Um die internationalen Klimaschutzziele zu erreichen, ist es notwendig, Strom verstärkt aus erneuerbaren Energien zu gewinnen. Gleichzeitig bedarf es flexibler Verbraucher zum Ausgleich der schwankenden Stromeinspeisung. Da nicht alle Anwendungen vollständig auf die direkte Nutzung von Strom umgestellt werden können, werden weitere Energieträger als Speichermedium benötigt. Wasserstoff, der über die flexibel steuerbare Elektrolyse aus Strom und Wasser gewonnen werden kann, ist ein vielfältig nutzbarer Energieträger, z.B. für die chemische Industrie oder für Brennstoffzellenfahrzeuge. Heute ist der Einsatz des Elektrolyseurs noch nicht wirtschaftlich, da die Wasserstoffgestehungskosten über denen konkurrierender Verfahren liegen. Bei geänderten Rahmenbedingungen und fortschreitender Entwicklung der Elektrolysetechnologie kann sich dies jedoch ändern, weshalb sich die Frage stellt: Kann ein Elektrolyseur im deutschen Energiesystem mit hohen Anteilen erneuerbarer Energien zukünftig wirtschaftlich betrieben werden? Zur Beantwortung der Fragestellung wird zunächst auf Stromhandelsplätze und die aktuelle Marktsituation für flexible Technologien am Strommarkt eingegangen und Entwicklungen im Bereich der Wasserstoffproduktion und -nachfrage werden vorgestellt. Um zukünftige Strombörsenpreise für verschiedene Szenarien zu bestimmen, wird anschließend ein fundamentales Simulationsmodell erstellt. Zwei Handelsplätze, die für den Elektrolyseurbetrieb von Bedeutung sind, stehen im Fokus: der Spotmarkt für den kurzfristigen Stromhandel und der Regelleistungsmarkt für die Vermarktung flexibler Lasten. Für den Regelleistungsmarkt werden Preise anhand eines Opportunitätskostenansatzes bestimmt. Die simulierten Marktpreise werden als Eingangsdaten für ein Optimierungsmodell verwendet, das den Deckungsbeitrag für den Betrieb eines Elektrolyseurs unter Berücksichtigung technischer Restriktionen maximiert. Verschiedene Betriebskonzepte werden hierbei untersucht, die den direkten Absatz von Wasserstoff, dessen Rückverstromung oder auch die Regelleistungsvorhaltung berücksichtigen. Anhand der erzielten Erlöse und Kosten lassen sich die Konzepte bewerten und die Forschungsfrage beantworten. Anhand von drei aus der Literatur ausgewählten Szenarien werden Entwicklungspfade des Energiesystems sowie verschiedene Ausprägungen techno-ökonomischer Parameter des Elektrolyseurs bis zum Jahr 2050 festgelegt. Die Szenarien unterscheiden sich u.a. hinsichtlich des Ausbaus erneuerbarer Energien und der Energieträgerpreise. Es zeigt sich, dass ein wirtschaftlicher Betrieb, wenn überhaupt, erst langfristig, d.h. voraussichtlich nach dem Jahr 2030, möglich ist. Dafür muss die Investition in den Elektrolyseur deutlich sinken und der Wirkungsgrad steigen oder die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen müssen eine hohe Auslastung mit niedrigen Strombezugskosten ermöglichen. Als wirtschaftlich gilt der Elektrolyseurbetrieb, wenn Wasserstoff kostengünstiger hergestellt werden kann als mit konventionellen Verfahren. Dies gelingt v.a. dann, wenn zusätzlich Regelleistung vorgehalten wird. Die Rückverstromung von Wasserstoff ist in den meisten Fällen nicht rentabel. Soll die Elektrolyse früher Einsatz finden, da sie möglicherweise für das Erreichen der Klimaschutzziele unumgänglich wird, bedarf es hierfür gezielter Anreize.:1 Einleitung 1
1.1 Ausgangslage und Problemstellung 1
1.2 Zielsetzung und Lösungsweg 5
2 Rahmenbedingungen im Stromsektor und in der Wasserstoffwirtschaft 9
2.1 Entwicklungen im Stromsektor 9
2.1.1 Flexibilitätsbedarf zur Integration erneuerbarer Energien 10
2.1.2 Ausgestaltung von Stromhandelsplätzen 16
2.1.3 Heutiges und zukünftiges Marktumfeld für Flexibilitätsoptionen 19
2.2 Entwicklungen im Bereich der Wasserstoffwirtschaft 24
2.2.1 Nutzung von Wasserstoff 25
2.2.2 Produktionsverfahren zur Bereitstellung von Wasserstoff 33
2.2.3 Techno-ökonomischer Vergleich ausgewählter Produktionsverfahren 37
2.3 Einsatz eines Elektrolyseurs am Strommarkt 45
3 Modellierung von Spotmarktpreisen 49
3.1 Funktionsweise des Spotmarktes 49
3.2 Vergleich und Auswahl eines Modellierungsansatzes für Spotmarktpreise 51
3.2.1 Anforderungen an die Modellierung 51
3.2.2 Bestehende Modellierungsansätze für Spotmarktpreise 53
3.2.3 Auswahl des Modellierungsansatzes 57
3.2.4 Ansätze zur Modellierung von Preisspitzen und negativen Preisen 59
3.3 Entwicklung eines Modellierungsansatzes für Spotmarktpreise 63
3.3.1 Aufbau des Fundamentalmodells 63
3.3.2 Optimierung des Speichereinsatzes 69
3.3.3 Regime-Switching-Ansatz zur Modellierung von Preisspitzen und negativen Preisen 73
3.3.4 Zusammenfassung des Modellierungsansatzes 79
3.4 Modellvalidierung anhand historischer Daten 81
3.4.1 Eingangsdaten 81
3.4.2 Validierung der simulierten Spotmarktpreise 83
3.4.3 Validierung der simulierten Zusammensetzung der Stromerzeugung 87
3.4.4 Validierung der simulierten CO2-Emissionen 88
3.4.5 Schlussfolgerungen aus der Validierung 89
4 Modellierung von Sekundärregelleistungspreisen 91
4.1 Ausgestaltung des Regelleistungsmarktes 91
4.1.1 Regulatorischer Rahmen 92
4.1.2 Bedarf an Regelleistung 95
4.1.3 Anbieter von Regelleistung 96
4.1.4 Teilnahme eines Elektrolyseurs am Regelleistungsmarkt 97
4.2 Modellierungsansätze für Regelleistungspreise 99
4.2.1 Anforderungen an die Modellierung 100
4.2.2 Bestehende Modellierungsansätze 100
4.2.3 Auswahl eines Modellierungsansatzes 103
4.2.4 Berechnung der Opportunitätskosten für Erzeugungs- und Nachfrageeinheiten 104
4.2.5 Aufbau des Opportunitätskostenansatzes zur Ermittlung der Leistungspreise 109
4.3 Validierung des Opportunitätskostenansatzes anhand historischer Daten 110
4.4 Zusammenfassung des Modellierungsansatzes 114
5 Wirtschaftlichkeitsbewertung eines Elektrolyseurs im zukünftigen Stromsystem 117
5.1 Grundlegende Annahmen für die Wirtschaftlichkeitsberechnung 117
5.2 Energieszenarien für den Stromsektor 119
5.2.1 Energieszenarien ausgewählter Studien 120
5.2.2 Auswahl von Energieszenarien für die weitere Analyse 124
5.3 Entwicklung des Stromsektors in den gewählten Energieszenarien 129
5.3.1 Entwicklung am Spotmarkt 129
5.3.2 Entwicklung der Sekundärregelleistungspreise 134
5.4 Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbewertung 136
5.4.1 Wasserstoffgestehungskosten des Elektrolyseurs in den Szenarien 137
5.4.2 Zielwerte für techno-ökonomische Parameter des Elektrolyseurs 143
5.4.3 Bestimmung und Modellierung von Betriebskonzepten 148
5.4.4 Wirtschaftlichkeitsbewertung der Betriebskonzepte 152
5.4.5 Zusammenfassung der Wirtschaftlichkeitsbewertung 170
5.5 Einflussfaktoren auf die Wirtschaftlichkeit des Elektrolyseurbetriebs 172
6 Zusammenfassung, kritische Würdigung und Ausblick 175
6.1 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen 175
6.2 Kritische Würdigung des verwendeten Ansatzes 182
6.3 Ausblick 184 / The international climate targets can only be achieved by generating more
electricity using renewable energy sources. At the same time, flexible electricity
consumers are needed to balance the fluctuating generation from renewables.
As not all the electricity produced can be used directly, additional energy
carriers are required as storage medium. Hydrogen that is produced by the flexible
and controllable electrolysis of electricity and water is a versatile energy
carrier, e.g. for the chemical industry or fuel cell electric vehicles. So far, this is
not yet profitable, because the hydrogen production costs using electrolysis exceed
those of competing methods. This could change under altered framework
conditions and given the ongoing advances in electrolysis technology, which
begs the question: Could hydrogen production using electrolysis be profitable
in a future German energy system with high shares of renewable energies?
To answer this question, electricity markets and the current market situation
for flexible technologies are examined and developments in the field of hydrogen
production and demand are presented. A fundamental simulation model
is constructed to determine the future development of electricity market prices
in different scenarios. The focus lies on two markets of relevance for operating
electrolysers: the spot market for short-term electricity trading and the market
for balancing power that allows the marketing of flexible loads. The prices
on the market for balancing power are calculated using an approach based on
opportunity costs. The simulated prices serve as input to an optimization model
that maximizes the contribution margin of an electrolyser taking technical
constraints into account. Different concepts are considered that include the direct
sale of hydrogen, its reconversion into electricity as well as the provision
of balancing power. The concepts are evaluated using the revenues and costs
and the results used to answer the research question.
Three scenarios selected from the literature depict different development pathways
of the energy system as well as different values for the electrolyser’s
techno-economic parameters up to the year 2050. The scenarios differ with
regard to the deployment of renewable energy sources and the prices for energy
carriers among other criteria. It becomes clear that profitable operation of
electrolysers will, if at all, only be possible in the long term, probably from
2030 onwards. To achieve this, the electrolyser’s specific investment has to
decrease and its efficiency has to increase or the framework conditions in the
energy system must allow high full load hours of the electrolyser at low electricity
costs. Operation is considered profitable if hydrogen can be produced
via electrolysis at lower costs than conventional production methods. This is
achieved in particular if the electrolyser is used to provide balancing power.
Reconverting hydrogen into electricity is not profitable in most cases. However,
electrolysis may become essential at an earlier point in time to meet climate
targets. In this case, specific incentives are needed for its use.:1 Einleitung 1
1.1 Ausgangslage und Problemstellung 1
1.2 Zielsetzung und Lösungsweg 5
2 Rahmenbedingungen im Stromsektor und in der Wasserstoffwirtschaft 9
2.1 Entwicklungen im Stromsektor 9
2.1.1 Flexibilitätsbedarf zur Integration erneuerbarer Energien 10
2.1.2 Ausgestaltung von Stromhandelsplätzen 16
2.1.3 Heutiges und zukünftiges Marktumfeld für Flexibilitätsoptionen 19
2.2 Entwicklungen im Bereich der Wasserstoffwirtschaft 24
2.2.1 Nutzung von Wasserstoff 25
2.2.2 Produktionsverfahren zur Bereitstellung von Wasserstoff 33
2.2.3 Techno-ökonomischer Vergleich ausgewählter Produktionsverfahren 37
2.3 Einsatz eines Elektrolyseurs am Strommarkt 45
3 Modellierung von Spotmarktpreisen 49
3.1 Funktionsweise des Spotmarktes 49
3.2 Vergleich und Auswahl eines Modellierungsansatzes für Spotmarktpreise 51
3.2.1 Anforderungen an die Modellierung 51
3.2.2 Bestehende Modellierungsansätze für Spotmarktpreise 53
3.2.3 Auswahl des Modellierungsansatzes 57
3.2.4 Ansätze zur Modellierung von Preisspitzen und negativen Preisen 59
3.3 Entwicklung eines Modellierungsansatzes für Spotmarktpreise 63
3.3.1 Aufbau des Fundamentalmodells 63
3.3.2 Optimierung des Speichereinsatzes 69
3.3.3 Regime-Switching-Ansatz zur Modellierung von Preisspitzen und negativen Preisen 73
3.3.4 Zusammenfassung des Modellierungsansatzes 79
3.4 Modellvalidierung anhand historischer Daten 81
3.4.1 Eingangsdaten 81
3.4.2 Validierung der simulierten Spotmarktpreise 83
3.4.3 Validierung der simulierten Zusammensetzung der Stromerzeugung 87
3.4.4 Validierung der simulierten CO2-Emissionen 88
3.4.5 Schlussfolgerungen aus der Validierung 89
4 Modellierung von Sekundärregelleistungspreisen 91
4.1 Ausgestaltung des Regelleistungsmarktes 91
4.1.1 Regulatorischer Rahmen 92
4.1.2 Bedarf an Regelleistung 95
4.1.3 Anbieter von Regelleistung 96
4.1.4 Teilnahme eines Elektrolyseurs am Regelleistungsmarkt 97
4.2 Modellierungsansätze für Regelleistungspreise 99
4.2.1 Anforderungen an die Modellierung 100
4.2.2 Bestehende Modellierungsansätze 100
4.2.3 Auswahl eines Modellierungsansatzes 103
4.2.4 Berechnung der Opportunitätskosten für Erzeugungs- und Nachfrageeinheiten 104
4.2.5 Aufbau des Opportunitätskostenansatzes zur Ermittlung der Leistungspreise 109
4.3 Validierung des Opportunitätskostenansatzes anhand historischer Daten 110
4.4 Zusammenfassung des Modellierungsansatzes 114
5 Wirtschaftlichkeitsbewertung eines Elektrolyseurs im zukünftigen Stromsystem 117
5.1 Grundlegende Annahmen für die Wirtschaftlichkeitsberechnung 117
5.2 Energieszenarien für den Stromsektor 119
5.2.1 Energieszenarien ausgewählter Studien 120
5.2.2 Auswahl von Energieszenarien für die weitere Analyse 124
5.3 Entwicklung des Stromsektors in den gewählten Energieszenarien 129
5.3.1 Entwicklung am Spotmarkt 129
5.3.2 Entwicklung der Sekundärregelleistungspreise 134
5.4 Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbewertung 136
5.4.1 Wasserstoffgestehungskosten des Elektrolyseurs in den Szenarien 137
5.4.2 Zielwerte für techno-ökonomische Parameter des Elektrolyseurs 143
5.4.3 Bestimmung und Modellierung von Betriebskonzepten 148
5.4.4 Wirtschaftlichkeitsbewertung der Betriebskonzepte 152
5.4.5 Zusammenfassung der Wirtschaftlichkeitsbewertung 170
5.5 Einflussfaktoren auf die Wirtschaftlichkeit des Elektrolyseurbetriebs 172
6 Zusammenfassung, kritische Würdigung und Ausblick 175
6.1 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen 175
6.2 Kritische Würdigung des verwendeten Ansatzes 182
6.3 Ausblick 184
| Identifer | oai:union.ndltd.org:DRESDEN/oai:qucosa:de:qucosa:31871 |
| Date | 06 October 2018 |
| Creators | Michaelis, Julia |
| Contributors | Technische Universität Dresden |
| Source Sets | Hochschulschriftenserver (HSSS) der SLUB Dresden |
| Language | German, German |
| Detected Language | German |
| Type | doc-type:doctoralThesis, info:eu-repo/semantics/doctoralThesis, doc-type:Text |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
| Relation | urn:nbn:de:bsz:14-qucosa-141575, 9783839613733, qucosa:27970 |
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