impulsvortrag: aktueller stand der power-to-gas – … · aktueller stand der power-to-gas –...

Michael Specht

Centre for Solar Energy and Hydrogen Research (ZSW), Stuttgart

In Kooperation

mit:Fraunhofer

Institute for Wind Energy and Energy System Technology (IWES), Kassel

SolarFuel

GmbH, Stuttgart

Impulsvortrag:Aktueller Stand der Power-to-Gas – Technologie

Power-to-GasErdgasinfrastruktur als EnergiespeicherBundesnetzagentur / Fraunhofer IWES22.11.2011, Auditorium Friedrichstraße, Berlin

Aktueller Stand der Power-to-Gas – Technologie (P2G) - Inhalt -

ZielSNG-Herstellungspfade aus Erneuerbaren EnergienErgebnisse der 25 kWel -P2G-AnlageP2G-WirkungsgradFazit

KernthesenFuE-BedarfHandlungsempfehlungenweiteres Vorgehen

SNG: Substitute

Natural

Gas

Long Term Storage of Renewable Energy (RE) - FAQ -

How is long-term storage of energy realised today?

How much capacity do we need for RE storage?

What is the best way to collect and to store RE?

Can the existing infrastructure be used to store and to distribute RE?

What is “the” future fuel for mobility?

Options for Long Term (Seasonal) Energy Storage: Chemical Energy Carriers

Hydrogen

Substitute Natural Gas (SNG)

Liquid Hydrocarbons

Renewable Energy Storage Systems: Capacity and Discharge Time

0,001

0,01

0,1

1

10

100

1000

10000

1 kWh 10 kWh 100 kWh 1 MWh 10 MWh 100 MWh 1 GWh 10 GWh 100 GWh

1 m

1 h

1 d

CAES

1 TWh 10 TWh 100 TWh

CAES

Fly Wheels

Storage capacity of different storage types

Dis

char

ge ti

me

[h]

CAES Compressed

air

energy

storage

PHS Pumped

hydro

storage

SNG Substitute

natural

gas

Batteries

PHS

1 a

SNG

H2


Ziel SNG-Herstellungspfade aus Erneuerbaren EnergienErgebnisse der 25 kWel -P2G-AnlageP2G-WirkungsgradFazit


SNG: Substitute

Natural

Gas

Path 1: (Digestive) Biomass SNG State-of-the-Art - Technology

AnaerobicDigester

Plant

Gas Cleaning /Conditioning

Bio-Gas

50 - 70 vol.-%CH4

DigestiveBiomass

Compost

SNG

Separation of• CO2

• H2O• Impurities

(to Grid orFilling

Station)

Path 1: (Digestive) Biomass SNGPressure Swing Adsorption (PSA) Gas Upgrading

Biogas

Vacuum pump

Off-gas(CO2)

Flushing gas

SNG

Water separator

Compressor

Des

ulph

uris

atio

n

Ads

orbe

r uni

t

Path 2: (Woody) Biomass SNG“BtG” Biomass-to-Gas

CO, H2 , CO2 , CH4

Gasification

Biomass

Producer Gas

SNG(CH1.52

O0.65

)

(Synthesis Gas)

(Gas conditioning,stoichiometry

adjustment)

1st Step 2nd Step

Synthesis

Path 3: CO2 + H2 (via Electrolysis) SNGPower-to-Gas (P2G)

Path 2 and 3: Methanation of CO / CO2

Methanation:

3 H2

+ CO CH4

+ H2

O ΔHR0

= -206,4 kJ/mol

4 H2 + CO2 CH4

+ 2 H2

O ΔHR0

= -164,9 kJ/mol

Shift- Reaction:

H2

O + CO H2

+ CO2

ΔHR0

= -41,5 kJ/mol

Power-to-Gas (P2G) - Concept: Interconnection with Mobility

EV:

Electric Vehicle

BEV: Battery Electric Vehicle

FCEV: Fuel Cell Electric Vehicle

CNG-V: Compressed Natural Gas Vehicle

Plug-In HEV: Plug-In Hybrid Electric Vehicle

(especial: Plug-In Electric Drive Motor Vehicles / Range-Extended Electric Vehicle)

CCPP Combined

Cycle

power plant

B-CHP Block-type combined heat and power station

Solar

WindCCPP / B-CHP

CO2

buffer

Electricitygrid

Gas distribution system

Electrolysis

/

H2

bufferMethanation

H2

CO2

CH4

POWER GENERATION

ELECTRICITY STORAGE

CO2

Gas

underground

storage

Electricity H2 SNG

BEV FCEV CNG-V

Mobility

H2

CO2

Plug-In HEV Plug-In HEV

Electrolysis: Development Status

Alkaline electrolysis is in principle state-of-the-art technology butNot optimised with regard to

Energetic efficiencyDynamic operationIntermittent operationCosts

System Lurgi

HYSOLAR 350 kW

CO / CO2 Methanation: Development Status

Methane synthesis from CO/H2-based Syngas is a state-of-the-art technology

Methane synthesis from CO2/H2-based Syngas is not a state-of-the-art technology

Source Dakota Gasification Company: Coal to Electricity / SNG / CO2

Utilisation of Biogenic CO2 Resources for P2G-Process

C6 H12 O6 3 CH4 + 3 CO2

Simplified overall reaction

C6 H12 O6 2 C2 H5OH + 2 CO2

Biogas production:

Ethanol production:

Biogas plant, Foto: Krautkremer

EtOH

plant in Nebraska, USA

Market for P2G at Biogas Plants in Germany: Number of Installed Plants and Power Range

Source: DBFZ

Number of biogas plants:

ca. 5900 (end of 2010)Installed power: 2,3 GWelAverage power per plant: 380 kWel

(corresponding to ca. 1 MWbiogas

output

)Corresponding electrolysis power for Methanation

of CO2

in biogas: ca. 1 MWel

(for 1 MWbiogas

output

)*

* depending

on CH4

/CO2

ratio

in biogas

and on electrolysis

efficiency

Market for P2G at Biogas Plants in Germany: Alternative Options - Electricity or Gas Feed-in

Biomass

feed

Electricity

feed-in0,4 MWel

Biogas plant

Gas engine

1

1 MWbiogas

output

Operating state 1 : electricity feed-in

Sources fotos: www.ge-energy.com, www.rehau.at

http://www.ge-energy.de/

Market for P2G at Biogas Plants in Germany: Alternative Options - Electricity or Gas Feed-in

Biomass

feed

Gas

feed-in1,6 MWSNG

Biogas plant

Power-to-Gas plant

1 MWel

2

Operating state 2 : gas feed-in

1 MWbiogas

output

Sources fotos: www.ge-energy.com, www.rehau.at

Total SNG production potential from Bio-Gas (Bio-Methane and P2G-Gas): ca. 65 TWhgas /aOverall control power via Gas Feed-in: ca. 8 GW

http://www.ge-energy.de/




SNG: Substitute

Natural

Gas

Power-to-Gas - Technology: Process Flow Sheet (Principle)

Power-to-Gas - Technology: Technical Realisation for SolarFuel Company

CH4

-Filling stationca. 15 kg, 200 bar

Electrolyser

CO2

-Recovery

CO2 + H2 (via Electrolysis) SNGExperimental Results: Gas Composition

Parameter of methanation:

T 250 -

550°C

pe

< 10 bar

SVwet

> 2000 1/h

Catalyst Substitute

Natural Gas Feed

Gas

Vol.%

H2 79,5

CO2

20,5

Methanation

H2

3,9

CO2

4,1

CH4 92,0

Vol.%

80

85

90

95

100

13400 17000 20600 24200 27800 31400 35000Test Duration [h]

CH

4-C

onte

nt [v

ol-%

]

0

5

10

15

20

CO

2-, H

2-C

onte

nt [v

ol-%

]

CH4CO2H2

0 1 2 3 4 5 6

CO2 + H2 (via Electrolysis) SNG Experimental Results: Gas Composition

Reactor concept: Fixed bed reactor with recycle loop and intercooler

Feed: CO2 20 Vol.%db , H2 80 Vol%dbT = 250 - 550 °C, p = 7 barabs , SV = 2000 l / (lcat * h)No downstream processing!

Biogas + Power SNG:Biogas as CO2 Resource - 2 Process Options

Biogas-

Plant

CO2

-

Separation

CO2

-

Buffer

Methana-

tion

H2

-

Buffer

H2

-

Buffer

Biogas-

Buffer

Methana-

tion

Biogas-

Plant

Biomass

Biomass

Biogas

Biogas

(CH4

, CO2

)

(CH4

, CO2

)

CO2 CO2

H2 from Electrolysis H2

SNG (Feed-in)

if H2

-Deficit CO2 to AtmosphereSNG (Feed-in)

H2 from Electrolysis

BiogasSNG (Feed-in)

if H2

-Deficit Power Generation from Biogas

1

2

Power-to-Gas - Container: Operation with CO2 and at Biogas Plants with Biogas and PSA Off-Gas

Werlte

Stuttgart

2009 Alpha-Anlage

2011-Anlage an Biogasanlage

Morbach

Beta-Anlage

Source:

SolarFuel

2011

Power-to-Gas (P2G) - Concept: Option 1- Interconnection with Biogas Plant (via Biogas)

CCPP / µ-CHP

CH4

/CO2

buffer

Grid Gas distribution system

Electrolysis /

H2

bufferH2

Biogas

CH4

POWER GENERATION

ELECTRICITY STORAGE

Biogas

Gas

storageBiomass

Solar

Wind

H2

Biogas

plant

Methanation

HeatCH4

/CO2CH4

/CO2

CCPP: Combined Cycle Power Plant; µ-CHP: micro Combined Heat and Power Plant

Power-to-Gas - Container: Operation with Biogas at Werlte Biogas Plant

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00

Dauer [hh:mm]

y_C

H4

[Vol

-%]

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

y_C

O2,

y_H

2, y_

O2 [

Vol-%

]

CH4 H2 CO2 O2

Power-to-Gas (P2G) - Concept: Option 2- Interconnection with Biogas Plant (via Off-gas)

CCPP / µ-CHP

CO2

buffer

Grid Gas distribution system

Electrolysis /

H2

bufferH2

CO2

CH4

POWER GENERATION

ELECTRICITY STORAGE

Off-gas (CO2 )

Gas

storageBiomass

Solar

Wind

H2

Biogas plant with “Bio-CH4

”

production

CH4

Methanation

Heat

CCPP: Combined Cycle Power Plant; µ-CHP: micro Combined Heat and Power Plant

Power-to-Gas - Container: Operation with Off-Gas at Werlte Biogas Plant

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00

Dauer [hh:mm]

y_C

H4 [

Vol-%

]

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

y_C

O2,

y_H

2, y_

O2 [

Vol-%

]

CH4 H2 CO2 O2




SNG: Substitute

Natural

Gas

Schematic Diagram of a P2G - Plant for IPSEpro Process Simulation (Feed: CO2 /H2 and Biogas/H2 )

SettingsEnergy demand electrolysis:

4 kWhel

/mN3H2

System pressure:

7 barabsGrid pressure:

16 barabs

Energy Flow of a P2G - Plant

Case

1: “CO2

/H2

-to-SNG"Case

2: "Biogas/H2

-to-SNG“

(50 / 50 [Vol.%CH4

/ Vol.%CO2

] in biogas)Case

3: "Biogas/H2

-to-SNG“

(70 / 30 [Vol.%CH4

/ Vol.%CO2

] in biogas)

Influence of Electrolysis Efficiency on P2G System Efficiency (CO2 /H2 -to-SNG)

40

45

50

55

60

65

70

3,5 3,7 3,9 4,1 4,3 4,5 4,7 4,9 5,1

Electrolysis power requirement [kWhel

/mN3H2

]

Sys

tem

effi

cien

cy [%

]




SNG: Substitute

Natural

Gas

Power-to-Gas (P2G) Fazit - Kernthesen (1)

Status:

Die Bevorratung (Speicherung) von Energie wird heute durch dieLagerung fossiler, C-basierter Brennstoffe gelöst (Kohle, Erdöl, Erdgas).

Zukunft:

Wie im heutigen Energiesystem wird auch zukünftig die saisonaleBevorratung von Energie über chemische Energieträger erfolgen.Aus heutiger Sicht existiert hierzu keine Alternative.

Power-to-Gas (P2G) Fazit - Kernthesen (2)

Für die Vollversorgung des Stromsektors mit EE im Jahr 2050 ist eine Speicherkapazität im zweistelligen TWh-Bereich in DE erforderlich. Der Speicherbedarf wird in den nächsten Jahren ansteigen.

Ökonomische Anreizsysteme für saisonalen Stromspeichermarkt fehlen.

P2G ist nicht auf „fossiles CO2“ angewiesen.

Durch P2G wird der Flächenbedarf von „Energiebiomasse“ halbiert.

P2G bietet die Option des Zusammenwachsens der Sektoren “Gasnetz”, “Stromnetz” und “Mobilität”.

Erste konkrete Ergebnisse der 25 kWel-P2G-Anlage liegen vor.

P2G ist bereits heute für die Marktvorbereitung einsetzbar.




SNG: Substitute

Natural

Gas

FuE-Bedarf: Elektrolyse (Kernkomponente saisonaler EE-Speicher)Reduzierung DC-Energiebedarf (< 4 kWh/NmH2

3)Zielkonflikt Wirkungsgrad / Kosten

intermittierender Betrieb / Dynamikschnelle Bereitstellung von Regelenergie (insbesondere Anfahrverhalten)Abfahren realer Wind- und PV-Profile

Optimiertes TeillastverhaltenProblem O2 in H2 bzw. H2 in O2

Optimierung NebenaggregateStromrichterSicherheitstechnikApparative Minimierung der Verfahrenstechnik

weitere OptimierungenBetriebsführungsstrategien zur ElektrodenstabilisierungÜbergang metallbasierter Stack kunststoffbasierter StackMinimierung NetzrückwirkungenDruckbetrieb > 10 bar

Fokus: Systemeinbindung, Effizienzsteigerung

FuE-Bedarf: Power-to-Gas

SystemtechnikSystemauslegung und -integrationSystemspezifische Anpassungen und optimierte Einbindung der Kernkomponenten Elektrolyse und Methanisierung

Erzeugung von EE-Methan aus regenerativem Strom und diversen CO2-Quellen (Nutzung als Austausch-/ Zusatzgas)

CO2-Quellen (regenerativ): Biogas, Brauereien, Ethanolindustrie, Klärgase, etc.BiomassevergasungCO2-Quellen (fossil): Zementherst., Rauchgas/Kraftwerk, Industrieprozesse

H2-Erzeugung aus regenerativem Strom und direkte H2-Einspeisung in Erdgasnetze (Nutzung als Zusatzgas)

MethanisierungLangzeittests / Betrieb intermittierend-dynamisch / Gasqualität (bei Lastwechsel) / Katalysatorstandfestigkeit (Schwefelresistenz)

Fokus: Einbindung in Strom- und Gasnetz




SNG: Substitute

Natural

Gas

Handlungsempfehlungen - Flankierende Maßnahmen -

Schaffung von gesetzgeberischen Rahmenbedingungen für Speicherung von EEAnreiz für bedarfsgerechte Nutzung (nachfrageabhängig)

Juristischer Klärungsbedarf bei der Implementierung neuer SpeicherkonzepteAnwendung in relevanten Gesetzen (EEG, EEWärmeG, EnWG)Gleichstellung „Biomethan“ / „EE-Methan“Aufbau von nationaler Stromversorgungsreserve STRATEQ(vgl. ErdölBevG: mit EE-Quote; technologieoffen)ggf. Gaseinspeisegesetz für EE-Methan

Verlängerung Steuervergünstigung Erdgas als Kraftstoff (CNG) über 2018 hinausggf. Besserstellung von EE-Methan gegenüber CNG

Regelung der technologischen Anforderungen an neue Speichersysteme Was gehört zum Speichersystem?Wo ist die Systemgrenze?Wo und wie werden die Energieflüsse erfasst und abgerechnet?An welchen Märkten dürfen Speicher partizipieren?

Ohne die notwendigen Rahmenbedingungen, die einen ökonomischen Betrieb ermöglichen, wird es keine Möglichkeit des Technologietransfers von der Forschung in die Anwendung geben!

STRATEQ Strategische Stromreserve mit Erneuerbaren Quote

Wind Power to Gas GuD-KraftwerkGasnetz Stromnetz

BiogasanlagePumpspeicher

DruckluftspeicherFossiles Erdgas

Herausforderung:

Zukünftiger Bedarf aber kein ökonomischer Anreiz für langfristigen Ausgleich EE-Stromerzeugung

Regulierer

Regulierer kontrahiert Erzeugungskapazitäten (strategische Reserve) für langfristigen Zeitraum

Einsatz der Reserve bei Kapazitätsknappheit

Verpflichtung zu einen erneuerbaren Anteil an der strategischen Reserve

STRATEQ Erläuterung (1)

Hintergrund:

•

Neben kurzfristigem Ausgleich wird in Zukunft verstärkt saisonaler Ausgleich benötigt

Herausforderung:

•

Langfristspeicher (Zyklen ca. 2 Wochen und größer) lassen sich im bestehenden Marktdesign nur schwer wirtschaftlich darstellen

Wie können Anreize für Langfristspeicherung gesetzt werden?

Lösungsansatz:

•

Strategische Stromreserve mit Erneuerbaren-Energien-Quote (STRATEQ)

•

Anlehnung an Strategische Reserven im Bereich fossiler Brennstoffe

Bestimmte Menge Energie und Erzeugungsleistung wird bereitgehalten, um in Engpasssituationen elektrische Energie erzeugen zu können

(Steigende) EE-Quote gewährleistet langfristig CO2-arme Reserve

STRATEQ Erläuterung (2)

Umsetzung:

•

Strategische Reserve (-Menge) und EE-Quote

wird durch unabhängigen Regulierer festgelegt und versteigert

•

Erzeuger garantiert Bereitstellung von Energie und Erzeugungsleistung und erhält dafür Gebotspreis

•

Abruf im Falle von Engpässen durch Regulierer

Design ähnlich dem bestehenden Regelenergiemarkt, allerdings langfristig orientiert

Chancen und Risiken (Auswahl):

•

Technologieoffenes Konzept

•

Geringe Eingriffe ins bestehende System, relativ einfach und flexibel umsetzbar

•

Festlegung der Größe der Reserve und Kriterien für deren Einsatz

•

Regelmäßige Anpassung der Reserve aufgrund des EE-Zubaus

mindert ggf. die Investitionssicherheit




SNG: Substitute

Natural

Gas

Timeline Commercialisation

Alpha-plant (25 KWel): 2009

Alpha-plus-plant (250 kWel): 2012

Beta-plant (6 MWel): 2013

Gamma-plant(> 6 MWel

, commercial product):

2015

Beta-plant co-operation partners:

Goals of the Ongoing P2G - 250 kWe - Project

Further development of P2G technology

Process optimisation(efficiency, dynamics, ….)

Scalability of methanation reactor

Transfer of operating date: 250 kW 6 MW

Transition to commercialization

Start of operation: 2012

Co-operation partners of ZSW:

Electrolysis Stacks for 250 kWe System

Visit of the President from Turkey Abdullah Gül and Prime Minister Kretschmann at ZSW (21.09.2011)

An interesting discussion !

Thanks for your kind attention.

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