Effizienzvergleich Wasserstoffwirtschaft vs. Stromwirtschaft Christian Reinhold, B.Sc., 28.06.13

Effizienzvergleich Wasserstoffwirtschaft vs. Stromwirtschaft

Christian Reinhold, B.Sc., 28.06.13

Agenda

28.06.13 | Christian Reinhold, B.Sc. | Effizienzvergleich Wassertoffwirtschaft zu Stromwirtschaft | Folie 2

• Physik und Technik der Drehstrom-Hochspannungsübertragung

• Energetische und Kostenbasierte Untersuchung der Stromwirtschaft

• Energetische und Kostenbasierte Untersuchung der Wasserstoffwirtschaft

• Effizienzvergleich Stromwirtschaft zu Wasserstoffwirtschaft

• Schlussbemerkungen

Prinzipschaltung Hochspannungsübertragung


GU VU VR

Hochspannungs-transformator Leitung

Mittel-,Niederspannungs-transformator

𝑒− 𝑒− 𝑒−

𝑒−𝑒−𝑒− I



GU VU VR



I

VStreckeG EEE

ElektrischerSpeicher

Schalter: aus



GU VU VR



I


Schalter: ein

𝑒− 𝑒− 𝑒− 𝑒−

𝑒−𝑒−𝑒−

VI

SI

(geladen)



GU VU VR



I


Schalter: ein

𝑒− 𝑒− 𝑒− 𝑒−

𝑒−𝑒−𝑒−

VI

SI

(geladen)SpeicherVStreckeG EEEE

Definition: Stromwirtschaft

StromwirtschaftStromwirtschaft ist ein Bestandteil der Energiewirtschaft, in der auf allen Ebenen mit Strom gehandelt und gewirtschaftet wird. Vorrangig zur Versorgung von Privat-Haushalten, Betrieben aller Art mit elektrischer Energie. Als Sekundärenergie wird dabei Strom genutzt.

Grundelemente der Stromwirtschaft sind:• Erzeugung von Strom

• Transport von Strom

• Speicherung von Strom


Prinzipschaltung Hochspannungsübertragung - Stromwirtschaft


GU VU VR



I


Schalter: ein

VI

SI

(geladen)SpeicherVStreckeG EEEE

Stromerzeugung

Stromtransport

Stromspeicherung

Stromwirtschaft heute


Stromerzeugungskosten und Wirkungsgrade

28.06.13 | Christian Reinhold, B.Sc. | Effizienzvergleich Wassertoffwirtschaft zu Stromwirtschaft |Folie 10

Erzeugungstyp Stromgestehungs- kosten in ct/kWh Wirkungsgrad in % Erzeugungstyp Stromgestehungs-

kosten in ct/kWh Wirkungsgrad in %

Steinkohle 9(2) 46(2) PV-Kleinanlagen (1300 kWh/m²/a)

14 - 16(1) 5-25 (abhängig vom Material)

Onshore-WEA (Back-up-Kosten,

Netzausbau u. Verluste)6 - 8(1) 50 PV-Freiflächen

(1300 kWh/m²/a)13 – 14(1) 5-25

(abhängig vom Material)

Offshore-WEA (Back-up-Kosten,

Netzausbau u. Verluste)

11 - 16(1) 50 Braunkohle 9(2) 46(2)

Solarthermisch. Kraftwerk 18(1) 15 Wasserkraftwerk 10 90

Biomasse 15(2) 40 GuD 8(2) 60(2)

Stromtransportkosten und Verluste Speicherkosten und Verluste


TransporttypStromtransport- kosten in ct/kWh (nur Verlustkosten)

Verluste in % Speichertyp Stromspeicher- kosten in ct/kWh Verluste in %

Freileitung 12 10 Pumpspeicher 5 20-30

Kabel 9 7,5 Lithium-Ion 15-20 10

GIL 7,8 6,5

HGÜ 6 5

Für Freileitung, Kabel und GIL wurden folgende Werte verwendet: 1000MVA, 1000km

Für HGÜ wurden Referenzprojekte verwendet (Desertec, NordNed)

Versorgung mit Strom – Energetische Betrachtung


aasas

1 kWh

𝜇=90%−95%

𝜇=80%

0,14 - 0,48 kWh

0,15-0,5 kWh

• Direkte Erzeugung von Strom -> hohes energetisches Niveau am Verbraucher• Verluste werden hauptsächlich durch Erzeugung und Transport verursacht• Speicher werden nur eingesetzt als Puffer und bei Überangebot (derzeit)

𝜇=46%

𝜇=15%

𝜇=50%

𝜇=40%

0,11 - 0,38 kWh

0,11 - 0,48 kWh

Versorgung mit Strom – Kostenbetrachtung


aasas15 ct/ kWh

𝜇=90%−95%

𝜇=80%

• Der Energiepreis am Verbraucher ist stark vom Erzeugungstyp und Transporttyp oder wahlweise Speichertyp

5-20 ct/ kWh

6-12 ct/ kWh

13-16 ct/ kWh

6-16 ct/ kWh

9 ct/ kWh 12-48 ct/ kWh

Versorgung mit Strom: Auswertung


Szenario Strecke Endenergie in kWh Kosten in ct/kWh

Max. Energie Wasser + HGÜ+ kein Speicher 0,855 16

PV: Max. Energie PV + HGÜ + kein Speicher 0,1425 21

Wind: Max. Energie Wind + HGÜ + kein Speicher 0,475 19,5

Bio: Max. Energie Biomasse + HGÜ+ kein Speicher 0,38 21

Min. Energie Solarthermie. + Freileitung. + Pumpspeicher 0,10125 35

Min. Kosten Wind + HGÜ + kein Speicher 0,475 13

Max. Kosten Solarthermie. + Freileitung. + Lithium-Ion 0,1215 47,5

• Wasserkraft mit Übertragung per HGÜ hat den besten Gesamtwirkungsgrad und geringe Kosten pro kWh• Es besteht keine Kopplung zwischen Gesamtwirkungsgrad und Kosten pro kWh• Speichernutzung haben sowohl negativen Einfluss auf den Wirkungsgrad als auch auf die Kosten• HGÜ verbessert den Gesamtwirkungsgrad um 1,6% im Vergleich zur GIL• HGÜ verbessert die Kostenbilanz um 22% im Vergleich zur Freileitung

Szenario Überangebot



Max. Energie Wasserkraft + HGÜ + Lithium-Ion 0,7695 33,5

Min. Kosten Wind + HGÜ + Pumpspeicher 0,3562 11

Min. Kosten Solarthermisch + HGÜ + Pumpspeicher 0,1069 11

Min. Kosten PV + HGÜ + Pumpspeicher 0,1069 11

• Kosten der Erzeugung für PV, Wind, Solarthermie 0 ct/kwh• Bedingung: Speicher muss eingesetzt werden• Wasserkraft in Verbindung mit HGÜ und Lithium-Ion-Batterien hat den höchsten Energetischen Wert• Wind, PV und Solarthermie können im Fall von Überangebot optimal mit HGÜ und Pumpspeicher verwendet werden

Versorgung mit Mobilität – Energetische Betrachtung


1 kWh

𝜇=40%

𝜇=90−95%

0,4 kWh

1 kWh

0,15-0,5 kWh 0,11-0,48 kWh 0,1-0,46 kWh

• Höheres Energetisches Niveau wenn der Verkehrssektor direkt über Elektromobilität realisiert wird• Besserer Umwandlungswirkungsgrad von elektrischer Energie-> Mechanischer Energie

Versorgung mit Mobilität – Kostenbetrachtung


8,55 ct/kWh

13,68 – 28,55 ct/kWh

17,84 ct/kWh(E85)

6-16 ct/kWh 14,4 - 52,8 ct/kWh

• Sehr hohe Kostenschwankungen bei Elektromobilität• Verbesserung möglich durch günstige Erzeugung und nicht Inanspruchnahme des Speichers

15 ct/ kWh

13-16 ct/ kWh

6-16 ct/ kWh

9 ct/ kWh

5-20 ct/ kWh

6-12 ct/ kWh

12-48 ct/kWh

Energetische/Kostenbasierte Auswertung und Szenario Überangebot


Szenario Strecke Endenergie in kWh Kosten in ct/kWhMax. Energie Wasser + HGÜ+ kein Speicher 0.7695 17,6

Min. Kosten Wind + HGÜ + kein Speicher 0,4275 14,3

Überangebot (max. Energie)

Wasserkraft + HGÜ + Lithium-Ion 0.6926 36.85

Überangebot (min. Kosten) PV + HGÜ + Pumpspeicher 0.3206 12.1

- Gas 0,4 13,68- E85 0,4 28,55

• Ergebnisse ähnlich Analyse „Versorgung mit Strom“• Durch Umwandlung in mechanische Energie wird der Gesamtwirkungsgrad um 10% gesenkt und die Kosten nehmen in Durchschnitt um 1,2 ct/kWh zu• E-Mobility zeigt eine Konkurrenzfähigkeit im Vergleich zu Gas und E85 besonders bei Überangebot

Stromwirtschaft heute + Integration Wasserstoffwirtschaft


Wasserstofferzeugungskosten und Wirkungsgrade


Erzeugungstyp Stromgestehungskosten in ct/kWhH2 Wirkungsgrad in %

Dampfreformierung 2,64(3) 70(3)

Biomassevergasung 2,40(3) 67(3)

Elektrolyse 6,50(3) 70(3)

Kohlevergasung 1,22(3) 57(3)

IGCC1,39(3) (H2) 50(3)

2,00(3) (Strom) 10(3)

Wasserstofftransportkosten und Speicherkosten und Verluste Verluste


TransporttypH2-transport- kosten in ct/kWh (nur Verlustkosten)

Verluste in % Speichertyp Stromspeicher- kosten in ct/kWh Verluste in %

Pipeline 0,58(3) 0,01 Druckspeicher 23 30(3)

Trailertransport 0,76(3) 0,03 Gas-Kavernen 22 20(3)

Flüssigspeicher 23 55(3)

Hybridspeicher 1,2 11,5

Pipelinetransport: 1000MVA, 1000kmFür Trailertransport wurde ein Kraftstoffverbrauch von 350l/1000km angesetzt

Versorgung mit Strom – Energetische Betrachtung


𝜇=99.7%−99.9%

𝜇=45%−80%

𝜇=40%

0,08-0,7 kWh

0,036 – 0,56 kWh

0,08-0,7 kWh 0,014-0,28 kWh

• Aufgrund der Umwandlungsverlusten hat man energetische Nachteile Gegenüber Stromwirtschaft

𝜇=70%

𝜇=67%

𝜇=70%

𝜇=57%

𝜇=50%

0,11-0,48 kWh

Versorgung mit Strom – Kostenbetrachtung


𝜇=99.7%−99.9%

𝜇=60%

𝜇=40%2,64 ct/kWh

18,8 – 72,1 ct/kWh

1,8 – 54,55ct/kWh 17,8 – 89,7 ct/kWh2,4 ct/kWh

6,5 ct/kWh

1,22 ct/kWh

1,39 ct/kWh

12 – 48 ct/kWh

1,22 – 54,5ct/kWh

• Durch günstige Produktion von H2 können Kostenvorteile gegenüber Stromwirtschaft entstehen• Elektrolyse-BZ wird bei regenerativ gespeicherten Strom unwirtschaftlich

Versorgung mit Strom: Auswertung



Max. Energie Wasser -> Elektrolyse -> Pipeline -> BZ 0,2515 (70,6%) 33.08(107%)

PV: Max. Energie/ Min. Kosten PV -> Elektrolyse -> Pipeline -> BZ 0,0419 (70,6%) 38,08 (81%)

Wind: Max. Energie/ Min. Kosten Wind -> Elektrolyse -> Pipeline -> BZ 0,1397 (70,6%) 30,08 (55%)

Bio: Max. Energie/ Min.Kosten Biovergasung -> Pipeline -> BZ 0,2677 (30%) 18,98 (10%)

Min. EnergiePV -> Freileitung -> Pumpspeicher -> Elektrolyse -> Trailertransport

-> Flüssigspeicher -> BZ0,0127 (87%) 76,76 (119%)

Min. Kosten Kohlevergasung -> Pipeline -> BZ 0,2278 (52%) 17,8 (37%)

• Die Umwandlung von Strom aus Wasserkraft wäre eine akzeptable Möglichkeit Wasserstoff zu erzeugen• Mit Hilfe der Biovergasung entsteht ein Kostenvorteil von ca. 10%• Im Allgemeinen entsteht ein unwirtschaftlicher Energieverlust sowie Kosten aufgrund der Umwandlungsverluste in der Elektrolyse

Versorgung mit Strom: BZ - KWK


Versorgung mit Strom: BZ-KWK


• Abhängig von der Betriebstemperatur kann BZ in Fernwärmenutzung und Nahwärmenutzung einteilen

BZ Betriebstemperatur Fernwärmenutzung Nahwärmenutzung

AFC 60-120 °C - x

PEMFC 60-90 °C - x

PAFC 170-220 °C - x

DMFC 80-130 °C - x

MCFC 620-660 °C x -

SOFC 800-1000 °C x (Quelle: [4])

Versorgung mit Strom: Auswertung mit KWK



Max. Energie Wasser -> Elektrolyse -> Pipeline -> BZ 0,566 (33,8%) 33.08(107%)

PV: Max. Energie/ Min. Kosten PV -> Elektrolyse -> Pipeline -> BZ 0,094 (34%) 38,08 (81%)

Wind: Max. Energie/ Min. Kosten Wind -> Elektrolyse -> Pipeline -> BZ 0,3143 (33,8%) 30,08 (55%)

Bio: Max. Energie/ Min.Kosten Biovergasung -> Pipeline -> BZ 0,60 (58%) 18,98 (10%)

Min. EnergiePV -> Freileitung -> Pumpspeicher -> Elektrolyse -> Trailertransport

-> Flüssigspeicher -> BZ0,028 (72%) 76,76 (119%)


• Mit KWK von BZ kann man den Wirkungsgrad auf nahezu 90% erhöhen• Dies bewirkt eine Verbesserung des Gesamtwirkungsgrades so, dass die Bio- und Kohlvergasung eine alternative zur Stromwirtschaft darstellen

Energetische/Kostenbasierte Auswertung und Szenario Überangebot/Speicherung



Max. Energie Wasser -> Elektrolyse -> Pipeline -> Kavernen -> BZ 0,45 (41,5%) 55,08 (64%)

Min. Kosten PV -> Elektrolyse -> Pipeline -> Kavernen -> BZ 0,075 (30%) 45,08 (310%)

Min. Kosten Wind -> Elektrolyse -> Pipeline -> Kavernen -> BZ 0,2515 (30%) 45,08 (310%)

• Sowohl Verschlechterung der Energiewerte als auch Kostenwerte• Kostenexplosion bei der Verwendung von Wind- und PV-Strom• Alternativen könnten trotzdem interessant sein aufgrund der Möglichkeit eines Langzeitspeichers

Versorgung mit Mobilität


Energetische/Kostenbasierte Auswertung und Szenario Überangebot



Max. Energie Wasser -> Elektrolyse -> Pipeline -> BZ 0.197 (74%) 33,08 (90%)


Überangebot (max. Energie)

Wasserkraft -> Elektrolyse -> Pipeline -> Kavernen -> BZ 0,158 (77%) 55,08 (50%)

Überangebot (min. Kosten)

PV -> Elektrolyse -> Pipeline -> Kavernen -> B 0,0255 (92%) 45,08 (272%)

- Gas 0,4 13,68- E85 0,4 28,55

• Im Vergleich zur E-Mobility zeigt die Versorgung mit Wasserstoff sowohl energetisch als auch kostenorientiert Nachteile• Ohne ausreichende Weiterentwicklung der Wasserstofftechnologien kann eine Versorgung des Verkehrssektors mit Wasserstoff nicht wirtschaftlich sein

Zusammenfassung


• Eine gesamte Umstellung von der Stromwirtschaft zur Wasserstoffwirtschaft ist nicht sinnvoll

• Im Bereich der Biomassevergasung und bei Überangebot von regenerativen Strom kann die Wasserstoff sowohl energetisch als auch kostenbasiert effizient eingesetzt werden (siehe Tetzlaff)

• Da es keine elektrische Lösung des Speicherproblems bis jetzt gibt könnte das Gasnetz als Puffer und Speicher genutzt werden

• Durch KWK von Brennstoffzellen kann der Gesamtwirkungsgrad erheblich gesteigert werden

• Die Umstellung auf Pipeline-Transport ist nur dann sinnvoll wenn die gesamten Umwandlungsverluste/kosten geringer sind als die Übertragungsverluste/Kosten von DHÜ/HGÜ etc.

Literaturverzeichnis


[1] „Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien Mai 2012“, Frauenhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE[2] „Stromerzeugungskosten im Vergleich“, Working Paper, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung[3] „Integration einer Wasserstoffwirtschaft in ei nationales Energiesystem am Beispiel Deutschlands“, Fortschritt-Berichte VDI, Michael Ball, Kalrlsruhe

Documents

Effizienzvergleich Wasserstoffwirtschaft vs. Stromwirtschaft Christian Reinhold, B.Sc., 28.06.13