ITM Power - Elektrolyse und Brennstoffzelle (Seite 374)

[DanioWK]

Ab geht's in den Endspurt für 2020.
Ich bin schon gespannt was uns 2021 bei ITM bringt.
Neue Join Ventures, mögliche Großaufträge, Fördergelder, eventuelle Übernahmen... Vieles ist möglich

Auch auf die Kursentwicklung darf man gespannt sein. Stagniert Der Kurs, oder gibt's es im Jahr 2021 möglicherweise einen Verdoppler..

[winhel]

Antwort auf Beitrag Nr.: 66.200.257 von winhel am 27.12.20 11:31:43

Da ist was schief gelaufen, ich hatte eigentlich nur 3 Ausschnitte eingefügt. Aber egal, am Besten den u.a. Link benutzen!

[winhel]

Antwort auf Beitrag Nr.: 66.192.400 von winhel am 25.12.20 11:56:23

Ein gaaaaaanz langer Artikel, aber Zeit zum Lesen hat man ja, bei diesem Wetter, eine schöne Übersicht der meisten Projekte:

Auszüge:

"""""""""""""""Der erste wasserstoffbetriebene Bagger wurde am 1. Juli von JCB auf den Markt gebracht .

In Großbritannien haben ScottishPower Renewables, BOC und ITM Power eine Partnerschaft geschlossen , um „neue Produktionsanlagen für grünen Wasserstoff mit Clustern von Tankstellen in ganz Schottland zu schaffen“ und eine „End-to-End“ -Marktlösung zur Reduzierung der Fahrzeugemissionen durch die Bereitstellung von grünem Wasserstoff. “ Das erste Projekt der Partnerschaft, "Green Hydrogen for Glasgow", hofft, den kommerziellen Markt innerhalb der nächsten zwei Jahre über eine von BOC betriebene Anlage mit Wasserstoff zu versorgen. Dabei wird Wind- und Solarenergie von ScottishPower Renewables verwendet, um einen 10-MW-Elektrolyseur von ITM Power zu betreiben.


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6. Mai 2020 Administrator
Null zu Wasserstoff

[Erstveröffentlichung Mai 2020; mit datierten Updates]

In weniger als einem Jahr ist das Gerede über die Offshore-Wasserstoffproduktion - oder die Produktion mit Offshore-Gas oder erneuerbaren Energien - von nahezu Null auf ziemlich viel gestiegen. In den Niederlanden, Großbritannien, Dänemark und Deutschland sind Projekte geplant oder sogar entwickelt. Und seit der ersten Veröffentlichung dieses Artikels ist noch viel mehr passiert.

Im Mai ergab eine Umfrage des DNV GL, dass Wasserstoff bei vielen Öl- und Gasorganisationen „auf der Prioritätenliste“ aufgestiegen ist und eine „primäre Position bei den Dekarbonisierungsbemühungen des Sektors“ einnimmt, während Länder, darunter Deutschland und Norwegen , Wasserstoffstrategien auf den Weg gebracht haben . Dänemark hat Pläne für „ die ersten Energieinseln der Welt “ vorgestellt, die als Drehkreuze für die Verbindung von> 10 GW Offshore-Wind und die Unterstützung der Energiespeicherung oder der Erzeugung von grünem Wasserstoff dienen. Die Europäische Kommission plant einen Finanzierungsaufruf in Höhe von 1,1 Milliarden US-Dollar für großflächige erneuerbare Energien, von denen ein Teil darauf abzielen wird, die Wasserstoffwirtschaft anzukurbeln. In Malta wird die weltweit erste internationale Wasserstoffpipeline in Betracht gezogen.

Auch in Großbritannien gibt es viele Aktivitäten: In SSEs „Greenprint“ wurde gefordert, dass die CCS- und Wasserstoffinfrastruktur bis 2030 in mindestens fünf Clustern bereitgestellt wird. Ein Energiewende-Fonds in Höhe von 62 Mio. GBP für den Energiesektor im Nordosten Schottlands enthielt Wasserstoff. Equinor versprach, im Nordosten Englands eine maßstabsgetreue Anlage für blauen Wasserstoff zu errichten . Branchenverband Oil & Gas UK hat die Offshore-Industrie verpflichtet, ihre Emissionen innerhalb eines Jahrzehnts zu halbieren - ein Versprechen, das wahrscheinlich neue Wege zur Stromversorgung von Plattformen beinhalten wird; und neue Unternehmen wie Beratungsunternehmen für Wasserstoffreservoirs sind aufgetaucht. Mitte November wurde Wasserstoff im „ Zehn-Punkte-Plan der Regierung für eine grüne industrielle Revolution“ aufgeführt. In Irland hat die Regierung 30 GW angestrebtvon schwimmendem Offshore-Wind und grünem Wasserstoff.

Viele warteten auf die im Juli gestartete Strategie der EU für eine klimaneutrale Wirtschaft. „Vorrangig ist die Entwicklung von erneuerbarem Wasserstoff, der hauptsächlich mit Wind- und Sonnenenergie erzeugt wird“, heißt es. "Kurz- und mittelfristig sind jedoch andere Formen von kohlenstoffarmem Wasserstoff erforderlich, um die Emissionen schnell zu reduzieren und die Entwicklung eines lebensfähigen Marktes zu unterstützen." Um dies zu beziffern, werden bis 2050,11 nur Investitionen in kohlenstoffarmen (dh blauen) Wasserstoff in Höhe von 3 bis 18 Mrd. EUR erwartet, verglichen mit erwarteten Gesamtinvestitionen in die Produktionskapazität für erneuerbaren (dh grünen) Wasserstoff von 180 bis 470 EUR Milliarde. Die Strategie der EU wurde am 4. September von der französischen Regierung angekündigtUnterstützung für den grünen Wasserstoffsektor in Höhe von 7 Mrd. EUR bis 2030, von denen 2 Mrd. EUR in den nächsten zwei Jahren investiert werden.

Worum geht es also? Wasserstoff wird aufgrund seiner Energiedichte, der Möglichkeit, ihn zu produzieren, wenn überschüssige erneuerbare Energie über dem Nachfragenniveau (Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage) erzeugt wird, seiner Transportfähigkeit und seines Potenzials zur Reduzierung der Emissionen bei schwerem Transport und bei schwerem Transport als nützlich angesehen Industrien wie Stahl und Zement entkohlen.

Aber es gab eine (nicht überraschende) Kluft in der Wasserstoffdebatte. Die Industrie für erneuerbare Energien befürwortet grünen Wasserstoff, der mit erneuerbarem Strom hergestellt wird. Dies wird nützlicher, wenn die Kapazität für erneuerbare Energien steigt und es Zeiten gibt, in denen die Verfügbarkeit die Nachfrage übersteigt - dies ist eine Möglichkeit, diese variable Energieabgabe weiterhin zu nutzen (Batteriespeicherung ist noch nicht in der Lage). Es gibt auch grauen Wasserstoff, der durch Dampfmethanreformierung hergestellt wird (SMR - der billigste und derzeit die Quelle von etwa 95% des kommerziell hergestellten Wasserstoffs), der aus Erdgas ohne CCS hergestellt wird. Der Öl- und Gassektor befürwortet Blau Wasserstoff (hergestellt mit SMR, aber mit CCS, daher gibt es keine oder nur begrenzte Emissionen aus seiner Produktion). Dies sei kurzfristig ein billigerer und schnellerer Gewinn, um die Wasserstoffwirtschaft anzukurbeln und den Einsatz von CO2-emittierenden Kohlenwasserstoffen zu reduzieren (die Zugabe von CCS zu bestehenden Gaskraftwerken hätte den gleichen Effekt wie letztere). Es gibt auch braunen Wasserstoff, hergestellt aus brauner (minderwertiger) Kohle (etwas, das kürzlich in Australien neben CCS unterstützt wurde - was vielleicht lila Wasserstoff sein könnte ?!); und schwarzer Wasserstoff (hergestellt aus Kohlenwasserstoffen unter Verwendung von Plasma-Reformierung).

Es ist nicht nur ein Argument für saubere Energie, sondern auch für Investitionen und Arbeitsplätze, wenn es um Lobbyarbeit geht. Laut dem Anfang September vom ORE Catapult und dem Offshore Wind Industry Council veröffentlichten Bericht Offshore Wind and Hydrogen: Solving the Integration Challenge könnte eine einheimische grüne Wasserstoffindustrie in Großbritannien bis 2050 320 Milliarden Pfund und bis zu 120.000 Arbeitsplätze schaffen. Interessanterweise Dies deutet darauf hin, dass eine kurzfristige Onshore-Elektrolyse zwar wirtschaftlicher, eine längerfristige Offshore-Elektrolyse jedoch kostengünstiger wäre, da die elektrische Infrastruktur vor der Küste reduziert würde.

Nichts ist jedoch jemals einfach. Bei der Bewertung der Wasserstoffstrategie der EU weist Oxford Economic darauf hin, dass es unwahrscheinlich ist, dass die EU ihre CO2-Reduktionsziele erreicht, wenn sie sich so stark auf (und regulatorische und finanzielle Unterstützung) für grünen Wasserstoff konzentriert, ohne Unterstützung für kohlenstoffarmen (dh blauen) Wasserstoff . Selbst mit den Investitionen in Höhe von 382 Mrd. EUR, die laut Strategie bis 2030 für erneuerbaren Wasserstoff erforderlich sind, würde nur eine bescheidene Menge an Wasserstoffproduktion (10 Mt / Jahr (334 TWh) erreicht, was auf einen Bedarf an blauem Wasserstoff hinweist (der erhebliche Investitionen erfordert) in CCS), um die Lücke zu schließen (und auf viel größerem Niveau als es die EU-Strategie vorschlägt). Der OE-Bericht stellt außerdem fest, dass die Strategie der EU die Notwendigkeit des Imports von Wasserstoff beinhaltet. Und dann gibt es Nachfrage und Infrastruktur…

Während ein Großteil des Gesprächs ziemlich euro-zentriert war, findet es auch anderswo statt. In Australien wird Wasserstoff als attraktiv und sogar als potenzieller Export in asiatische Länder angesehen. In Australien ist das Wasserstoffangebot sogar so attraktiv, dass ein Ölexplorer jetzt erwägt, auf seiner Offshore-Fläche einen Offshore-Windpark zu errichten und auf seiner Onshore-Basis Sonnenkollektoren zu installieren - und möglicherweise Wasserstoff mit dem erzeugten Strom zu erzeugen. Mehr dazu in der Zusammenfassung der Offshore-Projekte weiter unten.

Südkorea plant, bis 2025 sechs Städte vollständig mit Wasserstoff zu versorgen. Im März 2020 wurde in Japan ein 10-MW- Grünwasserstoffprojekt in Betrieb genommen, und in Kanada wird ein 20-MW- Grünwasserprojekt mit Elektrolyse gebaut, während eine weitere 29 -MW- Anlage in Betrieb ist geplant mit einem Plasma-Prozess .
Die weltweite Elektrolysekapazität wird jährlich, 2014-2023, in Betrieb genommen, historisch und angekündigt. Quelle, IEA, Juni 2020 .

Zurück zu einem Offshore-Branchenfokus, einem Bericht Eine US-Industriekoalition - darunter Chevron und Shell - gab an, dass Wasserstoff-Energie das Potenzial hat, allein in den USA bis 2030 700.000 Arbeitsplätze und 140 Milliarden US-Dollar pro Jahr Umsatz zu schaffen, und bis zu 3,4 Millionen neue Arbeitsplätze und 750 Milliarden US-Dollar pro Jahr 2050. Tatsächlich scheint großes Öl hier eine Chance zu sehen. Laut der DNV GL-Umfrage erwarten 52% der führenden Öl- und Gasfachleute, dass Wasserstoff bis 2030 einen bedeutenden Teil des Energiemixes ausmacht, und 21% geben an, dass ihre Unternehmen bereits in den Wasserstoffmarkt eingetreten sind. Anfang Juli haben zwei Veteranen der Energiewirtschaft (JJ Traynor, ein ehemaliger Geschäftsführer von Royal Dutch Shell, und Richard Hulf, der bei Exxon Mobil gearbeitet hat) den Investmentfonds HydrogenOne Capital aufgelegt, der sich auf Wasserstoff konzentriert, während Neptune Energy dem europäischen Clean Hydrogen beigetreten ist Allianz.Shell selbst arbeitet an einer Wasserstoffbrennstoffzelle für Schiffe und investierte 10 Millionen US-Dollar in einen Carbon Hub der Rice University, um blaue Wasserstofflösungen zu untersuchen. Am 9. November startete das Chemieunternehmen INEOS, das auch vorgelagerte Öl- und Gasgeschäfte betreibt, ein neues Geschäft mit grünem Wasserstoff.

Im Moment bekommen Sie das Bild. In diesem Artikel konzentriere ich mich ausschließlich auf Aktivitäten, bei denen es um „Offshore“ geht, durch die Integration in Offshore-Wind- oder Kohlenwasserstoffanlagen.
Emissionen in Norwegen (links) und aus Norwegens vorgelagerter Industrie (rechts). Aus der Präsentation von TechnipFMC / Deep Purple im Energy Valley 2019.

Jørg Aarnes, Global Lead - Low Carbon Solutions bei DNV GL, hat mir geholfen, die Szene aus Sicht der Offshore-Industrie zu gestalten. Er weist auf zwei Hauptthemen hin. Das erste sind Offshore-Öl- und Gasunternehmen, die nach Möglichkeiten suchen, ihre Anlagen (und damit auch ihr Produkt) zu dekarbonisieren, die dank der an Bord befindlichen Gasturbinen (oder in einigen Fällen sogar Diesel), die sie für die Stromversorgung verwenden, einen erheblichen Beitrag zu den Treibhausgasemissionen leisten Generation. Das Verlegen von Stromkabeln vom Ufer aus oder die Installation von Windparks in der Nähe, einschließlich schwimmender Windkraftanlagen, sind Optionen. Ersteres könnte zu viel kosten, wenn es sich um eine lange Strecke handelt. Letzteres führt zu intermittierender Energie. Hier kommt Wasserstoff ins Spiel, da es diese Versorgung glätten kann.

Dies ist auch ein Teil des Rationalen hinter dem zweiten Thema; Laut Aarnes wird die Wasserstoffproduktion in großen Offshore-Wind integriert, um den Strom zu nutzen, der erzeugt wird, wenn er nicht genutzt wird. Einige nennen dies ein Ausgleichsinstrument für erneuerbare Energien oder die Ermöglichung eines Energievektors, dh eine alternative Art der Speicherung und / oder die elektrische Energie transportieren. Der erzeugte Wasserstoff kann als Brennstoff für z. transportieren oder für andere Zwecke lagern oder transportieren. Die Herausforderung ist der Business Case. Bei Plattformen ist es schwierig, mit den Gasturbinen zu konkurrieren, selbst bei einem CO2-Preis, sagt Aarnes. Beim Vergleich mit einem Stromkabel vom Ufer aus ist dies eine andere Berechnung.

Laut Aarnes gibt es auch kein Geschäftsmodell für die Offshore-Produktion von Wasserstoff mit Erdgas und dessen Verlegung an Land. Offshore-Wind in großem Maßstab in großen Entfernungen von der Küste könnte in Betracht ziehen, den Strom in Wasserstoff umzuwandeln, um ihn an Land zu bringen. Dies gilt jedoch für großvolumige Projekte, für die dann ein Markt an Land erforderlich ist, beispielsweise für den Straßentransport (es wird viel geschaffen Auf diesem Markt haben Reedereien wasserstoffbetriebene Schiffe entworfen (von Kreuzfahrtschiffen über Offshore-Windunterstützungsschiffe bis hin zu Binnenschiffen ).

Seit dem Gespräch mit Aarnes hat Ryse Hydrogen in Großbritannien zugestimmt, zunächst Massenbusse in London mit Wasserstoffgas zu versorgen. Der erste wasserstoffbetriebene Bagger wurde am 1. Juli von JCB auf den Markt gebracht . Am 21. September präsentierte Airbus Konzepte für Flugzeuge mit Wasserstoffantrieb . Am 22. September flog der weltweit erste kommerzielle Wasserstoffplan in Großbritannien. Es wurden mehr Installationsschiffe für Windkraftanlagen entdeckt, die mit Wasserstoff arbeiten, wenn auch hybride, während der Schiffshersteller Ulstein ein emissionsfreies Schiff mit Wasserstoffantrieb vorgestellt hat(Die vorhandene Technologie ermöglicht einen viertägigen Betrieb mit Wasserstoff, Ulstein möchte jedoch zwei Wochen). Lesen Sie eine Analyse der Rolle der Wasserstoff im Verkehr, wo es die Verwendung in LKW als attraktivste Einführung vorgeschlagen, hier - es heißt , dass 2 bis 2030 wird die Gesamtnachfrage nach Wasserstoff aus europäischen Straßenverkehr überschreiten 1.350 Kilotonnen pro Jahr, im Vergleich zu nur Kilotonnen heute). Weitere Informationen von DNV GL zur Skalierung der Wasserstoffwirtschaft finden Sie hier .

Laut dem Bericht Offshore Wind and Hydrogen: Solving the Integration Challenge [veröffentlicht am 8. September] werden die Kosten für die Lieferung und Installation der Wasserstoffpipeline auf ca. 1 Mio. GBP / km geschätzt. Dies ist im Vergleich zu den Kosten für die Lieferung und Installation eines 220-kV-Exportkabels von ca. 1 Mio. GBP / km und eines 1,2-GW-Windparks mit drei bis vier Kabeln günstig, was zu Kosten für die Exportkabelversorgung von> 3 Mio. GBP / km führt. Wenn auch die Nachrüstung bestehender Öl- und Gaspipelines in Betracht gezogen wird, können die Kosten noch weiter sinken. “ Es heißt auch, dass SMR zwar billiger als Elektrolyse ist, On- und Offshore-Elektrolyse mit Offshore-Wind bis 2050 jedoch billiger wäre (siehe Abb. 2.12 aus dem nachstehenden Bericht), wobei die Kosten für SMR aufgrund höherer Gaspreise steigen würden. Was ziemlich lange zu warten scheint ...

Es ist früh, hat Wood Mackenzie hervorgehoben . Am 2. Juni wies das Beratungsunternehmen darauf hin, dass die Wasserstoffnachfrage in den letzten zehn Jahren weltweit nur um 28% gestiegen ist und dass nur 10 Länder 70% dieser Nachfrage ausmachen (die Verwendung in Raffinerien und Ammoniak machen 66% der gesamten Nachfrage aus). In seinem Future Energy- Bericht sagte das Unternehmen, dass heute weltweit 70 Millionen Tonnen Wasserstoff produziert werden, von denen etwa 71% grauer Wasserstoff sind, der Rest hauptsächlich aus braunem, aber auch schwarzem Wasserstoff.

Am 26. August gab das Unternehmen jedoch bekannt, dass die Kosten für grünen Wasserstoff bis 2030 um 30-40% und bis 2040 um bis zu 64% sinken werden, was auf die angekündigte Projektpipeline für grünen Wasserstoff zurückzuführen ist Wachstum von 3,5 GW auf etwas mehr als 15 GW in den letzten 10 Monaten, wodurch Volumen entstehen, die groß genug und stabil genug sind, damit der aufstrebende Markt skalieren kann.

Kosten sind eine Herausforderung. Laut Wood Mackenzie kostet grauer Wasserstoff 1-2 US-Dollar pro kg. Für blauen Wasserstoff weitere 50 Cent pro kg hinzufügen. Beides sind Preise, denen grüner Wasserstoff „derzeit nicht einmal nahe kommen kann“, sagt Wood Mack und fügt hinzu, dass die Wirtschaftlichkeit von grünem Wasserstoff besonders empfindlich auf zwei Faktoren reagiert - Strompreise und Anlagenauslastungsraten.

Die Preise halten einige eindeutig nicht auf. In Großbritannien haben ScottishPower Renewables, BOC und ITM Power eine Partnerschaft geschlossen , um „neue Produktionsanlagen für grünen Wasserstoff mit Clustern von Tankstellen in ganz Schottland zu schaffen“ und eine „End-to-End“ -Marktlösung zur Reduzierung der Fahrzeugemissionen durch die Bereitstellung von grünem Wasserstoff. “ Das erste Projekt der Partnerschaft, "Green Hydrogen for Glasgow", hofft, den kommerziellen Markt innerhalb der nächsten zwei Jahre über eine von BOC betriebene Anlage mit Wasserstoff zu versorgen. Dabei wird Wind- und Solarenergie von ScottishPower Renewables verwendet, um einen 10-MW-Elektrolyseur von ITM Power zu betreiben.

Equinor hat die Möglichkeiten zur Größenordnung und Kostensenkung im Auge, wobei jedoch blauer Wasserstoff eine Schlüsselrolle spielt. Rhodri James, führender Geschäftsentwickler bei Equinor (ex-Carbon Trust), sagte im Juli in einem All Energy-Webinar: „Wir sehen viel Potenzial, um durch blauen Wasserstoff recht schnell skalieren zu können. Grüner Wasserstoff spielt ebenfalls eine wichtige Rolle. Es ist in Zukunft realistisch, aber ab heute sind die Fälle herausfordernd. Wir haben eine rasche Reduzierung (der Kosten) anderer erneuerbarer Technologien festgestellt. Wenn Wasserstoff den gleichen Weg gehen kann, kann er wettbewerbsfähig sein. Ich sehe im nächsten Jahrzehnt nicht viel Skalierbarkeit, aber es könnte über 2030 hinaus skalierbar sein, und eine Kombination aus Blau und Grün ist dafür wichtig. “

Laut einem anderen Beratungsunternehmen, Rystad Energy (8. Oktober), sind derzeit allein 60 GW Pläne für grünen Wasserstoff im Versorgungsmaßstab (dh über 1 MW) in Planung, von denen 87% aus Anlagen im Gigawatt-Maßstab stammen, die von Europa und Australien dominiert werden. Es heißt jedoch, dass das meiste davon erst nach 2035 betriebsbereit sein wird, da diese Kosten gesenkt werden müssen.

IHS Markit ist zuversichtlich, die Kosten für grünen Wasserstoff zu senken. Es steht dassBis 2030 könnte die Produktion von grünem Wasserstoff mit „derzeit vorherrschenden Methoden, die die Verwendung von Erdgas als Ausgangsmaterial erfordern“ (dh blau / grau / schwarz) kostengünstig werden. „Die Kosten für die Herstellung von grünem Wasserstoff sind seit 2015 um 50% gesunken und könnten bis 2025 um weitere 30% gesenkt werden, unter anderem aufgrund der Vorteile eines größeren Maßstabs und einer standardisierteren Herstellung“, sagte Simon Blakey, Senior Advisor von IHS Markit, Global Gas. Laut IHS werden Investitionen in sogenannte „Power-to-x“ -Projekte getätigt (solche, die überschüssigen Strom in verschiedene Energieformen und / oder Chemikalien wie Power-to-Hydrogen, Power-to-Gas umwandeln), aus denen Wasserstoff besteht Die große Mehrheit wächst rasant. Die Investitionen werden voraussichtlich von rund 30 Millionen US-Dollar im Jahr 2019 auf über 700 Millionen US-Dollar im Jahr 2023 steigen.Aber auch, dass grüner und blauer Wasserstoff bei steigender Nachfrage wahrscheinlich eine Rolle in der Energiezukunft spielen werden.

Ende November gab Aurora Energy Research bekannt, dass Wasserstoff bis 2050 ein Wirtschaftszweig von über 120 Mrd. EUR in Europa sein könnte und dass der Wasserstoffbedarf bis Mitte des Jahrhunderts von derzeit 327 TWh auf 2500 Terrawattstunden steigen könnte. Die Nachfrage nach kohlenstoffarmem Wasserstoff in der Industrie würde sich bis 2050 auf bis zu 700 TWh verdoppeln, mit besonderem Potenzial für den Transport, insbesondere für schwere Nutzfahrzeuge, sowie für die Heizung als Ersatz für Gas.

„Damit Wasserstoff einen wesentlichen Beitrag zu sauberen Energieübergängen leistet, reicht es nicht aus, die Produktion von sauberem Wasserstoff auszubauen. Der Wasserstoffverbrauch muss sowohl in bestehenden Sektoren wie Raffinerie und Chemie als auch in neuen Sektoren wie Gebäude, Verkehr und Stromerzeugung erheblich ausgeweitet werden “, sagte Keisuke Sadamori, Direktor für Energiemärkte und Sicherheit bei der Internationalen Energieagentur bei Gastech Virtueller Gipfel .

"Der große Anstoß dürfte die Politik und der gesellschaftliche Wunsch nach Veränderung sein", sagt Wood Mack in seinem Future Energy-Bericht. „Wenn nationale und Unternehmensstrategien erwartungsgemäß grünen Wasserstoff als Teil einer Strategie zur Dekarbonisierung einbeziehen, könnte dies abheben und die wirtschaftliche Schwelle senken. Die Kohlenstoffpreise werden entscheidend sein - wir schätzen, dass ein Kohlenstoffpreis von 40 USD / Tonne im Jahr 2030 grünen Wasserstoff auf einem Niveau mit SMR-produziertem Wasserstoff und CCS erhalten könnte. “

Mit anderen Worten, es ist alles zum Spielen. Und jetzt zu den Projekten… Bitte beachten Sie: Dies ist keine umfassende Liste (es sind nur die Projekte, von denen ich gehört habe) oder eine Analyse. Sagen Sie mir, wenn Sie Projekte kennen, die ich nicht aufgelistet habe (Offshore-bezogen).
Die Niederlande
PosHYdon

Sie haben wahrscheinlich von PosHYdon- Pilot von Neptune Energy gehört . 13 km vor der Küste der Niederlande wird ein Elektrolyseur auf die Q13a-Plattform gebracht, um mit Meerwasser grünen Wasserstoff zu erzeugen. Die Gasplattform wird bereits über eine Stromkabelverbindung mit Offshore-Windstrom betrieben, sodass der Strom leicht verfügbar ist. Das niederländische Energieinfrastrukturunternehmen Gasunie hat sich kürzlich als Partner neben DEME, NOGAT BV und Noordgastransport BV, beide Eigentümer großer Gastransportpipelines in der Nordsee, dem Projekt angeschlossen.
Nordsee Windkraft Hub

Wasserstoff würde auch im Nordsee-Windkraft-Hub enthalten sein , einer vorgelagerten Mega-Insel als Drehscheibe für den Anschluss massiver Windparks und die Versorgung verschiedener Länder rund um die Nordsee mit Strom, um das Netz effektiv zu verwalten. Es ist ein Konzept, das 2016 von einem niederländischen Konsortium ins Leben gerufen wurde. Es wird für machbar gehalten. Anstelle einer großen Insel wäre jedoch eine Reihe kleinerer - wenn auch immer noch großer - Inseln, entweder künstliche Inseln oder traditionellere Plattformen, je nach Meeresboden besser für die Umwandlung von Strom in Wasserstoff geeignet, wenn zu viel Strom erzeugt wird.
NortH2

Shell und Gasunie planen die Erzeugung von grünem Wasserstoff aus bis zu 10 GW Offshore-Wind in der Nordsee mit einem Elektrolyseur in Eemshaven in Zusammenarbeit mit Groningen Seaports. Die Partner möchten, dass bis 2027 der erste Wasserstoff aus dem Projekt fließt, der von anfänglichen 3-4 GW Offshore-Turbinen angetrieben wird. Die Offshore-Windflotte könnte bis 2040 bis zu 10 GW wachsen, heißt es in einer Erklärung , in der das Projekt mit einer Produktion von 800.000 Tonnen grünem Wasserstoff pro Jahr angekündigt wird.
Seitenwind

Shell ist auch am CrossWind- Projekt mit Eneco beteiligt, das das Hollandse Kust (noord) -Projekt entwickelt. Es soll 2023 mit einer installierten Leistung von 759 MW in Betrieb gehen und mindestens 3,3 TWh pro Jahr erzeugen. Ein Teil des Projekts sind fünf Technologiedemonstrationen: Floating Solar; kurzfristiger Batteriespeicher; Turbinen, die optimal auf das Netzwerk abgestimmt sind, um die negativen Nachlaufeffekte zu minimieren; und "grüner Wasserstoff", hergestellt durch Elektrolyse.
Vereinigtes Königreich

Die Industrie arbeitet mit der britischen Regierung an einem Nordsee-Übergangsabkommen, mit dem das volle Potenzial des Sektors für die Entwicklung sauberer Energielösungen, einschließlich der Nutzung und Speicherung von Kohlenstoff und Wasserstoff, genutzt werden soll.
Wind + Wasserstoff in einem

Dann arbeiten Ørsted und ITM Power am Gigastack-Projekt, das die Lieferung von massivem, kostengünstigem und kohlenstofffreiem Wasserstoff durch die in Offshore-Wind integrierten PEM-Elektrolyseure (Gigawatt Scale Polymer Electrolyte Membrane) von ITM Power demonstrieren soll. Das Projekt hat im Rahmen des Wasserstoffversorgungswettbewerbs, Phase 2, eine Finanzierung der britischen Regierung in Höhe von 7,5 Mio. GBP, damit ITM Power an einem System arbeiten kann, das Strom aus dem Offshore-Windpark Hornsea Two von Orsted zur Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff für die Phillips 66 Humber Refinery verwendet. Das Unternehmen wird auch weitere Pläne für die Produktion von Elektrolyseuren in großem Maßstab entwickeln.

Dies folgt auf ein weiteres von der britischen Regierung finanziertes Projekt (Phase 1 des Wasserstoffversorgungswettbewerbs), bei dem ITM die Integration eines Elektrolyseurs in einen Offshore-Turbinenturm oder in dessen Nähe, der direkt elektrisch mit dem Zwischenkreis in der Turbine verbunden ist, mit Stromflussregelung und Wasserversorgung untersuchte es. In diesem Szenario würde der Wasserstoff laut ITM über Pipelines an Land transportiert, was weniger kostet als Stromkabel. „Dies könnte aufgrund besserer Kosten und Energieverluste ein besseres Entwurfskonzept für die Massenproduktion von Wasserstoff darstellen, im Gegensatz zu beispielsweise entfernt angeordneten Elektrolyseuren an einem Terminal oder einer Plattform, die vom Windkraftanlagengenerator entfernt sind“, sagt ITM.

In der Zwischenzeit haben die italienischen Firmen Saipem und der Gasnetzbetreiber Snam eine Vereinbarung zur Zusammenarbeit bei der Energiewende-Technologie einschließlich Initiativen zur Abscheidung von grünem Wasserstoff und Kohlenstoff unterzeichnet. Snam arbeitet auch mit Baker Hughes an hybriden Wasserstoffgasturbinen, von denen jetzt nachgewiesen wurde, dass sie mit Wasserstoff arbeiten , damit Snam Wasserstoff durch sein Netz leiten kann (das zu 70% bereit ist, 10% Wasserstoff aufzunehmen).

Laut einem Bloomberg-Artikel vom 28. Mai hat ITM Power, wie oben erwähnt, seine Aktien in diesem Jahr um 291% steigen lassen. "Es gibt eine größere Anerkennung dafür, dass Wasserstoff für die künftige Erreichung unserer Dekarbonisierungsziele von zentraler Bedeutung ist", sagte Marc Elliott, Analyst bei Investec Securities Ltd, ITMs Unternehmensmakler, gegenüber Bloomberg. "Es könnte größer sein als die Erdgasindustrie."

Anfangs wird es Kabel an Land sein, aber wie von anderen hervorgehoben, sind Unterwasserkabel zehnmal teurer als Gaspipelines. Auch mit einer Gasleitung erhalten Sie im Rahmen des Geschäfts Speicherplatz. Die Offshore-Wasserstoffproduktion ist auch vielseitig, wenn Sie die Öl- und Gasplattformen auf dem UKCS (2,3 GW Bedarf nach OGA) warten, vorbeifahrende Schiffe mit Kraftstoff versorgen oder sie mithilfe der vorhandenen Nordsee-Gasinfrastruktur in das europäische Gasnetz einbinden möchten.
https://translate.google.com/translate?hl=de&sl=en&u=https:/…""""""""""""""""

[8888y]

So ist es, @Anfaenger01 !
Da der 2. Weihnachtsfeiertag in diesem Jahr auf einen Wochenendtag fällt, gilt in Großbritannien der Montag (28.12.`20) als Ersatzfeiertag!

[Anfaenger01]

GB wird am Montag fehlen...

[Sathix]

Frohe Weihnachten liebe Leute. Ich bin begeistert! USA haben den Kurs gestern noch einmal entspannt 30 - 40 Cent nach oben gebracht. Auch wenn das Volumen mickerig war, hoffe ich natürlich, dass dies einen positiven Einfluss auf den kommenden Montag hat. Lasst uns mit 6€+ das Jahr beenden!

[el_padre]

Wünsche euch allen ein frohes Fest! 🎄🎁
Zumindest hat London gestern wieder auf Tageshoch geschlossen, es geht also grün weiter.

[8888y]

Ich wünsche euch allen
eine schöne, besinnliche , friedvolle Zeit und FROHE WEIHNACHTEN !

[winhel]

Antwort auf Beitrag Nr.: 66.190.996 von winhel am 24.12.20 21:28:28

Vollständigkeits halber auch noch die top 10 Holders in Europa/London:

Linde plc 95 000 000 17,3%
JCB Ltd. 44 209 780 8,03%
Hargreaves Lansdown Stockbrokers Ltd. 30 026 000 5,45%
Allianz Global Investors GmbH (UK) 27 614 525 5,01%
Peter Hargreaves 14 908 000 2,71%
Commerzbank AG (Private Banking) 14 617 000 2,65%
Deutsche WertpapierService Bank AG 14 578 000 2,65%
Hargreaves Lansdown Asset Management Ltd. 14 358 000 2,61%
ING-DiBa AG 12 544 000 2,28%
HSBC Trinkaus & Burkhardt AG (Private Banking) 11 160 000 2,03%
https://de.marketscreener.com/kurs/aktie/ITM-POWER-PLC-40047…

[winhel]

Antwort auf Beitrag Nr.: 66.190.984 von winhel am 24.12.20 21:20:12

Übrigens, vor einigen Monat war unter "Holders" lediglich eine Eintragung, ein Fonds wurde angegeben, der allerdings weniger Anteile als meine Wenigkeit, also unbedeutend.
Mitlerweile hat sich das geändert, wenn es auxch keine Brüllersnteile sind:

Unter dem Link oben:

Top Mutual Fund Holders
Holder Shares Date Reported % Out Value
iShares Core MSCI EAFE ETF 1,943,976 Nov 29, 2020 0.35% 9,671,280
iShares MSCI EAFE Small Cap ETF 1,500,171 Nov 29, 2020 0.27% 7,463,350
Invesco ETF Tr II-Invesco Global Clean Energy ETF 571,814 Nov 29, 2020 0.10% 2,844,774
PGIM Jennison Natural Resources Fd 525,140 Oct 30, 2020 0.10% 1,575,420
iShares Core MSCI Total International Stock ETF 410,214 Nov 29, 2020 0.07% 2,040,814
College Retirement Equities Fund-Stock Account 345,797 Sep 29, 2020 0.06% 1,192,999
iShares Core MSCI Europe ETF 159,268 Nov 29, 2020 0.03% 792,358
KraneShares Electric Vehicles & Future Mobility ETF 100,647 Sep 29, 2020 0.02% 347,232
Global X Fds-Global X CleanTech ETF 95,850 Nov 29, 2020 0.02% 476,853
winhel: da würde ich dann erscheinen
iShares Core MSCI International Developed Markets ETF 74,256 Nov 29, 2020 0.01% 369,423