Das integrierte Energiesystem könnte in Deutschland und den Niederlanden Elektrolyseure mit 110 GW produzieren
Einem Bericht des niederländischen Netzbetreibers TenneT und des Gasunternehmens Gasunie zufolge sollten die Unternehmen die Infrastruktur nach 2030 gemeinsam entwickeln. Da Wasserstoff und synthetisches Methan nachgefragt werden, werden Strom und Gas zunehmend miteinander verknüpft. Nur eine nahtlose Integration der beiden Netze würde es der EU ermöglichen, ihren kohlenstoffarmen Plan für 2050 zu verwirklichen.
Mit Wasserstoff oder synthetischen Brennstoffen , die dringend für die intermittierende Erzeugung erneuerbarer Energiequellen benötigt werden, könnten die Küstenregionen Deutschlands und der Niederlande bis Mitte des Jahrhunderts eine Kapazität von 110 GW an Elektrolyseuren aufweisen.
Dies ist die Vorhersage eines Berichts des niederländischen Übertragungsnetzbetreibers TenneT und des Gasinfrastrukturunternehmens Gasunie.
Die Unternehmen haben im Februar überlegt, wie die Energieinfrastruktur bis 2050 aussehen soll, und sind zu ihren Erkenntnissen zurückgekehrt, um bis 2050 drei Wege zu einer kohlenstoffarmen Wirtschaft in den Niederlanden und in Deutschland im Einklang mit der Vision der Europäischen Kommission zu modellieren . Die Szenarien unterscheiden sich nach Elektrifizierungsgrad, Menge der Importe von Grüngas und Einsatz erneuerbarer Energien.
Vernetzt
Die Studie geht davon aus, dass die Gas- und Elektrizitätssysteme im Jahr 2050 viel enger miteinander verbunden sein werden, um die Kapazität der Elektrolyseure und der Methanproduktion zu steigern.
"Wir müssen die Gas- und Stromnetze integrieren, um die energiepolitischen Ziele zu erreichen", sagte TenneT-Geschäftsführer Manon van Beek. „Dazu brauchen wir ein integriertes europäisches Energiesystem. Die nationale Energiewende ist wichtig und wird die ersten wichtigen Schritte zum Ausbau der erneuerbaren Energien bringen. Wenn wir jedoch eine zeitnahe und kostengünstige Energiewende wollen, brauchen wir eine enge politische Zusammenarbeit innerhalb Europas. “
Die Menge des auf dem Markt befindlichen grünen Gases wird von der Nachfrage nach Autos und Heizung bestimmt, während der in der Wirtschaft erzielte Elektrifizierungsgrad und die in Betrieb befindliche Erzeugungskapazität erneuerbarer Energien die Planung der Infrastruktur beeinflussen werden.
Datensätze
TenneT und Gasunie sammelten Daten aus den zehnjährigen Netzentwicklungsplänen Deutschlands und der Niederlande, aus Strategien zur CO 2 -Reduzierung sowie aus Zeitplänen für die Stilllegung von Kohle und Kernkraftwerken und überlappten diese mit Informationen zu den geplanten Verbindungsleitungen und Übertragungskapazitäten für Strom, Gas, Wasserstoff und Methan . Die letztgenannten Datensätze wurden vom Europäischen Netz der Fernleitungsnetzbetreiber für Elektrizität (ENTSO-E) und dem Gasäquivalent ENTSO-G bereitgestellt.
Alle drei Szenarien gingen von einer Dekarbonisierung von 95% bis Mitte des Jahrhunderts aus. Das daraus resultierende "Integrierte Systemerweiterungsmodell" soll die Auswirkungen unterschiedlicher Wasserstoff- und Methanverbräuche auf die Kosten des Energiesystems, die Auslastung der Infrastruktur und die Entscheidungen zum Kraftwerksversand simulieren.
"Die bestehenden Gas- und Stromnetze spielen gemeinsam eine entscheidende Rolle für das Energiesystem der Zukunft", sagte Gasunie-Geschäftsführer Han Fennema. „Um den zunehmenden Schwankungen im Energienetz gerecht zu werden, müssen unsere Gas- und Strominfrastrukturen nahtlos aufeinander abgestimmt werden. Die Anbindung des TenneT-Netzwerks an Gasunie's bietet die für das Energiesystem erforderliche Flexibilität. Dadurch bleibt das System zuverlässig und erschwinglich. “
Gemeinsame Anstrengung
Die Studie ist die erste, die überlegt, Investitions- und Versandszenarien in beiden Netzen gemeinsam zu maximieren, um den Wert von Power-to-Gas besser zu ermitteln . Beispielsweise modellierten die Autoren Versand- und Netzflexibilitätsoptionen in Bezug auf verbundene Gas- und Stromnetze, die es ermöglichten, die Anzahl der Stunden pro Jahr zu berücksichtigen, in denen Elektrolyseure in allen drei Szenarien mit Volllast betrieben würden.
Für das Modell, das auf dem höchsten Volumen an Erzeugungskapazitäten für erneuerbare Energien basiert, würden in Deutschland und den Niederlanden zwischen 2040 und 2050 Elektrolyseurkapazitäten von rund 110 GW eingeführt. Eine bescheidene Elektrifizierung mit einem immer noch beträchtlichen Volumen an sauberen Energieträgern würde 63 GW Elektrolyseure antreiben, und ein geringeres Maß an Elektrifizierung und erneuerbaren Energien würde der Studie zufolge 2050 zu einer Elektrolyseurleistung von 8 GW führen.
Die kleine Zahl für das letztgenannte Szenario spiegelt einen Energiemix wider, bei dem erneuerbare Energien den Strombedarf decken, jedoch keine überschüssige Erzeugung für die Elektrolyse liefern. In einem solchen Fall würde der Import von Grüngas die Nachfrage befriedigen, wobei die Elektrolyseure im Jahr 2050 nur rund 1.900 Stunden lang unter Volllast betrieben würden.
Unterschiedliche Ergebnisse
In dem Szenario, in dem ein höherer Gasverbrauch angenommen wird, wäre der Strombedarf geringer, sodass mehr erneuerbare Energie für Power-to-Gas verwendet werden kann. Bei einer Wirtschaft, die mit erheblichen Mengen an grünem Gas und hoher Kapazität für erneuerbare Energien betrieben wird, könnten Elektrolyseure Mitte des Jahrhunderts 4.770 Volllaststunden leisten. Wenn Mobilität, Heizung und industrielle Prozesse auf Strom anstatt auf gasförmige Brennstoffe umgestellt werden und große Überkapazitäten an erneuerbaren Energien eingesetzt werden, werden Elektrolyseure voraussichtlich 6.990 Volllaststunden liefern. Im letzteren Szenario würde Wasserstoff als saisonaler Speicher dienen und in Strom und Wärme umgewandelt, anstatt beispielsweise als Kraftstoff für die Mobilität verwendet zu werden.
In beiden Szenarien ist es unwahrscheinlich, dass Methanisierungseinheiten entwickelt werden, was hauptsächlich auf die damit verbundenen größeren Effizienzverluste zurückzuführen ist. Der Strombedarf und die Wasserstofferzeugung dürften vor der Methanisierung gedeckt werden.
Das derzeitige Gasnetz kann nur einen Bruchteil des Wasserstoffgehalts ohne kostspielige Aktualisierungen aufnehmen. Die Synthese von Methan aus Wasserstoff macht es klimaneutral, allerdings mit einem zusätzlichen, energieintensiven Umwandlungsschritt, der die Kosten noch weiter erhöht.
https://www.pv-magazine.com/2020/01/24/...in-germany-and-netherlands/ |
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