von Monika Rößiger | Mai 23, 2024 | 2024, Allgemein, Deutschland, Energiespeicherung, Entwicklung, Meldungen, News, Wasserstoffwirtschaft
Elektrolyseure auf dem Prüfstand
Im „Hydrogen Lab Bremerhaven“ können Hersteller und Betreiber von Elektrolyseuren ihre Anlagen auf die Probe stellen. Die fluktuierende Einspeisung von Windstrom ist im Gegensatz zur gleichmäßigen Fahrweise eine Herausforderung. Wie sich die damit verbundenen komplexen Prozesse optimieren lassen, testen Ingenieure nun im Realbetrieb.
Ein grauer, windiger Tag in Bremerhaven. Der Ingenieur Kevin Schalk vom Fraunhofer IWES zeigt mir das Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB) – ein weitläufiges Testgelände unter freiem Himmel. Es befindet sich neben einem blaugestrichenen Hangar am ehemaligen Flughafen Luneort und enthält die wichtigsten Bausteine für ein klimaneutrales Energiesystem: einen PEM-Elektrolyseur, einen Alkaline-Elektrolyseur, drei Kompressoren, Niederdruck- und Hochdruckspeicher für Wasserstoff (bis 40 bar oder bis 425 bar), Brennstoffzellen, ein wasserstofffähiges Blockheizkraftwerk.
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„Unser Hydrogen Lab ist modular und maximal flexibel aufgebaut“, erklärt Kevin Schalk. Alle Komponenten des Testfelds sind durch Trassen miteinander verbunden, in denen die Strom- und Datenkabel sowie die Wasserstoffleitungen verlaufen. Die Rohre für Wasser und Abwasser sind unterirdisch verlegt. Über den Anlagen thront die Leitwarte, in der alle Informationen zusammenlaufen und von der aus die Komponenten überwacht und gesteuert werden.
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Zwischen den Anlagen gibt es freie Plätze, damit Hersteller oder Betreiber ihre eigenen Elektrolyseure testen lassen können. So könne jeder Prüfling unabhängig von Untersuchungen in anderen Teilen des Testlabors betrieben werden, erklärt Schalk. Bei Bedarf ist aber auch das Gegenteil möglich: Der Prüfling wird mit anderen Teilen des Wasserstofflabors zusammen betrieben.
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Rund um das H2-Testgelände erstrecken sich Wiesen bis zum Horizont, mit Windrädern bestückt. Die mit acht Megawatt imposanteste Anlage dieser Art steht direkt neben dem Freiluftlabor; ein grauer Gigant, dessen Rotoren sich gemächlich im Wind drehen. „Als die AD8-180 im Jahr 2016 in Betrieb ging, war sie die größte Windenergieanlage der Welt“, erläutert Kevin Schalk, der das Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB) leitet. Die langgezogenen Rotorblätter lassen erkennen, dass der Prototyp eigentlich für den Einsatz auf dem Meer gedacht war. Nun soll die Anlage bald dazu dienen, die Herstellung von Wasserstoff aus Windstrom unter realen Bedingungen zu testen. Bis zu einer Tonne des grünen Gases soll hier täglich produziert werden.
Verschiedene Elektrolyseure im direkten Vergleich
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Das Team um Kevin Schalk wird sich unter anderem mit der Frage beschäftigen, wie verschiedene Typen von Elektrolyseuren mit einer Windenergieanlage im realen Maßstab interagieren. Da ist zum einen der 1-Megawatt-PEM-Elektrolyseur, der destilliertes Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff spaltet. Diese Art der Wasserspaltung findet im sauren Milieu statt, im Gegensatz zur alkalischen Elektrolyse im basischen Milieu. Als Elektrolyt dient Kalilauge (Kaliumhydroxid-Lösung, KOH) in einer Konzentration von 20 bis 40 Prozent.
Ein alkalischer Elektrolyseur (AEL) besitzt eine Anionenaustauschmembran, lässt also die OH–-Ionen durch. Er ist günstiger in der Anschaffung und zeichnet sich durch Langzeitstabilität aus. Die teuersten Komponenten eines Elektrolyseurs sind jeweils die Zellstapel (engl. stacks) sowie die Leistungselektronik, also Gleichrichter und Transformator. Die Frage nach dem jeweiligen Wirkungsgrad lässt sich nach Angaben von Schalk kaum pauschal beantworten – zumindest für Gesamtanlagen.
Wird ein Elektrolyseur mit fluktuierendem Strom aus erneuerbaren Energien betrieben statt wie im Normalbetrieb durchgehend, ist das aus verschiedenen Gründen eine Herausforderung: Eine dynamische Fahrweise belastet die Materialien stärker, und es kann im Teillastbetrieb zu Gasverunreinigungen kommen, die schließlich zur Abschaltung des Systems führen. Im HLB sollen unterschiedliche Betriebszustände miteinander verglichen werden, also Volllast oder Teillast; außerdem die Startzeiten aus dem kalten oder warmen Standby.
„Wir können die Fahrweise eines Elektrolyseurs zum Beispiel auf die Sieben-Tage-Prognose der Windenergieanlage einstellen und diese Fahrweise dann testen“, erklärt der Ingenieur. „Unsere Elektrolyseure können zusammen maximal 2,3 Megawatt aufnehmen. Es gibt bislang allgemein nur wenige Daten und Erkenntnisse darüber, wie sich Megawatt-Elektrolyseure mit fluktuierendem Windstrom verhalten. Die vorliegenden Daten sind meistens Simulationen und Studien, die auf Messdaten in kleineren Systemen basieren und dann hochgerechnet wurden.“
Alleinstellungsmerkmal des H2-Forschungslabors
Ein paar Hundert Meter vom Testlabor entfernt befindet sich das Dynamic Nacelle Testing Laboratory (DyNaLab) des Fraunhofer IWES, ein großer Gondel-Prüfstand, der über ein virtuelles 44-MVA-Mittelspannungsnetz verfügt. An diesen wird auch das Hydrogen Lab angebunden, wodurch sich die elektrotechnische Integration der Anlagen ins Stromnetz erproben lässt. „Dynamische Änderungen der Netzfrequenz oder Spannungseinbrüche können auf diese Weise gezielt nachgebildet werden, um etwa die Auswirkungen auf einen Elektrolyseur zu untersuchen“, sagt Kevin Schalk. Das sei ein Alleinstellungsmerkmal und ermögliche den Forschern, zu testen, was in Zukunft immer wichtiger werde: Elektrolyse im netzstabilisierenden Betrieb. Dazu gehören auch die beiden technischen Varianten zur Rückverstromung: das wasserstofffähige Blockheizkraftwerk sowie die Brennstoffzellensysteme.
Abb. 2: Container mit PEM-Elektrolyseur.
Ein Laie kann sich wohl kaum vorstellen, wie schwierig es ist, ein so hochkomplexes System an einem Standort aufzubauen. Allein die Elektrolyseure benötigen ja nicht nur einen Wasseranschluss, von dem aus das Wasser erst in eine Aufbereitungsanlage kommt, damit es „ultrarein“ ist, bevor es in den Elektrolyseur-Stack geleitet werden kann, erklärt Kevin Schalk. Der dann entstehende Wasserstoff muss ebenfalls aufbereitet und das restliche Wasser entfernt werden, was in einer Trocknungsanlage geschieht. Zudem muss der bei der Wasserspaltung freiwerdende Sauerstoff aufgefangen und sicher gelagert werden. Im Idealfall ließe sich der Sauerstoff zur weiteren Verwertung, etwa in einem Industrie- oder Gewerbebetrieb oder in einer Kläranlage, nutzen.
„Und das war nur der Bereich Wasser, nun kommt die Stromseite“, fährt Kevin Schalk fort. „Da haben wir den Anschluss an das öffentliche Stromnetz, gegebenenfalls müssen wir noch transformieren, um die passende Spannungsebene zu erreichen. Danach folgt der Umrichter, um von Wechsel- auf Gleichspannung zu kommen. Dann geht der Strom in die Stacks der Wasserspaltungsanlage. Wann immer das Netz vorne ‘zuckt‘, also sich die Frequenz oder Spannung über ein gewisses Maß hinaus ändert, muss der Elektrolyseur dahinter damit klarkommen. Und wenn Leistungselektronik nicht richtig eingestellt ist, schaltet sich das System ab.“
Zudem sei auch die thermische Seite des Systems zu beachten. „Anfangs muss der Elektrolyseur geheizt werden“, erklärt Kevin Schalk. „Später, wenn er konstant läuft, muss er in der Regel gekühlt werden, um den jeweils optimalen Arbeitspunkt zu halten. Das geht zwangsläufig mit energetischen Verlusten einher.“ So weit zum PEM-Elektrolyseur. Bei der alkalischen Elektrolyse muss noch die Kalilauge entfernt und recycelt werden.
Fit machen für den Offshore-Einsatz
Ein weiteres Schwerpunktthema für das Forschungslabor findet im Rahmen des Leitprojektes H2Mare statt: Dazu dient ein 100 Kubikmeter fassendes Meerwasserbecken sowie eine Entsalzungsanlage, für die die Abwärme der Elektrolyseure genutzt werden soll. Dem liegt die Erkenntnis zu Grunde, dass sich größere Mengen von grünem Wasserstoff im dichtbesiedelten Deutschland wohl am ehesten auf dem Meer erzeugen lassen. Damit muss das elektrochemische Verfahren zur Spaltung von Wasser hochseetauglich werden, denn in Zukunft sollen Elektrolyseure auch direkt mit Offshore-Windanlagen verbunden werden. Das erfordert wiederum die Kopplung mit einer Meerwasser-Entsalzungsanlage, wobei diese Kombination energetisch günstig ist, weil die Abwärme des Elektrolyseurs zur Entsalzung genutzt werden kann.
Ingenieur Schalk weist darauf hin, dass er und seine Kollegen bei all ihren Untersuchungen die deutschen oder europäischen Regularien beachten, wie zum Beispiel die EU-Nachhaltigkeitszertifizierung RED II (Renewable Energy Directive). Die legt fest, unter welchen Bedingungen Wasserstoff als „grün“ zertifiziert werden kann, und genau diesen wollen sie ja hier erzeugen. „Die Abnehmer brauchen garantiert grünen Wasserstoff, zum Beispiel für die Busse im öffentlichen Personennahverkehr.“ Eine H2-Tankstelle für Nutzfahrzeuge entsteht in Bremerhaven beim Bushof. Neben dem ÖPNV gibt es weitere potenzielle Abnehmer in der Region: Etwa einen Logistikunternehmer, der sein Schiff in Cuxhaven mit gasförmigem Wasserstoff betreiben möchte. Oder das öffentliche Mobilitätsunternehmen Eisenbahnen und Verkehrsbetriebe Elbe-Weser (EVB) als Betreiber der Wasserstoff-Regionalbahn in Niedersachsen.
Das Hydrogen Lab Bremerhaven kooperiert mit dem Norddeutschen Reallabor, einem vom Bundeswirtschaftsministerium geförderten Großforschungsprojekt, in dem mehrere Bundesländer die Sektorenkopplung auf Basis von Wasserstoff vorantreiben. Das HLB erhält Fördermittel von insgesamt rund 16 Millionen Euro aus dem Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) sowie vom Land Bremen. Im Mai dieses Jahres geht das HLB vom Probe- in den Normalbetrieb und wird zunächst gut 100 Tonnen Wasserstoff pro Jahr produzieren. In der zweiten Phase rechnet Kevin Schalk mit über 200 Tonnen. „Wir werden die erste große Produktionsstätte von grünem H2 in Norddeutschland sein.“
Abb. 3: Blick über das HLB mit freien Stellflächen – links die Leitzentrale
von Sven Geitmann | Mai 22, 2024 | 2024, Allgemein, Deutschland, Energiespeicherung, Energiewirtschaft, Entwicklung, Europa, International, Meldungen, News
Interview mit Christian Leu und Benedikt Eska von Axiosus
Ein wichtiger, aber häufig vernachlässigter Anwendungsbereich für H2-Technologie ist die unterbrechungsfreie Stromversorgung. Damit es nicht zu Lichtflackern und erst recht nicht zu Black-outs kommt, sind sogenannte USV-Systeme unabdingbar. Im besten Fall, wenn das Netz stabil ist, kommen sie zwar nie zum Einsatz, dennoch ist ihre Anwesenheit von zentraler Bedeutung. HZwei sprach darüber mit Benedikt Eska und Christian Leu, den Geschäftsführern der Axiosus Energy GmbH, zudem ging es um das Unternehmen selbst sowie die Technologie-Plattform Clean Power Net (CPN).
Abb.: Christian Leu
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HZwei: Fangen wir mal mit Ihrer BZ- und Wasserstoff-Vita an. Sie sind ja beide schon sehr lange im H2-Geschäft. Seit wann und wo bzw. als was?
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Leu: Alles fing an mit meinem Einstieg als Entwicklungsingenieur für Brennstoffzellentechnik beim Berliner Start-up Heliocentris im Jahr 1998. Zuletzt war ich dort verantwortlich für die Produktlinie Stationäre-Brennstoffzellen-Stromversorgungen und dabei auch involviert in die ersten kommerziellen Roll-outs für BZ-Netzersatzanlagen beim BOS-Digitalfunk in Deutschland.
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Eska: Meine erste ernsthafte Berührung mit dem Thema Brennstoffzelle war bereits vor über 25 Jahren. 2001 bin ich dann bei Proton Motor eingestiegen und war 2006 einer der Verantwortlichen für den Börsengang in London. 2009 gründete ich mein Beratungsunternehmen mit Fokus auf Brennstoffzelle und Wasserstoff.
Herr Leu, nach dieser langen Zeit bei Heliocentris waren Sie zunächst allein in Berlin aktiv. Warum dann der Zusammenschluss mit Herrn Eska?
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Leu: Nach der Insolvenz der Heliocentris übernahm ich 2017 beim Ingenieur-Dienstleister ITK Engineering, einem Unternehmen der Bosch-Gruppe, eine Stelle für den Aufbau von Kompetenz und Geschäft im Bereich der Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Technologie. Im Laufe der Zeit entstand bei mir der Wunsch, nicht nur Entwickler zu unterstützen, sondern vor allem Anwendern zu helfen, fertige Entwicklungen nachhaltig erfolgreich in den kommerziellen Einsatz zu bringen. Da das mit dem Geschäftsmodell der ITK nicht gut vereinbar war, suchte ich nach Möglichkeiten für ein eigenes Business. In Benedikt fand ich den idealen Partner – gleichgesinnt und in den Erfahrungen und Stärken komplementär.
Herr Eska, nach dieser jahrelangen Selbständigkeit – was hat Sie dazu bewogen, ein eigenes Unternehmen mit Herrn Leu zu gründen?
Eska: Es gab im meinem Beratungsunternehmen immer mehr Anfragen, ob ich nicht auch bei der Umsetzung unterstützen kann. Aus diesem Grund war ich schon länger am Überlegen, die Rechtsform zu ändern und meine Tätigkeit auf eine breitere Basis zu stellen. Dann kam etwas der Zufall hinzu, dass ich im richtigen Moment mit Christian telefoniert habe. Nachdem wir schon bei anderen Gelegenheiten zusammengearbeitet hatten, haben wir uns intensiv ausgetauscht und die gemeinsame Basis gesehen. Zugegebenermaßen hätten wir vor Corona und der Lernkurve mit Online-Meetings in der Form wahrscheinlich vor ein paar Jahren nicht gemeinsam gegründet.
Seit wann genau arbeiten Sie jetzt zusammen?
Eska: Gegründet haben wir gemeinsam 2022, aber tatsächlich kennen wir uns schon aus dem VDMA-Arbeitskreis Brennstoffzelle beziehungsweise – für die Kenner – aus dem Vorläufer, dem AK Berta. Das müsste so 2003 oder 2004 gewesen sein.
Bevor wir jetzt zu Ihren Dienstleistungen kommen: Wofür steht Axiosus?
Leu: Die Frage bekommen wir natürlich öfters. Axiosus ist ein Kunstwort und hat unsere Tätigkeit bereits im Namen. Axiosus ist zusammengesetzt aus dem griechischen „axiópistos“ für zuverlässig und dem englischen „sustainability“ für Nachhaltigkeit. Axiosus Energy steht folglich für zuverlässige, nachhaltige Energieversorgungslösungen.
Verstehe. Was genau bieten Sie denn an?
Eska: Wir sehen uns stark an der Schnittstelle zwischen den Systemanbietern und den Anwendern. Die Anbieter wollen sich auf ihre Standardprodukte fokussieren und die Anwender suchen nach einer für sie optimalen Lösung. Wir bringen beide Seiten zusammen. Das startet bei der technischen Konzeption, der Standortplanung bis hin zur Umsetzung vor Ort mit den unterschiedlichen Gewerken. Dafür setzen wir auf unsere Partner, zum Beispiel aus der Elektro- und Tiefbaubranche. Aus Sicht des Anwenders können wir bei geeigneten Projekten auch als Generalunternehmer auftreten. Dabei sind wir herstellerneutral und technologieoffen unterwegs.
Zusammengefasst sind es zwei Säulen: Beratung und Projektentwicklung. Unsere Hardware-Projekte sind derzeit hauptsächlich im Bereich Notstromversorgung für die kritische Infrastruktur. In der Beratung sind wir auch im Bereich der Elektrolyse, Wasserstoffversorgung und strategisch-technologischen Unternehmensentwicklung unterwegs.
Können Sie uns mal bitte einen Einblick geben, wie groß dafür der Markt ist – allein hier in Deutschland?
Leu: Ohne Berücksichtigung weiterer Anwendungen aus anderen Bereichen der kritischen Infrastruktur sind im BOS-Funknetz allein 3.800 Basisstationen im Betrieb, mit Leistungsanforderungen von weniger als 5 kW. Wir gehen in dem Leistungsbereich eher von mehr als 10.000 Anwendungen mit Hochverfügbarkeitsanforderungen aus.
Sie kümmern sich ja beispielsweise um den BOS-Digitalfunk in Brandenburg. Können Sie kurz mal anhand dieses Projekts erläutern, was Sie da machen?
Eska: In Brandenburg sind wir im Unterauftrag des Brennstoffzellenherstellers Advent Technologies aus Dänemark tätig. Wir koordinieren alle notwendigen Planungen und Errichtungsarbeiten für Notstromsysteme. Zusätzlich sind wir der erste Ansprechpartner für den Betreiber bei technischen Fragen. In der nächsten Phase werden wir uns zudem um die Wartungs- und Servicearbeiten kümmern.
Es gibt da dieses tolle Wort „Netzhärtung“. Was bedeutet das?
Leu: Ziel der Netzhärtung ist es, das gesamte BOS-Funknetz für 72 Stunden abzusichern. Hierzu werden die vorhandenen Batterie-USV-Anlagen meist um stationäre Netzersatzanlagen ergänzt. Viele Bundesländer setzen dabei auf Brennstoffzellenlösungen.
Axiosus war 2022 auf einem CPN-Workshop, ist aber laut Website kein Partner von Clean Power Net (CPN). In den vergangenen Jahren war es sehr ruhig um diesen Firmenzusammenschluss. Das war mal eins der Leuchtturmvorhaben der Nationalen Organisation für Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Technologie (NOW). Passiert dort noch etwas?
Eska: Wir sehen CPN als wertvollen Zusammenschluss aus Herstellern und Zulieferern. Nachdem wir selbst nicht Mitglied sind, können wir zu den aktuellen CPN-Aktivitäten nichts sagen. Bei dem Workshop 2022 durften wir als Gäste über die Betriebserfahrungen aus Brandenburg berichten.
Was ist Ihr neustes Vorhaben?
Leu: Bei unserem neuesten Projekt helfen wir aktuell einem Konzern bei der Auslegung und Beschaffung von Wasserstoffspeichern mit zugehörigem Logistikkonzept. Daneben sind wir weiterhin mit dem Aufbau des Unternehmens beschäftigt. Zuerst müssen wir dieses Jahr weiter Personal an den Start bringen, um der Nachfrage gerecht zu werden. Wenn sich alle Anfragen materialisieren, werden wir zu größeren Leistungen bei den Stromversorgungen und weiteren Aufträgen als Generalunternehmer kommen.
Letzte Frage: Sind Sie eigentlich auch international aktiv?
Eska: Auch wenn wir noch nicht lange unter Axiosus Energy agieren, haben wir bereits Kunden aus EU- und Nicht-EU-Ländern. Unsere Zusammenarbeit mit der dänischen Advent Technologies A/S haben wir ja bereits erwähnt.
Herzlichen Dank für die Beantwortung der Fragen.
Interviewer: Sven Geitmann
von Eva Augsten | Mai 22, 2024 | 2024, Allgemein, Energiespeicherung, International, Meldungen, News
Grünes“ und „blaues“ Ammoniak von anderen Kontinenten soll nach Europa kommen
Mit Elektrolysewasserstoff hergestelltes Ammoniak soll zum grünen Energieträger und zur nachhaltigen Basischemikalie der Zukunft werden. Die Infrastruktur für den Import entsteht in Windeseile. In Hamburg und Brunsbüttel sollen 2026 neue Terminals den Betrieb aufnehmen.
Im Wasserstoffbereich war Japan schon oft seiner Zeit voraus. Im Jahr 2014 beschloss die japanische Regierung ihren vierten strategischen Energieplan. Wasserstoff und Brennstoffzellen standen bereits damals hoch im Kurs. Zugleich sollten verschiedene Importoptionen untersucht werden. Eine davon war Ammoniak.
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Ammoniak besteht, wie die chemische Formel NH3 verrät, aus Stickstoff und Wasserstoff. Hergestellt aus elektrolytisch und mit erneuerbaren Energien gewonnenem Wasserstoff sowie Stickstoff aus der Umgebungsluft, könnte es zu einem klimafreundlichen Energieträger der Zukunft werden. Im Gegensatz zu reinem Wasserstoff ist es vergleichsweise leicht zu transportieren: Ammoniak wird unter Umgebungsdruck „schon“ bei -33 °C oder unter knapp 9 bar bei 20 °C flüssig. Auch die Energiedichte von flüssigem Ammoniak liegt mit 11,4 GJ/m3 merklich über der von flüssigem Wasserstoff (8,52 GJ/m3).
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Cracken frisst Energie
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Mit sogenannten Crackern lässt sich das Ammoniak grundsätzlich wieder in Wasserstoff und Stickstoff zerlegen. Doch dabei handelt es sich um einen endothermen Prozess. Das Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung ISI warnt in einer Metastudie zum Wasserstoffimport daher vor hohen Umwandlungsverlusten und hohen Kosten, wenn man Ammoniak als Träger nutzt, um am Ende wieder Wasserstoff zu erhalten.
Doch das ist gar nicht für alle Anwendungen nötig, denn Ammoniak lässt sich auch direkt als Brennstoff nutzen. Vor allem im Schiffsverkehr gilt Ammoniak als aussichtsreicher Treibstoff. Japan will das stechend riechende Gas vor allem in Kohlekraftwerken einsetzen. Einen Testlauf gab es schon. Ab 2021 haben die Firmen JERA und IHI in einem Gigawatt-Kohlekraftwerk 20 Prozent des Brennstoffs durch Ammoniak ersetzt. Nun entstehen erste kommerzielle Terminals. Ein Konsortium rund um Mitsubishi will ein Terminal im Hafen von Namikata auf Ammoniak umrüsten, und auch das Duo IHI und Vopak prüft, wo in Japan sich weitere Importterminals bauen lassen.
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Europa macht Tempo
Seit der Energiekrise drückt auch Europa auf die Tube. Dabei kommt es gelegen, dass es für Ammoniak bereits kommerzielle Logistikprozesse gibt. Rund 20 Millionen Tonnen werden jährlich verschifft, vor allem für die Herstellung von Düngemitteln. Dass der Düngemittelriese Yara International mit 15 Schiffen und dem Zugang zu 18 Ammoniakterminals das nach eigenen Angaben größte Logistiknetzwerk dafür betreibt, überrascht daher nicht. Doch wenn Ammoniak zum Energieträger werden soll, wird der Transport noch deutlich zunehmen.
Anfang 2024 veröffentlichte das niederländische Institute for Sustainable Process Technology (ISPT) eine „Clean Ammonia Roadmap“. Dieser zufolge könnten allein im Industriecluster Antwerpen-Rotterdam-Rhein-Ruhr bis zu 25 Millionen Tonnen „sauberes“ Ammoniak erzeugt und importiert werden. Der Hafen von Rotterdam könnte sich dabei zum zentralen Umschlag- und Lagerplatz entwickeln. Nach Deutschland könnten laut der ISPT-Studie aus den Niederlanden und Belgien bis zu drei Millionen Tonnen jährlich weitertransportiert werden.
Neue und umgerüstete Terminals
Um Ammoniak direkt nach Deutschland zu bringen, sollen mehrere Terminals entstehen beziehungsweise erweitert werden. In Hamburg hat das Hafenunternehmen HHLA im Oktober 2022 testweise Ammoniak per Container aus Abu Dhabi importiert, mit dem der Kupferhersteller Aurubis den Ersatz von Erdgas proben konnte – eine Aktion, die eher symbolisch anmutet. Für den echten Einsatz plant das Energieunternehmen Mabanaft eine Importkapazität von 600.000 Tonnen jährlich, die ab 2026 bereitstehen soll.
Auf dem von Mabanafts Tochtergesellschaft Oiltanking Deutschland betriebenen Tankterminal Blumensand soll auch ein Tank zur Lagerung von flüssigem Ammoniak entstehen. Ein Cracker soll das Ammoniak zu Stickstoff und Wasserstoff aufspalten können. Zur Vorbereitung des Genehmigungsverfahrens hat mittlerweile ein sogenannter Scoping-Termin mit der Umweltbehörde stattgefunden, bei dem gemeinsam mit direkt betroffenen Nachbarn, Umweltverbänden und weiteren Fachleuten der Umfang der freiwilligen Umweltverträglichkeitsprüfung diskutiert wurde.
Über das neue Terminal in Brunsbüttel will RWE jährlich rund 300.000 Tonnen grünes Ammoniak importieren, auch hier ist 2026 als Startjahr anvisiert. So richtig viel ist das nicht, wenn man es mit dem geplanten LNG-Terminal vergleicht, über das jährlich 8 Milliarden Kubikmeter verflüssigtes Erdgas nach Deutschland kommen sollen. Vergleicht man den Energiegehalt, geht es um 1.560 GWh Ammoniak und 80.000 GWh LNG.
RWE kündigte ebenfalls an, einen Cracker zu bauen, der einen Teil des Ammoniaks wieder in Wasserstoff und Stickstoff zerlegen soll. Durch den Energieverlust wird also das Verhältnis von Ammoniak und LNG noch weiter auseinanderdriften. RWE betont allerdings, dass eine Umrüstung des LNG-Terminals auf Ammoniak später möglich sein soll.
Weniger Schlagzeilen als die geplanten Neubauten machen dagegen die beiden vorhandenen Terminals von Yara in Brunsbüttel und Rostock, die der Konzern bisher nur für den Eigenbedarf nutzte. Schon dafür kommen jährlich rund 600.000 Tonnen Ammoniak in Rostock an. Insgesamt wäre Yara nach eigenen Angaben in der Lage, 3 Millionen Tonnen sauberes Ammoniak zu liefern, wenn die Nachfrage vorhanden sei.
Distribution per Bahn oder Pipeline
Einer der ersten Kunden von Yara könnte das Leipziger Gasunternehmen VNG sein. Eine entsprechende Kooperationsvereinbarung haben die beiden Firmen im Frühjahr 2023 unterzeichnet. Auch Mabanaft in Hamburg hat mit dem Prozessgas-Hersteller Air Products bereits einen Ankerkunden benannt. RWE prüft derweil, ob und wie sich das Ammoniak auf dem Schienenweg in Deutschland weitertransportieren lässt. Mit an Bord ist dabei der Schienenlogistiker VTG.
Der Transport von Ammoniak per Bahn ist nicht neu, doch im Vergleich zur See birgt er ein höheres Risiko. Ammoniak riecht schließlich nicht nur unangenehm, sondern greift auch die Atemwege an. In der Vergangenheit kam es beim Transport per Zug und Lkw durch belebte Gegenden immer wieder zu Unfällen mit Verletzten oder gar Toten, unter anderem in Serbien im Dezember 2022 und im September 2023 im US-Bundesstaat Iowa. Der bulgarische Düngerkonzern Agropolychim investiert nach dem Unfall nun in eine neue Flotte von Ammoniaktankzügen.
Laut einer Studie des niederländischen Think Tanks ISPT könnten Pipelines den Transport von Ammoniak über Land deutlich sicherer machen. Rund 7.600 Kilometer Ammoniakpipelines gebe es bisher weltweit. In den vergangen 50 Jahren habe es lediglich elf Unfälle gegeben, bei keinem davon seien Menschen gestorben.
Abb. 2: Ab 2030 wollen LOTTE Chemical, Mitsubishi und RWE gemeinsam Ammoniak in Texas erzeugen
Grafik: RWE
Woher kommt grünes Ammoniak?
Bevor das Ammoniak nach Deutschland importiert werden kann, muss es allerdings erst einmal hergestellt werden. Ein Hotspot dafür wird voraussichtlich Namibia mit seinem H2-Megaprojekt Hyphen Hydrogen Energy sein. Mit dem deutschen Unternehmen Enertrag als Anteilseigner ist der Weg des Wasserstoffs ein Stück weit vorgezeichnet. Eine Million Tonnen Ammoniak, erzeugt mit Wind- und Solarenergie, soll das Megaprojekt liefern. 300.000 Tonnen davon hat sich bereits RWE mittels einer Absichtserklärung reserviert. Doch schaut man auf die von ISPT genannten Mengen, wird auch die bisher anvisierte Produktion in Namibia nicht ausreichen.
RWE berichtet daher auch von einer Partnerschaft mit der koreanischen LOTTE Chemical und dem japanischen Mitsubishi-Konzern. Gemeinsam prüfen die Konzerne den Aufbau einer Produktion von bis zu 10 Millionen Tonnen Ammoniak jährlich im US-Bundesstaat Texas. Dabei geht es sowohl um „blaues“ als auch „grünes“ Ammoniak, entstehen soll die Produktion ab 2030. Damit erfüllt RWE auch gleich eine Empfehlung des Fraunhofer ISI für den Import von Wasserstoffderivaten: sich mit anderen künftigen Importnationen zusammenzuschließen, statt eine Konkurrenzsituation aufzubauen.
Autorin: Eva Augsten
von Sven Geitmann | Apr 17, 2024 | 2024, Deutschland, Energiespeicherung, Energiewirtschaft, Entwicklung, Politik
Bundesregierung verabschiedet Kraftwerksstrategie
Es hat lange gedauert, aber jetzt ist sie da – die Kraftwerksstrategie für Deutschland. Eigentlich hätte sie bereits Anfang 2023 vorliegen sollen, aber der politische Einigungsprozess war schwierig und entsprechend zeitintensiv. Am 5. Februar 2024 wurde die Strategie vorgestellt, sie muss jetzt aber noch mit Brüssel abgestimmt und notifiziert werden. Sie soll den Rahmen für neue Investitionen in moderne, hochflexible und klimafreundliche wasserstofffähige Kraftwerke schaffen. Details über das zukünftige Strommarktdesign wird es dann voraussichtlich im Sommer geben – wenn sich die Ampelregierung einigt.
Das Ziel der Kraftwerksstrategie ist, dass die Versorgung mit Strom „auch in Zeiten mit wenig Sonne und Wind klimafreundlich gewährleistet“ ist, damit sie „einen wichtigen Beitrag zur Systemstabilität leisten“ kann. Elementare Voraussetzung dafür ist jedoch, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien und der Stromnetze konsequent fortgesetzt wird, damit die Dekarbonisierung vorangetrieben werden kann.
Um dies zu erreichen, verständigten sich Bundeskanzler Olaf Scholz, Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck und Bundesfinanzminister Christian Lindner auf wesentliche Elemente. So soll beispielsweise ein vorgezogener Zubau von Kraftwerken angereizt werden. Die Ausschreibungen im Rahmen der Kraftwerksstrategie werden dafür so ausgestaltet, dass die neuen Kraftwerke in den zukünftigen Kapazitätsmechanismus vollständig integriert werden.
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„Die Kraftwerksstrategie beschreibt, wie wir neue Kraftwerkstypen, die wasserstofffähig sind, in den Markt bringen werden.“
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Robert Habeck, Bundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz
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Dafür sollen kurzfristig neue Kapazitäten (Gaskraftwerke, die H2-ready sind und an systemdienlichen Standorten stehen) mit einer Leistung von insgesamt 10 GW ausgeschrieben werden. Habeck hatte zuvor mehr als doppelt so viel anvisiert. Spätestens ab 2040 sollen diese dann vollständig von Erdgas auf Wasserstoff umgestellt werden. Kraftwerke, die ausschließlich mit Wasserstoff laufen, werden bis zu 500 MW im Rahmen der Energieforschung gefördert. Die dafür benötigten Fördergelder sollen aus dem Klima- und Transformationsfonds kommen. Außerdem sollen die Arbeiten an einem zukünftigen Strommarktdesign weiter vorangebracht werden.
Bestehende Hemmnisse bei der Errichtung und dem Betrieb von Elektrolyseuren sollen abgebaut werden. Zudem sollen alle Möglichkeiten genutzt werden, um insbesondere den Zubau von Elektrolyseuren, die systemdienlich betrieben werden sollen, zu beschleunigen. Darüber hinaus sollen Doppelbelastungen in Form von Abgaben und Gebühren, die bislang beim Betrieb von Elektrolyseuren anfallen, beseitigt werden. Konkret heißt es dazu: „Die Nutzung von Überschussstrom wird uneingeschränkt ermöglicht; alle bestehenden regulatorischen Hürden werden so weit wie möglich abgebaut.“
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Kritik vom DWV
Die ersten Reaktionen aus der Energiebranche waren insgesamt positiv. Der DWV begrüßte ausdrücklich, dass sich die Bundesregierung jetzt auf wesentliche Elemente einer Kraftwerksstrategie geeinigt hat, da die Zeit erheblich dränge. Gleichzeitig kritisierte der Vorstandsvorsitzende Werner Diwald aber: „In der Analyse des BMWK heißt es, dass bis 2030 über 23 GW an Gaskraftwerken, die mit Wasserstoff betrieben werden können, zur Absicherung der Stromversorgung erforderlich sind. Es stellt sich daher die Frage, warum in der Eckpunkte-Vereinbarung zur Kraftwerksstrategie nur insgesamt 10,5 GW an Kraftwerksleistung ausgeschrieben werden sollen.“ Der DWV fordert die Ausschreibung der bereits seit langem angekündigten 8,8 GW in Form von Hybrid- und Sprinterkraftwerken sowie weitere 15 GW an zukunftsfähiger H2-Kraftwerksleistung, die in den nächsten drei Jahren ausgeschrieben werden sollen. Auch für den DVGW ist die jetzt angepeilte Kapazität „bestenfalls ein erster Schritt“.
„Bis 2030 sollen 80 Prozent des in Deutschland verbrauchten Stroms aus erneuerbaren Energien stammen.“
BMWK
von Sven Geitmann | Apr 15, 2024 | 2024, Energiespeicherung, Energiewirtschaft, Entwicklung, Markt, Meldungen, News
Projektrealisierung trotz Exytron-Pleite
Ursprünglich Ende 2023 sollte ein „emissionsfreies Taxonomie-Gaskraftwerk“ in Lübesse, einer Gemeinde in Mecklenburg-Vorpommern, in Betrieb gehen, aber wie bei so vielen Projekten gibt es Verzögerungen: Ein Projektpartner ging pleite, und nicht zuletzt die Preissteigerungen der letzten Jahre erforderten Umplanungen. Aber die Verantwortlichen blieben trotz aller Widrigkeiten dran und peilen jetzt 2025/2026 für den Produktionsstart an.
Der offizielle Baustart für die Energiewandlungsanlage südlich von Schwerin erfolgte nach vier Jahren Vorbereitungszeit im März 2022. Gemeinsam mit Mecklenburg-Vorpommerns Wirtschaftsminister Reinhard Meyer wurde damals hoffnungsfroh das Startsignal, ein symbolisches „Anbaggern“, für dieses Sektorkopplungsprojekt gegeben, im Rahmen dessen klimaneutrale synthetische Kraftstoffe (e-Fuels) hergestellt werden sollen.
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Entgegen früheren Planungen wird jetzt allerdings kein Gaskraftwerk (BHKW) mehr errichtet. Das erzeugte Methan soll zur Produktion von regenerativem LNG (rLNG – liquefied natural gas – Flüssigerdgas) für den Mobilitätssektor genutzt werden. Alternativ ist auch eine Einspeisung in das vorhandene Erdgasnetz denkbar. Außerdem ist jetzt die Versorgung der Wohnbebauung von Lübesse einschließlich des Gewerbegebietes mit Nahwärme Schwerpunkt dieses Vorhabens.
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Damals war noch die Exytron GmbH mit im Boot. Das Technologieunternehmen aus Rostock musste allerdings Ende August 2022 Insolvenz anmelden. Der Exytron-Geschäftsführer Klaus Schirmer versuchte zwar noch zu retten, was zu retten war, aber im Herbst 2022 kristallisierte sich heraus, dass eine Abwicklung unvermeidlich war, so dass mehrere Mitarbeiter dann anderweitige Arbeit annahmen.
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Infolge der Insolvenz verzögerte sich das Projekt um rund ein Jahr, nachdem es zuvor schon bei den Verhandlungen mit Baufirmen, Lieferanten und Banken durch Preissteigerungen und Lieferengpässe zu terminlichen Problemen gekommen war. Inzwischen konnte aber nach einer öffentlichen Ausschreibung im Herbst 2023 ein international aktiver Anlagenbauer gewonnen werden. Heiko Teichmann, Geschäftsführer der Lübesse Energie GmbH, zeigte sich gegenüber HZwei entsprechend zuversichtlich: „Die Energiewandlungsanlage wird im Zeitraum 2024/2025 hergestellt, montiert und in Betrieb gesetzt werden, so dass ab Ende 2025/Anfang 2026 die Inbetriebnahme und danach eine kontinuierliche Belieferung potenzieller Inverkehrbringer mit rLNG und eine Einspeisung von Wärme in das noch zu errichtende Nahwärmenetz möglich sein wird.“
Power-to-X-Anlage im Gewerbegebiet
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Konkret ist geplant, auf einer etwa 20.000 Quadratmeter großen Fläche im Gewerbegebiet von Lübesse eine Wasserstoff- und Methanerzeugungsanlage aufzubauen, die im ersten Ausbauschritt über eine Elektrolyseleistung von bis zu 8 MW verfügen soll. Sie soll teilweise zur Speicherung und Nutzung des grünen Stroms aus lokalen Windkraftanlagen, für die die 20-jährige EEG-Vergütung ausgelaufen ist, für die saubere und günstige Energieversorgung des Dorfes sowie eines angrenzenden Gewerbegebietes dienen. Weiterer Grünstrom wird aus regionalen und überregionalen Windenergieerzeugungs- und Photovoltaik-Anlagen kommen. Das Wirtschaftsministerium von Mecklenburg-Vorpommern hat zugesichert, das Vorhaben mit 15 Mio. Euro zu unterstützen. Der Windparkentwickler Naturwind aus Schwerin sowie die VR-Bank Nord eG aus Flensburg sind weiterhin mit dabei.
Bernd Jeske, Geschäftsführer der Lübesse Energie GmbH, sagte: „Der dezentrale Ansatz führt dazu, dass Energie dort verbraucht wird, wo sie erzeugt wird. Zudem verbindet das Projekt die Stromwende mit der Verkehrs- und Wärmewende und zeigt auf, wie Sektorenkopplung vorangetrieben werden kann.“
Zur weiteren Planung erklärte Teichmann: „Die im Zusammenhang mit den exothermen Verfahren der Elektrolyse und der Methanisierung entstehende, unvermeidbare Abwärme wird einem neu zu errichtenden Nahwärmenetz zugeführt, das sowohl die Wohnbebauung als auch das Gewerbegebiet in Lübesse mit Heizenergie versorgen soll.“
Autor: Sven Geitmann
von Sven Jösting | Mrz 25, 2024 | 2024, Aktien, Börse, Elektromobilität, Energiespeicherung, Entwicklung, Markt, Meldungen, Stock Market
Hyzon Motors wird ab der zweiten Jahreshälfte 2024 in den USA die Produktion von 200-kW-Modulen für Nutzfahrzeuge aufnehmen. Dies sollte dann über Auftragseingänge zu einer Erholung des stark gedrückten Aktienkurses führen. Parallel dazu laufen Produktpräsentationen wie zuletzt in Melbourne (Australien) mit dem 200-kW-Hyzon-Prime-Mover im dortigen Kangan Institute Automotive Centre of Excellence. Im weiteren Jahresverlauf sind Auslieferungen in Neuseeland, Australien, Europa und den USA geplant. Dieses Brennstoffzellensystem ist gleichzeitig in vielen anderen Anwendungen und Märkten einsetzbar: Schienenfahrzeuge, Schifffahrt, stationäre Energie, Minenfahrzeuge u. a. Man darf gespannt sein, welche Kunden dieser 200-kW-Single-Stack finden wird und welches Auftragspotenzial sich daraus ergibt, zumal er ein Kostenreduktionspotenzial von über 25 Prozent bietet und 30 Prozent Platz und Gewicht einspart – verglichen mit einem 110-kW-System. Ein erster großer Markt für Hyzon wird der Einsatz in Nutzfahrzeugen in Australien sein, wo das Unternehmen einen wichtigen Standort mit rund 50 Mitarbeitern unterhält.
Hyzon Chief Technology Officer Dr. Christian Mohrdieck shows the Hyzon 200kW fuel cell system to Janelle Arena (Kangan Institute), Finn Buchhorn (Hyzon), Chris Eager (DGE Energy Solutions), and Gavin Cribb (Kangan Institute).
Patentanmeldungen – Konkurrenz zu Toyota und Bosch
Hyzon Motors hat eine Reihe von Patenten in den USA, Europa und Asien angemeldet und viele bereits erteilt bekommen. Dabei geht es vor allem um das Thema Emissionsreduktion beim Einsatz der Brennstoffzelle, aber auch um Batteriesysteme. Was das im Einzelnen bedeutet, erschließt sich mir nicht, zeigt aber, dass Hyzon sich sehr aktiv um die Absicherung von Patenten kümmert und darin eine wichtige Basis für seine BZ-Produkte und Anwendungen sowie Märkte sieht. Damit stünde man in direkter Konkurrenz zu Firmen wie Toyota und Bosch. Dies könnte – rein theoretisch – irgendwann zu Lizenzeinnahmen führen.
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Noch verfügt Hyzon mit über 100 Mio. US-$ über ausreichend Kapital, wird aber um Kapitalmaßnahmen (Ausgabe neuer Aktien oder Beteiligung eines strategischen Investors) nicht herumkommen, um das Unternehmenswachstum und den Aufbau zu finanzieren. Die Produktionsstätte in Illinois ist eigenfinanziert. Der Produktionshochlauf beginnt in der zweiten Jahreshälfte. Die Auftragseingänge für die BZ-Module sowie die Spekulation auf einen strategischen Partner oder Investor machen die Aktie von Hyzon Motors zu einer sehr interessanten Spekulation, wenngleich das Investment als hochspekulativ einzustufen ist, da es sich um ein Start-up handelt.
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Risikohinweis
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Jeder Anleger sollte sich bei der Investition in Aktien immer seiner eigenen Risikoeinschätzung bewusst sein und auch an eine sinnvolle Risikostreuung denken. Die hier genannten BZ-Unternehmen bzw. Aktien stammen aus dem Bereich der Small- und Mid-Caps, das heißt, es handelt sich nicht um Standardwerte, und auch die Volatilität ist deutlich höher. Diese Analyse stellt keine Kaufempfehlung dar. Alle Informationen basieren auf öffentlich zugänglichen Quellen und stellen hinsichtlich der Bewertung ausschließlich die persönliche Meinung des Autors dar, wobei der Fokus auf einer mittel- bis langfristigen Bewertung und nicht auf kurzfristigen Gewinnen liegt. Die hier vorgestellten Aktien können im Besitz des Autors sein. Es handelt sich nicht um eine Anlage- oder Kaufempfehlung, sondern lediglich um eine unverbindliche persönliche Einschätzung – ohne Obligo.
Autor: Sven Jösting, verfasst am 15. März 2024
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