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In the power-to-gas process, electricity is used to produce storable gases such as hydrogen or synthetic methane. The technology is therefore suitable to store electricity. However, the legal framework for the storage of electricity in general and for power-to-gas applications specifically is still largely unresolved. This work attempts at identifying the relevant legal aspects in regard to the power-to-gas process chain. This concerns the applicability of electricity price components, such as network charges, EEG- and KWKG-levies, electricity tax and concession fees to the electricity consumed, which is of special interest to the economic feasibility of the installation. Legal questions associated with the transport of the gases produced through the natural gas grid and the storage of these gases are debated, the question of whether or not the gas produced can claim the privileges of "Biogas" is disputed. Further aspects are assessed in regard to the commercialization and promotion of the regenerated electricity and to the unbundling regimen.

Aufgrund der Verknappung fossiler Energieträger und deren negativer Auswirkung auf Umwelt und Klima, gewinnt die Stromerzeugung aus volatilen, erneuerbaren Energien zunehmend an Bedeutung. Damit einhergehend ergibt sich eine Diskrepanz zwischen Stromangebot und Stromnachfrage. Diese lässt sich durch eine zeitliche Verschiebung des Angebots, in Form von Stromspeicherung, ausgleichen. Eine Möglichkeit zur Speicherung von Strom ist die Umwandlung in eine andere, einfacher speicherbare, Energieform. Dazu wurde das Power to Gas Verfahren entwickelt. Beim Power to Gas Verfahren wird elektrische Energie, mittels chemischer Prozesse, in Wasserstoff oder Methan umgewandelt. Die so erzeugten Gase, können dann in der vorhandenen Erdgasinfrastruktur transportiert, gespeichert und bei Bedarf wieder rückverstromt oder anderweitig genutzt werden. In der vorliegenden Arbeit wird die Power to Gas Technologie analysiert, sowie die verschiedenen Speichermöglichkeiten von Wasserstoff und Methan in der Erdgasinfrastruktur betrachtet. Darüber hinaus werden alle existierenden und geplanten Untertagespeicher in den 28 Mitgliedsstaaten der Europäischen Union (EU 28) dargestellt und deren vorhandenes bzw. zukünftiges Speicherpotential für Wasserstoff und Methan berechnet. ; Due to the scarcity of fossil fuels and their negative impact on the environment and climate, electricity production from volatile renewable energy is becoming increasingly important. Along with this, there is a mismatch between electricity supply and electricity demand. This can be compensated by a shift in time of the supply, in the form of electricity storage. One way to store electricity is the conversion into another, easier storable, energy form. For that purpose the Power to Gas method was developed. With the Power to Gas method, electrical energy is converted into hydrogen or methane by chemical processes The gases thus generated can be transported into the existing natural gas infrastructure, stored and reconverted into electricity if necessary, or otherwise used. In the present work, the Power to Gas technology is analyzed and the various storage options of hydrogen and methane in the natural gas infrastructure are considered. In addition, all existing and planned underground storage facilities in the 28 Member States of the European Union (EU 28) are described and their existing or future storage potential for hydrogen and methane is calculated. ; vorgelegt von Hannes List ; Abweichender Titel laut Übersetzung der Verfasserin/des Verfassers ; Zsfassungen in dt. und engl. Sprache ; Graz, Univ., Masterarb., 2014 ; (VLID)308683

This report under the scope of the STORE&GO Horizon 2020 project aims to provide an assessment of the European legislative and regulatory framework applicable to Power-to-Gas. Power-to-Gas relates to many dimensions of European energy and environmental law. In the first place, the cross-sectoral nature of Power-to-Gas links it to both electricity and gas networks and markets, and thus correlated EU legislation included under the 2009 Third Energy Package and proposed Clean Energy for all Europeans Package of 2016. Furthermore, the capacity of Power-to-Gas to store large quantities of renewable energy requires to reflect on the proposed legal framework on energy storage which has proposed under Clean Energy for all Europeans Package. As Power-to-Gas cannot only be considered to be an energy storage technology, but also an energy conversion/production activity which produces a gas from electricity generated from renewable sources, more legal issues are raised under the Renewable Energy Directive, such as the question whether the choice of carbon source for the methanation process is conditioned in anyway. Finally, EU environmental law and the law applicable to the safe production and supply of chemicals are discussed in order to assess which requirements flow therefrom for developers/operators of Power-to-Gas installations.

The modern world is currently facing the energy revolution due to the decarbonisation challenges, promoted by the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC). The well-established fossil fuel energy sources are being pushed from their leading market positions by renewable energy. European governments are some of the first to take decisive action towards decarbonisation and have already started reforming their economic sectors. New questions arising from such changes are influencing the role of Russia in supplying energy to the European market. The development of a market for renewable gas, especially renewable hydrogen in Europe, could potentially, in a long-term scenario up to 2050, be an option for Russia to help maintain demand and remain in the role as a main exporter. The focus of this master thesis is put on the assessment of the current state of readiness of Russian and European energy systems for integration of Power-to-Gas (PtG) systems and for development of a carbon-free hydrogen market. German internal green hydrogen production capacity cannot meet the approximate demand in 2030 and 2050. However, the presence of the unutilised power capacity from Russian nuclear and hydro power plants opens a new opportunity to generate economically attractive hydrogen in large volumes via electrolysis with low electricity costs and zero carbon dioxide footprint. In this thesis different supply chains for hydrogen export (Russia-Germany) are constructed and, as a result, the levelised costs of hydrogen (LCOH) are calculated and analysed. Hydrogen produced in Russia and transported to Germany via maritime shipment shows that it can already be competitive to the domestically produced green hydrogen in Germany. The main compartment of the LCOH is the electricity expenditure, which the current Russian industrial tariffs can reach up to 90% of the total costs. Further reductions of the electricity price for PtG systems are recommended in order to achieve lower results for the LCOH. The outcome of this master thesis provides an overview on the current readiness of Russian and German hydrogen infrastructure and further recommendations on how it should be adapted. Finally a 2050 roadmap for the implementation of a hydrogen market in Russia and Germany is developed. ; Die moderne Welt steht aufgrund der Herausforderungen der Dekarbonisierung, die durch das Rahmenübereinkommen der Vereinten Nationen über Klimaänderungen (UNFCCC) gefördert werden, vor der Energiewende. Die etablierten Energiequellen von fossilen Brennstoffen werden durch erneuerbare Energien von ihren führenden Marktpositionen verdrängt. Die europäischen Regierungen sind einige der ersten, die entscheidenden Maßnahmen zur Dekarbonisierung ergreifen, und haben bereits mit der Reform ihrer Wirtschaftssektoren begonnen. Neue Fragen, die sich aus solchen Veränderungen ergeben, beeinflussen die Rolle Russlands bei der Energieversorgung des europäischen Markts. Die Entwicklung des Markts von erneuerbaren Gasen, insbesondere vom erneuerbaren Wasserstoff in Europa, könnte in einem langfristigen Szenario bis 2050 möglicherweise eine Option für Russland sein, um die Nachfrage aufrechtzuerhalten und die Rolle als Hauptexporteur zu übernehmen. Der Schwerpunkt dieser Masterarbeit liegt auf der Bewertung des aktuellen Zustands der Bereitschaft russischer und europäischer Energiesysteme zur Integration von Power-to-Gas-Systemen (PtG) und zur Entwicklung des kohlenstoffarmen Wasserstoff-Markts. Die deutsche innere Produktionskapazität für grünen Wasserstoff kann den ungefähren Bedarf in den Jahren 2030 und 2050 nicht decken. Das Vorhandensein der nicht genutzten Stromkapazität russischer Kern- und Wasserkraftwerke eröffnet jedoch eine neue Möglichkeit, durch Elektrolyse mit geringen Stromkosten wirtschaftlich attraktiven Wasserstoff in großen Mengen zu erzeugen, und ohne Kohlendioxid-Fußabdruck. In dieser Arbeit werden verschiedene Lieferketten für den Wasserstoff Export (Russland-Deutschland) aufgebaut und damit die Niveaukosten von Wasserstoff (LCOH) berechnet und analysiert. In Russland produzierter und per Seeverkehr nach Deutschland transportierter Wasserstoff zeigt, dass er bereits gegen den im Inland produzierten grünen Wasserstoff in Deutschland wettbewerbsfähig sein kann. Das Hauptanteil des LCOH sind die Stromausgaben, mit denen die derzeitigen russischen Industrie-Tarife bis zu 90% der Gesamtkosten erreichen können. Weitere Reduzierungen des Strompreises für PtG-Systeme werden empfohlen, um niedrigere Ergebnisse für das LCOH zu erzielen. Das Ergebnis dieser Masterarbeit gibt einen Überblick über die aktuelle Bereitschaft der russischen und deutschen Wasserstoffinfrastruktur sowie weitere Empfehlungen zur Anpassung. Schließlich wird der Fahrplan für 2050 zur Umsetzung des Wasserstoff-Markts in Russland und Deutschland entwickelt.

Das Ziel nationalstaatlicher und europäischer Energiepolitik ist eine nachhaltige Energieversorgung, die auf eine Reduktion klimaschädlicher CO2 Emissionen abzielt. Die Integration von großen Energiemengen aus volatilen Quellen stellt das Energiesystem vor große Herausforderungen. Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, muss die Verfügbarkeit des stark wechselnden Angebotes vom Bedarf zeitlich entkoppelt werden. Speicher sind dazu in der Lage, weshalb sie eine Schlüsselposition in einer nachhaltigen Energieversorgung einnehmen. In der vorliegenden Arbeit wird die vielversprechende Power-to-Gas Technologie zur Speicherung von großen Energiemengen über lange Zeiträume analysiert.Das Konzept Power-to-Gas entkoppelt die Energieproduktion vom Energiebedarf, indem aus regenerativen Überkapazitäten Gas hergestellt wird. In dieser Arbeit wird die Wirtschaftlichkeit der Power-to-Gas Technologie analysiert und mit anderen Technologien verglichen, um mögliche Einsatzbereiche des Konzeptes zu identifizieren. Des Weiteren wird der Frage nachgegangen, welche Rolle die Power-to-Gas Technologie in der zukünftigen Energieversorgung Österreichs spielen kann. Abschließend erfolgt eine umfassende Bewertung der Technologie mittels SWOT Analyse. Die Untersuchung basiert einerseits auf einer umfassenden Literaturanalyse und andererseits auf Expertenbefragungen, die wichtige Ergänzungen und neue Erkenntnisse zu der vorhandenen Literatur darstellen.Es kann gezeigt werden, dass die aktuell installierten Kapazitäten sowie die Potentiale der österreichischen Pumpspeicherkraftwerke nicht ausreichen, um den Bedarf an Speichern in einer ? zu 100% oder annähernd 100% ? auf regenerativen Energien basierenden Energieversorgung zu decken. Die Power-to-Gas Technologie kann ökonomisch noch nicht mit anderen Speichertechnologien (allen voran den Pumpspeicherkraftwerken) konkurrieren, trotzdem gibt es für die Langzeitspeicherung großer Mengen an Energie aktuell keine Alternative. ; National and European energy politics set out to ensure a sustainable energy supply, which aims at a reduction of climate-damaging carbon dioxide (CO2). The integration of big amounts of energy from volatile renewable resources is a formidable challenge to be met by the energy system. To ensure the security of supply, the availability of the strongly changing energy supply has to be timely uncoupled from the energy demand. As storage technologies are able to meet this requirement, they represent a key factor in a sustainable energy supply. The thesis at hand sets out to analyse the promising "Power-to-Gas" technology for storing big amounts of energy for long periods of time.The Power-to-Gas concept uncouples energy production from energy demand by producing gas from renewable excess capacities. This thesis analyses the economic efficiency of the Power-to-Gas technology and compares it to other technical approaches to identify possible fields of application. Furthermore, it is discussed which role the Power-to-Gas technology can play in the future energy supply of Austria. Finally, a comprehensive assessment of the technology is carried out using a SWOT-analysis. The analysis is based on an extensive literature review complemented by expert interviews, which ensures the consideration of crucial additions and the integration of new findings.It can be demonstrated that the currently installed capacities and the potentials of the Austrian pumped storage hydro power stations cannot provide the storage capacity needed to ensure an energy supply which is 100% (or nearing 100%) based on renewable energies. Although the Power-to-Gas technology is not yet economically competitive compared to other storage technologies (especially pumped storage hydro power stations), there currently is no other alternative for storing energy for longer periods available. ; vorgelegt von Gerald Schweiger ; Abweichender Titel laut Übersetzung der Verfasserin/des Verfassers ; Zsfassung in dt. und engl. Sprache ; Graz, Univ., Masterarb., 2014 ; (VLID)240274

Interest in hydrogen as a carbon-neutral energy carrier is on the rise around the globe, including in Europe. In particular, power-to-gas as a technology to transform electricity to hydrogen is receiving ample attention. This article scrutinises current updates in the energy law framework of the EU to explain the legal pre-conditions for the various possible applications of power-to-gas technology. It highlights the influence of both electricity and gas legislation on conversion, storage and transmission of hydrogen and demonstrates why 'green' hydrogen might come with certain legal privileges under the Renewable Energy Directive attached to it, as opposed to the European Commission's so-called 'clean' hydrogen. The article concludes by advocating for legal system integration in EU energy law, namely merging the currently distinct EU electricity and gas law frameworks into one unified EU Energy Act.

The focus of this report is on the national legal framework applicable to power-to-gas in Germany, Italy, and Switzerland, the three countries in which the STORE&GO project's pilot sites are located. Topics covered in this report are: legal classification of power-to-gas, unbundling of power-to-gas in relation to system operation and gas storage system operation, national authorisation procedures for the STORE&GO pilot plants, legal measures facilitating the injection of synthetic, or substitute, natural gas (SNG) into the gas network, exemptions from network tariffs and other charges, and national support schemes related to the use of SNG.