Techno-economic and environmental analysis of an Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) in Germany

Abstract The objective of the present study is to analyse the economic and environmental performance of ATES for a new building complex of the municipal hospital in Karlsruhe, Germany. The studied ATES has a cooling capacity of 3.0 MW and a heating capacity of 1.8 MW. To meet the heating and cooling demand of the studied building, an overall pumping rate of 963 m3/h is required. A Monte Carlo Simulation provides a probability distribution of the capital costs of the ATES with a mean value of 1.3 ± (0.1) million €. The underground part of the ATES system requires about 60% of the capital costs and therefore forms the major cost factor. In addition, the ATES is compared with the presently installed supply technology of the hospital, which consists of compression chillers for cooling and district heating. Despite the 50% higher capital costs of the ATES system, an average payback time of about 3 years is achieved due to lower demand-related costs. The most efficient supply option is direct cooling by the ATES resulting in an electricity cost reduction of 80%. Compared to the reference system, the ATES achieves CO2 savings of about 600 tons per year, hence clearly demonstrating the potential economic and environmental benefits of ATES in Germany

The role of residential photovoltaic-coupled battery storages in the energy system from a regional perspective

The electric energy systems face a fundamental transformation triggered by the tackling of climate change, the long-term depletion of fossil fuels and the cost-decrease of renewable technologies. Especially photovoltaic (PV) energy installed on rooftops has become a major driver of the current energy transition. Residential buildings are often additionally equipped with battery storages raising the self-consumption of PV energy by the balancing of load and production. The increasing decentralization of the energy generation systems represents a challenge for the grid infrastructure, which has not been dimensioned for the feed-in on low voltage level in the past. This dissertation assesses the impact of residential PV-coupled battery storages on the energy systems from a regional perspective under consideration of the great multitude and heterogeneity of the systems. The divergence arises from the differences in equipment, PV sizes, battery capacities, efficiencies and consumption loads, but also from locally varying meteorological conditions. For reproducing this spatial variance, the raster-based land surface processes model Processes of radiation, mass and energy transfer (PROMET) is extended by a residential consumption, a PV and a battery storage component. This allows a physically based simulation of the energy flows considering the individual parameterization of the residential buildings and their spatiotemporal dependencies. The application of this model approach shows that the choice of the battery charging has a crucial influence on the regional integration of rooftop PV but also on the increase of PV self-consumption. The utilization of daily, dynamic feed-in limitations yields the highest reduction of residual loads while also maximizing self-consumption. The application of this charging strategy should be supported especially for larger PV and battery storage systems in order to reduce grid impacts. Apart from the battery management, the PV and battery expansion plays an essential role for their grid integration on regional scale. The diversity of residential energy systems offers further balancing potential due to the spatial variance in their residual loads. The highest regional grid-balancing is obtained when 30% of the buildings is equipped with PV systems. In this case, the additional utilization of battery storages reduces this effect to the benefit of higher self-consumption rates and therefore does not contribute to the reduction of grid excesses. This is different for high PV installation rates, as grid balancing diminishes. For this reason, financial support for batteries should be adjusted to the regional PV installation rates. Apart from the management strategies and expansion rates, the climatological and consumption-related boundary conditions have crucial impact on residential batteries and their potentials for increasing self-consumption and grid-relief. Both factors will undergo significant changes in the future. Scenarios until 2040 project that climate change affects the battery utilization in winter, whereas the effects of efficiency enhancement of domestic appliances dominates in the summer. The resulting increase in PV excesses could rise grid stresses further. In order to reduce potential losses, these developments should be considered in the dimensioning of batteries. The results show that the spatial variance between residential energy systems has a crucial impact on PV-coupled battery storages on regional scale. The developed approach, which is based on the extended utilization of a land surface processes model, offers the possibility to simulate the interactions between the residential energy flows for a multitude of buildings and to map regionally adjusted strategies for the integration of PV systems.Die elektrischen Energiesysteme stehen vor einem grundlegenden Wandel, der durch den Kampf gegen den Klimawandel, die langfristige Erschöpfung fossiler Brennstoffe und fallende Kosten für regenerative Technologien eingeleitet wird. Insbesondere die gebäudegebundene Photovoltaik (PV) Technologie hat sich zu einem der Haupttreiber der Energiewende entwickelt. Häufig werden in Wohngebäuden neben PV Systemen zusätzliche Batteriespeicher zum Schwankungsausgleich von Produktion und Verbrauch installiert, um den Eigenverbrauch der selbsterzeugten PV Energie zu erhöhen. Die steigende Dezentralisierung der Energieproduktion stellt jedoch eine Herausforderung für die Netzinfratruktur dar, die nicht für die Einspeisung auf Niederspannungsebene ausgelegt ist. Diese Dissertation untersucht die Auswirkungen von PV-gekoppelten Batteriespeichern von Wohngebäuden aus einer regionalen Perspektive. Hierbei muss die Vielzahl der Anlagen mit unterschiedlichen Ausprägungen der einzelnen Systeme berücksichtigt werden. Diese entstehen durch unterschiedliche Ausstattungen, Anlagengrößen, Batteriespeicherkapazitäten, Wirkungsgrade und Verbrauchsraten sowie den standortabhängigen, klimatologischen Bedingungen. Um diese räumliche Varianz abzubilden wurde das rasterbasierte Landoberflächenprozessmodell PROMET um ein Wohngebäudemodell mit Verbrauchs-, PV- und Batteriekomponente erweitert. Auf diese Weise können die Energieflüsse simuliert werden bei individueller Parametrisierung der Gebäudeenergiesysteme und ihrer raumzeitlichen Einflüsse. Mithilfe dieses Modells wurde festgestellt, dass die Wahl der Batterieladestrategie einen wesentlichen Einfluss auf die regionale Integration von PV Dachanlagen und die Erhöhung des Eigenverbrauchs hat. Variable PV-Einspeiselimits auf täglicher Basis führen hierbei zur höchsten Netzlast-Reduzierung bei gleichzeitiger Maximierung des Eigenverbrauchs. Die Nutzung dieser Ladestrategie sollte insbesondere für große Anlagen unterstützt werden, um die Netzauswirkungen zu reduzieren. Auch die PV und Batterieausbaurate spielt auf regionaler Ebene eine wesentliche Rolle für deren Integration, denn die Diversität der Gebäudeenergiesysteme bietet ein zusätzliches Ausgleichspotential der Überschüsse aufgrund der räumlichen Varianz der Residuallasten. Der höchste Netzausgleich der Residuallasten von Wohngebäuden ergibt sich, wenn 30% eine PV Anlage besitzen. Bei dieser Ausbaurate tragen Batteriespeicher kaum zu einer Abnahme von Netzüberschüssen bei, da sie den räumlichen Ausgleich zugunsten höherer Eigenverbrauchsraten verringern. Bei hohen PV-Ausbauraten jedoch spielt der Netzausgleich keine Rolle mehr, sodass der Einsatz von Batterien einen wichtigen Anteil zur Integration von PV-Anlagen übernimmt. Aus diesem Grund empfiehlt es sich, die Förderstrukturen für Batteriespeicher an die regionalen PV Ausbauraten anzupassen. Neben Ladestrategien und Ausbaugraden wirken sich auch die klimatologischen und verbrauchsbezogenen Rahmenbedingungen auf die Batteriespeicher aus, die sich in den nächsten Jahrzehnten stark verändern werden. Szenarien bis 2040 sagen vorher, dass sich der Klimawandel im Winter und Effizienzsteigerungen von Haushaltsgeräten im Sommer auf die Nutzung der Batterien auswirken. Steigende PV Überschüsse könnten die Netze in den Sommermonaten zukünftig verstärkt belasten. Diese Entwicklungen sollten auch bei der Dimensionierung der Batteriespeicherkapazitäten berücksichtigt werden, um potenzielle Verluste zu mindern. Die Ergebnisse zeigen, dass die kleinräumige Varianz der Gebäudeenergiesysteme auf regionaler Ebene einen großen Einfluss auf PV-gekoppelten Batteriespeichern haben. Der in dieser Arbeit entwickelte Ansatz, der auf der erweiterten Anwendung eines Landoberflächenprozessmodells basiert, bietet die Möglichkeit, auch die raumzeitlichen Wechselwirkungen zwischen den Energieflüssen für eine Vielzahl von Wohngebäuden zu erfassen und damit Strategien für die Integration von PV Systemen an regionale Gegebenheiten anzupassen

The role of residential photovoltaic-coupled battery storages in the energy system from a regional perspective

The electric energy systems face a fundamental transformation triggered by the tackling of climate change, the long-term depletion of fossil fuels and the cost-decrease of renewable technologies. Especially photovoltaic (PV) energy installed on rooftops has become a major driver of the current energy transition. Residential buildings are often additionally equipped with battery storages raising the self-consumption of PV energy by the balancing of load and production. The increasing decentralization of the energy generation systems represents a challenge for the grid infrastructure, which has not been dimensioned for the feed-in on low voltage level in the past. This dissertation assesses the impact of residential PV-coupled battery storages on the energy systems from a regional perspective under consideration of the great multitude and heterogeneity of the systems. The divergence arises from the differences in equipment, PV sizes, battery capacities, efficiencies and consumption loads, but also from locally varying meteorological conditions. For reproducing this spatial variance, the raster-based land surface processes model Processes of radiation, mass and energy transfer (PROMET) is extended by a residential consumption, a PV and a battery storage component. This allows a physically based simulation of the energy flows considering the individual parameterization of the residential buildings and their spatiotemporal dependencies. The application of this model approach shows that the choice of the battery charging has a crucial influence on the regional integration of rooftop PV but also on the increase of PV self-consumption. The utilization of daily, dynamic feed-in limitations yields the highest reduction of residual loads while also maximizing self-consumption. The application of this charging strategy should be supported especially for larger PV and battery storage systems in order to reduce grid impacts. Apart from the battery management, the PV and battery expansion plays an essential role for their grid integration on regional scale. The diversity of residential energy systems offers further balancing potential due to the spatial variance in their residual loads. The highest regional grid-balancing is obtained when 30% of the buildings is equipped with PV systems. In this case, the additional utilization of battery storages reduces this effect to the benefit of higher self-consumption rates and therefore does not contribute to the reduction of grid excesses. This is different for high PV installation rates, as grid balancing diminishes. For this reason, financial support for batteries should be adjusted to the regional PV installation rates. Apart from the management strategies and expansion rates, the climatological and consumption-related boundary conditions have crucial impact on residential batteries and their potentials for increasing self-consumption and grid-relief. Both factors will undergo significant changes in the future. Scenarios until 2040 project that climate change affects the battery utilization in winter, whereas the effects of efficiency enhancement of domestic appliances dominates in the summer. The resulting increase in PV excesses could rise grid stresses further. In order to reduce potential losses, these developments should be considered in the dimensioning of batteries. The results show that the spatial variance between residential energy systems has a crucial impact on PV-coupled battery storages on regional scale. The developed approach, which is based on the extended utilization of a land surface processes model, offers the possibility to simulate the interactions between the residential energy flows for a multitude of buildings and to map regionally adjusted strategies for the integration of PV systems.Die elektrischen Energiesysteme stehen vor einem grundlegenden Wandel, der durch den Kampf gegen den Klimawandel, die langfristige Erschöpfung fossiler Brennstoffe und fallende Kosten für regenerative Technologien eingeleitet wird. Insbesondere die gebäudegebundene Photovoltaik (PV) Technologie hat sich zu einem der Haupttreiber der Energiewende entwickelt. Häufig werden in Wohngebäuden neben PV Systemen zusätzliche Batteriespeicher zum Schwankungsausgleich von Produktion und Verbrauch installiert, um den Eigenverbrauch der selbsterzeugten PV Energie zu erhöhen. Die steigende Dezentralisierung der Energieproduktion stellt jedoch eine Herausforderung für die Netzinfratruktur dar, die nicht für die Einspeisung auf Niederspannungsebene ausgelegt ist. Diese Dissertation untersucht die Auswirkungen von PV-gekoppelten Batteriespeichern von Wohngebäuden aus einer regionalen Perspektive. Hierbei muss die Vielzahl der Anlagen mit unterschiedlichen Ausprägungen der einzelnen Systeme berücksichtigt werden. Diese entstehen durch unterschiedliche Ausstattungen, Anlagengrößen, Batteriespeicherkapazitäten, Wirkungsgrade und Verbrauchsraten sowie den standortabhängigen, klimatologischen Bedingungen. Um diese räumliche Varianz abzubilden wurde das rasterbasierte Landoberflächenprozessmodell PROMET um ein Wohngebäudemodell mit Verbrauchs-, PV- und Batteriekomponente erweitert. Auf diese Weise können die Energieflüsse simuliert werden bei individueller Parametrisierung der Gebäudeenergiesysteme und ihrer raumzeitlichen Einflüsse. Mithilfe dieses Modells wurde festgestellt, dass die Wahl der Batterieladestrategie einen wesentlichen Einfluss auf die regionale Integration von PV Dachanlagen und die Erhöhung des Eigenverbrauchs hat. Variable PV-Einspeiselimits auf täglicher Basis führen hierbei zur höchsten Netzlast-Reduzierung bei gleichzeitiger Maximierung des Eigenverbrauchs. Die Nutzung dieser Ladestrategie sollte insbesondere für große Anlagen unterstützt werden, um die Netzauswirkungen zu reduzieren. Auch die PV und Batterieausbaurate spielt auf regionaler Ebene eine wesentliche Rolle für deren Integration, denn die Diversität der Gebäudeenergiesysteme bietet ein zusätzliches Ausgleichspotential der Überschüsse aufgrund der räumlichen Varianz der Residuallasten. Der höchste Netzausgleich der Residuallasten von Wohngebäuden ergibt sich, wenn 30% eine PV Anlage besitzen. Bei dieser Ausbaurate tragen Batteriespeicher kaum zu einer Abnahme von Netzüberschüssen bei, da sie den räumlichen Ausgleich zugunsten höherer Eigenverbrauchsraten verringern. Bei hohen PV-Ausbauraten jedoch spielt der Netzausgleich keine Rolle mehr, sodass der Einsatz von Batterien einen wichtigen Anteil zur Integration von PV-Anlagen übernimmt. Aus diesem Grund empfiehlt es sich, die Förderstrukturen für Batteriespeicher an die regionalen PV Ausbauraten anzupassen. Neben Ladestrategien und Ausbaugraden wirken sich auch die klimatologischen und verbrauchsbezogenen Rahmenbedingungen auf die Batteriespeicher aus, die sich in den nächsten Jahrzehnten stark verändern werden. Szenarien bis 2040 sagen vorher, dass sich der Klimawandel im Winter und Effizienzsteigerungen von Haushaltsgeräten im Sommer auf die Nutzung der Batterien auswirken. Steigende PV Überschüsse könnten die Netze in den Sommermonaten zukünftig verstärkt belasten. Diese Entwicklungen sollten auch bei der Dimensionierung der Batteriespeicherkapazitäten berücksichtigt werden, um potenzielle Verluste zu mindern. Die Ergebnisse zeigen, dass die kleinräumige Varianz der Gebäudeenergiesysteme auf regionaler Ebene einen großen Einfluss auf PV-gekoppelten Batteriespeichern haben. Der in dieser Arbeit entwickelte Ansatz, der auf der erweiterten Anwendung eines Landoberflächenprozessmodells basiert, bietet die Möglichkeit, auch die raumzeitlichen Wechselwirkungen zwischen den Energieflüssen für eine Vielzahl von Wohngebäuden zu erfassen und damit Strategien für die Integration von PV Systemen an regionale Gegebenheiten anzupassen

Techno-economic feasibility analysis of low-temperature geothermal heating and cooling

Machbarkeitsanalysen in der frühen Phase der Projektentwicklung sind entscheidend für einen reibungslosen Planungsprozess und tragen maßgeblich zu einer erfolgreichen Umsetzung von oberflächennahen geothermischen (ONG) Systemen zur Wärme- und Kälteversorgung bei. Obwohl die Versorgungssicherheit und Betriebseffizienz der ONG hinreichend demonstriert ist, wird eine weite Marktverbreitung noch immer durch hohe Anfangsinvestitionen, standortspezifische und komplexe Planungsverfahren sowie konventionelle Technologien, die sich meist durch einfachere Planung und Nutzung auszeichnen, erschwert. Daher sind umfassende Machbarkeitsanalysen, die sowohl wirtschaftliche als auch technische Aspekte berücksichtigen, nicht nur entscheidend, um eine schnelle Projektentwicklung zu ermöglichen, sondern auch, um Kunden und Entscheidungsträgern die wirtschaftlichen Vorteile und technischen Möglichkeiten aufzuzeigen. Trotz der erfolgreichen Umsetzung einiger Best-Practice-Beispiele der ONG für die Versorgung großer industrieller, gewerblicher oder öffentlicher Einrichtungen fehlt es an Wissenstransfer hinsichtlich koordinierter Standortcharakterisierung und erfolgreicher Projektentwicklung. Darüber hinaus ist nur wenig über den tatsächlichen Wärme- und Kältebedarf von Gebäuden und die damit verbundenen Versorgungskosten bekannt, was nicht nur den Nachweis der wirtschaftlichen Vorteile von ONG-Systemen erschwert, sondern auch den gesamten Projekterfolg gefährdet. Um diesen Unzulänglichkeiten zu begegnen und den erforderlichen Umfang einer ganzheitlichen und fundierten technisch-wirtschaftlichen Machbarkeitsanalyse (TWM) großer ONG-Systeme aufzuzeigen, werden in dieser Arbeit einzelne Stufen der TWM an ausgewählten Standorten mit vier verschiedenen Ansätzen analysiert. In Studie 1 wird ein einfacher Ansatz zur Ermittlung des Kühlbedarfs von Gebäuden vorgestellt, indem die installierten Kühlleistungen von Kompressionskältemaschinen anhand von Luftbildern quantifiziert werden. Dies wird am Campus Nord des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) unter Berücksichtigung von 36 luftgekühlten Kältemaschinen mit einer installierten Gesamtkühlleistung von 16 MW demonstriert. Mit zunehmender Leistung werden verbesserte Genauigkeiten von bis zu 85 % erzielt, was auf eine bessere Eignung der Methodik für Großanlagen hinweist. Unter Berücksichtigung der Ergebnisse von Studie 1 wird in Studie 2 die aktuelle Kälteversorgung am Campus Nord weiter analysiert und der Kältebedarf von 23 Campusgebäuden sowie die damit verbundenen Versorgungskosten untersucht. Diese Studie wird im Hinblick auf den beabsichtigten Übergang von der aktuellen dezentralen Kälteversorgung mittels Kältemaschinen zu einem zukunftsfähigen Kältenetz, das durch erneuerbare Kältequellen gespeist werden soll, durchgeführt. Da die erhaltenen Parameter mit Unsicherheiten behaftet sind, wird eine Monte Carlo Simulation durchgeführt, die Kühlkosten zwischen 5,4 und 11,4 Eurocent pro kWh offenbart. Die kumulierten jährlichen Kosten aller betrachteten Gebäude, die hauptsächlich aus den Stromkosten für den Betrieb der Kältemaschinen resultieren, liegen bei 4,5 Mio. € und fordern einen schnellen Umstieg zu einer dezentralen und effizienteren Kälteversorgung durch die Integration von erneuerbaren Kälteversorgungslösungen. Die ganzheitliche Analyse der aktuellen Kälteversorgung erleichtert die Diskussion über weitere Optimierungsmaßnahmen und ermöglicht ein Benchmarking mit anderen Universitäten und Einrichtungen, in denen Kältenetze bereits erfolgreich betrieben werden. Studie 3 analysiert die Wirtschaftlichkeit der ONG unter Berücksichtigung der Investitions- und Betriebskosten am Beispiel eines potenziellen Aquiferspeichers (ATES) zur Wärme- und Kälteversorgung eines spezifischen Gebäudes des Städtischen Klinikums in Karlsruhe, Deutschland. Die ermittelten Investitionskosten beziffern sich auf 1,3 Mio. €, wobei die unterirdischen Installationen mit 60 % den größten Kostenanteil ausmachen. Eine Kosten-Nutzen-Analyse zwischen dem betrachteten ATES und der aktuellen Versorgungstechnologie bestehend aus Kompressionskältemaschinen und Fernwärme zeigt eine Amortisationszeit des ATES-Systems von ca. 3 Jahren. Die effizienteste aller Versorgungsoptionen ist die direkte Kühlung des Gebäudes mittels ATES, was zu einer Stromkostenreduktion von 80 % führt. Darüber hinaus ermöglicht das ATES-System eine CO2-Einsparung von ca. 600 Tonnen pro Jahr, wodurch die potentiellen wirtschaftlichen und ökologischen Vorteile der Technologie verdeutlicht werden. Diese Analyse adressiert das fehlende Bewusstsein für ATES im Allgemeinen und das damit verbundene wirtschaftliche Potenzial im Besonderen, um die ATES Nutzung speziell in Deutschland zu fördern, wo die Technologie den Wärmemarkt bislang noch nicht durchdrungen hat. Da die Verlässlichkeit von gemessenen Untergrundparametern während der Erkundungsphase sich auf die Auslegung und Wirtschaftlichkeit eines ONG-Systems auswirkt, wird in Studie 4 eine ganzheitliche Analyse von Fehlern und Unsicherheiten im Zusammenhang mit kabellos durchgeführten Temperaturmessung vorgenommen. Die auftretenden Fehler werden im Labor ermittelt und anschließend auf vertikale Profile der ungestörten Untergrundtemperatur übertragen, die an einer Erdwärmesonde aufgenommen wurden. Die ermittelte Präzision von 0.011 K und Genauigkeit von -0.11 K gewährleisten eine hohe Zuverlässigkeit der Messungen. Die größte Unsicherheit ergibt sich innerhalb der ersten fünf Meter und resultiert aus der thermischen Zeitkonstante von 4 s. Das schnelle und komfortable Messverfahren führt zu Vorteilen gegenüber herkömmlichen Glasfasermessungen, deren aufgezeichnete Temperaturprofile am Standort als qualitativer Vergleich dienen. Diese Studie soll das Bewusstsein für die Bedeutung einer detaillierten Exploration als Teil einer ganzheitlichen Machbarkeitsanalyse von SGE im Allgemeinen schärfen und speziell zur Weiterentwicklung der kabellosen Messtechnik beitragen

Strategies for regional deployment of hydrogen infrastructure

In response to the growing urge towards decarbonisation, more and more initiatives have been set to reduce and/or compensate the level of CO2 (carbon dioxide) emitted by human activities, which is one of the main responsible of the incumbent threats of “global warming” and “climate change”. “Climate neutrality by 2050” has become a decisive topic for political agendas worldwide and, against that background, the hydrogen economy can play a significant role. More and more countries have launched roadmaps and strategies for the creation of hydrogen value chains at national and international level. Also on regional scale, local integrated hydrogen ecosystems are growing, the so-called “Hydrogen Valleys”. These include German region North Rhine-Westphalia (NRW), which officially presented a hydrogen roadmap in November 2020, establishing targets for both the short (2025) and medium terms (2030) for the adoption of hydrogen in the sectors of Mobility, Industry, Energy & Infrastructure. The purpose of the present thesis is to investigate techno-economic strategies for the introduction of a hydrogen infrastructure in NRW over the next 15 years (2035), enabling the achievement of the abovementioned targets. Moreover, being buses explicitly mentioned within NRW hydrogen roadmap, the present thesis focuses on strategies to ensure the optimal deployment of hydrogen buses within the region. The work is conducted with support from the research institute of Forschungszentrum Jülich (FZJ), North-Rhine Westphalia, Germany. A simulation model (H2MIND) developed by FZJ is taken as main research tool. The output from two other models by FZJ (FINE-NESTOR and FINE-Infrastructure, respectively), which defined the scenario behind the NRW H2 Roadmap, are reviewed and served as starting point for the adaptation of the H2MIND model. An integrative mapping activity regarding i) existing bus depots for NRW population mobility and ii) existing steel production sites in Germany serves the purpose of increasing the resolution of H2MIND model in the geospatial description of the potential hydrogen refuelling stations for bus companies in NRW. Both the hydrogen demand and production derived from FINE-NESTOR are distributed geospatially over Germany for the years 2025-2030-2035, according to the hydrogen-related technologies modelled within H2MIND. The demand is broken down into Buses, Trains, Cars, Heavy-Duty Vehicles (HDVs) and Light Commercial Vehicles (LCVs), Material Handling Vehicles (MHVs), Industrial uses for Steel, Ammonia, Methanol and other Chemicals. The production is modelled around onshore wind power plants, steam methane reforming industrial locations and import. Four hydrogen supply chain pathways were compared by H2MIND simulations: i) transport and distribution by gaseous hydrogen trailers (‘GH2 trucks’), ii) transport and distribution by liquefied hydrogen trailers (‘LH2 trucks’), iii) transport via newly built hydrogen pipelines plus distribution via gaseous hydrogen trailers (‘new pipelines’), iv) transport via reassigned natural gas pipelines plus distribution via gaseous hydrogen trailers (‘reassigned NG pipelines’). The analysis and assessment of the H2MIND simulation results are conducted mainly on economic merit. The key variable used for the assessment is the weighted average Total Expense (TOTEX) [€/kg H2]. This comparison is carried out from global-cost perspective, then the cost breakdown is considered in order to identify specific features in the cost determination. The weighted average TOTEX is calculated also for the case of onsite renewable energy-based electrolysis at bus hydrogen refuelling stations, in order to understand how such a strategic choice could impact the overall hydrogen supply chain cost – various shares of self-sufficiency at bus depots are considered, ranging from 0% (fully centralized configuration, no self-sufficiency) to 100% (total self-sufficiency, complete independent). An overall three-fold increase in hydrogen demand is expected between the years 2025 and 2035 (from 450.72 kt/yr to 1,862.33 kt/yr in Germany, and from 177.87 kt/yr to 519.16 kt/yr in NRW). Both on national and regional level, the main demand driver is expected to shift from the Industrial sector (in 2025) to Mobility (in 2035). As for the geospatial distribution, NRW concentrates the highest hydrogen demand in the country, covering alone approximatively one third of the total German hydrogen demand. Within NRW, the relevance of a district depends on what hydrogen-consuming sector is considered. For Mobility and public transportation, based on the allocation factors used within H2MIND model, Köln ranks as the district with highest demand in many mobility sectors. For buses, Aachen, Wuppertal, Düsseldorf are the three top cities in the ranking in addition to Köln. Recommendation is that investments focus on high hydrogen-demand districts during the start-up phase of infrastructure development (period 2025-2035), where higher utilization factors of the infrastructural assets are expected and financial risks are therefore minimized. Looking into the weighted average TOTEX for the four analysed pathways, gaseous hydrogen trailers (‘GH2 trucks’) are the most convenient option for connecting production and consumption during the start-up phase of infrastructure development (period 2025-2035). Growing cost competitiveness is expected for ‘reassigned NG pipelines’ after 2035, thanks to the increased hydrogen demand and the higher utilization factor for pipelines. For the period 2025-2035, a fully centralized hydrogen supply pathway is the best option for covering bus-related hydrogen demand in the introductory phase of hydrogen infrastructure creation, with cost parity for onsite electrolysis being expected for the future after 2035Som svar på kraven på minskade koldioxidutsläpp har fler och fler initiativ tagits för att minska och/eller kompensera nivån av CO2 (koldioxid) som släpps ut på grund av mänskliga aktiviteter, vilket är en av de främsta orsakerna till de nuvarande hoten om "global uppvärmning". ” och ”klimatförändringar”. "Klimatneutralitet till 2050" har blivit ett avgörande inslag på politiska agendor världen över och mot den bakgrunden kan vätgasekonomin spela en betydande roll. Fler och fler länder har lanserat färdplaner och strategier för att skapa värdekedjor för vätgas på nationell och internationell nivå. Även i regional skala växer lokala integrerade vätgas-ekosystem, de så kallade "vätgasdalarna". Dessa inkluderar den tyska regionen Nordrhein-Westfalen (NRW), som officiellt presenterade en färdplan för vätgas i november 2020, som fastställde mål för både kort (2025) och medellång sikt (2030) för införandet av vätgas inom sektorerna rörlighet, industri, Energi & Infrastruktur. Syftet med denna avhandling är att undersöka tekniska och ekonomiska strategier för införandet av en vätgasinfrastruktur i NRW under de kommande 15 åren (2035), vilket gör det möjligt att uppnå ovan nämnda mål. Dessutom, eftersom bussar uttryckligen nämns i NRW:s vätgasfärdplan, fokuserar detta examensarbete på strategier för att säkerställa en optimal utplacering av vätgasbussar inom regionen. Arbetet bedrivs med stöd från forskningsinstitutet Forschungszentrum Jülich (FZJ), Nordrhein-Westfalen, Tyskland. En simuleringsmodell (H2MIND) utvecklad av FZJ används som huvudverktyg för forskning. Resultatet från två andra modeller av FZJ (FINE-NESTOR respektive FINE-Infrastructure), som definierade scenariot bakom NRW H2 Roadmap, granskas och tjänade som utgångspunkt för anpassningen av H2MIND-modellen. En integrerad kartläggning av i) befintliga bussdepåer för NRW- befolkningsrörlighet och ii) befintliga stålproduktionsanläggningar i Tyskland tjänar syftet att öka upplösningen av H2MIND-modellen i den geospatiala beskrivningen av potentiella vätgastankstationer för bussföretag i NRW. Både vätgasefterfrågan och produktionen från FINE-NESTOR distribueras geospatialt över Tyskland för åren 2025-2030-2035, enligt de vätgasrelaterade teknologierna som modelleras inom H2MIND. Efterfrågan är uppdelad i bussar, tåg, bilar, tunga fordon (HDV) och lätta kommersiella fordon (LCV), materialhanteringsfordon (MHV), industriell användning för stål, ammoniak, metanol och andra kemikalier. Produktionen är modellerad kring vindkraftverk på land, ångmetanreformerande industrilokaler och import. Fyra varianter av vätgasförsörjningskedjan jämfördes med H2MIND-simuleringar: i) transport och distribution med gasformiga vätgassläp ('GH2-lastbilar'), ii) transport och distribution med släp för flytande väte ('LH2-lastbilar'), iii) transport via nybyggda vätgas rörledningar plus distribution via släp för gasformigt vätgas (”nya pipelines”), iv) transport via tidigare naturgasledningar plus distribution via släp för gasformigt väte (”om-utnyttjade naturgasrörledningar”). Analysen och bedömningen av H2MIND-simuleringsresultaten utförs huvudsakligen på ekonomiska meriter. Den nyckelvariabel som används för bedömningen är den vägda genomsnittliga totala kostnaden (TOTEX) [€/kg H2]. Denna jämförelse görs ur ett globalt kostnadsperspektiv, sedan analyseras kostnadsfördelningen för att identifiera specifika egenskaper i kostnadsbestämningen. Det viktade genomsnittet av TOTEX beräknas även för fallet med elektrolys baserad på förnybar energi på plats vid vätgastankstationer för bussar, för att förstå hur ett sådant strategiskt val skulle kunna påverka den totala kostnaden för vätgasförsörjningskedjan – olika andelar av självförsörjning vid bussdepåer övervägs, allt från 0 % (helt centraliserad konfiguration, ingen självförsörjning) till 100 % (total självförsörjning, fullständigt oberoende). En övergripande trefaldig ökning av efterfrågan på vätgas förväntas mellan åren 2025 och 2035 (från 450,72 kt/år till 1 862,33 kt/år i Tyskland och från 177,87 kt/år till 519,16 kt/år i NRW). Både på nationell och regional nivå förväntas den främsta efterfrågedrivkraften flyttas från industrisektorn (2025) till mobilitet (2035). När det gäller den geospatiala fördelningen, koncentrerar NRW den högsta efterfrågan på vätgas i landet, och täcker ensam ungefär en tredjedel av det totala tyska vätgasbehovet. Inom NRW beror ett distrikts relevans på vilken vätgasförbrukande sektor som betraktas. För Mobilitet och kollektivtrafik, baserat på allokeringsfaktorer som används inom H2MIND-modellen, rankas Köln som det distrikt med högst efterfrågan inom många mobilitetssektorer. För bussar är Aachen, Wuppertal, Düsseldorf de tre bästa städerna i rankingen förutom Köln. Rekommendation är att investeringar fokuserar på distrikt med hög efterfrågan på vätgas under uppstartsfasen av infrastrukturutveckling (perioden 2025–2035), där högre utnyttjandefaktorer av infrastrukturtillgångarna förväntas och finansiella risker därför minimeras. Om man tittar på det vägda genomsnittliga TOTEX för de fyra analyserade varianterna, är släp med väte i gasform (‘GH2-lastbilar’) det lämpligaste alternativet för att koppla samman produktion och konsumtion under uppstartsfasen av infrastrukturutvecklingen (perioden 2025–2035). Ökande kostnadsfördelar förväntas för "om-utnyttjade naturgasrörledningar" efter 2035, tack vare den ökade efterfrågan på vätgas och den högre utnyttjandefaktorn för rörledningar. För perioden 2025–2035 är en helt centraliserad vätgasförsörjningsväg det bästa alternativet för att täcka bussrelaterad efterfrågan på vätgas i den inledande fasen av etablerandet av en vätgasinfrastruktur, med kostnadsparitet för elektrolys på plats vilket förväntas vara lösningen efter 2035Objectius de Desenvolupament Sostenible::7 - Energia Assequible i No Contaminant::7.2 - Per a 2030, augmentar substancialment el percentatge d’energia renovable en el con­junt de fonts d’energiaObjectius de Desenvolupament Sostenible::11 - Ciutats i Comunitats Sostenibles::11.2 - Per a 2030, proporcionar accés a sistemes de transport segurs, assequibles, accessi­bles i sostenibles per a totes les persones, i millorar la seguretat viària, en particular mitjan­çant l’ampliació del transport públic, amb especial atenció a les necessitats de les persones en situació vulnerable, dones, nenes, nens, persones amb discapacitat i persones gran

The Covenant of Mayors: In-depth Analysis of Sustainable Energy Action Plans

As part of the European Commission’s Covenant of Mayors Initiative, the European Commission’s Joint Research Centre has carried out an in-depth analysis of selected sustainable energy action plans (SEAPs). Based on a sample of 25 cities from different EU Member States, the study seeks to identify and extract the common and most important characteristics of how local authorities across Europe are developing and implementing this policy. The study examined the strategies used by different local authorities in their SEAPs, with specific analysis of methodology, policies, governance, external support and regional and national characteristics. This gives us a picture of the strengths and weaknesses of different cities in their attempts to reduce their total GHG emissions by 2020. The study focuses on two types of Covenant signatory: -cities already involved in climate, air quality, sustainability and energy plans who adapted their plans to the Covenant requirements -cities for which the Covenant was the point of departure for developing strategies to decrease their total emissions. Just as important are the conclusions drawn by the study, which cover areas such as: -best practices -circumstances favouring the adoption and implementation of local sustainable energy policies -small municipalities’ need for external support in developing their SEAP -the result of signatories joining forces to develop their SEAPs -the role of the covenant territorial coordinators (CTC)within the initiative.JRC.F.7-Renewables and Energy Efficienc

Local climate policies in Germany

Measures and strategies for climate adaptation and mitigation on the local level have become more or less obligatory. However, local governments face epistemic and organisational uncertainties. New agencies are created, new intra- and inter-organisational relationships are established and new competencies are requested. We argue that knowledge orders are of utmost importance for the institutionalisation of climate policies. We compare knowledge generation, the production of evidence and framing in the local administration of the three cities Munich, Frankfurt am Main and Stuttgart and find commonalities and differences