Power to Gas aus Sicht der Bundesnetzagentur

Transkript

1 Power to Gas aus Sicht der Bundesnetzagentur Andreas Müller, Referent Zugang zu Gasverteilernetzen Energie Umwelt Zukunft Leipzig,

2 Themenübersicht Die Bundesnetzagentur Technischer Hintergrund Projekte Mögliche Nutzungspfade Stichwort Sektorenkopplung Stichwort Flexibilitätsmarkt Rechtsrahmen Positionspapier der Bundesnetzagentur Ausblick Gasnetze und Power to Gas 2

3 Die Bundesnetzagentur im Überblick Regulierung natürlicher Monopole Telekommunikation Post Eisenbahn Strom Gas Marktaufsicht Versorgungssicherheit Bedarfsplanung Energiewende Verbraucherschutz 3

4 Power to Gas: unser Verständnis Umwandlung von Strom in Wasserstoff durch Elektrolyse Ggf. Methanisierung des Wasserstoffs Einspeisung in die Erdgasinfrastruktur Nutzung der Erdgasinfrastruktur als Energiespeicher Verwendungspfadoffene Nutzung des Gases Quelle: DBI GUT 4

5 Technischer Hintergrund Power to Gas Bekannte Technologie Alkalische Elektrolyse Klassische Methanisierung nach Sabatier- Verfahren die weiterentwickelt wird, um heutige Anforderungen zu erfüllen PEM-Elektrolyse, wird schon in einigen Anlagen eingesetzt schnelle Lastwechsel, flexibel Biologische Methanisierung mit Bakterienkulturen Erhöhung der Methanproduktion in Biogasanlagen 5

6 Technischer Hintergrund Power to Gas Quelle: Fraunhofer IWES 6

7 Projekte 27 Anlagen, davon 8 mit Methanisierung 10 speisen (einen Teil) in Gasnetze ein Ø 0,92 MW el, ohne die drei größten 0,38 Quelle: DVGW 7

8 Projekte Audi AG (Werlte) 6 MW el, Methanisierung Einspeisung in das Gasnetz SW Mainz AG/Linde AG (Mainz) 6 MW el, Wasserstoff Einspeisung in das Gasnetz, Flaschenabfüllung, Tankstelle Uniper Energy Storage GmbH (Falkenhagen), 2 MW el, Wasserstoff Einspeisung in das Gasnetz 8

9 Mögliche Nutzungspfade Vielfältige Einsatzmöglichkeiten Scharnier zwischen mehreren Märkten Quelle: dena 9

10 Stichwort Sektorenkopplung Welche Sektoren sollen gekoppelt werden? Elektrizität Wärme Mobilität Verkehr/Kraftstoffe Industrie Mit welcher Technologie? Power to Heat Power to Liquids Power to Mobility Power to Gas 10

11 Stichwort Flexibilitätsmarkt Umkämpfter Markt Flexible Anbieter (z.b. Kohlekraftwerke) Flexible Nachfrager in der Industrie Speicher aller Art (Batterien, Pumpspeicherwerke) Keine Diskriminierung, aber auch keine Privilegierung Schwieriges Umfeld für Power to Gas 11

12 Auswirkungen Wasserstoffeinspeisung NEP 2012 Wege des Wasserstoffs von verschiedenen Einspeisepunkten durch das deutsche Gasnetz Hellgrün: Ostsee Dunkelgrün: Nordsee Hellblau: Entrypunkte Auch im Süden teilw. noch 30 Prozent des ursprünglich eingespeisten Wasserstoffs nachweisbar Quelle: NEP der Fernleitungsnetzbetreiber 12

13 Auswirkungen Wasserstoffeinspeisung Größtenteils gute Wasserstoffverträglichkeit der Netzkomponenten Einzelne Komponenten problematisch: Porenspeicher Verdichter Gaskraftwerksturbinen PGC Endkunden? CNG-Fahrzeugtanks (!) Quelle: DVGW-Studie: Entwicklung von modularen Konzepten zur Erzeugung, Speicherung und Einspeisung von Wasserstoff und Methan ins Erdgasnetz Anpassungen der Regelwerke notwendig! 13

14 Auswirkungen Wasserstoffeinspeisung NEP 2012, Analyse der Kosten innerhalb des Fernleitungsnetzes Nicht berücksichtigte Kosten: Quelle: Netzentwicklungsplan Gas 2012 der Fernleitungsnetzbetreiber Für eeue Leitungen bzw. Kapazitätserweiterungen Bei Speichern, Kraftwerken, Industrie, nachgelagerten (Verteiler-) Netzen, Haushaltskunden etc. Methanisierung trotz Umwandlungsverlusten gesamtwirtschaftlich kostengünstiger? 14

15 Power to Gas 3 Nr. 19a EnWG Erweiterung des Gasbegriffes um Wasserstoff und synthetisches Methan Voraussetzung für den allgemeinen Zugang zum Gasnetz 3 Nr. 10c EnWG Erweiterung der Biogasdefinition um Wasserstoff und synthetisches Methan, sofern bei der Herstellung weit überwiegend Strom aus Erneuerbaren Quellen und ggf. CO 2 erneuerbaren Ursprungs genutzt wurden Voraussetzung für den privilegierten Zugang zum Gasnetz Geltung des Teils 6 der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) 15

16 Rechtsrahmen Begrenzung der Netzanschlusskosten ( 33 GasNZV) Befreiung von Gasnetzentgelten ( 118 Abs. 6 S. 8 EnWG) Befreiung von Stromnetzentgelten für 20 Jahre ( 118 Abs. 6 S. 1 EnWG) Pauschales Entgelt für vermiedene Netzkosten in Höhe von 0,007 Euro je kwh für zehn Jahre ( 20a GasNEV) 16

17 Rechtsrahmen Vergütung Speichergas: Vergütung für Rückverstromung entsprechend ursprünglicher Stromquelle ( 19 Abs. 4 EEG) Keine Doppelbelastung mit EEG-Umlage, wenn Rückverstromung erfolgt ( 60 Abs. 3 EEG) Ggf. Reduzierung der EEG-Umlage für stromsteuerintensive Unternehmen ( 64 EEG) 17

18 Rechtsrahmen Stromsteuerbefreiung für Elektrolyseure <2MW el, sofern in räumlichem Zusammenhang mit EE-Anlage Förderprogramme des BMWi/BMU/BMBF mit sehr vielen PtG- bzw. Elektrolyseur-Projekten Sofern KEINE Nutzung des öffentlichen Stromnetzes: Keine Stromsteuer ( 9StromStG)keine EEG-Umlage ( 37 EEG), kein KWK-Zuschlag ( 9 KWKG), keine Konzessionsabgaben. 18

19 Rechtsrahmen Zugangsregime Entflechtungsrechtliche Vorgaben Subventionen Förderprogramme Letztverbraucherstatus Wirtschaftlichkeit 19

20 Positionspapier der Bundesnetzagentur Änderung 3 Nr. 10c EnWG: H 2 und synthetisches Erdgas sind unter Umständen mit Biogas gleichzusetzen Folge: Anwendung der Vorschriften der GasNZV und der GasNEV zur Biogaseinspeisung Aber: Unterschiede in der Anlagentechnik Daher: Auftreten einer Reihe von Auslegungsfragen bereits zu einem sehr frühen Zeitpunkt Ziel: größtmögliche Transparenz für die Branche 20

21 Positionspapier der Bundesnetzagentur Nachweis biogener Eigenschaft des Stroms Geschäftsmodell intermittierender Einspeisung, etwa zur Kappung von Spitzen ist Kernidee von Power to Gas, muss möglich bleiben Einspeisung von H 2 also solange und soweit zulässig, als dass Sicherheit und Interoperabilität gewährleistet bleiben Anforderungen (bestehender) Erdgastankstellen in jedem Fall zu berücksichtigen 21

22 Positionspapier der Bundesnetzagentur Umrüstkosten PGC, die der geeichten Messung des Brennwerts im Rahmen der Gasabrechnung dienen Vom Netzbetreiber zu tragen in dessen Netz sie anfallen Minderung der Wasserstoffeinspeisung aufgrund nachträglicher Veränderungen muss der Einspeiser grundsätzlich hinnehmen Bei zeitlich späterer Wasserstoffeinspeisung gilt Prioritätsgrundsatz zugunsten der zeitlich früheren Einspeisung 22

23 Stellschrauben (dena) Quelle: dena 23

24 Chancen und Probleme Je nach Technologie und Einsatzziel unterschiedliche Standortfaktoren Netzinfrastruktur Kunden/Abnehmer CO2-Quellen Quelle: dena Kosten! Elektrolyseure ca EUR pro kw el Gestehung H 2 : ca. 20 ct. Erdgaspreis: ca. 1,8 ct Quelle: DVGW 24

25 Chancen und Probleme Wer soll die Power to Gas Anlage betreiben? Gas- und / oder Stromnetzbetreiber? Gas- und / oder Stromhändler? Kraftwerks- und / oder EE-Anlagenbetreiber? Dienstleister / Arbitrageure? Erzeuger? Wem nützt Power to Gas? Gasnetz? Stromnetz? Stromhandel? Und wer soll dafür bezahlen? Derzeit zahlt der Gasnetzkunde den Netzanschluss Aber: Speicher optimieren sich am Markt und dienen nicht zwangsläufig dem Netz! 25

26 Ausblick Gasnetze und Power to Gas Zukunft der Gasnetze Diskussion läuft Welche Gase? Wasserstoff statt Erdgas? Welche Kunden? BHKW und Gaskraftwerke? Welche Auslastung? Leistungserhöhung trotz Mengenrückgang? Welcher Netzausbau? Neue Anschlussbegehren, gleichzeitig ambitionierte CO 2 -Ziele zulasten Gas Platz von Power to Gas in diesen Szenarien Erneuerbare Gas (Biogas, PtG) als Option? Zuletzt wieder verstärkt in der Diskussion gut so! 26

27 Andreas Müller Referent Zugang zu Gasverteilernetzen