Power to Gas-Projekt WindGas Hamburg. Thomas Brauer Projektleiter, HanseWerk AG

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1 Power to Gas-Projekt WindGas Hamburg Thomas Brauer Projektleiter, HanseWerk AG

2 Inhalt 1 Gründe für die Energiespeicherung 2 Power to Gas als Speichertechnologie 3 Das Projekt WindGas Hamburg 4 Fazit 2

3 1 Gründe für die Energiespeicherung

4 Gründe für die Energiespeicherung zunehmend variable Erzeugung immer schon variabler Verbrauch

5 Flexibilität aus Erzeugung Netzen Strom Speichern Wind/Solar-zu-Strom Gas Wärme Strom-zu-Strom Sektorenkopplung Gas-zu-Strom/Wärme Strom-zu-Gas Kohle-zu-Strom/Wärme Strom-zu-Wärme Verbrauch / Dezentrale Erzeugung Haushalte Mobilität KMU Industrie

6 Das Bild kann zurzeit nicht angezeigt werden. Erzeugung und Verbrauch in Einklang bringen Installierte ( ) und verfügbare Leistung der Erneuerbaren Energien (Wind & PV) Netzausbau Loadmanagement Netzkapazität Rechteck = Jahresarbeit 1 Absatz Probleme Lösung Konventionelle Erzeugung wird immer unwirtschaftlicher, ist aber nicht verzichtbar. Möglichkeiten des Loadmanagements sind ausgeschöpft. Die Übertragungskapazität reicht nicht mehr, kann aber auch nicht schnell genug ausgebaut werden. Überproduktion: EE-Anlagen müssen abgeschaltet und die nicht genutzte Leistung muss entschädigt werden. Verfügbarkeit in Stunden pro Jahr Energiespeicherung: Die schiefe Verteilungsfunktion der Verfügbarkeit von Wind & PV wird geglättet. Es erfolgt eine zeitliche Verschiebung in Schwachlastphasen. 6

7 Speicherbedarf in Deutschland In Zukunft Vervierfachung der Erzeugungsleistung 1 % Abschaltung bedarf Zubau von 3-4 GW Erneuerbarer Energien (EE) 634 TWh Bruttostromverbrauch 550 TWh 3,4 % EE (33,4 TWh Nettoexport) 25 % EE 580 TWh 80 % EE 100 % EE 288 Annahmen Zukunftsszenario: Stromverbrauch stagniert und entspricht der EE-Erzeugung Volllaststd. Wind + Sonne = 1600 h Grundsteuerfähige EE nur begrenzt ausbaubar Erzeugungsleistung 0 70,6 4,7 13, Zukunft Wind- und Sonnenenergie Grundlastfähige Erneuerbare Energien Konventionelle Erzeugung Quelle: BMWi, Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik,

8 Speicher- und Transportvolumina von Erdgas Hamburg km Netz 20 TWh Energietransport im Jahr 4 TWh Speichervolumen Deutschland km Netz (> 4 Bar) TWh Energietransport im Jahr 106 GW mittlere Leistung (Strom 85 GW) 220 TWh Speichervolumen 2000 h Speicherreichweite (= 83,3 Tage) (Zum Vergleich: Speichervolumen aller Pumpspeicherkraftwerke: 0,06 TWh/Zyklus) 8

9 2 Power to Gas als Speichertechnologie

10 Wie kommt die Power ins Gas? H 2 O Wasser Elektrolyse O 2 Sauerstoff Beimischung H 2 Wasserstoff CO 2 Kohlendioxid Methanisierung CH 4 Erdgas H 2 O Wasser 10

11 Power to Gas Speicherung im Erdgasnetz Gesamteffizienz bei ca. 70% Vorteil: hoher Wirkungsgrad Nachteil: in Industrieregionen nur geringe Einspeisung möglich (2 %) Umwandlung von Strom in Wasserstoff Nutzung des regenerativen Gases zum Heizen und in der Mobilität O 2 Elektrolyse + H 2 Erdgasinfrastruktur 11

12 Power to Gas mit Methanisierung Chemische Speicherung Gesamteffizienz bei ca. 50% Vorteil: systemkompatibel Nachteile: höhere Energieverluste CO 2 -Quelle erforderlich Umwandlung von Wasserstoff in Erdgas O 2 Elektrolyse + Methanisierung H 2 CO 2 Biogas CH 4 Erdgasinfrastruktur 12

13 Power to Gas to Power Speicherung in bestehender Infrastruktur Rückverstromung in Kraftwerken bzw. Brennstoffzelle Gesamteffizienz bei ca. 35%- 45 % (Effizienzsteigerung durch weitere Innovationen möglich) Rückverstromung O 2 Elektrolyse BHKW + CH4 H 2 Speicher Erdgasinfrastruktur 13

14 3 Das Projekt WindGas Hamburg

15 WindGas Hamburg Eckdaten Förderprojekt des BMVI Elektrische Leistung: 1,5 MWel (Stack) Wasserstofferzeugung: 290 m³/h Einspeisung in das lokale Erdgasnetz Inbetriebnahme: Ziele Einsatz der hoch effizienten "Proton Exchange Membrane" Elektrolyse (PEM) Demonstration in der Uniper Energieinfrastruktur Geschäftsmodellentwicklung Fördermittelgeber & Partner 15

16 H 2 -Einspeisung in den Hamburger Ring Hamburg Ringeinspeiser WindGas Hamburg- Anlage und Erdgasspeicher 16

17 1,5 MW PEM WE Stack Quelle: Hydrogenics GmbH 17

18 Stackdesign MEA Quelle: Hydrogenics GmbH 1,5 MW 30 bar Single Stack CE zertifiziert 18

19 Dynamik ist wichtig! Doppelhöckerkurve zur Prequalifikation für den deutschen Sekundärregelenergiemarkt 19

20 1,5 MW PEM WE Efficiency Achievements (prel.) Quelle: Hydrogenics GmbH 20

21 Breakthrough in Stack Power Density 70 cm 140 cm cm Quelle: Hydrogenics GmbH

22 E.ON Power to Gas-Pilotanlage in Falkenhagen 22

23 Grundriss der Power to Gas-Anlage 23

24 Aufbau eines Elektrolysecontainers Tischkühler Wasseraufbereitung Gleichrichter Elektrolysestack Quelle: Hydrogenics GmbH 24

25 Erste Erfahrungen WindGas Hamburg Die Skalierung der PEM-Technologie in die MW-Klasse war erfolgreich. Die neue PEM-Technologie ist sehr kompakt und effizient. Aufgrund des hohen Ausgangsdruckes (25 bar) ist kein Kompressor für die Einspeisung in das Erdgasnetz erforderlich. Die Leitungsfähigkeit des PEM-Stacks ist mit 1,5 MW um 50% besser als geplant. 25

26 Standort Hamburg-Reitbrook (Speicher-Gelände) WindGas Hamburg Standort vor Baubeginn 26

27 Standort Hamburg-Reitbrook (Innovationsgelände) 27

28 HanseWerk Innovationsstandort Hamburg-Reitbrook Power to Gas-Anlage Infopoint Mikroalgen-Anlage Biogas-Anlage Blockheizkraftwerk 28

29 Überschüssiger Strom aus dem Netz wird von auf 400 Volt transformiert Trafo Stromanschluss am Power to Gas-Container Quelle: Hydrogenics GmbH 29

30 Im Elektrolysecontainer wird das Wasser destilliert und Wechselstrom in Gleichstrom gewandelt Gleichrichter Wasseraufbereitung Quelle: Hydrogenics GmbH 30

31 Im Elektrolyse-Stack wird Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten Weltweit kompaktester Elektrolyse-Stack Gasregelung und Wasserrückführung Quelle: Hydrogenics GmbH 31

32 Wasserstoff wird ins Hamburger Erdgasnetz eingespeist Wasserstoffeinspeisung Mess-Station 32

33 4 Fazit zur Power to Gas-Technologie

34 Power to Gas verbindet Märkte 34

35 Beispiel: Power to Gas für die Kraftstoffherstellung 35

36 Beispiel: Power to Gas für die Industrie 36

37 Voraussetzungen für Energiespeicherung Grundsätzliche Anerkennung der Energiespeicherung als neues 4. Element der Energiewirtschaft = kein Endverbraucher sondern Transformationstechnologie Technologieoffener Rechtsrahmen = Power to Power, Power to Gas, Power to Heat = faire Rahmenbedingungen (z.b. Anerkennung grüner Wasserstoff für Biokraftstoffquote) = Wettbewerb Reduktion der Investitionskosten = Aufgabe der Industrie Befreiung von Umlagen = keine Belastung von Innovation im Vorfeld der Wirtschaftlichkeit Direktvermarktung = Kundeninteresse 37

38 Politisches Fazit derzeit negativ Eine Vergütung nach 49 EEG 2014 und auch eine EEG- Umlagebefreiung nach 60 EEG 2014 sind nicht gegeben. Die Voraussetzungen des 19 Abs. 4 EEG 2014 liegen nicht vor. Gemäß 19 Abs. 4 S. 1 besteht der Förderanspruch nach EEG nur dann, wenn der Strom vor Einspeisung in das Netz zwischengespeichert worden ist. Dies bedeutet jedoch, das vor der Zwischenspeicherung keine Netzeinspeisung erfolgt sein darf. So steht in der Gesetzesbegründung zu 16 Abs.2, der Wortgleich zum heutigen 19 Abs. 4 EEG 2014 ist: Eine Zwischenspeicherung setzt voraus, dass der Strom von der Erzeugungsanlage direkt zu dem Speicher geleitet und nicht durch ein Netz im Sinne des 3 Nummer 7 durchgeleitet wird. Grundsätzlich sollen daher nur direkte Speichersysteme gefördert werden. Auch wenn sicherlich zukünftig regional übergreifende Speichersysteme sinnvoll sein können, so sind solche Konstellationen auch nicht im EEG 2016 vorgesehen. So entspricht auch der derzeitige 19 Abs.3 S.1 EEG 2016 der bisherigen Formulierung. Eine Umlagebefreiung nach 60 Abs. 3 S. 1 EEG 2014 greift nur, wenn die Rückverstromung des erzeugten Wasserstoffes ohne vorherige Nutzung des Erdgasnetzes erfolgt. Der Fall ist nicht gegeben. 60 Abs.3 S.2 EEG greift ebenfalls nicht, da es sich bei dem H2-Gas in Reitbrook nicht Speichergas im Sinne des 5 Nr. 29 EEG 2014 handelt. Speichergas ist danach, jedes Gas, das keine erneuerbare Energie ist, aber zum Zwecke der Zwischenspeicherung von Strom aus erneuerbaren Energien ausschließlich unter Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt wird. Danach dürfte im Verfahren zur Gewinnung des Wasserstoffes aus Windenergie nicht neben Strom aus Windkraft zusätzlich konventioneller Strom eingesetzt werden. Der Begriff Speichergas ist daher strenger auszulegen als der Begriff der Speicheranlagen. Da der Strom aus dem Netz der öffentlichen Versorgung stammt, auch wenn er grün zertifiziert ist, ist die Definition von Speichergas nicht erfüllt, da eine Ausschließlichkeit von EE Strom nicht gewährleistet ist. So findet sich im Referentenentwurf vom zu 61 a Abs. 1 EEG 2016 ( 60 Abs.3 EEG 2014 soll in eigenen Paragraphen überführt werden) folgende Formulierung: Zu beachten ist, dass Speicher, die ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien zwischenspeichern, selbst als Anlagen im Sinne dieses Gesetzes eingestuft werden. Dies ist wichtig, weil es bedeutet, dass Speicher die durch eine Direktleitung mit einer oder mehreren Anlagen verbunden sind, unter die Regelung von 61 Absatz 1 Satz 1 fallen können. In der Folge fallen nur 40 % der EEG Umlage für den aus dem Speicher zur Eigenversorgung entnommenen Strom an. Voraussetzung ist das ausschließlich erneuerbarer Strom gespeichert wird. Das ist nie gegeben, wenn der Strom dem Netz entnommen wird, weil dann die Herkunft des Stroms nicht mehr nachgewiesen werden kann. Herkunftsnachweise können ausschließlich zur Stromkennzeichnung gegenüber dem Letztverbraucher verwendet werden, also genau nicht zum Nachweis gegenüber dem Netzbetreiber. Außerdem muss es sich um einen Fall der Eigenversorgung handeln. 38

39 Rechenbeispiel - Ausfallarbeit in Schleswig-Holstein O 2 Überschuss an EE-Strom in 2015 (vorläufige Schätzung Q1 bis Q4): 317 Mio. * GWh* Elektrolyse + Erzeugung von ca. 620 Mio. Nm 3 /a bzw. 52,1 Mio. kg/a grünem (CO 2 -freien) Wasserstoff (dafür werden ca. 500 Anlagen mit 1,5 MWel. benötigt) H 2 Einsparung von ca Tonnen CO 2 im Verkehrssektor möglich Das entspricht 5,21 Mrd. km bei einem H 2 -Verbrauch von 1 kg/100 km Bei ca km Jahresfahrleistung pro PKW entspräche dies ca Fahrzeugen. Toyota Mirai Hundai ix35 39 * aktuell können für 2015 noch keine final belastbaren Entschädigungszahlungen geliefert werden Quelle: vorläufige Quartalsberichte der BNetzA (Stand: 14. März 2016)

40 WindGas Hamburg-Projekt Infopoint Mikroalgen-Forschungsprojekt Mini-Biogasanlage Labore Technikzentrale E-Ladesäule Kleinwindanlage Haushaltsspeicher PV-Anlage 40 Bilder: Gregor Szielasko, 2015

41 Vielen Dank für Ihr Interesse! Thomas Brauer Projektleiter T M thomas.brauer@hansewerk.com HanseWerk AG Schleswag-HeinGas-Platz Quickborn Bild: Gregor Szielasko, 2015

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