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000565873 245__ $$aStrom- und Gasmarktdesign zur Versorgung des deutschen Straßenverkehrs mit Wasserstoff$$cMartin Robinius$$honline, print
000565873 246_3 $$aElectricity and gas market design to supply the German transport sector with hydrogen$$yEnglish
000565873 260__ $$aJülich$$bForschungszentrum Jülich GmbH, Zentralbibliothek, Verlag$$c2015
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000565873 300__ $$a1 Online-Ressource (VI, 271 Seiten) : Illustrationen, Diagramme, Karten
000565873 3367_ $$0PUB:(DE-HGF)11$$2PUB:(DE-HGF)$$aDissertation / PhD Thesis$$bphd$$mphd
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000565873 4900_ $$aSchriften des Forschungszentrums Jülich. Reihe Energie & Umwelt = Energy & environment$$v300
000565873 502__ $$aDissertation, RWTH Aachen, 2015$$bDissertation$$cRWTH Aachen$$gFak04$$o2015-12-14
000565873 500__ $$aDruckausgabe: 2015. - Auch veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University 2016
000565873 5203_ $$aDie Bundesregierung hat klare Ziele zur Reduktion der Treibhausgase bezogen auf den Zeit-raum von 1990 bis zum Jahr 2020 um 40 %, bis zum Jahr 2030 um 55 %, bis zum Jahr 2040 um 70 % und bis zum Jahr 2050 um 80 bis 95 %, gesetzt. Diese sollen unter anderem dadurch erreicht werden, dass der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromver-brauch bis zum Jahr 2050 auf mindestens 80 % steigt. Für Deutschland sind die fluktuieren-den erneuerbaren Energien (FEE) Photovoltaik, Onshore-Windenergie und Offshore-Windenergie aufgrund ihrer großen Potentiale von besonderer Bedeutung und werden daher den zukünftigen Stromsektor dominieren. Dabei führen die FEE zu signifikanten positiven und negativen Residuallasten, wobei die negativen Residuallasten – Überschussleistung – beispielsweise in der Mobilität genutzt werden können. Dabei bietet sich aufgrund der Spei-cherfähigkeit von Wasserstoff der sogenannte Power-to-Gas Pfad an. Bei diesem werden mittels negativer Residuallasten aus Wasser per Elektrolyse Wasserstoff und Sauerstoff her-gestellt. Der so erzeugte Wasserstoff kann anschließend zum Beispiel im Verkehr durch Brennstoffzellenfahrzeuge genutzt werden. Das Ziel dieser Arbeit besteht darin, potentielle Marktdesigns zu identifizieren und zu konzi-pieren, die durch einen hohen Anteil FEE und die Nutzung des Wasserstoffs im Verkehrs-sektor gekennzeichnet sind. Weiterhin soll ein Modell entwickelt werden, welches den Strom- und Gassektor, inklusive einer Wasserstoffpipeline, abbildet und dementsprechend die Ana-lyse und Bewertung der ausgewählten Marktdesigns im Modell ermöglicht. Um dies zu errei-chen, werden in einer Umfeldanalyse die potentiellen Strom- und Gasmärkte sowie die wich-tigsten Share- und Stakeholder einer Wasserstoffinfrastruktur beschrieben und analysiert. Ferner wird ein Modell erstellt, welches den deutschen Strom- und Gassektor abbildet. Mit diesem wird anschließend ein vorhandenes Energiekonzept weiterentwickelt, analysiert und bewertet. Zum Schluss werden mittels einer Monte-Carlo-Simulation die Wahrscheinlich-keitsverteilungen der Wasserstoffgestehungskosten berechnet. Das weiterentwickelte Energiekonzept wird mit 170 GW Onshore- und 60 GW Offshore-Leistung stark von der Windenergie dominiert. Dies führt dazu, dass insbesondere in den Bundesländern Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern hohe negative Residuallasten zu finden sind. Zur Versorgung des Peak-Wasserstoffverbrauchs in dem Jahr 2052 mit 2,93 Mio. t werden insgesamt 28 GW an Elektrolyseleistung in 15 Land-kreisen benötigt. Die für den Transport von diesen Quellen zu den 9.968 Tankstellen benötigte Transmissionspipeline hat eine Länge von 12.104 km bei Kosten von im Mittel 6,68 Mrd. € und eine Distributionspipeline mit einer Länge von 29.671 km bei Kosten von im Mittel 12 Mrd. €. Weiterhin wird in drei untersuchten Fällen, welche sich aufgrund ihrer Inputparameter unter-scheiden, die Wirtschaftlichkeit eines Strom- und Gasmarktdesigns zur Versorgung des deutschen Straßenverkehrs mit Wasserstoff nachgewiesen. Auch die Monte-Carlo-Simulation bestätigt dieses Ergebnis. Wird von anlegbaren Vor-Steuer-Kosten von 22,9 ct/kWh ausgegangen, liegen die Vor-Steuer-Wasserstoffgestehungskosten inklusive Infrastruktur mit einer Wahrscheinlichkeit von 81 % unter diesen.$$lger
000565873 520__ $$aThe German government has set targets to reduce greenhouse gas emissions by 40% by 2020, 55% by 2030, 70% by 2040 and 80-95% by 2050 compared to 1990 as reference year.  As well as meeting other requirements, these targets can be achieved by raising the contri-bution of renewably-generated power to Germany’s gross electricity consumption to 80% by 2050. Based on Germany’s potential, intermittent energy sources (IES) such as on- and off-shore wind, as well as photovoltaics, are necessary sources that must be utilized in order to achieve these ambitious targets. Because of the intermittency of these sources, there will be times in which surplus power generated could be used for example for the transport sector. During these periods of surplus power, the storage capacity of hydrogen allows for a so-called “power-to-gas” concept whereby the surplus power can be used to produce hydrogen and oxygen by means of electrolyzers. The aim of this thesis is to identify and develop a market design that is characterized by high penetration levels of IES, supplemented by the use of hydrogen in the transport sector. Fur-thermore, the aim was to develop a model in which the electricity and gas sector, including a hydrogen pipeline grid, is represented so as to analyze and validate selected market designs. Therefore, potential electricity and gas markets, as well as the most important potential share and stakeholders of a hydrogen infrastructure, are analyzed. With the model developed in this thesis, an existing energy concept has been developed, analyzed and evaluated. In addition, the distribution of the hydrogen production costs was calculated by employing a Monte Carlo Simulation analysis. The developed energy concept relies on 170 GW onshore and 60 GW offshore wind capacity and these dominate the model. This leads to surplus power, especially in the federal states of Lower Saxony, Schleswig-Holstein and Mecklenburg-Hither Pomerania. To supply the estimated peak hydrogen demand in 2052 with 2.93 Million tons, a total capacity of 20 GW of electrolyzes in 15 counties must be installed. The necessary hydrogen pipelines from IES sources to 9,968 hydrogen fuel stations will require a 12,104 km transmission pipeline which will cost an estimated €6.68 billion and for distribution, a total length of 29,671 km will be required, with an estimated cost of €12 billion. Furthermore, for three separate cases that can be distinguished by their respective input parameters, the profitability of an electricity and gas market design to supply the German transport sector with hydrogen is demonstrated. This analysis was also performed by means of a Monte Carlo Simulation. It shows that, with a target cost of 22.9 ct/kWh, the probability of pretax hydrogen production cost, including the infrastructure, laying under the target costs, are 81%.$$leng
000565873 591__ $$aGermany
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000565873 7001_ $$0P:(DE-82)IDM01238$$aStolten, Detlef$$b1$$eThesis advisor
000565873 7001_ $$0P:(DE-82)032379$$aErdmann, G.$$b2$$eThesis advisor
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