PV-H2 nur 6,23 Euro pro Kilogramm?

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Wasserstoff als Energieträger: Techno-ökonomische Bewertung der dezentralen Wasserstofferzeugung in Deutschland

Jüngsten Forschungsergebnissen zufolge könnte grüner Wasserstoff in Deutschland inzwischen mit Wasserstoff aus fossilen Brennstoffen konkurrieren. Ramchandra Bhandari und Ronak Rakesh Shah von der Technischen Hochschule Köln haben sechs verschiedene Szenarien für alkalische und Protonenaustauschmembran Elektrolyseure untersucht und ihr Ergebnis in Renewable Energy publiziert. Mit netzgekoppelten Photovoltaik-Anlagen betriebene alkalische Elektrolyseure werden als kostengünstigste Option identifiziert. Solarify dokumentiert den Text leicht gekürzt.

Wasserstoffzapfsäule in Berlin – Foto © Gerhard Hofmann für Solarify

Zusammenfassung des Artikels in Renewable Energy

Die politische und wissenschaftliche Diskussion über die Veränderung des deutschen Energieversorgungsmixes und die Herausforderungen der Energiewende ist bereits weit fortgeschritten. Auf der Versorgungsebene scheint die Energiespeicherung die größte Herausforderung für die Energiewende zu sein. Wasserstoff könnte eine der Lösungen für die zukünftige Energiewende sein, wenn er aus erneuerbaren Energiequellen hergestellt wird. Um die künftige Rolle von Wasserstoff zu analysieren, ist eine Analyse seiner wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit unumgänglich. Das wurde in dieser Untersuchung für einen Fallstudienstandort in Köln durchgeführt.

Das Potenzial der Wasserstoffproduktion mit Hilfe von solarstrombetriebenen Elektrolyseuren (alkalisch und Protonenaustauschmembran (PEM)) wurde analysiert,  netzgekoppelte als auch netzunabhängige Formen der solaren Wasserstofferzeugung betrachtet. Die wirtschaftlichen Ergebnisse werden für sechs Szenarien vorgestellt. Wasserstoff, der mit einem netzgekoppelten Photovoltaiksystem in Verbindung mit alkalischen Elektrolyseuren erzeugt wurde, erwies sich als der günstigste, wobei die nivellierten Wasserstoffkosten (LCOH) bei 6,23 €/kg lagen. Diese Kosten sind vergleichbar mit dem aktuellen Wasserstoffpreis an einer kommerziellen Tankstelle in Köln. Andererseits sind die LCOH von netzunabhängigen Systemen sowohl mit alkalischen als auch mit PEM-Elektrolyseuren erwartungsgemäß teuer; die teuersten LCOH der sechs Szenarien erreichten 57,61 €/kg.

1. Einleitung

Es gibt eine Reihe von wissenschaftlichen und politischen Diskussionen über die Veränderung der globalen Energieversorgung. Politische Maßnahmen und Aktionspläne werden umgesetzt, um eine nachhaltige Energieversorgung zu erreichen, aber die harte Tatsache ist, dass wir immer noch mehr auf kohlenstoffintensive Quellen angewiesen sind, um unseren Energiebedarf zu decken. Der Verbreitungsgrad erneuerbarer Energiequellen im Elektrizitätssektor hat sich zwar in mehreren Ländern erhöht, aber die Verbreitung in anderen Sektoren wie dem Verkehrssektor befindet sich erst im Anfangsstadium. Es wird erwartet, dass die weltweite Energienachfrage bis 2040 jährlich um 1,3 % steigen wird, so dass der weitere Weg angesichts der wachsenden Besorgnis über die globale Erwärmung und die damit verbundenen Umweltprobleme noch kritischer ist. Die Dekarbonisierung [„Defossilisierung“ – S_Y] ist die einzige denkbare Lösung, um die globale Erwärmung unter 2 °C zu halten und auf 1,5 °C zu begrenzen. Es sind Bemühungen im Gange, die Energiewende zu beschleunigen, aber der Erfolg dieses Übergangsprozesses hängt von drei Faktoren ab – Energiesicherheit, Energiegerechtigkeit und ökologische Nachhaltigkeit, zusammen bekannt als das „Energie-Trilemma“ Die Ausgewogenheit all dieser Faktoren ist für die Nachhaltigkeit im Energiebereich von entscheidender Bedeutung, da der Erfolg eines der Faktoren auf Kosten der anderen geht.

Der Einsatz erneuerbarer Energiequellen in großem Maßstab zur Stromerzeugung ist der erste Schritt zur Dekarbonisierung. Die sinkenden Kosten der Technologien für erneuerbare Energien haben in einigen Ländern ihren Anteil am Strommix erhöht. Allerdings stellt der volatile Charakter einiger erneuerbarer Energien (Solar- und Windenergie) aufgrund der damit verbundenen Unterbrechungen ihre Zuverlässigkeit in Frage. Die Unvereinbarkeit von Angebot und Nachfrage begrenzt den Anteil der erneuerbaren Energien und erfordert ein angemessenes Energiemanagement. Wenn der Anteil der variablen erneuerbaren Energiequellen steigt, wird der Ausgleich des Stromversorgungssystems schwierig; Stromabschaltungen nehmen zu. Der einzig mögliche Ausweg ist die Speicherung überschüssiger erneuerbarer Energie, um Angebot und Nachfrage in Echtzeit aufeinander abzustimmen.

Die Energiespeicherung ist erforderlich, um die Kraft der erneuerbaren Energien freizusetzen. Heute gibt es eine Reihe von Technologien zur Energiespeicherung. Diese Technologien können entweder nach der Form der gespeicherten Energie oder nach der Entladedauer unterschieden werden. Für die meisten netzunabhängigen Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien sind wiederaufladbare Batterien die bevorzugte Option zur Speicherung elektrischer Energie. Seit 2016 dominieren Lithium-Ionen-Batterien den Markt. Batterien bieten eine Reihe von Vorteilen wie schnelle Reaktionszeit, hohe Effizienz, geringe Selbstentladung und einfache Skalierung. Batteriespeicher können die Unterbrechungen reduzieren und so dazu beitragen, dass die Hilfsdienste zuverlässiger werden. Allerdings sind Lithium-Ionen-Batterien noch immer teuer, wenn sie in großem Maßstab eingesetzt werden sollen. Darüber hinaus führt die Verwendung eines einzigen Speichermediums wie einer Batterie zu einer Überdimensionierung der Erzeugungs- oder Speicherkapazität. Da die erneuerbaren Energiequellen zunehmend dezentralisiert werden, können die heute akzeptierten Energiespeicherlösungen die zur Unterstützung der erneuerbaren Energien erforderliche Flexibilität nicht erfüllen.

Die wichtigsten Merkmale zur Unterscheidung bestimmter Technologie sind Energie- und Leistungsdichte, Speicherkapazität und -dauer, Nennleistung, Entladezeit und Selbstentladung, Round-Trip-Effizienz, Technologiereife, Kapitalkosten, Reaktionszeit und Umweltauswirkungen. Unter Berücksichtigung dieser Parameter scheint Wasserstoff die perfekte Lösung zu sein. Er hat eine hohe Energiedichte, kann über Tage bis Monate gespeichert werden und hat vernachlässigbare Umweltauswirkungen, wenn er mit erneuerbaren Energien hergestellt wird. Obwohl sich diese grüne Technologie noch im Anfangsstadium befindet, verfügt sie über ein erhebliches Potenzial für die Wettbewerbsfähigkeit des Marktes. Vor allem aber kann Wasserstoff aufgrund seiner Vielseitigkeit und seiner geringeren Umweltauswirkungen zur Dekarbonisierung von schwer abbaubaren Sektoren wie Wärme und Verkehr eingesetzt werden. Das Hauptaugenmerk sollte nun darauf liegen, kosteneffiziente Produktionswege zu finden, die in der Lage sind, langfristige Speicherlösungen (einschließlich saisonaler Speicherung) für eine Reihe von Sektoren bereitzustellen.

Wasserstoff ermöglicht es, Energie zu transportieren und bei Bedarf in eine geeignete Form umzuwandeln. Die überschüssige Energie, die durch erneuerbare Energiequellen wie Sonne und Wind erzeugt wird, kann in Form von Wasserstoff durch Elektrolyse von Wasser effektiv gespeichert werden (Power-to-X). Die Speicherung von Energie für lange Zeiträume (saisonale Speicherung) ist mit Wasserstoff ebenso möglich wie der Transport über große Entfernungen. Darüber hinaus ist die Dekarbonisierung und Elektrifizierung von Energiesektoren wie Wärme, Verkehr und Industrie mit Wasserstoff möglich. Wasserstoff ist das Bindeglied zwischen den stromverbrauchenden Sektoren (Wärme, Industrie und Verkehr) und den stromerzeugenden Sektoren, ein Konzept, das auch als „Sektorkopplung“ bezeichnet wird, und mindert so die Kohlenstoffemissionen.

Wasserstoff findet in zahlreichen Sektoren Anwendung. Die weltweite Nachfrage nach Wasserstoff in seiner reinen Form betrug 2018 70 Millionen Tonnen. Die wichtigsten Anwendungen sind materielle und nichtenergetische Formen. Materielle Anwendungen beziehen sich auf die Verwendung von Wasserstoff zur Herstellung, Verarbeitung oder Veredelung von Zwischen- oder Endprodukten. Er ist der wichtigste Ausgangsstoff für die chemische Industrie. Etwa 55 % des produzierten Wasserstoffs werden für die Herstellung von Ammoniak und anderen Düngemitteln verwendet. Etwa 25-30 % werden in der Raffinerie-Industrie verwendet, insbesondere für das Hydrocracken und die Entschwefelung von Kraftstoffen. Darüber hinaus findet Wasserstoff auch in der Eisen- und Stahl-, Lebensmittel-, Glas- und Halbleiterindustrie Verwendung. Energieanwendungen beziehen sich auf die Nutzung der im Wasserstoff enthaltenen Energie. Diese Energie kann entweder in Wärmekraftmaschinen oder in Brennstoffzellen genutzt werden.

Deutschland befindet sich derzeit in einem Prozess der „Revolution“ seiner Energieversorgung. Die Ziele der Energiewende führen zu einem grundlegenden Wandel des Elektrizitätssystems im Land. Sie impliziert eine signifikante Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien am Stromverbrauch sowie den vollständigen Ausstieg aus der Kernenergie bis 2022 und der Kohlekraft bis 2038. Außerdem soll der Gesamtstromverbrauch durch die Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen gesenkt werden. In dem von der Bundesregierung 2010 veröffentlichten Energiekonzept wurden mehrere Ziele festgelegt. Diese Ziele beinhalten die Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch auf 65 % bis 2030 und 80 % bis 2050. Darüber hinaus werden Reduktionsziele für den Stromverbrauch definiert, die eine Senkung des Bruttostromverbrauchs um 25% bis 2050 vorsehen.

Der Ausbau der erneuerbaren Energiequellen steht jedoch vor entscheidenden Herausforderungen. Die aus diesen Ressourcen erzeugte Energie hängt von bestimmten Umgebungsvariablen ab, z. B. von der Sonneneinstrahlung bei der Solarenergie oder der Windgeschwindigkeit bei der Windenergie. Die Abhängigkeit von Sonne und Wind von den Wetterbedingungen führt zu Schwankungen in der Stromerzeugung. Da die Vorhersage der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien schwierig ist, könnte der Ausbau dieser Quellen auf bis zu 80 % sowohl zu Überschuss- als auch zu Defizitsituationen im Netz führen, einschließlich starker saisonaler Schwankungen.

Je höher der Anteil von Wind- und Solarenergie am Strommix ist, desto hartnäckiger wird das Problem der Volatilität. Daher geht der Ausbau der erneuerbaren Energien im Netz mit einem steigenden Bedarf an Flexibilitätsmaßnahmen und einer erheblichen Menge an Reservekapazitäten einher. Eine Flexibilitätsoption ist der Einsatz von Speichertechnologien. Dabei wird zwischen Kurzzeit- und Langzeitspeichern unterschieden; beispielhaft seien Batteriespeicher und Wasserstoffspeicher genannt. Langzeitspeicher zeichnen sich dadurch aus, dass sie in der Lage sind, Schwankungen der Stromerzeugung über einen Zeitraum von Tagen bis Jahren auszugleichen. Sie können sogar zum saisonalen Ausgleich eingesetzt werden. Im Gegensatz zu Kurzzeitspeichern zeichnen sich Langzeitspeicher durch ein hohes Speichervolumen, aber einen geringen Zykluswirkungsgrad aus. Durch ihre geringen energiebezogenen Speicherkosten sind Langzeitspeicher bei hohen Speicherkapazitäten kostengünstiger zu nutzen. Für die Nutzung von saisonalen Speichern ist ein hohes Energie-Leistungs-Verhältnis erforderlich, da das System für die Speicherung von Strom für mehrere Monate ausgelegt ist. Ein vielversprechendes Beispiel für langfristige Speichersysteme ist die chemische Speicherung in Form von Wasserstoff.

Es gibt eine Reihe von Möglichkeiten, Wasserstoff zu speichern. Die gängigste Methode zur Speicherung von Wasserstoff ist die Komprimierung in Hochdruckgasflaschen. Die Komprimierung von Wasserstoff erfordert aufgrund der geringeren relativen Dichte mehr Energie. Eine andere Möglichkeit der Speicherung ist die Verflüssigung von Wasserstoff bei -253 °C. Dieser Prozess ist jedoch ebenfalls energieintensiv – bis zu 40 % der Energie gehen dabei verloren. Wasserstoff kann auch in Metallhydriden gespeichert werden. Metallhydride können Wasserstoff binden und beim Erhitzen des Tanks wieder abgeben. Sie besitzen eine Wasserstoffspeicherkapazität von 5-7 Gew.-% [40]. Eine weitere Möglichkeit, Wasserstoff zu speichern und zu transportieren, ist die Verwendung eines flüssigen organischen Wasserstoffträgers (LOHC). Bei diesem Verfahren wird Wasserstoff von einer organischen Verbindung absorbiert und später wieder abgegeben. Der Prozess, bei dem die organische Verbindung bei hohem Druck und hoher Temperatur Wasserstoff absorbiert, wird als Hydrierung bezeichnet, und der Prozess zur Rückgewinnung des Wasserstoffs aus dem LOHC wird als Dehydrierung bezeichnet [39,40]. Es gibt zwei Möglichkeiten, Wasserstoff in großem Maßstab zu speichern: entweder in bestimmten Wasserstoffspeichern oder in der bestehenden Erdgasinfrastruktur. Die Speicherung von Wasserstoff könnte auch in Kavernen, wie Aquiferen, Salzgesteinen oder alten Bergwerken erfolgen. Deutschland verfügt über ein Kavernenspeichervolumen von mehr als 9 Mrd. m³, was einer möglichen Speicherkapazität von 1763 TWh entspricht [41].

Es besteht auch die Möglichkeit, Strom und Erdgasnetz zu kombinieren, indem Wasserstoff durch Reaktion mit CO2 in Methan umgewandelt wird [42].

Um die künftige Rolle von Wasserstoff als Energiespeicher und -vektor zu bewerten, sollten zunächst sein Produktionsvolumen und seine Kosten quantifiziert werden. Ziel dieser Studie ist es daher, das Wasserstoffproduktionspotenzial mit einem dezentralen Ansatz für einen Referenzstandort in Deutschland unter Verwendung von Photovoltaik und Elektrolyseuren unter verschiedenen Szenarien zu bewerten. Die Systemdimensionierung für verschiedene Szenarien wird abgeleitet und die Wasserstoffproduktionsmenge wird ermittelt. Anschließend werden die Wasserstoffgestehungskosten (LCOH) für das jeweilige Szenario berechnet. Die Studie zielt darauf ab, einen Beitrag zur Analyse einer geeigneten Langzeitspeicherlösung (d.h. Wasserstoff) zu leisten, um die fluktuierende Stromerzeugung aufgrund des steigenden Anteils erneuerbarer Energien im zukünftigen deutschen Energiemarkt auszugleichen.

Das Papier ist in 5 Abschnitte gegliedert. Diesem einleitenden Abschnitt folgt die derzeitige Praxis der Wasserstofferzeugung. Hier werden die Methoden der Wasserstofferzeugung mit besonderem Augenmerk auf die auf der Elektrolyse von Wasser basierenden Wasserstofferzeugungstechniken diskutiert. Es folgt der Abschnitt über Materialien und Methoden, in dem die Methodik und der Rahmen für die Analyse erläutert werden. Die Ergebnisse der Analyse werden im Abschnitt Ergebnisse zusammengefasst. Darauf folgen zunächst die Diskussionen und dann die Schlussfolgerungen.

2. Derzeitige Praktiken der Wasserstofferzeugung

Wasserstoff, das erste Element des Periodensystems, ist das am häufigsten vorkommende Element auf der Erde. Wasserstoff ist ein farbloses, geruchloses und brennbares Gas, das aus je einem Proton und einem Elektron besteht. Wasserstoff liegt immer in gebundener Form vor und ist hauptsächlich in Wasser und organischen Verbindungen enthalten. Um ihn in seiner reinen Form zu erhalten, muss er aus anderen Verbindungen extrahiert werden. Wasserstoff hat eine Energiedichte von 140 MJ/kg, die wesentlich höher ist als die der gängigen fossilen Brennstoffe. Er hat den höchsten massenspezifischen Energiegehalt und den niedrigsten volumenspezifischen Energiegehalt. Aufgrund der niedrigen Zündtemperatur ist die Verwendung von Wasserstoff mit erheblichen Risiken verbunden. Das Produkt des Verbrennungsprozesses von Wasserstoff ist Wasser. Wasserstoff kann durch Wasserelektrolyse hergestellt und mit Hilfe einer Brennstoffzelle re-elektrifiziert werden…

2.1. Wasserstofferzeugung durch Elektrolyse von Wasser

Wasserstoff wird seit dem 19. Jahrhundert durch die Elektrolyse von Wasser hergestellt. Heute ist der Anteil des durch Wasserelektrolyse erzeugten Wasserstoffs auf globaler Ebene jedoch begrenzt. Wenn die Elektrizität aus erneuerbaren Quellen stammt, kann der Wasserstoff (während der Betriebsphase des Elektrolyseurs) fast ohne Kohlenstoffemissionen hergestellt werden. Daher wird die Wasserstofferzeugung durch Wasserelektrolyse eine zentrale Rolle bei der Energiewende spielen. Es gibt verschiedene Technologien für die Wasserelektrolyse: die alkalische, die Protonenaustauschmembran- (PEM) und die Festoxidelektrolyse (SOE).

2.1.1. Alkalische Elektrolyse

Die alkalische Elektrolyse ist eine ausgereifte Technologie; Elektrolyseure sind im MW-Maßstab kommerziell verfügbar. Sie wurde für den Betrieb bei konstanter Last hauptsächlich für industrielle Anwendungen entwickelt. Der Prozess findet bei 60 – 80 °C mit KOH oder NaOH als Elektrolyt statt. Die Elektroden bestehen aus Nickel und sind durch eine Membran getrennt. Diese Technologie ist leicht verfügbar und hat geringere Kapitalkosten und eine längere Lebensdauer. Die alkalischen Elektrolyseure arbeiten mit einer Stromdichte von 0,2-0,4 A/cm2. Der Stromverbrauch liegt bei etwa 4,5-5,5 kWh/Nm3 des erzeugten Wasserstoffs. Der Wirkungsgrad eines solchen Verfahrens liegt bei 50-60 % und die Reinheit des erzeugten Wasserstoffs bei 99,5-99,9 %. Die größten Herausforderungen dieses Prozesses sind ein geringer Teillastwirkungsgrad und eine langsame Reaktionszeit, so dass diese Technologie nicht ohne weiteres an die Schwankungen der erneuerbaren Energien angepasst werden kann.

2.1.2. Protonenaustauschmembran-Elektrolyse

Diese Technologie ist relativ neu und diese Elektrolyseure sind für Anwendungen im kleinen Maßstab verfügbar. PEM-Elektrolyseure verwenden Iridium, Ruthenium, and Rhodium Elektrodenkatalysator und eine Nafion-Membran zur Trennung der Elektroden. Die maximale Temperatur, bei der der Prozess abläuft, ist auf 80 °C begrenzt. Die wichtigsten Vorteile sind der flexible Betrieb, die hohe Stromdichte (0,5-2 A/cm2), der hohe Druck (30 bar) und die Erzeugung von reinem Wasserstoff. Sie können flexibler arbeiten und schnell reagieren, was sie zu einem geeigneten Kandidaten für den Einsatz in Verbindung mit erneuerbaren Energien macht. Die größten Engpässe bei dieser Technologie liegen in den Kosten, der Systemkomplexität und den hohen Anforderungen an die Wasserreinheit.

2.1.3. Festoxid-Elektrolyse

Das ist ebenfalls eine relativ neue Technologie, die noch im Labormaßstab eingesetzt wird. Es handelt sich im Grunde um eine Festoxid-Brennstoffzelle, die in umgekehrter Richtung arbeitet. Diese Elektrolyseure verwenden eine feste ionenleitende Keramik als Elektrolyt, die den Betrieb bei 700-900 °C ermöglicht. Dieser Betrieb führt aufgrund einer verbesserten Reaktionskinetik zu höheren Wirkungsgraden (85 %-90 %) als bei alkalischen oder PEM-Elektrolyseuren. Ein weiterer Vorteil ist die Möglichkeit, das System als Brennstoffzelle im Reverse-Modus oder im Co-Elektrolyse-Modus zur Erzeugung von Synthesegas zu betreiben. Der offensichtliche Nachteil des Betriebs des Systems bei hohen Temperaturen ist die Materialdegradation.

Um die aktuellen Praktiken der Wasserstofferzeugung im Detail zu verstehen, wurde eine halbsystematische Durchsicht der verfügbaren Literatur zur Wasserstofferzeugung mittels Elektrolyse für den Zeitraum 2016-2020 unter Verwendung der Science-direct-Datenbank durchgeführt. Insgesamt wurden 10 Arbeiten gründlich überprüft. Das Interesse an den neuen Technologien wie SOE, Dunkelfermentation und Schwefelwasserstoff wächst, die Anzahl der Studien ist jedoch auf jeweils eine beschränkt. Es ist interessant zu sehen, dass die Zahl der Studien, die sich auf PEM-Elektrolyseure konzentrieren, im Laufe der Jahre zunimmt. Die Wasserstofferzeugung mittels alkalischer Elektrolyseure ist in der Literatur am häufigsten zu finden, da die Technologie ausgereift ist und Daten leicht verfügbar sind…

Es gibt eine Reihe verschiedener grüner Energiequellen, die den Strom für die Wasserstoffproduktion liefern können. Die häufigste Kombination ist entweder Wind- oder Solar-PV und Wasserelektrolyse…. In einigen Studien wurde ein hybrides Wind- und PV-System zum Betrieb des Elektrolyseurs verwendet. Es gibt keinen Bericht über die beste oder billigste Methode zur Kopplung des Elektrolyseurs mit einer erneuerbaren Energiequelle. Sie hängt von der Region und ihrem Ressourcenpotenzial, den Systemparametern und den Kosten der Komponenten in dieser Region ab. Es wurde festgestellt, dass, obwohl die alkalische Elektrolyse eine bevorzugte Technologie ist, die PEM-Elektrolyse langsam die Aufmerksamkeit der Forscher auf sich zieht.

3. Materialien und Methoden

Um die Klimadaten für die erneuerbaren Energieressourcen (d.h. die Sonneneinstrahlung) und die Marktdaten für die Kosten der Pilotanlage zu erhalten, muss ein bestimmter Standort gewählt werden. Daher wurde für diese Studie der Standort Köln in Deutschland ausgewählt. In Köln gibt es eine Reihe von Industrien, die Wasserstoff produzieren und verbrauchen, und es gibt auch eine wachsende Nachfrage nach Wasserstoff an Tankstellen. Es gibt eine Reihe von Wasserstofftankstellen in und um die Stadt, wie am Flughafen Köln/Bonn, in Frechen, Leverkusen und Aachen. Der Wasserstoffbedarf an jeder dieser vier Tankstellen beträgt im Durchschnitt 17,28 kg/Tag. Unter den auf dem Markt erhältlichen Elektrolyseurgrößen wird ein Elektrolyseur mit einer Nennproduktionskapazität von 21,36 kg/Tag speziell für den Bedarf einer Tankstelle ausgewählt. Die Wasserstofferzeugung mittels alkalischer und PEM-Elektrolyse wird berücksichtigt.

3.1. Netzunabhängige PV + alkalischer Elektrolyseur

In diesem Fall wird der ausgewählte alkalische Elektrolyseur von einer netzunabhängigen PV-Anlage mit Batteriepufferung gespeist. Das System läuft bei Volllast (10 Nm3/h) für 24 Stunden und 365 Tage im Jahr. Es wird vollständig dezentral betrieben. Die von der PV-Anlage erzeugte elektrische Energie wird direkt in den Elektrolyseur eingespeist. Die von der Photovoltaik erzeugte überschüssige Energie wird dann zum Laden der Batterien verwendet. Wenn die PV-Anlage nicht in der Lage ist, die für den Betrieb des Elektrolyseurs erforderliche Energie zu erzeugen, wird das Defizit aus den Batterien gedeckt.

3.2. Netzunabhängige PV + PEM-Elektrolyseur

In diesem Fall wird der alkalische Elektrolyseur des obigen Szenarios 1 durch den PEM-Elektrolyseur ersetzt. Die übrigen Betriebsbedingungen sind ähnlich. Das Systemdiagramm ist in Abb. 5 dargestellt.

3.3. Netzgekoppelte PV-Anlage + alkalischer Elektrolyseur

In diesem Fall wird der alkalische Elektrolyseur von einer PV-Anlage gespeist, die an das Stromnetz angeschlossen ist. Der von der PV-Anlage erzeugte Strom ist die Hauptenergiequelle, und das Energiedefizit wird durch Netzstrom gedeckt. Das System läuft 24 Stunden lang und 365 Tage im Jahr bei voller Last (10 Nm3/h). Die von der PV-Anlage erzeugte elektrische Energie wird direkt in den Elektrolyseur eingespeist. Wenn die PV-Anlage nicht in der Lage ist, die für den Betrieb des Elektrolyseurs erforderliche Energie zu erzeugen, wird das Defizit aus dem Netz gedeckt.

Die Sonneneinstrahlungsdaten für den Standort wurden mit der Software Meteonorm (Version 8) ermittelt. Der Azimutwinkel wurde mit 0° (Südausrichtung) angenommen. Für den gegebenen Standort wurde ein Neigungswinkel von 30° gewählt.

Die Systemauslegung wurde zunächst mit Tageswerten (Bedarf und Einstrahlung) begonnen. Dies führte jedoch zu extremen Ppeak-Werten. Die Wahl eines Wertes aus diesem Bereich führt letztlich zu einer Überdimensionierung des Systems. In einem nächsten Schritt wird die Systemdimensionierung mit Wochenwerten durchgeführt. Dabei werden die wöchentlichen Durchschnittswerte für Energiebedarf und Strahlung berücksichtigt und Gleichung (2.1) verwendet. Der Punkt, an dem die Erzeugungskurve über der Bedarfskurve liegt, wird unter Berücksichtigung der wöchentlichen Werte als Ppeak für das gegebene Szenario ausgewählt. Dann wird die erzeugte Energie auch für die Tageswerte unter Verwendung desselben Ppeak-Wertes berechnet.

Das Delta zwischen der Erzeugung und der Nachfrage für die Tageswerte wird für die Batteriedimensionierung verwendet. Um den Wert von Ereq zu finden, werden die Tage gefiltert, an denen das Delta negativ ist (Energiedefizit). Dann werden die kontinuierlichen Tage, an denen ein Energiedefizit besteht, ermittelt und die kumulative Summe der Defizitwerte für alle Gruppen von kontinuierlichen Tagen über das Jahr hinweg berechnet. Der Datensatz mit dem höchsten Wert wird dann als Ereq ausgewählt.

Zur Validierung dieser Ergebnisse werden die Lade- und Entladezyklen der Batterie berechnet. Wenn die PV-Anlage einen Überschuss produziert und die Batterie nicht vollständig geladen ist, wird der Überschuss in der Batterie gespeichert (Laden der Batterien). Wenn die PV-Anlage nicht in der Lage ist, die benötigte Energie zu erzeugen, wird das Defizit durch die Batterien gedeckt (Entladung der Batterien).

4. Ergebnisse

Die Bedarfskurve ist eine flache Linie im Falle des 24-Stunden-Betriebs des Elektrolyseurs und eine stufenförmige Kurve im Falle des Szenarios mit begrenztem Betrieb. Die Anlagen werden so dimensioniert und optimiert, dass sich die Erzeugungskurve der Bedarfskurve annähert.

Wenn die Elektrolyseure für eine begrenzte Anzahl von Stunden im Jahr netzunabhängig betrieben werden, verringert sich die Systemgröße (PV und Batteriepufferung) beträchtlich, was jedoch auch die Wasserstoffausbeute verringert. Der Energieverbrauch des PEM-Elektrolyseurs pro Nm3 erzeugten Wasserstoffs ist höher als der des alkalischen Elektrolyseurs, so dass eine größere PV-Anlage erforderlich ist. Der Druck am Auslass beträgt bei der PEM jedoch 30 bar, wodurch die Notwendigkeit einer Wasserstoffkompression entweder für die Speicherung oder für andere Endanwendungen vermieden werden könnte.

Wie erwartet, ist die für den 24-Stunden-Betrieb der Elektrolyseure erforderliche PV-Größe im netzunabhängigen Modus höher als im netzgebundenen System. Die erforderliche PV-Größe im netzgekoppelten System ist aufgrund des höheren Qualitätsfaktors geringer. Das Batteriespeichersystem überbrückt die Lücke zwischen Erzeugung und Bedarf.

Alkalische Elektrolyseure haben einen fortgeschrittenen technologischen Reifegrad und ihr Energieverbrauch pro Nm3 erzeugten Wasserstoffs ist im Vergleich zu PEM-Elektrolyseuren geringer. Daher ist die für den Betrieb eines alkalischen Elektrolyseurs erforderliche PV-Größe geringer als die für PEM. Aufgrund des unterschiedlichen Qualitätsfaktors für ein netzunabhängiges und ein netzgebundenes System ist die für den Betrieb des Elektrolyseurs im netzunabhängigen Modus erforderliche PV-Anlage größer als die für das netzgebundene System erforderliche. Eine PV-Anlage mit einer Kapazität von 2,6 MW wird benötigt, um den alkalischen Elektrolyseur im netzunabhängigen Betrieb zu betreiben. Aufgrund der unsteten Natur der Solarenergie kann das geplante System den Energiebedarf jedoch nicht vollständig decken. Daher wird eine Batterie mit einer Energiespeicherkapazität von 7250 kWh benötigt, um das PV-System bei der Versorgung des alkalischen Elektrolyseurs mit grünem Strom zur Erzeugung von grünem Wasserstoff zu ergänzen. Die PV-Anlage und die Batterie, die im Szenario mit eingeschränktem Betrieb erforderlich sind, sind viel kleiner, da der Elektrolyseur nicht während der Nacht betrieben wird. Die Art des Elektrolyseurs, seine Betriebsstunden und die Systemkonfiguration (netzunabhängig oder netzgebunden) wirken sich entsprechend auf die PV-Anlage und die Batteriegröße aus. Der ausgewählte alkalische Elektrolyseur hat eine Nennleistung von 49 kW. Im Dauerbetrieb führt dies zu einem täglichen und jährlichen Strombedarf von 1.176 kWh bzw. 429.240 kWh.

Für den Fall „netzunabhängige PV + alkalischer Elektrolyseur“ wird die Größe der PV-Anlage auf 2,6 MW berechnet. Unter Zugrundelegung der täglichen Strahlungswerte (aus der Software meteonorm, Version 8.0) beläuft sich die von einem 2,6-MW-System erzeugte jährliche Gesamtenergie auf etwa 1.532.973 kWh. Die PV-Anlage erzeugt an den meisten Tagen des Jahres einen Energieüberschuss, an den übrigen Tagen besteht ein Energiedefizit. An den Stunden, an denen die Anlage einen Überschuss produziert, kann sie den momentanen Strombedarf des Elektrolyseurs decken, während an anderen Stunden der Bedarf des Elektrolyseurs nur teilweise oder gar nicht von der PV-Anlage gedeckt wird. Unter Berücksichtigung dieser Tatsache wird die gesamte jährliche Energie, die dem Elektrolyseur direkt von der PV-Anlage zugeführt wird, mit 191697 kWh berechnet. Die Defizitenergie des Jahres wird von der Speicherbatterie gedeckt und beträgt 237543 kWh. Es ist interessant, weiter zu prüfen, welcher Prozentsatz des gesamten jährlichen Strombedarfs des Elektrolyseurs durch die PV-Anlage gedeckt wird. Die berechneten Ergebnisse zeigen, dass 44,66 % des Strombedarfs des Elektrolyseurs direkt durch den PV-Strom (direkte Einspeisung zum Zeitpunkt der Erzeugung) und die restlichen 55,34 % durch Strom aus der Batterie gedeckt werden.

Die geplanten PV-Anlagen erzeugen in einem Jahr mehr Energie, als der Elektrolyseur tatsächlich benötigt. Aufgrund der zeitlichen Differenz zwischen der Stromerzeugung durch die PV und dem tatsächlichen Strombedarf des Elektrolyseurs ist das System nicht in der Lage, 100 % des Bedarfs ohne Batteriespeicher/Netzstrom zu decken. Um also die von der PV-Anlage in einem Jahr erzeugte „Nutzenergie“ zu berechnen, wird der Nutzungsgrad ermittelt. Der Nutzungsgrad ist der Prozentsatz der gesamten von der PV-Anlage erzeugten Elektrizität, der für die vorgesehene Endanwendung tatsächlich „nützlich“ ist.

Im Fall des Szenarios „netzunabhängige PV + alkalisch“ stehen 12,5 % der gesamten von der PV-Anlage pro Jahr erzeugten Energie direkt und in Echtzeit für den alkalischen Elektrolyseur zur Verfügung. Unter Berücksichtigung von PV und Batterie (Gesamtangebot für den Bedarf des Elektrolyseurs in einem Jahr) wird die PV-Nutzungsrate auf 28 % berechnet. Der restliche Teil des Überschusses bleibt ungenutzt. Die Ergebnisse für weitere netzferne Szenarien, die in der gleichen Tabelle 7 dargestellt sind, können auf ähnliche Weise interpretiert werden. Die Nennleistung des gewählten PEM-Elektrolyseurs beträgt 62 kW, weshalb die dargestellten Werte für diesen Fall etwas anders ausfallen als im alkalischen Fall.

Für das Szenario „netzunabhängiger PV- + alkalischer Betrieb“ werden die Betriebsstunden des Elektrolyseurs so gewählt, dass sie mit der tatsächlichen Zeit der Solarerzeugung übereinstimmen. Infolgedessen kann die PV-Anlage 85,49 % des Strombedarfs des Elektrolyseurs direkt zum tatsächlichen Zeitpunkt der Nutzung liefern. Dieser Prozentsatz ist deutlich höher als bei einer netzunabhängigen PV-Anlage mit 24-Stunden-Betrieb des Elektrolyseurs. Die andere Auswirkung der Wahl des begrenzten Stundenbetriebs ist, dass sie auch die direkte PV-Nutzungsrate (27,52 %) und die Nutzungsrate mit Batterie (32,19 %) verbessert. Ein ähnlicher Trend ist beim Szenario „netzferne PV + PEM begrenzter Betrieb“ zu beobachten.

Für den Fall „netzgekoppelte PV + alkalischer Betrieb“ werden 41,38 % der vom alkalischen Elektrolyseur benötigten Gesamtenergie von der PV zum Zeitpunkt der tatsächlichen Nutzung geliefert und die restlichen 58,62 % werden vom Netzstrom geliefert. Die für dieses Szenario konzipierte PV-Anlage ist in der Lage, den Energiebedarf des Elektrolyseurs in Echtzeit in einem Jahr zu decken, und das Defizit wird durch Netzstrom gedeckt. Die Echtzeit-PV-Nutzungsrate für dieses Szenario beträgt 22,15 %.

Die LCOH für verschiedene Szenarien sind in Abb. 15 dargestellt. Wasserstoff, der mit „netzunabhängiger PV + PEM“ erzeugt wird, ist am teuersten. Die LCOH für netzunabhängige Systeme sind in allen Fällen höher als für netzgekoppelte Systeme, was darauf zurückzuführen ist, dass bei netzunabhängigen Anwendungen ein Batterie-Backup eingesetzt wird, um eine kontinuierliche Stromversorgung zu gewährleisten. Auch wenn in allen netzfernen Szenarien nur ein kleiner Teil des Stroms aus Batterien stammt, haben die Batteriekosten einen erheblichen Einfluss auf die LCOH. Im Szenario mit eingeschränktem Netzbetrieb ist die Systemgröße zwar geringer, aber die LCOH sind immer noch hoch. Das beste LCOH-Szenario ist „netzgekoppelte PV + alkalische Batterie“, da diese Technologie ausgereift ist. Die LCOH-Ergebnisse für netzgekoppelte Systeme sind vergleichbar mit dem derzeitigen Marktpreis für Wasserstoff in Köln (an einer Fahrzeugtankstelle). Die Ergebnisse zeigen deutlich, dass die Idee, die Elektrolyseure 24 Stunden am Tag und das ganze Jahr über im netzunabhängigen Modus zu betreiben, wirtschaftlich nicht machbar ist, da der erzeugte Wasserstoff sehr teuer ist. Stattdessen sollten in der praktischen Projektumsetzung netzgekoppelte PV-basierte elektrolytische Wasserstoffproduktionsoptionen bevorzugt werden.

Es ist bemerkenswert, die Auswirkungen der verschiedenen Systemkomponenten auf die LCOH zu sehen. Abb. 16 zeigt die Verteilung der LCOH-Kosten für verschiedene in dieser Studie betrachtete netzunabhängige Systeme. Die Batterie hat den höchsten Anteil an den LCOH für die Systeme (sowohl alkalisch als auch PEM), die das ganze Jahr über bei Volllast netzunabhängig laufen. Die Investitionskosten für den Elektrolyseur und die Wasserkosten sind für alle Szenarien nahezu vernachlässigbar. Die Kosten des PV-Systems für die Szenarien mit PEM-Elektrolyseur sind aufgrund der unterschiedlichen erforderlichen PV-Größen höher als die des Szenarios mit alkalischem Elektrolyseur.

5. Diskussion

Beim Vergleich der Ergebnisse der aktuellen Studie mit denen der vorhandenen Literatur wurde die Auswirkung der unterschiedlichen Annahmen und Systemgrenzen auf die LCOH festgestellt….

Die Analyse wurde in verschiedenen Szenarien mit alkalischen und PEM-Elektrolyseuren und PV- und CSP-Solaranlagen als Energiequellen durchgeführt. Es wurde festgestellt, dass die LCOH des Wasserstoffs am Ausgang des Elektrolyseurs mit 2,20 US$/kg (2018) für alkalisch + PV (Stromabnahmevertrag PPA) am günstigsten und für PEM + CSP (PPA) mit 4,97 US$/kg (2018) am teuersten waren. Geht man von einem durchschnittlichen Wechselkurs von 1 US $ = 0,8475 € für 2018 aus, entspricht dies 1,86 €/kg bzw. 4,21 €/kg. Der Preisunterschied lässt sich darauf zurückführen, dass die Kosten für die Wiederbeschaffung von Stacks nicht berücksichtigt wurden. Begründet wird dies mit dem PV-Kapazitätsfaktor, der bei 41 % 3.650 h im Jahr beträgt. Die Summe der Betriebsstunden würde bei einer Lebensdauer des Systems von 20 Jahren weniger als 80.000 Stunden betragen. Daher vernachlässigten sie die Kosten für den Austausch der Stacks…. Die Kosten für die Wasserstoffproduktion sind in den letzten Jahren gesunken, wobei die Kosten für Wasserstoff in Deutschland 5,96 €/kg betragen.

Als weitere Analyse ist es interessant, die Ergebnisse der vorliegenden Studie mit denen aus der Literatur zu vergleichen…. Insgesamt wurden 18 bzw. 12 verschiedene Fälle für die Wasserstofferzeugung mit PEM- bzw. alkalischen Elektrolyseuren untersucht. Die Fallstudien wurden für verschiedene Standorte in der ganzen Welt durchgeführt. In allen für PEM untersuchten Fällen gab es keinen Netzanschluss und die Batterie war nicht Teil des Systems zur Wasserstofferzeugung.

Aufgrund des technologischen Fortschritts der alkalischen Elektrolyseure zeigen die Ergebnisse der vorliegenden Studie, dass die LCOH für alle alkalischen Systeme niedriger sind als die der PEM-Systeme. Betrachtet man die LCOH-Verteilung der vorliegenden Studie sowohl für netzunabhängige als auch für netzgebundene Systeme, so sind die Kosten für die Bereitstellung von Elektrizität die Hauptkostenkomponente in den LCOH. Batterien haben den größten Anteil an den LCOH für das netzunabhängige System, auch wenn sie nur wenig Strom für den Elektrolyseur liefern. Dies führt zu der Frage, ob es überhaupt sinnvoll ist, eine Batterie in der Systemkonfiguration zu haben. Es ist sinnvoller, den Elektrolyseur direkt mit der PV-Anlage zu koppeln. Obwohl die Wasserstoffproduktion vom Kapazitätsfaktor und der Energieproduktion der PV-Anlage abhängt, gibt es ein erhebliches Potenzial zur Kostenreduzierung, wenn man die Ergebnisse der netzunabhängigen Systeme der vorliegenden Studie betrachtet.

Bislang wurden die Ergebnisse der vorliegenden Studie mit denen der vorhandenen Literatur verglichen. Die Ergebnisse für LCOH bei Verwendung von PEM- oder alkalischen Systemen stimmen in einigen Fällen überein, während in anderen Fällen ein signifikanter Unterschied zwischen den Werten besteht. All diese Unterschiede können auf die verschiedenen zugrunde liegenden Annahmen, Systemkonfigurationen und geografischen Standorte zurückgeführt werden, die für die Durchführung der Studie verwendet wurden. Dies zeigt, dass bei den Kosten und dem Betrieb von Elektrolyseuren für die Wasserstofferzeugung noch viele Unwägbarkeiten vorhanden sind.

Die Wasserstofferzeugung mittels Wasserelektrolyse und Solar-PV kann für eine Reihe von Anwendungen genutzt werden. Es gibt viele chemische Industrien, die über eine eigene Wasserstoffproduktionsanlage mit SMR-Technik verfügen. Solche Industrien könnten solche Power-to-Hydrogen-Anlagen für die Wasserstoffproduktion vor Ort unter Verwendung von netzgekoppelten Solar-PV und alkalischen Elektrolyseuren installieren. Neben Wasserstoff könnte auch Sauerstoff auf dem Markt verkauft werden. Darüber hinaus könnte der erzeugte Wasserstoff in Zukunft auch in das Erdgasnetz eingespeist werden.

6. Schlussfolgerungen

Es kann festgestellt werden, dass die Kosten für Wasserstoff, der mit netzgekoppelten PV-Anlagen erzeugt wird, in Köln, Deutschland, bereits wettbewerbsfähig mit Wasserstoff aus fossilen Brennstoffen sind. Aufgrund von Skaleneffekten und des Lerneffekts sowohl bei Elektrolyseuren als auch bei PV-Solaranlagen besteht weiteres Potenzial für Preissenkungen.

Alkalische Elektrolyseure sind eine vielversprechende Technologie, und die LCOH des erzeugten Wasserstoffs sind geringer als die der PEM-Technologie. Da er sich jedoch nicht an die Schwankungen der erneuerbaren Energien anpassen kann, lässt er sich nicht direkt mit erneuerbaren Energiequellen verbinden. Auf der anderen Seite ist die PEM-Technologie relativ neu und hat aufgrund ihrer Flexibilität ein enormes Potenzial, mit den konventionellen Wasserstofferzeugungstechnologien zu konkurrieren, vorausgesetzt, die Kosten für PEM-Elektrolyseure werden in Zukunft erheblich gesenkt.

Eine netzunabhängige Wasserstofferzeugung mit Batteriespeicherung ist heute wirtschaftlich nicht machbar. Daher sollte die Energiespeicherung mit Batterien vermieden werden. Der Schwerpunkt sollte nun darauf liegen, den Elektrolyseur direkt mit der erneuerbaren Energiequelle zu koppeln und sie als Wasserstoff ohne Batteriepufferung für die dezentrale Produktion zu speichern. Dies soll weiter analysiert werden, um die LCOH-Werte zu ermitteln, bevor ein genauer Vergleich vorgenommen werden kann. Da ein dringender Bedarf an großtechnischen und saisonalen Speichersystemen besteht, um den zukünftigen Energiebedarf mit erneuerbaren Energieressourcen zu decken, hat der Wasserstoff als Energieträger nicht viele Alternativen. Obwohl die berechneten wirtschaftlichen Parameter heute noch nicht sehr attraktiv sind, kann davon ausgegangen werden, dass sie in naher Zukunft wettbewerbsfähig sein werden, wenn man die Kostensenkungen berücksichtigt, die in den letzten Jahren bei PV-Solaranlagen aufgrund von Lernkurveneffekten zu verzeichnen waren. Darüber hinaus können politische Maßnahmen wie die CO2-Steuer die Kosten der Wasserstofferzeugung mit herkömmlichen Methoden wie SMR erhöhen.

Bei dieser Studie handelt es sich um eine theoretische Bewertung der Wertschöpfungskette der Wasserstofferzeugung aus PV-Solaranlagen. Die in dieser Studie verwendete Methodik bietet ein einfaches Modell für die Systemdimensionierung und die Berechnung der LCOH überall auf der Welt durch Änderung der relevanten Eingangsparameter. Das hier verwendete Modell kann angewandt werden, um die erforderliche Systemgröße und die wirtschaftlichen Indikatoren zu ermitteln, um die Idee von „Power-to-Gas“ weiterzuentwickeln und Geschäftsmodelle für die Wasserstoffproduktion mit erneuerbaren Energien zu entwickeln.

->Quelle:  sciencedirect.com/S0960148121008326#! (open access)