Wissenschaftler der Universität LUT in Finnland und der Fachhochschule Regensburg in Deutschland haben untersucht, ob die saisonale Wasserstoffspeicherung eine kosteneffiziente Lösung zur Maximierung des solaren Eigenverbrauchs in den kommenden Jahrzehnten sein kann. Das Team führte eine globale Analyse in 145 Regionen für den Zeitraum von 2020 bis 2050 in Fünf-Jahres-Schritten nach einem „Least-Cost“-Modell durch. Mit der Software „LUT-Prosume“ simulierten sie eine Photovoltaik-Dachanlage für Wohngebäude mit saisonale Wasserstoffspeicherung. Die Analyse umfasste detaillierte Prognosen für die Kosten der Wasserstoff-Systemkomponenten, die aus verschiedenen Quellen stammen. Zu den Komponenten gehörten ein Wasserelektrolyseur, ein Wasserstoffkompressor, ein Speichertank und eine Brennstoffzelle.
In der Studie wird untersucht, ob saisonale Wasserstoffspeicherung in acht Szenarien für den Photovoltaik-Eigenverbrauch in Privathaushalten entweder für den netzgebundenen oder den netzunabhängigen Betrieb kostenoptimiert sind. Dazu gehören Elektrofahrzeuge, Lithium-Ionen-Batteriespeicher und eine Erdwärmepumpe für die Raumheizung und Warmwasserbereitung.
Die Ergebnisse zeigen, dass saisonale Wasserstoffspeicherung nur in einem netzunabhängigen Nischenmarkt zu erwarten sind, und zwar in Regionen, die auf Nordamerika, Nordeuropa und Nordwesteurasien beschränkt sind. Libanon, Kuwait, Bahrain und Katar könnten laut der Studie ebenfalls kleine Mengen an saisonalen Wasserstoffspeicherungskapazitäten aufweisen. Regionen südlich von Kanada, Skandinavien oder den baltischen Staaten weisen relativ geringe Kapazitäten für saisonale Wasserstoffspeicherung von weniger als 1.000 Kilowattstunden auf.
„Es wird davon ausgegangen, dass Regionen mit solch kleinen Wasserstoffspeicherkapazitäten leicht über der Schwelle liegen, bei der saisonalen Wasserstoffspeicherung mit Mindestkapazitäten kostengünstiger sind als eigenständige Photovoltaik- und Batteriesysteme“, so die Forscher Bemerkenswert ist, dass die saisonale Wasserstoffspeicherung in keiner der untersuchten Regionen für netzgebundene Szenarien die kostengünstigste Option darstellen.
„Die hohen Investitionskosten und der geringe Wirkungsgrad der Umwandlung von Elektrizität in Wasserstoff zu Elektrizität über einen Wasserelektrolyseur und eine Brennstoffzelle sind die Hauptnachteile für eine erfolgreiche Einführung als saisonale Speicheroption in Photovoltaik-Prosumer-Systemen“, so die Wissenschaftler. Die Ergebnisse der Studie „Seasonal hydrogen storage for residential on- and off-grid solar photovoltaics prosumer applications: Revolutionary solution or niche market for the energy transition until 2050?“ veröffentlichten sie kürzlich im Fachmagazin „Applied Energy“.
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Ich denke die Annahme der Rückumwandlung in Strom ist realitätsfremd: faktisch brauchen wir viel H2 für z.b. Eisenerzeugung uvm. Wenn wir überschussstrom dafür verwenden schaut die Rechnung viel besser aus
Ja, für industrielle Zwecke ist die stoffliche Nutzung von Wasserstoff einwandfrei. Die Ausrichtung unserer Studie ist allerdings eine völlig andere und hat mit industrieller Nutzung von Wasserstoff nichts zu tun.
„Die hohen Investitionskosten und der geringe Wirkungsgrad der Umwandlung von Elektrizität in Wasserstoff zu Elektrizität über einen Wasserelektrolyseur und eine Brennstoffzelle sind die Hauptnachteile für eine erfolgreiche Einführung als saisonale Speicheroption in Photovoltaik-Prosumer-Systemen“, werden die Wissenschaftler zitiert. Es scheint so, dass die Abwärme der Elektrolyseure im Sommer zur Brauchwassererwärmung und die Abwärme der Brennstoffzelle im Winter für die Brauchwasser- und Raumwärme nicht ausgewertet wurden. Sektorkopplung unbekannt?
Sektorkopplung ist für die Brennstoffzelle als KWK-Einheit voll berücksichtigt. Tatsächlich ist die Wärmeeffizienz höher als die elektrische. Die linear Optimierung hat jederzeit die Möglichkeit das System wärmeoptimiert auszulegen, was aufgrund der hohen Investitionskosten nicht passiert.
Auch für mich ist die Frage der Abwärme-Nutzung bei der Wiederverstromung von H2 ein zentraler Punkt, der leider in keiner Weise in die dem Artikel erwähnt wird. Ist diese Nutzung, die ja den Wirkungsgrad in Summe erheblich steigern würde berücksichtigt?
Ja, die Abwärme der Brennstoffzelle ist berücksichtigt. Die Wärmeeffizienz is sogar grösser als die elektrische. Unsere Studie berücksichtigt volles micro sector-coupling (Strom, Wärme, Mobilität).
Sehr geehrte Damen und Herren,
beim Überflug der Studie habe ich keine Herstellernamen gefunden, mit dennen sie den Versuch durchgeführt haben. War das wirklich nur eine Papierstudie?
Wäre nicht auch die Frage interessant, ab welcher Gebäudegröße oder Quatiergröße (mehrere Gebäude die dich beieinander stehen) und welchem Strompreis (um die 40ct/kWh) sich das ganze rechnen könnte?
Vielen Dank
Mit freundlichen Grüßen
Klaus Patzelt, Privatperson, Anhänger von BürgerEnergieGenossenschaften