von David Sauss/ Markus Hartwig | Jan. 21, 2025 | 2025, Energiespeicherung, Energiewirtschaft, Wasserstoffwirtschaft
Grüner Wasserstoff für die Forschung
Am Research Airport in Braunschweig entsteht eine Forschungsumgebung entlang der H2-Wertschöpfungskette. Dort werden sowohl die grüne Wasserstofferzeugung als auch die Speicherung, der Transport sowie der Einsatz von Wasserstoff in der Schwerlastmobilität erforscht. Auf dem etwa 5.000 m2 großen Gelände entstand nach den Entwürfen des Büros jahn architektur eine einzigartige H2-Forschungslandschaft im Reallabormaßstab und damit ein Demonstrator einer zukünftigen Energiezentrale im Megawattbereich.
Der Transport und die Speicherung erneuerbarer Energien gehören zu den größten Herausforderungen der Energiewende. Ein Lösungsweg zeichnet sich in Verbindung mit Technologien rund um den Energieträger Wasserstoff ab. Durch den Bau des Hydrogen-Terminals Braunschweig wird ein Ort zur Kompetenzbündelung der Forschung entlang der H2-Wertschöpfungskette im Megawattbereich geschaffen. Das durch das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) mit einem Gesamtfördervolumen von über 20 Mio. Euro geförderte Projekt wird als Verbundvorhaben unter der Leitung des Steinbeis-Innovationszentrums energieplus (SIZ energieplus), der Technischen Universität Braunschweig und der Universität Hamburg gemeinsam mit den Projektpartnern BS Energy und dem Fraunhofer-Zentrum für Angewandte Nanotechnologie (CAN) umgesetzt.
Motivation für das Vorhaben
Das Herzstück des Projekts ist derzeit der AEM-Multicore-Elektrolyseur der Firma Enapter mit einer Leistungsklasse von 1 Megawatt, welcher als weltweit erster Prototyp die AEM-Technologie (Anion Exchange Membrane, AEM) nach Braunschweig bringt. Zusätzlich soll auf dem Gelände in den kommenden Monaten die neuartige Zink-Zwischenschritt-Elektrolyse von STOFF2 zur Wasserstoffproduktion eingesetzt werden. Ergänzend zu den außerhalb des Gebäudes platzierten Elektrolyseuren wurden im Forschungsgebäude Elektrolyseprüfstände eingerichtet, welche die alkalische Elektrolyse und die PEM-Elektrolyse (Proton Exchange Membrane, PEM) beforschen.
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Mit den verschiedenen Elektrolysetechnologien ist die essenzielle Bandbreite der bestehenden Erzeugungsansätze für grünen Wasserstoff zum direkten Vergleich innerhalb des Hydrogen-Terminals vertreten. Im Rahmen des Projekts wird für alle Technologien an der Erhöhung des jeweiligen Wirkungsgrads geforscht. Zusätzlich wird im Rahmen des Forschungsprojekts die Erzeugung von Wasserstoff durch (Co-)Pyrolyse von kohlenwasserstoffhaltigen Ausgangsstoffen erprobt und weiterentwickelt.
Status quo in der Umsetzung
Der mit regenerativem Strom erzeugte grüne Wasserstoff aus den Elektrolyseuren wird verschiedenen Nutzungsformen zugeführt. Zum einen wird er in internen Prüfständen verwendet, um Alterungsversuche an Brennstoffzellen- und Elektrolysemembranen durchzuführen. Zum anderen werden weitere externe (Brennstoffzellen-)Prüfstände am Fraunhofer-Zentrum für Energiespeicher und Systeme (Fraunhofer ZESS) und am rund einen Kilometer entfernten Niedersächsischen Forschungszentrum für Fahrzeugtechnik (NFF) per Pipeline mit dem grünen Wasserstoff versorgt.
Parallel zur Versorgung mit Wasserstoff wird das Fraunhofer ZESS mit der Elektrolyseabwärme beliefert. Hierzu wird das Temperaturniveau der Abwärme aus den Elektrolyseprozessen mithilfe einer Hochtemperaturwärmepumpe angehoben und über ein Nahwärmenetz zur Verfügung gestellt. Ergänzend zur Verwendung des Wasserstoffs in den Prüfständen wird dieser genutzt, um die Wasserstoffspeicherung im derzeit weltgrößten Metallhydridspeicher der Firma GKN Hydrogen zu erproben.
Auf dem Gelände des Hydrogen-Terminals wird der produzierte Wasserstoff, neben der Anwendung in Prüfständen, zum Betrieb einer Wasserstofftankstelle des Herstellers Maximator verwendet. An dieser Tankstelle können Schwerlastfahrzeuge bei einer Druckstufe von 350 bar mit grünem Wasserstoff betankt werden.
Weiterhin wird untersucht, wie mit den Elektrolyseuren und den Brennstoffzellen in Verbindung mit einem großen Batteriespeicher (Speicherkapazität: 1,1 MWh) und der Solaranlage das Netz stabilisiert werden kann, wenn konventionelle, fossile Kraftwerke nicht mehr zur Verfügung stehen.
Nachdem im Spätsommer die feierliche Eröffnung stattgefunden hatte, wurden anschließend die zeitintensiven Inbetriebnahmen durchgeführt. Die gemeinsam mit dem TGA-Planer EGS-plan aus Stuttgart ausgelegte Hochtemperaturwärmepumpe von Combitherm ist bereits in Betrieb, ebenso wie die redundanten Propan-Wärmepumpen von Viessmann. Aktuell werden die Lüftungsanlage von Trox und der Elektrolyseur von Enapter in Betrieb genommen. Hierbei wird der zertifizierte Anlagenbauer H2 Core Systems aus Heide auch auf diesem System geschult und ist zukünftig in der Lage, den Bau und die Inbetriebnahme des Nexus1000 selbständig durchzuführen.
Bis Ende des Jahres wird die Batterieanlage durch SMA in Betrieb genommen. Hier arbeiten wir mit dem Vermarkter Next Kraftwerke und dem elenia Institut für Hochspannungstechnik und Energiesysteme zusammen, um die netzbildenden Eigenschaften zur Spannungs- und Frequenzstabilisierung des Wechselrichters zu untersuchen.
Abb. 2: Markus Hartwig (r.) und David Sauss (l.) mit Sebastian Sipp, dem Geschäftsführer von STOFF2, auf dem Gelände des Hydrogen-Terminals in Braunschweig
Abb. 2: Markus Hartwig (r.) und David Sauss (l.) mit Sebastian Sipp, dem Geschäftsführer von STOFF2, auf dem Gelände des Hydrogen-Terminals in Braunschweig
Grüner Wasserstoff mit PV vor Ort
Neben der mittlerweile vorgeschriebenen Solarisierung der Dachflächen wurde zur Demonstration auf der verbliebenen Ausgleichsfläche eine Agri-PV-Anlage realisiert. Bei dieser wurde vollständig auf Betonfundamente verzichtet und auf Schraubanker zurückgegriffen. Damit ist die Freiflächen-Photovoltaik vollständig rückbaubar und auch für temporär nutzbare Flächen geeignet. Die erzeugte Strommenge ist nicht ausreichend, um den Strombedarf der Anlagen zu decken; deshalb wird aktuell für die Inbetriebnahmen herkunftszertifizierter Grünstrom am Spotmarkt eingekauft.
Perspektivisch wird auf dem Nachbargrundstück eine 3 MWpeak-Freiflächen-Photovoltaik-Anlage gebaut. Hierfür sind sowohl Leerrohre verlegt als auch ein Einspeisefeld in unserer Mittelspannungs-Kundenanlage vorgesehen. Langfristig werden die direkten, lokalen Erneuerbaren für eine Zertifizierung des grünen Wasserstoffs nicht ausreichen. Hierzu werden wir weitere Direktlieferverträge (PPA) abschließen, um die notwendigen Volllaststunden bzw. Produktionsmengen zu erreichen.
Erweiterung um Zink-Zwischenschritt-Elektrolyse
Aktuell untersuchen STOFF2 und SIZ energieplus die Einbindung einer sogenannten Zink-Zwischenschritt-Elektrolyse vor Ort. Dabei handelt es sich um eine neue und innovative Elektrolyse-Technologie. Sie nimmt über vier Stunden Ökostrom auf, speichert die Energie sicher in Form von Zink im Elektrolyseur und entlädt dann über 12 bis 24 Stunden grünen Wasserstoff. Lade- und Entladeprozess können flexibel gesteuert werden. Damit ist sichergestellt, dass zum einen Strom aus erneuerbaren Energien dann geladen wird, wenn er günstig zur Verfügung steht, und zum anderen Wasserstoff genau dann bereitgestellt wird, wenn die Kunden ihn benötigen.
Am Standort des Hydrogen-Terminals in Braunschweig soll die Zink-Zwischenschritt-Elektrolyse die H2-Versorgungssicherheit im Zusammenspiel mit den anderen Komponenten weiter verbessern. Gleichzeitig soll mit dieser Technologie der Grad der Eigennutzung von PV-Strom erhöht werden.
Mit dem Hydrogen-Terminal Braunschweig wurde eine innovative Lern-, Ausbildungs- und Forschungsumgebung für Wasserstoff geschaffen, an der nun weitere Projekte andocken können.
Autoren: David Sauss, siz energieplus, Braunschweig, david.sauss@siz-energieplus.de
Markus Hartwig, STOFF2, Berlin, markus.hartwig@stoff2.com
von Anette Weingärtner | Jan. 2, 2025 | 2024, Energiespeicherung, Europa, Netze, News
Europäisches Multi-Gasnetzwerk geht an den Start
Im EU-Projekt SHIMMER arbeitet die Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung (BAM) an einer umfassenden Wissensdatenbank. Dort sollen wichtige Informationen zu Standards für sichere Materialien und Komponenten sowie zur europäischen Gasinfrastruktur bereitgestellt werden. SHIMMER wird von der norwegischen Forschungsorganisation SINTEF geleitet. Das Projekt vereint zwölf europäische Institutionen, darunter staatliche Einrichtungen und Gasnetzbetreiber aus Spanien, Italien, Norwegen, Polen, Belgien, den Niederlanden und Deutschland.
Die Einspeisung von Wasserstoff (H₂) in bestehende Gasnetze bringt sowohl technische als auch regulatorische Herausforderungen mit sich. Diese betreffen insbesondere die Materialintegrität von Pipelines und die Harmonisierung gesetzlicher Anforderungen. Im Projekt SHIMMER (Safe Hydrogen Injection Modelling and Management for European Gas Network Resilience) geht es darum, das Verständnis für die Integration von Wasserstoff in die bestehende Gasinfrastruktur zu verbessern und damit den Markthochlauf sicherer Wasserstofftechnologien insgesamt zu unterstützen. Das Forschungsvorhaben startete bereits im September 2023 und wird im August 2026 enden. Die Finanzierung erfolgt durch das EU-Programm „Horizon Europe – Clean Hydrogen Partnership“.
Funktionalität und Sicherheit des Gasnetzes
Bereits der Titel „Safe Hydrogen Injection Modelling and Management for European Gas Network Resilience“ verweist auf die mit dem Projekt verbundene Zielsetzung: Für eine geplante höhere Einspeisung von Wasserstoff ins existierende Gasnetz sollen zuverlässige Modelle beziehungsweise Simulationswerkzeuge und sicheres Management bereitgestellt werden, um die Ausfallsicherheit beziehungsweise Robustheit des europäischen Gasnetzes zu gewährleisten.
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„Die Einspeisung von H₂ ins existierende Gasnetz in höheren Anteilen oder in höherer Konzentration ist mit technischen Herausforderungen verbunden, weil die Infrastruktur ursprünglich nicht dafür vorgesehen ist. Deshalb müssen Werkzeuge, Prüfmethoden, Simulationsprogramme zum Planen und zum Betrieb, aber auch eine Übersicht über die bereits existierende Infrastruktur geschaffen werden, um die Sicherheit des Netzes und dessen Funktionalität zu gewährleisten“, erläutert der Projektverantwortliche Dr.-Ing. Oded Sobol von der Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung.
Im Rahmen des genannten übergeordneten Ziels werden weitere spezifische Ziele verfolgt, wie die Kartierung und Bereitstellung einer Übersicht über die existierende Infrastruktur in Bezug auf verwendete Materialien, Komponenten, Technologien und die Eignung dieser für H2. Diese Daten werden Bestandteil einer öffentlichen Wissensdatenbank sein, die dem Nutzer frühzeitig Informationen über die Eignung der Infrastruktur zur Verfügung stellt. Zudem sollen geeignete Materialtestverfahren sowie Werkzeuge oder Methoden für die Inspektion und zum Auffinden von Lecks bzw. Undichtigkeiten entwickelt werden.
Auch gelte es, Simulationswerkzeuge, zum Beispiel für die Planung oder Simulation der Gasqualität bei variierender Einspeisung und variierendem Verbrauch, bezogen auf Rate und Konzentration, zu schaffen. Die Gaszusammensetzung bei den Projektpartnern ist ebenfalls eine Fragestellung der Forschenden. Eine bestimmte Gasqualität soll durch das Projekt sichergestellt und Strategien für die Einspeisung von H₂ ins Gasnetz sollen entwickelt werden. Nicht zuletzt ist geplant, Guidelines für das Risikomanagement zu erstellen und Simulationsstudien für das Durchspielen verschiedener Szenarien zu erarbeiten.
Für die Projektpartner ist die Thematik indes nicht neu. So haben die Gasnetzbetreiber die H₂-Einspeisung in ihren Strategien und Zukunftsplänen fest verankert. Und auch die involvierten Forschungsgesellschaften haben auf ihren jeweiligen Spezialgebieten bereits Erfahrungen mit dem Thema sammeln können.
Vorgängerprojekte werden berücksichtigt
Somit werden in SHIMMER Daten von teilnehmenden Industriepartnern (hauptsächlich europäischen Fernnetz- und Verteilnetzbetreibern) gesammelt. Im Projekt wird auch auf den SyWeSt-H2-Bericht (Tests mit repräsentativen Materialproben von Rohren des deutschen Gasnetzes) zurückgegriffen. „Möglicherweise wird es auch eine Korrelation zur VerifHy-Datenbank (www.verifhy.de) geben, in der Hersteller für Rohrleitungen die Informationen zur H2-Readiness ihrer Produkte zusammengefasst haben“, erläutert der Projektverantwortliche bei SINTEF Industry, Dr. Heiner Schümann.
Weitere Projekte, die auf für die Datenbank nutzbare Resultate hin untersucht werden, sind zum Beispiel:
- das EU-Projekt HIGGS (Liste über Eignung von TSO-Rohrmaterial – unvollständig)
- das britische Projekt HyDeploy (Feldtests mit 20 % H2-Einspeisung in Großbritannien)
- die EU-Projekte THyGA (Testen von Verbraucherendgeräten und ihrer Eignung für H2-Erdgas-Mix, z. B. Wärmepumpen, Boiler, Öfen, CHP [combined heat and power], Verteiler etc.), CEN H2 PNR (Literaturrecherche für viele relevante Bereiche, unter anderem Gasqualität und Stahlrohre), CANDHy (Kompatibilität für nicht-metallische Materialien).
Mit den an diesen Projekten Beteiligten wird über die Möglichkeit einer Zusammenarbeit diskutiert.
Europäische Projekte
Fünf Arbeitspakete
Inhaltlich besteht das Projekt aus fünf Arbeitspaketen, welche zeitgleich durchgeführt werden sollen. „Es gibt jedoch Abhängigkeiten von unterschiedlichen Aufgaben innerhalb der Arbeitspakete, die bei der zeitlichen Planung zu berücksichtigen sind“, sagt Schümann.
Das erste von SINTEF geleitete Arbeitspaket trägt den Titel „Project Manangement and Coordination“ (Projektmanagement und Koordination). „Hier geht es darum sicherzustellen, dass das Projekt mit den gegebenen Mitteln und der erwarteten Qualität innerhalb des Zeitplans durchgeführt wird“, so Schümann. „Gasinfrastruktur und Betriebsbedingungen“
Das zweite Arbeitspaket „Gas Infrastructure and Operational Conditions“ (Gasinfrastruktur und Betriebsbedingungen) steht unter der Regie der BAM. „Unsere Aufgabe ist es, Informationen über die existierende europäische Gasinfrastruktur in Bezug auf metallische Materialien (Rohre) zu beschaffen. Dabei nutzen wir sowohl existierende Daten von anderen Projekten als auch aus der Literatur und sammeln außerdem neue Angaben von unseren Partnern“, sagt Sobol. Zudem beschaffe man Informationen über Betriebsbedingungen. Auch geltende Standards und Gesetze würden gesichtet, zusammengestellt sowie hinsichtlich ihrer Eignung überprüft. „Letztendlich wollen wir alle Informationen in einer benutzerfreundlichen Datenbank organisieren und diese öffentlich zugänglich machen“, so Sobol.
Das dritte Arbeitspaket ist überschrieben mit „Integrity Management and Safety“ (Integritätsmanagement und Sicherheit) und fällt unter die Zuständigkeit des spanischen Forschungszentrums TECNALIA (Zentrum für angewandte Forschung und Technologieentwicklung). Hier geht es darum, die Eignung von gängigen Material- und Kompatibilitätstestverfahren für die geplante höhere H2-Einspeisung zu überprüfen. Außerdem erfolgt eine GAP-Analyse unter dem Gesichtspunkt des Bedarfs nach Anpassung, Änderungen oder neuen Verfahren und Vorschriften. Auch werden Guidelines für Inspektionsmethoden für Rohrleitungen erarbeitet und Empfehlungen für Lecktestmethoden konzipiert. Schließlich geht es darum, Empfehlungen für die Risikoanalyse in Bezug auf Lecks zu geben und Werkzeuge dafür zu erarbeiten.
Im vierten Arbeitspaket „Flow Assurance“ (Sicherung des Durchflusses), geleitet von der Niederländischen Organisation für Angewandte Naturwissenschaftliche Forschung (TNO), werden realistische Testverfahren beschrieben und existierende Simulationsprogramme auf ihre Eignung hin bewertet. Zudem soll eine Auswahl geeigneter Programme verbessert und angepasst werden, so dass damit entsprechende Szenarien durchgespielt werden können. Schließlich sollen geeignete Technologien für die Messung und Kontrolle der Gasqualität bewertet werden.
Im fünften und letzten Arbeitspaket „Dissemination, Communication and Exploitation“ (Verbreitung, Kommunikation und Verwertung), geleitet von GERG – Die Europäische Gas-Forschungsgruppe, wird die Verbreitung der Ergebnisse gesichert, das heißt, es wird dafür gesorgt, dass diese die richtigen Endnutzer, Entscheidungsgremien und Interessengruppen erreichen. Auch ist die GERG für die Publikation von Artikeln in Zeitschriften und weiteren öffentlichen Medien ebenso zuständig wie für die Organisation von Konferenzen. Des Weiteren besteht ihre Aufgabe in der Kommunikation mit Interessengruppen während der Projektphase, um Rückmeldung und notwendige Informationen zu bekommen.
Bei ihrer Arbeit sehen sich die Forschenden im Konsortium vor einige Herausforderungen gestellt: „Zunächst wäre die Vertraulichkeit der Informationen von Industriepartnern zu nennen. Gleichzeitig haben wir die Intention, so viel wie möglich zu veröffentlichen“, sagt Sobol. Außerdem sei die Bezeichnung von Materialien, zum Beispiel Stahlqualitäten, nicht hundertprozentig standardisiert, und es würden europaweit unterschiedliche Materialien mit teilweise unterschiedlicher Namensgebung verwendet. Auch differiere die Umgebung (Gasqualität, Klima), der die verschiedenen Materialien ausgesetzt sind. Zudem verfolgten die Industriepartner im Hinblick auf die Szenarien für Simulationsstudien verschiedene Interessen. Eine Einigkeit über die Beimischung von H₂ (z. B. 2,5 oder 20 %) bestehe ebenfalls nicht. „In unserem Projekt sind sieben Länder repräsentiert. Das Problem besteht auch darin, wie wir die Informationen aus den restlichen europäischen Ländern abdecken sollen“, sagt Schümann.
Publikation der Zwischenergebnisse steht kurz bevor
Erste Ergebnisse gibt es bereits. „Wir warten jedoch derzeit auf die Genehmigung und Freigabe durch die European Commission. Danach werden diese online zugänglich sein und auch auf unserer Webseite verlinkt werden“, sagt Schümann. Die Veröffentlichung der Datenbank auf der Projektwebseite (https://shimmerproject.eu/) sowie anderer wissenschaftlicher Publikationen sei, so Sobol, bis zum Projektende vorgesehen.
Industrie und Gesetzgebung profitieren
Nach Abschluss des Projekts im August 2026 sollen die meisten Ergebnisse, einschließlich der Datenbank, öffentlich zugänglich sein. Davon profitieren kann zum einen die Industrie: Die Planung bei der H2-Einspeisung wird vereinfacht. Netzbetreiber, Lieferanten und Hersteller von Rohren und Ausrüstung sparen Zeit und Kosten. Zum anderen können gesetzgebende Organe ihre Richtlinien anpassen. „Heutzutage gibt es für Europa weder harmonisierte Anforderungen oder Einspeiselimits noch Vorschriften für Prüf- und Eignungsverfahren für die H2-Einspeisung. Die Ergebnisse dieses Projektes sind eine Grundlage für einen solchen Standardisierungsprozess“, sagt Schümann.
https://shimmerproject.eu
von Claas Hülsen | Dez. 4, 2024 | 2024, Energiespeicherung, Energiewirtschaft, Entwicklung, Europa, Meldungen, News, Wasserstoffwirtschaft
Neue DNV-Studie analysiert Produktion und Export
Eine neue Studie des Beratungsunternehmens DNV untersucht das H2-Exportpotenzial aus Schweden, Finnland und dem Baltikum sowie alternative Transportrouten nach Deutschland und Zentraleuropa. Die Studie zeigt dabei auf, ob es im Ostseeraum ein ausreichendes Potenzial für die Produktion von Wasserstoff für den Export gibt, wie wirtschaftlich dieser Wasserstoff produziert werden kann und wie die Länder in der Region von der Entwicklung eines H2-Netzes sowie dem entsprechenden Handel mit Wasserstoff profitieren können. Für den groß angelegten Export von Wasserstoff können gesamteuropäische Pipelinesysteme eine entscheidende Rolle spielen, weshalb die Studie auch eine vergleichende Analyse möglicher Pipelinerouten enthält.
Für die Dekarbonisierung zentraler Industriebereiche in Zentraleuropa und insbesondere in Deutschland ist die Beschaffung von günstigem grünem Wasserstoff in den kommenden Jahren eine wichtige Herausforderung. Insbesondere die Stahlindustrie und die Grundstoffchemie sind von der Verfügbarkeit von günstigem Wasserstoff abhängig. Eine heimische Herstellung von Wasserstoff kommt dabei schnell an ihre Grenzen. Sie konkurriert hierbei mit der Dekarbonisierung der Stromerzeugung durch erneuerbare Energien bei gleichzeitig steigenden Strombedarfen durch die Elektrifizierung wesentlicher Wirtschaftsbereiche – beispielsweise in der Mobilität –, zum anderen sind die heimischen Gestehungskosten für Wasserstoff in Deutschland teilweise deutlich höher als in anderen Regionen der Welt.
Insofern werden wesentliche Mengen von Wasserstoff importiert werden müssen. Während für große Distanzen der Seetransport teilweise die einzige Option darstellt, stellt für mittlere Distanzen der pipelinegebundene Transport eine kosteneffiziente Variante dar. Der Transport über Pipelines hat insbesondere den Vorteil, dass erzeugter Wasserstoff in Reinform vorliegt und keine Transformationsverluste, wie beispielsweise bei einem Tankertransport in Form von Ammoniak, auftreten. Strategisch ist es für den Aufbau der H2-Importketten für Europa und Deutschland zudem wichtig, stabile und auch in Krisenfällen belastbare Partnerschaften aufzubauen, um nicht in ähnliche Situationen wie die Unterbrechung der Gasversorgung aus Russland im Zuge des Ukrainekriegs zu kommen.
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Insofern ist es im Interesse aller Beteiligten, sich auch innerhalb Europas nach möglichen naheliegenden Bezugsquellen umzuschauen. Verschiedene Pipelinekorridore werden in diesem Zusammenhang derzeit diskutiert und auch als sogenannte „Projects of Common Interest (PCI)“ von der EU gefördert.
Diesbezüglich hat DNV im Auftrag von Gascade in den vergangenen Monaten das Potenzial eines Wasserstoffbezugs aus Schweden, Finnland und dem Baltikum untersucht. Hierbei wurde auf der Basis vorliegender energiepolitischer Zielsetzungen der genannten Länder zunächst abgeschätzt, wie groß ein mögliches Exportportpotenzial aus dem Ostseeraum sein kann. Zum anderen wurde ermittelt, zu welchen Kosten dieser Wasserstoff bereitgestellt werden kann und welche Transportrouten aufgrund der geographischen Produktionspotenziale sinnvoll sein werden.
Die Länderanalysen, die die Basis der Untersuchung bilden, legen dabei ein differenziertes Bild der Pläne der einzelnen Staaten in zwei Szenarien vor. In diesen Szenarien wird jeweils der geplante Ausbau der erneuerbaren Energien sowie der Eigenbedarf an Strom und Wasserstoff ermittelt. Dabei wird in einem optimistischen Szenario je Land jeweils von einem ambitionierten Ausbau der erneuerbaren Energien für die meisten Länder unter Anwendung von Daten aus dem TYNDP 2022 ausgegangen. Dieser Ausbau wird jeweils kombiniert mit einem entsprechend, gemäß der jeweiligen H2-Strategie des Landes, ambitionierten Ausbau der jeweiligen H2-Nutzung. Das konservative Szenario ist demgegenüber in allen Komponenten weniger ambitioniert.
Die im jeweiligen Szenario verbleibenden Energiemengen (nach Abzug der Inlandsnachfrage von der Stromproduktion) werden für einen Export von Wasserstoff vorgesehen. Es ist zu beachten, dass diese Energie auch für den Export als Strom über neu gebaute Verbindungsleitungen vorgesehen werden könnte. Diese Alternative wird in dieser Studie jedoch nicht weiter berücksichtigt. Im Überblick ergibt sich hieraus das folgende Bild bezüglich des vorhandenen Exportpotenzials in den beiden Szenarien:
Bei dem in der Studie verwendeten konservativen Szenario zeigt sich, dass insbesondere Finnland im Jahr 2050 einen erheblichen Stromüberschuss erzielen kann, der zur Produktion von grünem Wasserstoff für den Export genutzt werden könnte. Der schwedische Stromüberschuss wird hingegen über den gewählten Zeitraum kontinuierlich abnehmen und das Land im Jahr 2050 keinen Überschuss mehr aufweisen. Dies liegt an den moderaten staatlichen Ausbauzielen in Schweden bei gleichzeitigem Voranschreiten der innerstaatlichen Elektrifizierung.
Insgesamt ergibt sich nach dem konservativen Szenario ein Potenzial von etwa 70 TWhel im Jahr 2050, das aus der Region bezogen werden kann, wobei Finnland die Hauptquelle für den Überschuss darstellt. Dieser ausgewiesene Überschuss auf Basis der niedrigeren Ambitionen ist recht gering, vor allem weil Schweden aufgrund der eigenen Elektrifizierung der Industrie und des heimischen Wasserstoffverbrauchs 2050 keinen geringen Überschuss ausweist. Dennoch leistet die Windenergie in den Ländern einen signifikanten Beitrag: Es ist davon auszugehen, dass Onshore-Windstrom mit einem Anteil von etwa 40 bis 50 % (SE) und 70 bis 80 % (FI) an der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im Zeitraum 2030 bis 2050 die Hauptquelle des Überschusses sein wird. Danach folgt die Offshore-Windkraft mit einem Anteil an der EE-Stromerzeugung, der bis 2050 auf 10 bis 20 % (SE) bzw. etwa 5 % im Jahr 2030 und 11 % im Jahr 2050 (FI) steigt.
Im optimistischen Szenario hingegen ist die Entwicklung in beiden Ländern ausgewogener. Schweden weist in diesem Szenario das höchste Überschusspotenzial im Jahr 2030 aus, das sich dann jedoch aufgrund der Elektrifizierung bis 2040 halbiert, danach aber stabil bleibt. Für Finnland wird ein noch stärkerer Anstieg als im konservativen Szenario prognostiziert. Im Zeitverlauf könnte dementsprechend das folgende Gesamtpotenzial für überschüssigen Strom zur Erzeugung von grünem Wasserstoff aus der Region erreicht werden: 2030: 16 TWhel, 2040: 90 TWhel, 2050: 119 TWhel.
Auch in diesem Szenario bleibt Finnland der größte Überschuss-Stromerzeuger und würde etwa 30 TWhel mehr als im konservativen Szenario produzieren. Hinzu kommt ein kleines Potenzial aus den baltischen Staaten und Polen.
Für die nachfolgende Analyse der Pipelineverläufe wurde diese Analyse je Szenario nicht nur auf Länderebene vorgenommen, sondern auf Regionalebne differenziert – Basis dafür bildeten die bestehende und geplante Verteilung von EE in den einzelnen Landesregionen.
Berechnung der H2-Erzeugungskosten
Die Analyse der Gestehungskosten ist wichtig, da ein Export von Wasserstoff nur dann als Geschäftsmodell sinnvoll ist, wenn die Kosten auch im Vergleich zu anderen möglichen Herkunftsregionen wettbewerbsfähig sind. In dieser Hinsicht sind die nivellierten Wasserstoffkosten (LCOH) der üblicherweise verwendete Leistungsindikator. In einem zweiten Schritt wird daher je Region eine Berechnung der Erzeugungskosten für grünen Wasserstoff durchgeführt. Verglichen werden pro Region die LCOH für unterschiedliche Erzeugungstechnologien, für die die jeweiligen regionalen Kapazitätsfaktoren zugrunde gelegt werden.
Für die Berechnung der Wasserstoffgestehungskosten (LCOH) werden zudem zwei mögliche Konzepte in der Studie überprüft. Zunächst wird als Option 1 angenommen, dass der Elektrolyseur direkt gekoppelt mit erneuerbaren Ressourcen betrieben wird, um grünen Wasserstoff zu erzeugen. Alternativ wird dann auch ein anderer Ansatz für die Region analysiert, bei dem der Strom aus dem Stromnetz bezogen wird – was regulatorisch unter bestimmten Umständen, die in den Delegated Acts der EU vorgegeben werden, auch die Erzeugung von grünem Wasserstoff möglich macht. In diesem Fall prüfen wir, ob die Einspeisung aus erneuerbaren Energien in den untersuchten Gebieten über 90 % liegt, wie es für eine Ausnahme von den RED-III-Kriterien in Bezug auf Punkte wie PPA für erneuerbare Energien, Zusätzlichkeit und zeitliche Korrelation erforderlich ist, und bewerten dann den Wasserstoff entsprechend unter Zugrundelegung der Stromkosten aus dem Netz.
Zusammengefasst zeigen die Ergebnisse, dass die Erzeugungskosten über das direkt gekoppelte Konzept hoch erscheinen. Sie liegen je nach Region zwischen 6,15 EUR/kg und 18,75 EUR/kg (s. Abb. 2). Dies erscheint im Vergleich zu den Erzeugungskosten in Südeuropa für direkt gekoppelte Anlagen hoch, so dass es zu diesen Produktionskosten fragwürdig ist, dass sich ein Export wirtschaftlich etablieren kann.
Abb. 2: Stromgestehungskosten von Wasserstoff für direktgekoppelte Onshore-Windelektrolyse im Jahr 2030 für alle analysierten NUTS2-Regionen
Aufgrund des sehr hohen Anteils an EE in den skandinavischen Regionen und des zusätzlich ebenso niedrigen spezifischen CO2-Anteils je kWh (durch die Kombination Wasserkraft, Kernenergie und EE) kann aber angenommen werden, dass für die relevanten Gebotszonen in Finnland und Schweden die Ausnahmeregelungen des REDIII Delegated Act zum Tragen kommen, so dass Elektrolyseure die Energie aus dem Netz beziehen können. Hierdurch ändert sich das Bild im Bezug auf die LCOH signifikant – insbesondere, da die Elektrolyseure nun eine sehr viel höhere Volllaststundenzahl erreichen können und so die Kapitalkosten im Verhältnis zur erzeugten Wasserstoffmenge reduziert werden. Auf diese Weise werden LCOH zwischen 2,5 EUR/kg und 4,5 EUR/kg erreicht.
Da diese wiederum über die Zeitachse abhängig von den Stromkosten im jeweiligen Land sind, wurden diese Strompreise aus der DNV-Strompreisprognose für Finnland und Schweden zugrunde gelegt. Aufgrund der zunehmenden Elektrifizierung in beiden Ländern steigt die Nachfrage nach Strom zwischen 2030 und 2050 an – was zunächst zu steigenden Strompreisen und damit auch steigenden LCOH führen wird. Langfristig wird sich aus Sicht von DNV der Strompreis jedoch moderat entwickeln, so dass die LCOH für 2050 bei etwa 2,5 EUR/kg eingeschätzt werden (s. Abb. 3).
Abb. 3: LCOH Schweden und Finnland bei Netzentnahme 2030 bis 2050
Als Ergebnis der Kostenanalysen ergab sich somit, dass in Skandinavien aufgrund der spezifischen Systemsituation sehr attraktive Produktionskosten für Wasserstoff erreicht werden. Dies zeigte sich auch bereits in diesem Jahr bei den Pilotauktionen der Europäischen Wasserstoffbank.
Exportkorridore nach Zentraleuropa
Im letzten Teil der Analyse wurden aufgrund der ermittelten regionalisierten Exportpotenziale schließlich mögliche Exportkorridore nach Zentraleuropa bewertet. Dabei haben wir für die Analyse die derzeit in den Netzentwicklungsplänen beschriebenen Korridore (European Hydrogen Backbone) zugrunde gelegt und diese im Hinblick auf das regionalisierte Exportpotenzial aus dem ersten Teil der Untersuchung hinsichtlich ihrer Kosten und Kapazitäten sowie ihrer strategischen Routenführung verglichen. Die nachfolgende Abbildung zeigt die fünf untersuchten Varianten, für die jeweils zu Vergleichszwecken ein identischer Startpunkt in Finnland nahe der Stadt Turku gewählt wurde und das ermittelte regionalisierte Exportpotenzial zugrunde gelegt wird.
Abb. 4: Fünf analysierte Fälle für den (gleichzeitigen) Einsatz der Onshore- und Offshore-Pipeline-Routen
Beide Routen schließen an das geplante finnische Onshore-Wasserstofftransportnetz an, das aus dem Norden Finnlands kommen wird.
Onshore-Route
Die Onshore-Route beginnt mit einer Verbindung von Turku nach Helsinki, wo der finnische Meerbusen von einem Offshore-Pipeline-Segment durchquert wird, das Helsinki mit Tallinn verbindet. Von dort aus wird der Wasserstoff über eine neu gebaute Pipeline durch Estland und Lettland transportiert, bis man in Lettland auf einen etwa 100 Kilometer langen Abschnitt einer wiederverwendeten Erdgaspipeline trifft. Die Gesamtlänge der Onshore-Route beträgt etwa 2.000 km. Zur Berechnung der Wasserstofftransportkapazität gehen die European-Hydrogen-Backbone-Reports von folgenden Annahmen für die verschiedenen Pipelinesegmente aus:
- Neubau von 36-Zoll-Pipelines (50 bar), Nennkapazität von 4,7 GWH2, Kapazitätsfaktor 100 %
- Wiederverwendete 36-Zoll-Pipelines (50 bar), Nennkapazität von 4,7 GWH2, Kapazitätsfaktor von 75 %
- Neubau von 48-Zoll-Pipelines (80 bar), Nennkapazität von 16,9 GWH2, Kapazitätsfaktor 75 %
Die umgewidmeten Abschnitte weisen im Vergleich zu den anderen Rohrleitungsabschnitten einen geringeren Betriebsdruck und damit eine geringere Transportkapazität auf. Diese Segmente stellen somit einen Engpass für Transportkapazitäten dar. Sofern keine Booster-Kompressoren eingesetzt werden, um die Strömungsgeschwindigkeit nach Möglichkeit vorübergehend zu erhöhen, bestimmt diese Einschränkung die Transportkapazität der gesamten Route.
Dies führt zu einer Transportkapazität von 30,9 TWhH2/Jahr, basierend auf der Vollauslastung innerhalb der oben angegebenen Grenzen der Kapazitätsfaktoren und den Teilen des Netzwerks mit der niedrigsten Kapazität (75 % * 4,7 GWH2 = 3,6 GWH2). Wenn die Gesamtstrecke auf eine Transportkapazität von 4,7 GWH2 ausgebaut werden kann, können insgesamt 41,2 TWhH2/Jahr transportiert werden. Bei dem erwarteten Kapazitätsfaktor für finnische Onshore-Windenergie von 40 % beträgt die Transportkapazität einer 4,7 GWH2-Verbindung 16,5 TWhH2/Jahr.
Beim Vergleich mit der erwarteten Größenordnung des Überschusses aus Finnland ergibt sich, dass die Onshore-Route die erwartete Wasserstofftransportkapazität aus dem Überschuss aus Finnland nur im optimistischen Szenario (8,6 TWhH2/Jahr) für 2030 decken kann. Nach dieser Zeit reicht die Onshore-Route allein nicht mehr aus, um ausreichende Transportkapazitäten bereitzustellen.
Nach Veröffentlichung der DNV-Studie kündigte das Konsortium „Nordic-Baltic Hydrogen Corridor“ an, dass es die ursprünglichen Pläne zur Nutzung von Pipelineabschnitten bestehend aus wiederverwendeten Erdgaspipelines aufgeben und – aus Gründen der Transportkapazität – versuchen werde, 48-Zoll-Neubauleitungen über die gesamte Landtrasse vorzusehen. Dies bedeutet, dass die Landroute tatsächlich über eine größere Transportkapazität verfügen wird, als in dieser Studie prognostiziert, sofern die neuen 48-Zoll-Pipelines realisiert werden können.
Offshore-Route
Die Offshore-Route beginnt alternativ mit einer Verbindung von Turku zur Insel Åland. Von dort führen eine oder mehrere Pipelines mit einer Länge von etwa 760 Kilometern durch die Ostsee zur dänischen Insel Bornholm. Von dort führen wiederum eine oder mehrere Pipelines zum deutschen Festland. Die Gesamtlänge einer einzelnen Pipelinetrasse beträgt etwa 1.000 km. Die Gesamtlänge, einschließlich einer doppelten Pipelinetrasse, beträgt etwa 1.900 km. In der Studie wurden diesbezüglich sowohl die Kosten für eine einfache als auch für eine doppelte Trasse analysiert.
Bei einem maximalen Betriebsdruck von 80 bar ist aufgrund der in der Pipeline induzierten Druckverluste eine Wasserstoffrekomprimierung entlang der 760 km langen Strecke von Åland nach Bornholm erforderlich. In diesem Fall muss die Offshore-Route eine Verbindung zur schwedischen Insel Gotland herstellen, um dort eine Rekomprimierung durchzuführen und/oder eine Verbindung zu lokalen Angebots- und Nachfragezentren herzustellen.
Zur Berechnung der Wasserstofftransportkapazität gehen die European-Hydrogen-Backbone-Reports von folgenden Annahmen aus:
- Neubau von 48-Zoll-Pipelines (80 bar)
- Nennkapazität von 16,9 GWH2
- Ein Kapazitätsfaktor von 75 %, was einer tatsächlichen Kapazität von 111,0 TWhH2/Jahr
- Unter der Annahme eines Kapazitätsfaktors von 40 % (entsprechend finnischer Onshore-Windenergie) entspricht dies einer tatsächlichen Kapazität von 59,2 TWhH2/Jahr.
Alternativ wurde die Möglichkeit einer einzigen optimierten Offshore-Pipeline untersucht, die so dimensioniert ist, dass sie in der Lage ist, den erwarteten Überschuss für alle untersuchten Szenarien und Jahre zu transportieren. Bei dieser Pipeline wurde zusätzlich eine Verbindung zwischen der Insel Bornholm und der polnischen Küste im Bereich Niechorze-Pogorzelica vorgesehen, um dort eine Verbindung mit dem landseitigen Wasserstoffnetz herzustellen. Die Optimierung sieht entsprechend eine Dimensionierung der einzelnen um die 780 km langen Pipeline derart vor, dass sie 65 TWhH2/Jahr bei einem Kapazitätsfaktor von 40 % plus X transportieren kann. Ziel der Optimierung ist also, dass eine einzige Pipeline in allen analysierten Szenarien ausreicht, um den überschüssigen Wasserstoff aus Finnland zu transportieren.
Ergebnisse der Optimierung
Die Berechnung erfolgte auf Basis der Norm ASME B31.12, Option A. Daraus ergab sich ein Betriebsdruck von 170 bar und daraus resultierend eine Wandstärke von 60.13 mm. Dies liegt außerhalb des standardisierten Bereichs der auf dem Markt erhältlichen Pipelinewandstärken, ist aber in der Branche nicht beispiellos. Beispielsweise weist die Langeled-Pipeline, die zwischen Großbritannien und Norwegen verläuft, ähnliche Designspezifikationen auf. Die nachfolgende Tabelle fasst die erforderlichen Spezifikationen zusammen.
Tab. 1: Spezifikationen der 780 km langen Pipeline von den Ålandinseln nach Bornholm
Quelle: DNV
Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Offshore-Route den erwarteten Wasserstofftransportbedarf aus dem Überschuss aus Finnland in den folgenden Szenarien decken kann:
- Einzelne (nicht optimierte) Pipeline (59.2 TWhH2/Jahr): Alle Szenarien werden erfüllt, außer dem optimistischen Szenario 2050 (62.4 TWhH2/Jahr).
- Duale (nicht optimierte) Pipelines (118.4 TWhH2/Jahr): Alle Szenarien werden erfüllt.
- Einzelne (optimierte) Pipeline (65.0 TWhH2/Jahr): Alle Szenarien werden erfüllt.
Techno-ökonomische Analyse
Nachfolgend sind die Ergebnisse der verschiedenen Pipeline-Routen-Optionen zusammengefasst:
Tab. 2: Nivellierte Kosten des Wasserstofftransports für die analysierten Pipeline-Routen
- Fall 1: Nur Onshore-Route: Die Gesamtinvestitionskosten betragen rund 5,8 Milliarden Euro, aber mit 1,37 Euro/kg H2 ist sie auf der Grundlage der nivellierten Kosten des Wasserstofftransports die teuerste Option.
- Fall 2: Nur Offshore-Route – einzelne Pipeline: Die Gesamtinvestitionskosten sind ähnlich wie bei Fall 1, aber die nivellierten Kosten des Wasserstofftransports sind mit 0,40 Euro/kg H2 weitaus günstiger.
- Fall 2 (Opt): Nur Offshore-Route – einzelne Pipeline (optimiert): Die Gesamtinvestitionskosten sind ähnlich wie in Fall 2, aber die nivellierten Kosten des Wasserstofftransports sind mit 0,39 €/kg etwas niedriger.
- Fall 3: Nur Offshore-Route – doppelte Pipeline: Nivellierte Kosten von 0,40 €/kg. Die Gesamtinvestitionskosten betragen jedoch rund 11,8 Mrd. € – doppelt so viel wie in Fall 2.
- Fall 4: Onshore-Route und Offshore-Route – einzelne Pipeline: Die Gesamtinvestitionskosten sind ähnlich wie in Fall 3, aber die gewichteten durchschnittlichen nivellierten Kosten sind mit 0,61 €/kg höher.
Obwohl Offshore-Pipelines etwa 1,5-mal teurer sind als Onshore-Pipelines mit gleichem Durchmesser, sind sie aufgrund der unterschiedlichen Gesamttransportentfernung zwischen den Onshore- und Offshore-Routen (1.000 km bzw. 2.000 km) in Kombination mit dem größeren Gesamtdurchmesser und Druck (und damit der Transportkapazität) der Offshore-Routen eine kostengünstigere Option für den Transport von überschüssigem Wasserstoff von Finnland nach Mitteleuropa. Aus Sicht der Diversifizierung und der Entwicklung der Wasserstoffproduktion in den baltischen Staaten bietet eine zusätzliche Onshore-Route jedoch eine höhere Versorgungssicherheit.
Schlussfolgerungen
Die Option, Wasserstoff aus dem Ostseeraum zu beziehen, ist für Mitteleuropa wirtschaftlich und strategisch interessant. Niedrige Produktionskosten in Verbindung mit einer innereuropäischen Produktion können die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie fördern und würden Europa weniger abhängig von Importen machen. Für viele Endanwendungen ist die Möglichkeit der Gewinnung von reinem Wasserstoff (und nicht von Derivaten wie Ammoniak) attraktiv, da sie effizienter ist und die Kosten für Umwandlungsprozesse vermeidet.
Eine Kombination aus Offshore- und Onshore-Pipelines kann die Versorgung diversifizieren, da ein ausreichendes Wasserstofferzeugungspotenzial vorhanden ist, wenn das Potenzial für überschüssigen Strom aus erneuerbaren Energien genutzt wird. Eine optimierte Offshore-Pipeline wäre jedoch das kostengünstigste Transportmittel nach Mitteleuropa.
Als Ergebnis kann festgehalten werden, dass ein strategischer Dialog zwischen den Ostseeanrainerstaaten und den von Wasserstoffimporten abhängigen Ländern der EU (insbesondere Deutschland und Polen) initiiert werden sollte. Ziel sollte es sein, eine gemeinsame Strategie und Vision für ein Wasserstoffnetz im Ostseeraum zu entwickeln, die die bisherigen Überlegungen in der Diskussion um ein europäisches Wasserstoff-Backbone weiterentwickelt und die Pläne für den EE-Ausbau, die Pipelineplanung und die industrielle Nutzung konkretisiert. Aufgrund der vielen zu berücksichtigenden Aspekte wäre ein multinationales Abkommen für eine solche Wasserstoffproduktion und den Netzausbau erstrebenswert.
Autoren: Claas Hülsen, Daan Geerdink, Daniel Anton, DNV Energy Systems Germany GmbH, Hamburg
Claas.Huelsen@dnv.com
von Monika Rößiger | Nov. 1, 2024 | 2024, Deutschland, Energiespeicherung, Energiewirtschaft, Entwicklung, Wasserstoffwirtschaft
Der Salzstock als H2-Speicher
Für einen erfolgreichen Markthochlauf von Wasserstoff sind Speicher unverzichtbar. Als solche eignen sich Salzkavernen gut. Die künstlichen Hohlräume, mehr als tausend Meter tief im Salzgestein, befinden sich vor allem im Nordwesten Deutschlands. Bislang werden sie für fossile Ressourcen wie Erdöl und Erdgas genutzt. In Zukunft sollen sie auch zur Einlagerung von Wasserstoff dienen.
Wer sich nach Harsefeld begibt, einer kleinen Gemeinde in Niedersachsen bei Stade, sieht sich von Wiesen, Feldern und mit einer Hecke bewachsenen Erdwällen, dort „Knicks“ genannt, umgeben. Mittendrin betreibt Storengy Deutschland seit 1992 einen Erdgasspeicher. Nun will die Tochter des französischen Netzbetreibers Engie hier einen der ersten Wasserstoffspeicher Deutschlands errichten.
Unter der Erde liegende Salzkavernen haben sich schon lange bewährt, um große Mengen Gas sicher zu speichern, erklärt Gunnar Assmann, Projektleiter Wasserstoffspeicherung bei Storengy. „Kavernenspeicher sind technisch geschaffene Hohlräume im Salzgestein, das eine natürliche und dichte Barriere bildet.“ Deshalb möchte das Unternehmen im Rahmen seines Projektes SaltHy zwei Salzkavernen für die Einlagerung von Wasserstoff, der regional mithilfe von Ökostrom aus Windenergieanlagen an Land oder auf See klimaneutral erzeugt werden kann, errichten.
Norddeutschland ist für den Aufbau einer Wasserstoffspeicher-Infrastruktur aus mehreren Gründen prädestiniert: Zum einen wegen der Nähe zu On- und Offshore-Windparks sowie den künftigen Verbrauchszentren in der Industrie. Außerdem beherbergt die Region rund 80 Prozent der europäischen Kapazitäten für Salzkavernenspeicher. Und es gibt dort schon viele Gasfernleitungen, die für den Transport von Wasserstoff umgerüstet werden können. Deshalb wird auch der Aufbau des von der EU geplanten Fernleitungsnetzes für Wasserstoff, des sogenannten European Hydrogen Backbones, im Nordwesten Deutschlands beginnen. An dieses Netz soll die erste Kaverne von SaltHy (Storage Alignment with Load and Transport of Hydrogen) durch eine Verbindungsleitung angeschlossen werden.
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Wasserstoff für die Stahl- und Chemieindustrie
Zwischen 2030 und 2032 soll in Harsefeld die erste Kaverne in Betrieb gehen. Über den Bau der zweiten Kaverne wird das Unternehmen im Jahr 2028 entscheiden; je nachdem, wie sich der H2-Markt bis dahin entwickelt hat. Diese könnte dann 2034 in Betrieb gehen. Beide sind jeweils für eine Menge von bis zu 7.500 Tonnen Wasserstoff ausgelegt. „Das würde beispielsweise den Bedarf eines regionalen Stahlwerks, das 140 Tonnen Wasserstoff pro Tag benötigt, für rund zwei Monate decken“, erklärt Assmann.
Das H2-Gas wird am Standort Harsefeld in einer obertägigen Anlage behandelt, bevor es unter Tage eingelagert wird. Der Speicherdruck beträgt je nach Menge über 200 bar. In der Transportleitung ist der Druck mit maximal etwas über 80 bar auf jeden Fall geringer. Deshalb wird das Gas vor der Einspeicherung in der Kompressorstation verdichtet und gekühlt. Bei Bedarf kann der Wasserstoff wieder entnommen, aufbereitet und für den Weitertransport ins Netz eingespeist werden.
Eine Machbarkeitsstudie von Storengy Deutschland kam im Jahr 2022 zu einem positiven Ergebnis, ebenso wie eine Marktabfrage bei Unternehmen im März dieses Jahres. „Viele der angekündigten H2-Projekte, für die eine Anbindung an einen Wasserstoffspeicher relevant sein wird, haben einen hohen Reifegrad und befinden sich in Norddeutschland“, teilt das Unternehmen mit – und sieht den Bedarf an neuen unterirdischen Wasserstoffspeichern in Deutschland bestätigt.
Momentan laufen in Harsefeld Kartierungsarbeiten sowie Vorbereitungen für den Genehmigungsprozess. Die unterirdischen Speicher unterliegen dem Bergrecht und müssen von den entsprechenden Landesbehörden bewilligt werden. Planung, Genehmigungsverfahren, Bau und Betrieb solcher Speicher sind eine komplexe Angelegenheit, erläutert der Verfahrensingenieur Assmann, der selbst seit mehr als 30 Jahren im Energiesektor arbeitet. Der Aufwand sollte also nicht unterschätzt werden. Die ersten Unterlagen möchte Storengy noch in diesem Jahr einreichen.
Die Investitionsentscheidung für den untertägigen Teil des Speichers soll Anfang kommenden Jahres fallen. Angesichts des langen Realisierungszeitraums erfolgen die Investitionen gestaffelt in mehreren Schritten, um das Risiko zu vermindern. Das Unternehmen geht dabei finanziell in Vorleistung, damit der Speicherbedarf für Wasserstoff, der sich aus der Marktumfrage ergeben hat, gedeckt werden kann.
H2-Speicher entlasten Stromnetz
Die Bauarbeiten könnten ab 2026 mit dem Abteufen durch erste Bohrungen beginnen, sagt Assmann. Je nach Größe dauert die Solung einer Kaverne – also die Ausspülung mit Wasser – drei bis fünf Jahre. Hier plant man analog zu den Erdgasspeichern einen ungefähr zylindrischen Hohlraum von gut 200 Metern Höhe und circa 60 bis 70 Metern Durchmesser. Wegen der hohen Leistung beim Ein- und Ausspeichern trügen die Kavernen auch zur Entlastung des Stromnetzes bei.
In der Umgebung von Harsefeld sowie in der Metropolregion Hamburg sind große Industriebetriebe ansässig, die künftig viel Wasserstoff brauchen werden, um ihre Produktionsprozesse zu defossilisieren. Neben der metallverarbeitenden Industrie betrifft das auch die Chemiebranche. Zum Beispiel das Werk von Dow im rund 20 Kilometer entfernten Stade. Als Kooperationspartner wird der global agierende Konzern, der an der Unterelbe einen der größten Produktionsstandorte für Chlorchemie in Europa betreibt, das bei der Aussolung der Kaverne anfallende Salz weiterverarbeiten.
Der Hafen von Stade samt Ammoniak-Terminal macht die Stadt an der Unterelbe zu einem Knotenpunkt für Handel, Logistik und industrielle Entwicklung. Über ihn könnte Wasserstoff beispielsweise in Form von Ammoniak importiert werden. Deshalb wird die Region derzeit als Drehscheibe für grünen H2 ausgebaut.
Gunnar Assmann, Projektleiter Wasserstoff bei Storengy Deutschland
Politik sollte Zeitplan für Bedarf erstellen
Storengy Deutschland, das hierzulande mit sechs Standorten für Erdgasspeicher einen Marktanteil von acht Prozent hat, plant neben denen in Harsefeld noch weitere Wasserstoffspeicher. Aus geologischer Sicht eignen sich laut Assmann auch die norddeutschen Standorte in Lesum und Peckensen. Was jedoch aus seiner Sicht seitens der Politik noch fehlt, ist ein Zeitplan für zumindest die kommenden zehn Jahre, in dem die jährlichen Bedarfe für Umwidmung und Neubau von Wasserstoffspeichern hinterlegt sind. Bislang sei offen, welche Kapazitäten bis wann für die H2-Speicherung verfügbar sein sollten. Oder wie die Speicher gefördert und der Zugang zu ihnen geregelt werden soll.
In Frankreich, wo das Mutterunternehmen ebenfalls seit Jahrzehnten Erdgasspeicher betreibt, entwickelt Storengy mit Industriepartnern einen großen Speicher-Demonstrator für grünen Wasserstoff. Eine Salzkaverne in Étrez in der Region Auvergne-Rhône-Alpes trägt mit einer Speicherkapazität von 44 Tonnen Wasserstoff nach Angaben des Unternehmens in Verbindung mit Elektrolyse und Anwendungen in der Chemieindustrie und Schwerlastmobilität zum Aufbau des dortigen „Zero Emission Valley“ bei.
Da vorerst nicht auf fossile Energie verzichtet werden kann, können entsprechende Speicher nicht sofort umgerüstet werden. „Wir werden die Versorgung mit Erdgas noch länger über die bestehenden Speicher absichern müssen“, sagt Assmann. Deshalb sei es notwendig, für den entstehenden Wasserstoffmarkt neue Speicher zu bauen. Erst wenn die Speicher mit fossilem Erdgas nicht mehr gebraucht würden, könnten diese bei Bedarf für die Einlagerung grüner Gase fit gemacht werden.
Betriebsleiter Ralf Possenriede am Standort Harsefeld
von Birgit Scheppat | Okt. 23, 2024 | Allgemein, Elektromobilität, Energiespeicherung, Markt, News
Dynamisch-energetische Optimierung von leichten BZ-Nutzfahrzeugen
Die Herausforderung bei der Auslegung eines brennstoffzellenelektrischen Antriebs besteht in der fahrzeug- und fahrzeuganwendungsspezifischen Dimensionierung der Komponenten des Antriebsstrangs. Als wesentliche Parameter, die für eine Optimierung zu berücksichtigen sind, gelten die Brennstoffzellenleistung, die Dynamik der Brennstoffzelle, die Masse an Wasserstoff im Tank, die Kapazität und die maximale Ladeleistung der HV-Batterie, die Leistung der Antriebsmaschine im motorischen und generatorischen Betrieb sowie auch das dynamische Verhalten der Wandler.
Virtuelle und reale Testverfahren sollten der Verifikation und Validierung modellbasiert entwickelter Brennstoffzellenantriebe dienen. Hierzu wurde an der Hochschule für angewandte Wissenschaften Kempten eine Entwicklungsplattform zur dynamisch-energetischen Optimierung dieser Antriebe realisiert.
Um auch Upscaling-Effekte untersuchen zu können, wurden in einer Skalierung von 1:10 ein Modell- und ein Hardware-in-the-Loop-Leistungs- bzw. -Systemteststand ((HiL-Teststand, max. Antriebsleistung 250 kW) in Betrieb genommen, deren gemeinsamer digitaler Zwilling als Model-in-the-Loop-Simulation (MiL-Simulation) realisiert wurde.
Exemplarisch wurde ein optimierter prototypischer BZ-Antriebsstrang in einen Versuchsträger implementiert, um die im Fahrversuch ermittelten Ergebnisse mit denen der Simulationen und Teststandmessungen vergleichen zu können. Die Anwendung iterativer und rekursiver Verfahren stellte die Reproduzierbarkeit der Ergebnisse sicher und zeigte die Funktionstüchtigkeit der entwickelten Methoden.
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Die Innovation besteht nun darin, dass kleine und mittlere Unternehmen durch Anwendung dieser Methoden die Entwicklungskosten deutlich reduzieren und die Entwicklungszeiten erheblich verkürzen können.
Abb. 1: Schema der durch die Methodenkopplung realisierten Entwicklungsplattform
Die MiL-Simulationen beschreiben bestmöglich das Verhalten der Antriebe auf dem HiL-Teststand. Die HiL-Teststandmessungen sagen bestmöglich das Verhalten der Antriebe im Erprobungsträger voraus. Durch iteratives und rekursives Vorgehen konnte erreicht werden, dass bereits die Simulationen sehr guten Aufschluss über den Einsatz des Brennstoffzellenantriebs im Fahrzeug liefern.
Die cleanEngine-Testbench (HSRM)
Der eigens entwickelte Prüfstand der Hochschule RheinMain ermöglicht die detaillierte Untersuchung von Brennstoffzellensystemen (BZ-Systemen) mit einer Stackleistung von 3 bis zu 10 kW. Diese Entwicklung umfasst unter anderem die Steuerung des Prüfstands und des BZ-Systems sowie eine präzise Überwachung aller relevanten Parameter des Brennstoffzellenstacks und seiner für den Betrieb notwendigen Peripheriekomponenten.
Ziel des Projektes cleanEngine ist es, Leistungs- bzw. Energieanforderungen realer Fahrsituationen (WLTP u. a.), wie sie aus „echten Fahrten“ geeigneter Fahrzeuge entnommen wurden, auf einem Messstand „down zu skalieren“ und ein „Fahrprogramm“ zu entwickeln. Dieses Fahrprogramm soll gemäß der angefragten Fahrleistung einen optimierten Betrieb in Bezug auf Dynamik und Vermeidung kritischer Zustände der Brennstoffzelle erlauben. Durch genaue Beobachtung der Systemparameter ist so eine Steuerung des BZ-Systems möglich, die energetische Aufwände des Fahrbetriebs minimiert – man denke an die Hilfsaggregate, die heute bis zu 15 Prozent Energie verwenden und das Brennstoffzellensystem stets in seiner Komfortzone belassen. Dazu wurden im Zuge des Projektes jeweils drei PEM-BZ-Stacks der Leistungsklassen 3, 6 und 9 kW beschafft. Beim Aufbau der BZ-Systeme wurde Wert auf eine fahrzeugnahe Auslegung gelegt, in enger Absprache mit dem Team der HS Kempten bezüglich dessen Versuchsaufbaus.
Neben der Variierbarkeit der Betriebstemperatur und des -drucks zeichnet sich der Prüfaufbau durch eine passiv einstellbare Befeuchtung und eine aktive Rezirkulation des Wasserstoffs aus. Erste Erfahrungen haben bestätigt, dass es sich hier um wichtige Stellschrauben für eine flexible Anpassung an unterschiedliche Betriebsbedingungen und zur Erhöhung von Effizienz und Lebensdauer der Systeme handelt.
Abb. 2: Testbench der Hochschule RheinMain
Eine umfangreiche Sensorik erfasst sämtliche Massen- und Energieflüsse innerhalb des BZ-Systems. Dies schließt die simultane Einzelzellspannungsmessung und die Ermittlung des Leistungsbedarfs aller Systemkomponenten ein. Darüber hinaus werden Temperaturen, Drücke und Feuchtigkeitswerte kontinuierlich überwacht, was eine genaue Analyse der Betriebszustände ermöglicht.
Der Prüfstand bietet die Möglichkeit zur Bestimmung der Polarisationskennlinie des BZ-Stacks sowie zur Durchführung der elektrochemischen Impedanzspektroskopie an Einzelzellen oder wahlweise am gesamten Stack. Diese Verfahren sind entscheidend für das Verständnis der elektrochemischen Eigenschaften und der Leistungsfähigkeit der Brennstoffzellen. Neben diesen analytischen Methoden können am Prüfstand Fahrzyklusversuche und Dauerlaufversuche durchgeführt werden, um Alterungs- und Versagensmechanismen der Brennstoffzellen zu untersuchen.
Das offene Prüfsystem sowie die flexible Steuerung des BZ-Systems erlauben die Testung verschiedenster Systemkomponenten. Dazu gehören unter anderem Verdichter, Kühlmittel, Befeuchtungskonzepte, Ventile und diverse Sensoren. Darüber hinaus können sie genutzt werden, um die Brennstoffzellentechnologie weiterzuentwickeln. Sie liefern neue Erkenntnisse über die Leistungsfähigkeit und Effizienz der untersuchten BZ-Systeme und ermöglichen die Identifikation von Optimierungspotenzialen in Bezug auf Betriebstemperatur, Betriebsdruck, Befeuchtung und Rezirkulation.
Zudem unterstützen sie die Entwicklung von verbesserten Steuerungs- und Überwachungssystemen für Brennstoffzellensysteme, insbesondere zu Fragen zur Feuchte und den Temperaturverläufen. Die Ergebnisse schaffen eine Grundlage für die Weiterentwicklung von Analysemethoden wie der elektrochemischen Impedanzspektroskopie, um die elektrochemischen Eigenschaften und Leistungsfähigkeit der Brennstoffzellen besser zu verstehen. Darüber hinaus zeigen sie den Einfluss von verschiedenen Betriebsbedingungen auf Alterungs- und Versagensmechanismen der Brennstoffzellen auf, um die Langlebigkeit und Zuverlässigkeit der BZ-Systeme zu verbessern.
Abb. 3: Schematischer Aufbau des Teststands der Hochschule RheinMain
Konfiguration des HiL-Systemteststands (HKE)
Während in einer MiL-Simulation alle Komponenten durch physikalische Modelle abgebildet werden, sind auf einem HiL-Teststand alle wesentlichen Komponenten des Antriebs als Hardware integrier- und charakterisierbar. Nicht vorhandene Komponenten, wie das Fahrzeug selbst oder die Umgebung etc., werden wiederum durch physikalische Modelle in Form einer sogenannten Restbussimulation repräsentiert.
Aktuell sind auf dem Teststand als wesentliche Komponenten integriert:
- Toyota Brennstoffzellensystem, 80 kW, Dynamik ± 30 kW/s
- Antriebssynchronmaschine, 85 kW
- HV-Traktionsbatterie 36 kWh, niedrigere Kapazitäten können softwareseitig simuliert werden
- Asynchronlastmotor Pmax = 250 kW zum Aufbringen der Lastzyklen
- Externe Speicherbatterie (222 kWh) zur Speicherung elektrischer Energie und für Netzunabhängigkeit
Merkmale des HiL-Systemteststands
- Komplette Antriebsstränge sowie alle Einzelkomponenten können untersucht und charakterisiert werden.
- Derzeit ist der Teststand für Antriebe mit max. Antriebsleitung von 250 kW ausgelegt.
- Mögliche Testzyklen sind WLTC, NEFZ, insbesondere auch beliebig konfigurierbare Szenarien.
- Die Realisierung erfolgte komplett in Eigenleistung, von der Idee bis zur Inbetriebnahme.
Abbildung 4 zeigt schematisch den Aufbau des HiL-Systemteststands. Im linken unteren Block ist die real integrierte Fahrzeughardware, bestehend aus Brennstoffzellensystem, Antriebsmaschine, Kühlsystem, Traktionsakku, elektrischen Wandlern und der Power-Distribution-Unit (PDU), dargestellt. Als zentrales Steuergerät kommt die MicroAutoBox 3 von dSpace zum Einsatz. Für die komplexe Regelung der Energieflüsse zwischen Brennstoffzelle, Antriebsmaschine und Traktionsakku wurde ein sogenannter „intelligenter Energieflussregler“ als Software für das Steuergerät entwickelt.
Messungen auf dem Systemteststand zeigten sehr schnell, dass der elektrische Energiespeicher (Traktionsakku oder auch HV-Batterie genannt) der für die Fahrzeuganwendungen limitierende Faktor ist. Es ist eben nicht nur die Kapazität des elektrischen Speichers entscheidend, vielmehr limitiert die maximale Ladeleistung der Batterie bei Rekuperation und gleichzeitig nachlaufender Brennstoffzelle die Speicherung der zurückgewonnenen Energie, so dass nicht selten zusätzlich mechanisch gebremst werden muss. Daraus resultiert die Notwendigkeit einer beschleunigten Entwicklung von Batteriesystemen für wasserstoffelektrische Antriebe.
Abb. 4: Topologie des HiL-Systemteststands
Vergleich der Ergebnisse aus MiL-Simulationen mit HiL-Teststandmessungen
Die Abbildung 5 stellt den Vergleich der Simulationsergebnisse (in der linken Spalte) mit den Teststandmessungen (in der rechten Spalte) dar. Basis des Vergleichs ist der WLTC-Zyklus Klasse 3. In der ersten Zeile ist in Blau das Geschwindigkeitsprofil und in Rot der SoC der Batterie dargestellt. In der zweiten Zeile werden die Motordrehmomente und in der dritten Zeile die Motordrehzahlen verglichen.
In der vierten Zeile sieht man die Verläufe der Leistungen für das Brennstoffzellensystem, den Motor und die Batterie. Darüber hinaus sind die Ladeleistungsgrenze der Batterie sowie die vom intelligenten Energieflussregler gesetzte maximale Ladeleistung dargestellt.
Insgesamt kann festgestellt werden, dass die Ergebnisse der MiL-Simulation sehr gut mit den Messergebissen der HiL-Teststandversuche übereinstimmen.
Abb. 5: Vergleich der Ergebnisse aus Simulation und Teststandmessungen auf Basis WLTC Klasse 3
H2-Forschungsanlage der Hochschule Kempten
Die H2-Forschungsanlage (Teststand und Infrastruktur) der Hochschule Kempten wurde auf dem Campus des Abwasserverbands Kempten (AVKE, s. Abb. 1) installiert. Dort wird das Wasserstoffzentrum Kempten entstehen.
Die Zusammenarbeit der Hochschule Kempten mit dem AVKE ist ein Ergebnis des Projektes HyAllgäu, das im Rahmen des Programms HyLand im Teilprogramm HyExperts als Machbarkeitsstudie gefördert wurde. Gegenstand des Projektes war die Frage, inwieweit der zukünftige Wasserstoffbedarf des Allgäus durch eine H2-Produktion im Allgäu gedeckt werden kann (s. HZwei-Heft Apr. 2021).
Nächste Schritte und Resümee
Die Fahrerprobung durch die Firma ABT e-Line GmbH erfolgt derzeit, und danach steht der Vergleich der Fahrzeugmessdaten mit den Messdaten des Systemteststands an. Dass die Simulationsergebnisse sehr gut mit den Ergebnissen der Teststandmessungen übereinstimmen, wurde bereits erwähnt. Aktuell arbeiten wir an der eingangs erwähnten dynamisch-energetischen Optimierung des wasserstoffelektrischen Antriebs. Hierzu stellt sich als wesentliche Frage: Wie bzw. wodurch kann die Effizienz der Brennstoffzelle im Zusammenspiel mit der HV-Traktionsbatterie gesteigert werden, um z. B. den H2-Verbrauch zu minimieren?
Darüber hinaus konnte gezeigt werden, dass, um den Anforderungen von wasserstoffelektrischen Antrieben gerecht zu werden, eine Weiterentwicklung von elektrischen Speichersystemen in Richtung hybrider Systeme, bestehend aus Hochleistungs- und Hochenergiebatterien sowie sogenannten Superkondensatoren, dringend empfohlen wird.
Im Projekt cleanEngine haben wir gelernt, die relevanten Parameter des Energiemanagements zu verstehen und daraus Schlussfolgerungen zu ziehen, d. h., die Energieflüsse zwischen BZ-System, Traktionsbatterie und Antriebsmotor zu analysieren und durch einen eigens entwickelten intelligenten Energieflussregler fahrzeugtyp- und anwendungsbezogen zu optimieren. Dies befindet sich gerade in der Erprobung. Voraussetzung ist die optimierte Dimensionierung der Komponenten H2-Tank (H2-Menge), Batteriekapazität, Leistung des BZ-Systems und der Antriebsmaschine.
Insgesamt wurden im Projekt cleanEngine Verfahren, Methoden und Tools entwickelt, deren praxisnahe Anwendung es ermöglicht, umfassende technische und wissenschaftliche Fragestellungen im Kontext wasserstoffelektrischer Antriebe für stationäre und mobile Anwendungen zu beantworten.
Die Ergebnisse aus dem Förderprojekt cleanEngine zeigen die Bedeutung der ganzheitlichen Betrachtung von Brennstoffzellensystemen inklusive der BoP-Komponenten. Die einzigartige Gliederung des Projektes ermöglicht den Zoom von der Ebene des fertigen BZ-Hybridfahrzeugs über ein Prototypen-Hybrid-Antriebsstrangsystem hin zu den einzelnen Komponenten, die benötigt werden, um einen BZ-Stack zu betreiben, und dadurch die Darstellung der Wechselwirkungen dieser Systemebenen und -komponenten.
Das Projekt cleanEngine wird vom Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) gefördert. Die administrative Verantwortung liegt bei der Nationalen Organisation Wasserstoff GmbH (NOW), und als Projektträger zeichnet der Projektträger Jülich (PTJ) verantwortlich. Projektpartner ist neben den Hochschulen Kempten (HKE – Yue Ni, André Giesbrecht, Moritz Gegenbauer, Christoph Zettler) und RheinMain (HSRM – Max Kleber, Georg Derscheid, Matthias Werner) die ABT eLine GmbH als Industrieunternehmen. Die Projektlaufzeit erstreckt sich nach Verlängerung um zwölf Monate vom 1. Dezember 2020 bis zum 30. November 2024.
Autor*innen sind:
Prof. Dr. Birgit Scheppat
Hochschule RheinMain
Birgit.Scheppat@hs-rm.de
Prof. Dr. Werner E. Mehr
Hochschule für angewandte Wissenschaften Kempten
werner.mehr@hs-kempten.de
von Eva Augsten | Okt. 21, 2024 | 2024, Allgemein, Energiespeicherung, Energiewirtschaft, Entwicklung, Wasserstoffwirtschaft
Die Deutsche Energie-Agentur dena hat eine neue Studie über den Bedarf an Wasserstoff-Speichern und ihre Finanzierung veröffentlicht. An der Studie waren auch das Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI und die Beratungsfirma Guidehouse beteiligt. Auftraggeber war das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK).
Wasserstoff-Speicher sind laut der Studie ein zentrales Element einer zukünftigen Wasserstoffwirtschaft und des zukünftigen Energiesystems. Sie sollen vor allem für Versorgungssicherheit bei der Stromerzeugung sorgen. Große Speicherkapazitäten würden benötigt, um das saisonale Gefälle der Nachfrage durch Wasserstoff-Kraftwerke zu überbrücken, so die dena. Dass es bei Planung und Bau der Wasserstoff-Speicher nicht recht voran geht, liegt laut der dena vor allem an der „Unsicherheiten über die künftige Entwicklung der Wasserstoffwirtschaft“.
Der bislang angekündigte Zubau von Wasserstoffspeichern decke den erwarteten Bedarf bis etwa 2030. Dann soll der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft allerdings erst richtig losgehen. Auch bei den angekündigten Speicher-Projekten stünden die finalen Investitionsentscheidungen zudem noch aus, so die dena.
Corinna Enders, Vorsitzende der dena-Geschäftsführung, sagte: „In einem klimaneutralen Energiesystem sind Wasserstoffspeicher zentral für die Versorgungssicherheit und die Stabilität des Energiesystems. Die aktuelle Studie zeigt wie der Aufbau der Wasserstoffspeicher angeschoben werden kann. Dabei sind stabile und frühzeitig kommunizierte Finanzierungsinstrumente von hoher Bedeutung, um Investitionen in den Bau von Wasserstoffspeichern anzustoßen. Der entsprechende politische und notwendige regulatorische Rahmen sollte schnell gesteckt werden.“
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Die Studie behandelt technische, ökonomische und finanzielle Aspekte des Speicherausbaus. Sie baut auf einer Szenario-Analyse sowie wie zahlreichen Stakeholder-Interviews auf. Das Autorenteam leitet daraus mehrere Empfehlungen ab.
Da der Bau von großen Wasserstoff-Speichern viel Vorlaufzeit braucht und lange dauert, sollte er in den nächsten Jahren angestoßen werden. Das gilt insbesondere für Kavernenspeicher.
Damit die Speicher rechtzeitig und in ausreichender Kapazität fertig werden, brauche man ein „politisches Zielbild“ und staatliche Unterstützung. Ohne diese Faktoren sei die Marktsituation in der Hochlaufphase zu riskant.
Um eine Finanzierung für ihre Wasserstoff-Speicher zu erhalten, müssten die Speicherbetreiber vor allem davon ausgehen können, dass am Ende auch genügend Wasserstoff zu einem entsprechenden Preis nachgefragt wird. Sonst liefen sie Gefahr, auf den Kosten sitzen zu bleiben. Werde dieses Risiko zu hoch, würden zu wenige Firmen in Wasserstoff-Speicher investieren.
Mit welchem Finanzierungsmodell man diese Risiken staatlich abpuffern kann, soll unter anderem im von der Bundesnetzagentur (BNetzA) festzulegenden Regulierungsrahmen geregelt werden. Wenn es nach der dena-Studie geht, sollen sowohl dieser Regulierungsrahmen als auch das Finanzierungsmodell für Wasserstoff-Speicher so schnell wie möglich fertig werden. Bestenfalls sollten sie Mitte 2026 vorliegen, so die Studie. Schon bevor sie tatsächlich eingeführt werden, sollte das Konzept an die Stakeholder kommuniziert werden.
Als Fördermechanismus schlägt die dena-Studie erlösbasierte Differenz-Verträge vor, auf englisch „Contracts-for-Difference“. Diese würden für frühzeitige und effektive Investitionsanreize in der Markthochlaufphase sorgen. Damit die Förderung nicht teurer wird als nötig, sollten sich Firmen in wettbewerblichen Ausschreibungen um die Differenz-Verträge bewerben. Wie viel Speicher-Kapazität für Wasserstoff ausgeschrieben werden soll, sollte von den politischen Zielen der Bundesregierung abhängen. Um die Förderung zu finanzieren, schlägt die dena-Studie ein sogenanntes Amortisationskonto vor. Auf diesem soll später Geld aus der Privatwirtschaft eingehen, wenn die Wasserstoff-Speicher mehr Kundschaft haben und Gewinne machen.
