ICIS Quarterly European Hydrogen Markets Q1 2023 Update

Jake Stones

10. Mai 2023

LONDON (ICIS) – Der ICIS Quarterly European Hydrogen Markets Report ist ein vierteljährlicher Überblick, der Marktteilnehmer über wichtige politische, regulatorische, infrastrukturelle und Marktentwicklungen auf dem Laufenden halten soll. Der vierteljährliche Bericht „European Hydrogen Markets“ nutzt ICIS-Wasserstoffpreisdaten und bietet Marktteilnehmern einen Überblick darüber, wie sich die Marktpreise für Strom, Gas und Ammoniak in den letzten drei Monaten auf die Wasserstoffproduktionskosten ausgewirkt haben.

Eine herunterladbare PDF-Datei des Berichts finden Sie hier

Gemeinsam verfasst von Jake Stones, Redakteur für Wasserstoff bei ICIS, und Gary Horby, stellvertretender Redakteur für Wasserstoff bei ICIS

EINFÜHRUNG

Seit der Veröffentlichung der Wasserstoffstrategie der Europäischen Kommission im Juli 2020 hat der Wasserstoffmarkt den Energiesektor im Sturm erobert. Zahlreiche nationale Strategien wurden veröffentlicht, Projekte angekündigt und die aktuelle Nachfrage nach fossilen Brennstoffen wird sich im Laufe der Zeit wahrscheinlich ändern.

Der Wasserstoffmarkt selbst steckt noch in den Kinderschuhen, aber da die Regierungen ihre Förderprogramme und Subventionsangebote weiter ausbauen, nehmen Vereinbarungen zwischen Produzenten und Abnehmern Gestalt an. Im ersten Quartal 2023 wurde eine klare Neuausrichtung des Marktes vorgegeben und den Teilnehmern klare Regeln und Ziele für den Einsatz von erneuerbarem Wasserstoff vorgegeben.

Im Jahr 2022 erlebte Europa ein Jahr der Unsicherheit auf dem Energiemarkt, da sich das Ende der Preiskrise von 2021 mit der großen Gasversorgungskrise überschnitt, die durch die russische Invasion in der Ukraine verursacht wurde. Doch die Auswirkungen der ab 2022 nahezu vollen Gasspeicher übten erneut Druck auf die Preise für Energierohstoffe aus, die sich teilweise wieder auf das Vorkriegsniveau erholten.

Die im Jahr 2022 ergriffenen Maßnahmen zur Beschleunigung des Wasserstoffmarktes waren jedoch notwendig. Im Jahr 2022 wurden mehrere wichtige politische Entscheidungen getroffen, die letztendlich den Wasserstoffmarkt voranbrachten, darunter nicht zuletzt das REPowerEU-Paket, das die Versorgungsziele für erneuerbaren Wasserstoff bis 2030 vervierfachte. Und tatsächlich zeigte das erste Quartal 2023 als weitere Folge bahnbrechende politische Veränderungen. Auf zu einem Jahr voller Fortschritte.

In den Anfangsjahren des Erdgasmarktes, nach der Entdeckung von Gas im niederländischen Groningen-Feld im Jahr 1959, waren langfristige Verträge der wichtigste Versorgungsmechanismus für den Block. Als sich Erdgas jedoch zu einem Rohstoff mit minimaler Preis- und Informationstransparenz entwickelte, nutzten diese frühen langfristigen Verträge die Indexierung eines etablierteren Rohstoffs, häufig Öl.

Mit der Weiterentwicklung erneuerbarer und kohlenstoffarmer Wasserstoffprojekte und der staatlichen Unterstützung beginnt sich der Wasserstoffmarkt nun in ähnlicher Weise zu entwickeln, wobei die Verhandlungen zwischen Lieferanten und Käufern in unterschiedlicher Form stattfinden. Genau wie die Erdgasmärkte in den Anfangsjahren suchen auch die Wasserstoffmarktteilnehmer regelmäßig nach alternativen Rohstoffen, die sie in Vereinbarungen einbeziehen können. Im Vereinigten Königreich ist die Nutzung des Erdgas-Frontmonatsvertrags von entscheidender Bedeutung, nachdem die Regierung den Gasfrontmonat des britischen National Balancing Point (NBP) als relative Preisuntergrenze für Wasserstoff-Verkaufsverträge festgelegt hat. Beim Blick auf den internationalen Handel bemerken Marktteilnehmer eine mögliche Indexierung oder Bezugnahme auf den aktuellen globalen Spot-Ammoniakmarkt.

In Europa wurde im ersten Quartal der delegierte Rechtsakt für erneuerbare Kraftstoffe nichtbiologischen Ursprungs (RFNBO) verabschiedet, der letztlich die Regeln für die Produktion von erneuerbarem Wasserstoff festlegte. Die Entwicklung dieser Regeln und ihre relative Akzeptanz sind von entscheidender Bedeutung, um die ersten Verhandlungen für Projekte in den EU-Mitgliedstaaten voranzutreiben. Die Veröffentlichung des delegierten Rechtsakts stieß immer noch auf Kritik, die Festlegung einer Art Regelwerk wurde jedoch gegenüber dem Verzicht auf Regelwerk begrüßt.

Parallel zur Entwicklung der RFNBO-Produktionsregeln wurden die ersten Bedingungen für die EU-Wasserstoffbank festgelegt, die eine feste Subvention über einen Zeitraum von zehn Jahren vorsieht, die per Auktion vergeben wird, wobei dem niedrigsten Bieter Vorrang eingeräumt wird. Die Bank wird zunächst erneuerbaren Wasserstoff unterstützen, wie im delegierten Rechtsakt für RFNBO definiert, könnte aber in Zukunft im Zuge der Weiterentwicklung der Regulierung auch kohlenstoffarmen Wasserstoff unterstützen.

Neben der Politik gab es im ersten Quartal mehrere Ankündigungen von Gastransportnetzbetreibern, die darauf abzielten, Infrastruktur für ein zukünftiges Wasserstoffnetz zu entwickeln oder umzuwidmen. Die meisten der von ICIS überprüften Ankündigungen deuten auf eine erste Transportkapazität bis zum Ende des Jahrzehnts hin und liefern einen wichtigen Hinweis darauf, wann der Wasserstoffmarkt von langfristigen Vertragsvereinbarungen zu potenziellen Spothandelsnischen übergehen könnte, die durch Käufer ermöglicht werden, die eine Versorgung über alternative Quellen suchen Standorte an Produzenten in ihrer unmittelbaren Umgebung.

Aus preislicher Sicht deuteten die ICIS-Informationen zur Wasserstoffpreisgestaltung auf wichtige Marktveränderungen nach den Preissteigerungen bei Strom und Gas in den Jahren 2021 und 2022 hin. Insbesondere wurde die Herstellung von kohlenstoffarmem Wasserstoff angesichts der bullischen CO2-Märkte billiger als die unverminderte Dampf-Methan-Reformierung (SMR). ), allgemein als grauer Wasserstoff bezeichnet, zum ersten Mal in der ICIS-Preisgeschichte bei der Berücksichtigung der Kapitalkostendeckung.

Darüber hinaus deuteten die ICIS-Preisinformationen bei der Prüfung der angekündigten Fördermechanismen für erneuerbaren und kohlenstoffarmen Wasserstoff in der EU bzw. im Vereinigten Königreich darauf hin, dass die Wasserstoffpreise nach der Subventionierung im Bereich von etwa 1–2 €/kg schwanken könnten.

Die allgemeine Entwicklung der Wasserstoffproduktionskosten zeigte, dass sich der Markt entspannte. Betrachtet man jedoch die weitere Kurve der Strom- und Gasmärkte und deren Auswirkungen auf die Kosten der Wasserstoffproduktion, kann man erkennen, dass die Marktteilnehmer weiterhin eine gewisse Risikoprämie für die kommenden Jahre einpreisen. Allerdings ist auch dieser Risikoaufschlag in den ersten drei Monaten des Jahres gesunken, was darauf hindeutet, dass die Produktionskosten in der Mitte des Jahrzehnts liegen könnten, wenn in Europa die ersten großen Wasserstoffprojekte in Betrieb gehen.

Preistransparenz ist in jeder Phase eines Marktes von entscheidender Bedeutung. Je größer die Preistransparenz, desto mehr Informationen können Marktteilnehmer nutzen, um fundierte Entscheidungen zu treffen, um sowohl Angebot und Nachfrage in Einklang zu bringen als auch längerfristig zu investieren. Kalkulierte Bewertungen sind im heutigen Wasserstoffmarkt letztlich nur ein erster Schritt zur Preistransparenz, erfüllen aber ihren Zweck. Durch die Angabe der Kosten für die Herstellung von Wasserstoff für verschiedene Rohstoffmärkte können potenzielle Marktteilnehmer verstehen, wie der zukünftige Markt voraussichtlich aussehen wird.

Das erste Quartal 2023 zeigte die Auswirkungen des Kampfes Europas um eine ausreichende Versorgung für den Winter auf allen Energiemärkten. Vor diesem Hintergrund lässt sich erkennen, wie die verschiedenen Teile der Wasserstoff-Wertschöpfungskette reagierten.

Europäische Wasserstoffmarkttrends Q1 2023

ELEKTROLYTISCHE WASSERSTOFFPRODUKTION Q1 2023

Die Preise auf den europäischen Stromgroßhandelsmärkten gingen im ersten Quartal 2023 erheblich zurück und setzten damit den Trend fortschreitender Rückgänge seit Beginn des Winters 2022 inmitten eines für die Jahreszeit ungewöhnlich warmen Saisonstarts fort. Die Kosten für die Wasserstoffproduktion auf der Grundlage der Elektrolyse auf dem Großhandelsmarkt unter Verwendung von Front-Month-Stromverträgen erreichten im Jahr 2022 fast 50 €/kg.

Aufgrund des anhaltend milden Wetters, der reichlichen Gasversorgung und einer oder über der normalen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien liegenden Kosten verlagerten sich die im Vormonat basierenden Elektrolysekosten für die Gewinnschwelle des Projekts (vollständige Kapitalkostendeckung) jedoch von über 10 €/kg Wasserstoff auf etwa 7–8 €/kg. kg bis zum 31. März.

Von den Märkten, für die ICIS zu Beginn des Jahres Wasserstoffbewertungen erstellt, verzeichnete der französische Strommarkt aufgrund der Engpässe auf dem Atomstrommarkt mit 13,89 €/kg die höchsten Wasserstoffproduktionskosten aus der Elektrolyse.

Im Verlauf des Quartals mit relativ milden Winterbedingungen und guter erneuerbarer Energieerzeugung gingen die Risikoprämien, die sich im Laufe des Jahres 2022 aufgebaut hatten, zunehmend zurück, was dazu führte, dass die Elektrolyse-Produktionskosten auf dem Stromgroßhandelsmarkt durchschnittlich 7,78 €/kg betrugen, wobei Stromverträge im Vormonat als Ausgangsmaterial verwendet wurden Frankreich, Deutschland, Italien, Großbritannien und die Niederlande.

Auch die Stromgroßhandelsverträge für Lieferungen in der Zukunft verzeichneten im ersten Quartal 2023 einen relativen Rückgang, was dazu führte, dass die Produktionskosten für elektrolytischen Wasserstoff von etwa 9–13 €/kg auf etwa 7–10 €/kg sanken, basierend auf Werten für Jahr+2 .

Die Produktionskosten auf der fernen Kurve blieben relativ hoch, obwohl sie im ersten Monat näher an der Auslieferung nachließen. Dies liegt daran, dass Verträge mit weiter entfernter Kurve häufig weniger aggressiv gegenüber Verträgen mit näherer Lieferfrist ablaufen. Im Fall von elektrolytischem Wasserstoff wurde die Wasserstoffproduktion auf Basis des ersten Monats zu Beginn des Quartals höher eingeschätzt als die Werte für Jahr+2. Trotz eines Rückgangs bei jedem Vertragstyp an allen Hubs waren die Werte für den ersten Monat jedoch bis Ende März auf niedrigere Werte als im dritten Jahr gesunken.

Dieses Preisverhältnis deutet im Allgemeinen darauf hin, dass der Strommarkt in den kommenden Jahren immer noch mit einer relativen Anspannung zu kämpfen hat, nachdem es in Schlüsselmärkten wie Deutschland keine Gasversorgung über russische Leitungen gibt und Kernkraftwerke allgemein stillgelegt werden.

Die Produktionskosten in der Fernkurve scheinen unter die Höchstwerte von 2022 gefallen zu sein, liegen aber immer noch weit über der Spanne von 5-6 €/kg zu Beginn des letzten Jahres.

Der langfristige Charakter der PPA-Preise bedeutet, dass sie relativ geschützt vor den erheblichen Schwankungen kurvennaher Stromverträge im Jahr 2022 waren. Daher waren die Produktionskosten für erneuerbaren Wasserstoff mithilfe eines PPA im Jahresverlauf weitaus weniger volatil, und das ist auch der Fall Das Muster blieb im ersten Quartal 2023 bestehen. Da die PPA-Preise immer noch vom Stromgroßhandelsmarkt abgeleitet werden, gab es, wie bereits im August gezeigt, immer noch Schwankungen, aber die relative Lockerung der Terminstrompreise im letzten Quartal milderte die Kosten für die Produktion von erneuerbarem Wasserstoff durch Offshore-Windenergie.

Insgesamt schwankten die Wasserstoffproduktionskosten unter Verwendung eines 10-jährigen PPA für Offshore-Windenergie in den Niederlanden, im Vereinigten Königreich und in Deutschland ab 2026 im Laufe des Quartals auf Projekt-Breakeven-Basis um die Marke von 4–6 €/kg Wasserstoff. Diese Marge berücksichtigt sowohl die Nutzung von erneuerbarem Strom als auch die Amortisierung der Investition in den Elektrolyseur über den Zeitraum von 10 Jahren, was bedeutet, dass die Produktionskosten für das Projekt danach sinken würden, um ausschließlich die konstanten Betriebskosten und den verwendeten PPA- oder Strompreis zu berücksichtigen.

ERDGASBASIERTE WASSERSTOFFPRODUKTIONSKOSTEN Q1 2023

Die Produktionskosten für erdgasbasierten Wasserstoff blieben zu Beginn des Jahres 2023 die niedrigsten der ICIS-Bewertungen. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Auswirkungen relativ milder Temperaturen, einer starken Erzeugung erneuerbarer Energien und reichlich vorhandener Gasspeicher zu einer allgemeinen Lockerung der Risikoprämien bei kurvennahen Verträgen führten.

Die Produktionskosten unter Verwendung von Erdgas-Frontmonatsverträgen gingen im ersten Quartal um etwa 2 €/kg zurück, wobei CO2-armer Wasserstoff mit CCS-Infrastruktur (Carbon Capture and Storage) unter 4 €/kg blieb.

Der Trend zur Lockerung der gasbasierten Wasserstoffproduktion steht im Einklang mit anderen Produktionsmethoden, bei denen es gegen Ende 2022 ebenfalls zu einer zunehmenden Lockerung kam.

Allerdings wurde zum ersten Mal in der Geschichte der ICIS-Bewertung die Produktion von unvermindertem Dampf-Methan-Reforming (SMR), allgemein als grauer Wasserstoff bezeichnet, auf Projekt-Breakeven-Basis im Vergleich zu kohlenstoffarmem Wasserstoff aus autothermer Reformierung (ATR) teurer CCS.

Dies war auf den Anstieg des CO2-Preises zurückzuführen, der hochemissionsintensiven Wasserstoff auf Gesamtprojektbasis weniger wirtschaftlich machte. Dies bedeutete, dass es günstiger war, in eine gasbasierte Wasserstoffproduktionsanlage mit CCS-Kapazität zu investieren, als für die CO2-Emissionen zu zahlen, die durch grauen Wasserstoff entstehen.

Mit Blick auf die weitere Zukunft sind die Gaspreise für 2025 im ersten Quartal ebenfalls zunehmend gesunken, was zu einem Anstieg der voraussichtlichen Produktionskosten von etwa 4–5 €/kg auf 3–4 €/kg geführt hat. Der Rückgang entlang der anderen Kurve deutet darauf hin, dass einige der schlimmsten Auswirkungen der Volatilität ab 2022 für Wasserstoffprojekte, die Mitte des Jahrzehnts ans Netz gehen sollen, allmählich nachlassen. ICIS-Daten zeigen jedoch, dass die Kosten immer noch deutlich über Anfang 2022 liegen und etwa 2–3 €/kg Wasserstoff betragen.

Die Werte für die Produktionskosten im Jahr 2025 sind im Vereinigten Königreich besonders relevant, da dann einige der ersten CO2-armen Wasserstoffprojekte in Betrieb gehen könnten. Da sich die Lieferketten in den kommenden Jahren neu auszubalancieren beginnen und in Großbritannien und Europa mehr erneuerbare Kapazitäten aufgebaut werden, könnten die Gaspreise in der Mitte und zweiten Hälfte des Jahrzehnts vor der Lieferung weiter sinken.

Hinweis: Ein positiver Wert zeigt an, dass die Produktionskosten für kohlenstoffarmen Wasserstoff höher sind als bei unvermindertem SMR

Eine der wichtigsten Entwicklungen aus Marktsicht im ersten Quartal bestand darin, dass die hohen CO2-Preise im ersten Quartal 2023 zum ersten Mal in der Geschichte der ICIS-Bewertung den SMR unvermindert über den kohlenstoffarmen Wasserstoff auf Projekt-Breakeven-Basis trieben.

Im Laufe des Jahres 2022 ergaben die Kosten für die Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff unter Verwendung von Strom, Gas und Kohlenstoff des Vorjahres ein wichtiges neues Bild der Wechselwirkung zwischen kohlenstoffarmem Wasserstoff und der standardmäßigen, unverminderten SMR-Wasserstoffproduktion.

Gegen Ende des ersten Quartals 2022 zeigten die CO2-Preise einen Aufwärtstrend und schmälerten den Premium-Wasserstoff mit niedrigem CO2-Ausstoß, der gegenüber dem unverminderten SMR auf Projekt-Breakeven-Basis gehalten wurde. Dies ist wichtig, da höhere CO2-Preise letztendlich unverminderte SMR stärker benachteiligen würden als CO2-arme Wasserstoffproduzenten, was die Investitionen in die CCS-Technologie und die für ihren Antrieb erforderliche Energie ausgleicht.

Im ersten Quartal 2023 wandelte sich die Prämie jedoch in einen Rabatt, was darauf hindeutet, dass es günstiger war, ein neues CO2-armes Wasserstoffprojekt mit CCS-Einheiten zu bauen, als eine SMR-Anlage ohne Abgasreduzierung ohne Abgasreinigungstechnologie zu bauen.

Dies zeigt zwar das Potenzial für Investitionen in kohlenstoffarmen Wasserstoff, es ist jedoch wichtig zu beachten, dass aktuelle Wasserstoffproduktionsanlagen bereits in Betrieb sind. Dies bedeutet, dass sich die Kapitalinvestitionen möglicherweise bereits amortisiert haben, während derzeit in Europa keine kohlenstoffarmen Anlagen in Betrieb sind, was bedeutet, dass alle Projektentwickler die Investitionsrückgewinnung auf den Endpreis anwenden müssten, den Wasserstoffkäufer zahlen.

Eine weitere wichtige Erkenntnis der letzten 18 Monate war, dass ATR-Einheiten im Hinblick auf die Nutzung von Erdgas eine relativ höhere Effizienz aufweisen. Das bedeutet, dass höhere Gaspreise die CO2-arme Wasserstoffproduktion bei Verwendung von ATR wirtschaftlicher machen.

Einer der Treiber der Produktionskosten ist jedoch auch die Energie. Mit SMR kann der Wasserstoffproduktionsprozess Strom als Nebenprodukt erzeugen, wodurch der Bedarf an Stromimporten reduziert wird. Bei kohlenstoffarmem Wasserstoff mittels ATR besteht jedoch die Notwendigkeit, Strom für das CCS und die Luftzerlegungsanlage zu importieren, die benötigt wird, um den reinen Sauerstoff bereitzustellen, der für den endothermen Prozess erforderlich ist.

Längerfristig betrachtet wurde auch der britische NBP-Gasvertrag für das Jahr 2024 im Vergleich zu seinem niederländischen TTF-Äquivalent von einem Aufschlag zu einem Abschlag umgestellt. Der Wechsel war eine weitere Folge der LNG-Importe nach Großbritannien, da Europa weiterhin ein optimaler Standort für LNG-Frachtlieferungen blieb.

Dies bedeutete, dass die Produktionskosten für kohlenstoffarmen Wasserstoff im Vereinigten Königreich von einem Aufschlag in den Niederlanden von etwa 0,30 €/kg auf einen Rabatt von 0,05 €/kg stiegen. Auch im Jahr 2022 erfolgte die Umstellung auf Rabatte auf Basis von Frontjahreswerten, allerdings mit deutlich größerer Volatilität aufgrund einer erheblichen Neuausrichtung der Lieferkette.

Der Unterschied zwischen den beiden Ländern verringerte sich jedoch gegen Ende des Jahres, als die Niederlande begannen, zusätzliche Importmöglichkeiten für LNG zu installieren. Durch die Installation schwimmender Speicher- und Regasifizierungseinheiten (FSRUs) erhöhten die Niederlande ihre gesamten LNG-Importkapazitäten.

Der Unterschied zwischen den Produktionskosten ist für zukünftige Wasserstoffproduzenten und -abnehmer in beiden Ländern wichtig, da er das potenzielle Zusammenspiel zeigt, das Verlader im Zuge der Marktentwicklung nutzen können, ähnlich wie aktuelle Gasversender sich für den Export und Import aus dem Vereinigten Königreich in die Niederlande bewerben werden Belgien abhängig von den Preisspannen auf dem Gasmarkt.

Mit der Gründung der Europäischen Wasserstoffbank gegen Ende des ersten Quartals erhielten die europäischen Wasserstoffmarktteilnehmer einen Einblick in die künftigen Preise für erneuerbaren Wasserstoff.

Durch die Überprüfung der ICIS-Produktionskosten für erneuerbaren Wasserstoff auf der Grundlage der in den delegierten Rechtsakten festgelegten Produktionskriterien kann überprüft werden, wie niedrig die Wasserstoffpreise bleiben könnten, wenn den Herstellern die maximale Subvention von 4 €/kg gewährt würde.

Zu Vergleichszwecken hat ICIS die volle Subvention auf die Preisentwicklung von erneuerbarem Wasserstoff für 10-jährige Offshore-Wind-PPAs in den Niederlanden und Deutschland ab 2026 angewendet. Darüber hinaus hat ICIS seine Benchmark-Bewertung für den ICIS NBP-Frontmonat auf einen €/kg umgestellt Wasserstoffpreis.

Die britische Regierung beabsichtigt, den britischen Gaspreis für den ersten Monat als Stützuntergrenze festzulegen, was bedeutet, dass der Gaspreis selbst in den ersten Jahren des Marktes zum relativen Preis für Käufer von kohlenstoffarmem Wasserstoff werden könnte.

Zukünftige Abnehmer haben ICIS zuvor mitgeteilt, dass sie beabsichtigen, sich auf den britischen Gaspreis als Schlüsselkomponente von Abnahmeverträgen zu konzentrieren.

Unter Berücksichtigung der beiden Fördermechanismen ist klar, dass der Preis für erneuerbaren Wasserstoff zwar unter dem Preis für kohlenstoffarmen Wasserstoff im Vereinigten Königreich liegen könnte, dies jedoch mit der Tatsache in Einklang gebracht werden muss, dass die EU-Wasserstoffbank mit einem Ausschreibungsmechanismus arbeitet. Dies bedeutet, dass die EU-Wasserstoffbank die Subventionen vorrangig an den günstigsten Bieter vergibt.

Dies könnte bedeuten, dass das britische Geschäftsmodell für kohlenstoffarmen Wasserstoff zunächst zu Wasserstoff mit den niedrigsten Preisen in Europa führt. Basierend auf unverminderten SMR-Produktionskosten unter Verwendung der Vormonatswerte im Vereinigten Königreich hätte das Geschäftsmodell im Laufe des ersten Quartals zu Verkaufspreisen für kohlenstoffarmen Wasserstoff geführt, die durchschnittlich 1,74 €/kg unter denen von Wasserstoff mit hohen Emissionen lagen.

AMMONIAK ALS IMPORTVEKTOR

Über die Entwicklungen des inländischen Wasserstoffmarktes in Europa hinaus wurde die Stimmung im Zusammenhang mit der Idee eines globalen Wasserstoffhandels auch politisch diskutiert, mit Initiativen wie H2Global, die Mengen an Wasserstoff und Wasserstoffderivaten ausschreiben, und der Entscheidung, Ammoniak und Wasserstoff in den Kohlenstoff einzubeziehen Grenzanpassungsmechanismus (CBAM).

Im Laufe des Jahres 2022 entwickelte ICIS eine neue Bewertung, die die Kosten für den Import von Wasserstoff nach Europa auf der Grundlage der Marktwerte für Ammoniak vor Ort überprüft. Der Ammoniakpreis basiert auf der ICIS NW Europe-Bewertung, die in den Hafen von Rotterdam (Niederlande) und den Hafen von Antwerpen (Belgien) liefert.

Die ICIS-Preisentwicklung hat gezeigt, dass es oft durchweg günstiger ist, Wasserstoff im Inland zu produzieren, als ihn über Ammoniak zu importieren und in Wasserstoff zu zerlegen. Der Durchschnitt der Ammoniak-zu-Wasserstoff-Bewertung im Jahr 2022 liegt bei 10,91 €/kg Wasserstoff, verglichen mit etwa 7-8 €/kg. kg Wasserstoff für ATR und SMR mit Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS).

Als der Anstieg der Rohstoffpreise im Jahr 2022 jedoch im zweiten Quartal des vergangenen Jahres seinen Höhepunkt erreichte, zeitgleich mit der Einstellung der Erdgasimporte über die Nord Stream-Pipeline, die Russland mit Deutschland verbindet, erwies sich importierter Wasserstoff über die Ammoniakproduktionskosten als konkurrenzfähig sowohl kohlenstoffarmer Wasserstoff als auch unverminderter Wasserstoff basierend auf den Strom- und Gaspreisen des Vormonats, Projekt Breakeven.

Dieser Wechsel von der Prämie zum Rabatt deutet darauf hin, dass Ammoniak als Importvektor als Liefermechanismus genutzt werden könnte, der auf Marktsignale reagiert und so die europäische Wasserstoffversorgung in künftigen Zeiten der Knappheit unterstützt.

Im Laufe des Jahres sanken die europäischen Gaspreise in den Wintermonaten rapide, und die Herstellung von Ammoniak zu Wasserstoff wurde als Produktionsmethode teurer, da die weltweite Ammoniakversorgung noch nicht vollständig ausgeglichen war.

Als jedoch im ersten Quartal 2023 die Nachfrage nach Ammoniak trotz anhaltender Produktionsausfälle das Angebot zu übersteigen begann, deutete die Ammoniak-zu-Wasserstoff-Bewertung darauf hin, dass der Import von Wasserstoff über Ammoniak wirtschaftlicher wurde, ausgehend von einem Aufschlag von etwa 4 €/kg Wasserstoff zu Beginn des Quartals auf rund 1,50 €/kg Wasserstoff bis zum 31. März 2023.

Entwicklungen im 1. Quartal 2023

Im Laufe des ersten Quartals kam es zu zahlreichen politischen, regulatorischen, Übertragungs- und Marktentwicklungen. Diese Entwicklungen reichten von Unterstützungsmechanismen bis hin zu Zertifizierungssystemen.

ICIS hat im Folgenden einige der wichtigsten Entwicklungen zusammengestellt.

REGULIERUNG UND ZERTIFIZIERUNG

Kernaktualisierungen

Von allen regulatorischen Entwicklungen im ersten Quartal war die Veröffentlichung des endgültigen delegierten Rechtsakts für RFNBO am 13. Februar eine der bedeutendsten nicht nur für europäischen Wasserstoff, sondern auch für zukünftige globale Wasserstoffproduzenten, die nach Europa exportieren möchten.

Die Regeln gelten für Wasserstoffproduzenten, die ihr Produkt als „erneuerbaren Wasserstoff“ kennzeichnen möchten, wenn sie möchten, dass es in Europa gekauft und als solches anerkannt wird.

Die Ankündigung der Regeln für RFNBO bedeutete, dass Projektentwickler darauf abzielen konnten, endgültige Investitionsentscheidungen (FID) für Projekte zu treffen, da sie das endgültige Projektdesign an einen festgelegten Standard anpassen können.

Um die Transparenz der Regeln zu unterstützen, hat ICIS die folgende Infografik als Zusammenfassung erstellt.

Die meisten Bedingungen für die Produktion von erneuerbarem Wasserstoff führen dazu, dass ein Hersteller einen Kaufvertrag für erneuerbare Energien (PPA) abschließt oder eine Anlage für erneuerbare Energien baut. Wenn der Anteil der erneuerbaren Energieerzeugung jedoch 90 % oder mehr der Gesamterzeugung ausmacht, könnte ein Wasserstoffproduzent Strom vom Großhandelsmarkt innerhalb dieser Gebotszone kaufen und ihn als erneuerbar bezeichnen, ohne dabei die Grundsätze der Zusätzlichkeit, Zeit und Energie einhalten zu müssen geografische Korrelation.

ICIS führte eine Analyse dieses Szenarios durch und stellte fest, dass es bis 2030 in neun Ländern Gebotszonen mit angemessenen Anteilen erneuerbarer Energien geben würde, die dem Verbrauchsniveau entsprechen.

Die Ankündigung des delegierten Rechtsakts bedeutete, dass die Wasserstoffzertifizierung auch in Europa einen Schritt nach vorne machen könnte, und am 22. März gab das Wasserstoffzertifizierungsprogramm CertifHy bekannt, dass es seine Dokumente zum RFNBO European Union Voluntary Scheme der Europäischen Kommission zur Genehmigung vorgelegt habe. Die Entwicklung der Zertifizierung ist für den Marktfortschritt von entscheidender Bedeutung, da geeignete Zertifizierungssysteme es den Marktteilnehmern ermöglichen, die Nachhaltigkeitskriterien ihres Wasserstoffmoleküls zu validieren, und auch zum Nachweis der Erfüllung nationaler Ziele genutzt werden können.

Ein Einspruchsantrag gegen den delegierten Rechtsakt wurde am 28. März vom Ausschuss für Industrie, Forschung und Energie (ITRE) des Europäischen Parlaments abgelehnt. Aus der Entscheidung geht hervor, dass der delegierte Rechtsakt nun zur endgültigen Diskussion und Abstimmung auf parlamentarischer Ebene vorgelegt wird, und deutet darauf hin, dass der Rechtsakt möglicherweise bald fertiggestellt wird.

Eine weitere wichtige regulatorische Entwicklung in Europa im ersten Quartal erfolgte am 15. März, als Mitglieder des Europäischen Parlaments ihre Position zu den Reformen des EU-Gasmarktes endgültig festlegten. Die Pakete für dekarbonisierte Gasmärkte (Richtlinie und Verordnung) wurden erstmals im Dezember 2021 von der Europäischen Kommission vorgelegt. Im ersten Quartal einigten sich sowohl das EU-Parlament als auch der Europäische Rat intern auf ihre Positionen zu den Paketen, sodass die Verhandlungen beginnen konnten . Ein wichtiger Bestandteil der Pakete für dekarbonisierte Gasmärkte ist die Integration der Wasserstoffinfrastruktur und -regulierung in die aktuellen EU-Energiesysteme.

Unter den in der endgültigen Position enthaltenen Punkten entschieden sich die Abgeordneten dafür, die Definition von „kohlenstoffarmem Wasserstoff“ als Emissionsreduzierung um 70 % gegenüber einer Obergrenze von 94 g CO2e/MJ klarzustellen. Dies ergibt einen Schwellenwert von 28,2 g CO2e/MJ, was 8,2 g CO2e/MJ über dem britischen Standard liegt. Die Abgeordneten empfahlen außerdem, dass die 10-Jahres-Entwicklungspläne für den Gasmarkt auch Wasserstoff umfassen sollten.

Der Europäische Rat hat sich am 28. März auf seine Verhandlungspositionen zu den beiden Reformvorschlägen für den Gasmarkt geeinigt. Die wichtigsten Vorschläge des Rates bestanden darin, die Regeln für Tarife und Tarifrabatte zu präzisieren, beispielsweise einen Rabatt von 100 % für erneuerbare Gase und einen Rabatt von 75 % für CO2-arme Gase in den Gasnetzen. Der Rat empfahl außerdem eine Beimischung von 2 % Wasserstoff im Gassystem.

Der Rat empfahl außerdem eine wirksame Stärkung der Definitionen mit einem allgemeinen Ansatz, der sich auf den in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie genannten Komparator für fossile Brennstoffe bezieht. Der Rat schlug außerdem eine Übergangsphase zur Umsetzung detaillierter Regeln für Wasserstofftransportsysteme bis 2035 vor.

Außerhalb der EU kündigte die britische Regierung am 9. Februar Pläne für ein mögliches Wasserstoffzertifizierungssystem an, das Zertifikate für „kohlenstoffarmen Wasserstoff“ ausstellt, im Einklang mit ihrem Low Carbon Hydrogen Standard, der einen Emissionsgrenzwert von 20 g CO2e/MJ vorsieht.

Das Zertifikatsprogramm wird auf internationaler Ebene an der Angleichung von Standards arbeiten. Der Standpunkt der Regierung bestand darin, ein massenausgleichendes Zertifizierungssystem zu unterstützen, also ein System, bei dem Zertifikate mit dem Verkauf des Wasserstoffs gebündelt würden. Das bedeutet, dass, wenn ein Abnehmer 5 MWh kohlenstoffarmen Wasserstoff von einem Hersteller kauft, dieser Wasserstoff mit 5 MWh kohlenstoffarmen Wasserstoffzertifikaten geliefert wird. Dieses System ermöglicht das Mischen verschiedener Arten von Wasserstoff in das Übertragungsnetz, da der Abnehmer über Zertifikate verfügt, um die Lieferungen am Abnahmepunkt zu differenzieren. Das alternative Book-and-Claim-System sieht keine physische Verbindung zwischen dem Wasserstoff und dem Zertifikat vor.

Weitere Entwicklungen

Am 25. Januar startete der iberische Energieübertragungsnetzbetreiber Enagas GTS seine Plattform für die Registrierung bei einem System für Herkunftsnachweise für erneuerbare Gase. Die Plattform ermöglicht die Registrierung von Kontoinhabern und die Registrierung von Produktionsgeräten. Das System gilt für Biogas, Biomethan und erneuerbaren Wasserstoff. Die Plattform steht im Einklang mit dem +SE-Plan (Mehr Energiesicherheitsplan) der spanischen Regierung, der im Oktober letzten Jahres vorgestellt wurde.

Schließlich veröffentlichte die britische Regierung am 6. Februar Richtlinien für Wasserstoffproduzenten, die Wasserstoff mithilfe fossiler Brennstoffe mit Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS) erzeugen möchten. Die Richtlinien gelten für diejenigen, die Wasserstoff produzieren und beabsichtigen, ihn innerhalb derselben Anlage oder desselben Projekts zu verwenden, sowie für Projekte, die darauf abzielen, den Wasserstoff zu exportieren und an Dritte zu verkaufen. Das mit der Wasserstoffproduktion verbundene CO2 sollte ebenfalls per Pipeline oder auf andere Weise transportiert und in dauerhaften unterirdischen geologischen Speichern gespeichert oder als Produkt selbst verwendet werden.

Die Leitlinien für die Produktion sind für „große Industrieanlagen“ relevant, bei denen es sich entweder um neue Wasserstoffanlagen oder um Nachrüstungen bestehender Anlagen handelt, die typischerweise eine Wasserstoffproduktionskapazität von mehr als 100 Tonnen/Tag haben, was einer Kapazität von 140 MW bei einem niedrigeren Heizwert entspricht. Die britische Regierung sagte jedoch, dass „kleinere Anlagen diese Leitlinien nutzen sollten, bis weitere Leitlinien verfügbar sind“. In den Leitlinien heißt es, dass die gesamten CO2-Emissionsabscheidungsraten aus der Wasserstoffproduktion bei durchschnittlicher Leistung über einen längeren Zeitraum „mindestens 95 %“ betragen sollten.

POLITIK

Kernaktualisierungen

Im ersten Quartal kam es zu erheblichen Entwicklungen bei den politischen Ankündigungen, insbesondere in Bezug auf Subventions- und Unterstützungsprogramme für die Entwicklung der Wasserstoffproduktion. Ein wesentlicher Trend bei den angekündigten Programmen bestand darin, ein festes Förderniveau für einen längeren Zeitraum, oft zehn Jahre, festzulegen.

Die Natur langfristiger Systeme mit festem Förderniveau deutet darauf hin, dass der Wasserstoffmarkt zunächst auf der Grundlage langfristiger Verträge funktionieren könnte, die die Dauer der garantierten Förderung widerspiegeln.

Darüber hinaus sorgte die vorläufige Einigung des Europäischen Rates und des Europäischen Parlaments über die Neufassung der Richtlinie für erneuerbare Energien dafür, dass die Position von Wasserstoff in der europäischen Wirtschaft bis 2030 deutlich sicherer wurde.

Anfang des Jahres wurde die erste von mehreren Ankündigungen zu Förderprogrammen veröffentlicht. Am 4. Januar gab die portugiesische Regierung bekannt, dass sie eine Ausschreibung für die Lieferung von erneuerbarem Wasserstoff und Biomethan als Ersatz für Erdgas durchführt. Die portugiesische Regierung gab an, dass sie 120 GWh/Jahr an erneuerbarem Wasserstoff und 150 GWh/Jahr an Biomethan anstrebe und eine maximale Subvention von 127 €/MWh (5 €/kg) für Wasserstoff und 62 €/MWh für Biomethan vorsehe. Die Laufzeit der Verträge beträgt voraussichtlich 10 Jahre.

In Italien kündigte der Rat der italienischen Region Emilia Romagna am 16. Januar eine Ausschreibung für erneuerbare Wasserstoffprojekte an, die an verlassenen Industriestandorten entwickelt werden und Unterstützung für Produktion, Speicherung und Stromerzeugung bieten sollen. Der maximal gewährte Zuschuss pro Projektvorschlag darf 19,5 Mio. € nicht überschreiten, die Mittelzuweisung kann jedoch die Verwendung der Gelder für die Speicherung umfassen, sofern die Speicherkosten 50 % der gesamten Projektkosten nicht übersteigen, und für die Stromerzeugung, solange die Erzeugung erfolgt innerhalb von 10 km vom Projekt entfernt und macht über 20 % der Kapazität des erneuerbaren Wasserstoffprojekts aus. Projekte können im Bereich von 1 bis 10 MW liegen und müssten im Erfolgsfall bis zum 30. Juni 2026 abgeschlossen sein. Der Gesamtenergieverbrauch pro Tonne Wasserstoff darf 56 MWh nicht überschreiten.

Daraufhin erhielt die dänische Regierung 170 Mio. EUR (1,25 Mrd. DKr) zur Unterstützung der Produktion von erneuerbarem Wasserstoff durch Power-to-X (PtX)-Technologien. Die durch die Förderung geförderten Technologien werden die Ausweitung der erneuerbaren Wasserstoffproduktion und Derivate wie Ammoniak, Methanol und E-Kerosin durch den Einsatz von PtX-Technologien sein.

Zu den PtX-Technologien zählen in diesem Zusammenhang Elektrolyseure, die erneuerbaren Wasserstoff unter Verwendung von Strom erzeugen, der direkt aus Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien stammt. Elektrolyseure sind die Haupttechnologie zur Herstellung von erneuerbarem Wasserstoff. Das dänische Programm wird Elektrolysekapazitäten zwischen 100 MW und 200 MW unterstützen und im Rahmen eines Ausschreibungsverfahrens vergeben, das bis Ende 2023 in Form eines direkten Zuschusses für einen Zeitraum von 10 Jahren abgeschlossen wird.

Zu Beginn des zweiten Quartals weitete die dänische Regierung ihr Förderprogramm aus und wies darauf hin, dass es sich dabei um einen Zuschuss in fester Höhe handeln werde, der dem niedrigsten Bieter gewährt werde. Die Förderung soll über einen Zeitraum von 10 Jahren gewährt werden.

Die größte Ankündigung eines Unterstützungsmechanismus erfolgte im März, als die Europäische Kommission alle Einzelheiten zu ihrer mit Spannung erwarteten Europäischen Wasserstoffbank bekannt gab. Die Bank wurde erstmals im September 2022 erwähnt und weitere Details gelangten im Anschluss an den Markt. Es wurde davon ausgegangen, dass die Bank entwickelt wurde, um die Kostenlücke zwischen unvermindert emissionsstarkem Wasserstoff und erneuerbarem Wasserstoff zu schließen, und dass es sich möglicherweise um ein Fördersystem mit fester Prämie handelt.

Am 16. März beantwortete die Kommission viele dieser Punkte. Die Bank wird nach einem festen Fördermechanismus arbeiten und einem Wasserstoffproduzenten zehn Jahre lang eine Subvention in Höhe von €/kg gewähren. Die Förderung wird im Rahmen einer Wettbewerbsauktion gewährt, bei der der niedrigste Bieter Vorrang hat.

Die erste Auktion findet im Herbst 2023 statt, wobei ein Auktionserlös von 800 Millionen Euro aus Erträgen des Innovationsfonds generiert wird. Zu diesem Zeitpunkt wird die Finanzierung ausschließlich erneuerbarem Wasserstoff gewährt, künftige Auktionen könnten jedoch auch kohlenstoffarmen Wasserstoff umfassen. Im April wurden die ersten Konditionen der Bank veröffentlicht, die darauf hindeuteten, dass die maximale Subvention 4 €/kg betragen würde.

Im Vereinigten Königreich hat der „grüne Tag“ der Regierung am 30. März auch das Potenzial des Landes für die Kapazität von elektrolytischem Wasserstoff sowie die Finanzierung von Zuschüssen für mehrere verschiedene Förderprogramme vorangetrieben.

Eine der wichtigsten Ankündigungen war die Aufnahme in die engere Wahl für die mit Spannung erwartete Zuteilungsrunde für die Wasserstoffelektrolyse. Die Auswahlliste bestand aus 20 Elektrolyseurprojekten, die bis 2025 online sein könnten. Insgesamt wurden in dieser ersten Runde 408 MW Kapazität zur Auswahl eingegrenzt. Das Ziel besteht darin, im Laufe der Runde eine Kapazität von 250 MW auszuwählen, die im dritten Quartal 2023 unterstützt werden soll Wir müssen Wasserstoff verkaufen, um Kapitalinvestitionen zurückzugewinnen. Anschließend startet die britische Regierung im vierten Quartal dieses Jahres eine zweite Zuteilungsrunde für Elektrolyse. Ziel der zweiten Runde ist die Zuteilung von 750 MW Kapazität.

Am Ende des Quartals einigten sich der Europäische Rat und das Europäische Parlament vorläufig auf zwei wichtige politische Fragen für das Nachfragewachstum des Wasserstoffmarktes.

Am 28. März gaben die Gremien gemeinsam bekannt, dass sie zu einer vorläufigen Einigung zur Alternative Fuel Infrastructure Regulation (AFIR) gelangt seien. Die Vereinbarung sieht die Einrichtung von Wasserstofftankstellen alle 200 km vor und unterstützt so die Entwicklung von Wasserstoff im Transportsektor. Die Vereinbarung umfasst sowohl das Aufladen von schweren Elektrofahrzeugen und die Wasserstoffbetankung als auch das Aufladen von leichten Elektrofahrzeugen und die Stromversorgung von Schiffen.

Schließlich einigten sich Rat und Parlament Ende März im Rahmen einer Aktualisierung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie auf eine vorläufige Einigung über den Einsatz von Wasserstoff in bestimmten Sektoren. Dabei einigten sich die Mitgliedstaaten auf ein verbindliches Ziel, bei dem 42,5 % der gesamten Energie verbraucht werden sollen Es wird erwartet, dass der Verbrauch bis 2030 erneuerbar sein wird. Die vorläufige Vereinbarung hat große Auswirkungen auf die Wasserstoffnachfrage in Europa.

Für den Verkehrssektor sollte ein Anteil von 5,5 % des Gesamtverbrauchs aus fortschrittlichen Biokraftstoffen, hauptsächlich nicht auf Nahrungsmitteln basierenden Rohstoffen, und erneuerbaren Kraftstoffen nicht biologischen Ursprungs (RFNBO), hauptsächlich erneuerbarem Wasserstoff und wasserstoffbasierten synthetischen Kraftstoffen, stammen. Außerdem gilt eine Mindestanforderung von 1 % des RFNBO für den Anteil erneuerbarer Energien, die bis 2030 in den Verkehrssektor geliefert werden. Für die Industrie sieht die vorläufige Vereinbarung vor, dass die Industrie ihre Nutzung erneuerbarer Energien um 1,6 %/Jahr erhöht, sowie eine Es wurde vereinbart, dass bis 2030 42 % und bis 2035 60 % des in der Industrie eingesetzten Wasserstoffs aus RFNBO stammen sollen.

Allerdings können die Mitgliedsstaaten den Beitrag von RFNBO auf 20 % reduzieren, wenn ihr Beitrag zum EU-Gesamtziel erreicht wird oder der Anteil von Wasserstoff aus fossilen Brennstoffen im Mitgliedsstaat im Jahr 2030 nicht mehr als 23 % und im Jahr 2035 nicht mehr als 20 % beträgt.

Weitere Entwicklungen

Am 5. Januar veröffentlichten die deutsche und die norwegische Regierung eine gemeinsame Erklärung, in der sie Pläne zur weiteren Stärkung der Wasserstoffbeziehungen zwischen den beiden Ländern darlegten und auf den Erklärungen aus dem Jahr 2022 aufbauen. Der Schwerpunkt der Ankündigung lag auf der Unterstützung der Entwicklung einer groß angelegten Wasserstoffversorgungsroute von Norwegen nach Deutschland bis 2030, wahrscheinlich eine Pipeline. Zeitgleich mit der Ankündigung gaben der norwegische Hersteller Equinor und der deutsche Energieversorger RWE die Unterzeichnung eines Memorandum of Understanding (MoU) für die Lieferung und Abnahme von Wasserstoff zur Verwendung im Energiesektor bekannt.

Im Rahmen der Absichtserklärung wird Equinor sowohl kohlenstoffarmen Wasserstoff aus Erdgas mit CCS als auch erneuerbaren Wasserstoff produzieren. Der Ansatz von Equinor besteht darin, zunächst in CO2-arme Wasserstoffkapazitäten zu investieren, mit dem Ziel einer Kapazität von 2 GW bis 2030 und einer Gesamtkapazität für die Wasserstoffproduktion von bis zu 10 GW bis 2038. RWE und Equinor werden auch bei der Produktion von erneuerbarem Wasserstoff zusammenarbeiten Offshore-Wind. Beide Unternehmen arbeiten gemeinsam an AquaSector, einem Nordseeprojekt mit dem Ziel, eine Offshore-Windkraftkapazität von 300 MW zu bauen, in die Elektrolyseure eingebaut werden sollen. Nach Angaben von RWE umfasst das MoU gemeinsame Investitionen in wasserstofffähige Gaskraftwerke mit einer Leistung von 3 GW.

Am 10. Januar legte die spanische Regierung Pläne für die Finanzierung von vier erneuerbaren Wasserstoffprojekten vor, H2B2, Nordex, SENER und IVECO, und stärkte die Projekte mit zusätzlichen Mitteln, nachdem sie als Teil der wichtigen Projekte von gemeinsamem europäischem Interesse (IPCEI) ausgewählt wurden. Zwei der Projekte, H2B2 und SENER, konzentrieren sich auf die Entwicklung von Elektrolyseuren. Die beiden Projekte haben zusammen 35 Millionen Euro der Fördermittel erhalten. Das IVECO-Projekt, das mit 27,05 Millionen Euro die größte Förderzuweisung der vier erhielt, wird nachfrageseitige Technologien für den Einsatz im Transportsektor entwickeln. Der Schwerpunkt liegt auf schweren Nutzfahrzeugen für den städtischen und regionalen Einsatz.

Auf der Produktionsseite zielt das Nordex-Projekt darauf ab, einen alkalischen Elektrolyseur mit 5 bis 10 MW zu liefern, der sowohl Solar- als auch Windenergie nutzen soll. Projekte, bei denen die Nutzung von Solar- und Windenergie für die Wasserstofferzeugung kombiniert wird, werden immer häufiger, da die Entwickler darauf abzielen, durch die Kombination der beiden Technologien von höheren Erzeugungsstunden zu profitieren. Die Erhöhung der Gesamtstundenzahl der Erzeugung trägt dazu bei, die Auswirkungen der Kapitalkostendeckung auf die Endkosten der Wasserstoffproduktion zu verringern. Nordex soll 11,6 Mio. Euro erhalten.

Am 17. Januar startete die Clean Hydrogen Partnership einen Aufruf zur Einreichung von Vorschlägen für Wasserstoffforschung, bei dem insgesamt 195 Millionen Euro für Projekte zur Verfügung stehen. Die verfügbaren Fördermittel verteilen sich auf 49 Mio. € für die Erzeugung erneuerbaren Wasserstoffs, 36 Mio. € für die Speicherung und Verteilung von Wasserstoff, 25,5 Mio. € für den Transport, 19 Mio. € für Wärme und Strom, 7,5 Mio. € für Kostensenkungen, 38 Mio. € für Wasserstofftäler und … weitere 20 Millionen Euro für die strategische Forschungsherausforderung. Die oben genannten Themen werden in 11 Innovationsaktionen, 13 Forschungs- und Innovationsaktionen und zwei koordinierte und unterstützende Aktionen unterteilt, wobei fünf der Innovationsaktionen als strategisch wichtig gelten und als Flaggschiffprojekte ausgewählt werden.

Am 2. Februar gab die französische Regierung bekannt, dass insgesamt 14 territorialen Wasserstoffökosystemen finanzielle Unterstützung gewährt wurde. Nach Abschluss der letzten Ausschreibung im Jahr 2020 belief sich die Gesamthilfe auf 126 Millionen Euro. Die 14 territorialen Wasserstoffökosysteme repräsentieren zusammen 8.400 Tonnen Wasserstoff pro Jahr, wovon der überwiegende Teil, 91 %, des produzierten Wasserstoffs bestimmt sein wird die Personenbeförderung mit Bussen und Reisebussen sowie die Güterbeförderung mit Nutzfahrzeugen, Lastkraftwagen und Müllfahrzeugen.

Die Europäische Kommission gab am 17. Februar bekannt, dass sie dem Stahlhersteller ArcelorMittal finanzielle Unterstützung für die Dekarbonisierung seiner Betriebe mit Wasserstoff gewähren wird. Die genehmigte Unterstützung belief sich auf insgesamt 460 Millionen Euro für den Betrieb in Spanien sowie auf 55 Millionen Euro in Deutschland.

Am 1. März kündigten Norwegen und das Vereinigte Königreich Pläne für eine engere Zusammenarbeit im Wasserstoffbereich an, nachdem zwischen den beiden Regierungen ein Anhang zum norwegisch-britischen Memorandum of Understanding (MoU) zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS) unterzeichnet worden war. Der Anhang bekräftigt eine erweiterte Zusammenarbeit zwischen den Behörden der beiden Länder, um „regelmäßig Wissen und Erfahrungen im Zusammenhang mit der Verwendung von kohlenstoffarmem Wasserstoff bei Produktion, Transport und Lagerung sowie bei der Entwicklung von Standards und Zertifizierungen auszutauschen“, sagte die norwegische Regierung.

Am 17. März kündigten die EU und Norwegen an, dass die beiden Gremien die Zusammenarbeit beim grünen Wandel verstärken würden. Die Ankündigung beinhaltete Diskussionen über die Erhöhung der Kapazität zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, sowohl für die Stromnachfrage als auch für die Produktion von erneuerbarem Wasserstoff, mit dem Ziel, die Wettbewerbsfähigkeit auf dem Weltmarkt zu verbessern.

ÜBERTRAGUNG, LAGERUNG UND IMPORT

Kernentwicklungen

Einer der wichtigsten Trends, die sich im ersten Quartal aus Infrastruktursicht abzeichneten, war die Fokussierung des Wasserstoffmarktes auf Ammoniak als Importvektor. Interessanterweise zeigten die im ersten Quartal getroffenen Vereinbarungen, dass Ammoniak nicht nur für den transatlantischen Transport, sondern auch für den Transport von Wasserstoff durch Europa verwendet wird, wenn keine Pipeline-Infrastruktur vorhanden ist. Die Entstehung einer Ammoniak-Infrastruktur spiegelt auf diese Weise die Entwicklung des Ammoniakmarktes selbst wider.

Dies wurde bereits zu Beginn des Jahres angedeutet, als der norwegische Ammoniakhersteller Yara International am 5. Januar Pläne ankündigte, seine Ammoniakterminals in Deutschland umzubauen, um bis zu 3 Millionen Tonnen sauberes Ammoniak verarbeiten zu können. Yara sagte, diese Anstrengung werde etwa 530.000 Tonnen Wasserstoff entsprechen und dazu beitragen, die Wasserstoffwirtschaft in Deutschland zu beschleunigen. Yara betreibt den größten Ammoniakspeicher in Deutschland und produziert und verbraucht rund 7 % des europäischen Wasserstoffs.

Kurz darauf folgte am 19. Januar eine Ankündigung von BP, in der das Unternehmen erklärte, es prüfe mögliche Pläne für einen Wasserstoff-Hub in Wilhelmshaven, Deutschland. Das Projekt wird möglicherweise einen Ammoniak-Cracker umfassen, der bis zu 130.000 Tonnen kohlenstoffarmen Wasserstoff pro Jahr aus erneuerbarem Ammoniak liefern kann. Der Hub soll bis 2028 in Betrieb gehen.

Am 20. Februar unterzeichneten das spanische Energieunternehmen Cepsa und ACE Terminal (eine Entwicklung zwischen Gasunie, HES International und VOPAK) mit Sitz im Rotterdamer Hafen ein Memorandum of Understanding (MoU) für die Lieferung von erneuerbarem Ammoniak an ACE.

Das MoU sieht vor, dass Cepsa erneuerbares Ammoniak an das ACE-Terminal in Rotterdam für Endanwendungen in der Industrie liefert, nachdem das Ammoniak wieder in Wasserstoff zerlegt wurde, oder für die direkte Verwendung als Ammoniak. Cepsa sagte, dass das Unternehmen in seinen beiden Energieparks in Andalusien im Süden Spaniens eine Produktionskapazität für erneuerbaren Wasserstoff von 2 GW entwickelt, was einer Investition von 3 Milliarden Euro entspricht. Die ersten Exporte von erneuerbarem Wasserstoff sollen laut Cepsa im Jahr 2027 beginnen, was mit dem Zeitplan des ACE-Terminal-Projekts übereinstimmt, das 2026 in Betrieb gehen soll. Cepsa wird das in seinem San Roque Energy Park in der Nähe der Bucht von Algeciras produzierte Ammoniak exportieren .

Schließlich kündigte Air Liquide Ende März Pläne zum Bau einer Pilotanlage zum Cracken von Ammoniak im industriellen Maßstab im Hafen von Antwerpen, Belgien, an. Die Anlage wird proprietäre Technologien von Air Liquide nutzen und soll 2024 in Betrieb gehen, wobei die finanzielle Unterstützung durch die Agentur für Innovation und Unternehmertum der flämischen Regierung (VLAIO) bestätigt wurde.

Übertragung

Im ersten Quartal kam es in Europa zu zahlreichen Aktualisierungen des Übertragungsnetzes, wobei die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) von Gasnetzen bei mehreren Finanzierungsmechanismen Pläne für die Einrichtung umfunktionierter oder neu zu bauender Infrastruktur einreichten.

Am 12. Januar kündigte der französische Erdgasnetzbetreiber GRTgaz eine Konsultation an, um das wirtschaftliche Interesse an der Wasserstoffinfrastruktur im südlichen Fos-sur-Mer-Gebiet abzuschätzen. Fos-sur-Mer, westlich von Marseille im Süden Frankreichs, ist die Heimat der Schwerindustrie wie Stahl, Raffinerie, Petrochemie und Energieproduktion.

Die Junta de Extremadura und der spanische Übertragungsnetzbetreiber Enagas haben vereinbart, die Entwicklung und Förderung von erneuerbarem Wasserstoff und seinen Derivaten in der Region zu fördern, wie am 17. Januar angekündigt. Ziel der Vereinbarung ist die Entwicklung einer Infrastruktur für erneuerbares Erdgas, insbesondere erneuerbaren Wasserstoff, für den Transport und die Speicherung von erneuerbarem Wasserstoff und seinen Derivaten in der Region Extremadura im Südwesten Spaniens an der Grenze zu Portugal. Die Region Extremadura hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2030 20 % des gesamten in Spanien produzierten erneuerbaren Wasserstoffs zu produzieren, mit der Entwicklung von 3 GW Elektrolyse von landesweit insgesamt 16 GW in der Region.

Am 19. Januar stellte der italienische Netzbetreiber Snam Rete Gas seinen Strategieplan für 2022–2026 vor, der 10 Milliarden Euro für die Entwicklung der Transport-, Speicher- und LNG-Infrastruktur bereitstellt. Der Plan beinhaltete eine Zuweisung von 100 Millionen Euro für die Entwicklung der Wasserstoffübertragung im Rahmen des Nationalen Wiederherstellungs- und Resilienzplans des Landes. Snam prognostiziert, dass ein Wasserstoffübertragungssystem zur Dekarbonisierung schwer zu reduzierender Sektoren eingesetzt werden soll, gab jedoch an, dass dies nicht vor 2026 zu erwarten sei. Snam beabsichtigt, das italienische Wasserstoffnetz in den 2020er Jahren durch die Umnutzung bestehender Netze und Speicher auszubauen.

Am 23. Januar beantragten die Erdgasfernleitungsnetzbetreiber GASCADE und Fluxys bei der Europäischen Kommission den PCI-Status (Project of Common Interest) für das AquaDuctus-Projekt. Das Wasserstoffprojekt AquaDuctus ist eine über 400 km lange Pipeline, die in der Nordsee verlegt werden soll. Die Pipeline wird den an der deutschen Offshore-Küste produzierten Wasserstoff in das Wasserstoffnetz an Land einspeisen. Die Pipeline wird damit beginnen, Wasserstoff aus dem Windpark SEN-1 zu transportieren, der im Jahr 2030 in Betrieb gehen soll. Weitere Windparks sollen in den folgenden Jahren nach Deutschland angeschlossen werden. Das AquaDuctus-Projekt soll bis 2035 eine Kapazität von 1 Million Tonnen/Jahr haben.

Am 24. Januar wurde Deutschland im Rahmen der deutsch-französischen Erklärung zum 60. Jahrestag des Elysee-Vertrags Teil des Wasserstoffpipeline-Plans H2Med. Die H2Med-Pipeline, die voraussichtlich im Jahr 2030 in Betrieb gehen wird, wird erneuerbaren Wasserstoff zwischen Portugal, Spanien und Frankreich transportieren. Die Kapazität der 2,5 Milliarden Euro teuren Pipeline soll 2 Millionen Tonnen pro Jahr betragen.

Am 9. Februar beantragte der niederländische Erdgasfernleitungsnetzbetreiber Gasunie bei der Europäischen Kommission den PCI-Status für einen Abschnitt des Wasserstoffnetzes im deutschen Teil der Nordsee, der an das künftige niederländische Wasserstoffnetz angeschlossen werden soll. Gasunie sagte, dass der Antrag „Teil der internationalen Partnerschaft Clean Hydrogen for Europe ist, in der gemeinsam daran gearbeitet wird, die gesamte Wasserstoffkette für Produktion, Transport und Speicherung zu realisieren“.

Am 23. Februar stellten die Übertragungsnetzbetreiber Gasunie und Thyssengas Pläne für den Bau einer Wasserstoffpipeline zwischen Wilhelmshaven und Wesseling bei Köln vor. Die 400 km lange Pipeline wird durch die Umnutzung der bestehenden Infrastruktur sowie einiger neuer Kapazitäten gebaut. Bis 2028 soll die Strecke für den Wasserstofftransport bereit sein.

Im März gab der polnische Gasnetzbetreiber Gaz-System bekannt, dass er eine EU-Finanzierung für drei Wasserstoffprojekte zur Entwicklung des Wasserstoffmarktes in Mitteleuropa und den Ostseeregionen beantragt. Gaz-System hat im Rahmen des PCI-Programms der EU finanzielle Unterstützung für drei Projekte beantragt, darunter: Nordic-Baltic Hydrogen Corridor, der darauf abzielt, einen Korridor für den Transport von Wasserstoff von Finnland über die baltischen Staaten und Polen nach Deutschland einzurichten; Inländisches Wasserstoff-Backbone einschließlich Infrastruktur, die inländische Wasserstoffproduzenten, Importquellen und eine Wasserstoffspeicheranlage in Damaslawek mit Endverbrauchern und möglicherweise lokalen Vertriebsnetzen verbindet; das Lager Damaslawek.

Lagerung

Die Wasserstoffspeicherung wurde von den Teilnehmern als notwendige Voraussetzung für den Handel mit Wasserstoff-Spotmärkten angesehen. ICIS hat im ersten Quartal zwei wichtige Ankündigungen zur Wasserstoffspeicherung zur Kenntnis genommen.

Geomethan startete am 2. Februar einen Aufruf zur Interessenbekundung für den Bau einer unterirdischen Wasserstoffspeicheranlage in französischen Salzkavernen. Nach Angaben von Geomethan gibt es in Manosque, Frankreich, sieben aktive Salzhohlräume, die zur Gasspeicherung genutzt werden, während die restlichen zwei ungenutzt sind, aber in der Lage sind, etwa 6.000 Tonnen Wasserstoff zu speichern. Der Aufruf zur Interessenbekundung war unverbindlich und zielte darauf ab, die Bedürfnisse der Industrie und der Verbraucher in der Region zu ermitteln.

Am 21. Februar gab der deutsche Energieversorger RWE bekannt, dass er der Bezirksregierung Arnsberg die Baugenehmigung für eine Wasserstoffspeicheranlage in Epe, Gronau, Deutschland, vorgelegt hat. Die Fertigstellung der Anlage ist für 2026 geplant und wird aus zwei Salzkavernen bestehen, die in der Nähe von Wasserstoffpipelines zwischen Lingen und dem Ruhrgebiet liegen. Die erste Phase des Standorts wird eine Kapazität von rund 6 Millionen Kubikmetern (Mio. m³), ​​also etwa 17 GWh, haben, bevor sie auf 28 Mio. m³ erhöht wird.

AUSBLICK

Wasserstoff, insbesondere kohlenstoffarmer und erneuerbarer Wasserstoff, ist häufig mit einem Preisaufschlag gegenüber anderen Kraftstoffen mit höheren Emissionen verbunden. Marktteilnehmer sagen, dass staatliche Subventionen von entscheidender Bedeutung sind, um in den ersten Jahren des Marktes ein echtes nachfrageseitiges Wachstum zu fördern. Nachdem nun wichtige Unterstützungsmechanismen bekannt gegeben wurden, kann der Markt erwägen, Projekte an FID zu übergeben.

Allerdings wird es im zweiten Quartal 2023 möglicherweise keine nennenswerten FID-Aktivitäten geben, da Auktionsprogramme und gewährte Subventionen für einen späteren Zeitpunkt im Jahr vorgesehen sind.

Im zweiten Quartal wird es voraussichtlich zu einer genauen Prognose der Wasserstoffproduktionskosten auf Projektbasis kommen, nachdem in den Sommermonaten der endgültige delegierte Rechtsakt zu RFNBO verabschiedet wurde.

Der Nutzen fortschrittlicher Förderprogramme zeigt sich bereits im Vereinigten Königreich, wo das Vertex-Wasserstoffprojekt, ein Teil der HyNet-Wasserstoffproduktionseinheit und des HyNet-Clusters im Nordwesten Englands, Vereinbarungen über die Abnahmebedingungen unterzeichnet hat.

Vertex Hydrogen und Pilkington UK haben am 4. Januar eine Heads-of-Terms-Vereinbarung für die kohlenstoffarme Wasserstoffversorgung innerhalb des HyNet North West-Clusters unterzeichnet. Der Deal sieht vor, dass Vertex Pilkington UK, einen Glashersteller mit Sitz in St. Helens, mit kohlenstoffarmem Wasserstoff beliefert. Pilkington sagte, es habe die ersten beiden weltweiten Versuche mit der Verbrennung von Wasserstoff in einem Glasofen abgeschlossen.

Darüber hinaus unterzeichnete Tata Chemicals Europe am 26. Januar eigene Vertragsbedingungen mit Vertex für die Abnahme von über 200 MW kohlenstoffarmem Wasserstoff.

Die Form dieser Vereinbarungen würde, wenn sie für die Unterstützung der britischen Regierung akzeptiert werden, wahrscheinlich einen langfristigen Vertrag mit einer Laufzeit von bis zu 15 Jahren gemäß den Unterstützungsbedingungen des britischen Wasserstoff-Geschäftsmodells widerspiegeln.

Aufbauend auf der Entwicklung von MoUs und Vertragsbedingungen wird der Wasserstoffmarkt im zweiten Quartal voraussichtlich weitere Klarheit auf der Nachfrageseite erfahren. Wasserstoff kann in einer Vielzahl von Bereichen eingesetzt werden, es gibt jedoch einige vorherrschende Sektoren, die in den letzten Monaten ein Wachstum verzeichneten.

Am 25. Januar unterzeichneten der Energiekonzern Mabanaft und die Reederei Hapag-Lloyd ein Memorandum of Understanding (MoU), um Optionen für die Lieferung von Ammoniak als Bunkertreibstoff im Hamburger Hafen in Deutschland und auch im Hafen von Houston im US-Bundesstaat zu prüfen Texas. Mabanaft sagte, das Unternehmen sei dabei, in Hamburg eine Infrastruktur für den Import und die Lieferung von sauberem Ammoniak für einen Hauptkunden zu entwickeln, zusammen mit einem größeren Infrastrukturinvestitionsprogramm, um eine Plattform für kohlenstoffarme Kraftstoffalternativen zu schaffen.

Alternativen zu fossilen Brennstoffen für den Transportsektor scheinen auf dem Vormarsch zu sein, insbesondere im Schwerlastverkehr. Obwohl Ammoniak wahrscheinlich als potenzieller Bunkerbrennstoff verwendet wird, zeichnet sich auch ein Wachstum im Schwerlasttransport auf der Straße ab. Am 2. Februar gab das französische Industriegaseunternehmen Air Liquide bekannt, dass es die Gründung eines Joint Ventures mit dem Energie- und Petrochemiekonzern TotalEnergies plant, um ein Netzwerk von mehr als 100 Wasserstofftankstellen für schwere Nutzfahrzeuge in Europa aufzubauen. Die Stationen werden in den kommenden Jahren an Hauptstraßen in Frankreich, Deutschland, Belgien, den Niederlanden und Luxemburg errichtet.

Schließlich schreiten die Entwicklungen in der Luftfahrt weiter voran. BP hat dies mit der Entwicklung seines 28 Clusters zur Produktion von erneuerbarem Wasserstoff in der Region Valencia, HyVal, in seiner Raffinerie in Castellon unter Beweis gestellt. BP will in Castellon eine Elektrolysekapazität von 2 GW entwickeln, die voraussichtlich bis 2030 fertiggestellt sein wird. In der ersten Phase werden bis 2027 mindestens 200 MW Elektrolyseanlage in Castellon installiert, die voraussichtlich bis zu 31.200 Tonnen erneuerbaren Wasserstoff pro Jahr produzieren wird . Der erzeugte erneuerbare Wasserstoff würde als Rohstoff im Biokraftstoffproduktionsprozess, insbesondere für die Produktion von nachhaltigem Flugtreibstoff (SAF), verwendet werden und darüber hinaus in der Nähe des Standorts von der Keramikindustrie und der chemischen Industrie genutzt werden.

Aus politischer Sicht werden einige der wichtigsten potenziellen Änderungen die Überarbeitung nationaler Wasserstoffstrategien sein. Die französische Regierung gab 2022 bekannt, dass sie ihren nationalen Plan bis zum Ende des ersten Halbjahres 2023 überarbeitet haben werde. Darüber hinaus wird voraussichtlich auch Deutschland, das größte Wasserstoffnachfragezentrum in Europa, seine Wasserstoffstrategie aktualisieren.

Einige Hinweise deuten auf eine stärkere Verbreitung von kohlenstoffarmem Wasserstoff hin, entweder aus Erdgas oder aus kohlenstoffarmen Stromnetzen. Im Falle Nordwesteuropas, wo der aus erdgasbasiertem Wasserstoff gewonnene Kohlenstoff in der Nordsee gespeichert werden könnte, ist dies ein wachsendes Potenzial. Bisher waren Großbritannien und die Niederlande führend bei kohlenstoffarmen Wasserstofftechnologien, aber auch Belgien weist Raum für Entwicklung auf. Tatsächlich gab der norwegische Hersteller Equinor im Februar bekannt, dass er sein 1-GW-H2BE-Projekt gemeinsam mit dem französischen Energieversorger Engie vorantreiben werde.

Mit dem Hinweis, dass die Produktionskosten für kohlenstoffarmen Wasserstoff in Europa mit unvermindertem SRM konkurrieren können, werden die wirtschaftlichen Argumente für den Neubau kohlenstoffarmer Anlagen gestärkt.

Das Tempo der politischen Entwicklungen in Europa wird wahrscheinlich ähnliche Anstrengungen erfordern wie im ersten Quartal 2023. Es droht die immer größere Gefahr, dass Industrieteilnehmer ihre Geschäftstätigkeit in die USA verlagern. Die Ankündigung des Inflation Reduction Act (IRA) durch die Biden-Harris-Regierung im Jahr 2022 stellt immer noch einen starken Anreiz für die Verlagerung der Wasserstoffmarktentwicklung nach Amerika dar.

Da sich die Rohstoffmärkte nach der Unterbrechung der Lieferkette nach der russischen Invasion in der Ukraine weiterhin neu ausbalancieren, werden auch die Kosten der Wasserstoffproduktion eine Schlüsselrolle bei der Entscheidungsfindung für Projektstandorte spielen. Viel wird nun von der Fähigkeit Europas abhängen, die Gasvorräte wieder aufzufüllen und zu prüfen, ob die im Jahr 2022 ergriffenen Maßnahmen zur unmittelbaren Versorgungssicherheit bis zum nächsten Winter Bestand haben können.

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