Die eigene Analyse der Kosten am österreichischen Werktor zeigt, dass der Vorteil potenziell niedrigerer Erzeugungskosten in Drittländern durch zusätzliche Kompression, Infrastruktur, Transport, Speicherung und Risikokosten weitgehend aufgezehrt wird.

Für Abnehmer sind Kosten am Werktor anstatt der Levelized Cost of Hydrogen maßgeblich!

In Diskussionen betreffend Importpotenzialen werden oft die günstigen Solar- und Windbedingungen in Nordafrika ins Treffen geführt. Für industrielle Abnehmer in Österreich ist jedoch nicht der Preis am Elektrolyseur entscheidend, sondern der Preis am Werktor. Zwischen beiden liegen die Kompression in Algerien, der inneralgerische Transport, die Verbindung über Italien, Transport und Speicherung in Österreich sowie ein erforderlicher Gewinnaufschlag.

Die Vergleichsrechnung betrachtet drei Produktionspfade: Österreich, die algerische Mittelmeerküste und einen Standort in der Sahara. Alle Werte basieren auf Modellannahmen des Autors hinsichtlich spezifischen Investitionen, Wind- und PV-Volllaststunden in den jeweiligen Regionen, erwartbare Kompressions- und Transportkosten und - last but not least - auf länderspezifischen Kapitalkosten. Die Gegenüberstellung der Kosten soll die Größenordnungen sichtbar machen und ersetzt nicht eine bankfähige Projektkalkulation. Bei allen drei Pfaden wurde hinsichtlich Rahmenbedingungen – wie beispielsweise Kapitalkosten – ein zuversichtlicher Zugang gewählt. 

Was die drei Standorte unterscheidet

1. Österreich: höherer Erzeugungspreis, kurze Kette

Die H2-Erzeugung in Österreich weist mit 6,32 €/kg zwar die höchsten reinen Gestehungskosten auf, jedoch entfallen die zusätzlichen Glieder einer internationalen Lieferkette. Unter Einbeziehung der Transport-, und H2-Speicherkosten und des Gewinnaufschlages ergibt die Modellrechnung Kosten von ca. 7,64 €/kg am Werktor.

2. Algerische Küste: logistisch einfacher, energetisch schwächer als die Produktion in der Sahara

EEin Standort nahe der Mittelmeerküste profitiert von der Nähe zum angedachten SoutH2-Corridor, von relativ günstigen Meerwasserentsalzungen und besseren Straßen-/Wegebedingungen für inneralgerische Schwerlasttransporte und vom Aufbau eines Stromnetzes für die Anbindung der RES. Die angenommenen Volllaststunden sind jedoch niedriger als in der Sahara – hinsichtlich Windkraftanlagen sogar niedriger als in Österreich. Die Kalkulation kommt einschließlich der zusätzlichen Kostenblöcke für die Kompression in Algerien und Transit durch Italien auf ca. 8,00 €/kg am Werktor von österreichischen H2-Abnehmern.

3. Sahara: günstige Erzeugung, teure Verbindung und hohe Wasserkosten

Die viel höheren Wind- und Solarerträge in der Sahara – im Vergleich zu der Produktion in Österreich bzw. an der algerischen Küste - verbessern die Auslastung des Elektrolyseurs wesentlich. Jedoch müsste Wasser in der Sahara kostspielig bereitgestellt und der Wasserstoff über rund 1.200 km zur Küste transportiert werden. Einer der zentralen Unsicherheitsfaktoren ist die Auslastung der H2-Pipeline als auch der Wasserversorgung: diese müsste von Anfang an auf die Maximalleistung dimensioniert werden, obwohl die Auslastung in der Hochlaufphase deutlich geringer sein würde. In Abhängigkeit der Dauer der Ramp-up Phase ergeben sich hohe spezifische Transportkosten (hohe Kosten bei einer relativ geringen Anzahl von Kostenträgern in der – wahrscheinlich langjährigen – Hochlaufphase). 

Überprüfung der eigenen Kalkulationen

Um die Verlässlichkeit der oben genannten Kosten zu überprüfen, wurde ein Vergleich mit den Zahlen der Studie “Mapping the cost competitiveness of African green hydrogen imports to Europe”, erstellt durch Egli F. et al, erschienen in nature energy, angestellt. 

Die Autoren (u. a. Forscher der TU München, University of Oxford, ETH Zürich) modellierten Produktionskosten im Jahr 2030 durch die Kombination von vier realistischen Finanzierungs- und Politik-Szenarien. Die Szenarien folgen aus der Kombination des Zinsumfeldes (hoch vs. niedrig) und politischen Maßnahmen bzw. Risikoabsicherungen (ohne Eingriffe vs. mit europäischen Preis- und Abnahmegarantien bzw. De-Risking).

Es sei angemerkt, dass die Kosten sich auf “Loco Rotterdam” beziehen folglich nicht die Transportkosten (“last mile), H2-Speicherkosten als auch keinen Gewinnaufschlag beinhalten. Die Ergebnisse zeigen, dass es einzelne (sehr wenige) Standorte gibt, die unter 5 €/kg H2 produzieren können – wie erwähnt ohne die last mile-, H2-Speicherkosten und ohne Gewinnaufschlag – jedoch muss die Wasserstoffwirtschaft auf vielen Anlagen fußen. Der Großteil der Anlagen liegt aber – selbst im Szenario 4 (niedriges Zinsumfeld und starke politische Unterstützungsmaßnahmen bzw. Risikoabsicherungen) um 7,5 €/kg H2 – bei den anderen Szenarien weit darüber – unterstreicht damit die eigenen Kalkulationen.

Nachfrage und Flächenargument

Häufig wird die fehlende Flächenverfügbarkeit in Österreich als starkes Argument für die Importnotwendigkeit genannt. Wenn man sich die Preisabhängigkeit der H2-Nachfrage und die daraus resultierende Marktgröße – auf der Willingness to pay beruhend – ansieht, zeigt die nachstehend eingefügte Grafik eine Marktgröße von 3 – 5 TWh bei realistischen Preisen. 

Daraus folgt, dass die für die Erzeugung von 3 – 5 TWh H2 benötigte Fläche grundsätzlich auch in Österreich bereitgestellt werden könnte.

Schlussfolgerung

Die Vergleichsrechnung zeigt, dass günstige Erzeugungsbedingungen in der algerischen Sahara sowie teilweise günstigere Produktionsbedingungen an der Nordküste in Algerien allein noch keinen Kostenvorteil am Werktor von österreichischen H2-Abnehmern garantieren. Der „Küstenfall“ liegt in der Vergleichsrechnung über der heimischen Produktion. Die Produktion in der algerischen Sahara liegt bei einer langsamen Ramp up Phase ebenfalls über der heimischen Erzeugung.

Um eine solide energiepolitische Entscheidung im Hinblick auf den Import von H2 aus Algerien treffen zu können, sind eine transparente Kalkulation, die Auslastungsprofile, Finanzierung, Kompression, Wasser, Speicher, Transport, Netzentgelte, technische Risiken und die zeitliche Entwicklung der Nachfrage gemeinsam zu betrachten. Diese Ergebnisse zeigen, dass der Anlauf zum Hochlauf mit der lokalen/regionalen Produktion asap starten sollte.

Es ist auch nicht von einer signifikanten Senkung der H2-Gestehungskosten bis 2040 - im Vergleich zu 2030 -  auszugehen da die spezifische Investition für die Elektrolyseure mit 1000 €/kW in Algerien und € 1200/kW in Österreich bereits niedrig angesetzt wurden. Dies auch unter dem Aspekt der wahrscheinlich sehr langen Ramp-up Phase in Algerien. 

Um 2040 signifikante H2-Mengen aus Algerien importieren zu können, müsste sofort mit dem Bau dieser Anlagen begonnen werden – d.h., dass mit den in naher Zukunft spezifischen Investitionen für die Elektrolyseure, Windkraft- und PV-Anlagen sowie für die Infrastruktur (Wasserstoff und Stromnetz) zu kalkulieren ist. Hinsichtlich Betriebskosten, die vorwiegend aus den Stromkosten bestehen, ist festzuhalten, dass die Preise für große Batteriespeicher sehr stark und schnell sinken. D.h., dass die Stunden mit negativen Strompreisen in Österreich bald wegfallen könnten dafür aber die Spitzenpreise in den Abendstunden auch gekappt werden würden. Da in Algerien das vorhandene Stromnetz keine großen Mengen an erneuerbarem Strom aufnehmen kann, müsste die Stromversorgung für die Elektrolyseure am Anfang als geschlossenes System konzipiert werden. Damit leiten sich die Strompreise aus den in naher Zukunft zu tätigenden Investitionen in die dafür erforderlichen Windkraft- und PV-Anlagen ab.

Ein Beitrag von Senior Energy Expert Alfred Schuch