Erste kommerzielle Produktion von grünem Wasserstoff

Erste kommerzielle Produktion von grünem Wasserstoff

Tschechien: Solar Global betreibt Elektrolyseanlage

Ein Elektrolyseur in der Kleinstadt Napajedla im Südosten der Tschechischen Republik hat den ersten grünen Wasserstoff des Landes aus Solarstrom produziert. Die industrielle grüne Wasserstoffproduktionsanlage wird von Solar Global betrieben, einem der führenden Akteure in der tschechischen Branche für erneuerbare Energien.

Diese Wasserstoffproduktionsanlage sollte vor allem als Pionierprojekt verstanden werden, denn ihre Leistung von 230 kW ist relativ gering. Es können bis zu 246 MWh Strom pro Jahr aufgenommen werden. Der Strom stammt aus einer Photovoltaikanlage mit 611 kW Peakleistung. Ein Batteriespeicher puffert die Differenzen zwischen Erzeugung und Verbrauch. Entsprechend der tschechischen Wasserstoffstrategie wird der Wasserstoff vor allem als Treibstoff eingesetzt.

„Der so erzeugte grüne Wasserstoff kann an der Tankstelle in Napajedla nicht nur in Lkw und Busse, sondern auch in Pkw mit umweltfreundlichem Wasserstoffantrieb getankt werden“, erklärte Vítězslav Skopal, Eigentümer der Solar Global Group. Laut Solar Global kann die Anlage jährlich rund acht Tonnen grünen Wasserstoff liefern. Damit kann ein Pkw 800.000 Kilometer und ein Wasserstoffbus 80.000 Kilometer weit fahren.

Gesamte Wertschöpfungskette abdecken

Die Wasserstoffherstellung soll Schritt für Schritt zu einem wichtigen Industriezweig in Tschechien entwickelt werden. Dabei stellt sich die Solar Global Group eine Entwicklung der gesamten Wertschöpfungskette vor. Neben der Herstellung von Wasserstoff will das Unternehmen perspektivisch auch Fahrzeuge betreiben, die mit Brennstoffzellen ausgestattet sind. Schließlich will sich die Solar Global Group auch in der Bereitstellung von Wasserstoff über Tankstellen engagieren. „All dies setzt natürlich den Bau weiterer notwendiger Technologien voraus, das heißt Wasserstoffverdichtung, -speicherung und -tankstellen, die die nächsten Etappen unseres Pilotprojekts darstellen“, erklärte Skopal.

Die Herstellung des ersten Kilogramms tschechischen Wasserstoffs wurde finanziell vom Staatlichen Umweltfonds der Tschechischen Republik (SEF CR) gefördert, der seit 1992 besteht. Bislang hat das Umweltministerium vier Elektrolyseure aus dem Umweltfonds finanziell unterstützt. „Zwei weitere Projekte werden derzeit geprüft“, sagte Lucie Früblingová, Sprecherin des staatlichen Umweltfonds. Die Programme, aus denen heraus Wasserstoffprojekte gefördert werden können, werden derzeit erweitert. Die Anzahl der geförderten Projekte und die Summe der Subventionen sollen in der Zukunft steigen.

Fossile Firmen wollen grünen Wasserstoff produzieren

Auch Orlen Unipetrol, der größte Produzent von „grauem“, fossilem Wasserstoff in der Tschechischen Republik, soll Fördermittel erhalten. Das Unternehmen, das dem polnischen Mineralölriesen Orlen gehört, will einen Elektrolyseur in Verbindung mit einem Solarkraftwerk in Litvínov installieren. Mit dem Aufbau der Anlage soll zwischen 2024 und 2025 begonnen werden, die Produktion von grünem Wasserstoff soll Ende 2028 anlaufen. Unipetrol ist aber jetzt schon klar, dass die eigene Produktion nur einen Bruchteil seines Wasserstoffbedarfs decken kann. Man denkt bereits über H2-Importe nach.

Ein weiterer Elektrolyseur, der von dem Umweltfonds gefördert wird, gehört der Sev.en Energy Group. Das Bergbauunternehmen betreibt den einst großen Braunkohletagebau in Most, Komořany, der bald auslaufen soll, und die dazugehörigen Kohlekraftwerke. Sev.en plant einen massiven Ausbau von Solarkraftwerken mit einer Gesamtkapazität von 120 MW. Hier ist ein 17,5-MW-Elektrolyseur vorgesehen, der ab 2027 360 Tonnen grünen Wasserstoff pro Jahr produzieren soll. Die Kosten für das Wasserstoffsystem belaufen sich laut Pavel Farkač, Geschäftsführer von Sev.en, auf etwa 700 Mio. CZK, was umgerechnet 28,5 Mio. Euro entspricht, wovon ein substanzieller Anteil durch die Subventionen des Umweltfonds gedeckt werden soll.

Tschechiens Regierung hat im Oktober 2023 einen Entwurf für einen Energie- und Klimaplan für die Jahre bis 2030 vorgelegt. Laut der Pressemitteilung des Umweltministeriums soll bis zum Ende des Jahrzehnts vermehrt Wasserstoff für Industrie und Mobilität eingesetzt werden. Der Plan sieht außerdem vor, keinen Braunkohlestrom mehr zu exportieren.

Autorin: Aleksandra Fedorska

Nationale Wasserstoffstrategie für Tschechien (auf Englisch): www.hytep.cz/images/dokumenty-ke-stazeni/Czech_Hydrogen_Strategy_2021.pdf

FRHY-Stack, der Erste seiner Art!

FRHY-Stack, der Erste seiner Art!

Technologieplattform für hochratenfähige Elektrolyseurproduktion

Das Verbundprojekt FRHY im Wasserstoff-Leitprojekt H2Giga zielt auf die Hochskalierung der Elektrolyseurproduktion ab. Damit die Entwicklung der erforderlichen Technologielösungen gelingt, wurde der FRHY-Stack als Referenz geschaffen: ein Elektrolyseur mit hohem Wirkungsgrad und dem Potenzial für eine industrielle Massenfertigung, der zudem den Wissens- und Technologietransfer unterstützt.

Die insgesamt zehn Zellen des FRHY-Stacks bestehen jeweils aus zwei umgeformten und gefügten Blechplatten, den sogenannten Bipolarplatten (BPP). Diese beiden Halbplatten werden auf einer am Fraunhofer-Institut für Werkzeugmaschinen und Umformtechnik (IWU) neu entwickelten Anlage zunächst mit hoher Geschwindigkeit prägend gewalzt. Anschließend werden sie in einem hinsichtlich der Prozessgeschwindigkeit angepassten Fügeverfahren miteinander verschweißt.

FRHY – der Referenzstack
Eine weitere wesentliche Komponente ist die Protonen-Austausch-Membran (MEA). Diese wird in einem neuartigen lnkjet-Druckverfahren (Fraunhofer ENAS) hergestellt. BPP und MEA sind in einen stabilen Folienrahmen, das Subgasket, eingebettet und werden durch verschiedene Dichtungen und die porösen PTL/GDL-Matten (engl. Porous Transport Layer bzw. Gas Diffusion Layer) ergänzt. Somit entsteht ein auf industrielle Massenfertigung ausgelegtes Zelldesign.

Die Zu- und Abführung der Medien Wasser beziehungsweise Wasserstoff am Stack – dem Stapel mehrerer Zellen – erfolgt durch Kanäle am Rand jeder Zelle. Die beiden vergoldeten Kontaktplatten am Stapelende versorgen den Stack mit Energie.

Der FRHY-Referenz-Stack ist für verschiedene Nutzungsszenarien geeignet und verfügt über einen hohen Wirkungsgrad. Damit stellt die Referenzfabrik.H2 erstmals eine Basis zur Verfügung, die es einer Vielzahl von Branchen beziehungsweise Unternehmen ermöglicht, einzelne Komponenten technologisch und wirtschaftlich zu bewerten, ihr individuelles Geschäftsmodell zu entwickeln und sich in der Lieferkette zu platzieren.

       
Abb. 1: FRHY-Referenz-Stac                                                                             Parameter
Quelle: Referenzfabrik.H2

In der ersten Entwicklungsphase entstand der Design-Baukasten. Dieser definiert wesentliche Parameter für die Auslegung der Zell- beziehungsweise Stack-Komponenten und stellt verschiedene Ausführungen gegenüber. Dabei konnten zunächst zwei sehr funktionale Designs herausgearbeitet werden, die für die Fertigung von Zellen in hohen Stückzahlen infrage kommen. Die Variante M ist die Basis für den FRHY-Stack; das fertigungstechnische Potenzial beruht auf metallischen BPP.

Zusätzlich wurde eine Variante K entwickelt. Diese zeichnet sich durch einen neu geschaffenen, intelligenten Kunststoffrahmen aus, der automatisiert in großen Stückzahlen gefertigt werden kann. Auf der Grundlage dieser Designs stellten die Ingenieure Komponenten her und führen diese im FRHY-Stack zusammen.

Für die Entwicklung der nächsten, hochratenfähigen Generation von Elektrolyseuren steht somit ein wertvoller Bezugsrahmen zur Verfügung. Gerade Elektrolyseure im (preissensiblen) kW-Bereich sind ohne hochratenfähige Produktionsprozesse kaum markttauglich. Sind die Verkaufspreise hingegen attraktiv, entsteht allein durch den Energiespeicherbedarf in Windparks oder Wohnhäusern ein riesiger Markt. Auch für Anwendungsszenarien im Megawatt-Bereich wäre der Stack einsetzbar. Durch die Kopplung von Stacks ließen sich Anlagen für die Produktion großer Mengen an Wasserstoff realisieren, um beispielsweise das verarbeitende Gewerbe und die Grundstoff-Industrie zu versorgen.

Stoßrichtung des Verbundvorhabens FRHY
FRHY verfolgt einen technologieoffenen Ansatz zur Entwicklung neuer Module für eine hochskalierbare Elektrolyseurproduktion und deren digitale Zwillinge. Das Ziel ist, einen Baukasten der wesentlichen Produktionsschritte zu deren technologischer und wirtschaftlicher Bewertung zu schaffen und damit die Industrie bei der Auswahl der Fertigungsverfahren unter Berücksichtigung wichtiger Parameter, wie insbesondere Skalierbarkeit, Qualität und Kosten, zu unterstützen. So lassen sich Produktionsvarianten berechnen und mögliche Fertigungsstrategien, etwa hinsichtlich Automatisierung oder einer integrativen kontinuierlichen Prozessführung, analysieren. Damit können nicht nur Investitionskosten beziffert, sondern auch Return-on-Investment-Aussagen im Verhältnis zur geplanten Produktionsmenge abgeleitet werden.

Die FRHY-Methodik gestattet auch eine Vernetzung von Produktionslinien zu einem gesamten Wertschöpfungssystem. Dadurch wird Transparenz geschaffen und der Aufbau von Lieferketten unterstützt. Zudem erleichtert sie die Fabrikplanung und Entscheidungen über eine effektive Fertigungstiefe.

Produktions- und Prüfverfahren für Elektrolyseure verleiht der FRHY-Ansatz typübergreifend einen enormen Schub und sorgt für einen hohen Technologie-Reifegrad. Ein wesentlicher Schwerpunkt dabei ist, den Nachweis robuster und skalierbarer Prozesse zu erbringen. Davon wird auch die Qualität und Lebensdauer des Produkts profitieren: Stabile Prozesse sorgen zudem für eine wirtschaftliche Massenproduktion hochwertiger Elektrolyseure und sind die Grundlage kontinuierlicher Weiterentwicklung sowohl der Produktion als auch des Produkts.

H2Giga und FRHY
Mit dem Wasserstoff-Leitprojekt H2Giga unterstützt das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) Deutschlands Einstieg in die Wasserstoffwirtschaft. In vier Jahren Laufzeit (bis März 2025) soll es vorhandene Hürden auf dem Weg zur serienmäßigen Herstellung großskaliger Wasserelektrolyseure überwinden. FRHY vereint die Fraunhofer-Institute IWU, ENAS, IPT, IPA, IMWS und IWES. Der dezentrale Aufbau ermöglicht es, regionale Partner und Netzwerke in Baden-Württemberg, Nordrhein-Westfalen und Mitteldeutschland einzubinden.

Potenziale
FRHY verknüpft physische und virtuelle Lösungen und sorgt so für einen enormen Innovationsimpact in der Elektrolyseurproduktion. Aus diesem Leitziel des Verbundvorhabens ergeben sich ehrgeizige Vorhaben, die den Weg in die Massenproduktion von Elektrolyseuren ebnen werden.

Die Entwicklung neuartiger, konfigurierbarer Produktions- und Prüfmodule für die Schlüsselprozessschritte der Stack-Herstellung wird die Fertigungskosten um mindestens 50 Prozent senken und die Produktqualität um 20 Prozent verbessern, bei einer erheblich verlängerten Lebensdauer der Elektrolyseur-Gesamtsysteme.

Die dabei zu lösenden Forschungsfragen umfassen vorrangig die Erweiterung der technologischen Grenzen der Elektrolyseurproduktion. Parallel dazu sind wissenschaftliche Impulse zur produktionsoptimierten „Next Generation“ der Elektrolyseure zu erwarten. FRHY, das Verbundprojekt in H2Giga, und insbesondere der FRHY-Stack haben dafür eine wesentliche Grundlage geschaffen.

Digital abgebildete Produktions- und Prüfmodule werden in einen Technologiebaukasten für die Stack-Produktion integriert. Dieser fasst die Resultate aus den physischen und digitalen Analysen zusammen. Dadurch lassen sich erstmals von der Industrie dringend benötigte quantifizierbare Aussagen zur Ausbringungsmenge, zu Kosten und zum Funktionsbereich in Abhängigkeit vom Fertigungsverfahren ableiten.

Chancen
Mit dem FRHY-Referenzstack wurde erstmals eine Lösung geschaffen, die die Basis für eine industrielle Massenfertigung von Elektrolyseurkomponenten darstellt. Nicht nur die konsequente Umsetzung von kontinuierlichen Rolle-zu-Rolle-Fertigungstechnologien führt zur Erhöhung der Produktionsmengen. Auch neue Verfahren, die bewusst auf den sparsamen Einsatz kritischer Materialien (z. B. Platin, Iridium, Titan) setzen, und In-situ-Prüftechnologien resultieren in einer substanziellen Senkung der Produktionskosten.

Entstanden sind eine echte Referenz und ein technologischer „Rohdiamant“, die für eine industrielle Umsetzung durch Unternehmen zur Verfügung stehen. Damit ist ein wichtiger Grundstein für die künftige Verfügbarkeit von Wasserstoffsystemen zu bezahlbaren Preisen gelegt – und letztlich für einen H2-Endpreis auf wirtschaftlich vertretbarem Niveau.


Abb. 2: Walzprägen von Bipolarplatten: Die Struktur der Bipolarplatte wird durch ein Walzenpaar geprägt. Hauptvorteil dieses Verfahrens ist die hohe Prozessgeschwindigkeit, die zu einer substanziellen Steigerung der Stückzahlausbringung, Skaleneffekten und schließlich zu einer deutlichen Reduktion der Kosten führt.

Die Referenzfabrik.H2
Die Gesamtkoordination für das Verbundprojekt FRHY liegt bei der Referenzfabrik.H2 des Fraunhofer IWU. Die Referenzfabrik.H2 hat sich das Ziel gesetzt, Schrittmacher für die industrielle Massenproduktion von Elektrolyseuren und Brennstoffzellen zu sein. Industrie und Wissenschaft verstehen sich dabei als Wertschöpfungsgemeinschaft, die gemeinsam am zügigen Hochlauf einer effizienten, stückzahlskalierbaren Produktion von Wasserstoffsystemen arbeitet.

Die Referenzfabrik.H2 basiert auf den Forschungs- und Entwicklungsprojekten des Fraunhofer IWU. Daraus entstandene Lösungen bieten die fertigungstechnische Grundstruktur. Hier bringen die Industrieunternehmen ihre Kernkompetenzen ein und entwickeln diese gemeinsam mit den beteiligten Fraunhofer-Instituten sowie anderen Industrieunternehmen weiter. Nur mit diesem engen Schulterschluss zwischen Wissenschaft und Industrie kann es gelingen, schneller leistungsstarke, kostengünstigere Systeme für den Masseneinsatz zu produzieren.

Autorin: Dr. Ulrike Beyer, Referenzfabrik.H2 am Fraunhofer IWU

 

Potenziale der Digitalisierung

Potenziale der Digitalisierung

Günstiger grüner Wasserstoff durch Digitalisierung

Die Planungen zum Ausbau der deutschen Wasserstofflandschaft sind in vollem Gange. Viele Elektrolyseure zur Produktion von grünem Wasserstoff sowie Tausende Kilometer neugebauter oder umgestellter Pipelines zum Transport des Wasserstoffs werden in den nächsten Jahren errichtet werden. Dies bietet uns die Chance, die beiden Zukunftstrends Wasserstoff und Digitalisierung von Anfang an gemeinsam zu denken und Digitalisierung im Wasserstoffsektor zu implementieren. Dieser Beitrag soll zeigen, welche Potenziale die Digitalisierung entlang der gesamten grünen H2-Wertschöpfungskette heben kann.

Die Bundesregierung hat das Ziel der Vollversorgung auf Basis von Wind- und Solarstrom bis 2035 ausgerufen und sich zum Ziel der ganzheitlichen Treibhausgasneutralität bis 2045 bekannt. Um die mit dem beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien einhergehende Volatilität in Sachen Energieverfügbarkeit abzufedern, setzt Deutschland neben Flexibilitätsoptionen und Energiespeichern künftig auf wasserstofffähige Gaskraftwerke. Diese sollen perspektivisch mit grünem Wasserstoff betrieben werden und in Zeiten einer Dunkelflaute die stabile Stromversorgung sichern.

Auch deswegen beschloss das Bundeskabinett im Juli 2023 die Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS). Hauptziel darin ist es, die Wasserstoffkapazität bis 2030 auf 10 GW auszubauen. Dies geht mit großskaligen Infrastrukturprojekten zur Errichtung von Elektrolyseuren für die grüne Wasserstoffproduktion einher. Damit deren Integration in die bestehende Gasversorgungslandschaft erfolgreich verläuft, muss von Anfang an auf Digitalisierung gesetzt werden.

Anwendungspotenziale von Digitalisierung

Digitalisierung kann im Wasserstoffsektor vor allem Prognose- und Monitoringdienste übernehmen und gleichzeitig für einen effizienten Datenaustausch sorgen. Seien es die Prognose von grünem Überschussstrom zur Wasserstoffproduktion, Zertifikate für grünen Wasserstoff im Handelsbereich, der Einsatz digitaler Zwillinge im neu zu bauenden oder umzustellenden Transportnetz oder neuartige digitale Lösungen im Wasserstoff-Nominierungsprozess der Gasnetzbetreiber, die aufgrund der immer dezentraler aufgestellten Einspeisung hier vor neuen Herausforderungen stehen (s. Abb. 1).


Abb. 1: Potenzielle Anwendungsfälle von Digitalisierung im Wasserstoffsektor. Im inneren Ring ist die Wasserstoff-Wertschöpfungskette (Erzeugung, Speicherung sowie Transport, Nutzung) dargestellt. Im mittleren Ring stehen die Aufgaben, die Digitalisierung dort übernehmen kann. Im äußeren Ring sind die Technologien aufgeführt, die zur Erfüllung der Aufgaben zum Einsatz kommen können.

Insbesondere während der aktuellen Aufbauphase der Wasserstoffinfrastruktur ist es entscheidend, dass Herstellung, Verteilung und Nutzung von Wasserstoff gut aufeinander abgestimmt sind. Dafür müssen Informationsflüsse zwischen den einzelnen Gliedern der Wertschöpfungskette gewährleistet sein. Die Wasserstofferzeugung muss beispielsweise auf der einen Seite mit der Stromerzeugung gekoppelt werden und auf der anderen Seite mit dem Transportnetz und den Abnehmern in der Industrie. Das der Wasserstofferzeugung nachgelagerte Transport- und Speichernetz fungiert als Umschlagspunkt und muss seinerseits darüber informiert sein, was auf der stark dezentralisierten Zufuhrseite eingespeist wird und auf der Verbrauchsseite benötigt wird.

Der Flaschenhals der bisherigen H2-Aufbauaktivitäten war genau diese fehlende Transparenz: Bisher zögerten Energieversorger, in kostspielige Elektrolyseure zur Wasserstoffproduktion zu investieren, da es kein Leitungsnetz für den Abtransport des Gases gab. Netzbetreiber wiederum zögerten, Leitungen zu verlegen, solange es keine Kunden gab. Gleichzeitig zögerten Industriebetriebe, feste Abnahmeverträge abzuschließen, solange kein Transportnetz vorhanden war. Wollen wir nicht, dass sich dieser Trend der Aufbauphase im Tagesgeschäft der nächsten Jahre fortsetzt, müssen wir von Anfang an gegensteuern, solange wir in der jetzigen Hochlaufphase noch einen großen Gestaltungsspielraum haben.

Digitale Plattform entlang der H2-Wertschöpfungskette

Die Ideallösung wäre eine multidirektionale digitale Vernetzung der Akteure entlang der gesamten Wertschöpfungskette auf einer gemeinsamen Plattform. Eine solche digitale Plattform (s. Abb. 2) kann aus verschiedenen Modulen zusammengesetzt werden. Die H2-Wertschöpfungskette wird damit unter einem Dach zusammengeführt, indem die einzelnen Instanzen digital abgebildet werden. Dies ist sowohl innerhalb eines Unternehmens möglich, welches sowohl Erzeugung als auch Verbrauch von Wasserstoff auf dem eigenen Gelände abbildet, als auch zwischen verschiedenen Unternehmen entlang der Wertschöpfungskette. Die Plattform kann je nach Vernetzungstiefe verschiedene Ebenen haben und je nach Einsatzszenario mehrere Aufgaben übernehmen. Exemplarisch sind hier einige Vernetzungsebenen und deren Funktionalitäten beschrieben:

  • Dashboarding: Auf der untersten Ebene der Plattform mit geringstem Vernetzungsgrad kann als erste Ausbaustufe ein Dashboard integriert werden. Hier sollen Ausbauziele und aktuelle Projektstände aufgeführt werden sowie Stakeholder in der Wasserstoffindustrie die Möglichkeit bekommen, sich und ihre Projekte vorzustellen. Dies dient allgemein der Transparenzmachung von zum Beispiel Ständen der bisherigen inländischen Wasserstoffvorhaben, von agierenden Stakeholdern in den einzelnen Kettengliedern der Wertschöpfungskette sowie aktuellen Trends und Best-Practice-Ansätzen.
  • Kommunikation und Kollaboration: In logischer Fortsetzung der ersten Ausbaustufe kann die Plattform als Kommunikations- und Kollaborationsraum genutzt werden. In dieser Funktion kann sie einen sicheren, intelligenten und effizienten Datenaustausch in Echtzeit entlang der gesamten Wertschöpfungskette ermöglichen. Egal ob innerhalb von Projektkonsortien oder auch zwischen verschiedenen Vorhaben bzw. Stakeholdern aus dem Wasserstoffbereich: Beim einfachen Austausch von Nachrichten, Dateien oder anderen Informationen war das bisherige Kernproblem eine effektive Kommunikation zwischen den beteiligten Akteuren sowie der gebündelte Zugang zu Informationen. Hierfür ist eine gemeinsame Datengrundlage, auf die die beteiligten Akteure zurückgreifen können, elementar. Seien es verifizierte Erfahrungswerte zu Elektrolyseur- oder Pipeline-Lebensdauern, H2-Gestehungskosten oder -Bedarfsprognosen für die nächsten Jahre – es muss eine vertrauenswürdige Quelle geben, die Anlaufstelle für alle Akteure der H2-Community ist. Eine einfache Registrierung auf der Plattform ermöglicht das Teilen, Auslesen und Kommentieren von Informationen sowie ein selektives Zuweisen von Lese- und Schreibrechten oder auch das Erstellen verschiedener Gruppen. Ein praxisnaher Anwendungsfall ist die Abwicklung einer Abfrage bei Unternehmen über ihren prognostizierten künftigen Wasserstoffbedarf über die Plattform. Besser geschieht dies an einer Stelle deutschlandweit gebündelt, als wenn jede Region dies unter großem Mehraufwand für sich durchführt.
  • Abwicklung des Tagesgeschäfts: Neben der Arbeit in Aufbauprojekten können in die Plattform auch Aktivitäten des H2-Tagesgeschäfts integriert werden. Hier kommen nun die einzelnen Module zum Tragen, die die einzelnen Instanzen der H2-Wertschöpfungskette abbilden. Im Elektrolyseurmodul beispielsweise sitzen die Elektrolyseurbetreiber, welche von den Stromhändlern aus dem Modul Stromerzeugung Informationen über den prognostizierten Grünstromüberschuss erhalten und im Gegenzug den Gasnetzbetreibern im nachgelagerten Leitungsnetzmodul ihre prognostizierten Einspeisemengen übermitteln können. Die Händler und Lieferanten erhalten wiederum mittels Echtzeitdaten die aktuellen Wasserstoffpreise und können ihren Kunden nun verschiedene H2-Pakete anbieten: Ein Standardpaket, das ähnlich dem Terminmarkt über einen längeren Zeitraum einen konstanten Wasserstoffpreis garantiert, oder aber kurzfristige Pakete, die grünen Wasserstoff auf Basis von kostengünstigem grünem Überschussstrom enthalten und somit erheblich günstiger sind. Was in diesem Fall die industriellen Abnehmer mitbringen müssen, ist ein gewisses Maß an Flexibilität in Sachen Lieferzeitpunkt für einen bestimmten Teil ihres georderten Wasserstoffs. Industrieabnehmer müssen für sich einen geeigneten Mix aus kurzfristiger und meist günstiger sowie langfristiger und sicherer, aber auch teurerer Beschaffung finden.


Abb. 2: Schematische Darstellung einer modular aufgebauten digitalen Plattform für die gesamte Wasserstoff-Wertschöpfungskette

Dieser holistische Ansatz ermöglicht es, Synergien zu schaffen und Wasserstoff möglichst kosten- und energieeffizient sowie bedarfsgerecht aus erneuerbarer Überschussenergie zu produzieren, zu verteilen und zu nutzen. Der nächste Abschnitt bietet einen detaillierteren Einblick in das beispielhafte Zusammenspiel des Elektrolyseurmoduls und des Strommoduls und die dadurch geschaffenen Mehrwerte für die deutsche Energieversorgung.

Konzept zur Senkung der Gestehungskosten

Bisher gilt grüner Wasserstoff noch als Champagner der Energiewende. Damit dies nicht so bleibt, muss seine Produktion einen drastischen Kostensenkungsprozess erfahren. Während die Hardware der Elektrolyseure tendenziell immer günstiger wird (Capital Expenditures), ist der Strompreis eines Standortes der größte Faktor der laufenden Betriebskosten (Operational Expenditures) und dominiert insgesamt die inländischen H2-Gestehungskosten. Will man also Kosten einsparen, müssen Synergien zwischen der Wasserstoffsynthese und der Stromproduktion geschaffen werden. Grundsätzlich gilt grüner Strom aus Wind und Photovoltaik als kostengünstigste Form des Stroms, wäre er nicht so volatil. Aufgrund dieser Volatilität müssen in Zeiten einer Dunkelflaute die teuren, perspektivisch wasserstofffähigen Gaskraftwerke zur Deckung der Residuallast einspringen. Da an der Strombörse immer der teuerste Erzeuger den Strompreis aller Anbieter bestimmt, hebt dies den Strompreis und damit auch indirekt den Preis für inländisch produzierten Wasserstoff (Wasserstoff-Grünstrom-Paradoxon).

Eine Lösung dafür ist sicherlich der leitungsgebundene Import von günstigem Wasserstoff aus Portugal oder Nordspanien. Doch für die Versorgungssicherung und die inländische Resilienz kann das nicht die einzige Lösung sein. Der Schlüssel liegt in der Nutzung von erneuerbarer Überschussenergie zur Wasserstoffsynthese. Klar ist auch: Um unseren Bedarf zu decken und die Investitionsausgaben (CapEx) gering zu halten, brauchen die Elektrolyseure eine hohe Auslastung und können nicht nur in Stromüberschusszeiten betrieben werden. Dennoch kann Wasserstoff letztendlich nur günstig im Inland produziert werden, wenn zumindest ein großer Teil auch wirklich in Zeiten produziert wird, in denen erneuerbarer Strom im Überschuss vorliegt und deshalb am Spotmarkt günstig zu beschaffen ist. Wasserstoffproduzenten müssen aktiv daran arbeiten, diese Zeiten zu identifizieren – und hier kommt Digitalisierung ins Spiel.

Wetterprognosen und Spotmarkt

Das Prinzip ist bekannt: Wetteralgorithmen prognostizieren Zeiten mit besonders hohem Wind- und PV-Potenzial und teilen diese Daten mit den Betreibern von Elektrolyseuren. Diese wiederum ordern den in diesen Zeiten günstigen Strom auf dem Spotmarkt. Dadurch wird nicht nur vermieden, dass Windkraftanlagen durch die Netzbetreiber abgeregelt werden müssen (2021 wurden aufgrund von Netzengpässen ca. 6 TWh erneuerbare Energie abgeregelt). Darüber hinaus wird den Elektrolyseurbetreibern auch eine kosteneffizientere Wasserstofferzeugung ermöglicht. Das Ganze funktioniert aber nur bei einer Strombeschaffung am Spotmarkt.

Viele Unternehmen schrecken aufgrund des vermeintlichen Mehraufwands sowie Preisrisikos davor zurück und kaufen Strom lieber langfristig auf dem Terminmarkt ein. Wer aber Strom zum richtigen Zeitpunkt einkauft, kann im Vergleich zu einer reinen Terminmarktbeschaffung bares Geld sparen.  Um den Unternehmen diese Hürde zu nehmen, kann durch Schaffung eines digitalen Tools alles in einem Interface vereint werden: Wetterprognose und Strombeschaffung integriert in die Elektrolyseursteuerung zur Wasserstoffproduktion, mit welcher über sichere Schnittstellen kommuniziert werden kann. Mithilfe dieses Blicks in die meteorologische Zukunft kann zum einen ein größerer Teil unseres erneuerbaren Energiepotenzials genutzt werden, und zum anderen kann Wasserstoff für die deutsche Industrie kostengünstiger produziert werden.

August-Wilhelm Scheer Institut für digitale Produkte und Prozesse gGmbH

Weltweit einzigartiges H2-Testlabor

Weltweit einzigartiges H2-Testlabor

Elektrolyseure auf dem Prüfstand

Im „Hydrogen Lab Bremerhaven“ können Hersteller und Betreiber von Elektrolyseuren ihre Anlagen auf die Probe stellen. Die fluktuierende Einspeisung von Windstrom ist im Gegensatz zur gleichmäßigen Fahrweise eine Herausforderung. Wie sich die damit verbundenen komplexen Prozesse optimieren lassen, testen Ingenieure nun im Realbetrieb.

Ein grauer, windiger Tag in Bremerhaven. Der Ingenieur Kevin Schalk vom Fraunhofer IWES zeigt mir das Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB) – ein weitläufiges Testgelände unter freiem Himmel. Es befindet sich neben einem blaugestrichenen Hangar am ehemaligen Flughafen Luneort und enthält die wichtigsten Bausteine für ein klimaneutrales Energiesystem: einen PEM-Elektrolyseur, einen Alkaline-Elektrolyseur, drei Kompressoren, Niederdruck- und Hochdruckspeicher für Wasserstoff (bis 40 bar oder bis 425 bar), Brennstoffzellen, ein wasserstofffähiges Blockheizkraftwerk.

„Unser Hydrogen Lab ist modular und maximal flexibel aufgebaut“, erklärt Kevin Schalk. Alle Komponenten des Testfelds sind durch Trassen miteinander verbunden, in denen die Strom- und Datenkabel sowie die Wasserstoffleitungen verlaufen. Die Rohre für Wasser und Abwasser sind unterirdisch verlegt. Über den Anlagen thront die Leitwarte, in der alle Informationen zusammenlaufen und von der aus die Komponenten überwacht und gesteuert werden.

Zwischen den Anlagen gibt es freie Plätze, damit Hersteller oder Betreiber ihre eigenen Elektrolyseure testen lassen können. So könne jeder Prüfling unabhängig von Untersuchungen in anderen Teilen des Testlabors betrieben werden, erklärt Schalk. Bei Bedarf ist aber auch das Gegenteil möglich: Der Prüfling wird mit anderen Teilen des Wasserstofflabors zusammen betrieben.

Rund um das H2-Testgelände erstrecken sich Wiesen bis zum Horizont, mit Windrädern bestückt. Die mit acht Megawatt imposanteste Anlage dieser Art steht direkt neben dem Freiluftlabor; ein grauer Gigant, dessen Rotoren sich gemächlich im Wind drehen. „Als die AD8-180 im Jahr 2016 in Betrieb ging, war sie die größte Windenergieanlage der Welt“, erläutert Kevin Schalk, der das Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB) leitet. Die langgezogenen Rotorblätter lassen erkennen, dass der Prototyp eigentlich für den Einsatz auf dem Meer gedacht war. Nun soll die Anlage bald dazu dienen, die Herstellung von Wasserstoff aus Windstrom unter realen Bedingungen zu testen. Bis zu einer Tonne des grünen Gases soll hier täglich produziert werden.

Verschiedene Elektrolyseure im direkten Vergleich

Das Team um Kevin Schalk wird sich unter anderem mit der Frage beschäftigen, wie verschiedene Typen von Elektrolyseuren mit einer Windenergieanlage im realen Maßstab interagieren. Da ist zum einen der 1-Megawatt-PEM-Elektrolyseur, der destilliertes Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff spaltet. Diese Art der Wasserspaltung findet im sauren Milieu statt, im Gegensatz zur alkalischen Elektrolyse im basischen Milieu. Als Elektrolyt dient Kalilauge (Kaliumhydroxid-Lösung, KOH) in einer Konzentration von 20 bis 40 Prozent.

Ein alkalischer Elektrolyseur (AEL) besitzt eine Anionenaustauschmembran, lässt also die OH-Ionen durch. Er ist günstiger in der Anschaffung und zeichnet sich durch Langzeitstabilität aus. Die teuersten Komponenten eines Elektrolyseurs sind jeweils die Zellstapel (engl. stacks) sowie die Leistungselektronik, also Gleichrichter und Transformator. Die Frage nach dem jeweiligen Wirkungsgrad lässt sich nach Angaben von Schalk kaum pauschal beantworten – zumindest für Gesamtanlagen.

Wird ein Elektrolyseur mit fluktuierendem Strom aus erneuerbaren Energien betrieben statt wie im Normalbetrieb durchgehend, ist das aus verschiedenen Gründen eine Herausforderung: Eine dynamische Fahrweise belastet die Materialien stärker, und es kann im Teillastbetrieb zu Gasverunreinigungen kommen, die schließlich zur Abschaltung des Systems führen. Im HLB sollen unterschiedliche Betriebszustände miteinander verglichen werden, also Volllast oder Teillast; außerdem die Startzeiten aus dem kalten oder warmen Standby.

„Wir können die Fahrweise eines Elektrolyseurs zum Beispiel auf die Sieben-Tage-Prognose der Windenergieanlage einstellen und diese Fahrweise dann testen“, erklärt der Ingenieur. „Unsere Elektrolyseure können zusammen maximal 2,3 Megawatt aufnehmen. Es gibt bislang allgemein nur wenige Daten und Erkenntnisse darüber, wie sich Megawatt-Elektrolyseure mit fluktuierendem Windstrom verhalten. Die vorliegenden Daten sind meistens Simulationen und Studien, die auf Messdaten in kleineren Systemen basieren und dann hochgerechnet wurden.“

Alleinstellungsmerkmal des H2-Forschungslabors

Ein paar Hundert Meter vom Testlabor entfernt befindet sich das Dynamic Nacelle Testing Laboratory (DyNaLab) des Fraunhofer IWES, ein großer Gondel-Prüfstand, der über ein virtuelles 44-MVA-Mittelspannungsnetz verfügt. An diesen wird auch das Hydrogen Lab angebunden, wodurch sich die elektrotechnische Integration der Anlagen ins Stromnetz erproben lässt. „Dynamische Änderungen der Netzfrequenz oder Spannungseinbrüche können auf diese Weise gezielt nachgebildet werden, um etwa die Auswirkungen auf einen Elektrolyseur zu untersuchen“, sagt Kevin Schalk. Das sei ein Alleinstellungsmerkmal und ermögliche den Forschern, zu testen, was in Zukunft immer wichtiger werde: Elektrolyse im netzstabilisierenden Betrieb. Dazu gehören auch die beiden technischen Varianten zur Rückverstromung: das wasserstofffähige Blockheizkraftwerk sowie die Brennstoffzellensysteme.

Abb. 2: Container mit PEM-Elektrolyseur.

Ein Laie kann sich wohl kaum vorstellen, wie schwierig es ist, ein so hochkomplexes System an einem Standort aufzubauen. Allein die Elektrolyseure benötigen ja nicht nur einen Wasseranschluss, von dem aus das Wasser erst in eine Aufbereitungsanlage kommt, damit es „ultrarein“ ist, bevor es in den Elektrolyseur-Stack geleitet werden kann, erklärt Kevin Schalk. Der dann entstehende Wasserstoff muss ebenfalls aufbereitet und das restliche Wasser entfernt werden, was in einer Trocknungsanlage geschieht. Zudem muss der bei der Wasserspaltung freiwerdende Sauerstoff aufgefangen und sicher gelagert werden. Im Idealfall ließe sich der Sauerstoff zur weiteren Verwertung, etwa in einem Industrie- oder Gewerbebetrieb oder in einer Kläranlage, nutzen.

„Und das war nur der Bereich Wasser, nun kommt die Stromseite“, fährt Kevin Schalk fort. „Da haben wir den Anschluss an das öffentliche Stromnetz, gegebenenfalls müssen wir noch transformieren, um die passende Spannungsebene zu erreichen. Danach folgt der Umrichter, um von Wechsel- auf Gleichspannung zu kommen. Dann geht der Strom in die Stacks der Wasserspaltungsanlage. Wann immer das Netz vorne ‘zuckt‘, also sich die Frequenz oder Spannung über ein gewisses Maß hinaus ändert, muss der Elektrolyseur dahinter damit klarkommen. Und wenn Leistungselektronik nicht richtig eingestellt ist, schaltet sich das System ab.“

Zudem sei auch die thermische Seite des Systems zu beachten. „Anfangs muss der Elektrolyseur geheizt werden“, erklärt Kevin Schalk. „Später, wenn er konstant läuft, muss er in der Regel gekühlt werden, um den jeweils optimalen Arbeitspunkt zu halten. Das geht zwangsläufig mit energetischen Verlusten einher.“ So weit zum PEM-Elektrolyseur. Bei der alkalischen Elektrolyse muss noch die Kalilauge entfernt und recycelt werden.

Fit machen für den Offshore-Einsatz

Ein weiteres Schwerpunktthema für das Forschungslabor findet im Rahmen des Leitprojektes H2Mare statt: Dazu dient ein 100 Kubikmeter fassendes Meerwasserbecken sowie eine Entsalzungsanlage, für die die Abwärme der Elektrolyseure genutzt werden soll. Dem liegt die Erkenntnis zu Grunde, dass sich größere Mengen von grünem Wasserstoff im dichtbesiedelten Deutschland wohl am ehesten auf dem Meer erzeugen lassen. Damit muss das elektrochemische Verfahren zur Spaltung von Wasser hochseetauglich werden, denn in Zukunft sollen Elektrolyseure auch direkt mit Offshore-Windanlagen verbunden werden. Das erfordert wiederum die Kopplung mit einer Meerwasser-Entsalzungsanlage, wobei diese Kombination energetisch günstig ist, weil die Abwärme des Elektrolyseurs zur Entsalzung genutzt werden kann.

Ingenieur Schalk weist darauf hin, dass er und seine Kollegen bei all ihren Untersuchungen die deutschen oder europäischen Regularien beachten, wie zum Beispiel die EU-Nachhaltigkeitszertifizierung RED II (Renewable Energy Directive). Die legt fest, unter welchen Bedingungen Wasserstoff als „grün“ zertifiziert werden kann, und genau diesen wollen sie ja hier erzeugen. „Die Abnehmer brauchen garantiert grünen Wasserstoff, zum Beispiel für die Busse im öffentlichen Personennahverkehr.“ Eine H2-Tankstelle für Nutzfahrzeuge entsteht in Bremerhaven beim Bushof. Neben dem ÖPNV gibt es weitere potenzielle Abnehmer in der Region: Etwa einen Logistikunternehmer, der sein Schiff in Cuxhaven mit gasförmigem Wasserstoff betreiben möchte. Oder das öffentliche Mobilitätsunternehmen Eisenbahnen und Verkehrsbetriebe Elbe-Weser (EVB) als Betreiber der Wasserstoff-Regionalbahn in Niedersachsen.

Das Hydrogen Lab Bremerhaven kooperiert mit dem Norddeutschen Reallabor, einem vom Bundeswirtschaftsministerium geförderten Großforschungsprojekt, in dem mehrere Bundesländer die Sektorenkopplung auf Basis von Wasserstoff vorantreiben. Das HLB erhält Fördermittel von insgesamt rund 16 Millionen Euro aus dem Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) sowie vom Land Bremen. Im Mai dieses Jahres geht das HLB vom Probe- in den Normalbetrieb und wird zunächst gut 100 Tonnen Wasserstoff pro Jahr produzieren. In der zweiten Phase rechnet Kevin Schalk mit über 200 Tonnen. „Wir werden die erste große Produktionsstätte von grünem H2 in Norddeutschland sein.“

Abb. 3: Blick über das HLB mit freien Stellflächen – links die Leitzentrale

 

Bloom Energy überzeugt auf der Langstrecke

Bloom Energy überzeugt auf der Langstrecke

Bloom Energy plant eine Kooperation mit Shell zur Nutzung seiner SOEC-Technik für die großtechnische Produktion von Wasserstoff. Bloom verweist darauf, dass man bereits sehr erfolgreiche Testreihen mit dem Ames Research Center der NASA in Mountain View durchgeführt habe: 2,4 t H2 pro Tag konnten dort produziert werden – Bestleistung bezogen auf den Energieeinsatz in Relation zum Wasserstoffoutput und PEM- und alkalischer Elektrolyse damit weit überlegen.

Bloom Energy meldet für das vierte Quartal 2023 einen Umsatz von 357 Mio. US-$, erwartet hatte man 450 bis 500 Mio. US-$. Jetzt sind es 1,33 Mrd. US-$ für das Gesamtjahr 2023, 1,4 bis 1,5 Mrd. US-$ hätten es werden sollen. Die Non-GAAP-Gewinnmarge soll 2024 bei 28 Prozent liegen. Indes: 160 Mio. US-$ fehlender Umsatz gehen auf das Konto eines milliardenschweren Rahmenvertrags mit der südkoreanischen SK Group, die zugleich größter Einzelaktionär von Bloom ist. Hier wurden jährliche Ziele für Projekte und damit verbundene Umsätze (Aufträge) definiert, die im Jahr 2023 um 160 Mio. US-$ geringer ausgefallen sind als erwartet.

Diese Umsätze kommen nun erst mit Verzögerung, nämlich ab 2024. Nun gibt es einen neuen Vertrag, der auf Quartalsbasis läuft und damit – so die Aussage des Finanzvorstandes – viel kalkulierbarer ist, da Mindestumsätze pro Quartal festgelegt wurden. Dass die Börse von der Entwicklung in 2023 enttäuscht ist, liegt auf der Hand. Zudem wird das Wachstum im ersten Halbjahr 2024 geringer ausfallen als erwartet, bis es im zweiten Halbjahr wieder richtig losgeht. Für 2024 wird nun ein Umsatzziel von 1,4 bis 1,6 Mrd. US-$ ausgegeben – es sollten ursprünglich über 1,8 Mrd. US-$ werden. Aber – und das ist positiv – der Non-GAAP-Gewinn soll in diesem Jahr zwischen 75 und 100 Mio. US-$ liegen. Negativ ist, dass CFO Greg Cameron das Unternehmen aus persönlichen Gründen verlassen wird. Das ist wahrlich ein Cocktail aus „kurzfristigen“ Negativnachrichten, die aber angesichts der Aussichten bald vergessen sein dürften.

„Wir gehen davon aus, dass Bloom das Jahr 2024 mit einer Reihe von kommerziellen Impulsen beschließen wird, sowohl bei der Gewinnung von Aufträgen als auch bei der Auslieferung von Systemen.“
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   Der scheidende CFO Greg Cameron

Es gibt einen Auftragsbestand von 12 Mrd. US-$ (Backlog: 3 Mrd. US-$ in Hardware und 9 Mrd. US-$ in langfristigen Serviceverträgen). Das Unternehmen ist mit seinen Energieservern sehr gut positioniert und hat eine führende Position bei Hochtemperatur-Elektrolyseuren, die 2025 auf den Markt kommen werden – zunächst mit einer Leistung von 2 GW pro Jahr und einem starken Umsatzwachstum, ebenfalls ab 2025.

Testreihen, unter anderem im Idaho National Lab, seien äußerst positiv verlaufen, hieß es auf der Bilanzpressekonferenz. Fast 750 Mio. US-$ Cash auf dem Konto sind ein gesundes Eigenfinanzierungspolster. Erst im August 2025 müssen 250 Mio. US-$ Schulden beglichen werden. Bei höheren Aktienkursen sollte es kein Problem sein, dann neue Aktien auszugeben und Fremdkapital durch Eigenkapital zu ersetzen. Wichtiger ist der Blick auf den Unternehmensgewinn: Der fällt mit einem Plus von 27,4 Mio. US-$ als Non-GAAP-Gewinn im vierten Quartal 2023 sehr gut aus.

Das Ziel ist klar definiert: 2024 soll die Gewinnmarge durch Kostenmanagement, höhere Margen im Servicebereich und Preisdisziplin gesteigert werden. Die Materialkosten sollen zur Vermeidung von Supply-Chain-Problemen in diesem Jahr deutlich sinken. Die Produktionsstätte in Fremont hat eine Kapazität von 700 MW p. a., die leicht auf das Doppelte erhöht werden kann. Darüber hinaus werden neue Geschäftsmodelle (Energy on Demand 24/7 und Heat & Power) sowie viele Innovationen das neue Geschäftsjahr prägen. Klar ist, dass KI sowie die zunehmende Elektrifizierung den Energiebedarf nicht wie bisher um 0,5 Prozent pro Jahr steigen lassen werden, sondern um das Zehnfache, so CEO KR Sridhar. Der fehlende Netzausbau wird daher Insellösungen, wie Bloom sie anbietet, begünstigen.

Allein in den USA müssten 90.000 Meilen Hochspannungsleitungen gebaut werden, um die benötigte Energie zu transportieren. Im Jahr 2022 waren es in den USA gerade einmal 700 Meilen. Das Risiko von Stromausfällen und mangelnder Energieverfügbarkeit steigt damit erheblich. Dies gilt nicht nur für die USA, sondern für viele Industrienationen. Ging es bisher oft um den Preis der Energie, so geht es jetzt um die Verfügbarkeit und die Sicherheit der Versorgung, denn ein Stromausfall kann enorme Schäden verursachen.

All das spielt Bloom Energy in die Hände, sagt Sridhar. Die Nachfrage nach Insellösungen, beispielsweise bei Rechenzentren, ist enorm. Man spreche mit allen wichtigen und führenden Unternehmen der Branche. Hier geht es jetzt immer um Gigawatt und nicht mehr um Megawatt. So manches KI-Unternehmen hat schon von seinem Energie- oder Stromlieferanten die Nachricht erhalten, dass die gewünschte Energiemenge nicht darstellbar ist. Zu diesen sogenannten Greenfield-Data-Centern, die quasi auf der grünen Wiese entstehen, kommen neu geplante Mikrochip-Produktionsstätten, Ladestationen für Nutzfahrzeuge und Logistikzentren hinzu.

Bloom setzt da auf seine schnelle Projektumsetzung („Rapid Deployment Capability“) und Flexibilität. Hier werden bis 2024 zahlreiche Aufträge erwartet. Darüber hinaus wird Abwärme aus Rechenzentren über Net-Zero-Stream und Net-Zero-Cooling als CO2-freies Abfallprodukt für Prozesswärme genutzt. Mit diesen Lösungen kann Bloom Energieversorger unterstützen, indem Energie flexibel, sauber (50 Prozent CO2-Reduktion), 50 Prozent günstiger und fünfmal schneller als beim Hochfahren von Gasturbinen bereitgestellt werden kann. Damit wird Bloom auch zum Partner der Energieversorger.

Als neuer Chief Technical Officer (CTO) konnte Dr. Ravi Prasher gewonnen werden. Dieser ist u. a. Mitglied im prestigeträchtigen Verband National Academy of Engineering. Er soll Geschäftsopportunitäten in konkrete Aufträge verwandeln. Er kommt, wie so viele Vorstände bei Bloom, von General Electric (GE), wo er 20 Jahre lang tätig war. Er sieht die Hochtemperaturbrennstoffzellen von Bloom als Gamechanger, mit denen bei der Verbrennung von Wasserstoff keine SOX-, keine NOX– und keine CO2-Emissionen entstehen. Bloom könne, so Prasher, all die Probleme lösen, die viele Industrien mit ihrer Energienutzung haben. Zudem sei die Elektrolysetechnologie von Bloom die effizienteste am Markt.

Allgemeine Anmerkungen

Gegenüber verschiedenen Fachanalysten namhafter Banken hat Bloom darauf hingewiesen, dass sich einige Projekte verzögern, da potentielle Kunden oft mehr Zeit als geplant benötigen, um Flächen für Rechenzentren zu entwickeln (Genehmigungsverfahren) oder Finanzierungsfragen zu klären. Dies habe nicht direkt etwas mit Bloom zu tun, müsse aber im Zeitplan berücksichtigt werden. Außerdem werde man verstärkt auf das Zahlungsmanagement der Kunden achten. Das zweite Halbjahr werde dementsprechend deutlich robuster ausfallen als das erste, hieß es: 60 zu 40 Prozent im zweiten Halbjahr.

Fantasie noch nicht eingepreist

Ab 2025 wird der neue Markt für Hochtemperatur-Elektrolyseure weiteres Wachstumspotenzial generieren. Unter anderem wird bei vier der sieben geplanten Energy Hubs der Biden-Administration diese Technik zum Einsatz kommen. Da die Aussichten gut sind und Bloom die richtigen Technologien für sichere, saubere und verfügbare dezentrale Energielösungen anbietet, wird die Börse nicht umhinkommen, all dies im Aktienkurs zu antizipieren. So wird es auch in diesem Jahr zu einigen Großaufträgen kommen, die dann aber aufgrund der zeitlichen Abläufe erst ab 2025 über die Umsetzung in die Bilanz einfließen werden. Für Analysten ist das dann die Basis dafür, die Aktie hochzustufen – von „hold“ auf „buy“ bzw. „strong buy“. Die aktuelle Kursschwäche geht schnell wieder vorbei und ist vergessen, wenn Bloom – und das wird erwartet – in diesem Jahr entsprechende Aufträge verbuchen kann. Die Fantasie aus der Elektrolyseursparte kommt on top.

Stark gedrückte Kurse sind klare Kaufkurse

Mit einer Börsenbewertung von nur 2 Mrd. US-$ ist eine Unterbewertung erreicht, die Bloom sogar zu einem Übernahmekandidaten machen könnte. GE oder Siemens Energy sollten das Unternehmen genau unter die Lupe nehmen, so wie es die SK Group getan hat: Beteiligung und gemeinsame Projektentwicklung. Es wäre besser, wenn die Börse die Perspektiven richtig einschätzt und die aktuelle Unterbewertung schnell vergessen lässt. 2024 wird ein wachstumsschwächeres Übergangsjahr sein, dem aber viele Jahre mit sehr starkem Wachstum folgen werden, was sich aus vielen Aussagen der Bilanzpressekonferenz zum vierten Quartal 2023 und zum Gesamtjahr ableiten lässt. Wichtig ist vor allem, dass Bloom auf dem besten Weg ist, profitabel zu werden. Für 2024 peilte der bisherige CFO einen Non-GAAP-Gewinn von 75 bis 100 Mio. US-$ an.

Risikohinweis

Jeder Anleger sollte sich bei der Investition in Aktien immer seiner eigenen Risikoeinschätzung bewusst sein und auch an eine sinnvolle Risikostreuung denken. Die hier genannten BZ-Unternehmen bzw. Aktien stammen aus dem Bereich der Small- und Mid-Caps, das heißt, es handelt sich nicht um Standardwerte, und auch die Volatilität ist deutlich höher. Diese Analyse stellt keine Kaufempfehlung dar. Alle Informationen basieren auf öffentlich zugänglichen Quellen und stellen hinsichtlich der Bewertung ausschließlich die persönliche Meinung des Autors dar, wobei der Fokus auf einer mittel- bis langfristigen Bewertung und nicht auf kurzfristigen Gewinnen liegt. Die hier vorgestellten Aktien können im Besitz des Autors sein. Es handelt sich nicht um eine Anlage- oder Kaufempfehlung, sondern lediglich um eine unverbindliche persönliche Einschätzung – ohne Obligo.

Autor: Sven Jösting, verfasst am 15. März 2024