Volkswirtschaftliche Relevanz von Power-to-Gas für das zukünftige Energiesystem
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8. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
Volkswirtschaftliche Relevanz von Power-to-Gas für
das zukünftige Energiesystem
Robert Tichler
Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz; Altenberger Straße 69, 4040 Linz,
Tel. +43 70 2468 5659; E-mail: tichler@energieinstitut-linz.at; www.energieinstitut-linz.at
Kurzfassung:
Die verstärkte Integration volatiler erneuerbarer Energieträger eruiert eine erhöhte
Herausforderung zu neuen Flexibilisierungsoptionen im Energiesystem. Eine Möglichkeit, die
Problematik der heterogenen Energieproduktion von Wind- und Solarenergie in den Griff zu
bekommen, stellt eine Forcierung der Energiespeicherung dar. Hierbei existiert aktuell eine
überschaubare Anzahl an Speicherformen für elektrische Energie, deren simultane
Forcierung aus systemischer Sicht zu betreiben ist. Sofern eine chemische Speicherung der
elektrischen Energie in Form von gasförmigen Stoffen wie Methan oder Wasserstoff
durchgeführt wird, spricht man von „Power-to-Gas“. Die Power-to-Gas-Technologien bzw.
Systeme befinden sich im Moment am Beginn ihres Entwicklungsstadiums. Einzelne Pilot-
und Demonstrationsanlagen wurden bereits in unterschiedlichen Größenordnungen realisiert
bzw. konzipiert.1 Es ist im aktuellen Technologiestadium auch von zentraler Bedeutung,
bereits zu Beginn der Technologieentwicklung auch die optimale Ausgestaltung des
durchaus flexibel anwendbaren Systems zu eruieren und somit detaillierte systemische und
volkswirtschaftliche Analysen durchzuführen.
In der folgenden Kurzanalyse erfolgt eine Darstellung des flexiblen Instruments des Systems
Power-to-Gas mit den spezifischen systemischen und volkswirtschaftlichen Bedeutungen.
Zudem erfolgt eine kompakte Bewertung der langfristigen Wettbewerbskompatibilität des
Power-to-Gas-Systems im mitteleuropäischen Energiesystem sowie der volkswirtschaftlichen
Notwendigkeit des Systems auf Basis bereits durchgeführter Studien des Autors des
vorliegenden Papiers. Hierzu werden aktuelle Studien herangezogen, um die bestehenden
Alternativen zur langzeitigen Strom- bzw. Energiespeicherung zu quantifizieren. Neben den
alternativen Speichersystemen werden zudem als Benchmark alternative Ausbaukosten für
die zukünftige Stromnetzinfrastruktur herangezogen. Als Konsequenz werden somit die
aktuellen betriebswirtschaftlichen Kosten von Power-to-Gas inklusive der Kostenprognosen
(auf Basis von Lernkurven und Skaleneffekten) ergänzt durch die volkswirtschaftlichen
Auswirkungen. Dadurch kann die übergeordnete Relevanz der Systemlösungen über einen
direkt betriebswirtschaftlichen bzw. komparativ-statischen Effekt hinaus bewertet werden.
Der Schwerpunkt der quantitativen Analyse liegt in diesem Papier auf der Gewinnung von
synthetischem Methan. Diese stellt keine Wertung der Technologie dar – der Produktion von
Wasserstoff im Power-to-Gas-System ohne Methanisierung wird eine zentrale Rolle in
Zukunft zukommen.
Keywords: Power-to-Gas, Energiespeicherung, Volkswirtschaft, Energiesystem
1
Vgl. hierzu etwa Gahleitner (2012).
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1 Definition und Abgrenzung des Systems Power-to-Gas 2
Das System Power-to-Gas umfasst im weitesten Sinn alle Technologien und Prozesse, in denen
aus elektrischer Energie ein gasförmiger Energieträger erzeugt wird. Die Umwandlung
beschränkt sich im Begriff Power-to-Gas somit auf die Erzeugung von Wasserstoff sowie von
Methan – andere Umwandlungsformen von elektrischer Energie zu Kohlenwasserstoffen (wie
beispielsweise zu Methanol) sind eher dem Begriff Power-to-Fuel zuzuordnen. Eine internationale
einheitliche Definition ist nach Kenntnis des Autors bislang nicht vorhanden.
Zwei generelle Anwendungen des Power-to-Gas-Systems sind somit zu differieren:
1. Aus elektrischer Energie, die für die Elektrolyse von Wasserstoff verwendet wird, und aus
Kohlendioxid wird synthetisches Methan hergestellt. Für diese Technologie wird
elektrische Energie aus erneuerbaren Energieträgern, die vor allem (aber nicht zwingend
ausschließlich) in Überschusszeiten aus Windkraft und Photovoltaik erzeugt wird, genutzt
und in der Folge in Form von Methan gespeichert. Die Umwandlung von Wasserstoff (H2)
und Kohlendioxid (CO2) zu Methan (CH4) erfolgt in eigens entwickelten Anlagen.
2. Als Power-to-Gas kann allerdings auch ein System bezeichnet werden, das
ausschließlich Wasserstoff aus elektrischer Energie produziert. Der Wasserstoff kann
zudem gespeichert und insbesondere im Segment Verkehr direkt eingesetzt werden.
Zudem kann Wasserstoff bis zu einem gewissen Anteil (aktuell in Österreich 4%) auch zu
Erdgas beigemischt werden, sodass eine Anwendung des Wasserstoffs in allen
energetischen Segmenten (Wärme, Strom, Verkehr) möglich wird.
Generell kann das Konzept Power-to-Gas als sehr flexibles System im Sinne einer Vielzahl von
Anwendungsmöglichkeiten und unterschiedlichen Ausprägungen bezeichnet werden. Abbildung 1
veranschaulicht eine grobe Struktur der verschiedenen Prozessketten von Power-to-Gas, wobei
dieses Flussdiagramm höchstwahrscheinlich auch laufend um weitere Verbindungen zu
ergänzen sein wird.
Die Schlüsseltechnologie im Power-to-Gas-Ansatz ist die Elektrolyse, bei der mithilfe von
elektrischer Energie Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten wird. Am häufigsten
kommen alkalische Elektrolyseure und PEM-Elektrolyseure zum Einsatz, die Hochtemperatur-
elektrolyse befindet sich noch im Entwicklungsstadium. Alkalische Elektrolyseure sind
kommerziell in hohen Leistungsklassen verfügbar und sind die am weitesten entwickelte
Technologie. Für den Betrieb mit Strom aus stark fluktuierenden erneuerbaren Energiequellen
sind allerdings PEM-Elektrolyseure aufgrund ihres besseren dynamischen Verhaltens eher
geeignet. Hauptprobleme der PEM-Technologie sind mit Stand Ende des Jahres 2012 hohe
Investitionskosten und geringe Leistungsbereiche. Smolinka et al. (2010) geben hier einen
aktuellen Überblick über die Elektrolysetechnologien.
In Power-to-Gas-Anlagen zur Umwandlung von Strom in synthetisches Methan wird die CO2-
Methanisierung, auch genannt Sabatier-Prozess, eingesetzt. Im Gegensatz zur CO-
Methanisierung, die in der Kohlevergasung Stand-der-Technik ist, ist die CO2-Methanisierung
noch in der Entwicklungsphase und wird in Pilotanlagen erstmals eingesetzt.3 Eine der
technischen Herausforderungen ist dabei die Wärmeabfuhr und die Gewährleistung einer
optimalen Reaktionstemperatur. Da bei der Methanisierung keine großen Schwankungen
2
Dieses Kapitel wurde auch bereits in Tichler, Gahleitner (2012) publiziert.
3
Vgl. hierzu etwa Gahleitner (2012).
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erwünscht sind, werden zumeist auch Wasserstoffspeicher eingesetzt.4 Das Kohlendioxid für die
Methanisierung kann hierbei aus fossilen Quellen (Kohlekraftwerk, industrielle Prozesse in Kalk-
oder Zementproduktion) oder regenerativen Quellen (Biogasanlage, Kläranlage, Absorption aus
Luft, etc.) stammen. Die Absorption aus der Luft würde einen zentralen Standortfaktor der
Anlagen, die Kohlendioxid-Quelle, obsolet werden lassen, allerdings ist hierfür noch die zentrale
Herausforderungen des schlechten weil sehr niedrigen Wirkungsgrades zu lösen.5
Forschungsbedarf besteht zudem aus technologischer Sicht insbesondere in Hinblick auf das
Zusammenspiel von Elektrolyse und Methanisierung und die Adaption der
Methanisierungsanlage an verschiedene Leistungsgrößen. In der DVGW Innovationsoffensive
wird zudem beispielsweise die Wasserstofftoleranz der gesamten Gasinfrastruktur und der
Verbraucher untersucht und eine eventuelle Erhöhung der Grenzwerte für Wasserstoff
angedacht.6 Eine weitere Anwendungsmöglichkeit mit zentralem Forschungsbedarf ist die
Rückverstromung von Wasserstoff in Brennstoffzellen, wobei hier meist PEM-Brennstoffzellen
verwendet werden. In Österreich werden aktuell beispielsweise (technologische) Projekte zur
Weiterentwicklung neuer Methanisierungsmethoden, zur Implementierung von Brennstoffzellen in
das System, zur Weiterentwicklung der Elektrolyseverfahren oder zur optimierten Einbindung von
Biogasanlagen in das Power-to-Gas-System durchgeführt.
2 Das Power-to-Gas-System als flexibles Instrument für zentrale
Herausforderungen des Energiesystems
Wie bereits erläutert ist darauf hinzuweisen, dass sich die Entwicklung des Power-to-Gas-
Konzepts und insbesondere der Technologien zur Produktion von synthetischem Methan im
Anfangsstadium befindet (aktuell befinden sich Anlagen mit signifikanten Leistungsgrößen in
Deutschland in der Errichtungsphase7). Die technologische Forschung und Entwicklung
sollte aus der Sicht des Autors bzw. des Energieinstituts an der Johannes Kepler Universität
Linz allerdings bereits zu Beginn mit systemischen Analysen einhergehen, insbesondere da
es sich um Technologien handelt, die einen übergeordneten Nutzen für das Energiesystem
schaffen können. Dies impliziert jedoch, dass auch die systemische Forschung ständig zu
erweitern ist. Aktuell werden in einer Vielzahl an Projekten die systemischen Anforderungen,
Vor- und Nachteile sowie die damit verbundenen übergeordneten volkswirtschaftlichen
Effekte analysiert.
Die bereits durchgeführten Analysen des Energieinstituts an der Johannes Kepler Universität
Linz zeigen, dass das Power-to-Gas-System ein sehr flexibles Instrument darstellt, das für
verschiedene spezifische Anwendungen innerhalb des Energiesystems eingesetzt werden
kann. Generell können aus der Sicht des Autors vier abgrenzbare Nutzen für das
Energiesystem konstatiert werden, unter deren Definition wiederum verschiedene
Lösungsstrategien für verschiedene Anwendungen verstanden werden können8:
4
Vgl. Müller-Syring et al. (2011).
5
Vgl. Deutsche Energie-Agentur (2012).
6
Vgl. Müller-Syring et al. (2011).
7
Vgl. DVGW (2012)
8
Vgl. Tichler, Gahleitner (2012).
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1. die Bereitstellung eines Langzeitspeichers für elektrische Energie und das damit
verbundene verbesserte Management einer stark volatilen Stromproduktion;
2. die Verlagerung des Energietransportes vom Stromnetz zum Gasnetz und die damit
verbundene geringere Intensität des Ausbaus der Netz-Infrastruktur;
3. die Möglichkeit zur Anhebung des Anteils erneuerbarer Energieträger im
Verkehrssektor durch die Nutzung von synthetischem Methan (aber auch von
Wasserstoff) aus erneuerbaren Quellen;
4. die Schaffung von autarken Energielösungen in topografisch schwierigen und
abgelegenen Regionen für alle relevanten Energiesegmente: Strom, Wärme und
Verkehr.
Darüber hinaus bestehen noch weitere Parameter, die eine weitere Forcierung der
Entwicklung der Power-to-Gas-Systeme ermöglichen. Es wird eine zentrale
Forschungsaufgabe der nächsten Monate und Jahre sein, sämtliche Optionen systemisch,
betriebswirtschaftlich und volkswirtschaftlich zu bewerten, sodass optimale Anwendungen
inklusive neuer Geschäftsmodelle definiert werden können.9 Die Auflistung der
grundlegenden Einsatzmöglichkeiten impliziert in ihrer Konsequenz auch verschiedene
Geschäftsmodelle mit unterschiedlichen Technologieausprägungen aber auch mit
unterschiedlichen Benchmarks im Energiesystem. Dies erschwert eine kompakte Analyse zu
den aktuellen und erwarteten betriebswirtschaftlichen Ausprägungen im Sinne der
Wettbewerbskompatibilität des Systems bzw. der Technologien. Als Konsequenz ist jeweils
separat eine ökonomische Bewertung einer spezifischen Anwendung des Power-to-Gas-
Systems und der damit verbundenen Konkurrenzsysteme oder Alternativlösungen
notwendig. Die folgende Abbildung veranschaulicht in einem groben Überblick
unterschiedliche Prozessmöglichkeiten unter Einbeziehung verschiedener technologischer
Möglichkeiten innerhalb der Definition des Power-to-Gas-Systems zur Produktion von
Wasserstoff und synthetischem Methan.
9
Tichler, Gahleitner (2012)
Seite 4 von 168. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
Abbildung 1: Überblick zu unterschiedlichen Prozessmöglichkeiten unter Einbeziehung verschiedener
technologischer Komponenten innerhalb des Power-to-Gas-Systems
Chemisch/
Verbrennungs- Biotechnologische
Luft stoffliche
prozesse Prozesse
Prozesse
reversible H2-
Brennstoffzelle
zB CH3OH Anreichung/
Aufbereitung
Wasserstoff-
Stromnetz H2-Brennstoffzelle Speicher
Chemisch-katalytische
CO2
Verfahren
Methanreaktor
Elektrolyse „Solar Fuel“
Biotechnologisches
H2 Verfahren CH4
Aufbereitung/
Biotechnologisches Chemisch-katalytisches Anreicherung
Verfahren Verfahren
Chemisch-katalytisches
Verfahren dezentraler
Speicher
CH4-Brennstoffzelle
Erdgasnetz Speicherung
reversible CH4-
Brennstoffzelle
KWK
Verkehr Wärme
Anmerkung: keine Darstellung der spezifischen Abwärmenutzung der einzelnen
Technologiekomponenten
Quelle: eigene Darstellung
Die folgende Abbildung stellt den flexiblen Einsatz des Power-to-Gas-Systems nochmals dar.
Zur Veranschaulichung werden unterschiedliche Ausprägungen der Prozessketten des
Power-to-Gas-Systems gegenübergestellt:
(1) Die Einspeisung von synthetischem Methan in das Erdgasnetz mit einem Strombezug
über das öffentliche Netz;
(2) Ein autarkes System einer Wasserstoffproduktion und -bereitstellung mit einem
direkten Strombezug etwa über Photovoltaik-Module.
Beide Prozessketten beinhalten unterschiedliche Betriebsweisen, Lastgänge und
Auslastungen der Anlagen, somit auch Differenzen im Strombezug und weisen auch
verschiedene Priorisierungen in der Nutzung auf. So kann etwa auch die zweite
Prozesskette unter Einbeziehung von Brennstoffzellen eine direkte Rückverstromung in
einem Gebäude etwa in topografisch schwierigen und entlegenen Regionen inkludieren.
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Abbildung 2: Exemplarische Darstellung verschiedener Ausprägungen von Prozessen innerhalb des
Power-to-Gas-Systems: (1) Einspeisung von synthetischem Methan in das Erdgasnetz mit
Strombezug über das öffentliche Netz; (2) Autarkes Systems einer Wasserstoffproduktion und
-Bereitstellung mit direktem Strombezug
Quelle: eigene Darstellung
Die unterschiedlichen Geschäftsmodelle, die aufgrund der unterschiedlichen spezifischen
Einsatzmöglichkeiten des Systems entwickelt werden können, implizieren auch spezifische
und differente Nutzenformen für verschiedene Marktakteure. Power-to-Gas kann
beispielsweise Vorteile für Stromproduzenten durch eine mögliche Erhöhung des
Gesamtwirkungsgrades von spezifischen volatilen Erzeugungs- bzw. Anlagenformen
darstellen (aufgrund der Energiespeicherung), es kann Vorteile für Stromnetzbetreiber durch
die Verlagerung des Energietransports zum Gasnetz bewirken, es kann die Erweiterung des
Produktportfolios eines Gashändlers mit erneuerbarem Gas ermöglichen, es kann aber auch
beispielsweise die Rentabilität von Biogasanlagen unter Heranziehung des emittierten
Kohlendioxids für die Erzeugung des synthetischen Methans erhöhen.
Exemplarisch sind etwa folgende Vorteile für Stromversorgungsunternehmen
(Stromproduzenten, Stromhändler, Stromnetzbetreiber) aufzulisten:
o Optimierte Nutzung von Überschussstrom aus volatilen Erzeugungsquellen
o Stromabnahme und Netzentlastung durch ein flexibles Elektrolyseinstrument
Seite 6 von 168. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
o Möglichkeit zur Langzeitspeicherung von elektrischer Energie
o Erhöhung des Gesamtwirkungsgrades bzw. der Auslastungen von
Stromerzeugungsanlagen auf Basis von volatilen Ressourcen (v.a. Windkraft)
o Verlagerung des Energietransportes vom Stromnetz zum Gasnetz und die damit
verbundene geringere Intensität des Ausbaus der Stromnetz-Infrastruktur in
topografisch und demografisch diffizilen Regionen
o Steigerung des Stromverkaufs zur Produktion von synthetischem Methan
o Schaffung von autarken Energielösungen in topografisch schwierigen und
abgelegenen Regionen
3 Die volkswirtschaftliche Bedeutung von Power-to-Gas
Die Ausprägung eines multifunktionalen Einsatzes von Power-to-Gas im zukünftigen
Energiesystem weist eine breite volkswirtschaftliche Relevanz der Technologien auf. Im
voranstehenden Kapitel wurden bereits grundlegende Anwendungsmöglichkeiten erörtert.
Die eigentliche Intention der Weiterentwicklung des Systems Power-to-Gas entspringt
allerdings der Herausforderung einer steigenden Stromerzeugung aus volatilen
Erzeugungsquellen. Auf diese energie-wirtschaftliche – und als Konsequenz auch
volkswirtschaftliche – Problemstellung wird im Folgenden näher eingegangen.
Die umwelt- und energiepolitische Zielsetzung einer verstärkten Integration erneuerbarer
Energieträger in den europäischen Energiemarkt und insbesondere in der Stromproduktion
generiert neue große Herausforderungen für die europäischen Volkswirtschaften. Aufgrund
der definierten Zielsetzungen wird der Anteil erneuerbarer Energien zur Bereitstellung von
Elektrizität in den nächsten Jahren und Jahrzehnten auch bei einer potentiellen
Verbrauchszunahme stark steigen. Zur Forcierung der Nachhaltigkeit des Energiesystems
sowie zur Reduktion der Importabhängigkeit von Rohstoffen aus geopolitisch instabilen
Regionen werden somit vermehrt Windkraftanlagen und Photovoltaik-Anlagen in Europa
errichtet. Eine sich bereits immer deutlicher abzeichnende besondere Herausforderung der
mitteleuropäischen Energiewirtschaft für die kommenden Dekaden besteht somit darin, bei
einem wachsenden Anteil von elektrischer Energie aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen
eine sichere Versorgung mit Elektrizität weiterhin zu garantieren. Diese Herausforderung
resultiert aus den starken Schwankungen im Energieangebot aus volatilen Quellen wie
Windkraft und Solarenergie. Daraus folgt, dass bei einem größer werdenden Anteil dieser
Energiequellen an der Stromversorgung ein Ausgleich zwischen Stromüberschüssen in
Zeiten eines hohen Angebotes und auftretenden Fehlmengen in angebotsschwachen
Phasen notwendig wird.10
Die Bedarfsdeckung mit volatilen erneuerbaren Energieformen gestaltet sich als schwierig
und komplex. Um die sehr großen Potentiale der Solar- und Windenergie auch nutzen zu
können und dabei auch den nachfrageseitigen Bedarfsstrukturen funktional zu entsprechen,
wird es unumgänglich sein - neben einer Lastenausgleichsfunktion durch fossile Kraftwerke
in der Übergangsphase - die Netzinfrastruktur zu optimieren und dadurch hohe Investitionen
10
Vgl. Tichler (2011)
Seite 7 von 168. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
in den Ausbau der Netzinfrastruktur zu tätigen.11 Eine Basis für eine auch zukünftig weiterhin
hohe Versorgungszuverlässigkeit mit elektrischer Energie sind somit adäquate Investitionen
in Ausbau und Wartung des Stromnetzes.12
Diese Strategie ist allerdings mit erheblichen Problemen verbunden, da zum einen hohe
Investitionssummen notwendig sind, zum anderen die Akzeptanz der Bevölkerung für breite
neue Stromtrassen nicht gegeben ist, es existiert hierbei das bekannte NIMBY-Problem. Der
signifikante Ausbau der Hochspannungsnetze, etwa für den Transport von elektrischer
Energie aus Nordafrika oder aus den Speichergebieten in Skandinavien, wird mit
signifikanten Eingriffen in die Topografie verbunden sein, wodurch soziodemografische
Probleme bis hin zu Absiedlungen zu erwarten sind. Die Akzeptanz der Bevölkerung für
große Infrastrukturprojekte, die signifikante Eingriffe in das Landschaftsbild verursachen, ist
aktuell als nicht sehr hoch einzuschätzen, sodass politische Herausforderungen zur
Realisierung der Projekte gegeben sind.13 Eine weitere vorhandene Lösung bildet das
Lastmanagement inklusive des Regelenergiemarktes. Die Errichtung zusätzlicher
Schattenkraftwerke kann langfristig allerdings nicht die alleinige Lösung sein, da der
Wirkungsgrad des Gesamtsystems damit abnimmt und große vorhandene
Leistungskapazitäten die meiste Zeit nicht genutzt werden können.
Die notwendige zusätzliche Option zur Bewältigung dieser Herausforderung stellt die
Speicherung der Energie und die damit zusätzlich geschaffene Flexibilität des Systems dar.
Aktuell stehen zur Speicherung von elektrischer Energie fast ausnahmslos
Pumpspeichersysteme zur Verfügung, die aufgrund der topografischen Gebundenheit im
Potential beschränkt sind, und dadurch auch weite Transporte im Stromnetz hin zu den
Speicheranlagen notwendig werden lassen. In Diskussion und teilweise auch in der
Pilotphase sind zudem Druckluftspeicher und elektrochemische Speicher wie Batterien. Eine
mögliche Lösungsoption zur Reduktion der mit der erhöhten Integration einer
Stromproduktion aus erneuerbaren Energieträgern auftretenden Probleme kann auch eine
chemische Speicherung der Energie in Form von Wasserstoff oder synthetischem Methan
und somit das System Power-to-Gas darstellen.14
Dies generiert mehrere Vorteile: zum einen kann die Speicherung der Energie vor Ort
erfolgen, somit beispielsweise direkt neben einem Windpark, wodurch Investitionen in den
Stromnetzausbau substituiert werden können. Zum anderen wird durch die Umwandlung in
Methan eine Energieform erzeugt, die eine hohe Energiedichte aufweist, sodass die
erzeugte Energie in den bereits bestehenden Gasnetzen ohne große Ausbauvolumina zu
den Verbrauchszentren transportiert werden kann. Darüber hinaus existieren bereits –
insbesondere auch in Österreich – große Speicherstätten für Methan, sodass durch diese
Kopplung von Strom- und Gasnetz auf eine bestehende Infrastruktur zurückgegriffen werden
kann. Diese Speichermöglichkeit von Energie, die eine Nutzung in den bereits verfügbaren
großen Speicherstätten ermöglicht, lässt somit einen weiteren Ausbau Österreichs als
zentraler Player in der europäischen Energiespeicherung zu. Die österreichische
Gaswirtschaft hat sodann die Möglichkeit, die bereits bestehenden großen Erdgasspeicher
11
Vgl. Tichler (2011)
12
Vgl. SRU (2010).
13
Vgl. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz GmbH (2012).
14
Vgl. Tichler (2011)
Seite 8 von 168. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
intensiver zu nutzen, zudem kann die Verlagerung des Energietransportes vom Strom- zum
Gasnetz zusätzliche Optionen für Gasnetzbetreiber generieren.
Langfristig kann somit durch die Power-to-Gas-Technologie eine signifikante Verlagerung in
der Verwendung der erzeugten Energie aus volatilen Quellen von der konventionellen
Nutzung der elektrischen Energie hin zur energetischen Nutzung in Form von Methan oder
Wasserstoff entstehen. Die kolportierte Rückverstromung etwa von Gas zur
Strombereitstellung ist in diesem Zusammenhang nicht auszuschließen, allerdings aus der
Sicht des Autors nicht zu präferieren, da damit ein Wirkungsgradverlust und eine
Kostenerhöhung verbunden ist. Diese zusätzlich entstehenden Nutzungsformen der
elektrischen Energie durch die Umwandlung in Wasserstoff und Methan durch Power-to-
Gas-Technologien entsprechen auch generellen Prognosen zur zukünftigen langfristigen
Substitution innerhalb der Primärenergieträger. Der Energieträger Gas in seinen
verschiedensten Ausprägungen wird in vielen langfristigen Prognosen zur zukünftigen
Energiebereitstellung die wesentliche Übergangstechnologie bzw. den systemimmanenten
Energieträger auf dem Weg zur Wasserstoff-basierten Ökonomie – der „hydrogen economy“
darstellen.15 Hefner (2007) prognostiziert weiters im globalen Kontext einen starken
Bedeutungsverlust von flüssigen Energieträgern wie Öl sowie von festen Brennstoffen wie
Holz, Kohle und Uran. Gemäß Hefner (2007) beginnt somit in diesen Jahrzehnten das „Age
of Energy Gases“.
Die zentrale Fragestellung für die Implementierung neuer Technologien ist generell, ob
langfristig sowohl im betriebswirtschaftlichen als auch im volkswirtschaftlichen Kontext durch
die Markteinführung eines spezifischen Produktes bzw. Systems auch eine Rentabilität
gegeben ist. Hierfür ist nicht zwingend eine betriebswirtschaftliche Rentabilität für jede
Technologie von Bedeutung – sofern volkswirtschaftliche Relevanz dieses Systems
vorhanden ist, kann die Weiterentwicklung und Implementierung einer Technologie von
großer Bedeutung sein. Selbstverständlich wird die Realisierung einer Marktpenetration
durch eine betriebswirtschaftliche Rentabilität stark forciert. In diesem Spannungsfeld bewegt
sich auch das Power-to-Gas-System. Aus der Sicht des Autors beinhaltet das Power-to-Gas-
System eine Reihe von Parametern, die einen übergeordneten Nutzen für das
Energiesystem und aus diesem Grund auch für die jeweiligen Volkswirtschaften darstellen -
etwa in Form der Erhöhung der Versorgungssicherheit oder des Beitrags zur
Emissionsreduktion. Eine grundlegende direkte volkswirtschaftliche Relevanz des Systems
kann auch durch einen Know-How- und Technologieaufbau erfolgen, wodurch neben der
Verbesserung und Optimierung des Energiesystems auch die Technologiesubstitution durch
heimische Produkte im Inland sowie der Technologieexport durch neue innovative Produkte
forciert werden. Ein Überblick zu den zu konstatierenden makroökonomisch positiven
Effekten von Power-to-Gas erfolgt in Kapitel 4.
15
Vgl. Tichler (2011).
Seite 9 von 168. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
3.1 Kostenkalkulationen zum System Power-to-Gas
Im Zuge von Machbarkeitsanalysen wurden bereits für virtuelle Power-to-Gas-Anlagen die
Kostenstrukturen von Demonstrationsanalgen sowie die mittel- bis langfristige
Kostenstrukturen weiterentwickelter Technologien kalkuliert.16 Im Folgenden soll eine sehr
kompakte Darstellung dieser Resultate erfolgen – es ist darauf hinzuweisen, dass sich
quantitative Aussagen in diesem Paper auf die Technologie der Verwendung eines
Methanreaktors beschränken.
Die Analysen zeigen, dass aktuell eine Power-to-Gas-Methanisierungsanlage preislich bei
weitem noch nicht kompatibel mit Konkurrenzprodukten wie konventionellem eingespeistem
Biogas ist. Es ist jedoch eindeutig darauf hinzuweisen, dass Power-to-Gas-Anlagen mit der
derzeitigen Technologieausprägung ein sich im Entwicklungsstadium befindliches System
implizieren. Aufgrund von Lernkurveneffekten und Skaleneffekten reduzieren sich generell
die Produktionskosten neuer Technologien. Zudem ist darauf hinzuweisen, dass aktuelle
Kalkulationen sehr geringe Leistungsgrößen beinhalten, wodurch die Dominanz hoher
Investitionskosten (in Relation zu niedrigen Betriebskosten) stark das Ergebnis beeinflussen.
Gemäß ökonomischer Theorie impliziert die Implementierung neu entwickelter Technologien
Lernkurven, die die Kosten des Betriebs und der Investitionen der Technologien bzw. der
Anlagen im Laufe der Zeit reduzieren. Dies ist auch für die Power-to-Gas-Technologien
(sowohl für Elektrolysesysteme als auch für Methanisierungsmodule) zu prognostizieren. Für
die Produktion von synthetischem Methan kann langfristig - unter der Annahme von
Lernkurven und Skaleneffekte in der Produktion der Anlagenteile - eine Reduktion der
Investitionskosten durch eine technische Weiterentwicklung auf ein Niveau von 1.000 € je
installierter kW el der Anlage prognostiziert werden. Zudem wird von Technologieentwicklern
eine Weiterentwicklung im Sinne einer Verbesserung des Wirkungsgrades auf 60%
kommuniziert. Die Berechnung der Kosten einer weiterentwickelten Anlage zeigt, dass die
Herstellung des synthetischen Methans Kosten zwischen 11 und 15 Cent/kWhCH4
verursachen wird.17 18 Generell sind folgende Faktoren zentral für die Kostengestaltung
verantwortlich:
• Investitionskosten: die Investitionskosten für die Elektrolyse-Anlage stellen die
zentrale Kostenposition des Power-to-Gas-Systems dar. Hierbei sind zum einen die
Größe der Anlage und zum anderen die eigentliche preisliche Weiterentwicklung der
Investitionskosten von zentraler Bedeutung.
• Volllaststunden: höhere Volllaststunden bewirken selbstverständlich eine Verteilung
der Investitionskosten auf größere Produktionsvolumina. Erste Analysen des Autors
zeigen, dass eine Erhöhung der Volllaststunden – und somit eine
Produktionsausweitung – für die langfristige Rentabilität der Anlage bedeutsamer ist,
als die monetäre Ausprägung des Strombezugs für den Elektrolyseur.19
16
Vgl. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz GmbH, SolarFuel GmbH (2011).
17
Die tatsächlichen Kosten hängen stark vom Strompreis und von den Volllaststunden ab, wobei die
Volllaststunden auch von anderen Faktoren wie der Verfügbarkeit des Kohlendioxids abhängen
können.
18
Vgl. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz GmbH, SolarFuel GmbH (2011)
19
Vgl. Tichler (2011a)
Seite 10 von 168. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
Prozessketten die innerhalb des Power-to-Gas-System mit der Produktion von Wasserstoff
abschließen, weisen selbstverständlich aufgrund des Wegfalls des Methanisierungsschrittes
und des Wegfalls der Kohlendioxidbindung geringere Kosten auf. Die Kostenreduktion
beläuft sich in Relation zur Produktion von synthetischem Methan auf ca. 20%.20
Bedeutsam sind Kostenkalkulationen allerdings erst im Kontext des jeweiligen Einsatzes
bzw. Nutzens des Systems bzw. der Technologie. Wie bereits erläutert ergeben sich im
Zusammenhang mit Power-to-Gas verschiedene relevante Benchmarks, im Kontext des
vorliegenden Papers wird vor allem der Einsatz des Systems als Energiespeicher und als
Lösung im Energietransport betrachtet, sodass darauf im Folgenden eingegangen wird.
3.2 Relevante Benchmarks in Energiespeicherung und -transport
Zur Berechnung der Benchmarks bzw. der Konkurrenz- oder Alternativlösungen im Segment
der Energiespeicher sowie des Transports von elektrischer Energie werden aktuelle Studien
herangezogen21, um die zukünftigen Netzinfrastruktur- und damit verbundene
Speichersystemkosten, die durch einen Ausbau bzw. vollständigen Umstieg am Strommarkt
auf erneuerbare Energieträger entstehen werden, zu erhalten. Diese erforderlichen
Zusatzkosten auf den mitteleuropäischen Strompreis sind deshalb für die Power-to-Gas-
Technologie von strategischer Bedeutung, da durch einen großflächigen Einsatz dieser
Strom-Speichertechnologie diese Stromnetzinfrastrukturkosten umgangen werden könnten.
Es ist jedoch darauf hinzuweisen, dass nicht zu erwarten ist, dass der Ausbau der
Energiespeicher und der Ausbau des Stromnetzes perfekte Substitute sein werden, sondern
eine simultane Implementierung und somit eine Ergänzung zur Alternativlösung darstellen.
Die Quantifizierung der Kosten für die alternativen Lösungen der Energiespeicherung und
des Netzausbaus erfolgte in Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz GmbH,
SolarFuel GmbH (2011). Die Berechnungen beziehen sich auf die deutsche Energiewende
für den kolportierten vollständigen Umstieg der Stromproduktion auf erneuerbare
Energieträger bis zum Jahr 2050 und dem damit verbundenen Ausbau insbesondere von
Windkraft und Photovoltaik. Die Berechnungsbasis hierfür stellen die Studien SRU (2010)
und dena (2010) dar. Die letztendlich für die Power-to-Gas-Technologie als Benchmark
entscheidenden Kosten (sowohl Energietransport als auch Energiespeicherung) entsprechen
nicht der Umlage der Zusatzkosten für die transnationale und nationale Netzinfrastruktur
sowie der Speicherkosten auf das Gesamtsystem, sondern einer Umlage dieser Kosten
ausschließlich auf die entstehende Überproduktion von Strom, die in diesem Szenario
aufgrund der hohen volatilen Produktion aus Erneuerbaren zwangsweise auftreten wird. Eine
theoretische breite Implementierung der Power-to-Gas-Systeme-Technologie würde
ebendiese Überschüsse vor Ort in Form von Wasserstoff und Methan im Gasnetz speichern,
sodass die alternativen Speichersysteme und die Netzinfrastrukturkosten nicht mehr
notwendig wären.22
20
Vgl. Tichler (2011a)
21
Sachverständigenrat für Umweltfragen SRU (2010) „100% erneuerbare Stromversorgung bis 2050:
klimaverträglich, sicher, bezahlbar“ und Deutsche Energie-Agentur-GmbH (dena) (2010) „dena-
Netzstudie II. Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015 –
2020 mit Ausblick 2025.“
22
Vgl. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz GmbH, SolarFuel GmbH (2011).
Seite 11 von 168. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
Durch den transnationalen und nationalen Netzausbau sowie damit verbundener
Speicherkosten im Jahr 2050 inklusive der Stromproduktionskosten auf Basis von SRU
(2010) ergeben sich durch den notwendigen Ausbau der Stromnetze sowie der notwendigen
alternativen Stromspeicherlösungen gemäß Energieinstitut an der Johannes Kepler
Universität Linz GmbH und SolarFuel GmbH (2011) Zusatzkosten je zusätzlich produzierter,
überschüssiger und in der Folge gespeicherter kWhel zwischen 20,3 und 32,8 Cent/kWh.23
Die Zusatzkosten auf Basis von dena (2010) für das Jahr 2020 ohne Kosten für den
transnationalen Ausbau werden auf 10,3 bis 18,5 Cent/kWhel quantifiziert. Diese Zahlen
zeigen, dass sich die aktuell als relativ hoch eingeschätzten Kosten der produzierten kWh an
synthetischem Methan – und somit der Energiespeicher- und Transportkosten von Power-to-
Gas – zu relativieren sind. Es ist in Zukunft von zentraler Bedeutung, in welcher Form die
Technologien eingesetzt werden und welcher Benchmark somit auch am Markt vorhanden
ist. Die folgende Tabelle veranschaulicht nochmals zentrale Berechnungen der
Alternativlösungen zur Speicher- und Transportlösung Power-to-Gas.
Tabelle 1: Zusatzkosten in Deutschland durch Investitionen in Netz- und Speicherinfrastruktur je
zusätzlich produzierter, überschüssiger und in der Folge gespeicherter kWhel im Verbundsystem
Deutschland-Dänemark-Norwegen im Zuge einer vollständigen Umstellung der Stromproduktion auf
Erneuerbare in Deutschland
Kosten je zusätzlich produzierte, überschüssige und in der
Folge gespeicherter kWhel
im Verbundsystem Deutschland, Dänemark, Norwegen
Kostenkomponente
Szenario: Stromnachfrage Szenario: Stromnachfrage von
von 509 TWh in Deutschland 700 TWh in Deutschland
Transnationaler Ausbau der
Hochspannungsnetze,
8,0 Cent/kWhel 12,6 Cent/kWhel
Ausbau der konventionellen
Speichersysteme
Nationaler Ausbau der
5,2 Cent/kWhel 6,2 Cent/kWhel
Hochspannungsnetze
Gesamt 13,2 Cent/kWhel 18,8 Cent/kWhel
Quelle: Tichler et al. (2011) auf Basis von SRU (2010)
Anmerkung: ohne Kosten für Verteilnetze
Von Bedeutung ist in diesem Vergleich auch die Definition der Systemgrenze
Strommarkt/Energiemarkt. Wird die zur Speicherung eingesetzte Energie als Benchmark
herangezogen, so verzeichnen die chemischen Speicher und somit auch das Power-to-Gas
eine weitaus höhere Wettbewerbsfähigkeit in Relation zu den alternativen
Speichersystemen, da somit die Energie in Form des erzeugten Methans oder des
Wasserstoffs bewertet wird. Wird allerdings der Benchmark bezüglich des wiederum aus
23
Hierbei sind auch Investitionskosten für die notwendige Adaptierung der Verteilnetze aufgrund der
erhöhten Stromproduktion aus Erneuerbaren berücksichtigt. Auf Basis von Diskussionen mit
Netzexperten wurde kalkuliert, dass die Kosten je zusätzlicher überschüssiger kWhel aufgrund der
notwendigen Investitionen in den Verteilnetzen in etwa den auf Basis von dena (2010) ermittelten
Kosten für die Hochspannungsebene entsprechen, somit ca. 2 bis 6 Cent je kWh. Es sei
ausdrücklich darauf hingewiesen, dass es sich hierbei aufgrund fehlenden Datenmaterials um eine
erste approximative Abschätzung der Kosten für Verteilnetze handelt.
Seite 12 von 168. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien IEWT 2013
dem Speicher verwendeten Stroms verwendet, so muss das Methan noch um den
Wirkungsverlust zur Stromumwandlung (in modernen GuD-Kraftwerken ca. 40%-
Umwandlungsverlust) bereinigt werden.
Die singuläre Heranziehung der aggregierten Speicherkosten für die jeweiligen notwendigen
Verbundsysteme im Szenario einer vollständigen Umstellung der deutschen Stromproduktion
auf Erneuerbare zeigt auch die Heterogenität in den spezifischen Speicherkosten auf, da der
Auslastungsgrad stark zwischen den einzelnen Stromverbund-Systemen variiert, allerdings
sind die installierten Kapazitäten aufgrund einzelner stark ausgeprägter Spitzen dennoch
notwendig. Im Bereich der Pumpspeicherkraftwerke werden Kosten (bezogen auf die
gespeicherte Menge an Elektrizität und nicht auf die gesamte Stromnachfrage) von 7,1
Cent/kWh bis zu 28,3 Cent/kWh ausgewiesen, primär abhängig vom Grad der Auslastung
der installierten Kapazitäten. Im Bereich der Druckluftspeicher-Erzeugung werden Kosten
zwischen 10,9 Cent/kWh und 48,9 Cent/kWh angegeben, wiederum dominiert vor allem vom
Grad der Auslastung der Kraftwerke. Dieses Kostenintervall – von 7,1 Cent/kWh bis 48,9
Cent/kWh – bildet im Bereich der Speichertechnologien somit auch den Benchmark für die
Power-to-Gas-Technologie.24 Hierbei sind die Stromgestehungskosten noch nicht enthalten.
Auch die singuläre Betrachtung der alternativen Speicherkosten ohne die Investitionen des
Netzausbaus relativiert die als durchaus hoch eingeschätzten Erzeugungskosten des
synthetischen Methans im Power-to-Gas-System in der Heranziehung des jeweils
notwendigen Kontexts.
Tabelle 2: Übersicht zu den Kosten für die verschiedenen Stromspeichersysteme für das deutsche
Stromnetz im Jahr 2050 (SRU (2010))
Genutzte Produktion Kosten Kosten
Leistung: GWmax TWh/a Mio. €/a ct/kWh
Variable Szenario
509 700 509 700 509 700 509 700
TWh/a* TWh/a* TWh/a* TWh/a* TWh/a* TWh/a* TWh/a* TWh/a*
National 0,5 0,6 1 1,1 68 85 7,1 7,7
Pump- Verbund D
speicher- 1,2 1,2 0,8 0,6 171 170 21,4 28,3
mit Skandin.
Erzeugung Verbund
Europa- 0,8 k.A. 1,2 k.A. 115 k.A. 9,3 k.A.
Nordafrika
National 32 37 33,5 39,7 3.654 4.660 10,9 11,7
Druckluft- Verbund D
speicher- 18,1 23,5 4,3 3,0 1189 1466 27,6 48,9
mit Skandin.
Erzeugung Verbund
Europa- 30,6 k.A. 11,8 k.A. 1.474 k.A. 12,4 k.A.
Nordafrika
Quelle: Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz GmbH, SolarFuel GmbH (2011) auf
Basis von SRU (2010)
* Angenommene Stromnachfrage in Deutschland im Jahr 2050
24
Vgl. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz GmbH, SolarFuel GmbH (2011).
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4 Fazit
Generell kann das System Power-to-Gas als sehr flexibles System im Sinne einer Vielzahl von
Anwendungsmöglichkeiten und unterschiedlichen Ausprägungen bezeichnet werden. Die
unterschiedlichen Geschäftsmodelle, die aufgrund der unterschiedlichen spezifischen
Einsatzmöglichkeiten des Systems entwickelt werden können, implizieren auch spezifische
und differente Nutzenformen für verschiedene Marktakteure. Diese Ausprägung eines
multifunktionalen Einsatzes von Power-to-Gas im zukünftigen Energiesystem weist als
Konsequenz auch eine breite volkswirtschaftliche Relevanz der Technologien auf. Die
eigentliche Intention der Weiterentwicklung des Systems Power-to-Gas entspringt allerdings
der Herausforderung einer steigenden Stromerzeugung aus volatilen Erzeugungsquellen.
Im Folgenden werden einige zentrale Ergebnisse zu durchgeführten systemischen
Bewertungen sowie zu volkswirtschaftlichen Analysen der Effekte von Power-to-Gas für
Österreich aufgelistet:
• Das System Power-to-Gas generiert eine Möglichkeit der Langzeitspeicherung von
elektrischer Energie in Form von Wasserstoff und Methan, wodurch eine Entlastung der
Stromnetze erfolgen wird. Die Verlagerung des Energietransportes vom Strom- zum
bestehenden Gasnetz würde den alternativ notwendigen großflächigen Ausbau des
Stromnetzes vor allem auf der Hochspannungsebene, der von starken topografischen
Eingriffen wie der Zerstörung von Lebensräumen bis hin zu Absiedlungen führen kann,
deutlich reduzieren. Es erfolgt somit eine Reduktion der soziodemografischen
Problemstellungen bei der Weiterentwicklung des Energiesystems.
• Durch die Umwandlung von Strom in synthetisches Gas besteht auch die Möglichkeit zur
Nutzung in den Sektoren Wärme und Transport, wodurch sich auch hohe ökologische
Verbesserungspotentiale ergeben. Berechnungen zeigen signifikante Reduktionen der
Treibhausgasemissionen durch Power-to-Gas im Ausmaß von bis zu 95% auf.
• Die zusätzliche Speichermöglichkeit von Energie kann in den verfügbaren großen
Erdgas-Speicherstätten genutzt werden, wodurch die zentrale Rolle Österreichs in der
Energiespeicherung weiter ausgebaut wird.
• Durch Power-to-Gas-Systeme werden auch zusätzliche Realisierungsmöglichkeiten von
spezifischen energie-autarken Anwendungen (z.B. abgelegene Gebiete) geschaffen
(etwa in Kombination mit Brennstoffzellen), wodurch unrentable Infrastrukturinvestitionen
in entlegenen Gebieten substituiert werden können.
• Insgesamt zeigen erste makroökonomische Analysen, dass langfristig signifikant positive
wohlfahrtsökonomische Auswirkungen durch die Implementierung von Power-to-Gas in
Österreich entstehen können. Neben positiven Auswirkungen auf das Energiesystem,
auf die Umweltsituation und auf die Topografie können zudem positive
volkswirtschaftliche Effekte durch Technologieaufbau und -export sowie durch eine
höhere heimische Wertschöpfung durch höhere Auslastungen der heimischen
Energieanlagen gewonnen werden, wodurch positive soziale Effekte wie vermehrte
Beschäftigungsverhältnisse erzeugt werden.
• Die optimierte Nutzung von Überschussstrom aus Stromerzeugungsanlagen auf Basis
volatiler Quellen wie Windkraft und Sonnenenergie eruiert einen höheren
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Gesamtwirkungsgrad der Anlagen, wodurch eine verstärkte Rentabilität der
Stromerzeugung gegeben ist.
• Die Produktion von synthetischem Methan ermöglicht die Markteinführung eines
erneuerbaren Gasproduktes und somit auch ein Greening des Produktportfolios von
Gashändlern. Diese neue Form der erneuerbaren Gasbereitstellung ist zudem
unabhängig von einer biogenen Ressourcenverfügbarkeit. Insgesamt wird eine
verstärkte Positionierung von Erdgas und Erdgassubstituten im Energiesystem durch die
erweiterte Zusammenschaltung von Strom- und Gasnetz durch das Power-to-Gas-
System ermöglicht.
Neue Technologien und neue Systeme sind per se auch mit großen Herausforderungen und
Problemstellungen konfrontiert. Die große Herausforderung im Zusammenhang mit Power-
to-Gas stellen die aktuellen betriebswirtschaftlichen Kosten der Wasserstoff- und
Methanerzeugung dar. Im Folgenden sollen auch kurz grundlegende Herausforderungen
zusammengefasst werden:
• Die Analysen zeigen, dass aktuell eine Power-to-Gas-Methanisierungsanlage preislich
bei weitem noch nicht kompatibel mit Konkurrenzprodukten wie konventionellem
eingespeistem Biogas ist. Es ist jedoch darauf hinzuweisen, dass Power-to-Gas-Anlagen
mit der derzeitigen Technologieausprägung ein sich im Entwicklungsstadium
befindliches System darstellen. Aufgrund von Lernkurveneffekten und Skaleneffekten
reduzieren sich generell die Produktionskosten neuer Technologien. Zudem ist darauf
hinzuweisen, dass aktuelle Kalkulationen sehr geringe Leistungsgrößen von Anlagen
beinhalten, wodurch die Dominanz hoher Investitionskosten (in Relation zu niedrigen
Betriebskosten) stark das Ergebnis beeinflusst.
• Eine Gegenüberstellung der Erzeugungskosten von synthetischem Methan – und somit
der Kosten für Energietransport und -speicherung mit alternativen Lösungen
(Stromnetzausbau; konventionelle Speicher) zeigen, dass die als relativ hoch
eingeschätzten Kosten der produzierten kWh an synthetischem Methan – und somit der
Energiespeicher- und Transportkosten von Power-to-Gas – langfristig im jeweiligen
Kontext des Einsatzes des Systems zu relativieren sind. Es ist in Zukunft von zentraler
Bedeutung, in welcher Form die Technologien eingesetzt werden und welcher
Benchmark somit auch am Markt vorhanden ist.
• Forschungsbedarf besteht exemplarisch aus technologischer Sicht insbesondere in
Hinblick auf das Zusammenspiel von Elektrolyse und Methanisierung, in der Adaption
der Methanisierungsanlage an verschiedene Leistungsgrößen, in der Erforschung der
Wasserstofftoleranz in der Gasinfrastruktur und in der Anwendung einer
Rückverstromung von Wasserstoff in Brennstoffzellen.
• In Österreich werden aktuell beispielsweise Projekte zur Weiterentwicklung neuer
Methanisierungsmethoden, zur Implementierung von Brennstoffzellen in das System, zur
Weiterentwicklung der Elektrolyseverfahren oder zur optimierten Einbindung von
Biogasanlagen in das Power-to-Gas-System durchgeführt.
• Es ist im aktuellen Technologiestadium von zentraler Bedeutung, bereits zu Beginn der
Technologieentwicklung auch die optimale Ausgestaltung des durchaus flexibel
anwendbaren Systems zu eruieren und somit detaillierte systemische und
volkswirtschaftliche Analysen durchzuführen.
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Literatur
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Stromversorgung bis 2050: klimaverträglich, sicher, bezahlbar.
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Wien.
Tichler, R. (2011a) Analysen zur Weiterverfolgung der Power-to-Gas-Technologie. Vergleich
derzeitiger Förderungen sowie aktueller Steuersätze in den Segmenten Strom/Wärme/
Verkehr zur Kalkulation einer preislichen Gleichstellung eines synthetischen Power-to-Gas-
Produktes durch Förderungen/Einspeisetarife in Österreich. Energieinstitut an der Johannes
Kepler Universität Linz GmbH.
Tichler, R., Gahleitner, G. (2012) Power-to-Gas – Speichertechnologie für das
Energiesystem der Zukunft. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz, Energie
Info 08/2012.
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