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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
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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
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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
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Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)
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)
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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
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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
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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 … ?
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Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)
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
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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
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Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)
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…
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Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)
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
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Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)
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
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Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)
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)
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Kopplungsmöglichkeiten Biogas PtG
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
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Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)
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
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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
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Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)
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
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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit…
Kontakt:
Katharina Bär
DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut
+49 721/96412-71
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
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Katharina Bär: PtG aus Sicht der Gasbranche (Biogas Infotage, Ulm)
Kopplungsmöglichkeiten Biogas PtG
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
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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 %
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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
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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
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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
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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
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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