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Erneuerbare Gase ‐ ein Systemupdate der Energiewende

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Die enervis‐Studie „Erneuerbare Gase – ein Systemupdate der Energiewende“ skizziert den Weg zu einem treibhausgasneutralen Energiesystem bis zum Jahr 2050. Die Studie wurde vom Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) und der Initiative Erdgasspeicher e.V. (INES) beauftragt. Ein Politischer Beirat hat die Studie begleitet.

4 Power-to-Gas und

4 Power-to-Gas und Power-to-Liquids Kurzfassung des Abschnitts Als Power-to-Gas (PtG) und Power-to-Liquid (PtL) werden Technologien bezeichnet, die es erlauben Erneuerbaren Strom in die Aggregatzustände gasförmig und flüssig zu transformieren. Mit Erneuerbaren Gasen oder Flüssigkeiten können Energieträger in bestehenden Systemen substituiert werden, die einen fossilen Ursprung haben (Erdgas, Kerosin, Benzin, Diesel). Zur kosteneffizienten Erreichung der Treibhausgasneutralität im Jahr 2050 ist abzuwägen, inwieweit es vorteilhafter ist, erneuerbaren Strom direkt oder in gasförmiger oder flüssiger Form im Endkundenmarkt einzusetzen. Eine der zentralen Herausforderungen zur Erreichung der Klimaziele bis 2050 ist es, die volatile Erzeugung Erneuerbarer Technologien mit der Struktur der Energieverwendung in Einklang zu bringen. Bereits etablierte Technologien zur Speicherung, wie z. B. Batterien o- der Pumpspeicher, können zwar einen Beitrag leisten, eignen sich jedoch nach heutigem Kenntnisstand nur für die kurz- bis mittelfristige Speicherung von Strommengen. Eine langfristige Speicherung wäre mit diesen Technologien kaum zu bewerkstelligen. Gasspeicher in Verbindung mit Power-to-Gas (PtG) können hingegen als Langfristspeicher von Energiemengen dienen, indem der Erneuerbare Strom in Gas transformiert und gespeichert wird. Bestehende Pilotprojekte belegen die technische Funktionsfähigkeit der Technologie. Ebenso wie die Power-to-Liquid-Technologie (PtL) hat PtG allerdings noch keine Wirtschaftlichkeit erreicht. Im nachfolgenden werden die wesentlichen Eigenschaften von PtG und PtL beschrieben und die Prämissen erläutert, die beiden Szenarien gleichermaßen zugrunde gelegt werden. 4.1 Power-to-Gas Die Power-to-Gas Technologie erlaubt es, die Sektoren Strom und Gas zu koppeln, indem Strom in synthetische Gase umgewandelt wird. Die Produktion synthetischer Gase kann in Wasserstoffproduktion (Option 1 in Abbildung 8) und Methanproduktion (Option 2-4 in Abbildung 8) unterschieden werden. Option 1 Produktion Erneuerbarer Gase (Wasserstoff) Option 2-4 Produktion Erneuerbarer Gase (Methan) EE-Strom Wasser Elektrolyse Wasserstoff Methanisierung Methan Sauerstoff CO 2 Abbildung 8: Schematische Darstellung der Wasserstoff- und Methanproduktion mittels PtG INES Initiative Erdgasspeicher e.V. / BWE Bundesverband Windenergie e.V. Erneuerbare Gase - ein Systemupdate der Energiewende 12. Dezember 2017 Seite 24

Die Produktion von Wasserstoff basiert auf zwei Einsatzstoffen: Strom und Wasser. Zur synthetischen Herstellung von Methan ist Wasserstoff als Eingangsstoff erforderlich. Die Weiterverarbeitung des Wasserstoffes in Methan erfolgt über die zusätzliche Verwendung von Kohlenstoff in Form von CO2. Die verschiedenen Optionen der Methanproduktion beziehen sich auf unterschiedliche Methoden der CO2-Gewinnung. Die Option 2 beinhaltet die Nutzung von CO2, welches bei der Produktion von Biogas oder Klärgas anfällt. Die Bereitstellung von CO2 aus Biogas oder Klärgas wird im Rahmen dieser Studie als kostenneutral bewertet. Der Umfang des Einsatzes von Option 2 ist im Jahr 2050 auf 6 Mio. Tonnen CO2 beschränkt. Im Rahmen von Option 3 wird das CO2 aus der Umgebungsluft gewonnen. Dies ist die teuerste Option und es werden CO2-Kosten in Höhe von 200 € pro Tonne im Jahr 2030 angenommen. Diese Kosten sinken bis 2050 schrittweise auf 100 € pro Tonne. Weiterhin existiert eine vierte Option. Diese basiert auf CO2, das bei der Verbrennung von Methanmengen der Option 2 und 3 emittiert wird. Es wird allerdings angenommen, dass nur 50% des ausgestoßenen CO2 zurückgewonnen werden kann. Der CO2-Preis von Option 4 wird als halb so groß wie bei Option 3 angenommen. Für das Jahr 2050 wird ein maximaler Wasserstoffgehalt im Gasnetz von 10% angenommen. Dies beschränkt den Umfang der Anwendbarkeit von Option 1, d.h. die Produktion von erneuerbarem Wasserstoff. Derzeit beträgt der maximale Wasserstoffgehalt des Gasnetzes gemäß technischem Regelwerk zwischen 2% und 5%. Es ist aber davon auszugehen, dass dieser Wert bis 2050 ansteigt. Eine detaillierte Übersicht zu den getroffenen Annahmen hinsichtlich Investitionskosten, Wirkungsgraden und Kosten der CO2-Bereitstellung enthält Abbildung 9. Ausgangsprodukt CO 2 -Quelle Investitionskosten in [€/kWel] Wirkungsgrad [% in Bezug auf Ho, Brennwert, exkl. CC] Zusatzkosten für CO2 (inkl. Energie) [€/t] 2030 2040 2050 2030 2040 2050 2030 2040 2050 % Invest p.a. Fixe Betriebskosten Lebensdauer a Nutzungspotenzial Option 1 Wasserstoff - 430 398 365 70% 75% 80% 0 0 0 2% 25 Max. 10 % Konzentration im Erdgasnetz 2050 Option 2 Methan Biogas, Klärgas etc. 614 568 521 67% 71% 76% 0 0 0 2% 25 Aus Biomasseprämissen, Größenordnung: CO2 Angebot von Biogas / Klärgas in 2050 nach UBA ca. 6 Mio t in 2050 Option 3 Methan Luft 614 568 521 67% 71% 76% 200 150 100 2% 25 Unlimitiert Option 4 Methan Verbrennung 614 von Option 2 + 3 568 521 67% 71% 76% 100 75 50 2% 25 50 % der Mengen von 2 + 3 Quelle [1] [1] [1] [1] [4] [4] [7] Faktor 70 % aus [1] 5 Prozent Abschlag In Anlehnung an [4] [4] [4] [4] Faktor 70 % aus [1] für Methansynthese [4] [4] [X] Faktor 70 % aus [1] [1] In Anlehnung an [6,4,5] [4] [4] [X] Abbildung 9: Power-to-Gas Annahmen 7 Sofern der Strom zur synthetischen Herstellung von Wasserstoff und Methan aus erneuerbaren Energiequellen stammt, können synthetische Gase neben Biomethan als Erneuerbare 7 Quellen: [1]: FENES, OTH Regensburg, 2015, "Bedeutung und Notwendigkeit von Windgas für die Energiewende in Deutschland"; [2]: Universität Linz, 2014, "Abschlussbericht Technioökonomische Studie von PTG Konzepten"; [3]: FENES, IWES, 2014, "Stromspeicher in der Energiewende"; [4]: Öko-Institut, 2016, "Erneuerbare vs. fossile Stromsysteme: ein Kostenvergleich"; [5]: UBA, 2014, "Treibhausgasneutrales Deutschland"; [6]: Goerne, 2009, "CO2-Abscheidung und -Lagerung (CCS) in Deutschland"; [7]: Prof. Dr.-Ing. Martin Dehli, 2014, "Power-to-Gas: Speicherung von Strom aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen in der Erdgasinfrastruktur"; [X]: enervis, 2017, Eigene Annahme. Weiterhin wird für PtG-Anlagen ein WACC von 7,1% angenommen. INES Initiative Erdgasspeicher e.V. / BWE Bundesverband Windenergie e.V. Erneuerbare Gase - ein Systemupdate der Energiewende 12. Dezember 2017 Seite 25

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