Zusammenfassung
Für die Umsetzung des Power-to-Gas-Konzeptes standen bereits im Jahr 2014 marktreife Technologien zur Verfügung, welche in diesem Kapitel beschrieben werden. Zudem wird die zukünftige System- und Kosteneffizienz durch prognostizierte Lernkurveneffekte sowie Wirkungsgradsteigerungen und einer Abwärmenutzung betrachtet. Neben den Investitionskosten stellen die variablen Kosten, insbesondere die mit dem Strombezug einhergehende EEG-Umlage, die Hauptkostenbelastung bei der Erzeugung von synthetischem Gas dar. Die rechtlichen Rahmenbedingungen für Power-to-Gas werden betrachtet und Hürden, z.B. bei der Eigenversorgung, aufgezeigt. Anhand dessen erfolgt die Ermittlung und Gegenüberstellung von Gasgestehungskosten für verschiedene Konzepte der Eigenversorgung wie auch beim Börsenstrombezug. Letzlich werden die Erlöspotenziale und die Systemdienlichkeit von Power-to-Gas im Verkehrs- und Stromsektor beschrieben. Die höchsten Erträge für synthetische Gase sind derzeit im Verkehrssektor erzielbar. Bei strombasierten Antriebskonzepten resultieren hohe Emissionseinsparungen gegenüber konventionellen Antriebskonzepten, soweit für die Energieproduktion vorwiegend erneuerbare Energie eingesetzt wird. Selbst bei einem ausschließlichen Windstrombezug stellten Batterie- und Brennstoffzellenfahrzeuge im Jahr 2015 mit den zu diesem Zeitpunkt noch hohen Kosten für die Fahrzeugproduktion keine kosteneffiziente Variante zur Emissionsminderung unter den Antriebskonzepten im Individualverkehr dar. Gasverbrennungsfahrzeuge ermöglichten zu diesem Zeitpunkt eine signifikante Emissionsminderung zu niedrigeren Vollkosten für den Endkunden.
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Notes
- 1.
Die Nutzung von Wasserstoff in der chemischen Industrie ist im ursprünglichen Konzept nicht enthalten, da dafür die Nutzung des Gasnetzes nicht zweckmäßig ist – Notwendigkeit einer Wasserstoffinfrastruktur.
- 2.
Vgl. Sterner, M.; Thema, M.; Eckert, F.; Lenck, T.; Götz, P., 2015b, S. 55–57.
- 3.
Standardbedingungen: 298,15 K; 1 bar.
- 4.
Stackdesign in Abschn. 3.2.1.2.
- 5.
Vgl. Smolinka, T.; Hebling, C.; Garche, J., 2011.
- 6.
Alcaline Electrolysis.
- 7.
Proton Exchange Membrane bzw. Polymer Electrolyte Membrane Electrolysis.
- 8.
Solid Oxide Electrolysis.
- 9.
High Temperature Electrolysis of Steam.
- 10.
Vgl. Energieinstitut‐Linz et al., 2014 – Elektrolysezellen und Druckniveaus.
- 11.
Vgl. Sterner, M. & Stadler, I., 2014, S. 326.
- 12.
Vgl. Energieinstitut‐Linz et al., 2014.
- 13.
Vgl. ZSW, 2014.
- 14.
Vgl. Fraunhofer ISE, 2014.
- 15.
Vgl. DVGW, 2013a.
- 16.
Edukt: Ausgangsstoff einer chemischen Reaktion.
- 17.
Vgl. Sterner, M. & Stadler, I., 2014, S. 340–342 – Prozessgrundlagen.
- 18.
Vgl. Energieinstitut‐Linz et al., 2014, Sterner, M. & Stadler, I., 2014, S. 364–365.
- 19.
Vgl. van Basshuysen, R., 2015, S. 160–161.
- 20.
Vgl. Sterner, M. & Stadler, I., 2014, S. 342–343.
- 21.
Vgl. DVGW, 2014a, S. 36–37.
- 22.
Vgl. van Basshuysen, R., 2015, S. 160.
- 23.
Vgl. Energieinstitut‐Linz et al., 2014.
- 24.
Vgl. DVGW, 2014a, S. 1.
- 25.
Vgl. DVGW, 2014a, S. 25.
- 26.
Vgl. Sterner, M. & Stadler, I., 2014, S. 351.
- 27.
Vgl. DVGW, 2014a, S. 36.
- 28.
Vgl. DLR et al., 2014, S. 55.
- 29.
Vgl. dena, 2015b, S. 6–8.
- 30.
Vgl. Sterner, M. & Stadler, I., 2014, S. 339.
- 31.
Vgl. DLR et al., 2014, S. 57.
- 32.
Vgl. Sterner, M. & Stadler, I., 2014, S. 429.
- 33.
Vgl. DVGW, 2013b.
- 34.
Vgl. Energie‐Forschungszentrum Niedersachsen, 2013, S. 76.
- 35.
Vgl. DVGW, 2014c.
- 36.
Vgl. Bundesnetzagentur, 2014b.
- 37.
Vgl. DVGW, 2013b, S. 32.
- 38.
Vgl. DVGW, 2013b, S. 3.
- 39.
Vgl. BDEW, 2015c.
- 40.
Vgl. Sedlacek, 2013.
- 41.
Vgl. Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH, 2005, S. 46 – 212 Mrd. KWh/a (Umrechnung aufgrund differenzierter Annahmen des Brennwerts).
- 42.
Vgl. Gas‐ und Wärme‐Institut Essen e. V., 2012.
- 43.
Vgl. Sterner, M. & Stadler, I., 2014, S. 379.
- 44.
Vgl. LBST, 2010.
- 45.
39,4 kWh/kg bzw. 3,54 kWh/Nm3 (bezogen auf den Brennwert).
- 46.
Vgl. DVGW, 2014c, S. D–4.
- 47.
Erläuterungen im Abschn. 3.2.
- 48.
Vgl. ETOGAS GmbH, 2013.
- 49.
Vgl. DVGW, 2014d.
- 50.
Abschn. 3.2.1.2.
- 51.
Vgl. DVGW, 2014c, S. D–8.
- 52.
Vgl. DVGW, 2014c, S. D–7.
- 53.
Tab. 3.6.
- 54.
Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zuletzt durch Artikel 6 des Gesetzes vom 21. Juli 2014 (BGBl. I S. 1066) geändert worden ist.
- 55.
Abschn. 1.1.1.
- 56.
BT‐Drucks. 17/6072, S. 50.
- 57.
Vgl. Bundesnetzagentur, 2014b.
- 58.
Vgl. von Bredow, H. & Balzer, L., 2015.
- 59.
Vgl. Bundesnetzagentur, 2014b.
- 60.
Netz der öffentlichen Versorgung gemäß § 5 Nr. 26 EEG.
- 61.
Vgl. BDEW, 2015d.
- 62.
Vgl. DIHK; BSW‐Solar, 2015.
- 63.
Vgl. DGS, 2015.
- 64.
Ausschließlich Variante 3.
- 65.
Abschn. 3.4.1.
- 66.
Abschn. 2.2.4.
- 67.
Soweit keine Begrenzung bei der Gasnetzeinspeisung (Zumischgrenze, Mindesteinspeisung etc.) besteht.
- 68.
Entspricht derzeitigen Analysen aus Abschn. 1.4.4.
- 69.
Abschn. 3.5.1 – Besondere Ausgleichsregelungen nach §§ 63 ff. EEG 2014.
- 70.
Mittelfristige Gasgestehungskosten: minimal 14,42 ct/kWh mit EEG‐Umlage und minimal 6,1 ct/kWh ohne EEG‐Umlage.
- 71.
Vgl. FGW, 2015.
- 72.
Vgl. RenewEconomy, 2016
- 73.
Abschn. 2.8.2.
- 74.
Vgl. DVGW, 2015.
- 75.
Vgl. DVGW, 2014d.
- 76.
Vgl. DVGW, 2015.
- 77.
Abschn. 1.1.1.
- 78.
Abschn. 1.1.2.
- 79.
Vgl. Grope, J. & Holzhammer, U., 2012.
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Zapf, M. (2017). Power-to-Gas – Stand der Technik und Einsatzmöglichkeiten. In: Stromspeicher und Power-to-Gas im deutschen Energiesystem. Springer Vieweg, Wiesbaden. https://doi.org/10.1007/978-3-658-15073-0_3
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