie bereits in Prozesskette 1
erläutert, von einer „virtuellen“ Verwendung der Energieträger aus Power to Gas ausgegangen und
die Investitionskosten für das GuD sind nicht inkludiert. Die Gestehungskosten für elektrische Energie
durch Rückverstromung von eingespeistem Wasserstoff bzw. Methan sind in Abbildung 7-36
dargestellt.
Seite 309 von 390
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
Rückverstromung im GuD
H2
CH4
H2
2013
CH4
H2
2020
CH4
2030
Abbildung 7-36. Gestehungskosten für Strom aus Wasserstoff bzw. Methan – Prozesskette 4, Power to
Gas Anlage mit 100 MWel.
Durch die Rückverstromung im GuD wird die Effizienz entlang der gesamten Prozesskette weiter
reduziert und so steigen auch die spezifischen Gestehungskosten, obwohl die Investitionskosten des
GuD nicht inkludiert sind. Wenn möglich sollte das eingespeiste Gas also direkt genutzt werden, wie
beispielsweise als Treibstoff im Mobilitätsbereich (siehe Prozesskette 2).
7.3.6
Zusammenfassung der Ergebnisse für die vier Prozessketten
Abbildung 7-37 zeigt zum Vergleich die reinen Gestehungskosten der jeweiligen Prozessketten. Die
reinen Gestehungskosten von Wasserstoff (H2) und Methan (CH4) beziehen sich auf das Produktgas
aus der Power to Gas Anlage, ohne Berücksichtigung einer weiteren Nutzung. Die Kosten und
Umwandlungsverluste durch Einspeisung in das Erdgasnetz, Nutzung an einer Tankstelle oder durch
eine Rückverstromung der Produktgase sind also in Abbildung 7-37 nicht inkludiert.
1,4
Zukünftige Gestehungskosten von H2 bzw. CH4 2030
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
H2
CH4
1 - Speicherung
Überschussstrom
H2
CH4
2 - Erneuerbarer
Treibstoff
H2
CH4
3 - Autarkes
System
H2
CH4
4 - Stromtransport
entlegenes Gebiet
Abbildung 7-37. Zukünftige Gestehungskosten von Wasserstoff bzw. Methan aus Power to Gas für die
betrachteten Prozessketten 1-4.
Seite 310 von 390
Die Investitionskosten für die Power to Gas Anlage sind sehr hoch und die Gestehungskosten daher
stark von den erreichbaren Volllaststunden abhängig. Dies wird auch in Abbildung 7-37 deutlich, wo
die geringsten Gestehungskosten für Prozesskette 2 mit den höchsten Volllaststunden (6000 h/a)
erreicht werden. In Prozesskette 3 hingegen können nur rund 1000 h/a erreicht werden. Ein weiterer
Einflussfaktor ist neben den erreichbaren Volllaststunden auch die Nennleistung des eingesetzten
Elektrolyseurs, da die spezifischen Investitionskosten mit steigender Nennleistung sinken. Diese
Skaleneffekte treten auch beim Methanisierungsreaktor auf. Eine Weiterentwicklung der
Technologiekomponenten mit einer damit verbundenen Kostenreduktion ist für einen wirtschaftlichen
Einsatz von Power to Gas Systemen daher essentiell.
Einen deutlich geringeren Einfluss auf die Gestehungskosten einer Power to Gas-Anlage haben,
besonders bei niedrigen Volllaststunden, die Strombezugskosten, der Strombedarf des Elektrolyseurs
und die spezifischen Kohlendioxid-Kosten. Erst bei sehr hohen jährlichen Volllaststunden beeinflussen
die Strombezugskosten die Gestehungskosten von Wasserstoff und Methan wesentlich.
Auch ein zusätzlicher Erlös durch den Verkauf von Abwärme aus der Methanisierung und Sauerstoff
als Nebenprodukt der Elektrolyse wurde in den einzelnen Prozessketten untersucht. Die
Gestehungskosten können dadurch allerdings nur geringfügig reduziert werden und eine Nutzung ist
zudem stark von den Gegebenheiten am jeweiligen Standort abhängig und somit nicht überall
realisierbar.
Die Gestehungskosten von Methan sind aufgrund des erhöhten Investitionsbedarfs und gleichzeitig
niedrigeren Wirkungsgrades durch den zusätzlichen Prozessschritt der Methanisierung in allen
Prozessketten höher als jene von Wasserstoff. Dennoch kann eine Methanisierung in bestimmten
Anwendungsfällen notwendig und sinnvoll sein, wenn beispielsweise die Wasserstoffeinspeisung in
das Erdgasnetz nicht oder nur begrenzt möglich ist.
Die betrachteten Prozessketten weisen unterschiedliche Intentionen, Produkte, Größenordnungen und
Anwendungsbereiche auf und die daraus resultierenden Gestehungskosten sind sehr unterschiedlich
(siehe Abbildung 7-37). Eine umfassende Einschätzung ist daher erst im Vergleich mit den jeweils
spezifischen Benchmark-Technologien möglich, wie im nächsten Kapitel 7.3.7 dargestellt.
7.3.7
Volkswirtschaftliche Benchmarks der 4 Prozessketten
Als Benchmarks für die jeweiligen Prozessketten werden je nach Art der Anwendung
Stromspeichertechnologien, fossile und biogene Treibstoffe, der Stromnetzanschluss in einem
entlegenen Gebiet, HGÜ-Leitungen zum Stromtransport oder Schadenskosten fossiler Energieträger
herangezogen. Die einzelnen Vergleichstechnologien und deren spezifische Kosten werden dem
Einsatz von Wasserstoff und Methan aus Power to Gas für die jeweilige Anwendung
gegenübergestellt.
7.3.7.1
Stromspeichertechnologien
Durch die Umwandlung von („überschüssiger“) elektrischer Energie in Wasserstoff oder Methan in
einer Power to Gas Anlage kann diese langfristig gespeichert werden. Alternative Technologien zur
langfristigen Speicherung elektrischer Energie sind Pumpspeicherkraftwerke oder Druckluftspeicher.
Weitere Möglichkeiten sind durch eine Erweiterung der Übertragungsnetze oder nachfrageseitiger
Reaktionen gegeben. Diese werden hier allerdings nicht quantifiziert.
Pumpspeicherkraftwerke
Pumpspeicherkraftwerke werden seit Jahrzehnten zur Speicherung von elektrischer Energie
eingesetzt und sind im Vergleich zu den anderen heute bekannten Langzeitspeichern die effizienteste
und derzeit kostengünstigste großtechnische Speichertechnologie. Sie werden derzeit, in
Seite 311 von 390
Abhängigkeit von den price spreads meist zum Ausgleich der vom prognostizierten Tagesbedarf
abweichenden Leistung im Stromnetz und zum Stromhandel eingesetzt [48].
Der größte Vorteil von Pumpspeicherkraftwerken ist ihre extrem hohe Flexibilität. So ist es möglich,
bei durchschnittlichen Anlagen innerhalb von 75-110 Sekunden die Kraftwerksauslastung von 0 auf
100 % hochzufahren, das Kraftwerk bei plötzlichem Lastrückgang abzuschalten und innerhalb von ca.
drei Minuten auf vollen Pumpbetrieb umzustellen. Besonders flexible Anlagen können sogar innerhalb
von 30 Sekunden sowohl die Pumpen als auch die Turbinen vom Stillstand auf Maximallast
hochfahren. Aufgrund sehr geringer Verluste durch Verdunstung ist die Speicherdauer theoretisch fast
unbegrenzt [49]. Ein weiterer wesentlicher Vorteil von Pumpspeicherkraftwerken ist der hohe
Wirkungsgrad von ca. 80 % [48], [51].
Die Investitionskosten für derzeit in Bau oder Planung befindliche Pumpspeicherkraftwerke liegen in
einer Bandbreite von ca. 1800 bis 2200 €/kW [52]. Daraus ergeben sich reine Speicherkosten von ca.
8 – 10 Cent/kWhel. Die möglichen Standorte und damit Potenziale für Pumpspeicher sind allerdings
limitiert, da die Realisierung sowohl hohe Anforderungen an das Geländeprofil als auch an die
Bodenbeschaffenheit möglicher Projektstandorte stellt. Neue Pumpspeicherkraftwerke werden daher
in Zukunft zunehmend teurer werden.
Für die zukünftigen Kosten der Speicherung elektrischer Energie mittels Pumpspeicherkraftwerken
wird die Studie „100 % erneuerbare Stromversorgung bis 2050“ des Sachverständigenrats für
Umweltfragen aus dem Jahr 2010 (SRU-Studie) herangezogen [52]. Darin werden unterschiedliche
Versorgungs- und Nachfrageszenarien bei einer vollständigen Stromversorgung Deutschlands mit
elektrischer Energie aus erneuerbaren Energieträgern im Jahr 2050 quantifiziert. Der zukünftige
Einsatz von Pumpspeicherkraftwerken und die damit verbundenen Kosten werden ebenfalls
dargestellt. Für die maximalen Kosten von Pumpspeichern in Abbildung 7-38 wurden die Ergebnisse
des Szenarios „Verbund mit Norwegen“ herangezogen. Diese liegen je nach jährlichem GesamtStrombedarf (509 TWhel bzw. 700 TWhel) zwischen 21,4 und 28,3 € je MWhel. [52]
Zu den reinen Speicherkosten von Pumpspeichern kommen in Abbildung 7-38 auch noch die
Strombezugskosten aus Prozesskette 1 hinzu. Dabei wird auch der Wirkungsgrad von 80 %
berücksichtigt.
Druckluftspeicher
Bei Druckluftspeicherkraftwerken (Compressed Air Energy Storage - CAES) – wird mittels eines
elektrischen Verdichters Luft komprimiert und in Erdkavernen gespeichert. Diese Technologie
ermöglicht nicht nur sehr große Speicherleistungen und -kapazitäten, sondern auch eine unabhängige
Skalierung von Einspeicherleistung, Ausspeicherleistung und gespeicherter Energiemenge [51].
Bei diabaten Druckluftspeicherkraftwerken wird mit Hilfe von elektrischer Energie ein Motor und in
weiterer Folge ein Kompressor angetrieben, der Luft verdichtet und anschließend in einen Speicher
leitet [48]. Als Speicher kommen zumeist Formationen im Untergrund, wie z.B. Salzkavernen, AquiferStrukturen und aufgelassene Bergwerke in Frage. Die dem Speicher entnommene Luft wird, um
einem Vereisen der Turbine entgegenzuwirken, durch Zugabe eines Brennstoffs (Erdgas) wieder
erhitzt, und in einem Gaskraftwerk wiederverstromt. Da insbesondere bei der Kompression der Luft
erhebliche Mengen an ungenutzter Wärmeenergie anfallen, liegt der Wirkungsgrad diabater
Druckluftspeicher nur bei 45 bis 55 %.
In adiabaten Druckluftspeichern wird hingegen die bei der Kompression anfallende Wärmeenergie
genutzt und somit der Einsatz fossiler Brennstoffe reduziert [48]. Dies führt zu einem deutlich höheren
Wirkungsgrad von bis zu 70 %. Es wird allerdings ein thermischer Energiespeicher benötigt, der zu
deutlich höheren Investitionskosten führt. Bisher ist noch kein Druckluftspeicherkraftwerk dieser Art in
Betrieb, jedoch wird die Entwicklung intensiv vorangetrieben.
Seite 312 von 390
Aktuelle Investitionskosten von diabaten Druckluftspeichern werden auf 600 bis 1200 €/kW [51]
geschätzt, wobei diese stark vom jeweiligen Standort abhängen. Als Vergleichstechnologie wird in
Abbildung 7-38 ein adiabater Druckluftspeicher herangezogen. Da es derzeit noch keine realisierten
Anlagen gibt, wird – ähnlich wie bei Pumpspeichern - auf zukünftige Kosten aus der SRU-Studie [52]
zurückgegriffen. Die minimalen Speicherkosten werden anhand des nationalen Szenarios abgeleitet
und liegen je nach Gesamt-Strombedarf zwischen 10,9 bis 11,7 € je MWhel. Für die maximalen
spezifischen Kosten wird wiederum das Szenario „Verbund mit Norwegen“ herangezogen, bei dem die
Kosten zwischen 27,6 und 48,9 € je MWhel liegen.
Zu den reinen Speicherkosten von Druckluftspeichern kommen in Abbildung 7-38 auch noch die
Strombezugskosten aus Prozesskette 1 hinzu. Dabei wird auch der Wirkungsgrad von 70 %
berücksichtigt.
Die Gestehungskosten für Wasserstoff bzw. Methan aus Power to Gas wurden den Berechnungen zu
Prozesskette 1 entnommen. Die Bandbreite der Werte beinhaltet zum einen die spezifischen Kosten
von H2 bzw. CH4 bei Einspeisung in das Erdgasnetz und zum anderen den zusätzlichen
Wirkungsgradverlust bei Rückverstromung der Energieträger. Abbildung 7-38 zeigt den Vergleich der
Gestehungskosten von Power to Gas mit den Kosten für alternative Speichertechnologien.
60
Kostenvergleich Stromspeichertechnologien
Cent je kWh
50
40
30
20
10
0
Pumpspeicher
Pumpspeicher
A-CAES
A-CAES
H2
Power-to-Gas
CH4
Power-to-Gas
9 bis 28 Cent / kWhel
Berechnungen gemäß Angaben aus [52] bzw. Speicherkosten aus [52]
Zukünftige Speicherkosten aus [52]
H2 Power to Gas
16 bis 29 Cent / kWh
Prozesskette 1 - Einspeisung bzw. Rückverstromung, optimal 2030
CH4 Power to Gas
Prozesskette 1 - Einspeisung bzw. Rückverstromung, optimal 2030
Abbildung 7-38. Kostenvergleich verschiedener Stromspeichertechnologien mit Power to Gas.
Abbildung 7-38 zeigt, dass Power to Gas als Energiespeichertechnologie hinsichtlich der Kosten im
Bereich
herkömmlicher
Technologien
wie
z.B.
Pumpspeichern
oder
adiabaten
Druckluftspeicherkraftwerken liegt. Großer Unterschied besteht allerdings beim verfügbaren Potential,
das vor allem bei Pumpspeichern sehr begrenzt ist. Wasserstoff oder Methan aus Power to Gas
Anlagen können hingegen in die bestehende Erdgasinfrastruktur eingespeist werden, wo eine enorme
Speicherkapazität zur Verfügung steht. Die mögliche Realisierung von Pumpspeichern sowie
Druckluftspeichern ist außerdem sehr stark von den Gegebenheiten am jeweiligen Standort abhängig.
Die Einsatzmöglichkeiten der Power to Gas Technologie hingegen sind deutlich flexibler.
Seite 313 von 390
7.3.7.2
Fossile und biogene Treibstoffe
Die Produkte Wasserstoff oder synthetisches Methan aus Power to Gas Anlagen können im
Mobilitätsbereich als Treibstoffe eingesetzt werden. Als Benchmarks werden daher andere fossile und
erneuerbare Treibstoffe herangezogen, deren Kosten in Abbildung 7-39 dargestellt sind.
Die minimalen spezifischen Kosten herkömmlicher fossiler Treibstoffe wie Benzin, Diesel und Erdgas
sind die jeweils aktuellen Endverbraucherpreise (ohne Mehrwertsteuer) an der Tankstelle. Die
maximalen Kosten berücksichtigen eine mögliche zukünftige Preissteigerung auf 200 USD je Barrel.
Die spezifischen Kosten für die BioTreibstoffe Biogas, Biodiesel und Ethanol wurden Schiffers et al.
[55] bzw. Charles et al. [56] entnommen und schwanken je nach Einsatzrohstoff und
Produktionsprozess in den angegebenen Bandbreiten. Die spezifischen Kosten für Wasserstoff und
Methan aus Power to Gas (Prozesskette 2) umfassen einerseits aktuelle Gestehungskosten,
andererseits wird aber auch das zukünftige Kostensenkungspotential berücksichtigt.
30
Cent je kWhLHV
25
20
15
10
5
0
Benzin
Diesel
Erdgas
Power-to-Gas Power-to-Gas
H2
SNG
Benzin
16 bis 20 Cent / kWhLHV
Diesel
Erdgas
Biogas
Biodiesel
Ethanol
Endverbraucherpreis 2013 ohne MWSt. gemäß [57]
bzw. Preis bei 200 USD je Barrel (Berechnungen auf Basis
von Tichler (2009) und Statistik Austria)
Prozesskette 2 - Gestehungskosten 2013 bzw. 2030
(optimistisch)
Prozesskette 2 - Gestehungskosten 2013 bzw. 2030
(optimistisch)
Kosten gemäß [55] inkl. Tankstelleninfrastruktur,
ohne Steuern und Abgaben
Power to Gas H2
Power to Gas CH4
Biogas
Biodiesel
Kosten gemäß [56] ohne Steuern und Abgaben
Ethanol
Kosten gemäß [56] ohne Steuern und Abgaben
Abbildung 7-39. Kostenvergleich fossiler und erneuerbarer Treibstoffe mit Power to Gas.
Die Gestehungskosten von Wasserstoff und Methan aus Power to Gas liegen aktuell (oberer Wert in
Abbildung 7-39) noch höher als die Kosten für andere erneuerbare und fossile Treibstoffe. Durch eine
zukünftige Kostenreduktion der Technologie kann Power to Gas aus wirtschaftlicher Sicht aber
durchaus mit den restlichen Treibstoffkosten konkurrieren. Hinzu kommt, dass bei der Herstellung der
verschiedenen Treibstoffe in Abbildung 7-39 sehr unterschiedliche Produktionsprozesse und
Rohstoffe eingesetzt werden. So müssen bei den fossilen Treibstoffen die teilweise sehr hohen
Treibhausgasemissionen berücksichtigt werden, die entlang der gesamten Produktionskette
entstehen. Wie bereits in Kapitel 7.5 erläutert, können diese unter Einsatz von fossil erzeugtem Strom
Seite 314 von 390
auch bei Wasserstoff und Methan aus Power to Gas sehr hoch sein. Bei den biogenen Treibstoffen
wie Biogas, Biodiesel und Ethanol sollten hingegen das begrenzt verfügbare Rohstoffpotential und der
hohe Flächenbedarf mitberücksichtigt werden.
7.3.7.3
Stromnetzanschluss in einem entlegenen Gebiet
In entlegenen Gebieten ohne Stromnetzanschluss kann Power to Gas für die Speicherung von
elektrischer Energie aus Photovoltaik- Anlagen eingesetzt werden. In Zeiten hoher Stromproduktion
aber geringem Bedarf kann die elektrische Energie zur Wasserstoffproduktion eingesetzt werden.
Dieser wird zwischengespeichert und bei Bedarf in einer Brennstoffzelle rückverstromt. Entlegene
Gebäude bzw. Regionen können so autark mit regenerativer Energie versorgt werden. Die Alternative
dazu ist eine Anbindung an das öffentliche Stromnetz, die in entlegenen Gebieten allerdings oft mit
hohen Kosten verbunden ist.
Die Kosten für einen Stromnetzanschluss setzen sich ganz allgemein aus den Kosten für den
Netzzutritt (Netzanschluss) und den Kosten für die Verkabelung zusammen.
Bei den Kosten für den Netzanschluss eines Haushalts ist zwischen Netzzutrittsentgelt und
Netzbereitstellungsentgelt zu unterscheiden. Das Netzzutrittsentgelt wird dabei vom jeweiligen
Netzbetreiber gesondert verrechnet, sodass sich je nach Netzbetreiber große Unterschiede in den
Kosten ergeben können. Aus diesem Grund wurden alle frei zugänglichen Daten hinsichtlich
Netzzutrittsentgelts recherchiert auf Basis dessen ein Mittelwert von 1.783 € je Haushaltsanschluss
(Bandbreite zwischen 1.090 und 2130 €) errechnet wurde. Das Netzbereitstellungsentgelt wird
hingegen per Verordnung geregelt, wird als Pauschalbetrag geleistet und gilt laut E-Control als
Gegenleistung für den vom jeweiligen Netzbetreiber bereits durchgeführten und vorfinanzierten
Netzausbau. Das Entgelt für die Netzbereitstellung unterscheidet sich je Netzebene und Bundesland
[58], aus diesem Grund wird auch hier für weitere Berechnungen ein Durchschnittswert gebildet.
Innerhalb der Netzebene 7 ist eine Bandbreite von 166,7 bis 293,6 €/kW festzustellen, auf Basis
dessen sich ein Mittelwert von 215,7 €/kW ergibt. Unter der Annahme einer durchschnittlichen
Anschlussleistung eines Einfamilienhauses von 4 kW betragen die Kosten 863 €. Somit entstehen
Gesamtkosten für den Netzanschluss eines typischen Haushalts, bestehend aus Netzzutritts- und
Netzbereitstellungsentgelt in der Höhe von 2.646 €.
Neben den Kosten für den Netzzutritt sind aus ökonomischer Sicht ebenso die Kosten für eine
zusätzliche Verkabelung für eine Anbindung an das öffentliche Stromnetz zu berücksichtigen. Dazu
wurden ebenso, neben einer umfassenden Literaturrecherche, Gespräche mit Netzbetreibern geführt
um zu realistischen Kosten zu gelangen, die für weiterführende Berechnungen angesetzt werden
können. Entsprechende Literaturangaben werden vor allem der dena-Verteilnetzstudie [55]
entnommen, die als Investitionskosten für eine Niederspannungs-Verkabelung 80.000 €/km angibt,
während Fürstenwerth [55] für eine Verkabelung 90.000 €/km als spezifische Kosten heranzieht.
Etwas geringere Kosten ergeben die Gespräche mit Netzbetreibern (70.000 bis 80.000 €/km), sodass
für die Niederspannungsverkabelung ein repräsentativer Mittelwert der Kosten von 80.100 €/km für
weiterführende Berechnungen herangezogen werden kann.
Für die Berechnung der Netzanschlusskosten wird eine Lebensdauer der Kabel von 50 Jahren
angesetzt. Der Jahres-Stromverbrauch des Gebäudes wird mit 5000 kWhel festgelegt, was einem
durchschnittlichen Einfamilienhaus entspricht. Die benötigte Kabellänge wird mit 1 bis 5 km festgelegt.
Die spezifischen Kosten für ein autarkes System mit Wasserstoff als Energiespeicher wurden in der
ökonomischen Bewertung von Prozesskette 3 berechnet und umfassen aktuelle (2013) sowie
zukünftige (2030) Investitionskosten und Rahmenbedingungen. Der Kostenvergleich ist in Abbildung
7-40 dargestellt.
Seite 315 von 390
7
Euro je kWhel
6
5
4
3
2
1
0
Netzanschluss
1-5 km Kabel
H2
Power-to-Gas
Netzanschluss
0,9 bis 4,4 € / kWhel
Kosten Netzanschluss bei 1 bis 5 km Entfernung
Power to Gas H2
2,7 bis 5,8 € / kWhel
Prozesskette 3 - Gestehungskosten 2013 bzw. 2030 (optimistisch)
Abbildung 7-40. Kostenvergleich Stromnetzanschluss in einem entlegenen Gebiet mit Power to Gas.
In Abbildung 7-40 liegen die Kosten der aus Wasserstoff erzeugten elektrischen Energie etwa im
Bereich der Kosten eines Netzanschlusses in einem entlegenen Gebiet. Wenngleich der Anschluss
eines einzigen Gebäudes mit einem so geringen Jahresstrombedarf und einer derartigen Entfernung
(bis 5 km) sicherlich ein Extrembeispiel ist, so gibt es in der Realität durchaus Beispiele bei denen
diese Bedingungen zutreffen. Obwohl die Kosten für die Speicherung und Rückverstromung mit
Power to Gas sehr hoch sind, kann ein Einsatz der Technologie unter bestimmten
Rahmenbedingungen Sinn machen.
7.3.7.4
Stromtransport aus entlegenen Gebieten mit HGÜ
Entlegene Gebiete weisen oft ein sehr hohes Potential an erneuerbaren Energiequellen auf. Beispiele
dafür sind das große Windpotential am Meer bzw. in Küstenregionen oder die hohe Solareinstrahlung
in Wüstengebieten. In diesen entlegenen Gebieten ist allerdings meist kein Bedarf an elektrischer
Energie vorhanden und so wird eine Transportmöglichkeit in die Nachfragezentren benötigt.
Energietransport kann, wie bereits in Prozesskette 4 dargestellt, mit Power to Gas realisiert werden,
indem der erzeugte Strom zur Produktion von Wasserstoff bzw. in weiterer Folge Methan verwendet
wird. Diese Energieträger können in das Erdgasnetz eingespeist und so in Regionen mit höherem
Energiebedarf transportiert werden. Eine Alternative zu Power to Gas stellen sogenannte
Hochspannungsgleichstromleitungen (HGÜ) dar, mit denen der erzeugte elektrische Strom direkt
transportiert werden kann.
Für die Übertragung
von Strom
über sehr weite Distanzen
wird meist auf
Hochspannungsgleichstromleitungen (HGÜ) auf Basis von Freileitungen zurückgegriffen, welche auch
in der dena-Netzstudie II [61] für den Ausbau des Übertragungsnetzes herangezogen wurden. Für die
spezifischen Kosten in Abbildung 7-41 werden hier die beiden Sensitivitätsvarianten „VSC1“ und
„VSC2“ näher untersucht. Bei „VSC1“ handelt es sich um ein vermaschtes GleichspannungsOverlaynetz auf Basis erdverlegter Kabel und bei „VSC2“ um ein nicht vermaschtes Netz, welches aus
einzelnen Punkt-zu-Punkt Verbindungen besteht. Die Berechnungen für die beiden
Sensitivitätsvarianten ergeben für die Variante „VSC1“ Kosten von 5,2 Cent/kWhel und für die zweite
Variante „VSC2“ 7,1 Cent/kWhel für eine HGÜ-Verbindung bis zum Jahr 2020.
Zusätzlich zu den Kosten für die HGÜ-Leitung kommen in Abbildung 7-41 auch noch die
Stromgestehungskosten des Solarthermiekraftwerks aus Prozesskette 4 hinzu. Diese liegen im Jahr
2030 gemäß den Berechnungen aus Kapitel 7.3.1.4 bei 5,8 Cent je kWhel.
Seite 316 von 390
Die Gestehungskosten von Wasserstoff bzw. Methan aus Power to Gas wurden in Prozesskette 4
berechnet und stellen einerseits die Gestehungskosten inklusive Einspeisung in das Erdgasnetz,
andererseits eine mögliche Rückverstromung in einem GuD dar. Bei den in Abbildung 7-41
dargestellten Werten handelt es sich um zukünftige Gestehungskosten im Jahr 2030. Zusätzlich zu
den Kosten für die Power to Gas Anlage sind hier auch die Stromgestehungskosten des
Solarthermiekraftwerks berücksichtigt.
40
Kostenvergleich - Energietransport
35
Cent je kWh
30
25
20
15
10
5
0
Stromtransport HGÜ
Stromtransport HGÜ
Power-to-Gas
H2
Power to Gas H2
Power to Gas CH4
Power-to-Gas
CH4
Zukünftige Kosten HGÜ-Leitung aus [52]; inkl.
Stromgestehungskosten Solarthermiekraftwerk
Prozesskette 4 - Einspeisung bzw. Rückverstromung,
Solarthermiekraftwerk 2030
Prozesskette 4 –Einspeisung bzw. Rückverstromung,
Solarthermiekraftwerk 2030
Abbildung 7-41. Kostenvergleich Stromtransport aus einem entlegenen Gebiet mit Power to Gas.
Die Kosten für den Energietransport mittels HGÜ aus einem entlegenen Gebiet mit hohem
erneuerbaren Potential in die Nachfragezentren liegen unter den Kosten für den Einsatz der Power to
Gas-Technologie. Hier ist allerdings anzumerken, dass keine Transportdistanz festgelegt und somit
auch keine Transportverluste berücksichtigt wurden. Obwohl der Wirkungsgrad von Power to Gas
durch die zusätzliche Umwandlung in einen Energieträger niedriger und die Kosten höher sind,
könnten andere Aspekte für den Einsatz dieser Technologie sprechen. Einer dieser Aspekte ist
beispielsweise die geringe Akzeptanz für Netzinfrastrukturprojekte in der Bevölkerung. Mit der Power
to Gas Technologie würde durch Einspeisung von Wasserstoff bzw. Methan in das Erdgasnetz auf
eine bestehende Infrastruktur zurückgegriffen. Aspekte zur Akzeptanz von Energieinfrastrukturen und
deren Bedeutung für die Power to Gas Technologie wurden bereits in Kapitel 7.1.5 behandelt.
7.3.7.5
Schadenskosten fossile Energieträger als Benchmark
Die Existenz von externen Effekten des Energieverbrauchs bzw. von spezifischen Energieträgern ist
ein zentrales Thema der Regulierung von Volkswirtschaften und kann als essentieller Forschungsschwerpunkt der Umweltökonomie verstanden werden. Eine Internalisierung von externen
Effekten über verschiedene Regulierungsmechanismen dient der Reduktion von bestehenden
Marktverzerrungen und somit zur Erreichung des wohlfahrtsökonomischen Optimums in einer
Volkswirtschaft. Für jeden Energieträger ist es bedeutsam, welche Ausprägung die Emission von
Luftschadstoffen und von Treibhausgasen aufweist: zum einen natürlich aufgrund der Intensität der
ökologischen Effekte und zum anderen aufgrund der möglichen Preisverzerrung in Relation zum
wohlfahrtsökonomisch optimalen Preis.
Seite 317 von 390
Die Kalkulation von Schadenskosten im Sinne von externen Kosten von Luftschadstoffemissionen und
von Treibhausgasemissionen aus dem Verbrauch eines Energieträgers – somit von Kosten, die das
Wohlfahrtsniveau anderer Marktteilnehmer beeinflussen, ohne dass diese dafür kompensiert werden –
ist generell mit 2 Problemstellungen konfrontiert: der Gegenüberstellung mit bestehenden
Regulierungen sowie der Informationsasymmetrie bzw. der Informationsdefizite.
Die erste Problemstellung bezieht sich auf bereits vorhandene Steuern und Abgaben – wird dadurch
bereits der externe Effekt internalisiert? Diese Antwort erfordert selbstverständlich eine
Quantifizierung der Schadenskosten von Luftschadstoffemissionen und von Treibhausgasemissionen
eines bestimmten Energieträgers, allerdings auch eine Quantifizierung anderer Marktverzerrungen der
Energieträger, die mit dem Konsum eines Energieträgers verbunden ein können, wie etwa
Marktmacht und die dadurch resultierende Abweichung vom wohlfahrtsökonomisch optimalen
Preisniveau. Diese Problemstellung kann im vorliegenden Bericht nicht näher analysiert werden, für
eine weitere Betrachtung dafür sei z.B. auf [65] verwiesen.
Die Problemstellung der Informationsasymmetrie fokussiert sich in diesem Zusammenhang auf die
schwierige Quantifizierung der Auswirkungen einer Emission. Informationsasymmetrie deswegen, da
die öffentliche Hand bei der Existenz von Externalitäten die Aufgabe zukommt, die Höhe der
Regulierung festzusetzen um das wohlfahrtsökonomisch optimale Preisniveau zu erlangen – in
diesem Zusammenhang ist somit eher von Informationsdefiziten zu sprechen. Dies spiegelt sich
insbesondere in den großen Intervallen bzw. in der hohen Varianz der quantifizierten Ergebnisse für
Schadenskosten von bestimmten Emissionstypen wider. Dafür seit etwa auf die Kalkulation der
Schäden des Treibhausgaseffekts bzw. der Klimaerwärmung und dessen Rückschluss auf die
Schadenskosten einer Tonne Kohlendioxid verwiesen.
Die folgende Tabelle veranschaulicht die kalkulierten Schadenskosten je TJ Energieverbrauch
(Nutzenergie) von Luftschadstoffemissionen und von Treibhausgasemissionen von synthetischem
Methan aus Power to Gas-Anlagen und von alternativen Energieträgern, in diesem Fall von Steinkohle
und von Erdgas. Für synthetisches Methan aus Power to Gas-Anlagen wurde zum einen als Input zur
Wasserstoffproduktion elektrische Energie aus Windkraft und zum anderen Strom aus einem
Solarthermiekraftwerk herangezogen. Berechnet werden Schadenskosten für folgende Emissionen:
Kohlendioxid (CO2), Methan (CH4), Lachgas (N2O), Stickoxide (NOx), Schwefeldioxid (SO2), Staub und
flüchtige organische Verbindungen außer Methan (NMVOC). Sämtliche Emissionen sind inklusive
deren Vorketten quantifiziert.
Die Differenzen der Ausprägung der Schadenskosten von Luftschadstoffemissionen und von
Treibhausgasemissionen zwischen synthetischem Methan und fossilen Energieträgern wird in der
nachstehenden Tabelle ersichtlich. Die Schadenskosten von Luftschadstoffemissionen und von
Treibhausgasemissionen von synthetischem Methan aus Power to Gas-Anlagen mit erneuerbaren
Strom sind weitaus geringer ausgeprägt als jene von fossilen Energieträgern. Dies impliziert somit
einen zusätzlichen volkswirtschaftlichen Vorteil der Power to Gas-Anlagen, sofern mit dem erzeugten
Energieträger in der Folge fossile Energieträger substituiert werden.
Tabelle 7-15. Schadenskosten fossiler Energieträger im Vergleich zu Power to Gas.
Energieträger
Steinkohle
Erdgas
Schadenskosten
Anmerkungen
16 462 € / TJ
3 649 € / TJ
Power to Gas CH4 (Solarthermiekraftwerk)
416 € / TJ
Wirkungsgrad 56 %
Power to Gas CH4 (Windkraft)
157 € / TJ
Wirkungsgrad 56 %
Quelle: eigene Berechnung auf Basis von [65] und GEMIS. - Berechnet wurden Schadenskosten für folgende
Emissionen: Kohlendioxid (CO2), Methan (CH4), Lachgas (N2O), Stickoxide (NOx), Schwefeldioxid (SO2), Staub
und flüchtige organische Verbindungen außer Methan (NMVOC) je TJ Nutzenergie.
Seite 318 von 390
7.4
Makroökonomische Effekte einer Realisierung von Power to Gas-Anlagen
im Jahr 2014
Im Folgenden wird eine quantitative volkswirtschaftliche Analyse der Primär- und Sekundäreffekte
einer Errichtung von zehn identen Power to Gas-Anlagen im Jahr 2014, somit mit aktuellen
Technologie- und Kostenausprägungen, durchgeführt.
Hierbei wird eine kombinierte Betriebsweise angesetzt:
• Zum einen – im Ausmaß von 90% der Volllaststunden – wird die Anlage prioritär zur Produktion
von synthetischem Methan und dessen Nutzung als Treibstoff in der Mobilität verwendet.
• Zum anderen wird – im Ausmaß von 10% der Volllaststunden – angenommen, dass elektrische
Energie aus volatiler Stromproduktion gespeichert und in synthetisches Methan umgewandelt
wird, das wiederum als Treibstoff eingesetzt wird.
Die Basis hierfür bilden die Kostenausprägungen des Jahres 2014 sowie die erwähnte Betriebsweise,
basierend auf den zwei verschiedenen Anwendungsmöglichkeiten. Dies bedingt eine relativ hohe
Anzahl an Volllaststunden, wodurch keine hochdynamische Fahrweise des Elektrolyseurs und des
Methanisierungsreaktors notwendig wird, da die 10% der prioritären Energiespeicherung als Add-on
zur Grundlastbetriebsweise zu betrachten ist. Als Konsequenz umfasst die Analyse zehn Power to
Gas-Anlagen, die aufgrund des momentanen Entwicklungsstadiums der Technologie, ihre prioritäre
Anwendung auf die Produktion eines neuen erneuerbaren Energieträgers ausrichtet, aber auch noch
einen Nutzen zur Energiespeicherung für volatile Produktionsanalgen impliziert.
Die makroökonomische Analyse umfasst somit folgende Dimensionen:
1. Direkte ökonomische Dimension: Es erfolgt eine Berücksichtigung der Investitionseffekte, die
durch die Errichtung der Anlagen entstehen. Für das Jahr 2014 wird angenommen, dass die
Technologiekomponenten zu 25% aus Österreich bereitgestellt werden und zu 75% aus dem
Ausland importiert werden. Dies impliziert, dass v.a. der Elektrolyseur in dieser Berechnung
importiert wird. Zudem wird angenommen, dass die Planung, Umsetzung und die eigentliche
Errichtung von österreichischen Unternehmen realisiert wird. Zudem wird berücksichtigt, dass
die Treibstoffproduktion des erneuerbaren Energieträgers in Relation zu anderen biogenen
Treibstoffen mit der aktuellen Technologieausprägung zusätzliche betriebswirtschaftliche
Kosten für die Anlagenbetreiber generiert, der auf den Endverbraucher umgewälzt wird, sodass
auch negative Teil-Effekte durch einen höheren Energiepreis berücksichtigt wird. Des Weiteren
wurden die reduzierten Einnahmen der Stromnetzbetreiber aufgrund der Befreiung der Power to
Gas-Anlagen von Systemnutzungstarifen (siehe Kapitel 7.2) in Form einer reduzierten
Bruttowertschöpfung berücksichtigt.
2. Energetische Dimension: Die Analyse impliziert die Produktion von synthetischem Methan, das
in der Mobilität als erneuerbarer Treibstoff verwendet wird. Hierbei wird angenommen, dass
dadurch importierter Diesel substituiert wird. Für die Produktion der elektrischen Energie wird
Windkraft aus Österreich aus neuen Windkraftanlagen herangezogen. Die zusätzliche
heimische Energieproduktion ersetzt somit Energieimporte. Die Wertschöpfung der Errichtung
und des Betriebs der Windkraftanlagen wird allerdings nicht integriert, um keine Verzerrung der
Effekte zu erzeugen.
Die zentrale methodische Vorgehensweise in der makroökonomischen Analyse der Effekte der
Errichtung von zehn Power to Gas-Anlagen stellt die dynamische makroökonometrische
Simulationsanalyse dar, in der zentrale Parameter der österreichischen Volkswirtschaft wie
Wirtschaftswachstum, Beschäftigung, privater Konsum, verfügbares Einkommen, Investitionen oder
Leistungsbilanz untersucht werden. Hierbei werden sämtliche Zweit- bzw. Drittrundeneffekte, die
durch die jeweiligen Veränderungen in den Szenarien generiert werden, berücksichtigt.
Seite 319 von 390
Diese Berechnungen werden mithilfe des makroökonometrischen Simulationsmodells MOVE („Modell
zur Simulation der (Ober-)Österreichischen Volkswirtschaft mit Schwerpunkt Energie“) des
Energieinstituts an der Johannes Kepler Universität Linz durchgeführt. Die Analysen beinhalten
hierbei, neben den erläuterten Primäreffekten, immer auch die daraus entstehenden Sekundär- bzw.
Mehrrundeneffekte. Dabei wird eine simultane Analyse von Auswirkungen auf ca. 550 ökonomische,
energetische und ökologische Parameter vorgenommen. Dafür ist eine Integration aller Regressionen
sowie aller Identitäten in ein Gesamtmodell notwendig, um eine dynamische Lösung des
Gesamtmodells im Ökonometrie-Programm EViews zu generieren. Eine detaillierte Beschreibung des
Modells MOVE findet sich nachfolgend in Kapitel 7.4.1.
Aus wissenschaftlicher Sicht erweist es sich als unerlässlich, zur Analyse der makroökonomischen
Auswirkungen der Realisierung einer Power to Gas-Anlage in Österreich eine Reihe von Annahmen
zu treffen. In der Folge werden die zentralen Annahmen in einer kompakten Form zusammengefasst.
Annahme 1: Zeitliche Umsetzung der Errichtung und des Betriebs der Power to Gas-Anlage
Für eine Abschätzung der volkwirtschaftlichen Effekte ist auch ein zu definierender Zeithorizont von
Bedeutung, sodass in der vorliegenden Analyse die Realisierung der Anlage im Jahr 2014 angesetzt
wird und der Betrieb der Anlage mit Beginn 2015 definiert wird.
Annahme 2: Reaktion der Unternehmen auf initiierte Veränderungen ihres Investitionsverhaltens
Die Reaktion der Unternehmen auf die initiierten Veränderungen in den Investitionstätigkeiten zur
Errichtung der Power to Gas-Anlage bedarf Annahmen zur Finanzierung dieser Ausgaben durch die
Unternehmen. Zentraler Faktor ist die Entscheidung zwischen der Substitution innerhalb der
Investition und einer Finanzierung aus den Rücklagen der Unternehmen. Der angesetzte
Finanzierungsanteil aus den Rücklagen beläuft sich auf 50%. Das bedeutet, dass bei den Szenarien
50% der Ausgaben durch eine Substitution innerhalb der Investitionen finanziert werden und deshalb
nur 50% der zusätzlichen Ausgaben in der Volkswirtschaft wirksam werden.
Annahme 3: Technologischer Fortschritt und Kostenausprägung
Die Analysen der Studie beinhalten über die gesamte Beobachtungsperiode die im Jahr 2013
aktuellen Technologien und die damit verbunden Technologiekosten.
Annahme 4: Geografischer Bezug und darauf basierende Analysen der Studie
Die grundlegende Datenbasis für Energie, die Energiebilanz der Statistik Austria, beinhaltet eine
geografische Abgrenzung für sämtliche Energie-Variablen. Es ist beispielsweise nicht relevant, in
welchen Besitzverhältnissen ein Kraftwerk steht, das in Österreich Energie produziert, oder welche
Nationalität ein Konsument besitzt, der Benzin in Österreich tankt. Entscheidend ist, ob die
Tätigkeit/der Vorgang innerhalb oder außerhalb Österreichs vollzogen wird. Diese Vorgehensweise
wird auch in den Analysen dieser Studie gewählt.
Annahme 5: Entwicklung der fossilen Energiepreise
Für volkswirtschaftliche Analysen von zukünftigen energiewirtschaftlichen und –politischen
Auswirkungen erweist es sich auch als bedeutsam, wie der zukünftige Verlauf der fossilen
Energiepreise angenommen wird. Die zukünftige Entwicklung der Energie-Endverbraucherpreise
basiert auf der Annahme der zukünftigen Rohölpreisentwicklung [48]. Im Normalpreisszenario in
Tichler et al. (2009) [63] wurde von 2009 bis 2030 ein Rohölpreis von 74 USD angesetzt, im
Hochpreisszenario eine Steigerung auf 135 USD im Jahr 2030. Entscheidend für die Auswirkungen in
Österreich ist allerdings der Preis in Cent/kWh, da sich der Wechselkurs zw. Euro und US-Dollar im
Zeitraum 2008 bis 2011 doch erheblich verändert hat. Der Rohölpreis von 135 USD je Barrel im Jahr
2008 entspricht im Jänner 2011 aus europäischer Sicht einem Rohölpreis von 167 US-Dollar.
Seite 320 von 390
Annahme 6: Kundenakzeptanz bzw. Zahlungsbereitschaft
Im Zuge dieser Studie wurde aus administrativen und monetären Gründen keine Analyse der
„Kundenakzeptanz“ und somit der Zahlungsbereitschaft für Strom aus verschiedenen
Primärenergieträgern seitens Konsumenten und Unternehmen durchgeführt. Dies müsste mittels
aufwändigen Contingent Valuation-Methoden (Interviews,…) vorgenommen werden.
Annahme 7: Konjunkturzyklen und Wirtschaftskrisen
Eine Studie mit mittelfristigem und langfristigem Zeithorizont in der Beobachtungsperiode, wie sie
diese Studie darstellt, kann nicht auf exakte zukünftige oder auch aktuelle Konjunkturzyklen spezifisch
eingehen. Als Konsequenz werden in der vorliegenden Studie potentielle zukünftige Finanz- bzw.
Wirtschaftskrisen nicht berücksichtigt. Sollte eine Wirtschaftskrise auch insbesondere auf die
Finanzierung von bestimmten Tätigkeiten oder Maßnahmen (insbesondere für private Haushalte und
Unternehmen) signifikant negativ Einfluss nehmen, so ist damit zu rechnen, dass es zu zeitlichen
Verzögerungen bei der Umsetzung von Maßnahmen und Tätigkeiten kommen kann, sofern diese
nicht zeitlich mit einer rechtlichen Umsetzungsverpflichtung behaftet sind.
Annahme 8: Wertschöpfungsanteile
Die österreichischen Wertschöpfungsanteile an den betrachteten Power to Gas-Anlagen belaufen sich
zwischen 50%. Dies inkludiert sowohl die baulichen Tätigkeiten und die Herstellung der Komponenten
als auch Dienstleistungen im Rahmen der Maßnahmen (Planung, behördliche Verfahren,
Finanzierung,…).
Für die makroökonometrische Analyse werden folgende Basisdaten der zehn Anlagen herangezogen:
•
•
•
•
•
Nennleistung einer Anlage:
Gesamte Nennleistung:
Effizienz Elektrolyseur (AEC)
Effizienz Methanisierung
Volllaststunden einer Anlage
1 MW el
10 MW el
60%
80%
6 000 h/a
Zudem sind die technischen und ökonomischen Werte der nachstehenden Tabelle von Bedeutung,
wobei in der Tabelle lediglich die Ausprägung einer einzelnen 1 MW-Anlage veranschaulicht wird.
Tabelle 7-16. Spezifische Daten einer (von zehn) für die Simulation herangezogenen Power to GasAnlagen
Parameter
Stromverbrauch Elektrolyse
Daten einer Power to Gas Anlage
Wasserstoff H2
Methan CH4
6 000
MWhel
6 000
MWhel
Hilfsstromverbrauch
108
MWhel
174
MWhel
Jährliche Produktion
3 040
Investitionskosten
1 858 000
MWhLHV
€
2 587
2 657 000
MWhLHV
€
Betriebskosten bei 0,04 €/kWhel
283 000
€/a
643 000
€/a
Betriebskosten bei 0,10 €/kWhel
353 000
€/a
721 000
€/a
1.154
€/kg
0.925
€/kg
Kosten Tankstelleninfrastruktur
29
€/MWhLHV
60
€/MWhLHV
Seite 321 von 390
Die makroökonometrische Analyse versteht sich als Simulationsanalyse einer bestimmten Maßnahme
und nicht als Prognose. Dies impliziert, dass die Ergebnisse als Abweichung zu einer Situation ohne
diese Maßnahme – in diesem Fall ohne der Errichtung der zehn Power to Gas-Anlagen zu verstehen
sind und somit als Abweichung vom business-as-usual-Szenario interpretiert werden.
Die makroökonometrische Simulationsanalyse ergibt, dass die Realisierung der zehn Power to GasAnlagen im Jahr 2014 in Österreich und der darauf folgende Betrieb zur Energiespeicherung sowie
zur Produktion von synthetischem Methan signifikant positive Effekte auf die österreichische
Volkswirtschaft bewirkt. Die Realisierung und der Betrieb der Anlagen bewirken zum einen ein
höheres Bruttoinlandsprodukt, zum anderen auch ein – wenn auch gering ausgeprägtes - höheres
Beschäftigungsniveau. Der zeitlich bis zum Jahr 2020 analysierte Betrieb der zehn Power to GasAnlagen mit einer gesamten installierten Leistung von 10 MW el bewirkt im Jahr 2020 ein um
7,3 Mio. € höheres Bruttoinlandsprodukt als im business-as-usual-Szenario (Situation ohne
Realisierung der Power to Gas-Anlagen). Im Jahr 2014, dem Jahr der Errichtung der Anlagen wird die
größte positive Abweichung des BIP in Österreich erzielt. Hierbei entsteht durch die
Investitionsimpulse,
trotz
signifikanter
Wertschöpfungsabflüsse
ins
Ausland
durch
Technologieimporte, ein um 11,2 Mio. € höheres BIP in Österreich. Das Beschäftigungsniveau steigt
im Jahr 2014 auf ca. 170 zusätzliche Beschäftigte, im Jahr 2020 sind durch den Betrieb der Anlage in
der Volkswirtschaft noch um 18 Mitarbeiter mehr beschäftigt.
Das höhere Bruttoinlandsprodukt Österreichs sowie die positiven Beschäftigungseffekte in Österreich
durch die Implementierung der erläuterten Power to Gas-Anlagen basieren, im Vergleich zu einer
Situation ohne Umsetzung dieser Maßnahmen, auf folgenden positiven und negativen Säulen:
1) zusätzliche Ausgaben der Unternehmen (=Investitionen) zur Errichtung der Power to GasAnlagen und dadurch zusätzlich generierte Wertschöpfung in Österreich;
2) Substitution von Dieselimporten durch heimische Energieproduktion in Form von
synthetischem Methan aus zusätzlichen Windkraftanlagen und dem dadurch signifikanten
Wertschöpfungsgewinn;
3) erhöhte Nutzung elektrischer Energie aus Windkraftanlagen durch die Energiespeicherung in
Zeiten höchst volatiler Produktion;
4) Technologieimporte für spezifische Anlagenkomponenten und einem daraus resultierenden
Wertschöpfungsabfluss;
5) Umwälzung der höheren Energiepreise auf den Endverbraucher;
6) reduzierte Einnahmen der Stromnetzbetreiber aufgrund der Befreiung der Power to GasAnlagen von Systemnutzungstarifen;
7) aus den Investitionen resultierende positive sektorale Auswirkungen auf die Anzahl der
Beschäftigungsverhältnisse (insbesondere in der Bauwirtschaft und in bestimmten
Dienstleistungen);
8) zusätzliche Beschäftigungsverhältnisse führen wiederum zu einer erhöhten Lohnsumme und
anschließend zu einem dadurch ausgelösten höheren privaten Konsum;
9) Sekundäreffekte resultierend aus den in 1)-8) aufgeführten Auswirkungen.
Der am größten ausgeprägte Einfluss auf das positive makroökonomische Ergebnis ist die
Substitution von Dieselimporten durch heimische Energieproduktion, wodurch ein signifikanter
Wertschöpfungsgewinn und eine deutliche Steigerung der Nettoexporte Österreichs bewirkt werden
kann. Dies wird fundamental unterstützt durch die positiven Investitionsimpulse, von denen prioritär
Bauwirtschaft, Sachgütererzeugung und Dienstleistungsunternehmen profitieren.
Die ausgelösten Mehrrundeneffekte sind somit insgesamt eindeutig positiv ausgeprägt, wenngleich
die finanzielle Mehrfachbelastung auch negative Einflüsse auf das Ergebnis erzeugt hat. Generell ist
durch die Stimulation der Volkswirtschaft anhand der Steigerung der Beschäftigung, der Investitionen
Seite 322 von 390
und des Konsums sowie des Wirtschaftswachstums im Allgemeinen auch ein leicht erhöhter
Endenergieverbrauch außerhalb der involvierten Wirtschaftssegmente zu verzeichnen, wodurch ein
klassischer Feedback-Effekt auftritt, der allerdings gering ausgeprägt ist und von den Fortschritten der
Primärenergieeffizienz durch die Power to Gas-Anlagen in Form der Energiespeicherung kompensiert
wird.
Nicht untersucht wurde in diesem Zusammenhang der Effekt auf die öffentliche Hand in Form von
Steuereinnahmen. Des Weiteren wurden allerdings keine Subventionen der öffentlichen Hand in Form
von Förderungen zur Errichtung der Anlagen angesetzt.
Die folgenden Abbildungen und Tabellen veranschaulichen nochmals das insgesamt positive
makroökonomische Ergebnis.
Tabelle 7-17. Auswirkung der Realisierung und des Betriebs von zehn Power to Gas-Anlagen (mit je
1MWel) auf die österreichische Volkswirtschaft (in Relation zum business-as-usual-Szenario)
Auswirkungen aufgrund der Errichtung und des Betriebs der 10
Power to Gas-Anlagen in Österreich zur Produktion von
synthetischem Methan und zur Energiespeicherung
Variablen
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Bruttoregionalprodukt (Mio. €)
11,2
6,0
7,7
7,4
7,5
7,4
7,4
Investitionen (Mio. €)
15,8
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
Beschäftigte
168
5
24
19
19
18
18
3
402
400
400
400
400
400
Energieproduktion (TJ)
Mio. €
Quelle: eigene Berechnung
18,0
16,0
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
- 2,0
Bruttoinlandsprodukt
Investitionen
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Abbildung 7-42. Positive Auswirkungen aufgrund der Errichtung und des Betriebs der 10 Power to GasAnlagen in Österreich zur Produktion von synthetischem Methan und zur Energiespeicherung auf
Bruttoinlandsprodukt und Investitionen in Österreich.
Seite 323 von 390
Personen
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
-20
Beschäftigte
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Abbildung 7-43. Positive Auswirkungen aufgrund der Errichtung und des Betriebs der 10 Power to GasAnlagen in Österreich zur Produktion von synthetischem Methan und zur Energiespeicherung auf das
Beschäftigungsniveau in Österreich.
50
Energieimporte in TJ
0
-50
-100
Energieimporte
-150
-200
-250
-300
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Abbildung 7-44. Auswirkungen aufgrund der Errichtung und des Betriebs der 10 Power to Gas-Anlagen in
Österreich zur Produktion von synthetischem Methan und zur Energiespeicherung auf die Energieimporte
in Österreich.
Für die österreichische Energiewirtschaft zeigen sich keine negativen Auswirkungen durch die
Realisierung der Power to Gas-Anlagen. Der Gesamteffekt auf die Bruttowertschöpfung ist leicht
positiv, getrieben durch die Substitution von Energieimporten durch heimische Produktion und der
Tatsache, dass eine Umwälzung der höheren Erzeugungskosten auf den Endverbraucher
abgenommen wurde. Sollte die Umwälzung in preislicher Form nicht realisiert werden können, so fällt
das Ergebnis anders aus.
Allerdings ist zu konstatieren, dass die betroffenen Stromnetzbetreiber Teile ihrer Netztarife aufgrund
der Befreiung der Power to Gas-Anlagen von Strom-Systemnutzungstarifen verlieren. Dies wird
wiederum im System durch den Nutzen der Energiespeicherung von volatilen Erzeugungskapazitäten
kompensiert, allerdings ist dafür noch ein klarer rechtlicher Rahmen zu setzen, sodass davon auch die
Netzbetreiber profitieren können.
Seite 324 von 390
7.4.1
Kurzbeschreibung des Modells MOVE
Das Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität entwickelte das Simulationsmodell MOVE für
den (ober-)österreichischen Wirtschaftsraum (Vgl. [64] für eine Kurzfassung bzw. [65] für eine
ausführliche Darstellung). Mit diesem Modell können ökonomische Veränderungen sowie
insbesondere auch Veränderungen am Energiemarkt detailliert analysiert werden. Das
Simulationsmodell ist als makroökonometrisches Zeitreihenmodell konzipiert, welches zusätzlich zur
Modellierung von 13 verschiedenen Wirtschaftssektoren die Energieflüsse von 24 verschiedenen
Energieträgern in Oberösterreich besonders beleuchtet. Jeder dieser Energieträger wird hinsichtlich
des sektoralen Endenergieverbrauchs, der Produktion (bzw. der Erzeugung durch andere
Energieträger), des Umwandlungseinsatzes in andere Energieträger, der Im- und Exporte sowie
seines nichtenergetischen Endverbrauchs spezifisch analysiert. Zusätzlich zum umfassenden
Schwerpunkt auf Energie ermöglicht das Simulationsmodell auch eine detaillierte Berechnung von
79
sowie die
Luftschadstoff-Emissionen wie Kohlendioxid und Schwefeldioxid im Energiebereich
Berechnung der Veränderungen von spezifischen Steuern und Abgaben auf die konsumierten
Energieträger. Das Modell enthält über 400 verschiedene simulierbare Variablen, sodass der
oberösterreichische Wirtschaftsraum damit detailliert abgebildet wird.
Mit dem Modell MOVE ist die Möglichkeit zur seriösen wissenschaftlichen Abschätzung verschiedener
ökonomisch-struktureller Veränderungen im oberösterreichischen Wirtschaftsraum, aber vor allem
auch die Analyse von Auswirkungen von wirtschaftsund energiepolitischen Entscheidungen
innerhalb eines regionalen Wirtschaftsraumes gegeben. Der Schwerpunkt auf Energie in seinen
umfassenden Ausprägungen ermöglicht neue, umfassendere Analysen für verschiedenste Aspekte
des heimischen Energiemarkts.
Grundsätzlich bedarf es zur Konstruktion eines regionalen makroökonometrischen Modells einer
differenzierteren Herangehensweise als bei Modellen auf nationaler Ebene. Dies liegt vor allem an der
weniger stark ausgeprägten Verfügbarkeit von Zeitreihen auf regionaler Ebene, sodass sowohl andere
ökonometrische Verfahrenstechniken, als auch modifizierte Schätzgleichungen zur Anwendung
kommen müssen. Im mitteleuropäischen Raum existiert zurzeit kein verfügbares Regionalmodell im
Detaillierungsgrad von MOVE mit einem explizit modellierten Energiesektor, sodass keine adäquaten
Vergleichsmodelle vorliegen. MOVE kann jedoch auf das Know-how im Bereich Modellbildung des
Energieinstituts an der Johannes Kepler Universität zurückgreifen. So wurde bereits im vergangenen
Jahr für das deutsche Bundesland Berlin ein Regionalmodell im Auftrag der Investitionsbank Berlin
(IBB) namens Berlin Economic Simulation Tool - BEST erstellt (vgl. [66]), in dem die ökonometrischen
Schätzverfahren, die MOVE prägen, ebenfalls zur Anwendung kommen. Das Bundesland Berlin ist
jedoch in seiner Struktur nicht mit dem oberösterreichischen Wirtschaftsraum zu vergleichen (das
Bundesland Berlin beschränkt sich auf die Stadtregion Berlin, Berlin ist geprägt durch den großen
Strukturbruch durch die Wiedervereinigung, Berlin und Oberösterreich verzeichnen sehr divergierende
Wirtschaftsentwicklungen in den letzten zehn Jahren). Zusätzlich verfügt BEST nicht über den Fokus
auf Energie sowie über den Detaillierungsrad von MOVE, sodass MOVE auch als Prototyp für diese
Art der modernen Regionalmodell-Bildung gelten kann. Das Modell beinhaltet 307 Gleichungen sowie
485 Variablen zur Durchführung der Simulationen. Der Schätzhorizont ist modifizierbar, ist jedoch für
einen Zeithorizont von 1 bis 10 Jahren konzipiert. Wesentliche Variablen sowie die Funktionsweise
des Modell MOVE werden nachfolgend in drei Flussdiagrammen dargestellt.
79
Als Basis dient der Strommix für Oberösterreich.
Seite 325 von 390
Eckdaten des Modells
Anzahl der Gleichungen:
307
Anzahl der Variablen:
485
Anzahl der modellierten Wirtschaftssektoren:
13
Anzahl der modellierten Energieträger:
24
Abbildung 7-45 zeigt die verschiedenen Module des Simulationsmodells MOVE. Im Ökonomie-Teil
können Auswirkungen für 13 verschiedene Sektoren dargestellt werden. Das Energie-Modul
beinhaltet die umfassende Analyse von 24 Energieträgern, deren Emissionen schließlich im ÖkologieModul abgebildet werden.
Abbildung 7-45: Übersicht zu den Modulen von MOVE
Ökonomie-Modul
Energie-Modul
•
Bruttoinlandsprodukt
•
Endverbrauch der Haushalte
•
Beschäftigte
•
Energieeinsatz der Wirtschaftssektoren
•
Investitionen
•
•
Löhne
Energieproduktion (Produktion,
Umwandlungseinsatz, Umwandlungsausstoß)
•
Bruttowertschöpfung
•
Energieimporte
•
Privater Konsum
•
Energieexporte
•
Exporte
•
•
Importe
Nicht-energetischer Verbrauch der
Energieträger
•
Nettotransfers
•
Energiepreise
•
Öffentliche Ausgaben
•
Energieeffizienz
•
Öffentliche Einnahmen
•
Verbraucherpreise
•
Arbeitslosenquote
•
Kapazitätsauslastung
•
Kapitalnutzungskosten
•
Verfügbares Einkommen
•
…
Ökologie-Modul
Emissionen der energetischen Nutzung aller
Energieträger:
•
Kohlendioxid-Emissionen
•
Schwefeldioxid-Emissionen
•
Staub-Emissionen
•
Lachgas-Emissionen
•
Methan-Emissionen
•
Stickoxid-Emissionen
•
Emissionen von flüchtigen organischen
Verbindungen…
Der Schwerpunkt auf Energie beschränkt sich in MOVE nicht auf den privaten Endkonsum der
Haushalte sowie den Energieverbrauch der verschiedenen Wirtschaftssektoren; es werden des
Weiteren auch die verschiedenen Energieströme zur Herstellung von Sekundärenergieträgern, die
Produktion von Primärenergie oder Importe und Exporte von Energie nach und von Oberösterreich
abgebildet. Die nachstehende Tabelle gibt einen Überblick zu den in MOVE abgebildeten und somit
Seite 326 von 390
auch simulierbaren Energieträgern. Dabei wird
Energiebilanzen der Statistik Austria übernommen.
der
Aggregationsgrad
der
Bundesländer-
Im Modell explizit abgebildete Energieträger
(Basis: Bundesländer-Energiebilanzen der Statistik Austria)
•
elektrische
Energie
•
Benzin
•
Naturgas
•
Wasserkraft
•
Braunkohle
•
Diesel
•
Heizöl
extraleicht
•
Umgebungswärme
•
BraunkohleBriketts
•
Kerosin
•
Heizöl
•
Brennholz
•
Steinkohle
•
Erdöl
•
Flüssiggas
•
•
Koks
•
Brennbare
Abfälle
•
Gichtgas
•
•
Brenntorf
•
Fernwärme
•
Kokereigas
•
Windkraft u.
Photovoltaik
Sonstiger
Raffinerieeinsatz
Biogene Brenn- u.
Treibstoffe
Um eine differenzierte Analyse bzw. detailliertere Simulationen der ökonomischen Zusammenhänge in
Oberösterreich zu erhalten, werden neben dem Aggregat der privaten Haushalte 12 verschiedene
Wirtschaftssektoren modelliert:
Überblick zu den Wirtschaftssektoren
Land- und Forstwirtschaft, Fischerei und Fischzucht
Bergbau und Gewinnung von Steinen u. Erden
Sachgütererzeugung
Energie- und Wasserversorgung
Bauwesen
Handel und Reparatur von Kfz u. Gebrauchsgütern
Beherbergungs- und Gaststättenwesen
Verkehr und Nachrichtenübermittlung
Kredit- und Versicherungswesen
Realitätenwesen und Unternehmensdienstleistungen
Öffentliche Verwaltung, Sozialversicherung, Exterritoriale Organisationen
Sonstige Dienstleistungen (Unterrichtswesen, Gesundheits-, Veterinär- und Sozialwesen,
Erbringung von sonstigen öffentlichen und persönlichen Dienstleistungen)
Nachdem die Nutzung von Energie in den meisten Fällen eine umweltpolitische Relevanz mit sich
zieht, beinhaltet MOVE auch ein Emissionstool, mit dem die Veränderungen der LuftschadstoffEmissionen aufgrund von Änderungen in der energetischen Nutzung in Oberösterreich errechnet
werden können. MOVE ermöglicht somit die Analyse von Kohlendioxid-, Schwefeldioxid-, Methan-,
Lachgas- und Stickoxidemissionen sowie von Emissionen von flüchtigen organischen Verbindungen
(außer Methan) durch den Verbrauch bzw. die Produktion von Energie.
Mit allen Modulen, die MOVE umfasst, ergeben sich durchaus verschiedene Anwendungsbereiche
des Modells. So kann beispielsweise simuliert werden, welche ökonomischen Auswirkungen eine
Gaspreiserhöhung mit sich zieht, welche Effekte eine bestimmte Investition in der
Sachgüterproduktion ergibt, welche Konsequenzen eine Zinssatzsenkung auf die oberösterreichische
Seite 327 von 390
Wirtschaft hat oder welche ökonomischen Veränderungen durch eine spezifische Abgabensenkung
verursacht werden.
Eine große Herausforderung bei der Konstruktion eines Regionalmodells wie MOVE ist die
Verarbeitung und Modifizierung der im Vergleich zur nationalen Ebene nur begrenzt vorhandenen
Daten. Zum einen werden viele Datenreihen nicht auf regionaler Basis erhoben, zum anderen
existieren keine durchgehenden Zeitreihen auf Bundesländerebene. Diese Fakten haben die
Konsequenz, dass die Bildung von Regionalmodellen nicht exakt vergleichbar ist mit der Erstellung
eines Nationalmodells. Die Restriktionen in der Datenlage erfordern einen Abgleich zwischen
ökonomischer Theorie und der spezifischen Datensituation von Variablen. Aus diesem Grund sowie
aus Gründen der Modellerstellung verlangt die Konstruktion eines Regionalmodells mehr als die
einfache und simple Zusammensetzung der Einzelgleichungen zu einem Gesamtmodell. In vielen
Fällen bildet zwar eine Einzelgleichung die historischen Zusammenhänge sehr gut ab, kann jedoch
der dynamischen Struktur eines Modells nicht gerecht werden. Die Konstruktion von Modellen stellt
somit einen diffizilen und sehr umfangreichen Prozess von Evaluierungen zwischen verschiedenen
theoretischen und ökonometrischen Aspekten dar. Im Speziellen ist ein trade-off zwischen
theoretischen Paradigmen und innovativer statistischer sowie ökonometrischer Herangehensweise
notwendig, wenn die Qualität der vorhandenen Daten nicht optimal ist. Die Inkludierung einer
Variablen in eine Schätzgleichung kann etwa aus diesen Gründen trotz negativer statistischer Tests
aus Gründen der Modellstruktur erforderlich sein.
Nachdem MOVE neben der makroökonomischen Abbildung der oberösterreichischen Volkswirtschaft
einen besonderen Schwerpunkt auf Energie legt, bedarf es der Heranziehung der BundesländerEnergiebilanzen der Statistik Austria. Diese Bilanzen enthalten einen relativ breiten Datensatz,
allerdings ist das früheste verfügbare Jahr der Zeitreihen das Jahr 1988. Somit muss im Modell mit
relativ restriktiven Zeitreihenlängen gearbeitet werden, woraus einige ökonometrische Probleme
aufgrund der geringen Freiheitsgrade entstehen können. Aus diesem Grund wird in MOVE die
Mehrzahl der Schätzgleichungen nicht mit einfachen linearen Schätzungen abgebildet, sondern mit
Seemingly Unrelated Regressions (SUR). Diese Schätzmethode erlaubt die Aggregation verwandter
Gleichungen und somit die Bildung von Schätzungen mit einer erheblichen Ausweitung der
Freiheitsgrade, wodurch die erwähnten statistischen Probleme gelöst werden können.
Seite 328 von 390
7.5
Ökologische Bewertung der Power to Gas-Konzepte
7.5.1
Methodik - Life Cycle Assessment
Life Cycle Assessment (LCA) ist eine Methode zur Inventarisierung und Analyse der Stoff- und
Energieflüsse innerhalb eines Prozesssystems. Dabei werden, je nach definierter Systemgrenze,
sämtliche Inputs und Outputs von der Rohstoffgewinnung bis zur endgültigen Entsorgung
berücksichtigt. Schlussendlich können auf Basis der durchgeführten Inventur die Umweltauswirkungen
der Technologie abgebildet werden. Die methodischen Anforderungen dazu sind in der ISO Norm
14040 [67] geregelt und werden nachfolgend kurz erläutert. Abbildung 7-46 zeigt den methodischen
Rahmen einer Lebenszyklusanalyse.
Abbildung 7-46. Methodischer Rahmen und Ablauf eines Life Cycle Assessments
Quelle: eigene Darstellung auf Basis von ISO 14040 [67]
Im Rahmen einer ökologischen Analyse wird nach den in Abbildung 7-46 dargestellten Schritten
vorgegangen. Es ist zu erwähnen, dass es sich um eine iterative Vorgehensweise handelt und
Rückkopplungen zwischen den einzelnen Arbeitsschritten vorliegen. Nachfolgend wird auf die
methodischen Aspekte der einzelnen Arbeitsschritte zur Durchführung einer LCA eingegangen.
7.5.1.1
Definition von Ziel und Untersuchungsrahmen
Im ersten Schritt der LCA werden das Ziel und der Umfang der Studie festgelegt, die einzelnen
Prozessschritte und einbezogenen Ströme dargestellt und so die Systemgrenzen definiert.
Die Festlegung des Ziels und Untersuchungsrahmens ist essentiell für eine erfolgreiche LCA, da in
diesem Schritt notwendige Strukturierungen des weiteren Vorgehens vorgenommen werden. Dies
wirkt sich maßgeblich auf den Arbeitsumfang und das Ergebnis der Studie aus. Grundsätzlich müssen
das Ziel und der Untersuchungsrahmen bereits am Beginn der ökologischen Bewertung eindeutig, auf
die jeweilige Anwendung abgestimmt, festgelegt sein. Aufgrund des iterativen Charakters des LCA
kann sich aber die Notwendigkeit ergeben, den Untersuchungsrahmen während der
Durchführungsphase zu konkretisieren. [68]
Die Festlegung des Ziels umfasst unter anderem die Angabe von Informationen zum
Erkenntnisinteresse, zur möglichen Verwendung der Ergebnisse und zu den AnwenderInnen und den
Zielgruppen der Studie. Zusätzlich umfasst dieser Schritt auch allgemeine Informationen über das Life
Seite 329 von 390
Cycle Assessment, die angeben, wer Einfluss auf das Projekt hat. Als Beispiele hierfür können
Institutionen oder FörderInnen genannt werden.[69], [68]
Bei der Definition des Untersuchungsrahmens können die technische, zeitliche und geografische
Systemgrenze unterschieden werden. Die technische Systemgrenze legt fest, welche Prozessmodule
im Rahmen der LCA betrachtet werden. Dabei kann es durchaus notwendig oder sinnvoll sein,
gewisse Lebenswegabschnitte, Inputs oder Outputs eines Produkts in der ökologischen Betrachtung
wegzulassen. Die Schlussfolgerungen einer Studie dürfen dadurch allerdings nicht wesentlich
beeinflusst werden und es muss eine genaue Dokumentation erfolgen. [71] Die zeitliche
Systemgrenze nimmt im Wesentlichen Einfluss auf die in der Betrachtung zum Einsatz kommenden
Technologien. Die geographische Systemgrenze gibt an, auf welche Region, welches Land oder
welchen Kontinent sich die im LCA betrachtete Technologie bezieht. [72]
Weiters ist im Zusammenhang mit der Definition des Untersuchungsrahmens auch die Festlegung von
Allokationsmethoden
sowie
die
Auswahl
der
Wirkungskategorien
für
die
spätere
Wirkungsabschätzung vorgesehen.
7.5.1.2
Sachbilanzierung
Die Erstellung einer Sachbilanz umfasst im Wesentlichen die Datensammlung, deren Validierung und
Zuordnung zu den Prozessschritten und die Allokation. Dabei erfolgt die Quantifizierung der Inputs
(Ressourcenverbräuche) und Outputs (Wert- und Reststoffe sowie korrelierende Emissionen) entlang
der gesamten Prozesskette.
Der im vorherigen Arbeitsschritt festgelegte Untersuchungsrahmen legt die Systemgrenzen und
Grundstruktur für die Sachbilanzierung fest. Die im Rahmen der Sachbilanzphase zur erhebende und
quantifizierenden Daten können zu folgenden Datengruppen zusammengefasst werden [71]:
•
•
•
•
Energieinputs, Rohstoffinputs, Betriebsstoffinputs und andere physikalische Inputs
Produkte, Kuppelprodukte und Abfälle
Emissionen in Luft, Wasser und Boden
Weitere Umweltaspekte
Die Inputs in eine Prozesseinheit werden mithilfe von Transformationskoeffizienten bzw. spezifischen
Konversionseffizienzen in Outputströme umgewandelt. Eine Massen- und Energiebilanzierung
gewährleistet dabei die Erhaltung von Masse und Energie im System.
Sind für bestimmte Prozessschritte keine Daten aus eigenen Erhebungen zu Stoff- und
Energieflüssen vorhanden, so kann auf verschiedene Datenbanken (GEMIS – ÖkoInstitut Darmstadt,
LEGEP – Ecoinvent, GaBi – PE Europe) zurückgegriffen werden.
7.5.1.3
Wirkungsbilanzierung
Bei der Wirkungsabschätzung handelt es sich um die dritte Phase des Life Cycle Assessments, in der
die Größe und Bedeutung von potentiellen Umweltwirkungen des betrachteten Systems analysiert
werden. Nach der Norm ISO 14044 sind folgende Bestandteile vorgesehen [71]:
•
•
•
Auswahl von Wirkungskategorien, Wirkungsindikatoren und Charakterisierungsmodellen
Zuordnung der Sachbilanzergebnisse zu den ausgewählten Wirkungskategorien
(Klassifizierung)
Berechnung der Wirkungsindikatorwerte (Charakterisierung)
Die Sachbilanz gibt zum Beispiel Auskunft über die Menge der mit einem Produktlebenszyklus
verbundenen Emissionen (bspw. CO2, CH4, N2O) je funktioneller Einheit. Diese klimawirksamen Gase
können im Rahmen der Klassifizierung der Wirkungskategorie „Klimaveränderung“ zugeordnet
werden. Wirkungsindikator ist in diesem Fall das Treibhauspotential ausgedrückt in kg CO2-
Seite 330 von 390
Äquivalenten. So kann beispielsweise die Verstärkung der Infrarotstrahlung auf der Erde mit Bezug
auf die Referenzsubstanz CO2 quantifiziert werden. [71], [68]
Die Methode, die zur Wirkungsabschätzung angewandt wird, ist maßgeblich für das Ergebnis. Im
vorliegenden Projekt wird die CML 2001 Methode, entwickelt vom Institute of Environmental Sciences
der Universität Leiden in den Niederlanden [73], verwendet. Die Methode operationalisiert den ISO
14040 Standard und bedient sich sogenannter „midpoint“ Indikatoren. Die Wirkungskategorie
„Klimawandel“ ist ein „midpoint“ Indikator. Werden die Auswirkungen des Klimawandels auf die
menschliche Gesundheit quantifiziert, so wird von einer „endpoint“ Kategorie gesprochen.[68]
Nachfolgend wird auf die Inhalte dieser näher eingegangen.
Treibhauseffekt
Unter dieser Wirkungskategorie wird der vom Menschen verursachte Treibhauseffekt charakterisiert.
Der Wirkungskategorie „Treibhauseffekt“ werden die Sachbilanzparameter CO2, CH4, N2O, CF4, C2F6
und Halon 1301 zugeordnet. Gemessen wird der Treibhauseffekt in CO2-Äquivalenten. Als
Charakterisierungsmodell wird zumeist die international anerkannte IPCC Methode verwendet.
Tabelle 7-18 zeigt die zur Berechnung des Treibhauspotentials herangezogenen Parameter und die
entsprechenden CO2-Äquivalenzwerte nach IPCC. [74]
Tabelle 7-18. Treibhauspotentiale der im Rahmen der Wirkungskategorie Treibhauseffekt betrachteten
Sachbilanzparameter
Sachbilanzparameter
Treibhauspotential (GWP) 100-Jahre
(kg CO2-Äquivalente/kg)
Kohlendioxid (CO2)
1
Methan (CH4)
21
Distickstoffmonoxid (N2O)
310
Halon 1301
5.600
Perflourmethan (CF4)
6.300
Perflourethan (C2F6)
8.200
Quelle: [74]
Zur Berechnung der CO2-Äquivalente wird die Verweilzeit der Gase in der Atmosphäre berücksichtigt.
Die Werte zur Berechnung der CO2-Äquivalente in der vorangehenden Tabelle beziehen sich auf eine
Verweildauer von 100 Jahren der Gase in der Atmosphäre. Die Berechnung des Treibhauspotentials
erfolgt durch die Bildung der Summe aus dem Produkt der emittierten Mengen der einzelnen
treibhausrelevanten Gase und dem jeweiligen GWP. [74]
7.5.1.4
Auswertung und Interpretation
Die Auswertung und Interpretation umfasst sowohl die Sachbilanz als auch die Ergebnisse der
Wirkungsbilanzierung und ist der wesentliche Schritt im Rahmen des Entscheidungsprozesses. Bei
den Schlussfolgerungen sind auch die mit der LCA verbundenen Unsicherheiten und Annahmen zu
berücksichtigen. Ziel ist es, die Ergebnisse einer LCA verständlich und übersichtlich im Vergleich mit
den Referenztechnologien zu präsentieren sowie Aussagen über die Umweltverträglichkeit der
Systeme zur treffen.[68]
Seite 331 von 390
7.5.2
Zieldefinition und Untersuchungsrahmen für die ökologische Bewertung der
Power to Gas Technologie
Ziel dieser Lebenszyklusanalyse ist der Vergleich der Power to Gas Technologie hinsichtlich der damit
verbundenen Umweltaspekte und -auswirkungen mit bestehenden Technologien zur Wasserstoff bzw.
Methangewinnung. Die Lebenszyklusanalyse (LCA) wird nach ISO 14040 ohne Review-Prozess
konzipiert und durchgeführt, wobei ein Teil des Review-Prozesses im Rahmen des Austausches mit
Projektpartnern abgehandelt wird. Die Projektergebnisse richten sich an potentielle Technologienutzer
und -bereitsteller sowie politisch Verantwortliche und andere Stakeholder aus diesem Bereich.
Als Modellierungssoftware bzw. zur Verknüpfung der Prozessketten sowie zur Wirkungsabschätzung
kommt das Programm GaBi zur Anwendung. Für jene Prozessschritte, wo Daten zu den Stoff- und
Energieflüssen nicht projektspezifisch bereitstellt werden können, werden Daten aus Datenbanken,
aus der GEMIS-Datenbank (Öko-Institut Darmstadt) oder alternativ aus der LEGEP-Datenbank
(Ecoinvent) bzw. GaBi-Datenbank (PE Europe) extrahiert.
Die Systemgrenzen und betrachteten Szenarien dieser LCA sollen mit Abbildung 7-47 verdeutlicht
werden.
Abbildung 7-47. Der Power to Gas Basisprozess und die Referenzprozesse für den ökobilanziellen
Vergleich
Wie bereits in Abbildung 7-47 dargestellt, sind nur die Produktion von Wasserstoff und Methan in einer
Power to Gas Anlage im Fokus dieser Lebenszyklusanalyse. Der weitere Transport der Energieträger
sowie deren Anwendung werden nur kurz in der Interpretation berücksichtigt, sind allerdings nicht Teil
der Modellierung in GaBi.
Zur Produktion von Wasserstoff bzw. Methan in einer Power to Gas Anlage gehören einerseits die
Hauptkomponenten Elektrolyse und Methanisierung und andererseits die Stromerzeugung und
Kohlendioxidabtrennung. Als Referenzprozesse werden für Wasserstoff die Erdgasreformierung und
für Methan die Erdgasgewinnung sowie Biogasproduktion inklusive Aufbereitung herangezogen. Die
Referenzprozesse werden ebenfalls in GaBi modelliert.
Als funktionelle Einheit wird für die Wasserstoffproduktion 1 kg Wasserstoff und für die
Methanproduktion 1 kg Methan festgelegt.
Seite 332 von 390
Die geografische Systemgrenze ist einerseits Österreich (Stromproduktion AT bzw. Wind und
Photovoltaik AT), andererseits wird für einige Szenarien auch Europa als geographische
Bezugsebene herangezogen. Die zeitliche Systemgrenze wird mit 2010 bis 2014 festgelegt.
Im vorliegenden Life Cycle Assessment werden verschiedene Szenarien berücksichtigt. Die zu
untersuchenden Einflussfaktoren sind hier kurz aufgelistet:
-
Effizienz der Elektrolyse: Variation zwischen 60 bzw. 70%
Art der Kohlendioxidquelle: Abtrennung aus Kraftwerksrauchgas (mit und ohne
Abwärmenutzung aus der Methanisierung) sowie biogene Kohlendioxidquelle
Verschiedene Arten der Strombereitstellung (Windkraft, Photovoltaik, Strommix Österreich
und Strommix EU-27
Im vorliegenden Projekt wird neben der Wirkungskategorie Treibhausgaspotenzial auch die Kategorie
Primärenergiebedarf (regenerativ und nicht regenerativ) betrachtet. Die Wirkungsabschätzung wird
gemäß der CML 2001 Methode (April 2013) vorgenommen.
7.5.3
Sachbilanz für die ökologische Bewertung der Power to Gas Technologie
Der Aufbau der einzelnen Prozessketten ist der Grundstein für die Modellierung von Wasserstoff- bzw.
Methanproduktion mit Power to Gas in der LCA-Software GaBi. Das folgende Kapitel beschreibt daher
den Aufbau der zu modellierenden Prozesskette sowie die aus der Literatur und den LCADatenbanken Ecoinvent und GaBi-Professional entnommenen Datengrundlagen.
Für die Bereitstellung der benötigten Betriebsmittel wird der damit verbundene Ressourceneinsatz
über die Vorketten mitberücksichtigt. Die Herstellung und Erhaltung der Betriebsgebäude sowie der
technischen Anlagen und sonstigen Infrastruktur wie beispielsweise Straßen fließen in die
Bilanzierung nicht mit ein.
Um die Transparenz des LCA zu gewährleisten, wird hier die Datengrundlage für die
Sachbilanzerstellung der drei betrachteten Prozessvarianten von Power to Gas beschrieben. Die
Daten stammen einerseits aus den Datenbanken der LCA-Software GaBi oder EcoInvent,
andererseits aus den umfangreichen Literaturstudien und Gesprächen mit Herstellern im Zuge der
Arbeiten zu den Kapiteln 3 bis 5. Im Vorfeld der LCA wurden die spezifischen Daten zu den einzelnen
Prozessschritten von Power to Gas von den Projektpartnern erhoben. Die verwendeten Daten sind in
den folgenden Kapiteln dargestellt.
7.5.3.1
Wasserstoffproduktion mit Power to Gas
Die jeweils benötigten Material- und Energieflüsse für die Wasserstoffproduktion in einer Power to
Gas Anlage werden in Abbildung 7-48 dargestellt. Als Referenzprozess wird die Dampfreformierung
von Erdgas herangezogen, der dem aktuellen Stand der Technik zur Wasserstoffherstellung
entspricht.
Abbildung 7-48. Systemgrenze, Input- und Outputströme der Wasserstoffproduktion mit Power to Gas.
Seite 333 von 390
Die wichtigsten Input und Outputströme der Wasserstoffproduktion mittels Elektrolyse werden anhand
von Literatur- und Erfahrungswerten aus den Analysen in Kapitel 3 herangezogen und in Tabelle 7-19
sowie Abbildung 7-48 dargestellt. Die typische Effizienz von Elektrolysesystemen liegt zwischen 60
und 70%, und wird in der vorliegenden LCA als Bandbreite in den Ergebnissen dargestellt.
Tabelle 7-19. Daten zur Wasserstoffproduktion mittels Elektrolyse.
Eigenschaften
Bezeichnung
Beschreibung
Anmerkungen
Typische Größe
Mehrere MW für AEC
bis 1 MW für PEM
Siehe Kapitel 3
Leistungsbereich
20 bis 100% der Nennlast bei AEC
0 bis 100% (bzw. 200 bis 300%) für PEMEC
Siehe Kapitel 3
Betriebsdruck
1 bis 30 bar für AEC
bis zu 200 bar bei PEMEC
Siehe Kapitel 3
Betriebstemperatur
~ 80°C (für HT-PEM auch höher möglich)
Siehe Kapitel 3
Lebensdauer
Stark von jeweiliger Betriebsweise abhängig
(AEC bei rund 10 Jahren, PEMEC dzt. noch geringer)
Siehe Kapitel 3
Platzbedarf
PEM-Elektrolyseure bis zu Faktor 5 bis 10 kleiner
Siehe Kapitel 3
Input & Output - Sachbilanzdaten
Input
Einheit
Wert
Anmerkungen
kWhel
57,8 bis 66,7
Abhängig von Betriebsweise, Druck, Wasserstoffreinheit etc.
Siehe Kapitel 3
Wasser
kg
16,7
Siehe Kapitel 3
Output
Einheit
Wert
Anmerkungen
Wasserstoff
kg
1,0
Sauerstoff
kg
8,0
Siehe Kapitel 3
Wasser
kg
7,7
Siehe Kapitel 3
kWh
17
Temperaturniveau 60 bis 80°C, Siehe Kapitel 3
Elektrischer Strom
Abwärme
Für die Herstellung von Wasserstoff in der Elektrolyse wird neben elektrischer Energie auch Wasser
benötigt, weshalb in der Bilanzierung auch der Bereitstellungsprozess für entionisiertes Wasser
inkludiert ist. Als Quelle dient dabei das Grundwasser und die Aufbereitung erfolgt mittels
Umkehrosmose.
Zur Berücksichtigung der Stromerzeugung im zu analysierenden Power to Gas Prozess wird auf die
vorhandenen Prozessmodule in der GaBi LCA-Software zurückgegriffen. Die Strombereitstellung wird
dabei hinsichtlich der Erzeugung und des Ortsbezugs modifiziert. Neben dem Strommix für Österreich
und die EU-27 wird auch Strom aus Windkraft und Photovoltaik jeweils mit Ortsbezug Österreich
gewählt. Die verwendeten Stromerzeugungstechnologien haben wesentlichen Einfluss auf das
Ergebnis der Lebenszyklusanalyse und werden daher kurz beschrieben.
Strommix AT (Quelle: GaBi Professional Datenbank)
Der Prozess repräsentiert die durchschnittliche Stromversorgung für Endkunden in Österreich. Der
Eigenverbrauch sowie Stromimporte und Netzverluste sind darin inkludiert. Der Datensatz wurde auf
Basis von offiziellen Statistiken, mehrheitlich von der International Energy Agency (IEA) generiert. Die
Inventarisierung der Stoff- und Energieströme basiert zum einen auf Industriedaten und zum anderen
Seite 334 von 390
auf Sekundärdaten aus der Literatur. Die Systemgrenze schließt auch die Stromverteilung im Netz mit
ein. Der Strommix setzt sich aus 60,8 % Wasserkraft, 16,7 % Erdgas, 8,2 % Müll, 4,9 % Biomasse, 3
% Wind, 2 % Kokerei- und Gichtgas, 1,8 % Schweröl, 1,5 % Biogas und 1 % Kohle zusammen.
Strommix EU-27 (Quelle: GaBi Professional Datenbank)
Der Prozess repräsentiert die durchschnittliche Stromversorgung für Endkunden in den EU-27
Ländern. Der Eigenverbrauch sowie Stromimporte und Netzverluste sind darin inkludiert. Der
Datensatz wurde auf Basis von offiziellen Statistiken, mehrheitlich von der International Energy
Agency (IEA) generiert. Die Inventarisierung der Stoff- und Energieströme basiert zum einen auf
Industriedaten und zum anderen auf Sekundärdaten aus der Literatur. Die Systemgrenze schließt
auch die Stromverteilung im Netz mit ein. Für die EU-27 gilt durchschnittlich folgender Strommix: 27,8
% Atomstrom, 23,3 % Erdgas, 16 % Müll, jeweils 10,6 % Kohle und Wasserkraft, 3,5 % Wind, 3,1 %
Schweröl, 1,6 % Biomasse, 1 % Gicht- und Kokereigas, 0,9 % Müll, 0,7 % Biogas, 0,3 % Torf sowie
ein sehr geringer Anteil an Geothermie.
Strom aus Windkraft AT (Quelle: GaBi Professional Datenbank)
Als eine weitere Stromquelle für das Power to Gas System wird im Rahmen der ökologischen
Bewertung Windkraft herangezogen. Ortsbezug der in die Modellierung einfließenden
Windstromerzeugung ist Österreich. Der Prozess bildet die Parameter einer 300 MW Windkraftanlage
mit 182 Windturbinen ab. Das benötigte elektrische Equipment sowie Kabel und Transformator sind
darin enthalten. Innerhalb der Systemgrenzen befinden sich auch die Produktion, Errichtung, die
Demontage sowie die Beseitigung der Anlage inklusive aller elektrischen Anlagen. Ebenso sind die
Instandhaltung sowie alle Betriebsmittel inkludiert. Die im Prozess dokumentierten Anlagen weisen
eine Lebensdauer von 20 Jahren auf.
Strom aus Photovoltaik DE (Quelle: GaBi Professional Datenbank)
Strom aus Photovoltaik ist eine weitere hier betrachtet Variante im Zusammenhang mit Power to Gas.
Für die Modellierung wird auf einen Prozess mit dem Ortsbezug Deutschland zurückgegriffen. Die
Stromerzeugung mittels Photovoltaiktechnologie basiert auf einem Mix aus unterschiedlichen, in
Europa gängigen Photovoltaiktechnologien. Gemäß diesem Ansatz fließen auch unterschiedliche
Effizienzen der Module mit ein. Die Effizienz von auf dem Dach geneigt montierten Modulen wird mit
75 % angenommen und für am Boden montierte PV-Module wird die Effizienz mit 80 % angegeben.
Im Datensatz wird von einem Anteil an am Dach angebrachten Modulen in Höhe von 90 %
ausgegangen.
7.5.3.2
Methanisierung mit Kohlendioxid aus Kraftwerksrauchgas
Die jeweils benötigten Material- und Energieflüsse für die Methanproduktion in einer Power to Gas
Anlage werden in Abbildung 7-49 dargestellt. Als Referenzprozesse werden die Erdgasgewinnung
und die Biogasproduktion inklusive Aufbereitung herangezogen. Die Prozessschritte der
Wasserstoffproduktion, welche bereits in Kapitel 7.5.3.1 beschrieben wurden, sind Teil der
Methanproduktion mit Power to Gas. In dieser Prozessvariante wird auch die Abtrennung des
benötigten Kohlendioxids mittels Aminwäsche aus Kraftwerksrauchgas mitberücksichtigt. Als eine
mögliche Variante wird auch die Abwärmenutzung aus der Methanisierung zur Abtrennung von
Kohlendioxid mitbetrachtet.
Seite 335 von 390
Abbildung 7-49. Systemgrenze, Input- und Outputströme der Methanproduktion mit Power to Gas –
Kohlendioxid-Abtrennung aus Kraftwerksabgas.
Die wichtigsten Input und Outputströme der Methanisierung werden anhand von Literatur- und
Erfahrungswerten aus den Analysen in Kapitel 5 herangezogen und in Tabelle 7-20 sowie Abbildung
7-49 dargestellt.
Tabelle 7-20. Daten zur Methanisierung im Power to Gas Prozess
Eigenschaften
Bezeichnung
Beschreibung
Anmerkungen
Typische Größe
Beliebig skalierbar
Siehe Kapitel 5
Leistungsbereich
Ca. 80 bis 110% der Nennlast
Siehe Kapitel 5
Betriebsdruck
13 bis 60 bar (CO-Methanisierung)
6 bis 7 bar (CO2-Methanisierung)
[75], [76] bzw.[77],
Betriebstemperatur
300 bis 700 °C (CO Methanisierung)
180 bis 350°C (CO2-Methanisierung)
[75], [76] bzw. [78]
Platzbedarf
Abhängig vom Verfahren und der Kapazität - Verdoppelung der
Kapazität bedeutet nicht Verdoppelung des Platzbedarfs!
Siehe Kapitel 5
Siehe Kapitel 5
Siehe Kapitel 5
Input
Einheit
Wert
Anmerkungen
Wasserstoff
kg
0,5
Stöchiometrische Reaktion, Siehe Kapitel 5
Kohlendioxid
kg
2,75
Stöchiometrische Reaktion, Siehe Kapitel 5
Output
Einheit
Wert
Anmerkungen
Methan
kg
1,0
Abwasser
kg
2,25
Siehe Kapitel 5
Abwärme
MJ
8,8
15% Abwärme, Temperaturniveau 180 bis 350°C
Seite 336 von 390
Neben dem in der Methanisierung benötigten Wasserstoff, dessen Produktion bereits in Kapitel
7.5.3.1 beschrieben wurde, ist auch eine verfügbare Kohlendioxidquelle für die Produktion von
synthetischem Methan erforderlich. Hier wird eine Aminwäsche von Rauchgas aus einem
Kohlekraftwerk zur Abtrennung von Kohlendioxid untersucht. Die wichtigsten Input und Outputströme
werden anhand von Literatur- und Erfahrungswerten aus den Analysen in Kapitel 4 herangezogen und
in Tabelle 7-21 sowie Abbildung 7-49 dargestellt.
Tabelle 7-21. Daten zur Kohlendioxid-Abtrennung im Power to Gas Prozess
Eigenschaften
Bezeichnung
Beschreibung
Anmerkungen
Typische Größe
2 100 bis 350 000 tCO2 / a
Betriebsdruck
1 bar (nahezu drucklos)
Betriebstemperatur
25 bis 50°C
[80], Siehe Kapitel 4
CO2-Abscheideffizienz
85 bis 90%
[80], [81], Siehe Kapitel 4
Lebensdauer
15 bis 20 Jahre
Siehe Kapitel 4
Input
Einheit
Wert
Anmerkungen
kWhel
60,5
Wärme
MJ
3700
[81], [84] Temperaturniveau 120 bis 140°C
Aminlösung
kg
2,0
[85] Siehe Kapitel 4
NaOH
kg
0,08
Aktivkohle
kg
0,045
Einheit
Wert
Anmerkungen
t
1,0
Amin
kg
2,0
[80], [81] Siehe Kapitel 4
Ammoniak
kg
0,1
Acetaldehyd
kg
2,6
Elektrischer Strom
Output
Kohlendioxid
7.5.3.3
Methanisierung mit Kohlendioxid aus biogenen Quellen
Diese Prozessvariante unterscheidet sich zur Variante in Kapitel 7.5.3.2 nur in der Kohlendioxidquelle.
Während in der vorherigen Prozessvariante Kohlendioxid aus Kraftwerksrauchgas abgetrennt wurde,
soll hier das Kohlendioxid als Abfallprodukt, beispielsweise aus einer Biogasaufbereitungsanlage,
bewertet werden. Um den Einfluss der CO2-Abtrennung auf die gesamte ökologische Performance
von Power to Gas zu zeigen, werden dem Kohlendioxid daher keine Vorketten angelastet. Die daraus
resultierenden Material- und Energieflüsse für die Methanproduktion in einer Power to Gas Anlage
sind in Abbildung 7-50 dargestellt.
Die einzelnen Prozessschritte in Abbildung 7-50 und deren Inputs & Outputs wurden bereits in den
Kapiteln 7.5.3.1 und 7.5.3.2 beschrieben und sind daher hier nicht mehr im Detail angeführt.
Seite 337 von 390
Abbildung 7-50. Systemgrenze, Input- und Outputströme der Methanproduktion mit Power to Gas –
Kohlendioxid aus biogenen Quellen.
7.5.3.4
Darstellung der Referenzprozesse
Als Referenzprozess für die Wasserstoffherstellung wird die Dampfreformierung von Erdgas
herangezogen. Weltweit werden jährlich rund 50 Millionen Tonnen Wasserstoff [86] produziert,
vorwiegend für den Einsatz als Rohstoff in der chemischen Industrie. Für die Herstellung werden fast
ausschließlich fossile Rohstoffe wie Erdgas, Öl oder Kohle eingesetzt. Wasserelektrolyse macht
aufgrund der hohen Kosten nur einen geringen Anteil aus [86]. Die Dampfreformierung von Erdgas ist
in der GaBi-Professional Datenbank bereits als Standardprozess angelegt, weshalb diese Werte für
den Vergleich mit Power to Gas verwendet werden. Als Referenzjahr für den Prozess wird 2012
angegeben und es wird ein Erdgas-Mix als Input verwendet.
Als Referenzprozess für die Methanproduktion werden die Erdgasgewinnung
Biogasproduktion inklusive Aufbereitung auf Biomethan herangezogen.
und
die
Für die Vorketten der Erdgasgewinnung wird als geografischer Bezug ein Mix für die EU-27-Staaten
verwendet, der bereits in der GaBi Datenbank hinterlegt ist. Dieser Mix berücksichtigt die Förderung
und Aufbereitung von Erdgas in den unterschiedlichen Ländern sowie den Transport und bezieht sich
auf das Referenzjahr 2010.
Der Biogasproduktionsprozess inklusive Biogasaufbereitungsanlage ist in der LCA-Software GaBi
nicht vorhanden, weshalb Daten aus der EcoInvent-Datenbank herangezogen werden. Zur
Biogasproduktion wurde eine typische landwirtschaftliche Biogasanlage inklusive Abdeckung
herangezogen. Die Aufbereitung auf Erdgasqualität erfolgt in einer Biogas-Aufbereitungsanlage mit
einer Druckwechseladsorption (PSA). Das produzierte Biomethan weist einen Methangehalt von
mindestens 96 Vol-% auf und steht auf einem Druckniveau von 5 bar zur Verfügung.
7.5.4
Wirkungsabschätzung für die ökologische Bewertung der Power to Gas
Technologie
In der Wirkungsabschätzung werden die Größe und Bedeutung potentieller Umweltwirkungen von
Power to Gas und dessen Referenzprozesse analysiert. Dabei wird auf die Wirkungskategorien
Treibhauseffekt und Primärenergiebedarf (regenerativ und nicht regenerativ) eingegangen. Wie
bereits in der Zieldefinition und Sachbilanz beschrieben, wird dabei zwischen Wasserstoffproduktion
und Methanproduktion mit Kohlendioxid aus Kraftwerksabgas bzw. biogenen Quellen unterschieden.
Die Berechnungen in den einzelnen Wirkungskategorien wurden mittels LCA-Software GaBi
durchgeführt und sind anhand von Diagrammen zu den einzelnen Prozessvarianten von Power to Gas
dargestellt. Des Weiteren wird der Einfluss verschiedener Parameter wie Wirkungsgrad der
Seite 338 von 390
Elektrolyse, Abtrennungsaufwand für das benötigte Kohlendioxid inklusive einer möglichen
Abwärmenutzung sowie die Art der Stromerzeugung in den Analysen berücksichtigt.
7.5.4.1
Umweltauswirkungen der Produktion von 1 kg Wasserstoff
Treibhauspotential in kg CO2-Äqv.
Das Treibhausgaspotential für die Herstellung von 1 kg Wasserstoff wird in Abbildung 7-51 dargestellt.
Neben der Wasserstoffproduktion mittels Dampfreformierung von Erdgas (Steam Methane Reforming
- SMR) wird vor allem ein Augenmerk auf die Produktion durch Power to Gas gelegt. Dabei werden
verschiedene Stromerzeugungsarten sowie unterschiedliche Effizienz der Elektrolyse (60% und 70%
Wirkungsgrad) berücksichtigt.
35
Wasserstoffproduktion - 1 kg H2
30
25
+147%
20
15
+78%
10
-73%
60% Wirkungsgrad
-
5
-95%
70% Wirkungsgrad
0
H2-Produktion
SMR
PtG H2 - PV
PtG H2 Strommix AT
PtG H2 Strommix EU
PtG H2 - Wind
Abbildung 7-51. Treibhausgaspotential verschiedener Wasserstoff-Produktionspfade. Power to Gas
Technologien mit unterschiedlichem Strombezug.
Beim Vergleich von Power to Gas zur Wasserstoffherstellung mit der aktuell eingesetzten
Dampfreformierung von Erdgas in Abbildung 7-51 wird der Einfluss der Stromherkunft deutlich.
Während es beim Einsatz erneuerbarer Stromquellen wie Windkraft und Photovoltaik zu einer starken
Reduktion des Treibhauspotentials um -73 % bzw. -95 % kommt, steigen die Treibhausgasemissionen
bei Einsatz von regional spezifischem Strommix stark an. Obwohl der österreichische Strommix zu
einem großen Teil aus erneuerbaren Energieträgern hergestellt wird, kommt es im Vergleich zum
Referenzprozess zu einer Steigerung des Treibhausgaspotentials um +78 % je kg produziertem
Wasserstoff. Wird Strommix der EU-27 Länder eingesetzt, so erhöhen sich die Emissionen um
+147 %. Die Herkunft der eingesetzten elektrischen Energie ist daher essentiell für die ökologische
Performance von Power to Gas. Der Einfluss einer Wirkungsgradsteigerung der Elektrolyse von 60 %
auf 70 % ist anhand der schraffierten Bereiche der Säulen in Abbildung 7-51 erkennbar. Bei höherem
spezifischem Strombedarf steigt auch das Treibhausgaspotential, was sich bei Verwendung von
Strommix deutlich stärker auswirkt als bei den Erneuerbaren.
Als zweite Wirkungskategorie wird in Abbildung 7-52 der nicht regenerative Primärenergiebedarf der
verschiedenen Wasserstoff-Produktionspfade dargestellt. Wie bereits in der vorhergehenden
Abbildung werden wiederum die Einflüsse der Stromherkunft sowie des Wirkungsgrades der
Elektrolyse im Power to Gas Prozess aufgezeigt.
Seite 339 von 390
Primärenergiebedarf in MJLHV
600
Wasserstoffproduktion - 1 kg H2
500
400
+148%
300
+34%
200
-77%
100
60% Wirkungsgrad
-96%
70% Wirkungsgrad
0
H2-Produktion
SMR
PtG H2 - PV
PtG H2 Strommix AT
PtG H2 Strommix EU
PtG H2 - Wind
Abbildung 7-52. Nicht regenerativer Primärenergiebedarf verschiedener Wasserstoff-Produktionspfade.
Power to Gas Technologien mit unterschiedlichem Strombezug.
Ähnlich wie beim Treibhausgaspotential in Abbildung 7-51 kommt es auch beim nicht regenerativen
Primärenergieeinsatz zu einer starken Reduktion beim Einsatz von Stromerzeugungstechnologien auf
Basis erneuerbarer Energieträger, wobei Photovoltaik auch hier etwas höher liegt als Windkraft. Beim
Einsatz von Strommix ist der benötigte nicht regenerative Primärenergiebedarf wiederum deutlich
höher als bei der Dampfreformierung von Erdgas.
Im Power to Gas Prozess kommt es durch die Umwandlung von elektrischer Energie in Wasserstoff
zu einem erneuten Wirkungsgradverlust entlang der Prozesskette und so zu einem höheren
Primärenergiebedarf. Dies wirkt sich bei Erzeugungstechnologien auf Basis erneuerbarer
Energieträger aufgrund des ohnehin niedrigen Primärenergiebedarfs (nicht regenerativ) allerdings
kaum aus. Bei Betrachtung des gesamten Primärenergiebedarfs inklusive regenerativer Primärenergie
stellt sich die Situation allerdings völlig anders dar, wie in Abbildung 7-53 gezeigt. Der Wirkungsgrad
der Elektrolyse wird hier mit 70% festgelegt und der regenerative und nicht regenerative Anteil an
Primärenergie getrennt dargestellt.
2.000
1.800
Wasserstoffproduktion - 1 kg H2, 70% Wirkungsgrad
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
PEB reg.
200
PEB nicht reg.
0
H2-Produktion
SMR
PtG H2 - PV
PtG H2 Strommix AT
PtG H2 Strommix EU
PtG H2 - Wind
Abbildung 7-53. Gesamter Primärenergiebedarf verschiedener Wasserstoff-Produktionspfade. Power to
Gas Technologien mit unterschiedlichem Strombezug.
Seite 340 von 390
In Abbildung 7-53 wird deutlich, dass die erneuerbaren Stromerzeugungs-Technologien eine geringe
Effizienz aufweisen und der gesamte Primärenergiebedarf daher sehr hoch ist. Im Gegensatz zu
konventionellen Stromerzeugungstechnologien stammt die eingesetzte Primärenergie allerdings aus
erneuerbaren Quellen. Vergleicht man den österreichischen Strommix und den der EU-27 Länder, so
ist der höhere Anteil Erneuerbarer in Österreich klar zu erkennen.
7.5.4.2
Umweltauswirkungen
Kraftwerksrauchgas
der
Produktion
von
1
kg
Methan
mit
CO2
aus
Die Produktion von Methan in Power to Gas Anlagen wird mit den Referenzprozessen
Erdgasgewinnung und Biogasproduktion inklusive Aufbereitung auf Biomethan verglichen. Für die
Power to Gas Technologie werden, wie bereits in Kapitel 7.5.4.1, unterschiedliche Stromquellen sowie
Wirkungsgrade analysiert. Die Ergebnisse der Wirkungsabschätzung in der Kategorie
Treibhausgaspotential sind in Abbildung 7-54 dargestellt.
18
16
Methanproduktion - 1 kg CH4
14
60% Wirkungsgrad Elektrolyse
12
+2947%
10
+2154%
8
6
4
2
+197%
+451%
-80%
0
Biomethan
Erdgasgewinnung
PtG CH4 - PV
PtG CH4 Strommix AT
PtG CH4 Strommix EU
PtG CH4 - Wind
Abbildung 7-54. Treibhausgaspotential verschiedener Methan-Produktionspfade ohne direkte CO2Emissionen. Power to Gas Technologien mit unterschiedlichem Strombezug und KohlendioxidAbtrennung aus Kraftwerksabgas.
Als Referenzprozess wird in Abbildung 7-54 die Gewinnung von fossilem Erdgas herangezogen. Als
zweiter Referenzprozess dient die Biogasproduktion inklusive Aufbereitung auf Erdgasqualität, bei der
das Treibhauspotential um rund 80% niedriger liegt. Die Herstellung von Methan in einer Power to
Gas Anlage verursacht in Abbildung 7-54 in jedem Fall mehr Treibhausgasemissionen als die beiden
Referenzprozesse. Auch beim Einsatz von erneuerbaren Stromerzeugungstechnologien wie Windkraft
und Photovoltaik liegt das Treibhausgaspotential deutlich über jenem der herkömmlichen
Erdgasgewinnung. Dies resultiert zum einen aus der reduzierten Gesamtenergieeffizienz durch den
zusätzlichen Prozessschritt der Methanisierung, und zum anderen aus dem hohen
Abtrennungsaufwand für das Kohlendioxid aus dem Kraftwerksrauchgas eines Kohlekraftwerks.
Hier ist anzumerken, dass in der Verwendung des produzierten Methans allerdings Kohlendioxid
freigesetzt wird. Dabei handelt es sich in der Erdgasgewinnung um Kohlendioxid aus einer fossilen
Quelle, welches somit auch zum Treibhausgaspotential wesentlich beiträgt. Dies ist in der
Interpretation in Kapitel 7.5.5 berücksichtigt.
Der benötigte Primärenergiebedarf bei der Herstellung von Methan aus Power to Gas bzw. dessen
Referenzprozesse sind in Abbildung 7-55 dargestellt.
Seite 341 von 390
350
300
250
+401%
200
150
+182%
100
-33%
50
-70%
-88%
0
Biomethan
Erdgasgewinnung
PtG CH4 - PV
PtG CH4 Strommix AT
PtG CH4 Strommix EU
PtG CH4 - Wind
Abbildung 7-55. Nicht regenerativer Primärenergiebedarf verschiedener Methan-Produktionspfade. Power
to Gas Technologien mit unterschiedlichem Strombezug und Kohlendioxid-Abtrennung aus
Kraftwerksabgas.
Während es bei der Herstellung von Biomethan wiederum zu einem reduzierten nicht regenerativen
Primärenergiebedarf im Vergleich zur Erdgasgewinnung kommt, stellt sich die Situation für Methan
aus Power to Gas etwas anders dar als beim Treibhausgaspotential. Beim Einsatz erneuerbarer
Stromquellen kommt es zu einer Reduktion der benötigten Primärenergie je kg Methan im Vergleich
zur Erdgasgewinnung. Da allerdings als Kohlendioxidquelle hier ein Kohlenkraftwerk herangezogen
wurde, wirkt sich der zusätzliche Primärenergiebedarf (Kohle) durch die CO2-Abtrennung
dementsprechend auf die Treibhausgasemissionen (dargestellt in Abbildung 7-54) aus. Es haben
somit auch die Art der Kohlendioxidquelle und der damit verbundene Abtrennungsaufwand einen
Einfluss auf die ökologische Performance von Power to Gas.
Auch für die Methanproduktion wird der gesamte Primärenergiebedarf (regenerativ und nicht
regenerativ) in Abbildung 7-56 dargestellt.
1.000
900
800
PEB reg.
700
PEB nicht reg.
600
500
400
300
200
100
0
Biomethan
Erdgasgewinnung
PtG CH4 - PV
PtG CH4 Strommix AT
PtG CH4 Strommix EU
PtG CH4 - Wind
Abbildung 7-56. Gesamter Primärenergiebedarf verschiedener Methan-Produktionspfade. Power to Gas
Technologien mit unterschiedlichem Strombezug und Kohlendioxid-Abtrennung aus Kraftwerksabgas.
Seite 342 von 390
Wie bereits in Kapitel 7.5.4.1 beschrieben, haben erneuerbare Stromerzeugungstechnologien einen
niedrigen Wirkungsgrad und somit einen hohen Gesamt-Primärenergiebedarf, der allerdings
vorwiegend aus regenerativen Quellen stammt.
Im Prozessschritt der Methanisierung fallen je kg Methan rund 8,8 MJ Abwärme an (siehe Sachbilanz
in Kapitel 7.5.3), die in der CO2-Abtrennung genutzt werden kann. Durch die Nutzung der Abwärme
kann Primärenergie (Kohle) eingespart und dadurch die Treibhausgasemissionen insgesamt reduziert
werden. Wird die gesamte Abwärme aus der Methanisierung genutzt, so ergibt es das in Abbildung
7-57 dargestellt Treibhausgaspotential für die jeweiligen Prozesse.
16
14
12
CO2 aus Kraftwerksprozess
+2749%
inkl. Abwärmenutzung
10
8
+1956%
6
4
2
-1%
-80%
+235%
0
Biomethan
Erdgasgewinnung
PtG CH4 - PV
PtG CH4 Strommix AT
PtG CH4 Strommix EU
PtG CH4 - Wind
Abbildung 7-57. Treibhausgaspotential verschiedener Methan-Produktionspfade ohne direkte CO2Emissionen. Power to Gas Technologien mit unterschiedlichem Strombezug und KohlendioxidAbtrennung aus Kraftwerksabgas inklusive Abwärmenutzung.
Abbildung 7-57 zeigt das Treibhausgaspotential unterschiedlicher Methan-Produktionspfade, wobei im
Power to Gas Prozess von einem Elektrolyse-Wirkungsgrad von 70% ausgegangen wird. Die
Unterschiede in den Ergebnissen (schraffierte Bereiche der Säulen) ergeben sich durch die Nutzung
der Abwärme aus der Methanisierung. Durch den daraus resultierenden geringeren Bedarf an Kohle
für die Wärmebereitstellung reduziert sich auch in allen Power to Gas Prozessen das
Treibhausgaspotential.
Bei
Strombezug
aus
einer
Photovoltaikanlage
liegen
die
Treibhausgasemissionen trotzdem noch über jenen der Erdgasgewinnung und Biomethanproduktion.
Bei Strombezug aus einer Windkraftanlage hingegen ist das Treibhauspotential in etwa gleich hoch
wie bei der Erdgasgewinnung.
Auch der für die Methanproduktion benötigte nicht regenerative Primärenergiebedarf wird hinsichtlich
einer Abwärmenutzung für die CO2-Abtrennung berechnet und in Abbildung 7-58 dargestellt.
Durch die Nutzung der Abwärme aus der Methanisierung kann bei der CO2-Abtrennung ein Teil der
Kohle (Primärenergie) zur Wärmebereitstellung eingespart werden. Dies führt zu einem insgesamt
reduzierten nicht regenerativen Primärenergiebedarf der Power to Gas Prozesse in Abbildung 7-58
(schraffierter Bereich der Säulen).
Seite 343 von 390
300
250
200
inkl. Abwärmenutzung
+383%
150
100
+163%
-51%
50
-88%
-88%
0
Biomethan
Erdgasgewinnung
PtG CH4 - PV
PtG CH4 Strommix AT
PtG CH4 Strommix EU
PtG CH4 - Wind
to Gas Technologien mit unterschiedlichem Strombezug und Kohlendioxid-Abtrennung aus
Kraftwerksabgas inklusive Abwärmenutzung.
7.5.4.3
Umweltauswirkungen der Produktion von 1 kg Methan mit biogenem CO2
Für die Bereitstellung von Kohlendioxid für die Methansynthese kommen verschiedenste
Kohlendioxidquellen in Frage. Neben der Abtrennung von Kohlendioxid aus dem Rauchgas eines
Kohlekraftwerks (siehe Kapitel 7.5.4.2) wird hier der Bezug von Kohlendioxid als Abfallprodukt aus der
Biogasaufbereitung berücksichtigt. Die benötigte Energie für die Abtrennung von CO2 aus dem Biogas
wird hier gänzlich der Aufbereitungsanlage zugerechnet und das Kohlendioxid als Abfallprodukt
angesehen. In diesen Berechnungen verursacht die Kohlendioxidgewinnung daher weder
Treibhausgasemissionen noch wird dafür Primärenergie benötigt. Die daraus resultierenden
Treibhauspotentiale der unterschiedlichen Prozesse sind in Abbildung 7-59 dargestellt.
16
14
12
+2701%
biogenes CO2
10
8
+1913%
6
4
2
-44%
-80%
+210%
0
Biomethan
Erdgasgewinnung
PtG CH4 - PV
PtG CH4 Strommix AT
PtG CH4 Strommix EU
PtG CH4 - Wind
Abbildung 7-59. Treibhausgaspotential verschiedener Methan-Produktionspfade ohne direkte CO2Emissionen. Power to Gas Technologien mit unterschiedlichem Strombezug und Kohlendioxid aus
biogenen Quellen.
Der Vergleich des Treibhausgaspotentials der CO2-Abtrennung aus Kraftwerksrauchgas mit biogenem
Kohlendioxid ohne Treibhausgasemissionen aus den Vorketten zeigt ein deutliches
Reduktionspotential durch den Einsatz von Kohlendioxid als Abfallprodukt. Trotzdem liegt das
Seite 344 von 390
Treibhauspotential von Power to Gas mit Strombezug aus einer Photovoltaik noch deutlich über jenem
der herkömmlichen Erdgasgewinnung. Dies resultiert aus dem zusätzlichen Wirkungsgradverlust in
der Methansynthese. Bei Einsatz von elektrischer Energie aus einer Windkraftanlage hingegen kann
das Treibhausgaspotential je kg Wasserstoff um 44% gegenüber fossiler Erdgasgewinnung gesenkt
werden. Auch hier verursacht die Biomethanherstellung aus Biogas die geringsten
Treibhausgasemissionen. Ebenfalls in Abbildung 7-59 dargestellt ist das hohe Treibhausgaspotential
bei Strombezug aus dem österreichischen oder europäischen Strommix. Die verminderte Effizienz
entlang der Prozesskette aufgrund der zusätzlichen Methansynthese hat besonders bei Strombezug
mit hohem Treibhausgaspotential aus der Vorkette großen Einfluss.
Auch der Primärenergiebedarf bei Bezug von Kohlendioxid aus biogenen Quellen (ohne
Berücksichtigung des Abtrennungsaufwandes) wird in Abbildung 7-60 dargestellt.
300
250
biogenes CO2
+377%
200
150
100
+159%
-56%
50
-88%
-93%
0
Biomethan
Erdgasgewinnung
PtG CH4 - PV
PtG CH4 Strommix AT
PtG CH4 Strommix EU
PtG CH4 - Wind
to Gas Technologien mit unterschiedlichem Strombezug und Kohlendioxid aus biogenen Quellen.
Da für die Abtrennung des Kohlendioxids keine Primärenergie benötigt wird, bzw. diese einem
anderen Prozess zugeschrieben werden kann, kommt es zu einer Reduktion der benötigten
Primärenergie im Power to Gas Prozess. Bei Strombezug aus erneuerbaren Quellen liegt der
Primärenergiebedarf unter jenem der herkömmlichen Erdgasgewinnung. Bei Strombezug aus
Windkraftanlagen wird sogar weniger nicht regenerative Primärenergie als für die
Biomethanherstellung benötigt.
7.5.5
Interpretation der Ergebnisse aus der ökologischen Bewertung von Power to
Gas
Aus den Ergebnissen der Wirkungsabschätzung (siehe Kapitel 7.5.4) lassen sich einige Erkenntnisse
zur ökologischen Performance von Power to Gas ableiten, welche hier nochmal kurz
zusammengefasst sind.
Den bei weitem größten Einfluss auf das Treibhauspotential und den Primärenergiebedarf hat in allen
betrachteten Prozess-Varianten die Art der Stromproduktion. In den Berechnungen wurden einerseits
erneuerbare Stromerzeugungstechnologien wie Windkraft und Photovoltaik, andererseits der aktuelle
Strommix in Österreich und den EU-27-Ländern berücksichtigt. Beim Vergleich mit den jeweiligen
Referenzprozessen zur Wasserstoff und Methanproduktion wurde deutlich, dass bei Stromproduktion
im herkömmlichen Strommix sowohl das Treibhauspotential als auch die benötigte Primärenergie um
Seite 345 von 390
ein Vielfaches höher sind. Der Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien für die Produktion von
Wasserstoff bzw. Methan in einer Power to Gas Anlage ist daher unabdingbar.
Bei der Produktion von Methan in einer Power to Gas Anlage ist der Wirkungsgrad entlang der
gesamten Prozesskette gering, da mit der Methanisierung ein zusätzlicher Prozessschritt eingeführt
wird. Durch den geringen Wirkungsgrad wird also zusätzlich elektrische Energie benötigt und sowohl
das Treibhauspotential als auch der Primärenergiebedarf sind höher als bei der
Wasserstoffherstellung.
Für die Methansynthese wird außerdem Kohlendioxid benötigt, das aus unterschiedlichen fossilen
oder biogenen Quellen stammen kann und immer mit einem bestimmten Abtrennungsaufwand
verbunden ist. In der Wirkungsabschätzung (Kapitel 7.5.4) wurde der Kohlendioxidbezug aus dem
Rauchgas eines Kohlekraftwerks mit der Verwendung von CO2 als Abfallprodukt (also ohne
Treibhausgasemissionen in der Vorkette) verglichen. Der zusätzliche Abtrennungsaufwand für das
Kohlendioxid aus dem Rauchgas eines Kohlekraftwerks wirkt sich negativ auf die ökologische
Performance von Power to Gas aus, kann allerdings durch eine Abwärmenutzung aus der
Methanisierung deutlich verbessert werden. Trotzdem weist nur das Methan aus einer Power to Gas
Anlage mit Strombezug aus Windkraft ein ähnlich hohes Treibhausgaspotential wie die herkömmliche
Erdgasgewinnung auf. Die anderen Power to Gas Prozessketten liegen teilweise um ein Vielfaches
höher. Wird für die Methansynthese Kohlendioxid als Abfallprodukt verwendet, so kommt es zu einer
weiteren Verbesserung der Treibhausbilanz.
Biogasproduktion inklusive der anschließenden Aufbereitung auf Erdgasqualität hat im Gegensatz zu
herkömmlichem Erdgas und auch allen Power to Gas Prozessvarianten immer ein geringeres
Treibhauspotential sowie einen geringeren Primärenergiebedarf. Bei der Nutzung von Biogas zur
Biomethanproduktion sind allerdings andere Faktoren wie Flächenbedarf, Nahrungsmittelkonkurrenz
oder Landnutzungsveränderung im Falle der Vergärung von nachwachsenden Rohstoffen zu
beachten. Diese werden in der vorliegenden Lebenszyklusanalyse allerdings nicht betrachtet.
Beim Vergleich des Einflusses von Stromherkunft mit jenem der gewählten Kohlendioxidquelle wird
deutlich, dass die Treibhausgasemissionen aus der Stromproduktion einen wesentlich höheren
Einfluss auf die ökologische Performance haben.
Während der erzeugte Wasserstoff in der Anwendung (Umwandlung in Endenergie) keine
zusätzlichen Emissionen verursacht, wird bei der Verwendung von Methan (vorher gebundenes)
Kohlendioxid emittiert. Dabei ist wesentlich, ob das Kohlendioxid aus einer fossilen oder erneuerbaren
Quelle stammt. Während dies bei fossilem Erdgas bzw. Biomethan aus regenerativen Rohstoffen
relativ eindeutig ist, spielt bei Power to Gas vor allem die Quelle des eingesetzten Kohlendioxids eine
Rolle. Für die ökologische Bewertung des eigesetzten Kohlendioxids gibt es drei Möglichkeiten:
-
Kohlendioxid ist ein Abfallprodukt und würde ohnehin emittiert oder stammt gänzlich aus
regenerativen Quellen – keine Berücksichtigung in der LCA
Kohlendioxid ist ein Abfallprodukt, benötigt allerdings zusätzliche Primärenergie zur
Abtrennung – Berücksichtigung des Abtrennungsaufwands in der LCA
Kohlendioxid stammt aus fossilen Quellen und würde ansonsten gespeichert, anderweitig
verwendet oder die Unternehmen müssten Emissionszertifikate bezahlen – Allokation der
Kohlendioxidemissionen nötig (Aufteilung nach finanziellem Wert lt.[87] empfohlen)
Da es vor allem bei Methan in der Anwendung zu einem Ausstoß an Kohlendioxid kommt und die
spezifischen Anwendungen je nach Energieträger unterschiedliche Wirkungsgrade aufweisen, wird
hier noch kurz auf zwei Anwendungsfälle eingegangen. Dies sind zum einen die Verwendung von
Wasserstoff bzw. Methan als Treibstoffe im Mobilitätsbereich und zum anderen die Rückverstromung
von Methan aus unterschiedlicher Produktion in einem Gas- und Dampfkraftwerk.
Seite 346 von 390
Wie bereits in Kapitel 6.2 und Kapitel 7 ausführlich beschrieben, können sowohl Wasserstoff als auch
Methan als Treibstoffe in der Mobilität eingesetzt werden. Je nach Herstellungspfad sind damit
verschieden hohe Treibhausgasemissionen entlang der gesamten Prozesskette verbunden. Diese
setzen sich im Wesentlichen aus den Treibhausgasemissionen für die Herstellung des Treibstoffes
(Well-to-Tank, WTT) und den direkten Emissionen während des Fahrzeugbetriebs (Tank-to-Wheel,
TTW) zusammen. Abbildung 7-61 zeigt das Treibhausgaspotential verschiedener Antriebskonzepte
mit unterschiedlichen Treibstoffen. Bei der Herstellung von Wasserstoff bzw. Methan in einer Power to
Gas Anlage werden dabei drei verschiedene Arten der Strombereitstellung berücksichtigt. Als
Vergleichstechnologien werden herkömmliche fossile Treibstoffe wie Diesel, Benzin oder Erdgas
herangezogen. Die Herstellung der einzelnen Fahrzeuge wurde in Abbildung 7-61 nicht berücksichtigt.
Treibhauspotential in g CO2-Äqv.
600
Mobilität - Treibhauspotential je 100 km
500
CO2 aus fossiler Quelle - Abtrennungsaufwand und
Kohlendioxid-Emissionen bei der Nutzung als Kraftstoff inkludiert
400
CO2 aus biogener Quelle - keine Kohlendioxidemissionen bei
der Nutzung als Kraftstoff (CO2-neutral)
300
200
100
0
Diesel
Benzin
H2 SMR
H2 PtG
(PV)
H2 PtG
(Wind)
Wasserstofffahrzeug
H2 PtG
(Strommix
AT)
Erdgas
CH4 PtG CH4 PtG CH4 PtG
(PV)
(Wind) (Strommix
AT)
CNG-Fahrzeug
Abbildung 7-61. Treibhauspotential bei Verwendung von Wasserstoff bzw. Methan aus Power to Gas im
Mobilitätsbereich im Vergleich zu herkömmlichen Treibstoffen.
Treibhauspotential entlang der gesamten Prozesskette: von der Herstellung des Treibstoffes bis hin zur
Anwendung im Fahrzeug (Well-to-Wheel, WTW) – exkl. Fahrzeugherstellung.
Der Vergleich verschiedener Antriebskonzepte und Treibstoffe in Abbildung 7-61 zeigt, dass sowohl
Wasserstoff als auch Methan aus Power to Gas mit Strombereitstellung aus erneuerbaren
Energiequellen (Photovoltaik und Windenergie) ein deutlich geringeres Treibhauspotential als
herkömmliche, fossile Treibstoffe aufweist. Wird der Wasserstoff (bzw. in weiterer Folge auch das
Methan) allerdings mit Strombezug aus österreichischem Strommix hergestellt, so erhöhen sich die
Treibhausgasemissionen deutlich und liegen sogar über jenen von fossilen Treibstoffen. Die
Ergebnisse der vorliegenden LCA stimmen im Wesentlichen auch gut mit den bereits in Kapitel 7.1.4
dargestellten Studien überein. Diese beinhalten allerdings die Herstellung des Fahrzeuges, weshalb
die Werte geringfügig höher liegen.
Neben dem Strombezug ist bei der Methansynthese aber auch der Kohlendioxidbezug entscheidend.
Je nach Bezugsquelle und Abtrennungstechnologie fallen auch für die Bereitstellung von Kohlendioxid
Treibhausgasemissionen an. In Abbildung 7-61 stellt der schraffierte Bereich der Säulen diesen
Zusammenhang dar. Bei der Berechnung des unteren Wertes (Minimum) wurde vom Bezug von
biogenem Kohlendioxid ausgegangen. Der Aufbereitungsaufwand wird dabei nicht dem Methan,
sondern beispielsweise der Biogasaufbereitungsanlage angelastet, aus der das Kohlendioxid stammt
– das CO2 wird also als Abfallprodukt behandelt. Obwohl das Kohlendioxid im Fahrzeugbetrieb wieder
emittiert wird, trägt dieses nicht zur Erhöhung des Treibhauspotentials bei, da es aus einer biogenen
Quelle stammt – es ist somit CO2-neutral. Der obere Grenzwert (inklusive schraffiertem Bereich)
Seite 347 von 390
berücksichtigt hingegen sowohl die Kohlendioxidemissionen während des Fahrzeugbetriebs, als auch
die zusätzlichen Treibhausgasemissionen durch die Abtrennung von Kohlendioxid. Dieser Wert stellt
sicherlich einen Extremwert da, da Kohlendioxid meist als unerwünschte Emission anfällt und
zumindest zu einem Teil dem eigentlichen Prozess (wie z.B. der Verbrennung in einem Kraftwerk)
angelastet werden sollte. Dennoch zeigt Abbildung 7-61 sehr gut, dass neben der Strombereitstellung
auch die Wahl der Kohlendioxidquelle einen entscheidenden Einfluss auf die ökologische
Performance haben kann.
Das erzeugte Methan aus einer Power to Gas Anlage kann neben dem Einsatz im Mobilitätsbereich
auch in einem herkömmlichen Gas- und Dampfkraftwerk rückverstromt werden, wie bereits in den
Kapiteln 6.2 und 7 ausführlich behandelt. In Abhängigkeit vom Herstellungspfad sind auch hier die
Treibhausgasemissionen je erzeugter kWhel unterschiedlich hoch. Das Treibhauspotential ergibt sich
aus den Emissionen in der Herstellung von Methan sowie aus den direkten Emissionen bei der
Verbrennung im GuD zusammen. Jene Emissionen die mit dem Bau des Gas- und Dampfkraftwerkes
in Verbindung stehen, wurden hier nicht berücksichtigt. Abbildung 7-62 zeigt das Treibhauspotential
einer Verstromung von Methan aus unterschiedlichen Produktionspfaden wobei neben Power to Gas
Erdgas und Biomethan als Referenztechnologien herangezogen werden.
Treibhauspotential in g CO2-Äqv.
1.400
Stromerzeugung im GuD - Treibhauspotential je kWhel
1.200
CO2 aus fossiler Quelle - Abtrennungsaufwand und
Kohlendioxid-Emissionen bei Rückverstromung inkludiert
1.000
CO2 aus biogener Quelle - keine Kohlendioxidemissionen
bei Rückverstromung (CO2-neutral)
800
600
400
200
0
Biomethan
Erdgas
CH4 PtG (PV)
CH4 PtG (Wind)
CH4 PtG
(Strommix AT)
Abbildung 7-62. Treibhauspotential bei Rückverstromung von Methan aus Power to Gas im Vergleich zur
Verstromung von Erdgas bzw. Biomethan.
Treibhauspotential entlang der gesamten Prozesskette: von der Herstellung des Methans bis hin zur
Rückverstromung im Gas- und Dampfkraftwerk
Der Vergleich verschiedener Methanproduktionspfade für die Verstromung in einem Gas- und
Dampfkraftwerk in Abbildung 7-62 zeigt, dass Methan aus Power to Gas mit Strombezug aus
erneuerbaren Energiequellen ein großes Reduktionspotential für Treibhausgasemissionen aufweist.
Wird beim Strombezug allerdings auf herkömmlichen österreichischen Strommix zurückgegriffen, so
ist das Treibhausgaspotential je erzeugter kWhel deutlich höher. Wie bereits bei der Anwendung von
Methan als Treibstoff beschrieben, wird auch hier der Einfluss der Kohlendioxidquelle anhand der
schraffierten Bereiche im Säulendiagramm dargestellt. Stammt das Kohlendioxid aus einer fossilen
Quelle und ist mit einem hohen Aufbereitungsaufwand verbunden, so liegt das Treibhausgaspotential
von Methan trotz Strombezugs aus erneuerbaren Energiequellen (PV sowie Wind) über jenem von
fossilem Erdgas.
Seite 348 von 390
7.6
Zusammenfassung
Die volkswirtschaftliche Analyse der Technologie Power to Gas zeigt, dass eine hohe systemische
Relevanz von Power to Gas für den österreichischen bzw. mitteleuropäischen Energiemarkt sowie für
die österreichische Volkswirtschaft entstehen könnte. Die ökonomischen Untersuchungen zeigen
allerdings auch, dass aktuell aufgrund des Technologiestadiums noch keine betriebswirtschaftliche
Rentabilität des Systems gegeben ist. Auf Basis der volkswirtschaftlichen Relevanz empfehlen wir
eine weitere öffentliche Unterstützung zur Weiterentwicklung der Power to Gas-Systeme.
Aufgrund der definierten nationalen und internationalen Zielsetzungen wird der Anteil erneuerbarer
Energien zur Bereitstellung von Elektrizität in den nächsten Jahren und Jahrzehnten weiter steigen.
Die umwelt- und energiepolitische Zielsetzung einer verstärkten Integration erneuerbarer
Energieträger in den europäischen Energiemarkt und insbesondere in der Stromproduktion generiert
neue große Herausforderungen für die europäischen Volkswirtschaften, insbesondere die
Aufrechterhaltung eines hohen Niveaus an Versorgungssicherheit bei einem simultanen Wachstum
der Stromproduktion aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen. Diese Herausforderung resultiert aus
den starken Schwankungen im Energieangebot aus den volatilen Quellen Windkraft und Solarenergie.
Daraus folgt, dass bei einem steigenden Anteil dieser Energiequellen ein Ausgleich zwischen
Stromüberschüssen in Zeiten eines hohen Angebotes und auftretenden Fehlmengen in
angebotsschwachen Phasen notwendig wird. Eine entscheidende Rolle in der Integration der
erneuerbaren Energieträger mit volatilen Erzeugungsstrukturen werden Energiespeichersysteme neben Maßnahmen für ein optimiertes Lastmanagement - spielen. Die Technologie Power to Gas wird
hierbei zukünftig einen wichtigen Bestandteil des Speicherportfolios einnehmen, da sowohl eine
Langzeitspeicherung als auch eine Kapazitätsverlagerung zwischen den Energienetzen realisiert
werden kann, wodurch sich auch neue Möglichkeiten im Energietransport ergeben.
Mobilitätssektor. Langfristig kann somit durch die Power to Gas-Technologie eine signifikante
Verlagerung in der Verwendung der erzeugten Energie aus volatilen Quellen von der konventionellen
Nutzung der elektrischen Energie hin zur energetischen Nutzung in Form von Methan oder
Wasserstoff entstehen. Die kolportierte Rückverstromung von Gas zur Strombereitstellung ist in
diesem Zusammenhang nicht auszuschließen, allerdings aus energetischen Gründen nicht zu
präferieren, da damit ein Wirkungsgradverlust und eine Kostenerhöhung verbunden ist.
Als zusätzliche volkswirtschaftliche Komponente ist eine hohe gesellschaftliche Akzeptanz zu
erwähnen, in Relation zu den vorhandenen alternativen Speichertechnologien sowie gegenüber einem
Netzausbau. Dies stellt eine nicht zu vernachlässigende Komponente in den Zukunftsperspektiven der
Technologie dar.
Generell kann als Konsequenz das System Power to Gas als sehr flexibles System im Sinne einer
Vielzahl von Anwendungsmöglichkeiten und unterschiedlichen Ausprägungen im österreichischen und
im internationalen Energiesystem bezeichnet werden. Die unterschiedlichen Prozessketten und
Geschäftsmodelle, die aufgrund der spezifischen Einsatzmöglichkeiten des Systems entwickelt
werden können, implizieren spezifische und differente Nutzenformen für verschiedene Marktakteure.
Diese Ausprägung eines multifunktionalen Einsatzes von Power to Gas im zukünftigen Energiesystem
weist als Konsequenz auch eine breite volkswirtschaftliche Relevanz der Technologien auf. Die
Evaluierung der verschiedenen Prozessketten zeigt, dass das flexible Energiespeicherinstrument
Power to Gas je nach spezifischem Einsatz sehr unterschiedliche Gestehungskosten mit sich bringt.
Seite 349 von 390
Kostenausprägungen der Power to Gas-Systeme
Die zentrale Fragestellung für die Implementierung neuer Technologien ist generell, ob langfristig
sowohl im betriebswirtschaftlichen als auch im volkswirtschaftlichen Kontext durch die
Markteinführung eines spezifischen Produktes bzw. Systems auch eine Rentabilität gegeben ist.
Sofern jedoch eine volkswirtschaftliche Relevanz dieses Systems vorhanden ist, kann die
Weiterentwicklung und Implementierung einer Technologie auch ohne betriebswirtschaftliche
Rentabilität von großer Bedeutung sein. In diesem Spannungsfeld bewegt sich auch das Power to
Gas-System.
Die Power to Gas-Technologien bzw. -Systeme befinden sich im Moment am Beginn ihres
Entwicklungsstadiums (einzelne Pilot- und Demonstrationsanlagen wurden bereits in
unterschiedlichen Größenordnungen realisiert bzw. konzipiert). Der Zeitpunkt im Entwicklungsstadium
der Technologie kann per se auch aufgrund der ökonomischen Theorie noch keine
betriebswirtschaftliche Rentabilität beinhalten. Aufgrund von Lernkurveneffekten und Skaleneffekten
reduzieren sich generell die Produktionskosten neuer Technologien, dies ist kein besonderes
Spezifikum von Power to Gas-Systemen. Die technologische Forschung und Entwicklung deshalb
bereits zu Beginn weiterhin mit intensiver systemischer und ökonomischer Forschung einhergehen, da
es sich um Technologien handelt, die einen übergeordneten Nutzen für das Energiesystem schaffen
können.
Die quantitativen ökonomischen Analysen zeigen, dass aktuell die Investitionskosten von Power to
Gas-Anlagen relativ hoch ausgeprägt sind. Als Konsequenz sind im momentanen Technologiestadium
die gesamten Gestehungskosten von Wasserstoff und/oder synthetischem Methan stark von den
erreichbaren Volllaststunden abhängig. Ein weiterer zentraler Einflussfaktor ist neben den
erreichbaren Volllaststunden auch die Nennleistung des eingesetzten Elektrolyseurs, da die
spezifischen Investitionskosten mit steigender Nennleistung sinken. Diese Skaleneffekte treten
äquivalent dazu auch beim Methanisierungsreaktor auf. Eine Weiterentwicklung der
Technologiekomponenten mit einer damit verbundenen Kostenreduktion ist für einen
betriebswirtschaftlichen Einsatz von Power to Gas Systemen daher essentiell. Einen deutlich
geringeren Einfluss auf die Gestehungskosten einer Power to Gas-Anlage haben, besonders bei
niedrigen Volllaststunden, die Strombezugskosten, der Strombedarf bzw. der Wirkungsgrad des
Elektrolyseurs und die spezifischen Kohlendioxid-Kosten zur Methanisierung. Auch ein zusätzlicher
Erlös wurde in den einzelnen Prozessketten untersucht. Die ermittelten Gestehungskosten können
durch den Verkauf von Abwärme aus der Methanisierung und Sauerstoff als Nebenprodukt der
Elektrolyse nur geringfügig reduziert werden.
Die Gestehungskosten von Methan aus Power to Gas-Anlagen sind aufgrund des erhöhten
Investitionsbedarfs und des niedrigeren Wirkungsgrades durch den zusätzlichen Prozessschritt der
Methanisierung in allen Prozessketten höher als jene von Wasserstoff. Dennoch kann eine
Methanisierung in bestimmten Anwendungsfällen notwendig und sinnvoll sein, wenn beispielsweise
die Wasserstoffeinspeisung in das Erdgasnetz nicht oder nur begrenzt möglich ist.
Eine umfassende Einschätzung der betriebswirtschaftlichen Gestehungskosten ist allerdings erst im
Vergleich mit den jeweils spezifischen Benchmark-Technologien zur Gänze möglich. Wird Power to
Gas zur Speicherung von elektrischer Energie eingesetzt, so stellen Pumpspeicher und
Druckluftspeicher die spezifischen Benchmark-Technologien dar. Während der Unterschied in den
Gestehungskosten nicht signifikant ist, so unterscheiden sich die Technologien hinsichtlich Effizienz
und Ausbaupotential. Die Effizienz entlang der gesamten Prozesskette ist zwar bei Power to Gas
deutlich niedriger, das Ausbaupotential von Pumpspeichern und Druckluftspeicher ist aber begrenzt
und diese Technologien sind stark standortabhängig.
Wasserstoff und Methan aus Power to Gas Anlagen können auch in der Mobilität eingesetzt werden
Als Benchmarks können sowohl biogene als auch fossile Treibstoffe herangezogen werden. Der
Seite 350 von 390
Vergleich der Gestehungskosten zeigt, dass diese für H2 bzw. CH4 aus Power to Gas zwar aktuell
noch höher liegen, zukünftig aber durchaus – abhängig von der zukünftigen Preisentwicklung - mit
herkömmlichen Treibstoffen konkurrieren können. Unterschiede ergeben sich bei den verglichenen
Antriebskonzepten und Treibstoffen vor allem in den Treibhausgasemissionen (v.a. bei fossilen
Treibstoffen) und im Mengenpotential bzw. dem Flächenbedarf (v.a. bei biogenen Treibstoffen).
Die hohen Gestehungskosten für die Versorgung eines autarken Systems mit Wasserstoff können
durch den Vergleich mit den Kosten für einen Stromnetzanschluss in einem entlegenen Gebiet
relativiert werden. Trotz der hohen Kosten kann eine Anwendung von Power to Gas zur Versorgung
von autarken Systemen unter bestimmten Voraussetzungen auch ökonomisch sinnvoll sein.
Eine weitere Möglichkeit zur Nutzung von Power to Gas ist der Transport von erneuerbar erzeugter
Energie aus entlegenen Regionen in die Nachfragezentren. Die Gestehungskosten sind zwar höher
als jene einer HGÜ-Leitung, es kann allerdings eine potentiell vorhandene Transportinfrastruktur
(Erdgasnetz) genutzt werden.
Makroökonomische Auswirkungen von Power to Gas-Anlagen in Österreich
Eine grundlegende direkte volkswirtschaftliche Relevanz des Systems kann zudem auch durch einen
Know-How- und Technologieaufbau erfolgen – wodurch neben der Verbesserung und Optimierung
des Energiesystems auch die Technologiesubstitution durch heimische Produkte im Inland sowie der
Technologieexport durch neue innovative Produkte forciert werden. Von entscheidender
volkswirtschaftlicher Bedeutung ist die direkte ökonomische Wirksamkeit von zu tätigenden
Investitionen.
Die getätigte makroökonomische Analyse zeigt, dass die Realisierung von zehn exemplarischen
Power to Gas-Anlagen im Jahr 2014 in Österreich signifikant positive Effekte auf die österreichische
Volkswirtschaft hat. Die Realisierung und der Betrieb der Anlagen bewirken zum einen ein höheres
Bruttoinlandsprodukt, zum anderen auch ein – wenn auch gering ausgeprägtes - höheres
Beschäftigungsniveau. Im Jahr 2014, dem angesetzten Jahr der Errichtung der Anlagen wird der
größte positive Effekt auf das BIP erzielt. Hierbei entsteht durch die Investitionsimpulse (trotz
signifikanter Wertschöpfungsabflüsse ins Ausland durch Technologieimporte) ein um 11,2 Mio. €
höheres BIP in Österreich.
Einen weiteren essentiellen Aspekt hierbei stellt die Finanzierung eines Systems dar, das
betriebswirtschaftlich nicht rentabel, jedoch volkswirtschaftlich und systemisch sinnvoll ist und mittelbis langfristig „rentabel“ sein kann. Einerseits lösen hohe Investitionen in (noch nicht marktreife)
Technologien auch signifikante Wertschöpfungseffekte aus (u.a. auch im F&E-Bereich) und damit
auch signifikante Mehrrundeneffekte. Andererseits entsteht dadurch im Gesamtsystem zum einen ein
zusätzlicher Preiseffekt für bestimmte Endkonsumenten – sofern keine direkte Kompensierung für den
einzelnen vorliegt; zum anderen entsteht in manchen Wirtschaftssegmenten dadurch eine
Finanzierungslücke, die in anderen Wirtschaftsbereichen zwar kompensiert wird, allerdings eben von
anderen Marktteilnehmern. Ein volkswirtschaftlich - aber nicht betriebswirtschaftlich - positiver Effekt
führt somit zu einer Umverteilung und kann nur durch einen öffentlichen Eingriff realisiert werden, da
ansonsten die nicht profitierenden Unternehmen die Umsetzung nicht forcieren werden.
Ökologische Aspekte von Power to Gas
Die ebenso aus wohlfahrtsökonomischen bzw. volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten relevante
ökologische Bewertung verschiedener Power to Gas Prozessvarianten erfolgt in diesem Projekt im
Zuge eines Life Cycle Assessments. Den bei weitem größten Einfluss auf die ökologische
Performance von Wasserstoff bzw. Methan aus Power to Gas hat in allen betrachteten Prozess-
Seite 351 von 390
Varianten die Art der Stromproduktion. Nur der Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien für die
Produktion von Wasserstoff bzw. Methan in einer Power to Gas Anlage kann zu einer Reduktion der
Treibhausgasemissionen führen und ist daher auch aus ökologischen Gründen unabdingbar. Für die
Methansynthese wird zusätzlich zum elektrischen Strom Kohlendioxid benötigt, das aus
unterschiedlichen fossilen oder biogenen Quellen stammen kann und immer mit einem bestimmten
Abtrennungsaufwand einhergeht. Dieser Abtrennungsaufwand ist meist mit erhöhtem
Energieverbrauch verbunden und wirkt sich negativ auf die ökologische Performance von Power to
Gas aus. Während der erzeugte Wasserstoff in der Anwendung (Umwandlung in Endenergie) keine
zusätzlichen Emissionen verursacht, wird bei der Verwendung von Methan (vorher gebundenes)
Kohlendioxid emittiert. Handelt es sich bei dem eingesetzten Kohlendioxid um ein Abfallprodukt oder
stammt es aus regenerativen Quellen, so trägt es nicht zur Erhöhung des Treibhausgaspotentials bei.
Stammt das verwendete CO2 allerdings aus fossilen Quellen und würde ansonsten gespeichert,
anderweitig verwendet oder die Unternehmen müssten Emissionszertifikate bezahlen, so ist eine
Berücksichtigung der Emissionen im Betrieb notwendig. Als Beispiel für die weitere Anwendung von
Wasserstoff bzw. Methan aus Power to Gas Anlagen wurde die Bereitstellung als Treibstoff für den
Mobilitätsbereich herangezogen. Der Vergleich mit Diesel, Benzin und Erdgas zeigt, dass bei
Strombezug aus regenerativen Energiequellen (PV und Wind) sowohl H2 als auch CH4 aus Power to
Gas ein deutlich geringeres Treibhauspotential aufweisen. Wird der Wasserstoff (bzw. in weiterer
Folge auch das Methan) allerdings mit Strombezug aus österreichischem Strommix hergestellt, so
erhöhen sich die Treibhausgasemissionen deutlich und liegen sogar über jenen von fossilen
Treibstoffen.
Fazit
Generell ist zu konstatieren, dass der in Zukunft potentielle betriebswirtschaftliche Nutzen des
Betriebs von Power to Gas-Anlagen insgesamt deutlich überlagert wird durch den eindeutig positiven
Systemnutzen der Technologie. Aus volkswirtschaftlichen und wohlfahrtsökonomischen Aspekten ist
somit Power to Gas als eine Lösungsoption weiterzuverfolgen und seitens der öffentlichen Hand zu
unterstützen.
Wie bereits in den technologischen Kapiteln dieser Studie angemerkt, ist zur Weiterentwicklung der
Power to Gas-Systeme auch unternehmensbetriebene Forschung von großer Bedeutung, die
allerdings ohne Unterstützung der öffentlichen Hand insbesondere im Fall des Vorliegens einer
volkswirtschaftlichen systemischen Bedeutung von bestimmten Produkten und Dienstleistungen
hinsichtlich der erforderlichen Intensität nur suboptimal stattfinden wird. Somit kommt aufgrund des
Entwicklungsstadiums der Power to Gas-Systeme einem öffentlich geförderten „Technology Push“
eine fundamentale Bedeutung zu. Für Power to Gas sind hier vor allem drei zentrale öffentliche
Instrumente für den Technology Push zu nennen:
4. Die Forcierung der Technologieförderung an sich in Form von Förderungen von Forschung
und Entwicklung österreichischer Forschungsinstitutionen und Unternehmen
5. Rechtliche Adaptierungen zur Sicherstellung der Wettbewerbsfähigkeit
6. Befreiung von bestehenden Abgaben (Ökostrompauschale, Gassystemnetztarife,
Erdgasabgabe).
Seite 352 von 390
7.7
[1]
Tichler, R. Der mögliche Beitrag von SolarFuel als neue Power to Gas-Technologie für eine
zukünftige europäische Energieversorgung. In: Steinmüller, H., Hauer, A., Schneider, F. (Hrsg.):
Jahrbuch Energiewirtschaft 2011. Neuer Wissenschaftlicher Verlag, 2011.
[2]
Robert A. Hefner III. The Age of Energy Gases. China’s Opportunity for Global Energy
Leadership. The GHK Company, 2007.
[3]
Tichler, R. Analysen zur Weiterverfolgung der Power to Gas-Technologie. Vergleich derzeitiger
Förderungen sowie aktueller Steuersätze in den Segmenten Strom/Wärme/ Verkehr zur
Kalkulation einer preislichen Gleichstellung eines synthetischen Power to Gas-Produktes durch
Förderungen/Einspeisetarife in Österreich. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität
Linz GmbH, 2011.
[4]
dena - Deutsche Energie-Agentur-GmbH (2010) dena-Netzstudie II. Integration erneuerbarer
Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015 – 2020 mit Ausblick 2025.
[5]
Oesterreichs Energie. Klimaschutz durch modernste Technik. Pumpspeicher bilden Schwerpunkt
der Kraftwerksprojekte der E-Wirtschaft“, Oesterreichs Energie - Fachmagazin der
österreichischen E-Wirtschaft, November/Dezember 2010.
[6]
Tichler, R., Steinmüller, H., Hauer, A., Pengg-Bührlen, H. et al. Machbarkeitsstudie einer
SolarFuel β-Anlage in Österreich. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz GmbH,
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8 Zusammenfassung
Die Studie „Power to Gas – eine Systemanalyse. Markt- und Technologiescouting und -analyse“
Jugend (BMWFJ) gefördert. Als zentrale Co-Förderstelle zur Realisierung der Studie fungiert
Oesterreichs Energie. Zudem wurde die Studie auch von der Österreichischen Vereinigung für das
Gas- und Wasserfach (ÖVGW) und vom Fachverband der Gas- und Wärmeversorgungsunternehmungen (FGW) gefördert.
ChemikerInnen,
BiotechnologInnen,
MechatronikerInnen,
Durch diese interdisziplinäre Zusammensetzung gelingt es, die gesamte Chain of Innovation sowohl
in den einzelnen Technologiekomponenten als auch im Gesamtsystem Power to Gas umfassend zu
analysieren und zu bewerten.
In der Studie werden die internationale Forschungslandschaft sowie der globale Markt zum Thema
Power to Gas untersucht. Hierbei erfolgten neben vielen bilateralen Gesprächen mit internationalen
und nationalen ExpertInnen auch Reisen, Besichtigungen und Recherchen in anderen globalen
Hotspots, vor allem in Nordamerika und Asien sowie im europäischen Raum mit dem besonderen
Schwerpunkt auf Deutschland. Dadurch wird das Ziel der Studie, die Beantwortung der Frage, in
welchen Bereichen im Segment Power to Gas österreichische Forschungsinstitutionen und
Unternehmen zukünftig auf internationaler Ebene Potentiale aufweisen, erfüllt.
Die Studie analysiert die Herausforderungen und Chancen in den drei fundamentalen technologischen
Prozesskomponenten: der (dynamischen) Wasserstoffproduktion, der CO2-Abtrennung und der
Methanisierung. Für jede dieser drei Komponenten werden ein eigenes Markt- und
Technologiescouting sowie eine Analyse des Entwicklungsstandes und der zukünftigen
Herausforderungen durchgeführt. Im Zentrum hierbei steht in den spezifischen Analysen der drei
Systemkomponenten die Erarbeitung der signifikanten Entwicklungspotentiale der einzelnen
Verfahrensschritte des Power to Gas-System. Dabei wurden sowohl jene Verfahren analysiert, die
bereits im Industriemaßstab verfügbar sind, als auch jene, die sich derzeit noch im Pilot- oder
Labormaßstab befinden.
Zudem wird der rechtliche Rahmen sowie die volkswirtschaftliche und systemische Bedeutung von
Power to Gas untersucht und bewertet, die eine Forcierung und Weiterentwicklung der Power to GasKonzepte für Österreich bringen.
Seite 358 von 390
8.1
Herausforderungen und Chancen der Wasserstoffproduktion
chemischer Energie dar. Primär wird Wasserstoff durch die elektrochemische Zerlegung von Wasser
gewonnen, wobei dabei ein Großteil der elektrischen Energie chemisch im Wasserstoff gebunden
wird. Dieser kann entweder direkt als Energieträger bzw. Treibstoff eingesetzt oder zur Erzeugung von
anderen gasförmigen oder flüssigen Energieträgern verwendet werden. Somit ist die
Elektrolysetechnologie die zentrale Schnittstelle zischen den beiden Energieformen.
Generell ist das Interesse an der Weiterentwicklung von Wasserelektrolyse-Technologien, gemessen
an der Anzahl an Publikationen und durchgeführten Projekten, in den vergangenen 5-10 Jahren stark
angestiegen. Die Entwicklungen sind vor allem durch den Energie- und Treibstoffsektor stark
vorangetrieben worden.
Von den drei im Detail betrachteten Elektrolysetechnologien (AEC, PEMEC und SOEC), ist die PEMTechnologie die derzeit am stärksten fortschreitende und in Bezug auf Power to Gas-Anwendungen
die weitgehend kompatibelste Technologie. Wichtige Vorteile der PEM-Technologie sind die höhere
Kompaktheit (Stromdichte, Peripherie, …) und die höhere Dynamik bzw. Flexibilität des
Gesamtsystems (dynamischer Bereich, Teillastbereich, Reinheit, Standby, …). In bestimmten
Anwendungsfällen kann aber auch die AEC für Power to Gas Anwendungen vorteilhaft sein. Effizienzund kostenmäßig werden sich diese beiden Technologien mittelfristig auf ähnlichem Niveau finden.
Die Elektrolyseentwicklung und der Verkauf konzentrieren sich vor allem auf den europäischen
materialwissenschaftliche sowie regel- und steuerungstechnische Entwicklungen voranzutreiben.
Kurzfristig werden dabei vor allem die regel- und steuerungstechnischen Entwicklungsziele als auch
die Entwicklung optimaler Anlagenkonzepte und kostensparenderer Herstellungsverfahren umgesetzt
werden. Materialentwicklungen aus dem Katalysator- und Polymermembranbereich sind mittelbis
längerfristige Forschungs- und Entwicklungsziele der Niedertemperaturelektrolyse-Technologien (AEC
und PEMEC). Die Hochtemperaturelektrolyse (SOEC) befindet sich generell noch im
Entwicklungsstadium, in dem vor allem materialwissenschaftliche Probleme gelöst werden müssen.
keine direkte, grundlegende Forschung und Entwicklung von Elektrolysestack-Komponenten der
beiden kommerziell eingesetzten Elektrolysetechnologien betrieben. Im Gegensatz dazu wird die
SOEC-Entwicklung in Österreich aktiv vorangetrieben. Die beteiligten Institutionen und Firmen
kommen dabei hauptsächlich aus dem Bereich der Hochtemperaturbrennstoffzelle. Die Entwicklung
fokussiert sich auf die Materialforschung und die Komponentenherstellung bzw. auf die Erprobung von
Pilotsystemen. Derzeit gibt es keine Stackfertigung in Österreich.
aus dem Automobilzuliefer- und Brennstoffzellenbereich vorhanden. In diesen Bereichen existieren
bereits verschiedenste österreichische stack- und systemrelevante Forschungsaktivitäten. Darüber
hinaus wäre es möglich, aus Forschungsaktivitäten im SOFC/SOEC–Bereich, teils auch im
Niedertemperatur-Elektrolyse-Bereich, zu profitieren (Katalysator, Betrieb, Messstand, …). Aus
jetziger Sicht sollten in diesem Bereich verstärkt zusätzliche internationale Kooperationen
aufgenommen werden.
Seite 359 von 390
8.2
Herausforderungen und Chancen der Kohlendioxid-Abtrennung
Die Bereitstellung von Kohlendioxid für Power to Gas-Konzepte hat wesentliche Bedeutung als Basis
für die Erzeugung von Methan aus H2 und CO2. CO2 fällt in nahezu jedem Verbrennungs- und
Produktionsprozess als Abgas- oder Nebenkomponente an. Für die CO2-Abtrennung bieten sich
einerseits Technologien zur Anreicherung aus Abgasströmen (Post-Combustion) an, andererseits
können durch geeignete prozess-integrierte Verfahren (Oxyfuel, Pre-Combustion) angereicherte CO2Ströme mit geringerem Nachbehandlungsaufwand gewonnen werden. Der technologische
Entwicklungsstand dieser Möglichkeiten streut sehr stark, aufgrund des hohen Technologiereifegrades
und vergleichsweise niedriger Kosten würde heute am ehesten ein chemisches Absorptionsverfahren
eingesetzt werden. Für CO2-angereicherte Prozessgase können aber auch andere Technologien,
bspw. adsorptive Verfahren, Membrantechnik und kryogene Verfahren, effizient eingesetzt werden.
Die globale Forschung an CO2-Abtrenntechnologien beschleunigte sich speziell seit 1995 aufgrund
der internationalen Bestrebungen in Richtung CCS (Carbon Capture and Storage) bei der fossilen
Energiebereitstellung unter Berücksichtigung der Klimaproblematik. Die letzten Jahre zeigten hier aber
eine deutliche Polarisierung der Forschungslandschaft. Während beispielsweise im angelsächsischen
Raum (USA aber auch UK) weiterhin mit Nachdruck der CCS-Weg verfolgt wird, fand zumindest in
Teilen Europas ein Umdenken statt. Aufgrund legistischer Rahmenbedingungen und der fehlenden
Akzeptanz der Bevölkerung sind heute in Europa keine CCS-Projekte mit Festlandspeicherung
umsetzbar. Lediglich unterseeische Speicher für abgetrenntes CO2 sind augenblicklich eine mögliche
Option. Aufgrund dessen wurde auch die Forschung an CO2-Separationstechnologien auf
europäischer Ebene gebremst, sowohl die Grundlagenforschung aber auch speziell die
Umsetzungsforschung in Richtung Pilot- und Demonstrationsanlagen. Diese Aussage trifft speziell
auch auf die österreichische Situation zu, wo relativ bald klar wurde, das CCS nicht der Weg zur
Erfüllung der Klimaziele werden würde.
Diese Einschätzung trifft natürlich auch die Situation der Technologien zur Bereitstellung eines reinen
CO2-Stromes für die Verwendung als Kohlenstoffquelle für methanbasierte Power to Gas-Konzepte.
Speziell die geringe Anzahl von Umsetzungsprojekten gemeinsam einhergehend mit der geringen
Zahl an Pilot- und vor allem Demonstrationsanlagen führen dazu, dass Carbon Capture (CC)Technologien nach wie vor kaum kommerziell untersucht wurden. Dabei kann aber davon
ausgegangen werden, dass die Akzeptanz der Bevölkerung für CC und eine weitere stoffliche
Nutzung im Zuge der Methanisierung von ‚Überschussstrom‘ durchaus gegeben wäre. Deswegen
sollte in der Erforschung von CC-Technologien zumindest auf europäischer Ebene auch die stoffliche
Weiterverwendung des abgetrennten Kohlendioxids, beispielsweise in Power to Gas-Konzepten, in
Betracht gezogen werden.
Die Forschung im Bereich Carbon Capture für die Power to Gas-Nutzung muss zwei Ziele beinhalten:
1. Weiterentwicklung von Verfahren und Technologien mit bereits hohem Technologiereifegrad
in Pilot- oder Demonstrationsanlagen, um in kürzerer Zeit kommerziell

Power to Gas - eine Systemanalyse - Institut für Energiesysteme und

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