USA: Kernkraft hat höchstes Investmentrisiko, Solarenergie das niedrigste (Studie) +++ Kanada: Q Precious beginnt gezielte Exploration nach natürlichem Wasserstoff +++ Deutschland: BDEW wünscht sich deutsch-französische Zusammenarbeit bei europäischer Wasserstoffallianz +++ Österreich: RAG hat Speichertest mit 500.000 Kubikmetern Wasserstoff abgeschlossen +++ Korea: Samsung und NEL bringen CompassH2 auf den Markt +++ USA: Verdagy nutzt Wasserstoff für Lineargenerator zur Stromerzeugung in Elektrolyseurfabrik
Eine Auswahl von PtX-Themen zum Wochenabschluss zusammengefasst
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Studie: AKW sind ein hochrisikoreiches Investment. Block 3 des finnischen Atomreaktors Olkiluoto beispielsweise kostete mindestens elf Milliarden Euro (veranschlagt waren drei Milliarden). Baubeginn war 2005, der Regelbetrieb begann 2023 (geplant: 2009). Die Bau- und Kostenrisiken trugen Areva (heute Framatom) und Siemens AG und damit deren Aktionäre. © TVO
(USA) Ausufernde Baukosten und verzögerte Zeitpläne bremsen viele Energieprojekte aus. Das durchschnittliche Projekt kostet 40 Prozent mehr als erwartet und dauert fast zwei Jahre länger als geplant. Die Baukosten bei mehr als 60 Prozent der Energieinfrastrukturprojekte weltweit liegen über dem ursprünglich geplanten Budget. Dabei seien Kernkraftwerke „die schlimmsten Übeltäter“. Die Überschreitung der Baukosten liege in der Regel doppelt so hoch wie erwartet oder noch höher: Das durchschnittliche Kernkraftwerk verzeichne eine Baukostenüberschreitung von 102,5 Prozent und koste am Ende 1,56 Milliarden Dollar mehr. Zu diesem Ergebnis kommt eine Studie des Boston University Institute for Global Sustainability (IGS). Auch Wasserstoffinfrastruktur sowie Kohlenstoffabscheidung und -speicherung weisen demnach „erhebliche durchschnittliche Bauzeit- und Kostenüberschreitungen“ auf, ebenso Kraftwerke, die auf Erdgas basieren. Demgegenüber hätten Solarenergie- und Stromübertragungsprojekte die beste Baubilanz und würden oft vor dem Zeitplan oder unter den erwarteten Kosten fertiggestellt. Bei der Bewertung des finanziellen Risikos schnitten auch Windkraftanlagen günstig ab. „Kohlenstoffarme Energiequellen wie Wind- und Solarenergie haben nicht nur enorme Vorteile für das Klima und die Energiesicherheit, sondern auch finanzielle Vorteile, da das Baurisiko und die Gefahr von Verzögerungen geringer sind“, sagt IGS-Direktor Benjamin Sovacool, Hauptautor der Studie und Professor für Erd- und Umweltwissenschaften Dies sei ein weiterer Beweis dafür, dass solche Technologien eine Reihe von unterschätzten und unterbewerteten sozialen und wirtschaftlichen Werte hätten. „Besorgniserregend ist, dass diese Ergebnisse die Bemühungen, die Wasserstoffwirtschaft wesentlich voranzutreiben, in Frage stellen.“ Dabei böten kleinere, modulare Projekte für erneuerbare Energien nicht nur Vorteile für die Umwelt, sondern verringerten auch das finanzielle Risiko. „Projekte mit einer Kapazität von mehr als 1.561 Megawatt weisen ein deutlich höheres Risiko einer Kosteneskalation auf“, sagt IGS-Wissenschaftlerin Hanee Ryu. „Dies deutet darauf hin, dass wir unsere Herangehensweise an die Planung groß angelegter Energieinfrastrukturen überdenken müssen, insbesondere wenn wir Billionen in die globale Dekarbonisierung investieren.“ Die Forscher stellten Daten zu 662 Energieinfrastrukturprojekten zusammen, die zwischen 1936 und 2024 in 83 Ländern gebaut wurden und Investitionen in Höhe von 1,358 Billionen Dollar umfassen. Untersucht wurden zehn Projekttypen: mit Kohle, Öl oder Erdgas betriebene thermoelektrische Kraftwerke, Staudämme, Windkraftanlagen, Photovoltaik- und Solarkraftwerke, Hochspannungsleitungen, Bioenergie-Kraftwerke, geothermische Kraftwerke, Wasserstoffproduktionsanlagen sowie Anlagen zur Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid. Die Studie „Beyond economies of scale: Learning from construction cost overrun risks and time delays in global energy infrastructure projects“ wurde in „Energy Research & Social Science“ veröffentlicht.
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Q Metals beginnt auf der Suche nach natürlichem Wasserstoff in Kürze mit der Entnahme von Bodenproben in der kanadischen Provinz Nova Scotia (Bild: Team in Val d’Or, Quebec, zur Goldexploration). © Q Precious & Battery Metals Corp.
(Kanada) Die Q Precious & Battery Metals Corp. will eigenen Angaben zufolge nach ersten geologischen Erkundungen in der Provinz Nova Scotia ein Programm zur Exploration von natürlichem Wasserstoff starten. Das Projekt in Colchester County umfasse sieben Konzessionen mit insgesamt 559 Claims auf einer Gesamtfläche von 89,44 Quadratkilometern und liege unmittelbar neben dem bereits gut etablierten Naturwasserstoffprojekt der Firma Quebec Innovative Materials Corp. (QIMC). Dieses Gebiet biete „beste Aussichten und ideale geologische Bedingungen für eine bedeutende Anreicherung“ von natürlichem Wasserstoff (H2) und Helium (He). Unter Nutzung des Explorationsmodells von QIMC seien erste potenzialreiche Zonen für anstehende Probenahmen von Bodengas, geophysikalische Messungen und geochemische Analysen ausgewählt worden. „Der frühzeitige Erfolg im Projekt Colchester zeugt von der Genauigkeit und Zuverlässigkeit unseres Wasserstoffexplorationsmodells“, sagt John Karagiannidis, CEO und Chairman von QIMC. Die strategische Partnerschaft der Unternehmen stärke die Optimierung der jeweiligen Ressourcen.
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Ein Dutzend Verbände der Energie-, Wasser-, Chemie- und Automobilwirtschaft fordern eine deutsch-französische Initiative für eine europäische Wasserstoffallianz. © BDEW
(Deutschland) Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) hat die neue Bundesregierung aufgefordert, die energiepolitische Zusammenarbeit zwischen Deutschland und Frankreich zu nutzen, um gemeinsam eine europäische Wasserstoffallianz ins Leben zu rufen. Ziel solle sein, den Wasserstoffhochlauf „praxistauglich voranzubringen und die europäische Wasserstoffwirtschaft anzukurbeln“. Die Initiative sollte von Verbänden und Akteuren aus der Praxis flankiert werden. „Wir brauchen eine europäische Wasserstoffallianz zur Schaffung eines einfachen, technologieoffenen Regulierungsrahmens auf EU-Ebene“, heißt es in der gemeinsamen Erklärung, die von rund einem Dutzend Verbände unterstützt wird. „Dringend notwendig“ sei eine Überarbeitung bestehender Vorgaben zur Produktion und Importen von grünem und kohlenstoffarmem Wasserstoff, etwa „im Hinblick auf die Strombezugskriterien und die Bewertung von Treibhausgaseinsparungen“.
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RAG hat den Demobetrieb der Wasserstoffspeicherung im USS2030-Projekt im Gemeindegebiet von Gampern abgeschlossen. © RAG Austria AG
(Österreich) Das Energiespeicherunternehmen RAG Austria AG hat einen Speichertest mit rund 500.000 Kubikmetern Wasserstoff abgeschlossen. Der Demobetrieb im „Underground Sun Storage 2030“ (USS 2030) genannten Projekt zeige die technische Machbarkeit der großvolumigen Speicherung des Energieträgers in ausgeförderten Gaslagerstätten, so das Unternehmen. Dieser sei über mehrere Monate gelagert und in hoher Reinheit wieder aus der Lagerstätte entnommen worden. Der Wasserstoff werde für die Produktion von CO2-freiem Strom und CO2-freier Wärme durch das RAG-eigene Blockheizkraftwerk (BHKW) im oberösterreichischen Gampern genutzt. Der Wasserstoffspeicher wurde 2023 in einer unterirdischen Sandstein-Gaslagerstätte im Gemeindegebiet eröffnet. Ein Abschlussbericht des Konsortiums aus Industrie und Forschung unter Leitung der RAG werde „in den kommenden Wochen“ erwartet. Im Rahmen des bis 2029 laufenden Folgeprojekts EUH2STARS gebe es vier weitere Speicherzyklen. Bereits im Mai habe sich „deutlich gezeigt“, dass die Spitzenproduktionen von Sonnenenergie, die damit einhergehenden niedrigen bis negativen Preise und die Konkurrenz zwischen Sonnenstromproduktion und Wasserkraft eine passende Speicherlösung benötigten, um volkswirtschaftlich sinnvoll erneuerbare Stromproduktion zu betreiben. Die Batterie- und Pumpspeicher könnten nicht langfristig und großvolumig diese Strommengen und -leistungen übernehmen und speichern. Die aus Sicht der RAG einzig geeignete Technologie die den Überschuss aus dem Sommer in den Winter bringen könne, sei Power-to-Gas und der Energieträger Wasserstoff.
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Samsung und NEL bieten mit „CompassH2“ ihren Kunden eine kompakte skalierbare Wasserstoffproduktion von der Machbarkeitsstudie bis zu Elektrolyseur. © Samsung
(Korea) Der koreanische Bau- und Projektmanager Samsung E&A Co.Ltd. hat in Zusammenarbeit mit dem norwegischen Elektrolyseurhersteller Nel ASA ein Wasserstoffsystem entwickelt, das unter dem Namen „CompassH2“ im Mai während des „World Hydrogen Summit 2025“ in Rotterdam, Niederlande, in den Markt eingeführt wurde. Damit wolle Samsung eigenen Angaben zufolge sein Geschäft auf die Installation und den Betrieb von Elektrolyseuren ausweiten. Es handele sich bei CompassH2 um ein ab 100 Megawatt skalierbares Modell, das jede Phase der Wertschöpfungskette abdecke – von der Machbarkeitsstudie bis zur EPC-Ausführung und weitere nachgelagerte Prozesse. Samsung hatte im März für 33 Millionen Dollar (29,5 Millionen Euro) einen Anteil von 9,1 Prozent an Nel ASA erworben.
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Verdagy will in Kalifornien den produzierten Wasserstoff rückverstromen und den Ertrag in seiner Elektrolyseurfabrik nutzen. © Verdagy Inc.
(USA) Das Technologieunternehmen Verdagy Inc. hat sich mit Mainspring Energy, Inc. zusammengetan, um einen wasserstoffbetriebenen Lineargenerator in Moss Landing, Kalifornien, zu errichten. Der Elektrolyseur von Verdagy sei dort seit vier Jahren in Betrieb und habe bereits über 200 Tonnen Wasserstoff produziert. Die vollautomatisierte neue Anlage solle kontinuierlich mit kostengünstigem Wasserstoff für die Stromerzeugung versorgt werden. Damit könne Verdagys den Energieträger direkt vor Ort für seine dortige Elektrolyseurfabrik verwerten, was die Betriebskosten senke. Die beiden Unternehmen gehen davon aus, dass der Betrieb im Sommer 2025 aufgenommen werden kann.
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iStock / © Danil Melekhin
