ITM Power - Elektrolyse und Brennstoffzelle (Seite 87)

[tristan85muc]

Satz mit X, war wohl nix ;-)

[Salbeitee]

Antwort auf Beitrag Nr.: 72.477.114 von Malecon am 27.09.22 15:59:19

Sehr gute Analyse

[Malecon]

Die Dampfwalze rollt





und bricht durch den Widerstand aus:




🦌

[winhel]

Nachtrag aus dem selben Link wie unten:


""""""""""""""Wenn wir Wasserstoff in einer Turbine erzeugen, brauchen wir für den Transport der Energie Pipelines statt Kabel. Interessanterweise sind Pipelines 20-mal billiger als Kabel, ausgedrückt als Kosten der angeschlossenen Turbinenleistung (€/MW). Darüber hinaus bieten Pipelines eine inhärente Speicherkapazität, da ihr Innenvolumen als Massepuffer fungiert. Diese Speicherkapazität kann durch Variation des Drucks, sogenanntes „line packaging“, genutzt werden. Für einen Offshore-Windpark hat die inhärente Energiespeicherkapazität der Pipelineinfrastruktur das Energiespeicheräquivalent von 250.000 Tesla.

Die Offshore-Strominfrastruktur hat relativ hohe Wartungskosten und ist anfällig für Ausfälle. Dies ist relevant für die Versorgungssicherheit. Darüber hinaus spielt die zu erwartende Ausfallzeit eine Rolle für den Ertrag und die Wirtschaftlichkeit von Offshore-Windparks. Pipelines sind robuster als Kabel, da Ausfallzeiten im Wesentlichen null sind.
Ein neues wirtschaftliches Optimum mit Wasserstoff

Um diese 30 % Mehrertrag zu erzielen, müssen die Hersteller von Windkraftanlagen ihre Turbinen neu konstruieren. Ein einfacherer Zwischenschritt ist die Verwendung aktueller Windturbinentechnologie und die Integration des Stacks. Dies ist eine relativ einfache Einstellung, wodurch viele Kosten und Leistungsverluste vermieden werden.

Auf Basis dieser ersten Versionen von Wasserstoffturbinen kann die Neukonzeption ganzer Windparks beginnen. Aufgrund der viel niedrigeren Kosten der Pipeline-Infrastruktur wird ein neues techno-ökonomisches Optimum (niedrigste Stromgestehungskosten pro MWh) bei der doppelten Anzahl von Turbinen pro km2 Meer im Vergleich zu herkömmlichen Turbinen erreicht, wodurch der jährliche Energieertrag um etwa 60 % gesteigert wird. Außerdem sind die Kosten pro MWh an Land gebrachter Energie für Wasserstoff niedriger als für Strom.

Kombiniert man zukünftig die Ertragssteigerung durch Anlagenoptimierung (30%) und Windparkoptimierung (60%) ergibt sich eine Gesamtsteigerung von 200%.


Das Ergebnis der Berechnungen ist beeindruckend. Die Energieausbeute kann um 60 % höher sein, während die Stromgestehungskosten der an Land transportierten Energie um 5 % niedriger sind. Im Vergleich zum Szenario „regulärer Wind plus netzgekoppelte zentrale Elektrolyse“ ist das Ergebnis sogar noch bemerkenswerter: 40 % niedrigere Stromgestehungskosten für Wasserstoff und 2,2-mal so viel Wasserstoffproduktion bei geringerer optischer und räumlicher Wirkung!

as Ergebnis der Modellierung ist nicht nur durch seine Ergebnisse beeindruckend. Gespräche mit Ingenieurbüros darüber, wie dies bewerkstelligt werden kann, zeigen, dass mit ausreichenden Anstrengungen bis 2025 die Offshore-Wasserstoffturbinen der ersten Generation zertifiziert und einsatzbereit sein könnten.

Bereits die Anlandung von Offshore-Stromkabeln der aktuell geplanten Offshore-Windparks stellt eine enorme raumplanerische Herausforderung dar. Dies liegt an der Menge an freiem Platz, den die Kabel neu beanspruchen, Platz, der für andere Funktionen wie Sandabsaugung und Schifffahrtswege benötigt wird. Man kann sich vorstellen, dass dieses Problem nur weiter zunehmen wird, wenn die installierte Kapazität von Offshore-Parks in den niederländischen politischen Plänen siebenmal höher ist als die derzeit geplante.

Um den Strom weiter ins Landesinnere zu transportieren, werden neue Hochspannungsleitungen an Land benötigt. Zusammen mit platzintensiven Umspannwerken. Die räumliche und visuelle Wirkung von Pipelines ist viel geringer als bei Strom. Nicht zuletzt bedeutet die Verdopplung des Ertrags pro km2 auch, dass für den gleichen Energiebedarf weniger Fläche in der Nordsee benötigt wird.

Fazit: Wasserstoff ist der sinnvollste Primärenergieträger, um kostengünstig und platzsparend Windenergie zu produzieren und zu transportieren, Strom nicht.

Abbildung 15: Vergleich zweier Wind-to-Energy for Mobility-Topologien mit gleichem Gesamtenergiebedarf. (Links: Wind-zu-Strom-Infrastruktur, großer Flächenanspruch offshore und an Land, rechts: Wind-zu-Wasserstoff-Infrastruktur, kleinerer Flächenanspruch offshore und an Land)"""""""""""""""""

[winhel]

Ein sehr langer Artikel, aber sehr interessant. Ich stelle hier nur einige wenige Abschnitte rein. Den Artikel sollte aber jeder mal lesen, um die Zusammenhänge zu begreifen, um welche Studien es zur Zeit geht, wie z. B. auch im Zusammenhang mit ITM-Orsted bezüglich Offshore in der Gigastackstudie. Das auch mal im Zusammenhang mit der Pressekonferenz von ITM, die Hinweise von Cooley bezüglich Effizienz der Stacks.


"""""""""""Zusammenfassend lässt sich sagen, dass eine Windkraftanlage aus wirtschaftlichen Gründen nur einen begrenzten Teil der verfügbaren Windenergie in Strom umwandelt. Oder anders gesagt, die Effizienz von Wind zu Strom ist viel geringer als technisch möglich.

Betrachten wir als Beispiel die Stromspeicherung zu Spitzenzeiten. Elektrische Verluste (Wärme) in Kabeln steigen quadratisch mit der Strommenge, die durch das Kabel fließt. Die Wärmeverluste in einem Offshore-Windkabel können in der Spitze bis zu 10 % der Gesamtleistung des Windparks betragen. Wenn Sie den Spitzenstrom effizient speichern möchten, speichern Sie ihn direkt an der Turbine, nicht am anderen Ende des Kabels, während Sie 10 % Ihrer Leistung verlieren.

Für große Windparks wie Offshore-Windparks kann gezeigt werden, dass pro verfügbarer Fläche (km2) die doppelte (!) Energiemenge im Vergleich zum aktuellen wirtschaftlichen Optimum für Strom gewonnen werden kann. Die sogenannten Stromgestehungskosten pro MWh sind niedriger als bei Strom. Die Problematik der Wertminderung an windigen Tagen durch Profileffekte und Ungleichgewicht hat nicht die gleichen Auswirkungen wie beim Strom. Die Pipeline-Infrastruktur bietet Pufferkapazitäten und Wasserstoff kann relativ einfach zu erschwinglichen Kosten in z. Salzkavernen.


Abbildung 6: Bericht des ISPT-Hydrohub-Innovationsprogramms, Raumplanung einer Elektrolyseanlage im GW-Maßstab. Quelle: ISPT.

Interessanterweise ergibt sich die tatsächliche Kostenreduzierung nicht aus der Größe der Anlage. Die Kostensenkung wird in erster Linie durch automatisierte Produktionslinien zur Herstellung von Stacks vorangetrieben. Es ist ähnlich wie bei Solar, die Kosten für Solar sanken nicht durch die Vergrößerung der Panels, sondern durch die Massenproduktion. Unternehmen wie ITM und PlugPower (Abbildung 7) und andere (Abbildung 8) errichten Produktionsanlagen und senken so die Stack-Kosten in den kommenden Jahren erheblich.


Ein Elektrolyseur-Stack ist noch nicht das Gesamtsystem. Um Wasserstoff produzieren zu können, werden zusätzliche Komponenten benötigt. Zusammen werden diese als Balance of Plant (BoP) bezeichnet. Das beinhaltet:

Leistungselektronik
Wasserversorgung
Gasbehandlung
Thermisches Management

Im Allgemeinen machen Wasseraufbereitung, Gasaufbereitung und Wärmemanagement nur einen geringen Teil der Gesamtinvestitionskosten aus und es wird nicht erwartet, dass sie in naher Zukunft sinken werden. Bei der Leistungselektronik, die zur Leistungswandlung benötigt wird, ist dies jedoch nicht der Fall.
Leistungselektronik

Der Stack muss mit „Gleichstrom“-Strom gespeist werden. Um Gleichstrom für ein netzgekoppeltes Elektrolyseursystem zu erhalten, benötigen Sie einen Netzanschluss, einen Transformator und einen Umrichter. Diese Komponenten bilden zusammen die Stromversorgung des Systems.

Wie Abbildung 9 einer Elektrolyseanlage im GW-Maßstab im obigen Diagramm hier zeigt, ist der Stack (das Herz des Systems) nur ein kleiner Teil des Gesamtsystems. Das Gesamtsystem wird von den benötigten elektrischen Komponenten dominiert.

************Den Stack baut ITM und für das andere benötigt man bei Großanlagen Firmen wie Linde, Air Liquide, Air Products, Siemens usw! / winhel ************

Es wird nicht erwartet, dass die Kosten der elektrischen Komponenten in der Zukunft signifikant sinken werden. Dies liegt daran, dass es sich um eine Technologie handelt, die bereits seit einiger Zeit existiert und in Massenproduktion hergestellt wird. Die Kosten für Elektrolyseur-Stacks werden jedoch aufgrund des Beginns der Massenproduktion und weiterer Innovationen erheblich sinken. Mit sinkenden Kosten für Stacks werden die elektrischen Komponenten und -infrastrukturen noch dominanter.

Ein Elektrolyseur hat nicht „einen“ einzelnen Wirkungsgrad, sondern eine Wirkungsgradkurve, die von der Strommenge abhängt, die durch den Stapel geleitet wird. Je weniger Leistung auf den Stack gelegt wird, desto effizienter ist die Produktion von Wasserstoff. Dies führt zu einer positiven Korrelation zwischen „der Leistungskurve“ (der Leistungsabgabe bezogen auf den Wind) einer Turbine und dem Elektrolyseurstapel. Bei niedrigen Windgeschwindigkeiten ist der Wirkungsgrad des Elektrolyseurs höher als bei hohen Windgeschwindigkeiten. Der Langzeiteffekt ist, dass der durchschnittliche Wirkungsgrad der an eine Windkraftanlage gekoppelten Elektrolyse deutlich höher ist als der Wirkungsgrad bei Nennleistung der Elektrolyseure.
https://hy-gro.net/newsitem/double-the-energy-from-wind-with…"""""""""""""

Rest folgt

[realchoice]

Antwort auf Beitrag Nr.: 72.458.007 von winhel am 23.09.22 20:19:22

wasserstoff ist einer der energiequellen der zukunft, definitiv.
bei unter 1€ kaufe ich nach - mein ek liegt bei 1,44. aber andere unternehmen haben aktuell vorrang bei mir. brauche mehr qualitätsaktien.

[lightandheavy]

@winhel
Danke Dir für Deine sachliche und faktenbasierte Schreibweise und die transparente Darstellung Deiner Anlagestrategie.
Meine Strategie ist etwas emotionaler.
Für mich ist der Invest in einen Aktienwert ein Spiel mit Wahrscheinlichkeiten..Ein Teil verfügbare Fakten, ein Teil Bauchgefühl und ein Teil Hoffnung auf eine positive Entwicklung unserer Welt. (deshalb grüne Energie und sicher keine Rüstungsaktien im Depot). Was draus wird? Man wird sehen? (Aber aufregen lohnt sich nicht -
die derzeitige Kursentwicklung ist schwer nachvollziehbar und war noch schwerer vorhersehbar 🙂).

[winhel]

Antwort auf Beitrag Nr.: 72.458.007 von winhel am 23.09.22 20:19:22

Die prügeln den Kurs runter

22 Sep 2022 Qube Research & Technologies Limited 0,54%
16 Sep 2022 GLG Partners 0,51%
14 Sep 2022 BennBridge 0,53%
25 Jun 2022 BlackRock Investment Management 1,32%
https://shortsell.nl/short/ITMPOWER

[winhel]

Mein Anlagehorizon war bis Ende 2025 angelegt. Hätte, hätte Fahrradkette. Ich hätte verkaufen sollen, als der Kurs wesentlich höher stand. Aber so ist das an der Börse, mal verkauft man zu früh und ärgert sich, mal zu spät, und dann ärgert man sich noch mehr. Ich bleibe investiert.
Mit dem grünen Bereich meinte ich, dass ITM mit den ganz "Großen" global gesehen zusammen arbeitet. Linde wird wissen, welche Qualitäten ITM hat. Ansonsten sind da Shell, Snam, Iberdrola (SkotishPower), Orsted, Phillips66, und Sumitomo.
Global gesehen stehen Vorhaben in vielen Gigawattbereich an, zum großen Teil in Länder, die mit Öl und Gas nicht so gesegnet waren/sind und zukünftig mit Wasserstoff ihr Ding machen wollen. Das gibt Devisen fürs Land und Arbeitsplätze. Riesige unbewohnte Flächen mit viel Sonne und Wind stehen zur Verfügung. Solche großen Vorhaben können nur von den größten Firmen durchgeführt werden und die positionieren sich. Der größte Gasehersteller der Welt Linde mit ITM (PEM), der zweitgrößte Air Liquide mit Siemens (PEM) und der drittgrößte Air Products aus den USA mit ThyssenKrupp Ude (de Nora), Cummins nicht zu vergessen (Spanien Iberdrola).
Noch vor wenigen Jahren wurden Elektrolyseure im Kw-Bereich gefertigt. Heute im zweistelligen MW-Bereich und demnächst durch den Modulbau auch hin zum Gigawattbereich. Da muss viel getestet werden, die Anlagen laufend verbessert werden, auch um den Preis zu senken.
ITM hat über 2 Jahre an dem Shell-Elektrolyseur gebaut, Linde fast genau so lang an den 24er in Leuna. Offensichtlich wird der 24er für Yara schon schneller die Produktion aufnehmen, da ITM schon sicher ist, den Umsatz in diesem Geschäftsjahr anrechnen zu können. Der 35er MW-Elektroyseur bei den Niagarafällen wurde schon bekannt gegeben.
Ich kann mir nicht vorstellen, dass andere Firmen da weiter sind. Man liest zwar viel über Plug Power und Nel, es wird viel angekündigt, aber fertige Großanlagen sind mir wenige bekannt, wie z. B. Air Liquide/ Hydrogenic in Kanada (20 MW-PEM), bzw. Nel (die US-Tochter) mit der 20 MW-PEM-Anlage in Spanien (Iberdrola). Siemens hat schon mal vor 3,4 Jahren eine 6 MW-PEM-Anlage in Österreich gebaut, Bauzeit auch über 2 Jahre. (Man möge mich berichtigen).
Viele der Vorhaben in Südafrika, Namibia, Mauretanien, mehrere Länder in Nordafrika, Südafrika (Chile!), Kanada, Australien, mit großen Flächen für Wind und Sonne stehen in den Startlöchern, um Wasserstoffanlagen ab 2025 zu bauen bzw. ab dem Zeitpunkt zu produzieren, so wie ich gelesen habe.
Gut finde ich, dass ITM auf die 2. Fabrik in GB verzichtet. Ich habe das auch nicht verstanden bei der Auftragslage. Wichtiger sind heutzutage Fabriken in den oben genannten Ländern. Die wollen groß bauen, wollen Arbeitsplätze schaffen und sind vielleicht auch bereit, Zuschüsse zum Bau der Fabriken zu vergeben. Und billiger ist die Produktion in solchen Ländern mit Sicherheit, billiger als in Europa.
Wie gesagt nur meine bescheidene Meinung und deshalb auch mein Entschluss, das aus zu sitzen und auf die nächsten Monate, 2, 3 Jahre zu warten. Ein Großauftrag zur richtigen Zeit bei positivem politischen Umfeld, vielleicht auch eine Fabrik wie oben beschrieben, und die Fantasie ist wieder da.

Letztlich muss jeder für sich entscheiden entscheiden. Wasserstoff ist für mich die Zukunft. Irgendwann werden die ANALysten wieder das Gegenteil von dem schreiben, was zur Zeit zu lesen ist. So ist nun mal die Börse.

[Jessicats]

So Leute, jetzt mal die Realität :
In den USA lautet der Satz auf dem Weg zur Hinrichtung :
" Dead Man Walking "