Das Ziel dieser Arbeit besteht darin, die ökonomische Tragfähigkeit der Erzeugung von grünem Wasserstoff (H2) mittels Power-to-Gas (PtG) als Flexibilitätsoption zur Vermeidung netzbedingter Abregelungen von PV-Anlagen zu untersuchen. Angesichts stetig wachsender Erzeugungsspitzen aus fluktuierenden erneuerbaren Primärenergiequellen stellt sich die Frage, ob dezentrale PtG-Anlagen als flexible elektrische Lasten dazu geeignet sind, regionale Netzengpässe zu reduzieren. Darüber hinaus ist zu untersuchen, unter welchen Rahmenbedingungen ein solcher Betrieb wirtschaftlich darstellbar ist.
Um diese Frage zu beantworten, wird ein quantitatives, modellbasiertes Vorgehen gewählt. Zielgrößen der Untersuchung sind die für einen wirtschaftlichen Betrieb notwendigen Levelized Cost of Hydrogen (LCOH), die über die Anwendung der Kapitalwertmethode ermittelt werden. Das zentrale Teilziel ist dabei der Vergleich der ermittelten LCOH mit den Kosten konventioneller, fossiler H2-Herstellungsverfahren, um fundierte Aussagen zur Wettbewerbsfähigkeit des erzeugten grünen Wasserstoffs abzuleiten. Darüber hinaus soll mittels einer Szenarioanalyse die Sensitivität der Ergebnisse gegenüber Veränderungen zentraler technischer, regulatorischer und finanzwirtschaftlicher Parameter isoliert quantifiziert werden, um wesentliche Hebel für die zukünftige Marktdurchdringung zu identifizieren.
Inhaltsverzeichnis
1 Einleitung
1.1 Problemhintergrund
1.2 Zielstellung
1.3 Aufbau der Arbeit
2 Grundlagen
2.1 Klimawandel als Treiber der Transformation
2.2 Energiewende und Erneuerbare Energien
2.2.1 Technologische Transformationspfade
2.2.2 Systemische Integration und strategische Bedeutung
2.3 Herausforderungen eines Erneuerbaren Energiesystems
2.3.1 Grundlagen der Energieerhaltung und -umwandlung
2.3.2 Energiespeicher und ergänzende Maßnahmen zur Systemstabilität
2.4 Power-to-X und die Rolle von Wasserstoff
2.4.1 Eigenschaften und Klassifizierung von Wasserstoff
2.4.2 Technologische Elektrolyseverfahren
2.5 Regulatorische Rahmenbedingungen
2.5.1 EU-Klimapolitik als ordnungspolitischer Rahmen
2.5.2 Nationale Ausgestaltung in Deutschland
3 Stand der Forschung
3.1 Erzeugungsüberschüsse als Herausforderung der Energiewende
3.1.1 Kurzstudie „Warmer Lichtsturm“ – Überblick
3.1.2 Quantifizierung der Überschüsse
3.1.3 Flexible Lasten
3.2 Power-to-X aus Überschussstrom
3.2.1 Ökonomische Analyse „PtX aus Überschussstrom in Deutschland“ – Überblick
3.2.2 Methodik, Datenbasis und Modellannahmen
3.2.3 Ergebnisse und Fazit
4 Methodik und Modellierung
4.1 Analytischer Ansatz und Zielgrößen
4.2 Kapitalwertmethode und Wasserstoffgestehungskosten
4.2.1 Grundprinzip
4.2.2 Anwendung auf die Wasserstofferzeugung
4.2.3 Bestimmung der wirtschaftlichen Gestehungskosten
4.3 Szenariodefinition
4.4 Parametermodellierung
4.4.1 Elektrolyseleistung und Betriebsstunden
4.4.2 Strombezugskosten
4.4.3 Investitions- und Kapitalkosten
4.4.4 Weitere Technische Parameter
4.4.5 Weitere ökonomische Parameter
4.4.6 Tabellarische Zusammenfassung der Modellparameter
5 Berechnung der wirtschaftlichen Gestehungskosten
5.1 Erläuterungen zum Modell
5.2 Ergebnisse
5.2.1 Techno-Ökonomische Szenarien
5.2.2 Finanzwirtschaftliche Szenarien
6 Diskussion
6.1 Analyse der Einflussfaktoren
6.1.1 Techno-Ökonomische Szenarien
6.1.2 Finanzwirtschaftliche Szenarien
6.2 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung
6.2.1 Referenzpreis für grauen Wasserstoff
6.2.2 Analyse der Wettbewerbsfähigkeit
6.3 Einordnung der Ergebnisse
6.3.1 Erhöhte Anlagenauslastung als alternative Betriebsstrategie
6.3.2 Kostenentwicklung konventioneller Wasserstoffproduktion
6.4 Kritische Reflexion
6.4.1 Datengrundlage Modellierung
6.4.2 Vereinfachungen im Betriebsmodell
6.4.3 Ökonomische Annahmen und Ausklammerung von Nebenprodukten
6.4.4 Methodische Inkonsistenzen in den Zusatzszenarien
7 Schlussbetrachtung
7.1 Ergebniszusammenfassung
7.2 Ausblick und Handlungsempfehlungen
Zielsetzung & Themenschwerpunkte
Das primäre Ziel dieser Forschungsarbeit besteht in der fundierten techno-ökonomischen Bewertung der Wasserstoffherstellung via Power-to-Gas (PtG) als netzdienliche Alternative zur Abregelung dezentraler Photovoltaik-Erzeugungsanlagen. Vor dem Hintergrund zunehmender regionaler Netzengpässe und negativer Börsenstrompreise untersucht die Arbeit mittels einer dynamischen Investitionsrechnung (Kapitalwertmethode), ob und unter welchen regulatorischen, technischen und kapitalbezogenen Rahmenbedingungen dezentrale Elektrolyseure wirtschaftlich betrieben werden können und wie wettbewerbsfähig die resultierenden Wasserstoffgestehungskosten (LCOH) im Vergleich zu konventionell erzeugtem grauem Wasserstoff sind.
- Analyse von Erzeugungsspitzen und netzbedingten Einspeisebegrenzungen im Zuge des PV-Zubaus
- Technologische Bewertung moderner Wasserelektrolyseverfahren mit Schwerpunkt auf PEM-Elektrolyse
- Modellgestützte Bestimmung der Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) über die Kapitalwertmethode
- Empirische Parametrisierung am regionalen Verteilnetzbeispiel des Landkreises Bautzen
- Szenario- und Sensitivitätsanalysen bezüglich CAPEX, OPEX, Strombezugspreisen und Kalkulationszins
- Vergleich mit Referenzkosten für fossilen Wasserstoff unter Einbeziehung des EU-Emissionshandels
Auszug aus dem Buch
1.1 Problemhintergrund
Die globale Energietransformation und die damit verbundene Abkehr von fossilen Primärenergiequellen stellen die zentrale Voraussetzung dar, um die Folgen des anthropogenen Klimawandels langfristig zu begrenzen. Im Zentrum dieser Bemühungen steht der stetige Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE). Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sieht hierfür weitreichende Ausbaupfade vor, die bis zum Jahr 2040 eine installierte Leistung von 200 GW Windkraft und 400 GW Photovoltaik (PV) anstreben. Bereits im Jahr 2024 erreichten die EE einen Anteil von rund 58% an der deutschen Bruttostromerzeugung, wobei insbesondere die PV mit einer installierten Leistung von knapp 100 GW eine tragende Säule bildet.
Dieser massive Zubau witterungsabhängiger Erzeugungskapazitäten führt jedoch zu einer zunehmenden Fluktuation im Stromangebot. Da die Erzeugungsspitzen von Wind- und Solaranlagen häufig nicht mit der zeitlichen Lastnachfrage korrelieren, entstehen massive, zeitlich konzentrierte Erzeugungsüberschüsse. Da der überregionale Netzausbau im Übertragungsnetz seit Jahren hinter dem Zubautempo der EE zurückbleibt, kommt es verstärkt zu regionalen Netzengpässen. Um die Stabilität und Sicherheit der Netze zu gewährleisten, müssen Anlagen zunehmend abgeregelt werden (Einspeisemanagement), wodurch signifikante Mengen klimaneutralen Stroms ungenutzt bleiben.
Um dieser Entwicklung entgegenzuwirken, setzt die aktuelle Energiepolitik auf verschiedene Strategien, wie den Ausbau von Eigenverbrauchsanreizen oder die Ausweitung der Direktvermarktung (DV), um durch Marktmechanismen eine stärkere Reaktion der Anlagenbetreiber auf Preissignale an der Strombörse zu erreichen. Dennoch zeigt die Realität, dass die ökonomischen Belastungen durch negative Strompreise, die im Jahr 2024 bereits rund 109 Mio. € betrugen, stetig ansteigen. Vor diesem Hintergrund wächst der Bedarf an systemdienlichen Flexibilitätsoptionen, die Überschüsse nicht abregeln, sondern einer wirtschaftlichen Nutzung zuführen. Besonders die stoffliche Wandlung in gasförmige oder flüssige Energieträger bietet hierbei den entscheidenden Vorteil, elektrische Energie über Tage oder Monate hinweg nutzbar zu machen.
Dieser Speichergedanke fungiert als wesentliches Bindeglied zwischen fluktuierender Erzeugung und sektorenübergreifender Nutzung und bildet das Fundament für Power-to-X (PtX)-Technologien, die als zentraler Baustein eines integrierten Energiesystems betrachtet werden.
Kapitelübersicht
1 Einleitung: Führt in die Problematik regionaler Netzengpässe durch den Ausbau erneuerbarer Energien ein und formuliert die Zielsetzung sowie den Aufbau der techno-ökonomischen Analyse.
2 Grundlagen: Behandelt den Klimawandel, technologische Transformationspfade, Herausforderungen fluktuierender Erzeugungssysteme, Grundlagen der Elektrolyse sowie den bestehenden energierechtlichen Rahmen in der EU und Deutschland.
3 Stand der Forschung: Diskutiert einschlägige Studien zur Quantifizierung von Erzeugungsüberschüssen, flexible Lastpotenziale sowie bestehende ökonomische Analysen zur PtX-Erzeugung aus Überschussstrom.
4 Methodik und Modellierung: Definiert den modelltheoretischen Ansatz auf Basis der Kapitalwertmethode zur Bestimmung der LCOH und parametrisiert ein Referenz- sowie diverse Sensitivitätsszenarien am Fallbeispiel des Landkreises Bautzen.
5 Berechnung der wirtschaftlichen Gestehungskosten: Präsentiert die quantitativen Modellergebnisse und ermittelt die spezifischen Gestehungskosten für alle definierten techno-ökonomischen und finanzwirtschaftlichen Szenarien.
6 Diskussion: Analysiert maßgebliche Kostentreiber, setzt die ermittelten Gestehungskosten ins Verhältnis zu grauem Wasserstoff unter Berücksichtigung des EU-ETS, beleuchtet alternative Betriebsmodelle mit Vollauslastung und reflektiert methodische Limitationen.
7 Schlussbetrachtung: Fasst die Kernaussagen der Untersuchung zusammen und leitet konkrete energiewirtschaftliche sowie regulatorische Handlungsempfehlungen für Wissenschaft und Praxis ab.
Schlüsselwörter
Wasserstoffherstellung, Photovoltaik, Abregelung, Verteilnetze, Power-to-Gas, Levelized Cost of Hydrogen, PEM-Elektrolyse, Kapitalwertmethode, Sektorenkopplung, Erzeugungsüberschuss, Netzentgelte, EU-Emissionshandel
Häufig gestellte Fragen
Worum geht es in dieser Arbeit grundsätzlich?
Die Arbeit untersucht die techno-ökonomische Machbarkeit des Einsatzes dezentraler Wasserstoff-Elektrolyseure zur Vermeidung der Abregelung von Photovoltaikanlagen bei regionalen Netzengpässen.
Was sind die zentralen Themenfelder der Untersuchung?
Zu den thematischen Schwerpunkten gehören das Erneuerbare-Energien-System, Netzengpassmanagement und Einspeisemanagement, Power-to-Gas-Technologien (insbesondere PEM-Elektrolyse) sowie die investitionstheoretische Bewertung von Gestehungskosten unter regulatorischen Rahmenbedingungen.
Was ist das primäre Ziel beziehungsweise die Forschungsfrage der Masterarbeit?
Das Ziel besteht darin, zu analysieren, ob und unter welchen technischen, regulatorischen und marktseitigen Bedingungen dezentrale Elektrolyseure wirtschaftlich betrieben werden können, um PV-Überschussstrom aufzunehmen, und wie wettbewerbsfähig die resultierenden Wasserstoffgestehungskosten im Marktvergleich sind.
Welche wissenschaftliche Methode wird zur Analyse herangezogen?
Es wird ein quantitatives, modellbasiertes Vorgehen gewählt, bei dem über die dynamische Kapitalwertmethode jener Mindestverkaufspreis für Wasserstoff ermittelt wird, bei dem der Kapitalwert null ergibt (LCOH), ergänzt durch umfassende Szenario- und Sensitivitätsanalysen.
Was wird im Hauptteil konkret berechnet und modelliert?
Im Hauptteil werden unter Annahme realitätsnaher technischer und wirtschaftlicher Parameter (u. a. CAPEX, OPEX, Wirkungsgrad, Volllaststunden, Strombezugskosten) die LCOH für neun definierte Basisszenarien sowie zwei Zusatzszenarien mit Vollauslastung ermittelt und verglichen.
Welche zentralen Schlüsselbegriffe kennzeichnen das Dokument?
Prägend für die Publikation sind Begriffe wie Wasserstoffgestehungskosten (LCOH), Power-to-Gas (PtG), Photovoltaik-Abregelung, PEM-Elektrolyse, Verteilnetz, Kapitalwertmethode und CO2-Zertifikatspreise.
Warum wurde der Landkreis Bautzen als Untersuchungsgebiet gewählt?
Der Landkreis Bautzen in Sachsen weist aufgrund seiner ländlichen Raumstruktur eine im Verhältnis zur Netzkapazität sehr hohe installierte PV-Nettoleistung von rund 505 MW auf, wodurch ein signifikantes Potenzial für netzbedingte Abregelungen von ca. 100 GWh pro Jahr vorliegt.
Wie schneidet der erzeugte grüne Wasserstoff preislich gegenüber konventionellem Wasserstoff ab?
Im Status-quo-Szenario betragen die LCOH 9,57 €/kg H2 und im optimierten Best-Case-Szenario 5,14 €/kg H2. Beide Werte liegen deutlich über dem für konventionellen grauen Wasserstoff hergeleiteten Referenzpreisbereich von 2,50 bis 3,00 €/kg H2, womit ein reiner Überschussbetrieb derzeit unwirtschaftlich ist.
Welchen Einfluss haben regulatorische Entlastungen wie die Befreiung von Netzentgelten?
Die Strombezugskosten stellen den dominierenden laufenden Kostenfaktor dar. Durch regulatorische Privilegierungen (insbesondere den Entfall von Netzentgelten und Stromsteuern) lassen sich die Stromkosten um rund 50 % senken, was die Gestehungskosten im Modell von 9,57 €/kg auf 7,57 €/kg H2 reduziert.
Welche alternative Betriebsstrategie verspricht eine spürbare Steigerung der Wirtschaftlichkeit?
Die größte Kostensenkung wird durch eine Erhöhung der Betriebsstunden (Vollauslastung in einem Anlagenverbund) erzielt, da die hohen Fixkosten auf deutlich mehr Wasserstoff verteilt werden; in Kombination mit Best-Case-Parametern sinken die LCOH dabei auf bis zu 2,98 €/kg H2 und erreichen damit die Schwelle zur Wettbewerbsfähigkeit.
- Quote paper
- Sebastian Hufe (Author), 2026, Wasserstoffherstellung als Alternative zur Abregelung dezentraler Photovoltaik-Erzeugungsanlagen, Munich, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/1759313
