Analysis of long-term cost-saving potentials for commercial Power-to-X (PtX) plants

Diese Masterarbeit stellt ein Modellierungs-, Simulations- und Optimierungskonzept zur techno-ökonomischen Bewertung einer flexiblen und dynamischen strompreisgeführten Wasser-stoffsynthese dar, die unter Day-Ahead-Marktbedingungen und Preisen betrieben wird. Die zentrale Systemarchitektur kombiniert ein elektrisches Batteriespeichersystem, eine Elektrolyseanlage sowie eine Druckwasserstoffspeicheranlage, die über einen optimierten Fahrplan aktiviert werden, um einen festen und stationären Wasserstoffbedarf eines erneuerbaren Wasserstoffkonsumenten zu decken. Der Modellierungsansatz ist geprägt durch einen tagesweisen beziehungsweise tageübergreifenden Ansatz, formuliert als gemischt-ganzzahliges lineares Optimierungsproblem, das technisch und ökonomisch anhand eines stationären Referenzsystems mit identischer Lie-feranforderungen bewertet wird. Diese Arbeit umfasst zusätzlichen eine reduzierte statistische Methodik zur Synthese stündlicher Day-Ahead-Preise auf Grundlage historischer Preisverläufe sowie zukünftiger Szenario-Ankerdaten aus dem Ten-Year Network Develop-ment Plan (TYNDP), um langfristige Simulationshorizonte abzubilden. Das Modell bewertet sowohl Grid-to-Storage- als auch verschiedene Storage-to-Storage-Interaktionen mit dem Ziel der Minimierung variabler Kosten und berücksichtigt dabei zusätz-lich Alterung und Degradation gewisser Komponenten sowie Ersatz- und Reinvestitionszyklen. Die Ergebnisse zeigen, dass ein optimierter Betrieb mit kurz- und mittelfristigen Speichertechnologien, die operative Flexibilität, Preisarbitrage und Absicherungsmechanismen ermöglichen, die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit signifikant verbessert. Diese Verbesserung ist trotz der vielfach-höheren Investitionskostenbasis möglich und wird gemessen anhand der spezifischen Wasserstoffgestehungskosten (Levelized Cost of Hydrogen, LCOH) sowie einer auf Discounted-Cashflow-Analysen basierenden Bewertung.