PtX-Atlas
Einführung

Der PtX-Atlas des Fraunhofer IEE ist eine kostenlose WebGIS-Anwendung und präsentiert zeitlich-räumlich hochaufgelöste Simulationen für ein erstes außereuropäisches Power-to-X-Mengenszenario sowie länderspezifische Standortanalysen zur Produktionscharakteristik und zu langfristigen Gestehungskosten strombasierter Kraftstoffe. Der Atlas wurde entwickelt, um Stakeholdern aus Politik und Industrie einen umfassenden Einblick in die Untersuchungsergebnisse zu ermöglichen. Per Kartenfunktion können User Einblick in hochauflösende GIS-Analysen zur PtX-Flächenidentifizierung erhalten. Darauf aufbauende Simulationsergebnisse zu Erzeugungsmengen und zukünftigen Kosten lassen sich mit Hilfe einer Sidebar länderspezifisch und grafisch aufbereitet abfragen. Es folgen allgemeine Informationen zum Forschungshintergrund und zur Nutzung des Atlas. Weiterführende Informationen zur Methodik und den verwendeten und aufbereiteten Datensätzen erhalten Sie im Abschnitt Methodik.

Aggregierte Ergebnisse aus dem PtX-Atlas und Schlussfolgerungen hinsichtlich robuster Szenarien und Einsatzbereiche für PtX in Deutschland und Europa erhalten Sie im Teilbericht PtX-Atlas: Weltweite Potenziale für die Erzeugung von grünem Wasserstoff und klimaneutralen synthetischen Kraft- und Brennstoffen

Strombasierte Kraftstoffe aus regenerativen Energien – also CO2-neutrale synthetische Kraft- und Brennstoffe sowie grüner Wasserstoff – gelten als ein zentrales Instrument für den Klimaschutz: Sie sollen fossile Energieträger in solchen Bereichen ersetzen, in denen keine direkte Nutzung von Strom aus erneuerbaren Energien möglich ist. Stahlhersteller zum Beispiel können anstelle von Kohle Wasserstoff verwenden, im Flug- und Schiffsverkehr ersetzen synthetische Kraftstoffe Kerosin oder Schweröl und Diesel. Die für eine sichere Stromversorgung benötigten Ausgleichskraftwerke lassen sich statt mit fossilem mit synthetischem Erdgas oder aber mit Wasserstoff betreiben. Die synthetische Erzeugung strombasierter Kraftstoffe ermöglicht die Dekarbonisierung dieser Sektoren und bietet somit eine große Chance zur Umsetzung eines fast treibhausgasneutralen Energiesystems in 2050. Diese und weitere Themen werden innerhalb des Projektes DeV-KopSys adressiert und anhand umfangreicher Analysen untersucht.

Die Herstellung von Power-to-X (PtX)-Kraftstoffen basiert auf der Erzeugung von grünem Wasserstoff per Wasserelektrolyse aus regenerativen Energien. Dieser kann direkt genutzt, weiterverarbeitet oder bspw. durch Hinzunahme von Kohlenstoffdioxid (CO2) synthetisiert werden. Auf diese Weise lassen sich zahlreiche PtX-Kraftstoffvarianten von gasförmigen über flüssigen Wasserstoff bis hin zu SNG oder synthetisches Kerosin, Diesel sowie Methanol erzeugen.

Als Treibstoffvariante zur Dekarbonisierung des Verkehrssektors steht in der aktuellen Debatte vor allem regenerativ erzeugter Wasserstoff im Vordergrund und wird in Kombination mit Brennstoffzellen-Antrieben als erste umsetzungsfähige Variante in Teilbereichen gehandelt. Aber auch Kohlenwasserstoffe wie zum Beispiel synthetisches Kerosin, Diesel oder SNG heben sich aufgrund ihrer sehr guten Drop-in-Fähigkeiten in die bestehende Infrastruktur besonders hervor und weisen eine große Bandbreite an Bereitstellungspfaden auf.

Da die Herstellung von PtX sehr energieaufwändig und selbst bei zukünftigen Effizienzsteigerungen mit hohen Verlusten behaftet ist, erscheint eine Herstellung lediglich in Regionen mit hervorragenden Erneuerbaren Energien Ressourcen und entsprechenden Flächenverfügbarkeiten wirtschaftlich sinnvoll. Für Länder, die ein solches Potenzial in großen Mengen und über den eigenen Bedarf hinausgehend aufweisen können, eröffnet PtX den Einstieg in einen attraktiven Zukunftsmarkt im Transformationsprozess eines globalen Energiesystems.

Der PtX-Atlas als WebGIS-Anwendung weist grundsätzlich zwei Hauptfunktionalitäten auf. Zum einen lassen sich hochauflösende GIS-Analysen per Kartenfunktion im Raum darstellen. Zum anderen ermöglicht eine integrierte Sidebar die grafische Darstellung umfangreicher Simulationsergebnisse für knapp 600 simulierte Standorte sowie eine aggregierte Auswertung auf Länderebene.

Inhalte der Karte
In einem ersten Schritt wurden anhand eines Kriterienkataloges mit Ausschluss- und Abstandskriterien Eignungsflächen zur Nutzung für PtX-Technologien identifiziert. Die Identifizierung dieser PtX-Potenzialflächen basiert auf einer global einheitlichen, GIS-basierten Flächenanalyse und bildet 6 PtX-Flächenkategorien ab. So können PtX-Vorzugsregionen mit verschiedenen Wasserquellen und Erneuerbare Energien-Ressourcen unterschieden werden. Die Unterteilung weist Flächen mit einer guten Windressource, einer guten Solarressource sowie einer Kombination aus guter Wind- und Solarressource aus. Zudem wird für die notwendige Wasserquelle zur Erzeugung von grünem Wasserstoff bzw. dessen Folgeprodukte zwischen Frischwasser und Meerwasser unterschieden.

Ausgehend von der PtX-Potenzialflächenermittlung wurde ein erstes außereuropäisches PtX-Mengenszenario in den Atlas integriert. Das Mengenszenario unterscheidet eine PtX-Erzeugung an Wind + PV Hybridstandorten, sowie an reinen Wind- oder PV-Standorten. Ebenfalls ist eine Differenzierung über die Wasserbezugsquelle möglich.

Inhalte der Sidebar
Für jede Standortkategorie aus den größten zusammenhängenden Potenzialflächen eines jeden Landes wurden bis zu fünf Standorte ausgewählt und für eine zeitreihen-basierte und kosten-optimierte Anlagen- und Ausbauplanung von PtX-Technologien herangezogen. Neben der Erzeugungscharakteristik liefert die Modellierung genaue Kenntnisse zur kostenoptimalen Zusammensetzung der Systeme und ermöglicht eine PtX-Kostenabschätzung der verschiedenen Kraftstoffvarianten.

Auf den Unterseiten der Sidebar werden länderspezifische Auswertungen zu folgenden Analysen veranschaulicht:

  • Sozioökonomische Vorabanalysen auf Länderebene
  • GIS-basierte Flächenidentifizierung für PtX-Anwendungen
  • Ableitung von PtX-Erzeugungsmengen
  • Volatile Charakteristik der PtX-Erzeugung
  • Kostenbandbreiten von PtX-Kraftstoffen
  • Importkosten von PtX-Kraftstoffen in die EU

Zusätzlich sind folgende standortspezifische Auswertungen einzusehen:

  • Systemauslegung und Erzeugungscharakteristik
  • Kostenbestandteile von PtX-Kraftstoffen

Im Rahmen des Projektes sind Vereinfachungen getroffen worden, um globale Analysen mit einem vertretbaren Rechen- und Zeitaufwand abzubilden. Verwendung findet ein global einheitlicher Kriterienkatalog zur PtX-Flächenidentifizierung. Die Rasterauflösung beträgt hierbei ca. 1 km * 1 km. Dieser Ansatz ersetzt keine Detailanalyse vor Ort. Es ermöglicht aber die Identifizierung bevorzugter Standorte und liefert eine erste Abschätzung zukünftiger Potenziale im globalen Raum.

Eine nachgelagerte Detailanalyse benötigt standortspezifische Kriterien in Bezug auf die lokalen Gegebenheiten, um alle notwendigen Einflussfaktoren für eine PtX-Flächeneignung zu berücksichtigen. Eine solche Standortbewertung umfasst auch die Planung der dafür notwendigen Wind- und PV-Parks. Üblicherweise dauern diese Prozesse aufgrund ihrer Komplexität mehrere Jahre. Die Abbildung der Stromerzeugung von Erneuerbaren Energien erfolgte auf Basis von mesoskaligen Wettermodellen mit einer zeitlichen Auflösung von einer Stunde. Vor allem eine Standortbewertung für die Windenergie erfordert für gewöhnlich ein aufwändiges Windgutachten.

Die technoökonomische Analyse zur Darstellung des energiewirtschaftlichen Erzeugungspotenzials basiert auf einer umfangreichen Literaturrecherche. Da die Literatur zumeist große Bandbreiten für zukünftige Technologieentwicklungen liefert, wurden insbesondere mittlere Annahmen aus der Literatur entnommen.

Die Abschätzung der Erzeugungsmengen ist unter der Annahme eines theoretischen Vollausbaus der identifizierten Flächen erfolgt. Es ist jedoch festzuhalten, dass insbesondere die Realisierbarkeit des Markthochlaufs sowohl beim Ausbau von Erneuerbaren Energien als auch von PtX-Technologien ein essentielles Kriterium zur Abschätzung zukünftiger Erzeugungsmengen und –kosten von PtX-Produkten ist.

Methodik

Die Eignung für den Aufbau einer Power-to-X Infrastruktur ist mit abhängig von der sozioökonomischen Beschaffenheit in den PtX-Exportländern. Mit der Methode einer globalen High-Level Länderanalyse wurden die sozioökonomischen Potenziale von Ländern untersucht und zur Darstellung auf dem PtX-Atlas aufbereitet. Hierbei fanden verschiedene Themenfelder Berücksichtigung. Das sind: Ökonomie, Politik, Gesellschaft, Technologie, Naturverhältnisse und Nähe zu Deutschland. Diese Analyse ist als Vorabanalyse zu verstehen, entsprechend finden die darauffolgenden Arbeiten zur Eignungsfeststellung möglicher PtX-Erzeugungen im Land hier noch keine Berücksichtigung.

In der High-Level Länderanalyse ergibt der Durchschnittswert aus den fünf Themenfeldern Ökonomie, Politik, Gesellschaft, Technologie, Naturverhältnisse und Nähe zu Deutschland das sozioökonomische Potenzial eines PtX-Exportlandes. Jedem dieser Themenfelder liegen Indikatoren und dazugehörige Indizes zugrunde. Das Themenfeld Gesellschaft setzt sich bspw. aus den Indikatoren Arbeitslosigkeit, Zufriedenheit und Frieden, Gesundheitssystem, Energiebedarf, Einwohnerzahl, Effekte Klimawandel und Energiebedarf zusammen.

In der Analyse wurden in den fünf Themenfeldern die Einzelwerte von insgesamt 40 Indikatoren und dazugehörigen 74 Indizes genutzt. Der methodische Aufbau wird in folgender Graphik für das Themenfeld Gesellschaft am Beispiel des Indikators Gesundheitssystem und den dazugehörigen Indizes Ärztedichte und Säuglingssterblichkeit erkennbar.

Allen Indizes liegen Analysen, Berechnungen und Statistiken von öffentlichen nationalen und internationalen Organisationen oder privaten Consultinggruppen zugrunde. Der Index Ärztedichte beruht auf Statistiken und Zahlenwerte der Weltbank. Deren einzelnen Berechnungen gingen in die Gesamtanalyse mit ein. Aus den Einzelwerten der Indizes wurden Intervalle gebildet welche je mit einem Wert zwischen 1-5 bewertet wurden (1 = höchst negativ, 5 = höchst positiv). Der Durchschnittswert aus den Indizes gibt den Wert eines jeden Indikators an und der Durchschnittswert aller Indikatoren ergibt den „Endwert“ für ein Themenfeld. Der Durchschnittswert von allen Themenfeldern gibt schließlich Auskunft über die sozioökonomischen Gegebenheiten für den Aufbau einer PtX Infrastruktur.

Mit diesem methodischen Ansatz lässt sich in dem PtX-Atlas vergleichend darstellen, dass bspw. das sozioökonomische Potenzial in einem Land wie in den Vereinigten Staaten hoch (Durchschnittswert 3,85), in einem Land wie Ägypten (Durchschnittswert 2,67) eher gering ist.

In der Methode ist auch eingeschrieben, dass durch die Vielzahl an Indizes und deren Durchschnittswert sich diese z.T. in der Bewertung neutralisieren können. So ist es durchaus denkbar, dass bspw. ein stärker autokratisch geführtes Land wie Kuba in der Bewertung bei dem Themenfeld Gesellschaft ähnlich gut abschneidet wie bspw. Australien, weil in Kuba die Effekte des Klimawandels weniger stark sichtbar werden oder der dortige Energiebedarf geringer ist. Dieser Umstand sollte bei der eigenen Interpretation der Wertung mitgedacht werden.

Die Flächenpotenzialanalyse basiert auf einer booleschen Überlagerung verschiedener Ausschlusskriterien, also Faktoren die eine Flächennutzung zur Power-to-X-Erzeugung ausschließen. Diese Kriterien werden innerhalb eines Kriterienkataloges definiert und unter Verwendung global verfügbarer Raumdaten angewendet. Die so ermittelten PtX-Flächen werden anschließend einer Analytical Hierarchical Process (AHP) Bewertung unterzogen, um innerhalb der Flächen besonders wertvolle Regionen zu erkennen und diese für weitere Standortanalysen einzusetzen.

Im Falle einer Überlagerung möglicher Potenzialflächen, die sowohl an Binnengewässern als auch an Küstengewässern grenzen, ermöglicht der Einsatz der AHP-Methode eine Zuteilung der Flächen zu einer Kategorie. Dies ist notwendig, um das kumulierte Erzeugungspotential des Landes abzuleiten und jede Potenzialfläche nur einmal zu berücksichtigen. Erzeugt das AHP-Ranking keine eindeutige Zuordnung zu einer Kategorie, wurde als letztendliches Entscheidungskriterium die Entfernung zum nächstgelegenen Wasserzugang festgelegt. Das Potenzial wurde der Kategorie mit der geringeren Entfernung zugeordnet.

Kriterienkatalog
Allgemeingültige Kriterien zur Potenzialflächenanalyse für Erneuerbare Energien (EE) bilden eine Grobabschätzung zukünftiger Flächenpotenziale. Neben Ausschlussbedingungen zur Landnutzung (wie bebaute Flächen, Bevölkerungsdichten, Agrarland oder Wald) wurden u. a. auch Naturschutzgebiete (sowohl landseitig wie seeseitig), die Hangneigung oder die EE-Ressource (Wind- und Einstrahlungsbedingungen) in der Untersuchung berücksichtigt.

Durch restriktive Kriterien zur Berücksichtigung ökologischer und techno-ökonomischer Voraussetzungen folgt eine weitere signifikante Begrenzung globaler PtX-Potenzialflächen. So werden bspw. Abstandskriterien zu Städten, Häfen und Pipelines als Kriterium für Infrastruktur und Personal oder ein Abstand zur nächsten Wasserquelle (Küsten- oder Binnengewässer) als technische Restriktion unterstellt. Als ökologische Restriktion für Binnengewässer wird ein geringer Wasserstress-Indikator berücksichtigt.

Eine Zusammenfassung des unterstellten Kriterienkatalogs zu Ausschluss- und Abstandskriterien ist im Folgenden aufgeführt. Die Analyse lässt sich in drei Maßnahmen untergliedern. Im ersten Schritt werden allgemeingültige Kriterien zum Ausschluss von Flächen für den Aufbau von Wind- oder PV-Kraftwerken definiert. In einem zweiten Schritt werden die Flächen mit ökonomischen Restriktionen belegt. Im abschließenden Schritt werden die restlichen Flächen mit technischen und ökologischen Restriktionen zur Eignung für PtX-Technologien belegt. Hierbei werden zwei Varianten abgebildet, die sich hinsichtlich der unterstellten Wasserquelle (3.3a für Küstengewässer, 3.3b für Binnengewässer) unterscheiden.

SchrittAusschlusskriteriumArgumentVerwendete Daten
1.1LandnutzungWaldflächen, Siedlungsflächen, Agrarflächen, Wasserflächen, Permanente Schnee- und Eisflächen, gemischte FlächenESA Landcover
1.2Hangneigung> 5 ° (im 1 km Raster)NASA SRTM3
1.3SiedlungsgebieteBebaute Flächen inkl. 1 km PufferESA Landcover,
max mind
1.4Bevölkerungsdichte> 50 Einwohner/km²GPW
1.5SchutzgebieteNatur- und Landschaftsschutz sowie potenziell kritische Lebensräume inkl. 1 km PufferWDPA, Critical Habitats
2aStromgestehungskosten Wind*> 4 ct/kWhGWA
2bStromgestehungskosten PV*> 3 ct/kWhGSA
3.1aDistanz zu Häfen> 500 kmWPI
3.1bDistanz zu Pipelines> 50 kmEIA, Harvard
3.2Distanz zu Städten> 200 kmsimplemaps
3.3aDistanz zur landeseigenen Küste> 50 kmGADM
3.4aMarine SchutzgebieteLandesflächen entlang marinen Schutzgebieten inkl. 4 km PufferWDPA
3.3bDistanz zu Binnengewässern> 50 kmESA
3.4bWasserstress> GeringWRI

* Die Berechnung der Stromgestehungskosten zur Flächenidentifizierung basiert auf langjährigen Mittelwerten zur Wind- bzw. Einstrahlungsbedingung aus dem Global Wind Atlas (GWA) bzw. aus dem Global Solar Atlas (GSA) der DTU. Hier kann eine Diskrepanz zu den ermittelten Kosten in der nachgelagerten zeitreihen-basierten PtX-Standortanalyse entstehen, die auf Basis eines repräsentativen Wetterjahres mit stündlichen Werten aus dem global verfügbaren Wettermodell ERA5 vom ECMWF simuliert wurden.

Anmerkungen zur Potenzialanalyse
Zusätzliche Erschließungen – über die so ermittelten Vorzugsregionen hinaus – erscheinen wahrscheinlich, wären allerdings mit erhöhten technischen Aufwänden und entsprechend höheren Kosten verbunden und unterliegen einer geringeren Akzeptanz (aufgrund reduzierter ökologischer Anforderungen oder begrenzter Wasserverfügbarkeiten). Bedeutende Erkenntnisse aus der Potenzialanalyse zeigen sich wie folgt:

  • Der Bezug von Wasser ist ein entscheidender Faktor bei der Beurteilung der Flächeneignung und entsprechend zur Ermittlung der PtX-Erzeugungsmengen. Vor allem auf dem afrikanischen Kontinent ist der Wasserbezug ein begrenzender Faktor und wirkt stark restriktiv auf die Erzeugungsmengen.
  • Neben einem Wasserbezug durch Meerwasserentsalzung in Küstenregionen ergeben sich auch große PtX-Erzeugungspotenziale durch einen Frischwasserbezug entlang von Binnengewässern in Regionen mit geringem Wasserstress.
  • Naturschutzgebiete (sowohl landseitig wie seeseitig), Wälder und Nutzflächen reduzieren die Flächenverfügbarkeit in einem Großteil der Länder maßgeblich.

Die ermittelten Eignungsflächen zur PtX-Erzeugung dienen als Grundlage zur Simulation zeitlich hochaufgelöster Erzeugungszeitreihen für Strom aus Onshore Wind- und Freiflächen-PV-Anlagen. Die Abbildung der Stromerträge erfolgte mit den am Fraunhofer IEE entwickelten physikalischen Wind- bzw. PV-Modellen unter Verwendung von Wetterinformationen aus dem Wettermodell ERA5 des ECMWF.

Die zeitliche Auflösung der Ertragssimulationen beträgt eine Stunde und wurde für fünf Wetterjahre (2008 bis 2012) durchgeführt. Für die weitere Berechnung wurde anhand der durchschnittlichen Ertragsmenge je Standort ein repräsentatives Wetterjahr definiert und für alle weiterführenden Analysen verwendet. Zur Abbildung der Erzeugungszeitreihen für Onshore Windenergieanlagen wurden für jeden Standort zwei Anlagentypen simuliert. Die Anlagen unterscheiden sich in der spezifischen Flächenleistung (250 W/m² bzw. 300 W/m²) und in der Nabenhöhe (180 m bzw. 130 m). Für PV-Freiflächenanlagen werden anhand der geographischen Position für jeden Standort optimale Ausrichtungen sowie Neigungswinkel bestimmt.

Die stündlich aufgelösten Erzeugungszeitreihen finden Eingang in die Modellierung verschiedener kostenminimaler PtX-Erzeugungssysteme mit dem Optimierungsmodell SCOPE. Insgesamt wird für 12 Technologieoptionen ein kostenminimales System ausgelegt und für repräsentative Standorte aus der vorangegangenen Flächenanalyse simuliert. Die 12 Technologieoptionen unterscheiden sich zum einen anhand der eingesetzten Elektrolyse-Anlage (Niedertemperatur PEM bzw. Hochtemperatur SOEC) und der PtX-Kraftstoffvariante. Die untersuchten Kraftstoffvarianten sind die folgenden:

  • FT-Kraftstoff (Diesel, Kerosin)
  • Methanol
  • Methan (SNG, komprimiert)
  • Methan (SNG, flüssig)
  • Wasserstoff (komprimiert)
  • Wasserstoff (flüssig)

Bei der Bestimmung der kostenoptimalen Systemauslegung werden unterschiedliche Systemkomponenten betrachtet. Für die Stromerzeugung werden Freiflächensolaranlagen sowie Onshore-Windenergieanlagen berücksichtigt. Zur Zwischenspeicherung von Strom besteht zusätzlich die Möglichkeit auch Batteriespeicher in das System zu integrieren. Der erzeugte Strom wird von der Elektrolyse in einem ersten Schritt für die Wasserstoffherstellung benötigt. Bei Hochtemperatur SOEC-Anlagen besteht zusätzlich ein Wärmebedarf für die Wasserstoffherstellung. Diese kann über Großwärmepumpen oder Elektrodenkessel gedeckt werden. Dabei wird angenommen, dass der Strom für die elektrische Wärmeversorgung auch aus den Wind- oder Solaranlagen des Systems bzw. ggf. dem Batteriespeicher kommt. Der erzeugte Wasserstoff kann optional in einem Wasserstoffspeicher zwischengespeichert werden, bevor er (je nach Endprodukt) verflüssigt, komprimiert oder auch zu anderen PtX-Kraftstoffen weiter synthetisiert wird. Für die Synthese ist zusätzlich noch eine CO2-Abscheidung aus der Luft abgebildet, deren Strombedarf ebenfalls aus dem System kommt und deren Wärmebedarf über die Wärmeerzeuger ggf. in Kombination mit einem Wärmespeicher gedeckt wird. Ein Teil der Abwärme der Synthese kann für die Hochtemperaturelektrolyse genutzt werden. Optional kann in dem System noch ein Methanspeicher berücksichtigt werden, um die Verflüssigung zeitlich flexibler zu gestalten. Die Stromversorgung für die Komprimierung oder Verflüssigung der Kraftstoffe erfolgt ebenfalls aus dem System heraus.

TechnologieParameterWertEinheitQuelle
MeerwasserentsalzungEnergiebedarf4kWh/m³[2]
Elektrolyse-PEMWirkungsgrad71% (Gesamt)[3]
Elektrolyse-SOECWirkungsgrad88% (elektrisch)[4]
Elektrolyse-SOECZzgl. Wärmebedarf44,33kJ/mol (H2, Input)[13]
Methanol-SyntheseWirkungsgrad79,08%[14]
Methanol-SyntheseAbwärme49,8kJ/mol (CH3OH, Output)[15]
Fischer-Tropsch-SyntheseWirkungsgrad76,3%[14]
Fischer-Tropsch-SyntheseAbwärme115,8kJ/mol (CH2-Kette, Output)[13]
Methan-SyntheseWirkungsgrad78,9%[14]
Methan-SyntheseAbwärme165kJ/mol (CH4, Output)[16]
Direct air captureStrombedarf255,15kWh/t (el., Input; CO2, Output)[6]
Direct air captureWärmebedarf1312,2kWh/t (th., Input; CO2, Output)[6]
GroßwärmepumpeCOP3,03kWh/kWh (el., Input; th., Output)[3]
ElektrodenkesselWirkungsgrad99%[7]
Methan KomprimierungStrombedarf0,03kWh/kWh (el., Input; CH4, Output)[17]
Methan VerflüssigungStrombedarf0,08kWh/kWh (el., Input; CH4, Output)[17]
Wasserstoff KomprimierungStrombedarf0,048kWh/kWh (el., Input; H2, Output)[10]
Wasserstoff VerflüssigungStrombedarf0,2kWh/kWh (el., Input; H2, Output)[10]

Im Rahmen der Systemoptimierung wird die kostenoptimale Zusammensetzung der Systeme aus den genannten Bestandteilen für jeden Standort und Kraftstofftyp ermittelt. Dabei werden sowohl Investitionskosten als auch fixe und variable Betriebskoten berücksichtigt. Der Anlagenbetrieb wird jeweils in stündlicher Auflösung für ein ganzes Jahr abgebildet und berücksichtigt somit sowohl jahreszeitliche Schwankungen im Wind und PV-Dargebot als auch kurzfristige Schwankungen.

Auf Basis der GIS-basierten Flächenidentifizierung und der Anlagenkonfiguration aus der Systemoptimierung wurde eine Abschätzung zukünftiger PtX-Erzeugungsmengen für alle untersuchten Länder abgeleitet. Hierzu wurden die Ergebnisse aus der Systemoptimierung der simulierten Standorte auf die restlichen Flächen des Landes und der jeweiligen Kategorie (also Küste oder Binnenland bzw. Wind, PV oder Hybrid) übertragen.

Die Ermittlung des Flächenbedarfs basiert auf den Flächenbedarfen der EE-Erzeuger unter Berücksichtigung von zusätzlichen Bedarfen für weitere PtX-Technologien wie Elektrolyse, Synthese, Verflüssigung und ggf. DAC-Technologien und Speicher. Entsprechend wurden aggregierte Flächenbedarfswerte für PtX aus Wind mit 15 MW/km² und für PtX aus PV mit 40 MW/km² unterstellt. Im Falle der Hybrid-Standorte ist eine kombinierte Nutzung der Flächen sowohl für die Wind- als auch für die PV-Stromerzeugung unterstellt. In dem Falle ist die Windenergie der begrenzende Faktor.

Die Berechnung der Kraftstoffgestehungskosten erfolgt anhand der Kapitalwertmethode für alle Einzeltechnologien im jeweiligen PtX-Bereitstellungspfad. Hierzu werden die Investitions-, Betriebs- und Kapitalkosten, die technischen Eigenschaften der verwendeten Aggregate und die wirtschaftliche Nutzungsdauer des Projekts bestimmt. Vereinfachend werden für alle Technologien mittlere Kapitalkosten von 8% unterstellt, die Laufzeit des Projekts wird mit 20 Jahren angenommen. Investitions- und Betriebskosten variieren je nach Technologie und sind in der folgenden Tabelle aufgeführt:

TechnologieCAPEXEinheitOPEXQuelle
Windenergieanlage (250 W/m²)886.000€/MW (Output)4% vom CAPEX[1]
Windenergieanlage (300 W/m²)806.000€/MW (Output)4% vom CAPEX[1]
Photovoltaik321.000€/MW (Output)2,5% vom CAPEX[1]
Meerwasserentsalzung2€/(m³ * a)4% vom CAPEX[2]
Elektrolyse (PEM)470.000€/MW (el, Input)5% vom CAPEX[3]
Elektrolyse (SOEC)550.000€/MW (el, Input)5% vom CAPEX[4]
Methanol-Synthese324.000€/MW (H2, Input)5% vom CAPEX[5]
Fischer-Tropsch-Synthese324.000€/MW (H2, Input)5% vom CAPEX[5]
Methanisierung324.000€/MW (H2, Input)5% vom CAPEX[5]
Direct air capture450€/(t * a) (CO2, Output)Fix: 4% vom CAPEX
Var: 1,30 €/MWh (el.)
[6]
Großwärmepumpe1.011.000€/MW (el., Input)Fix: 1,45% vom CAPEX
Var: 1,69 €/MWh (el.)
[7]
Elektrodenkessel100.000€/MW (el, Input)Fix: 2,5% vom CAPEX
Var: 0,40 €/MWh (el.)
[7]
Methanspeicher5.015€/MWh (CH4, Kapazität)1% vom CAPEX[8]
Wasserstoffspeicher16.700€/MWh (H2, Kapazität)1,5% vom CAPEX[8]
Wärmespeicher26.000€/MWh (th., Kapazität)1% vom CAPEX[9]
Batteriespeicher479.500€/MWh (el., Kapazität)1% vom CAPEX[9]
Methan Komprimierung3.900€/kW (el., Input)4% vom CAPEX[10]
Methan Verflüssigung500€/t * a (CH4, Output)4% vom CAPEX[11]
Wasserstoff Komprimierung3.900€/kW (el., Input)4% vom CAPEX[10]
Wasserstoff Verflüssigung3.500€/t * a (H2, Output)4% vom CAPEX[12]

Die Ermittlung der Transportkosten von synthetischen Kraftstoffen ist ein weiterer Kostenbestandteil, den es zur Abbildung der PtX-Importkosten zu ermitteln gilt. Dazu wurde ein Kostenmodell für Tankerschiffe entwickelt, welches die Transportkosten in der Einheit €/MWh für die betrachteten Kraftstoffvarianten in Abhängigkeit der Distanz zwischen Import- und Exportland berechnet. Zur Berechnung der Distanz wird jeweils der größte Hafen des Landes berücksichtigt. Verfügt das Land über keinen eigenen Hafen, so wird der nächstgelegene ausländische Hafen gewählt. Die Tankerschiffe verwenden dabei jeweils den Kraftstoff, welchen sie auch transportieren sollen. So wird beispielsweise unterstellt, dass der Wasserstoff-Tanker über ein Antriebssystem bestehend aus einer Polymer-Membran-Brennstoffzelle und einem Elektromotor inklusive der zugehörigen Leistungselektronik verfügt. Die technologiespezifischen Kosten für die entsprechenden Antriebssysteme werden in den Investitionskosten berücksichtigt, welche über die Kapitalwertmethode in die jährlichen Fixkosten des Tankerschiffdienstes einfließen. Dazu wird ein Abschreibungszeitraum von 25 Jahren angesetzt. Weiterhin fließen die Wartungs- und Personalkosten sowie die Kosten für Versicherung und Verwaltung in die Fixkosten ein. Ein weiterer Fixkostenpunkt stellt die Vorhaltung einer Reservekapazität dar, welche benötigt wird, um die Wartungszeiten des Tankerschiffes auszugleichen. Neben den Fixkosten werden auch die variablen Kosten des Schiffes berücksichtigt, welche hauptsächlich aus dem Kraftstoffverbrauch und bei den Flüssiggasvarianten auch aus dem sogenannten Boil-off bestehen.

Die gesamten jährlichen Kosten des Schiffes, bestehend aus den fixen und den variablen Kosten, werden durch die jährliche Transportleistung, welche unter anderem abhängig von der Schiffsgröße und der Schiffsgeschwindigkeit ist, dividiert, um die Kosten in der Zieleinheit €/MWh des transportierten Kraftstoffes abzubilden.

Eigene Annahmen auf Basis von IRENA (2018): Renewable Power Generation Costs in 2017. International Renewable Energy Agency. Abu Dhabi

Eigene Annahmen auf Basis von IRENA (2018): Renewable Power Generation Costs in 2017. International Renewable Energy Agency. Abu Dhabi

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Eigene Annahmen auf Basis von Smolinka, Tom & Wiebe, Nikolai & Sterchele, Philip & Palzer, Andreas & Lehner, Franz & Jansen, Malte & Kiemel, Steffen & Miehe, Robert & Wahren, Sylvia & Zimmermann, Fabian. (2018). Studie IndWEDe: Industrialisierung der Wasserelektrolyse in Deutschland: Chancen und Herausforderungen für nachhaltigen Wasserstoff für Verkehr, Strom und Wärme.

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Smolinka, Tom & Wiebe, Nikolai & Sterchele, Philip & Palzer, Andreas & Lehner, Franz & Jansen, Malte & Kiemel, Steffen & Miehe, Robert & Wahren, Sylvia & Zimmermann, Fabian. (2018). Studie IndWEDe: Industrialisierung der Wasserelektrolyse in Deutschland: Chancen und Herausforderungen für nachhaltigen Wasserstoff für Verkehr, Strom und Wärme.

Smolinka, Tom & Wiebe, Nikolai & Sterchele, Philip & Palzer, Andreas & Lehner, Franz & Jansen, Malte & Kiemel, Steffen & Miehe, Robert & Wahren, Sylvia & Zimmermann, Fabian. (2018). Studie IndWEDe: Industrialisierung der Wasserelektrolyse in Deutschland: Chancen und Herausforderungen für nachhaltigen Wasserstoff für Verkehr, Strom und Wärme.

Eigene Annahmen auf Basis von Ausfelder, Florian; Dura, Hanna Ewa (Hg.) (2018): Optionen für ein nachhaltiges Energiesystem mit Power-to-X Technologien. Herausforderungen - Potenziale - Methoden - Auswirkungen: 1. Roadmap des Kopernikus-Projektes "Power-to-X": Flexible Nutzung erneuerbarer Ressourcen (P2X): erstellt im Rahmen der Roadmapping-Aktivitäten im Koperinkus-Projekt "Power-to-X": Flexible Nutzung erneuerbarer Ressourcen (P2X) gefördert durch das Bundesministerium für Bildung und Technologie. DECHEMA, Gesellschaft für Chemische Technik und Biotechnologie. 1. Auflage. Frankfurt am Main: DECHEMA Gesellschaft für Chemische Technik und Biotechnologie e.V. Online verfügbar unter edocs.tib.eu/files/e01fn18/1034723774.pdf

Eigene Annahmen auf Basis von Ausfelder, Florian; Dura, Hanna Ewa (Hg.) (2018): Optionen für ein nachhaltiges Energiesystem mit Power-to-X Technologien. Herausforderungen - Potenziale - Methoden - Auswirkungen: 1. Roadmap des Kopernikus-Projektes "Power-to-X": Flexible Nutzung erneuerbarer Ressourcen (P2X): erstellt im Rahmen der Roadmapping-Aktivitäten im Koperinkus-Projekt "Power-to-X": Flexible Nutzung erneuerbarer Ressourcen (P2X) gefördert durch das Bundesministerium für Bildung und Technologie. DECHEMA, Gesellschaft für Chemische Technik und Biotechnologie. 1. Auflage. Frankfurt am Main: DECHEMA Gesellschaft für Chemische Technik und Biotechnologie e.V. Online verfügbar unter edocs.tib.eu/files/e01fn18/1034723774.pdf

Eigene Annahmen auf Basis von Ausfelder, Florian; Dura, Hanna Ewa (Hg.) (2018): Optionen für ein nachhaltiges Energiesystem mit Power-to-X Technologien. Herausforderungen - Potenziale - Methoden - Auswirkungen: 1. Roadmap des Kopernikus-Projektes "Power-to-X": Flexible Nutzung erneuerbarer Ressourcen (P2X): erstellt im Rahmen der Roadmapping-Aktivitäten im Koperinkus-Projekt "Power-to-X": Flexible Nutzung erneuerbarer Ressourcen (P2X) gefördert durch das Bundesministerium für Bildung und Technologie. DECHEMA, Gesellschaft für Chemische Technik und Biotechnologie. 1. Auflage. Frankfurt am Main: DECHEMA Gesellschaft für Chemische Technik und Biotechnologie e.V. Online verfügbar unter edocs.tib.eu/files/e01fn18/1034723774.pdf

Eigene Annahmen auf Basis von Fasihi, Mahdi; Efimova, Olga; Breyer, Christian (2019): Techno-economic assessment of CO2 direct air capture plants. In: Journal of Cleaner Production 224, S. 957–980. und auf Basis von www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/Studien/transformationspfade-fuer-strombasierte-energietraeger.pdf?__blob=publicationFile

Eigene Annahmen auf Basis von Fasihi, Mahdi; Efimova, Olga; Breyer, Christian (2019): Techno-economic assessment of CO2 direct air capture plants. In: Journal of Cleaner Production 224, S. 957–980. und auf Basis von www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/Studien/transformationspfade-fuer-strombasierte-energietraeger.pdf?__blob=publicationFile

Eigene Annahmen auf Basis von Fasihi, Mahdi; Efimova, Olga; Breyer, Christian (2019): Techno-economic assessment of CO2 direct air capture plants. In: Journal of Cleaner Production 224, S. 957–980. und auf Basis von www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/Studien/transformationspfade-fuer-strombasierte-energietraeger.pdf?__blob=publicationFile

Danish Energy Agency: Technology Data Catalogue for Electricity and district heating production - Updated April 2020. Online verfügbar unter ens.dk/sites/ens.dk/files/Statistik/technology_data_catalogue_for_el_and_dh_-_0009.pdf, zuletzt geprüft am 17.05.2021.

Danish Energy Agency: Technology Data Catalogue for Electricity and district heating production - Updated April 2020. Online verfügbar unter ens.dk/sites/ens.dk/files/Statistik/technology_data_catalogue_for_el_and_dh_-_0009.pdf, zuletzt geprüft am 17.05.2021.

Danish Energy Agency: Technology Data Catalogue for Electricity and district heating production - Updated April 2020. Online verfügbar unter ens.dk/sites/ens.dk/files/Statistik/technology_data_catalogue_for_el_and_dh_-_0009.pdf, zuletzt geprüft am 17.05.2021.

Pfennig, Maximilian; Gerhardt, Norman; Pape, Carsten; Böttger, Diana (2017): MITTEL- UND LANGFRISTIGE POTENZIALE VON PTL- UND H2-IMPORTEN AUS INTERNATIONALEN EE-VORZUGSREGIONEN. Teilbericht im Rahmen des Projektes: KLIMAWIRKSAMKEIT ELEKTROMOBILITÄT. Hg. v. Fraunhofer IWES. Kassel. Online verfügbar unter www.energieversorgung-elektromobilitaet.de/includes/reports/Teilbericht_Potenziale_PtL_H2_Importe_FraunhoferIWES.pdf

Pfennig, Maximilian; Gerhardt, Norman; Pape, Carsten; Böttger, Diana (2017): MITTEL- UND LANGFRISTIGE POTENZIALE VON PTL- UND H2-IMPORTEN AUS INTERNATIONALEN EE-VORZUGSREGIONEN. Teilbericht im Rahmen des Projektes: KLIMAWIRKSAMKEIT ELEKTROMOBILITÄT. Hg. v. Fraunhofer IWES. Kassel. Online verfügbar unter www.energieversorgung-elektromobilitaet.de/includes/reports/Teilbericht_Potenziale_PtL_H2_Importe_FraunhoferIWES.pdf

Reuß, M.; Grube, T.; Robinius, M.; Preuster, P.; Wasserscheid, P.; d. Stolten (2017): Seasonal storage and alternative carriers: A flexible hydrogen supply chain model. In: Applied Energy 200 (12), S. 290-302.

Reuß, M.; Grube, T.; Robinius, M.; Preuster, P.; Wasserscheid, P.; d. Stolten (2017): Seasonal storage and alternative carriers: A flexible hydrogen supply chain model. In: Applied Energy 200 (12), S. 290-302.

Reuß, M.; Grube, T.; Robinius, M.; Preuster, P.; Wasserscheid, P.; d. Stolten (2017): Seasonal storage and alternative carriers: A flexible hydrogen supply chain model. In: Applied Energy 200 (12), S. 290-302.

Reuß, M.; Grube, T.; Robinius, M.; Preuster, P.; Wasserscheid, P.; d. Stolten (2017): Seasonal storage and alternative carriers: A flexible hydrogen supply chain model. In: Applied Energy 200 (12), S. 290-302.

Eigene Annahme (Inv. Scale: 0,92) nach: Raj, Ratan; Suman, Ravi; Ghandehariun, Samane; Kumar, Amit; Tiwari, Manoj K. (2016): A techno-economic assessment of the liquefied natural gas (LNG) production facilities in Western Canada. In: Sustainable Energy Technologies and Assessments 18 (1), S. 140-152.

Stolzenburg, K.; Mubbala, R. (2013): Integrated Design for Demonstration of Efficient Liquefaction of Hydrogen (IDEALHY). Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (FCH JU). Online verfügbar unter https://www.idealhy.eu/uploads/documents/IDEALHY_D3-16_Liquefaction_Report_web.pdf, zuletzt geprüft am 18.05.2021.

Verdegaal, Wolfgang Michael; Becker, Sebastian; Olshausen, Christian von (2015): Power-to-Liquids: Synthetisches Rohöl aus CO 2, Wasser und Sonne. In: Chemie Ingenieur Technik 87 (4), S. 340-346.

Verdegaal, Wolfgang Michael; Becker, Sebastian; Olshausen, Christian von (2015): Power-to-Liquids: Synthetisches Rohöl aus CO 2, Wasser und Sonne. In: Chemie Ingenieur Technik 87 (4), S. 340-346.

Eigene Berechnungen auf Basis des Ablaufs der chemischen Reaktion und einem angesetzten Gütegrad der Reaktion von 95% (5% verfahrenstechnische Verluste)

Eigene Berechnungen auf Basis des Ablaufs der chemischen Reaktion und einem angesetzten Gütegrad der Reaktion von 95% (5% verfahrenstechnische Verluste)

Eigene Berechnungen auf Basis des Ablaufs der chemischen Reaktion und einem angesetzten Gütegrad der Reaktion von 95% (5% verfahrenstechnische Verluste)

Methanol Synthesis Chemistry and Process Engineering Aspects- A Review with Consequence to Botswana Chemical Industries. In: Procedia Manufacturing 35, S. 367-376

Ausfelder, Florian; Beilmann, Christian; Bertau, Martin; Bräuninger, Sigmar; Heinzel, Angelika; Hoer, Renate et al. (2015): Energiespeicherung als Element einer sicheren Energieversorgung. In: Chemie Ingenieur Technik 87 (1-2), S. 17-89

Capra, Federico; Magli, Francesco; Gatti, Manuele (2019): Biomethane liquefaction: A systematic comparative analysis of refrigeration technologies. In: Applied Thermal Engineering 158 (2), S. 113815. DOI: 10.1016/j.applthermaleng.2019.113815.

Capra, Federico; Magli, Francesco; Gatti, Manuele (2019): Biomethane liquefaction: A systematic comparative analysis of refrigeration technologies. In: Applied Thermal Engineering 158 (2), S. 113815. DOI: 10.1016/j.applthermaleng.2019.113815.