Wirtschaftlichkeit & Nutzen der MFO-Lösungen

Wirtschaftlichkeit wird bei MFO nicht nachträglich „hinzugerechnet“, sie wird mitgedacht. Jede unserer Speicherplattformen ist von Anfang an so ausgelegt, dass technische Machbarkeit, Sicherheit und Ökologie mit einem klaren wirtschaftlichen Mehrwert verbunden werden – von den spezifischen Speicherkosten pro MWh bis hin zu wettbewerbsfähigen Wasserstoffgestehungskosten in €/kg.

Damit gehört MFO zu den wenigen Speicherlösungen, bei denen der Business Case Teil des technischen Lastenhefts ist: Unsere Systeme sollen erneuerbare Energie so speichern beziehungsweise in Wasserstoff überführen, dass daraus belastbare Projektmodelle mit realistischen Pfaden zu konkurrenzfähigen Kosten entstehen – für Industrie, Großabnehmer, Betreiber und Investoren. Gleichzeitig adressieren die MFO‑Speicher die zentralen Anforderungen der Energiewende: zuverlässige Versorgung, mehr Flexibilität im System und langfristig tragfähige Energiekosten für einen wettbewerbsfähigen Wirtschaftsstandort.

1. MFO-H2 Verbundlösung = Wasserstoff autark produziert zum Sensationspreis geliefert

Die MFO‑H2‑Verbundlösung ist als vollständig autarkes Offshore‑System konzipiert:

Windenergie wird direkt vor Ort in Wasserstoff umgewandelt, in standardisierten H₂‑Austauschcontainern gespeichert und ohne Anbindung an Stromnetz oder Pipeline bis zu definierten Übergabepunkten, wie industrielle Großkunden, H2-Hubs, Küsten- oder Binnenhäfen transportiert. Ziel ist es, unter geeigneten Standort- und Betriebsbedingungen einen perspektivischen Kostenkorridor von etwa 3 bis 4 €/kg Wasserstoff bis zum Übergabepunkt zu erreichen, in einer Größenordnung, wie sie auch aktuelle Studien für langfristig wettbewerbsfähige grüne Wasserstoffpfade diskutieren.

Begründung des Zielkorridors 3–4 €/kg

Windstarke, tiefe Offshore‑Standorte
Die Verbundlösung erschließt tiefe Offshore‑Regionen mit hohen und relativ stabilen Windgeschwindigkeiten, was zu hohen Volllaststunden der Windenergieanlagen und damit zu einer guten Auslastung der Elektrolyse führt. Dadurch sinken die spezifischen Investitionskosten pro kg Wasserstoff deutlich.

Gleichmäßige Elektrolyse durch Speicherverbund
MFO‑L und MFO‑ES stabilisieren die Einspeisung, indem sie Überschüsse als potentielle Energie bzw. hybrid (potentielle Energie und Wasserstoff) puffern. So kann die Elektrolyse über lange Zeiträume näher im optimalen Lastbereich betrieben werden, was Wirkungsgrad und Stückkosten verbessert.

Optimierte, modulare H₂‑Speicherung in Auftriebskörpern
Die H₂‑Austauschcontainer (Auftriebskörper/H₂‑Volumenkörper) dienen gleichzeitig als mechanischer Speicher, Wasserstoffspeicher und Logistikeinheit. Zusätzliche Zwischenstufen wie Umfüllvorgänge oder separate Großspeicher entfallen, wodurch Investitions‑ und Betriebskosten sowie Verluste reduziert werden.

Durchgängige Transportkette mit Austauschcontainern
Gefüllte H₂V-Container werden offshore automatisiert gewechselt, per See‑ und Binnenschifffahrt zu Hubs und Endkunden transportiert und nach Entleerung in denselben Kreislauf zurückgeführt. Dies minimiert Umschlagverluste, zusätzliche Kompressionsschritte und komplexe Terminalinfrastruktur.

Begrenzte Systemverluste
Die Kopplung von mechanischer Speicherung, H2-Langzeitspeicher,Offshore‑Elektrolyse und moderatem Speicherdruck (z.B. 30–50 bar) ist so ausgelegt, dass Wirkungsgradverluste über die Kette Wind → Speicher → Elektrolyse → H₂V-Container begrenzt bleiben und die Stromgestehungskosten aus Offshore‑Wind nur moderat auf die H₂‑Gestehungskosten durchschlagen.

Einsparungen bei Standort- und Infrastrukturkosten
Da die Verbundlösung vollständig autark arbeitet, entfallen Kostenblöcke wie Netzanbindung an Land, teure Offshore‑Netzanschlusspunkte, aufwendige Landtrassen oder große Konverterstationen. Gleichzeitig sind auf See keine Flächenpachten und Ausschreibungskosten für Küstenstandorte nötig, wie sie an Land bzw. in bestehenden Offshore‑Clustern üblich sind.

Die Kombination aus geringerer Infrastrukturabhängigkeit, kurzen direkten Transportwegen (ab 100 - 2.000 km) zum Verbraucher oder H2-Hub und standardisierter Offshore‑Logistik trägt zusätzlich dazu bei, den Zielkorridor von 3–4 €/kg betriebswirtschaftlich plausibel zu machen.

Parameter

11 Floating‑Offshore‑Windenergieanlagen à 12 MW installierte Leistung mit,
8 × MFO‑L mit ca. 900 m Absenktiefe und jeweils 20 Ballastelementen à 2.000 t,
3 × MFO‑ES mit ca. 350 m Absenktiefe und insgesamt rund 40.000 m³ Auftriebskörpervolumen.

1 × zentrale MFO‑H2‑Plattform mit,
Offshore‑PEM‑Elektrolyseuren, Entsalzungsanlage, Kompression, Trafostation, Steuer‑/Sicherheitssystemen, H₂‑Austauschcontainern und mehr sowie Betriebs‑ und Unterkunftsmodulen.

Standort:
windstarkes Tiefwassergebiet westlich der britischen Inseln im Nordostatlantik/Keltischen See, Wassertiefen bis ca. 1.000 m, erwartete Volllaststunden ~4.000–4.500 h/a.

Transport:
über einen geeigneten Seehafen per See‑ und Binnenschifffahrt bis in den Binnenhafen Raum Düsseldorf (Transportdistanz ca. 1.300–1.400 km).

Technische Kenndaten des Beispielprojekts

Wirkungsgrad:

Daraus abgeleiteter Gesamtwirkungsgrad der Kette Wind → H₂ am Übergabepunkt (inkl. Elektrolyse, Kompression, Speicherpfade und Transportverluste): konservativ im Bereich von etwa 50–60%.

Produktionsmengen:

Mit acht PEM‑Elektrolyseuren der 10‑MW‑Klasse (Systemwirkungsgrad ca. 77%) und einer angestrebten Auslastung von rund 97% durch den MFO‑Speicherverbund ergeben sich im Vollbetrieb etwa

35–36 Tonnen grüner Wasserstoff pro Tag,
entsprechend rund 13.000 Tonnen pro Jahr im Verbundsystem.

Einnahmen aus H₂‑Verkauf

Ausgehend von rund 13.000 Tonnen H₂‑Produktion pro Jahr ergeben sich bei unterschiedlichen Verkaufspreisen folgende grobe Jahreserlöse:

Bei 3 €/kg H₂:

13.000.000 kg/a × 3 €/kg ≈ 39 Mio. € Jahresumsatz.

Bei 4 €/kg H₂:

13.000.000 kg/a × 4 €/kg ≈ 52 Mio. € Jahresumsatz.

Investitionskosten

Windpark (11 × 12 MW Floating‑Offshore): Investitionskosten 3.000–4.000 €/kW, also für 132 MW etwa 400–500 Mio. €.

Elektrolyse‑ und H₂‑Anlagentechnik (8 × 10 MW PEM + Kompression, Entsalzung, H₂‑Handling): grob 700–1.000 €/kW, also für 80 MW rund 60–80 Mio. € und mehr inkl. Peripherie.

MFO‑Speicherverbund (MFO‑L/MFO‑ES), Offshore‑Plattform, Infrastruktur und Logistik: je nach Auslegung zusätzlich im zweistelligen bis niedrigen dreistelligen Millionenbereich, z.B. 190–370 Mio. €.

Damit ergibt sich für die Beispielkonfiguration ein Gesamt‑CAPEX in einer Bandbreite von etwa 650 bis 950 Millionen Euro.

Staatliche Zuschüsse

Bei einer Förderung von 30–35% der Investitionskosten ergibt sich ein Zuschuss in der Größenordnung von rund 240 Mio. €.

Die verbleibende Eigeninvestitionslast läge damit indikativ bei etwa 560 Mio. €.

Wartungs- und Betriebskosten, Netto Cashflow

Netto‑Cashflow bei 3 €/kg

Bruttoerlöse: 13.000.000 kg/a × 3 €/kg = 39 Mio. €.

Logistik (15%): 0,15 × 39 Mio. € = 5,85 Mio. €.

Betrieb & Wartung (3% von 800 Mio. €): 16 Mio. €.

Netto‑Cashflow vor Finanzierung/Steuern:
39 − 5,85 − 16 ≈ 17,15 Mio. € pro Jahr.

Netto‑Cashflow bei 4 €/kg

Bruttoerlöse: 13.000.000 kg/a × 4 €/kg = 52 Mio. €.

Logistik (15%): 0,15 × 52 Mio. € = 7,8 Mio. €.

Betrieb & Wartung (2% von 800 Mio. €): 16 Mio. €.

→ Netto‑Cashflow vor Finanzierung/Steuern:
52 − 7,8 − 16 ≈ 28,2 Mio. € pro Jahr.

Zusätzliche CO₂‑Erlöse

Durch die Nutzung von grünem Wasserstoff können grob 100.000 bis 150.000 Tonnen CO₂ pro Jahr gegenüber fossilen Energieträgern vermieden werden.
Bei heutigen und erwarteten EU‑ETS‑Preisen im Bereich von etwa 70 bis 85 €/t CO₂ entspricht dies einem zusätzlichen wirtschaftlichen Wert von rund 10 Millionen Euro pro Jahr.

Amortisation

Konservatives Szenario (heutige Annahmen):

Bei 3 €/kg H₂: Payback ca. 19–21 Jahre.

Bei 4 €/kg H₂: Payback ca. 14–15 Jahre.

Realistisch erwartetes Zielszenario (Skalierung, 35% Förderung, höhere CO₂‑Preise):

Bei 4 €/kg H₂: Payback ca. 8–10 Jahre.

Bei 3 €/kg H₂: Payback ca. 12–15 Jahre.

Skalierbar, wirtschaftlich, zukunftsfähig – MFO-H2 macht grünen Wasserstoff wettbewerbsfähig

Die MFO-H2-Verbundlösung verbindet technische Innovation mit solider Wirtschaftlichkeit:

Durch die intelligente Kopplung von windstarken Offshore-Standorten, mechanischer Energiespeicherung und hochausgelasteter Elektrolyse erreicht das Konzept einen Zielkorridor von 3–4 €/kg grünem Wasserstoff, ohne teure Netzanbindung und bei perspektivischen Amortisationszeiten von 8–15 Jahren .
Transparente Kostenstrukturen, modulare Bauweise und Skalierbarkeit von Einzelprojekten bis zu Multi-GW-Parks machen MFO-H2 zu einer einzigartigen und attraktiven Investitionsmöglichkeit für die europäische Energiewende.

Wirtschaftlichkeit der einzelnen Systeme

MFO-L

MFO-L (Gravity Storage) – Wirtschaftlichkeit

Investitionskosten (Beispiel):

Für ein System mit ca. 40.500 m³ Speichervolumen und 300 m Absenktiefe: rund 11 Mio. €

Betriebskosten: ca. 150.000–300.000 €/Jahr

Amortisationszeit:

Konservativ: ca. 3–4 Jahre

Optimistisch: ca. 2,5–3 Jahre

Haupterlösquellen sind Strommarkt-Arbitrage, Regelenergie-Bereitstellung und eingesparte Fundament-/Stabilisierungskosten bei Floating-Offshore-Windanlagen.

MFO-ES

MFO-ES (Hybrid Storage) – Wirtschaftlichkeit

Investitionskosten (Beispiel):

Für ein System mit ca. 40.500 m³ Auftriebsvolumen und 300 m Absenktiefe: rund 18 Mio. €

Betriebskosten: ca. 180.000–330.000 €/Jahr

Amortisationszeit:

Typischerweise ca. 5–6 Jahre

Haupterlösquellen sind Regelenergie-Vermarktung, Netzdienstleistungen und Strommarkt-Arbitrage mit hoher Flexibilität.

MFO-H2

MFO-H2 (Hybrid Storage) - mit Wartungs- und Wechselstation

Investitionskosten:

Stark abhängig von den Anforderungen im Verbund und Anzahl der Austauschcontainer wie Absenktiefe, in etwa ab 29 Mio. €

Betriebskosten: ca. 300.000–450.000 €/Jahr

Amortisation:

Die Wirtschaftlichkeit hängt maßgeblich von der Integration in Gesamtsysteme ab (z.B. Speicherverbund, Abnahmekonzepte, Netzanbindung).

Details zur vollständig integrierten Lösung siehe → MFO-H2-Verbundlösung oder zu kalkulieren als Einzelsystem in anderen Projekten als projektspezifische Kalkulation.