Eine kniffelige Angelegenheit

Eine kniffelige Angelegenheit

Fliegen mit Brennstoffzellen und flüssigem Wasserstoff?

In der Forschung dienen Drohnen mit Brennstoffzellen (BZ) und flüssigem Wasserstoff als Modell für eine klimaschonendere Luftfahrt. Die unbemannten Fluggeräte zeigen jedoch auch, welche Hürden es noch zu überwinden gilt. Raketentechnik hilft dabei nicht.

Auf der Elbinsel Hamburg-Finkenwerder empfängt den Besucher ein bizarrer Kontrast zwischen gestern und morgen: Nicht weit von einer beschaulichen Backstein-Siedlung aus den 1950er-Jahren liegt das Zentrum für Angewandte Luftfahrtforschung (ZAL), ein futuristischer Gebäudekomplex mit Hallen, Laboren und Büros. Rund 600 Menschen aus aller Welt arbeiten hier daran, die Zukunft der zivilen Luftfahrt umweltverträglicher und im besten Fall klimaneutral zu machen. Der silberfarbene „Turm“ am Eingang verkündet das Forschungsziel bereits mit der Aufschrift: „Hydrogen. Flying green tomorrow.“ Dabei handelt es sich um einen 20 Meter hohen Tank, gefüllt mit gasförmigem Wasserstoff mit einem Druck von 45 bar.

Vom Empfang aus geht es durch lange Flure in den zweiten Stock, von wo aus sich der Blick in die sogenannte Akustikhalle öffnet. Im Prinzip ein Hangar, in dem es ein wenig nach Kunststoff riecht. An den Wänden verlaufen unzählige Rohre, zum Beispiel für Stickstoff, Wasserstoff oder Pressluft. Man hört das Summen und Surren von Aggregaten und Schaltanlagen sowie das Rauschen der Lüftung.

Im Brennstoffzellenlabor des ZAL zeigt Sebastian Altmann auf ein spinnenartiges Objekt aus schwarzer Kohlefaser: „Das ist unsere LiquiDrone, sozusagen der größere Bruder des ZALbatros.“ Beide Namen stehen für H2-Drohnen mit sechs Rotoren, die hier entwickelt wurden. Was bei der LiquiDrone in etwa so aussieht, als hätte man ihr eine rote Taucherflasche auf den Rücken geschnallt, ist ein karbonfaserverstärkter Tank mit gasförmigem Wasserstoff, komprimiert auf 350 bar, der für erste Flugversuche dient. Später wird er durch einen Flüssigwasserstofftank ersetzt. Unter dem Tank befinden sich zwei Kammern mit Brennstoffzellen, die das Gas zusammen mit Luft in Strom umwandeln, und der treibt die Elektromotoren an den Rotoren an.

Der „kleinere Bruder“ ZALbatros, der mit ausgeklappten Rotoren gut zwei Meter im Durchmesser misst, ist genau genommen eine Forschungsplattform, die als Basis für wissenschaftliche Projekte dient. Zwei Brennstoffzellensysteme mit einer Leistung von jeweils 800 Watt versorgen die Elektromotoren des Hexakopters mit Strom. „Das Startgewicht beträgt dank des Kohlefaserrumpfes nur etwas mehr als zwölf Kilogramm und er ist dennoch stabil“, erläutert Altmann. „Beim Flugtest erreichte der ZALbatros trotz teilweise böigen Windes eine Flugdauer von zwei Stunden und zehn Minuten. Batteriebetriebene Drohnen müssen oft schon nach einer guten halben Stunde wieder landen, um die Akkus zu laden oder zu wechseln.“

Flüssigwasserstoff für höhere Reichweiten

Doch auch diese schon verlängerte Flugzeit ist nur der Anfang. Denn jetzt wird im aktuellen Forschungsprojekt LiquiDrone der gasförmige Wasserstoff durch seine flüssige Variante (liquefied hydrogen, LH2) ersetzt. „Aufgrund der höheren Energiedichte könnte so eine Drohne bis zu zwölf Stunden im Einsatz sein“, erklärt Ingenieur Altmann, der das Brennstoffzellenlabor im ZAL leitet. Dabei ist eine Umstellung auf flüssigen Wasserstoff alles andere als einfach. Die Speichertechnik für das verflüssigte Gas ist ebenso herausfordernd wie dessen Regasifizierung im Flugbetrieb, die Betankung mit LH2 und die Integration des Ganzen in ein Betriebssystem.

Lösungen dafür sollen im Rahmen des LiquiDrone-Forschungsprojektes gefunden werden, das vom Bundesverkehrsministerium mit knapp 900.000 Euro gefördert wird. An dem Projekt beteiligen sich außer dem ZAL auch die Universität Rostock sowie die Unternehmen RST Rostock-Systemtechnik und BaltiCo.

Für die künftig längere Flugzeit muss der Zustand einer Drohne aus der Ferne komplett erfasst und überwacht werden. Dazu sind Sensoren notwendig, die verschiedene Parameter erheben: Von der Leistungsaufnahme der Motoren über die Betriebstemperatur der Brennstoffzellen bis zur Signalstärke der Funkverbindung.


Abb. 2: H2-Experte Vijay Siva Prasad mit einer
H2-Drohne

Ein Tank für die Speicherung von flüssigem Wasserstoff wurde bereits konzipiert und gebaut. Ein Schwerpunkt im Projekt ist die schwierige Frage, wie sich bei möglichst leichtem und kompaktem Tank-Design Wärmebrücken minimieren lassen, die dazu führen würden, dass der flüssige Wasserstoff unkontrolliert verdampft und wieder gasförmig wird. Dieses Phänomen, auch „boil-off“ genannt, ist seit langem bekannt, nicht zuletzt aus der H2-Forschung der Automobilbranche.

Da die Brennstoffzelle gasförmigen Wasserstoff verwendet, wird der Treibstoff aus der Gasphase im Tankinneren entnommen. Durch geschickte Wärmezufuhr soll die Verdampfungsrate innerhalb des Energiespeichers an den Verbrauch angepasst werden. „Auf diese Weise lässt sich fast jedes Gramm Wasserstoff im Tank nutzen“, sagt Altmann. „Das steigert die Effizienz und verlängert die Flugzeit.“ Parallel dazu haben Forscher der Universität Rostock ein Sensorsystem entwickelt, mit dessen Hilfe der Füllstand des Flüssigwasserstoffs überwacht werden kann. Momentan ist die LiquiDrone oft zum Zweck von Tests im Einsatz, die als Vorbereitung für den Flug mit flüssigem Wasserstoff dienen. Der erste LH2-Flug soll im Frühjahr 2024 stattfinden.

Luftfahrtbranche steht vor großen Herausforderungen

Unbemannte Fluggeräte eignen sich gut, um die komplexen Herausforderungen meistern zu können, die Brennstoffzellen und Wasserstoff mit sich bringen. Batteriebetriebene Drohnen sind bereits jahrelang im Einsatz; nun sollen mit ihrer Hilfe Erkenntnisse gewonnen werden, die später skaliert und im besten Fall auf Passagiermaschinen übertragen werden können. Im Vordergrund des LiquiDrone-Projektes steht außer den genannten Fragestellungen zudem eine höhere Leistung, so Altmann, bei der zugleich die Wirtschaftlichkeit beachtet werden soll.

Die Luftfahrt weniger umwelt- und klimaschädlich zu machen, ist inzwischen nicht nur das Ziel der Forschung, sondern der Branche insgesamt. Rund 3,5 Prozent trägt der Flugverkehr nach Angaben des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) weltweit zur menschengemachten Klimaerwärmung bei. In dieser Bewertung sind alle Faktoren der Luftfahrt enthalten, das heißt, zu den CO2-Emissionen auch der Ausstoß von Stickoxiden „sowie die Wirkung von Kondensstreifen und Kondensstreifen-Zirren.“


Abb. 3: Sebastian Altmann, Leiter des BZ-Labors (Senior Expert Fuel Cell Lab), vor einem modularen Teststand für Brennstoffzellensysteme, der am ZAL entwickelt wurde

Klimaneutralität in der Luftfahrt zu erreichen ist allein aus technischen Gründen noch schwieriger als in anderen Bereichen. Der Vorstoß in die dritte Dimension sowie die physikalischen Bedingungen in der bisher üblichen Reiseflughöhe erfordern entweder ganz eigene Lösungen oder zumindest Anpassungen der herkömmlichen Technik.

Allein die BZ-Technologie, im landgebundenen Verkehr auf der Straße und der Schiene erfolgreich erprobt, ist im Luftverkehr nicht so einfach zu handhaben. „Anders als bei Anwendungen am Boden birgt der geringe Umgebungsdruck sowie die limitierte Wärmeabfuhr von luftfahrttechnischen Brennstoffzellensystemen besondere Herausforderungen“, erklärt Florian Becker. „Das Wassermanagement ist relativ komplex, jedoch von zentraler Bedeutung, um einen effizienten und langlebigen Betrieb zu ermöglichen.“ Wie man diese Herausforderungen durch innovative Ansätze und Betriebsstrategien bewältigen kann, untersucht er als wissenschaftlicher Mitarbeiter des DLR, ebenfalls im Brennstoffzellen-Labor des ZAL.

Nicht nur Airbus arbeitet an H2

Um die Erkenntnisse aus dem Labor in der Praxis zu testen, ist der Weg buchstäblich kurz: Nur drei Kilometer entfernt liegt das Werk des Flugzeugherstellers Airbus, der sich ebenfalls am ZAL beteiligt. Der Branchenriese hat bekanntlich das Ziel verkündet, im Jahr 2035 eine Passagiermaschine auf den Markt zu bringen, die mithilfe eines Wasserstoffantriebs erheblich emissionsärmer als heutige Flugzeuge sein soll. Als drittgrößter Standort für die zivile Luftfahrt weltweit verfügt Hamburg über ein dicht geknüpftes Netz aus Hochschulen, Instituten und branchenspezifischen Firmen, die Forschung und Entwicklung mit Fokus auf Nachhaltigkeit betreiben. Dazu tragen insbesondere kleine und mittelständische Unternehmen (KMU) bei.

So hat beispielsweise der Ingenieur-Dienstleister Teccon, der allein im H2-Bereich 35 Mitarbeiter beschäftigt, das öffentlich geförderte Forschungsprojekt H2 Finity initiiert und die Mittel dafür eingeworben. Dabei geht es um die Entwicklung eines skalierbaren H2-Antriebsstrangs für leichte und mittlere Fluggeräte, die in einem Verbund aus KMU und unter Mitwirkung des ZAL umgesetzt wird.

„Anhand einer Drohne mit einer Spannweite von 3,5 Metern und 25 Kilogramm Startgewicht erproben wir den hybrid-elektrischen Antriebsstrang“, erklärt Jörg Manthey von Teccon, federführend für das Projekt zuständig. Der H2-Antriebsstrang werde optimiert und für höhere Leistungen weiterentwickelt. „Unser Ziel ist ein modular skalierbares Konzept, das von Tragflügel-Drohnen bis hin zu Kleinflugzeugen reicht, die dann einen umweltfreundlichen und leisen Antrieb besitzen sollen.“ Skalierbar bedeutet in diesem Fall, dass der gesamte Betrieb der Drohne schließlich auch mit 500 Kilogramm Startgewicht funktionieren soll.

Weil die Zertifizierungs- und Zulassungsverfahren in der Luftfahrtbranche aus Sicherheitsgründen besonders aufwändig sind, denken die beteiligten Teams die notwendigen Verfahren gleich mit, betont Manthey, „damit die Technologie nach Projektende schnell eingesetzt werden kann“. Pionierleistungen wie der erste Flug mit flüssigem Wasserstoff einerseits und die mühselige LH2-Forschung an Drohnen andererseits sind kein Widerspruch, sondern gehören zusammen. Denn so wichtig solche Pilotflüge auch sind, geht damit nicht automatisch eine Lösung für eine industrietaugliche Serienproduktion einher.

Dass bemannte Flugkörper mit flüssigem Wasserstoff fliegen, kennt man seit Jahrzehnten aus der Raketenforschung. Allerdings sind Raketen bislang nicht wiederverwertbar, und wie schwierig der Weg dahin ist, kann die Öffentlichkeit ja an entsprechenden Experimenten von US-Raumfahrtunternehmen mitverfolgen. Der Umgang mit gasförmigem Wasserstoff ist erheblich einfacher als der mit flüssigem. „Abgesehen davon, dass LH2 erstmal hergestellt werden muss, braucht man dafür ein geeignetes Transportgefäß und ein Betankungssystem, das sich sicher bedienen lässt“, erklärt Manthey. „Das alles muss serientauglich sein und schließlich zertifiziert werden.“ Nur dann kann der Umgang mit dem klimaneutralen Treibstoff eines Tages so selbstverständlich werden wie heute mit Benzin oder Kerosin.


Abb. 4: Prinzipieller Aufbau eines Flüssigwasserstoffspeichers, wie er künftig in einer LiquiDrone getestet werden soll. Dieses Modell dient nur dazu, die Technik gegenüber Studenten oder Besuchern zu erklären.

Autorin: Monika Rößiger

Am Anfang war die Tankstelle

Am Anfang war die Tankstelle

Planungssicherheit schaffen durch den Aufbau von H2-Infrastruktur

Lange haben wir die Frage diskutiert, was beim Hochlauf einer Wasserstoffmobilität an erster Stelle steht. Doch dieses Henne-Ei-Problem gibt es eigentlich gar nicht: Die Tankstelle kommt immer zuerst! Warum das so ist, zeigt beispielhaft die erste Wasserstofftankstelle in Gießen.

Im August 2023 wurde von der Firma Roth Holding & Co. KG die erste Wasserstofftankstelle im Landkreis Gießen unter dem Label „Clean Energy Station“ in Betrieb genommen. Vor der vorangegangen Planungs- und Genehmigungsphase hatte sich der Betreiber Frank Roth zwei wesentliche Fragen gestellt: Habe ich heute Kunden für die Wasserstofftankstelle? Und definieren die gesetzlichen Rahmenbedingungen klar, was grüner Wasserstoff ist?

In beiden Fällen lautete die Antwort nein. Aber das Gefühl war: Der Kunde will grünen Wasserstoff, also fange ich an, eine entsprechende Tankstelle zu bauen. Schon während der Bauphase zeigte sich, dass die Kunden kommen und grünen Wasserstoff wollen. Wie hat das so gut geklappt?

Die Anlage
Diese Anlage am Schiffenberger Weg ist für alle Fahrzeugtypen geeignet und bietet als Multi-Energie-Tankstelle Diesel, Benzin, Elektrizität und Wasserstoff an. Vor Ort wird grüner Wasserstoff aus eigenen, regionalen Windkraft- und Solaranlagen produziert. Die Erzeugung mittels Elektrolyse erfolgt mit einem 1,25-MWel-PEM-Elektrolyseur, der auf 2,5 MWel erweiterbar ist und in der Ausbaustufe bis zu 36 kgH2/h produzieren kann. Der H2-Speicher an der Tankstelle kann bis zu zwei Tonnen Wasserstoff speichern.

Die Abgabe des Wasserstoffs erfolgt mit 350 bar an Busse sowie Lkw und mit 700 bar an Pkw. Um Schwankungen bei der Erzeugung oder Nachfrage abzufangen, kann auch externer Strom in den Elektrolyseur eingespeist werden. Außerdem lässt sich Wasserstoff per Lkw mittels Trailer anliefern. Darüber hinaus kann zu viel produzierter Wasserstoff, ebenfalls per Trailer, an weitere Tankstellen oder Kunden in der Umgebung abgegeben werden. Dadurch ist die Tankstelle sehr flexibel, kann ein großes Nachfragespektrum handhaben und bei Bedarf weitere Abnehmer mitversorgen.


Abb. 2: Die H2-Wertschöpfungskette – von der H2-Erzeugung aus Erneuerbaren bis zum Flottenbetrieb. In Orange sind die wesentlichen Bausteine hervorgehoben.


Was ist wichtig?
H2-Tankstellen sind als Keimzelle für die Energiewende und die Sektorenkopplung unerlässlich. Sie verbinden den erneuerbaren Strom mit den Kunden der Mobilität. Dabei wird häufig über das Henne-Ei-Problem diskutiert. In der Praxis zeigt sich, dass das eine überholte Diskussion ist. Die Tankstelle muss zuerst da sein. Sie ist in der Lage, Kunden auf vielfältige Weise anzuziehen. Der wesentliche Punkt dabei ist, dass sie für alle Beteiligten Planungssicherheit schafft.

Bei der Station in Gießen lief das beispielsweise so ab, dass der Betreiber Roth und alle Projektbeteiligten vom Bau der Tankstelle in ihren Netzwerken erzählten. Diese haben sehr schnell Interesse am Wasserstoff bekundet. Zwei Beispiele sind die Initiativen H2-Lernwerkstatt im Landkreis Gießen (s. Kasten 1) und das HYWHEELS Hessenflotten-Cluster aus Fulda (s. Kasten 2). Das Ingenieurbüro Emcel hat die Planung und Genehmigung der Tankstelle mitbegleitet und die Vernetzung mit diesen beiden Initiativen gefördert, die ebenfalls von Emcel mitentwickelt wurden.

Fazit
Wasserstofftankstellen treiben die Mobilitätswende an. Als direkte Kunden profitieren Flottenkunden wie die H2-Lernwerkstatt und das HYWHEELS Hessenflotten-Cluster, weil sie sich nicht selbst um eine Wasserstoffversorgung kümmern müssen. Aber auch für die Anlieferung von Wasserstoff an die Tankstelle und die Speicherung von erneuerbarer Energie sind die Tankstellen willkommene Abnehmer. Der wesentlichste Faktor in dieser Phase des H2-Markthochlaufs ist aber die Planungssicherheit, die die Wasserstofftankstellen für die Energie- und Antriebswende bieten. Privat- und Geschäftskunden können so verlässlich ihre Flottenumstellung angehen.

Kasten 1: H2-Lernwerkstatt im Landkreis Gießen

Die Lernwerkstatt wurde vor dem Hintergrund der eCoach-Bus-Beratung, die von der LandesEnergieAgentur (LEA Hessen) angeboten wird, zusammen mit Emcel entwickelt und maßgeblich durch die Fahma Fahrzeugmanagement GmbH umgesetzt. Die Lernwerkstatt erlaubt den Busunternehmen im Landkreis Gießen und Umgebung einen niederschwelligen Einstieg in den elektrischen ÖPNV, der mit einem relativ geringen finanziellen Risiko verbunden ist. Sie können Erfahrungen mit Wasserstoffbussen sammeln, und gleichzeitig lernen die Bürger den Wasserstoff-ÖPNV kennen.

Die Projekte H2-Tankstelle und H2-Lernwerkstatt verbinden sich zu beiderseitigem Vorteil: Die Tankstelle ermöglicht den Busbetrieb und bietet der Lernwerkstatt eine gesicherte Wasserstoffquelle, und die Lernwerkstatt verschafft der Tankstelle Stammkunden mit entsprechendem Wasserstoffbedarf.

Kasten 2: HYWHEELS Hessenflotten-Cluster

Das HYWHEELS Hessenflotten-Cluster ist aus einer Studie hervorgegangen, mit der 2020/21 in der Region Fulda ein Feinkonzept für wasserstoffbasierte Transportlogistik erstellt wurde. Das Cluster stellt eine zentrale Anlaufstelle für Akteure aus den Bereichen Logistik und Infrastruktur (Tankstellen sowie Service und Wartung) dar und hat sich zum Ziel gesetzt, Logistikunternehmen einen niederschwelligen Einstieg in die wasserstoffbetriebene Nutzfahrzeugmobilität zu ermöglichen. Diese profitieren von einer leichteren Beschaffung der Brennstoffzellen-Lkw, zugänglicher H2-Infrastruktur und niedrigeren finanziellen Risiken. Tankstellenbetreiber wie die H2-Tankstelle Gießen gewinnen wiederum weitere Wasserstoffabnehmer.


Abb. 3: Das HYWHEELS Hessenflotten-Cluster bietet den dargestellten Akteuren Synergieeffekte und Mehrwert durch Vernetzung und Zusammenarbeit.

Autor: Marcel Corneille, Emcel GmbH, Köln

Potenziale der Digitalisierung

Potenziale der Digitalisierung

Günstiger grüner Wasserstoff durch Digitalisierung

Die Planungen zum Ausbau der deutschen Wasserstofflandschaft sind in vollem Gange. Viele Elektrolyseure zur Produktion von grünem Wasserstoff sowie Tausende Kilometer neugebauter oder umgestellter Pipelines zum Transport des Wasserstoffs werden in den nächsten Jahren errichtet werden. Dies bietet uns die Chance, die beiden Zukunftstrends Wasserstoff und Digitalisierung von Anfang an gemeinsam zu denken und Digitalisierung im Wasserstoffsektor zu implementieren. Dieser Beitrag soll zeigen, welche Potenziale die Digitalisierung entlang der gesamten grünen H2-Wertschöpfungskette heben kann.

Die Bundesregierung hat das Ziel der Vollversorgung auf Basis von Wind- und Solarstrom bis 2035 ausgerufen und sich zum Ziel der ganzheitlichen Treibhausgasneutralität bis 2045 bekannt. Um die mit dem beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien einhergehende Volatilität in Sachen Energieverfügbarkeit abzufedern, setzt Deutschland neben Flexibilitätsoptionen und Energiespeichern künftig auf wasserstofffähige Gaskraftwerke. Diese sollen perspektivisch mit grünem Wasserstoff betrieben werden und in Zeiten einer Dunkelflaute die stabile Stromversorgung sichern.

Auch deswegen beschloss das Bundeskabinett im Juli 2023 die Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS). Hauptziel darin ist es, die Wasserstoffkapazität bis 2030 auf 10 GW auszubauen. Dies geht mit großskaligen Infrastrukturprojekten zur Errichtung von Elektrolyseuren für die grüne Wasserstoffproduktion einher. Damit deren Integration in die bestehende Gasversorgungslandschaft erfolgreich verläuft, muss von Anfang an auf Digitalisierung gesetzt werden.

Anwendungspotenziale von Digitalisierung

Digitalisierung kann im Wasserstoffsektor vor allem Prognose- und Monitoringdienste übernehmen und gleichzeitig für einen effizienten Datenaustausch sorgen. Seien es die Prognose von grünem Überschussstrom zur Wasserstoffproduktion, Zertifikate für grünen Wasserstoff im Handelsbereich, der Einsatz digitaler Zwillinge im neu zu bauenden oder umzustellenden Transportnetz oder neuartige digitale Lösungen im Wasserstoff-Nominierungsprozess der Gasnetzbetreiber, die aufgrund der immer dezentraler aufgestellten Einspeisung hier vor neuen Herausforderungen stehen (s. Abb. 1).


Abb. 1: Potenzielle Anwendungsfälle von Digitalisierung im Wasserstoffsektor. Im inneren Ring ist die Wasserstoff-Wertschöpfungskette (Erzeugung, Speicherung sowie Transport, Nutzung) dargestellt. Im mittleren Ring stehen die Aufgaben, die Digitalisierung dort übernehmen kann. Im äußeren Ring sind die Technologien aufgeführt, die zur Erfüllung der Aufgaben zum Einsatz kommen können.

Insbesondere während der aktuellen Aufbauphase der Wasserstoffinfrastruktur ist es entscheidend, dass Herstellung, Verteilung und Nutzung von Wasserstoff gut aufeinander abgestimmt sind. Dafür müssen Informationsflüsse zwischen den einzelnen Gliedern der Wertschöpfungskette gewährleistet sein. Die Wasserstofferzeugung muss beispielsweise auf der einen Seite mit der Stromerzeugung gekoppelt werden und auf der anderen Seite mit dem Transportnetz und den Abnehmern in der Industrie. Das der Wasserstofferzeugung nachgelagerte Transport- und Speichernetz fungiert als Umschlagspunkt und muss seinerseits darüber informiert sein, was auf der stark dezentralisierten Zufuhrseite eingespeist wird und auf der Verbrauchsseite benötigt wird.

Der Flaschenhals der bisherigen H2-Aufbauaktivitäten war genau diese fehlende Transparenz: Bisher zögerten Energieversorger, in kostspielige Elektrolyseure zur Wasserstoffproduktion zu investieren, da es kein Leitungsnetz für den Abtransport des Gases gab. Netzbetreiber wiederum zögerten, Leitungen zu verlegen, solange es keine Kunden gab. Gleichzeitig zögerten Industriebetriebe, feste Abnahmeverträge abzuschließen, solange kein Transportnetz vorhanden war. Wollen wir nicht, dass sich dieser Trend der Aufbauphase im Tagesgeschäft der nächsten Jahre fortsetzt, müssen wir von Anfang an gegensteuern, solange wir in der jetzigen Hochlaufphase noch einen großen Gestaltungsspielraum haben.

Digitale Plattform entlang der H2-Wertschöpfungskette

Die Ideallösung wäre eine multidirektionale digitale Vernetzung der Akteure entlang der gesamten Wertschöpfungskette auf einer gemeinsamen Plattform. Eine solche digitale Plattform (s. Abb. 2) kann aus verschiedenen Modulen zusammengesetzt werden. Die H2-Wertschöpfungskette wird damit unter einem Dach zusammengeführt, indem die einzelnen Instanzen digital abgebildet werden. Dies ist sowohl innerhalb eines Unternehmens möglich, welches sowohl Erzeugung als auch Verbrauch von Wasserstoff auf dem eigenen Gelände abbildet, als auch zwischen verschiedenen Unternehmen entlang der Wertschöpfungskette. Die Plattform kann je nach Vernetzungstiefe verschiedene Ebenen haben und je nach Einsatzszenario mehrere Aufgaben übernehmen. Exemplarisch sind hier einige Vernetzungsebenen und deren Funktionalitäten beschrieben:

  • Dashboarding: Auf der untersten Ebene der Plattform mit geringstem Vernetzungsgrad kann als erste Ausbaustufe ein Dashboard integriert werden. Hier sollen Ausbauziele und aktuelle Projektstände aufgeführt werden sowie Stakeholder in der Wasserstoffindustrie die Möglichkeit bekommen, sich und ihre Projekte vorzustellen. Dies dient allgemein der Transparenzmachung von zum Beispiel Ständen der bisherigen inländischen Wasserstoffvorhaben, von agierenden Stakeholdern in den einzelnen Kettengliedern der Wertschöpfungskette sowie aktuellen Trends und Best-Practice-Ansätzen.
  • Kommunikation und Kollaboration: In logischer Fortsetzung der ersten Ausbaustufe kann die Plattform als Kommunikations- und Kollaborationsraum genutzt werden. In dieser Funktion kann sie einen sicheren, intelligenten und effizienten Datenaustausch in Echtzeit entlang der gesamten Wertschöpfungskette ermöglichen. Egal ob innerhalb von Projektkonsortien oder auch zwischen verschiedenen Vorhaben bzw. Stakeholdern aus dem Wasserstoffbereich: Beim einfachen Austausch von Nachrichten, Dateien oder anderen Informationen war das bisherige Kernproblem eine effektive Kommunikation zwischen den beteiligten Akteuren sowie der gebündelte Zugang zu Informationen. Hierfür ist eine gemeinsame Datengrundlage, auf die die beteiligten Akteure zurückgreifen können, elementar. Seien es verifizierte Erfahrungswerte zu Elektrolyseur- oder Pipeline-Lebensdauern, H2-Gestehungskosten oder -Bedarfsprognosen für die nächsten Jahre – es muss eine vertrauenswürdige Quelle geben, die Anlaufstelle für alle Akteure der H2-Community ist. Eine einfache Registrierung auf der Plattform ermöglicht das Teilen, Auslesen und Kommentieren von Informationen sowie ein selektives Zuweisen von Lese- und Schreibrechten oder auch das Erstellen verschiedener Gruppen. Ein praxisnaher Anwendungsfall ist die Abwicklung einer Abfrage bei Unternehmen über ihren prognostizierten künftigen Wasserstoffbedarf über die Plattform. Besser geschieht dies an einer Stelle deutschlandweit gebündelt, als wenn jede Region dies unter großem Mehraufwand für sich durchführt.
  • Abwicklung des Tagesgeschäfts: Neben der Arbeit in Aufbauprojekten können in die Plattform auch Aktivitäten des H2-Tagesgeschäfts integriert werden. Hier kommen nun die einzelnen Module zum Tragen, die die einzelnen Instanzen der H2-Wertschöpfungskette abbilden. Im Elektrolyseurmodul beispielsweise sitzen die Elektrolyseurbetreiber, welche von den Stromhändlern aus dem Modul Stromerzeugung Informationen über den prognostizierten Grünstromüberschuss erhalten und im Gegenzug den Gasnetzbetreibern im nachgelagerten Leitungsnetzmodul ihre prognostizierten Einspeisemengen übermitteln können. Die Händler und Lieferanten erhalten wiederum mittels Echtzeitdaten die aktuellen Wasserstoffpreise und können ihren Kunden nun verschiedene H2-Pakete anbieten: Ein Standardpaket, das ähnlich dem Terminmarkt über einen längeren Zeitraum einen konstanten Wasserstoffpreis garantiert, oder aber kurzfristige Pakete, die grünen Wasserstoff auf Basis von kostengünstigem grünem Überschussstrom enthalten und somit erheblich günstiger sind. Was in diesem Fall die industriellen Abnehmer mitbringen müssen, ist ein gewisses Maß an Flexibilität in Sachen Lieferzeitpunkt für einen bestimmten Teil ihres georderten Wasserstoffs. Industrieabnehmer müssen für sich einen geeigneten Mix aus kurzfristiger und meist günstiger sowie langfristiger und sicherer, aber auch teurerer Beschaffung finden.


Abb. 2: Schematische Darstellung einer modular aufgebauten digitalen Plattform für die gesamte Wasserstoff-Wertschöpfungskette

Dieser holistische Ansatz ermöglicht es, Synergien zu schaffen und Wasserstoff möglichst kosten- und energieeffizient sowie bedarfsgerecht aus erneuerbarer Überschussenergie zu produzieren, zu verteilen und zu nutzen. Der nächste Abschnitt bietet einen detaillierteren Einblick in das beispielhafte Zusammenspiel des Elektrolyseurmoduls und des Strommoduls und die dadurch geschaffenen Mehrwerte für die deutsche Energieversorgung.

Konzept zur Senkung der Gestehungskosten

Bisher gilt grüner Wasserstoff noch als Champagner der Energiewende. Damit dies nicht so bleibt, muss seine Produktion einen drastischen Kostensenkungsprozess erfahren. Während die Hardware der Elektrolyseure tendenziell immer günstiger wird (Capital Expenditures), ist der Strompreis eines Standortes der größte Faktor der laufenden Betriebskosten (Operational Expenditures) und dominiert insgesamt die inländischen H2-Gestehungskosten. Will man also Kosten einsparen, müssen Synergien zwischen der Wasserstoffsynthese und der Stromproduktion geschaffen werden. Grundsätzlich gilt grüner Strom aus Wind und Photovoltaik als kostengünstigste Form des Stroms, wäre er nicht so volatil. Aufgrund dieser Volatilität müssen in Zeiten einer Dunkelflaute die teuren, perspektivisch wasserstofffähigen Gaskraftwerke zur Deckung der Residuallast einspringen. Da an der Strombörse immer der teuerste Erzeuger den Strompreis aller Anbieter bestimmt, hebt dies den Strompreis und damit auch indirekt den Preis für inländisch produzierten Wasserstoff (Wasserstoff-Grünstrom-Paradoxon).

Eine Lösung dafür ist sicherlich der leitungsgebundene Import von günstigem Wasserstoff aus Portugal oder Nordspanien. Doch für die Versorgungssicherung und die inländische Resilienz kann das nicht die einzige Lösung sein. Der Schlüssel liegt in der Nutzung von erneuerbarer Überschussenergie zur Wasserstoffsynthese. Klar ist auch: Um unseren Bedarf zu decken und die Investitionsausgaben (CapEx) gering zu halten, brauchen die Elektrolyseure eine hohe Auslastung und können nicht nur in Stromüberschusszeiten betrieben werden. Dennoch kann Wasserstoff letztendlich nur günstig im Inland produziert werden, wenn zumindest ein großer Teil auch wirklich in Zeiten produziert wird, in denen erneuerbarer Strom im Überschuss vorliegt und deshalb am Spotmarkt günstig zu beschaffen ist. Wasserstoffproduzenten müssen aktiv daran arbeiten, diese Zeiten zu identifizieren – und hier kommt Digitalisierung ins Spiel.

Wetterprognosen und Spotmarkt

Das Prinzip ist bekannt: Wetteralgorithmen prognostizieren Zeiten mit besonders hohem Wind- und PV-Potenzial und teilen diese Daten mit den Betreibern von Elektrolyseuren. Diese wiederum ordern den in diesen Zeiten günstigen Strom auf dem Spotmarkt. Dadurch wird nicht nur vermieden, dass Windkraftanlagen durch die Netzbetreiber abgeregelt werden müssen (2021 wurden aufgrund von Netzengpässen ca. 6 TWh erneuerbare Energie abgeregelt). Darüber hinaus wird den Elektrolyseurbetreibern auch eine kosteneffizientere Wasserstofferzeugung ermöglicht. Das Ganze funktioniert aber nur bei einer Strombeschaffung am Spotmarkt.

Viele Unternehmen schrecken aufgrund des vermeintlichen Mehraufwands sowie Preisrisikos davor zurück und kaufen Strom lieber langfristig auf dem Terminmarkt ein. Wer aber Strom zum richtigen Zeitpunkt einkauft, kann im Vergleich zu einer reinen Terminmarktbeschaffung bares Geld sparen.  Um den Unternehmen diese Hürde zu nehmen, kann durch Schaffung eines digitalen Tools alles in einem Interface vereint werden: Wetterprognose und Strombeschaffung integriert in die Elektrolyseursteuerung zur Wasserstoffproduktion, mit welcher über sichere Schnittstellen kommuniziert werden kann. Mithilfe dieses Blicks in die meteorologische Zukunft kann zum einen ein größerer Teil unseres erneuerbaren Energiepotenzials genutzt werden, und zum anderen kann Wasserstoff für die deutsche Industrie kostengünstiger produziert werden.

August-Wilhelm Scheer Institut für digitale Produkte und Prozesse gGmbH

Weltweit einzigartiges H2-Testlabor

Weltweit einzigartiges H2-Testlabor

Elektrolyseure auf dem Prüfstand

Im „Hydrogen Lab Bremerhaven“ können Hersteller und Betreiber von Elektrolyseuren ihre Anlagen auf die Probe stellen. Die fluktuierende Einspeisung von Windstrom ist im Gegensatz zur gleichmäßigen Fahrweise eine Herausforderung. Wie sich die damit verbundenen komplexen Prozesse optimieren lassen, testen Ingenieure nun im Realbetrieb.

Ein grauer, windiger Tag in Bremerhaven. Der Ingenieur Kevin Schalk vom Fraunhofer IWES zeigt mir das Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB) – ein weitläufiges Testgelände unter freiem Himmel. Es befindet sich neben einem blaugestrichenen Hangar am ehemaligen Flughafen Luneort und enthält die wichtigsten Bausteine für ein klimaneutrales Energiesystem: einen PEM-Elektrolyseur, einen Alkaline-Elektrolyseur, drei Kompressoren, Niederdruck- und Hochdruckspeicher für Wasserstoff (bis 40 bar oder bis 425 bar), Brennstoffzellen, ein wasserstofffähiges Blockheizkraftwerk.

„Unser Hydrogen Lab ist modular und maximal flexibel aufgebaut“, erklärt Kevin Schalk. Alle Komponenten des Testfelds sind durch Trassen miteinander verbunden, in denen die Strom- und Datenkabel sowie die Wasserstoffleitungen verlaufen. Die Rohre für Wasser und Abwasser sind unterirdisch verlegt. Über den Anlagen thront die Leitwarte, in der alle Informationen zusammenlaufen und von der aus die Komponenten überwacht und gesteuert werden.

Zwischen den Anlagen gibt es freie Plätze, damit Hersteller oder Betreiber ihre eigenen Elektrolyseure testen lassen können. So könne jeder Prüfling unabhängig von Untersuchungen in anderen Teilen des Testlabors betrieben werden, erklärt Schalk. Bei Bedarf ist aber auch das Gegenteil möglich: Der Prüfling wird mit anderen Teilen des Wasserstofflabors zusammen betrieben.

Rund um das H2-Testgelände erstrecken sich Wiesen bis zum Horizont, mit Windrädern bestückt. Die mit acht Megawatt imposanteste Anlage dieser Art steht direkt neben dem Freiluftlabor; ein grauer Gigant, dessen Rotoren sich gemächlich im Wind drehen. „Als die AD8-180 im Jahr 2016 in Betrieb ging, war sie die größte Windenergieanlage der Welt“, erläutert Kevin Schalk, der das Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB) leitet. Die langgezogenen Rotorblätter lassen erkennen, dass der Prototyp eigentlich für den Einsatz auf dem Meer gedacht war. Nun soll die Anlage bald dazu dienen, die Herstellung von Wasserstoff aus Windstrom unter realen Bedingungen zu testen. Bis zu einer Tonne des grünen Gases soll hier täglich produziert werden.

Verschiedene Elektrolyseure im direkten Vergleich

Das Team um Kevin Schalk wird sich unter anderem mit der Frage beschäftigen, wie verschiedene Typen von Elektrolyseuren mit einer Windenergieanlage im realen Maßstab interagieren. Da ist zum einen der 1-Megawatt-PEM-Elektrolyseur, der destilliertes Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff spaltet. Diese Art der Wasserspaltung findet im sauren Milieu statt, im Gegensatz zur alkalischen Elektrolyse im basischen Milieu. Als Elektrolyt dient Kalilauge (Kaliumhydroxid-Lösung, KOH) in einer Konzentration von 20 bis 40 Prozent.

Ein alkalischer Elektrolyseur (AEL) besitzt eine Anionenaustauschmembran, lässt also die OH-Ionen durch. Er ist günstiger in der Anschaffung und zeichnet sich durch Langzeitstabilität aus. Die teuersten Komponenten eines Elektrolyseurs sind jeweils die Zellstapel (engl. stacks) sowie die Leistungselektronik, also Gleichrichter und Transformator. Die Frage nach dem jeweiligen Wirkungsgrad lässt sich nach Angaben von Schalk kaum pauschal beantworten – zumindest für Gesamtanlagen.

Wird ein Elektrolyseur mit fluktuierendem Strom aus erneuerbaren Energien betrieben statt wie im Normalbetrieb durchgehend, ist das aus verschiedenen Gründen eine Herausforderung: Eine dynamische Fahrweise belastet die Materialien stärker, und es kann im Teillastbetrieb zu Gasverunreinigungen kommen, die schließlich zur Abschaltung des Systems führen. Im HLB sollen unterschiedliche Betriebszustände miteinander verglichen werden, also Volllast oder Teillast; außerdem die Startzeiten aus dem kalten oder warmen Standby.

„Wir können die Fahrweise eines Elektrolyseurs zum Beispiel auf die Sieben-Tage-Prognose der Windenergieanlage einstellen und diese Fahrweise dann testen“, erklärt der Ingenieur. „Unsere Elektrolyseure können zusammen maximal 2,3 Megawatt aufnehmen. Es gibt bislang allgemein nur wenige Daten und Erkenntnisse darüber, wie sich Megawatt-Elektrolyseure mit fluktuierendem Windstrom verhalten. Die vorliegenden Daten sind meistens Simulationen und Studien, die auf Messdaten in kleineren Systemen basieren und dann hochgerechnet wurden.“

Alleinstellungsmerkmal des H2-Forschungslabors

Ein paar Hundert Meter vom Testlabor entfernt befindet sich das Dynamic Nacelle Testing Laboratory (DyNaLab) des Fraunhofer IWES, ein großer Gondel-Prüfstand, der über ein virtuelles 44-MVA-Mittelspannungsnetz verfügt. An diesen wird auch das Hydrogen Lab angebunden, wodurch sich die elektrotechnische Integration der Anlagen ins Stromnetz erproben lässt. „Dynamische Änderungen der Netzfrequenz oder Spannungseinbrüche können auf diese Weise gezielt nachgebildet werden, um etwa die Auswirkungen auf einen Elektrolyseur zu untersuchen“, sagt Kevin Schalk. Das sei ein Alleinstellungsmerkmal und ermögliche den Forschern, zu testen, was in Zukunft immer wichtiger werde: Elektrolyse im netzstabilisierenden Betrieb. Dazu gehören auch die beiden technischen Varianten zur Rückverstromung: das wasserstofffähige Blockheizkraftwerk sowie die Brennstoffzellensysteme.

Abb. 2: Container mit verschiedenen Wasserstoffspeichern (links) und Blockheizkraftwerk

Ein Laie kann sich wohl kaum vorstellen, wie schwierig es ist, ein so hochkomplexes System an einem Standort aufzubauen. Allein die Elektrolyseure benötigen ja nicht nur einen Wasseranschluss, von dem aus das Wasser erst in eine Aufbereitungsanlage kommt, damit es „ultrarein“ ist, bevor es in den Elektrolyseur-Stack geleitet werden kann, erklärt Kevin Schalk. Der dann entstehende Wasserstoff muss ebenfalls aufbereitet und das restliche Wasser entfernt werden, was in einer Trocknungsanlage geschieht. Zudem muss der bei der Wasserspaltung freiwerdende Sauerstoff aufgefangen und sicher gelagert werden. Im Idealfall ließe sich der Sauerstoff zur weiteren Verwertung, etwa in einem Industrie- oder Gewerbebetrieb oder in einer Kläranlage, nutzen.

„Und das war nur der Bereich Wasser, nun kommt die Stromseite“, fährt Kevin Schalk fort. „Da haben wir den Anschluss an das öffentliche Stromnetz, gegebenenfalls müssen wir noch transformieren, um die passende Spannungsebene zu erreichen. Danach folgt der Umrichter, um von Wechsel- auf Gleichspannung zu kommen. Dann geht der Strom in die Stacks der Wasserspaltungsanlage. Wann immer das Netz vorne ‘zuckt‘, also sich die Frequenz oder Spannung über ein gewisses Maß hinaus ändert, muss der Elektrolyseur dahinter damit klarkommen. Und wenn Leistungselektronik nicht richtig eingestellt ist, schaltet sich das System ab.“

Zudem sei auch die thermische Seite des Systems zu beachten. „Anfangs muss der Elektrolyseur geheizt werden“, erklärt Kevin Schalk. „Später, wenn er konstant läuft, muss er in der Regel gekühlt werden, um den jeweils optimalen Arbeitspunkt zu halten. Das geht zwangsläufig mit energetischen Verlusten einher.“ So weit zum PEM-Elektrolyseur. Bei der alkalischen Elektrolyse muss noch die Kalilauge entfernt und recycelt werden.

Fit machen für den Offshore-Einsatz

Ein weiteres Schwerpunktthema für das Forschungslabor findet im Rahmen des Leitprojektes H2Mare statt: Dazu dient ein 100 Kubikmeter fassendes Meerwasserbecken sowie eine Entsalzungsanlage, für die die Abwärme der Elektrolyseure genutzt werden soll. Dem liegt die Erkenntnis zu Grunde, dass sich größere Mengen von grünem Wasserstoff im dichtbesiedelten Deutschland wohl am ehesten auf dem Meer erzeugen lassen. Damit muss das elektrochemische Verfahren zur Spaltung von Wasser hochseetauglich werden, denn in Zukunft sollen Elektrolyseure auch direkt mit Offshore-Windanlagen verbunden werden. Das erfordert wiederum die Kopplung mit einer Meerwasser-Entsalzungsanlage, wobei diese Kombination energetisch günstig ist, weil die Abwärme des Elektrolyseurs zur Entsalzung genutzt werden kann.

Ingenieur Schalk weist darauf hin, dass er und seine Kollegen bei all ihren Untersuchungen die deutschen oder europäischen Regularien beachten, wie zum Beispiel die EU-Nachhaltigkeitszertifizierung RED II (Renewable Energy Directive). Die legt fest, unter welchen Bedingungen Wasserstoff als „grün“ zertifiziert werden kann, und genau diesen wollen sie ja hier erzeugen. „Die Abnehmer brauchen garantiert grünen Wasserstoff, zum Beispiel für die Busse im öffentlichen Personennahverkehr.“ Eine H2-Tankstelle für Nutzfahrzeuge entsteht in Bremerhaven beim Bushof. Neben dem ÖPNV gibt es weitere potenzielle Abnehmer in der Region: Etwa einen Logistikunternehmer, der sein Schiff in Cuxhaven mit gasförmigem Wasserstoff betreiben möchte. Oder das öffentliche Mobilitätsunternehmen Eisenbahnen und Verkehrsbetriebe Elbe-Weser (EVB) als Betreiber der Wasserstoff-Regionalbahn in Niedersachsen.

Das Hydrogen Lab Bremerhaven kooperiert mit dem Norddeutschen Reallabor, einem vom Bundeswirtschaftsministerium geförderten Großforschungsprojekt, in dem mehrere Bundesländer die Sektorenkopplung auf Basis von Wasserstoff vorantreiben. Das HLB erhält Fördermittel von insgesamt rund 16 Millionen Euro aus dem Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) sowie vom Land Bremen. Im Mai dieses Jahres geht das HLB vom Probe- in den Normalbetrieb und wird zunächst gut 100 Tonnen Wasserstoff pro Jahr produzieren. In der zweiten Phase rechnet Kevin Schalk mit über 200 Tonnen. „Wir werden die erste große Produktionsstätte von grünem H2 in Norddeutschland sein.“

Abb. 3: Blick über das HLB mit freien Stellflächen – links die Leitzentrale

 

Brennstoffzellensysteme sorgen für Netzhärtung

Brennstoffzellensysteme sorgen für Netzhärtung

Interview mit Christian Leu und Benedikt Eska von Axiosus

Ein wichtiger, aber häufig vernachlässigter Anwendungsbereich für H2-Technologie ist die unterbrechungsfreie Stromversorgung. Damit es nicht zu Lichtflackern und erst recht nicht zu Black-outs kommt, sind sogenannte USV-Systeme unabdingbar. Im besten Fall, wenn das Netz stabil ist, kommen sie zwar nie zum Einsatz, dennoch ist ihre Anwesenheit von zentraler Bedeutung. HZwei sprach darüber mit Benedikt Eska und Christian Leu, den Geschäftsführern der Axiosus Energy GmbH, zudem ging es um das Unternehmen selbst sowie die Technologie-Plattform Clean Power Net (CPN).


Abb.: Christian Leu

 HZwei: Fangen wir mal mit Ihrer BZ- und Wasserstoff-Vita an. Sie sind ja beide schon sehr lange im H2-Geschäft. Seit wann und wo bzw. als was?

Leu: Alles fing an mit meinem Einstieg als Entwicklungsingenieur für Brennstoffzellentechnik beim Berliner Start-up Heliocentris im Jahr 1998. Zuletzt war ich dort verantwortlich für die Produktlinie Stationäre-Brennstoffzellen-Stromversorgungen und dabei auch involviert in die ersten kommerziellen Roll-outs für BZ-Netzersatzanlagen beim BOS-Digitalfunk in Deutschland.

Eska: Meine erste ernsthafte Berührung mit dem Thema Brennstoffzelle war bereits vor über 25 Jahren. 2001 bin ich dann bei Proton Motor eingestiegen und war 2006 einer der Verantwortlichen für den Börsengang in London. 2009 gründete ich mein Beratungsunternehmen mit Fokus auf Brennstoffzelle und Wasserstoff.

Herr Leu, nach dieser langen Zeit bei Heliocentris waren Sie zunächst allein in Berlin aktiv. Warum dann der Zusammenschluss mit Herrn Eska?

Leu: Nach der Insolvenz der Heliocentris übernahm ich 2017 beim Ingenieur-Dienstleister ITK Engineering, einem Unternehmen der Bosch-Gruppe, eine Stelle für den Aufbau von Kompetenz und Geschäft im Bereich der Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Technologie. Im Laufe der Zeit entstand bei mir der Wunsch, nicht nur Entwickler zu unterstützen, sondern vor allem Anwendern zu helfen, fertige Entwicklungen nachhaltig erfolgreich in den kommerziellen Einsatz zu bringen. Da das mit dem Geschäftsmodell der ITK nicht gut vereinbar war, suchte ich nach Möglichkeiten für ein eigenes Business. In Benedikt fand ich den idealen Partner – gleichgesinnt und in den Erfahrungen und Stärken komplementär.

Herr Eska, nach dieser jahrelangen Selbständigkeit – was hat Sie dazu bewogen, ein eigenes Unternehmen mit Herrn Leu zu gründen?

Eska: Es gab im meinem Beratungsunternehmen immer mehr Anfragen, ob ich nicht auch bei der Umsetzung unterstützen kann. Aus diesem Grund war ich schon länger am Überlegen, die Rechtsform zu ändern und meine Tätigkeit auf eine breitere Basis zu stellen. Dann kam etwas der Zufall hinzu, dass ich im richtigen Moment mit Christian telefoniert habe. Nachdem wir schon bei anderen Gelegenheiten zusammengearbeitet hatten, haben wir uns intensiv ausgetauscht und die gemeinsame Basis gesehen. Zugegebenermaßen hätten wir vor Corona und der Lernkurve mit Online-Meetings in der Form wahrscheinlich vor ein paar Jahren nicht gemeinsam gegründet.

Seit wann genau arbeiten Sie jetzt zusammen?

Eska: Gegründet haben wir gemeinsam 2022, aber tatsächlich kennen wir uns schon aus dem VDMA-Arbeitskreis Brennstoffzelle beziehungsweise – für die Kenner – aus dem Vorläufer, dem AK Berta. Das müsste so 2003 oder 2004 gewesen sein.

Bevor wir jetzt zu Ihren Dienstleistungen kommen: Wofür steht Axiosus?

Leu: Die Frage bekommen wir natürlich öfters. Axiosus ist ein Kunstwort und hat unsere Tätigkeit bereits im Namen. Axiosus ist zusammengesetzt aus dem griechischen „axiópistos“ für zuverlässig und dem englischen „sustainability“ für Nachhaltigkeit. Axiosus Energy steht folglich für zuverlässige, nachhaltige Energieversorgungslösungen.

Verstehe. Was genau bieten Sie denn an?

Eska: Wir sehen uns stark an der Schnittstelle zwischen den Systemanbietern und den Anwendern. Die Anbieter wollen sich auf ihre Standardprodukte fokussieren und die Anwender suchen nach einer für sie optimalen Lösung. Wir bringen beide Seiten zusammen. Das startet bei der technischen Konzeption, der Standortplanung bis hin zur Umsetzung vor Ort mit den unterschiedlichen Gewerken. Dafür setzen wir auf unsere Partner, zum Beispiel aus der Elektro- und Tiefbaubranche. Aus Sicht des Anwenders können wir bei geeigneten Projekten auch als Generalunternehmer auftreten. Dabei sind wir herstellerneutral und technologieoffen unterwegs.

Zusammengefasst sind es zwei Säulen: Beratung und Projektentwicklung. Unsere Hardware-Projekte sind derzeit hauptsächlich im Bereich Notstromversorgung für die kritische Infrastruktur. In der Beratung sind wir auch im Bereich der Elektrolyse, Wasserstoffversorgung und strategisch-technologischen Unternehmensentwicklung unterwegs.

Können Sie uns mal bitte einen Einblick geben, wie groß dafür der Markt ist – allein hier in Deutschland?

Leu: Ohne Berücksichtigung weiterer Anwendungen aus anderen Bereichen der kritischen Infrastruktur sind im BOS-Funknetz allein 3.800 Basisstationen im Betrieb, mit Leistungsanforderungen von weniger als 5 kW. Wir gehen in dem Leistungsbereich eher von mehr als 10.000 Anwendungen mit Hochverfügbarkeitsanforderungen aus.

Sie kümmern sich ja beispielsweise um den BOS-Digitalfunk in Brandenburg. Können Sie kurz mal anhand dieses Projekts erläutern, was Sie da machen?

Eska: In Brandenburg sind wir im Unterauftrag des Brennstoffzellenherstellers Advent Technologies aus Dänemark tätig. Wir koordinieren alle notwendigen Planungen und Errichtungsarbeiten für Notstromsysteme. Zusätzlich sind wir der erste Ansprechpartner für den Betreiber bei technischen Fragen. In der nächsten Phase werden wir uns zudem um die Wartungs- und Servicearbeiten kümmern.

Es gibt da dieses tolle Wort „Netzhärtung“. Was bedeutet das?

Leu: Ziel der Netzhärtung ist es, das gesamte BOS-Funknetz für 72 Stunden abzusichern. Hierzu werden die vorhandenen Batterie-USV-Anlagen meist um stationäre Netzersatzanlagen ergänzt. Viele Bundesländer setzen dabei auf Brennstoffzellenlösungen.

Axiosus war 2022 auf einem CPN-Workshop, ist aber laut Website kein Partner von Clean Power Net (CPN). In den vergangenen Jahren war es sehr ruhig um diesen Firmenzusammenschluss. Das war mal eins der Leuchtturmvorhaben der Nationalen Organisation für Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Technologie (NOW). Passiert dort noch etwas?

Eska: Wir sehen CPN als wertvollen Zusammenschluss aus Herstellern und Zulieferern. Nachdem wir selbst nicht Mitglied sind, können wir zu den aktuellen CPN-Aktivitäten nichts sagen. Bei dem Workshop 2022 durften wir als Gäste über die Betriebserfahrungen aus Brandenburg berichten.

Was ist Ihr neustes Vorhaben?

Leu: Bei unserem neuesten Projekt helfen wir aktuell einem Konzern bei der Auslegung und Beschaffung von Wasserstoffspeichern mit zugehörigem Logistikkonzept. Daneben sind wir weiterhin mit dem Aufbau des Unternehmens beschäftigt. Zuerst müssen wir dieses Jahr weiter Personal an den Start bringen, um der Nachfrage gerecht zu werden. Wenn sich alle Anfragen materialisieren, werden wir zu größeren Leistungen bei den Stromversorgungen und weiteren Aufträgen als Generalunternehmer kommen.

Letzte Frage: Sind Sie eigentlich auch international aktiv?

Eska: Auch wenn wir noch nicht lange unter Axiosus Energy agieren, haben wir bereits Kunden aus EU- und Nicht-EU-Ländern. Unsere Zusammenarbeit mit der dänischen Advent Technologies A/S haben wir ja bereits erwähnt.

Herzlichen Dank für die Beantwortung der Fragen.

Interviewer: Sven Geitmann

Eine neue Energieinfrastruktur entsteht

Eine neue Energieinfrastruktur entsteht

Grünes“ und „blaues“ Ammoniak von anderen Kontinenten soll nach Europa kommen

Mit Elektrolysewasserstoff hergestelltes Ammoniak soll zum grünen Energieträger und zur nachhaltigen Basischemikalie der Zukunft werden. Die Infrastruktur für den Import entsteht in Windeseile. In Hamburg und Brunsbüttel sollen 2026 neue Terminals den Betrieb aufnehmen.

Im Wasserstoffbereich war Japan schon oft seiner Zeit voraus. Im Jahr 2014 beschloss die japanische Regierung ihren vierten strategischen Energieplan. Wasserstoff und Brennstoffzellen standen bereits damals hoch im Kurs. Zugleich sollten verschiedene Importoptionen untersucht werden. Eine davon war Ammoniak.

Ammoniak besteht, wie die chemische Formel NH3 verrät, aus Stickstoff und Wasserstoff. Hergestellt aus elektrolytisch und mit erneuerbaren Energien gewonnenem Wasserstoff sowie Stickstoff aus der Umgebungsluft, könnte es zu einem klimafreundlichen Energieträger der Zukunft werden. Im Gegensatz zu reinem Wasserstoff ist es vergleichsweise leicht zu transportieren: Ammoniak wird unter Umgebungsdruck „schon“ bei -33 °C oder unter knapp 9 bar bei 20 °C flüssig. Auch die Energiedichte von flüssigem Ammoniak liegt mit 11,4 GJ/m3 merklich über der von flüssigem Wasserstoff (8,52 GJ/m3).

Cracken frisst Energie

Mit sogenannten Crackern lässt sich das Ammoniak grundsätzlich wieder in Wasserstoff und Stickstoff zerlegen. Doch dabei handelt es sich um einen endothermen Prozess. Das Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung ISI warnt in einer Metastudie zum Wasserstoffimport daher vor hohen Umwandlungsverlusten und hohen Kosten, wenn man Ammoniak als Träger nutzt, um am Ende wieder Wasserstoff zu erhalten.

Doch das ist gar nicht für alle Anwendungen nötig, denn Ammoniak lässt sich auch direkt als Brennstoff nutzen. Vor allem im Schiffsverkehr gilt Ammoniak als aussichtsreicher Treibstoff. Japan will das stechend riechende Gas vor allem in Kohlekraftwerken einsetzen. Einen Testlauf gab es schon. Ab 2021 haben die Firmen JERA und IHI in einem Gigawatt-Kohlekraftwerk 20 Prozent des Brennstoffs durch Ammoniak ersetzt. Nun entstehen erste kommerzielle Terminals. Ein Konsortium rund um Mitsubishi will ein Terminal im Hafen von Namikata auf Ammoniak umrüsten, und auch das Duo IHI und Vopak prüft, wo in Japan sich weitere Importterminals bauen lassen.

Europa macht Tempo

Seit der Energiekrise drückt auch Europa auf die Tube. Dabei kommt es gelegen, dass es für Ammoniak bereits kommerzielle Logistikprozesse gibt. Rund 20 Millionen Tonnen werden jährlich verschifft, vor allem für die Herstellung von Düngemitteln. Dass der Düngemittelriese Yara International mit 15 Schiffen und dem Zugang zu 18 Ammoniakterminals das nach eigenen Angaben größte Logistiknetzwerk dafür betreibt, überrascht daher nicht. Doch wenn Ammoniak zum Energieträger werden soll, wird der Transport noch deutlich zunehmen.

Anfang 2024 veröffentlichte das niederländische Institute for Sustainable Process Technology (ISPT) eine „Clean Ammonia Roadmap“. Dieser zufolge könnten allein im Industriecluster Antwerpen-Rotterdam-Rhein-Ruhr bis zu 25 Millionen Tonnen „sauberes“ Ammoniak erzeugt und importiert werden. Der Hafen von Rotterdam könnte sich dabei zum zentralen Umschlag- und Lagerplatz entwickeln. Nach Deutschland könnten laut der ISPT-Studie aus den Niederlanden und Belgien bis zu drei Millionen Tonnen jährlich weitertransportiert werden.

Neue und umgerüstete Terminals

Um Ammoniak direkt nach Deutschland zu bringen, sollen mehrere Terminals entstehen beziehungsweise erweitert werden. In Hamburg hat das Hafenunternehmen HHLA im Oktober 2022 testweise Ammoniak per Container aus Abu Dhabi importiert, mit dem der Kupferhersteller Aurubis den Ersatz von Erdgas proben konnte – eine Aktion, die eher symbolisch anmutet. Für den echten Einsatz plant das Energieunternehmen Mabanaft eine Importkapazität von 600.000 Tonnen jährlich, die ab 2026 bereitstehen soll.

Auf dem von Mabanafts Tochtergesellschaft Oiltanking Deutschland betriebenen Tankterminal Blumensand soll auch ein Tank zur Lagerung von flüssigem Ammoniak entstehen. Ein Cracker soll das Ammoniak zu Stickstoff und Wasserstoff aufspalten können. Zur Vorbereitung des Genehmigungsverfahrens hat mittlerweile ein sogenannter Scoping-Termin mit der Umweltbehörde stattgefunden, bei dem gemeinsam mit direkt betroffenen Nachbarn, Umweltverbänden und weiteren Fachleuten der Umfang der freiwilligen Umweltverträglichkeitsprüfung diskutiert wurde.

Über das neue Terminal in Brunsbüttel will RWE jährlich rund 300.000 Tonnen grünes Ammoniak importieren, auch hier ist 2026 als Startjahr anvisiert. So richtig viel ist das nicht, wenn man es mit dem geplanten LNG-Terminal vergleicht, über das jährlich 8 Milliarden Kubikmeter verflüssigtes Erdgas nach Deutschland kommen sollen. Vergleicht man den Energiegehalt, geht es um 1.560 GWh Ammoniak und 80.000 GWh LNG.

RWE kündigte ebenfalls an, einen Cracker zu bauen, der einen Teil des Ammoniaks wieder in Wasserstoff und Stickstoff zerlegen soll. Durch den Energieverlust wird also das Verhältnis von Ammoniak und LNG noch weiter auseinanderdriften. RWE betont allerdings, dass eine Umrüstung des LNG-Terminals auf Ammoniak später möglich sein soll.

Weniger Schlagzeilen als die geplanten Neubauten machen dagegen die beiden vorhandenen Terminals von Yara in Brunsbüttel und Rostock, die der Konzern bisher nur für den Eigenbedarf nutzte. Schon dafür kommen jährlich rund 600.000 Tonnen Ammoniak in Rostock an. Insgesamt wäre Yara nach eigenen Angaben in der Lage, 3 Millionen Tonnen sauberes Ammoniak zu liefern, wenn die Nachfrage vorhanden sei.

Distribution per Bahn oder Pipeline

Einer der ersten Kunden von Yara könnte das Leipziger Gasunternehmen VNG sein. Eine entsprechende Kooperationsvereinbarung haben die beiden Firmen im Frühjahr 2023 unterzeichnet. Auch Mabanaft in Hamburg hat mit dem Prozessgas-Hersteller Air Products bereits einen Ankerkunden benannt. RWE prüft derweil, ob und wie sich das Ammoniak auf dem Schienenweg in Deutschland weitertransportieren lässt. Mit an Bord ist dabei der Schienenlogistiker VTG.

Der Transport von Ammoniak per Bahn ist nicht neu, doch im Vergleich zur See birgt er ein höheres Risiko. Ammoniak riecht schließlich nicht nur unangenehm, sondern greift auch die Atemwege an. In der Vergangenheit kam es beim Transport per Zug und Lkw durch belebte Gegenden immer wieder zu Unfällen mit Verletzten oder gar Toten, unter anderem in Serbien im Dezember 2022 und im September 2023 im US-Bundesstaat Iowa. Der bulgarische Düngerkonzern Agropolychim investiert nach dem Unfall nun in eine neue Flotte von Ammoniaktankzügen.

Laut einer Studie des niederländischen Think Tanks ISPT könnten Pipelines den Transport von Ammoniak über Land deutlich sicherer machen. Rund 7.600 Kilometer Ammoniakpipelines gebe es bisher weltweit. In den vergangen 50 Jahren habe es lediglich elf Unfälle gegeben, bei keinem davon seien Menschen gestorben.


Abb. 2: Ab 2030 wollen LOTTE Chemical, Mitsubishi und RWE gemeinsam Ammoniak in Texas erzeugen
Grafik: RWE

Woher kommt grünes Ammoniak?

Bevor das Ammoniak nach Deutschland importiert werden kann, muss es allerdings erst einmal hergestellt werden. Ein Hotspot dafür wird voraussichtlich Namibia mit seinem H2-Megaprojekt Hyphen Hydrogen Energy sein. Mit dem deutschen Unternehmen Enertrag als Anteilseigner ist der Weg des Wasserstoffs ein Stück weit vorgezeichnet. Eine Million Tonnen Ammoniak, erzeugt mit Wind- und Solarenergie, soll das Megaprojekt liefern. 300.000 Tonnen davon hat sich bereits RWE mittels einer Absichtserklärung reserviert. Doch schaut man auf die von ISPT genannten Mengen, wird auch die bisher anvisierte Produktion in Namibia nicht ausreichen.

RWE berichtet daher auch von einer Partnerschaft mit der koreanischen LOTTE Chemical und dem japanischen Mitsubishi-Konzern. Gemeinsam prüfen die Konzerne den Aufbau einer Produktion von bis zu 10 Millionen Tonnen Ammoniak jährlich im US-Bundesstaat Texas. Dabei geht es sowohl um „blaues“ als auch „grünes“ Ammoniak, entstehen soll die Produktion ab 2030. Damit erfüllt RWE auch gleich eine Empfehlung des Fraunhofer ISI für den Import von Wasserstoffderivaten: sich mit anderen künftigen Importnationen zusammenzuschließen, statt eine Konkurrenzsituation aufzubauen.

Autorin: Eva Augsten

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