Wirtschaftlichkeit von Wasserstoffprojekten

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20. April 2023

Wirtschaftlichkeit von Wasserstoffprojekten

Bei den BemĂŒhungen um das Erreichen der Klimaziele rĂŒckt der grĂŒne EnergietrĂ€ger Wasserstoff (H2) im Rahmen der Sektorenkopplung immer weiter in den Vordergrund. Die Grundlage fĂŒr die Produktion von grĂŒnem Wasserstoff ist elektrische Energie aus Erneuerbare-Energien-Anlagen. Mithilfe eines Elektrolyseurs wird unter Nutzung der grĂŒnen elektrischen Energie und Wasser H2 produziert. Bei diesem Prozess entstehen Nebenprodukte wie AbwĂ€rme und Sauerstoff, die ebenfalls in verschiedenen Einsatzgebieten genutzt werden können und durch eine gezielte Vermarktung die Gestehungskosten des H2 reduzieren können. Optional kann die Umwandlung des H2-Gases in synthetisches Erdgas und dann weiter in verflĂŒssigtes Erdgas erfolgen. Diese Wertschöpfungskette wird auch als PtG-Wertschöpfungskette bezeichnet und bietet die Möglichkeit, die elektrische Energie in verschiedenen Sektoren dezentral zu nutzen.

Die nachfolgende Abbildung zeigt die PtG-Wertschöpfungskette von elektrischer Energie ĂŒber den Prozess der Elektrolyse zur Erzeugung von H2, die Umwandlung zu synthetischem Erdgas bzw. SNG (synthetic natural gas) und verflĂŒssigtem synthetischem Erdgas bzw. LNG (liquefied natural gas), die Speicherung und den Transport bis hin zur Nutzung der grĂŒnen EnergietrĂ€ger beim Endverbraucher.

Dabei kann diese PtG-Wertschöpfungskette (s. Abb. 1) von zwei Seiten ausgehend betrachtet werden: Zum einen ist die Ausgangslage eine definierte Menge an erzeugter grĂŒner elektrischer Energie, welche fĂŒr die Elektrolyse zur VerfĂŒgung steht. Auf der anderen Seite stehen die Endverbraucher, welche vorgeben, wie viel H2 benötigt wird.

Um das gesamte Szenario vom Endverbraucher bis hin zur Erzeugung betrachten zu können, startete 2022 das von der N-Bank geförderte Forschungsprojekt „H2-FEE Flexible EnergietrĂ€ger fĂŒr die Energiewende: Open WebGIS zur digitalen Analyse von PtG-Potentialen an dezentralen Energiestandorten“, das sich das Bundesland Niedersachsen als Beispiel nimmt. Das Ziel von H2-FEE ist es, eine transparente Plattform zur Identifikation von gĂŒnstigen und naturvertrĂ€glichen Standorten fĂŒr die H2-Produktion auf Basis von EE-Anlagen (Onshore-Windenergie sowie Photovoltaik), insbesondere in Regionen mit hoher Bioenergiedichte, zu entwickeln.

Dabei werden konkrete PtG-AnwendungsfĂ€lle fĂŒr den lĂ€ndlichen Raum beleuchtet. Diese AnwendungsfĂ€lle sind bspw. die Steigerung des Autarkiegrades von BĂŒrogebĂ€uden, Industriebetrieben oder lĂ€ndlichen Betrieben unter Nutzung eines saisonalen H2-Speichers oder die Optimierung von Windparks durch Nutzbarmachung abgeregelter elektrischer Energie, um somit vorhandene elektrische Energie in Form von grĂŒnen EnergietrĂ€gern speichern zu können.

Die Grundlage fĂŒr die Entwicklung dieser AnwendungsfĂ€lle bildet dabei die Wirtschaftlichkeit. In diesem Zusammenhang beschĂ€ftigten sich die AutorInnen mit der Analyse von Studien zu Stromgestehungskosten von Wasserstoff (levelized cost of hydrogen – LCOH) und deren zukĂŒnftiger Entwicklung.

Prognoseungenauigkeit der LCOH

Im Rahmen dieser Betrachtung wurden zwölf Studien (publiziert zwischen 2010 und 2021) zum Thema LCOH von grĂŒnem H2 analysiert. Die prognostizierten LCOH fallen in den verschiedenen Studien sehr unterschiedlich aus, da die Berechnungsgrundlagen jeweils unterschiedlich sind.

Einige Studien, wie zum Beispiel die „Wasserstoff-Farbenlehre“ des Instituts fĂŒr Klimaschutz, Energie und MobilitĂ€t, geben einen Überblick ĂŒber sĂ€mtliche H2-Herstellungsverfahren und liefern lediglich einen Durchschnittspreis pro Herstellungsprinzip. [1] Andere Studien betrachten nur ein bestimmtes Element in der Power-to-Gas-Wertschöpfungskette, wie den Transport oder die Elektrolyse, anhand eines konkreten Beispiels. [2] [3] In der Veröffentlichung „Systemvergleich speicherbarer EnergietrĂ€ger aus erneuerbaren Energien“ fließen beispielsweise sĂ€mtliche Einflussfaktoren wie etwa Wasserkosten, verschiedene Elektrolysetechnologien etc. mit in die Berechnungen ein. [4]

In den betrachteten Studien wurden LCOH fĂŒr die Jahre 2014, 2015, 2020, 2021, 2030 und 2050 angegeben. FĂŒr die Jahre 2014, 2020, 2021 und 2030 geben die betrachteten Studien lediglich Durchschnittspreise an, ohne die Elektrolysetechnologie oder andere Rahmenbedingungen weiter zu spezifizieren. Da fĂŒr die Jahre 2015 und das Jahr 2050 die meisten Werte (2015: 36, 2050: 47) mit vergleichbaren Rahmenbedingungen zur VerfĂŒgung stehen, werden diese im Weiteren beispielhaft genauer analysiert und verglichen.

Vergleich der Elektrolysearten

In den Studien werden verschiedene Elektrolyseverfahren betrachtet: Das Elektrolyseprinzip der Protonenaustauschmembran (Proton Exchange Membrane – PEM), die alkalische Elektrolyse (AEL) sowie die Hochtemperaturelektrolyse (HTEL). Diese verschiedenen Elektrolyseverfahren befinden sich jeweils in einem unterschiedlichen Entwicklungsstadium.

Die AEL ist das Àlteste der betrachteten Verfahren und seit mehreren Jahrzehnten im Einsatz. Die AEL weist somit unter den betrachteten Verfahren den höchsten Entwicklungsstand und die geringsten Kosten auf. [5] [6]

Die PEM-Elektrolyse existiert seit 25 Jahren. Ein Vorteil bei der PEM-Elektrolyse ist der grĂ¶ĂŸere Teillastbereich. Die fluktuierende Einspeisung von erneuerbaren Energien in den Elektrolyseur kann durch diese Technologie gut gehandhabt werden. [5]

Die HTEL befindet noch in der Phase der Laborerprobung, was die Kosten von 24,41 €/kg im Jahr 2015 erklĂ€rt. Zudem ist aufgrund des frĂŒhen Entwicklungsstadiums eine Vorhersage der Kosten mit großen Unsicherheiten verbunden. FĂŒr 2050 werden fĂŒr HTEL LCOH von etwa 6,60 €/kg angenommen. [6] Aufgrund der schwierigen Entwicklungsprognose sowie der dĂŒnnen Datenlage wird das HTEL-Prinzip im Folgenden nicht weiter betrachtet.

Tab. 1: Ausgangsszenarien, die den LCOH fĂŒr das Jahr 2015 und 2050 zugrunde liegen

BeschreibungWert 2015Wert 2050
Wasserbezugskosten2,0 €/m33,4 €/m3
Volllaststunden Elektrolyseur8.000 h/a8.000 h/a
Stromgestehungskosten3,84 – 16,91 ct/kWh0,69 – 15,71 ct/kWh
Laufzeit Elektrolyseur20 – 30 Jahre30 Jahre
Herstellungsland erneuerbarer EnergienDeutschland, Island, Schweden, Saudi-Arabien, MarokkoEuropa und Nordafrika, Deutschland, Island, Schweden, Saudi-Arabien, Marokko
Wirkungsgrad Elektrolyseur67%69 – 84 %

In den verschiedenen Studien werden in den Jahren 2015 und 2050 unterschiedliche Ausgangsparameter zugrunde gelegt. Es wird deutlich, dass es im Verlauf von 2015 bis 2050 einige Abweichungen der Ausgangsparameter gibt. So steigen die Wasserbezugskosten von 2,0 €/m3 im Jahr 2015 auf 3,4 €/m3 im Jahr 2050. Die Vollaststunden des Elektrolyseurs werden bei beiden Vergleichsjahren auf 8.000 Volllaststunden gesetzt. Die Stromgestehungskosten sinken von 3,84 bis 16,91 ct/kWh im Jahr 2015 auf 0,69 bis 15,71 ct/kWh im Jahr 2050.

Die breite Preisspanne bei den Stromgestehungskosten ergibt sich aus den unterschiedlichen Herstellungsorten und -technologien der grĂŒnen elektrischen Energie. WĂ€hrend in Nordeuropa grĂŒne elektrische Energie vor allem aus Windenergie gewonnen wird, verlagert sich die Erzeugungstechnologie sukzessive hin zu Photovoltaik (PV), je weiter sĂŒdlich das jeweilige Erzeugungsland liegt. So wird beispielsweise in den HerstellungslĂ€ndern Marokko und Saudi-Arabien grĂŒne elektrische Energie vor allem mittels Photovoltaik erzeugt. [7] Der Wirkungsgrad steigt von 67 Prozent im Jahr 2015 auf 69 bis 84 Prozent im Jahr 2050. Die Laufzeit der Elektrolyseure verlĂ€ngert sich von 20 bis 30 Jahren in 2015 auf 30 Jahre in 2050.

Der Median liegt im Jahr 2015 fĂŒr AEL bei 5,59 €/kgH2 und bei 5,28 €/kgH2 fĂŒr PEM-Elektrolyse. Die Mittelwerte betragen fĂŒr die AEL 5,29 €/kgH2 und fĂŒr die PEM-Elektrolyse 5,28 €/kgH2. Die Streuung der LCOH ist bei der AEL grĂ¶ĂŸer als bei der PEM-Elektrolyse, da mehr Daten vorliegen. Die Standardabweichung von den Mittelwerten betrĂ€gt bei AEL 1,70 €/kgH2 und bei der PEM-Elektrolyse 0,02 €/kgH2. Dadurch existieren fĂŒr die AEL einerseits LCOH, die deutlich ĂŒber dem Niveau der PEM-Elektrolyse liegen, als auch solche, die deutlich darunter liegen. Ausschlaggebend hierfĂŒr sind in erster Linie die unterschiedlichen Stromgestehungskosten in den verschiedenen ErzeugungslĂ€ndern.

Die Preisspanne fĂŒr AEL reicht im Jahr 2015 von 2,47 bis 8,59 €/kgH2. Bei der PEM-Elektrolyse reicht sie lediglich von 5,25 bis 5,30 €/kgH2.

Im Vergleich zum Jahr 2015 ist fĂŒr das Jahr 2050 eine generelle Abnahme der LCOH zu beobachten. Die Mediane sinken auf 4,18 €/kgH2 fĂŒr AEL und auf 4,65 €/kgH2 fĂŒr PEM-Elektrolyse. Die Mittelwerte betragen im Jahr 2050 4,14 €/kgH2 fĂŒr die AEL und 4,01 €/kgH2 fĂŒr die PEM-Elektrolyse. Da im Jahr 2050 im Gegensatz zu 2015 mehr Daten fĂŒr die LCOH von PEM-Elektrolyseuren vorliegen, ist die Streuung ebenfalls grĂ¶ĂŸer. Auch bei den LCOH von AEL kommt es weiterhin zu einer Streuung. Die Abweichungen von den Mittelwerten betragen fĂŒr AEL 1,62 €/kgH2 und fĂŒr PEM-Elektrolyseure 0,94 €/kgH2.

Die prognostizierte Preisspanne fĂŒr die LCOH liegt fĂŒr das Jahr 2050 bei der AEL zwischen 1,26 und 5,53 €/kgH2, wĂ€hrend bei der PEM-Elektrolyse LCOH von 2,87 bis 4,84 €/kgH2 prognostiziert werden.

Vergleich der LCOH 2015 und 2050

Tendenziell kann im zeitlichen Verlauf von den LCOH aus 2015 bis zu den prognostizierten Kosten im Jahr 2050 eine Verringerung der LCOH beobachtet werden. Eine Ursache fĂŒr diese Entwicklung ist der Ausbau der erneuerbaren Energien, welcher niedrigere Gestehungskosten fĂŒr grĂŒne elektrische Energie zur Folge hat. [8] Zudem sorgen der Fortschritt sowie der Skaleneffekt in der Elektrolysetechnik fĂŒr sinkende Investitionskosten bei Elektrolyseuren. [9]

Allerdings sind in den verschiedenen Beobachtungsjahren erhebliche Unterschiede in den LCOH zu erkennen. Der Grund hierfĂŒr lĂ€sst sich auf unterschiedliche Ursachen zurĂŒckfĂŒhren.

Die Stromgestehungskosten haben einen signifikanten Anteil an den LCOH. Je nach Erzeugungsland kommt es hier zu erheblichen Unterschieden. Staaten wie zum Beispiel Marokko oder Saudi-Arabien bieten aufgrund der hohen Sonneneinstrahlung gĂŒnstigere elektrische Energie aus PV-Anlagen an als Deutschland. Dies schlĂ€gt sich in den LCOH nieder. Bei gleichem Elektrolyseverfahren (AEL) und gleicher Energiequelle (PV) betrugen im Jahr 2015 die LCOH in Deutschland durch PV 5,81 €/kg und 4,28 €/kg in Marokko. Obwohl die Kosten fĂŒr H2 tendenziell sinken, wird auch fĂŒr 2050 dieser Trend vorhergesagt, mit LCOH von 4,24 €/kg (PV aus Deutschland) beziehungsweise 3,43 €/kg (PV aus Marokko). Hierbei ist ein Transport nach Deutschland noch nicht mitberĂŒcksichtigt. [4]

WĂ€hrend die Erzeugungskosten fĂŒr erneuerbare Energien sinken, steigen die Kosten fĂŒr den Energietransport. Ursache hierfĂŒr ist der Umbau bzw. die Anpassung des Übertragungsnetzes an eine regenerative Erzeugungslandschaft, welche mit höheren Anforderungen an die Übertragungsnetze einhergeht und folglich zu höheren Übertragungskosten fĂŒhrt.

Laut einer Studie des Umweltbundesamtes aus dem Jahr 2020 steigen die Kosten fĂŒr elektrische Energie (Drehstrom) von 2,4 ct/kWh auf 4,1 ct/kWh. FĂŒr Produktionsszenarien, bei denen H2 in Deutschland mittels importierter elektrischer Energie aus EE-Anlagen erzeugt wird, werden die Einsparungen in der Erzeugung von elektrischer Energie durch die Kostensteigerungen beim Transport der elektrischen Energie wieder kompensiert, so dass die Stromgestehungskosten annĂ€hernd gleich bleiben. [4]

Power-to-Gas Simulation

Wie bei der Analyse der LCOH in den verschiedenen Studien deutlich wird, liegen den LCOH oftmals verschiedene Rahmenbedingungen zugrunde. Aus diesem Grund ist fĂŒr zukĂŒnftige PtG-Projekte eine individuelle Betrachtung elementar, um eine Vorhersage ĂŒber die LCOH treffen zu können. Eine Simulation kann eine wertvolle Hilfe sein, um teure Fehlinvestitionen zu vermeiden. Mit Fehlinvestition ist zum Beispiel die Auswahl eines Elektrolyseurs mit zu hoher Nennleistung gemeint, welcher nicht ausreichend ausgelastet ist. Die Kombination niedrige Auslastung und hohe Investition treibt die LCOH in die Höhe.

Die PtG-Simulation der AutorInnen bietet eine ökologische, wirtschaftliche und energetische Analyse zur H2-Erzeugung in Kombination mit EE-Anlagen (Wind/PV/Wasserkraft/Biomasse). Die PtG-Simulation analysiert unter anderem LCOH, produzierte H2-Mengen, Nebenprodukte (wie bspw. AbwÀrme und Sauerstoff), benötigte Wassermenge und die Nennleistung sowie Auslastung des Elektrolyseurs. So können Elektrolyseurprojekte wirtschaftlich und ökologisch bewertet werden.

Aus zwei durch die AutorInnen simulierten Projekten aus dem Jahr 2022 ergeben sich LCOH von 4,22 €/kg und 9,38 €/kg. Dabei liegen unterschiedlich hohe Stromgestehungskosten von 3,8 ct/kWh und 7,33 ct/kWh zugrunde.

Das Energiewirtschaftliche Institut an der UniversitĂ€t zu Köln (EWI) nennt in einer Veröffentlichung durchschnittliche LCOH von grĂŒnem H2 fĂŒr das Jahr 2022 von 6,18 €/kg bei Stromgestehungskosten von 16,18 ct/kWh. [10] Diese LCOH spiegeln auch den Mittelwert von 6,8 €/kg LCOH der PtG-Simulationen wider. In der PtG-Simulation wurden höhere Investitionskosten fĂŒr den Elektrolyseur pro Kilowatt angenommen als bei der Durchschnittsberechnung vom EWI.

Was sind nun die GrĂŒnde fĂŒr die unterschiedlich hohen LCOH?

Kostenreduktion durch PtG-Simulation

Im Rahmen verschiedener Simulationen wurde deutlich, dass eine Kombination von Wind- und PV-Parks eine höhere Auslastung des Elektrolyseurs erreicht. Es konnte weiterhin festgestellt werden, dass sich ein Unterschied zwischen Windparks in KĂŒstennĂ€he und Windparks im Binnenland in der Auslastung des Elektrolyseurs widerspiegelt.

FĂŒr diese Feststellung wurden Berechnungen fĂŒr drei verschiedene Szenarien durchgefĂŒhrt:

  • Kombinierter elektrischer Energiebezug aus Wind und PV mit 12 MW Nennleistung (Binnenland)
  • elektrischer Energiebezug eines kĂŒstennahen Windparks mit 12 MW Nennleistung
  • elektrischer Energiebezug eines Windparks im Binnenland mit 11,5 MW Nennleistung

In diesem Vergleich wurden dieselben Stromgestehungskosten, Wasserbezugskosten, Investitionskosten des Elektrolyseurs sowie dieselbe Betriebsdauer in Jahren des Elektrolyseurs zugrunde gelegt. Lediglich die Anlagentypen unterscheiden sich voneinander und weisen somit auch unterschiedliche Leistungskennlinien auf. Zudem basieren die Simulationen jeweils auf verschiedenen Windjahren.

Basierend auf diesen Rahmenbedingungen wurde eine PtG-Simulation ausschließlich fĂŒr PEM-Elektrolyseure durchgefĂŒhrt (s. Abb. 4).

Bei allen Szenarien ist ein RĂŒckgang der Auslastung bei steigender ElektrolyseurgrĂ¶ĂŸe erkennbar. Bei der kleinsten betrachteten ElektrolyseurgrĂ¶ĂŸe von 250 kW liegen die Auslastungen bei 91 bis 93 Prozent fĂŒr reinen WEA-Energiebezug und 95 Prozent fĂŒr kombinierten Energiebezug aus Wind und PV. Als maximale ElektrolyseurgrĂ¶ĂŸe werden 12 MW betrachtet, da dieser der Maximalleistung der betrachteten Energiequellen entspricht. Hier ergeben sich Auslastungen von 17 bis 18 Prozent fĂŒr reinen WEA-Energiebezug und 33 Prozent fĂŒr den kombinierten Energiebezug.

Zudem wird ersichtlich, dass die Auslastungskurve fĂŒr den Bezug der elektrischen Energie aus Wind und PV durchgehend ĂŒber den Auslastungskurven fĂŒr reinen WEA-Energiebezug liegt. Die Auslastung ist im Fall eines Energiebezugs aus Wind und PV weniger stark und geht deutlich geradliniger zurĂŒck als in den anderen beiden Szenarien, wo eine deutliche Kurvenform zu erkennen ist. Das bedeutet, dass dem gleichen Elektrolyseur bei Bezug elektrischer Energie rein aus Wind weniger Energie zur VerfĂŒgung steht und die Auslastung dementsprechend zurĂŒckgeht.

Durch die Nutzung verschiedener regenerativer Energiequellen in Kombination sind diese in der Lage, die natĂŒrlichen Schwankungen der Einspeiseprofile der jeweils anderen Energiequelle auszugleichen. Die Kombination verschiedener Energiequellen wie Wind und PV sorgt somit fĂŒr eine höhere Auslastung des Elektrolyseurs.

Abbildung 5 zeigt, dass bei kombinierter Nutzung von Wind und PV die LCOH durchgehend unter denen einer ausschließlichen Windenergieeinspeisung liegen, da die Auslastung durchgehend höher ist, der jeweilige Elektrolyseur also eher sein ganzes Potential nutzen kann. Die Preise liegen in diesem Fall zwischen rund 4,99 €/kg bis 7,46 €/kg.

Erkennbar ist, dass die LCOH beispielsweise bei Nennleistungen von etwa 2.200 kW auf 2.500 kW leicht sinken. Grund hierfĂŒr ist der Systemverbrauch der betrachteten Elektrolyseure. Dieser gibt an, wie viel Kilowattstunden an elektrischer Energie fĂŒr die Produktion von 1 Normkubikmeter H2 benötigt werden. Hat nun der nĂ€chstgrĂ¶ĂŸere Elektrolyseur einen geringeren Systemverbrauch, so kann mit der gleichen Energiemenge mehr H2 produziert werden, und die LCOH sinken trotz geringerer Auslastung.

In diesem konkreten Fall hat ein Elektrolyseur mit einer Leistung von 2.210 kW einen Systemverbrauch von 5,3 kWh/NmÂł H2, wĂ€hrend der nĂ€chstgrĂ¶ĂŸere Elektrolyseur eine Leistung von 2.500 kW bei 5 kWh/NmÂł H2 hat. Der verringerte Systemverbrauch hat hier den grĂ¶ĂŸeren Einfluss auf die LCOH als die verringerte Auslastung durch die zusĂ€tzlichen 290 kW an Leistung. Die passende Auswahl des Elektrolyseurs fĂŒhrt somit zu einer signifikanten Einsparung bei den LCOH.

Obwohl die betrachteten Szenarien Àhnliche Rahmenbedingungen vorweisen, unterscheiden sich die berechneten LCOH erheblich voneinander. Bei ein und derselben Anlage stehen Auslastung und LCOH in indirekter ProportionalitÀt zueinander. Sobald allerdings verschiedene Anlagen miteinander verglichen werden, ist eine unterschiedliche Preisentwicklung zu beobachten. Dies unterstreicht die Notwendigkeit einer projektspezifischen Betrachtung.

Zusammenfassung

Aufgrund der unterschiedlichen Faktoren, welche die LCOH beeinflussen, kann keine allgemeingĂŒltige Aussage zur Entwicklung der H2-Preise getroffen werden. So stehen Preise aus dem Jahr 2015 in Höhe von 5,25 bis 5,30 €/kg Preisen aus den Analysen aus dem Jahr 2022 von 4,22 €/kg und 9,38 €/kg sowie den vom EWI berechneten durchschnittlichen LCOH von 6,18 EUR/kg gegenĂŒber.

Bei der Analyse von Studien zu LCOH wurde festgestellt, dass es eine Vielzahl von Faktoren gibt, welche die LCOH beeinflussen. Wichtige Faktoren sind:

  • Elektrolyseurprinzip und Wirkungsgrad (bzw. Systemverbrauch)
  • Stromgestehungskosten
  • Auslastung des Elektrolyseurs
  • Investitionskosten des Elektrolyseurs
  • Herstellungsland erneuerbarer Energien
  • BerĂŒcksichtigung von Transportkosten

Die Kombination von Wind und PV fĂŒhrt zu einer höheren Auslastung des Elektrolyseurs. Einen weiteren Einfluss auf die LCOH haben unterschiedliche WEA-Anlagentypen und WEA-Standorte.

Bei der Annahme von Trends, wie beispielsweise der allgemeinen Reduzierung der LCOH bis 2050 aufgrund von sinkenden Stromgestehungskosten sowie sinkenden Investitionskosten bei Elektrolyseuren, sind sich die betrachteten Studien einig.

Eine detaillierte PtG-Simulation kann bereits in der frĂŒhen Projektplanungsphase Optimierungspotentiale fĂŒr die Umsetzung eines H2-Projektes aufzeigen und beispielsweise eine Überdimensionierung des Elektrolyseurs vermeiden und somit Investitionskosten sparen.

Zusammenfassend lĂ€sst sich festhalten, dass sich LCOH fĂŒr spezifische Projekte nur vorhersagen lassen, wenn alle Parameter bekannt sind. Aus diesem Grund ist es nicht praktikabel, allgemeine SchlĂŒsse fĂŒr die Wirtschaftlichkeit von speziellen PtG-Projekten basierend auf prognostizierten Preisentwicklungen verschiedener Studien zu ziehen.

Literatur

[1] P. Horng, M. Kalis, u.a., IEKM, Dezember 2020. www.ikem.de/wp-content/uploads/2021/01/IKEM_Kurzstudie_Wasserstoff_Farbenlehre.pdf

[2] P. Wienert, P. Stöver, u.a., Production and transportation costs for green hydrogen from an offshore wind farm to an industrial end-user onshore, www.umlaut.com/uploads/documents/210812_Whitepaper_umlautKongstein_Hydrogen-ProductionTransportation.pdf

[3] DLR; LBST; u.a., Studie ĂŒber die Planung einer Demonstrationsanlage zur Wasserstoff-Kraftstoffgewinnung durch Elektrolyse mit Zwischenspeicherung in Salzkavernen unter Druck, Stuttgart, 2014

[4] A. Liebich, T. Fröhlich, u.a., Systemvergleich speicherbarer EnergietrÀger aus erneuerbaren Energien, Umweltbundesamt, www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/479/publikationen/texte_2020_68_systemvergleich_speicherbarer_energietraeger_aus_erneuerbaren_energien.pdf

[5] B. Pitschak, J. Mergel, u.a., Elektrolyse-Verfahren,” in Wasserstoff und Brennstoffzelle, Berlin, Heidelberg, Springer Vieweg, 2017, S. 207-227

[6] A. Liebich, T. Fröhlich, u.a., Umweltbundesamt, www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/479/publikationen/texte_2020_68_anhang_detailanalysen_zum_systemvergleich_speicherbarer_energietraeger_aus_erneuerbaren_energien.pdf

[7] Agora Energiewende and AFRY Management Connsulting, No-regret hydrogen: charting early steps for H₂ infrastructure in Europe, https://static.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2021/2021_02_EU_H2Grid/A-EW_203_No-regret-hydrogen_WEB.pdf

[8] W. E. Council, Working Paper Hydrogen Demand and Cost Dynamics, World Energy Council, 2021

[9] Reiner Lemoine Institut, Netzdienliche Wasserstofferzeugung – Studie zum Nutzen kleiner, dezentraler Elektrolyseure, 2022

[10] E. I. a. d. U. z. K. g. EWI, E.ON, www.eon.com/de/wasserstoff/h2-bilanz/kosten.html

AutorInnen: Nele Uhlenwinkel
nele.uhlenwinkel@energiesynergie.de
Prof. Dr. Carsten Fichter
carsten.fichter@energiesynergie.de
Steve Stengel
steve.stengel@energiesynergie.de
alle EnergieSynergie GmbH, Bremerhaven

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