Wasserstoff wird als einer der wichtigsten Energieträger zur Speicherung von fluktuierender Wind- und Solarenergie in einem nachhaltigen Energiesystem betrachtet. In dieser Arbeit werden Exergieeffizienz und Kostenanalysen durchgeführt, um verschiedene Pfade von Wasserstoffherstellung (PEM, alkalische oder Festoxidelektrolyse), -speicherung (Verdichtung, Verflüssigung oder Methanisierung), -transport (Trailer oder Pipeline) und -rückverstromung (PEM-, Festoxidbrennstoffzellen oder Gas- und Dampfkraftwerke (GuD)) zu vergleichen. Alle Prozessketten werden für Voll- und Teillast simuliert und ihrWirkungsgrad sowie die Kosten berechnet. Weiterhin werden Lastprofile abgeschätzt, um ein gesamtes Betriebsjahr unter schwankender Last zu simulieren. Die Ergebnisse zeigen exergetische Strom-zu-Strom-Wirkungsgrade von etwa 17.5 % bis 43 %. Die größten Verluste treten bei der Rückverstromung und bei der Herstellung von Wasserstoff auf. Methanisierung zeigt sowohl niedrigere Wirkungsgrade als auch höhere Kosten als Pfade mit reinem Wasserstoff. Während GuD-Kraftwerke sehr hohe Wirkungsgrade bei Volllast aufweisen, zeigen Brennstoffzellen im Lastfolgebetrieb über ein Gesamtjahr höhere Wirkungsgrade. Spezifische Gesamtkosten zwischen 245 e/MWh und 646 e/MWh werden durch die Simulation berechnet. Niedrigere Prozesskettengesamtkosten sind gemeinhin mit einem hohem Wirkungsgrad verbunden. Installationskosten sind auf Grund der niedrigen Volllaststundenzahl der hauptsächliche Treiber der Gesamtkosten. Um die Energiespeicherkosten der Prozessketten zu verringern, werden die Kostenreduktion durch den Verkauf von Nebenprodukten wie Sauerstoff und Wärme, sowie die Erweiterung der Anwendung untersucht. Während der Effekt des Erlöses durch den Verkauf von Sauerstoff gering ist, kann der von Wärme die Gesamtkosten signifikant verringern. Eine Erhöhung der Volllaststudenzahl durch das Einbeziehen einer Elektrolyse-Grundlast für die Bereitstellung von Wasserstoff für die mobile Anwendung zeigt auch eine deutliche Verringerung der Gesamtkosten auf bis zu 151 €/MWh bei 2337 h/a Volllaststunden. Die Optimierung des Wirkungsgrades wird durch die Analyse von physischer sowie Wärmeexergierückgewinnung durchgeführt. Dafür wird die Nutzung von Expansionsmaschinen im Gasnetz, der Einsatz von zusätzlichen Joule- und Clausius-Rankine-Prozessen, wie auch die Bereitstellung von Wärme für die Dampfelektrolyse aus der Methanisierung, der Kühlung zwischen Verdichtungsstufen und der Speicherung von Wärme analysiert. Die Berechnung zeigt, dass bei Volllast Prozessketten, die Wasserstoff mit Hilfe von Festoxidelektrolyse herstellen und diesen dann in einem GuD-Kraftwerk oder einer Festoxidbrennstoffzelle mit Clausius-Rankine- Prozess rückverstromen, exergetischeWirkungsgrade von 47 % bzw. 45.5 % erreicht werden können. Eine reversible Festoxidbrennstoffzelle, die Wärme und Wasserstoff in einem Metallhydrid speichert, kann exergetische Wirkungsgrade von 46.5 % erreichen. Die Energiespeicherkosten für diese Systeme können bei Volllast 35 bis 40 €/MWh betragen. Es kann angenommen werden, dass über ein Betriebsjahr der Wirkungsgrad steigen wird.