Neben den Stromkosten hängt der Wasserstoffpreis maßgeblich von den Vorabinvestitionskosten des Elektrolyseurs ab. Je geringer die Volllaststunden sind, desto größer sind die Auswirkungen. Der Analyst BloombergNEF (BNEF) sieht verschiedene mögliche Entwicklungspfade für den Markt.
Alle Elektrolyseure verfügen im Zentrum über einen technologiespezifischen Stapel, in dem Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten wird. Diese besteht aus sorgfältig geschichteten, gasdicht verschweißten Bipolarplatten und Kunststoffmembranen – einer der Hauptkostenfaktoren in jeder Elektrolyseanlage. Xiaoting Wang, Analyst bei BloombergNEF, sprach im Rahmen der Unternehmensstudie „Die Investitionsausgaben für Elektrolysesysteme könnten bis 20 um 30 % sinken“ mit 2025 Unternehmen weltweit. Dadurch erhielt sie einen Einblick in die Kostenstruktur von 30 Projekten und ermöglichte die Ermittlung der Preisbestandteile beispielsweise für eine 10 MW alkalische Elektrolyseanlage in China im Jahr 2021.
Der Stack sei für etwa 33 % der Gesamtkosten verantwortlich, sagte Wang, wobei 40 % der Kosten auf die andere technische Ausrüstung entfielen, darunter Leistungselektronik, Gas- und Flüssigkeitstrennung und Gasreinigung (siehe Tabelle unten). Weitere 27 % der Kosten entfielen auf andere Projektausgaben wie Tiefbau, Geräteinstallation und Wohnraum.
Chinesisches Alkali
Im BNEF-Bericht heißt es, dass ein alkalisches 10-MW-System häufig aus zwei Stapeln mit je 5 MW besteht, die Wasserstoff mit 16 bar liefern. Der Hersteller bietet in der Regel eine Komplettlösung mit sämtlichem Zubehör und Installation an. Chinesische Entwickler erhielten ein solches Angebot im Jahr 2021 bereits für 303 US-Dollar/kW – also insgesamt rund 3 Millionen Euro (3.2 Millionen US-Dollar). Darin nicht enthalten waren die Netzanschlussgebühr, Hochspannungstransformatoren und andere „weiche“ Kosten wie Aufwendungen für Entwicklung, Genehmigungen und Finanzierungsverträge.
Wang sagte, dass die Projektkosten in westlichen Märkten mit Elektrolyseuren aus heimischer Produktion etwa viermal so hoch seien. Die Investitionskosten betrugen durchschnittlich 1,200 €/kW für alkalische Elektrolyseure und 1,400 €/kW für Protonenaustauschmembran-Elektrolyseure (PEM).
Günstigere Angebote, etwa 180 €/kW, von Peric für eine 80-MW-Anlage in China; oder 521 €/kW, von Thyssenkrupp für eine 2-GW-Anlage in Saudi-Arabien, beinhalten nicht alle Projektkosten und sind daher nicht vergleichbar. Dazu gehören Elektrolyse-Stacks, Gas-Flüssigkeits-Trennung und -Reinigung sowie die Wasserversorgung. Ausgenommen sind jedoch Leistungselektronik und Schaltschränke.
Wang führte diesen großen Preisunterschied auf niedrige Arbeitskosten und die etablierten Lieferketten in China zurück, wo Hersteller von Elektrolyseuren Materialien und Komponenten zu viel niedrigeren Preisen als im Westen beziehen können. Bisher ist die Produktion der meisten Elektrolyseure nicht automatisiert. Chinesische Hersteller stellten Elektrolyseure im Megawatt-Maßstab für andere Branchen her, bevor die Nachfrage von Herstellern von grünem Wasserstoff bestand, was bedeutete, dass sie von der Produktionssteigerung profitierten. Zu den bestehenden Kunden gehörten Hersteller von Polysilizium für Photovoltaikzellen.
In der Bloomberg-Analyse vom September 2022 wurde behauptet, dass westliche Hersteller ähnlich niedrige Kosten erzielen könnten. Dazu müssten sie eine hochautomatisierte Produktion nutzen. Wang sagte, sie erwarte erhebliche Preissenkungen bereits bis 2025 (siehe Hauptdiagramm oben). Die Preise für 2021 beinhalteten zudem noch ausreichende Margen für Engineering-, Beschaffungs- und Bauunternehmen (EPC). Die langfristige Entwicklung zeigt, dass sich die Preise für Elektrolyseprojekte ab 2035 weltweit annähern werden.
Westliche Investoren neigen dazu, einem EPC-Unternehmen die Abwicklung eines Gesamtprojekts für einen Pauschalbetrag zu überlassen und sich auf große, namhafte Unternehmen zu verlassen. Allerdings verfügen solche Unternehmen meist über wenig Erfahrung im Bau von Elektrolyseanlagen, sodass die Sicherheitsaufschläge im Preis des Gesamtangebots hoch sind. Mit zunehmender Erfahrung und dem Eintritt spezialisierter Projektierer, was zu mehr Wettbewerb führt, sollten diese Zuschläge sinken.
Vorgefertigte Container
Auch Gerätelieferanten sind bestrebt, Produkte anzubieten, die den Arbeitsaufwand auf der Baustelle verringern und damit Kosten senken. Ein Trend, der dies unterstützt, ist die Entwicklung von Containersystemen. Das bedeutet, dass die verschiedenen Systemkomponenten nicht vor Ort zusammengebaut werden müssen, sondern im Werk vorgefertigt, geprüft und an den vorgesehenen Einsatzort geliefert werden. Dadurch werden Fehlerquellen minimiert und die Einsatzzeit des Fachpersonals vor Ort verkürzt.
In einer Aktualisierung seiner Marktanalyse berichtete Bloomberg über Angebote für solche Containerlösungen für 1,000 US-Dollar/kW. Brancheninsider hätten sogar Angebote von nur 700 US-Dollar/kW gemeldet, sagte Wang. Eine solche Containerlösung wurde in a vorgestellt pv Magazin Deutschland-Webinar im Februar 2023. Der PEM-Elektrolyseur des deutschen Anbieters H-Tec hat eine Leistung von 1 MW und produziert 450 kg Wasserstoff pro Tag. Aufnahmen von pv Magazin Webinare sind unter pv-magazine.com/webinars verfügbar.
Wer durch den Kauf eines Elektrolyseurs aus China Kosten senken möchte, muss bedenken, dass exportierte Produkte in der Regel mit einem Aufschlag von etwa 20 bis 30 % im Vergleich zu den Preisen auf dem Inlandsmarkt verkauft werden, so BloombergNEF, was bedeutet, dass Entwicklungs- und Projektplanungskosten anfallen wäre immer noch höher. Es ist wichtig zu bedenken, dass die Wahl einer chinesischen Marke für die Lieferung der Kernausrüstung die Chance eines Projekts, lokale Subventionen zu erhalten, verringern und sich auf die Finanzierung auswirken könnte.
Die ersten grünen Wasserstoffprojekte waren und sind hauptsächlich darauf ausgelegt, Strom aus dem Netz zu beziehen, wobei der Stromverbrauch der Elektrolyseure monatlich oder jährlich mit der erneuerbaren Stromerzeugung der Lieferanten abgeglichen wird. In diesem Fall würde der technische Nachteil der alkalischen Elektrolyse hinsichtlich der Flexibilität die Betreiber nicht stören.
Nach 2030 müssen die meisten neuen grünen Wasserstoffprojekte jedoch eine stündliche Übereinstimmung zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch für netzgekoppelte Elektrolysesysteme gewährleisten, was dazu führen wird, dass mehr netzunabhängige Projekte entwickelt werden, sagte Wang. Dieser Trend ist nicht nur auf die Notwendigkeit einer klareren Definition von grünem Wasserstoff zurückzuführen. Eine direkte Anbindung an erneuerbare Energieerzeugungsanlagen soll künftig auch die Wirtschaftlichkeit verbessern. Denn die Übertragung riesiger Strommengen über das Netz wird in Zukunft teurer. Die Elektrolyse mit stabilem Netzstrom wird daher künftig nicht in der Lage sein, günstigeren Wasserstoff herzustellen als mit Solar- und Windenergie mit ihren geringen Stromgestehungskosten.
Kostenreduktion
Hier kommen PEM-Elektrolyseure ins Spiel. Diese können dem schwankenden Stromangebot besser folgen und arbeiten auch im Teillastbetrieb oder netzunabhängig effizient. Allerdings müsse diese Technologie ihre Abhängigkeit von teuren Metallen der Platingruppe, insbesondere Iridium, noch deutlich reduzieren, um einen dominanten Marktanteil zu gewinnen, sagte Wang. Plug Power aus den USA und ITM Power aus dem Vereinigten Königreich verwenden 200 bis 300 Gramm Iridium pro Megawatt Leistung.
Die aktuelle weltweite Produktion von Iridium liegt bei etwa sieben Tonnen pro Jahr. Selbst wenn die gesamte Menge zur Herstellung von Katalysatoren für die PEM-Elektrolyse verwendet würde, könnte diese Lieferkette nur maximal 35 GW pro Jahr unterstützen. PEM kann den Markt für grünen Wasserstoff nur dann dominieren, wenn es den Herstellern gelingt, den Verbrauch von Iridium pro Einheit in diesem Jahrzehnt deutlich zu senken oder einen gleichwertigen Effekt parallel zu einem verbesserten Metallrecycling zu erzielen. Wang sagte, Electric Hydrogen, ein neuer Hersteller von PEM-Elektrolyseuren mit Sitz in den USA, habe bereits berichtet, dass er deutlich weniger Iridium als die Konkurrenz verwende.
Es besteht auch die Möglichkeit, dass die Anionenaustauschmembran-Elektrolyse (AEM) die PEM nach 2030 ersetzen könnte, da sie keine teuren Metalle verwendet. Das bedeutet, dass es den Herstellern gelingen muss, Stacks zu entwickeln, die für Großprojekte geeignet sind. Enapter ist ein AEM-Pionier, der kleine Stacks baut und diese zu größeren 1-MW-Einheiten zusammenfügt, die im Vergleich zu anderen Elektrolyseuren immer noch klein sind. Das in Kalifornien ansässige Unternehmen Verdagy beginnt gerade mit dem Verkauf von 20-MW-Modulen, die jeweils aus zwei 10-MW-Stacks bestehen.
Größere Stapel
Die Produktion von mehr Wasserstoff aus einem einzigen Stapel ist ein weiterer Weg zur Kostensenkung. Eine Möglichkeit, dies zu erreichen, besteht darin, die Größe des Stapels selbst zu erhöhen. Der größte kommerzielle Stack mit 15 MW, der im September 2023 auf den Markt kam, stammt laut Wang von Longi. Obwohl die Vergrößerung des Stapels einfach klingt, bringt sie mehrere Nachteile mit sich. Erstens wird es schwieriger, große Einheiten zu bewegen, insbesondere für den internationalen Vertrieb. Zweitens werden bei größeren Einheiten die mechanischen Kräfte und Belastungen ungleichmäßiger, was sich auf die Sicherheit auswirkt und mit einer geringeren Effizienz verbunden ist.
Durch eine Erhöhung der Stromdichte lässt sich eine höhere Ausbeute erzielen. Vereinfacht gesagt gilt: Je mehr Elektronen den Stapel passieren, desto mehr Wasserstoff kann erzeugt werden. Das einfache Anlegen einer höheren Spannung kann die Stromdichte erhöhen, wirkt sich jedoch nachteilig auf den Wirkungsgrad aus. Die Strategie zur Aufrechterhaltung oder sogar Steigerung der Effizienz besteht in der Überarbeitung der internen Strukturen und der Einführung fortschrittlicher Katalysatoren und Membranen.
Langfristig sei es vorzuziehen, die Stromdichte zu erhöhen, sagte Wang. Plug Power und ITM Power liegen hier mit einer Stromdichte von über 3A/cm an der Spitze2 (Ampere pro cm2), gefolgt vom AEM-Hersteller Verdagy mit 2A/cm2. Die meisten chinesischen alkalischen Elektrolyseure haben nur 0.3 A/cm2. Wang wiederum hat von Electric Hydrogen erfahren, dass ihr Produkt eine noch höhere Stromdichte als Plug Power und ITM Power hätte. Sie schätzte, dass die Stromdichten bis 2030 bei etwa 10 A/cm liegen werden2 wird typisch für die verbleibenden Hersteller von PEM-Elektrolyseuren sein.
Mehr Wettbewerb
Die Kosten westlicher Produkte könnten bis 30 zunächst um rund 2025 % sinken. Neben dem technologischen Fortschritt dürfte auch der Wettbewerb zunehmen. Hersteller weltweit haben für dieses Jahr eine Produktionskapazität von 52.6 GW angekündigt, während die Auslieferungen laut BloombergNEF-Prognose optimistisch nur bei 5 GW liegen. In China, wo bereits ein harter Wettbewerb um Aufträge von Projektentwicklern herrscht, sind die Margen der Hersteller gering. Darüber hinaus sichern Entwickler ihr Risiko gegenüber dem Hersteller ab, indem sie nur bis zu 85 % des vereinbarten Preises bei Lieferung zahlen und den Rest, wenn die Inbetriebnahme abgeschlossen ist und die Leistung auch nach 18 Monaten noch gut ist.
Auf den westlichen Märkten ist der Druck noch nicht so hoch, da Investoren und Projektentwickler in Europa und den USA mit relativ hohen Subventionen rechnen müssen. Allerdings steigen auch hier die Produktionskapazitäten und die Fabriken müssen voll ausgelastet sein. Sollten auch chinesische Hersteller ihr Heil im Export suchen, ist absehbar, dass sich der Preiskampf auf allen Märkten verschärfen wird.
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