Studie - Wasserverband Nord

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienPower-2-Gas – PotenzialstudieWasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienMöglichkeiten der Wasserstoffgewinnung mittels Elektrolyseunter Berücksichtigung politischer, technischer undwirtschaftlicher AspekteAuftraggeberWasserverband NordWanderuper Weg 2329488 Oeverseebearbeitet vonnPlan engineering GmbHOchshäuser Str. 4534123 Kasselerstellt im August 20132013 NP0038 nPlan GmbH Seite 1 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienI. InhaltsverzeichnisI. Inhaltsverzeichnis .................................................................................................... 21 Aufgabenstellung und Einleitung ............................................................................. 31.1 Aufgabenstellung .................................................................................................... 31.2 Einleitung ................................................................................................................ 32 Bestandsaufnahme ................................................................................................. 52.1 Erfassung der betriebl. Situation Energieverbrauch/Hauptverbraucher.................... 52.2 Regionale regenerative Infrastruktur im Versorgungsgebiet .................................... 72.3 Vorhandene Netzkomponenten Strom /Gas im Versorgungsgebiet ........................ 93 Beschreibung der technischen Alternativen ............................................................113.1 Wasserstoffproduktion mittels Elektrolyse ..............................................................113.1.1 Wasserstoffnutzung mittels Brennstoffzelle (Strom und Wärme) .....................123.1.2 Direkteinspeisung von Wasserstoff in Netze der öffentlichen Gasversorgung .173.1.2.1 Anlagenkonzept .......................................................................................183.1.2.2 Eignung und Verfügbarkeit technischer Komponenten .............................213.1.3 Wasserstoffnutzung als Treibstoff ...................................................................223.2 Methanisierung von Wasserstoff/ Herstellung von synth. Naturgas SNG ................253.2.1 Einspeisung von SNG in Netze der öffentlichen Gasversorgung .....................273.2.1.1 Anlagenkonzept .......................................................................................283.2.2 Nutzung von SNG als Treibstoff ......................................................................334 Bewertung der technischen Alternativen ................................................................384.1 Verfügbarkeit, Anwendbarkeit, Kostenabschätzung der Alternativen ......................394.2 Priorisierung der bewerteten Alternativen ...............................................................484.3 Abschließendes Fazit .............................................................................................52II. Quellenverzeichnis .................................................................................................53III. Abbildungsverzeichnis ............................................................................................54IV. Tabellenverzeichnis ................................................................................................55V. Anhang ...................................................................................................................562013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Inhaltsverzeichnis Seite 2 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien1 Aufgabenstellung und Einleitung1.1 AufgabenstellungnPlan engineering GmbH erhielt vom Wasserverband Nord (nachfolgend WVN genannt) denAuftrag, eine Potenzialstudie über die Möglichkeiten eines Netz- und AnlagenbetreibersWasser/Abwasser zur Nutzung von Power-2-Gas Technologien anzufertigen.Ziel der Ausarbeitung ist es, die neu in den Markt einzuführenden Technologien zur Nutzungund Konvertierung volatiler regenerativer Strommengen zu beschreiben und auf dieAnwendbarkeit im Aktionsbereich eines Netz- und Anlagenbetreibers Wasser/Abwasser zubewerten.Die Erstellung einer Potenzialstudie soll im ersten Schritt zur Orientierung dienen unddie Frage beantworten, ob eine weitere Verfolgung dieser Thematik zum betrieblichenProfil des Auftraggebers passt.Die Bestandserfassung beginnt mit der Aufnahme und Bewertung der betrieblichenRahmenparameter. Weiterhin werden sowohl die vorhandene regionale Energieinfrastrukturfür die Strom- und Gasverteilung als auch der Bestand bereits installierter regenerativerEnergieanlagen (Wind, PV, Biogas) im Verbandsgebiet erfasst und analysiert.Die möglichen technischen Alternativen zur Nutzung von regenerativem Strom zurProduktion von Wasserstoff sowie dessen Nutzung und Verwendung werden vergleichendbeschrieben.Auf Basis der erfassten Daten soll anschließend der Punkt beleuchtet werden, mit welchentechnischen Alternativen und unter welchen Rahmenbedingungen die betriebliche Nutzungvon regenerativem Strom zur Produktion von Wasserstoff und ggfs. synthetisch erzeugtemMethan positiv bewertet werden kann.Damit wird in einer ersten Übersicht der Aufwand und Nutzen mit aussagekräftigen undbelastbaren Daten beschrieben und eine Entscheidungsgrundlage zur Klärung des weiterenVorgehens zusammengestellt.Weitere sekundäre Aspekte der Untersuchung lassen sich mit den BegriffenEnergieeffizienz, Reduzierung des betrieblichen CO 2 -Ausstoßes oder auch Erdgas alsKraftstoff für den betriebseigenen Fuhrpark beschreiben.1.2 EinleitungDie Energiewende in Deutschland schreitet voran. Mit den politisch manifestierten Zielen istdie weitere Aufnahme volatiler Energie in die Netze der öffentlichen Versorgung auf Wertefür eine Zuspeisung von 30% bis zum Jahr 2020 beschrieben. Zur Gewährleistung derVersorgungsicherheit steigt damit die Bedeutung für Lastmanagement und Vorhaltung vonSpeichermöglichkeiten.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Aufgabenstellung und Einleitung Seite 3 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienEin Kernproblem stellt dabei die Speicher-Unfähigkeit des Stromnetzes dar. Bei einerSpeicherkapazität von 0,04 TWh (Terawattstunden) ergibt sich nur eine Speicherreichweiteim Minutenbereich.Die vorhandenen Gasnetze und -speicher sind jedoch als intersaisonalesVersorgungs- und Speichersystem ausgebaut. Dabei verfügt das Netz der öffentlichenGasversorgung in Deutschland über eine Speicherkapazität von 220 TWh und einerdaraus resultierenden Speicherreichweite von 2.000 h bzw. zwei bis drei Monate.Die Einspeisung von Wasserstoff ins Gasnetz stellt vor diesem Hintergrund einen weiterenSchritt für das Zusammenrücken der beiden Energie-Infrastrukturen Strom und Gas dar.Über das Erdgasnetz wurden den Abnehmern im Jahr 2009 ca. 920 TWh, entsprechendeiner Menge von 90 Mrd. m 3 Erdgas, zur Verfügung gestellt.Wasserstoff im Gasnetz ist nichts Neues. Aus Kohle hergestellt, wurde Stadtgas alsMischung aus Kohlenmonoxid, Methan und bis zu 50 Prozent Wasserstoff bereits imvergangenen Jahrhundert eingesetzt. Stadtgas wurde im Laufe der Zeit schrittweise durchErdgas ersetzt. In den 90er Jahren wurden die letzten Stadtgasnetze im östlichenDeutschland stillgelegt. Stadtgas wurde abgeschafft, da das darin enthaltene Kohlenmonoxidhochgiftig ist. Die Beimischung von 50 Prozent Wasserstoff bereitete der technischenInfrastruktur seinerzeit dabei keine grundsätzlichen Schwierigkeiten.Unter Berücksichtigung des gültigen gastechnischen Regelwerkes spricht die Gaswirtschaftderzeit von einem regelkonformen möglichen Wasserstoffanteil im Erdgas von 5 Vol.-%. DieNutzung von Erdgas/Wasserstoff-Gemischen in Kraftwerken bzw. als Kraftstoff sind dabeiaufgrund schärferer Anforderungen gesondert zu betrachten.Sollten die Bestrebungen zur Nutzung des Gasnetzes als Speicher von regenerativerzeugtem Wasserstoff in vollem Umfang zum Tragen kommen, werden allerdings auchhöhere mögliche Wasserstoffanteile diskutiert. Nach Stand der aktuellen Diskussion derStrategieplattform „Power-2-Gas“ werden Zumischungen von ca. 20 Vol.-% für zukünftigmöglich gehalten. Zusammenfassend betrachtet erscheint eine zukünftige Beimischung von10-15 Vol.-% Wasserstoff im Erdgasnetz aus Sicht der Gasversorgung realistisch.Auch die Herstellung von Wasserstoff durch Elektrolyse ist altbekannt. Strom spaltet Wasserin Wasserstoff und Sauerstoff auf. Der Wasserstoff kann über einen Verbrennungsmotoroder eine Brennstoffzelle wieder in nutzbare Energie umgewandelt werden. Mittelfristigkönnte durch einen zusätzlichen Schritt aus dem so gewonnenen Wasserstoff Methanhergestellt werden, welches wiederum über die Einspeisung ins Erdgasnetz demVerbraucher zur Verfügung gestellt werden kann.Konzepte zur Speicherung von Wind- bzw. Solarenergie in Form von Wasserstoff undMethan sowie die Einspeisung dieser Gase in das Erdgasnetz sind für die Bewertung dertechnischen Effizienz sowie des volkswirtschaftlichen Nutzens von großer Bedeutung. Fürdie Gasinfrastruktur stellen Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff bzw. synthetischem,erneuerbarem Methan ein Element der Smart Gas Grids dar, welche eine wichtige Rolle inder zukünftigen integrierten Energieinfrastruktur einnehmen werden. Die bidirektionaleKoppelung von Strom- und Gasnetzen eröffnet vielversprechende Perspektiven.Komponenten der Gasversorgung wurden hinsichtlich ihrer Toleranz bezüglich Wasserstoffsanalysiert und bewertet. Viele Bereiche zeigen eine sehr hohe Verträglichkeit in Bezug aufWasserstoff. Begrenzungen bei der Wasserstoffeinspeisung ergeben sich dagegen ausaktuellen deutschen und internationalen Regelwerken und Normen.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Aufgabenstellung und Einleitung Seite 4 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien2 BestandsaufnahmeDas folgende Kapitel behandelt die Erfassung der betrieblichen Situation, der regionalenregenerativen Infrastruktur sowie der vorhandenen Netzkomponenten aus dem BereichStrom und Gas im Versorgungsgebiet des Wasserverbands Nord (WVN).- Die Erfassung der betrieblichen Situation setzt den Schwerpunkt auf denEnergieverbrauch bzw. die Hauptverbraucher in den Bereichen Strom, Gas, Wärmeund Treibstoffe.- Die Erfassung der regionalen regenerativen Infrastruktur zeigt sowohl dieEntwicklung der erneuerbaren Energien innerhalb des letzten Jahrzehnts als auch diegegenwärtige regionale Verteilung der Biogas-, Photovoltaik- und Windkraftanlagenim Versorgungsgebiet.- Die Erfassung vorhandener Netzkomponenten aus dem Bereich Strom und Gasverdeutlicht, an welchen Stellen sich im Versorgungsgebiet des WVN Ein- bzw.Ausspeisepunkte für Strom und Gas sowie Umspannwerke, Gas-Übernahmestationen und Erdgastankstellen befinden.2.1 Erfassung der betriebl. Situation Energieverbrauch /HauptverbraucherDas Versorgungsgebiet des WVN erstreckt sich auf Teile der beiden LandkreiseNordfriesland und Schleswig-Flensburg im Norden Schleswig-Holsteins. Es umspanntFläche von ca. 1200 km², verteilt auf 66 Gemeinden, als Besonderheit auch Inseln undHalligen. Der Hauptsitz befindet sich in Oeversee (siehe Abbildung 1). Hier befindet sichauch das Wasserwerk. Für die Reinigung des Abwassers stehen insgesamt 10 Kläranlagen(KA) zur Verfügung. Diese befinden sich, mit Ausnahme der KA Bredstedt, im Radius von 15km um das Wasserwerk.Abbildung 1: Versorgungsgebiet WVN2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bestandsaufnahme Seite 5 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienIm unten stehenden Diagramm sind die Hauptabnahmestellen des WVN abgebildet. Es wirddeutlich, dass das Wasserwerk mit einem Stromverbrauch von knapp 3.050Megawattstunden (MWh) knapp 60% des gesamten Stromverbrauchs des WVN ausmacht.Es schließen die Kläranlagen Bredstedt und Handewitt mit einem jeweiligen Jahresverbrauchvon 429 MWh (8%) und 279 MWh (5%) im Jahre 2012 an. Weitere nennenswerteAbnahmestellen sind die Druckstation Harrislee mit ca. 252 MWh (5%), die KläranlageSchafflund mit ca. 210 MWh (4%) und die Kläranlage Langstedt mit 180 MWh (3%)Stromverbrauch. Die restlichen Abnahmestellen lassen sich der Tabelle im Anhangentnehmen.Abbildung 2: Abnahmestellen mit Anteil am GesamtstromverbrauchDer Wasserverband Nord besitzt eine Fahrzeugflotte von insgesamt 42 Fahrzeugen.Davon sind:- 11 Kategorie PKW- 14 Kategorie mittlere Transporter- 7 Kategorie große Transporter- 3 LKW- 7 SonstigeDer aufsummierte Dieselverbrauch aller Fahrzeuge lag im Jahr 2012 bei 63.725 l. Diesentspricht einer CO 2 Emission von 190.408 t bei 554.055 km. Die entsprechendenaufsummierten Tankkosten liegen bei knapp 87.263 €. Das CO 2 Äquivalent für denStromverbrauch im Wasserwerk beträgt 1.768.235 t. Der benötigte Strom für die Reinigungdes Abwassers hat ein CO 2 Äquivalent von 710.064 t, das genutzte Heizöl im Jahr 2012 von122.799 t.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bestandsaufnahme Seite 6 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienAbbildung 3: CO2 Emission im Jahr 2012 ; prozentuale VerteilungDas Verbesserungspotenzial ist Bestand der weiteren Ausarbeitung und soll an dieser Stellenicht aufgeführt werden.2.2 Regionale regenerative Infrastruktur im VersorgungsgebietDer Ausbau erneuerbarer Energien (EE) soll Deutschland weniger abhängig von Importenfossiler Brennstoffe wie Erdgas und Erdöl machen. Zusätzlich soll durch den Ausbau dieEmission von Treibhausgasen reduziert werden. Das Ziel ist 1/3 des benötigten Stroms imJahre 2020 mit Hilfe regenerativer Energien zu decken. Im Moment werden bereits 22% desbenötigten Stroms durch EE gedeckt. Spitzenreiter unter den Bundesländern ist das LandBrandenburg, das jetzt bereits in der Lage ist 75% des benötigten Stroms durch EE zudecken. An zweiter Stelle kommt Mecklenburg-Vorpommern mit 55%, dicht gefolgt vonSchleswig-Holstein mit 53%. Laut Aussage des Ministerpräsidenten Schleswig Holsteins, soll300% der benötigten Strommenge aus EE stammen.Die Prozentzahl errechnet sich dabei wie folgt:- Stromverbrauch = Einwohnerzahl x ca. 7,4 MWh (durchschnittlicher Stromverbraucheines Bundesbürgers pro Jahr)- EE-Stromproduktion = Summe aller Anlagenerträge pro Jahr- % EE = EE-Stromproduktion / Stromverbrauch x 100“(Quelle: Energymap.info [Online], abgerufen 07/2013)Spitzenreiter des Landes Schleswig-Holstein ist der Landkreis Dithmarschen mit 280% EE.Dahinter liegt der Landkreis Nordfriesland mit 260%. Die folgende Darstellung zeigt dieEntwicklung der EE im Landkreis Nordfriesland der letzten 13 Jahre (1999 – 2012) und denaktuellsten Stand.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bestandsaufnahme Seite 7 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienAbbildung 4: Entwicklung EE in NordfrieslandIm Jahre 1999 wurde knapp 0,2 TWh an Energie aus regenerativen Quellen erzeugt. Davonstammten 99% aus Windkraft. 0,93% wurden durch Gase und 0,07% durch Solarstromerzeugt. Biomasse war zu dem Zeitpunkt noch nicht verbreitet. Solarstrom war durchfehlende Subventionen noch nicht so gefragt, wie es in den kommenden Jahren werdensollte.Im Jahre 2012 verteilt sich die regenerative Energieerzeugung wie folgt:- 74% Windenergie- 16% Biomasse- 9% Solarstrom- 1% Gase.Nach nur 8 Jahren betrug die Stromproduktion aus EE mit knapp 1,6 TWh das 8-fache vomAnfangswert. Mit ca. 3,125 TWh hat sich die Energie aus erneuerbaren Quellen im LandkreisNordfriesland in den letzten 13 Jahren um den Faktor 16 entwickelt.Eine ähnliche Entwicklung fand auch im Landkreis Schleswig-Flensburg statt, wie diefolgende Abbildung verdeutlicht.Abbildung 5: Entwicklung EE in Schleswig-FlensburgDer Landkreis Schleswig-Flensburg deckt seinen theoretisch notwendigen Stromverbrauchzu 112% mittels EE. Die Stromproduktion erfolgte im Jahre 1999 nahezu ausschließlichdurch Windkraft (>99%). Der Rest wurde durch Solar, Wasserkraft und Biomasse erzeugt.Ähnlich wie im Landkreis Nordfriesland, lag die Stromproduktion aus EE bei knapp 0,2 TWh.In den folgenden 3 Jahren wuchs die Produktion nur linear, anschließend exponentiell. DieStromproduktion aus Biomasse und Solarstrom entwickelt sich ebenfalls ähnlich dem2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bestandsaufnahme Seite 8 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienLandkreis Nordfriesland. Beide haben 1999 nur einen marginalen Anteil an den EE, wuchsenin den nächsten Jahren aber immer rasanter, während die Windenergie nahezu stagnierte.2012 setzt sich die Verteilung der regenerativen Energiequellen wie folgt zusammen:- 45% Windkraft- 38% Biomasse- 16,5% Solarstrom- 0,5% Gase und WasserkraftDie Energieproduktion hat sich von 1999 (0,2 TWh) bis 2012 (1,65 TWh) mehr alsverachtfacht.Beide Statistiken machen deutlich, dass in den jeweiligen Regionen ein Überangebot anerneuerbaren Energien vorhanden ist. Für die kommenden Jahre ist bereits festzustellen,dass der Anteil von regenerativen Energien an der Gesamtstromproduktion des LandesSchleswig-Holstein weiter zunehmen wird. 300% Kapazität ist das zukünftige Ziel desLandes Schleswig-Holstein.2.3 Vorhandene Netzkomponenten Strom /Gas im VersorgungsgebietDas folgende Kapitel soll aufzeigen, an welchen Stellen im Versorgungsgebiet des WVNMöglichkeiten bestehen, um Strom und Gas ein- bzw. auszuspeisen. VerschiedeneNetzbetreiber queren mit ihren Trassen für Gas-Transportleitungen. Die HD-Gasleitungdurchläuft wie in der kommenden Abbildung ersichtlich die Landkreise Nordfriesland undSchleswig-Flensburg und damit das WVN-Verbandsgebiet.Abbildung 6: Öffentliche Gasversorgung - HD GasleitungenEntlang dieser Leitungstrasse befinden sich im Abstand von mehreren KilometernGasübernahmestationen. Hier besteht die Möglichkeit Gas in Form von Wasserstoff bzw.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bestandsaufnahme Seite 9 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energiensynthetisch erzeugtem Erdgas (SNG) einzuspeisen. Sämtliche Einspeiseanlagen benötigeneinen Trafo mit entsprechender Stromversorgung. Die Stromversorgung kann direkt an denUmspannwerken angezapft werden. Die folgende Abbildung zeigt Umspannwerke imVersorgungsgebiet des Wasserverbands.Abbildung 7: Umspannwerke im Versorgungsgebiet WVNDie Vollständigkeit der aufgeführten Umspannwerke kann nicht bestätigt werden, da nichtalle Netzbetreiber entsprechende Informationen öffentlich zugänglich machen.Momentan ist im gesamten Versorgungsgebiet nur eine einzige Erdgastankstelle vorhanden.Diese befindet sich in Handewitt, nahe dem Standort der Kläranlage.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bestandsaufnahme Seite 10 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien3 Beschreibung der technischen AlternativenIn Zeiten hoher Sonneneinstrahlung und/oder hohem Windertrag entsteht ein nicht planbarerÜberschuss an erzeugter regenerativer elektrischer Energie. Diese volatile Energie kann denVerbrauchern über bestehende ausgelastete Strom-Infrastrukturen nicht mehr zur Verfügunggestellt werden. Ein dezentraler Stromverbrauch zur Produktion von Wasserstoff kann Pfadezur Speicherung dieser Energiemengen eröffnen. Mit einer lokalen Wasserstoffspeicherungund -nutzung, der Direkt-Einspeisung in Netze der öffentlichen Gasversorgung oder einerEinspeisung von aufbereiteten Gasmengen (methanisiertem Wasserstoff) bestehenunterschiedliche Möglichkeiten zur Entkopplung von Angebot und Nachfrage. Nachfolgendlässt sich der erzeugte Wasserstoff als Kraftstoff für Brennstoffzellen, BHKWs oderWasserstofffahrzeuge nutzen oder mit der gesamten Vielfalt der Erdgas-Anwendungstechnikverwerten.Die nachfolgende Zusammenstellung soll die vielfältigen Möglichkeiten und dazuerforderlichen Technologien beschreiben und einen Überblick über den aktuellenErfahrungsstand bieten.3.1 Wasserstoffproduktion mittels ElektrolyseMittels der sogenannten Wasserelektrolyse wird Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff unterVerwendung von Gleichstrom zerlegt. Für die Wasserelektrolyse stehen derzeit dreiVerfahren zur Verfügung:• die alkalische Elektrolysetechnik mit einem basischen Flüssigelektrolyten (AEL),• die PEM (Proton Exchange Membrane)-Elektrolysetechnik mit einem polymerenFestelektrolyten (PEMEL) und• die Hochtemperatur-Elektrolysetechnik mit einem Festoxidelektrolyten (HTEL).Während die alkalische Elektrolyse seit Mitte des 20. Jahrhunderts in kommerziellenGroßanlagen zur Wasserstoffgewinnung genutzt wird, befindet sich die PEM-Elektrolysenoch in der Entwicklung und wird bisher nur im kleinen Leistungsbereich kommerzielleingesetzt. Die Realisierung größerer Anlagen ist durch die Größe der Membran-Elektroden-Einheiten derzeit beschränkt. Die Hochtemperatur-Elektrolyse befindet sich derzeit noch imStadium der Grundlagenforschung.Grundsätzlich ist ein intermittierender Betrieb der Elektrolyseanlagen möglich. DasHauptproblem bei der Elektrolyse ist die Reduktion der Leistungsfähigkeit derHauptkomponenten wie Elektroden und Katalysatoren durch Korrosion. Durchintermittierenden Betrieb werden die Komponenten zusätzlich beansprucht, wodurch dieLeistungsfähigkeit noch weiter abfällt. Die PEM-Elektrolysetechnik ist momentan in derOptimierung, damit die Leistungseinbußen, bedingt dem Start-Stopp-Betrieb, reduziertwerden.Die folgende Tabelle zeigt eine Gegenüberstellung von AEL und PEM-Elektrolysetechnik mitBezug auf Betriebstemperatur, Teillastbereich, Degradation/ Lebensdauer. Es wird deutlich,dass die Anlagenlebensdauer der AEL wesentlich höher ist als die der PEM-Elektrolyse2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 11 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienTabelle 1: Gegenüberstellung von AEL und PEM-ElektrolyseDie Zerlegung von Wasser mittels Elektrolyse ist eine komplexe Technologie und lässt sichin folgende Komponentengruppen gliedern:• StromanschlussAm Netzkoppelpunkt wird Wechselstrom auf Mittelspannungsebene zur Verfügunggestellt. Die Trafo-Station regelt den Strombezug auf entsprechende niedereSpannungsebenen. Die anschließende Umwandlung in Gleichspannung erfolgt überden Gleichrichter.• Wasseraufbereitung, Gastrocknung und KühlsystemeZum Schutz der elektrochemischen Apparate sind an das zugeführte Wasser hoheReinheitsanforderungen zu stellen. Entsprechende Speisewasseraufbereitungen imZustrom der Elektrolyse sowie Gasaufbereitungen im Abstrom realisieren diegeforderten Reinheitswerte.• NebenanlagenZu den Nebenanlagen der Elektrolyse gehören neben dem Anlagen-Piping diegesamte MSR- und Automatisierungstechnik, etwaige Spülaggregate sowie dieKomponenten zum Explosionsschutz.Die MSR-Technik übernimmt die Automatisierung der Prozesse und dieÜberwachung der Anlage. Als Sicherheitskriterium führt z.B. eine Erhöhung derSauerstoffkonzentrationen > 2 Vol.-% zu einer Zwangsabschaltung des Systems.Weiterhin ist für gewisse Betriebsstadien die Spülung von Anlagenkomponenten mitStickstoff erforderlich, um gefährliche Gas-Luft-Gemische zu vermeiden.Der Betrieb der Elektrolyse erfolgt bei unterschiedlichen Temperaturniveaus. EineKühlung der Elektrolyseure ist unumgänglich.• SpeicheranlagenIn Abhängigkeit von Standortfaktoren, der Anlagenkonzeption und betrieblichenFahrweisen kann sich die Notwendigkeit zur Zwischenspeicherung von Wasserstoffergeben.• VerdichterUm auf entsprechende Ausgangsdrücke bzw. Einspeisedrücke zu kommen, werdenin Abhängigkeit der Standortfaktoren und der ausgewählten Elektrolysetypenzusätzlich Wasserstoff-Verdichter zum Einsatz gebracht.3.1.1 Wasserstoffnutzung mittels Brennstoffzelle (Strom und Wärme)Als chemischer Energieträger kann Wasserstoff neben einer Verwendung in Brennstoffzellenprinzipiell überall dort energetisch genutzt werden, wo heute Erdgas, Mineralölprodukte undKohle für diesen Zweck zum Einsatz kommen. Dies ist derzeit fast ausschließlich die2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 12 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienFlammenverbrennung bei hohen Temperaturen für Raumheizung, Warmwasserbereitung,Prozesswärme, thermische Kraftwerke sowie Antriebe.Abbildung 8: Möglichkeiten der Wasserstoffnutzung [1]Das Prinzip der Brennstoffzelle (BSZ) ist ca. 180 Jahren alt und lässt sich als Umkehrung derElektrolyse zur Wasserstoff-Herstellung verstehen.Brennstoffzellen wandeln unter Abgabe von Wärme chemische Energie direkt in elektrischeEnergie um. Dabei werden die Kathode von Sauerstoff und die Anode von Wasserstoff-Gasumspült. Für den Betrieb von bestimmten Brennstoffzellen reicht der in der Luft enthalteneSauerstoff vollkommen aus.In der Brennstoffzelle werden die Anode und Kathode von einer nicht elektrisch leitendenMembran getrennt. Die beiden Elektroden (Anode, Kathode) sind mit einerKatalysatorschicht (meist Platin) belegt. An diesem Katalysator werden dieWasserstoffmoleküle aufgespalten, wobei dann die Elektronen in der Elektrodezurückbleiben und die Protonen durch die Membran wandern können. Der Stromflusszwischen den Elektroden kann nur über einen Verbraucherstromkreis außerhalb derBrennstoffzelle hergestellt werden. Die Elektrolyt-Membran ist für die H+ - Protonendurchlässig, sodass diese zur Kathode wandern und dort mit dem Sauerstoff und den"benutzten" Elektronen zu Wasser reagieren können.Ein Vorteil der Brennstoffzelle liegt zweifellos darin, dass sie elektrischen Strom ohnemechanische Teile erzeugt: kein Lärm, keine Verschleißteile, und dazu noch ohne Abgase.Außer Wasser, das zum Beispiel in den Apollokapseln den Astronauten als Trinkwasserdiente, entsteht nichts. Hinzu kommt, dass man ihren Treibstoff (vor allem Wasserstoff oderMethan) auch mit Hilfe erneuerbarer Energien erzeugen kann. Ein besonderer Vorteil ist derhohe Stromwirkungsgrad. Dabei werden mehr als 60 Prozent der Energie des Treibstoffs fürdie Stromerzeugung genutzt und nur etwa 40 Prozent wären als Wärme zu verwenden. BeiHeizkraftwerken, die klassisch mit einem Verbrennungsmotor arbeiten, ist das Verhältnisbestenfalls umgekehrt, das heißt sie produzieren wenig Strom und viel Wärme.Es gibt verschiedene Arten von Brennstoffzellen. Sie haben unterschiedliche Merkmale,werden mit verschiedenen Kraftstoffen betrieben und in unterschiedlichen Bereicheneingesetzt.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 13 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienTyp Beschreibung LeistungElektrischerWirkungsgradStand der Technikals KWKKosten€/kWPEMFC 70 °C, fester Elektrolyt 250 kW 35 % Feldtest < 10.000PAFC 250 °C 200 kW 38 % Serie > 5.000MCFC650 °C, für stationäreAnwendung280 kW 48 % Feldtest < 8.000SOFC700-900 °C, für stationäreAnwendung100 kW 47 % Feldtest 20.000Tabelle 2: Unterschiedliche Brennstoffzellen-KonzepteDer gängigste Brennstoffzellentyp ist dabei die PEMFC-Brennstoffzelle. Sie besitzt aufgrundihrer hohen Leistungsdichte und niedrigen Betriebstemperatur das größteAnwendungspotenzial und ist sehr vielseitig einsetzbar: für mobile und portable ebenso wiefür stationäre Anwendungen (Hausenergieversorgung, Strom und Wärmeerzeugung imniedrigen bis mittleren Leistungsbereich). Vor allem in der dezentralen Energieversorgungwerden der PEMFC-Brennstoffzelle gute Chancen eingeräumt.Die grundsätzliche Funktionalität der Brennstoffzellen in Industrieanwendungen konntebereits in Demonstrationsanlagen unter Beweis gestellt werden. Weitere Entwicklungen undErfahrungen sind jedoch notwendig, um das Ziel international wettbewerbsfähiger Anlagenfür den weltweiten Energieversorgungsmarkt zu erreichen.Abbildung 9: Beispielhafte Darstellung einer KWK – Brennstoffzelle2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 14 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienDer Schwerpunkt der Entwicklung der stationären Industrieanwendung liegt aufDemonstrations- und Leuchtturmprojekten in verschiedenen Anwendungsbereichen vonder Informationstechnologie bis zur dezentralen Energieversorgung. In den Projekten sollenim großen Leistungsbereich der stationären Anwendung die technologischen Entwicklungenmit verschiedenen Brennstoffen demonstriert, sowie weitere Kundenerfahrung mitInstallation, Service und Wartung gesammelt und bewertet werden.Brennstoffzellen für industrielle Anwendungen mit Leistungen bis zu 10 MW werden derzeitzu ersten Anwendungen geführt. Dennoch sind erheblich Anstrengungen zurKostenreduktion erforderlich, um diese effizienten Energiesysteme in den dezentralenEinsatz zu bringen. Neben den industriellen Anwendungen zählen aber auch die autonomenAnwendungen für Netzersatzanlagen zu attraktiven Einsatzbeispielen für diese Technologie.Brennstoffzellen bieten in der Hausenergieversorgung bei Verwendung von Erdgas bereitsheute die Möglichkeit zur Reduzierung von mehr als 50% des CO 2 -Ausstosses. Sie zeichnensich durch hohe elektrische Wirkungsgrade und emissionsfreie und geräuscharmeBetriebsweise aus. Beim Betrieb mit Biomethan wandeln sie erneuerbare Energie mithöchster Effizienz und maximaler CO 2 -Einsparung um.Als aktuelles Beispiel für eine Anwendung im Hausenergiebereich lässt sich die neueEnergiezentrale BUDERUS Logapower FC10 aufführen, die Buderus ab 2014 in den Markteinführen wird.Die Heizenergiezentrale besteht aus der Brennstoffzellen-Einheit, einem Gas-Brennwertgerät, einem Warmwasserspeicher und einem Pufferspeicher, der die Abwärmeaus der Stromerzeugung zwischenspeichert. Die intelligente Systemregelung sichert daseffiziente Zusammenspiel der Geräte, optimiert so Laufzeit und Stromertrag derBrennstoffzelle und trägt zur hohen Strom-Eigennutzung bei.Herzstück der Energiezentrale Logapower FC10 ist in diesem Fall eine keramische Festoxid-Brennstoffzelle (Solid Oxide Fuel Cell, SOFC). SOFC-Brennstoffzellen arbeiten bei 700 °Cund verwenden keramische Materialien im sogenannten Zellstapel. Vorteil: SOFC-Brennstoffzellen sind effizienter und die Wärmeausbeute ist aufgrund der hohenBetriebstemperaturen größer als bei Brennstoffzellen auf Polymerbasis. Mit einemelektrischen Wirkungsgrad von 45 bis 50 Prozent gehört die Logapower FC10 zu deneffizientesten Systemen zur dezentralen Strom- und Wärmeerzeugung. Der CO 2 -Ausstoßsinkt um bis zu 50 Prozent. Die elektrische Leistung beträgt 0,7 Kilowatt, gemeinsam bringenes die Brennstoffzelle und das angebundene Gas-Brennwertgerät auf eineNennwärmeleistung von bis zu 25 Kilowatt.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 15 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienEinige im Feldtest erprobte Geräte werden in den folgenden Übersichten vorgestellt.Die im Feldtest eingesetzten BrennstoffzellengeräteHerstellerBaxi InnotechBrennstoffzellen-Typ Niedetemperatur-PEM (70°C)Ceramic FuelCellsFestoxid(SOFC)Hexis Vaillant BuderusFestoxid(SOFC)Festoxid(SOFC)Festoxid (SOFC)Leistung (el/th)ElektrischerWirkungsgradLeistung deszusätzlichenWärmeerzeugersGesamtwirkungsgradMax. 1,0 kW el1,8 kW th1,5 kW el0,6 kW th(Dauerbetrieb)1,0 kW el 1,0 kW el 0,7 kW el2,0 kW th 2,0 kW th 0,7 kW th32% bis zu 60% 30-35% 30-34% 45%3,5 - 15kW / 20kW97%- 4-20 kWOhneBrennwertgerätbis zu 85%Erdgas,Bioerdgasvariabel, jenachObjektbedarf14 / 24 kW95% 90 - 109% 90%BrennstoffErdgas,Erdgas, Erdgas, Erdgas,BioerdgasBioerdgas Bioerdgas BioerdgasGröße (L x B x H) 60x60x160 cm 66x60x101 cm 55x55x160 cm 60x62x98 cm 120x60x180 cmGewicht 200 kg ca. 200 kg 170 kg ca. 150 kg 220 kgModulation 100 - 30 % P elN0 - 1 x 5 kW el0,3 - 1,0 kW thZahl der Geräte imFeldtest140 (in D, NL,LUX)400 (in D, NL, F,UK)100 - 50% 100 - 50% 100 - 30%ca. 110 15 -Tabelle 3: Marktübersicht - KWK Brennstoffzellen [2]Abbildung 10: Auswahl KWK – Brennstoffzellen [2]Elektrischer Wirkungsgrad, Kosten, LebensdauerAm Institut für Energieforschung im Forschungszentrum Jülich wurdenBrennstoffzellensysteme untersucht und vergleichend bewertet. WeitergehendeUntersuchungen auch im praktischen Betrieb zeigen derzeit (2012) bis zu 60 %Wirkungsgrad.Kosten und Wirkungsgrad eines BSZ-Systems werden dabei nicht nur von derBrennstoffzelle, sondern auch von den Nebenaggregaten (beim BSZ-Fahrzeug bspw.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 16 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienTraktionsbatterie, Elektroantrieb) und dem Aufwand zur Bereitstellung des BSZ-Brennstoffesbestimmt. Die Vergleichsbasis sollten daher umfassende Betrachtungen der Wirkketten, beiKraftfahrzeugen analog anderer Betrachtungen auf der Basis Well-to-Wheel, bilden.Die folgende Tabelle zeigt Leistungs-, Wirkungsgrad- und Kostenüberblick für verschiedenekonventionelle Energienutzungen:Typ Leistung WirkungsgradKosten in€/kWkonventionelle Kraft-Wärme-Kopplungbis 100 kW 34 % (el.) 1000konventionelle Kraft-Wärme-Kopplungab 1000 kW 41 % (el.) < 500Stadtbus (Dieselmotor) 300 kW 30 % < 275LKW, Reisebus 500 kW 30 % < 100PKW (Ottomotor) 100 kW 15–20 % 50Gasturbinen 1 kW–300 MW 25–46 % 2200Tabelle 4: Überblick verschiedener EnergienutzungsartenDie Lebensdauer einer PAFC-Brennstoffzelle liegt zwischen 40.000 Betriebsstunden fürstationäre und 5.000 Betriebsstunden für mobile Systeme (40.000 Betriebsstundenentsprechen 1666 Dauerbetriebstagen oder 4,6 Dauerbetriebsjahren).3.1.2 Direkteinspeisung von Wasserstoff in Netze der öffentlichen GasversorgungEine Alternative zu der Verstromung von Wasserstoff vor Ort stellt die Einspeisung vonWasserstoff als Zusatzgas in das Erdgasnetz dar. Die Wasserstoff-Einspeiseanlage (WEA)eröffnet damit die Möglichkeit, die im Wasserstoff gespeicherte Energie über das Gasnetzabzuleiten und eine Nutzung mit räumlichem und zeitlichem Versatz beim Erdgas-Anwenderdurchzuführen.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 17 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienAufgrund guter Rahmenbedingungen zur Vermischung bietet sich eine Einspeisung inErdgastransportleitungen mit hohen Volumenströmen an. Bei Überschreitung der max.Wasserstoffkonzentration ist die Einspeisung zu unterbrechen. Hintergrund dabei könnensowohl werkstofftechnische als auch prozesstechnische Limitierungen sein (vgl. Kap.3.1.2.2. Eignung und Verfügbarkeit technischer Komponenten).Eine Speicherung von 20% des Windenergieertrages 2020 mit einem Wert von 15 TWh/a(Quelle: IEKP Integriertes Energie- und Klimaprogramm) entspräche einem zugemischtenWasserstoffanteil im deutschen Erdgasnetz von ca. 4 Vol.-%.Rechtlich gesehen gilt für die Wasserstoffeinspeisung der gleiche regulatorische Rahmenwie für die Einspeisung von Biomethan. Die Gasnetz-Zugangsverordnung räumt derEinspeisung von regenerativ erzeugten Gasen Vorrang vor dem fossilen Erdgas ein. Darüberhinaus werden dem Einspeiser neben dem Anrecht auf einen vom Gasnetz-Betreiber zuerrichtenden Netzkoppelpunkt auch die 96-%ige Verfügbarkeit des Netzanschlusseseingeräumt. Auch die Kostenteilung zur Errichtung der WEA zwischen Einspeiser undNetzbetreiber ist analog der Einspeisung von Biomethan geregelt. Für die WEA hat derEinspeiser einen Kostenanteil von 250.000 € zu tragen. Weitere Kosten übernimmt derNetzbetreiber bzw. wälzt diese Kosten im Erdgas-Marktgebiet.Die Frage nach der Wirtschaftlichkeit einer Wasserstoff-Einspeisung kann derzeit nichtabschließend beantwortet werden. Insbesondere die Tatsache, dass Strom aus Wasserstoffbzw. Energiespeicherung, mittels Wasserstoff als Zusatzgas im Erdgasnetz, im aktuellenEEG keine Berücksichtigung findet. Eine Vergütung entsprechender Strommengen oberhalbdes marktüblichen Strompreises ist nicht gegeben.Das Potenzial zur Wasserstoffeinspeisung ist im Wesentlichen durch das Angebot anregenerativem Strom sowie durch die Aufnahmefähigkeit des Erdgasnetzes begrenzt. UnterBerücksichtigung der zulässigen Gaskennwerte werden derzeit Zumischungen bis 5 Vol.-%diskutiert.3.1.2.1 AnlagenkonzeptDer Wasserstoff wird in einem Elektrolyseur erzeugt. In Abhängigkeit der technischenAusführung erfolgt die Wasserstoffübergabe von nahezu drucklos bis 35 bar. ZurEinspeisung in Erdgas-Transportleitungen erfolgt eine Druckerhöhung mit zusätzlichenVerdichtern auf 84 bar und die anschließende Einspeisung in das Gasnetz. In Abhängigkeitdes Ausgangsdrucks der Elektrolyse kann eine Vorverdichtung zur Hochdruckeinspeisungerforderlich werden.AnlagenkomponentenDie Hauptkomponenten der WEA werden in folgende Module zusammengefasst:• Wasserstoffverdichtung (Druckerhöhung auf den Erdgastransportnetzdruck durchVor- und Hauptverdichtung)• Wasserstoffbeschaffenheitsmessung (nicht eichrechtlich möglich)• Wasserstoffvolumenmessung (eichrechtlich möglich)• Niederspannungs- und Automatisierungstechnik• StationsgebäudeWasserstoffverdichtungNeben der Betrachtung der Speichervolumina ist die Auswahl der Verdichtertechnologie fürdie Ausgestaltung des Anlagenkonzeptes ausschlaggebend.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 18 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienAufgrund der geforderten Verfügbarkeit von 96 % werden bei Einspeiseanlagen zweiVerdichter für je 100 % Auslegungsleistung eingesetzt. Im Falle einer Störung amBetriebsverdichter und dessen Abschaltung startet der in Reserve stehende Verdichter undübernimmt unterbrechungsfrei die Verdichtung des Wasserstoffs.Neben den Erfahrungen der Verdichterhersteller bei der Verdichtung von Wasserstoff in derchemischen Prozesstechnik sind als weitere wesentliche Referenzen die Anwendungen imBereich der Wasserstofftankstellen zu nennen.Verdichtersysteme für Wasserstoff gibt es als Membranverdichter z.B. von sera und Hoferoder als inonische Verdichter von Linde. Die Anlagenkonzepte unterscheiden sich deutlichim Systemaufbau, im Preis und in den Betriebserfahrungen.Bei Elektrolysekonzepten mit niedrigen Ausgangsdrücken bis ca. 300 mbar ergeben sichdamit zu niedrige saugseitige Drücke am Verdichter und eine Vorverdichtung wird zusätzlicherforderlich.Während sera und Hofer auf Verdichter-Produkte aus der eigenen Fertigung zurückgreifenund dabei alternativ zur Vorverdichtung einen Kolben- bzw. einen Membranverdichterberücksichtigen, arbeitet das Konzept von Linde mit einem Schraubenverdichter zurVorverdichtung und setzt zur Hauptverdichtung den ionischen Verdichter alsKernkomponente ein.Die ionischen Verdichter wurden von Linde speziell zur Verdichtung von reaktivenProzessgasen entwickelt und finden als spezielle Wasserstoffverdichter insbesondere beiden Tankstellenprojekten ihren Einsatz.Die elektrischen Einrichtungen und Geräte in diesem Raum sind gem. den Bestimmungender ATEX Ex-geschützt auszuführen. Der Boden ist ableitfähig auszuführen. Der Raum wirdmit Gaswarnsensoren ausgerüstet, die die Atmosphäre auf UEG überwachen. DieEinstufung aller Verdichterräume erfolgt in Ex-Zone 1.Der Verdichterraum hat keine natürliche Querbelüftung sondern wird mit einerZwangsbelüftung ausgestattet. Diese wird bei einer Raumtemperatur größer 25 ° C sowie bei20 % UEG aktiviert. Bei 40 % UEG wird der betreffende Verdichter ausgeschaltet und diepneumatischen Absperrarmaturen geschlossen. Außerdem wird ein optischer und visuellerAlarm ausgelöst.Erforderliche messtechnische AusstattungIm Messraum sind neben den gasführenden Rohrleitungen (inkl. Kugelhähne,Messabgriffen, Funktions- und Entspannungsleitungen etc.) die Komponenten der H2-Beschaffenheits- und H2 Volumenmessung installiert. Der Messraum wird als Ex-Zone 2eingestuft. Die elektrischen Einrichtungen und Geräte in diesem Raum sind gemäß denBestimmungen der ATEX Ex-geschützt auszuführen. Der Boden ist ableitfähig zu gestalten.Die Querbelüftung muss einen freien Lüftungsquerschnitt von mind. 0,25 % der Grundflächeaufweisen. Der Messraum ist mit entsprechender Gaswarntechnik zu überwachen. ImHinblick auf eichrechtliche Anforderungen der H2-Volumen- und H2-Beschaffenheitsmessung muss der Raum mit Heizkörpern zur Einhaltung von mind. 5 GradCelsius ausgestattet werden.Der Raum wird mit einem Doppelboden und Leerrohranschlüssen ausgestattet, die zu einemPostschachtsystem führen. Hierüber werden die Versorgungskabel von der Trafoanlagesowie die Versorgungs- und Datenkabel zu den Verdichtergebäuden geführt.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 19 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienDer EMSR-Raum wird zur Visualisierung der Anlagentechnik mit einem abgesetztenArbeitsplatz ausgestattet. In den EMSR-Raum wird ein Klimagerät mit Kühl- und Heizfunktioninstalliert.Die Abblase-, Atmungs- und Abströmleitungen der am PGC bzw. am Flaschengestellinstallierten Komponenten werden nach außen geführt. Die Ausführung dieser Leitungenerfolgt mit Lambda-Ausbläsern.Des Weiteren wird der Wassertaupunkt sowie der Sauerstoffgehalt (O2) des Wasserstoffsauf Grenzwerte überwacht (Messung mit separaten Analysegeräten im Analyseraum).Der Schaltschrank für die komplette Mengen- und Beschaffenheitsmessung wird imElektroraum (nicht Ex-Raum) aufgestellt.Volumenmessung und UmwertungFür die Volumenmessung von Wasserstoff bietet die Fa. Elster geeichte Turbinenrad- undDrehkolbenzähler für die entsprechenden Druckstufen und Durchflussmengen an. Fernerbesteht die Möglichkeit bei der Fa. Elster die entsprechenden geeichten Mengenumwerterbezüglich der Umrechnung von Betriebs- auf Normvolumen zu beziehen. DieMengenumwertung erfolgt mit Gasnet Z1 und hinterlegter Tabelle für die K-Zahlberechnung.BrennwerterfassungDie Fa. Elster bietet einen Prozess Gaschromatographen (I-Graph XPX) für Wasserstoff an.Dieser hat keine eichrechtliche Zulassung. Ein Prozess Gaschromatograph miteichrechtlicher Zulassung ist nicht auf dem Markt.Druck- und TemperaturtransmitterDie Verfügbarkeit von Druck- und Temperaturtransmittern wurde von den Firmen Endress +Hauser und ABB bestätigt.Messung von Wasserstoff, Sauerstoff und FeuchtigkeitDie Fa. Sick hat die Verfügbarkeit für ein Gasanalysegerät bestätigt. Der Wasserstoffgehaltwird in einem Messbereich von 90 – 100 % und der Sauerstoffgehalt in einem Messbereichvon 0 – 10 % analysiert. Die Feuchtigkeit wird über einen Feuchtesensor erfasst.Apparate, Armaturen und RohrleitungenDie Apparate, Armaturen und Rohrleitungen sind bei den entsprechenden Handelshäusernverfügbar. So sind die Flanschkugelhähne bis 5 bar bei der Fa. Böhmer und bei größerenDruckstufen bei der Fa. Argus (Flowserve) erhältlich.Die Kugelhähne mit pneumatischem Antrieb sowie Flanschkugelhähne sind bei der Fa.Samson und Blockkugelhähne bei der Fa. Schwer erhältlich.Die entsprechenden Rohrspezifikationen für den Anlagen- und Erdeinbau sind bei der Fa.Fuchs erhältlich.SteuerluftversorgungIm Steuerluftraum befinden sich die Steuerluftkompressoren mit Pufferbehälter inredundanter Ausführung. Hierüber werden die pneumatischen Armaturen und diepneumatischen Aggregate der Verdichter angeschlossen.Betriebs- und Schutzeinrichtungen2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 20 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienEntsprechend den technischen Regeln für den Brand- und Blitzschutz sind entsprechendeBrandschutz- und Blitzschutzkonzepte zu erarbeiten und umzusetzen.Die Gaswarnanlagen und Sicherheitsabschaltungen nach aktuellem Stand der Technik sindauch für Anwendungen im Wasserstoff-Sektor einsetzbar und stehen zur Verfügung.Die Ausblaseöffnungen zur Atmosphäre, die Ex-Zonen-Einteilung sowie die Darstellung undKennzeichnung wird im Ex-Schutz-Dokument dargelegt.StationsgebäudeEine Anlage zur Wasserstoffeinspeisung wird mit folgenden äußerlichen sichtbarenBaugruppen errichtet:• Mess- und Kommunikationsgebäude• Vorverdichtergebäude (sofern erforderlich, redundant)• Hauptverdichtergebäude (redundant)• Mess- und Kommunikationsgebäude3.1.2.2 Eignung und Verfügbarkeit technischer KomponentenKomponenten der Gasversorgung wurden hinsichtlich ihrer Toleranz bezüglich Wasserstoffsanalysiert und bewertet. Viele Bereiche zeigen eine sehr hohe Verträglichkeit in Bezug aufWasserstoff. Begrenzungen bei der Wasserstoffeinspeisung ergeben sich dagegen ausaktuellen deutschen und internationalen Regelwerken und Normen.Die nachfolgende grafische Darstellung gibt einen ersten Eindruck über bestehendeErkenntnisse zur Eignung und Verfügbarkeit technischer Komponenten beim Einsatz in derAnlagentechnik für gasförmigen Wasserstoff.Abbildung 11: Grenzwerte der Wasserstoffbeimischung2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 21 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien3.1.3 Wasserstoffnutzung als TreibstoffDie Verwendung von Wasserstoff als Treibstoff stellt eine wichtige Säule bei derVerringerung von CO 2 -Emissionen dar. Der Verkehrssektor verantwortet mehr als 20% desbundesdeutschen CO 2 -Ausstosses. PKW und Busse können mit Wasserstoff undBrennstoffzellen gerade in Innenstädten dazu beitragen, Belastungen durch Emissionen undLärm deutlich zu reduzieren.Schon heute sind weltweit Autos mit Wasserstoffantrieb unterwegs, viele inDemonstrationsprojekten in Europa, Japan oder den USA. Modelle mit Wasserstoff-Verbrennungsmotor ähneln in ihren Fahreigenschaften dem konventionellen Benziner. Sogenannte bivalente Verbrennungsmotoren können sogar zwischen Wasserstoff- undBenzinantrieb wechseln – in voller Fahrt und ohne einen Ruckler. Auf diese Weise könnensie große Entfernungen zurücklegen, auch wenn keine Wasserstofftankstelle in der Nähe ist.In Sachen Energieeffizienz die Nase vorn haben allerdings die Brennstoffzellen-Fahrzeuge.Diese sind im Grunde Elektroautos, bloß liefert anstelle einer Batterie die Brennstoffzelle dennötigen Strom. Brennstoffzellen-Fahrzeuge sind ideal für den Stadtverkehr: Leise, stark inder Beschleunigung und völlig emissionsfrei.Im folgenden Abschnitt soll beispielhaft vorgerechnet werden welche Menge Wasserstoff,ausgehend von der zur Verfügung stehenden Trafoleistung am Wasserwerk, produziertwerden kann und welche Möglichkeiten es gibt den Wasserstoff zu nutzen. Hierfür wird einElektrolysemodul der Fa. Hydrogenics herangezogen. Ein entsprechendes technischesDatenblatt wird im Anhang hinterlegt.Das Wasserwerk am Standort Oeversee hat insgesamt drei Transformatoren mit einerScheinleistung von 1630 kVA. Die entsprechende Wirkleistung liegt bei knapp 1300 kW. Dasleistungsstärkste Elektrolysemodul hat eine Anschluss-leistung von 480 kW. Für die folgendeBetrachtung wird davon ausgegangen, dass zwei Module verbaut werden. Ein Modul ist inder Lage Wasserstoff in Höhe von 130 kg/d bzw. 5,4 kg/h herzustellen. Dementsprechendbetrüge die Wasserstoffproduktionsrate zweier Module 10,8 kg/h bzw. 128,8 m³/h. Über einJahr betrachtet, produziert die Elektrolyseanlage, bestehend aus 2 Elektrolysemodulen,94.400 kg Wasserstoff. Vorausgesetzt ist ein Volllastbetrieb ohne Unterbrechungen.Sofern genügend Abnehmer vorhanden sind, ließe sich diese Menge Wasserstoff verkaufen.Der aktuelle Preis liegt bei 9,50€/kg H2. Mögliche Abnehmer könnten beispielsweiseBetriebe des öffentlichen Personennahverkehrs (ÖPNV) sein. Mehrere Busherstellerforschen seit längerem an einem Wasserstoffbus. Die ersten Modelle sind bereits inTestphasen in Ballungsräumen in NRW als auch in Hamburg unterwegs. Die Stadt Hamburgplant ab dem Jahr 2020 keine konventionell betriebenen Busse mehr einzukaufen.Eine weitere Möglichkeit ist der Betrieb der firmeneigenen Fahrzeugflotte. Aus heutiger Sichtist dies eine rein theoretische Betrachtung, da momentan keine Serienfahrzeuge mitWasserstoffantrieb vorhanden sind. Die vorhandenen Fahrzeuge sind reine Prototypen bzw.Demonstrationsfahrzeuge zu Forschungs- und Entwicklungszwecken. Der durchschnittlicheVerbrauch eines Mittelklassefahrzeugs liegt bei etwa 0,97kg H2/100 km. Dies entsprichteinem Dieseläquivalent von 3,3 l /100 km.Quelle: Daimler AG,Mit der in einer Stunde produzierten Menge von 10,8 kg wäre ein Fahrzeug theoretisch in derLage eine Distanz von knapp 1.100 km zurückzulegen. Die Jahresmenge, in Höhe von94.400 kg würde für ca. 9.7 Mio. km ausreichen.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 22 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienBei einer jährlichen Fahrleistung von 20.000 km, würde die Jahresmenge anWasserstoff genügen um knapp 500 Fahrzeuge ein ganzes Jahre lang mit Treibstoff zuversorgen.Eine ähnliche Betrachtung lässt sich für den notwendigen Heizbedarf des WVN im Jahre2012 darstellen. Aus der CO2 Bilanz ergibt sich ein Heizölverbrauch von 38.850 l Heizöl.Multipliziert mit dem spezifischen Heizwert von Heizöl ergibt sich ein Heizbedarf von ca.387.000 kWh. Wasserstoff hat einen spezifischen Heizwert min. von 33,33 kWh/kg. Die zurVerfügung gestellte Heizenergie beträgt somit ca. 3,1 Mio kWh. Theoretisch wäre der WVNmit der produzierten Jahresmenge Wasserstoff in der Lage das Achtfache seinesHeizbedarfs des Jahres 2012 zu decken.Trafo am Wasserwerk - WVN mit 1300 kWTrafo 1:400 kW Trafo 2:400 kW Trafo 3: 512 kWElektrolyse10,8 kg/h 260 kg/d 94.400 kg/aUmsetzung9.700.000 km 500 Fahrzeuge / Jahr 8 x Heizbedarf 2012Abbildung 12: Beispielrechnung Wasserverband NordDie Bedeutung des Wandels in Richtung alternative Antriebe zeigt sich in aktuellenPrognosen für Deutschland und Europa:Abbildung 13: Fahrleistung und CO2-Reduktion nach Antriebsart [8]Die meisten großen Autohersteller haben mittlerweile Prototypen oder seriennahe Modellemit Wasserstoffantrieb im Programm. Sogar Busse mit Brennstoffzelle oder Wasserstoff-Verbrennungsmotor fahren bereits in vielen Städten Deutschlands. Sie sind Teil2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 23 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energienübergreifender Forschungs- und Demonstrationsvorhaben, wie sie die Clean EnergyPartnership (CEP) in Deutschland umsetzt. Ziel ist eine alltagsnahe Erprobung derWasserstofftechnologie, vor allem an den vielen Schnittstellen zwischen Fahrzeugtechnik,Wasserstoffproduktion und Tankstellen-Infrastruktur.Die nachfolgende Darstellung gibt einen Überblick zu aktuellen und geplanten H 2 -Tankstellenin Deutschland.Abbildung 14: Überblick aktueller und geplanter H2 Tankstellen in Zentral-Europa [9]Quelle: Im Januar hat die EU einen Richtlinienentwurf veröffentlicht, der die EU-Mitgliedstaaten, in denen bereits Wasserstofftankstellen existieren (etwa die Hälfte)verpflichtet, bis Ende 2020 eine Betankungsinfrastruktur für eine Mindestfahrfähigkeit zuerrichten.In Deutschland soll es bis 2015 50 geförderte Stationen im Rahmen der CEP geben,zusätzlich 50 weitere im Rahmen von H 2 Mobility. Das Ausbauziel für 2020 liegt bei 400Tankstellen. Damit ist eine solide Planungsgrundlage gelegt.Großbritannien strebt eine Anfangsversorgung mit 65 Tankstellen an. Das Ziel für 2030 sind1150 Stationen für 1,6 Millionen Fahrzeuge.In Dänemark sind für 2015 15 und für 2025 200 H 2 -Tankstellen geplant.Vergleichbare Pläne gibt es für Frankreich und die Schweiz.Es ist absehbar, dass die in den industriellen Schlüsselregionen der Welt vorhandeneInfrastruktur an Wasserstoff-Tankstellen ein ausreichendes Niveau haben wird, wenn dieFahrzeuge in größerer Zahl in den Markt eingeführt werden.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 24 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienZusammenfassend muss allerdings festgehalten werden, dass diese alternativenAntriebstechnologien derzeit nicht wettbewerbsfähig sind.3.2 Methanisierung von Wasserstoff/ Herstellung von synth. NaturgasSNGMit Hilfe von Power-2-Gas besteht nicht nur die Möglichkeit Strom aus erneuerbarenEnergien in Wasserstoff umzuwandeln und entsprechend den bereits beschriebenenMöglichkeiten zu nutzen. Der Wasserstoff kann in einem zweiten Schritt in synthetischesErdgas umgewandelt - methanisiert - und anschließend als Erdgasersatz in die Netze deröffentlichen Gasversorgung eingespeist bzw. als Treibstoff genutzt werden.Abbildung 15: Anwendungsfelder von Power-2-Gas [4]Bei dem Prozess der Methanisierung wird aus Wasserstoff (H 2 ) und Kohlenstoffdioxid (CO 2 )bzw. Kohlenstoffmonoxid (CO) das sogenannte synthetische Erdgas (SNG) hergestellt. Fürdie Reaktion werden häufig Nickel oder Ruthenium als Aktivkomponenten verwendet, wobeiNickelkatalysatoren hinsichtlich des Preises, der Aktivität und der Selektivität am bestengeeignet sind. Nickelkatalysatoren benötigen jedoch ein von Schwefel und Sauerstoffbereinigtes Gas. Die Reaktionstemperatur sollte bei Nickelkatalysatoren oberhalb von 200 –220°C liegen, da sonst die Bildung von Nickelcarbonylen begünstigt wird. Diese sindleichtentzündlich - Explosionsgefahr bei 60°C - und stark giftig und sollten somit auf jedenFall vermieden werden.3 H 2 + CO = H 2 O + CH 4 Gl. 14 H 2 + CO 2 = 2 H 2 0 + CH Gl. 22013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 25 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienFür die Methanisierung kommen unterschiedliche Reaktortypen in Betracht. Es wirdunterschieden zwischen Zwei- und Drei-Phasen-Systemen. Das Zwei-Phasen-Systembesteht aus dem Edukt (gasförmig) und dem Katalysator (fest).Das Drei-Phasen-System hingegen besteht aus dem Edukt (gasförmig), dem Katalysator(fest) und dem Wärmeübertragungsmedium (flüssig). Das dreiphasige Konzept wurde 1970entwickelt, konnte sich jedoch bis heute, aufgrund Temperaturinstabilität und Problemen mitdem verwendeten Öl, nicht durchsetzen und wird daher nicht weiter beschrieben.Bei dem Zwei-Phasen-System wird die Methanisierung mittels Festbett-, Wirbelschicht oderbeschichtetem Wabenkatalysator realisiert. Das am häufigsten verwendeteReaktionsverfahren ist die Festbettreaktion. Die beiden anderen Konzepte werden daher imweiteren Text vernachlässigt. Der Festbettreaktor ist ein geschlossener Behälter mit demdarin befindlichen Katalysator. Dieser ist in der Regel nur wenige Millimeter klein. Das Gasdurchströmt dabei den Katalysator und reagiert zum entsprechenden Produkt. Diestattfindende Reaktion läuft dabei exotherm ab. D.h. bei der Erzeugung von SNG wirdEnergie in Form von Wärme abgegeben. Vorteil des Festbettreaktors ist die geringemechanische Belastung des Katalysematerials. Nachteilig sind:- die Minderung des Stofftransports, durch große Katalysatorpartikel- die Entstehung von Hot Spots, durch die stark exotherm stattfindende Reaktion, die eineBeschädigung des Katalysatormaterials zur Folge haben kann- die, aus thermodynamischen Gründen bedingte, Einschränkung des Umsatzes und derSelektivität bei Temperaturen im Bereich von 350-550°CAbbildung 15 zeigt schematisch den Aufbau einer Festbettmethanisierung auf Basis desLurgi – ProzessesAbbildung 16: Festbettmethanisierung auf Basis des Lurgi – Prozesses [5]Um die auftretenden negativen Effekte zu kompensieren bzw. zu vermeiden, werden meistmehrere Reaktoren hintereinander geschaltet. Zusätzlich wird das Gas nach jeder Reaktiongekühlt siehe Abbildung 15. Dies hat zur Folge, dass manche Reaktoren zwei bis 6 Stufenbesitzen.Die Ausgangstemperatur des Gases beträgt ca. 300°C. Das hierfür notwendige CO 2 lässtsich sowohl aus fossilen als auch aus regenerativen Quellen extrahieren. Aus fossilenQuellen stammendes CO 2 kann beispielsweise aus Kohlekraftwerken extrahiertes CO 2 oderaus der Zementproduktion bzw. Luft extrahiertes CO 2 sein. Dieses eignet sich besonders fürgroße Volumenströme. Für kleinere Volumenströme kann regeneratives CO 2 ausBiogasanlagen bzw. aus Kläranlagen absorbiert werden. Dementsprechend stellt die2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 26 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienNutzung biogener CO 2 Quellen, unter Berücksichtigung der Decarbonisierungsstrategie derBundesregierung, zum jetzigen Zeitpunkt die geeignetste Alternative dar.Bereits vor 40 Jahren wurde daran gearbeitet ein Substitut für Erdgas aus Kohle zubekommen. Ein Konzept wurde mittels einer großtechnischen Anlage North Dakota, USA,mit einer Leistung von 2 GW umgesetzt und produziert bis zum heutigen Zeitpunkt nochSNG aus Braunkohle. Solch ein Konzept ist auf mehrere Hundert MW Leistung und einerzentralen Quelle für CO 2 ausgelegt. Für einen dezentralen CO 2 Bezug aus erneuerbarenEnergien mit einer geringeren Energiedichte ist dieses Konzept weniger geeignet.Mit heutigen Power-2-Gas-Konzepten lassen sich für die Herstellung von WasserstoffWirkungsgrade im Bereich von 80% erreichen (Abbildung 16). Wird der Wasserstoff imzweiten Schritt „methanisiert“, lässt sich ein Wirkungsgrad von ca. 64% (chemische Leistung)erreichen. Die exotherm abgehende thermische Leistung kann dabei auf der einen Seite alsAbwärme, mittels Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), prozesstechnisch genutzt werden, stellt aufder anderen Seite jedoch eine Herausforderung dar, weil ein gleichmäßigerWärmeabtransport gewährleistet werden muss. Der Wirkungsgrad der Methanisierung istdabei in erster Hinsicht von der CO 2 -Konzentration im ausgehenden Gasgemisch abhängig.Mit steigender CO 2 -Konzentration steigt auch die Effizienz des Verfahrens.Abbildung 17: Wirkungsgradverlauf [6]Welche Methode sich letztendlich eignet um Strom aus erneuerbaren Energien in chemischeEnergie umzuwandeln, hängt von dem anliegenden Gasnetz ab. Transportleitungen inKombination mit großen Windpark eignen sich besser für die Erzeugung und Einspeisungvon Wasserstoff, da diese größere Mengen an Wasserstoff zwischenspeichern können ohneden Grenzwert von 12% (Quelle: DVGW Arbeitsblatt G 260 „Gasbeschaffenheit“) zuüberschreiten. Gasverteilnetzte in Kombination mit Solarstrom und Biogas eignen sichbesser für die Erzeugung und Einspeisung von synthetischem Erdgas.3.2.1 Einspeisung von SNG in Netze der öffentlichen GasversorgungIm voranstehenden Kapitel wurde beschrieben wie mittels der sogenannten Methanisierungaus Wasserstoff (H 2 ) und Kohlenstoffdioxid (CO 2 ) bzw. Kohlenstoffmonoxid (CO)synthetisches Erdgas (SNG) entsteht. Dieses Kapitel widmet sich der Thematik welchetechnischen Rahmenparameter erfüllt werden müssen, um das SNG in Netze deröffentlichen Gasversorgung einspeisen zu können.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 27 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienDie Hauptkomponenten einer Einspeiseanlage für SNG, im Folgenden SNGEA genannt,umfassen folgende Anlagemodule:- Gasfilterung- Gasbeschaffenheitsmessung- Gasvolumenmessung- Brennwertanpassung- Gasodorierung- Niederspannungs- und Automatisierungstechnik.- Verdichter- GebäudetechnikDie SNGEA hat die Aufgabe, die Gasqualität und die Gasmenge bzw. den Energieinhalt desBioerdgases zu messen und den Brennwert an die Netzbedingungen anzupassen. Dabeidarf der Ausgangsdruck der Einspeisestation einen festzusetzenden Grenzwert nichtüberschreiten. Der Ein- und Ausgangsdruck sind zu überwachen.Zur Energiebilanzierung muss die Gasbeschaffenheit und die Menge des konditioniertenBioerdgases im Ausgang der Einspeisestation erneut gemessen werden.Das aufbereitete Bioerdgases entspricht stets den Anforderungen der DVGW-AB G 260 undG 262. Der maximal zulässige Gehalt von Gasbegleitstoffen im Bioerdgas wird im DVGW-ABG 260 und G 262 sowie in der PTB-TR G 14 festgelegt und darf nicht überschritten werden.Sollte dieser Fall dennoch eintreten, sind die Messwerte des Mengenumwerters, desProzessgaschromatographen (PGC) und weiterer Analysengeräte in einem Störspeicher zuschreiben und die Einspeisung ist zu unterbrechen.3.2.1.1 AnlagenkonzeptDem Biomethanstrom ist im Eingang und im Ausgang der SNGEA ein Teilstrom zuentnehmen und dem PGC sowie den weiteren, erforderlichen Gasanalysengerätenzuzuführen und anschließend zu analysieren.Die Teilströme für die Analysengeräte müssen ggf. auf den jeweils zulässigen Betriebsdruckangepasst werden. Entspricht die analysierte Gasqualität nicht den Vorgaben (Über- oderUnterschreitung von Grenzwerten) wird die Einspeisung unterbrochen. Auch beiunterbrochener Einspeisung ist zu gewährleisten, dass die Elemente derGasbeschaffenheitsmessung in geeigneter Weise mit Messgas versorgt sind.Das Bioerdgas des Hauptstroms wird in das Gebäude der SNGEA geführt. Im Eingang derSNGEA wird das Bioerdgas gefiltert. Anschließend wird das Gasvolumen gemessen. Dergemessene Durchfluss wird mittels Zustandsmengenumwerter, der Gastemperatur und demdazugehörigen Gasdruck auf Normvolumen umgerechnet. Dieser Wert wird zur Abrechnungdes gelieferten Bioerdgases mit dem Produzenten herangezogen.Zur Anpassung des Brennwertes bzw. des Wobbe-Index an die Erdgasqualität/Vorgaben imErdgasverteilnetz des Netzbetreibers wird nach der Eingangs-Gasvolumenmessung derBiomethanstrom mit Luft bzw. mit Flüssiggas konditioniert. Dies hängt von der Erdgasqualitätim anliegenden Erdgasnetz ab. Wird im anliegenden Netz H-Gas transportiert, so muss das2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 28 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienBioerdgas mit Flüssiggas aufkonditioniert werden. Bei L-Gas wird Luft zugemischt um denBrennwert entsprechend abzusenken. Damit wird eine zweite Gasbeschaffenheitsmessungund Gasvolumenmessung erforderlich. Der Abgriff für die Gasbeschaffenheitsmessungerfolgt im Ausgang der SNGEA. Um eine gute Durchmischung zu erzielen, ist der Einbaueines statischen Mischers nach der Brennwert/Wobbe-Index-Anpassung erforderlich.Mit Hilfe des Wobbe-Index lässt sich die Austauschbarkeit von Brenngasen qualifizieren.Haben beispielsweise zwei unterschiedliche Gase denselben Wobbe-Index, so kann fürbeide Gase dieselbe Brennerdüse verwendet werden.Anlageneingang mit Gasfilterung und FeuchtemessungZum Schutz der Einspeiseanlage insbesondere der sensiblen Messtechnik vor Schädendurch Fremdkörper im Gasstrom ist am Eingang der Anlage ein geeignete Gasfilterungvorzusehen.Durch den Einsatz von Gasfiltern sollen Partikel mit einer Größe von 3…5 µm miteinem Abscheidungsgrad von 99,9% abgeschieden werden.Entsprechende Filter sind im Anlagengebäude nahe der Eingangsarmatur anzuordnen undmit einem Umgang auszurüsten.Über eine Differenzdruckmessung mit visueller Anzeige und entsprechenderSignalauskopplung wird der Verschmutzungsgrad des Filters durch die Anlagensteuerungüberwacht.Zusätzlich wird im Eingang der SNGEA ein Teilstrom entnommen und mittels einerGasfeuchtemessung der Feuchtegehalt des Gases gemessen, wobei Querempfindlichkeitendurch andere Gaskomponenten auszuschließen sind.RückführleitungIm Anlageneingang wird die Gasqualität in Bezug auf den Taupunkt, H2S-, H2- und CH4-Gehalt überwacht. Bei Grenzwertverletzung wird die Einspeiseanlage nicht freigegeben unddas Biogas kann sicher zur Methanisierungsanlage zurückgeführt werden. Über denkontinuierlichen Gasfluss bleibt die Gasbeschaffenheitsmessung aktiv und die SNGEA kannbei Einhaltung der Grenzwerte automatisch freigegeben werden. Bei freigegebenerEinspeisung wird die Anlage langsam aufgefahren, um Druckstöße zu vermeiden. DieRückführleitung wird automatisch geschlossen.EingangsmessungNachdem der Hauptstrom des Bioerdgases gefiltert wurde, folgt im Eingang der SNGEAjeweils die Gasmengenmessung. Der gemessene Durchfluss wird imZustandsmengenumwerter, unter Berücksichtigung der Gastemperatur und des Gasdrucksauf Normvolumen umgerechnet. Das Normvolumen und der Brennwert im Anlageneingangwerden zur Abrechnung des gelieferten SNGs herangezogen. Die Werte imAnlagenausgang werden zur Bilanzierung des Energieinhaltes im Erdgasnetz des Betreibersbenötigt.Das Modul Gasvolumenmessung der SNGEA besteht im Wesentlichen aus einem von derPTB zugelassenen Gasvolumenmessgerät in der Ausführung als Drehkolbenzähler, einemZählerumgang mit Kugelhahn sowie einem geeigneten elektronischen Mengenumwerter.Die Ermittlung der Abrechnungsgrößen erfolgt gemäß DVGW-AB G 685. Die Zählerwerte(Betriebsvolumen, Druck, Temperatur, Brennwert usw.) werden auf einem geeichten und2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 29 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energienvon der PTB zugelassenen, elektronischen Zustands-Brennwert-Mengenumwerter mitintegrierter DSfG- Schnittstelle geschaltet und der Energieinhalt des gelieferten bzw.eingespeisten SNGs daraus errechnet. Die Ergebnisse der Berechnung sowie dieEinzelmesswerte sind jeweils zu registrieren. Die Kompressibilitätsberechnung erfolgt nachGERG 88 und AGA 8Zur Umrechnung des gemessenen Betriebsvolumens in das Abrechnungsvolumen(Normvolumen) sind die Gastemperatur und der Gasdruck (jeweils mit Referenzmessstelle)zu messen.Die Gaszähler sind mit je einem ENCODER-Zählwerkskopf, 2 x NF- und 2 x HF-Impulsgebern auszustatten. Die Umrechnung erfolgt jeweils mit einem elektronischenZustands-Brennwert- Mengenumwerter.KonditionierungVor Einspeisung des Bioerdgases in das Erdgasverteilnetz muss der Brennwert/Wobbe-Index des einzuspeisenden SNGs (Eingangs-Brennwert/Wobbe-Index) an denBrennwert/Wobbe-Index des Erdgases im Erdgasverteilnetz (Soll-Brennwert/Wobbe-Index)angepasst werden. Die Anpassung des Brennwertes/Wobbe-Index erfolgt entweder mittelsgeregelter Luftzufuhr oder mittels Flüssiggas.LuftkonditionierungDie Anpassung des Brennwertes/Wobbe-Index erfolgt mittels geregelter Luftzufuhr. Die Luftwird durch eine Verdichtereinheit und Volumenstrommessung dem SNG zugeführt.Da die PGC-Messung mit ihrer Analysenzeit von ca. 150 bis 180 sec pro Messstrom für eineRegelung ungeeignet ist, erfolgt die Ermittlung des Ist-Brennwertes/Ist-Wobbe-Index übereine zusätzliche, kontinuierlich arbeitende kalorimetrische Messung.Die Konditionierung wird durch eine erneute Beschaffenheitsmessung mit dem PGCüberprüft. Abweichungen zwischen Ausgangs-(Ist-)Brennwert/Wobbe-Index und Soll-Brennwert/Wobbe- Index werden von der SPS in die Berechnung der zu dosierenden Luft-Menge einbezogen.Die Luft-Konditionierung ist so auszulegen, dass durch geeignete sicherheitsgerichteteMaßnahmen (z.B. kontinuierliche Sauerstoffmessung) sichergestellt ist, dass der maximalzulässige Sauerstoffgehalt (Einspeisegrenzwert und UEG) des konditionierten Gases nichtüberschritten wird.LPG- KonditionierungIn Abhängigkeit des im Erdgasnetz vorherrschenden Brennwertes, der Durchflussmenge imErdgasnetz, sowie dem bei der Einspeisung übergebenen Brennwert des methanisiertenGases kann ggf. eine Konditionierung mit Flüssiggas notwendig sein. Das Ziel ist es, denBrennwert des SNG dem Erdgas des Versorgungsnetzes anzupassen.Hierzu soll eine Flüssiggaslagerbehälteranlage am Standort der Einspeisung aufgebautwerden. Die Flüssiggaslagerbehälteranlage ist eine nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz genehmigungspflichtige Anlage. Sie dient zur Lagerung vonFlüssiggas nach DIN 51622.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 30 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienDie Anlage besteht in der Regel aus den folgenden Anlagenkomponenten:• erdgedeckter Flüssiggaslagerbehälter zur Lagerung von Flüssiggas (Propan)• elektrische Steuerungen und Sicherheitseinrichtungen• Verdampferanlage als Nebeneinrichtung, bestehend aus einem elektrisch beheiztenVerdampfer, sowie alle erforderlichen Armaturen.Die gesamte Anlage ist gemäß der Anlage Nr. 25 zur TRB 801 in die Gruppe B „Verteil- undUmschlagslager, Lagermenge (≥ 3 t < 30 t)“ eingeordnet. Die technischenSicherheitseinrichtungen, die an die Planung und den Bau solcher Anlage gestellt werden,sind in der Anlage Nr. 25 zur TRB 801 festgeschrieben und müssen im vollen Umfangberücksichtigt werden.Anlagenausgang mit MessungDie Anlage ist ausgangsseitig zum Netz hin absperrbar auszuführen. Der Abgriff für dieHeizgasschiene der Raumheizung kann ausgangsseitig in der Leitung zum Mitteldrucknetzvorgesehen werden. Vor der Einspeisung in das Verteilnetz muss eine Geruchsstoff-Beimischung (Odorierung) erfolgen.In Abhängigkeit vom angrenzenden Gasnetz können unterschiedliche Anlagenausgänge mitentsprechend unterschiedlichen Ausgangsdrücken konzipiert werden.RaumheizungDas Gebäude ist mit einer Gasheizung auszustatten. Auf Grund dertemperaturempfindlichen Prüfgase der Messtechnik ist eine min. Temperatur von 10°C imGebäude zu Gewährleisten. Um auch bei Anlagenstillstand die Funktionsfähigkeit derAnlage zu gewährleisten, ist der Abgriff Netzseitig im Mitteldrucknetz vorzusehen.OdorierungWird Gas in das Verteilernetz eingespeist, so ist es dringend erforderlich, dass dieses miteinem sogenannten Warngeruch versehen wird. Da Erdgas i.d.R. geruchsfrei ist, dient dieOdorierung als Sicherheitsmaßnahme und soll dieses, im Falle einer Leckage bzw.Entweichung, durch seinen Geruch erkennbar machen.GasqualitätsmessungDem Gasstrom wird im Eingang der SNGEA ein Teilstrom entnommen und mittelsMessgasfördereinheit den Analysengeräten zugeführt.Die Zusammensetzung des SNGs wird von einem Prozessgaschromatographen (PGC)gemessen und der Brennwert, der Wobbe-Index und die 12 wesentlichen Bestandteilebestimmt. Parallel dazu wird der Wasserstoffgehalt des in die SNGEA eintretendenBioerdgases gem. PTB-Technische Richtlinien G 14 kontrolliert.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 31 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienDer Brennwert wird, zusammen mit der eichamtlichen Gasvolumenmessung, in dieBerechnung des Energieinhaltes des SNGs einbezogen.Die Messergebnisse der Gasanalysen werden zur Qualitätskontrolle der gefordertenGasbeschaffenheit gemäß den DVGW-AB G 260, G 262 und den möglichenSonderbedingungen des Netzanschlussvertrages herangezogen. Anhand von Grenzwertenund Zeithysteresen erfolgt eine Freigabe oder Blockierung der Einspeisung.Zur Energiebilanzierung benötigt der Betreiber Angaben über den Brennwert deseingespeisten Gases, die eingespeiste Gasmenge sowie die daraus resultierendeEnergiemenge.Dazu wird dem Gasstrom im Ausgang der SNGEA erneut ein Teilstrom entnommen undmittels Messgasfördereinheit dem zweiten Kanal des PGC zugeführt. Der Brennwert, derWobbe-Index und die 12 wesentlichen Bestandteile des konditionierten SNG werden hiernochmal ermittelt.Das Modul Gasbeschaffenheitsmessung der SNGEA beinhaltet das Gasanalysensystem zurQualitätssicherung. Es sind alle relevanten Daten zur eichamtlichen Verrechnungsmessungbereitzustellen. Das Gasanalysensystem setzt sich aus folgenden Hauptkomponentenzusammen:Prozessgaschromatograph (PGC) mit integrierter Sauerstoff-MessungGasbeschaffenheitsmessung mit Feuchtemessgerät H2-/H2S und CH4-GehaltKalorimeter zur kontinuierlichen Brennwertmessungzusätzliche SauerstoffmessungDie Messgasabgriffe erfolgen im Ein- und Ausgang der SNGEA. Die Analysengeräte werdenkontinuierlich mit Messgas versorgt.Die Analysengeräte sind mit einer automatischen Kalibrierung auszustatten. Die variablenZeitintervalle sind aufeinander abzustimmen. Der Füllstand der Kalibrier- undTrägergasflaschen ist zu überwachen und mit einer Min.-Meldung zu versehen.Das Gasanalysensystem ist mit allen für eine eichamtliche Abnahme notwendigenDokumenten, Beglaubigungen, etc. zu liefern. Das System ist so aufzubauen, dass einlängerer Stillstand der Einspeisung von Biomethan in den Netzanschluss nicht zu Störungenoder zu hohen Kalibrier- bzw. Trägergasverbräuchen führt. Die Sicherstellung dieserForderung muss vollautomatisch ablaufen.EMSRDie EMSR-Technik für eine Einspeiseanlage besteht in der Regel aus den folgendenPunkten:- Blitzschutz, Erdung, Potentialausgleich- Einspeisung, Niederspannungshauptverteilung NSHV- Überspannungsschutzsystem (ÜSS), USV-Anlage- Steuerung, SPS-Programm, Visualisierung- Messtechnik und InstrumentierungJede einzelne Position erfordert eine detaillierte Ausarbeitung und soll daher nicht Bestanddieser Potenzialanalyse sein.Verdichter2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 32 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienDie Verdichtung ist komplett redundant auszuführen. Sollte ein Verdichter ausfallen, so kannder zweite Verdichter gestartet werden und quasi stoß-frei die weitere Verdichtungrealisieren. Die Verdichter sind jeweils in separaten Betongebäuden mit eigenerNiederspannungs- und Automatisierungstechnik auszuführen.Die Verdichter regeln die anstehende Menge auf einen von der Automatisierung vorgegebenEnddruck. Um auch Kleinstmengen fördern zu können, ist ein Bypass vorzusehen.Es hat eine Absicherung gegen unzulässige Druckunterschreitung am Verdichtereingang(P U , min ) sowie gegen Eindringen von Außenluft mittels eines Mindestdruckbegrenzers zuerfolgen. Die Absicherung gegen unzulässige Drucküberschreibung am Verdichterausgang(P D,max ) wird mittels eines Maximaldruckbegrenzers sichergestellt. Außerdem erfolgt eineAbsicherung der Gasaustrittstemperatur gegen unzulässige Temperaturüberschreitung amVerdichterausgang (T D, max ) mittels eines Temperaturbegrenzers.3.2.2 Nutzung von SNG als TreibstoffSynthetisch hergestelltes Gas muss in seiner Beschaffenheit dem DVGW Regelwerk G260entsprechen, bevor es in das Erdgasnetz eingespeist werden kann. Dadurch wirdsichergestellt, dass SNG hinsichtlich des Wobbe-Index, des Heizwerts sowie der relativenDichte den Werten von Erdgas entspricht. Es wird daher im folgenden Kapitel nicht explizitauf SNG als Treibstoff eingegangen, sondern auf Erdgas. Des Weiteren ist sicherzustellen,dass Erdgas bzw. SNG, welches als Kraftstoff für Fahrzeuge genutzt wird, in seinerZusammensetzung der DIN 51624 zu entsprechen hat.Vor dem Hintergrund immer strenger werdender Vorgaben zur Reduktion derSchadstoffemissionen, stehen die Automobilhersteller unter immer größerem Druck, dieVorgaben einzuhalten bzw. zu erreichen. Dies hat zur Folge, dass immer mehr Budget in dieEntwicklung von alternativen Antriebstechnologien investiert wird.Die Europäische Union hat sich das Ziel gesetzt den CO 2 Ausstoß von neuzugelassenen Fahrzeugen von 2012 bis 2015 sukzessiv auf 130 g/km zu reduzieren.Bis zum Jahre 2020 soll der CO 2 Ausstoß auf 95 g/km reduziert werden. Vergleichtman diese Richtwerte mit den aktuellen CO 2 Ausstoß ausgewählter Hersteller in dernachfolgenden Tabelle, so wird deutlich, dass alle aufgelisteten Hersteller enormemAufholbedarf bezüglich der Reduktion von CO 2 haben.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 33 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienTabelle 5: : Durchschnittlicher CO2-Ausstoß, basierend auf den PKW – Neuzulassungen in Deutschlanddes Jahres 2009 [7]Zwar konnte der CO2 Ausstoß teilweise bereits um bis zu 20% reduziert werden, aberbesonders im hochpreisigen Segment der Hersteller Audi, BMW, Mercedes und Porschewird deutlich, dass das Ziel von 130 g/km bzw. 95 g/km noch lange nicht erreicht ist. Fazit:Die Automobilindustrie steht unter Handlungszwang.Alternative Konzepte wie z.B. der Elektroantrieb sind momentan noch nicht so weitentwickelt, dass der CO 2 Ausstoß bedeutend reduziert werden könnte. Es wird frühestenszum Jahre 2020 damit gerechnet, dass Elektrofahrzeuge einen entsprechenden Marktanteilhaben werden. Voraussetzung hierfür wäre natürlich, dass der dafür notwendige Strom auserneuerbaren Energien produziert wird.Ungefähr 23% der chemischen Energie des Kraftstoffes können effektiv zum Antrieb desFahrzeugs benutzt werden. Die restlichen 77% gehen über thermodynamische Prozesse imMotor, aufgrund von Reibung und der elektrischen Abnehmer usw. verloren.Die Fahrzeughersteller verfolgen daher momentan den Trend des sogenannten Downsizings- Hubraumverkleinerung bei gleichzeitiger Turboaufladung und Verdichtung des Kraftstoffes.Dadurch wird die Effizienz des Motors erhöht und gleichzeitig die Schadstoffemissionreduziert. Diesem Trend sind allerdings Grenzen gesetzt. Auf der einen Seite generiert dieAusstattung der Fahrzeuge mit Turboladern zusätzliche Kosten, die wiederum denAnschaffungspreis in die Höhe treiben. Auf der anderen Seite steigen durch das Downsizingdie Stickoxid-Emissionen bei Dieselfahrzeugen. Die Reduktion von Stickoxiden erfolgt durchselektive katalytische Reduktion mittels Harnstoff, was sich letztendlich ebenfalls imAnschaffungspreis wiederspiegeln wird. Zusätzlich kann Benzin nur bis zu einem gewissenGrad verdichtet werden. Wird dieser überschritten, kann dies zu ungewollten Druckspitzen -sog. Klopfen - im Brennraum führen und diesen zerstören.Erdgas, das sehr ähnliche Eigenschaften in der Verbrennung aufweist wie Benzin, kann alsSubstitut für dieses eingesetzt werden. Die geringere Energiedichte wird durch die bessereKomprimierbarkeit von Erdgas (CNG) wieder ausgeglichen. Erdgas besitzt gegenüberBenzin eine höhere Oktanzahl, hat somit eine höhere Klopffestigkeit und kann entsprechendstärker verdichtet werden ohne dass ungewollte Druckspitzen auftreten.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 34 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienKraftstoffOktanzahlSuperbleifreiAutogasE8595 ROZ103 - 111 ROZ104 ROZErdgas120 – 130 ROZTabelle 6: Oktanzahl unterschiedlicher Kraftstoffe [7]Entsprechend kann der Trend des Downsizings bei Erdgas noch weiter ausgebaut werden.Erdgas kann daher effektiv den Wirkungsgrad von Fahrzeugen erhöhen und gleichzeitigSchadstoff-Emission reduzieren.„In der Treibhausgasbilanz (THG-Bilanz) von Fahrzeugantrieben werden die Emissionenvon Treibhausgasen wie Methan oder CO 2 von der Rohstoffquelle (englisch: „well“) über denFahrzeugtank („tank“) bis zum Antrieb („wheel“) bilanziert, also Well-to-Wheel (WTW). DieTreibhausgasemissionen werden anschließend in CO 2 -Äquivalente (CO 2 äq)umgerechnet.“(Quelle: Deutsche Energie-Agentur GmbH: Erdgas und Biomethan imzukünftigen Kraftstoffmix 01/2010)Abbildung 18: THG-Emission unterschiedlicher Kraftstoffe [7]Es wird deutlich, dass mit Erdgas die THG-Emissionen, verglichen mit Benzin um bis zu 24%und im Vergleich mit Diesel um bis zu 21% reduziert werden können. Wird anstelle vonkonventionellem Erdgas Bio-Erdgas genommen, ist eine CO 2 Reduktion von 40% imVergleich zu Benzin realisierbar. Eine Studie der Fa. Bosch und der Universität Duisburg-Essen zeigt, dass ein turbogeladenes Erdgasfahrzeug, das mit einem Bio-Erdgasanteil von20% fährt, bereits heute einen CO 2 Ausstoß von 83 g/km erreichen kann und somit unterdem Zielwert des Jahres 2020 liegt. Erdgas bietet außerdem den Vorteil, dass nicht der volleEnergiesteuersatz anfällt, sondern bis zum Jahre 2018 eine Begünstigung auferdgasbetrieben Fahrzeuge bestehen bleibt.Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass Erdgas aus erneuerbaren Energien imVergleich zu den konventionellen Treibstoffen das meiste Potenzial besitzt, um dieumweltpolitischen Ziele der EU zu erreichen. Gleichzeitig ist Bio-Erdgas in der Lage2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 35 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energiendie technische Umsetzung, die zur Erreichung der Ziele notwendig ist, ohneerhebliche Mehrkosten zu realisieren. Durch die Substitution von Erdöl und Erdgasdurch Bio-Erdgas lassen sich die endlichen Ressourcen schonen.Scheinbar sind diese Vorteile von den Fahrzeugherstellern erkannt worden. Gemessen amGesamtmarkt beträgt der Anteil an Erdgasfahrzeugen zwar nur 0,2%. Der aktuelle Trendzeigt jedoch, dass mit einem Zuwachst an Fahrzeugen zu rechnen ist. So wuchs die Anzahlan Neuzulassungen in den ersten drei Monaten 2013 um 58%. Bis 2014 wird sogar mit einerVerdoppelung der Zulassungen gerechnet, da die Fahrzeugpalette der angebotenen Modelleum sieben Fahrzeuge erweitert wird.Der folgende Abschnitt soll an fünf Fahrzeugklassen verdeutlichen welches Einsparpotenzialdie Umstellung der Fahrzeugflotte von Diesel auf Erdgasfahrzeuge bedeutet. Die fünfgewählten Fahrzeugklassen stehen repräsentativ für die Fahrzeugflotte des WVN.Die entsprechenden Fahrzeuge (s. Tabelle) sind der VW Golf 7 in der Kompaktklasse, derVW Passat in der Mittelklasse, VW Caddy bei kleinen, T5 bei mittleren und der MB Sprinterbei großen Transportern. Es wird deutlich, dass der Erdgasverbrauch der drei erstgenanntenFahrzeuge ca. 15% geringer im Vergleich zum Diesel ist. Ausnahme bildet hier der MBSprinter, sein Erdgasverbrauch ist ca. 15% höher. Mit einem Erdgaspreis von 1,05 €/kg imVerhältnis zum Diesel von 1,37 €/l (Stand: 19.08.2013) wird die hieraus abgeleitete Ersparnis(ca. 35%) bei allen vier Modellen, sogar beim MB Sprinter (ca. 12%), deutlich.Fahrzeugklasse Kompaktklasse Mittelklasse Kleintransporter Mitteltransporter GroßtransporterFahrzeug VW Golf VW Passat VW Caddy VW T5 MB SprinterErdgas Diesel Erdgas Diesel Erdgas Diesel Erdgas Diesel Erdgas DieselVerbrauch [l/100km] 3,5 4,1 4,4 5,2 5,8 6,7 7,3 7,2 8,7 7,6Kraftstoffkosten pro 100 km 3,68 € 5,82 € 4,62 € 7,38 € 6,09 € 9,51 € 7,67 € 10,22 € 9,14 € 10,79 €Kraftstoff-ErsparnisErdgas zu Diesel2,15 € 37% 2,76 € 37% 3,42 € 36% 2,56 € 25% 1,66 € 15%CO2-Emission [g/100km] 94 106 119 137 157 171 187 190 238 201Steuern pro Jahr 28 € 190 € 46 € 244 € 134 € 312 € 194 € 369 € 292 € 391 €Steuer-ErsparnisErdgas zu Diesel162 € 85% 198 € 81% 178 € 57% 175 € 47% 99 € 25%* Erdgas- und Dieselpreis: Stand 19.08.2013 Erdgaspreis* [€/kg] 1,05 €Dieselpreis* [€/l] 1,42 €Tabelle 7: Einsparpotenzial unterschiedlicher FahrzeugeDies wird am Beispiel des VW Golf sehr gut sichtbar. Mit 94 g/km liegt der VW Golf weitunter dem vorgegebenen Richtwert der EU. Seine Steuer setzt sich somit nur aus demSockelbetrag zusammen und entspricht exakt dem zweifachen Wert des angegebenenHubraums. Die Steuerersparnis eines Erdgasfahrzeugs im Vergleich zum Dieselfahrzeugliegt bei 25% für den MB Sprinter und geht hoch auf 85% beim VW Golf 7.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 36 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienDie folgende Ersparnis ist pro Jahr durch die Umstellung von Dieselantrieb auf Erdgasantriebmöglich:Fahrzeugklasse KompaktklasseMittelklasse Kleintransporter Mitteltransporter GroßtransporterFahrzeug VW Golf VW Passat VW Caddy VW T5 MB SprinterLaufleistung km 15.00025.000 15.000 15.000 15.000Kraftstoff-ErsparnisErdgas zu Diesel 5.550,00 € 9.250,00 € 5.550,00 € 5.550,00 € 5.550,00 €Steuer-ErsparnisErdgas zu Diesel 162 € 198 € 178 € 175 € 99 €Gesamt-ErsparnisErdgas zu Diesel 5.712 € 9.448 € 5.728 € 5.725 € 5.649 €Tabelle 8: GesamteinsparungspotenzialIn Abhängigkeit vom Anschaffungspreis und der jährlich zurückgelegten Fahrleistung, solltedem Gedanken nachgegangen werden, dass durch die Umstellung der Fahrzeuge vonDiesel auf Erdgas Einsparpotenzial vorhanden ist. Der Anschaffungspreis für dievorgestellten Fahrzeuge wird in der unteren Tabelle nochmal zusammengefasst.Fahrzeugklasse Kompaktklasse Mittelklasse Kleintransporter Mitteltransporter GroßtransporterFahrzeug VW Golf VW Passat VW Caddy VW T5 MB SprinterErdgas Diesel Erdgas Diesel Erdgas Diesel Erdgas Diesel Erdgas DieselAnschaffungspreis - 20.000 € 33.200 € 28.000 € ca. 26000 26.000 € - 30.000 € 49.000 € 45.000 €Tabelle 9: Anschaffungspreis unterschiedlicher FahrzeugeDer Anschaffungspreis für den VW Golf als auch den VW T5 in der Ergdasversion konntenicht bestimmt werden, da es sich bei diesen beiden Modellen um noch nicht bestätigteFahrzeuge seitens Volkswagen handelt. Nach Aussage von Erdgasmobil ist es absehbar,dass die beiden Fahrzeuge in naher Zukunft auf dem Markt erhältlich sein werden.Ausgehend von der tatsächlich Laufleistung aller Fahrzeuge des WVN, die momentanbzw. zukünftig in der Erdgasversion erhältlich sein werden, würde der Betrieb jenerFahrzeuge Erdgas in Höhe von knapp 46.000 kg pro Jahr benötigen.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 37 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien4 Bewertung der technischen AlternativenIn den beiden Landkreisen Nordfriesland und Schleswig-Flensburg befinden sich insgesamt9.410 Anlagen der erneuerbaren Energien. Davon sind 5013 Windkraft-, 4262 Photovoltaikund135 Biogasanlagen. Zusammen erzeugen diese Anlagen knapp 4,8 TWh Strom. Diesentspricht in etwa 180% des notwendigen Energiebedarfs der beiden Landkreise. Somitwären die beiden Landkreise in der Lage den Energiebedarf nur mit EE zu sicherzustellen.Dieser Punkt belegt, dass eine erhebliche Überschussmenge an EE erzeugt wird. Ziel derLandesregierung Schleswig-Holsteins ist der Ausbau der EE auf 300% des benötigtenStroms.Neben der regenerativen Infrastruktur sind Netzkopplungspunkte für Gas in Form vonGasübernahmestationen an den HD- Gasleitungen bzw. Gasverteilnetzen und für Strom inForm von Umspannwerken vorhanden. Regionale Überschussmengen der regenerativenEnergien (Strom, Gas) gefährden den reibungslosen Betrieb der Netze. Jede Aktion dieÜberschüsse zu kappen ist positiv zu bewerten. Die Frage wie und mit welchen Konzeptenbleibt derzeit unbeantwortet.Möglichkeiten bieten die in Kapitel 3 beschrieben technischen Alternativen, die im Folgendennäher bewertet werden sollen.Die folgenden Zusammenstellungen zeigen beispielhaft Konzepte bzw. Möglichkeiten, diesich derzeit in Demo- bzw. Pilotprojekten befinden. Die entsprechenden spezifischen Datenbzw. die Kosten sind in den tabellarischen Zusammenstellungen dargelegt. Die Problematikfür einige Alternativen konkrete Kosten zu ermittelt, beruht auf der Tatsache, dassKostenangaben für Demo- bzw. Pilotprojekte nicht repräsentativ oder aber entsprechendeInformationen auf dem Markt nicht verfügbar sind bzw. nur geschätzt werden können.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 38 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien4.1 Verfügbarkeit, Anwendbarkeit, Kostenabschätzung der AlternativenKostenbetrachtung Brennstoffzelle Anwendungsbereich Hausenergie Strom/WärmeAnschlussleistung1 - 1,5 kW elektr. / 1 - 2 kW therm.Wirkungsgrad gesamt 0,8 - 0,9BetriebsmediumErdgas / BiomethanAnlagenbestandteile/KomponentenBrennstoffzellenaggregatEMSR - AutomatisierungSchutzeinrichtungKühlung/Spüleinrichtung/NebenaggregateInvestitionskosten [€] 25.000 - 40.000 €Wartungskosten [€/a] 1.500 - 2.500 €/aspez. Invest-Kosten [€/kW instal.]Fazit Im Zuge des Demo-Projektes Callux waren 2012 ca. 230 Anlagen mit einer kummulierten Laufzeit von 1 Mio. Bh in Betrieb.Eine Wirtschaftlichkeitsbewertung ist auf dieser geringen Datenbasis nicht aussagekräftig.VorteileGeringer InvestitionsbedarfKompakte BauweiseKann zur Erzeugung von Stromund Wärme im Haus genutztwerdenKann mit Erdgas bzw. Biomethanbetrieben werdenNachteileAnwendung momentan nur inDemoprojekten.Keine Massen- bzw.SerienfertigungWirtschaftlichkeitsbetrachtungnicht aussagekräftigIn Abhängigkeit vom Wirkungsgradhohe spez. InvestitionskostenTabelle 10: Vor- und Nachteile Brennstoffzelle KWK2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 39 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienKostenbetrachtung Brennstoffzelle Anwendungsbereich stationäre Brennstoffzelle / KWKAnschlussleistung50 - 500 kW elektr. / modulartig > 1 MWWirkungsgrad gesamt 0,85 - 0,9BetriebsmediumWasserstoff / Erdgas / BiomethanAnlagenbestandteile/Komponenten Anwendungsbereich stationäre Brennstoffzelle / KWKAnschlussleistung100 kW elektr. / 120 kW therm.Brennstoffzellenaggregat Wirkungsgrad gesamt 0,9Einspeisung/Trafostation Betriebsmedium Erdgas / BiomethanEMSR - Automatisierung Hersteller FUJI - ElectricSchutzeinrichtung TYP PAFC FP-100Kühlung/Spüleinrichtung/NebenaggregateEinhausung/GebäudeInvestitionskosten [€] 750.000 €Wartungskosten [€/a] k.A.spez. Invest-Kosten [€/kW instal.] 7.500 €Fazit Stationäre Brennstoffzellen befinden sich in größerer Stückzahl in Japan / USA / Canada in Betrieb.Erste Erfahrungen in Deutschland gehen über Demo - Vorhaben im KWK - Bereich hinaus.In Nischen - Anwendungen (Brandschutztechnik/Netzersatzanlagen) konnte sich diese Technologie bereits etablieren.Eine Wirtschaftlichkeitsbewertung ist auf dieser geringen Datenbasis nicht aussagekräftig.VorteileHoher WirkungsgradKann mit H2 als auch mit Erdgasbzw. Biomethan betrieben werdenNachteileHoher InvestitionsbedarfPraxiserfahrung nur im AuslandvorhandenAnwendung in Deutschlandmomentan nur im NischenbereichWirtschaftlichkeitsbetrachtungaufgrund geringer Datenbasisnicht möglichAnlagenleistung nur modularausbaubarTabelle 11: Vor- und Nachteile Brennstoffzelle – stationär2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 40 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienKostenbetrachtung SNGEA Anwendungsbereich Hausenergie Strom/WärmeAnlagenleistung350 Nm³/hBetriebsmediumSNG / BiomethanAnlagenbestandteile/KomponentenGasbeschaffenheitsmessung/Konditionierung 490.000,00 €Gasfilter/Abscheider/Stationseingang 58.000,00 €Gasvolumenmessung 73.500,00 €Verdichter/Puffer/Steuerluft 1.670.000,00 €Kühlung/Spüleinrichtung/Nebenaggregate 34.000,00 €Einspeisung/Trafostation/Installation 87.000,00 €EMSR - Automatisierung 600.000,00 €SchutzeinrichtungEinhausung/Gebäude 175.000,00 €Baustelle/Inbetriebnahme/Abnahme 245.000,00 €Investitionskosten [€] 3.432.500,00 €Wartungskosten [€/a] 40.000 - 60.000 €Fazit Die Umwandlung von Wasserstoff und anschließende Einspeisung von SNG (synthetisches Methan) erfolgt unter denbekannten gleichen Rahmenbedingungen wie bei Biomethan.VorteileAnlagenleistung individuellKann mit SNG oder Biomethanbetrieben werdenSämtliche Komponenten sind inSerie am Markt verfügbarPraxiserfahrungen ausDeutschland ist vorhandenWirtschafltichkeitsbetrachtungließe sich realisierenNachteileSehr hohe InvestitionskostenBei Einspeisung von SNG istMethanisieung notwendigGasverteilnetz bzw.Gastransportleitung sollte in derNähe vorhanden seinTabelle 12: Vor- und Nachteile SNGEA2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 41 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienKostenbetrachtung WEA Anwendungsbereich Hausenergie Strom/WärmeAnlagenleistung200 Nm³/hBetriebsmediumWasserstoffAnlagenbestandteile/KomponentenGasbeschaffenheitsmessung/Konditionierung 147.000,00 €Gasfilter/Abscheider/Stationseingang 35.000,00 €Gasvolumenmessung 73.000,00 €Verdichter/Puffer/Steuerluft 1.850.000,00 €Kühlung/Spüleinrichtung/Nebenaggregate 91.000,00 €Einspeisung/Trafostation/Installation 86.000,00 €EMSR - Automatisierung 244.000,00 €SchutzeinrichtungEinhausung/Gebäude 215.000,00 €Baustelle/Inbetriebnahme/Abnahme 160.000,00 €Investitionskosten [€] 2.901.000,00 €Wartungskosten [€/a] 40.000 - 60.000 €Fazit Die Einspeisung von Wasserstoff als Zusatzgas in die öffentlichen Gasversorgung erfolgt nach GasNZV analog derEinspeisung von Biomethan. Die höheren Invest. - Kosten resultieren aus strengeren techn. Anforderungen/Wasserstoff.VorteileAnlagenleistung individuell, inAbhängigkeit vom KundenwunschrealisierbarSämtliche Komponenten sind inSerie am Markt verfügbarWirtschafltichkeitsbetrachtungließe sich realisierenNachteileKann nur mit Wasserstoffbetrieben werden.Sehr hohe InvestitionskostenKaum PraxiserfahrungWasserstoffeinspeisungbeschränkt auf 5%Tabelle 13: Vor- und Nachteile WEA2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 42 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienKostenbetrachtung Elektrolyse Anwendungsbereich Hausenergie Strom/WärmeAnlagenleistungca. 5 MW / 1000 Nm³/h H2Anlagenbestandteile/KomponentenTrafostation/InstallationWasseraufbereitung / Gastrocknung / KühlsystemeMesstechnische AusstattungEMSR - AutomatisierungVerdichter/Puffer/SteuerluftSpüleinrichtung/NebenaggregateSchutzeinrichtungEinhausung/GebäudeInbetriebnahme/AbnahmeInvestitionskosten [€] ca. 5 Mio. €Betriebskosten[€/a]spez. Invest-Kosten [€/kW instal.]Fazit Der Einsatz von Elektrolyseuren zur Produktion von Wasserstoff aus regenerativen Strom erfolgt in ersten Projekten.Angegebene Daten zu Investitions- und Betriebskosten unterliegen einer erheblichen Dynamik.VorteileErste Erfahrung in Demo -ProjektenNachteileGeringe Erfahrungen ausbestehenden Projekten verfügbarAnlagenleistung nur modularausbaubarInvestitionsbedarf undBetriebskosten im MomentunbekanntTabelle 14: Vor- und Nachteile Elektrolyse2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 43 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienKostenbetrachtung Methanisierung Anwendungsbereich Konvertierung H2 --> MethanAnlagenleistung6 MW / 165 Nm³/h Methan / SNGWirkungsgrad> 0,54 (angestrebt)Betriebsmedium Wasserstoff / CO2 im Verhältnis 1 : 5Anlagenbestandteile/KomponentenStationseingang/Gasfilter/AbscheiderGasbeschaffenheits-/VolumenmessungMethanisierungsreaktorVerdichterKühlung/NebenaggregateTrafostation/InstallationEMSR - AutomatisierungSchutzeinrichtungEinhausung/GebäudeBaustelle/Inbetriebnahme/AbnahmeInvestitionskosten [€] > 10 Mio. €Betriebskosten [€/a] k.A.Fazit Nach Inbetriebnahme der Anlage in 06/2013 soll die Einspeisung von SNG im Herbst 2013 beginnen.Erfahrungswerte / Kennwerte zur Wirtschaftlichkeit liegen derzeit noch nicht vor.VorteilePilotprojekt in Emsland gestartetSNG soll ab Herbst 2013eingespeist werdenNachteileInvestitionskosten nur abschätzbarGeringer WirkungsgradCO2 notwendig; CO2 Quellemuss in der Nähe seinWirtschaftlichkeitsbetrachtungaufgrund geringer Datenbasisnicht möglichTabelle 15: Vor- und Nachteile SNGDie nachfolgende Abbildung verdeutlicht die Gestehungskosten [c€/kWh] von SNG inAbhängigkeit von den Betriebsstunden. Es wird ganz deutlich, dass die Methanisierung nurdann effizient läuft, wenn die dafür vorgesehene SNG-Anlage unter Volllast betrieben wird.Sinkende Betriebsstunden haben steigende Gestehungskosten von SNG zur Folge.Dementsprechend macht eine solche Anlage nur dann Sinn, wenn der Betrieb unter Volllastgewährleistet werden kann.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 44 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienAbbildung 19: Gestehungskosten von SNG2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 45 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienKostenbetrachtung H2 - Tankstelle Anwendungsbereich H2 - BetankungAnschlussleistungAnlagenbestandteile/KomponentenGasbeschaffenheitsmessung/KonditionierungGasfilter/Abscheider/StationseingangGasvolumenmessungVerdichter/Puffer/SteuerluftKühlung/Spüleinrichtung/NebenaggregateEinspeisung/Trafostation/InstallationEMSR - AutomatisierungSchutzeinrichtungEinhausung/GebäudeBaustelle/Inbetriebnahme/AbnahmeInvestitionskosten [€] 1 - 1,5 Mio €Betriebskosten[€/a]spez. Invest-Kosten [€/kW instal.]Fazit Derzeit sind in Deutschland ca. 25 Wasserstofftankstellen in Betrieb. Ausbau auf 50 Anlagen bis 2015 ist in Vorbereitung.VorteileErste Praxiserfahrug vorhandenKann als Kompaktanlage installiertwerdenAusbau auf insgesamt 50 Anlagenbis 2015NachteileSehr hohe InvestitionskostenKaum H2 Abnehmer / FahrzeugevorhandenTabelle 16: Vor- und Nachteile H2 Tankstelle2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 46 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienKostenbetrachtung SNG / CNG - Tankstelle Anwendungsbereich Betankung PKW / LKW / BusAnlagenbestandteile/Komponenten Betankung PKW / LKW / Bus Betankung PKWAnlagenleistung 1500 Nm³/h 250 Nm³/hGasbeschaffenheitsmessung/KonditionierungGasfilter/Abscheider/StationseingangGasvolumenmessungVerdichter/Puffer/SteuerluftKühlung/Spüleinrichtung/NebenaggregateEinspeisung/Trafostation/InstallationEMSR - Automatisierung - KassensystemBetankungslinienEinhausung/GebäudeBaustelle/Inbetriebnahme/AbnahmeInvestitionskosten [€] 500.000 € 175.000 €Betriebskosten [€/a] 25.000 - 30.000 € 20.000 - 25.000 €Fazit Derzeit sind ca. 800 Erdgastankstellen bei ungefähr 100.000 Fahrzeugen in Betrieb. Die bestehende Technologieeignet sich vollumfänglich auch zur Betankung von SNG.VorteileInvestitionskosten überschaubarUnterschiedliche AnlagenkonzepterealisierbarNotwendige Technik istvorhanden.Mobile Tankstelle kann flexibel denStandort wechselnNachteileErfordert Abnehmer / Fahrzeugefür SNG/CNGKaum CNG/SNG Abnehmer /Fahrzeuge vorhandenTabelle 17: Vor- und Nachteile SNG TankstelleZusammengefasst lässt sich festhalten, dass die Marktverfügbarkeit der vorgestelltentechnisch machbaren Varianten momentan nicht zu 100% gewährleistet werden kann.Vielmehr lassen sich die möglichen Modelle in 3 Gruppen einteilen.Konzepte wie die Wasserstoffeinspeiseanlage (WEA), die Einspeiseanlage für synthetischesErdgas (SNGEA) sowie SNG- und H 2 -Tankstellen sind aufgrund analoger Technik bereitsvorhandener Biogaseinspeiseanlagen bzw. Erdgastankstellen realisierbar, jedoch noch nichtauf dem Markt verfügbar.2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 47 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienBrennstoffzellen für die Hausenergie und für den stationären Betrieb werden in Deutschlandim Moment nur in Demoprojekten bzw. Nischenanwendungen eingesetzt. Die Anbieter dieserTechnologie befinden sich im frühen Stadium der Markteinführung. Wirklich interessierteNutzer können bei eingeschränkter Aussagekraft zu den Kosten und Wirtschaftlichkeitderartige Projekte umsetzen.Wasser-Elektrolyse bzw. Methanisierung von Wasserstoff bilden die letzte Gruppe. Hier gibtes ebenfalls bereits erste Pilotprojekte in Deutschland. Eine Marktreife der beidenAlternativen ist noch nicht vorhanden.Sämtliche Anlagenkonzepte sind mit erheblichen Investitionen verbunden und das beigroßen Kostenunsicherheiten. Mögliche Kostensenkungspotenziale sind im aktuellenStadium noch nicht bewertbar. Es ist zu erwarten, dass in den kommenden Jahren nebendeutliche Kostenreduzierungen auch wesentliche technische Optimierung und damitdeutliche Steigerungen der technischen Verfügbarkeit der Anlagen erreicht werden können.Ein Geschäftsmodell mit dessen Hilfe zu mindestens ein „Return on Invest“ (ROI) kalkuliertwerden kann, existiert momentan ebenfalls noch nicht.4.2 Priorisierung der bewerteten AlternativenBevor eine Priorisierung der beschriebenen Alternativen vorgenommen wird, solltesichergestellt sein, dass die vorhandene Technik Wasser/Abwasser und dievorhandene technische Betriebsausstattung inkl. Heizung und Fuhrpark im Hinblickauf deren Energieeffizienz optimiert ist.Ungefähr 6.000 Wasserwerke produzieren in Deutschland ca. 10 Mio.m³ Trinkwasser amTag. Die noch nicht ausgeschöpften Effizienzreserven belaufen sich auf ca. 20%. [10].Pumpen bilden an dieser Stelle das wichtigste Element im Energieverbrauch einesWasserwerks. Die Auslegung der Pumpen auf den optimalen Betriebspunkt, anstelle einerÜber- bzw. Unterdimensionierung kann dazu beitragen den Wirkungsgrad und somit dieEffizienz der gesamten Prozesskette zu optimieren. Durch die Bewirtschaftung vonSpeichern, mittels einer gezielten Nachtförderung, wenn der Strom günstiger ist, sind weiteEffizienzsteigerungen bzw. Kosteneinsparungen möglich.Ähnliches gilt für Kläranlagen. Diese sind laut Bundesministerium, mit einem Anteil von mind.20%, die wesentlichen kommunalen Stromverbraucher. Den größten Energiebedarf besitzenan dieser Stelle die Belüftung der Anlage und die Pumpen. Die Modernisierung dieserKomponenten kann effektiv dazu beitragen die Anlageneffizienz zu erhöhen. DerEnergieverbrauch, der für die Reinigung des Abwassers bereitgestellt wird, ist geringer alsdie Energie, die sich in dem Abwasser befinden. Die darin gebundene Wärmemenge sollteals Wärmerückgewinnung genutzt werden. Ebenfalls sollte das in der Kläranlageentstehende Faulgas mitgenutzt werden um die Effizienz zu erhöhen.Kosten, die durch die Modernisierung der Wasserwerke und Kläranlagen entstehen, würdensich durch die gesunkenen Stromkosten innerhalb von 13 Jahren amortisieren. [11]2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 48 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienDie Nutzung einer Brennstoffzelle mit Kraft-Wärme-Kopplung ist aus Sicht dertechnologischen Verfügbarkeit sowie unter Berücksichtigung wirtschaftlicher Aspekteeine Alternative, deren Umsetzbarkeit intensiver geprüft werden sollte.Alle anderen Konzepte entbehren aufgrund sehr hoher Investitionskosten bei gleichzeitighohen Kostenunsicherheiten und fehlenden Geschäftsmodellen, jeder wirtschaftlichenGrundlage.Der WVN Fuhrpark ließe sich für die 11 PKWS und für die anderen 21Transporter aufandere Treibstoffe wie CNG und LPG umstellen.Die gesamte Menge Diesel, die durch die insgesamt 32 Fahrzeuge verbraucht wurde beträgt56.260l. Dies entspricht einem CO 2 -Ausstoß von 147.901 kg CO 2 bei 2,62 kg/l Diesel. Derdurchschnittliche Kraftstoffverbrauch eines Fahrzeuges liegt bei ca. 10l/100km. Ein kgErdgas entspricht in etwa 1,3 Liter Diesel. Somit ergäbe sich für 56.260 l Diesel eineäquivalente Erdgasmenge von 43.280 kg Erdgas. Bei einem CO 2 Ausstoß von 2,23 kg/kgErdgas ergibt sich ein Wert von 96.510 kg (=66%).Durch die Erdgas-Umstellung der 32 Fahrzeuge ließen sich rund 35% CO 2 Emissioneneinsparen. Der in den Bestandsdaten eingetragene Betrag von 190.400t CO 2 erscheint andieser Stelle etwas viel und sollten seitens WVN nochmals kontrolliert werden.Als alternativer Schritt könnte die Anschaffung von Elektro- anstelle von Diesel-Fahrzeugenbetrachtet werden. Sowohl im Bereich der PKW als auch im Bereich der kleinerenTransporter gibt es seitens der Automobilhersteller technische Alternativen. Solch einKonzept als Kombination aus Elektro-Fahrzeugen und einer Elektro-Tankstelle mitBatteriespeicher kann zur Flexibilisierung genutzt werden. In Zeiten von Hochlast ließe sichdie überschüssige Strommenge in den Fahrzeugen und dem Batteriespeicherzwischenpuffern und im Bedarfsfall abrufen. Sofern der dazu bereitgestellte Strom komplettaus EE stamm, würde der CO 2- Ausstoß 0 kg betragen = „zero emission“. Solch einFlexibilisierungskonzept könnte möglicherweise vom regionalen Energieversorgungs-Unternehmen gesponsert werden.Eine weitere Möglichkeit CO 2 zu reduzieren liegt im Einkauf von grünem Strom anstelle vondem konventionellen Drittelmix. Die dazu notwendigen Zertifikate würden ca. 2000 € kostenund somit in einem erträglichen Rahmen liegen. Vorstellbar wäre auch der Direktbezug vonBiogasstrom vom Erzeuger. Im Eigengebrauch würde diese Energiemenge dann nahezuCO 2 -neutral verwendet werden.Klar sind derzeit folgende Bewertungen:• jeder Einfluss zur Nutzung von Energie in Zeiten hohen Aufkommens ist unbedingtpositiv• eine vollständige Entkopplung der örtlichen und zeitlichen Nutzung vonregenerativem Strom bedeutet Investition in zusätzliche Technologie und/oderorganisatorische Änderung des Betriebsregimes der Prozesstechnik• Strom sollte solange wie möglich im Stromnetz zu direkten Verwendung verbleiben• eine Pufferung von regenerativem Strom durch Direkteinspeisung von Wasserstoffals Zusatzgas zum Erdgas hat Vorrang vor einer zusätzlichen Methanisierungerzeugter WasserstoffmengenDie biotechnologische Verfahrenstechnik befasst sich ebenfalls mit der Produktionvon Wasserstoff mit Hilfe von Algen bzw. Bakterien. Derartige verfahrenstechnischeAnlagen passen prozesstechnisch zum Umfeld der Abwasserreinigung und2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 49 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienAufbereitung. Unter Umständen lassen sich mit den richtigen Projektpartnern solcheTechnologien weiter entwickeln bzw. in Demoprojekten vorantreiben. In Schleswig-Holstein wird an der Uni Kiel und Lübeck bereits an solchen Projekten gearbeitet.Industrielle Partner, die an einer Entwicklung der Anwendungstechnik arbeiten, sindebenfalls vorhanden. In dieser Hinsicht sollte untersucht werden, obKooperationsmöglichkeiten vorhanden sind.In einer von der Bundesregierung initiierten Untersuchung soll der Deutsche Verein des GasundWasserfaches (DVGW) abschätzen wie hoch der technische Aufwand beim Vergleichder drei grundsätzlichen Alternativen Elektrofahrzeuge / Pumpspeicherkraftwerk / Power-2-Gas zur Speicherung von 10% Spitzlaststrom aus dem Jahre 2030 sein wird.Vor dem Hintergrund der zu erwartenden Kosten für Investition und Betrieb leidet auch diePolitik unter immenser Unschlüssigkeit, welche Maßnahmen ergriffen werden sollten, umden Überschuss an Strom zwischen zu speichern.Eine Abschätzung über den möglichen Einfluss und den damit verbundenen technischenAufwand beim Vergleich der grundsätzlichen Alternativen Elektro-Fahrzeuge /Pumpspeicherwerke / P2G zur Speicherung von Strom bietet folgende Darstellung desDVGW.Ziel dieser Betrachtung ist es mit Bezug auf das Jahr 2030 mindestens 10 % der WINDerzeugten regenerativen Strommenge über die alternativen Wege Treibstoff/Pumpspeicherund/oder Power-2-Gas zu puffern. Dabei wird noch unterschieden zwischen denerzeugbaren Strommengen durchschnittlicher Winter- bzw. Sommertage.Tabelle 18: Vergleich unterschiedlicher SpeicheralternativenElektroauto"V2G"Pumpspeicher"Goldisthal"Tabelle 19: Monetäre Darstellung der drei SpeicheralternativenWasserstoff-EletrolyseurInvestitionskosten 40.000 € 1 Mrd. € 5 Mio. €Menge Winter 4,2 Mio. PKW 12 PSKW 830 ELYsSumme Winter 168 Mrd. € 12 Mrd. € 4,2 Mrd. €2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 50 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienDie Speicherkapazität der Elektrofahrzeuge - vehicle to grid (V2G) - liegt bei 30 kWh / PKW,die Aufnahmeleistung beträgt 6kW / PKW. Um 10% der Last im Jahre 2030 zu puffern wärenan einem Sommertag 1. Mio. Fahrzeuge notwendig. An einem Wintertag sogar 4,2 Mio.Fahrzeuge. Bei einem Durchschnittspreis von 40.000 € liegt das Investitionsvolumen bei 40Mrd. bzw. 168 Mrd. Euro.Selbiges Prinzip kann beim PSKW Goldisthal angewendet werden. Das PSKW besitzt eineSpeicherkapazität von 8,5 GWh und eine Aufnahmeleistung von 500 MW. Nachts, wenn dieNachfrage nach Strom und somit auch der Preis sinkt, sollte der Füllstand hochgefahrenwerden. Tagsüber, wenn die Nachfrage und der Preis wieder steigen, kann die alsLageenergie gespeicherte Menge Wasser in Strom umgewandelt werden. Um 10% der Lastzu kappen würden im Sommer 6 und im Winter sogar 12 PSKW in der GrößenordnungGoldisthal benötigt werden. Die erforderlichen Investitionsvolumina für ein PSKW liegen beica. 1 Mrd. €. Um die Last im Winter puffern zu können ist somit ein Investitionsvolumen vonca. 12 Mrd. € notwendig.Für die Pufferung von 10% EE aus dem Jahre 2030 werden insgesamt 200 bzw. 830Elektrolyseure benötigt. Das Investitionsvolumen für eine Elektrolyseanlage wird aus derunteren Abbildung ersichtlich. Sie zeigt welche Kosten bei einer kompletten Power-2-GasAnlage entstehen. Neben der reinen Elektrolyseanlage wird weitere Peripherie wieVerdichter, Gebäude, Speicher und Einspeiseanlage benötigt. Der Preis für eineElektrolyseanlage beträgt 5 Mio. € Das Investitionsvolumen für die Pufferung im Winter liegtsomit bei ca. 4,2 Mrd. €.Abbildung 20: Investitionskostenverteilung Power-2-Gas2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 51 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien4.3 Abschließendes FazitDie Frage nach der Wirtschaftlichkeit einer Wasserstoff-Einspeisung kann derzeit nichtpositiv beantwortet werden. Die immensen Investitionskosten in Verbindung mit nichtbelastbaren Abschätzungen zukünftiger Kostensenkungseffekte, die fehlendenGeschäftsmodelle als Grundlage hinreichender Anlagenauslastungen und darausresultierenden hohe Bereitstellungskosten bieten derzeit keine Argumente für eine positiveInvestitionsentscheidung.Eine Möglichkeit zur Vergütung entsprechender Strom- oder Gasmengen oberhalb desmarktüblichen Strompreises ist nicht gegeben.Auf Grundlage der zusammengetragenen Ergebnisse kann eine mögliche Rangfolge derbeschriebenen Arbeitspakete wie folgt beschrieben werden:• Optimierung der betrieblichen Energieeffizienzo Vervollständigung des Verbrauchskatasters für alle Betriebsbereicheo Ermittlung/detaillierte Betrachtung der Hauptverbrauchero Optimierung Hauptverbraucher• Betriebsregimeo Detailierung möglicher Tarifierung (HT/NT)o Potentiale einer zeitlichen Verschiebung des Stromverbrauchso in Richtung regenerative Angebotsspitzeo in Richtung NT-Zeiteno Abschätzung des möglichen Einflusseso Klärung der Übernahme entstehender Kosteno Kostenermittlung und Wirtschaftlichkeitsbetrachtung• Wasserstoffnutzung im Heizbetriebo Prüfung der Möglichkeiten zum Einsatz einer KWK-Brennstoffzelle aufErdgas-Basiso Abschätzung des möglichen Einflusseso Klärung der Übernahme entstehender Kosteno Kostenermittlung und Wirtschaftlichkeitsbetrachtung• Wasserstoff im Prozess der Wasseraufbereitung/Abwasserreinigungo Untersuchung der Möglichkeiten zur Produktion von Wasserstoff mit Mikro-Algen und/oder Bakterieno Identifikation möglicher Projektpartner zur Durchführung vonEntwicklungsvorhaben• Power-2-Gaso Detaillierung der WVN-Sichtweiseo Detaillierung Kostenermittlungo Detaillierung Wirtschaftlichkeitsbetrachtung• Fahrzeugflotteo Möglichkeiten zur Nutzung alternativer Kraftstoffeo Bewertung der Nachhaltigkeito Klärung der Übernahme entstehender Kosteno Kostenermittlung und Wirtschaftlichkeitsbetrachtung2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bewertung der technischen Alternativen Seite 52 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienII.Quellenverzeichnis[1] Nitsch, Dr. J. – Wasserstoffnutzung, DLR Köln[2] Marktübersicht – KWK Brennstoffzelle, [Online]-Zugriff 05/2011www.stromerzeugende-heizung.de[3] KWK – Brennstoffzelle, CFCL GmbH, Aachen[4] Deutsche Energieagentur (DENA); Strom in Gas umwandeln, Berlin[5] Götz, Manuel; Ortloff, Felix; Bajohr, Siegfried; Graf, Frank; Speicherung vonregenerativ erzeugter elektrischer Energie in der Erdgasinfrastruktur, gwf-Gas |Erdgas, Karlsruhe, 04/2011[6] Graf, Frank; Das Gasnetz als Sammelsystem: Potenziale und Grenzenn von Biogas,synthetischem Gas und Wasserstoff energie | wasser-praxis, Karlsruhe, 11/2010[7] Dudenhöfer, Ferdinand; Pletron, Kai; Erdgas als automotiver Kraftstoff für EuropaStudie – Universität Duisburg-Essen, 03/2011,[8] BAST, IFEU Institut für Enrgie und Umweltforschung, 2013[9] LBST Ludwig-Bölkow Systemtechnik, 2013[10] Bundesministerium für Bildung und Forschung, Fachkongress en³; 11/2012[11] Aqua und Gas, 2013[12] VKU Report – Power-2-Gas 20132013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Quellenverzeichnis Seite 53 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienIII.AbbildungsverzeichnisAbbildung 1: Versorgungsgebiet WVN .................................................................................. 5Abbildung 2: Abnahmestellen mit Anteil am Gesamtstromverbrauch ..................................... 6Abbildung 3: CO2 Emission im Jahr 2012 ; prozentuale Verteilung ....................................... 7Abbildung 4: Entwicklung EE in Nordfriesland ....................................................................... 8Abbildung 5: Entwicklung EE in Schleswig-Flensburg ........................................................... 8Abbildung 6: Öffentliche Gasversorgung - HD Gasleitungen ................................................. 9Abbildung 7: Umspannwerke im Versorgungsgebiet WVN ...................................................10Abbildung 8: Möglichkeiten der Wasserstoffnutzung [1]........................................................13Abbildung 9: Beispielhafte Darstellung einer KWK – Brennstoffzelle ....................................14Abbildung 10: Auswahl KWK – Brennstoffzellen [2]..............................................................16Abbildung 11: Grenzwerte der Wasserstoffbeimischung .......................................................21Abbildung 12: Beispielrechnung Wasserverband Nord .........................................................23Abbildung 13: Fahrleistung und CO2-Reduktion nach Antriebsart [8] ...................................23Abbildung 14: Überblick aktueller und geplanter H2 Tankstellen in Zentral-Europa [9] .........24Abbildung 15: Anwendungsfelder von Power-2-Gas [4]........................................................25Abbildung 16: Festbettmethanisierung auf Basis des Lurgi – Prozesses [5] .........................26Abbildung 17: Wirkungsgradverlauf [6] .................................................................................27Abbildung 18: THG-Emission unterschiedlicher Kraftstoffe [7]..............................................35Abbildung 19: Gestehungskosten von SNG ..........................................................................45Abbildung 20: Investitionskostenverteilung Power-2-Gas .....................................................512013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Abbildungsverzeichnis Seite 54 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienIV.TabellenverzeichnisTabelle 1: Gegenüberstellung von AEL und PEM-Elektrolyse 12Tabelle 2: Unterschiedliche Brennstoffzellen-Konzepte 14Tabelle 3: Marktübersicht - KWK Brennstoffzellen [2] 16Tabelle 4: Überblick verschiedener Energienutzungsarten 17Tabelle 5: : Durchschnittlicher CO2-Ausstoß, basierend auf den PKW – Neuzulassungen inDeutschland des Jahres 2009 [7] 34Tabelle 6: Oktanzahl unterschiedlicher Kraftstoffe [7] 35Tabelle 7: Einsparpotenzial unterschiedlicher Fahrzeuge 36Tabelle 8: Gesamteinsparungspotenzial 37Tabelle 9: Anschaffungspreis unterschiedlicher Fahrzeuge 37Tabelle 10: Vor- und Nachteile Brennstoffzelle KWK 39Tabelle 11: Vor- und Nachteile Brennstoffzelle – stationär 40Tabelle 12: Vor- und Nachteile SNGEA 41Tabelle 13: Vor- und Nachteile WEA 42Tabelle 14: Vor- und Nachteile Elektrolyse 43Tabelle 15: Vor- und Nachteile SNG 44Tabelle 16: Vor- und Nachteile H2 Tankstelle 46Tabelle 17: Vor- und Nachteile SNG Tankstelle 47Tabelle 18: Vergleich unterschiedlicher Speicheralternativen 50Tabelle 19: Monetäre Darstellung der drei Speicheralternativen 502013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Tabellenverzeichnis Seite 55 von 56

Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren EnergienV. Anhang2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Anhang Seite 56 von 56