Zugl.: Hohenheim, Univ., Diss., 2006

Zugl.: Hohenheim, Univ., Diss., 2006

Bachelor-Arbeit Univ. St. Gallen, 2008.

Zugl.: Hohenheim, Universiẗat, Diss., 2006.

Universiẗat, Diss., 2003--Regensburg.

Zugl.: Eichstätt, Ingolstadt, Univ., Diss., 2009

Zugl.: Düsseldorf, Universiẗat, Diss., 2009.

Zugl.: München, Universiẗat, Fak. für Betriebswirtschaft, Diss., 2001.

Diese Arbeit geht der Frage nach, ob sich durch die stattfindende Transformation zu einem kohlenstoffarmen Energiesystem in Deutschland auch Marktchancen für innovative Marktteilnehmer, insbesondere für Speicherbetreiber, herausbilden. Die ökonomischen Effekte, die in Energiesystemen mit hohen Anteilen an variablen erneuerbaren Energien (vEE) auftreten, können durch deren Integrationskosten gemessen werden. Die wissenschaftlichen Untersuchungen in Bezug auf den zusätzlichen Speicher- bzw. Flexibilitätsbedarf für ein solches Energiesystem setzen häufig bei den Ungleichgewichten in der Systembilanz an. Den jeweiligen Methoden liegen jedoch unterschiedliche Annahmen und Rahmenbedingungen zu Grunde, sodass die Ergebnisse nur eingeschränkt miteinander verglichen werden können. Der stündlich schwankende Großhandelspreis an der Strombörse ist ein wichtiger Indikator, um den Flexibilitätsbedarf zu signalisieren. Viele Analysen legen historische oder auch prognostizierte Preiszeitreihen für eine Bewertung von Speicheroptionen zu Grunde. Jedoch wird dabei die Rückkopplung der Betriebsweise eines Energiespeichers auf die Marktpreise außen vor gelassen. In dieser Arbeit wird deshalb eine Methode entwickelt, um den Einfluss eines steigenden Marktvolumens an Speichern und anderen Flexibilitätsoptionen auf die Spotmarktpreise abzuschätzen. Untersucht wird der Einfluss des Speichereinsatzes auf die Stromnachfrage und die Spotmarktpreise in 2020 sowie 2030. Die hierfür zu definierenden Szenarien für den Strommarkt werden modellgestützt abgebildet und ausgewertet. Für die Beantwortung der Fragestellung werden techno-ökonomische Modelle, z.B. das Strommarktmodell MICOES zur Kraftwerkseinsatzplanung, das Modell DeSiflex zur Glättung der Residuallast durch integrierte Flexibilitätsoptionen sowie das Modell Arturflex zur Abschätzung der Arbitragegewinne durch Einsatz von Flexibilitätsoptionen am Spotmarkt, herangezogen.

Mit Power-to-X (PtX) wird eine Reihe von Verfahren beschrieben, die elektrische Energie in andere Kraft-, Brenn- und Grundstoffe umwandeln. Mögliche Anwendungsbereiche der strombasierten Stoffe finden sich beispielsweise im Verkehrs-, Wärme- und Industriesektor. PtX leistet damit einen wichtigen Beitrag für eine Kopplung des Verkehrs- und Energiesektors. Damit PtX einen signifikanten Anteil zum Klimaschutz leisten kann, wird als Basistechnologie die Umwandlung von erneuerbaren Energien zu grünen Wasserstoff (H2), mittels eines Elektrolyseurs, angestrebt. Für die Wettbewerbsfähigkeit von grünen H2, müssen insbesondere die Gestehungskosten gesenkt werden. Dazu werden im Bericht folgende wesentliche Einflussfaktoren identifiziert: Anlagengröße und Automatisierungsgrad der Herstellung, Anzahl der Betriebsstunden (Auslastungsgrad), Stromeinkaufspreis (aus erneuerbaren Energien), Stromnebenkosten (Steuern, Abgaben und Umlagen). Darüber hinaus spielt der Genehmigungsaufwand für die Wettbewerbsfähigkeit von Elektrolyseuren eine wichtige Rolle. Zur Optimierung dieser Einflussfaktoren in Richtung einer wirtschaftlichen und wettbewerbsfähigen Produktion von grünen H2 benennt der vorliegende Bericht verschiedene politische Handlungsempfehlungen. Grundsätzlich ist es von großer Bedeutung, ein Level-Playing-Field zu schaffen und die Energiewende konsequent voranzutreiben. Dies soll vor allem durch eine umfängliche CO2-Bepreisung aller Energieträger und einen massiven Ausbau an erneuerbaren Energien in Deutschland erfolgen. Zudem schlägt die AG 5 vor, bereits heute schon den Aufbau von zukünftigen H2-Märkten weltweit zu unterstützen. Zur Senkung der Investitions- und Stromnebenkosten empfehlen die Experten der AG 5 eine ambitionierte Umsetzung der europäischen Gesetzgebung (RED II) und die Prüfung von Beimischquoten von grünem Wasserstoff in der Wärmeversorgung. Des Weiteren spricht sich die AG 5 für eine Reduzierung von Umlagen (insbesondere der EEG-Umlage) und der Beibehaltung der Netzentgeltbefreiung aus. Ein wesentlicher Schritt zur Marktreife von grünem Wasserstoff sind Skaleneffekte bei Elektrolyseuren. Dazu muss das bereits heute bestehende Marktpotential genutzt werden. Vor allem in der Industrie und in Raffinerien bestehen große Bedarfe an H2 zur stofflichen Verwendung, die derzeit noch überwiegend durch die Dampfreformierung gedeckt werden.:1 Executive Summary 2 Ausgangslage und Zielsetzung 3 Sachstand und Fokus 4 Marktpotenzial Elektrolyse 4.1 Heutige Markte für H2 In Deutschland 4.2 Potenzielle Markte für grünen Wasserstoff 4.2.1 Warme 4.2.2 Verkehr 4.2.3 Speicher 5 Wettbewerbsfähigkeit von grünem H2 5.1 Regionale Verteilung 5.2 Transportkosten für zentrale Elektrolyse 5.3 Anwendungsfalle 5.4 Ausbaubedarf erneuerbarer Energien 6 Handlungsempfehlungen 7 Anhang 7.1 Überschlägige unverbindliche Berechnung der Transportkosten von Wasserstoff Im Gasnetz