Wasserstoff als Energiespeicher

Auf die Möglichkeit, elektrische Energie mittels der Elektrolyse von Wasser zu speichern, ist in energie2 eingegangen worden. Seit dem Jahr 2000 ist aber auf diesem Gebiet intensiv geforscht worden (der augenblickliche Stand der Forschung wird in einem kürzlich erschienenen Bericht des Forschungszentrums Jülich beschrieben), so dass ich es für notwendig erachte, auf diese Speicheroption hier erneut einzugehen, zumal die von Deutschland initiierte Energiewende wohl nur dann erfolgreich sein wanderen Kapitelsird, wenn neben den Transportproblemen auch die Speicherprobleme gelöst werden.
Zunächst aber eine Bemerkung: Von allen denkbaren Speicheroptionen verursacht  das Pumpspeicherkraftwerk (unter günstigen geologischen Bedingungen) die geringsten Kosten bei hohem Speicherwirkungsgrad (  0.56). Es ist in dieser Hinsicht allen anderen Optionen überlegen, wie man z.B. am Fall Kalifornien erkennt. Nur scheitert der Bau ähnlicher Speicher in Deutschland an den nicht vorhandenen Flächen und an dem Widerstand der Bevölkerung, welche in der Nähe dieser Speicher leben müsste. Die allein ökonomisch zu rechtfertigende Aussage der Kraftwerksbetreiber, dass sich ein Pumpspeicherkraftwerk z.Z. finanziell nicht lohne, ist im Zusammenhang mit der Energiewende irrelevant: Eine Energiewende zu Nullkosten ist nicht machbar!
Also zurück zur Speichertechnik mithilfe des Wasserstoffs. Die Basis ist die Zersetzung von Wasser (H2O) mittels Elektrolyse in Wasserstoff (H2) und Sauerstoff (O2). Die Zersetzungsgleichung lautet unter Normalbedingungen
H2O --> H2 + 0.5 O2 + 286 kJ/mol.
 (1)
Die Reaktion ist daher endotherm, die benötigte Energie wird bei der Elektrolyse in Form von elektrischer Energie zugeführt. Die dabei einzusetzende elektrische Spannung U ergibt sich aus der Beziehung
U = 286 · 103/q = 1.48 V,
 (2)
wobei q die von 1 mol H2 transportierte Ladungsmenge 2 H+ (q = 2 F = 0.193 MC) ist. Entsprechen die Reaktionsbedingungen nicht den Normalbedingungen, verändert sich entsprechend die benötigte elektrische Spannung.

Ein Energiespeicher mittels H2 hat unter Normalbedingungen allerdings eine geringe Energiedichte, wie aus der Tabelle unten rechts hervorgeht. Dies ist ein entscheidender Nachteil, der nur durch entsprechende Vorteile kompensiert werden kann, welche im Fazit unten zusammengefasst sind.
Schon 2019 war Wasserstoff ein wichtiger Energieträger, bei seiner Produktion spielt die Elektrolyse allerdings nur eine untergeordnete Rolle. Global wurden im Jahr 2019 etwa 117 · 109 kg H2 (also laut Tabelle rechts 3.9 · 1012 kWh/a oder ca. 2.3% des PEB im Jahr 2019) produziert, überwiegend aus Erdgas CH4 
(Dampfreformierung,  ca. 75%). Nur ca. 5 % basiert auf der Wasser-Elektrolyse mittels erneuerbarer Energien. Der Rest von ca. 20% basiert auf der Kohlevergasung, insbesondere in China.
Speichermedium
 spezifische Energie
(kWh/kg)
 Energiedichte
(103 kWh/m3)
H2 (T=300K, p=1 bar)
 33.3
 0.003
H2 (T=300K, p=200bar)
 33.3
 0.612
H2 (T=20K, p=1bar)
 33.3
 2.36
Benzin
 13
 9.2
Diesel
 12
 9.7
Energiedaten verschiedener Speichermedien.
Die Gründe dafür ergeben sich aus einem Vergleich der Herstellungskosten:
grüner Wasserstoff (ernb. Energien):         3 - 7.5 USD/kg
blauer Wasserstoff (CH4 mit CCS):     1.5 - 2.9 USD/kg
grauer Wasserstoff (CH4 ohne CCS):     0.9 - 3.2 USD/kg
grauer Wasserstoff (Kohle ohne CCS):  1.2 - 2.2 USD/kg
Wasserstoff aus erneuerbaren Quellen ist also zur Zeit noch mindestens doppelt so teuer wie der aus fossilen Quellen, wobei im Fall des grünen Wasserstoffs die Preise für den "grünen Strom" eine nicht unwesentliche Rolle spielen. Deutschland hatte 2021 in Europa die höchsten Preise für elektrische Energie, kein Wunder also, dass  von den 66 TWh/a der deutschen  Wasserstoffproduktion weniger als 5% dem grünen Wasserstoff zugerechnet werden können.
anderen Kapitels
Das 1. Glied in der Herstellungskette von grünem Wasserstoff ist immer der Elektrolyseur, der Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff spaltet. Die neuesten Entwicklungen in der Elektrolysetechnik sind darauf gerichtet, den früher benutzten flüssigen Elektrolyten (z.B. H2SO4 oder KOH) durch einen Feststoffelektrolyten zu ersetzen. Dabei handelt es sich überwiegend um fluorierte Polymere, welche nur für die Wasserstoffionen H+ (Protonen) leitend sind. Man bezeichnet daher eine derartige Elektrolysezelle auch als PEM(polymer electrolyte membrane)-Zelle.
Der prinzipielle Aufbau der PEM-Zelle ist in der Abbildung rechts gezeigt. Die einzelnen Komponenten sind:

1. Trennplatte auf der Anodenseite (+) und auf der Kathodenseite(-).

2. Elektrode für Gleichspannung: Anode(+) und Kathode(-).

3. Katalysator auf der Anodenseite(+) und auf der Kathodenseite(-).

4. Feststoffelektrolyt für Protonentransport.
Prinzipieller Aufbau einer PEM-Zelle (die Abmessungen sind stark verzerrt). Die Nummern der Komponenten werden links erklärt.

Jede dieser 4 Zellkomponenten ist kritisch für die Leistung der PEM-Zelle und ihre augenblicklichen Eigenschaften erfordern weitere Verbesserungen, damit sich diese Speichertechnologie in Zukunft durchsetzen kann.
1. Trennplatten
Diese Platten verleihen der Zelle ihre mechanische Stabilität, besonders dann, wenn die Elektrolyse bei Hochdruck auf Kathodenseite durchgeführt wird1). Damit sowohl H2 wie O2 die Zelle verlassen können, müssen die Trennplatten für beide Gase durchlässig, d.h. porös, sein. Zusätzlich muss auf der Anodenseite das Wasser durch die Trennplatte diffundieren können. Man verwendet als Plattenmaterial wegen ihrer guten elastischen Eigenschaften  meistens eine Titan(Ti)-Matrix. Diese hat den Nachteil, dass sie im Langzeitbetrieb auf der Anodenseite korrodiert und TiO2 bildet.
2. Elektroden
Auch die Elektroden müssen für H2 und O2 porös sein und sollten bei Anwesenheit dieser Gase möglichst korrosionsbeständig sein. Als Elektrodenmaterial wird meistens (ähnlich wie bei den Trennplatten)  gesintertes Ti-Pulver verwendet, denn die Anforderungen an mechanische Stabilität werden von den Trennplatten übernommen. Um die Korrosionsbeständigkeit zu erhöhen, werden alle Ti-Komponenten oft mit einer dünnen Schutzschicht überzogen. Aber die Verwendung von Ti für die Platten wie für die Elektroden macht die PEM-Zelle teuer: Ungefähr 48% der Zellkosten werden z.Z. durch diese beiden Komponenten verursacht. Versuche, die Elektroden aus anderen Materialien (C oder Fe) herzustellen, haben sich nicht bewährt.
3. Katalysatoren
Wegen des Protonenaustauschs zwischen Anode und Kathode müssen die Katalysatoren in einer stark sauren Umgebung (pH > 2) funktionieren. Daher kommt als Katalysatormaterial eigentlich nur die Elemente der Platingruppe in Frage, wobei deren Wirksamkeit auf der Anodenseite (Ir > Ru > Rh > Pt > Au > Nb) sich etwas von der auf der Kathodenseite (Pt > Rh > Ir > Re > Os > Ru > Au > Nb) unterscheidet. Alle diese Materialien sind teuer, also sollte die Massenbelegung der Katalysatoroberfläche möglichst klein sein. Aber bei Massenbelegungen von unter 2 mg/cm2 auf der Anodenseite und 0.5-1 mg/cm2 auf der Kathodenseite scheint die Effizienz der PEM-Zelle schnell abzunehmen.

4. Feststoffelektrolyt
Als Protonen leitender Elektrolyt wird z.Z. überwiegend das  sulfonierte Tetrafluorethylen Polymer "NAFION" der Firma Dupont verwendet. Dabei handelt es sich um einen Teflonabkömmling mit den geforderten Eigenschaften: Hohe Leitfähigkeit und hohe mechanische, thermische, chemische Stabilität unter den gegebenen Elektrolysebedingungen. Die PEM-Dicke beträgt nur ca. 100 µm, trotzdem stellt die Membran einen Kostenfaktor dar,  u.U deshalb, weil Dupont ein Monopol darauf besitzt. Aber Versuche, NAFIONanderen Kapitels durch andere Polymere zu ersetzen, waren bisher wenig erfolgreich.
Um sich als Speichertechnologie auch in der Praxis - und nicht nur im Versuch - durchsetzen zu können, müssen PEM-Zellen im Wesentlichen den Anforderungen in drei Kategorien genügen:
  • Hohe Lebensdauer.
Die Lebensdauer der Zelle ist gegeben durch den Rückgang der materiellen und elektrischen Leitfähigkeit aufgrund von Korrosion (abhängig von der Belastung beträgt z.B. der Spannungsrückgang an den Elektroden z.Z. etwa 1· 10-6 V/m3(H2)). Bei Dauerbetrieb geht man von einer Lebensdauer von etwa 6 Jahren aus, sie ist i.W. bestimmt durch die langsame Degradation des Elektroyten. Natürlich ist der Dauerbetrieb nicht wirklich erforderlich, wenn nur das Überangebot an erneuerbaren Energien gespeichert werden soll, um in Zeiten eines Unterangebots bereit zu stehen. Aber das stetige An- und Abschalten des Elektrolyseurs bedeutet für diesen eine besondere Herausforderung und verkürzt seine Lebensdauer.

Und die Lebensdauer ist natürlich auch von Bedeutung für das nächste Kriterium:
  • Geringe Investitionskosten.
Bei Investitionen in die Energiewende werden die Kosten, wie etwa bei den Pumpspeicherkraftwerken, als zweitrangig angesehen. Aber da, wenigstens im Jahr 2022, der Privatabnehmer sie tragen musste, möchte er schon wissen, was auf ihn zukommen kann. Die Planungen des deutschen Energiekonzepts verlangen, dass bis 2050 die erneuerbaren Energien 80% der elektrischen Energie liefern müssen, i.e. PEB 800 TWh/a . Dies impliziert, dass ein gewisser Anteil dieser Energie kurzfristig (ca. 7 d), wie auch langfristig (ca. 0.5 a) gespeichert werden muss. Die Grundlagen für den 1. Fall habe ich hier untersucht.

Für eine langfristige Speicherung muss das Verhältnis aus Speicherkapazität S zu jährlichem Energiebedarf PEB einen
Wert V = 0.0644 a besitzen, wobei angenommen ist, dass elektrische Leistung nicht abgeregelt (Eisman) wird.

Daraus ergibt sich S = 51 TWh. Da die Speicherzykluszeit etwa 0.5 a beträgt, entspricht dies einer Speicherleistung von P = 12 GW. Die Realisierung mithilfe der Wasserstofftechnologie erfordert folgende Investitionen: Die Investitionskosten für die PEM-Zellen belaufen sich z.Z. auf etwa 770€/kW, so dass sich bei der oben angegeben Speicherleistung ein Investitionsbedarf von
K =  (12 · 106 kW) (770€/kW) (1/) 9 Mrd. € (1/)
ergibt2). Dies ist, über mehrere Jahre verteilt, nicht sehr viel, aber eben abhängig von dem Speicherwirkungsgrad , für den gefordert werden muss:
  
  • Großer Speicherwirkungsgrad.
Der Speicherwirkungsgrad setzt sich zusammanderen Kapitelsen aus dem Wirkungsgrad der PEM-Zelle und den Wirkungsgraden aller folgenden Anlagekomponente, um H2 wieder in elektrische Energie zu wandeln. Ich untersuche hier allein , dessen Wert bezüglich der einzuspeisenden elektrischen Energie abhängig ist von der Anlagentemperatur T: Je höher T, umso geringer ist der Energiebedarf und um so höher der Wirkungsgrad. Bei Temperaturen < 100 oC wird eine Energieaufnahme von etwa 6 kWh/m3(H2) angegeben. Da Wasserstoff unter Normalbedingungen einer Energie von 3.5 kWh/m3(H2) entspricht, ergibt sich daraus ein Wirkungsgrad von
0.6.
Daraus lässt sich abschätzen, dass der Gesamtwirkungsgrad etwa bei
= 2 0.4
liegen wird. Und das ist recht nah an dem Wert einer theoretischen Berechnung (0.47). Folglich würden die Investitionskosten für die Energiespeicherung auf Wasserstoffbasis bei ca. 60 Mrd. € liegen. Dies ist etwas geringer als der Wert (84 Mrd. €), den man im Internet findet.
Fazit

Die Abschätzung der reinen Investitionskosten ergibt, dass sich die daraus ergebende jährliche Belastung der Stromkosten bei ca. 0.01 €/kWh liegt3). Dabei habe ich angenommen, dass der jährliche Strombedarf(2050) P = 800 TWh/a beträgt, die PEM-Zellen eine Lebensdauer von nur L = 6 a besitzen und das Geld mit jährlich x = 0.05 verzinst werden muss. Diese berechnete, jährliche Belastung mit zusätzlichen Stromkosten ist überraschend gering, beinhaltet aber allein die Investitionskosten für die PEM-Elektrolyseure, die Kosten für die ebenfalls benötigte Infrastruktur (Versorgungsanschlüsse, Wasserstoffspeicher, etc) und die Kosten für Betrieb und Wartung der Anlagen sind nicht berücksichtigt. Diese zusätzlichen Kosten scheinen wesentlich höher zu sein, jedenfalls wird  von der Bundesregierung die Gesamtbelastung für 2050 auf durchschnittlich 0.1 €/kWh geschätzt. Die Schätzung wird, wie schon oben erwähnt, nicht unwesentlich von der Preisentwicklung des "grünen Stroms" abhängen. Verglichen mit den sonstigen Subventionen, welche über den Strompreis in erneuerbare Energien fließen, ist das zwar nicht vernachlässigbar (der heutige Strompreis(2022) würde sich um ca. 30% vergrößern), auf der anderen Seite würden die Kosten entfallen, welche durch die Bereithaltung von Reservekraftwerken auf fossiler Basis entstehen.

In einer Publikation der IRENA, die 2022 erschienen ist, werden die wichtigsten Nachteile der Speichertechnologie mithilfe von grünem Wasserstoff so zusammengefasst:
  • Zu hohe Kosten.
  • Unzureichende Entwicklung der Technologie.
  • Zu geringer Wirkungsgrad der Kette "Elektrizität --> Wasserstoff --> Elektrizität".
  • Unzureichende Versorgung mit elektrischer Energie aus erneuerbaren Quellen.
Verglichen mit anderen Technologien bietet die Wasserstofftechnologie aber Vorteile, welche z.B. Pumpspeicherkraftwerke nicht aufweisen:
  • Wasserstoffspeicher sind skalierbar, d.h., ihre Größe und der Zeitpunkt ihres Baus  können dem jeweiligen Bedarf angepasst werden.
  • Sie sind nicht ortsgebunden (z.B. an Orte mit großen Höhendifferenzen) und das Speichermedium kann über lange Strecken transportiert werden.
  • Sie würde die deutsche Energieversorgung unabhängiger von Importen aus dem Ausland machen, denn Wasser ist in Deutschland (noch?) genügend vorhanden.
Dass trotzdem keiner der großen Energieversorger in Deutschland diese Option bisher unterstützt hat, hat wahrscheinlich mehrere Gründe. Einer ist sicherlich, dass ungeklärt ist, wo der Wasserstoff in großen Mengen ( V  (2 km)3 ) gespeichert werden soll ( aufgelassene Salzlager?). Und das weist auf ein allgemeines Problem hin: Die Planung der Energiewende erscheint so unsicher und widersprüchlich, dass langfristige Investitionsentscheidungen auf dieser Grundlage nicht getroffen werden.

Das Speicherkonzept mittels Wasserstoff ist nicht neu: Schon Ende 2019 kam der damalige Bundesminister für Wirtschaft und Energie Altmaier zu der Einsicht, dass die Wasserstofftechnik und -speicher vielleicht eine Möglichkeit sein könnten, die Aussichten der deutschen Energiewende zu verbessern - natürlich mithilfe staatlicher Subventionen. Das Energieunternehmen Uniper plante 2020 die Errichtung einer Großanlage mit einer Kapazität von 35 MW auf dieser Basis, aber Ende 2022 war mit dem Bau wohl noch nicht begonnen worden. Und außerdem: Vergleicht man dies mit der 2050 erforderlichen Kapazität von 12 GW, so erkennt man, wie weit Deutschland noch von einem Erfolg der Energiewende entfernt ist. Seit 2022 ist der neue Bundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz Habeck verantwortlich auch für die Energiewende und hat seine Pläne vorgestellt. Wie diese Pläne verwirklicht werden sollen, wird Thema eines anderen Kapitels sein.
1) Der Zelldruck überschreitet i.A. nicht 30 bar. Ein höherer Druck auf der Kathodenseite ist vorteilhaft, wenn der Wasserstoff nach der Elektrolyse unter Hochdruck gespeichert werden soll. Allerdings besteht unter diesen Bedingungen die Gefahr, dass H2 durch die PEM zurück in die Anodenseite diffundiert und dort ein explosives Gemisch (4 vol% H2 in O2) entsteht.
2) Dies sind nur die Investitionskosten für die Wasserstofferzeugung. Die gesamten Kosten müssen auch die der Speicherung und der Rückwandlung in elektrische Energie enthalten, also die Investitionskosten für die Rückwandlungsanlage (z.B. Brennstoffzelle). Ich nehme aber (optimistisch) an, dass die PEM-Zellen in Zukunft auch die Rückwandlung übernehmen können und nicht 50% der Zeit nutzlos rumstehen. Oder dass die Rückwandlung von Gasturbinen übernommen wird, für die die Infrastruktur bereits existiert.
3) Ungünstiger sähe es allerdings aus, wenn als Speichermedium Li-Ionen-Batterien zum Einsatz kämen: die entsprechenden Investitionskosten wären ca. 6mal größer.