H 2 ECOSYSTEM ESSEN
Konzept 5 „Vollumstellung auf Wasserstoff in 2035“
Konzept 5 sieht die Umrüstung der beiden BHKW auf 100 % Wasserstoff ab 2035 vor. Bis 2035 werden beide BHKWs mit Erdgas betrieben und müssen entsprechende CO2 -Zertifi-kate erwerben. Beide BHKWs werden bis 2050 per Pipeline beliefert.
6.1.2.3 3. Kategorie „Elektrifizierung“
Konzept 6 Elektrifizierung
Die letzte Kategorie und damit das sechste Konzept sieht eine vollständige Umstellung der Kälteerzeugung auf Kompressionskältemaschinen in 2035 vor. Da diese anders als Absorptionskältemaschinen mit Strom anstelle mit Wärme gespeist werden, verlieren die BHKWs zunehmend an Bedeutung und die Umstellung auf Wasserstoff erfolgt demnach nicht.
Vorgehensbeschreibung zur Simulation des Energiesystems
Zur Simulation der zuvor definierten Versorgungskonzepte wurde auf das Quartiers-Simulations-Modell „QuaSiMo“
der nymoen|strategieberatung zurückgegriffen. Das Tool bildet eine Vielzahl an Eingangsparametern wie bspw.
Strom-, Erdgas, CO2-Preis- sowie Emissionsfaktorenentwick-lungen aller relevanten Medien (Strom, Wärme und Kälte) mit konkreten Lastgängen ab. Zur Bedarfsdeckung kombi-niert es dann die erforderlichen Erzeugungstechnologien einschließlich Speicher und berechnet die Einsatzzeiten.
Weiterhin können zur Realisierung einer ganzheitlichen, detaillierten Analyse unternehmensspezifische Eingangs-parameter wie anlagebezogene wirtschaftliche Größen bestehend aus Abschreibungsdauern, Reinvestitionszeit-punkten, Betriebs- und Wartungskosten etc. eingebunden werden.
Die Modellierung des Energiesystems in QuaSiMo erfolgte in 5 Schritten:
1. Allgemeine Parameter
Der erste Schritt beinhaltet ein grundlegendes Parameter-setting. Hier erfolgt u.a. die Angabe zum Projektzeitraum sowie zu den zu liefernden Energiearten / Mengen als auch dient es zur Eingabe der Brennstoffe, mit denen die verschiedenen Anlagen gespeist werden sollen.
2. Anlagenkonfiguration Mit den im Kapitel definierten Versorgungs-konzepten erfolgte bereits indirekt die Festlegung der zu berücksichtigen Techno-logien, welche in QuaSiMo modelliert werden sollen.
In diesem Zusammenhang fanden bspw. Parameter-eingaben zu den techni-schen Anforderungen, dem Brennstoffbezug, den anlagenspezifischen (Re-) Investitionskosten und -zyklen sowie der Abschrei-bungsdauer statt.
3. CO2-Preisszenarien Zur Modellierung der CO2-Preisentwicklung wurden gem. Abbildung 33 zwei Szenarien mit unter-schiedlich hohen Preisstei-gerungen hinterlegt. Die
„moderate Entwicklung“
ist identisch mit der im Modell RensysMod2 verwendeten CO2-Preisentwicklung. Bei der sogenannten „drastischen Entwicklung“ wird von einer Verdopplung des CO2-Preises ab dem Jahr 2023 gegenüber der „moderaten Entwicklung“
ausgegangen. Die CO2-Belastungen erfolgen zum einen für den Einsatz des Energieträgers „Erdgas“ und wurden zum anderen in der Entwicklung der Strombezugspreise berück-sichtigt. Die indirekten CO2-Emissionen von Wasserstoff werden, im Sinne des BEHG, analog zu Biomethan behan-delt, wodurch keine zusätzlichen CO2-Kosten durch den Einsatz von Wasserstoff entstehen.
4. Energieträgerpreise und deren Entwicklung Als elementare Einflussgröße auf das wirtschaftliche Ergebnis der einzelnen Konzepte wurden die Energiepreise für Wasserstoff, Erdgas und Strom inkl. aller Abgaben und Umlagen bis ins Jahr 2050 in Abhängigkeit der zwei CO2-Preisszenarien prognostiziert (vgl. Abbildung 34).
Im Sinne einer methodisch konsistenten Modellierung im Projekt „H2-Ecosystem Essen“ wurden eben diese Strom-preise, Wasserstoffgestehungs-, Wasserstoffimport- und Wasserstofftransportkosten sowie in Teilen die CO2 -Preis-entwicklung aus dem Energiesystemmodell RenSysMod2 genutzt (siehe Kapitel 5.1.2 & 5.1.3).
Zur Bewertung der individuellen ökologischen Tragfähigkeit des jeweiligen Konzepts wurden Emissionsfaktoren für die
entsprechenden Energieträger im Modell hinterlegt und analog zu den Energieträgerpreisen eine Entwicklung bis 2050 aufgezeigt.
Da beim importierten Wasserstoff (Pipeline) entsprechend seiner Herkunft zwischen grünem und blauem Wasserstoff unterschieden wird, sind insbesondere deren jeweiligen Anteile am Wasserstoffmix elementar zur Einordnung der Nachhaltigkeit. Aufgrund einer Gleichverteilung zu Beginn
70 105
2020 2021 2022 2023 2024 2025
EUR/tCO2 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050
Moderate Entwicklung
2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050 Erdgas (mod. CO₂-Szenario) Erdgas (drast. CO₂- Szenario) H₂ -Trailer
H₂-Pipeline Strom (drast. CO₂- Szenario) Strom (mod. CO₂-Szenario)
Abb. 33 | Darlegung der zwei CO2-Preisszenarien, die in der Modellierung hinterlegt sind
Abb. 34 | Entwicklung der Energiepreise in Abhängigkeit von den CO2-Preisszenarien
Tab. 23 | Entwicklung der Emissionsfaktoren unter Berücksichti-gung der einzelnen Wasserstoffarten
Energieträger 2020 2035 2050
Erdgasa 202 g/kWh 202 g/kWh 202 g/kWh
Wasserstoff (Pipeline)b Grüner Wasserstoff Blauer Wasserstoff
Ø 76 g/kWh Wasserstoff (Trailer)c 16 g/kWh 20 g/kWh Deutscher Strommixd 390 g/kWh 135 g/kWh 18 g/kWh a Statistik Berlin (2019)
b FCH (2020)
c Der Emissionsfaktor richtet sich nach den Emissionen der Stromerzeugung am MHKW in Karnap und der Klärgasanlage in Bottrop, siehe Kap. 5.1.3 Ergebnisse der Modellierung
d Eigene Berechnungen auf Basis Böing, Felix; Regett, Anika. (2019)
von 50 % grünem und 50 % blauem Wasserstoff, beträgt der durchschnittliche Emissionsfaktor 76 g/kWh in 2035.
Durch die stetige Steigerung der Anteile von grünem Wasserstoff am Wasserstoffmix auf insgesamt 80 % in 2050, reduziert sich gleichzeitig der durchschnittliche Emis-sionsfaktor auf 40 g/kWh bis zum Jahr 2050.
In Ergänzung zur prognostizierten Preisentwicklung der Energieträger und CO2-Preise wurde auf konkrete unter-nehmensspezifische Daten der LSE zurückgegriffen, um bspw. unternehmensspezifische Bezugspreise für Strom- und Gas realitätsnah abzubilden.
5. Kälte- und Wärmebedarfe der LSE
Wärme-, Strom- und Kältebedarfszeitreihen wurden von LSE zur Verfügung gestellt.
6.1.3 Ergebnisdarstellung und Diskussion
6.1.3.1 Wirtschaftliche Bewertung der alternativen Versorgungskonzepte
Zielgröße der wirtschaftlichen Bewertung sind die prognos-tizierten Gesamtkosten eines jeden Versorgungskonzeptes bis 2050 bestehend aus den Investitions-, Erdgas-, Wasser-stoff-, Strom- und CO2-Kosten sowie sonstiger Betriebs-kosten. Die Ergebnisse der bedarfsgerechten Simulation von Wärme-, Strom- und Kälteerzeugung sind gegliedert nach CO2-Preisszenario und für jedes Versorgungskonzept in Abbildung 35 dargestellt. Aufgrund sensibler
Unterneh-mensdaten werden die Gesamtkosten nicht in absoluten Zahlen, sondern als prozentuale Veränderung gegenüber dem Vergleichskonzept „Status quo“ dargestellt.
CO2-Preisszenario „moderate Entwicklung“
Die derzeit von LSE im Konzept „Status quo und Ausbau EE“
geplanten Investitionen in zusätzliche eigene Stromerzeu-gungskapazitäten stellen das kostengünstigste Konzept im CO2-Preisszenario mit einer moderaten Entwicklung dar.
Gleichzeitig ist keines der drei Wasserstoffkonzepte unter den getroffenen Annahmen (d.h. unter anderem ohne zusätzliche Förderung) gegenüber dem Vergleichskonzept als konkurrenzfähig einzustufen. Die CO2-Bepreisung von Erdgas allein reicht nicht aus, um die anfänglich hohen Bezugskosten für regionalen Wasserstoff zu kompensieren.
Mit prozentualen Gesamtkosten von 111 % ist die Vollum-stellung auf Wasserstoff aus der H2-Pipeline ab 2035 etwas kostengünstiger als eine schrittweise H2-Umstellung ab 2028 (117 %). Eine Vollumstellung auf Wasserstoff ab 2028 per Trailer ist aufgrund der hohen spezifischen Transport- und lokalen Erzeugungskosten des Wasserstoffs mit 183 % der Gesamtkosten im Verhältnis zum Vergleichskonzept als unwirtschaftlich einzustufen.
Als Alternativoption stellt das Elektrifizierungskonzept Status quo mit EE & 100 % KKM mit prozentualen Gesamtkosten von 94 % ein wirtschaftlich vorteilhaftes Versorgungskonzept im Vergleich zum Status quo dar. Die deutlich geringeren Kosten gegenüber den drei Wasserstoffkonzepten sind auf drei Effekte zurückzuführen. Zum einen steigen die Strom-kosten entsprechend der Elektrifizierung der Kälteerzeugung deutlich an, liegen jedoch weit unter den zusätzlichen Kosten von Wasserstoff. Des Weiteren sinkt der Emissionsfaktor des deutschen Strommixes bis 2050 signifikant, sodass CO2-Kosten nur in sehr geringem Maße zu den Gesamt-kosten des Versorgungskonzeptes beitragen. Zusätzlich werden durch eine Umrüstung auf Kompressionskältema-schinen geringere Investitionen erforderlich.
CO2-Preisszenario „drastische Entwicklung“
Auch im Fall der Verdopplung des CO2-Preises stellt das Konzept Status quo mit EE & 100 % KKM, mit Gesamtkosten von 86 % gegenüber dem Vergleichskonzept, das wirt-schaftlich attraktivste Konzept dar. Der alleinige Ausbau von EE im Konzept Status quo & EE ist nach wie vor wirtschaft-licher als der Status quo, aufgrund der höheren CO2-Kosten allerdings teurer als eine Elektrifizierung.
Zudem führen die erhöhten CO2-Kosten dazu, dass die Vollumstellung über den Pipelinebezug ab 2035 geringere Kosten verursacht als das Status-quo Szenario (97 %). Auch das zweite Wasserstoff-Konzept mit einer Teilumstellung bereits in 2028 führt zu einer Kostenparität mit der Fort-führung des Status quos (101 %).
Abb. 35 | Wirtschaftlichkeitsbetrachtung anhand der Gesamt-kosten der einzelnen Szenarien ausgedrückt als prozentuales Verhältnis zum Status quo Status quo mit EE & 100% KKM
Vollumst. H₂-Trailer ab 2028 Schri�w. Umstellung H₂ ab 2028 Vollumst. H₂-Pipeline ab 2035 Status quo & Ausbau EE
Status quo 100%
91%
111%
117%
94%
Status quo mit EE & 100% KKM Vollumst. H₂-Trailer ab 2028 Schri�w. Umstellung H₂ ab 2028 Vollumst. H₂-Pipeline ab 2035 Status quo & Ausbau EE Status quo
CO2-Preis „Moderate Entwicklung“
CO2-Preis „Drastische Entwicklung“
CAPEX Erdgas Strom
CO2-Kosten sonst. Kosten Effekt höherer CO2-PreisWasserstoff 183%
Eine Vollumstellung beider BHKW auf H2-Trailer ab 2028 bleibt mit Gesamtkosten von 154 % im Vergleich zu einer Beibehaltung des Status quos weiterhin wirtschaftlich nicht tragfähig.
6.1.3.2 Ökologische Bewertung der alternativen Versorgungskonzepte
Vor dem Hintergrund der klimapolitischen Zielsetzungen auf nationaler sowie EU-Ebene, soll zusätzlich zur ökonomi-schen Evaluierung der verschiedenen Versorgungskonzepte auch eine ökologische Bewertung erfolgen.
Als ökologische Bewertungsgröße dienen die gesamten, bis zum Jahr 2050 emittierten CO2-Emissionen je Versorgungs-konzept. Abbildung 36 zeigt die prozentuale Einsparung für jedes Versorgungskonzept gegenüber den verursachten Emissionen im Jahr 2020.
Da das Vergleichskonzept im Status quo selbst als Folge des sinkenden Emissionsfaktors des deutschen Strom-mixes in 2050 weniger CO2 emittiert, findet ebenfalls eine CO2-Einsparung von 19 % statt.
Bei einer Umstellung auf Wasserstoff können in 2050 zwischen 83 % und 91 % eingespart werden. Dabei befinden sich die Konzepte H2-Pipeline ab 2035 und die schrittweise H2-Umstellung ab 2028 mit 83 % auf einem gleichen Einsparungsniveau. Die zusätzliche Einsparung im Wasserstoffkonzept mit der Vollumstellung auf regionalen Wasserstoff (H2-Trailer ab 2028) können aufgrund der Annahme eines geringeren CO2-Emissionsfaktors für den regionalen Wasserstoff realisiert werden. Wie im Kapitel 5 dargestellt, ist der höhere Emissionsfaktor vor allem damit begründet, dass der über die Pipeline bezogene Wasser-stoff noch immer einen Anteil von 50 % blauen WasserWasser-stoff hat. Eine Umstellung auf 100% grünen Wasserstoff würde zu gleichen Einsparungen führen.
Die größte Emissionsreduktion gelingt mit dem Konzept Status quo mit EE und 100 % KKM, bei dem die Emissionen um 94 % reduziert werden können. Hintergrund ist auch hier die Annahme, dass der CO2-Emissionsfaktor von Strom
im Jahr 2050 niedriger sein wird als der Emissionsfaktor von Wasserstoff. Die Differenz ist hier allerdings gering, weshalb sich die Einsparungen insbesondere gegenüber dem regio-nalen Bezug von Wasserstoff (91 %) auch nur minimal unter-scheiden (Status quo mit EE & 100% KKM: 94%). Da sowohl der regional erzeugte als auch importierte Wasserstoff, im Zeitraum bis 2050, einen höheren Emissionsfaktor aufweisen als der kombinierte Strombezug aus Eigenversorgung und öffentlichem Netz, resultiert die höchste CO2-Einsparung durch eine Elektrifizierung der Kälteerzeugung.
6.1.3.3 Diskussion der Ergebnisse
Die detaillierte Ausarbeitung des Starterprojekts der LSE hinsichtlich der Einbindung von Wasserstoff als potenzieller Bestandteil der zukünftigen Kälteversorgung zeigt, dass die wirtschaftliche Tragfähigkeit im Vergleich zum Status quo stark von der Entwicklung des CO2-Preises und natürlich auch von einem möglichen Bezugspreis für Wasserstoff abhängig ist. Im Modell hat sich gezeigt, dass die vollstän-dige Umrüstung auf eine Pipelineversorgung ab 2035 im drastischen CO2-Preisszenario die ökonomisch attraktivste Variante der drei Wasserstoffkonzepte ist.
Vorteilhaft sind hierbei die deutlich geringeren Wasser-stoffbezugskosten aufgrund günstigerer Importpreise über Pipeline im Vergleich zu einer Trailerbelieferung. Weiterhin bietet ein Pipelineanschluss eine hohe Versorgungssicher-heit, welche in Anbetracht der hohen Wasserstoffbedarfs-mengen bei einer Belieferung über Trailer mit immensem logistischem Aufwand verbunden wäre.
Die CO2-Emissionen des lokal erzeugten grünen Wasserstoffs sind allerdings, zumindest in den ersten Jahren der Umstel-lung, niedriger als die des importierten Wasserstoffs, der nach den getroffenen Annahmen auch 2050 nicht vollständig grün ist. Um bereits vor 2035 signifikante Mengen an CO2 einsparen zu können, könnte ab 2028, abhängig vom zukünf-tigen Biomethanpreis, auch eine Umstellung der BHKWs auf eine (ggf. anteilige) Biomethanbefeuerung erfolgen.
Eine weitere Alternativoption kann ab 2035 auch eine Umstellung der Kälteerzeugung auf 100 %
Kompres-sionskälte bieten. Dieses Versorgungskonzept spart aufgrund des stetig grüner werdenden deutschen Strommixes etwas mehr CO2 ein als eine Umstellung auf Wasserstoff und kann dies in Abhängigkeit von der Strompreisentwicklung zugleich zu günstigeren Gesamtkosten erreichen.
Im Rahmen dieser Mach-barkeitsstudie wurden aus Sicht eines H2-Ecosystems
19% 20%
Status quo Status quo &
Ausbau EE H₂-Pipeline
ab 2035 Schri�w.
Umstellung Proz. Einsparung im Jahr 2050 ggü. Status quo 2020
Abb. 36 | Darstellung der prozentualen Emissionseinsparung der einzelnen Konzepte bis 2050 gegenüber den Emissionen in 2020
in Essen bereits hohe Synergiepotenziale in Verbindung mit einem H2-Pipelineanschluss der LSE am Standort Essen iden-tifiziert. Aus gesamtsystemischer Sicht ist daher eine Umstel-lung auf Wasserstoff mit Pipelineanschluss im Jahr 2035 für die Umsetzung eines umfassenden H2-Ecosystems wichtig.
Im Hinblick auf die unter den getroffenen Annahmen betriebswirtschaftlich sinnvolle Alternative einer Elektrifi-zierung der Energieversorgung sollte daher gemeinsam mit dem Unternehmen die Option einer möglichen Förderung, z.B. im Rahmen von HyPerformer besprochen und mögliche Auswirkungen auf den Business Case untersucht werden.
Es sei zudem darauf hingewiesen, dass die Preisprognosen bis 2050 sowohl für Wasserstoff, Strom, CO2 und Erdgas mit hohen marktlichen und regulatorischen Unsicherheiten behaftet sind. Da eine endgültige Entscheidung hinsichtlich des Versorgungskonzeptes nicht unmittelbar bevorsteht, sollten bis zum Zeitpunkt einer Investitionsentscheidung zudem die fortwährenden energiewirtschaftlichen und regulatorischen Entwicklungen beobachtet werden, um die Berechnungen ggf. zu aktualisieren.
6.2 Entsorgungsbetriebe Essen (EBE)
Die Entsorgungsbetriebe Essen sind im Auftrag der Stadt Essen für die Müllentsorgung zuständig. Derzeit ist die Anschaffung eines H2-Testfahrzeugs geplant, um die Wasserstofftauglichkeit zu überprüfen. Nach erfolgreicher Testphase, sowie angemessenen Förderungen, wirtschaft-lichem Betrieb und passendem Angebot
der Fahrzeuge, können neben den Abfall-sammlern auch andere Bereiche der Fahrzeugflotte umgerüstet werden.
6.2.1 Status quo
Die derzeitige Fahrzeugflotte der EBE besteht aus über 300 Fahrzeugen, wovon sich der Großteil am Betriebshof Pferde-bahnstraße befindet. Von den 90 Abfall- und Sperrmüllsammlern wurden nach Absprache mit der EBE 72 Fahrzeuge für den potenziellen Austausch durch H2-FCEVs festgelegt. Die EBE betreibt keine eigene Tankstelle und betankt ihre Fahrzeuge nach den täglichen Touren dezentral bei einer der fünf Aral ADS Tankstellen im Stadtgebiet.
6.2.2 H2-Fahrzeughochlauf
Nach Absprache mit der EBE steht dem Unternehmen ein bestimmtes Budget für die Neuanschaffung der Fahrzeuge zur Verfügung, sodass in Abhängigkeit der Förderhöhe für 2023 zunächst das erste Brennstoffzellenfahrzeug der Firma Faun angeschafft wird. Da im Vergleich zu konven-tionellen Abfallsammlern (AFS) die derzeitigen Kosten für einen H2-Range-Extender sehr hoch sind, spielt die Höhe des Fördersatzes bei der Anschaffung eine entscheidende Rolle. Es wurde sich für die Erstellung der Projektskizze auf einen konservativen Hochlaufpfad gemäß den CVD-Vorgaben geeinigt.
Tabelle 24 zeigt die Neuanschaffung von H2-AFS sowie die Gesamtanzahl der H2-AFS in den Jahren 2023–2040.
Investitionskosten
Die Förderquoten betragen je nach Unternehmensgröße 40 bis 80 Prozent der Investitionsmehrkosten. Bei Unter-nehmen, die für die Öffentlichkeit agieren, ist eine Quote von 90 Prozent möglich. Da der aktuelle Förderbescheid und auch zukünftige Förderquoten von AFS und Kehrmaschinen zum Stand der Bearbeitung der Projektskizze noch nicht bekannt waren, wurden drei verschiedene Förderszenarien definiert. Im ersten Szenario wird für das erste Fahrzeug eine Förderquote von 90 %, ab 2024 80 % und ab 2027 40 % für die Berechnungen angenommen. Im zweiten Szenario Energieträger 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 Neuanschaffung
H2 AFS 1 1 1 2 2 2 2 2 4 4 4 4 4 8 8 8 8 7
Gesamtanzahl
H2 AFS 1 2 3 5 7 9 11 13 17 21 25 29 33 41 49 57 65 72
Tab. 24 | Hochlauf H2-AFS
Tab. 25 | H2-AFS Investitionskosten in Abhängigkeit der Förderquoten
Sz1* Sz2* Sz3*
Förderungssatz 90 % 2023;
80 % ab 2024;
40 % ab 2027
80 % bis 2026;
30 % ab 2027 40 % bis 2026;
30 % ab 2027
Bruttoinvestition Mio. € 39,89 39,89 39,89
Förderungen Mio. € 11,56 9,26 7,97
Nettoinvestitionen
vollständige Migration Mio. € 28,33 30,62 31,92
Dieselkosten Mio. € 14,40 14,40 14,40
Investitionsdelta Mio. € 13,93 16,22 17,52
*gerundet
werden bis 2026 80 % und anschließend nur noch 30 % der Investitionsmehrkosten gefördert. Das dritte Szenario bildet das konservativste Szenario von den dreien, bei dem lediglich 40 % bis 2026 und anschließend 30 % der Investitionsmehr-kosten gegenüber konventionellen AFS gefördert werden.
Zusätzlich zu den Förderquoten wurde ein linearer Preis-abfall der AFS FCEV angenommen (100 % 2023 bis 44 % 2040). Zusammen mit dem Hochlaufpfad aus Tabelle 24 ergeben sich die Investitionskosten gem. Tabelle 25.
Der Tabelle 25 ist zu entnehmen, dass sich je nach Förder-quote ein Investitionsdelta zwischen knapp 14 Mio. € und 17,5 Mio. € zu den Diesel AFS ergibt. Es empfiehlt sich den Hochlaufpfad, abhängig von den Förderquoten, vor allem in den ersten Jahren anzupassen, um somit das Investitionsdelta so gering wie möglich zu halten. Darüber hinaus muss geprüft werden, wie sich der FCEV Markt tatsächlich entwickelt.
H2-Abnahmepotential
Die FCEV-AFS verfügen neben einer 85 kWh Batterie je nach Auslegung über verschieden große Wasserstoff-tanks als Range-Extender. Die tatsächlichen Strom- und H2-Verbräuche sind abhängig von den zu bewältigen Strecken und deren Streckenprofil, sodass ohne Testfahrten keine exakte Auskunft gegeben werden kann. Eine grobe Abschätzung aus bereits bestehenden Projekten mit AFS im Stadtverkehr geben einen Verbrauch von 6,5 kgH2/100km59 und 88 KWh/100km60 an. Auf dieser Basis ergeben sich H2-Abnahmepotenziale gem. Tabelle 26.
Ein deutlich höheres H2-Abnahmepotenzial haben reine H2-Fahrzeuge, die eine deutlich kleinere Batterie und Wasserstoff als ihren Hauptenergiespeicher haben. In Zukunft wird sich ergeben, welche Technologie den Markt bestimmen wird und damit auch wie hoch der tatsäch-liche H2-Bedarf sein wird. Zurzeit gibt es jedoch nur sehr wenige OEMs, die sich auf die Herstellung/ Umrüstung von AFS spezialisieren, sodass in der weiteren Betrach-tung mit den Verbrauchsdaten der Range-Extender fort-gefahren wird.
59 Vgl. Godehard Weyerer (2021), https://www.dw.com/de/bluepower-das-modernste-m%C3%BCllauto-der-welt/a-57186259, eingesehen:
19.08.2021
60 Vgl. e-mobil BW (2017), https://www.nweurope.eu/media/2663/2017-nfz-studie.pdf, eingesehen: 19.08.2021
6.2.3 Betankungsszenarien Als Betankungsoptionen werden drei verschiedene Szenarien, neben der bestehenden öffentlichen H2-Mobility Tankstelle, betrachtet. Für jedes Szenario wurde eine Tank-stelle grob dimensioniert.
Die Wasserstoffgestehungspreise wurden aus den Modell-simulationen (vgl. Kapitel 5) übernommen. Für alle Tank-stellen gelten folgende Annahmen:
• 20 Jahre Abschreibungszeitraum
• 15 Jahre Finanzierungszeitraum
• 3 % Jahreszins
• 40 % Förderquote auf die Infrastrukturkosten
• Strompreisannahmen:
• Arbeitspreis inkl. CO2-Aufschlägen aus den Modell-simulationen 2025-2035
• Jährliche Steigung der Netzentgelte um 2 %
• EEG-Umlagen fallend von 65 €/MWh 2025 auf 0 €/
MWh 2045
Weitere Annahmen werden in den jeweiligen Szenarien beschrieben.