Einsatzmöglichkeiten und Perspektiven der großtechnischen Wasserstoffspeicherung aus erneuerbaren Energien in Salzkavernen

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1 Einsatzmöglichkeiten und Perspektiven der großtechnischen Wasserstoffspeicherung aus erneuerbaren Energien in Salzkavernen Jan Michalski, Dr.-Ing. Ulrich Bünger Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH, Ottobrunn, Germany EnergieSpeicherSymposium Stuttgart, 1

2 Vorläufige Ergebnisse aus einem Forschungsprojekt des BMU Studie über die Planung einer Demonstrationsanlage zur Wasserstoff- Kraftstoffgewinnung durch Elektrolyse mit Zwischenspeicherung in Salzkavernen unter Druck (Plan-DelyKaD) Auftraggeber: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) Zielsetzung: Analyse des Gesamtsystems Wasserstoff-Elektrolyse-Speicherung als chemische Speicherung erneuerbarer Energien zum Ausgleich der fluktuierenden Erträge und als Kraftstoff im Verkehr, Industrie und für private Haushalte. Projektpartner: DLR - Institut für Technische Thermodynamik; KBB Underground Technologies GmbH; Ludwig-Bölkow-Systemtechnik; Fraunhofer ISE Inhalte: Analyse der Randbedingungen großtechnischer Wind-Wasserstoff-Speicherung Identifikation von Speicherstandorten im Untergrund Elektrolyseanlage Untersuchung des Potenzials der PEM Elektrolyse als alternativer Technologie Bewertung zentraler und dezentraler Wasserstofferzeugung in Deutschland Detaillierte Untersuchung des Betriebs eines Elektrolysesystems in Kombination mit anderen Netznutzern 2

3 Inhalte 1. Standortauswahl für H 2 -Speicherung 2. Methodik und Definition der Szenarien 3. Vorläufige Simulationsergebnisse 4. Wesentliche Erkenntnisse und weitere Schritte 3

4 Inhalte 1. Standortauswahl für H 2 -Speicherung 2. Methodik und Definition der Szenarien 3. Vorläufige Simulationsergebnisse 4. Wesentliche Erkenntnisse und weitere Schritte 4

5 Geeignete Regionen für H 2 -Speicherung NW-Deutschland NRW Mittel-Deutschland 5 Source: KBB;

6 Inhalte 1. Standortauswahl für H 2 -Speicherung 2. Methodik und Definition der Szenarien 3. Vorläufige Simulationsergebnisse 4. Wesentliche Erkenntnisse und weitere Schritte 6

7 Abgrenzung des Systems Stromnetz Verbraucher G Windstrom / Stromangebot Rückverstromung H 2 Tankstelle Elektrolyse PSA Kompressor Kompressor Trocknung Industrie NG H2 Strom Wasserstoff Salzkaverne Einspeisestation Erdgasnetz 7

8 Auswahl der Szenarien Szenarien: Kriterien Mobilität 2025 /2050 Industrie 2050 Erdgasnetz 2050 Nachfrageprofil Tankstelle Konstant Konstant Elektrizität 2050 Typische Stromnachfrage H 2 -Menge* t H2 /a t H2 /a t H2 /a t H2 /a H 2 -Preis** [ /kg H2 ] 5,38/6,37*** 2,00 NG-Preis Strompreis Oberirdische Anlage (Komponenten vor Speicher) Oberirdische Anlage (Komponenten nach Speicher) Verdichter + andere Prozesse**** PSA + Verdichter Verdichter + andere Prozesse**** Verdichter + Trocknung Verdichter + andere Prozesse**** Einspeisestation + Trocknung Verdichter + andere Prozesse**** Kraftwerk + Trocknung Anlagentyp Elektrolyse 5 MW / 100 MW 100 MW 100 MW 100 MW * Mobilität: FCEVs; km/a; 0,54 kg H2/km t H2 /a; Andere Anwendungen wie Verkehr für bessere Vergleichbarkeit ** Alle Preise als zu erzielende Preise in heutigen Märkten, Preisdifferenzierung kann sich zukünftig ändern, ohne Infrastruktur & Retail ***FECV: 0,54 kg/100 km, Infrastruktur & Retail Kosten: ca. 3,00 /kg H2 Diesel: 1,70 / 2,21 /ltr, 2,95 ltr/100 km, H 2 -Äquivalenzkosten: 4,38-5,31 /kg H2 Benzin: 1,80 / 2,25 /ltr, 3,50 ltr/100 km, H 2 -Äquivalenzkosten: ,43 /kg H2 Mehrwertsteuer 19%, Kraftstoffsteuer 13,90/57,15 /MWh **** Andere Prozesse: z.b. Verteilung, Speicherung, AC/DC Umsetzung 8

9 Inhalte 1. Standortauswahl für H 2 -Speicherung 2. Methodik und Definition der Szenarien 3. Vorläufige Simulationsergebnisse 4. Wesentliche Erkenntnisse und weitere Schritte 9

10 Vorläufige Ergebnisse: Vergleich alkalische und PEM Elektrolyse (1) NPV alkalische Elektrolyse NPV PEM Elektrolyse Spez. H2-Kosten alkalische Elektrolyse Spez. H2-Kosten PEM Elektrolyse 10

11 Vorläufige Ergebnisse: Vergleich alkalische und PEM Elektrolyse (2) Volllaststunden alkalische Elektrolyse Volllaststunden PEM Elektrolyse Installierte Leistung alkalische Elektrolyse Installierte Leistung PEM Elektrolyse 11

12 Sensitivität: Investition Elektrolyse und Kaverne (Alkalische Elektrolyse; Mobilität 2050) Sensitivität Elektrolyse: H 2 -Kosten Sensitivität Kaverne: H 2 -Kosten Sensitivität Elektrolyse: Auslastung der Anlage Sensitivität Kaverne: Auslastung Elektrolyse 12

13 Inhalte 1. Standortauswahl für H 2 -Speicherung 2. Methodik und Definition der Szenarien 3. Vorläufige Simulationsergebnisse 4. Wesentliche Erkenntnisse und weitere Schritte 13

14 Einsichten Ely-Kavernen-Modell (1) Optimale Auslegung und Betrieb als Trade-Off zwischen CAPEX und OPEX : CAPEX: Investition in Elektrolyse/Anlagentechnik bzw. deren Nutzungsraten OPEX: Strombeschaffungskosten für H 2 -Produktion (vorwiegend Elektrolyseur) Überschussstrom alleine nicht ausreichend für wirtschaftlichen Betrieb (wenige Betriebsstunden, hoher Einfluss von CAPEX) Aber: bei Stromkosten gleich oder nahe Null positives Betriebsergebnis möglich Vergleich der alkalischen und PEM Elektrolyse: unter den zugrunden gelegten Annahmen und ohne Berücksichtigung des dynamischen Anlagenbetriebs weist die PEM Elektrolyse höhere Profitabilität aus. 14

15 Einsichten Ely-Kavernen-Modell (2) Strompreise bilden die physikalische Verknappung der Stromproduktion im Gesamtsystem bisher nicht ab. Evtl. weitere Marktmechanismen notwendig? Wert der Wasserstoffspeicherung abhängt hauptsächlich von einem lukrativen H 2 -Preis und der Zahlungsbereitschaft der jeweiligen Nutzer (bei den getroffenen Annahmen höchste Zahlungsbereitschaft im Transportsektor). Großer Einfluss des Elektrolyseinvestments auf die H 2 -Bereitstellungskosten Geringer Einfluss des Kaverneninvestments auf Gesamtergebnis Überdimensionierung der Kaverne besser als Unterdimensionierung: höhere Gesamtinvestitionen aber mehr Flexibilität im Betrieb 15

16 Grenzen der Modellierung und weitere Schritte Grenzen dieser Simulation: Kosten der weiteren Infrastruktur bis zum Kunden nicht berücksichtigt, Keine Synergieeffekte zwischen einzelnen Segmenten betrachtet und kein Geschäftsmodelle für Regelenergie berücksichtigt. Weitere Untersuchungen: Dynamischer Betrieb der Elektrolyseanlage (Überlastfähigkeit der PEM Elektrolyse) Auswirkung des Retrofits auf das Gesamtergebnis (Ausgaben für Stackwechsel) Synergieeffekte zwischen verschiedenen Anwendungen Direkte Kopplung der H 2 -Produktion an eine EE-Anlage 16

17 Kontakt LBST Dr. Ulrich Bünger Senior Scientist T: +49 (0) E: Jan Michalski Business Economist T: +49 (0) E: LBST Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH Daimlerstr München/Ottobrunn Germany 17