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2022 | OriginalPaper | Buchkapitel

3. Power-to-Gas – Technologien und Kosten

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Zusammenfassung

Für die Umsetzung des Power-to-Gas-Konzeptes standen bereits in den 2010er-Jahren marktreife Technologien zur Verfügung. In diesem Kapitel werden einzelne Technologien vorgestellt und rechtliche Rahmenbedingungen für Power-to-Gas betrachtet. Hierbei wird auch der Sonderfall einer Eigenversorgung beleuchtet. Zudem wird eine Methodik zur Berechnung von Gasgestehungskosten (engl.: Levelized Costs of Gas) dargelegt. Anhand dieser werden für unterschiedliche Möglichkeiten des Strombezugs die Gestehungskosten von Wasserstoff als auch von synthetischem Methan ermittelt. Abschließend werden weitere Verfahren zur Herstellung von Wasserstoff vorgestellt.

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Fußnoten
1
Die Nutzung von Wasserstoff in der chemischen Industrie ist im ursprünglichen Konzept nicht enthalten.
 
2
Sterner et al. 2015b, S. 55–57.
 
3
Standardbedingungen: 298,15 K; 1 bar.
 
4
Siehe Stackdesign im Abschn. 3.2.1.2.
 
5
Smolinka et al. 2011.
 
6
Alcaline Electrolysis.
 
7
Proton Exchange Membrane bzw. Polymer Electrolyte Membrane Electrolysis.
 
8
Solid Oxide Electrolysis bzw High Temperature Electrolysis of Steam.
 
9
Energieinstitut-Linz et al. 2014.
 
10
Sterner und Stadler 2017, S. 361–364.
 
11
Energieinstitut-Linz et al. 2014.
 
12
ZSW 2014.
 
13
Fraunhofer ISE 2014.
 
14
DVGW 2013a.
 
15
Edukt: Ausgangsstoff einer chemischen Reaktion.
 
16
Sterner und Stadler 2017.
 
17
Energieinstitut-Linz et al. 2014; Sterner und Stadler 2017.
 
18
van Basshuysen 2015, S. 160–161.
 
19
Sterner und Stadler 2017, S. 378–379.
 
20
Nach Angaben aus dem Jahr 2014.
 
21
DVGW 2014a, S. 36–37.
 
22
van Basshuysen 2015, S. 160.
 
23
Energieinstitut-Linz et al. 2014.
 
24
DVGW 2014a, S. 1.
 
25
DVGW 2014a, S. 25.
 
26
Sterner und Stadler 2017, S. 384.
 
27
DVGW 2014a, S. 36.
 
28
Zapf et al. 2021; CO2-Bedarf zur Methanherstellung: 0,2 kgCO2/kWhCH4 sowie; Dichte CO2: 1,9767 kg/m3.
 
29
Sterner und Stadler 2017, S. 374–375.
 
30
DLR et al. 2014, S. 57.
 
31
Sterner und Stadler 2017, S. 373.
 
32
DVGW 2013b.
 
33
Energie-Forschungszentrum Niedersachsen 2013, S. 76.
 
34
DVGW 2014c.
 
35
Bundesnetzagentur 2014b.
 
36
DVGW 2013b, S. 32.
 
37
DVGW 2013b, S. 3.
 
38
BDEW 2015c.
 
39
Sedlacek 2013.
 
40
Wuppertal Institut 2005.
 
41
Gas- und Wärme-Institut Essen e. V. 2012.
 
42
Angenommener Wirkungsgrad für die Elektrolyse von 75 %.
 
43
Sterner und Stadler 2017, S. 415–416.
 
44
BDEW 2022.
 
45
Siehe Zapf 2022 bzgl. Power-to-Liquid bzw. -Chemicals.
 
46
LBST 2010.
 
47
33,3 kWh/kg bzw. 3,0 kWh/Nm3 (bezogen auf den Heizwert).
 
48
Zapf et al. 2021.
 
49
DVGW 2014c S. D–4.
 
50
Erläuterungen im Abschn. 3.2.
 
51
DVGW 2014d.
 
52
DVGW 2014c S. D–8; Für PEM-Elektrolyseure fielen gemäß den Angaben im Abschn. 3.2.1.2 spezifische Kosten von etwa 2000 €/kW im Jahr 2014 an. Gemäß Herstellerangaben könnten sich die Kosten von PEM-Elektrolyseuren im Laufe der Zeit jenen von alkalischen Elektrolyseuren stark annähern.
 
53
DVGW 2014c S. D–7.
 
54
Siehe Abschn. 1.​1.​3 sowie Abb. 2.​6 bzgl. Lernraten.
 
55
Gemäß § 5 EEG 2014.
 
56
Gemäß § 19 GasNZV i. V. m. § 49 EnWG.
 
57
Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom13. Mai 2019 (BGBl. I S. 706) geändert worden ist.
 
58
Gemäß Teil 6 GasNZV (§§ 31 bis 37) und §§ 19 Abs. 1 S. 3, 20a, 20b GasNEV.
 
59
Gemäß § 34 Abs. 1 S. 1 HS. 2 GasNZV i. V. m. § 36 Abs. 1 S. 1 GasNZV.
 
60
Gemäß § 118 Abs. 6 EnWG.
 
61
Gemäß § 5 Nr. 12 EEG 2014.
 
62
Gemäß § 61 Abs. 1 EEG 2014.
 
63
Gemäß § 61 Abs. 2 EEG 2014.
 
64
Gemäß § 27a EEG 2017.
 
65
Verbrauch durch Anlagen über denselben Verknüpfungspunkt mit dem Netz, Kraftwerkseigenverbrauch, Netzverluste, negative Preisphasen an der Börse, Zeiten mit Abregelungen durch den Netzbetreiber.
 
66
Gemäß § 9 Abs. 1 StromStG.
 
67
DIHK, BSW-Solar 2015.
 
68
DGS 2015.
 
69
Siehe Abschn. 1.​4.​4 bzgl. Preise für Herkunftsnachweise.
 
70
Mittelfristige Gasgestehungskosten: minimal 14,42 ct/kWh mit EEG-Umlage und minimal 6,1 ct/kWh ohne EEG-Umlage.
 
71
Siehe Tab. 3.11 bzgl. Leistungsgrößen der Power-to-Gas-Anlage in Abhängigkeit der Volllaststunden beim Referenzwindparkprofil.
 
72
Bei 1000 €/kW ergeben sich im Teillastbetrieb etwa 18 ct/kWh (im Volllastbetrieb etwa 16 ct/kWh).
 
73
RenewEconomy 2016.
 
74
Siehe Abschn. 3.3.6 bzgl. Wasserstofftransportkosten.
 
75
Siehe Dieterich et al. 2020 bzgl. Schätzwerte für CO2-Bereitstellungskosten aus verschiedenen Quellen; CO2-Bedarf für die Methanisierung gemäß Zapf et al. 2021: ca. 0,2 kgCO2/kWhCH4.
 
76
Variante 4 mit 3933 Volllaststunden, 0,05 €/kWh, 1000 €/kW, ηE = 0,6 (siehe Abb. 3.37).
 
77
Annahme für Anlagen in den Jahren 2030/2050: 25 Jahren Nutzungsdauer.
 
78
Siehe Zapf et al. 2021 bzgl. inländische Potentiale von biogenen und synthetischen Kraftstoffen in Deutschland.
 
79
DVGW 2015.
 
80
Siehe Abschn. 2.​2.​3 bzgl. Netzdienlichkeit.
 
81
Siehe Abschn. 2.​8.​2 bzgl. Studie „Roadmap Speicher“.
 
82
DVGW 2015; DVGW 2014d.
 
83
Synthesegas bzw. Syngas besteht hauptsächlich aus Wasserstoff und CO.
 
84
Siehe IEA 2019 bzgl. den Wasserstoff-Wertschöpfungsketten im Jahr 2018 – Sankey-Diagramm.
 
85
Hydrogen Council 2020; IEA 2019; Zapf 2022.
 
86
IEA 2019; Zapf 2022.
 
87
Kosten basieren auf dem unteren Heizwert (LHV) von Wasserstoff (0,0333 MWh/kg).
 
88
Timmerberg, Kaltschmitt und Finkbeiner 2020; Schneider et al. 2020; IEA 2019; Zapf 2022.
 
89
IEA 2019; IEA 2020; Zapf 2022.
 
90
Bakhtyari, Makarem und Rahimpour 2017; Zapf 2022.
 
Literatur
Zurück zum Zitat KBB UT (2011): KBB Underground Technologies GmbH KBB UT (2011): KBB Underground Technologies GmbH
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Zurück zum Zitat Sterner, M. (2009): Bioenergy and renewable power methane in integrated 100% renewable energy systems. Limiting global warming by transforming energy systems. Dissertation, Kassel University Press GmbH, Kassel Sterner, M. (2009): Bioenergy and renewable power methane in integrated 100% renewable energy systems. Limiting global warming by transforming energy systems. Dissertation, Kassel University Press GmbH, Kassel
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Metadaten
Titel
Power-to-Gas – Technologien und Kosten
verfasst von
Martin Zapf
Copyright-Jahr
2022
DOI
https://doi.org/10.1007/978-3-658-37129-6_3