Mobilität 2020 von Tesla bis Ballard BEV + H2

youtu.be/cVq6Z8dokoU

Anders zu denken ist grundsätzlich doch überhaupt nicht falsch.
Du, Streuen, Eugleno und wie sie alle heissen begehen meiner Meinung nach nur einen riesen Denkfehler.
Sie denken und positionieren sich schlichtweg einseitig. Solch denken war und ist schon immer dem Untergang geweiht gewesen.
Eure Motive sind mir herzlich egal, mit Hardliner sind keinerlei Diskussionen zu führen.
Geschweigedenn an einem gemeinsamen zukunftsweisenden Ansatz zu arbeiten.  

Dann schreib doch mal die Vorteile von Wasserstoff auf.

Das führt doch zu nichts.
Schon so oft formuliert worden.
Bei der Batterie/BEV Debatte verhält es sich doch ähnlich.
Es werden alle Fakten negiert, für haltlos erklärt usw.usw.
Nehme mich da nicht raus.
Halte Range Extender für das Non Plus Ultra.  

www.northerngasnetworks.co.uk/2018/11/23/...ion-free-by-2034/

Ergebnisse der Einsatzstudie von Northern Gas Networks

24. April 2018 NGN-Logo

ITM Power (AIM: ITM), das Unternehmen für Energiespeicherung und saubere Brennstoffe, freut sich, das Ergebnis der groß angelegten Studie zur Bereitstellung von Power-to-Gas-Energiespeichern bei Northern Gas Networks, dem Gasversorger für den Norden Englands, bekannt zu geben. Northern Cumbria und ein Großteil von Yorkshire. Die im November 2017 angekündigte und vom Ministerium für Unternehmens-, Energie- und Industriestrategie (BEIS) finanzierte Machbarkeitsstudie sollte in Zusammenarbeit mit Northern Gas Networks (NGN) eine Prüfung des potenziellen Einsatzes von Power-to-Power-Systemen in großem Maßstab durchführen. Gasenergiespeicher. Der Schwerpunkt lag auf Einsätzen, die ab einer Energiespeicherkapazität von 50 MW innerhalb der Grenzen des NGN-Gasverteilungsnetzes kostengünstig betrieben werden können. Ergebnisse Vier Standorte wären für eine großangelegte Power-to-Gas-Demonstration geeignet, an der die gespeicherte Energie entweder an die Mehrheit der Gaskunden in Privathaushalten oder an Kunden in der Industrie geliefert wird. Von den vier Standorten wird Low Thornley in Gateshead als der am besten geeignete Standort für den Einsatz einer großflächigen, einzigartigen Power-to-Gas-Demonstrationsanlage im Größenbereich von 50 bis 100 MW empfohlen. Low Thornley, der Standort des InTEGReL-Labors (Integrated Transport Electricity and Gas Research Laboratory) in Gateshead, ist in der Lage, Power-to-Gas in großem Maßstab über das ganze Jahr hinweg zu unterstützen, von Spitzenanforderungen im Winter bis hin zu niedrigeren Nachfragebedingungen im Sommer Monate. Bei Low Thornley eingespritzter Wasserstoff würde mehr als 243.000 Kunden gespeicherte Energie in Form von kohlenstoffarmem Gas liefern. Die unmittelbare Nähe von Low Thornley zur A1 und zu den städtischen Zentren von Newcastle und Gateshead würde auch die Möglichkeit bieten, Wasserstoff vor Ort zu exportieren, um ein lokales Wasserstofftankstellennetz aufzubauen, über das Brennstoffzellen-Elektrofahrzeuge von London nach Aberdeen fahren können. Die empfohlenen nächsten Schritte sind: Führen Sie eine FEED-Studie (Front End Engineering Design) für einen großen Power-to-Gas-Demonstrator im Größenbereich von 50 bis 100 MW durch, der am Standort von Northern Gas Networks in Low Thornley gebaut werden soll, um das Programm vollständig zu erfassen und die Kosten zu ermitteln die Anlage zu bauen, zu installieren, in Betrieb zu nehmen und zu demonstrieren. Entwicklung und Vereinbarung einer Strategie für die gesamte britische Gasnetzindustrie zur Demonstration und Bereitstellung von Power-to-Gas-Energiespeichern als kurzfristiger Beitrag zur Dekarbonisierung von Wärme und als Mittel zur Unterstützung der Verbreitung erneuerbarer Energien durch Bereitstellung Ein Weg zu einer bewährten Technologie, die das Strom- und Energienetz überbrückt. Verarbeiten: Bereiche mit bestehenden Netzbeschränkungen im Stromverteilungsnetz wurden identifiziert und die vom Systembetreiber verwendeten Systemausgleichsmechanismen überprüft. Die in Frage kommenden Standorte wurden im Bereich der beiden lokalen Verteilungszonen (LDZ) von NGN ermittelt, die die Grundlage für Demonstrationsstandorte für die Speicherung von Strom in Gas in großem Maßstab auf dem verteilten Gasnetz von NGN bilden könnten. Die Standorte der Kandidaten wurden priorisiert und aus Sicht des Gasnetzes analysiert, um Standorte zu identifizieren, die für eine detaillierte Analyse geeignet sind, einschließlich: Druck, Gasflüsse, saisonale Nachfrageschwankungen, Netzinfrastruktur. Unter Verwendung bestehender Netzplanungsmodelle für die LDZ Nord und Nordost von NGN wurden maximale und minimale stündliche Erdgasflüsse über eine Reihe von Nachfragegraden extrahiert. Die Daten zur Wasserstoffproduktion und -effizienz wurden aus den vorhandenen Elektrolyseuren von ITM Power entnommen und extrapoliert, um eine lange Liste von Wasserstoffproduktionsraten bis zu einer Größe von 100 MW bereitzustellen, die eine Wasserstoffinjektion bei 20 Vol .-% ermöglichen. Aus der langen Liste wurden Standorte auf der Grundlage ihrer Fähigkeit, die Volumina der durch Elektrolyse erzeugten Wasserstoff-Energie in verschiedenen Maßstäben und unter verschiedenen Bedingungen des Gasbedarfs zu unterstützen, kategorisiert. Diese konzentrierten sich auf Entnahmen und große Druckregleranlagen (PRIs), bei denen die Erdgasströme so sind, dass die Wasserstoffinjektion das ganze Jahr über möglich ist. Ein ausgewiesenes Gebiet, Seal Sands, grenzt an drei vorhandene Salzkavernen für Wasserstoff an, die ausreichend sind, um während des Tages und zwischen den Jahreszeiten einen Unterdruckspeicher bereitzustellen. Die branchenübergreifenden Exportmöglichkeiten für Wasserstoff als Transporttreibstoff für Brennstoffzellen-Elektrofahrzeuge (FCEV) in den Regionen Nord und Nordost wurden unter Verwendung der von der Industrie / Regierung geleiteten britischen Wasserstoffmobilität (UKH2Mobility) festgelegten Rollout-Strategie untersucht. Es wurden Schlussfolgerungen gezogen und Vorschläge für den Standort und die Größenordnung für einen nächsten Schritt unterbreitet, bei dem zunächst ein großangelegtes Power-to-Gas-Energiespeicherprojekt in der Region bereitgestellt und demonstriert wurde. Graham Cooley, CEO von ITM Power, sagte: „Diese Machbarkeitsstudie hat zu einer engen Zusammenarbeit mit Northern Gas Networks geführt. Die Ergebnisse sind sehr aufregend für den Einsatz von Power-to-Gas-Energiespeichern in großem Maßstab in ihrem Netzwerk. Northern Gas Networks hat sich als führend bei der Verwendung von Wasserstoff im britischen Gasnetz sowohl für Energiespeicher als auch für erneuerbare Wärme erwiesen. “ Mark Horsley, CEO von Northern Gas Networks, sagte: „Die Power-to-Gas-Technologie kann aufgrund der Größe und Flexibilität des Gasnetzes einige unserer wichtigsten Herausforderungen bei der Energiespeicherung bewältigen. Diese Studie lieferte überzeugende Ergebnisse und Einblicke in die Frage, wie ein ganzheitlicher Systemansatz und grüner Wasserstoff die Dekarbonisierung aller Energieträger erleichtern können. Durch das Zusammenführen von Gas und Strom bietet sich eine wertvolle Gelegenheit, die Kosten für die Kunden zu senken, die Widerstandsfähigkeit zu erhöhen und die Nachhaltigkeit zu verbessern. “ Keith Owen, Leiter Systementwicklung und Energiestrategie bei Northern Gas Networks, fügte hinzu: „Das Ergebnis dieser Machbarkeitsstudie zeigt das aufregende Potenzial von Power-to-Gas-Energiespeichern in unserem Netzwerk. Da vier bevorzugte Standorte für die kostengünstige Bereitstellung von 50 MW Energiespeicheranlagen ermittelt wurden, möchten wir diese nun in die Praxis umsetzen. Ein Whole Systems-Ansatz für britische Energie wird die Dekarbonisierung in den Bereichen Gas, Strom und Mobilität vorantreiben. Power-to-Gas-Energiespeicherung bietet eine neue Rolle für das britische Gasnetz, die einen neuen Stellenwert für ein wichtiges britisches Gut einnimmt und neue Marktchancen, Optionen für Flexibilität für das britische Stromnetz und Ultra Low Carbon-Lösungen für den Transport bietet. “

www.itm-power.com/news-item/...works-deployment-study-findings

ITM Power - Elektrolyse und Brennstoffzelle | wallstreet-online.de - Vollständige Diskussion unter:
www.wallstreet-online.de/diskussion/...fzelle#neuster_beitrag

Prost :))

Kretschmann hat neulich Eon gelobt, weil sie in nur 18 Monaten 300 neue E Ladestationen errichtet haben.

Für eine komplette E Mobilität brauchen wir ja nur ein paar Millionen. Und die sollen da zwischen 16 Uhr und 7 Uhr Strom liefern können.

Das schaffen wir sicher Rucki Zucki.

Ach ja, Tesla baut nun auch nicht kugelsichere, kugelsichere Autos. -;)

Belgien erwägt massive Wasserstoffimporte zur Reduzierung der CO2-Emissionen: "Das Ausmaß unserer Pläne ist einzigartig"www.vrt.be/vrtnws/en/2019/11/22/...ports-to-reduce-co2-emiss/

observer.com/2019/11/...-vehicle-rival-nikola-hydrogen-truck/

www.t-online.de/nachrichten/panorama/...tos-und-gibt-auf.html

dann muss er halt zu Merkel u. dort rumheulen...
vielleicht verschafft ihm der "Gesetzgeber" ja "angenehme" Rahmenbedingungen um
sein Teslaspielzeug weiterhin als Taxi nutzen zu können....

Ja Strom ist teuer geworden... und glaubt mir eins..
der wird noch viel viel teurer...

Zuwenig Ladesäulen...
klar wenn die Reichweite gering... der Stromhunger groß...

Clearstream hält jetzt 33,15% von $ Nel #hydrogen . Clearstream bedankt sich bei Trev für den Verkauf der ersten schwarzen Woche in den letzten Wochen. #EmissionsGameOver

Ich habe mich  gefragt, ob jemand letzte Woche die Einkaufsmöglichkeiten genutzt hat ... und tatsächlich reibt sich jemand die Hände

33,5 % wer steckt dahinter?

unbedingt ansehen, bevor ihr weiter investiert:

Lest mal im Tesla Forum nach wie dort Wintis Unwahrheiten reihenweise widerlegt werden. ;)

Neutralinsky nimmt ihn da ganz schön auseinander.

Ich hoffe du hast das Wasserstoff Beitrag gesehen und verstanden !

Wenn du nicht gerade H2 Lobbyist bist, solltest du das Video echt ansehen.

Ich bin sehr dankbar, für solche unabhängigen Analysten und habe einiges Neues erfahren, das mich doch nachdenklich macht.  

sinnlos. Lobbyist :-)

Bitter H2 weiter hypen.  

im auto sein eigenes Kraftwerk zu haben.
Wenn du einen akku hast, kannst du strom  beliebiger
Herkunft tanken,  -->  auch  von H2 - kraftwerken.
auch von Öl. kohle, kernkraft, usw  usw

Während du mitm Benziner  oder  H2 festgenagelt bist.

Auch  die H2-autos haben nen Akku m der als Zwischenpuffer dient.
Dazu die Zelle mit der ganzen periperie und dem Tank, das wird immer TEURER
sein,  akls ein Rein-akku
DAZU kommt noch
die erheblichen Mehrkosten an wartung  an der Zelle,  die hast du bei Rein-Akku nicht..

also anschaffungspreis höher, jährliche Kosten höher, und festgenagelt auf H2-Tankstellen
Niemals gibt das was

macht H2 aber sinn !!

so siehts bei der Heizung aus  , sagen wir mal 600
Dann ist das nach 10 Jahren  fast ein E- kleinwagen  von Renault
Da ja der Rest des autos . e-Motor . das gleiche ist , wie beim reinen akku.  ist der Rest pari

Die würden schon genug Sollbruchstellen  in die Brennstoff-zellen autos einbauen,
das Ersatzteilgeschäft und die Vertrags-werkstätten  müssen ja arbeit haben
Fürs auto wird man mit den 600/Jahr nicht hin kommen aus dem Grund

heizung.de/brennstoffzellenheizung/wissen/...nheizung-warten/
Kosten beim Brennstoffzellenheizung Warten
Die Wartung der Technik erfolgt in der Regel über sogenannte Full-Service-Verträge. Diese laufen zum Beispiel über einen Zeitraum von zehn Jahren und kosten jährlich zwischen 400 und 650 Euro. Ein Vorteil dieser sogenannten Vollwartung ist, dass dabei auch Instandhaltungsarbeiten inbegriffen sind. Das garantiert einen effizienten Betrieb über einen langen Zeitraum.

Aber es gibt viele Fohlen von diesem Pferd!  

Vielen Dank für die Quelle zu den Wartungskosten für Brennstoffzellenheizungen. Neben den sehr hohen Anschaffungskosten und der neuen CO2 Abgabe für das Erdgas (ja, Brennstoffzellenheizungen sind Erdgasheizungen !!) und der nur niedrigen Vorlauftemperatur muss man sich die Anschaffung jetzt noch genauer überlegen. Zehn Jahre a ca. 500 € machen nochmals 5.000 € Mehrkosten. D

Zudem fallen folgende Gebäude durch das Nutzungsraster:
- Altbau --> zuerst dämmen, wg. Vorlauftemperatur
- Einfam. Wohnhaus, Neubau --> zu geringer Strombedarf wg. Eigenverbrauch.

Bleiben noch größere Bauwerke, bei denen auch möglichst viel Strom verbraucht werden kann. Die Einspeisevergütung dürfte nicht lohnend sein und endet nach 10 Jahren. Was ist danach? Danach ist vermutlich ohnehin eine neue Heizung fällig. Aber gibt es dafür wieder eine neue Einspeisevergütung und neue Förderprogramme? Alles unklar.

Interessant wird so ein Projekt ausschließlich durch massive Fördermittel durch KfW oder BAFA. Aber das ist ja bei H2 der Regelfall.

Wenigstens kommt der schlechte Wirkungsgrad dem Hausbesitzer mit Abwärme entgegen. Zumindest im Winter.