Power to Gas · 2016. 12. 22. · LBST.de 1 Apr 2014 © Ludwig Bölkow Systemtechnik GmbH ludwig...

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copy Ludwig Boumllkow Systemtechnik GmbHApr 2014

ludwig boumllkowsystemtechnik

Power to Gas

Status und Perspektiven 2014

Forum Erneuerbare Energien

Energiesystem im Wandel ndash Systemtransformation

Ludwig Boumllkow Systemtechnik GmbH (LBST)Hannover 9 April 2014

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Was ist Power to Gas (PtG)

Power to Gas (PtG) dient der Speicherung von Strom in Form von Gas

In der Elektrolyse findet unter Einsatz von Strom die elektrochemische Reaktion von Wasser zu Wasserstoff (H2) und Sauerstoff statt

Wasserstoff kann durch Reaktion mit Kohlendioxid (CO2) in Methan (CH4) umgewandelt werden (Methanisierung)

Die biologische Methanisierung nutzt die in einer Biogasanlage ohnehin ablaufenden mikrobiellen Prozesse Dabei wird das im Biogas vorhandene CO2 mit von auszligen zugefuumlhrtem H2 im Fermenter oder einem separaten Reaktionsgefaumlszlig in CH4 umgewandelt

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Anwendung der Gase Wie effizient ist Power to Gas

Die erzeugten Gase koumlnnen in verschiedene Anwendungen flieszligen ndash Erzeugung von Strom (Ruumlckverstromung) insbesondere in Zeiten groszliger Nachfrage und geringer erneuerbarer Stromproduktionndash Wasserstoff (H2) als Kraftstoff in der Mobilitaumlt und als chemischer Rohstoff in der Industrie Beimischung im bestehenden Erdgasnetz (begrenzt) ndash Methan kann wie konventionelles Erdgas eingesetzt und ohne Beschraumlnkungen ins Erdgasnetz eingespeist werden

Wasserstoff wird per Elektrolyse mit einem typischen Wirkungsgrad von 70 erzeugt (bezogen auf den unteren Heizwert)

CO2 Quellen fuumlr die Methanisierung Biogasanlagen Klaumlranlagen industrielle Prozesse Umgebungsluft oder fossile Kraftwerke

Der zusaumltzliche Energieaufwand zur Bereitstellung von CO2 haumlngt von der CO2 Konzentration in der Quelle ab

Wenn CO2 ohne zusaumltzlichen Energieaufwand verfuumlgbar ist ist der Gesamtwirkungsgrad durch die Elektrolyse und die Methanisierungfestgelegt ges = ELMeth = 70 83 = 58 zB bei Biogasanlagen die das Biogas fuumlr die Einspeisung ins Erdgasnetz aufbereiten

Bei Nutzung von Kraftwerksabgasen oder Luft als CO2 Quelle sinkt der Gesamtwirkungsgrad bis auf 51 40

Elektrolyseur = 70

30 bar

Methanisierung = 83

30 bar

Wasserstoff (H2)

Elektrische Energie

aus Wind PV etc100

Wasser(H2O)

Methan (CH4)

Sauerstoff (O2)

Abwaumlrme

Waumlrme (250 300degC) Dampferzeugung Dampfturbine etc

Kohlendioxid(CO2)

als Kraftstoff in der Mobilitaumlt zur Ruumlckverstromung zum Einsatz in der Industrie zur Beimischung ins Erdgasnetz oder

Alle ErdgasNutzungsmoumlglichkeiten

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Energiewirtschaftliches Umfeld von PtG

Erneuerbare Energien spielen eine zunehmend wichtige Rolle im Energiemix der Zukunft

Wind und Solarenergie habe das groumlszligte Potenzial stehen aber nur fluktuierend zur Verfuumlgung Sie sind nicht regelbar und koumlnnen bisher nur sehr eingeschraumlnkt gespeichert werden

Die Energieversorgung wandelt sich von einer verbrauchsorientierten zu einer erzeugungsorientierten Struktur

Die aktuelle Speicherfaumlhigkeit des deutschen Stromversorgungssystems beruht auf wenigen Pumpspeicherkraftwerken

Nur chemische Energiespeicher sind in der Lage Langfristspeicherung von Strom bis hin zu saisonaler Speicherung in groszligen Mengen zu ermoumlglichen

Uumlberschuumlssiger Wind und Solarstrom kann in chemische Energie (Wasserstoff oder Methan) umgewandelt werden

Die vorhandenen Erdgasleitungen Erdgasspeicher und Salzkavernen werden zu Speichern fuumlr regenerativen Strom

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Speicherbedarf versus Speicherkapazitaumlt

Aktuelle Stromnachfrage (rote Linie) im Vergleich zur erwarteten Windkrafteinspeisung 2030 (blaue Linie) (4 facher Wert im Vergleich zu 2008) im 50Hertz Netz (Vattenfall)

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23 Jan 03 Feb

40 GWh1000 GWh

Alle Pumpspeicherwerke in Deutschland

Stromuumlberschuss Stromdefizit

[GW]

Stromuumlberschuss (Windeinspeisung minus Stromnachfrage)

Stromdefizit (Stromnachfrage minus Windeinspeisung)

Der geplante weitere Ausbau von Wind und Sonnenenergie macht die Speicherung groszliger Strommengen erforderlich Stromuumlberschuss entsteht bei starker Erzeugung niedriger Nachfrage Stromdefizit bei Windflaute und geringer Sonneneinstrahlung

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1000 GWh Speicherkapazitaumlt erfordern

1400000000 msup3 Wasserreservoir fuumlr Pumpspeicher (115 Mal Pumpspeicher Goldisthal) oder

370000000 msup3 Kavernenvolumen fuumlr Druckluftspeicher (CAES 1500 Mal Druckluftspeicher Huntorf) oder

5000000 msup3 Kavernenvolumen fuumlr Wasserstoffspeicherung (~17 Mal Kavernenfeld Etzel ~07 Mal Nuumlttermoor diese werden heute zur Erdgasspeicherung verwendet)

Die aktuelle Speicherfaumlhigkeit des deutschen Stromversorgungssystems beruht auf wenigen Pumpspeicherwerken

Vorhandene Pumpspeicherwerke haben eine installierte Leistung von 6 GW und eine Speicherkapazitaumlt von 40 GWh

Bei Realisierung der geplanten Neubau und Erweiterungsprojekte koumlnnte eine Leistung von 9 GW und eine Speicherkapazitaumlt von 60 GWh erreicht werden

Speicherkapazitaumlten fuumlr Erdgas sind in groszligem Umfang in Deutschland verfuumlgbar

In Deutschland sind rund 50 unterirdische Erdgasspeicher mit einer Kapazitaumlt von insgesamt 220 TWh in Betrieb was einem Viertel des Jahresverbrauchs entspricht

Aus der gesamten Erdgasspeichermenge koumlnnten rund 20 des jaumlhrlichen deutschen Stromverbrauchs gedeckt werden (bei einem angenommenen Wirkungsgrad von 50 in der Stromerzeugung aus Erdgas)

Speicherbedarf waumlchst

Der Bedarf an Stromspeicherung waumlchst mit dem Anteil an fluktuierender Stromeinspeisung in das allgemeine Stromnetz Dies gilt sowohl fuumlr die absolute Menge an zu speicherndem Strom als auch fuumlr die Stundenzahl an der Speicher jedes Jahr ein und ausspeichern muumlssen

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PtG Projekte in Deutschland

Derzeit sind 29 ProjekteAktivitaumlten zu PtG bekannt

Davon sind 14 in Betrieb mit insgesamt ca 11 MW ElektrolyseurEingangsleistung und ca 180 MWh H2 Erzeugungspotenzial pro Tag

Neun Projekte sind geplant vier im Bau eine Projektstudie ein Projekt wird nicht weiter verfolgt

Bei sechs Projekten wird der Wasserstoff vor Ort zur Betankung von Brennstoffzellenfahrzeugen erzeugt (H2 Tankstelle)

Bei acht Projekten erfolgt eine Ruumlckverstromung vor Ort

Bei 10 Projekten wird der Wasserstoff direkt ins Erdgasnetz eingespeist

Bei 11 Projekten erfolgt eine Methanisierung

Fuumlnf Anlagen stellen den erzeugten Wasserstoff zur weiteren Nutzung uumlber Trailer (3) undoder Pipeline (2) zur Verfuumlgung

Bei 14 Anlagen liegt die elektrische Leistung des Elektrolyseurs bei 1 bis 7 MW bei 15 Anlagen liegt sie unter 1 MW

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PtG Aktivitaumlten in Europa weltweit

PtG Aktivitaumlten sind bekannt aus Oumlsterreich Italien Frankreich Spanien den Niederlanden Daumlnemark Groszligbritannien Norwegen

ndash Meist sind es kleinere Projekte die sich mit bdquoMini Gridldquo und Inselloumlsungen beschaumlftigen

ndash Ein EU gefoumlrdertes Projekt in der Megawattklasse bdquoINGRIDldquo ist in Italien in Vorbereitung mit H2Einspeisung ins Erdgasnetz und Ruumlckverstromung

In Europa sind auszligerhalb Deutschlands derzeit 15 H2 Tankstellen in Betrieb die H2 vor Ort per Elektrolyse erzeugen

Weltweit gibt es ca 50 H2 Tankstellen mit lokaler H2 Erzeugung via Elektrolyse

In Japan gibt es Versuche mit H2 bdquoMini Gridsldquo

In den USA gibt es neben Versuchen zu Wind WasserstoffSystemen in Colorado ein geplantes PtG Kraftwerk der Megawattklasse mit H2 Ruumlckverstromung via Brennstoffzelle in Minnesota


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Kostenreduktionspotenzial

PtG hat ein signifikantes Kostenreduktionspotenzial die detaillierte Abschaumltzung von Lernkurveneffekten ergibt eine Halbierung der Kosten bei einer sukzessiven Installation von 10000 MWe (weltweit)

Annahmen

Als Strompreis wird die Einspeiseverguumltung fuumlr onshore Windstrom nach EEG 2012 inklusive Kostendegression von 15 pro Jahr angenommen

Die Jahresvolllaststunden des Elektrolyseurs der PtG Anlage werden auf 2500 ha begrenzt

Die PtG Anlagen werden uumlber 15 Jahre abgeschrieben der kalkulatorische Zinssatz betraumlgt 8

CO2 wird aus Biogasanlagen bezogen die Kosten der CO2 Abtrennung werden zu 50 der PtG Anlage angerechnet

Die rechte Grafik zeigt die Lernkurveneffekte einer Markteinfuumlhrung von PtG Anlagen Die obere blaue Linie zeigt die Gesamtkosten inklusive Stromkosten und EntgeltenUmlagen Die gruumlne Linien zeigt die Gesamtkosten unter der Annahme dass keine EntgelteUmlagen anfallen Die untere rote Linie zeigt die reinen Anlagenkosten der Abstand der roten von der gruumlnen Linie spiegelt die die Strombezugskosten wider

Bei niedrigeren Strombezugskosten reduzieren sich die Erzeugungskosten entsprechend dh der Abstand der roten von der gruumlnen Linie wird entsprechend geringer Dies koumlnnte beispielsweise relevant sein bei Nutzung von erneuerbarem Strom der auf Grund von Einspeisemanagement Maszlignahmen nicht erzeugt werden darf

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Vermarktungsoptionen fuumlr PtG Gase

1 Ruumlckverstromung in GuD und KWK mit Gasnetzdurchleitung

2 Ruumlckverstromung uumlber den Betrieb von Speichern und Generatoren

3 Vermarktung des EE Wasserstoffs als Kraftstoff fuumlr den Verkehr

4 Verkauf des EE Wasserstoffs an Industrieabnehmer

5 Einspeisung ins Erdgasnetz

Erloumlsmoumlglichkeiten fuumlr Nutzung der EE Gase in

unterschiedlichen Maumlrkten

Outputorientierte Maszlignahmen

6 Bereitstellung von Regelleistung

7 Lastmanagement im Rahmen der Bilanzkreisbewirtschaftung

8 Optimierung der Direktvermarktung mit EEG Marktpraumlmie

Inputorientierte Maszlignahmen

Potenziale

Zusaumltzliche Erloumlsmoumlglichkeiten

undoder Reduktion der Energiekosten durch Dienstleistungen mit regelbarer Last im

Energiesystem

Potenziale

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Erzielbare H2 Preise fuumlr alternative Vermarktung

Erzielbare Preise und Kosten fuumlr ern Wasserstoff in kgH2 (auf Basis historischer Werte)

Interpretation der Ergebnisse

Groszliges mengenmaumlszligiges Potential der alternativen Einsatzmoumlglichen (Ruumlckverstromung Industrie Erdgasnetz) jedoch mit geringerer oumlkonomischer Wertigkeit gegenuumlber Straszligenverkehr

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US Gas Price 2012 2014

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Fazit und Ausblick

Power to Gas wird insbesondere in Deutschland in zahlreichen Anlagen demonstriert um Betriebserfahrungen zu sammeln

Erneuerbare Uumlberschussstrommengen wachsen an und erzeugen einen zunehmenden Speicherbedarf

Es existiert ein signifikantes Kostensenkungspotenzial das durch Kommerzialisierung erschlossen werden muss

Kurzfristig besteht die Herausforderung in der Identifikation erster wirtschaftlicher Geschaumlftsfelder oder der Unterstuumltzung der Kommerzialisierung durch Foumlrderprogramme oder favorable Rahmenbedingungen

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Analysen der LBST zu PtG

Oumlffentliche Arbeiten

Power to Gas (PtG) im Verkehr Aktueller Stand und Entwicklungsperspektiven (BMVI MKS) 2014

Bundesfoumlrderprogramm Energiespeicherung Studie uumlber die Planung einer Demonstrationsanlage zur Wasserstoff Kraftstoffgewinnung durch Elektrolyse (ca 5 MW) mit Zwischenspeicherung in Salzkavernen unter Druck 2014

EU Projekt HyUnder Potenzial und europaumlische Einfuumlhrungs Roadmap fuumlr H2 Groszligspeicherung in der EU 2014

Analyse der Kosten Erneuerbarer Gase im Auftrag des Bundesverband Erneuerbare Energien eV(BEE) Dezember 2013 ISBN 978 3 920328 65 2 httpwwwbee evde11578PublikationenStudien2013Analyse der Kosten Erneuerbarer Gasehtml

Fahrplan zur Realisierung einer Windwasserstoff Produktion in der Wirtschaftsregion Unterelbe ndash ChemCoast (mit EY BBH) 2013

Beitrag VDE Studie bdquoEnergiespeicher fuumlr die Energiewendeldquo 2012

Die Rolle des Wasserstoffs in der Energieversorgung der Zukunft in Hessen HA Hessen Agentur GmbH 2010

Potenziale Wind H2 Technologie in HH und SH Wasserstoffgesellschaft Hamburg 2010

Beitrag VDE Studie ldquoEnergiespeicher in Systemen mit hohem EE Anteilrdquo 2008

Unveroumlffentlichte Arbeiten

Kurzstudie Dezentrale Wasserstofferzeugung aus PV Strom in Bayern NOW 2013

Wasserstoffspeicherung im Untergrund Business Case Deutschland Mineraloumllindustrie 2013

Analyse von PtG Pfaden dena Strategieplattform Power to Gas 2011

Marktanalyse fuumlr Schluumlsselkomponenten Power to Gas Anlage Landesministerium 2011

H2 Produktion aus EE als Kraftstoff EnBW 2011

Wasserstoff aus EE Produktion Kavernenspeicherung und Nutzung Automobilhersteller 2011

Techno oumlkonomische Analyse oberirdische H2 Salzkavernen Anlagentechnik Anlagenbauer 2010

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Ludwig Boumllkow Systemtechnik GmbH (LBST)

Berater fuumlr nachhaltige Energie und Mobilitaumlt seit 30 Jahren

Bruumlcke zwischen Technologie Wirtschaft und Politik

Erneuerbare Energien Kraftstoffe Infrastruktur

Machbarkeitsstudien Nachhaltigkeitsanalysen technologiebasierte Strategieberatung Energiekonzepte

Globale und langfristige Perspektive

Konsequenter Systemansatz ndash Denken uumlber Bereichsgrenzen hinweg

Internationale Kunden in Industrie Finanzwirtschaft Politik und Verbaumlnden

Dr Ludwig Boumllkow 1912 ndash 2003

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ludwig boumllkowsystemtechnikMatthias ALTMANN

Senior Consultant

T +49 (0)89 608110 38E MatthiasAltmannlbstde

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Kosten von Power to Gas

Neben den Anlagekosten sind die Kosten fuumlr den eingesetzten (erneuerbaren) Strom von wesentlicher Bedeutung Diese ergeben sich aus den Einkaufspreisen sowie gegebenenfalls den Netzentgelten der KWK Umlage der Konzessionsabgabe und der EEG Umlage

Ob Entgelte Umlagen und Abgaben anfallen haumlngt von verschiedenen Faktoren ab Teilweise bestehen rechtliche Unsicherheiten und zukuumlnftige Aumlnderungen sind moumlglich Fuumlr die dargestellte Analyse wird von zwei Faumlllen ausgegangen

1 Ruumlckverstromung Es fallen keine Umlagen Entgelte und Abgaben an Dies gilt in der Regel bei Wahl eines Pfads der in die Ruumlckverstromung muumlndet Netznutzungsentgelte KWK Umlage und Konzessionsabgabe fallen nach sect118 Abs 6 EnWG nicht an EEG Umlage entfaumlllt unter den Voraussetzungen von sect 37 Abs 4 EEG

2 Sonstige Vermarktung Es fallen EEG Umlage Netznutzungsentgelte KWK Umlage und Konzessionsabgabe an Dies kann der Fall sein wenn das erzeugte Gas nicht zur Ruumlckverstromung eingesetzt wird Allerdings koumlnnen auch bei Wahl anderer Vermarktungspfade einzelne Umlagen Entgelte und Abgaben unter verschiedenen Voraussetzungen entfallen Um die Bandbreite der Moumlglichkeiten abzudecken wird fuumlr dievorliegende Analyse vereinfachend davon ausgegangen dass bei Wahl anderer Vermarktungspfade die nicht in die Ruumlckverstromung muumlnden und der Annahme der Durchleitung des Stroms durch das allgemeine Netz zur Elektrolyseanlage sowohl Netznutzungsentgelte KWK Umlage und Konzessionsabgabe als auch EEG Umlage zu entrichten sind

Pfad Erzeugtes Gas Erneuerbarer Strom

Wasserstoff

Ruumlckverstromung Direkte H2 Einspeisung Ohne Netzentgelte EEG KWK Umlage Konzessionsabgabe

Sonstige Vermarktung Direkte H2 Einspeisung Mit Netzentgelten EEG KWK Umlage Konzessionsabgabe

Methan

Ruumlckverstromung Methanisierung CH4 Einspeisung Ohne Netzentgelte EEG KWK Umlage Konzessionsabgabe

Sonstige Vermarktung Methanisierung CH4 Einspeisung Mit Netzentgelten EEG KWK Umlage Konzessionsabgabe

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Potenziale



Energiesystem

Potenziale

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1 amp 2 Ruumlckverstromung

Option 1

Einspeisung von EE Gas ins Erdgasnetz

Ruumlckverstromung in bestehenden GuD oder KWK Anlagen

Option 2

Nutzung des Wasserstoff zur Ruumlckgewinnung von Strom durch Brennstoffzellen oder Gasturbine GuD Kraftwerke

Geringer Gesamtwirkungsgrad von ca 30 40 (bei 65 fuumlr H2 Herstellung und 50 60 bei Ruumlckverstromung)

Verkaufspreise 115 153 kgH2(auf Basis EEX Day Ahead in 2010 und 2011)

Begrenzte jaumlhrliche Nutzungsdauer 318 717 Volllaststunden (EEX Day Ahead in 2010 und 2011)

Optimaler Einsatzbereich der Technologienndash Brennstoffzellen fuumlr kleinere Anwendungen houmlhere Wirkungsgrade im Leistungsbereich zwischen 100 kW und 10 MW sowie begrenzte Kostenreduktion durch Skaleneffekte

aufgrund der modularen Bauweisendash GuD Kraftwerke fuumlr groszligtechnische Anwendungen bessere Effizienz im Leistungsbereich uumlber 100 MW sowie entsprechende Kosteneinsparungspotentiale durch

Skaleneffekte

Optimale Betriebsstrategie abhaumlngig von der kuumlnftigen Entwicklung der Strompreise (durchschnittliche Strombeschaffungskosten Volatilitaumlten negative Preise)

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3 Kraftstoff im Verkehr

Nutzung von Wasserstoff als Kraftstoff fuumlr H2 Fahrzeuge (Brennstoffzelle oder Verbrennung)

Marktpotenzial abhaumlngig von Marktanteil der H2 Fahrzeuge und Ausbau der H2 Infrastrukturndash Mittelfristig begrenztes Potential bei geringer Anzahl an H2 Fahrzeugenndash Langfristig hohes Potential bei umfassenden Technologie Roll Out

Konkurrenzfaumlhigkeit bei Preisparitaumlt von Wasserstoff zu Diesel und Benzin

Steuerproblematikndash Bis 2018 ca 046 kgH2 (1390 MWh) wie Erdgas als Kraftstoff nach

sect2 Abs 2 Nr 1 EnergieStGndash Nach 2018 Besteuerung unklar (worst case wie Superbenzin ca 74 MWh

oder 248 kgH2)

Parameter Wasserstoff Benzin DieselSpezifischer Verbrauch 030 kWhkm 062 kWhkm 051 kWhkmVerbrauch pro 100 km 090 kg 700 l 505 lKraftstoffpreise 1050 kg 166 l 149 lKosten pro 100 km 945 1162 752 inkl Steuer fuumlr Kraftstoffe

Quelle nach EU Coalition Study

Moumlgliche H2 Nachfrage im Verkehr in Deutschland

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4 Industrieabnehmer

Groszliges Potenzial im Einsatz als Roh oder Hilfsstoff in industriellen Prozessen

ndash AmmoniumsyntheseDuumlngemittelherstellung

ndash Methanolherstellung

ndash Stahlproduktion und Metallverarbeitung

ndash Flachglasherstellung (Inertisierungs bzw Schutzgas)

ndash Elektronikindustrie (Schutz und Traumlgergas Reinigung Aumltzen etc)

ndash Hydrierung von essbaren Fetten und Oumllen

ndash Erdoumllraffinierung (Kraftsstoffentschwefelung)

ndash Andere Chemikalien (Anilin Wasserstoffperoxid uvm)

Evtl weiter Potenziale

ndash Aufbereitung von Schweroumll in Raffinerien (bedingt durch EU Auflagen in der Schifffahrt )

ndash Nutzung des bdquogruumlnenldquo Wasserstoffs aus Imagegruumlnden (zB Lebensmittelindustrie)

H2 Grenzkosten aus Dampfreformierung als Benchmark 100 145 kgH2

H2 Nachfrage in Deutschland

Quelle Eurostat (2012)

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5 Erdgasnetz

Einspeisung von reinen Wasserstoff grundsaumltzlich in bestimmten Grenzen moumlglich

Genaue Bedarfsfluktuation von Einspeiselogik abhaumlngig (konstanter vs variabler H2 Anzeil im Erdgasnetz) und an effektives Monitoring der tatsaumlchlichen H2 Menge im Erdgasnetz geknuumlpft

H2 Preis aus Dampfreformierung als Benchmark 067 100 kgH2

Erdgaspreise und Handelsvolumina in Deutschland

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6 Regelleistung

Nutzung der Elektrolyse als positive Regelenergie (Lastabwurf) und negative Regelenergie (Uumlberlast) technisch moumlglich

ndash Kaltstart ca 10 Min

ndash Stand by Start lt 10 s

ndash volle Dynamik im Bereich 100 300

Erloumlse nur durch Vorhaltung der Kapazitaumlten (Leistungspreis) und nicht durch Abruf (Arbeitspreis)

Preise fuumlr positive Regelenergie und fuumlr Strom am Spotmarkt korrelieren so dass der Elektrolyseur bei hohen Strompreisen betrieben und bei niedrigen Strompreisen abgeschaltet sein muumlsste Dies erschwert eine betriebswirtschaftlich optimale Betriebsstrategie

Quelle Waidhas (2011)

Hohe Last Niedrige LastMarktpreisePreise am Spotmarkt Hoch NiedrigPreis fuumlr pos Regelenergie Hoch NiedrigPreis fuumlr neg Regelenergie Niedrig HochFahrplan und Einsatz der ElektrolyseanlageBereitstellung Regelenergie Positiv Negativ Positiv NegativPlanmaumlszligiger Fahrplan 100 100 100 100

Aktion bei Abruf der Regelenergie lt 100 gt 100 lt 100 gt 100

Resultierende ErgebnisseUmsaumltze aus Regelenergie Hoch Niedrig Niedrig HochEnergiekosten Spotmarkt Hoch Hoch Niedrig Niedrig

Minutenreserve

Sekundaumlrregel

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Primaumlrregel

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Aktivierung

Max Einsatzdauer

Mindestangebotsgroumlszlige

Ausschreibungszeitraum

30 s 5 Min 15 Min

15 Min 60 Min 60 Min

1 MW 5 MW 5 MW

1 Woche 1 Woche 4 h

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7 amp 8 Bilanzkreisbewirtschaftung amp EEG Marktpraumlmie

8 Bilanzkreisbewirtschaftung

Revision des Ausgleichsenergiemechanismus durch die Bundesnetzagentur (Eckpunktepapier BK6 12 024)

ndash Ober und Untergrenzen fuumlr regelzonenuumlbergreifenden Bilanzkreisausgleichsenergiepreis (reBAP) auf Basis der Intraday Preise an der EPEX Spot

ndash Zusaumltzlicher Zuschlag bei Abweichungen von der kontrahierten Regelleistung

Elektrolyse fuumlr den kurzfristigen Bilanzkreisausgleich fuumlr unterdeckten Bilanzkreis (wenn reBAPgt0) oder uumlberdeckten Bilanzkreis (wenn reBAPlt0)

9 EEG Marktpraumlmie

Unterstuumltzung der Direktvermarktung in Perioden mit MarktpreisltReferenzwert

Umsetzbar nur fuumlr EE Wasserstoff im Rahmen der aktuellen Regelungen

Mehrkosten werden nicht verringert sondern nur unterschiedlich verteilt

Moumlgliche Rolle von PtG bei EEG Direktvermarktung

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Was ist Power to Gas (PtG)

Power to Gas (PtG) dient der Speicherung von Strom in Form von Gas

In der Elektrolyse findet unter Einsatz von Strom die elektrochemische Reaktion von Wasser zu Wasserstoff (H2) und Sauerstoff statt

Wasserstoff kann durch Reaktion mit Kohlendioxid (CO2) in Methan (CH4) umgewandelt werden (Methanisierung)

Die biologische Methanisierung nutzt die in einer Biogasanlage ohnehin ablaufenden mikrobiellen Prozesse Dabei wird das im Biogas vorhandene CO2 mit von auszligen zugefuumlhrtem H2 im Fermenter oder einem separaten Reaktionsgefaumlszlig in CH4 umgewandelt

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Elektrolyseur = 70

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Methanisierung = 83

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Wasserstoff (H2)

Elektrische Energie

aus Wind PV etc100

Wasser(H2O)

Methan (CH4)

Sauerstoff (O2)

Abwaumlrme


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Annahmen







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Potenziale



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Fazit und Ausblick





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Wasserstoff



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Potenziale



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Option 1



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Skaleneffekte


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oder 248 kgH2)




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5 Erdgasnetz





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6 Regelleistung











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Max Einsatzdauer



30 s 5 Min 15 Min


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Elektrolyseur = 70

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Option 1



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