Power-to-Gas Status und Perspektiven 2014 Forum Erneuerbare Energien Energiesystem im Wandel Systemtransformation Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH (LBST) Hannover, 9. April 2014 1
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 (H 2 ) und Sauerstoff statt. Wasserstoff kann durch Reaktion mit Kohlendioxid (CO 2 ) in Methan (CH 4 ) umgewandelt werden (Methanisierung). Die biologische Methanisierung nutzt die in einer Biogasanlage ohnehin ablaufenden mikrobiellen Prozesse. Dabei wird das im Biogas vorhandene CO 2 mit von außen zugeführtem H 2 im Fermenter oder einem separaten Reaktionsgefäß in CH 4 umgewandelt. 2
Anwendung der Gase? Wie effizient ist Power-to-Gas? Die erzeugten Gase können in verschiedene Anwendungen fließen: Erzeugung von Strom (Rückverstromung), insbesondere in Zeiten großer Nachfrage und geringer erneuerbarer Stromproduktion. Wasserstoff (H 2 ) als Kraftstoff in der Mobilität und als chemischer Rohstoff in der Industrie. Beimischung im bestehenden Erdgasnetz (begrenzt). Methan kann wie konventionelles Erdgas eingesetzt und ohne Beschränkungen ins Erdgasnetz eingespeist werden. Wasserstoff wird per Elektrolyse mit einem typischen Wirkungsgrad von 70% erzeugt (bezogen auf den unteren Heizwert). CO 2 -Quellen für die Methanisierung: Biogasanlagen, Kläranlagen, industrielle Prozesse, Umgebungsluft oder fossile Kraftwerke. Der zusätzliche Energieaufwand zur Bereitstellung von CO 2 hängt von der CO 2 -Konzentration in der Quelle ab. Wenn CO 2 ohne zusätzlichen Energieaufwand verfügbar ist, ist der Gesamtwirkungsgrad durch die Elektrolyse und die Methanisierung festgelegt: ges. = EL * Meth. = 70% * 83% = 58%, z.b. bei Biogasanlagen, die das Biogas für die Einspeisung ins Erdgasnetz aufbereiten. Bei Nutzung von Kraftwerksabgasen oder Luft als CO 2 -Quelle sinkt der Gesamtwirkungsgrad bis auf 51%-40%. Sauerstoff (O 2 ) Elektrische Energie aus Wind, PV etc. 100% Wasser (H 2 O) Elektrolyseur = 70% 30 bar Wasserstoff (H 2 ) als Kraftstoff in der Mobilität, zur Rückverstromung, zum Einsatz in der Industrie, zur Beimischung ins Erdgasnetz, oder: Methanisierung = 83% 30 bar Methan (CH 4 ) Alle Erdgas- Nutzungsmöglichkeiten Abwärme Kohlendioxid (CO 2 ) Wärme (250-300 C): Dampferzeugung, Dampfturbine etc. 3
Energiewirtschaftliches Umfeld von PtG Erneuerbare Energien spielen eine zunehmend wichtige Rolle im Energiemix der Zukunft. Wind und Solarenergie habe das größte Potenzial, stehen aber nur fluktuierend zur Verfügung. Sie sind nicht regelbar und können bisher nur sehr eingeschränkt gespeichert werden. Die Energieversorgung wandelt sich von einer verbrauchsorientierten zu einer erzeugungsorientierten Struktur. Die aktuelle Speicherfähigkeit des deutschen Stromversorgungssystems beruht auf wenigen Pumpspeicherkraftwerken. Nur chemische Energiespeicher sind in der Lage, Langfristspeicherung von Strom bis hin zu saisonaler Speicherung in großen Mengen zu ermöglichen. Überschüssiger Wind- und Solarstrom kann in chemische Energie (Wasserstoff oder Methan) umgewandelt werden. Die vorhandenen Erdgasleitungen, Erdgasspeicher und Salzkavernen werden zu Speichern für regenerativen Strom. 4
Speicherbedarf versus Speicherkapazität Der geplante weitere Ausbau von Wind- und Sonnenenergie macht die Speicherung großer Strommengen erforderlich. Stromüberschuss entsteht bei starker Erzeugung / niedriger Nachfrage, Stromdefizit bei Windflaute und geringer Sonneneinstrahlung. 35 [GW] 30 Aktuelle Stromnachfrage (rote Linie) im Vergleich zur erwarteten Windkrafteinspeisung 2030 (blaue Linie) (4-facher Wert im Vergleich zu 2008) im 50Hertz-Netz (Vattenfall) 25 20 Stromüberschuss (Windeinspeisung minus Stromnachfrage) Stromdefizit (Stromnachfrage minus Windeinspeisung) 15 10 5 0 231 Jan 03 Feb 1.000 GWh Stromüberschuss Stromdefizit 40 GWh Alle Pumpspeicherwerke in Deutschland 5
Speicherbedarf versus Speicherkapazität 1.000 GWh Speicherkapazität erfordern: 1.400.000.000 m³ Wasserreservoir für Pumpspeicher (115 Mal Pumpspeicher Goldisthal) oder 370.000.000 m³ Kavernenvolumen für Druckluftspeicher (CAES; 1.500 Mal Druckluftspeicher Huntorf) oder 5.000.000 m³ Kavernenvolumen für Wasserstoffspeicherung (~1,7 Mal Kavernenfeld Etzel, ~0,7 Mal Nüttermoor; diese werden heute zur Erdgasspeicherung verwendet) Die aktuelle Speicherfähigkeit des deutschen Stromversorgungssystems beruht auf wenigen Pumpspeicherwerken: Vorhandene Pumpspeicherwerke haben eine installierte Leistung von 6 GW und eine Speicherkapazität von 40 GWh. Bei Realisierung der geplanten Neubau- und Erweiterungsprojekte könnte eine Leistung von 9 GW und eine Speicherkapazität von 60 GWh erreicht werden. Speicherkapazitäten für Erdgas sind in großem Umfang in Deutschland verfügbar: In Deutschland sind rund 50 unterirdische Erdgasspeicher mit einer Kapazität von insgesamt 220 TWh in Betrieb, was einem Viertel des Jahresverbrauchs entspricht. Aus der gesamten Erdgasspeichermenge könnten rund 20% des jährlichen deutschen Stromverbrauchs gedeckt werden (bei einem angenommenen Wirkungsgrad von 50% in der Stromerzeugung aus Erdgas). Speicherbedarf wächst: Der Bedarf an Stromspeicherung wächst mit dem Anteil an fluktuierender Stromeinspeisung in das allgemeine Stromnetz. Dies gilt sowohl für die absolute Menge an zu speicherndem Strom als auch für die Stundenzahl, an der Speicher jedes Jahr ein- und ausspeichern müssen. 6
PtG-Projekte in Deutschland Derzeit sind 29 Projekte/Aktivitäten zu PtG bekannt Davon sind 14 in Betrieb mit insgesamt ca. 11 MW Elektrolyseur- Eingangsleistung und ca. 180 MWh H 2 -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 (H 2 -Tankstelle) Bei acht Projekten erfolgt eine Rückverstromung vor Ort Bei 10 Projekten wird der Wasserstoff direkt ins Erdgasnetz eingespeist Bei 11 Projekten erfolgt eine Methanisierung Fünf Anlagen stellen den erzeugten Wasserstoff zur weiteren Nutzung über Trailer (3) und/oder Pipeline (2) zur Verfügung Bei 14 Anlagen liegt die elektrische Leistung des Elektrolyseurs bei 1 bis 7 MW, bei 15 Anlagen liegt sie unter 1 MW Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH 7
PtG-Aktivitäten in Europa / weltweit PtG-Aktivitäten sind bekannt aus Österreich, Italien, Frankreich, Spanien, den Niederlanden, Dänemark, Großbritannien, Norwegen: Meist sind es kleinere Projekte, die sich mit Mini-Grid und Insellösungen beschäftigen Ein EU-gefördertes Projekt in der Megawattklasse INGRID ist in Italien in Vorbereitung mit H 2 - Einspeisung ins Erdgasnetz und Rückverstromung In Europa sind außerhalb Deutschlands derzeit 15 H 2 -Tankstellen in Betrieb, die H 2 vor Ort per Elektrolyse erzeugen Weltweit gibt es ca. 50 H 2 -Tankstellen mit lokaler H 2 -Erzeugung via Elektrolyse In Japan gibt es Versuche mit H 2 - Mini-Grids In den USA gibt es neben Versuchen zu Wind-Wasserstoff- Systemen in Colorado ein geplantes PtG-Kraftwerk der Megawattklasse mit H 2 -Rückverstromung via Brennstoffzelle in Minnesota Ludwig-Bölkow Systemtechnik GmbH 8
Kostenreduktionspotenzial PtG hat ein signifikantes Kostenreduktionspotenzial; die detaillierte Abschätzung von Lernkurveneffekten ergibt eine Halbierung der Kosten bei einer sukzessiven Installation von 10.000 MW e (weltweit). Annahmen: Als Strompreis wird die Einspeisevergütung für onshore Windstrom nach EEG 2012 inklusive Kostendegression von 1,5% pro Jahr angenommen. Die Jahresvolllaststunden des Elektrolyseurs der PtG-Anlage werden auf 2.500 h/a begrenzt. Die PtG-Anlagen werden über 15 Jahre abgeschrieben; der kalkulatorische Zinssatz beträgt 8%. CO 2 wird aus Biogasanlagen bezogen; die Kosten der CO 2 -Abtrennung werden zu 50% der PtG-Anlage angerechnet. Die rechte Grafik zeigt die Lernkurveneffekte einer Markteinführung von PtG-Anlagen. Die obere blaue Linie zeigt die Gesamtkosten inklusive Stromkosten und Entgelten/Umlagen. Die grüne Linien zeigt die Gesamtkosten unter der Annahme, dass keine Entgelte/Umlagen anfallen. Die untere rote Linie zeigt die reinen Anlagenkosten; der Abstand der roten von der grünen Linie spiegelt die die Strombezugskosten wider. Bei niedrigeren Strombezugskosten reduzieren sich die Erzeugungskosten entsprechend, d.h. der Abstand der roten von der grünen Linie wird entsprechend geringer. Dies könnte beispielsweise relevant sein bei Nutzung von erneuerbarem Strom, der auf Grund von Einspeisemanagement-Maßnahmen nicht erzeugt werden darf. 9
Vermarktungsoptionen für PtG-Gase Outputorientierte Maßnahmen 1. Rückverstromung in GuD und KWK mit Gasnetzdurchleitung 2. Rückverstromung über den Betrieb von Speichern und Generatoren 3. Vermarktung des EE-Wasserstoffs als Kraftstoff für den Verkehr 4. Verkauf des EE-Wasserstoffs an Industrieabnehmer 5. Einspeisung ins Erdgasnetz Inputorientierte Maßnahmen 6. Bereitstellung von Regelleistung 7. Lastmanagement im Rahmen der Bilanzkreisbewirtschaftung 8. Optimierung der Direktvermarktung mit EEG Marktprämie Potenziale Erlösmöglichkeiten für Nutzung der EE-Gase in unterschiedlichen Märkten Potenziale Zusätzliche Erlösmöglichkeiten und/oder Reduktion der Energiekosten durch Dienstleistungen mit regelbarer Last im Energiesystem 10
Erzielbare H 2 -Preise für alternative Vermarktung Erzielbare Preise und Kosten für ern. Wasserstoff in /kg H2 (auf Basis historischer Werte) Interpretation der Ergebnisse Großes mengenmäßiges Potential der alternativen Einsatzmöglichen (Rückverstromung, Industrie, Erdgasnetz), jedoch mit geringerer ökonomischer Wertigkeit gegenüber Straßenverkehr 11
Fazit und Ausblick Power-to-Gas wird insbesondere in Deutschland in zahlreichen Anlagen demonstriert, um Betriebserfahrungen zu sammeln Erneuerbare Überschussstrommengen 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 Geschäftsfelder oder der Unterstützung der Kommerzialisierung durch Förderprogramme oder favorable Rahmenbedingungen 12
Analysen der LBST zu PtG Öffentliche Arbeiten Power-to-Gas (PtG) im Verkehr: Aktueller Stand und Entwicklungsperspektiven (BMVI: MKS), 2014 Bundesförderprogramm Energiespeicherung: Studie über die Planung einer Demonstrationsanlage zur Wasserstoff-Kraftstoffgewinnung durch Elektrolyse (ca. 5 MW) mit Zwischenspeicherung in Salzkavernen unter Druck, 2014 EU-Projekt HyUnder: Potenzial und europäische Einführungs-Roadmap für H2-Großspeicherung in der EU, 2014 Analyse der Kosten Erneuerbarer Gase, im Auftrag des Bundesverband Erneuerbare Energien e.v.(bee), Dezember 2013, ISBN 978-3-920328-65-2, http://www.bee-ev.de/1:1578/publikationen/studien/2013/analyse-der-kosten-erneuerbarer-gase.html Fahrplan zur Realisierung einer Windwasserstoff-Produktion in der Wirtschaftsregion Unterelbe ChemCoast (mit EY, BBH), 2013 Beitrag VDE-Studie Energiespeicher für die Energiewende, 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 Energiespeicher in Systemen mit hohem EE Anteil, 2008 Unveröffentlichte Arbeiten Kurzstudie: Dezentrale Wasserstofferzeugung aus PV-Strom in Bayern, NOW, 2013 Wasserstoffspeicherung im Untergrund - Business Case Deutschland, Mineralölindustrie, 2013 Analyse von PtG-Pfaden, dena Strategieplattform Power-to-Gas, 2011 Marktanalyse für Schlüsselkomponenten Power-to-Gas Anlage, Landesministerium, 2011 H2-Produktion aus EE als Kraftstoff, EnBW, 2011 Wasserstoff aus EE: Produktion, Kavernenspeicherung und Nutzung, Automobilhersteller, 2011 Techno-ökonomische Analyse oberirdische H2-Salzkavernen-Anlagentechnik, Anlagenbauer, 2010 13
Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH (LBST) Dr. Ludwig Bölkow 1912 2003 Berater für nachhaltige Energie und Mobilität seit 30 Jahren Brücke zwischen Technologie, Wirtschaft und Politik Erneuerbare Energien, Kraftstoffe, Infrastruktur Machbarkeitsstudien, Nachhaltigkeitsanalysen, technologiebasierte Strategieberatung, Energiekonzepte Globale und langfristige Perspektive Konsequenter Systemansatz Denken über Bereichsgrenzen hinweg Internationale Kunden in Industrie, Finanzwirtschaft, Politik, und Verbänden 14
Kontakt LBST Matthias ALTMANN Senior Consultant T: +49 (0)89 608110-38 E: Matthias.Altmann@lbst.de LBST Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH Daimlerstr. 15 85521 München/Ottobrunn Germany www.lbst.de 15
BACKUP 16
Kosten von Power-to-Gas Neben den Anlagekosten sind die Kosten für 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 hängt von verschiedenen Faktoren ab. Teilweise bestehen rechtliche Unsicherheiten und zukünftige Änderungen sind möglich. Für die dargestellte Analyse wird von zwei Fällen ausgegangen: 1. Rückverstromung: Es fallen keine Umlagen, Entgelte und Abgaben an. Dies gilt in der Regel bei Wahl eines Pfads, der in die Rückverstromung mündet: Netznutzungsentgelte, KWK-Umlage und Konzessionsabgabe fallen nach 118 Abs. 6 EnWG nicht an, EEG-Umlage entfällt unter den Voraussetzungen von 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 Rückverstromung eingesetzt wird. Allerdings können auch bei Wahl anderer Vermarktungspfade einzelne Umlagen, Entgelte und Abgaben unter verschiedenen Voraussetzungen entfallen. Um die Bandbreite der Möglichkeiten abzudecken, wird für die vorliegende Analyse vereinfachend davon ausgegangen, dass bei Wahl anderer Vermarktungspfade, die nicht in die Rückverstromung münden, 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 Rückverstromung Direkte H 2 Einspeisung Ohne Netzentgelte, EEG-, KWK-Umlage, Konzessionsabgabe Sonstige Vermarktung Direkte H 2 Einspeisung Mit Netzentgelten, EEG-, KWK-Umlage, Konzessionsabgabe Methan Rückverstromung Methanisierung, CH 4 Einspeisung Ohne Netzentgelte, EEG-, KWK-Umlage, Konzessionsabgabe Sonstige Vermarktung Methanisierung, CH 4 Einspeisung Mit Netzentgelten, EEG-, KWK-Umlage, Konzessionsabgabe 17
Vermarktungsoptionen für PtG-Gase Outputorientierte Maßnahmen 1. Rückverstromung in GuD und KWK mit Gasnetzdurchleitung 2. Rückverstromung über den Betrieb von Speichern und Generatoren 3. Vermarktung des EE-Wasserstoffs als Kraftstoff für den Verkehr 4. Verkauf des EE-Wasserstoffs an Industrieabnehmer 5. Einspeisung ins Erdgasnetz Inputorientierte Maßnahmen 6. Bereitstellung von Regelleistung 7. Lastmanagement im Rahmen der Bilanzkreisbewirtschaftung 8. Optimierung der Direktvermarktung mit EEG Marktprämie Potenziale Erlösmöglichkeiten für Nutzung der EE-Gase in unterschiedlichen Märkten Potenziale Zusätzliche Erlösmöglichkeiten und/oder Reduktion der Energiekosten durch Dienstleistungen mit regelbarer Last im Energiesystem 18
1. & 2. Rückverstromung Option 1: Einspeisung von EE-Gas ins Erdgasnetz Rückverstromung in bestehenden GuD- oder KWK-Anlagen Option 2: Windstrom / Stromangebot Stromnetz Verbraucher Nutzung des Wasserstoff zur Rückgewinnung von Strom durch Brennstoffzellen oder Gasturbine-/ GuD-Kraftwerke G Fuel Cell Geringer Gesamtwirkungsgrad von ca. 30-40% (bei 65% für H 2 -Herstellung und 50-60% bei Rückverstromung) Elektroyse Gasturbine / GuD Brennstoffzelle Verkaufspreise: 1,15-1,53 /kg H2 (auf Basis EEX Day Ahead in 2010 und 2011) Salzkaverne Strom Wasserstoff Begrenzte jährliche Nutzungsdauer: 318-717 Volllaststunden (EEX Day Ahead in 2010 und 2011) Optimaler Einsatzbereich der Technologien: Brennstoffzellen für kleinere Anwendungen: höhere Wirkungsgrade im Leistungsbereich zwischen 100 kw und 10 MW sowie begrenzte Kostenreduktion durch Skaleneffekte aufgrund der modularen Bauweise GuD-Kraftwerke für großtechnische Anwendungen: bessere Effizienz im Leistungsbereich über 100 MW sowie entsprechende Kosteneinsparungspotentiale durch Skaleneffekte Optimale Betriebsstrategie abhängig von der künftigen Entwicklung der Strompreise (durchschnittliche Strombeschaffungskosten, Volatilitäten, negative Preise) 19
3. Kraftstoff im Verkehr Nutzung von Wasserstoff als Kraftstoff für H 2 -Fahrzeuge (Brennstoffzelle oder Verbrennung) Marktpotenzial abhängig von Marktanteil der H 2 -Fahrzeuge und Ausbau der H 2 -Infrastruktur Mittelfristig: begrenztes Potential bei geringer Anzahl an H 2 -Fahrzeugen Langfristig: hohes Potential bei umfassenden Technologie Roll-Out Konkurrenzfähigkeit bei Preisparität von Wasserstoff zu Diesel und Benzin Steuerproblematik: Bis 2018: ca. 0,46 /kg H2 (13,90 /MWh) wie Erdgas als Kraftstoff nach 2 Abs. 2 Nr. 1 EnergieStG Nach 2018: Besteuerung unklar (worst case: wie Superbenzin ca. 74 /MWh oder 2,48 /kg H2 ) Mögliche H 2 -Nachfrage im Verkehr in Deutschland Quelle: nach EU Coalition Study Parameter Wasserstoff Benzin* Diesel* Spezifischer Verbrauch 0,30 kwh/km 0,62 kwh/km 0,51 kwh/km Verbrauch pro 100 km 0,90 kg 7,00 l 5,05 l Kraftstoffpreise 10,50 /kg 1,66 /l* 1,49 /l* Kosten pro 100 km 9,45 11,62 7,52 *inkl. Steuer für Kraftstoffe 20
4. Industrieabnehmer Großes Potenzial im Einsatz als Roh- oder Hilfsstoff in industriellen Prozessen: Ammoniumsynthese/Düngemittelherstellung Methanolherstellung Stahlproduktion und Metallverarbeitung Flachglasherstellung (Inertisierungs- bzw. Schutzgas) Elektronikindustrie (Schutz- und Trägergas, Reinigung, Ätzen, etc.) Hydrierung von essbaren Fetten und Ölen Erdölraffinierung (Kraftsstoffentschwefelung) Andere Chemikalien (Anilin, Wasserstoffperoxid, u.v.m.) H 2 -Nachfrage in Deutschland Quelle: Eurostat (2012) Evtl. weiter Potenziale: Aufbereitung von Schweröl in Raffinerien (bedingt durch EU-Auflagen in der Schifffahrt ) Nutzung des grünen Wasserstoffs aus Imagegründen (z.b. Lebensmittelindustrie) H 2 -Grenzkosten aus Dampfreformierung als Benchmark: 1,00-1,45 /kg H2 21
5. Erdgasnetz Einspeisung von reinen Wasserstoff grundsätzlich in bestimmten Grenzen möglich Genaue Bedarfsfluktuation von Einspeiselogik abhängig (konstanter vs. variabler H 2 -Anzeil im Erdgasnetz) und an effektives Monitoring der tatsächlichen H 2 -Menge im Erdgasnetz geknüpft Erdgaspreise und Handelsvolumina in Deutschland H 2 -Preis aus Dampfreformierung als Benchmark: 0,67-1,00 /kg H2 22
6. Regelleistung Nutzung der Elektrolyse als positive Regelenergie (Lastabwurf) und negative Regelenergie (Überlast) technisch möglich: Kaltstart ca. 10 Min. Quelle: Waidhas (2011) Stand-by-Start < 10 s volle Dynamik im Bereich 100-300% Erlöse nur durch Vorhaltung der Kapazitäten (Leistungspreis) und nicht durch Abruf (Arbeitspreis) Preise für positive Regelenergie und für Strom am Spotmarkt korrelieren, so dass der Elektrolyseur bei hohen Strompreisen betrieben und bei niedrigen Strompreisen abgeschaltet sein müsste. Dies erschwert eine betriebswirtschaftlich optimale Betriebsstrategie. Aktivierung Max. Einsatzdauer Primärregelleistung Sekundärregelleistung Minutenreserve 30 s 5 Min. 15 Min. 15 Min. 60 Min. 60 Min. Hohe Last Niedrige Last Marktpreise Preise am Spotmarkt Hoch Niedrig Preis für pos. Regelenergie Hoch Niedrig Preis für neg. Regelenergie Niedrig Hoch Fahrplan und Einsatz der Elektrolyseanlage Bereitstellung Regelenergie Positiv Negativ Positiv Negativ Planmäßiger Fahrplan 100% 100% 100% 100% Mindestangebotsgröße Ausschreibungszeitraum 1 MW 5 MW 5 MW 1 Woche 1 Woche 4 h Aktion bei Abruf der Regelenergie < 100% > 100% < 100% > 100% Resultierende Ergebnisse Umsätze aus Regelenergie Hoch Niedrig Niedrig Hoch Energiekosten Spotmarkt Hoch Hoch Niedrig Niedrig 23
7. & 8. Bilanzkreisbewirtschaftung & EEG Marktprämie 8. Bilanzkreisbewirtschaftung Revision des Ausgleichsenergiemechanismus durch die Bundesnetzagentur (Eckpunktepapier BK6-12-024) : Ober- und Untergrenzen für regelzonenübergreifenden Bilanzkreisausgleichsenergiepreis (rebap) auf Basis der Intraday-Preise an der EPEX-Spot Zusätzlicher Zuschlag bei Abweichungen von der kontrahierten Regelleistung Elektrolyse für den kurzfristigen Bilanzkreisausgleich für unterdeckten Bilanzkreis (wenn rebap>0) oder überdeckten Bilanzkreis (wenn rebap<0) 9. EEG Marktprämie Unterstützung der Direktvermarktung in Perioden mit Marktpreis<Referenzwert Umsetzbar nur für EE-Wasserstoff im Rahmen der aktuellen Regelungen Mehrkosten werden nicht verringert, sondern nur unterschiedlich verteilt Mögliche Rolle von PtG bei EEG Direktvermarktung 24