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Metallische Bipolarplatten effektiv und effizient reinigen Geringes Gewicht und Volumen, gute Kaltstartfähigkeit sowie eine vergleichsweise günstige...
Der Schweizer Energiekonzern Axpo hat Wasserstoff als strategisches Wachstumsfeld definiert. Die Wasserstoffanlage beim Kraftwerk Reichenau ist eine...
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Schwedischer Hafen auf Insel Tjörn will komplett grün werden
Kunststoffabfälle sind ein riesiges Problem für die Umwelt. Eines, das mit jedem Tag wächst und wächst. Auf der anderen Seite benötigt die globale Energiewende sauberen Wasserstoff in großen Mengen. Warum also nicht die Abfälle für eine CO2-neutrale Erzeugung des Gases nutzen? Innovative Technologien und Projekte zeigen, wie es gehen könnte. Sie leisten Pionierarbeit und lösen mehrere Probleme zugleich.
Die Gemeinde Tjörn nördlich von Göteborg an der schwedischen Westküste hat einen Beschluss gefällt: Sie will eine lokale Energieerzeugung frei von fossilen Brennstoffen. Helfen soll dabei die Technologie von Boson Energy aus Luxemburg. Diese nutzt nicht verwertbare Abfälle, um diese in Ökostrom und grünes Methanol umzuwandeln. Grünes Methanol könnte der Chemie- und Kunststoffindustrie helfen, fossile Brennstoffe zu ersetzen.
Der Clou: Sowohl der Strom als auch der Kraftstoff für den Hafen sollen demnach CO2-negativ sein, weil das Verfahren von Boson Energy sowohl eine CO2-Abscheidung als auch die -Speicherung ermöglicht. Der einzige feste Rückstand aus dem Prozess bleibt eine Art Schlacke. Diese kann jedoch als umweltfreundliches Füllmaterial verwendet oder zu klimafreundlichem Dämmmaterial weiterverarbeitet werden.
Die erste Phase des Projekts erforderte eine Investition von 100 Mio. Euro – die Gesamtkosten werden sich auf rund 450 Mio. Euro belaufen. „Das Projekt in Wallhamn wird es uns ermöglichen, alle Aspekte unserer Vision der Kreislaufwirtschaft zu demonstrieren“, freut sich Jan Grimbrandt, Gründer und CEO Boson Energy. Der Schwede ist ein grüner Pionier. Er war bereits Mitgründer des Unternehmens Mobotec Europe, das Kohlekraftwerke für einen Betrieb mit 100 Prozent Biomasse ertüchtigte. 2008 gründete Grimbrandt die Firma Boson Energy.
Einsatz im Hafen und in Gewächshäusern
Das Projekt auf der Insel Tjörn soll nun einen Umstieg für Bereiche und Anwendungen aufzeigen, in denen eine Dekarbonisierung ebenfalls schwierig ist: bei Treibstoffen für Schiffe, in der chemischen Industrie, bei Düngemitteln sowie bei der lokalen Lebensmittelproduktion in Gewächshäusern. „Dieses Projekt wird ein globales Vorbild sein“, ist sich Grimbrandt sicher. Und das nicht nur für Häfen, sondern auch für Städte und Inseln, die mit Problemen des Energiezugangs konfrontiert sind und weg von fossilen Brennstoffen wollen.
Abb. 2: Unterzeichnung der Absichtserklärung – Torbjörn Wedebrand, CEO Wallhamn AB, und Jan Grimbrandt, CEO Boson Energy SA (r.)
Boson Energy hat bereits eine Vereinbarung mit dem Startup Ecopromt unterzeichnet. In einer Kooperation soll ein Gewächshaus für Gemüseanbau in der Nähe des Hafens entstehen. Das von Ecopromt entwickelte Konzept sieht dabei eine zirkuläre und flächeneffiziente Gemüseproduktion vor – ohne Auswirkungen auf die Umwelt. Durch die Errichtung der Anbaufläche in der Nähe der Anlage von Boson Energy können Strom, Kohlendioxid und Kühlung direkt an die Anlage geliefert werden, was einen energie- und klimaeffizienten Anbau ermöglicht.
Geplant sind 70.000 t grünes Methanol aus eigenem Kohlenstoffdioxid und aus Wasserstoff sowie etwa 60.000 m2 autonome Gewächshausanlagen, die mit Strom, grünem CO2 sowie Wärme und Kälte versorgt werden. Zusätzlich wird thermische Energie an die Hafengebäude geliefert. Das in den Brennstoffzellen erzeugte Wasser wird ebenfalls zurückgewonnen und wieder genutzt – in einem geschlossenen Kreislauf.
Die Gemeinde hat unter anderem geeignete Industriegrundstücke in Gebieten geprüft, die von dem laufenden detaillierten Planungsverfahren erfasst werden. Sie profitiert immerhin von einer fossilfreien Energieversorgung und von nachhaltigen Arbeitsplätzen.
Eines der Ziele ist, dass der Umschlaghafen Wallhamn durch dieses Vorhaben zum ersten CO2-negativen Hafen der Welt werden soll. Die Erzeugung von lokalem Strom bedeutet, dass alle Fahrzeuge im Hafen in Zukunft sauber aufgeladen und betrieben werden. Auch Landstromanschlüsse für ankommende Schiffe sollen angeboten werden. Grimbrandt rechnet mit insgesamt 30 bis 40 GWh Ökostrom aus Wasserstoff. Dieser deckt die DC-DC-Ladung von Schwerlastschiffen, den Strom für den Hafenbetrieb sowie die Landstromanschlüsse und sorgt für die Glättung von Spitzenlastzeiten im Betrieb durch ein Energiemanagement.
Aus Müll wird grüner Wasserstoff
Aber nicht nur Grimbrandt und Boson Energy arbeiten daran, sauberen Wasserstoff aus Abfall zu produzieren. Mithilfe der technischen Lösung der Firma H2-Enterprises aus New York soll organischer Müll, einschließlich Kunststoffen, Klärschlamm und vorhandenem Deponiemüll, durch Verbrennung in sauberen Wasserstoff gewandelt werden. H2-Enterprises nutzt dabei ein H2-Thermolyse-Verfahren, das Kunststoffe und organischen Müll bei hohen Temperaturen unter Ausschluss von Sauerstoff in Wasserstoff und CO2 umwandelt.
Es handelt sich hierbei um einen zweistufigen Prozess: Erst erfolgt die Dampfreformierung, anschließend folgt die Wassergas-Shift-Reaktion und die Trennung von H2 und CO2. Am Ende des Prozesses wird der Wasserstoff nach Bedarf noch gereinigt. Das abgeschiedene CO2 kann für kommerzielle Zwecke genutzt oder gespeichert werden. Ebenso wie das aus dem Prozess gewonnene, saubere H2-Gas als flüssiger organischer Wasserstoffträger (LOHC) transportiert und gespeichert werden kann. Das grüne Gas kann so an internationale Abnehmer verkauft werden – oder wird zu synthetischen Kraftstoffen wie e-Diesel oder nachhaltigem Flugzeugtreibstoff (SAF) weiterverarbeitet.
100 kg H2 aus einer Tonne Abfall
Diese Lösung klingt fast zu schön, um wahr zu sein. Denn sie leistet gleich von zwei Seiten einen Beitrag für den globalen Umweltschutz: Zur Beseitigung von Müll und für die Produktion von grünem H2. Beides ist dringend nötig. Laut der Internationalen Energieagentur IEA könnte der weltweite Bedarf an Wasserstoff im Jahr 2030 bei über 200 Mio. t überschreiten, um die vereinbarten Klimaziele zu erreichen. Neben der schieren Menge muss der emissionsfreie Wasserstoff jedoch auch zu einem wettbewerbsfähigen Preis angeboten werden.
Auf der anderen Seite kalkuliert die Weltbank, dass jährlich rund 2 Mrd. t Hausmüll anfallen, die nicht oder nur teilweise auf umweltverträgliche Weise entsorgt werden. Zum Vergleich: Dies entspricht etwa einem Drittel der gesamten Müllentsorgung. Jede Minute wird eine Müllmenge der Kapazität eines Müllwagens ins Meer gekippt. Bei diesem Tempo gibt es bis 2050 demnach mehr Plastik als Fische im Meer. Schon aus einer Tonne Abfall ließen sich 100 kg H2 gewinnen.
Ein elektrisches Leichtkraftrad mit 150 km Reichweite und Betankung in unter einer Minute? Dass dies mit Brennstoffzelle und Wasserstofftank als Range Extender machbar ist, zeigt die gemeinsame Studie „Pocket Rocket H2“ der Dualen Hochschule Baden-Württemberg und der SOL Motors GmbH aus Böblingen.
Elektrofahrräder, Elektroroller und E-Scooter sind bereits Teil des Stadtbildes geworden. Bei kleinen Motorrädern, sogenannten Leichtkrafträdern, ist der Aufbau im Elektrosektor gerade im Gange. Mit einem auffälligen Design kommt im Herbst dieses Jahres die Pocket Rocket des Start-ups SOL Motors auf den Markt.
Die batterieelektrische Version gibt es in zwei Varianten mit Höchstgeschwindigkeiten von 45 km/h oder 80 km/h. In beiden Fällen liegt die Reichweite bei 50 bis 80 km und es dauert etwa drei Stunden, bis die Batterie an einer Haushaltssteckdose aufgeladen ist. Nutzt man die Pocket Rocket für die tägliche Fahrt zur Arbeit, reicht das in der Regel völlig aus.
Allerdings gibt es auch Fälle, in denen man sich eine möglichst kurze Ladezeit und eine hohe Reichweite wünscht. Beispielsweise kann man sich einen Einsatz von Leichtkrafträdern im Katastrophenschutz vorstellen; neben einer hohen Reichweite wird hierfür eine durchgehende Verfügbarkeit gefordert. Bedingungen, die ein Brennstoffzellenfahrzeug erfüllt.
E-Fahrzeuge: Batterie oder Brennstoffzelle?
Die große Mehrzahl der Elektrofahrzeuge weltweit, vom e-Scooter bis zum leichten Nutzfahrzeug, ist heutzutage batterieelektrisch angetrieben. Die Brennstoffzelle kommt dann ins Spiel, wenn sowohl große Leistungen als auch große Energiemengen gefragt sind. Typische Beispiele sind schwere Nutzfahrzeuge, Züge, Schiffe oder Flugzeuge. Durch die Aufteilung in Wasserstofftank und Brennstoffzelle sind bei einem BZ-Antrieb Energie(menge) und Leistung entkoppelt. Auch für kleinere Fahrzeuge ergeben sich bei einem Brennstoffzellenantrieb mehrere Freiheitsgrade für die Systemauslegung.
Bei einem Brennstoffzellenantrieb kann man nicht ganz auf die Batterie verzichten, da sie zum Starten des Systems und zur Rekuperation benötigt wird. Im Zusammenspiel mit der Brennstoffzelle gibt es verschiedene Varianten für die Auslegung der Batterie: Wenn die gesamte Antriebsleistung von der Batterie bereitgestellt wird, dient die Brennstoffzelle lediglich als Range Extender. Quasi das Gegenteil davon wäre ein reiner Brennstoffzellenantrieb mit kleiner Starterbatterie, welche die Bremsenergie zwischenspeichern kann. Wenn beide Leistungsquellen zusammenarbeiten, spricht man von einem Hybridbetrieb.
Vor diesem Hintergrund stand im Projekt Pocket Rocket H2 zunächst die Auslegungsfrage im Fokus, da vergleichbare Fahrzeuge (noch) nicht auf dem Markt sind. Ausgangspunkt für die Berechnungen war der WLTP-Zyklus, der zusammen mit den Fahrzeugdaten der Pocket Rocket (Variante mit maximal 45 km/h) Leistung und Energie aus Abb. 2 liefert. Daraus resultierte die Entscheidung für eine Brennstoffzelle als Range Extender.
Bild: Ermittelter Leistungs- und Energiebedarf der Pocket Rocket (Variante mit 45 km/h max.) aus dem WLTP-Zyklus
Als Range Extender wird die Brennstoffzelle lediglich dazu verwendet, die Batterie zu laden. Damit wird praktisch nicht in die Regelung des batterieelektrischen Fahrzeugs eingegriffen. Als Range Extender muss die Brennstoffzelle lediglich eine Leistung von bis zu 1.000 W liefern; Spitzenlasten werden durch die Batterie abgedeckt. Gleichzeitig wird die Reichweite nur durch die Größe des Wasserstofftanks begrenzt. Für Brennstoffzellen in der Leistungsklasse bis 1.000 W genügt eine einfache Luftkühlung, ab rund 2,5 kW wäre eine aufwändige Wasserkühlung nötig. Als Range Extender kann die Brennstoffzelle mit konstanter Leistung betrieben werden und gleichzeitig die Batterie vor Tiefentladung schützen. Beides erhöht die Lebensdauer dieser Komponenten.
Einziger Nachteil der gewählten Konfiguration: Die Batterie muss so groß ausgelegt sein, dass auch mehrere Kilometer mit Leistungen über 1.000 W, z. B. bei Bergfahrten, möglich sind.
Demonstrator im Labor
Im Projekt wurde das System aus Batterie und BZ-Range-Extender als Labormuster aufgebaut. Dazu wurde ein PEM-Brennstoffzellensystem der Hydrogen Air Technologies Ltd. eingesetzt (Abb. 3).
Bild: Kompaktes BZ-System mit 1.000 W Dauerleistung. Rechts im Bild sind die Ventilatoren für die Luftkühlung zu sehen. Der Schlauch zwischen den Ventilatoren dient zum Purgen mit Stickstoff.
Das System mit seinen 65 Zellen wird mit einfachen, drehzahlgeregelten Ventilatoren luftgekühlt und liefert die beschriebene maximale elektrische Leistung von 1.000 W. Die Spannung variiert, abhängig von der Leistung, zwischen 65 V (Leerlauf) und 35 V (maximale Leistung). Es handelt sich um ein sogenanntes Dead-End-System, d. h., es wird nur so viel Wasserstoff zugeführt, wie auch verbraucht wird.
Im Dead-End-System sammelt sich auf der Wasserstoffseite (Anode) durch Diffusion relativ schnell Stickstoff an, der über ein Spülventil abgelassen werden muss (purgen). Purgen verringert den Wirkungsgrad des Systems, da auch unverbrauchter Wasserstoff ausgetragen wird. Das untersuchte Brennstoffzellensystem hat bei 1.000 W einen Wirkungsgrad von etwa 35 Prozent. Umgerechnet auf den Wasserstoffverbrauch entspricht dies 85 g Wasserstoff pro Stunde.
Elektrische Verschaltung
Der Einsatz des Brennstoffzellensystems als Range Extender erlaubt eine sehr einfache elektrische Verschaltung. Wie in Abbildung 4 dargestellt, muss lediglich ein DC-DC-Wandler die Ausgangsspannung der Brennstoffzelle auf die Ladeschlussspannung der Batterie anpassen. Die Batterie kann dann kontinuierlich mit konstanter Spannung geladen werden. Die Regelung der Brennstoffzelle passt deren Ausgangsleistung an den aktuellen Ladestrom an. Das Steuergerät des Antriebs bleibt von dem Ladevorgang durch die Brennstoffzelle unberührt.
Bild: Verschaltung der elektrischen Komponenten der Brennstoffzelle (BZ) als Range Extender
Durch das Brennstoffzellensystem kann die Batterie bei gleicher Motorleistung von 2,5 kWh auf 0,35 kWh verkleinert werden. Die Reichweite wird dann prinzipiell nur durch das Tankvolumen, sprich die Menge an Wasserstoff im Tank, begrenzt. Der Leistungsbedarf mittels WLTP-Zyklus ergibt zusammen mit dem Systemwirkungsgrad einen Wasserstoffverbrauch von ca. 200 g auf 100 km. Mit 1 kg Wasserstoff könnte die Pocket Rocket in der Brennstoffzellenversion also 500 km weit fahren!
Sorgenkind Wasserstoffdrucktank
Leider ist die Speicherung von Wasserstoff für mobile Anwendungen noch unbefriedigend. Wasserstoff ist rund 14-mal leichter als Luft. Um also signifikante H2-Mengen zu speichern, muss dieser komprimiert werden. Aber selbst bei einem Druck von 700 bar nimmt 1 kg Wasserstoff ein Volumen von fast 40 Liter ein. Zusätzlich bringt ein 700-bar-Drucktank, der 1 kg Wasserstoff speichert, ein Gewicht von rund 24 kg auf die Waage. Umso erstaunlicher, dass die Pocket Rocket H2 gegenüber dem batterieelektrischen Fahrzeug nur etwa 2 kg schwerer wird – und das bei doppelter Reichweite.
Durch die Verkleinerung der Batterie von 2,5 kWh auf 0,35 kWh verringert sich deren Gewicht von rund 14 kg auf nur noch etwa 2 kg. In Summe ergeben sich etwa 16 kg, die sich auf Brennstoffzelle (4 kg), Tank (9 kg), Batterie (2 kg) und weitere Komponenten (1 kg) wie DC-DC-Steller und Verbindungskomponenten verteilen. Der H2-Drucktank ist dabei nicht nur die größte, sondern auch die schwerste Komponente. Das liegt vor allem an den hohen Sicherheitsanforderungen für den Einsatz im Straßenverkehr.
Hochdrucktanks für Wasserstoff bestehen heutzutage aus einem Kunststoffliner, der mit in Epoxydharz getränkten Kohlefasern umwickelt ist. Um die gewünschten Anforderungen, wie zum Beispiel einen 2,35-fachen Berstdruck, zu erreichen, ist die Kohlefaserschicht mehrere Zentimeter dick. Fertigungsbedingt können so nur runde oder zylindrische Tanks hergestellt werden. Für die Unterbringung am Rahmen der Pocket Rocket würde man sich allerdings flexiblere Tankgeometrien wünschen, die aktuell allerdings jeden Kostenrahmen sprengen würden.
Zum Abschluss des Projektes wurde in einem CAD-Modell die Unterbringung der Komponenten des Range Extenders am Rahmen der Pocket Rocket untersucht (Bild 5).
Bild: Studie zur Anordnung der einzelnen Komponenten des BZ-Range-Extenders am Rahmen der Pocket Rocket H2. Den größten Bauraum nehmen die Drucktanks für Wasserstoff ein.
Die Batterie, die sich in der batterieelektrischen Variante im oberen Querrohr befindet, ist nun deutlich kleiner und könnte in eines der V-Rohre wandern. Wasserstoff würde in dieser Variante in zwei Tanks, sowohl im Querrohr als auch in einem separaten Tank, gespeichert. Allerdings ließen sich im oberen Tank bereits fast die gesamten 350 g Wasserstoff speichern, die für eine Verdopplung der Reichweite benötigt werden. Der zweite Tank würde nur zum Einsatz kommen, wenn Wasserstoff bei „nur“ 350 bar gespeichert werden soll. Übrigens dauert die Betankung mit 6 kg Wasserstoff bei Pkws vier Minuten. Die Pocket Rocket H2 wäre also in etwa 14 Sekunden wieder vollgetankt.
Fazit und Ausblick
Im Projekt Pocket Rocket H2 wurde gezeigt, wie sich durch Brennstoffzelle und Wasserstofftank die Reichweite eines Leichtkraftrads verdoppeln lässt. Statt langer Ladezeiten lässt sich das „Wasserstoffmotorrad“ in kürzester Zeit betanken. Überraschend ist, dass trotz relativ schwerem H2-Tank das Gesamtgewicht der Pocket Rocket in der BZ-Variante reduziert werden kann, da die Batterie deutlich kleiner ausgelegt wird. Schließlich stellt die elektrische Verschaltung als Range Extender einen minimalen Eingriff in das Regelungssystem dar und eignet sich besonders für die „Nachrüstung“ von batterieelektrischen Fahrzeugen. An der DHBW Horb wurden die Projektergebnisse bereits auf die Auslegung von Transportdrohnen mit Brennstoffzellenantrieb übertragen.
In einem Nachfolgeprojekt werden Laboraufbau und Pocket Rocket zu einem echten Wasserstoffleichtkraftrad zusammengeführt. Das Projekt „Pocket Rocket H2“ wurde im Rahmen der Innovation Challenge 2021 vom Ministerium für Wissenschaft, Forschung und Kunst des Landes Baden-Württemberg gefördert.
ICM Innovation Challenge
Der Innovationscampus Mobilität der Zukunft, eine gemeinsame Initiative des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) und der Universität Stuttgart, stärkt mit seiner ersten Innovation Challenge Mobilität und Produktion den direkten Austausch mit der Industrie. Das schnelle und unkomplizierte Förderformat für explorative Innovationsvorhaben hat im November 2021 Wirtschaft und Wissenschaft zusammengebracht, um sieben Forschungsfragen in den Feldern Mobilität und Produktion gemeinsam zu lösen. Die Challenges kamen von innovationsorientierten Unternehmen, die Lösungsansätze von den teilnehmenden Hochschulen und die Förderung im schnellen und kompakten Förderformat vom InnovationsCampus. Das neuartige Förderformat ist speziell auf kleine Unternehmen zugeschnitten: In der Ausschreibungsrunde 2021 wurden Konsortien von Unternehmen und Forschungseinrichtungen mit mehr als 900.000 Euro gefördert.
Autor: Prof. Dr. Volker P. Schulz, Volker.Schulz@dhbw-mannheim.de
Kai Tornow, DHBW Mannheim
Prof. Wolf Burger, DHBW Stuttgart
Manuel Messmer, SOL Motors GmbH
Konkursgefahr? Fehlinterpretationen? Oder künstliche Aufregung?
Was konnte ich da nicht alles lesen… und selbst in der Wirtschaftspresse standen Interpretationen, die Sachverstand vermissen lassen. Worum geht es? Siemens Energy benötigt für manchen Großauftrag Sicherheiten für die eigene Bonität gegenüber dem Kunden. Viele Unternehmen nutzen Staatsgarantien via Hermes-Bürgschaften oder ähnliche Mechanismen. Auftraggeber wollen sichergehen, dass der Dienstleister/Auftragnehmer von der Bonität her den Auftrag auch absichern kann. Da geht es um Garantien, Gewährleistungen, Sicherheit für technischen Support, Ersatzteile und vieles andere. Man bedenke: Chinesische Anbieter von Windkraftanlagen gehen sogar so weit, dass sie erst bezahlt werden, nachdem sie den Auftrag fertiggestellt und die Anlagen in Betrieb genommen haben. Die meisten Unternehmen lassen sich jedoch Anzahlungen geben, die mit der Umsetzung des jeweiligen Projektes einhergehen.
Verkauf der Indientochter an die Mutter?
Meines Erachtens ist Siemens Energy an der Börse massiv unterbewertet. Wie sehr, zeigt ein Blick auf das indische Tochterunternehmen Siemens India Ltd., an der auch die Konzernmutter Siemens beteiligt ist und an der Siemens Energy 25 Prozent hält. Hier könnte es zu einer Entflechtung kommen, die manches Bilanzrisiko vermindern hilft. Dabei wird wohl an den Verkauf dieser Beteiligung an Siemens gedacht oder den Verkauf an Unternehmenspartner in Indien. Es geht um Milliarden-Beträge. Der Anteil von Siemens Energy an Siemens India wird laut Handelsblatt vom 1. November mit über drei Mrd. US-$ an der Börse bewertet; das sind mehr als 50 Prozent der Gesamtbewertung von Siemens Energy. Krass, oder?
Man kann all das auch positiv sehen: Je mehr Sicherheiten in Form von Garantien, desto mehr Aufträge können angenommen werden – und damit wird am Ende des Tages auch Geld verdient.
Auf der anderen Seite kann Siemens Energy die Sicherheiten (Bürgschaften) selbst nicht darstellen, könnten Ratingagenturen eventuell das Bonitätsrating senken und damit zusätzliche Kosten erzeugen; höhere Zinsen zum Beispiel.
Alle Beteiligten – der Bund, Siemens und beteiligte Banken – sollten unaufgeregt daran arbeiten, die Bürgschaften darzustellen – man kann ja die Projekte einzeln bewerten, die Siemens Energy in den Büchern hält.
Windenergie: Gerade schwieriges Umfeld für alle
Die Schwierigkeiten von Siemens Gamesa mit Windkraftanlagen gelten für fast alle Hersteller in dieser Branche. Da wurden Preise und Konditionen ausgegeben, die zu Verlusten führen – sei es durch steigende Finanzierungskosten (Zinsen), Probleme mit Lieferketten, höhere Preise für Rohstoffe, Kalkulationen und anderes. Hinzu kommen technische Probleme und solche mit der Qualität. Vielleicht sollte – und muss – man da umdenken? Indexierte Preise für Windenergieanlagen und Klauseln zur Kostenanpassung? Oder Eigenproduktion von Wasserstoff? Chinesische Anbieter sitzen im Drivers Seat, weil sie wesentlich günstiger produzieren (möglicherweise aufgrund staatlicher Subventionen?) und andere Finanzierungsmodelle anbieten. Da kann man hier in Europa nur mit Restriktionen drohen oder mit Förderung locken, sofern hier produziert wird.
Mutter Siemens hat psychologisches und emotionales Eigeninteresse
Hatte Siemens Energy früher Patronatserklärungen der Mutter Siemens (hält noch circa 25,1 Prozent), so muss das Unternehmen diese nun selbst darstellen. Es geht um ein Volumen in Höhe von vorerst 15 Mrd. Euro. Nun verhält es sich aber so, dass Siemens Energy kein Kapital benötigt, um vor einem Konkurs geschützt zu werden, wie es mal bei TUI oder der Commerzbank erschien. Da hat sich der Staat direkt beteiligt und Eigenkapital eingebracht. Bei Siemens Energy geht es um reine Bürgschaften für bestehende Aufträge. Ich würde da ganz entspannt an das Thema herangehen. Mein Vorschlag: Siemens überträgt rund 25 Prozent an Siemens Energy an den Staat, erhält dafür aber den Mrd-Euro-Gegenwert erst zu einem späteren Zeitpunkt. Der Bund hat damit Sicherheiten und kann im Volumen von 15 Mrd. Euro Garantien für Projekte von Siemens Energy abgeben. Dann könnte man peu a peu das Engagement zurückführen – Siemens erhielte dann den Gegenwert der Beteiligung und der Bund könnte seine Garantien reduzieren und den 25 Prozent-Anteil von Siemens Energy an der Börse platzieren. Das wäre dann eine perfekte „Win-Win“-Situation. Und Siemens Energy kann weitere Aufträge in den ohnehin schon prall gefüllten Auftragsbestand von über 110 Mrd. Euro aufnehmen.
Fazit: Nicht bange machen lassen!
Siemens Energy ist trotz Problemen bei der Tochter Gamesa gut aufgestellt, verdient in wichtigen Bereichen Geld und kann unverändert als Wachstumsstory in Sachen regenerativer Energie und Wasserstoff in vielen Anwendungen angesehen werden. Die aktuellen Probleme werden gelöst. „Buy on bad news“ ist die einzige Schlussfolgerung, die man nach der aktuellen Sachlage abgeben kann. Eine ergänzende Idee: Siemens Energy sollte eventuell daran denken, selbst in die Produktion von Wasserstoff einzusteigen, da man ja umfassendes Know-How besitzt, unter anderem Elektrolyseure baut. Manches Projekt – Wind an Land oder auf dem Meer – wäre dann von der Rendite her anders und vor allem besser zu bewerten. Das Problem mit der Bürgschaft wird gelöst – so oder so. In diesem Fall würde die Aktie sehr schnell wieder im mittleren Bereich zwischen 13 und 15 Euro liegen – für spekulativ eingestellte Anleger auch kurzfristig eine echte Chance. Es kann allerdings auch ruckelig werden, denn die nächsten Bilanzzahlen werden in diesem Monat benannt und 4,5 Mrd. Euro Verlust (vor allem durch das Windgeschäft) gelten für das Gesamtjahr als möglich, auch wenn schon umfassend Rückstellungen gebildet wurden. „Buy on bad news“ gilt dennoch auch hier. Alles Negative liegt auf dem Tisch. Und Börse ist Zukunft!
*Hinweis: Dieser Beitrag wurde am 8.11.2023 auf Wunsch den Autors geringfühgig geändert.
Im September 2023 hat Argentinien seine nationale Wasserstoffstrategie bekannt gegeben. Bis 2050 soll eine Gesamtproduktion von 5 bis 7,5 Mio. Tonnen emissionsarm erzeugten Wasserstoffs pro Jahr möglich sein. Rund 20 Prozent dieser Wasserstoffmenge sollen für die Dekarbonisierung der argentinischen Industrie und für die Herstellung von synthetischen Kraftstoffen in Argentinien verwendet werden. Die restlichen Millionen Tonnen an Wasserstoff sind für den Export vorgesehen. Die entsprechenden Produktionsanlagen sollen so gebaut werden, dass sie durch eine entsprechende Logistik leicht an den weltweiten Handel angeschlossen werden können. Hafengebiete eignen sich dafür besonders gut, da sie in der Zukunft auch auf die Erdgasinfrastruktur und LNG-Terminale zurückgreifen könnten.
Um diese Produktionsziele zu erreichen, plant Argentinien die Installation von mindestens 30 Gigawatt (GW) an Elektrolysekapazität und 55 GW an erneuerbarer Stromerzeugung. Dieses ehrgeizige Vorhaben bedeutet eine Verzwölffachung der derzeitigen Erzeugungskapazität für erneuerbare Energien und mehr als eine Verdoppelung der gesamten Stromerzeugungskapazität im Land. Diese Umstellung auf erneuerbare Energiequellen wird für die effiziente Erzeugung von grünem Wasserstoff von entscheidender Bedeutung sein.
Der zweitgrößte Staat in Südamerika, Argentinien, setzt bislang bei seiner Energiegewinnung fast komplett auf fossile Energieträger sowie Kernkraft. Die verstärkte Verbrennung von fossilen Brennstoffen hat Argentinien in ernste Probleme bei der Verpflichtung auf Senkung der CO₂-Emissionen gebracht. Der politische Druck der internationalen Gemeinschaft nimmt hier stetig zu. Auch die umfangreiche Schiefergasgewinnung mit dem hohen Bedarf an Wasser bringt viele Schwierigkeiten mit sich.
Obwohl die nationale Wasserstoffstrategie einen Ausbau von 55 GW an erneuerbarer Stromproduktion vorsieht, bleibt bislang der der Ausbau der Erneuerbaren hinter den Erwartungen zurück. „Große Ausbaupotenziale bieten sich für erneuerbare Energien (EE) – etwa für Wind- und Solarenergie, Biomasse oder die Produktion von grünem Wasserstoff – aber auch in der Erdöl- und -gasindustrie“, resümierte Carl Moses in einem Bericht für die German Trade und Invest (GTAI).
Während der Präsidentschaft von Mauricio Macri 2015 bis 2019 sollte bereits der eigentliche Durchbruch für die Wind- und Sonnenenergie kommen. Die Pläne waren ehrgeizig, der Anteil erneuerbarer Energien am gesamten Stromverbrauch sollte von zwei auf 20 Prozent im Jahr 2025 und bis 2030 auf 25 Prozent ansteigen. Da die argentinische Wirtschaft 2018 in eine tiefe Krise stürzte, konnten diese Pläne nicht ausreichend finanziert werden.
Parallel dazu entwickelte sich seit Jahrzehnten eine privatwirtschaftliche Struktur für die Herstellung von grünem Wasserstoff rund um das Energieunternehmen Capsa-Capex. Das Tochterunternehmen Hychico hatte laut den Angaben des GTAI im Jahr 2008 die Produktion von grünem Wasserstoff aufgenommen. Bei entsprechender Finanzierung könnten diese Projekte weiterentwickelt werden.
Die Impulse für die Wasserstoffwirtschaft kommen seit 2020 auch von der staatlichen Mineralölgesellschaft YPF. Das Unternehmen organisierte ein Konsortium, das aus 30 Unternehmen besteht und die Wasserstoffproduktion in Argentinien voranbringt. An diesem Konsortium sind auch deutsche Firmen Siemens Energy und Abo Wind beteiligt.
Wenn Wasserstoff die Welt verändern soll, müssen die entsprechenden Industrien ihre Kapazitäten in wenigen Jahren massiv ausbauen. Das geht nur, wenn man auf vorhandenes Wissen aufbaut. Was beim Skalieren und Automatisieren wichtig ist, erklärt Tassilo Gast vom Automatisierungsspezialisten Emerson im HZwei-Interview.
HZwei: In den kommenden Jahren wird die H2-Wirtschaft sehr schnell wachsen müssen. Worauf müssen Unternehmen, zum Beispiel Hersteller von Elektrolyseuren, dabei besonders achten?
Gast: Bei den Elektrolyseprojekten, die in den Nachrichten angekündigt werden, geht es um Größenordnungen von 100 Megawatt bis hin zu 1 Gigawatt. Bisher installierte Elektrolyseure haben meistens elektrische Leistungen von 2 oder 5 MW. Das ist ein Wachstum um ein Vielfaches und damit eine große Herausforderung für die Hersteller.
Elektrolyseure sind in aller Regel modular aufgebaut. Bei der Skalierung bleibt dieses Prinzip größtenteils bestehen, schon allein, weil die Größe der Stacks physikalisch und elektrochemisch begrenzt ist. Gängig sind heutzutage Stacks mit etwa 2,5 MW elektrischer Leistung. Selbst wenn ein Stack in Zukunft zehn Megawatt hätte, bräuchte man für einen 100-MW-Elektrolyseur zehn davon, für ein Gigawatt-Projekt Hunderte. Wenn ich also zehn Module einfach nebeneinanderstelle, nach dem Prinzip „scale up by numbering up“, habe ich zehnmal so viele Schnittstellen, zehnmal so viele Kabelkanäle und so weiter. Das alles zu verkabeln, zu balancieren und zu steuern, ist sehr komplex. Man muss folglich die Systemarchitektur überdenken.
Nehmen wir eine große Elektrolyseanlage – wie würde eine gelungene Skalierung mit angepasster Systemarchitektur aussehen?
Wichtig ist, dass sich jemand frühzeitig das Gesamtsystem anschaut. Im Falle von Emerson haben wir dafür eine eigene Business Unit für Systeme. Theoretisch könnten die Hersteller das auch selbst machen, aber sie haben in der Wachstumsphase oft gar nicht die Kapazität, selbst diesen Schritt zu gehen beziehungsweise zurückzutreten und das große Ganze in den Blick zu nehmen.
Je nach Skalierungsfaktor kann es dann zunächst um kleinere Schritte gehen, zum Beispiel das Zusammenfassen von Bilanzkreisen. Ab einer bestimmten Größe, spätestens bei einigen Hundert Megawatt, wird man aber ganz anders bauen müssen. Dann kann man die Module nicht mehr in einzelnen Containern installieren, wie man es bei den kleineren Anlagen macht – schon allein, weil die Container in Summe zu teuer würden. Stattdessen baut man eine Anlage mit den Stacks in einem Bereich und den dazugehörigen umgebenden Anlagenteilen, zum Beispiel der Wasseraufbereitung, wie bei Greenfield-Projekten. Der Elektrolyseur würde also ähnlich geplant wie eine klassische Chemieanlage, auf offenem Feld – oder überdacht – mit getrennten Prozess- und Anlagenteilen. Wenn wir an so einem Prozess beteiligt sind, ist eine enge Zusammenarbeit sehr wichtig. Man muss sehr tief gemeinsam in den Prozess hineinschauen, damit es wirklich gelingt, Effizienzpotenziale zu heben und die Markteinführung zu verkürzen.
Gibt es neben der Redundanz von Komponenten und der räumlichen Anordnung noch weitere Probleme bei der Skalierung, die man mit entsprechender Planung vermeiden kann?
Ja, die gibt es, zum Beispiel in Bezug auf die Sicherheit. Wasserstoff ist ja ein explosives Gas. Und mit der Anlagengröße steigt auch die Menge des Gases und damit auch das Gefahrenpotenzial für umgebende Areale. Geräte und Armaturen müssen Sicherheits- und Abschaltrichtlinien entsprechen, im Störfall muss ein sicheres Herunterfahren möglich sein. Es gibt spezielle Software von AspenTech, die seit 2022 zu Emerson gehören, die dabei hilft, eine Anlage virtuell zu skalieren, und die auf absehbare Bottlenecks und Sicherheitsaspekte hinweist.
Welche Rolle kann ein digitaler Zwilling in so einer virtuellen Skalierung spielen?
Der Begriff „Digitaler Zwilling“ wird sehr unterschiedlich gebraucht. Im einfachsten Fall spricht man von einem virtuellen Abbild der Anlage. Der nächste Schritt ist, das digitale Abbild mit Daten aus dem laufenden Prozess zu speisen. So kann man abgleichen, ob die Simulation der Realität entspricht. Digitale Zwillinge von Emerson sind in der Lage, Daten aus der Simulation heraus mit Reaktionen von Feldinstrumenten und Steuerungselementen aus dem Feld abzugleichen und somit das Verhalten des Prozesses vorwegzunehmen. Das hilft zum Beispiel Elektrolyseherstellern oder EPCs ungemein, wenn es darum geht, die Skalierungseffekte von größer werdenden Anlagen vorab zu bewerten. Letztendlich ermöglicht das eine bessere Betriebsführung – mit höherer Effizienz, geringeren Kosten und einer höheren Lebensdauer der Komponenten.
Haben Sie denn schon eine solche Skalierung bei einem Elektrolyseurhersteller umgesetzt, so dass Sie von den Erfahrungen berichten können?
Erste Projekte in der Wasserstoffbranche haben wir global sehr viele. Zum Beispiel haben wir die weltgrößte PEM-Elektrolyseanlage mit Steuerung, Ventilen und Instrumenten ausgestattet. Sie steht bei Air Liquide in Bécancour, Kanada. Auch die Einbindung in den örtlichen Chemieprozess hat Emerson umgesetzt.
Wir können dabei auf unser Know-how aus anderen Branchen zurückgreifen. Ganz gleich, welche Elektrolysetechnologie – PEM, alkalische, AEM – zum Einsatz kommt, skalierte Elektrolyseure brauchen alle zum Beispiel sehr viel Wasser. Das Wasser muss demineralisiert und zum Elektrolyseur transportiert werden und dort mit der richtigen Temperatur und dem richtigen Druck ankommen. Wir kümmern uns darum, alle diese Größen zu messen, die passenden Ventile und Armaturen zu finden und den Prozess zu steuern – über den Elektrolyseur über die Gastrennung und -trocknung bis hin zur Gasanalytik am Ende, um zu prüfen, welcher Qualitätsstufe der Wasserstoff entspricht.
Die Stack-Produktion ist grundsätzlich schon weit automatisiert. Die Bipolarplatten werden zum Beispiel automatisch verschraubt. Auch dabei kommen teilweise Emerson-Komponenten zum Einsatz, zum Beispiel, um Bauteile mit Druckluft in eine bestimmte Position zu bringen.
Für welche Firmen in der Wasserstoffbranche ist die Automatisierung oder sonstige Optimierung zusammen mit Emerson denn außerdem interessant?
Wir sind in der gesamten Wasserstoffwertschöpfungskette aktiv: In der H2-Erzeugung, im Transport und der Verteilung sowie bei den Endverbrauchern. Ein Endverbraucher von Wasserstoff kann ein großer Chemiekonzern, Stahlkonzern oder eine Raffinerie sein, aber auch ein Unternehmen aus den Branchen Papier, Life Science und Zement. Wir haben zum Beispiel bei einem unabhängigen Betreiber aus Südkorea ein System aus zahlreichen H2-Tankstellen installiert. Er sieht nun genau, wie viel Wasserstoff zu welcher Zeit an welchen Tankstellen benötigt wird, wie viele Tankvorgänge stattfinden, ob irgendwo Probleme auftreten und welche logistischen Maßnahmen er zu treffen hat, um seine Lieferlogistik an den Bedarf anzupassen. Solche übergeordneten Steuerungen und Systemarchitekturen zur Aufnahme von Daten und Signalen spielen auch in großen Projekten der Sektorenkopplung eine Rolle, bei denen von der Erzeugung von grünem Strom mit Wind oder Photovoltaik über die Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse bis hin zur Verteilung über Pipelines und Tankstellen oder an Brennstoffzellen alle Schritte überwacht und aufeinander abgestimmt werden können.
In einem anderen Fall haben wir eine komplette Mischstation für die Einspeisung von Wasserstoff ins Erdgasnetz geliefert. Dabei haben wir mit einem Partner aus dem Anlagenbau zusammengearbeitet. Für einen Hersteller von Wasserstoffanlagen und EPCs ist das von großem Vorteil. Er verfügt über einen zentralen Ansprechpartner für alle Aspekte der Automatisierung, der alles aus einer Hand liefert. Das ist nicht nur deutlich schneller, sondern bringt auch einen eindeutigen CAPEX-Vorteil auf Seiten des Herstellers.
Geht das alles schnell genug, um den Hochlauf einer Wasserstoffindustrie zu stemmen?
Damit der Hochlauf gelingt, müssen alle Teile der Industrie gemeinsam skalieren. Da hilft kein Silodenken für einzelne Anlagen oder Hersteller. Viele Elektrolyseurhersteller machen bei der Skalierung einfach bereits Bekanntes in mehr und größer. Aber wenn man die Systemarchitektur nicht anpasst, erhöhen sich CAPEX-Kosten, und es bestehen Ineffizienzen, die gar nicht sein müssten. Eine frühzeitige Auseinandersetzung mit dem Gesamtkonzept Automatisierung, jenseits der Entwicklung neuer Membranen oder sonstiger Forschungsaufgaben, hat ein hohes Potenzial zur Kostensenkung. Um das zu heben, muss man frühzeitig vielerlei Ideen und Konzepte prüfen und benötigt einen Automatisierungspartner mit einem kompletten Portfolio. Alle müssen ihren Partnern gegenüber so weit wie möglich mit offenen Karten spielen, um gemeinsam Potenziale zu identifizieren.
Können wir es mit einer guten Automatisierung in Deutschland und Europa schaffen, in der Wasserstofftechnik wettbewerbsfähig zu bleiben?
Wir haben in Europa eine unglaubliche Bandbreite an Firmen und Unternehmen aus der Wasserstoffwirtschaft, speziell in Deutschland. Die Technologien dieser Firmen haben einen sehr hohen technologischen Reifegrad – die Anlagen werden global exportiert. Es gibt viele Firmen mit viel Know-how. Selbst wenn die Personalkosten hier höher sind, fällt das gegenüber einem anderen Aspekt kaum ins Gewicht. Das Problem sind vielmehr die Regularien und die Politik. In den USA gibt es beispielsweise den Inflation Reduction Act, bei dem die Firmen sehr viel Unterstützung bekommen, wenn ihre Wertschöpfung in den USA liegt. Das zielt insbesondere auf Unternehmen aus den Bereichen Umwelt und Nachhaltigkeit, wie zum Beispiel Hersteller von Wasserstoffanlagen oder Teilbereiche der Wasserstoffwertschöpfungskette. Das ist wegweisend für die europäische Industrie, das heißt, hier muss Europa dringend nachsteuern.
Ein anderes Thema ist, dass die Genehmigungen für Projekte und Anlagen in Europa viel zu lange dauern und zu verschieden sind. Ein einheitliches Regelwerk würde vieles vereinfachen. Aber nicht nur bei den Genehmigungen, auch bei anderen politischen Zusagen, wie zum Beispiel Förderungen und Vorgaben oder Zielen, dauert es in Europa sehr lange. Ein Beispiel ist die RED-III-Richtlinie. Die EU hat nun höhere Gesamtziele verkündet und die Beschleunigung der Genehmigungsverfahren fortgeschrieben. Trotzdem dauern die Verfahren noch zu lange. Wenn die Industrie der Wasserstoffwirtschaft in Europa und in Deutschland bleiben und weiter skalieren soll, muss hier also vieles schneller werden.
Zur Person:
Tassilo Gast ist Emerging Market Business Development Manager für die Region DACH (Deutschland, Österreich, Schweiz) bei Emerson. Das Unternehmen mit rund 70.000 Beschäftigten weltweit ist auf Automatisierungslösungen spezialisiert. Zu seinen Angeboten gehören Hardware wie Ventile und Messtechnik, Software für Simulation und Betriebsführung sowie Dienstleistungen wie Beratung und Planung. Im Mai 2022 erlangte Emerson eine Mehrheit an der Firma AspenTech, einem Spezialisten für Software zur Prozesssimulation. Emerson ist für Kunden verschiedener Branchen tätig, von der Brauerei bis zur Raffinerie. Auch in der Wasserstoffbranche hat Emerson viele Kunden. Der Hauptsitz des Unternehmens liegt in Saint Louis im US-Bundesstaat Missouri.
Wasserstoff ist derzeit – zumindest im Energiesektor – in aller Munde. Dies lässt sich auch anhand der Trendforschung nachweisen. So bietet der US-Konzern Google einen Online-Dienst an, der Informationen darüber bereitstellt, welche Begriffe bei der Nutzung der Google-Suchmaschine über die Zeit wie häufig eingegeben werden. Die Ergebnisse werden in Relation zum totalen Suchaufkommen gesetzt und sind in wöchentlicher Auflösung seit 2004 verfügbar.
Sehr plakativ lässt sich mit diesem Tool veranschaulichen, wie groß das Interesse an gewissen Themen war und ist. So ist unter anderem zu erkennen, dass das Keyword „Wasserstoff“ seit Ende 2018 deutlich häufiger gegoogelt wird als in den 15 Jahren zuvor. In den Jahren 2020 und 2021 gab es jeweils Peaks. Insgesamt ist die Popularität dieses Begriffs seitdem auf einem relativ hohen Niveau.
Nach „Wasserstoff“ wird deutlich häufiger gesucht als beispielsweise nach „Elektromobilität“, „Brennstoffzelle“, „Windkraft“ oder auch nach „Digitalisierung“. Noch beliebter ist hingegen – abgesehen von den Peak-Phasen 2020 und 2021 – „Photovoltaik“. Auch das englische Wort „hydrogen“ wird für sehr viel mehr Suchanfragen verwendet (s. Abb.) als beispielsweise „fuel cell“, „digitizing“ und „photovoltaic“ oder selbst „PV“, wobei „hydrogen“ über die fast 20 Jahre fast immer gleich beliebt war, während nach „fuel cell“ Anfang des Jahrhunderts sehr viel mehr geforscht wurde.
