Erneuerbare Gase ‐ ein Systemupdate der Energiewende

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