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H2 – Zündstoff für die Zukunft


neue energie - epaper ⋅ Ausgabe 1/2019 vom 03.01.2019

Kein anderes Element ist so universell nutzbar und dabei so simpel aufgebaut wie Wasserstoff. Das Gas eignet sich nicht nur als Brennmaterial für Heizungen, Motoren oder Turbinen und als Grundbaustein für die chemische Industrie. Es taugt auch als Bindeglied zwischen verschiedenen Energiesektoren – und somit als Beschleuniger der Energiewende.


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Bildquelle: neue energie, Ausgabe 1/2019

Hunderte Windräder erzeugen in der meist steifen Brise über der Nordsee zuverlässig Strom. Windparks mit insgesamt 900 Megawatt Leistung könnten Deutschland auf dem Weg in eine Wasserstoffwirtschaft ab 2026 voranbringen. Diese Strategie skizziert eine aktuelle, von ...

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... Siemens, dem Netzbetreiber Tennet und der Deutschen Shell beauftragte Studie für einen forcierten Ausbau von Offshore-Windparks über das derzeitige 15-Gigawatt-Ausbau-Szenario bis 2030 hinaus. Der zusätzliche Windstrom wird dann nicht auf die ohnehin knappen Leitungskapazitäten im deutschen Stromnetz angewiesen sein. Einmal an die Küste gelangt, fließt der Strom direkt in Elektrolyse-Anlagen, um Wasserstoff – kurz: H2 – zu erzeugen. „Ein Ausbau-Turbo für den ertragreichen Offshore-Wind macht nur Sinn, wenn wir ihn an leistungsfähige Speichertechnologien wie Power-to-Gas koppeln“, sagt Lex Hartman, Geschäftsführer von Tennet. Um das ambitionierte Klimaziel für 2030 von mindestens 55 Prozent weniger CO2-Emissionen als 1990 zu erreichen, dürfe das Potenzial der Erneuerbaren nicht verschenkt werden.

Wasserstoff kann auf diesem Weg gleich mehrere Aufgaben zugleich erfüllen: Es speichert regenerativ erzeugte Energie kurz- und langfristig, kann zur Wärme- und Stromproduktion sowie für die Elektromobilität mit Brennstoffzellen genutzt werden; und es dient nicht zuletzt als Grundstoff für die chemische Industrie, dem heute mit Abstand größten Verbraucher von Wasserstoff (siehe Seite 56). „Wasserstoff ist ein ideales Medium, um den Stromsektor mit anderen energie-oder rohstoffverbrauchenden Sektoren zu koppeln“, ist Christopher Hebling vom Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme Ise in Freiburg überzeugt. Selbst die Risiken für einen beherzten Schritt in die Wasserstoffwirtschaft sind längst überschaubar und eher gering. Von der Erzeugung über den sicheren Transport bis zur Nutzung des Gases sind die Technologien reif genug, um die nächste Entwicklungsstufe mit großtechnischen Anlagen im Megawatt-Maßstab anzugehen.

Von zentraler Bedeutung ist dabei die Aufspaltung von Wasser mit Strom in seine Bestandteile Wasserstoff und Sauerstoff. Bei der Elektrolyse nehmen Wassermoleküle Elektronen auf und trennen sich dabei. An einer Elektrode (Kathode) verknüpfen sich vormals positiv geladene Wasserstoff-Ionen zu neutralem Wasserstoffgas. Zur zweiten Elektrode (Anode) wandern durch eine Membran negativ geladene Hydroxyl-Gruppen und geben Elektronen ab. Dabei entstehen Wasser und Sauerstoffgas. Seit Jahrzehnten läuft dieser elektrochemische Prozess mit flüssiger, elektrisch leitfähiger Kalilauge in bis zu einigen Megawatt großen Anlagen effizient ab. Die Wirkungsgrade rangieren zwischen 65 und 80 Prozent.

Erster Schritt zur großtechnischen Anwendung

Zu dieser Alkali-Elektrolyse gesellt sich seit einigen Jahren die etwas kompakter dimensionierte sogenannte PEM-Elektrolyse (PEM – proton exchange membran). Bei ihr wandern positive Wasserstoff-Ionen durch eine ins Wasser eingetauchte Membran. Auch diese Variante erreicht Wirkungsgrade von rund 80 Prozent. Doch PEM-Anlagen haben den Vorteil, dass sie schneller auf sich verändernde Stromflüsse reagieren als Alkali-Elektrolyseure. Das macht die Anwendung bei schwankender Stromproduktion besonders interessant. In Wesseling, einem Raffinerie-Standort zwischen Köln und Bonn, entsteht derzeit die weltgrößte PEM-Elektrolyse mit zehn Megawatt Leistung. Ab 2020 soll die mit EU-Geldern geförderte, insgesamt 20 Millionen Euro teure Anlage unter Federführung von Shell und ITM Power pro Jahr 1300 Tonnen Wasserstoff produzieren. Ein wichtiger, aber noch kleiner Schritt hin zur großtechnischen Anwendung. Denn die Raffinerie braucht zur Aufbereitung ihrer Erdölprodukte jährlich stolze 180 000 Tonnen H2.

Solche Pilotprojekte sollen Zuverlässigkeit und Stabilität von Elektrolyse-Anlagen im praktischen Einsatz zeigen. Derzeit halten Alkali-Anlagen mit bis zu 90 000 Betriebsstunden am längsten, PEM-Elektrolyseure kommen auf knapp 50 000 Stunden. Deutlich hinterher hinkt nur die noch in Entwicklung stehende Hochtemperatur-Elektrolyse mit bestenfalls einigen tausend Betriebsstunden. Diese Variante arbeitet mit etwa 800 Grad heißem Wasserdampf und könnte die Wärme von Solarthermie-Kraftwerken oder industrielle Abwärme nutzen. Ihr Vorteil ist ein rekordverdächtiger Wirkungsgrad von mehr als 90 Prozent. Sowohl Alkali-als auch PEM-Systeme werden den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft wesentlich stützen können. Der Ausbau von Elektrolyse-Anlagen bleibt kurzfristig aber noch bescheiden. Die Wasserstoff-Roadmap, die derzeit für das zweite Nationale Innovationsprogramm Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie diskutiert wird, sieht in Deutschland 2019 Elektrolyse-Anlagen mit insgesamt 100 Megawatt (MW) Leistung und 1500 MW bis zum Jahr 2025. Doch dann könnte die Entwicklung mit parallel sinkenden Installationskosten Fahrt aufnehmen. Bis zum Jahr 2050 reichende Szenarien zur deutschen Energiewende prognostizieren Elek trolyse-Anlagen mit 137 bis 275 Gigawatt Leistung. Kosten diese heute noch zwischen 1000 und 1500 Euro je installiertem Kilowatt, könnten sich die Preise bis 2030 dank größerer Stückzahlen und Optimierung von Membranen und Elektroden etwa halbieren. Davon geht die Nationale Organisation Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie in einer aktuellen Studie zur Industrialisierung der Wasserelektrolyse aus.

Millionen für Wasserstoff

Sowohl die Bundesregierung als auch die EU-Kommission fördern die Wasserstoff-Technologie. Der Fokus liegt dabei bislang auf Forschungs- und Pilotprojekten.

Bund:

– Im Rahmen der Initiative „Kopernikus-Projekte für die Energiewende“ unterstützt das Bundesforschungsministerium die Entwicklung von Elektrolyse-Prozessen zur Wasserstoff-Erzeugung und neue Technologien für synthetische Kraftstoffe. In der ersten Förderphase bis 2019 stehen bis zu 120 Millionen Euro bereit, bis 2025 sollen weitere 280 Millionen Euro folgen.

www.kopernikus-projekte.de

– Das „Nationale Innovationsprogramm Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie (NIP)“ unterstützt Forschung und Technologieentwicklung. Noch nicht wettbewerbsfähigen Klein-serienprodukten soll der Marktzugang erleichtert werden. Für Phase 1 (2006-2016) stellte der Bund 700 Millionen Euro zur Verfügung. Projekte in Phase 2 (NIP 2) bis 2026 können mit rund einer Milliarde Euro Förderung rechnen. Von der Industrie werden Investitionen in gleicher Höhe erwartet.

Zwischen 2017 und 2019 stehen im NIP-2-Programm 250 Millionen Euro für Wasserstoff-Fahrzeuge (Straße, Schiene und Wasser, Logistik-Sonderfahrzeuge sowie das Tankstellennetz) bereit. Auch Elektrolyseanlagen, nicht-stationäre KWK-Anlagen sowie Anlagen zur autarken Stromversorgung sind förderfähig.

www.now-gmbh.de

– Käufer von Elektromobilen mit Brennstoffzellen können eine Kaufprämie von 4000 Euro beim Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle beantragen (bei einem Netto-Listenpreis von unter 60 000 Euro).

www.bafa.de

– Aus dem „Anreizprogramm Energieeffizienz“ des Bundes gewährt die KfWBank bis zu 28 200 Euro Zuschuss für den Einbau von Brennstoffzellensysteme in Gebäude (neu und Bestand).

www.kfw.de/inlandsfoerderung

EU:

Brüssel fördert Wasserstoff-Projekte im Rahmen des laufenden Forschungsprogramms Horizon 2020. Der Fokus des Programms „Fuel Cells and Hydrogen 2 Joint Untertaking“ liegt auf dem Energie- und Verkehrssektor. Zwischen 2014 und 2020 stehen dafür 1,33 Milliarden Euro für bisher 227 Projekte bereit. Auch für das folgende EU-Forschungsrahmenprogramm

– Laufzeit von 2021 bis 2027

– kann mit Fördermitteln mindestens in dieser Höhe gerechnet werden.

www.fch.europa.eu

Auf fallende Installationskosten will Reinhard Christiansen, Geschäftsführer vom Windpark Ellhöft nahe der deutsch-dänischen Grenze nicht warten (siehe Seite 49). „Wir sehen in der Veredelung von Windstrom zu Wasserstoff und seinen Einsatz im Verkehr sehr großes Potenzial“, sagt er. Daher stattet er den bereits im Jahr 2000 gebauten Windpark mit einer 225-Kilowatt-PEM-Elektrolyse vom Lübecker Unternehmen H-Tec-Systems, einer Tocher von GP Joule, aus. Diese Anlage kann täglich mit dem Windstrom bis zu 100 Kilogramm Wasserstoff erzeugen. Geliefert an die Wasserstofftankstelle im benachbarten Westre reicht die Menge zur Betankung von bis zu 20 Brennstoffzellen-Autos aus.

Es ist nicht unwahrscheinlich, dass dieses Beispiel gerade im windreichen Schleswig-Holstein Schule machen wird. „Die Erzeugung von Wasserstoff ist für die liebevoll ‚Ü20‘ genannten Windparks, die nach 20 Jahren aus der EEG-Förderung fallen, interessant“, sagt Ise-Experte Hebling. Denn geschätzt nur etwa die Hälfte dieser Windparks könnten gemäß der heute geltenden Vorschriften im Zuge eines Re-powerings die alten gegen neue, größere Anlagen auf ihrem Areal austauschen. Sollten die älteren Windräder noch gut in Schuss sein, bieten Elektrolyse und direkt vermarkteter Wasserstoff zum Kilopreis von knapp zehn Euro vielleicht eine lohnende Alternative zur Netzeinspeisung zu Börsenstrompreisen mit vier bis sieben Cent pro Kilowattstunde. Die Bilanzen der kommenden Jahre werden zeigen, ob diese dezentrale Wasserstofferzeugung tatsächlich lukrativ und ausbauwürdig ist.

In einzelnen Regionen wie rund ums nordische Ellhöft mag ein kleiner Wasserstoffmarkt funktionieren. Nur wenige Autos und Busse mit Brennstoffzellenantrieb genügen, um eine stabile Nachfrage nach dem grünen Wasserstoff aus Windstrom zu sichern. Größere Mengen jedoch verlangen nach einer funktionierenden Logistik und zuverlässigen Abnehmern. Tanklastwagen können einen Transport zumindest in der Startphase der Wasserstoffwirtschaft übernehmen. Drucktanks mit 200, 350 oder gar 700 bar Gasdruck sind technisch ausgereift und sicher. Diese Verdichtung ist auch zwingend nötig, um den Energieinhalt des extrem leichten Gases zu erhöhen. Auf die Masse bezogen stellt Wasserstoff zwar mit 33,33 Kilowattstunden pro Kilogramm Erdgas und sogar Benzin (zwölf Kilowattstunden pro Kilo) weit in den Schatten. Aber selbst bei 700 bar Druck bringt ein Liter Wasserstoff gerade mal 40 Gramm auf die Waage. Damit betankt erzielen Brennstoffzellen-Autos allerdings immerhin Reichweiten von mehr als 500 Kilometern. Verflüssigt man den Wasserstoff bei minus 253 Grad, kann seine Energiedichte nochmal knapp verdoppelt werden. Der nötige technische Aufwand ist jedoch groß und kostspielig.


An potenziellen Abnehmern von grünem Wasserstoff herrscht kein Mangel.“ Christian Sattler, DLR


Pipelines sind daher eine effiziente Alternative zu Lastern mit Hochdrucktanks. In Deutschland setzt vor allem die (petro-)chemische Industrie auf diesen Transportweg, Das bisherige Leitungsnetz hat eine Länge von etwa 400 Kilometern, ein Großteil davon verläuft durchs Ruhrgebiet. Raffinerien und Chemiekonzerne sind heute die mit weitem Abstand größten Nutzer von Wasserstoff, etwa 1,6 Millionen Tonnen verbrauchen sie jedes Jahr. Mit dem H2-Gas werden etwa Ammo-niak für die Düngerproduktion und die Basischemikalie Methanol hergestellt. Zudem ist Wasserstoff in Raffinerien für das sogenannte Hydrocracken – das Aufspalten von Erdöl in Benzin und zahlreiche weitere flüssige Kohlenwasserstoffe – unerlässlich. „An potenziellen Abnehmern von grünem Wasserstoff herrscht auf alle Fälle kein Mangel“, sagt Christian Sattler vom Institut für Solarforschung am Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) in Köln.

Chemieindustrie als Wegbereiter

Für die chemische Industrie ist grüner Wasserstoff eine große Chance, die eigenen CO2-Emissionen drastisch zu senken. Denn bisher wird nur ein winziger Bruchteil des genutzten Wasserstoffs via Elektrolyse aus Strom gewonnen. Mehr als 95 Prozent stammen aus der chemischen Zerlegung fossiler Brennstoffe – aus Erdgas via Dampfreformierung oder auch aus der Vergasung von Kohle. Für jede Tonne Wasserstoff entstehen dabei mindestens zehn Tonnen CO2. Ein großes Potenzial, um das Klima zu entlasten und Kosten für CO2-Emissionsrechte zu sparen.

„Die chemische Industrie könnte damit durchaus als ein Wegbereiter für eine nachhaltige Wasserstoffwirtschaft dienen“, sagt Ise-Forscher Hebling. Eine Hürde sind heute allerdings die noch deutlich höheren Kosten für grünen Wasserstoff. Je nach Strompreis rangiert Wasserstoff aus der Elektrolyse bei sieben bis zehn Euro pro Kilogramm, die Produktion aus Erdgas dagegen bei zwei bis drei Euro. „Doch im Laufe des nächsten Jahrzehnts wird sich diese Kostenschere schließen“, sagt Hebling. Als Treiber des Trends sieht er die mit einer anlaufenden Serienfertigung fallenden Preise für Elektrolyseure sowie Innovationen einerseits und je nach regulatorischen Randbedingungen erheblich teurere CO2-Emissionsrechte andererseits.

Parallel ist es nicht ausgeschlossen, dass sich die Elektromobilität mit Brennstoffzellen eine wachsende Nische im Fern- und Lastverkehr auf Straße und Schiene sichert. „Diese Technologie wird im nächsten Jahrzehnt konkurrenzfähig“, ist Sattler überzeugt. Auch könnten Elektrolyse-Anlagen mit Wasserstoffspeicher an zahlreichen Netzknoten die schwankende Einspeisung von Wind- und Solarkraftwerken ausgleichen und so das Stromnetz stabilisieren. Den grünen Wasserstoff in das vorhandene Erdgasnetz einzuspeisen, wäre ebenfalls denkbar. Allerdings bezweifeln sowohl Hebling als auch Sattler, dass diese vor wenigen Jahren noch oft propagierte Power-to-Gas-Nutzung von regenerativ erzeugtem Wasserstoff schon jetzt sinnvoll sein könnte. Das gleiche gilt für die Umwandlung von Wasserstoff in Methan über eine Reaktion mit Kohlendioxid. „Die Methanisierung wird aufgrund des hohen Kostendrucks bei den nachhaltigen Energieträgern, Kraftstoffen und Chemikalien vielleicht in 20 Jahren relevant“, so Hebling.

Die Entwicklung der Wasserstoff-Technologien und der Forschungsförderung durch die Regierungen in Berlin und Brüssel gingen zwar in die richtige Richtung, meinen Wissenschaftler. Dennoch fehle es immer noch an den passenden politischen Randbedingungen. Dabei geht es auch um den Weg in die großtechnische Anwendung. Einen Vorschlag macht die eingangs zitierte Studie zur Wasserstofferzeugung mit Offshore-Windparks. Solche H2-Anlagen könnten – ähnlich wie bereits Wind- und Solarparks – an Ausschreibungen teilnehmen und sich so auf 20 Jahre eine Vergütung für den produzierten Wasserstoff sichern. Wer dabei niedrige Gebote abgibt – in der Diskussion sind Größenordnungen von etwa vier Euro pro Kilogramm –, der bekäme den Zuschlag.

„Auf dem Weg zur Wasserstoffwirtschaft hinken wir in Europa ein bisschen hinterher“, sagt Christian Sattler. Japan sei da deutlich weiter. Tatsächlich bildet dort Wasserstoff das zentrale Element der Energiepolitik. Der Staat fördert in Häusern etwa massiv den Einbau von Brennstoffzellen-Systemen, die aus Wasserstoff sowohl Strom als auch Wärme erzeugen. 230 000 Anlagen sind bereits installiert, bis 2030 sollen weitere fünf Millionen folgen. Statt Erdgas will Japan den Wasserstoff-Import forcieren und seine Gaskraftwerke entsprechend umrüsten. Nicht zuletzt zählt der Autobauer Toyota weltweit zu den führenden Entwicklern von serienreifen Wasserstoff-Mobilen.

„Japan meint es ernst mit der Wasserstoffwirtschaft und hat die Hydrogen Society als Leitmotiv für das Energiesystem proklamiert“, bestätigt Hebling. Das Land will auch international mit dieser Strategie überzeugen. So laufen derzeit die Vorbereitungen für die G20-Präsidentschaft Japans in diesem Jahr. Ein zentrales Thema: Wasserstoff. Selbst die Olympischen Spiele 2020 in Tokio werden ganz im Zeichen des Wasserstoffs stehen. Das Gas wird die Energieversorgung des olympischen Dorfes sichern und sogar das olympische Feuer speisen. Da Wasserstoff allerdings farblos verbrennt, ist ein kleiner Trick vorgesehen. Der Zusatz von Kupfer wird die Flamme in einem kräftigen Grün flackern lassen.


Foto: Getty Images / Istockphoto

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