Angesichts der Tatsache, dass grüner Wasserstoff als nachhaltiger Energieträger eine wichtige Rolle beim Klimaschutz spielen wird, werden derzeit weltweit erhebliche Anstrengungen unternommen, um die Elektrolysetechnologie technisch ausgereift und wirtschaftlich wettbewerbsfähig für den großtechnischen Einsatz zu machen. In diesem Zusammenhang ist ein verlässliches Verständnis der Kostenstrukturen solcher Wasserelektrolysesysteme notwendig, um damit sinnvolle Maßnahmen für die Weiterentwicklung der Technologie zu ergreifen.
Daher wurde in einer Auftragsstudie für CATF ein grundlegendes Kostenmodell für die alkalische und PEM-Wasserelektrolyse entwickelt, das es erlaubt, die Abhängigkeiten der Kostenanteile der einzelnen Technologien detailliert zu bewerten und individuelle Kostensenkungspotenziale für diese Elektrolysetechnologien abzuleiten.
Breites Spektrum abgedeckt
In der nun veröffentlichten Studie werden sowohl für die alkalische als auch für die PEM-Wasserelektrolyse zwei Anlagengrößen von 5 MW und 100 MW betrachtet, um sowohl den Bedarf für dezentrale als auch für zentrale Anwendungen abzudecken. Darüber hinaus wird in den Modellen eine Technologieprognose für beide Technologien berücksichtigt, um die Kostenstrukturen für heute verfügbare Komponenten und Materialien (2020) mit den erwarteten Entwicklungen der „nächsten Generation“ von alkalischen und PEM-Elektrolysesystemen (2030) zu vergleichen.
Die Kostenmodelle basieren auf einem Bottom-up-Ansatz des Instituts, bei dem zunächst typische Layouts der Elektrolyseanlagen entworfen und dann technische Parameter durch eine stationäre Simulation der Energie- und Massenbilanzen in den Systemen bestimmt werden. Ausgehend von diesen Vorgaben werden die Kostenanteile der einzelnen Teilsysteme und Komponenten über Preisangebote von Herstellern und Lieferanten und über spezifische Kostenfunktionen ermittelt. Zusätzliche Kosten wie Engineering et cetera werden über eine Zuschlagskalkulation berücksichtigt.
Für die verschiedenen Stacks wird ein eigenes Modell verwendet, das ebenfalls auf einer Quantifizierung der verwendeten Komponenten und spezifischen Kostenfunktionen basiert. „Der Mehrwert solcher Kostenmodelle hängt in erster Linie von der Qualität der Preis- und Kosteninformationen der Hersteller und Zulieferer ab. Am Fraunhofer ISE können wir aufgrund unserer langjährigen Zusammenarbeit mit verschiedenen Partnern aus der Industrie hier auf eine umfangreiche Datenbasis zurückgreifen. Das ist der entscheidende Vorteil unserer Kostenmodelle“, berichtet Marius Holst, einer der Autoren der Studie.
Kostenvorteil für alkalische Stacks trügt
Wie erwartet, zeigen die Ergebnisse in allen betrachteten Fällen, dass der Zellstapel (Stack) die teuerste Komponente in einem Elektrolysesystem ist. Alkalische Stacks (AEL) haben einen Kostenvorteil gegenüber PEM-Stacks, und dies wird auch in Zukunft der Fall sein. Aufgrund des technologischen Fortschritts und einer Vergrößerung der aktiven Zellfläche können die spezifischen Stackkosten jedoch innerhalb von zehn Jahren für beide Arten von Elektrolyse-Stacks praktisch halbiert werden, und zwar von etwa 200 Euro pro Kilowatt Gleichstrom (kWDC) auf unter 90 Euro pro kWDC für AEL-Stacks und von 380 Euro pro kWDC auf etwa 220 Euro pro kWDC für PEM-Stacks.
Dennoch dominieren die Stackkosten nicht allein die Systemkosten. Vielmehr setzen sie sich aus vielen Einzelkomponenten wie Gas- und Wasseraufbereitung, Kühlsystemen und Leistungselektronik zusammen (siehe Grafik). Insbesondere die Kosten der Leistungselektronik (Gleichrichter und Transformator) sind nicht zu unterschätzen und tragen als zweitteuerste Komponente in der gleichen Größenordnung zu den Systemkosten bei wie die Stacks. „Dies ist ein wichtiges Ergebnis, insbesondere für weitere Kostensenkungsstrategien bei Elektrolysesystemen, und muss bei zukünftigen Entwicklungen stärker berücksichtigt werden“, so Holst abschließend.
Die Kostenanalyse zeigt weiter, dass alkalische Systeme auch in Zukunft zu niedrigeren Systemkosten führen werden. Allerdings gleichen sich die Kosten nahezu an, wenn man den Aufwand für die nachgeschaltete Verdichtung mit einbezieht. Insgesamt ist im Jahr 2030 mit Systemkosten von circa 400 bis 500 Euro pro kW zu rechnen, wobei dezentrale kleinere Anlagen deutlich teurer bleiben werden.
„Diese Ergebnisse geben uns wichtige Erkenntnisse für unsere eigenen Systemanalysen und zeigen uns, dass es durch Innovation und Erfahrung auch in Zukunft noch deutliche Kostensenkungen in der Elektrolyse geben wird. Wir hoffen, dass diese Studie ihren Beitrag zu einer objektiven Diskussion über zukünftige Kosten leisten kann“, so Mike Fowler, der die Studie seitens der CATF maßgeblich betreut hat.
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