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News | 23.6.2014
Erstes Projekt der Forschungsinitiative abgeschlossen

Prozesskette für Wasserstoffspeicherung unter der Lupe

Die Rentabilität der alkalischen Elektrolyseeinheit (Bild) schätzen die Forscher langfristig geringer ein als für die PEM-Elektrolyse.
© DLR Stuttgart

Wissenschaftler untersuchten im Projekt PlanDelyKaD die Chancen, überschüssigen Strom als Wasserstoff zu speichern und zu nutzen. Dabei betrachteten sie die gesamte Prozesskette von der Erzeugung über die Speicherung bis zur Verwertung. Schwerpunkt der Untersuchungen war die Elektrolyse von Wasserstoff und die Speicherung des Gases in Salzkavernen. Die im Mai 2014 abgeschlossene Studie zeigt das Potenzial des Verfahrens im Markt auf.

Wenn Wind- oder Photovoltaikanlagen mehr Strom produzieren als benötigt wird, könnte dieser als chemische Energie mit Power-to-Gas gespeichert werden. Der Überschussstrom wird bis zum Jahr 2050 auf circa 50 bis 60 Terawattstunden pro Jahr ansteigen. Er entsteht vor allem bei mehrtägigem Starkwind und Hochdruckwetterlagen. Wasserelektrolyseure stellen eine Schlüsseltechnologie dar, um Wasserstoff in energiewirtschaftlich relevanten Dimensionen zu erzeugen. Die Wasserstoffelektrolyse kann aufgrund ihrer hohen Betriebsdynamik und in Verbindung mit Speichern Sekundär- und Minutenregelleistung im Stromnetz bereitstellen. Das Projekt PlanDelyKaD lotet die Möglichkeiten des Verfahrens am Markt aus. Koordinator des Projekts war das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt. An den Arbeiten beteiligt waren darüber hinaus das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, die Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH und KBB Underground Technologies GmbH.

Im Rahmen der Studie wurden die technologischen Risiken bei der Realisierung dieser Systeme bewertet. Dazu untersuchten die Forscher zwei Szenarien mit heute verfügbarer Technik sowie unter Fortschreibung der Technologieentwicklung in das Jahr 2030. Unter Berücksichtigung des Stands der Technik wurde eine 5 Megawatt-Anlage sowohl mit Alkali- als auch PEM-Technologie ausgelegt, für das Jahr 2030 dagegen eine Anlage mit 100 Megawatt Leistung, ebenfalls mit beiden Technologien. Die ermittelten Investitionsausgaben (CAPEX) und die Aufwendungen für den operativen Geschäftsbetrieb (OPEX) waren die Grundlage für die weiteren technisch-ökonomischen Simulationen in dieser Studie.

Salzkavernen als Wasserstoffspeicher nutzen

Bei der Standortwahl für zukünftige Wasserstoffspeicher-Anlagen spielen vielfältige Aspekte eine Rolle. Unabdingbar ist die Verfügbarkeit geeigneter geologischer Formationen. Weitere Kriterien sind die Entfernung zu den Erzeugern von Wind- und Sonnenstrom sowie zu zukünftigen Verbrauchszentren. Letztendlich gilt es, einen optimalen Kompromiss zu finden. Für die Studie wurden mögliche Standorte für Wasserstoffspeicher-Kavernen aus geologisch-geotechnischer Sicht identifiziert. Da sich bisherige Untersuchungen eher auf den norddeutschen Küstenbereich konzentrieren, wurden bewusst auch weiter südlich gelegene Regionen betrachtet.

Auf Basis der Untersuchungen schlugen die Forscher konkrete Orte für Wasserstoffspeicher vor. Zukünftige Wasserstoffspeicher lassen sich als Ergänzung zu bestehenden Erdgasspeichern realisieren, da die geotechnischen Anforderungen an Wasserstoffkavernen weitgehend identisch mit denen für Erdgaskavernen sind. Deshalb erfassten die Wissenschaftler existierende Speicherkavernen-Projekte für Erdgas und flüssige Kohlenwasserstoffe. Derzeit zeichnet sich ein zunehmendes Interesse auf Bundesländer-Ebene ab.

Wasserstoff wirtschaftlich im Verkehrssektor einsetzbar

Für Wasserstoff eröffnen sich vier Hauptmärkte:

  • in der Industrie als chemischer Grundstoff,
  • im Verkehrssektor,
  • die Einspeisung ins Erdgasnetz und
  • die Rückverstromung als klassischer Stromspeicher.

Die Forscher untersuchten die betriebswirtschaftlichen Perspektiven dieser Märkte aus der Sicht eines prototypischen Betreibers einer Wind-Wasserstoff-Anlage. Die spezifischen Wasserstoffkosten lagen je nach Anwendung, Volatilität der Strompreise und Kapitalkosten der Elektrolyse in einer Bandbreite zwischen drei und sieben Euro pro Kilogramm Wasserstoff. Entsprechende Erlöse können nur im Verkehrssektor erzielt werden.

Bei hohen Stromkosten und niedrigen Investitionskosten liegt der optimale Betrieb der Elektrolyseanlage bei einer geringen Auslastung von 2.500 bis 3.800 Volllaststunden im Jahr. Eine solche Anlage könnte für das Lastmanagement der fluktuierenden erneuerbaren Energien eingesetzt werden. Es gibt zwei Wege, die Wirtschaftlichkeit der Anlage zu erhöhen: Der Erste ist die Entlohnung des Lastmanagements, zum Beispiel durch entsprechende Marktmechanismen. Der Andere sind geringere Preise für Überschussstrom.

Außerdem lässt sich die Wirtschaftlichkeit steigern, indem der produzierte Sauerstoffs verkauft und die entstehende Wärme genutzt wird. Der Sauerstoff kann entweder direkt an Endverbraucher oder für eine effizientere, dezentrale Rückverstromung eingesetzt werden. Die Abwärme kann auch zur energieeffizienten Temperaturerhaltung im Prozess beitragen. Sowohl die Elektrolyseanlage als auch das Brennstoffzellensystems zur Rückverstromung im Stand-by-Modus, benötigen eine Wärmezufuhr.

Nutzungsperspektiven für Wasserstoff

Derzeit ist die Industrie fast alleiniger Wasserstoffverbraucher und -produzent mit über 20 Mrd. Nm³ Wasserstoff pro Jahr in Deutschland. In Zukunft wird aber die Nutzung als Brennstoff, Speichermedium und Kraftstoff stark zunehmen. Prognosen erwarten bis zum Jahr 2050, dass sich der industrielle Wasserstoffbedarf auf ca. 15 Mrd. Nm³ reduziert. Hingegen wird sich der Verbrauch  als Kraftstoff in Brennstoffzellen- und Gasfahrzeugen auf ca. 22 Mrd. Nm³ steigern. Kraftwerken mit Gasturbinen, GuD-Turbinen oder Brennstoffzellen werden ca. 7 Mrd. Nm³ Wasserstoff benötigen. Als industrielle Hauptnutzer zählen die Ammoniak- und Methanolherstellung sowie Raffinerien. Insbesondere die Abkehr vom fossilen Energieträger Erdöl bewirkt eine Abnahme des Wasserstoffbedarfs in diesem Sektor von heute ca. 9 Mrd. Nm³ auf 1,4 Mrd. Nm³ im Jahr 2050.

Regelleistung im Stromnetz

Die Forscher erwarten, dass der Sekundär-Regelleistungsbedarf des Stromnetzes bis zum Jahr 2050 nur schwach von heute 2.100 MW auf ca. 2.300 MW zunimmt. Im Minutenbereich verdoppelt sich der Regelleistungsbedarf jedoch nahezu auf knapp 5.000 MW. Die Rückverstromung mit Brennstoffzellen oder GuD-Kraftwerken liefert positive Regelleistung, letztere jedoch nur im Minutenbereich. Die Bereitstellungskosten sind rückläufig, gleichzeitig steigen die Arbeitspreise. Die Preisentwicklung hängt insbesondere von den rechtlichen Rahmenbedingungen beim Tranchieren der Ausschreibungsmengen und den Prognosefehlern bei einem höheren Anteil erneuerbarer Energien im Stromnetz ab. Verglichen mit heute werden sich bereits 2030 die Bedarfsspitzen im Minutenbereich fast verdoppeln.

Wasserstoff im Erdgasnetz

Eine Beimischung von Wasserstoff in das Erdgasnetz erspart das Verlegen zusätzlicher Pipelines durch das bundesdeutsche Gebiet. Transport und Verteilung durch das Erdgasleitungsnetz sind aus technischer Sicht möglich. Der Einfluss von Wasserstoffkonzentrationen bis 20 Vol.-% ist technisch beherrschbar. Bei einer transportierten Erdgasmenge von ca. 93 Mrd. Nm³ im Jahr 2012 ließen sich künftig bis zu 19 Mrd. Nm³ Wasserstoff  - dies sind ca. 40 % der benötigten Wasserstoffmenge im Jahr 2050 - und ca. 74 Mrd. Nm³ Erdgas transportieren. Forschungsbedarf sehen die Wissenschaftler aber bei den Verbrauchern, also den Gasturbinen, Verdichtern, Verbrennungsmotoren und Dampfkesseln. Studien zu höheren Wasserstoff-Beimischungen zum Erdgas liegen nicht vor.

Gefördert durch die Bundesregierung aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages

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