Zielsetzung und Kontext
Dieses Whitepaper präsentiert eine quantitative, simulationsbasierte techno-ökonomische Bewertung hybrider Power-to-X-Systeme (P2X), die PV, Onshore-Wind, einen 50-MW-Elektrolyseur sowie einen Batteriespeicher (BESS) hinter einem gemeinsamen, kapazitätsbegrenzten Netzanschlusspunkt kombinieren. Die Arbeit entstand in Zusammenarbeit mit dem Institut für Elektrische Anlagen und Netze, Digitalisierung und Energiewirtschaft (IAEW) der RWTH Aachen. Im Unterschied zu Ansätzen, die einzelne Assets isoliert betrachten, bewertet die Methodik den BESS als Multi-Use-Flexibilitätsasset, das gemeinsam mit erneuerbarer Erzeugung und Elektrolyseurbetrieb unter realistischen deutschen Markt- und Regulierungsbedingungen optimiert wird.
Methodik
Das Framework verknüpft eine gemischt-ganzzahlige lineare Einsatzoptimierung (MILP) in 15-Minuten-Auflösung mit transparenten techno-ökonomischen Kennzahlen (Kapitalwert / NPV, interner Zinsfuß / IRR, dynamische Amortisationszeit / DPP, Wasserstoffgestehungskosten / LCOH). Der Rahmen des EEG 2023 wird explizit abgebildet – einschließlich der anteiligen Zuordnung nach §19(3b) sowie der Abgrenzungsregeln nach §85d – über eine quellenscharfe Attributionslogik. Vier Szenarien einer schrittweise erweiterten BESS-Funktionalität, von einer Baseline ohne Speicher bis hin zum vollständigen Multi-Use-Betrieb, werden ergänzt durch Auslegungslandschaften für PV-, Wind- und BESS (Energie/Leistung).
Strategischer Mehrwert
Der Betrieb des BESS als Multi-Use-Asset verschiebt die vor Ort erzeugte erneuerbare Energie in das Lastprofil des Elektrolyseurs, reduziert Abregelung und erschließt mehrere Erlösströme über Eigenverbrauch, EEG-konforme grüne Netzeinspeisung und kurzfristige Arbitrage hinweg. Das Ergebnis ist ein resilienterer Business Case, der sich an wechselnde Markt- und Regulierungsbedingungen anpasst und zugleich den Trade-off zwischen Wirtschaftlichkeit und Dekarbonisierung explizit und messbar macht.
Zentrale Ergebnisse
Im deutschen Referenzfall hebt die Multi-Use-Konfiguration den Projekt-NPV von 3,55 Mio. € auf 30,81 Mio. € (+27,3 Mio. €), während sich der grüne LCOH lediglich marginal von 5,98 auf 5,93 €/kg verbessert. Dies zeigt, dass der Wertbeitrag des BESS aus operativer Flexibilität resultiert und nicht aus einer plakativen Reduktion der Gestehungskosten. Unter gewinnmaximierendem Einsatz deckt netzbezogener Strom im Mittel 10,1 MW der 50-MW-Elektrolyseurlast ab und steigt in den teuersten 20 % der Stunden auf 12,6 MW. Sensitivitätsanalysen offenbaren einen strukturellen Trade-off: windlastige Portfolios mit mehrstündiger Speicherung begünstigen die Wirtschaftlichkeit, während PV-dominierte Mixe mit minimaler Speicherung den LCOH minimieren.
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