Photovoltaik und Batteriespeicher bieten Rundumversorgung: Die Kombination verspricht optimierten Eigenverbrauch, sauberes Laden des Elektroautos und ein optimiertes Stromsystem. Dabei werden die Batterieanwendungen immer größer, die Preise sinken kontinuierlich und das Marketing wird immer wichtiger. Exemplarisch dafür steht der gehypte Vordenker Tesla.
Die US-Firma baute in Australien den größten Batteriespeicher mit 129 Megawattstunden nutzbarer Speicherkapazität – eine Größenklasse, die bisher Pumpspeicherkraftwerken vorbehalten war. Übernehmen (Lithium-)Batterien also bald alle Aufgaben im Bereich der Energiespeicherung? Nun ja, scheint erst mal so zu kommen.
Und was ist mit Wasserstoff (H2), seit den 1980er-Jahren der „Energieträger der Zukunft“? Wenn Wasserstoff zur Zwischenspeicherung elektrischer Energie erst mal nicht richtig zum Zuge kommt – wo dann? Vor allem im Bereich der großen Transportfahrzeuge ist das Rennen um den Energieträger der Zukunft noch offen. Alstom hat beispielsweise einen Hydrail entwickelt, der Zug ist derzeit im Pilotbetrieb und wird ab 2021 in größerem Stil auf Regionalbahnstrecken eingesetzt werden.
Denn die Nachfrage der Bundesländer ist enorm: Niedersachsen hat 14 Züge bestellt, der Rhein-Main-Verkehrsverbund in Hessen bereitet den Kauf von 26 Zügen vor, und es liegen Interessenbekundungen aus Nordrhein-Westfalen und Baden-Württemberg vor. Der „Corodia iLint“ genannte Zug nutzt Wasserstofftanks und Brennstoffzellen für den Antrieb auf nicht elektrifizierten Bahnstrecken. Der Zug kann bis zu 300 Passagiere aufnehmen und fährt bis zu 140 Kilometer pro Stunde bei einer Reichweite von 1.000 Kilometern. Wie so oft wird diese Wasserstoffanwendung ergänzt durch eine Lithiumbatterie für die Rückgewinnung der Bremsenergie und die Versorgung der Bordelektronik.
Das größte Problem ist bisher die Bereitstellung des Wasserstoffs. Auf einer typischen Bahnlinie, die mit zehn Zügen bedient wird, werden täglich rund 600 Kilometer zurückgelegt. Das entspricht einem Wasserstoffverbrauch von 1.800 Kilogramm täglich. Eine größere H2-Tankstelle hat einen Wasserstofftank von rund 200 Kilogramm.
Die gute Nachricht: Hier bieten sich attraktive Geschäftsmöglichkeiten für Betreiber von Solar- und Windparks. Der Strom für den Betrieb der Elektrolyseure wird bestenfalls lokal an den Endhaltestellen erzeugt. Für Spekulanten könnte es sich lohnen, schon einmal Flächen an den Endpunkten nicht elektrifizierter Bahnstrecken zu sichern.
Ähnliche lokal basierte Vollversorgungskonzepte sind auch für die Schifffahrt in Erprobung. Im Projekt „e4ships“ wird der Einsatz von Wasserstoff und Brennstoffzelle in Seeschiffen erprobt, Konsortialpartner sind unter anderem die Meyer Werft und Thyssenkrupp Marine Systems. Wie so oft in der Wasserstoffwelt sind es „alte“ Industrieriesen, die auf das Gas setzen. Nicht immer mit Erfolg, wie das jahrzehntelange Engagement von Mercedes im Bereich der Brennstoffzelle unterstreicht. Denn die batteriebetriebenen Elektroautos sind im Individualverkehr ja mittlerweile davongefahren.
18,5 Gigawatt Potenzial für Photovoltaik
Der wichtigste Anwendungsfall für grünen Wasserstoff wird in den nächsten Jahren in der chemischen Industrie entstehen. Hier wird H2 in der Regel aus Erdgas durch Dampfreformation gewonnen. Die Wasserelektrolyse mit Strom aus erneuerbaren Energiequellen spielt bisher eine untergeordnete Rolle. Das sollte sich bald ändern lassen, denn rund 95 Prozent des industriell genutzten Wasserstoffs werden vor Ort produziert, zum Beispiel an Ölraffinerien und Anlagen zur Ammoniak- und Methanolsynthese. Für Vor-Ort-Strom sind Photovoltaik und Windkraft ja bekanntlich die besten Partner!
Nach Angaben von Eurostat lag die Wasserstoffproduktion in Deutschland im Jahr 2016 bei rund 4,38 Milliarden Kubikmeter. Umgerechnet auf Photovoltaikkapazität würde eine Umstellung auf grünen Wasserstoff in der Chemieindustrie ein theoretisches Zubaupotenzial von 18,5 Gigawatt bedeuten. Es handelt sich dabei jedoch nur um eine überschlägige Rechnung ohne Berücksichtigung der Volllaststunden und Erzeugungsprofile von Photovoltaikanlagen (Annahmen: PV-Ertrag von 1.000 Kilowattstunden pro Kilowattpeak, unterer Heizwert H2 von drei Kilowattstunden pro Kubikmeter, Prozesseffizienz von 71 Prozent). Dieser Wert könnte noch zu niedrig sein, da die Produktion von Wasserstoff nicht registrierungspflichtig ist. Hier ist sie also, die „niedrig hängende Frucht“ des Wasserstoffs aus Photovoltaik, Wind & Co.
Das Potenzial ist also da, und es besteht fast schon Kostenparität: Mit Herstellungskosten von 5,33 Euro pro Kilogramm ist die Wasserelektrolyse für den Vor-Ort-Verbrauch fast konkurrenzfähig zum Marktpreis für konventionell hergestellten Wasserstoff, der für industrielle Großkunden um 4,00 Euro pro Kilogramm liegt. Übrigens enthält ein Kilogramm Wasserstoff 33,33 Kilowattstunden an Energie, damit liegt der Kilowattstundenpreis für Wasserstoff aus Erneuerbaren bei 16 Eurocent (siehe Grafik).
Sobald die negativen externen Effekte von Erdgasgewinnung, Transport und Verbrennung internalisiert werden – etwa durch eine Kohlendioxidsteuer – und die Elektrolysekosten weiter sinken, geht es los mit der ersten Stufe der Wasserstoffwirtschaft.
Grafik: pv magazine/Harald Schütt/Büro F
Geschäftsmodell für die Zukunft
Ein weiteres denkbares Geschäftsmodell für die nächsten Jahre ist die direkte Einspeisung von Wasserstoff in das Gasnetz, zum Beispiel unter Verwendung von ansonsten abgeregeltem Wind- und Solarstrom für den Elektrolyseprozess. Die bestehende Erdgasinfrastruktur verträgt Beimischungen von Wasserstoff zwischen zwei und zehn Prozent, je nachdem, welche Endverbraucher angeschlossen sind. Da der volumetrische Heizwert von Wasserstoff mit drei Kilowattstunden pro Kubikmeter nur etwa ein Drittel des verbreiteten Gasgemischs beträgt, dürften im Verbreitungsgebiet also keine komplexen Industrieprozesse oder Erdgastankstellen angesiedelt sein. Auch Gaskraftwerke benötigen eine hohe Energiedichte des eingespeisten Gases.
In Deutschland ist derzeit eine Wasserstoffbeimischung von bis zu zwei Prozent erlaubt. Im Rahmen eines Forschungsvorhabens des Gas-Branchenverbands Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) wurden in einem Gasverteilnetz in Norddeutschland Wasserstoffanteile von bis zu neun Prozent über einen Zeitraum von neun Monaten eingespeist und analysiert – und dabei keine Komforteinbußen bei Haushaltsgeräten festgestellt.
Da Wasserstoff in diesem Anwendungsfall jedoch direkt mit konventionellem Erdgas konkurriert, wird die Kostenfrage hier deutlich relevanter: Mit Prozesskosten von rund zehn Cent pro Kilowattstunde (ohne Stromkosten) und einem Gaspreis für Industriekunden von drei Cent pro Kilowattstunde wird die Parität noch ein bisschen auf sich warten lassen. Es ist damit vor allem eine politische Entscheidung, ob bestehende Kraftwerkskapazitäten besser ausgenutzt und die Erdgasimporte durch sauberes H2 gesenkt werden – oder eben nicht.
Es zeigt sich immer wieder: Nicht nur die günstigen Lithiumbatterien verhindern sinnvolle Anwendungen für grünen Wasserstoff, sondern vor allem das billige Erdgas. Damit die H2-Technologie jedoch weiterentwickelt wird und die Kosten weiter gesenkt werden können, sollten aktuell attraktive Anwendungen genutzt werden. Die Photovoltaik kann auf jeden Fall helfen, stromseitig die Preise zu senken. Insofern gilt weiterhin: Wasserstoff, don’t give up!
— Der Autor Stephan Franz erstellt seit über zehn Jahren Marktanalysen im Bereich erneuerbare Energien und smarte Energiesysteme. Seit 2014 ist er mit dem Büro F als freier Berater in Berlin tätig. www.burof.de —
Die Blogbeiträge und Kommentare auf www.pv-magazine.de geben nicht zwangsläufig die Meinung und Haltung der Redaktion und der pv magazine group wieder. Unsere Webseite ist eine offene Plattform für den Austausch der Industrie und Politik. Wenn Sie auch in eigenen Beiträgen Kommentare einreichen wollen, schreiben Sie bitte an redaktion(at)pv-magazine.com.
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Bitte „Bahnreport“, die letzten 2 Hefte lesen!
Hallo Eckehard Erben!
Können Sie in einigen Sätzen den Bahnreport schildern, bzw. wo sind diese Hefte erhältlich?
Gruß aus Oberösterreich
„Alstom hat beispielsweise einen Hydrail entwickelt, der Zug ist derzeit im Pilotbetrieb und wird ab 2021 in größerem Stil auf Regionalbahnstrecken eingesetzt werden.“
Bei meinem Hausverstand schrillen die Alarmglocken!
Gerade bei einem Transportmittel wie der Bahn, auf ständig gleichbleibender Strecke, kann man davon ausgehen dass sich eine Elektrifizierung in kurzer Zeit amortisieren wird. Wenn die Stromleitung erst einmal steht kann sie gleich einmal 100 Jahre + in Betrieb sein.
Da stellt sich schon die Frage warum man für so eine simple Aufgabe die enormen Umwandlungsverluste für einen Wasserstoffantrieb in Kauf nehmen soll?
https://www.agora-verkehrswende.de/fileadmin/Projekte/2017/Die_Kosten_synthetischer_Brenn-_und_Kraftstoffe_bis_2050/Agora_SynCost-Studie_WEB.pdf – auf Seite 12 der Wirkungsgradvergleich für PKW. Da wird für den Hydrail wohl nur der Wasserstofftransport abzurechnen sein.
Außerdem sind wir, auf Grund des sehr zögerlichen politischem Umsetzungswillens bei den Erneuerbaren (auch bei uns in Österreich), wahrscheinlich noch Jahrzehnte von „überschüssigem“ Strom aus Erneuerbaren Erzeugungsanlagen entfernt.
PV- und Windstrom ja bitte, aber primär zuerst einmal zum Ersetzen von Kohle- und Atomstrom!
Völlig richtig, was den schienengebundenen Verkehr angeht. Und sogar über die Elektrifizierung von Fernstraßen für die E-Autos und LKWs denkt man nach. In Schweden gibt es dazu einen Pilotversuch.
Allerdings sind wir nicht mehr weit vom überschüssigen Strom entfernt: In D gibt es inzwischen regelmäßig ein paar Tage im Jahr, wo wir 100% erneuerbaren Strom haben. Die nicht drosselbaren Fossilen und Nuklearen laufen dann noch zusätzlich. Da der Ausbau der Erneuerbaren weitergeht, führt jedes zusätzliche MW zu einer Ausweitung der Zeiten, zu denen Überschussstrom abgeregelt werden muss. Wenn diese Zeiten einen ausreichenden Anteil haben, lohnt sich auch der Betrieb von Elektrolyseuren. Sinnvoll einsetzen kann man den Wasserstoff überall, wo man Wärmekraftkopplung machen kann, also auch in der Wohnraumheizung. Schließlich wird man neben Biomasse auch noch andere „gesicherte Kraftwerksleistungen“ wie das der BDEW nennt, haben müssen. Auch da kann H2 eine Ergänzung sein.
Für die oft genannte Anwendung in Flugzeugen vermute ich eher, dass man Treibstoff aus Algen herstellen wird. Die Entwicklungen stehen kurz vor dem Durchbruch zur Produktion im industriellen Maßstab. H2 ist wegen der (schweren) Druckbehälter eher weniger geeignet für die Luftfahrt. Besser sind flüssige Kraftstoffe in leichten Tanks. Und den H2 mit schlechtem Wirkungsgrad noch weiter zu Kohlenwasserstoffen zu verarbeiten – das wird auch kaum sinnvoll sein. Nicht zuletzt, weil man dazu Kohlenstoff braucht, den man nur mit großem Aufwand der Luft entnehmen kann.
„Wenn diese Zeiten einen ausreichenden Anteil haben, lohnt sich auch der Betrieb von Elektrolyseuren.“
Grundsätzlich gebe ich Ihnen Recht, wären da nicht noch 2 Faktoren.
1. Wird die Abregelung von EE immer wieder in Frage gestellt. Hier wäre, entsprechenden Willen vorausgesetzt, noch einiges an Optimierung drinnen um bei entsprechenden Wetterprognosen die konventionellen Erzeuger zeitgerecht zurückzufahren. .
2. Sobald eine Elektrolyse steht wollen die Betreiber sicherlich einen durchgehenden Betrieb gewährleistet haben. Einen Antrieb mit schlechtem Wirkungsgrad in Abhängigkeit von einigen Tagen Überschuss-EE, darauf wird sich wohl kein Betreiber einlassen.
besser ein schlechter Wirkungsgrad als den Strom wegschmeißen und abends dafür Erdgas oder kohle verbrennen.
Man muß auch den Strompreis variable gestalten, so daß er am Tag wenn die Sonne voll einstrahlt entsprechend günstiger ist.
Richtig kann nur sein kleine Einheiten zu schaffen sprich Hausbesitzer die sowohl Strom für den Eigenverbrauch bei Überkapazitäten wie auch Wasserstoff produzieren für den Wärmebedarf im Winter und für den Bedarf für Automobilität das wäre aus meiner Sicht das beste Verfahren und am besten ohne staatliche Steuerabgaben ich glaube man könnte gar nicht so schnell sehen wie Deutschland grün wäre aber das ist politisch nicht gewollt denn große Firmen wären nicht mehr notwendig [Stromfirmen und Spritfirmen]
Hallo Martin Rikels,
ich sehe es genauso wie Sie. Viele PV-Anlagen fallen in den kommenden Jahren aus der Förderung. Dann stehen viele Kapazitäten frei. Für den Tag-Strom wird nur noch wenig bis nichts gezahlt, für den Nacht-Strom fehlt die Sonne. Eine Alternative wären kleine Wasserstoff-Erzeuger als Enrergiespeicher für Heizung und Warmwasser. Leider weiß ich keinen Hersteller, der solche Produkte plant oder herstellt. Aber wie Sie schon festgestellt haben, die Selbstversorgung ist vielen großen Firmen ein Dorn im Auge und die Politik hört nun mal auf diese Firmen.