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.
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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!
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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.
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(1)
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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,
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(2)
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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.
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Speichermedium
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spezifische
Energie
(kWh/kg)
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Energiedichte
(103 kWh/m3)
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H2
(T=300K, p=1 bar)
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33.3
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0.003
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H2
(T=300K, p=200bar)
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33.3
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0.612
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H2
(T=20K, p=1bar)
|
33.3
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2.36
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Benzin
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13
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9.2
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Diesel
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12
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9.7
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Energiedaten verschiedener Speichermedien.
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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
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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.
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![](9-3-8-05-01.gif)
Prinzipieller Aufbau einer PEM-Zelle (die
Abmessungen sind stark verzerrt). Die
Nummern der Komponenten werden links
erklärt.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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:
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:
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- 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 · 10 6
kW) (770€/kW) (1/ ![](93080501.gif) ) ![](93080502.gif) 9 Mrd. € (1/ ![](93080501.gif) )
ergibt2). Dies ist, über mehrere Jahre verteilt,
nicht sehr viel, aber eben abhängig von dem
Speicherwirkungsgrad , für den gefordert werden muss:
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- 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
![](93080502.gif) 0.6.
Daraus lässt sich abschätzen, dass der
Gesamtwirkungsgrad etwa bei
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.
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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.
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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.
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