von Niels Hendrik Petersen | Sep 23, 2024 | 2024, Allgemein, Deutschland, Elektromobilität, Europa, News
Bipolarplatten auf Kohlenstoffbasis können eine günstigere und zugleich skalierbare Alternative zu Titan sein, meinen Forscher des Fraunhofer Umsicht. Eine neue und patentierte kohlenstoffbasierte Bipolarplatte der Wissenschaftler besteht aus einer thermoplastischen polymergebundenen Kohlenstoffmatrix mit leitfähigen Additiven wie Ruß und Graphit. Sie wird in einem Pulver-zu-Rolle-Verfahren hergestellt. Denn die PEM-Elektrolyse ist momentan meist wenig wirtschaftlich, weil die Bipolarplatte als wichtige Schlüsselkomponente in der Regel aus dem korrosionsbeständigen Titan besteht, das aufgrund der aufwändigen Gewinnung und Verarbeitung teurer als andere Metalle ist.
Das neue Material und der innovative Produktionsprozess ermöglichen die kontinuierliche Fertigung einer Bipolarplatte, die sowohl leicht zu bearbeiten als auch verschweißbar ist und bereits kommerzielle Anwendung im Bereich der Redox-Flow-Batterien findet. Diese Bipolarplatte sowie eine Bipolarplatte aus Titan haben die Forscher bereits mehreren Tests unterzogen. Unter anderem wurden die Bipolarplatten über 500 Stunden lang beschleunigten Alterungstests ausgesetzt.
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Im Kern haben die Wissenschaftler herausgefunden, dass die Bipolarplatte auf Kohlenstoffbasis eine niedrige Alterungsrate hat und demnach eine vielversprechende Leistung zeigt. Damit kann sie durchaus mit Titan-Bipolarplatten konkurrieren und stellt eine wesentlich kostengünstigere Alternative dar. Ein weiterer Vorteil: Aufgrund ihrer Materialeigenschaften beim Verschweißen ermöglicht das innovative Material neue Designs für PEM-Elektrolyseure.
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Weitere Artikel über Bipolarplatten ab Seite 37.
Autor: Niels Hendrik Petersen
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von Eva Augsten | Sep 3, 2024 | 2024, Allgemein, Europa, Markt, Meldungen, Politik, Wasserstoffwirtschaft
Prüfer halten Ziele für unklar und unrealistisch
Die EU hat sich in ihrer Wasserstoffstrategie für das Jahr 2030 zu hohe Ziele gesteckt. Zu diesem Fazit kommen die Prüfer des EU-Rechnungshofes in einem im Juli 2024 veröffentlichten Sonderbericht. Sie fordern nun eine Anpassung der Strategie und ein besseres Controlling.
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Im Sommer legte der Europäische Rechnungshof einen Sonderbericht mit dem Titel „Die Industriepolitik der EU im Bereich erneuerbarer Wasserstoff“ vor. Auf 124 Seiten (inklusive Anhänge) durchleuchten die Prüfer dabei die bisherigen Pläne, Rechtsvorschriften und Maßnahmen der Europäischen Kommission. Dabei geht es unter anderem um deren mangelnde Konsistenz. Schon bei der Zieldefinition der EU-Pläne monieren die Prüfer viele Unklarheiten und Widersprüche: So ist in der EU-Wasserstoffstrategie die Rede von 40 GW bis 2030 installierter Elektrolyseleistung, mit denen 4,4 Mt Wasserstoff erzeugt werden sollen. Laut einer Arbeitsunterlage zum REPowerEU-Plan soll diese Elektrolyseleistung hingegen 6,6 Mt Wasserstoff liefern. Mit dem Produktionsziel von 10 Mt für das Jahr 2030 passt keiner der Werte zusammen.
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Die Prüfer führen zudem eine Reihe von Nachfrageschätzungen für das Jahr 2030 an. Auf Basis der EU-Regulierungen ergeben sich dabei Mengen zwischen 3,8 und 10,5 Mt. Die meisten liegen jedoch deutlich unter 10 Mt. Für einen Großteil der im REPowerEU-Plan vorgesehenen 20 Mt (10 Mt aus Europa, 10 Mt aus Importen) gebe es demnach keine Abnehmer.
Auch die Herleitung der Ziele steht für die Prüfer auf zu schwachen Beinen: Für das 40-GW-Ziel sehen sie im Wesentlichen ein Papier des Branchenverbandes Hydrogen Europe als Quelle. Das in der ersten EU-Wasserstoffstrategie festgelegte Produktionsziel von 10 Mt sei hauptsächlich am Bedarf für fossilen Wasserstoff aus dem Jahr 2020 abgeleitet.
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Im Markt zeige sich die Unsicherheit vor allem in Form des altbekannten Henne-Ei-Problems: Kein Industrieunternehmen setzt auf Wasserstoff, wenn dieser nicht sicher verfügbar ist. Und niemand will in teure Infrastruktur investieren, bevor die Kundschaft bereitsteht. „Ein Teufelskreis“, folgert der EU-Rechnungshof in seiner Pressemitteilung. Nötig wären staatlich gestützte Investitionen. Doch wie teuer der Umstieg auf Wasserstoff werden könnte und wie viel öffentliches Geld dafür verfügbar sei, überblicke die Kommission ebenfalls nicht komplett, so die Prüfer. Selbst die verfügbaren EU-Fördermittel für den Aufbau der Wasserstoffwirtschaft ließen sich nur schätzen, denn sie seien über mehrere Programme verstreut. Auf 18,8 Mrd. Euro für den Zeitraum 2021 bis 2027 kommen die Rechnungsprüfer.
Nicht alle ziehen an einem Strang
Dass die Mitgliedsstaaten unterschiedliche Ambitionen haben, die nicht immer mit denen der EU übereinstimmen, macht es nicht leichter. Der Rechnungshof hat vier Länder ausgemacht, in denen nach jetzigem Stand fast 80 Prozent der Elektrolyseurkapazität installiert werden sollen: Deutschland, Spanien, Frankreich und die Niederlande. Dort sei der Anteil der schwer dekarbonisierbaren Industriezweige hoch und die Wasserstoffprojekte vergleichsweise weit gediehen. Zugleich fließe ein Großteil der EU-Förderung in diese Länder.
Dafür, dass das Wasserstoffpotenzial der gesamten EU ausgeschöpft werde, gebe es hingegen keine Garantie – ebenso wenig dafür, dass dieser Wasserstoff dann in die Länder mit hoher industrieller Nachfrage komme. Nur wenige der möglichen Exportländer hätten bereits Pläne dafür vorgelegt. Eine konkrete Importstrategie (s. S. 7) gebe es lediglich in Deutschland.
Die Prüfer attestieren der Europäischen Kommission allerdings auch viele richtige Schritte. Insbesondere habe sie binnen kurzer Zeit einen fast vollständigen Rechtsrahmen geschaffen. Damit habe sie für die rechtliche Sicherheit gesorgt, die für den neuen Markt nötig sei. Zudem habe sie alles in ihrer Macht Stehende getan, um die Genehmigungen zu beschleunigen.
„Welche Industriezweige will die EU behalten?“
Der Rechnungshof gibt der EU eine Reihe von Empfehlungen mit, die bis Ende 2025 umgesetzt werden sollen. Bereits die erste hat es in sich: Nach einem „Realitätscheck“ solle die Kommission „strategische Entscheidungen […] treffen, ohne neue strategische Abhängigkeiten zu schaffen“. Die Brisanz dieser Aussage verstecken die Prüfer allerdings in einer Klammer in einem Unterpunkt: „Welche Industriezweige will die EU behalten und zu welchem Preis?“ Dabei ist zu berücksichtigen: Die EU-Fördermittel sind begrenzt und die Kommission muss entscheiden, in welchen Teilen der Wertschöpfungskette sie die größte Wirkung entfalten. „Die EU sollte über den strategischen Weg zur CO₂-Neutralität entscheiden, ohne die Wettbewerbssituation ihrer Schlüsselindustrien zu beeinträchtigen oder neue strategische Abhängigkeiten zu schaffen“, sagt Stef Blok, das für die Prüfung zuständige Mitglied des Rechnungshofs. Dass es keinen perfekten Weg dafür gibt und es nicht um das Vermeiden von Importen per se geht, wird an den Formulierungen in der Pressemitteilung klar. Man müsse geopolitische Abwägungen bewusst treffen, präzisiert Blok. Zu vermeiden seien „sehr große Abhängigkeiten bei Grundprodukten“.
Die weiteren Empfehlungen sind deutlich technischer: Die Kommission soll einen Fahrplan festlegen und überwachen, sich einen Überblick über die nationale Finanzierung verschaffen, den Mitgliedsstaaten bei der Projektgenehmigung Dampf machen und sich besser mit der Industrie koordinieren.
Abb. 2: Stef Blok ist Mitglied des Europäischen Rechnungshofs und war für die Prüfung im Rahmen des Sonderberichts zuständig
Autorin: Eva Augsten
Sonderbericht: www.eca.europa.eu/ECAPublications/SR-2024-11/SR-2024-11_DE.pdf
Anm. d. Red.: Eine Zahl korrigiert am 13.09.2024
von Sven Geitmann | Sep 2, 2024 | 2024, Allgemein, Deutschland, Europa, Meldungen
Ende Juli 2024 hat die Bundesregierung ihre lange erwartete Wasserstoff-Importstrategie vorgelegt – so zumindest legt der offizielle Titel des Papiers es nahe. Doch strategische Aussagen sind darin kaum zu finden. Der Maschinenbau-Verband VDMA bezeichnet sie treffend als „gute Bestandsaufnahme“. Wer einen Überblick gewinnen will, welche Regulierungen, Förderungen und Initiativen für den H2-Import nach Deutschland wichtig sind, hat mit der 38-seitigen „Importstrategie“ ein solides Kompendium. Positiv muss man allerdings auch anmerken, dass viele strategische Entscheidungen bereits getroffen sind und sich nun in der offiziellen Importstrategie wiederfinden, so zum Beispiel die Pläne für das Wasserstoffkernnetz.
Laut dem Bericht des Rechnungshofes der Europäischen Union (s. S. 10) ist Deutschland zudem der einzige EU-Mitgliedsstaat, der überhaupt eine Importstrategie für Wasserstoff besitzt. Unter der Annahme, dass Deutschland schon 2030 zwischen 95 und 130 TWh an Wasserstoff und Derivaten benötigen wird und 50 bis 70 Prozent davon aus dem Ausland stammen sollen, ist das eine gute Nachricht.
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von Eva Augsten | Aug 27, 2024 | 2024, Entwicklung, Europa, International, Meldungen, News
Gigawattfertigung in Norwegen geplant
In Narvik produzierte REC einst Solarzellen. Heute stehen die Fabrikhallen leer. Mit zweimal rund 5.000 Quadratmetern Fläche und Reinraum-Ausstattung bietet sie gute Voraussetzungen, um dort eine Brennstoffzellen-Fertigung aufzubauen. Das Start-up Teco2030 will dort schon in wenigen Jahren im Gigawatt-Maßstab PEM-Brennstoffzellen mit hoher Leistungsdichte herstellen.
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Teco2030 ist ein Spin-off der Teco Maritime Group, einem Dienstleister für eine „grünere“ Schifffahrt mit 30 Jahren Erfahrungen und rund 150 Mitarbeitenden. Dementsprechend lag es für Teco2030 nahe, Schiffe als eines der ersten möglichen Einsatzgebiete für das neue Produkt ins Auge zu fassen. Ziel ist es, eine Hochleistungsbrennstoffzelle für den maritimen Einsatz zu entwickeln und im Gigawatt-Maßstab zu produzieren. Chef des Spin-offs ist Teco-Gründer Tore Enger persönlich.
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Als Partner ist AVL mit im Boot, ein Unternehmen mit 12.000 Beschäftigten und Hauptsitz in Graz. Der Technologieentwickler aus der Automobilbranche kennt sich aus mit Brennstoffzellen und hat in Graz eigene Einrichtungen, um diese entwickeln, zu simulieren, zu testen und zu optimieren.
Gemeinsam haben Teco2030 und AVL eine neue PEM-Brennstoffzelle entwickelt. Sie ist nach Angaben der Firmen ihrer Leistungsdichte und Flexibilität einzigartig. Für die hohe Leistungsdichte sei vor allem rund um den eigentlichen Stack herum das Wissen der Partner und Lieferanten zusammengeflossen. Beckhoff Automation und Harting Technology sind zwei der deutschen Zulieferer, die dabei helfen sollen, dass die Entwicklung weiter „im Rekordtempo“ läuft, wie Teco2030 betont.
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Gemeinsam haben AVL und Teco2030 das Design des Produkts von der Membran bis zum Komplettsystem entwickelt. Sowohl die Bipolarplatten als auch die Membranen will das Unternehmen allerdings extern fertigen lassen. In Narvik sollen die Komponenten erst zu Zellstacks, dann zu Brennstoffzellenmodulen und schließlich zu kompletten Systemen verbaut werden. Anfang April, als eine Delegation der Hannover Messe mitsamt Journalistinnen und Journalisten den Standort besucht, gibt es dort vor allem große, leere Hallen und einige Büros zu sehen. Die Prototypen-Fertigung passt in einen einzelnen Raum.
Shell-Tanker als erste Anwendung
Eines der ersten Produkte soll eine Brennstoffzellengenerator (Fuel Cell Power Generator, kurz FCPG) im Format eines standardisierten 40-Fuß-Containers sein. Im Rahmen des Forschungsprojekt HyEkoTank soll der Brennstoffzellen-Container auf dem Bitumen-Tanker „Bitflower“ von Shell seinen ersten Praxiseinsatz haben. Für das Design hat die norwegische Klassifikationsgesellschaft DNV für den Einsatz in einem Forschungsprojekt ein „Approval in Principle“ (AiP) für den Einsatz auf Hochseeschiffen gegeben. Das Brennstoffzellensystem soll sich nahtlos in Schaltanlage eines Schiffes integrieren lassen, heißt es von Teco2030. Das AiP bezieht sich auf dabei auf das Brennstoffaufbereitungssystem, die Räume mit den Brennstoffzellen-Modulen, der Elektrotechnik, der Batterie, die HVAC-Technik und die Hilfseinrichtungen (Auxiliaries), das Inertisierungssystem und die Luftschleuse.
Abb. 2: Der Bitumentanker Bitflower soll das erste Schiff sein, das mit einer Brennstoffzelle von Teco2030 fährt, Teco-HyEkotank_BitFlower_NoLogo
Die Brennstoffzelle soll eine Leistung von 2,4 MW haben, also knapp 3.300 PS. Das ist weniger als der aktuelle Motor, doch Teco2030 betont, dass die Chartergeschwindigkeit des Schiffs damit eingehalten werden kann. „Diese Kapazität reicht aus, um das Schiff zu 100 % emissionsfrei mit Wasserstoff als Kraftstoff zu betreiben, ohne dass Treibhausgasemissionen entstehen“, sagt Tor-Erik Hoftun, Chief Strategy Officer von Teco2030. Während viele BSZ-Systeme eine relativ große Batterie als Leistungspuffer für den Antrieb benötigen, soll die neue Brennstoffzelle zudem sehr dynamisch reagieren können. Wie groß letztlich die externe Batterie ausgelegt wird, hängt dann von weiteren Anforderungen auf dem Schiff ab. „Die Brennstoffzelle ist dynamisch und kann die Reaktionszeit der Dieselmotoren abbilden, was bedeutet, dass die Installation in Bezug auf die Größe der externen Batterie und die Leistungsstrategien optimiert werden kann.”, sagt Hoftun. Neben der Brennstoffzelleneinheit gehört zum System ein austauschbarer Tank, der 4.000 kg Wasserstoff bei 350 bar fassen soll. Der Tanker kann also neuen Treibstoff auch in Häfen an Bord nehmen, die keine spezielle Infrastruktur für die Wasserstoff-Betankung haben.
Im Wassersstoffspeicher liegt allerdings bisher eine wesentliche Begrenzung der Technologie. Bei einem einwöchigen Einsatz des Schiffs soll es möglich sein, etwa 70 Prozent der Antriebsenergie mit der Brennstoffzelle bereitzustellen. Während des Tests sollen die neuen Komponenten auf dem Deck des Schiffes platziert werden, sodass der Dieselmotor an seinem Platz bleiben kann. Wo die Brennstoffzelle perspektivisch sitzen soll, ist noch nicht klar. Klar ist aber, dass Platz an Bord immer ein Thema ist – vor allem beim Retrofit. „Das System ist kompakt gestaltet, um die Nachrüstung an neuen oder bestehenden Standorten, an denen früher Motoren standen, zu vereinfachen“, so Hoftun.
Das Projekt gehört zum EU-Programm Horizon und ist laut Teco2030 das größte aktuelle Retrofit-Vorhaben für ein Brennstoffzellenschiff. Shell will 5 Mio. USD in das Projekt investieren, von der EU sollen 5 Mio. EUR kommen. Am Ende des Projekts soll das Technology Readiness Level 8 erreicht sein. Teco2030 geht davon aus, dass sich die Versorgung mit dem standardisierten Brennstoffzellencontainer auf viele See- und Binnenschiffe übertragen lässt.
Parallel sind eine Reihe weiterer Forschungsprojekte angelaufen: Für eine Fähre in Kroatien erhielt ein Konsortium, zu dem auch Teco2030 gehört, bereits im Jahr 2023 eine Zusage über gut 13 Mio. Euro aus dem Horizon-Programm der EU.
In einem anderen Projekt will Teco2030 noch in der ersten Jahreshälfte gemeinsam mit AVL eine Retrofit-Lösung für einen 40-Tonner-Lkw mit vier 100-kW-Stacks demonstrieren. Und noch eine andere Baustelle ist die Entwicklung eines Brennstoffzellengenerators mit 0,6 bis 1,6 MW in einem kleineren Container gemeinsam. Dieser soll je nach Bedarf Bordstrom für Schiffe oder Baustrom liefern können. An diesem Projekt sind das norwegische Staatsunternehmen Enova und das Schweizer Bauunternehmen Implenia beteiligt. Schließt man auch die Projekte in Vorbereitung, in der technischen Konzeptphase oder mit ausstehender Finanzierung ein, erstrecken sich die Liste der Vorhaben über mehrere Seiten.
Schifffahrt muss grüner werden
Damit aus den Forschungsprojekten auch kommerzielle Anwendungen werden, muss Teco2030 allerdings noch zwei Hürden nehmen, die nicht zu unterschätzen sind. Erstens muss der schnelle Aufbau der Produktion gelingen. Und zweitens muss sich die Technologie neben den vielen Alternativen in dem dynamischen Markt der nachhaltigen Mobilität durchsetzen.
Was den Markt betrifft, sind die Manager von Teco2030 sehr zuversichtlich. Der politische Druck auf die Reedereien wächst, sie müssen ihre Schiffe klimafreundlicher machen. Im Verhältnis zu anderen Emissionsquellen war der Seetransport in der EU mit 3 bis 4 Prozent der CO2-Äquivalente zwar ein eher kleiner Posten, doch der Warenverkehr wächst. Deshalb gilt seit Januar 2024 der europäische Emissionshandel auch für große Schiffe ab 5.000 Bruttoregistertonnen, die Häfen innerhalb der EU anlaufen. Die International Maritime Organisation (IMO) hat im Sommer 2023 ihre Klimaziele ebenfalls verschärft. Bis 2040 sollen die Treibhausgasemissionen im Vergleich zu 2008 um mindestens 70 % gesenkt werden, wobei 80 % angestrebt werden. Den womöglich stärksten Druck machen aber die Kunden. Viele Verbraucher legen Wert auf klimafreundliche Produkte. Und wenn demzufolge Großkonzerne wie Amazon oder Microsoft auf einem klimaneutralen Transport ihrer Waren bestehen, müssen sich die Reedereien etwas einfallen lassen – auch wenn sie laut Gesetz noch länger Zeit hätten.
Abb. 3: Die Prototypenfertigung in Narvik
Die Teco-Manager sehen daher einen großen Markt für ihre Brennstoffzellen. Ihre Potenzialanalyse beruht auf einem auf ein Papier von Hydrogen Europe aus dem Jahr 2021. Für dieses wurden über 60 Schiffstypen auf mögliche klimafreundliche Antriebstechnologien untersucht. Je nach Anwendung hätten sich dabei drei Antriebsarten als wirtschaftlich erwiesen. Ammoniak in Kombination mit Festoxid-Brennstoffzellen komme vor allem für schwere Hochseetanker in Frage. Für kleine Schiffe, die häufig Gelegenheit zum Tanken haben, seien Wasserstoff-Drucktanks in Kombination mit PEM-Brennstoffzellen die beste Option. Flüssiger Wasserstoff in Kombination mit PEM-Brennstoffzellen soll den Bereich dazwischen abdecken, in dem sich vor allem Containerschiffe, aber auch einige große Fähren und Kreuzfahrtschiffe bewegen. Unter diesen drei Treibstoffen sei gasförmiger Wasserstoff der günstigste, gefolgt von flüssigem Wasserstoff und schließlich Ammoniak. Unterm Strich sei die Kombination von PEM-Brennstoffzellen mit Wasserstoff in flüssiger oder gasförmiger Form in Bezug auf die Total Cost of Ownership (TCO) die beste verfügbare Technologie für rund 77.000 Schiffe weltweit.
Doch es gibt auch ganz andere Thesen, zum Beispiel im Bericht des Schiffsklassifizierers und Beratungsdienstleisters DNV aus dem Jahr 2023. Unter den bis zum Juli 2023 bestellten neuen Schiffen waren demnach lediglich fünf mit Wasserstoffantrieb. Die in dem Bericht für die Zukunft beleuchteten Technologien für die Dekarbonisierung sind vielseitig. Sie beinhalten die CO2-Abscheidung an Bord, Unterstützung durch Windenergie und sogar Nuklearantriebe. Unter den Brennstoffzellenantrieben explizit erwähnt ist die Festoxidbrennstoffzelle, betrieben mit Kohlenwasserstoffen oder Ammoniak. Flüssiger Wasserstoff als Treibstoff wäre auch vorstellbar, erklärt der Report am Beispiel der norwegischen Fähre MS Hydra, die mit einer PEM-Brennstoffzelle unterwegs ist. Doch DNV betont: gemessen an anderen Treibstoffen ist selbst beim flüssigen Wasserstoff die volumetrische Energiedichte gering. Die Kombination von gasförmigem Wasserstoff und PEM-Brennstoffzelle kommt dementsprechend gar nicht erst vor.
Hoftun und Enger schreckt die Konkurrenz der flüssigen und beinahe-flüssigen Kraftstoffe nicht ab. Da die PEM-Brennstoffzelle mit niedrigem Druck auskomme, könne man zum Beispiel auch an Bord Wasserstoff aus Ammoniak oder Methanol gewinnen, erklären sie. Ob dieser Ansatz, der gleich mehrere nicht etablierte Technologien an Bord kombiniert, die meist konservativen Reedereien überzeugt, muss sich erst noch zeigen.
Produktionsstart 2024 geplant
Abb. 4: Die manuelle Fertigung soll möglichst noch 2024 starten.
Ende April 2024, bei Redaktionsschluss dieses Artikels für die Printausgabe der HZwei, arbeitete Teco2030 noch am Prototypen, der am Teststand in Graz noch nicht die gewünschte Leistung lieferte. „Wir machen gute Fortschritte und gehen davon aus, dass wir in ein paar Monaten die volle Leistung auf dem Prüfstand erreichen werden.”, sagt Hoftun. Sobald das erreicht ist, kann in den bisher leeren Hallen die manuelle Fertigung starten. Dieser Schritt ist für das dritte Quartal 2024 vorgesehen. Etwa gleichzeitig, so hofft man, werde eine Typenzulassung von DNV kommen. Mit den ersten Erfahrungen und der Zulassung soll dann eine automatische Fertigung entstehen – Ende 2025 für die Stacks, Anfang 2026 für die gesamten Brennstoffzellenmodule.
Um die weitgehend automatisierte Fertigung schnell aufbauen zu können, setzt Teco2030 auf die Erfahrung von ThyssenKrupp, die den Aufbau der Fertigungslinie übernehmen sollen. Im Jahr 2027 wollen die Norweger eine Fertigungskapazität von 800 MW jährlich erreichen. „Unit costs fall as soon as you start reaching economies of scale and robot-assisted production,” sagt Tore Enger, CEO von Teco2030. Und mit jeder Expansion sollen sie weiter sinken. Für das namensgebende Jahr 2030 nennt Teco ein Ziel von 700 Euro pro kW und ein Output von 3,2 GW. „Nach den bisherigen Investitionen von circa 60 Millionen Euro gehen wir davon aus, dass wir weitere 40 Millionen Euro benötigen, um die angestrebte Jahresproduktion von 800 MW zu erreichen, davon etwa 20 Millionen Euro für die eigentliche Produktionslinie“, sagt Enger. Rund 4 Mio. USD sollen in Kürze aus Indien kommen, vom Infrastruktur-Konzern Advait Infratech, der auch eine eigene Sparte für grüne Energie und Wasserstofftechnologien besitzt. Advait sichert sich damit 51 Prozent an einem Jointventure, das in Zukunft die Brennstoffzellen in Indien und Südasien produzieren und vermarkten soll.
Ob sich am anderen Ende der Welt, in Narvik, auch genügend Fachkräfte finden werden, die 200 Kilometer nördliche des Polarkreises in einer Fabrik arbeiten wollen? Enger und Hoftun sind sicher, dass auch das kein Problem sein wird. „Wir sehen ein großes Interesse von Fachleuten aus diesem Bereich, die nach Narvik ziehen möchten”, sagt Hoftun Sie setzen nicht nur auf eine starke Automatisierung, sondern auf die nahegelegene Universität und die Anziehungskraft der Natur in Nordnorwegen. Man kann praktisch vor der Haustür auf die Skier steigen. Und selbst in der Fabrikhalle geht der Blick aus dem Fenster hinaus auf den Ofotfjord.
Abb. 5: Die Gegend um Narvik ist abgelegen, aber bei Naturfreunden beliebtDieser Artikel entstand Ende April 2024 und erschien zuerst in der Printausgabe der HZwei. Ende Mai meldete Teco2030, dass der Prototyp am Teststand das Leistungsziel erreicht hatte.
Norwegen: Offshore-Windenergie dringend benötigt
Norwegen ist bekannt für seinen sehr günstigen Strom, der nahezu komplett aus Wasserkraft stammt. Damit lockt das Land auch international Investoren an, vor allem, wenn es um grüne Zukunftstechnologien geht. In Norwegen entstehen unter anderem Batteriefabriken, Rechenzentren und eine Wasserstoff-Industrie. Doch die verfügbare Wasserkraft ist keineswegs unendlich. Während Norwegen bisher etwa ein Zehntel seines Stroms exportiert, wird die Strombilanz voraussichtlich ab 2028 neutral sein. Neben den neuen Fabriken ist die Elektrifizierung ein wichtiger Treiber für den Stromverbrauch. So soll zum Beispiel vor der Küste gefördertes Erdgas künftig elektrisch zu LNG komprimiert werden. Die Wasserstofferzeugung – sowohl per Elektrolyse als auch aus Erdgas – spielt in den Fünfjahresprognosen des staatlichen Stromerzeugers Statnett dabei noch gar keine Rolle. Sie kommt erst später dazu. Abhilfe soll ein massiver Ausbau der Windstromerzeugung vor der Küste schaffen. Gleich das erste staatlich ausgeschriebene Projekt aus diesem März soll eine Leistung von 1,5 GW haben.
von Sven Geitmann | Aug 20, 2024 | 2024, Allgemein, Deutschland, Energiewirtschaft, Europa, Markt, Meldungen, News, Wasserstoffwirtschaft
Online-Marktplatz bringt Angebot und Nachfrage zusammen
Wie eine Partnerbörse vernetzt der internationale Wasserstoffmarktplatz von Localiser seit zwei Jahren die Akteure der Wasserstoffwertschöpfungskette. Rund 500 Unternehmen sind bisher registriert. Der Marktplatz umfasst mittlerweile auch Angebote aus weiteren europäischen Ländern.
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Wasserstoff gilt als umweltfreundliche Alternative zu fossilen Brennstoffen und spielt eine wichtige Rolle bei der Dekarbonisierung von Industrieprozessen, der Speicherung erneuerbarer Energien und der Förderung klimaneutraler Mobilität. Die Bundesregierung geht in der Fortschreibung ihrer Wasserstoffstrategie davon aus, dass der Bedarf an Wasserstoff bis 2030 auf 95 bis 130 TWh jährlich steigen wird, hauptsächlich aufgrund von Veränderungen in Industrie und Verkehr. Die Wasserstoffwirtschaft entwickelt sich dynamisch, doch stellt sich die Frage, wie der Bedarf an Wasserstoff gedeckt werden kann.
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Die Localiser RLI GmbH hat im Auftrag des Ministeriums für Wirtschaft, Arbeit und Energie des Landes Brandenburg und der Berliner Senatsverwaltung für Wirtschaft, Energie und Betriebe den Wasserstoffmarktplatz entwickelt. Er entstand im Rahmen der Entwicklung der Wasserstoff-Roadmap für Brandenburg und die Hauptstadtregion. Diese kostenlose Plattform ermöglicht es allen Akteuren entlang der gesamten Wasserstoffwertschöpfungskette, sich international zu vernetzen. Die Wasserstoffangebote und -nachfragen werden dabei georeferenziert auf Karten dargestellt. Das Suchen und Anbieten von Wasserstoff wird auf diese Weise erheblich vereinfacht.
„Der neue Marktplatz macht die Potenziale der Wasserstoffwirtschaft sichtbar und bringt Akteure entlang der gesamten Wertschöpfungskette schnell zusammen. Ein solches Instrument hat bisher gefehlt und ist bundesweit einzigartig“, erklärt Kathrin Goldammer, Geschäftsführerin der Localiser RLI GmbH. Gemeinsam mit Oliver Arnhold leitet sie das Unternehmen.
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Ende März 2022 ging die Plattform online, bis April 2024 haben sich rund 500 Unternehmen auf dem Wasserstoffmarktplatz registriert.
Der Wasserstoffmarktplatz expandiert
Sechs Monate nach der Plattformveröffentlichung hat Localiser das Einzugsgebiet des Wasserstoffmarktplatzes erweitert. Der Wasserstoffmarktplatz, der zunächst nur in Berlin und Brandenburg verfügbar war, wurde auf ganz Deutschland ausgedehnt, so dass mittlerweile Wasserstoffgesuche und -angebote aus allen Bundesländern kostenlos eingetragen werden können. Oliver Arnhold, Geschäftsführer von Localiser, erklärt: „Wir bemerkten das exponentielle Wachstum des Wasserstoffbedarfs in ganz Deutschland und sahen in dem Wasserstoffmarktplatz die perfekte Lösung zur nationalen Vernetzung von Wasserstoffakteuren.“
Aufgrund des positiven Feedbacks aus Deutschland hat die Localiser RLI GmbH beschlossen, den Wasserstoffmarktplatz in Zusammenarbeit mit dem Projekt HyTruck auch international anzubieten. Die Plattform soll schrittweise für ganz Europa ausgebaut werden und später auch die weltweiten Wasserstoffangebote und -nachfragen georeferenziert darstellen können. Derzeit ist der Wasserstoffmarktplatz in Dänemark, Estland, Finnland, Irland, Litauen, Lettland, Norwegen, Polen, Schweden und im Vereinigten Königreich verfügbar. Weitere Länder werden in Kürze folgen.
Die Nutzung des Wasserstoffmarktplatzes ist kostenlos. Akteure der Wasserstoffwirtschaft können sich über die Website des Unternehmens Localiser registrieren. Nach dem Ausfüllen des Formulars erhalten sie eine E-Mail mit einem Link zur Anmeldung in der App. Durch Klicken auf den Link gelangen sie zu einer Unterseite der App, auf der sie ihre Daten eingeben und einen Benutzeraccount erstellen müssen. Nach der Anmeldung haben die Benutzer Zugriff auf ihr Projekt.
Die Plattform ermöglicht die Darstellung vieler Datensätze, von erneuerbaren Energien über Infrastruktur (Straßen, Bahn, Netz und Gas) bis hin zu CO2-Emissionen. Sie schlägt auch automatisch mögliche Partnerunternehmen vor. Darüber hinaus bietet der Wasserstoffmarktplatz einen Überblick über den Stand der Infrastruktur, einschließlich Wasserstofftankstellen und zukünftiger Pipelines. Benutzer erhalten dadurch einen umfassenden Einblick in den lokalen Wasserstoffmarkt.
Der Wasserstoffmarktplatz wird kontinuierlich von der Localiser RLI GmbH erweitert und verbessert. Im September 2023 wurde die neue Matching-Funktion eingeführt. Diese Funktion schlägt automatisch potenzielle Geschäftspartner für jeden Wasserstoffakteur vor, was die Vernetzung erheblich vereinfacht. Der Marktplatz bietet eine Übersicht über alle Wasserstoffangebote und -gesuche. Es besteht die Möglichkeit, nach bestimmten Kriterien wie Unternehmen, Kategorie und Projektstatus zu filtern. Durch Klicken auf ein Ergebnis wird ein Chatfenster geöffnet, über das registrierte Benutzer direkt mit anderen Unternehmen in Kontakt treten können. Eine Zusammenfassung aller Übereinstimmungen kann ebenfalls in dieser Übersicht eingesehen werden. Der Marktplatz kann auch auf anderen Webseiten als White Label eingebunden werden.
Abb. 2: Oliver Arnhold und Kathrin Goldammer haben den Wasserstoff-Marktplatz aufgebaut, Quelle: Reiner Lemoine Institut
Anmeldung über www.localiser.de/wasserstoff-infrastruktur-planen
Autoren: Oliver Arnhold, Paul Messall, beide Localiser RLI GmbH, Berlin
von Sven Geitmann | Jul 22, 2024 | 2024, Energiespeicherung, Energiewirtschaft, Entwicklung, Europa, News
Europas größter Hafen will nachhaltig werden
„Wie schnell können wir die Energiewende umsetzen?“ Diese Frage stellt sich seit geraumer Zeit der Hafen Rotterdam (Port of Rotterdam), der größte europäische Seegüterumschlagplatz. In der Vergangenheit – und auch heute noch – war das riesige Industrieareal von der Öl- und Gaswirtschaft geprägt. Unter anderem sind dort vier große Raffinerien angesiedelt, die jetzt dekarbonisiert werden müssen. Boudewijn Siemons, CEO und COO der Port of Rotterdam Authority, erklärte: „Wenn es elektrisch geht, sollte es so gemacht werden – ansonsten mit Wasserstoff.“
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Um diesen Transformationsprozess voranzubringen, widmet sich die Hafengesellschaft gemeinsam mit dem Gasversorger Gasunie zunächst der Infrastruktur, denn „infrastructure is an enabler“, wie Gasunie-CEO Willemien Terpstra erklärt. Eines der Hauptvorhaben ist ein neues Pipeline-System – für Wasserstoff und Kohlendioxid. Der Neubau des Hydrogen Backbones (H2) sowie des Porthos-Rohrsystems (CO2) startete im Oktober 2023 mit dem ersten Spatenstich durch den niederländischen König Willem-Alexander.
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Maßgebliche Unterstützung erhält der Hafen von politischer Seite. „Ich sehe eine Regierung, die wirklich daran arbeitet, Hemmnisse aus dem Weg zu räumen“, so der Hafenchef. Davon profitiert auch Deutschland, wohin ein Großteil der angelieferten Energie weitergeleitet wird. Dementsprechend sehen die Niederlande die Bundesrepublik als Hauptabnehmer auch für Wasserstoff – insbesondere Nordrhein-Westfalen.
Die Zeit des Wartens ist vorbei, denn 2030 werden große Kohlekraftwerke im Hafen abgeschaltet (s. Abb. 2). Die Eliminierung von CO2-Emissionen aus fossilen Energien ist aber nur ein Pfad, um bis 2030 den Kohlendioxidausstoß um 55 Prozent zu reduzieren. Neben der Effizienzsteigerung werden auch negative CO2-Emissionen nötig sein, entstehendes Kohlendioxid muss also per CCS (carbon capture & storage) eingelagert werden. „Wenn wir CO2-Emissionen reduzieren wollen, kommen wir an CCS nicht vorbei“, so Siemons.
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Das hinter dem Umspannwerk befindliche Kohlekraftwerk wird bis 2030 abgeschaltet
Ziel ist die CO2-Neutralität bis 2050. Bis dahin sollen die bislang rund 100 Mio. t Rohöl, die jährlich in Rotterdam eingeführt werden, durch andere Medien ersetzt werden. So sollen rund 15 Mio. t Öl durch 20 Mio. t Wasserstoff substituiert werden, wobei rund 90 Prozent des benötigten Wasserstoffs importiert werden wird.
Auf Nachfrage, wie lang denn die anvisierte „temporäre Nutzung von blauem Wasserstoff“ andauern könnte, kommt eine deutliche Antwort: „Dekaden.“ Blauer Wasserstoff beziehungsweise „low-carbon hydrogen“, wie er und andere nicht grüne H2-Zusammensetzungen seit einiger Zeit genannt werden, soll als Initialzünder zum Aufbau einer H2-Wirtschaft herhalten. Dabei dürfte schon heute klar sein, dass die damit verbundenen Lock-in-Effekte erheblich sein werden, da die investierten Milliarden über mindestens 15 Jahre abgeschrieben werden sollen.
Dabei stellt die CO2-Gewinnung (capture) nur einen Teil der zu bewältigenden Aufgabe dar. Einem Gasstrom geringe Mengen Kohlendioxid zu entnehmen ist noch relativ einfach und effizient, aber je größer der Prozentsatz werden soll, desto aufwändiger wird es. Erste Erfahrungen in diesem Bereich liegen im Hafen vor: So wird dort beispielsweise bereits CO2 „gecapturet“ und in Treibhäusern für ein besseres Pflanzenwachstum genutzt. Ulrich Bünger vom Energieberatungsunternehmen LBST ist dennoch skeptisch und erklärte in Rotterdam, CCS sei noch längst nicht da, wo es hingestellt werde. Es lägen „kaum Erfahrungen“ vor, so der Energieexperte, während der Eindruck vermittelt werde, die Technologie sei erprobt.
Infrastructure is key
Für die Infrastruktur und deren Betreiber ist es egal, wie der Wasserstoff erzeugt wurde. Terpstra sagte dazu: „Wir sind bereit, jede Farbe zu transportieren.“ Dementsprechend hat Gasunie bereits vergangenes Jahr die finale Investitionsentscheidung für den Pipelinebau getätigt, obwohl bislang erst fünf Prozent der Kapazität verkauft seien, wie die erst seit März 2024 in diesem Amt befindliche Gasunie-Chefin erläuterte. Entscheidend sei dabei natürlich das starke Commitment der Regierung gewesen, die sich zu 50 Prozent an den Kosten beteiligt. Gemeinsam wolle man bis 2030 das Rohrsystem, das dann 10 GW an Leistung bereitstellen kann, fertigstellen.
Abb. 3: Shell-Raffinerie im Hafen von Rotterdam
Auf HZwei-Nachfrage, wie denn der Wasserstoff nach Rotterdam transportiert werde, nannte Boudewijn Siemons alle Optionen: Ammoniak, Methanol, LH2 und LOHC – keine Variante werde von Beginn an ausgeschlossen. Auf Nachhaken hin, ob die Hafengesellschaft denn große Mengen Ammoniak sicher händeln könne, zögerte Siemons zunächst kurz, erwiderte dann aber selbstsicher: „Ja, ich denke, das können wir. Da bin ich ziemlich sicher.“ Gleichzeitig räumte er jedoch ein, es eigne sich „nicht jeder Ort im Hafen“.
Da schon seit langem Ammoniaktanks im Hafen vorhanden sind, existiert auch bereits entsprechende Expertise. Geplant ist, die Speicherkapazitäten für Ammoniak in den nächsten Jahren gegenüber 2023 zu verdreifachen. Eine derartige Veränderung bei den Kraftstoffen und Energiespeichermedien dürfte allerdings das Erscheinungsbild des weltweit elftgrößten Hafens gar nicht so wesentlich verändern, sind sich die Betreiber sicher. Auch wenn die Medien andere werden, werden viele Installationen ähnlich aussehen wie bisher. So ist bereits heute klar, dass auch eine Infrastruktur für LOHC und LH2 aufgebaut wird. Entsprechende Partnerschaften mit Chiyoda und Hydrogenious bestehen bereits.
200-MW-Elektrolyseur von Shell
Das Highlight im Hafen ist aber Holland Hydrogen 1 (s. Abb. 1), ein 200-MW-Elektrolyseur, der so dimensioniert ist, dass der mithilfe von Windkraftanlagen erzeugte grüne Wasserstoff dann die bisher im Port benötigte Menge grauen Wasserstoffs ersetzen kann. Der benötigte Strom wird aus einem 759-MW-Offshore-Windpark (Hollandse Kust Noord) nördlich von Rotterdam bezogen, der direkt angebunden ist. Damit alle EU-Regularien erfüllt werden, wird die H2-Produktion (ca. 20.000 t pro Jahr) dem jeweiligen Windangebot folgen, auch wenn dies bedeutet, dass die Elektrolyseure nicht 24/7 durchlaufen können.
Für dieses Vorhaben, für das bereits die finale Investitionsentscheidung gefallen ist, erhielt Shell den diesjährigen Green Hydrogen Project Award während des Summits. Das Areal, auf dem die insgesamt zehn 20-MW-Elektrolyseurmodule von ThyssenKrupp nucera installiert werden sollen, ist sogenanntes „proclaimed land“, wurde also der Nordsee abgerungen. Früher war dort, wo der Konversionspark aufgebaut wird, Wasser. Bis zur Inbetriebnahme dürfte es allerdings noch bis Ende des Jahrzehnts dauern. Perspektivisch könnte dann auch noch Holland Hydrogen 2 folgen, ein zweites Areal mit ebenfalls 200 MW. Bis 2030 könnten es bereits 2 GW sein.
Die H2-Rohre (schwarz) und die CO2-Rohre (weiß) liegen mitunter nur 40 cm voneinander entfernt
Die derzeit im Entstehen begriffene entsprechende H2-Pipeline verbindet dann die H2-Produktionsstätte mit den verschiedenen Raffinerien und anderen Abnehmern. Ausreichend Wind für eine grüne Wasserstoffproduktion ist in Rotterdam vorhanden. Allein auf dem Hafengebiet sind 300 MW Windkraft installiert. Da dies mehr Strom ist, als benötigt wird, wurde bereits ein großer stationärer Akkumulator installiert, um zumindest einen Teil dieses Grünstroms zwischenspeichern zu können.
Die Wasserstoffrohre messen 1,2 m (48 Inch) im Durchmesser und werden mit 30 bis 50 bar beaufschlagt. Der Neubau der ersten 30 Kilometer quer durch den Hafen kostet 100 Mio. Euro. Das gesamte H2-Backbone-Netz innerhalb der Niederlande (1.100 km) wird voraussichtlich 1,5 bis 2 Mrd. Euro teuer. 85 Prozent des zukünftigen H2-Pipelinesystems werden allerdings aus umgenutzten Gasröhren bestehen.
Parallel erfolgt der Bau der CO2-Pipeline Porthos. Dieses Rohrsystem verbindet zahlreiche Standorte im Hafen mit der vor der Küste gelegenen Plattform, über die dann das Kohlendioxid in unterseeische Gasfelder eingespeist werden soll.
Die H2-Rohre für den Hydrogen Backbone liegen parat und werden gerade unter die Erde gebracht
Future Land informiert über H2-Aktivitäten
Um über all diese Aktivitäten informieren zu können, hat der Hafen „Future Land“ eingerichtet, eine Anlaufstelle für Touristen, Schulklassen, Presse und Investoren, wo diese Antworten auf ihre Fragen zur Zukunft des Hafens erhalten. Das Informationszentrum liegt genau unterhalb der weltweit größten Windkraftanlage. Die Haliade-X 13 ist 260 m hoch und leistet 14 Megawatt. Sie ist für Offshore-Windparks in der Nordsee konzipiert, wird aber zunächst noch, seit 2021, an Land getestet und kann sechs Millionen Haushalte mit Strom versorgen.
Bezüglich der Tatsache, dass ein Drittel der in Deutschland benötigten Energie über Rotterdam ins Land kommt, erklärte Ursula von der Leyen, Präsidentin der Europäischen Kommission: „Wenn es dem Hafen von Rotterdam gut geht, geht es der europäischen Wirtschaft gut.“
Autor: Sven Geitmann
