Tabelle 1: Vergleich der Stromgestehungskosten für die Betriebsmodi Prognose

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1 Wirtschaftlichkeilssimulation zur optimierten Betriebsfiihrung von Druckelektrolyseuren in hybriden Kraftwerkssystemen - Prognose und Wasserstoffproduktion P. Krüger, C. Ziems, D. Tannert, A. Voigt, U. Fischer, H.J. Krautz Brandenburgische Technische Universität Cottbus-Senßenberg, Universitätsstraße 22, Cottbus Einleitung Im Rahmen der Forschungsarbeiten am ^-Forschungszentrum der BTU Cottbus-Senftenberg werden neben den praktischen Untersuchungen an einer alkalischen Druckelektrolyseanlage Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen zum Einsatz der Elektrolysetechnik in Verbindung mit fluktuierender Windenergieeinspeisung durchgeführt. Ziel der Analysen ist eine wirtschaftlich optimierte Betriebsstrategie des Systems, bestehend aus Windpark, alkalischem druckaufgeladenem Elektrolyseur, ^-S peicher und Rückverstromung. Hierzu wurde ein Wirtschaftlichkeits-Tool erstellt, welches die Möglichkeit bietet vielfältige Variationsmöglichkeiten mit unterschiedlichen Parametern stundengenau abzubilden. Die Basis der Betrachtung stellen Ist- und 24-h Prognose-Winddaten des Jahres 2011 für die Standorte Cottbus und Prenzlau dar. Anhand dieser Daten können unterschiedliche Betriebsmodi des Systems betrachtet werden. Im Näheren soll hier auf die Betriebsmodi Prognose" und fl-produktion" eingegangen werden. Der erste betrachtete Betriebsmodus Prognose" widmet sich der Verbesserung der Prognosegüte und deren entstehenden Zusatzkosten. Abschließend wurde im Betriebsmodus IL-Produktion die reine dezentrale Wasserstoffproduktion und dessen Kosten betrachtet. Beschreibung der Vorgehensweise Für die Betrachtungen zur Wirtschaftlichkeit von Druckelektrolyseuren im System mit Hybridkraftwerken wurde zu Beginn eine intensive Recherche der Investitions- und Betriebskosten sowie der technischen Spezifikationen der unterschiedlichen Anlagenkomponenten durchgeführt. A uf der Grundlage der aufbereiteten Daten ist ein Optimierungs-Tool entwickelt worden, welches durch die Einspeisung von jährlichen Erzeugungs- und Verbrauchsprofilen die optimalen Auslegungspunkte des jeweiligen Szenarios ermittelt. Die Erzeugungsprofile entstanden unter Verwendung von Winddaten, welche von der Meteo Group für die Standorte Prenzlau, Cottbus und Bard und das Jahr 2011 erworben wurden, und den recherchierten Lastkennlinien ausgesuchter Windkraftanlagen. Die Einspeiseprofile, oder Bedarfsprofile von Verbrauchern, sind je nach Betriebsmodus unterschiedlich generiert worden: Betriebsmodus Prognose": Definieren des Einspeiseprofils aus der 24-h-Prognose der W indparkerzeugung Betriebsmodus H2-Produktion": Vorgabe des Einschaltpunktes und der Größe der Elektrolyseanlage Durch umfassende Parametermatrizen sind Analysen der einzelnen Betriebsmodi entstanden, dessen Ergebnisse nachfolgend, gesondert nach dem jeweiligen Betriebsmodus, dargestellt werden. Bewertung der Stromgestehungskosten für den Betriebsmodus Prognose Für einen vorhersagbaren Handel des Windstroms an der EEX ist eine hohe Prognosesicherheit Voraussetzung. Der Betriebsmodus Prognose", wesentliche Ergebnisse sind in Tabelle 1 dargestellt, zeigt die Auswirkungen eines Hybridkraftwerkes auf die Prognosesicherheit und die Stromgestehungskosten des Windparks. Je höher die 91

2 Prognosegüte angestrebt wird, desto teurer wird das Hybridkraftwerk (Bsp. Prenzlau: 10,5 % Standardabweichung 5,8 ct/kwh Stromgestehungskosten; 4 % 7,5 ct/kwh; 2 % -> 9 ct/kwh). Es wird ebenso verdeutlicht, dass bereits der alleinige Handel des Windstroms an der Börse unter den simulierten Voraussetzungen nicht rentabel ist (Stromgestehungskosten Windpark Prenzlau 5,82 ct/kw h, Mittelwert EEX Phelix 2011: 5.1 ct/kwh). Wird eine Einspeisevergütung nach dem EEG angenommen, ist der Betrieb eines Hybridkraftwerkes am Standort Prenzlau unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten denkbar. Ebenso ist der Standort Bard bei der angenommen Einspeisevergütung für Offshore-Anlagen wirtschaftlich. Jedoch wird der Gewinn durch die zusätzlichen Investitions- und Betriebskosten stark reduziert. Wird die Einspeisevergütung in Zukunft an die Bedingungen einer Mindestprognosesicherheit gebunden, ist die Erweiterung des Windparks mit einem Hybridkraftwerk Grundvoraussetzung. Bei steigenden Börsenpreisen (z.b. durch steigende CO2- Zertifikatspreise) ist ein wirtschaftlicher Betrieb eines Hybridkraftwerkes mit Poolung unterschiedlicher Verbrauchs-, Erzeugungs- und Speicheranlagen denkbar. Es gilt hierbei ein Optimum zwischen den einzelnen Anlagen zu finden, um einen wirtschaftlichen Betrieb und die Einhaltung der vermarkteten Strommenge zu ermöglichen. Tabelle 1: Vergleich der Stromgestehungskosten für die Betriebsmodi Prognose Anfangsvergütung (Onshore: EEG Abs. 2; Offshore: EEG Abs 2) Bewertung der Wasserstoffgestehungskosten des Betriebsmodus H2-Produktion Der Betriebsmodus,.I l -l ioduktion" dient ausschließlich der Betrachtung der Erzeugung von Wasserstoff aus Windenergie. In der ersten Anwendung ist der Einsatz dieses Wasserstoffs im Bereich der Mobilität vorgesehen. Der W asserstoff konkurriert in diesem Zusammenhang mit den fossilen Treibstoffen, wie Benzin und Diesel, aber auch mit Strom für Batteriefahrzeuge. Aufgrund der bisher teuren und nicht in Serienfertigung verfügbaren Brennstoffzellen sind die Anschaffüngskosten für Brennstoffzellenfahrzeuge bisher deutlich höher als die Anschaffüngskosten für Fahrzeuge basierend auf fossilen Treibstoffen. Es ist daher ein deutlicher Preisunterschied in den Betriebskosten notwendig um die höheren Anschaffungskosten zu rechtfertigen. Die Tabelle 2 zeigt einen Vergleich der Fahrtkosten für die unterschiedlichen Antriebsenergien. Das batterieelektrische Fahrzeug schneidet in dieser 92

3 Betrachtung am besten ab, es hat allerdings den Nachteil einer geringen Reichweite von km und ist, ebenso wie Brennstoffzellenfahrzeuge, sehr teuer in der Anschaffung. Dieselfahrzeuge stellen derzeit in Reichweite und Fahrtkosten die effizienteste Lösung dar. Bei einem Wasserstoffpreis von 9,5 pro kg weist das Brennstoffzellenfahrzeug ähnliche Fahrtkosten wie der Benziner auf. In Zukunft sind steigende Kosten für Benzin und Diesel anzunehmen. Ebenso werden durch die Weiterentwicklung der Elektrolysetechnologie geringere Kosten für die Wasserstofferzeugung erwartet. Tabelle 2: Eahrtkosten nach unterschiedlichen Energieträgern Energiebereitstellung Kosten Zapfsäule inkl. Steuern und Abgaben Verbrauch Mittelklassewagen auf 100 km Spezifische Fahrkosten1 /100 kml Benzin 1,65 /l4 6,1 1-10,1 Diesel 1,49 E/I4 4,5 P 6,7 Strom ct/kwh 16 kwh3 2,4-4,5 Wasserstoff 9,5 e/kg> 'k g 4 9,5 1reine Energiekosten, ohne Betrachtung der Anschaffungs- und Wartungskosten des Fahrzeuges : (Mercedes B-Klasse) / Kombinierter Verbrauch BYD Denza 4 de.statista.com (Diesel und Superbenzin Dursclmitt 2012) 4 Preis ftlr Wasserstoff an der Tankstelle am Flughafen BER (Stand 2012) Die Tabelle 3 zeigt wesentliche Ergebnisse der Simulation des Betriebsmodus Fh- Produktion. Je nach Einschaltpunkt, Elektrolysegröße und der Einspeisevergütung für Windstrom variieren die Wasserstoffgestehungskosten. Aufgrund der aktuellen gesetzlichen Regelungen ist bisher davon auszugehen, dass der Windparkbetreiber jeglichen erzeugten Strom in das Netz einspeist und eine Wasserstoffproduktion nicht in Betracht zieht. Wird allerdings durch den Gesetzgeber ein Eingriff auf die maximal vergütete Leistung in Bezug auf die installierte Leistung vorgenommen, erscheint das Errichten einer Elektrolyseanlage an windreichen Standorten unter der Voraussetzung der Einspeisung der weiteren Windstromüberschüsse zu EEX-Phelix Börsenpreise (Preisvariante 2) als sinnvoll Ein Beispiel am Standort Prenzlau zeigt bei einem Einschaltpunkt (EP) der Elektrolyse von 6 0 % w p,in s i (installierter Windparkleistung) und einer Elektrolyseurgröße von 5 %wp.mst Wasserstoffgestehungskosten von 5,6 pro kg. I ;tbelle 3: Wesentliche Ergebnisse des ßetriebsmodus,.H: l'rodukliiin Standort Prenzlau Cottbus Bard Stromgeslehungskosten Windpark [Ect/kWh 5,82 6,76 8,85 Preisvariante EP ELA" [ /kg] 1,7 9,1 6,6 13,3 18,3 31,1 ^-Gestehungskosten [ ct/kwhl 5,0 27,3 19,8 39,9 54,9 93,3 0 5 Auslastung ELA [VII.] H 2-Verkauf rnmvhl 18S [ /kg] ,8 13,4 21,0 25, H2-Gestehungskosten [ ct/kwhl ,4 40,2 63,0 75, Auslastung ELA [Vlh] H-)-Verkauf INm'/hl PL-Gestehungskosten [ /kg] 0,0 5,6 23,7 29,7 39,1 16,6 (Ect/kWhl -0,1 16,8 71, ,3 49, Auslastung ELA [Vlh] PL-Verkauf [Nm'Vh] ^-Gestehungskosten [ /kg] 7,1 8, ,9 10,6 13,4 [ ct/kwhl 21,2 25, ,7 31,8 40, Auslastung ELA [Vlh] H2-Verkauf [Nm3/h]

4 [ /kg] ,4 17,6 19,1 14,4 14,7 1^-Gestehungskosten [Sct/kWhl 38,6 43,2 52,8 57,3 43,2 44, Auslastung ELA [Vlh] H2-Verkauf [NirvThl [f/kg] 19,6 20, , ,3 H2-Gestehungskosten [ ct/kwh] 58,8 60, ,9 67,2 45, Auslastung ELA [VlhJ H2-Verkauf [Nm7hl Angaben in [%wp, m] Preisvariante 1: Verkauf Windstrom zu konstant 7 ct/kwh / Preisvariante 2: Verkauf Windstrom Base zu 7 f ct kwh. Windstrom Peak zu EEX-Pbelix Börsenpreis / Preisvariante 3: Windstrom Base zu 10 fctkw h, Windstrom Peak zu EEX-Phelix Börsenpreis Die Auslastung der Elektrolyseanlagen besitzt neben den Stromgestehungskosten des Windparks einen starken Einfluss auf die Wasserstoffgestehungskosten. Die Abbildung 1 und Abbildung 2 zeigen die Wasserstoffgestehungskosten am Standort Prenzlau für die beiden unterschiedlichen Annahmen der Einspeisevergütungen von Basis- und Peak- Stromeinspeisevergütung. Die Kennfelder der Standorte Cottbus und Bard werden ebenfalls nachfolgend (Abbildung 3-6 ) aufgefuhrt, jedoch nicht gesondert kommentiert. E m schallpunkt ELA 1 % ^ ^ ] Abbildung 1: Kennfeld Wasserstoff- Gestehungskosten Elektrolyse Prenzlau (Einspeisevergütung für Basis- und Peak- Stromerzeugung von 7 fct/kwh) t. - r r i i T i... i i SO « Abbildung 2: Kennfeld Wasserstoff- Gestehungskosten Elektrolyse Prenzlau (Einspeisevergütung für Basis-Stromerzeugung von 7 fct/kw h, Peak-Stromerzeugung nach Phelix- Börsenpreis vergütet) Auffällig sind hierbei die negativen Wasserstoffgestehungskosten bei sehr geringen Elektrolyseleistungen mit wenigen Betriebsstunden. Diese entstehen durch die geringen Stromgestehungskosten des Windparks im Vergleich zur Einspeisevergütung (5.85 ct/kwh zu 7 ct/kwh). Der positive Differenzbetrag, welcher ausschließlich durch die Stromeinspeisung des Windparks erzielt wird, erlaubt die Installation eines kleinen Elektrolysesystems bei einer zwar reduzierten, aber weiterhin positiven Bilanz. Die erzeugte Wasserstoffmenge fallt in diesem Zusammenhang durch die niedrige Auslastung der Elektrolyse sehr gering aus. Im Allgemeinen kann festgestellt werden, dass mit steigenden Elektrolyseleistungen die Wasserstoffgestehungskosten zunehmen. Eine Ausnahme bildet hierbei die Preisvariante 2 im niedrigen Elektrolysebereich, bei sofortigem Einschalten der Elektrolyse. Bis zu einem Optimum zwischen 10 und 15 % Elektrolyseleistung, bezogen auf die installierte Windparkleistung, sinken die Wasserstoffgestehungskosten. Bei Elektrolyseleistungen größer 15 % der installierten Windparkleistung steigen diese wieder. 94

5 Dieses ist auf die Vorgaben der Einspeisevergütung des Windparks zurückzuführen. Der mittlere erzielbare Börsenpreis beläuft sich im Betrachtungsjahr 2011 auf 5,11 ct/kwh und fällt somit geringer aus als die Stromgestehungskosten des Windparks. Diese Differenz muss zusätzlich durch die Wasserstoflproduktion ausgeglichen werden, weshalb zu Beginn bei einer kleineren Elektrolyseeinheit hin zur größeren Elektrolyseeinheit die Wasserstoffgestehungskosten aufgrund der größeren Wasserstoffproduktion fallen. 1st das Optimum erreicht, haben die Auslastung der Elektrolyse und der größere Speicherbedarf einen größeren Einfluss und die Wasserstoffgestehungskosten steigen mit zunehmender Elektrolysegröße. Abbildung 3: Kennfeld Wasserstoff-Gestehungskosten Elektrolyse Cottbus (Einspeisevergütung für Basisund Peak-Stromerzeugung von 7 fct/kw'h) 0 i. i i. r '... t r r >, «0 100 [%**,,,* 1 Abbildung 4: Kennfeld Wasserstoff- Gestehungskosten Elektrolyse Cottbus (Einspeisevergütung für Basis-Stromerzeugung von 7 Cct/kWh, Peak-Stromerzeugung nach Phelix- Börsen preis vergütet) 0 I ,.. i ----T I Abbildung 5: Kennfeld Wasserstoff- Gestehungskosten Elektrolyse Bard (Einspeisevergütung für Basis- und Peak- Stromerzeugung von 7 fct/kw h) Abbildung 6: Kennfeld Wasserstoff- Gestehungskosten Elektrolyse Bard (Einspeisevergütung für Basis-Stromerzeugung von locct/kwh, Peak-Stromerzeugung nach Phelix-Börsenpreis vergütet) Das diesem Beitrag zugrunde liegende Vorhaben wurde mit Mitteln des Ministeriums für Wirtschaft und Europaangelegenheiten des Landes Brandenburg und der EU gefördert. Die Verantwortung für den Inhalt der Veröffentlichung liegt bei den Autoren. 95