H 2 ECOSYSTEM ESSEN
5.1 Mittelfristige Zielbilder auf Basis der Projektansätze
Die im Folgenden dargestellten Szenarien basieren auf den in Kapitel 4 dargestellten Projektansätzen sowie der in Kapitel 4
durchge-führten Potenzialanalyse für das H2-Ecosystem. Die Realisierungswahrschein-lichkeit einzelner Projekte wird unterschiedlich hoch eingeschätzt. Entsprechend wird in den Szenarien jeweils ein unterschied-licher Umsetzungsgrad des Projektportfolios abgebildet. Die Szenarien-formulierung enthält dabei zusätzliche Annahmen zu den regionalen H2 -Erzeu-gungspotenzialen und
H2-Importpotenzialen (vgl. Kapitel 5.1.1). Wesentliche energiewirtschaftliche Parameter werden in Kapitel 5.1.2 dargestellt. Die Darstellung der Infrastrukturentwicklung in den Szenarien sowie die Entwicklung assoziierter Kenn-werte findet sich in Kapitel 5.1.3. Eine Diskussion, der auf Basis der Ergebnisse identifizierten Synergien findet sich in Kapitel 5.1.5. Kapitel 5.1.4. stellt das Kosten-Nutzen-Verhältnis der regionalen Elektrolyse in den Szenarien gegenüber der konventionellen H2-Erzeugung dar.
5.1.1 Formulierung der Szenarien
Die mittelfristige Entwicklung des H2-Ecosystems wird durch die Umsetzung der Projektansätze getragen. Der Umfang der realisierten Projekte ist einer der wesent-lichsten Faktoren für die mittelfristige Entwicklung des H2-Ecosystems. Da die Anzahl der Projekte, die tatsächlich in die Umsetzung gehen, aus heutiger Sicht mit großen Unsicherheiten verbunden ist, wurden zwei Szenarien formuliert. Das „Trendszenario“ geht von einer einge-schränkten Umsetzung der Projektansätze bis 2035 aus, während das „Progressiveszenario“ eine vollständige Umsetzung der Projektansätze annimmt. Die detaillierten Annahmen zu den jeweils berücksichtigten Projektansätzen sowie weiteren Szenarioparameter werden im Folgenden beschrieben. Tabelle 19 zeigt einen Überblick der Szenarien sowie der Szenarioparameter.
Als Grundlage der Szenarienformulierung wurden die Projektansätze zunächst hinsichtlich ihrer Umsetzungs-wahrscheinlichkeit bewertet und einer der drei Kategorien
„In Betrieb“, „In Planung“ und „Konzept“ zugeordnet:
• Kategorie – In Betrieb: befinden sich Projekte, die sich zum 31.12.2021 in der Umsetzung oder bereits im Betrieb befinden.
• Kategorie – In Planung: Projekte, zu denen konkrete Planungen oder Überlegungen auf Seiten der Akteure bestehen, wurden der Kategorie „In Planung“ zugeordnet.
Mittelfristig Langfristig
2045/2050
H2-Infrastruktur
2020 2025 2030 2035
Zielbilder auf Basis regionaler Potenziale und übergeordneter Szenarien Infrastrukturentwicklung
auf Basis der Projektansätze
Langfris�ges Zielbild H2-Einsatz Mi�elfris�ge Zielbilder – Systemkosten-op�male Lösung unter Berücksich�gung von Pfadabhängigkeiten und Zielmarken Status quo
Meilensteine auf Basis der Projektentwicklung
Eigene Darstellung angelehnt an Lopion et al. (2018): A review of current challenges and trend in energy systems modeling.
Renewable and sustainable energy reviews 96. 2018
Abb. 14 | Transformationspfad des H2-Ecosystems Essen bestehend aus mittel- und langfristigen Zielbildern
• Kategorie – Konzept: Diese Kategorie umfasst Projekt-skizzen, die im Rahmen des Stakeholderprozesses identifiziert wurden, zu denen jedoch keine konkreten Planungen oder Überlegungen vorlagen. Die Umset-zungswahrscheinlichkeit dieser Projekte ist, entspre-chend gegenüber den Projekten der Kategorie „In Planung“, als deutlich unsicherer zu bewerten.
Die Zuteilung baut auf der Potentialerhebung sowie den Ergebnissen des Lead-Stakeholder-Forum (LSF) auf (vgl.
Kapitel 2.1). Sie dient lediglich der Zuteilung der Projekte zu den Szenarien Trend und Progressiv. Aus der Zuteilung kann nicht auf die wirtschaftliche oder ökologische Vorteilhaftig-keit eines spezifischen Projekts geschlossen werden. Das Trendszenario umfasst lediglich Projekte der Kategorien „In
Betrieb“ und „In Planung“. Das Szenario Progressiv umfasst alle identifizierten Projekte. Eine Übersicht der Projekte sowie deren Zuteilung kann Tabelle 18 entnommen werden. Die aggregierte H2-Nachfrage aus den Projekten aufgeschlüsselt in die Nachfragesektoren und den Ziel-jahren bis 2035 ist in der Tabelle 19 dargestellt.
In den Projekten sind ebenfalls potenzielle Standorte für die H2-Erzeugung enthalten. Hierbei handelt sich in den Projekten MHKW- und Klärgas jeweils um einen Standort für einen Elektrolyseur an bestehenden Kraftwerken. Bei den verbleibenden Standorten im Rahmen der Projekte EBE, Evonik und TÜV Nord handelt es sich um Standorte, deren Strombezug via Netzanschluss realisiert werden müsste. Die Ausgestaltung des Strombezugs hat
wesent-Projekt Name Reichweite Betankung
Kategorie – In Betrieb
H2 Mobility Tankstelle 1 Bestehende Wasserstofftankstellen in der Region Mobilität H2 Mobility Tankstelle 2 Bestehende Wasserstofftankstellen in der Region Mobilität Kategorie – In Planung
Entsorgungsbetriebe
Essen (EBE) Testbetrieb der ersten BZ-Fahrzeuge ab 2023, anschließend sukzessive Umrüstung der
Fahrzeugflotte. grundsätzlich wäre der Bau eines Elektrolyseurs am Standort möglich. Mobilität und Erzeugung Ruhrbahn 1 Sukzessive Umrüstung der Busflotte ab 2023, Start mit 13 BZ-Bussen am Standort
Ruhrallee Mobilität
Ruhrbahn 2 Sukzessive Umrüstung der Busflotte, zweiter Standort ab 2030 Mobilität
Harmuth Entsorgung Testbetrieb 3 BZ-Fahrzeuge ab 2025, anschließend sukzessive Umrüstung der
Fahrzeugflotte Mobilität
Verallia Umrüstung der Feuerungsprozesse in der Glasschmelze auf Wasserstoff.
Perspektivische soll reiner Wasserstoff anstelle des Kokereigas in den 30er Jahren eingesetzt werden.
Prozess Wärme
TRIMET Prozesswärme in der Gießerei soll ab 2024 auf Kokereigas umgestellt werden und nach 2030 auf reinen Wasserstoff.
Prozess Wärme SR Stadthafen Neubau einer Dampfreformierung im Stadthafen Essen für die Versorgung der
Ruhrbahn mit grauem H2. Erzeugung
MHKW Karnap H2 Erzeugung am Standort des MHKW Erzeugung
Kläranlage Bottrop Überschussstrom aus der Klärgasverbrennung soll für einen Elektrolyseur mit ca. 3
MWel Leistung genutzt werden. Erzeugung
Evonik Nachfrage Prozesswärme am Produktionsstandort Goldschmidtstraße Grundsätzlich
wäre der Bau eines Elektrolyseurs am Standort möglich. Prozess Wärme und Erzeugung
Logistic Services Essen Das Unternehmen betreibt ein BHKW (ca. 1 MW). Die Abwärme aus dem BHKW wird im Absorber zur Rückkühlung verwendet (Rücklauftemperatursenkung). Erdgas könnte perspektivisch durch Wasserstoff substituiert werden.
Prozess Wärme/Kälte Tab. 18 | Kategorisierung der Projektansätze im Rahmen der mittelfristigen Zielbilder
Projekt Name Reichweite Betankung Kategorie – Konzept
Gerresheimer
Glasschmelze Potenzielle Umrüstung der Feuerungsprozesse in der Glasschmelze auf Wasserstoff. Prozess Wärme Weisse Flotte Baldeney Testbetrieb des ersten Fahrgastschiffs 2027 zur IGA, anschließend Austausch
bestehender Fahrgastschiffe mit BZ-Schiffen/ Elektro Schiffen Mobilität
Van Eupen Logistik Die Nutzung von BZ-LKW ist denkbar, wenn die Technik so weit ist und die Preise stimmen. Möglicher Start ist in diesem Fall 2025. Jährlich werden ca. 30 Lkw
ausgetauscht (Laufzeit 3 Jahre). Mobilität
TÜV Nord Potentieller Standort für einen PEM Elektrolyseur mit Möglichkeit der
Abwärmenutzung. Erzeugung
Messe Essen Überschussstrom könnte in grünen Wasserstoff umgewandelt werden (in Phasen ohne Messebetrieb), um während des Messebetriebs wieder genutzt zu werden. Die
Messeinterne Infrastruktur als Potentielle Nachfrager. Industrie
liche Auswirkungen auf die Höhe der Stromnebenkosten.
Hier sind Anlagen mit einer räumlichen Nähe zu erneuer-barer Stromerzeugung gegenüber dezentralen Anlagen mit Netzbezug in der Vergangenheit regelmäßig benach-teiligt gewesen. Dies ist dadurch begründet, dass bei Netzbezug die Möglichkeiten zukünftig grünen Wasser-stoff zu erzeugen beschränkt waren. Die Anpassung zugrundeliegender regulatorischer Rahmenbedingungen sind aus heutiger Sicht noch mit Unsicherheiten behaftet (vgl. Kapitel 5.2.4). Dies gilt für die grüne Eigenschaft des H2 als auch für die Reduzierung der Stromnebenkosten bei Netzbezug (insbesondere der EEG -Umlage). Entspre-chend wird davon ausgegangen, dass Elektrolyseure mit Netzbezug im Trendszenario nicht zur Verfügung stehen. Im Progressiven Szenario können diese Stand-orte genutzt werden. Eine detaillierte Aufschlüsselung der Stromnebenkosten ist Kapitel 5.1.2 zu entnehmen.
Unter den Projekten ist ebenfalls der potenzielle Bau einer Dampfreformierung am Stadthafen aufgelistet. Eine konventionelle Erzeugung von H2 wurde in den Szena-rien grundsätzlich nur als Backup-Lösung zugelassen. Sie wird in den Szenarien entsprechend nur genutzt, wenn alle übrigen Potenziale erschöpft sind. Eine detaillierte Diskussion der konventionellen Erzeugung für das H2-Ecosystem findet sich in Kapitel 5.2.3. Tabelle 19 zeigt aggregierte Erzeugungspotentiale aufgeschlüsselt nach den Erzeugungspfaden. Die angegebenen Jahresmengen stellen indikativ das Erzeugungspotenzial als Abschät-zungen anhand der maximalen Kapazitäten und einer mittleren Auslastung dar. Die im Rahmen der Modellie-rung berechneten Erzeugungsmengen in den Szenarien können entsprechend abweichen.
Die dritte und abschließende Dimension der Szenarien stellen die H2-Importpotenziale dar. Im Rahmen der
Poten-zialanalyse konnten drei Optionen identifiziert werden, die in den Szenarien berücksichtigt werden. In den Szenarien Trend und Progressiv wird davon ausgegangen, dass die Importpotenziale im Jahr 2035 ausschließlich für die H2-Bedarfe des Industriesektors zur Verfügung stehen. Der importierte H2 stammt dabei entweder aus den Kapazi-täten, die im Rahmen des Projekts Get-H2 errichtet werden oder aus internationalen Importen. In beiden Fällen wird davon ausgegangen, dass der H2 in Gelsenkirchen abgenommen werden muss. Neben den überregionalen Importpotenzialen besteht die Möglichkeit, in begrenztem Umfang H2 aus einer dezentralen Erzeugung in der Nach-barregion Emscher-Lippe zu importieren.
5.1.2 Energiewirtschaftliche Parameter
In diesem Kapitel werden grundlegende energiewirtschaft-liche Parameter dargestellt, die szenariounabhängig im Rahmen der Modellierung genutzt wurden.
Die Strombezugskosten stellen einen der wesentlichsten Faktoren für den wirtschaftlichen Betrieb der Elektrolyse dar. Ebenfalls beeinflussen sie idealerweise die Betriebs-führung der Anlagen durch Preissignale, die einen system-dienlichen Betrieb der Elektrolyse im Sinne der Sektoren-kopplung induzieren. Die Strombezugskosten setzten sich dabei aus den zwei Bestandteilen Marktpreis und Strom-nebenkosten zusammen. In der Modellierung wird grund-sätzlich der Marktpreis bzw. der Marktwert des Stroms herangezogen, da die Elektrolyse als Marktteilnehmer mit anderen Technologien um den Strom konkurriert. Für eine detaillierte Berechnung der Betriebsführung sowie der daraus resultierenden H2-Gestehungskosten wurde eine Strompreiszeitreihe in stündlicher Auflösung genutzt.
Der mit der Strompreiszeitreihe assoziierte durchschnitt-Tab. 18 | Kategorisierung der Projektansätze im Rahmen der mittelfristigen Zielbilder
Szenario Trend Progressiv
Beschreibung
Bis einschließlich 2035 werden die H2-Anwen-dungs- und Erzeugungsprojekte berück-sichtigt, die der Kategorie „In Planung“
zugeordnet worden sind. Die Umrüstungen in dem Bereich Prozesswärme/-kälte findet größtenteils nach 2030 statt.
Zusätzlich zu dem Trend Szenario wird die Umsetzung der Projekte in den Kategorien
„Konzept“ und „Potential“ berücksichtigt.
Im Jahr 2035 wird die H2-Nachfrage aus dem Bereich Prozesswärme/-kälte vollumfänglich berücksichtigt.
Jahr 2025 2030 2035 2025 2030 2035
H2 Nachfrage in tH2/a
davon Mobilität 334 1.401 1.787 482 2.328 2.800
davon Prozesswärme/-kälte c 0 330 15.840 0 330 23.342
davon Niedertemp. Wärme 0 0 0 0 0 0
H2 Erzeugungspotential in tH2/a
an MHKW f 1800 1.800 1.800 1.800 1.800 1.800
durch Klärgas Verstromung 378 378 378 378 378 378
durch dezentrale Elektrolyse (Netzstrom) 0 0 0
Drei ausgewählte
Standorte
Drei ausgewählte
Standorte
Drei ausgewählte
Standorte
durch Dampfreformierung d ~ 300
(bei 2 MW)
~ 300 (bei 2 MW)
~ 300 (bei 2 MW)
~ 300 (bei 2 MW)
~ 300 (bei 2 MW)
~ 300 (bei 2 MW) H2 Importpotentiale in tH2/a
davon aus Nachbarregion
Emscher-Lippe h 640 360 360 640 360 360
Entnahme Pipeline Air Liquide c 0 0 0 0 0 0
Bezug über Get-H2 a e 0 Anschluss
Industrie a
Anschluss
Industrie a e 0 Anschluss
Industrie a
Anschluss Industrie a e davon überregionalen Quellen
Internationaler Import g 0 Anteil offen Anteil offen e 0 Anteil offen Anteil offen e a Möglichkeit zur Nutzung von H2 aus der Produktion am Standort von RWE in Lingen. Pipeline von Lingen nach Gelsenkirchen (BP). Es wird
angenommen, dass die verfügbaren Mengen einen Anschluss der Industriestandorte erlauben.
b Über die Bestandspipeline können in den Szenarien keine Mengen bezogen werden.
c Im Trend Szenario wird von einem vollständigen Ersatz des Kokereigas nach 2030 ausgegangen.
d Die Dampfreformierung wird in den Berechnungen nachranging als Backup verwendet.
e In einer zusätzlichen Variante wird ein breite Verfügbarkeit von H2-importen für Projekte in Essen analysiert (vgl. Kapitel 5.1.3.3)
f Die Auslastung des Elektrolyseurs am MHKW ist auf 70 % (ca. 6000 Vollaststunden beschränkt). Die nutzbare Kapazität in den Szenarien beträgt max 20 MWel. g Internationale Importe stehen als Backup für den Anschluss der Industrie zur Verfügung. Die Insgesamt benötigten Importmengen werden in den Szenarien
bestimmt.
h Konservative Abschätzung des Potenzials im Rahmen HyExperts Projekts in der Region Emscher-Lippe.
Tab. 19 | Szenarien Übersicht der mittelfristigen Zielbilder
liche Emissionsfaktor im deutschen Stromnetz wird ebenfalls in stündlicher Auflösung berücksichtigt.
Die Zeitreihen wurden auf Basis der Ergebnisse des
„Dynamics Start Scenario“
in Verbindung mit Annahmen zur Entwick-lung des CO2-Preises des Ifo erstellt. Abbildung 15 zeigt die Entwicklung der genannten energiewirt-schaftlichen Parameter.
Die Abgaben- und Umlage-last für den Strombezug der
Elektrolyse sind abhängig von der Strombezugsoption. Die Stromnebenkosten sind entsprechend für jeden Standort und vorliegende Fallkonstellation zu ermitteln. Eine abschlie-ßende Regelsetzung im europäischen Recht ist zum heutigen Zeitpunkt noch ausstehend.37 Unsicherheiten bezüglich der zukünftigen Abgabenlast bleiben entsprechend bestehen.
Die in der Modellierung berücksichtigen Strompreisbe-standteile sind in Tabelle 20 aufgeführt. Insbesondere bei einer vollständigen Befreiung der EEG-Umlage, ist mit einer weiteren deutlichen Kostenreduzierung zu rechnen. Die Befreiungstatbestände hierfür sind im Einzelfall zu prüfen.
Importe
Nach Absprache mit dem Auftraggeber soll der Import von Wasserstoff für das H2-Ecsoystem in Essen berück-sichtigt werden. Zwar sind die Systemgrenzen der Modellierung des Energiesystems auf Projektansätze, welche sich innerhalb oder unmittelbar in der Nähe der Stadtgrenzen befinden, beschränkt, allerdings stellen die H2-Exportpotenziale der Nachbarregion Emscher-Lippe sowie die räumliche Nähe zur geplanten Wasserstoff-pipeline des Projekts „GETH2 Nukleus“ in Gelsenkirchen hinreichend realistische Bezugsoptionen von Wasserstoff für die Stadt Essen dar. Im Rahmen des von 23 Fernlei-tungsnetzbetreibern veröffentlichten Konzepts „Hydrogen Backbone“ ist zudem ein internationales Wasserstoffnetz skizziert, welches die Einbindung der Industriecluster im Ruhrgebiet vorsieht. Die genannte H2-Pipline aus dem Projekt GETH2 Nukleus soll Teil dieses Netzwerkes werden.
Im Hinblick auf mittelfristige Zielbilder wird daher im weiteren Verlauf der Studie der internationale Import von grünem aber auch von blauem Wasserstoff über eine Pipelineanbindung der Stadt Essen berücksichtigt.
37 BReg (2021), Art. 1, Abs. 3b, §12h: „Die Bundesregierung wird die Anforderungen an Grünen Wasserstoff im Anwendungsbereich der gesetzlichen Befreiung von der Zahlung der EEG-Umlage nach § 69b des Erneuerbare-Energien-Gesetzes unverzüglich, nachdem die Europäische Union die Anforderungen an Grünen Wasserstoff für einen oder mehrere Nutzungspfade näher bestimmt hat, überarbeiten und an die Anforderungen der Europäischen Union anpassen.“
38 https://www.ewi.uni-koeln.de/de/tools/schaetzung-der-langfristigen-globalen-versorgungskosten-fuer-kohlenstoffarmen-wasserstoff/
39 FCH (2020): Technische und ökonomische Kennwerte zusammengestellt für den Wettbewerb „Modellkommune/-region Wasserstoffmobilität NRW“
Zur Berechnung der zukünftigen Importpreise wurde das Excel-Tool „Global H2-Cost“ für Deutschland herange-zogen, welches verschiedene Importländer und Strom-erzeugungstechnologien für grünen und blauen Wasser-stoff berücksichtigt. Abbildung 16 zeigt die Ergebnisse des Tools und die im Modell hinterlegte Preisentwicklung von grünem und blauem Wasserstoff.38 Dargestellt sind Bruttopreise inklusive Netzentgelte für den Transport über Pipeline in Höhe von 20 EUR/MWh und einer Marge in Höhe von 10 %. Für die Nachhaltigkeitsbetrachtung wird für grünen Wasserstoff ein Emissionsfaktor von 0,016 tCO2/MWh hinterlegt und für blauen Wasserstoff 0,135 tCO2/MWh.39
Tab. 20 | Strompreisbestandteile der Strombezugsoption für Elektrolyseure
2020 2025 2030 2035
Jahr
2020 2025 2030 2035
Strompreis
Spez. Emissionsfaktor Strom 0,15
0,10
0,35 0,40
tCO2/Mwh
2020 2025 2030Jahr 2035
-7% -33% -58% -73%
2040
Eigene Annahme basierend auf Böing, Felix; Rege�, Anika. (2019) und ifo (2020) S. 70 Machbarkeitsstudie für die Stadt Essen:
Eine nachhal�ge und emissionsfreie Mobilität im Ballungsgebiet
Abb. 15 | Entwicklung energiewirtschaftlicher Parameter
Strombezugsoption Eigenverbrauch Netzbezug Strompreisbestandteile [EUR/MWh] [EUR/MWh]
Stromsteuer 0 15 a
Netzentgelte 0 0
Netzgekoppelte Abgaben 0 7
EEG-Umlage 26 65
Summe 26 87
Vgl. dena (2018), S. 2
a Die Stromsteuer ist zunächst zu entrichten und wird auf Antrag erlassen, erstattet oder vergütet, vgl. § 9a StromStG. Der angesetzte Wert ergibt sich über die Steuerentlastung gem. § 9b StromStG für eine Stromentnahme eines Unternehmens des Produzierenden Gewerbes für betriebliche Zwecke.
Zur Modellierung des importierten Wasserstoffs werden die Preise und Emissionsfaktoren von blauem und grünem Wasserstoff zu einem Mischpreis und einem Mischemis-sionsfaktor zusammengefasst. Es wird angenommen, dass eine Anbindung an das internationale Wasserstoffnetz erst im Jahr 2035 möglich wird uns sich der Import zu gleichen Teilen aus grünem und blauem Wasserstoff zusammensetzt.
Der Anteil an grünem Wasserstoff steigt dann im linearen Trend bis 2050 auf 80 % an.
5.1.3 Ergebnisse der Modellierung
Im Rahmen der Modellierung wurden die identifizierten Projekte, Standorte und Potentiale in ein repräsentatives Modell überführt. Die Modelstruktur berücksichtigt die gesamte H2-Wertschöpfungskette sowie die räumliche Verteilung der Projekte und Standorte.40 Die Ergebnisse zeigen Zielbilder für die Zeitschritte 2025, 2030 sowie 2035 in den beiden Szenarien Trend und Progressiv. Die darge-stellten Szenarien zeigen jeweils eine mögliche Entwick-lung des H2-Ecosystems Essen sowie die Entwicklung der assoziierten Systemkennwerte (H2-Bereitstellungskosten, H2-Emissionsfaktoren). Eine vollständige Übersicht der Ergeb-nisse kann Anhang 8 entnommen werden. Der Transforma-tionspfad als Gesamtbild über die Zeitschritte hinweg wird zusammen mit den langfristigen Zielbildern in Kapitel 5.2 dargestellt. Abbildung 17 zeigt eine aggregierte Übersicht der Ergebnisse. Die räumlich aufgelöste Entwicklung der Kapazitäten und Mengengerüste an den Standorten wird in den folgenden Kapiteln 5.1.3.1 und 5.1.3.2 beschrieben.
Maßgeblicher Einflussfaktor in den Szenarien ist die H2-Nachfrage in den Sektoren Mobilität und Industrie. Diese H2-Bedarfe resultieren dabei aus einer exogen vorgegebenen Umsetzung der identifizierten Projekte. Entsprechend bietet es sich an, den Aufwuchspfad in zwei Phasen aufzuteilen, die im Nachfolgenden einzeln diskutiert werden. Der moderate Aufwuchspfad bis einschließlich 2030 findet fast vollständig im Bereich der Mobilität statt. Im Zeitraum nach 2030 bis 2035 setzt sich das Wachstum im Sektor Mobilität fort, während gleichzeitig ein deutlich größerer H2-Bedarf im Bereich der Prozesswärme gedeckt werden muss.
40 Vgl. Anhang 8
Phase 1 – Im Zeitraum