mit NEL Asa. was wird billiger ?
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ITMPower
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1 zu 1?
ITM MK = 690 Millionen, Nel = MW 1,77 Milliarden
Alles im grünen Bereich!:look:
19.09.2022
31.98% % of Shares Held by All Insider
25.10% % of Shares Held by Institutions
36.91% % of Float Held by Institutions
158 Number of Institutions Holding Shares
23.09.22
32.20% % of Shares Held by All Insider
25.14%§% of Shares Held by Institutions
37.08%§% of Float Held by Institutions
158 Number of Institutions Holding Shares
finance.yahoo.com/quote/ITM.L/holders?p=ITM.L
Auch Cooley hat dazu gekauft.
ITM MK = 690 Millionen, Nel = MW 1,77 Milliarden
Alles im grünen Bereich!:look:
19.09.2022
31.98% % of Shares Held by All Insider
25.10% % of Shares Held by Institutions
36.91% % of Float Held by Institutions
158 Number of Institutions Holding Shares
23.09.22
32.20% % of Shares Held by All Insider
25.14%§% of Shares Held by Institutions
37.08%§% of Float Held by Institutions
158 Number of Institutions Holding Shares
finance.yahoo.com/quote/ITM.L/holders?p=ITM.L
Auch Cooley hat dazu gekauft.
Alles im grünen Bereich? Mal die Inflationsdaten in UK angeschaut, einige erwarten 20 Prozent Inflation in Q2 2023. Dies ist ein riesiger Wettbewerbsnachteil gegenüber Mitbewerbern und schau mal hier,
www.finanzen.net/devisen/britische_pfund-us_dollar-kurs
Das Pfund schmiert auch ab.
Hier zu behaupten, alles im grünen Bereich ist schon sehr mutig.
Habe mal auf die ITM Seite geschaut und ich finde momentan nur einen "Contract" in 2022,
itm-power.com/investors/news
Die MK nähert sich langsam dem Cash und Inventarbestand an.
www.finanzen.net/devisen/britische_pfund-us_dollar-kurs
Das Pfund schmiert auch ab.
Hier zu behaupten, alles im grünen Bereich ist schon sehr mutig.
Habe mal auf die ITM Seite geschaut und ich finde momentan nur einen "Contract" in 2022,
itm-power.com/investors/news
Die MK nähert sich langsam dem Cash und Inventarbestand an.
Als ich geschrieben habe "Vorsicht" wurde ich hier quasi zerlegt. Meine Prognose mit unter einem Euro rückt Stück für Stück näher.
Wie geschrieben habe ich ITM auf meiner Watchlist, da ich von der Technik überzeugt bin. Aber da sind noch locker 20-30 % Luft nach unten. Ich wünsche es keinem von euch, ich bin jedoch fest davon überzeugt das es so kommt. Wir stehen meiner Ansicht nach leider erst noch am Anfang der fallenden Börsenkurse. Insbesondere wird die Energiekrise in Europa ein wirtschaftliches Massaker anrichten.
Wie geschrieben habe ich ITM auf meiner Watchlist, da ich von der Technik überzeugt bin. Aber da sind noch locker 20-30 % Luft nach unten. Ich wünsche es keinem von euch, ich bin jedoch fest davon überzeugt das es so kommt. Wir stehen meiner Ansicht nach leider erst noch am Anfang der fallenden Börsenkurse. Insbesondere wird die Energiekrise in Europa ein wirtschaftliches Massaker anrichten.
vergiss nicht einzusteigen
Grüner Bereich gilt für meine Wenigkeit. Mein Anlagehorizon war bis Ende 2025 angelegt. Hätte, hätte Fahrradkette. Ich hätte verkaufen sollen, als der Kurs wesentlich höher stand. Aber so ist das an der Börse, mal verkauft man zu früh und ärgert sich, mal zu spät, und dann ärgert man sich noch mehr. Ich bleibe investiert.
Mit dem grünen Bereich meinte ich, dass ITM mit den ganz "Großen" global gesehen zusammen arbeitet. Linde wird wissen, welche Qualitäten ITM hat. Ansonsten sind da Shell, Snam, Iberdrola (SkotishPower), Orsted, Phillips66, und Sumitomo.
Global gesehen stehen Vorhaben in vielen Gigawattbereich an, zum großen Teil in Länder, die mit Öl und Gas nicht so gesegnet waren/sind und zukünftig mit Wasserstoff ihr Ding machen wollen. Das gibt Devisen fürs Land und Arbeitsplätze. Riesige unbewohnte Flächen mit viel Sonne und Wind stehen zur Verfügung. Solche großen Vorhaben können nur von den größten Firmen durchgeführt werden und die positionieren sich. Der größte Gasehersteller der Welt Linde mit ITM (PEM), der zweitgrößte Air Liquide mit Siemens (PEM) und der drittgrößte Air Products aus den USA mit ThyssenKrupp Ude (de Nora), Cummins nicht zu vergessen (Spanien Iberdrola).
Noch vor wenigen Jahren wurden Elektrolyseure im Kw-Bereich gefertigt. Heute im zweistelligen MW-Bereich und demnächst durch den Modulbau auch hin zum Gigawattbereich. Da muss viel getestet werden, die Anlagen laufend verbessert werden, auch um den Preis zu senken.
ITM hat über 2 Jahre an dem Shell-Elektrolyseur gebaut, Linde fast genau so lang an den 24er in Leuna. Offensichtlich wird der 24er für Yara schon schneller die Produktion aufnehmen, da ITM schon sicher ist, den Umsatz in diesem Geschäftsjahr anrechnen zu können. Der 35er MW-Elektroyseur bei den Niagarafällen wurde schon bekannt gegeben.
Ich kann mir nicht vorstellen, dass andere Firmen da weiter sind. Man liest zwar viel über Plug Power und Nel, es wird viel angekündigt, aber fertige Großanlagen sind mir wenige bekannt, wie z. B. Air Liquide/ Hydrogenic in Kanada (20 MW-PEM), bzw. Nel (die US-Tochter) mit der 20 MW-PEM-Anlage in Spanien (Iberdrola). Siemens hat schon mal vor 3,4 Jahren eine 6 MW-PEM-Anlage in Österreich gebaut, Bauzeit auch über 2 Jahre. (Man möge mich berichtigen).
Viele der Vorhaben in Südafrika, Namibia, Mauretanien, mehrere Länder in Nordafrika, Südafrika (Chile!), Kanada, Australien, mit großen Flächen für Wind und Sonne stehen in den Startlöchern, um Wasserstoffanlagen ab 2025 zu bauen bzw. ab dem Zeitpunkt zu produzieren, so wie ich gelesen habe.
Gut finde ich, dass ITM auf die 2. Fabrik in GB verzichtet. Ich habe das auch nicht verstanden bei der Auftragslage. Wichtiger sind heutzutage Fabriken in den oben genannten Ländern. Die wollen groß bauen, wollen Arbeitsplätze schaffen und sind vielleicht auch bereit, Zuschüsse zum Bau der Fabriken zu vergeben. Und billiger ist die Produktion in solchen Ländern mit Sicherheit, billiger als in Europa.
Wie gesagt nur meine bescheidene Meinung und deshalb auch mein Entschluss, das aus zu sitzen und auf die nächsten Monate, 2, 3 Jahre zu warten. Ein Großauftrag zur richtigen Zeit bei positivem politischen Umfeld, vielleicht auch eine Fabrik wie oben beschrieben, und die Fantasie ist wieder da.
Mit dem grünen Bereich meinte ich, dass ITM mit den ganz "Großen" global gesehen zusammen arbeitet. Linde wird wissen, welche Qualitäten ITM hat. Ansonsten sind da Shell, Snam, Iberdrola (SkotishPower), Orsted, Phillips66, und Sumitomo.
Global gesehen stehen Vorhaben in vielen Gigawattbereich an, zum großen Teil in Länder, die mit Öl und Gas nicht so gesegnet waren/sind und zukünftig mit Wasserstoff ihr Ding machen wollen. Das gibt Devisen fürs Land und Arbeitsplätze. Riesige unbewohnte Flächen mit viel Sonne und Wind stehen zur Verfügung. Solche großen Vorhaben können nur von den größten Firmen durchgeführt werden und die positionieren sich. Der größte Gasehersteller der Welt Linde mit ITM (PEM), der zweitgrößte Air Liquide mit Siemens (PEM) und der drittgrößte Air Products aus den USA mit ThyssenKrupp Ude (de Nora), Cummins nicht zu vergessen (Spanien Iberdrola).
Noch vor wenigen Jahren wurden Elektrolyseure im Kw-Bereich gefertigt. Heute im zweistelligen MW-Bereich und demnächst durch den Modulbau auch hin zum Gigawattbereich. Da muss viel getestet werden, die Anlagen laufend verbessert werden, auch um den Preis zu senken.
ITM hat über 2 Jahre an dem Shell-Elektrolyseur gebaut, Linde fast genau so lang an den 24er in Leuna. Offensichtlich wird der 24er für Yara schon schneller die Produktion aufnehmen, da ITM schon sicher ist, den Umsatz in diesem Geschäftsjahr anrechnen zu können. Der 35er MW-Elektroyseur bei den Niagarafällen wurde schon bekannt gegeben.
Ich kann mir nicht vorstellen, dass andere Firmen da weiter sind. Man liest zwar viel über Plug Power und Nel, es wird viel angekündigt, aber fertige Großanlagen sind mir wenige bekannt, wie z. B. Air Liquide/ Hydrogenic in Kanada (20 MW-PEM), bzw. Nel (die US-Tochter) mit der 20 MW-PEM-Anlage in Spanien (Iberdrola). Siemens hat schon mal vor 3,4 Jahren eine 6 MW-PEM-Anlage in Österreich gebaut, Bauzeit auch über 2 Jahre. (Man möge mich berichtigen).
Viele der Vorhaben in Südafrika, Namibia, Mauretanien, mehrere Länder in Nordafrika, Südafrika (Chile!), Kanada, Australien, mit großen Flächen für Wind und Sonne stehen in den Startlöchern, um Wasserstoffanlagen ab 2025 zu bauen bzw. ab dem Zeitpunkt zu produzieren, so wie ich gelesen habe.
Gut finde ich, dass ITM auf die 2. Fabrik in GB verzichtet. Ich habe das auch nicht verstanden bei der Auftragslage. Wichtiger sind heutzutage Fabriken in den oben genannten Ländern. Die wollen groß bauen, wollen Arbeitsplätze schaffen und sind vielleicht auch bereit, Zuschüsse zum Bau der Fabriken zu vergeben. Und billiger ist die Produktion in solchen Ländern mit Sicherheit, billiger als in Europa.
Wie gesagt nur meine bescheidene Meinung und deshalb auch mein Entschluss, das aus zu sitzen und auf die nächsten Monate, 2, 3 Jahre zu warten. Ein Großauftrag zur richtigen Zeit bei positivem politischen Umfeld, vielleicht auch eine Fabrik wie oben beschrieben, und die Fantasie ist wieder da.
Vielen Dank, für den Link.
In Kürze: Okay, eine klare Aussage hinsichtlich schwarzer Zahlen
zu treffen, wäre in der momentanen Zinssituation- und den
weltweiten Verwerfungen sicherlich nicht ehrlich und spekulativ,
was den seriösen Aspekt von Cooley und Graham unterstreicht.
Ich denke, wenn die Automatisierung weiter voran getrieben bzw.
abgeschlossen ist, lassen sich validere Aussagen treffen und den
Aaanalysten, eine konstruktivere Betrachtungsweise dienlich werden.
In Kürze: Okay, eine klare Aussage hinsichtlich schwarzer Zahlen
zu treffen, wäre in der momentanen Zinssituation- und den
weltweiten Verwerfungen sicherlich nicht ehrlich und spekulativ,
was den seriösen Aspekt von Cooley und Graham unterstreicht.
Ich denke, wenn die Automatisierung weiter voran getrieben bzw.
abgeschlossen ist, lassen sich validere Aussagen treffen und den
Aaanalysten, eine konstruktivere Betrachtungsweise dienlich werden.
Die prügeln den Kurs runter
22 Sep 2022 Qube Research & Technologies Limited 0,54%
16 Sep 2022 GLG Partners 0,51%
14 Sep 2022 BennBridge 0,53%
25 Jun 2022 BlackRock Investment Management 1,32%
shortsell.nl/short/ITMPOWER
22 Sep 2022 Qube Research & Technologies Limited 0,54%
16 Sep 2022 GLG Partners 0,51%
14 Sep 2022 BennBridge 0,53%
25 Jun 2022 BlackRock Investment Management 1,32%
shortsell.nl/short/ITMPOWER
Ist ein excellenter globaler grund fuer das runterpeitschen via shorties. Nebenbei wird die politik immer hilfloser ... werden jetzt nach mio ukrainer mio russ saboteure mit ihren familien aufgenommen ? Laeuft die loesung darauf hinaus hinaus dass nur mehr putin und selensky in ihren laendern verwahren ? Die politik scheint ueberall hilflos zu sein - wenn diese hilflosigkeit nicht bald endet wird die nachfrage nach gold explodieren
Bin gespannt. Wie die Börsen das aufnehmen werden.
www.breakingthenews.net/news/details/58654553
Viel Erfolg Allen hier.
www.breakingthenews.net/news/details/58654553
Viel Erfolg Allen hier.
Ein sehr langer Artikel, aber sehr interessant. Ich stelle hier nur einige wenige Abschnitte rein. Den Artikel sollte aber jeder mal lesen, um die Zusammenhänge zu begreifen, um welche Studien es zur Zeit geht, wie z. B. auch im Zusammenhang mit ITM-Orsted bezüglich Offshore in der Gigastackstudie. Das auch mal im Zusammenhang mit der Pressekonferenz von ITM, die Hinweise von Cooley bezüglich Effizienz der Stacks.
"""""""""""Zusammenfassend lässt sich sagen, dass eine Windkraftanlage aus wirtschaftlichen Gründen nur einen begrenzten Teil der verfügbaren Windenergie in Strom umwandelt. Oder anders gesagt, die Effizienz von Wind zu Strom ist viel geringer als technisch möglich.
Betrachten wir als Beispiel die Stromspeicherung zu Spitzenzeiten. Elektrische Verluste (Wärme) in Kabeln steigen quadratisch mit der Strommenge, die durch das Kabel fließt. Die Wärmeverluste in einem Offshore-Windkabel können in der Spitze bis zu 10 % der Gesamtleistung des Windparks betragen. Wenn Sie den Spitzenstrom effizient speichern möchten, speichern Sie ihn direkt an der Turbine, nicht am anderen Ende des Kabels, während Sie 10 % Ihrer Leistung verlieren.
Für große Windparks wie Offshore-Windparks kann gezeigt werden, dass pro verfügbarer Fläche (km2) die doppelte (!) Energiemenge im Vergleich zum aktuellen wirtschaftlichen Optimum für Strom gewonnen werden kann. Die sogenannten Stromgestehungskosten pro MWh sind niedriger als bei Strom. Die Problematik der Wertminderung an windigen Tagen durch Profileffekte und Ungleichgewicht hat nicht die gleichen Auswirkungen wie beim Strom. Die Pipeline-Infrastruktur bietet Pufferkapazitäten und Wasserstoff kann relativ einfach zu erschwinglichen Kosten in z. Salzkavernen.
Abbildung 6: Bericht des ISPT-Hydrohub-Innovationsprogramms, Raumplanung einer Elektrolyseanlage im GW-Maßstab. Quelle: ISPT.
Interessanterweise ergibt sich die tatsächliche Kostenreduzierung nicht aus der Größe der Anlage. Die Kostensenkung wird in erster Linie durch automatisierte Produktionslinien zur Herstellung von Stacks vorangetrieben. Es ist ähnlich wie bei Solar, die Kosten für Solar sanken nicht durch die Vergrößerung der Panels, sondern durch die Massenproduktion. Unternehmen wie ITM und PlugPower (Abbildung 7) und andere (Abbildung 8) errichten Produktionsanlagen und senken so die Stack-Kosten in den kommenden Jahren erheblich.
Ein Elektrolyseur-Stack ist noch nicht das Gesamtsystem. Um Wasserstoff produzieren zu können, werden zusätzliche Komponenten benötigt. Zusammen werden diese als Balance of Plant (BoP) bezeichnet. Das beinhaltet:
Leistungselektronik
Wasserversorgung
Gasbehandlung
Thermisches Management
Im Allgemeinen machen Wasseraufbereitung, Gasaufbereitung und Wärmemanagement nur einen geringen Teil der Gesamtinvestitionskosten aus und es wird nicht erwartet, dass sie in naher Zukunft sinken werden. Bei der Leistungselektronik, die zur Leistungswandlung benötigt wird, ist dies jedoch nicht der Fall.
Leistungselektronik
Der Stack muss mit Gleichstrom-Strom gespeist werden. Um Gleichstrom für ein netzgekoppeltes Elektrolyseursystem zu erhalten, benötigen Sie einen Netzanschluss, einen Transformator und einen Umrichter. Diese Komponenten bilden zusammen die Stromversorgung des Systems.
Wie Abbildung 9 einer Elektrolyseanlage im GW-Maßstab im obigen Diagramm hier zeigt, ist der Stack (das Herz des Systems) nur ein kleiner Teil des Gesamtsystems. Das Gesamtsystem wird von den benötigten elektrischen Komponenten dominiert.
************Den Stack baut ITM und für das andere benötigt man bei Großanlagen Firmen wie Linde, Air Liquide, Air Products, Siemens usw! / winhel ************
Es wird nicht erwartet, dass die Kosten der elektrischen Komponenten in der Zukunft signifikant sinken werden. Dies liegt daran, dass es sich um eine Technologie handelt, die bereits seit einiger Zeit existiert und in Massenproduktion hergestellt wird. Die Kosten für Elektrolyseur-Stacks werden jedoch aufgrund des Beginns der Massenproduktion und weiterer Innovationen erheblich sinken. Mit sinkenden Kosten für Stacks werden die elektrischen Komponenten und -infrastrukturen noch dominanter.
Ein Elektrolyseur hat nicht einen einzelnen Wirkungsgrad, sondern eine Wirkungsgradkurve, die von der Strommenge abhängt, die durch den Stapel geleitet wird. Je weniger Leistung auf den Stack gelegt wird, desto effizienter ist die Produktion von Wasserstoff. Dies führt zu einer positiven Korrelation zwischen der Leistungskurve (der Leistungsabgabe bezogen auf den Wind) einer Turbine und dem Elektrolyseurstapel. Bei niedrigen Windgeschwindigkeiten ist der Wirkungsgrad des Elektrolyseurs höher als bei hohen Windgeschwindigkeiten. Der Langzeiteffekt ist, dass der durchschnittliche Wirkungsgrad der an eine Windkraftanlage gekoppelten Elektrolyse deutlich höher ist als der Wirkungsgrad bei Nennleistung der Elektrolyseure.
hy-gro.net/newsitem/...as-primary-energy-carrier"""""""""""""
Rest folgt
"""""""""""Zusammenfassend lässt sich sagen, dass eine Windkraftanlage aus wirtschaftlichen Gründen nur einen begrenzten Teil der verfügbaren Windenergie in Strom umwandelt. Oder anders gesagt, die Effizienz von Wind zu Strom ist viel geringer als technisch möglich.
Betrachten wir als Beispiel die Stromspeicherung zu Spitzenzeiten. Elektrische Verluste (Wärme) in Kabeln steigen quadratisch mit der Strommenge, die durch das Kabel fließt. Die Wärmeverluste in einem Offshore-Windkabel können in der Spitze bis zu 10 % der Gesamtleistung des Windparks betragen. Wenn Sie den Spitzenstrom effizient speichern möchten, speichern Sie ihn direkt an der Turbine, nicht am anderen Ende des Kabels, während Sie 10 % Ihrer Leistung verlieren.
Für große Windparks wie Offshore-Windparks kann gezeigt werden, dass pro verfügbarer Fläche (km2) die doppelte (!) Energiemenge im Vergleich zum aktuellen wirtschaftlichen Optimum für Strom gewonnen werden kann. Die sogenannten Stromgestehungskosten pro MWh sind niedriger als bei Strom. Die Problematik der Wertminderung an windigen Tagen durch Profileffekte und Ungleichgewicht hat nicht die gleichen Auswirkungen wie beim Strom. Die Pipeline-Infrastruktur bietet Pufferkapazitäten und Wasserstoff kann relativ einfach zu erschwinglichen Kosten in z. Salzkavernen.
Abbildung 6: Bericht des ISPT-Hydrohub-Innovationsprogramms, Raumplanung einer Elektrolyseanlage im GW-Maßstab. Quelle: ISPT.
Interessanterweise ergibt sich die tatsächliche Kostenreduzierung nicht aus der Größe der Anlage. Die Kostensenkung wird in erster Linie durch automatisierte Produktionslinien zur Herstellung von Stacks vorangetrieben. Es ist ähnlich wie bei Solar, die Kosten für Solar sanken nicht durch die Vergrößerung der Panels, sondern durch die Massenproduktion. Unternehmen wie ITM und PlugPower (Abbildung 7) und andere (Abbildung 8) errichten Produktionsanlagen und senken so die Stack-Kosten in den kommenden Jahren erheblich.
Ein Elektrolyseur-Stack ist noch nicht das Gesamtsystem. Um Wasserstoff produzieren zu können, werden zusätzliche Komponenten benötigt. Zusammen werden diese als Balance of Plant (BoP) bezeichnet. Das beinhaltet:
Leistungselektronik
Wasserversorgung
Gasbehandlung
Thermisches Management
Im Allgemeinen machen Wasseraufbereitung, Gasaufbereitung und Wärmemanagement nur einen geringen Teil der Gesamtinvestitionskosten aus und es wird nicht erwartet, dass sie in naher Zukunft sinken werden. Bei der Leistungselektronik, die zur Leistungswandlung benötigt wird, ist dies jedoch nicht der Fall.
Leistungselektronik
Der Stack muss mit Gleichstrom-Strom gespeist werden. Um Gleichstrom für ein netzgekoppeltes Elektrolyseursystem zu erhalten, benötigen Sie einen Netzanschluss, einen Transformator und einen Umrichter. Diese Komponenten bilden zusammen die Stromversorgung des Systems.
Wie Abbildung 9 einer Elektrolyseanlage im GW-Maßstab im obigen Diagramm hier zeigt, ist der Stack (das Herz des Systems) nur ein kleiner Teil des Gesamtsystems. Das Gesamtsystem wird von den benötigten elektrischen Komponenten dominiert.
************Den Stack baut ITM und für das andere benötigt man bei Großanlagen Firmen wie Linde, Air Liquide, Air Products, Siemens usw! / winhel ************
Es wird nicht erwartet, dass die Kosten der elektrischen Komponenten in der Zukunft signifikant sinken werden. Dies liegt daran, dass es sich um eine Technologie handelt, die bereits seit einiger Zeit existiert und in Massenproduktion hergestellt wird. Die Kosten für Elektrolyseur-Stacks werden jedoch aufgrund des Beginns der Massenproduktion und weiterer Innovationen erheblich sinken. Mit sinkenden Kosten für Stacks werden die elektrischen Komponenten und -infrastrukturen noch dominanter.
Ein Elektrolyseur hat nicht einen einzelnen Wirkungsgrad, sondern eine Wirkungsgradkurve, die von der Strommenge abhängt, die durch den Stapel geleitet wird. Je weniger Leistung auf den Stack gelegt wird, desto effizienter ist die Produktion von Wasserstoff. Dies führt zu einer positiven Korrelation zwischen der Leistungskurve (der Leistungsabgabe bezogen auf den Wind) einer Turbine und dem Elektrolyseurstapel. Bei niedrigen Windgeschwindigkeiten ist der Wirkungsgrad des Elektrolyseurs höher als bei hohen Windgeschwindigkeiten. Der Langzeiteffekt ist, dass der durchschnittliche Wirkungsgrad der an eine Windkraftanlage gekoppelten Elektrolyse deutlich höher ist als der Wirkungsgrad bei Nennleistung der Elektrolyseure.
hy-gro.net/newsitem/...as-primary-energy-carrier"""""""""""""
Rest folgt
""""""""""""""Wenn wir Wasserstoff in einer Turbine erzeugen, brauchen wir für den Transport der Energie Pipelines statt Kabel. Interessanterweise sind Pipelines 20-mal billiger als Kabel, ausgedrückt als Kosten der angeschlossenen Turbinenleistung (/MW). Darüber hinaus bieten Pipelines eine inhärente Speicherkapazität, da ihr Innenvolumen als Massepuffer fungiert. Diese Speicherkapazität kann durch Variation des Drucks, sogenanntes line packaging, genutzt werden. Für einen Offshore-Windpark hat die inhärente Energiespeicherkapazität der Pipelineinfrastruktur das Energiespeicheräquivalent von 250.000 Tesla.
Die Offshore-Strominfrastruktur hat relativ hohe Wartungskosten und ist anfällig für Ausfälle. Dies ist relevant für die Versorgungssicherheit. Darüber hinaus spielt die zu erwartende Ausfallzeit eine Rolle für den Ertrag und die Wirtschaftlichkeit von Offshore-Windparks. Pipelines sind robuster als Kabel, da Ausfallzeiten im Wesentlichen null sind.
Ein neues wirtschaftliches Optimum mit Wasserstoff
Um diese 30 % Mehrertrag zu erzielen, müssen die Hersteller von Windkraftanlagen ihre Turbinen neu konstruieren. Ein einfacherer Zwischenschritt ist die Verwendung aktueller Windturbinentechnologie und die Integration des Stacks. Dies ist eine relativ einfache Einstellung, wodurch viele Kosten und Leistungsverluste vermieden werden.
Auf Basis dieser ersten Versionen von Wasserstoffturbinen kann die Neukonzeption ganzer Windparks beginnen. Aufgrund der viel niedrigeren Kosten der Pipeline-Infrastruktur wird ein neues techno-ökonomisches Optimum (niedrigste Stromgestehungskosten pro MWh) bei der doppelten Anzahl von Turbinen pro km2 Meer im Vergleich zu herkömmlichen Turbinen erreicht, wodurch der jährliche Energieertrag um etwa 60 % gesteigert wird. Außerdem sind die Kosten pro MWh an Land gebrachter Energie für Wasserstoff niedriger als für Strom.
Kombiniert man zukünftig die Ertragssteigerung durch Anlagenoptimierung (30%) und Windparkoptimierung (60%) ergibt sich eine Gesamtsteigerung von 200%.
Das Ergebnis der Berechnungen ist beeindruckend. Die Energieausbeute kann um 60 % höher sein, während die Stromgestehungskosten der an Land transportierten Energie um 5 % niedriger sind. Im Vergleich zum Szenario regulärer Wind plus netzgekoppelte zentrale Elektrolyse ist das Ergebnis sogar noch bemerkenswerter: 40 % niedrigere Stromgestehungskosten für Wasserstoff und 2,2-mal so viel Wasserstoffproduktion bei geringerer optischer und räumlicher Wirkung!
as Ergebnis der Modellierung ist nicht nur durch seine Ergebnisse beeindruckend. Gespräche mit Ingenieurbüros darüber, wie dies bewerkstelligt werden kann, zeigen, dass mit ausreichenden Anstrengungen bis 2025 die Offshore-Wasserstoffturbinen der ersten Generation zertifiziert und einsatzbereit sein könnten.
Bereits die Anlandung von Offshore-Stromkabeln der aktuell geplanten Offshore-Windparks stellt eine enorme raumplanerische Herausforderung dar. Dies liegt an der Menge an freiem Platz, den die Kabel neu beanspruchen, Platz, der für andere Funktionen wie Sandabsaugung und Schifffahrtswege benötigt wird. Man kann sich vorstellen, dass dieses Problem nur weiter zunehmen wird, wenn die installierte Kapazität von Offshore-Parks in den niederländischen politischen Plänen siebenmal höher ist als die derzeit geplante.
Um den Strom weiter ins Landesinnere zu transportieren, werden neue Hochspannungsleitungen an Land benötigt. Zusammen mit platzintensiven Umspannwerken. Die räumliche und visuelle Wirkung von Pipelines ist viel geringer als bei Strom. Nicht zuletzt bedeutet die Verdopplung des Ertrags pro km2 auch, dass für den gleichen Energiebedarf weniger Fläche in der Nordsee benötigt wird.
Fazit: Wasserstoff ist der sinnvollste Primärenergieträger, um kostengünstig und platzsparend Windenergie zu produzieren und zu transportieren, Strom nicht.
Abbildung 15: Vergleich zweier Wind-to-Energy for Mobility-Topologien mit gleichem Gesamtenergiebedarf. (Links: Wind-zu-Strom-Infrastruktur, großer Flächenanspruch offshore und an Land, rechts: Wind-zu-Wasserstoff-Infrastruktur, kleinerer Flächenanspruch offshore und an Land)"""""""""""""""""
Die Offshore-Strominfrastruktur hat relativ hohe Wartungskosten und ist anfällig für Ausfälle. Dies ist relevant für die Versorgungssicherheit. Darüber hinaus spielt die zu erwartende Ausfallzeit eine Rolle für den Ertrag und die Wirtschaftlichkeit von Offshore-Windparks. Pipelines sind robuster als Kabel, da Ausfallzeiten im Wesentlichen null sind.
Ein neues wirtschaftliches Optimum mit Wasserstoff
Um diese 30 % Mehrertrag zu erzielen, müssen die Hersteller von Windkraftanlagen ihre Turbinen neu konstruieren. Ein einfacherer Zwischenschritt ist die Verwendung aktueller Windturbinentechnologie und die Integration des Stacks. Dies ist eine relativ einfache Einstellung, wodurch viele Kosten und Leistungsverluste vermieden werden.
Auf Basis dieser ersten Versionen von Wasserstoffturbinen kann die Neukonzeption ganzer Windparks beginnen. Aufgrund der viel niedrigeren Kosten der Pipeline-Infrastruktur wird ein neues techno-ökonomisches Optimum (niedrigste Stromgestehungskosten pro MWh) bei der doppelten Anzahl von Turbinen pro km2 Meer im Vergleich zu herkömmlichen Turbinen erreicht, wodurch der jährliche Energieertrag um etwa 60 % gesteigert wird. Außerdem sind die Kosten pro MWh an Land gebrachter Energie für Wasserstoff niedriger als für Strom.
Kombiniert man zukünftig die Ertragssteigerung durch Anlagenoptimierung (30%) und Windparkoptimierung (60%) ergibt sich eine Gesamtsteigerung von 200%.
Das Ergebnis der Berechnungen ist beeindruckend. Die Energieausbeute kann um 60 % höher sein, während die Stromgestehungskosten der an Land transportierten Energie um 5 % niedriger sind. Im Vergleich zum Szenario regulärer Wind plus netzgekoppelte zentrale Elektrolyse ist das Ergebnis sogar noch bemerkenswerter: 40 % niedrigere Stromgestehungskosten für Wasserstoff und 2,2-mal so viel Wasserstoffproduktion bei geringerer optischer und räumlicher Wirkung!
as Ergebnis der Modellierung ist nicht nur durch seine Ergebnisse beeindruckend. Gespräche mit Ingenieurbüros darüber, wie dies bewerkstelligt werden kann, zeigen, dass mit ausreichenden Anstrengungen bis 2025 die Offshore-Wasserstoffturbinen der ersten Generation zertifiziert und einsatzbereit sein könnten.
Bereits die Anlandung von Offshore-Stromkabeln der aktuell geplanten Offshore-Windparks stellt eine enorme raumplanerische Herausforderung dar. Dies liegt an der Menge an freiem Platz, den die Kabel neu beanspruchen, Platz, der für andere Funktionen wie Sandabsaugung und Schifffahrtswege benötigt wird. Man kann sich vorstellen, dass dieses Problem nur weiter zunehmen wird, wenn die installierte Kapazität von Offshore-Parks in den niederländischen politischen Plänen siebenmal höher ist als die derzeit geplante.
Um den Strom weiter ins Landesinnere zu transportieren, werden neue Hochspannungsleitungen an Land benötigt. Zusammen mit platzintensiven Umspannwerken. Die räumliche und visuelle Wirkung von Pipelines ist viel geringer als bei Strom. Nicht zuletzt bedeutet die Verdopplung des Ertrags pro km2 auch, dass für den gleichen Energiebedarf weniger Fläche in der Nordsee benötigt wird.
Fazit: Wasserstoff ist der sinnvollste Primärenergieträger, um kostengünstig und platzsparend Windenergie zu produzieren und zu transportieren, Strom nicht.
Abbildung 15: Vergleich zweier Wind-to-Energy for Mobility-Topologien mit gleichem Gesamtenergiebedarf. (Links: Wind-zu-Strom-Infrastruktur, großer Flächenanspruch offshore und an Land, rechts: Wind-zu-Wasserstoff-Infrastruktur, kleinerer Flächenanspruch offshore und an Land)"""""""""""""""""
>es krieselt in der Br. Regierung. Bin gespannt wie es weiter geht mit ITM.
ist mir als Ausrede für die Performance von ITM zu billig.
ITM muss, eigentlich wie alle im H2 Segment Aufträge en Masse generieren, damit es wieder aufwärts geht.
Und ich bin mir sicher, es wird schon was werden. Nicht 2022, aber ein bisschen später.
Gut Ding will Weile haben.
ITM muss, eigentlich wie alle im H2 Segment Aufträge en Masse generieren, damit es wieder aufwärts geht.
Und ich bin mir sicher, es wird schon was werden. Nicht 2022, aber ein bisschen später.
Gut Ding will Weile haben.
Genau so ist es, deshalb muss und wird sich H2, in den Köpfen
der Menschen etablieren und braucht seine Zeit.
Ich kann warten, weil es mit -und unsere Zukunft bedeutet.
der Menschen etablieren und braucht seine Zeit.
Ich kann warten, weil es mit -und unsere Zukunft bedeutet.
Ich glaube das wir noch unter die 1€ gehen. Sämtlicher Mut der Anleger ist verschwunden. Die Zahlen und das gesamte Marktumfeld waren einfach zu schlecht. Zudem sieht das charttechnisch nicht gut aus!
Wir erinnern uns, Sasol - Linde, vielleicht geht da was:
""""""""""DIV | Linde setzt auf H2-Fördertöpfe: Nach dem 100 Mio EUR Wacker-Projekt, jetzt Projekt mit Südafrikas Sasol Konzern
www.nebenwerte-magazin.com/...rikas-sasol-konzern/"""""""""""
Artikel von gestern:
"""""""""Sasol kündigt bald grüne Wasserstoffverträge mit lokalen Bergleuten an
Reuters | 28.09.2022 | 9:27 Uhr Energie Afrika
Quelle: Wikipedia
Der südafrikanische Petrochemiekonzern Sasol wird in den nächsten Wochen Partnerschaften mit lokalen Bergbauunternehmen ankündigen, um grünen Wasserstoff für ihre Bergbaubetriebe zu liefern, sagte ein leitender Angestellter des Unternehmens am Mittwoch.
Ein Großteil des Ziels der südafrikanischen Regierung, die Emissionen klimaerwärmender Gase zu reduzieren, hängt mit der Nutzung von grünem Wasserstoff durch den Privatsektor für Busse, Taxis und schwere Nutzfahrzeuge wie Lastkraftwagen und Gabelstapler in den Minen zusammen.
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Es gibt einige Bergbaupartner, mit denen wir sprechen und die wir in Kürze ankündigen werden, grünen Wasserstoff für Bergbaufahrzeuge zu liefern, sagte Sarushen Pillay, Vice President: Environment Sustainability bei Sasol, gegenüber Reuters.
Grüner Wasserstoff entsteht, wenn mit erneuerbarem Strom Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten wird. Aus Kohle oder Erdgas erzeugter Wasserstoff erzeugt das Treibhausgas Kohlendioxid.
Das Unternehmen erwartet, Absichtserklärungen zu unterzeichnen, um zunächst grünen Wasserstoff für Gabelstapler an den Standorten von Bergbauunternehmen zu liefern, sagte er, und das Gas könnte für die Umrüstung ihrer Arbeiterbusflotte und den Transport von Lastwagen für Mineralien verwendet werden.
Sasol wird in der zweiten Hälfte des Jahres 2023 mit der Produktion von 3,5 Tonnen grünen Wasserstoff pro Tag in seiner Anlage in Sasolburg in Südafrika beginnen und je nach Nachfrage auf sechs Tonnen pro Tag steigen. Alles davon wird vor Ort verbraucht, sagte Pillay.
Sasol plant, bis 2028-29 fast 400.000 Tonnen grünen Wasserstoff zu exportieren. Das Unternehmen ist dabei, Stromabnahmeverträge mit unabhängigen Erzeugern erneuerbarer Energie zu unterzeichnen, anstatt sich auf eine netzbasierte Versorgung mit erneuerbaren Energien zu verlassen, sagte Sasol in seinem im letzten Monat veröffentlichten Bericht zum Klimawandel.
(Von Promit Mukherjee; Redaktion von Jon Boyle)
www.mining.com/web/...deals-with-local-miners-soon/""""""""""
""""""""""DIV | Linde setzt auf H2-Fördertöpfe: Nach dem 100 Mio EUR Wacker-Projekt, jetzt Projekt mit Südafrikas Sasol Konzern
www.nebenwerte-magazin.com/...rikas-sasol-konzern/"""""""""""
Artikel von gestern:
"""""""""Sasol kündigt bald grüne Wasserstoffverträge mit lokalen Bergleuten an
Reuters | 28.09.2022 | 9:27 Uhr Energie Afrika
Quelle: Wikipedia
Der südafrikanische Petrochemiekonzern Sasol wird in den nächsten Wochen Partnerschaften mit lokalen Bergbauunternehmen ankündigen, um grünen Wasserstoff für ihre Bergbaubetriebe zu liefern, sagte ein leitender Angestellter des Unternehmens am Mittwoch.
Ein Großteil des Ziels der südafrikanischen Regierung, die Emissionen klimaerwärmender Gase zu reduzieren, hängt mit der Nutzung von grünem Wasserstoff durch den Privatsektor für Busse, Taxis und schwere Nutzfahrzeuge wie Lastkraftwagen und Gabelstapler in den Minen zusammen.
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Es gibt einige Bergbaupartner, mit denen wir sprechen und die wir in Kürze ankündigen werden, grünen Wasserstoff für Bergbaufahrzeuge zu liefern, sagte Sarushen Pillay, Vice President: Environment Sustainability bei Sasol, gegenüber Reuters.
Grüner Wasserstoff entsteht, wenn mit erneuerbarem Strom Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten wird. Aus Kohle oder Erdgas erzeugter Wasserstoff erzeugt das Treibhausgas Kohlendioxid.
Das Unternehmen erwartet, Absichtserklärungen zu unterzeichnen, um zunächst grünen Wasserstoff für Gabelstapler an den Standorten von Bergbauunternehmen zu liefern, sagte er, und das Gas könnte für die Umrüstung ihrer Arbeiterbusflotte und den Transport von Lastwagen für Mineralien verwendet werden.
Sasol wird in der zweiten Hälfte des Jahres 2023 mit der Produktion von 3,5 Tonnen grünen Wasserstoff pro Tag in seiner Anlage in Sasolburg in Südafrika beginnen und je nach Nachfrage auf sechs Tonnen pro Tag steigen. Alles davon wird vor Ort verbraucht, sagte Pillay.
Sasol plant, bis 2028-29 fast 400.000 Tonnen grünen Wasserstoff zu exportieren. Das Unternehmen ist dabei, Stromabnahmeverträge mit unabhängigen Erzeugern erneuerbarer Energie zu unterzeichnen, anstatt sich auf eine netzbasierte Versorgung mit erneuerbaren Energien zu verlassen, sagte Sasol in seinem im letzten Monat veröffentlichten Bericht zum Klimawandel.
(Von Promit Mukherjee; Redaktion von Jon Boyle)
www.mining.com/web/...deals-with-local-miners-soon/""""""""""
Ich erinnere mich nur an einen Auftrag über 20 MW dieses Jahr oder habe ich etwas verpasst. Echt mager. Naja die Hoffnung stirbt zu letzt.
Auszug aus N-TV Artikel
Truss will in Großbritannien zum klimaschädlichen Fracking zurückkehren, neue Gasfelder erschließen und hat den erzkonservativen Jacob Rees-Mogg zum Energieminister gemacht, der sich in der Vergangenheit skeptisch zum Klimawandel geäußert hat.
Truss will in Großbritannien zum klimaschädlichen Fracking zurückkehren, neue Gasfelder erschließen und hat den erzkonservativen Jacob Rees-Mogg zum Energieminister gemacht, der sich in der Vergangenheit skeptisch zum Klimawandel geäußert hat.
In Frankreich gibt es Unterstützung vom Staat. McPhy z. B. 114 Millonen für eine Gigafabrik, Elogen 86m.
Cooley sprach davon, ebenfalls Mittel vom Staat zu fordern.
www.rechargenews.com/energy-transition/...en-push/2-1-1324418
Cooley sprach davon, ebenfalls Mittel vom Staat zu fordern.
www.rechargenews.com/energy-transition/...en-push/2-1-1324418
www.tagesschau.de/wirtschaft/...ilfspaket-iwf-kritik-101.html
ist dies ein klarer Wettbewerbsnachteil. Rating von gestern.
www.fitchratings.com/entity/united-kingdom-80442209
Double AA minus
www.fitchratings.com/entity/united-kingdom-80442209
Double AA minus
""""""""""""""Wir haben gerade den Energy Innovation Award bei @CTBetterSociety gewonnen
's National Sustainability Awards. Die Jury lobte unsere weltweit führende Elektrolysetechnologie, die dazu beiträgt, den Übergang zu einem wirklich kohlenstofffreien Energiesystem voranzutreiben. Wir brauchen vielleicht bald einen neuen Award-Kabinett!"""""""""""""""
twitter.com/itmpowerplc/status/...mp;t=FydRNsZEP4OSRWs4KGVnWA
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twitter.com/itmpowerplc/status/...mp;t=FydRNsZEP4OSRWs4KGVnWA
"""""""""""""""WA startet Studie zur Herstellung von Wasserstoffelektrolyseuren
Durch
Julianne G. -
12. Oktober 2022
Teilen
Bildnachweis: ITM Power
Die westaustralische Regierung hat eine Zusammenarbeit mit ITM Power und Linde Engineering für eine Forschungsinitiative zur Herstellung von Wasserstoffelektrolyseuren angekündigt.
Die 450.000-Dollar-Studie zielt darauf ab, einen Geschäftsfall für die Herstellung von Wasserstoffelektrolyseuren innerhalb des Bundesstaates zu entwickeln. Es würde auch den Standort, die Kosten und die lokale Nachfrage ermitteln, die erforderlich sind, um die vorgelagerte Fertigung in Gang zu bringen.
Es würde WA auch ermöglichen, sich in der Lieferkette für erneuerbaren Wasserstoff besser zu positionieren, indem es Möglichkeiten rund um potenzielle Fertigungskapazitäten klar identifiziert.
Wir freuen uns auf die enge Zusammenarbeit mit der Partnerschaft von ITM Power und Linde Engineering in Australien, um WA dabei zu unterstützen, die Nation bei der Herstellung erneuerbarer Wasserstoffkomponenten anzuführen, sagte Alannah MacTiernan, Ministerin für Wasserstoffindustrie.
Elektrolyseure sind eine Hauptkomponente zur Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff durch Elektrolyse, einem chemischen Prozess, der Wasser mithilfe von Elektrizität in Wasserstoff- und Sauerstoffmoleküle trennt.
Die Nachfrage nach Elektrolyseurkapazität wird laut globalen Prognosen von 0,3 GW auf 850 GW bis 2030 und fast 3.600 GW bis 2050 steigen.
Westaustralier könnten bis 2030 bis zu 100 GW an erneuerbarer Wasserstoffkapazität im Bundesstaat haben, sagte die Regierung von WA in einer Erklärung.
Es wird erwartet, dass die Nachfrage nach kritischen Geräten wie Elektrolyseuren mit dem weiteren Ausbau der Wasserstoffproduktion steigen wird, was neue Möglichkeiten für die lokale fortgeschrittene Fertigungsindustrie eröffnen wird.
Die Entwicklung der fortschrittlichen Fertigungskapazitäten von WA zur Herstellung kritischer Komponenten für die erneuerbare Wasserstoffproduktion ist nur sinnvoll da dies die Widerstandsfähigkeit unserer zukünftigen Wasserstoffversorgungsketten erhöhen wird, sagte MacTiernan.
Die Finanzierung dieser Machbarkeitsstudie ist der erste Schritt zur Herstellung von Komponenten für erneuerbaren Wasserstoff im Land. Wir wollen Teil der gesamten Technologiegeschichte von Wasserstoff sein, fügte sie hinzu.
Anderen beteiligten Branchenakteuren wurde mitgeteilt, dass sie auch in Zukunft gerne Partnerschaften mit uns anstreben würden. Wir sind sehr daran interessiert, mit jedem Unternehmen zusammenzuarbeiten, das in die Fertigung in WA investieren möchte."""""""""
www.australianmanufacturing.com.au/...trolyser-manufacturing/
Durch
Julianne G. -
12. Oktober 2022
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Bildnachweis: ITM Power
Die westaustralische Regierung hat eine Zusammenarbeit mit ITM Power und Linde Engineering für eine Forschungsinitiative zur Herstellung von Wasserstoffelektrolyseuren angekündigt.
Die 450.000-Dollar-Studie zielt darauf ab, einen Geschäftsfall für die Herstellung von Wasserstoffelektrolyseuren innerhalb des Bundesstaates zu entwickeln. Es würde auch den Standort, die Kosten und die lokale Nachfrage ermitteln, die erforderlich sind, um die vorgelagerte Fertigung in Gang zu bringen.
Es würde WA auch ermöglichen, sich in der Lieferkette für erneuerbaren Wasserstoff besser zu positionieren, indem es Möglichkeiten rund um potenzielle Fertigungskapazitäten klar identifiziert.
Wir freuen uns auf die enge Zusammenarbeit mit der Partnerschaft von ITM Power und Linde Engineering in Australien, um WA dabei zu unterstützen, die Nation bei der Herstellung erneuerbarer Wasserstoffkomponenten anzuführen, sagte Alannah MacTiernan, Ministerin für Wasserstoffindustrie.
Elektrolyseure sind eine Hauptkomponente zur Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff durch Elektrolyse, einem chemischen Prozess, der Wasser mithilfe von Elektrizität in Wasserstoff- und Sauerstoffmoleküle trennt.
Die Nachfrage nach Elektrolyseurkapazität wird laut globalen Prognosen von 0,3 GW auf 850 GW bis 2030 und fast 3.600 GW bis 2050 steigen.
Westaustralier könnten bis 2030 bis zu 100 GW an erneuerbarer Wasserstoffkapazität im Bundesstaat haben, sagte die Regierung von WA in einer Erklärung.
Es wird erwartet, dass die Nachfrage nach kritischen Geräten wie Elektrolyseuren mit dem weiteren Ausbau der Wasserstoffproduktion steigen wird, was neue Möglichkeiten für die lokale fortgeschrittene Fertigungsindustrie eröffnen wird.
Die Entwicklung der fortschrittlichen Fertigungskapazitäten von WA zur Herstellung kritischer Komponenten für die erneuerbare Wasserstoffproduktion ist nur sinnvoll da dies die Widerstandsfähigkeit unserer zukünftigen Wasserstoffversorgungsketten erhöhen wird, sagte MacTiernan.
Die Finanzierung dieser Machbarkeitsstudie ist der erste Schritt zur Herstellung von Komponenten für erneuerbaren Wasserstoff im Land. Wir wollen Teil der gesamten Technologiegeschichte von Wasserstoff sein, fügte sie hinzu.
Anderen beteiligten Branchenakteuren wurde mitgeteilt, dass sie auch in Zukunft gerne Partnerschaften mit uns anstreben würden. Wir sind sehr daran interessiert, mit jedem Unternehmen zusammenzuarbeiten, das in die Fertigung in WA investieren möchte."""""""""
www.australianmanufacturing.com.au/...trolyser-manufacturing/
1. sind 450.000$ nichts für eine Studie...
2. es wurde nur angekündigt und kein fester Termin....
3. und 3.600 GW bis 2050...>> bis dahin ist unser Erdball eh im Arsch!
Sorry, aber da muss bei ITM nun aber mehr kommen.
2. es wurde nur angekündigt und kein fester Termin....
3. und 3.600 GW bis 2050...>> bis dahin ist unser Erdball eh im Arsch!
Sorry, aber da muss bei ITM nun aber mehr kommen.
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