Den Technologien der Elektrolyse und der Methanisierung von Wasserstoff, welche aktuell unter dem Titel Power-to-Gas in der gesamten Energiewirtschaft diskutiert werden, wird großes Potential zugeschrieben. Einerseits erwartet man, damit erneuerbaren Strom in erneuerbares Gas zu verwandeln und grünen Strom damit speichern zu können. Andererseits möchte man die Power-to-Gas Anlagen zu einem Dienstleister des Stromnetzes machen, der Überangebote - auch bei volatilem Aufkommen – lokal in der Nähe der Erzeuger oder auch überregional über das bestehende Stromleitungsnetz abbauen zu können. Überdies kann der Elektrolysewasserstoff und SNG wieder verstromt werden und damit auch eine positive Netzstütze darstellen. Im Rahmen dieser Studie wurden Energieverwertungspfade erstellt, die versuchen, alle eingangs erwähnten Situationen praxisgerecht abzubilden. Dabei wurde vor allem darauf Wert gelegt, dass bestehende Infrastruktur und Technologien mit einbezogen werden. Als Grundlage für eine wirtschaftliche Betrachtung der Pfade wurden Strombörsepreise aus dem Jahr 2011 herangezogen. Großes ökonomisches Potential von Power-to-Gas liegt in der Entwicklung der Marktpreise hin zu volatilerem Vorkommen und extremeren Preissituationen. Dies wurde durch Variation der Strommarktpreise in Sensitivitätsanalysen abgebildet. Damit kann eine Entwicklung bei veränderten Marktbedingungen der jeweiligen Verwertungspfade abgeschätzt werden.

Textprobe: Kapitel 2, Methodik: Das Anwendungsfeld von Power-to-Gas Energiesystemen wird heute vor allem medial (Energieversorger bis Interessensvertretungen der Gasbranche) aber auch wissenschaftlich (zB. Fraunhofer Institut) und in der Privatwirtschaft breit dargestellt. Die Systemimplementierung reicht von kurzfristigem Ausgleich von Überlasten im Stromnetz über langfristiger Energiespeicherung in unterirdischen Gasspeichern bis zur umweltschonenden Mobilität. Im Folgenden werden mögliche Verwertungspfade aus heutiger Sicht dargestellt und mit den aktuell bekannten technischen Anlagenkennzahlen aus Sicht der Energieumwandlung betrachtet. Dazu dienen im Allgemeinen die aus der Literatur erhältlichen energetischen Wirkungsgrade als Kennzahlen für die Berechnung der Verluste der jeweiligen Energieumwandlung. Die Verwertungspfade setzen sich dabei aus bestehenden, erprobten Anlagenkomponenten (zB. Gasturbinen, BHKWs, etc.) und neuen Anlagenkomponenten der Power-to-Gas Technologie (Elektrolyseure, Brennstoffzellen, Methanisierungsreaktoren) zusammen. Dabei muss festgehalten werden, dass zwar für die bestehenden Anlagenkomponenten realistische technische Spezifikationen vorhanden sind, jedoch für die Anlagenteile der Power-to-Gas Technologie die technischen Spezifikationen teilweise große Abweichungen aufweisen. Deren Wirkungsgrade wurden aus diversen Literaturstellen entnommen und aufgelistet (siehe Tabelle 16, Seite 48). In den Berechnungen der Verwertungspfade wurden teilweise Durchschnitte der Angaben herangezogen und jeweils darauf hingewiesen. Grundsätzlich wurde als Anlagengröße ein Elektrolyseur der Größe 2 MW angenommen, da diese Leistungsgröße bereits als Stack beispielsweise bei der Firma Enertrag HyTec GmbH verfügbar ist (Joule, 2012). Die Leistung einer etwaigen weiteren technischen Energieverwertung (Methanisierung, thermisches Kraftwerk, etc.) wurde dann entsprechend einer wirtschaftlichen Berechnung anhand aktueller Marktpreise für Strom, Treibstoff und Wärme angenommen. Die Leistungsgröße der Elektrolyse wie auch der weiteren Verwertungseinheiten wurde teilweise aufgrund wirtschaftlicher Einflüsse variiert. Dies wurde beim jeweiligen Verwertungspfad angemerkt. Zur wirtschaftlichen Untersuchung wurde im ersten Schritt ein fiktives Betriebsergebnis aus dem Betrieb der Anlage ohne Abschreibungsaufwände, und Anlagenbetriebskosten ermittelt um eine vergleichende Abschätzung der Pfade anstellen zu können. Eine realistische, detailgetreue Abschätzung der Betriebskosten, Service- und Wartungskosten, Versicherungskosten, Personalkosten, Integrationskosten und Kosten weiterer zusätzlicher Betriebsaufwände konnte aus der gegebenen Literatur und aufgrund der nicht verfügbaren Erfahrungen der Technologie nicht seriös abgeschätzt werden. Referenzanlagen befinden sich überwiegend im Forschungsstadium. Eine Auflistung der Projekte zum heutigen Zeitpunkt findet sich im Anhang A.1 auf Seite 76. Zur Optimierung der Anlagenbetriebsstunden wurde jeweils bei den Verwertungspfaden eine Idealisierung der Betriebsstunden mittels Excels Solver mit Variation der Grenzstrompreise für die Erzeugungs- und gegebenenfalls Verbrauchseinheiten durchgeführt. Dabei wurde eine Maximierung des Jahresbetriebsergebnisses durch Variierung des Grenzstrompreises vorgegeben. In Fällen eines exponentiellen Anstiegs wurde jedoch die Anschlussleistung für die Verbrauchseinheit limitiert. Ursache dafür ist ein Anstieg des Ergebnisses parallel mit einer Maximierung des Grenzpreises der Verbrauchseinrichtung. Dies führt jedoch dazu, dass die Verbrauchseinrichtung nur noch in sehr wenigen Hochpreisstunden laufen würde und damit deren Leistung unrealistisch groß sein müsste. Zur detaillierteren Betrachtung der ökonomischen Rahmenbedingungen wurden im nächsten Schritt die Investitionskosten der Anlagentechnologien mit einer angenommenen Vergleichs-Anlagenlaufzeit von 15 Jahren in die Berechnung mit einbezogen. Daraus wird ein fiktiver Barwert als Vergleichsgröße und Relation des jährlichen Betriebsergebnisses als Differenz der Aufwände und Erlöse ermittelt. Die Abschätzung der Investitionskosten wurde ebenfalls aus vorhandener Literatur gesammelt und teilweise Mischwerte herangezogen. Für bestehende Technologien konnten die Kosten recht detailliert angenommen werden, für den Teil der Power-to-Gas Komponenten ist wieder eine deutliche Spreizung ersichtlich. Die Investitionskosten sind in Tabelle 11 auf Seite 33 ersichtlich. Die Betrachtung der Betriebsergebnisse dient in erster Linie zur vergleichenden Abschätzung der ökonomischen Sinnhaftigkeit der einzelnen Verwertungspfade. Im dritten Schritt wurde eine zeitliche Komponente als Veränderung der Marktsituation am Strommarkt mittels einer Sensitivitätsanalyse mit einbezogen. Diese ist für die Wirtschaftlichkeit der Systeme von erheblicher Bedeutung. Es wurden vier Strompreisszenarien erstellt und Betriebsergebnisse im Verhältnis zu den tatsächlichen eingangs verwendeten Marktdaten von 2011 ermittelt. Damit kann eine deutlichere Aussage über die wirtschaftliche Situation der Pfade getroffen werden. Die erstellten Szenarien sollen die Entwicklung der Marktpreise der letzten Jahre aufgreifen und in jeweiliger Ausprägung weiterführen. Sie sind in Kapitel 5.1 auf Seite 53 aufgelistet. 2.1, Rechtliche Rahmenbedingungen: Die rechtlichen Voraussetzungen für die Umsetzung von Power-to-Gas Projekten sind in Deutschland bereits weiter vorangeschritten als in Österreich. In den meisten zugehörigen Gesetzen wurden wasserstoffbasierte Technologien bereits berücksichtigt. 2.1.1, Österreich: 2.1.1.1, Elektrzitätswirtschafts- und –organisiationsgesetz 2010 – 6/2013: In der aktuellen Fassung des Elektrizitätswirtschafts- und –organisationsgesetzes 2010 wird der Power-to-Gas Technologie eine Übergangsbestimmung in § 111,3 zuerkannt. Pumpspeicherkraftwerke und Anlagen zur Umwandlung von Strom in Wasserstoff oder synthetisches Erdgas, die erstmals nach Inkrafttreten dieser Bestimmung bis Ende 2020 in Betrieb genommen werden, haben keine der für den Bezug elektrischer Energie bis Ende 2020 verordneten Netznutzungsentgelte und Netzverlustentgelte zu entrichten. (Elwog 2013) 2.1.1.2, ÖVGW G31 und G33: Eine Einspeisung von synthetischem Methan in das Erdgasnetz ist derzeit noch durch die ÖVGW Richtlinien G31 und G33 ohne weitere Konditionierung des Gases aufgrund der vorgegebenen Grenzwerte nicht möglich. Die Richtlinie G31 fordert einen maximalen CO2 Gehalt von 2 % und einen maximalen H2 Gehalt von 4 % Die Richtlinie G33 fordert einen minimalen CH4 Gehalt von 96 % (Bruyn 2012). 2.1.1.3, Weitere Einflussgrößen: Der Betrieb von Power-to-Gas Systemtechnologien ist – abhängig von der jeweiligen Systemintegration - aus ökonomischer Sicht noch von weiteren Einflussgrößen abhängig. Dazu zählen (Bruyn 2012): - Systemnutzungsentgelte - Ökostrompauschale und Ökostromförderbeitrag - Elektrizitätsabgabe - Gebrauchsabgabe - Gas-Systemnutzungsentgelte - Erdgasabgabe 2.1.2, Deutschland: In Deutschland wurden zur Förderung der Power-to-Gas Energieverwertung bereits einschlägige rechtliche Rahmenbedingungen vorbereitet. 2.1.2.1, Energiewirtschaftsgesetz EnWG: In den einschlägigen Gesetzen wurden bereits mehrere Anpassungen vorgenommen. Mit deren Novellen treten diese in Kraft und bereiten Power-to-Gas Anlagen den Weg zur Marktreife (Müller 2012). Dabei wird synthetisches Gas in erster Linie rechtlich jenen Bedingungen für Biomethan aus Biogas gleichgestellt. In den Begriffsbestimmungen des EnWG wurde Elektrolyse-Wasserstoff explizit als Biogas definiert. Biogas: Biomethan, Gas aus Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Grubengas sowie Wasserstoff, das durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes Methan, wenn der zur Elektrolyse eingesetzte Strom und das zur Methanisierung eingesetzte Kohlendioxid oder Kohlenmonoxid jeweils nachweislich weit überwiegend aus erneuerbaren Energiequellen im Sinne der Richtlinie 2009/28/EG (ABl.L 140 vom 5.6.2009, S. 16) stammen. (EnWG 2013) Des Weiteren ist nach Maßgabe des EnWG § 118,6 Elektrolyse-Wasserstoff von Einspeiseentgelten in das Gasnetz befreit (EnWG 2013).

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Dipl.-Ing. Ing. Martin Kirchmayr, B.A. wurde 1985 in Wels geboren. Sein Studium der Europäischen Energiewirtschaft an der Fachhochschule in Kufstein/Tirol schloss der Autor 2009 mit akademischen Grad des Bachelor of Arts in Business ab. Seither ist er beruflich in der Gaswirtschaft tätig. Seine berufliche Expertise umfasst vor allem die Thematik der erneuerbaren Gaswirtschaft. 2013 schloss der Autor nebenberuflich das Studium des Energie- und Umweltmanagement an der Fachhochschule Burgenland mit dem akademischen Grad Dipl.-Ing. ab. Branchenübergreifend beschäftigt sich der Autor mit den Auswirkungen der Erneuerbaren Energien auf bestehende Infrastrukturen.