Gas im zukünftigen Energiesystem

Gas im zukünftigen Energiesystem
Prof. Dr.-Ing. Klaus Heikrodt
DVGW Deutscher Verein des
Gas- und Wasserfaches e. V.
Agenda
Erdgas heute
Wärmesektor
Gasinfrastruktur in dem Energiekonzept
Gasnetz als Stromspeicher
Power to Gas
Energieversorgung mit Kraft-Wärme-Kopplung
Zukünftige Energieversorgung und Gasinfrastruktur
Gasnetz und Gasspeicher

Über 500.000 km Netzlänge

18 Mio. Wohnungen sind gasbeheizt
(50% des Bestandes)

Das Gasnetz transportiert ca. 1.000 TWh
Energie jährlich.
Das Stromnetz hingegen ca. 540 TWh
jährlich.

Ca. 22 % der jährliche Gasmenge (224 TWh)
werden in 47 Untertagespeichern als
Arbeitsgas vorgehalten. Diese Kapazität wird
bis 2020 auf 30 % ansteigen;
die Pumpspeicherwerke speichern 0,004
TWh.

Gasnetzlänge [km]
Speicherkapazität
[Mio. m³]
Die rechnerischen Speicherreichweiten liegen
beim Gas bei 2.000 h, beim Strom bei 0,6 h.
Quelle: BDEW
Erdgasverbrauch Deutschland
Quelle: BDEW, AGEB, *vorläufig
Endenergieverbrauch Haushalte
Zukünftig: Verschiebung in Richtung höherer
Strombedarf und niedrigerer Wärmebedarf
Quelle: AGEB, BDEW, Stand 04/2014
Beheizungsstruktur
Bestandsgebäude
Neubau
Entwicklung des häuslichen Energiebedarfs
Die Kraft-Wärme-Kopplung mit Gas ist eine
strategische Option mit hohen Gesamteffizienzen.
Brennstoffzellen sind dabei die Spitzentechnologie.
Energiewende: Zielsetzung im Energiekonzept 2010
Quelle: BMWI
DVGW Innovationsoffensive:
Szenarien zur Bewertung der Energieversorgung
Trend
Energiekonzept
Innovationsoffensive Gas
 Fortschreibung der aktuellen
politischen Instrumente zur
gebäudeseitigen Sanierung
 Implementierung der gebäudeseitigen Maßnahmen des
Energiekonzepts
 Maßnahmen wie Trend
 Effizienzstandards EnEV 2009
 Verschärfung der Effizienzstandards
der EnEV in 2013 und 2020
um je 30 %
 Effizienzstandards wie Trend
 Sanierungsrate von 1 %/a mit
moderater Erhöhung ab 2030
auf 1,5 %/a bis 2050
 Verdopplung der Sanierungsrate
und Effizienz ab 2015
 Sanierungsrate von 1 %/a mit
Erhöhung ab 2020 auf 1,5 %/a
 Verstärkte Nutzung von gasförmigen EE
 Erneuerungszyklus von
Heizungssystemen von 25 a
Referenzszenario
 Erneuerungszyklus von
Heizungssystemen von 25 a
Fokus: Gebäudesanierung
 Erhöhte Nutzung gasbasierter
Heizungssysteme mit verkürztem
Erneuerungszyklus von 20 a
Fokus: moderne Energietechnik u. Gebäudesanierung
Integration von Erneuerbaren Gasen
Energetischer Anteil1) Erneuerbarer Gase
am Gasgemisch
2030
2050
Trend:
3,1%
Energiekonzept:
13,2%
Innovationsoffensive: 18,1%
1)
5,9%
32,8%
46,7%
bez. auf Brennwert Hs
Voraussetzung der CO2-Minderung ist ein
hoher Anteil regenerativer Gase im Netz
Entwicklung der spezifischen CO2-Emissionen
Bezugsbasis:
• Brennwert des Gasgemisches HS
• Direkte Emissionen in
Wohngebäuden
• Integration von
Bioerdgas, Synthetisches Erdgas
und Wind-Wasserstoff/Methan
Die Beimischung von Bioerdgas und anderen Erneuerbaren Gasen kann die
spez. CO2-Emissionen im Gasgemisch bis zum Jahr 2050 um 47 % senken
Ergebnisse der DVGW Innovationsoffensive Gas:
Energieverbrauch für Raumwärme und Warmwasser




CO2 intensive Energieträger werden verdrängt
Solar und Umweltwärme haben unverändert starkes Wachstum
Stärkung der Erneuerbaren Gas (Biogas, SNG)
Speicherung von Wind/PV-Strom im Gasnetz
Ergebnis Studie DVGW Innovationsoffensive Gas

Das Ziel der Bundesregierung einer Reduktion von – 80% der CO2Emissionen bis 2050 geg. 1990 wird in den Szenarien Energiekonzept
und der Innovationsoffensive Gas erreicht.

Das Szenario Innovationsoffensive Gas bietet deutliche Kostenvorteile
gegenüber Energiekonzept bei gleichem CO2-Emissionsniveau im Jahr
2050.

Der vermehrte Einsatz von Mikro-KWK-Anlagen in der
Innovationsoffensive Gas führt zu einer Stromerzeugung von
25 TWh im Jahr 2050.

Im Szenario Innovationsoffensive Gas werden Maßnahmen der
Gebäudesanierung mit hocheffizienten Technologien zur Wärme- und
Stromerzeugung in den Gebäuden optimal verknüpft.
Elektrische Residuallast
Quelle: DVGW Innovationsoffensive, Wuppertal Institut
Mit Gasnetz:
Nutzung des gesamten regenerativen Stroms
1. Strombedarf
2. Loadmanagement
kommt an Grenzen
3. Grenzen des
Netzausbaus
4. Überproduktion:
Abschaltung von EEAnlagen
5. Glättung der Spitzen =
vollständige Nutzung
des regenerativen
Stroms
Speichertechnologien
Quelle: DVGW, DBI, Forschungszentrum Jülich
Speicherung von Strom, Power to Gas, Gas to Power
Die Schnittpunkte der Transportnetze Erdgas und
Strom eignen sich als Standorte für die Produktion
und Einspeisung von Wasserstoff.
Erdgasspeicher
Erdgastransportnetz > 60 bar
Stromnetz 220 kV
Stromnetz 380 kV
Wasserstoff im Erdgas
DVGW Arbeitsblätter G 260 und G 262

H2 Gehalt im einstelligen Prozentbereich ist in vielen Fällen unkritisch.
Derzeitige Einschränkungen:

Tanks in Erdgasfahrzeugen: nach DIN 52624 Grenzwert 2 Mol-% (F&E sowie
juristischer Klärungsbedarf)

Gasturbinen mit schadstoffarmen Vormischbrennern: Herstellerangaben
teilweise <10 Mol-% (F&E sowie juristischer Klärungsbedarf)

Poren (Kavernenspeicher), (F&E-Bedarf) (Sulfatreduzierende Bakterien: H2S
Produktion in Untertageporenspeicher)

Einige Prozessgaschromatografen können Wasserstoff nicht analysieren
(technische Lösung bekannt und verfügbar)
Power to Gas, Elektrolyse
Alkalische Elektrolyse

Technologie mit hoher Verfügbarkeit, Stand der Technik, als Elektrolyt wird eine
25-%ige KOH-Lösung eingesetzt. Einzelmodule für H2 Produkte bis zu 760
m³/h (NTP) kommerziell erhältlich (z. B. Assuan-Staudamm 33 000 m³/h H2).

Intermittierenden Betrieb möglich (Teillastbetrieb zwischen 20 – 100 %,
Überlast bis 150 %) Nutzung von Wärmeauskopplung
PEM Elektrolyse

Hoher Flächenbedarf da geringe spezifische Leistungsdichte
(Beispielanlage 10 MW / 2.000 m³/h H2 (NTP) – ca. 1.400 m² Fläche).

Atmosphärische Elektrolyse mit großen Leistungen heute bereits verfügbar.

Erste Druckelektrolyseure (~ 30 bar Ausgangsdruck) sind verfügbar.
Druckelektrolyseur mit 60 bar in Erprobung.
Effizienz der Speicherungen
Wasserstoffeinspeisung
Quelle: DVGW, DBI
Methaneinspeisung
Pumpspeicherkraftwerk
Methanisierung
 Die CO-Methanisierung ist Stand der Technik.
 Reaktorkonzepte sind für die CO-Methanisierung auf die CO2-Methanisierung
übertragen und optimieren.
 Demonstrationsanlagen für die CO2-Methanisierung (für CO-Methanisierung
optimierte Festbettreaktoren) sind im Test (z.B. Audi in Werlte).
Rückverstromung
o
Gas- und Dampfkraftwerke
o
Gasturbinen KW
o
Dezentrale KWK-Systeme mit intelligenter Abwärmenutzung
Daraus entwickeln sich die neuen Anforderungen an die Kraft-Wärme-Kopplung
o
Stromoptimierte Fahrweise zur Ausregelung der regenerativen
Stromquellen, Integration in Smart Grid Systeme
o
Intelligente Abwärmenutzung mit Substitution heutiger
Stromanwendungen
o
Stromerzeugung mit vergleichbarem elektrischen Wirkungsgraden
wie Gaskraftwerke
o
Anteil der KWK an der regelbaren Stromerzeugung in 2050 bis zu
63% möglich
Gebäudedämmung vs. Kraft-Wärme-Kopplung
 Mit zunehmender Senkung der
Transmissionsverluste gewinnen die
Lüftungswärmeverluste an Bedeutung.
 Eine zusätzliche Dämmung erzielt
kaum noch Wirkung.
 Zusätzlich Primäreinsparungen werden
durch die KWK erreicht. Entscheidend
ist ein hoher elektrischer Wirkungsgrad.
Quelle: RWTH Aachen
Gas in einer zukünftigen Wärmeversorgung
1.
Biogas als grundlastfähige regenerative Energie
2.
Aufnahme und Speicherung von Wasserstoff / synthetischem
Methan im Gasnetz zur Stabilisierung der Stromnetze und zur
Erreichung der Ziele der Energiewende
3.
Stromoptimierte (stromgeführte) Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) mit
hoher Effizienz zur Ausregelung von Windenergie und Photovoltaik
4.
Intelligente Nutzung der Abwärme aus dezentraler KWK zur
Reduzierung des Isolationsaufwandes von Gebäuden und zur
Substitution von Stromapplikationen zur Wärmeproduktion
Energieversorgung durch Gas und Strom
Das Gasnetz ist schon weit
ausgebaut und ist per Definition ein
Energiespeicher und Energieverteiler.
Durch Verbund beider Energienetze
auf mehrere Ebenen in beide
Richtungen kann man mit schon
geprüfter Technologie ein effizientes,
robustes und volkswirtschaftlich
günstiges Energieversorgungssystem schaffen.
Kernenergie
Kohle
Strom
CO2
Gas
Erdgas
Wasserstoff / Methan
Erneuerbare Energien,
Wind, Photovoltaic
GuD-Kraftwerke
Synthetisches Gas
(Methanisierung)
70'000
PV
Wind-Onshore
Wind-Offshore
60'000
50'000
Wasserstoff
40'000
30'000
20'000
10'000
Biogas
-Gülle, NAWARO
-Biomasse, Holz
0
1
501
1001 1501 2001 2501 3001 3501 4001 4501 5001 5501 6001 6501 7001 7501 8001 8501
BHKW
Durch die weitere Ausbau und
Einspeisung von Biogas, Wasserstoff
und syn. Methan wird Gas als
Energieträger noch attraktiver und
unverzichtbar.
Kraft-Wärme-Kopplung
Nutzung von elektrischer Energie und Wärme
Gasinfrastruktur
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit
Thank you for your attention
Prof. Dr.-Ing. Klaus Heikrodt
DVGW Deutscher Verein des
Gas- und Wasserfaches e. V.
DVGW
www.dvgw.de

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