von Sven Geitmann | Nov 13, 2024 | 2024, Elektromobilität, Entwicklung, Meldungen, News
Große Pläne und professionelles Marketing – das Auftreten der Firma HH2E war regelrecht beeindruckend, doch am 8. November 2024 beantragte das Hamburger Start-up Insolvenz in Eigenregie. Anlass dafür dürfte sein, dass der britische Mehrheitseigner Foresight Group das geplante H2-Projekt in Mecklenburg-Vorpommern doch nicht finanzieren wollte.
Geplant war unter anderem, sowohl bei Leipzig als auch in Lubmin Elektrolyseure zu errichten. An der Ostsee war die Rede vom Bau einer 100-MW-Anlage (bis 2030 1.000 MW) auf dem Gelände des ehemaligen Kernkraftwerks und Investitionen über 45 Mio. Euro. Die Planung dafür gehe zwar zunächst weiter, aber es fehlt ein Investor, heißt es aktuell.
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Gegenüber der Mitteldeutschen Zeitung sagte HH2E-Firmenchef Alexander Voigt: „Wir bleiben dem Ziel verpflichtet, Kontinuität und Stabilität in unseren Abläufen aufrechtzuerhalten, während wir an einer langfristigen Lösung arbeiten. Ich bin überzeugt, dass wir bald einen strategischen Partner finden werden, der unsere Leidenschaft für grüne Energie teilt und die Vision der HH2E AG unterstützen kann.“ Voigt gründete 1996 das Solarunternehmen Solon und gilt als Pionier der erneuerbaren Energien.
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Das in Sachsen geplante HH2E-Projekt Thierbach in Borna mit einem weiteren 100-MW-Elektrolyseur auf dem Areal des abgerissenen Braunkohlekraftwerks ist zunächst nur indirekt betroffen, da die HH2E-Thierbach-GmbH zwar eine hundertprozentige Tochter der 2021 gegründeten Hamburger Gesellschaft ist, selbst aber weiterhin zahlungsfähig ist. Im Rahmen dieses Projekts Net-Zero-LEJ sollte der Airport Leipzig/Halle zusammen mit DHL mit grünem Treibstoff versorgt werden.
Götz Ahmelmann, der Leiter des Flughafen Leipzig/Halle, erklärte: „Als Unternehmen sind wir überzeugt von der umwelt- und wirtschaftspolitischen Bedeutung einer industriellen Produktion von Sustainable Aviation Fuel (SAF).“ Seiner Meinung nach bleiben die Voraussetzungen für die Herstellung nachhaltiger Flugkraftstoffe im industriellen Maßstab aber „weiterhin hervorragend“. „Mit starken Partnern und ausgedehnten Flächen, unterstützt durch einen wichtigen Kunden wie DHL, der sich dem klimaneutralen Fliegen verpflichtet hat, sind wir bestens aufgestellt.“
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Bei einem Insolvenzverfahren in Eigenverantwortung kann die Firmenleitung die Geschäfte fortführen, wenn berechtigte Hoffnungen bestehen, das Unternehmen sanieren zu können. Ein vom Gericht ernannter Sachwalter überwacht dabei begleitend den Prozess.
von Eva Augsten | Nov 4, 2024 | 2024, Deutschland, Entwicklung, Hausenergie, Meldungen, News, Wasserstoffwirtschaft
Rechtsgutachten sieht Wasserstoffnetze für Haushaltskunden kritisch
Wasserstoffnetze sind nicht dazu geeignet, die Anforderungen der kommunalen Wärmeplanung in der vorgegebenen Zeit zu erfüllen. Es gibt dafür bei der Gasnetzumrüstung noch zu viele Unklarheiten. Zu diesem Ergebnis kommt ein Rechtsgutachten einer Hamburger Kanzlei.
Wasserstoff ist in naher Zukunft nicht zum Heizen da – so zumindest lautet ein Grundsatz der Nationalen Wasserstoffstrategie. Das zunächst knappe Gas soll zuerst dort genutzt werden, wo andere Technologien zur Dekarbonisierung nicht infrage kommen. Doch angesichts des steigenden Drucks auf Hausbesitzer und Kommunen, Klimaschutzvorgaben einzuhalten, erscheint das Heizen mit Wasserstoff als eine verlockende Lösung. Schließlich müssen Kommunen je nach Einwohnerzahl schon bis Mitte 2026 oder Mitte 2028 in einer ausführlichen Wärmeplanung darlegen, wie sie die Wärmewende angehen wollen.
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„Wir sind der Auffassung, dass Wasserstoff in einer kommunalen Wärmeplanung berücksichtigt werden darf, muss und kann“, sagt Charlie Grüneberg, Pressesprecher von Zukunft Gas. Der einstige Erdgas-Verband nennt sich mittlerweile „Die Stimme der Gas- und Wasserstoffwirtschaft“.
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Die Erfahrungen aus Baden-Württemberg, das als erstes Land auf kommunale Wärmeplanung setzte, ergeben hingegen ein anderes Bild. Raphael Gruseck, Projektleiter der regionalen Beratungsstelle zur kommunalen Wärmeplanung in der Region Stuttgart West, sagt: „Wasserstoff zur dezentralen Wärmeversorgung spielt in unserem Landkreis bei den bereits abgeschlossenen Wärmeplänen keine Rolle.“ Das Thema erledige sich in der Regel, sobald man konkret auf die Verfügbarkeit und Kosten des Wasserstoffs schaue, so Gruseck. Und das ist sehr zu empfehlen: Setzt die Kommune nämlich aufs falsche Pferd und der erhoffte Wasserstoff steht nicht oder erst verspätet zur Verfügung, kann die vermeintlich einfach Lösung teuer werden. Auf die Bürger kommen dann hohe CO2-Preise für die Erdgas-Heizung zu und auf den Staat Strafzahlungen an die EU.
Fahrpläne für Netzumstellung noch nicht in Sicht
In dieser Debatte setzt nun ein Rechtsgutachten der Hamburger Kanzlei Rechtsanwälte Günther einen deutlichen Impuls, der gegen Wasserstoff in der kommunalen Wärmeplanung spricht. Auftraggeber waren das Umweltinstitut München, die Deutsche Umwelthilfe, der WWF, GermanZero und das Klima-Bündnis. Die Gutachter haben das Wärmeplanungsgesetz (WPG) und das Gebäudeenergiegesetz (GEG) daraufhin untersucht, welche Handlungsspielräume Kommunen bei der Bewertung von Wasserstoff im Zuge der kommunalen Wärmeplanung haben. Ein Knackpunkt ist dabei, dass die Kommunen Richtungsentscheidungen nicht nur selbst treffen dürfen, sondern auch müssen. Anders gesagt: Gewählte Regierungen dürfen ihre Verantwortung nicht einfach an ein Ingenieurbüro delegieren.
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Allerdings müssen sie auf fachliche Grundlagen bauen. Ein Problem dabei ist, dass die „Gasnetzumrüstung noch weitgehend ungeklärt und nicht abschließend reguliert“ ist und somit auch konkrete Fahrpläne für mögliche Umstellungen fehlen, so das Gutachten. Ein solcher Fahrplan muss laut Wärmeplanungsgesetz aber zumindest konkret in Aussicht stehen, um ein Wasserstoffnetzgebiet ausweisen zu können. Das sei auch deshalb nötig, weil es für die Wärmeplanung eine „umfassende Wirtschaftlichkeitsbewertung“ einschließlich volkswirtschaftlicher und umgelegter Kosten geben müsse. Die Kommune darf also nicht einfach „blind“ auf Wasserstoff setzen.
Knappes Zeitfenster
Allerdings können die Netzbetreiber die Fahrpläne bisher gar nicht erstellen. Dafür wiederum müsste nämlich die Bundesnetzagentur erst einmal die Regeln vorlegen, was nicht vor Ende 2024 der Fall sein dürfte. Doch die Wärmeplanung muss in größeren Städten schon bis Mitte des Jahres 2026 vorliegen, in den anderen Kommunen bis Mitte 2028. Das sei nicht zu schaffen, glaubt das Klima-Bündnis – und sieht Wasserstoffnetze damit generell nicht als Option für die kommunale Wärmeplanung.
Der Verteilnetzbetreiber Gasnetz Hamburg sieht das etwas optimistischer. Er hat kürzlich ein Pilotprojekt namens H2-SWITCH100 gestartet (siehe HZwei-Heft Jan. 2024), um Daten über Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit möglicher Netzumstellungen für einzelne Abschnitte zu sammeln. „Damit hat Gasnetz Hamburg die Grundlage geschaffen, die im Gutachten als wenig realistisch beschriebene wirtschaftliche Prognose für Umstellungen zu erbringen“, sagt Pressesprecher Bernd Eilitz. Ob man für die Wärmeplanung bis 2026 konkrete Fahrpläne liefern könne, sei ohne die Rahmensetzung der BNetzA aber nicht vorherzusagen.
Industrie und Kraftwerke zuerst
Ob ein solcher Fahrplan dann wirklich die zeitnahe Verfügbarkeit von Wasserstoff zeigen kann, ist eine andere Frage. Hamburg zum Beispiel wird schon früh an das H2-Kernnetz angeschlossen sein, plant einen eigenen Großelektrolyseur und ein Ammoniak-Import-Terminal. Das wird auch nötig sein, um die Grundstoffindustrien und Kraftwerke zu versorgen. Das Gutachten der Kanzlei Günther betont, dass Wasserstoffleitungen für solche Projekte ausdrücklich möglich seien, auch ohne ein Wasserstoffnetzgebiet auszuweisen. Indem der Wasserstoff in Kraftwerken und Industriebetrieben eingesetzt wird, kann er auch indirekt die Wärmewende voranbringen. Schließlich fällt dort jeweils Abwärme an, die über Wärmenetze nutzbar gemacht werden kann.Auf welches Netz setzen?Wärmenetze gelten bei hoher Abnahmedichte meist als die erste Wahl der Wärmewende. In Dänemark sind sie auch in kleinen, ländlichen Kommunen weit verbreitet. Unter den dezentralen Lösungen stehen elektrische Wärmepumpen in den Energiewende-Plänen am höchsten im Kurs. Doch die Elektrifizierung von Wärme und Mobilität zugleich wird an einigen Stellen auch die Stromnetze an ihre Grenzen bringen. Dort müssen die Kommunen dann konkrete Lösungen finden. Für Wiebke Hansen vom Umweltinstitut München ist genau das ein Grund, Wasserstoff lieber früh kritisch zu hinterfragen. „Kommunen können sich so besser auf den Ausbau der Stromnetze und der Fernwärme konzentrieren“, sagt sie.
von Eva Augsten | Nov 4, 2024 | 2024, Deutschland, Entwicklung, Europa, Meldungen, News, Wasserstoffwirtschaft
Praxistest im Container-Terminal
An einem Container-Terminal in Hamburg entsteht ein Testfeld für Schwerlastfahrzeuge mit Wasserstoffantrieb. Die erste Zugmaschine ist mittlerweile im Einsatz.
Regen platscht auf die Tische, die geladenen Gäste drängen sich unter den Sonnenschirmen, an denen der Wind rüttelt. Im Container-Terminal Tollerort im Hamburger Hafen soll es heute etwas zu sehen geben. Eine gelbe Zugmaschine fährt vor, kommt auf einem leuchtend blauen Streifen vor einer Tanksäule zum Stehen. Ein Mitarbeiter steht schon bereit, hakt den Dispenser in die Tanköffnung und drückt auf den Startknopf. Der Vorgang ist recht unspektakulär. Lediglich eine Anzeige an der Zapfsäule zeigt, wie der Druck im Tank langsam steigt.
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Herausforderung Retrofit
Dass so viele Menschen zum Terminal gekommen sind, liegt nicht allein an der Wasserstofftankstelle. Vielmehr ist es das Gesamtprojekt, das so viele Menschen, darunter Hamburgs Wirtschaftssenatorin Melanie Leonhard, Christian Maaß vom BMWK und Antje Roß von der NOW, den Weg nach Tollerort hat auf sich nehmen lassen. Tanksäule und Zugmaschine sind die ersten Elemente eines sogenannten H2-Testfeldes, an dem das Cluster Clean Port & Logistics arbeitet. Testfeld und Cluster wurden beide im Rahmen des Nationalen Innovationsprogramms Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie (NIP) gefördert, in Summe mit drei Millionen Euro.
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Die Hamburger Hafen und Logistik (HHLA) will in diesem Projekt herausfinden, wie sich das Terminal klimafit machen lässt. „Vieles hier auf dem Terminal funktioniert bereits elektrisch. Den Wasserstoff wollen wir im Schwerlastbereich dort einsetzen, wo Batterien nicht reichen“, sagt Karin Debacher, Head of Hydrogen Projects bei der HHLA, die das Terminal Tollerort betreibt. Dabei geht es nicht nur um große Lasten und Leistungen, sondern auch um „Grenzen betrieblicher Art“, wie HHLA-CEO Angela Titzrath es formuliert.
Das Containerterminal Tollerort wirkt mit seinen 600.000 Quadratmetern Fläche riesig und ist dennoch das kleinste Containerterminal der HHLA. Es liegt im Stadtteil Steinwerder auf einer Art Flussinsel, von der es den größten Teil einnimmt. Daneben passen noch die städtische Kläranlage und einige kleinere Firmen – Platz für Erweiterungen ist dort nicht. Gebaut wurde es schon in den späten 1970er Jahren, automatisiert ist nur wenig.
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vlnr Karin Debacher, Leiterin Wasserstoffprojekte der HHLA; Dr. Lucien Robroek, President Technology; Solutions Division bei Hyster-Yale Materials Handling; Dr. Melanie Leonhard, Senatorin für Wirtschaft und Innovation; Angela Titzrath, Vorstandsvorsitzende der HHLA; Christian Maaß, Leiter Wärme, Wasserstoff & Effizienz im BMWK, Antje Roß, Managerin Hafennetzwerke und -anwendungen bei der NOW GmbH
In Feierstimmung trotz Regenwetters (von links) Karin Debacher, Leiterin Wasserstoffprojekte der HHLA, Dr. Lucien Robroek, President Technology Solutions Division bei Hyster-Yale Materials Handling, Dr. Melanie Leonhard, Senatorin für Wirtschaft und Innovation, Angela Titzrath, Vorstandsvorsitzende der HHLA, Christian Maaß, Leiter Wärme, Wasserstoff & Effizienz im BMWK, Antje Roß, Managerin Hafennetzwerke und -anwendungen bei der NOW GmbH
Im Reich der Giganten
Um die Massen von ankommenden und zu verladenden Containern zu bewältigen, sausen insgesamt 59 sogenannte Van Carrier über das Terminal. Sie erinnern an die AT-AT Walker aus Starwars, sind aber auf Rädern unterwegs. Ihre Beine sind so lang, dass sie über Container hinwegfahren können, um einen weiteren Container darauf zu platzieren oder hinunterzuheben. Bis zu 60 Tonnen bewegen sie dabei. „Einige der Van Carrier in Tollerort fahren mit dieselelektrischem Antrieb, aber ein reiner Batteriebetrieb kommt nicht infrage“, sagt HHLA-Pressesprecherin Karolin Hamann. Daneben gibt es noch sogenannte Reachstacker, die zum größten Teil aus einem langen, starken Arm bestehen. Bis zu sechs Container können sie aufeinanderstapeln.
Der Schwerlast-Fuhrpark des Hafens ist so exotisch, dass man eine Hafensafari mit dem Namen „Tour der Giganten“ buchen kann. Gemeinsam ist den Giganten, dass sie jederzeit leistungsfähig sein müssen. 365 Tage im Jahr, 24 Stunden am Tag. Zeit um Akkus aufzuladen ist da nicht. Auch einfach mehr Fahrzeuge anzuschaffen und diese nach dem Laden auszuwechseln ist keine Alternative. Die wären nicht nur teuer, sondern es gibt auch gar keinen Platz dafür. Während das neueste Terminal der HHLA im weiter südlich gelegenen Altenwerder schon vollelektrisch und -automatisch läuft, sucht das Hafenunternehmen noch nach einer Lösung für das Bestandsterminal Tollerort. Wasserstoff soll den Durchbruch bringen.
Wenige Fahrzeuge erhältlich
Und obwohl der Wasserstoff bei den Hochleistungsfahrzeugen in der Hafen-Logistik so dringend benötigt wird, kommt er hier längst nicht so häufig zum Einsatz wie im Straßenverkehr. Um das zu ändern, haben sich die HHLA und rund 40 weitere Unternehmen aus aller Welt im Oktober 2022 im Cluster Clean Port & Logistics zusammengeschlossen. Zum Cluster gehört auch Hyster-Yales. Das Unternehmen stellt unter anderem Zugmaschinen und Leercontainerstapler her – Fahrzeuge, die im Vergleich zu den Hafengiganten schon fast alltäglich wirken. Doch ganz einfach scheint es dennoch nicht zu sein:
Eigentlich wollte Hyster-Yales schon 2022 die erste Zugmaschine für Tests zur Verfügung stellen, 2023 sollte ein Leercontainerstapler folgen. Nun ist die Zugmaschine endlich da – und wurde in Hamburg kräftig beklatscht. Angetrieben wird sie von einer Brennstoffzelle von Nuvera. Lucien Robroek, President Technology Solutions Division von Hyster-Yale Materials Handling, ist persönlich zur Eröffnung angereist. „Ganz über den Berg sind wir mit der Technologie noch nicht. Aber wir werden es schaffen“, sagte Robroek bei der Feier. Der angekündigte Leerstapler soll Ende 2024 oder Anfang 2025 folgen. Er ähnelt im Aufbau einem Gabelstapler, hat vorne aber statt der Gabel eine Art Lastenaufzug für Container, was ihn zu einem regelrechten Hochstapler macht – bis zu sechs Container aufeinander sind möglich.
Mehr Tempo beim Tanken
Doch was ist nun das Besondere am Tanken von Wasserstoff im Terminal? Allein in Deutschland gibt es fast 100 Wasserstofftankstellen. Der Unterschied zu diesen öffentlichen Standorten: Im Hafen kostet jede Minute viel Geld. Deshalb muss jedes Detail bekannt sein und jeder Handgriff sitzen. Für die ersten Inbetriebnahme-Tests haben Clusterpartner ihre Fahrzeuge zur Verfügung gestellt. Das kommunale Busunternehmen VWG Oldenburg schickte einen seiner Wasserstoffbusse zum Probetanken, das Logistikunternehmen CMB.Tech aus Antwerpen einen Lkw. Nun weiß man schon mal: Im Prinzip funktioniert das Tankstellendesign.
Das sieht so aus: Der Wasserstoff wird von Lhyfe in einem Speicher angeliefert, der in einen 20-Fuß-Container integriert ist. Bei den 380 bar finden darin 450 kg Wasserstoff Platz. Lokal wird ein Teil des Wasserstoffs bis auf 550 bar nachverdichtet und in einem Mitteldruckspeicher gelagert. Die Fahrzeuge kommen zur Tankstelle, wenn ihr Druck auf etwa 30 bar abgesunken ist. Sie werden dann zunächst aus dem Trailer betankt. Und wenn dieser Druck nicht mehr reicht, schaltet die Tankstelle automatisch auf den Mitteldruckspeicher um. Wie in der neumodischen Gastronomie für Wasser hat die Tankstelle zwei Zapfhähne: einen für gekühlten und einen für ungekühlten Wasserstoff. So will die HHLA herausfinden, ob das Tanken sich mit dem vorgekühlten Wasserstoff nennenswert beschleunigen lässt. Auch Details sollen die Tests klären: Wie lange dauert ein Tankvorgang in der Sommerhitze, wie lange im Eisregen? Tankt man am besten bei Schichtwechsel oder einfach dann, wenn es nötig ist? Tankt der Fahrer selbst – oder geht es mit einem Tankwart schneller?
Was rauskommt
Nach und nach will HHLA auch seine Schwerlast-Giganten testweise mit Wasserstoff betreiben. Neben Hyster-Yale gehören auch die Hersteller Konecranes, Kalmar und Gaussin zum Cluster Clean Port & Logistics. Einen Zeitplan für die Lieferung erster Fahrzeuge gibt es aber noch nicht.
In Zukunft will die HHLA ihre H2-Tankstelle auch anderen Unternehmen zur Verfügung stellen, die Fahrzeuge mit 350 bar betanken wollen. Ganz unkompliziert ist das allerdings nicht. Man muss sich über eine App registrieren und eine Sicherheitseinweisung absolvieren. Der HHLA-Sicherheitsdienst begleitet zudem die Tankwilligen bis zur Zapfsäule und zurück. Da es in Hamburg bereits vier verkehrsgünstig gelegene öffentliche Wasserstofftankstellen in verschiedenen Himmelsrichtungen gibt, dürfte der Kundenkreis der Tankstelle im Containerterminal also überschaubar sein.
Für das Gesamtprojekt ist das allerdings eine Nebenbaustelle. Vor allem warten die Cluster-Mitglieder – darunter Forschungseinrichtungen, Fahrzeughersteller, Wasserstoffspezialisten und weitere Hafengesellschaften – auf Ergebnisse, die sie in ihren eigenen Entwicklungen weiterbringen. Der Schwerpunkt der Partner liegt in Deutschland, zum Beispiel sind die Häfen von Kiel und Lübeck in dem Projekt organisiert. Allerdings sind auch der Port of Los Angeles and Neltume Ports, ein Betreiber von 17 Häfen in Chile, Argentinien, Brasilien, Uruguay und den USA, an Bord. Die Erkenntnisse aus Hamburg könnten also weltweit Schule machen.
von Julia Glapińska | Nov 1, 2024 | 2024, Entwicklung, Wasserstoffwirtschaft, Weiterbildung
Wasserstoff für Top-Manager
Zwei deutsche Universitäten in Oldenburg und Hannover sowie das polnische Ausbildungsunternehmen Studium Wodoru beweisen, dass eine grenzüberschreitende Ausbildung von Pionieren der grünen Wasserstoffbranche sinnvoll ist. Die polnische Ausgabe dieses Programms ist gerade zum zweiten Mal gestartet.
Studium Wodoru (dt. Wasserstoff-Studium) ist ein polnisches Ausbildungs- und Forschungsunternehmen. Basierend auf der langjährigen Erfahrung seiner Gründer beschäftigt es sich mit Bildung und Beratung. Das Unternehmen führt gemeinsam mit der Universität Oldenburg einen zertifizierten Studiengang „Wasserstoff für Top-Manager“ durch. Dabei handelt es sich um ein Schwesterprogramm der deutschen Ausgabe „Wasserstoff für Fach- und Führungskräfte“, die in Oldenburg seit mehreren Jahren erfolgreich umgesetzt wird.
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Das Weiterbildungsprogramm „Wasserstoff für Fach- und Führungskräfte” hat den dritten Platz bei den NordWest Awards 2024 der Metropolregion Nordwest gewonnen.
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Dank der Bemühungen des Studium Wodoru wurde das deutsche Managementtrainingsprogramm an den polnischen Markt angepasst. Der Ruf und das Prestige dieses Programms führten dazu, dass auch Mitarbeiter von Unternehmen aus dem östlichen Teil Deutschlands nach einer Teilnahmemöglichkeit fragten, die entweder bereits in Polen präsent sind oder eine Expansion in den polnischen Markt planen. An der zweiten Auflage nehmen auch Vertreter eines Schweizer Unternehmens teil.
Campus Gut am See
Das Programm wird am Campus „Gut am See“ in Görlitz durchgeführt. Der Standort ist kein Zufall. Die Grenzstadt Görlitz (zwischen Polen und Deutschland) erleichtert die Teilnahme von Interessierten der polnischen Seite. Von der anderen Seite her kommen deutsche Professoren, Dozenten und Branchenexperten zu den Kursen. Man könnte sagen, sie treffen sich auf halbem Weg.
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Allerdings war die Sprachbarriere ein Problem, da praktisch keiner der Teilnehmer ausreichend Deutsch konnte, um solch schwierigen Stoff zu lernen. Daher haben sich die Veranstalter für die Möglichkeit der Simultanübersetzung entschieden, das heißt, die Vorlesungen deutscher Professoren werden laufend übersetzt.
Jeder Teilnehmer erhält außerdem Unterrichtsmaterialien in polnischer Sprache. Allerdings wurden informelle Gespräche überwiegend auf Englisch geführt. Für den Unterricht wurde dank der Freundlichkeit der Besitzer an der direkt am Berzdorfer See gelegenen Schlossanlage „Gut am See“ (auf einem stillgelegten Braunkohletagebaugebiet) ein Campus für die Dauer der Treffen geschaffen. Die einzigartige Atmosphäre und die idyllische Lage direkt am See schaffen stets günstige Lernbedingungen und fördern Ruhe und Regeneration.
Grüner Wasserstoff im Trend
In Westdeutschland begann der Trend zu grünem Wasserstoff bereits vor einigen Jahren. Das Programm „Wasserstoff für Fach- und Führungskräfte“ wird seitdem in Oldenburg erfolgreich umgesetzt. Dieser Trend zeichnet sich inzwischen auch im Osten Deutschlands ab und setzt sich weiter nach Osten fort.
Experten des Studium Wodoru versuchen, nah am Geschehen in Deutschland zu bleiben und gleichzeitig die Veränderungen in Polen genau zu beobachten. Deutschland verfügt bereits über ein sehr hohes Wasserstoff-Know-how, was sich unter anderem an der Vielzahl der Wasserstoffinstallationen zeigt. Das Studium soll nun eine Gelegenheit bieten, qualifiziertes polnisches Personal auszubilden.
Die Informations- und Wissensvermittlung erfolgt bislang überwiegend in eine Richtung (östlich), einige Ideen und Anregungen aus dem polnischen Unterricht werden jedoch auch in die deutsche Ausgabe übernommen.
Das Gras wachsen hören
Mitarbeiter des Studium Wodoru beteiligen sich aktiv an Messen, Konferenzen und wichtigen Veranstaltungen, wie beispielsweise der Hannover Messe 2024 (s. Hzwei-Heft Juli 2024). Studium Wodoru ist Mitglied im Deutsch-Polnischen Windenergieclub, in der Polnisch-Deutschen Industrie- und Handelskammer sowie im Verein Europa Forum, der wie die Auslandshandelskammer (AHK) eine Plattform zum Aufbau von Kontakten für Unternehmen aus Polen und Deutschland ist.
Vertreter des Studium Wodoru nahmen zudem am diesjährigen Wasserstoffforum auf dem Siemens Innovationscampus in Görlitz teil. Außerdem kooperiert das Unternehmen mit dem QLEE – Qualifizierungsverbund in der Lausitz für Erneubare Energien, der die Energiewende seit mehreren Jahren unterstützt. Studium Wodoru steht in ständigem Kontakt mit Vertretern der Kommunalverwaltungen und dem deutschen Konsulat in Breslau. Die ehrenamtliche Schirmherrschaft für die polnische Ausgabe des Programms „Wasserstoff für Top-Manager“ übernimmt die Europastadt Görlitz/Zgorzelec.
Was bieten Wasserstoffstudien?
Mit der Unterstützung von Mentoren erlangen die Studierenden die Fähigkeit, Projekte aus verschiedenen Perspektiven zu bewerten: aus der Perspektive eines Designers, eines Investors und eines Nutzers. Im Rahmen der Lehrveranstaltungen wird Know-how in den Bereichen Technik, Rechtsfragen und Finanzierung vermittelt. Nach Abschluss des Programms verfügen die Teilnehmer über Expertenwissen in der Planung und Umsetzung von Wasserstoffprojekten.
Wichtig ist, dass jeder Teilnehmer während des Unterrichts eine Eintrittskarte für das H2-Netzwerk und wertvolle Kontakte erhält, nicht nur in Polen oder Deutschland. Das Programm endet mit einer Prüfung und dem Erhalt eines renommierten Zertifikats der Universität Oldenburg (Certificate of Advanced Studies).
Schulung von EMD International A/S
Das Studium Wodoru lud die besten Experten, darunter auch Praktiker, zur Zusammenarbeit ein. Zum Beispiel EMD International A/S aus Dänemark, dessen Vertreterin Kurse über ihre Software für die Planung von Wasserstoffanlagen durchführte. Während der Übungen führten die Studierenden unter anderem Berechnungen für ein Gruppenprojekt und Einzelarbeiten durch. Der Kurs erhielt sehr gute Noten von den Studierenden, die nach Abschluss der Schulung auch eine monatliche Lizenz zur Nutzung der Software erhielten.
Networking
Networking ist ein wichtiger Bestandteil des Unterrichts. Einmal im Jahr findet in Oldenburg das Alumni-Forum statt. Während des Unterrichts erhält jeder Teilnehmer Zugang zur E-Learning-Plattform, einer Datenbank mit Absolventen des Wasserstoffstudiums. Sobald Sie „Guten Morgen“ sagen, werden Sie außerdem in dieses riesige Netzwerk von H2-Kontakten aufgenommen.
Einige Vertreter des Studium Wodoru machen bereits Pläne für die Zukunft und wollen ihr Angebot unter anderem an Interessierte aus Tschechien und der Ukraine richten.
Vorträge, Case Study und Einzelprojekt
Das Programm „Wasserstoff für Top-Manager“ richtet sich an Führungskräfte unterschiedlicher Unternehmen und Institutionen, die die Notwendigkeit einer schnellen Energiewende verstehen. Spezialkenntnisse im Bereich Zukunftstechnologien sind in Beratungs- und Anwaltsunternehmen, Banken und Versicherungen zunehmend gefragt. Bedarf an einem qualifizierten Team besteht insbesondere in Transport-, Energie- und Industrieunternehmen sowie in der Automobil-, Chemie- und Stahlindustrie.
Das Studienprogramm gliedert sich in drei Sequenzen. In einzelnen Treffen werden vor allem Themen wie die Funktionsweise von Brennstoffzellen, die politischen Rahmenbedingungen und das Stakeholder-Umfeld besprochen. Darüber hinaus gibt es Themen rund um die Wasserstofftechnologie, Geschäftsmodelle und die rechtlichen Rahmenbedingungen.
Sequenz I – Wasserstofffunktionen, politischer Rahmen und Stakeholder-Umfeld
- Mögliche Funktionen von Wasserstoff bei der Dekarbonisierung des Energiesystems.
- Die Rolle der EU-Politik und der Mitgliedstaaten bei der Markteinführung von Wasserstoff.
- Wasserstoffstrategie und grüner Wasserstoffmarkt in Deutschland.
- Aktuelle Hindernisse für die flächendeckende Nutzung von Wasserstoff.
- Maßnahmen auf politischer Ebene zur flächendeckenden Förderung von Wasserstoff.
- Ein Blick auf die Landschaft der Marktteilnehmer.
- Quellen der Investitionsfinanzierung, KPO, europäische und nationale Fonds.
- Verwaltungsentscheidungen im Prozess der Entwicklung von Wasserstoffprojekten.
Sequenz II – Wasserstofftechnologie
- Wasserstoff – „Fakten, Fakten, Fakten…!“
- Wasserstoffproduktion – „Aller Anfang ist…? Strom ist das Beste!“
- Arten von Elektrolyseuren, Technologie, Lieferantenübersicht, Markttrends.
- Woraus besteht eine Anlage für grünen Wasserstoff? Auswahl der Komponenten.
- Wasserstoffspeicherung – „Und bitte einpacken…!”
- Wasserstofftransport – „Wir suchen nach Elementen, mit denen wir reisen könnten…!“
- Anwendungen von Wasserstoff – Feuer und Flamme. Und noch viel mehr…!
- Grüner Wasserstoff im Verkehr.
- Wasserstoff beim Heizen.
- Wasserstoff und grünes Ammoniak.
- Synthetische Kraftstoffe Power2Fuel.
- Grüner Wasserstoff aus Biomasse.
- Einsatz verschiedener erneuerbarer Energietechnologien zur Wasserstoffproduktion.
- IT-Tools für die Planung von Wasserstoffanlagen.
Sequenz III – Wertschöpfung, Geschäftsmodelle, rechtliche Rahmenbedingungen und technische Aktivitäten
- Energiewirtschaft und rechtliche Rahmenbedingungen.
- Wasserstoff: Energiemarktperspektive, HPA- und PPA-Verträge.
- Absatzmärkte und Plattformen für grünen Wasserstoff.
- Umsetzungsprojekte: Design, Rentabilität und Geschäftsmodelle.
- Due Diligence von Wasserstoffprojekten.
- Sicherheit von Wasserstoffprojekten, technische und rechtliche Anforderungen.
- Wartung und Nutzung.
- Optimierung von Wasserstoffprojekten.
Wichtig ist, dass die Teilnehmer auch ein technisches Projekt (Case Study) sowie Maßnahmen für Verwaltungsentscheidungen und Finanzanalysen durchführen. Das Projekt deckt verschiedene Aspekte der Wasserstofftechnologien ab (technische Eigenschaften, Verfahrenstechnik, Geschäftsmodelle, Genehmigungen, Finanzierung und Betriebsführung). Dadurch erhalten sie konkrete Einblicke in die Umsetzung von Projekten in der Praxis.
Gearbeitet wird in Teams von maximal acht Personen. Das Ergebnis der Arbeit ist ein fertiger Businessplan für die Zweckgesellschaft. Am Ende der Arbeit führen die Gruppen eine professionelle Due Diligence (DD) des Projekts der konkurrierenden Gruppe durch. Bei der Bearbeitung des Projekts kann jede Gruppe auf die Unterstützung des Koordinators nicht nur während des Unterrichts, sondern auch außerhalb des Unterrichts über die E-Learning-Plattform, E-Mail-Kontakt oder Telefonkonferenz zählen.
Darüber hinaus erstellt jeder Teilnehmer sein eigenes, individuelles Projekt zum Thema Wasserstoff: in Form eines Projektkonzepts, eines Businessplans für die eigene Anlage oder als Problemstudie für den Bereich der Wirtschaft rund um Wasserstoff.
Exkursion zur LEAG in Boxberg
Exkursionen
Im Rahmen des Programms werden Reisen zu wasserstoffnahen Unternehmen in Deutschland organisiert. In Polen gibt es noch keine Produktionsanlagen für grünen Wasserstoff, obwohl das Land der drittgrößte Wasserstoffverbraucher in Europa ist. Daher sind Wasserstoffproduzenten, Hersteller von Geräten zur Wasserstoffproduktion und -speicherung sowie Unternehmen, die grünen Wasserstoff nutzen, für polnische Teilnehmer sehr interessant. Studienreisen bieten eine Plattform, um Theorie und Praxis zu verbinden. Bei der ersten Auflage besuchten die Teilnehmer das LEAG-Kraftwerk in Boxberg, die Firma Sunfire in Dresden, das Stahlwerk in Saltzgitter und nutzten auch die Einladung von Siemens Energy in Görlitz.
Kaminabend
Jedes Seminar beinhaltet einen sogenannten Kaminabend. Dabei handelt es sich um ein Treffen mit einem Mentor, der über seine Erfahrungen in der Branche sowie die Projekte und Aufgaben spricht, an denen er beteiligt war. Der Kaminabend ist auch eine Gelegenheit zur Integration und zum Erfahrungs- und Meinungsaustausch zwischen den Teilnehmern des Wasserstoff-Studiums. Wir freuen uns, Ihnen mitteilen zu können, dass im Rahmen der zweiten Auflage des Wasserstoff-Studiums Sven Geitmann vom Hydrogeit Verlag der Einladung als Gast gefolgt ist.
Detaillierte Informationen zum Programm „Wasserstoff für Top-Manager“ finden Sie unter: www.studiumwodoru.pl
Autorin: Julia Glapińska; Studium Wodoru, Görlitz
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.
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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.
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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.
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.
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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 Eva Augsten | Okt 23, 2024 | 2024, Allgemein, Entwicklung, Europa, Meldungen, News, Wasserstoffwirtschaft
Metallhydridspeicher als Komplettsystem
In den scheibenförmigen Pellets aus Metallhydridpulver von GKN Hydrogen lässt sich Wasserstoff über lange Zeit sicher speichern. Der Wasserstoffpionier aus dem norditalienischen Pfalzen hat ein Speicher-Komplettsystem im Containerformat entwickelt und gehört seit August 2024 zum britischen Maschinenbaukonzern Langley.
Zugegeben: Dass Metallhydride als Wasserstoffspeicher viele praktische Eigenschaften haben, ist nicht neu. Sie sind kompakt, sie brauchen weder hohe Drücke noch niedrige Temperaturen. Selbst bei einem Brand sind sie verhältnismäßig sicher, denn der größte Teil des Wasserstoffs ist fest im Metall gebunden. Deshalb versuchten Entwickler schon in den 1970er Jahren, sie in Wasserstoffautos einzusetzen. Doch bis heute gibt es kein Auto, das auf diese Technologie setzt. Einer der Gründe dafür ist, dass man bei entsprechenden Tests im Vergleich zur Wasserstoffmenge viel zu viel schweres Metall spazieren fuhr. Auch das Wärmemanagement erwies sich an Bord als schwer zu handhaben.
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Relativ neu ist hingegen der Ansatz, die Metallhydridspeicher einfach in stationären Anwendungen zu nutzen. Speicher für Inselstromnetze, Quartierskonzepte und Industriebetriebe bleiben in der Regel, wo sie sind. Auch für Wasserstoffmobilität kann man den Speicher nutzen – dann aber im Wesentlichen, um den Wasserstoff an der Tankstelle zu bevorraten.
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Wenn es sein muss, kann man den Wasserstoff in den Containern auch transportieren. Am besten geht das per Schiff oder Zug, in den Weiten der Prärie auch mal mit sogenannten Roadtrains. „Aktuell entwickeln wir in den USA einen sogenannten Mobile Refueler. Damit bringen wir den Wasserstoff in abgelegene Gebiete und schaffen dort eine Lkw-basierte Tankmöglichkeit“, sagt Dirk Bolz, Marketingleiter bei GKN Hydrogen.
Abb. 2: Dirk Bolz, Marketingleiter bei GKN Hydrogen
Dass es sich beim verwendeten Material um eine Eisen-Titan-Legierung handelt und ein Speichercontainer für 250 kg Wasserstoff mitsamt der nötigen Peripherie über 30 Tonnen wiegt, fällt bei diesen Anwendungen kaum noch ins Gewicht. Damit umschifft GKN Hydrogen ein Hauptproblem der Technologie.
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Auch für andere Herausforderungen fand das Unternehmen Lösungen: „Unser Spezialwissen und geistiges Eigentum steckt vor allem in zwei Bereichen. Einer ist das Produktionsverfahren – das heißt, wie man aus Metallpulver ein gebundenes Material presst“, sagt Bolz. Anfangs formte man das Pulver noch zu kleinen Pellets, heute sind es eher runde, flache Scheiben. „Der andere Bereich ist das Be- und Entladen des Speichers – das heißt, die thermische Zyklierung des Speichers.“
Die eigentliche Speichereinheit ist als Rohr-in-Rohr-System aufgebaut (s. Abb. 1). Im inneren Rohr umströmt der Wasserstoff die Scheiben aus gepresstem Metallpulver. Im äußeren Rohr fließt ein Wärmeträgermedium. Dieses führt die Wärme ab, die entsteht, wenn der Wasserstoff sich an das Metall bindet. Umgekehrt dient Wärmezufuhr dazu, den Speicher zu entladen.
Zehn Jahre Forschung an Wasserstoffspeichern
Die Firmengeschichte von GKN reicht bis zu den Anfängen der Industrialisierung zurück. Sie begann im 18. Jahrhundert in einer Eisenhütte in Dowlais in Südwales. Das Unternehmen beschäftigte sich seither mit verschiedenen Industrietechnologien, darunter der Herstellung von Stahl, Schrauben und Antriebswellen für Pkw. Die GKN Powder Mellallurgy mit Hauptsitz in Bonn ist in der internationalen Firmenfamilie der Spezialist für pulverförmige Metalle. Seit gut einem Jahrzehnt tüfteln die Entwickler dort an der Anwendung von Metallhydriden für die Wasserstoffspeicherung. Gefertigt wird das Metallpulver in den rund um den Globus verteilten Werken des Unternehmens.
Die Fertigung der containerbasierten Komplettsysteme war bis 2023 im Werk von GKN Sinter Metals in Bruneck in Südtirol angesiedelt. Dort entstanden die ersten Pilotanwendungen. „Das war am Anfang eine Off-Grid-Lösung für ein Ferienhaus und Demonstratoren an unseren Standorten. Es folgten schon bald die ersten vollintegrierten Power-to-Power-Systeme, die vom Elektrolyseur und Speicher bis zur Brennstoffzelle alles beinhalteten“, erzählt Bolz. Vor einem Jahr zog GKN Hydrogen in die 3.000-Einwohner-Gemeinde Pfalzen vor den Toren Brunecks, wo nun die Speichersysteme produziert und weiterentwickelt werden.
Levelized Cost of Storage entscheidet
Als Industrieunternehmen ist für GKN klar, dass der Preis ein zentrales Entscheidungskriterium für die Kundschaft ist. Bei den aktuellen Stückzahlen liegen die Investitionskosten für ein Metallhydrid-Speichersystem je nach Anwendung etwa beim anderthalbfachen eines vergleichbaren Druckspeichers, so Bolz. „Doch je nach Einsatzgebiet liegen die TCO, also die Total Cost of Ownership, unserer Speicher gleichauf oder sogar unter denen von Druckspeichern. Das liegt an den deutlich geringeren Wartungskosten.“ Er empfiehlt daher, auf die projektspezifischen Levelized Cost of Storage (LCOS) zu schauen.
Da sich die Kernkomponenten des Speichers nicht bewegen, fallen im Vergleich zu Hochdrucksystemen mit Kompressoranlage die Wartungskosten niedriger und die Lebenserwartung des Speichers höher aus. Auch der Wirkungsgrad ist höher. Denn ist der Wasserstoff einmal im Metall gebunden, bleibt er dort – im Gegensatz zu Gas- oder gar Flüssigspeichern, bei denen sich ein Teil der Moleküle über die Zeit verabschiedet. Zudem arbeitet der Metallhydridspeicher bei geringem Druck, was je nach Druckstufe bei Erzeugung und Anwendung deutlich Energiekosten sparen kann.
Vergleich und Abgrenzung zur Batterie
Neben den reinen Wasserstoffspeichern bietet GKN Hydrogen auch fertige Power-to-Power-Lösungen an, in denen Elektrolyseur und Brennstoffzelle schon enthalten sind. Diese ähneln in Bezug auf die Maße und die Energiedichte gewerblichen Batteriesystemen. Das Speichersystem HY2MEDI findet mitsamt Brennstoffzelle und Elektrolyseur in einem 20-Fuß-Container Platz. Es fasst 120 kg Wasserstoff. Daraus kann es mit der eingebauten Brennstoffzelle etwa 2 MWh elektrische Energie liefern. Zum Vergleich: Der Batteriespeicher eines bekannten Herstellers im selben Format hat eine Kapazität von 1,9 MWh.
Doch ihre Stärken haben die Metallhydride und die Batterien jeweils in recht unterschiedlichen Anwendungen. Wo viele, kurze Speicherzyklen gefragt sind, hat die Batterie klar die Nase vorn. Den Zyklenwirkungsgrad beziffert der Batteriehersteller mit „bis zu 98 Prozent“. Beim Metallhydridspeicher liegt die rein elektrische Effizienz lediglich bei 32 Prozent. Wer zugleich Wärmebedarf hat, kann immerhin einen nennenswerten Teil der Verluste noch zum Heizen nutzen und kommt auf einen Gesamtwirkungsgrad um 70 Prozent. „Der Einsatzbereich unserer Speicher bei Gebäuden oder Back-up-Lösungen für kritische Infrastrukturen liegt bei längeren Speicherzeiträumen, ab etwa zwei Tagen bis hin zu mehreren Wochen oder Monaten.“
Abb. 3: Das komplette Speichersystem von GKN Hydrogen ist als Containerlösung erhältlich
„In der Industrie sind dann eher die Speichermengen und die Zyklierungsdynamik ausschlaggebend“, betont Bolz daher. Denn wird die Energie lange nicht abgerufen, steigen bei der Batterie die Verluste – nicht aber beim Metallhydrid. Punkten kann der Metallhydridspeicher auch bei der Zyklenfestigkeit. Nach 3.500 Zyklen liegt die Kapazität laut GKN noch immer bei 99 Prozent des Anfangswerts. Auch danach zeigt sich der chemische Speicher bislang stabil. „Wir haben bisher etwa 6.000 Zyklen mit unseren Speichern gefahren. Dabei haben wir keine mechanische Abnutzung oder chemische Degradation beobachtet“, sagt Bolz.
Vorteile bei der Sicherheit
Sowohl Wasserstoff als auch Batterien benötigen besondere Sicherheitsvorkehrungen, vor allem in Bezug auf den Explosions- und Brandschutz. Bei Batterien gibt es mittlerweile viele Erfahrungen, die Berührungsängste sinken auch bei Anwendungen in Wohngebäuden. Neue Batteriematerialien werden zudem in naher Zukunft deutlich mehr Brandsicherheit bringen.
Wasserstoff in Drucktanks ist jenseits von Industrieanwendungen dagegen weitgehend neu. Gerade mit Anwendungen in Wohnhäusern oder -quartieren gibt es wenig Erfahrung und viel Skepsis. Da könnte der Metallhydridspeicher helfen.
„Nur etwa vier Prozent des in unserem Speicher eingelagerten Wasserstoffs liegen als Gas vor. Der Rest ist chemisch gebunden, also fest“, erklärt Bolz. Das reduziert die Brandlast und das Explosionsrisiko auf ein Minimum. Was im Vergleich zu Batterien bisher fehlt, sind die Routinen im behördlichen Genehmigungsverfahren. Bisher würden die Behörden noch dieselben Nachweise fordern wie für Hochdruckspeicher, so Bolz. Er geht aber davon aus, dass sich das bald ändert. „Wir sind gerade dabei, mit Simulationen und Testinstallationen zu belegen, dass unsere Speicher die sichersten sind, die es auf dem Markt gibt.“
Gerade auch das Thema Sicherheit hat für GKN erst kürzlich die Tür in den japanischen Markt geöffnet. Für Hochdruckspeicher mit 10 bar und mehr gelten dort nämlich strenge Sicherheitsauflagen. Deshalb hat Mitsubishi Corporation Technos, ein japanisches Handelsunternehmen für Industriemaschinen, vor wenigen Monaten ein Memorandum of Understanding mit GKN Hydrogen unterzeichnet.
Übernahme durch Langley Holdings
Im Sommer meldete GKN Hydrogen noch eine große Neuigkeit: Seit Anfang August gehört das Unternehmen zur britischen Langley Holdings. Diesem Schritt waren mehrere Umbauten bei GKN vorausgegangen. Im Jahr 2018 kaufte die Luftfahrt- und Beteiligungsgesellschaft Melrose Industries die GKN-Gruppe. Die GKN Hydrogen war damals noch eine Business Unit, sie wurde erst 2021 zu einem eigenen Unternehmen innerhalb der Gruppe. Im Jahr 2023 trennte Melrose einen Teil der GKN-Firmen als Dowlais Group ab, darunter die GKN Hydrogen.
Der neue Besitzer Langley ist ein familiengeführtes britisches Unternehmen, das in den 1970ern als Zulieferer für die Kohleindustrie begonnen hatte und seither zu einem der größten britischen Privatunternehmen angewachsen ist. Mit 90 Niederlassungen und 5.000 Mitarbeitenden rechnet Langley für 2024 mit einem Umsatz von rund 1,5 Mrd. US-Dollar. Etwa die Hälfte davon soll aus der Power Solutions Division stammen, zu der auch GKN Hydrogen fortan gehören soll. Weitere Firmen in diesem Bereich sind Bergen Engines, ein norwegischer Hersteller von mittelschnelllaufenden Motoren, die italienische Marelli Motori, ein Hersteller von Elektromotoren und Generatoren, und die deutsche Piller Group, ein Anbieter für Systeme zur unterbrechungsfreien Stromversorgung.
Guido Degen, CEO von GKN Hydrogen, bezeichnet die Übernahme als Chance für das Unternehmen, die Entwicklung zu beschleunigen. Man freue sich auf die „potenziellen Synergien“ mit den anderen Firmen des Geschäftsbereichs. GKN Hydrogen sah sich schon vor der Übernahme fertig zum Durchstarten. „Stand heute haben wir weltweit 27 Systeme gebaut und installiert“, sagte Bolz im Frühsommer. Damit kommt GKN Hydrogen auf eine Speicherkapazität von 60 MWh weltweit. „Das ist kein Laborstatus mehr, sondern ein Technology Readiness Level von 9. Die Fertigungsabläufe sind standardisiert. Eine skalierte Serienfertigung, mitsamt den daraus resultierenden Kostenvorteilen, ist jederzeit möglich – wir sind quasi auf das prognostizierte Wachstum der Branche vorbereitet.“
