Power-to-Gas aus Sicht der Gasbranche · DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des...

DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) www.dvgw-ebi.de

Katharina Bär, Felix Ortloff,

Frank Graf

Power-to-Gas aus

Sicht der Gasbranche

Biogas Infotage 2019

Ulm, 31.01.2019

DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) www.dvgw-ebi.deDVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) 2

Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)Vorstellung

1907 als „Lehr- und Versuchsgasanstalt“ vom DVGW

gegründet und an das nach Carl Engler und Hans Bunte

benannte EBI auf dem Campus der Universität Karlsruhe

bzw. Karlsruher Institut für Technologie (KIT) angegliedert

Früher: Grundlegende Forschung im Bereich Energie-

versorgung mit fossilen Energieträgern

Heutige Ausrichtung: Erneuerbare Energieträger

DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut

www.dvgw-ebi.de

www.ebi.kit.edu


Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)

Vortragsinhalte

Klimaziele und CO2-Budgets

Energiebedarf heute

Bedeutung für die (Bio-)Gasbranche

Die Biogasanlage als Sektorenkopplungselement

Ein Ausblick in die Zukunft

Einführung



Klimaziele und CO2-Budgets

Status Quo

CO2 Budget weltweit (IPCC 2014, AR5, WGI, SPM)

• CO2 Budget für Deutschland nach WWF & WBGU ab 2015

[1,5 °C Ziel] 2,34-2,67 GtCO2

[1,7 °C Ziel] 5,23 GtCO2

[2 °C Ziel] 9,9 GtCO2

Ziele der BRD: Reduktion von CO2-

Emissionen: 80-95 % bis 2050

CO2 Emissionen in D 2015:

ca. 0,8 Gt/a (… auch in 2016-2018)

http://www.wwf.de/fileadmin/fm-wwf/Publikationen-PDF/WWF-Studie_Zukunft_Stromsystem_-_Kohleausstieg_2035.pdf

http://www.wbgu.de/fileadmin/user_upload/wbgu.de/templates/dateien/veroeffentlichungen/sondergutachten/sg2016/sondergutachten2016_ex02.pdf


Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)Status Quo

Dämmung, PtH, Wärmepumpen, Demand-

Side-Management, Elektrifizierung

CO2-Emittenten und Vermeidungsstrategien

330

171

159

120

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Stand 2015

Jäh

rlic

he

CO

2-E

mis

sio

nen

in M

io. t

Sonstige

GHD undHaushalteVerkehr

Industrie

Energiewirtschaft

Quelle: UBA, Nationale Trendtabellen für die deutsche

Berichterstattung atmosphärischer Emissionen (2017)

Elektromobilität

Effizienzsteigerung, Elektrifizierung

Wind + PV-Anlagen

statt Kohlekraft und Erdgas

Üblicherweise verfolgte Strategien

zur CO2-Vermeidung:

*strombasierte Technologien


Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)Status Quo

Energiebedarf & -nutzung in Deutschland heute

Primärenergie-

bedarf D, 2017:

13.525 PJ

Endenergiebedarf in D (2016):

• Verkehr: 750 TWh/a (1,5 % Strom)

• Industrie: 720 TWh/a (32 % Strom)

• GHD: 411 TWh/a (36 % Strom)

• Haushalte: 665 TWh/a (19 % Strom)

Stromverbrauch

heute ~ 20 % des

Endenergieverbrauchs in D


Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)Perspektive der Gasbranche

0

200

400

600

800

1000

-27% -60% -80% -95%

Gasn

ach

frag

e H

eiz

wert

[T

Wh

/a]

THG-Emissionsminderung ggü. 1990 [%]

Entwicklungsszenarien für die Gasnachfrage in Dtl. nach J. Nitsch (2016): Energiewende nach COP21, Szenario "KLIMA 2050"

Erdgas (Wärme) Erdgas (Strom) Erdgas (Verkehr)

Erdgas (Stoffliche Nutzung) Biogas (v.a. Wärme, Strom) EE-PtG-Gase (Wärme)

EE-PtG-Gase (Strom) EE-PtG-Gase (Verkehr)

482

779

75*

*16% Erdgasanteil

832

42% geringere Gasnutzung

729

444*

*61% Erdgasanteil

12% geringere Gasnutzung

(c) DBI-Gruppe, 2018

Nachfrageentwicklung Gase in D

Woher kommen

diese Mengen von

EE-Gasen?

Quelle: DVGW-Forschungsvorhaben Roadmap PtG (2018)

Fossiles Erdgas

ist mittelfristig

eine Brücke,

langfristig … ?



Systemische Vorteile von Power-to-Gas

Perspektive der Gasbranche

• Abschaltungen von EE-

Anlagen vermeiden:

• Frequenzstabilisierung

• Negative Regelleistung

• H2/SNG-Produktion

• SNG-Prod., gekoppelt

mit Fernwärme

• Quartierslösungen

• CNG/LNG

• Zentral (Base-load?)

• Dezentral (Flexibilität?)

• Logistik: Pipeline/LNG


Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)Perspektive der Gasbranche

• Energiespeicherung im

Ausland

• Energieimport

• Energietransport

• H2-Produktion in der Industrie

• SNG-Produktion i. d. Industrie

• Nutzung von Synergien

• Nutzung EE-Gasen in

Haushalt

• Kleinst-/Quartierslösungen

Systemische Vorteile von Power-to-Gas



Die „Strom-zu-Methan“ Anlage

Power-to-Gas

Elektrolyse

Syn- these

Aufbereitung

Verflüssigung

CO2

H2

Wärme

Strom

Einspeisung CNG

LNG

CO2-haltiges Gas

CO2-freies GasBOP

CO2-Abtrennung

G

Nutzung von Biogasanlagen als

„Sektorenkopplungselemente“ schafft Synergien

CO2 in

Rohbiogas

vorhanden Biogasanlage

kann als

Syntheseanlage

genutzt werden

Aufwand für die

Gasaufbereitung

kann reduziert

werden…



Kopplungsmöglichkeiten Biogas PtG

Power-to-Gas

• Methanisierung ist eine stark exotherme Reaktion:

CO2 + 4 H2 ⇌ CH4 + 2 H2O(l) ∆RH = −253 𝑘𝐽⁄𝑚𝑜𝑙

• Herausforderung: - Abführung der Reaktionsenergie

- Limitierung Reaktionsrate durch Stoffübergang

Methanisierungskonzepte

Biologische

Methanisierung

(40 - 70 °C, 1 - 10 bar)

Katalytische

Methanisierung

(250 - 550 °C, 1 - 100 bar)

CSTR

Andere:

- Membran

- Rieselbett

Festbett:

- Adiabat

- Isotherm

Wirbelschicht

Dreiphasig:

- 3-phasige

Wirbelschicht

- Blasensäule

Strukturiert:

- Waben

- Mikroreaktoren



Biologische Methanisierung

Power-to-Gas: Biol. Methanisierung

In-situ BM Ex-situ BM

• Kein zusätzlicher Reaktor notwendig

• Prozessbedingungen durch Biogasprozess vorgegeben

• Erhöhung Methangehalt möglich

• Sicherheitstechnische Fragestellungen bei H2-Einbringung in Bestands-biogasanlagen sind individuell zu prüfen

• Zusätzlicher Reaktor notwendig

• Reaktordesign und Reaktorbedingungen (Temperatur, pH-Wert) können an die Anforderungen der Mikrobiologie angepasst werden

• Sehr hohe H2-Umsätze (> 99%) sind möglich



Potenzialanalyse für das Land Baden-Württemberg

Power-to-Gas: Biol. Methanisierung

• Differenz zwischen Biomassepotential und EE-Strom in den Landkreisen in BW

• Produktion von 10 – 17 TWh Biomethan zur Einspeisung ins Gasnetz möglich

• Deckung von 25 – 50 % des Gasbedarfs (2050) mit Hilfe von EE-Methan

Heimisch produziertes „Grünes Methan“ kann zukünftig einen

signifikanten Anteil zum Erreichen der Klimaziele von Baden-Württemberg

beitragen.

Forschungsprojekt BW Bioökonomie: Einsatz der biologischen Methanisierung für PtG Konzepte (2018)




Power-to-Gas

3 MW

00,020,040,060,080,1

0,120,14

SN

G-G

este

hu

ng

sko

ste

n

in €

/kW

h

Elektrolyse Methanisierung Gasaufbereitung BHKW Fermentation

Deutlich höhere Kosten für Methan aus PtG im Vergleich zu konventionellen

Gestehungskosten von Biomethan

Hauptkostentreiber: OPEX + CAPEX für H2 aus Elektrolyse

Kosten der CO2-Bereitstellung und der Methanisierung in Bezug auf die SNG-

Gestehungskosten von untergeordneter Bedeutung



Neue Entwicklungen: Zweistufige Druckfermentation

Ausblick

CO2, CH4 Gärrest

(flüssig)

Bio-

masse

Rohbiogas

Hydrolysep = 1 bar

T = 55 °C

pH = 5 – 6,5

Methanogenesep = 1 bar

T = 35 °C

pH = 6,5 – 7,8

Stand der Technik:

Konventionelle Fermentation

Entspannung der

Fermentationslösung

Gärrest (fest)

CO2, (H2,

CH4)

Biogasmit

hohem

Methan-

anteil

p = 1 - 100 bar

H2

Trennung der Fermentations-schritte

Erhöhung des

Drucks im

Methano-

genesereaktor

Integration physikalische Gaswäsche

Integration der biologischen Methanisierung


Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)Ausblick – die flexible BGA der Zukunft

Maßnahmen zur Prozessoptimierung und Flexibilisierung der Biogasproduktion

HR-Gas

- +

Negative Residuallast &

Langzeitspeicher Erdgasnetz

Biologische

Methanisierung

H2

NFPositive Residuallast

BiomasseMR Gas

HR MR

Speicher

Zweistufige

Druckfermentation

4 bar 16 bar

10 bar

HR: Hydrolysereaktor, NF: Nanofiltration, MR: Methanreaktor

Flexible Biogasproduktion durch räumliche Trennung der Abbauprozesse

Flüssigspeicher (volumenoptimiert durch NF)

Gasspeicher: Druckreaktor (volumenoptimiert durch NF)

Erweiterte Flexibilität durch:

Biologische Methanisierung & Langzeitspeicher im Erdgasnetz



Zusammenfassung

1. Heute werden weniger als 25 % des Endenergiebedarfs über

elektrische Energie gedeckt

2. Politische Bestrebungen sind sehr „stromlastig“

3. Die Gasbranche sieht PtG als wichtiges Ausgleichs- und

Kopplungselement zur Entlastung der Strominfrastruktur und

zur Weiternutzung der Gasnetze

4. Biogas und PtG weisen ein großes Potenzial für

Synergien/Kopplungsmöglichkeiten auf

5. Die Biogasanlage der Zukunft ist ein „echtes“

Sektorenkopplungselement

PtG aus Sicht der Gasbranche


Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit…

Kontakt:

Katharina Bär

DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut

+49 721/96412-71

[email protected]

Weiterführende Informationen: (www.dvgw-ebi.de)

• Götz, M. et al.: Renewable Power-to-Gas: A Technological and Economic Review,

Renewable Energy (2015)

• Merkle et al.: High-pressure anaerobic digestion up to 100 bar: influence of initial pressure

on production kinetics and specific methane yields; Environmental Technology, Vol. 38,

2017 - Issue 3; S. 337 - 344

Danksagung:

Bioökonomie BaWü

Fkz. 7533-10-5-106

Felix Ortloff

Katharina Bär

Frank Graf

Energie- und Klimafonds

Fkz. 03EK3526BCO2Plus

Fkz. 033RC007B

mailto:[email protected]




Power-to-Gas

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

€/k

Wh

SN

G

Elektrolyse Methanisierung Gasaufbereitung

BHKW Fermentation

Biogasanlagen mit

Kostenwälzung:

Power-to-Gas Anlagen mit

CO2 aus alternativen Quellen<Konfiguration>_<PtG-VLS>

CH

4-G

este

hu

ngskoste

n

0,6

MW

3

MW

13

MW

63

MW

160

MW

630

MW

3,2

GW

6,3

GW

55

MW

3

MW

CH4 aus PtG+Biogas vergleichsweise kostengünstig darstellbar


Anhang

Annahmen:

Betriebsstunden BGA: 8000 h/a

Betriebsstunden BM: 4000 h/a

Preis Strom (Überschuss): 0,03 €/kWh

Preis Strom: 0,08 €/kWh

Preis Biomasse: 35 €/t

Kalkulatorischer Zins: 0,07

Abschreibungszeitraum: 15 a

Spez. Investitionskosten

Elektrolyseur: 800 €/kW elektrisch

BGAA: 1.848 €/m³*h

BM (klein): 7.500 €/m³*h

BM (groß): 3.800 €/m³*h

Szenarien:

Groß: 1000 m³ SNG/h

Mittel: 500 m³ SNG/hKlein: 250 m³ SNG/h

Biologische Methanisierung erhöht Gestehungskosten

von Biomethan um 20 - 40 %


Mögliche Prozessketten: Biogas

En

tsch

we

felu

ng

Me

tha

nis

ieru

ng

BHKW

CO2, CH4

H2S

H2

Luft

CO2, CH4 H2O, CH4CO2

bei Verfügbarkeit von EE-Überschussstrom im Stromnetz

bis zu 700 m3/h

(NTP)

4 MW

CO2-

AbtrennungFermenter

CO2, N2

1-5 kt CO2/a

Biogasanlage

Rahmenbedingungen:

• Hoher CO2-Gehalt (ca. 45 %) im Rohbiogas

• Relativ kleine und dezentrale CO2-Quelle

• Herkömmliche Ausführung als Biogasanlage (BGA) mit BHKW

oder als Biogasanlage mit Aufbereitung (BGAA)

BG

A/S

NG

(mit

BH

KW

)B

GA

A/S

NG

BG

A/S

NG

Szenarien:

• BGA/SNG (mit BHKW): Erweiterung einer

Biogasanlage; Alternierender Betrieb von BHKW und

Methanisierung

• BGAA/SNG: Erweiterung einer Biomethananlage

• BGA/SNG (ohne BHKW): Biogasanlage mit

Methanisierung; 8.000 VLS Methanisierung

CO2, CH4

CO2, CH4

CH4

CO2, CH4

Einspeisung


0,00

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

CA

PEX

in €

/kW

h C

H4

Elektrolyse

Methanisierung

Gasaufbereitung

BHKW

Fermentation

0,000,010,020,030,040,050,060,070,080,090,10

OP

EX in

€/k

Wh

CH

4

Elektrolyse

Methanisierung

Gasaufbereitung

BHKW

Fermentation

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

Ges

teh

un

gsko

sten

in €

/kW

h C

H4

Elektrolyse

Methanisierung

Gasaufbereitung

BHKW

Fermentation

konventionell

Ergebnisse der ökonomischen Betrachtung: Biogas

Deutlich höhere Kosten für Methan aus PtG im Vergleich

zu konventionellen Gestehungskosten von Biomethan

Hauptkostentreiber: OPEX + CAPEX für H2 aus

Elektrolyse

Erweiterung von BGA/BHKW-Anlagen um PtG (ohne

Aufbereitung) ökonomisch günstigster Fall (3.500 VLS)

Ersatz der Aufbereitung durch Methanisierung bei

Stromkosten von 6 ct/kWh auch für 8.000 VLS zu

vergleichbaren Gestehungskosten darstellbar

Spezifische Investitionskosten: Spezifische Betriebskosten:

Gestehungskosten (Biomethan + SNG):

Annahmen: Biogasbereitstellung und –aufbereitung nach FNR e.V. (2012), 5 kt CO2/a, 8000 VLS, Stromkosten: 6 ct/kWh (BGA/BHKW/SNG_3500: 3500 VLS, 3 ct/kWh).

konventionell

konventionell


0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

€/k

Wh

SN

G

Elektrolyse MethanisierungGasaufbereitung

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

€/k

Wh

SN

G

OPEX

SNG-Gestehungskosten für Prozessketten (ohne Wärmeintegration)

SNG-Gestehungskosten nach Verfahrensschritten:SNG-Gestehungskosten nach OPEX/CAPEX:

SNG aus Biogas (aufgrund von Kostenwälzungseffekten) am günstigsten darstellbar

SNG-Gestehungskosten zu großen Teilen (> 50 %) von Elektrolysekosten (CAPEX+OPEX) bestimmt

Kosten der CO2-Bereitstellung und der Methanisierung in Bezug auf die SNG-Gestehungskosten von

untergeordneter Bedeutung

PtG-Prozessketten: Kostendegression (CAPEX) vorhanden: bis zu 30 % Kostenersparnis möglich

Wirtschaftlichkeit hauptsächlich vom Strompreis und der tatsächlichen Auslastung der Anlagen

abhängig

0,6

Anlagengrößen (in MWSNG):

64003 13 63 160

630 3200

55

3

Biogasanlagen

mit

Kostenwälzung

Biogasanlagen

mit

Kostenwälzung

0,6

Anlagengrößen (in MWSNG):

64003 13 63 160

630 3200

55

3


Vergleich biologische und katalytische Methanisierung (I)

F. Graf: Vergleich biologische und katalytische MethanisierungStudie biologische Methanisierung

Biologische

Methanisierung

Katalytische

Methanisierung

Katalysator Enzyme der Mikroorgansimen Ni

Reaktor

BetriebsweiseRührkessel isotherm

Festbett, Wirbelbett,

Blasensäule, Waben

adiabat, isotherm, polytrop

Temperatur 40 - 70 °C 300 - 550 °C

Druck > 1 bar > 10 bar

Entwicklungsstand Pilot-/Demo-Anlagen kommerziell

GHSV < 110 h-1 500 - 5.000 h-1

max. vol.-spez.

Methanbildungsrate67 l/(l h) 1.000 l/(l h)

Limitierung

Gas-flüssig Stofftransport,

Konzentration

Mikroorganismen

Thermodynamik

Blasensäule: Gas-flüssig

Stofftransport


Vergleich biologische und katalytische Methanisierung (II)

F. Graf: Vergleich biologische und katalytische MethanisierungStudie biologische Methanisierung

Biologische

Methanisierung

Katalytische

Methanisierung

Erzeugung einspeisefähiges

Gas (yCH4,max > 95 mol-%)möglich möglich

Schwefeltoleranz hoch gering

Lastwechseltoleranz flexibel mäßig flexibel

Hilfsstoffe Nährstoffe, Pufferlösung Katalysator

Bedarf an elektrischer

Prozessenergie in kWh/m3

SNG (Einspeisedruck 16 bar)

0,4 - 1,8 < 0,4

Nutzung Reaktionswärme bedingt möglich sehr gut möglich

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