Wasserstoff vs. Erdgas zur Stromerzeugung

Die Rolle von Wasserstoff bei der Beseitigung von CO2-Emissionen, insbesondere aus dem Stromnetz, hat zunehmendes Interesse geweckt, mit möglicherweise erheblichen Auswirkungen für Investoren in den Bereichen Erdgas, Versorgungsunternehmen und Industrieausrüstung.

Institutionelle Anleger, z. B. die Investorengruppe Climate Action 100+ mit einem Vermögen von 47 Billionen US-Dollar, berücksichtigen zunehmend Umweltfaktoren in ihren Anlagekriterien.

Diese Idee wird oft als Teil eines „Netto-Null-Kohlenstoff-Netzes bis 2050“-Ziels für Versorgungsunternehmen ausgedrückt, das hier beispielsweise für Duke Energy (DUK) diskutiert wird, wo Wasserstoff als möglicher Brennstoff identifiziert wird, um bis zu 30 % des Stroms von Duke zu erzeugen im Jahr 2050.

Ein ehrgeizigeres Ziel für eine „Netto-Null-Kohlenstoff-Wirtschaft“ sieht die Abschaffung fossiler Brennstoffe nicht nur für die Stromerzeugung, sondern auch für die Industrieheizung, Gewerbe- und Wohnräume sowie die Warmwasserbereitung und den Transport vor. Dieses Szenario würde das Stromnetz zusätzlich belasten; Beispielsweise wird der Heizbedarf von Wohngebäuden im Winter jetzt durch Erdgas gedeckt.

In diesem Artikel konzentrieren wir uns hauptsächlich auf die Frage der CO2-neutralen Netze; Kann und wird Wasserstoff Erdgas im US-amerikanischen Stromnetz ersetzen? Wir werden uns auch auf das wahrscheinlichste Szenario konzentrieren, die Nutzung von Solarenergie im Versorgungsmaßstab zur Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse.

Wir diskutieren technische Machbarkeit, betriebliche und wirtschaftliche Praktikabilität und einige Implikationen für Investoren.

Die Investitionsthese, die wir uns heute ansehen werden, ist einfach: Grüner Wasserstoff, der aus erneuerbaren Energien erzeugt wird, kann eine Energiespeicherung im Netzmaßstab ermöglichen, ähnlich wie heute Erdgas – die Fähigkeit, sehr große Energiemengen über Tage bis Monate zu speichern. Dadurch wird die intermittierende Beschränkung von Wind- und Solarenergie überwunden und der Ersatz von Erdgas für die Stromerzeugung ermöglicht, was zu einem Netto-Kohlenstoff-freien Stromnetz führt.

Es wird wahrscheinlich erhebliche Investitionen in Wasserstoff für andere Anwendungen als die Netzstromerzeugung geben; Der potenzielle gesamtwirtschaftliche Fußabdruck ist erheblich.

Der Hydrogen Council schätzt den weltweiten Jahresumsatz bis 2050 auf 2,5 Billionen US-Dollar, die Hälfte aus Wasserstoff, die andere Hälfte aus Ausrüstung. Im Oktober 2020 schätzte die Fuel Cell and Hydrogen Energy Association, die sich auf Transport und industrielle Rohstoffe statt auf die Netzstromerzeugung konzentriert, bis zum Jahr 2050 einen jährlichen US-Umsatz von 750 Milliarden US-Dollar aus der Wasserstoffwirtschaft.

Wie sie sagen: Groß, wenn wahr.

Um das Potenzial von Wasserstoff in der Stromerzeugung zu diskutieren, müssen wir einige Dinge im Auge behalten.

Wasserstoff wird je nach Herstellungsart als grau, blau oder grün beschrieben; Grau aus fossilen Brennstoffen mit CO2-Ausstoß, Blau aus fossilen Brennstoffen mit CO2-Abscheidung und Grün aus erneuerbarer Energie ohne CO2-Emissionen. Wenn man von der zukünftigen Wasserstoffwirtschaft oder CO2-freien Wirtschaft spricht, ist meist grüner Wasserstoff gemeint.

Wasserstoff (H2) ist leichter als Luftgas. Eintausend Kubikfuß (MCF) Wasserstoff wiegen unter Standardbedingungen 2,41 kg oder 5,3 Pfund; das sind etwa 15 % des Gewichts von Erdgas (also Methan, CH4).

Der Energiegehalt von Gas wird in BTU pro Kubikfuß gemessen. Wasserstoff hat etwa 30 % des Energiegehalts von Methan. Das bedeutet, dass etwa 3,3 CF Wasserstoff benötigt werden, um die gleiche Energie zu liefern wie 1 CF Erdgas.

Um Wasserstoff durch Elektrolyse zu erzeugen, sind 39,4 kWh Eingangsleistung erforderlich, um ein kg Wasserstoff zu produzieren, wenn der Elektrolyseprozess 100 % effizient ist.

Die Wasserstoffkosten können in $/kg oder $/MMBtu angegeben werden. Ein Preis von 1 $/kg entspricht etwa 8 $/MMBtu. Der Preis für Erdgas beträgt normalerweise $/MMBtu (z. B. am Henry Hub).

Bei der Verbrennung von Wasserstoff zur Stromerzeugung entsteht kein CO2.

Es ist möglich, Wasserstoff und Erdgas im Brennstoffstrom zu mischen, was zu einer Verringerung des CO2-Ausstoßes führt. Aufgrund des unterschiedlichen Energiegehalts sind jedoch etwa 75 Volumenprozent H2 erforderlich, um eine 50-prozentige CO2-Reduzierung zu erreichen.

Wasserstoff hat Handhabungs- und Sicherheitsprobleme, die bei Methan nicht bestehen. Wasserstoff kann zur Versprödung von Metallen und zur Beschädigung von Kunststoff- und Gummidichtungen führen.

Damit die Wasserstoff-These gelingt, muss Wasserstoff erzeugt, transportiert, gespeichert, verteilt und verbrannt werden. Können wir mit Wasserstoff praktisch und sicher umgehen? Ist das alles noch im Labor? Könnten wir das technisch umsetzen?

Mit einer Ausnahme sind alle diese Schritte im industriellen Maßstab, wenn nicht sogar noch nicht im Netz, im Routinebetrieb. Die Wasserstofferzeugung mittels Elektrolyse ist Routine, allerdings noch nicht in industriellem Maßstab (auf diesen Punkt kommen wir zurück).

Die Industrie verfügt über jahrzehntelange Erfahrung in der Erzeugung und Handhabung von Wasserstoff. Die weltweite jährliche Produktion von Wasserstoff beträgt etwa 70 Millionen Tonnen (MMT); Die US-Produktion beträgt etwa 10 MMT. Fast die gesamte Produktion ist grauer Wasserstoff.

Der erste unterirdische Salzstock-Wasserstoffspeicher wurde 2007 in Texas eröffnet, um Raffinerien und Chemiefabriken in Texas und Louisiana über eine 310 Meilen lange Pipeline zu versorgen. In den USA sind jetzt zwei weitere unterirdische Speicheranlagen mit 1600 Meilen langen Wasserstoffpipelines in Betrieb.

Wasserstoff wird seit Jahrzehnten dem Brennstoffmix von Gasturbinen beigemischt, wodurch Millionen von Betriebsstunden mit bis zu 50 % Wasserstoff erzielt werden. Die wichtigsten Turbinenanbieter – Mitsubishi Power (MHI), GE (GE) und Siemens (OTCPK:SEIGY) – gehen alle davon aus, Turbinen für die Verbrennung von 100 % Wasserstoff anzubieten.

Das H21 Leeds City Gate-Projekt ist ein geplantes groß angelegtes Demonstrationsprojekt, bei dem blauer Wasserstoff bis 2030 als Ersatz für Erdgas zum Heizen und Kochen von 1 % der britischen Bevölkerung eingesetzt werden soll. Unter dem Link finden Sie etwa 350 Seiten mit Einzelheiten Austausch von Gasgeräten.

Es gibt mehrere kleine Demonstrationen zur Erzeugung und Speicherung von Wasserstoff, wobei der Strom aus Brennstoffzellen erzeugt wird. Eine interessante Demonstration in den französischen Alpen ist seit fünf Jahren online, wo durch Sonnenenergie erzeugter Wasserstoff gespeichert wird, um bis zu 16 Tage lang Strom zu liefern.

Insgesamt würde ich es als technisch machbar einschätzen.

Schätzungen variieren, aber die Kosten für durch Elektrolyse hergestellten Wasserstoff liegen heute im Bereich von 4 bis 6 US-Dollar/kg, was etwa 32 bis 48 US-Dollar/MMBtu entspricht. Schätzungen aus mehreren Quellen (z. B. dem Energieministerium hier) deuten darauf hin, dass bei der Herstellung von Elektrolysegeräten im industriellen Maßstab Kosten von 1 $/kg erreichbar sein könnten, also 8 $/MMBtu.

Es besteht eine Analogie zwischen den Kosten für Wasserstoff am Produktionsort und den Kosten für Erdgas am Bohrlochkopf. In beiden Fällen fallen Transportkosten an, um das Gas zu einem Speicher- und Verteilungspunkt und dann weiter zum Verbrauchsort zu bringen. Die nachstehende internationale Energieschätzung umfasst den Transport.

Quelle: IEA – Die Zukunft des Wasserstoffs – 2019

Das schätzt Bloomberg NEF

Erneuerbarer Wasserstoff könnte in den meisten Teilen der Welt vor 2050 für 0,8 bis 1,6 US-Dollar pro Kilogramm produziert werden. Dies entspricht einem Gaspreis von 6 bis 12 US-Dollar pro MMBtu ... Unter Einbeziehung der Kosten für die Speicher- und Pipeline-Infrastruktur ergeben sich die Lieferkosten für erneuerbare Energien Wasserstoff in China, Indien und Westeuropa könnte im Jahr 2030 auf etwa 2 $/kg (15 $/MMBtu) und im Jahr 2050 auf 1 $/kg (7,4 $/MMBtu) sinken.

Die Erdgaspreise am Henry Hub lagen in den letzten Jahren bei etwa 3 $/MMBtu. Es ist eine geschäftliche Einschätzung, aber ich vermute, dass eine Bevorzugung grüner Energie nicht ausreicht, um einen 10-fachen Kostenaufschlag für Wasserstoff zu überwinden, aber es könnte durchaus ausreichen, um einen 2-3-fachen Kostenaufschlag zu überwinden. Fügt man noch eine CO2-Steuer hinzu, könnte der Kostenvorteil bei Erdgas bis 2050 verschwinden.

Bei der Bereitschaft, diese zwei- bis dreifache Präferenzprämie zu zahlen, würde ich die wirtschaftliche Machbarkeit bis 2040 oder 2050 als wahrscheinlich einschätzen, mit der Einschränkung, dass das Erreichen dieser Preise eine netzrelevante Skalierung und Bereitstellung erfordern würde. Und das würde wahrscheinlich davon abhängen, dass bis 2030 zwei oder drei GW-Kraftwerke zur Verfügung stehen, die Wasserstoff verbrennen. Nachfolgend sehen wir uns ein mögliches Beispiel an.

Nischenanwendungen sind möglicherweise weniger preissensibel. Energieversorger unterzeichnen heute Stromabnahmeverträge (PPA) für Solarstrom in der Gewissheit, dass der Strom nur tagsüber geliefert werden kann. Sie zahlen möglicherweise einen höheren Preis für ein PPA, das nachts zuverlässig Strom liefern kann.

Die Frage hier ist, können wir dies in der realen Welt im Rastermaßstab tun?

Schauen wir uns zunächst die Wasserstofferzeugung an. Die Dampfreformierung von Methan macht heute etwa 95 % der Wasserstoffproduktion aus. Diese Methode erzeugt 5,5 kg CO2 pro kg H2 und ist daher für Null-Netto-Kohlenstoff-Ziele nicht attraktiv, da es keine kostengünstige Kohlenstoffabscheidung gibt. Und angesichts der kostengünstigen Kohlenstoffabscheidung ist es einfacher, Netzstrom direkt mit Erdgas zu erzeugen.

Elektrolyse

Es wird erwartet, dass die Elektrolyse künftig die Methode der Wahl zur Wasserstoffproduktion sein wird. Dies wird manchmal als Power-to-Gas (P2G) bezeichnet. Bei der Elektrolyse spaltet ein an Wasser angelegter elektrischer Strom die Wassermoleküle auf und erzeugt Wasserstoff- und Sauerstoffgase: H2O + Strom -> H2 + O2.

Zur Herstellung von einem Kilogramm Wasserstoff werden neun Kilogramm Wasser benötigt. Wenn der Elektrolyseprozess einen Wirkungsgrad von 100 % hat, sind 39,4 kWh Eingangsleistung erforderlich, um ein kg Wasserstoff zu produzieren.

Quelle: EU – Wasserstofferzeugung in Europa – Juli 2020

Aktuelle Schätzungen zur Effizienz kommerzieller Elektrolyseprozesse liegen im Bereich von 56–81 %, die maximalen Schätzungen für 2050 liegen im Bereich von 74–84 %. Es wird eine Stack-Lebensdauer von mehr als 10 Jahren prognostiziert.

Zur Untermauerung der obigen Zahlen deuten NREL-Schätzungen für eine PEM-Elektrolyseanlage mit einer Leistung von 50.000 kg/Tag im Jahr 2040 auf einen Wirkungsgrad von 77 % (und pauschalierte Kosten von etwa 4,50 $/kg) hin.

Für unsere übergeordneten Zwecke gehe ich davon aus, dass mindestens eine dieser Technologien die Netzgröße erreichen wird, undIch werde einen Wirkungsgrad von 80 % nutzen in den Berechnungen unten. Bei einem Wirkungsgrad von 80 %49,3 kWhFür die Herstellung von einem Kilogramm Wasserstoff ist eine Eingangsleistung erforderlich.

Diese Angabe des Leistungsbedarfs ist möglicherweise zu großzügig, da sie die außerhalb der Elektrolysezelle verbrauchte Energie nicht berücksichtigt.

Elektrolysegeräte werden derzeit von mehreren relativ kleinen Unternehmen bereitgestellt, zum Beispiel: Nel ASA (OTCPK:NLLSF), ITM Power (OTCPK:ITMPF), Enapter (privat), Sunfire (privat). ITM Power baut in Großbritannien eine PEM-Anlage mit einer jährlichen Kapazität von 1 GW. Eine Produktspezifikation für eine 10-MW-Einheit von ITM Power, die 4.000 kg Wasserstoff pro Tag produziert, ist hier verfügbar.

Nels PEM-Jahreskapazität beträgt 40 MW und die ALK-Kapazität wird auf 500 MW erweitert.

Quelle: Investorenpräsentation von Nel Q3 2020

Wie wir sehen werden, müssten diese Unternehmen um Größenordnungen wachsen, um den Netzbedarf zu decken.

Deutschland verfügt mit 34 Projekten über etwa 45 % der weltweit installierten Power-to-Gas-Elektrolysekapazität. Beachten Sie die im Rastermaß kleine Kapazität.

Quelle: IHS Markit

Schauen wir uns Wasserstoff für eine Gasturbine an.

Betrachten Sie die weit verbreitete Gasturbine GE 9F.04, die 288 MW Leistung erzeugt. GE (GE) gibt an, dass diese Turbine bei 100 % Wasserstoff als Brennstoff etwa 9,3 Millionen CF oder 22.400 kg Wasserstoff pro Stunde verbrauchen würde. Bei 80 % effizienten Elektrolyse-Energiekosten von 49,3 kWh/kg würde die Herstellung dieser einstündigen Wasserstoffversorgung 1.104 MWh Strom für die Elektrolyse erfordern.

Um den Wasserstoff zu erzeugen, um die Turbine 12 Stunden lang (von der Abenddämmerung bis zum Morgengrauen) zu betreiben, wären 12 x 1.104 MWh oder 13,2 GWh erforderlich. Bei einem typischen Solarkapazitätsfaktor von 20 % würde dies etwa 2,6 GW Solarkapazität erfordern, die für die Erzeugung des Wasserstoffs für den Betrieb dieses 288-MW-Generators über Nacht vorgesehen sind.

Als reales Beispiel: Um die 2240 MW pro Stunde Leistung des kalifornischen Kernkraftwerks Diablo Canyon (die Stilllegung ist für 2025 geplant) von morgens bis abends zu ersetzen, wären acht dieser Turbinen mit Wasserstofferzeugung erforderlich, die von 20 GW Solarpaneelen angetrieben werden.

Wie viel Wasserstoff wäre nötig, um im Jahr 2050 Erdgas bei der Stromerzeugung vollständig zu ersetzen?

Nach Angaben der Energy Information Agency verbrauchten die USA im Jahr 2019 31 Billionen CF Erdgas, also 85 BCF pro Tag. Etwa 36 % wurden für die Stromerzeugung verwendet, also 30 BCF pro Tag.

Quelle: HIER

Erdgas erzeugt derzeit 35 % des US-amerikanischen Stroms. Hier ist ein aktueller Generations-Schnappschuss vom 25. November 2020.

Quelle: EIA Hourly Electric Grid Monitor

Der Erdgasverbrauch wird sich zwischen heute und 2050 wahrscheinlich ändern. Er wird steigen, wenn es weiterhin Kohle ersetzt, sinken, wenn mehr Solar- und Windenergie ans Netz gehen, und möglicherweise zunehmen, wenn der Transport und andere Bereiche elektrifiziert werden.

Der Referenzfall EIA 2020 Annual Energy Outlook prognostiziert, dass Erdgas im Jahr 2050 etwa 30 % mehr Strom erzeugen wird als heute. Unter dem für Erdgas schädlichsten UVP-Szenario würde der Wert um etwa 30 % sinken.

Quelle: EIA 2020 Annual Energy Outlook

Eine Bottom-up-Analyse von Duke Energy zeigt ähnliche Trends: Die heutigen 31 % werden bis 2050 auf 6 % Gas und 30 % ZELFR umgestellt (ZELFR ist eine neue Technologie – Wasserstoff, Erdgas mit Kohlenstoffabscheidung oder neue Kernenergie); In diesem SA-Artikel finden Sie eine ausführlichere Diskussion der Pläne von Duke Energy.

Quelle: Duke Energy

Für unsere grobe Wasserstoffschätzung nehmen wir die 30 BCF/Tag Gas, die derzeit für Strom und Strom verwendet werdenGehen Sie von keinem Wachstum aus für 2050. Dies bedeutet, dass 30 BCF/Tag an Erdgasenergie ersetzt werden müssen. Wenn man bedenkt, dass der Energiegehalt von Wasserstoff etwa 30 % des Energiegehalts von Erdgas beträgt, bedeutet dies, dass wir 3,3 CF Wasserstoff benötigen, um 1 CF Erdgas zu ersetzen.

Wenn wir rechnen und runden, benötigen wir 100 BCF/Tag oder 240 Millionen kg/Tag oder 260.000 Tonnen/Tag Wasserstoff.

Bei einer Elektrolyse mit einem Wirkungsgrad von 80 % benötigen wir 49,3 kWh, um 1 kg Wasserstoff herzustellen. Das wären 11.800 GWh/Tag. Geht man von einem Kapazitätsfaktor von 20 % für Solarenergie aus, wären 2.370 GW Solarkapazität für die Wasserstoffproduktion erforderlich.

Geht man vom IEA-Referenzfall eines Wachstums von 30 % aus, wären es etwa 3.100 GW Solarenergie.

Die National Renewable Energy Agency stellt ein interaktives Modell zur Verfügung, das Kapazität und Erzeugung bis 2050 für eine Reihe von Szenarien schätzt. Die folgende Abbildung zeigt 733 GW Solarkapazität im US-Versorgungsmaßstab im Jahr 2050, für hohe Erdgas- und niedrige Kosten für erneuerbare Energien. Bloomberg NEF macht eine ähnliche Schätzung für die Solarkapazität in den USA im Jahr 2050. Die hier nicht gezeigte Baseline-Technology-Schätzung liegt bei 525 GW Solarenergie.

Quelle: NREL Scenario Results Viewer

Die 2.370 GW zusätzlicher dedizierter Solarenergie sind das 3,2-fache der derzeit prognostizierten Solarkapazität für 2050 und das 4,5-fache der NREL-Basisprognose. Es handelt sich um eine sehr große Menge an Solarenergie im Versorgungsmaßstab.

Den notwendigen Ausbau der Elektrolyse- und Solarkapazitäten, um Erdgas zur Stromerzeugung vollständig zu ersetzen, halte ich für unwahrscheinlich. Und selbst wenn dies gelingen würde, würden die anderen 64 % des Erdgases, die derzeit für andere Zwecke verwendet werden, immer noch unangetastet bleiben.

Ich möchte hier vier Punkte ansprechen.

Erste , ist die Verdrängung von Erdgas durch Netzstrom derzeit nicht das Hauptziel der Wasserstoffbemühungen. IHS Markit stellte kürzlich fest:

In den USA und in Asien liegt der Schwerpunkt lediglich auf dem Transport. Auf dem chinesischen Festland, in Japan und Südkorea arbeitet eine Kombination aus lokaler und zentraler Regierung mit der Industrie zusammen, um die Entwicklung von Brennstoffzellenfahrzeugen und der dazugehörigen Infrastruktur voranzutreiben.

In Europa besteht Interesse am Verkehr, aber es laufen auch viele andere Projekte, die sich mit der Nutzung von Wasserstoff befassen ... in Gebäuden, in der Industrie und im Energiebereich.

Beispielsweise sieht der Wasserstoffprogrammplan 2020 des US-Energieministeriums einen verstärkten Einsatz von Wasserstoff vor allem im Transportwesen vor.

Quelle: Wasserstoffprogrammplan 2020 des US-Energieministeriums

Das Leeds City Gate-Projekt veranschaulicht einen Weg, den Punkt der Kohlenstoffverdrängung oder -bindung vom häuslichen Warmwasserbereiter auf die zentrale Gasanlage zu verlagern und gleichzeitig die aktuelle saisonale Speicherkapazität des Gasnetzes zu erhalten. Eine gemischte Gas- und Strominfrastruktur bietet auch Vorteile; Es ist von Vorteil, Ihr Haus und Ihre Lebensmittel auch bei Stromausfall heizen zu können.

Zweite Um die Menge an grünem Wasserstoff zu erzeugen, die erforderlich ist, um das derzeit zur Stromerzeugung verwendete Erdgas zu ersetzen, ist eine sehr große Menge an zugeführter Energie erforderlich. Wir schätzen die dedizierte US-Solarkapazität auf über ~ 2.370 GW.

Im Vergleich zu den prognostizierten 525-733 GW an US-Solaranlagen im Versorgungsmaßstab wird die Nutzung „überschüssiger“ Solarkapazitäten zur Erzeugung von Wasserstoff für das Netz bestenfalls einen untergeordneten Faktor darstellen.

Dritte Wasserstoff in netzrelevanten Mengen erfordert eine enorme Elektrolysekapazität. Unser Gesamtfall für die USA würde etwa 500 GW Elektrolyse rund um die Uhr oder etwa 1200 GW an einem 10-Stunden-Sonnentag erfordern. Es würde viele Jahre dauern, diese Kapazität bei den derzeitigen Produktionsraten aufzubauen. Und die USA sind nicht der einzige Markt.

Vierte Derzeit gibt es auf nationaler und internationaler Ebene erhebliche Dekarbonisierungsbemühungen. Dies wird sich wahrscheinlich sowohl in technischen Fortschritten als auch in der Festlegung von Standards und in der Regulierung niederschlagen. Die Diskussionen auf der Konferenz der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien im Oktober 2020 geben einen guten Hinweis auf den Umfang dieser Bemühungen.

Dreißig Jahre sind eine lange Zeit. Es wäre ratsam, diese Analyse in etwa fünf Jahren noch einmal zu überprüfen. Wenn Wasserstoff bis 2050 eine wirkliche Bedeutung haben wird, dürfte dies bis dahin deutlich deutlicher zu erkennen sein. Nach welchen Dingen könnte man suchen?

Deutschland. Berichten zufolge verfügt Deutschland heute über die größte Anzahl an Power-to-Gas-Projekten. Angesichts der erheblichen innerdeutschen Stromübertragungsprobleme, da erneuerbare Energien eine hohe Marktdurchdringung erreichen, könnte Wasserstoff als Puffer dienen. Dies könnte ein Pilotprojekt auf nationaler Ebene sein.

Das Mitsubishi Power Advanced Clean Energy Storage-Projekt in Utah. Dies ist das einzige mir bekannte Projekt, bei dem versucht wird, Wasserstoff im Netzmaßstab in den USA zu testen. Wenn es kommerziell betrieben wird, sollte es viele konkrete Daten über die tatsächliche Betriebs- und Kostenleistung liefern.

Maßstabsvergrößerung der Elektrolyse.Es wäre von Bedeutung, wenn ein Global 500-Unternehmen (z. B. Siemens) 100 GW Elektrolysekapazität pro Jahr in einer automatisierten Anlage aufbauen würde.

Kommerzialisierung modularer Kernreaktoren.Ein gangbarer kurzfristiger Weg zu bedeutender neuer Kernenergie, vielleicht fabrikgefertigte modulare Reaktoren, würde den Druck auf Wasserstoff für das Netz verringern.

Kommerzielle Kohlenstoffabscheidung.Eine kommerzielle (effektive, kostengünstige) Kohlenstoffabscheidung würde einen Großteil der Motivation zur Verdrängung von Erdgas beseitigen.

Regulierungsauftrag.Eine de-facto- oder de-jure-Regulierungsanforderung (z. B. kein Einsatz von Erdgas zur Stromerzeugung nach 2045, ist bereits das aktuelle Renewable Portfolio Standard-Gesetz in Kalifornien).

Ich glaube, dass grüner Wasserstoff technisch machbar ist und dass die Kosten bis 2040 oder 2050 so weit sinken werden, dass die Bereitschaft, eine zwei- bis dreifache Ökoprämie zu zahlen, etwaige Kostenlücken gegenüber Erdgas schließen kann. Allerdings macht es die erforderliche Vergrößerung des Aufbaus und der Stromversorgung der erforderlichen Elektrolysekapazität unwahrscheinlich, dass Wasserstoff bis 2050 einen erheblichen Teil des zur Stromerzeugung verwendeten Erdgases ersetzen wird. In jedem Fall dürfte der Einsatz vor 2030 sehr begrenzt sein.

Ich betrachte mich als langfristigen Investor – idealerweise für immer, aber ich kaufe selten etwas, das ich nicht 10 Jahre lang halten möchte. Nachdem ich mich in den letzten Wochen mit Wasserstoff beschäftigt und darüber nachgedacht habe, bin ich persönlich zufrieden damit, meine bescheidenen Investitionen in Erdgas beizubehalten – E&P, Midstream und Gasversorger.

Ich könnte mich irren, und 30 Jahre sind eine lange Zeit. Es wäre ratsam, in 5 Jahren noch einmal nachzuschauen. Inzwischen Investitionen.

Für die Erzeugung des grünen Wasserstoffs als Ersatz für Erdgas wäre eine große Energiemenge erforderlich. Ich denke, in den USA wäre dies größtenteils Solarenergie (in den meisten Teilen Europas könnte es größtenteils Windkraft sein). In unserem einfachen Modell oben gehen wir davon aus, dass dafür das Drei- bis Vierfache der bereits aggressiven Menge an Solarenergie im Versorgungsmaßstab erforderlich wäre. Solarinvestitionen, die ohne Wasserstoff gut auskommen, sollten damit noch besser abschneiden.

Der eigentliche Turbinenmarkt ist auf drei sehr große Player aufgeteilt: Mitsubishi Power, Siemens und GE. Ob ihre Turbinen weiterhin Erdgas verbrennen oder über ein paar Jahrzehnte hinweg auf Wasserstoff umsteigen, dürfte kaum den Ausschlag geben.

Die größte Alpha-Chance, die ich hier sehe, sind die Elektrolyseunternehmen wie Nel ASA oder ITM Power, obwohl ich diese als sehr spekulativ bezeichnen würde. Der potenzielle Markt für Wasserstoff auch außerhalb des Netzes ist groß genug, dass hier jemand gut abschneiden sollte. Aus der Tabelle unten geht hervor, dass auch andere Leute so denken.

Ich würde alle Elektrolyseunternehmen als Kandidaten für die Übernahme durch große Industrieunternehmen in Betracht ziehen – Mitsubishi, Siemens usw.

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