Wind

Ist Elektrolyse im Ausland günstiger? Siemens Energy und das H2Mare-Projekt werden es herausfinden

In einem zukünftigen Windpark weit draußen auf dem Meer könnte jede einzelne Windturbine über alle notwendigen Systeme verfügen, um auf einer am Turm der Turbine befestigten Plattform Wasserstoff zu erzeugen. Wasserstoff aus mehreren Turbinen würde über eine Pipeline zu einer Power-to-X-Plattform [links] geleitet, wo das Gas zur Herstellung von Kraftstoffen wie Methan oder Methanol verwendet würde.

Stellen Sie sich das hoffnungsvoll vor, und nicht unmögliches Energieszenario für das Jahr 2040. Viele Länder haben ihre Klimaziele erreicht und sind auf dem Weg, vollständig CO2-neutral zu werden. Wind- und Solarparks produzieren einen großen Teil ihrer Energie. Damals wie heute sind Windparks vor den Küsten der Welt in Betrieb – doch nicht alle dieser Offshore-Standorte sind über Unterwasserstromkabel mit dem Festland verbunden.

Einige der Windparks liegen stattdessen in Clustern mehr als 100 Kilometer draußen auf dem Meer. Dabei handelt es sich um hochautomatisierte Produktionsinseln, die Windenergie direkt in Wasserstoff umwandeln, wobei einige von ihnen das Gas zu Kraftstoffen und anderen Gütern verarbeiten. In diesen Clustern sind die Windkraftanlagen mit Elektrolyseuren ausgestattet, die Wasserstoff aus entsalztem Meerwasser erzeugen. Chemieanlagen auf speziellen Plattformen verarbeiten dann einen Teil des Wasserstoffs und kombinieren ihn mit Stickstoff zu Ammoniak oder mit Kohlendioxid, um Ersatzstoffe für fossile Brennstoffe herzustellen.

Regelmäßig legen Schiffe an diesen Offshore-Plattformen an, um Rohstoffe anzuliefern und die produzierten Treibstoffe und Waren abzuholen, doch alle Prozesse sind vollautomatisiert und weitgehend autark. Eines Tages könnten sogar die Schiffe selbst autonom sein. Zurück an Land unterstützen Servicetechniker den Betrieb aus der Ferne und müssen nur ein paar Mal im Jahr aufs Meer hinaus, um die Maschinen zu überprüfen und Anpassungen vorzunehmen.

Es scheint jetzt wie Science-Fiction, aber es werden bereits große Anstrengungen unternommen, um die Technologien zu demonstrieren, die zur Verwirklichung dieser Vision erforderlich sind. Die meisten Aktivitäten finden in Europa statt, wo es mindestens zehn große Offshore-Wind- und Wasserstoffprojekte gibt, darunter Demonstrationssysteme, die in der Nordsee, im Atlantik und vor der Küste Irlands gebaut oder geplant werden. In Frankreich etwa betreibt der Wasserstoffproduzent Lhyfe vor der Küste von Saint-Nazaire ein Pilotprojekt namens SEM-REV, das seit September 2022 geringe Mengen Wasserstoff produziert.

Kosten für grünen Wasserstoff heute. Konventioneller oder grauer Wasserstoff: 1,50 bis 2,00 $

Ein britisches Unternehmen, ERM, plant, im Jahr 2026 vor der Küste von Aberdeen, Schottland, ein 10-Megawatt-Demonstrationsprojekt namens Dolphyn in Betrieb zu nehmen. Das schwedische Unternehmen Vattenfall will dort eine Offshore-Demonstrationsanlage für eine Wasserstoff produzierende Windturbine bauen Bereich. Dänemark plant eine Wasserstoffinsel, die ab 2030 rund 1 Million Tonnen Offshore-Wasserstoff erzeugen soll. Und das norwegische Unternehmen H2Carrier hat kürzlich die grundsätzliche Genehmigung für sein Konzept einer schwimmenden Produktionsanlage im industriellen Maßstab zur Herstellung von grünem Ammoniak auf See erhalten.

Längerfristig blicken Kalifornien, die kanadische Provinz Nova Scotia, Japan und Westaustralien alle auf das Meer, um ihren Bedarf an Wasserstoff zu decken.

Bei Siemens Energy arbeiten wir mit einem Konsortium aus 32 Partnern aus Industrie und Wissenschaft an einem Wind- und Wasserstoffprojekt namens H2Mare. Gemeinsam investieren Siemens Energy und Siemens Gamesa insgesamt 120 Millionen Euro in die Technologie. H2Mare startete im Jahr 2021 und wird bis 2025 laufen. Bis dahin gehen wir davon aus, dass wir ein 5-MW-Offshore-Elektrolysesystem und eine vollständige Prozesskette zur Kraftstoffproduktion im Maßstab von etwa 50 Litern pro Tag getestet haben. Wir erwarten auch, dass wir die Machbarkeit anderer Schlüsselkonzepte und -systeme sowie die Fähigkeit dieser Systeme unter Beweis stellen, in der rauen Umgebung auf See zuverlässig miteinander zu interagieren.

H2Mare ist eines von drei Wasserstoff-Leuchtturmprojekten, die vom Bundesministerium für Bildung und Forschung mit insgesamt 700 Millionen Euro gefördert werden. Und Deutschland ist nicht das einzige Land, das in Wasserstofftechnologien investiert. Selbst eine flüchtige Lektüre der Wirtschaftspresse könnte Sie davon überzeugen, dass sich die Welt in dieses Molekül verliebt hat. Die Europäische Union hat über 10 Milliarden Euro zur Förderung wasserstoffbezogener Industrieprojekte bewilligt. Das US-Energieministerium hat über 9 Milliarden US-Dollar für die Entwicklung einer Wasserstoffwirtschaft ausgegeben, wobei viele seiner Initiativen im Inflation Reduction Act von 2022 festgelegt sind. Mitte 2022 zählte die Internationale Agentur für erneuerbare Energien 32 Länder, die Wasserstoffstrategien verabschiedet hatten und 11 andere, die solche Pläne vorbereiteten.

Warum der ganze Hype um Wasserstoff? Im Kampf gegen den Klimawandel haben sich viele Länder verpflichtet, ihre CO2-Emissionen auf Netto-Null zu reduzieren. Anders als heute wird es in Zukunft eine klimaneutrale Welt geben, in der die Energie hauptsächlich aus Strom aus Photovoltaik, Windkraftanlagen und Wasserkraftwerken bestehen wird. Doch nicht alle Fahrzeuge, Gebäude und Industrieprozesse, die heute fossile Brennstoffe nutzen, können allein mit Strom betrieben werden. Flugzeuge werden zum Beispiel nicht in der Lage sein, lange Strecken mit Batteriestrom zu fliegen. Darüber hinaus kann Energie für viele Zwecke nicht sofort genutzt werden, sondern muss stunden- oder tagelang gespeichert und über Kontinente oder sogar Ozeane transportiert werden, was derzeit weder wirtschaftlich noch technisch machbar ist.

Die Konsequenz ist, dass ein Teil des Ökostroms in andere, für bestimmte Anwendungen geeignete Energiearten umgewandelt werden muss. Experten nennen das Power-to-X (PtX). Diese Anwendungen sind in der Regel stark in drei großen Sektoren gebündelt: Transport, Heizung und Industrie, in Segmenten wie Fertigung und Verarbeitung. Alle sind ziemlich energieintensiv. Um diese Anwendungen mit Strom zu versorgen, müssen diese Sektoren elektrifiziert oder Strom über PtX in eine geeignetere Form umgewandelt werden.

Das Netto-Null-Szenario der Europäischen Union für 2050 sieht bereits eine installierte Offshore-Windkapazität von rund 450 Gigawatt zur Stromerzeugung vor

Hier kommt Wasserstoff ins Spiel. Die Technologie zur Herstellung von Wasserstoff durch Elektrolyse von Wasser gibt es seit mehr als 200 Jahren. Das Gas kann Brennstoffzellenfahrzeuge oder Gasturbinen antreiben; Es kann direkt in chemischen Prozessen verwendet oder mit CO2 umgewandelt werden, um Methan, Methanol und andere Ersatzstoffe für fossile Brennstoffe herzustellen. Wenn der zur Herstellung des Wasserstoffs und der daraus gewonnenen Kraftstoffe verwendete Strom aus erneuerbaren Quellen stammt, gelten diese Produkte als „grün“.

Wasserstoff schmiert somit die Räder des globalen Übergangs zu saubererer Energie. Und die Welt wird noch viel mehr davon brauchen. Im Jahr 2021 betrug der weltweite Wasserstoffbedarf 94 Millionen Tonnen, der größte Teil davon wurde in der Raffinerie und in der chemischen Industrie verwendet. Fast der gesamte heute produzierte Wasserstoff wird als braun, schwarz oder grau bezeichnet, was bedeutet, dass er durch die Verbrennung von Erdgas oder Kohle erzeugt wurde. Der Prozess emittiert etwa 10 Tonnen CO2 pro Tonne Wasserstoff. In Zukunft müssen wir diesen schmutzigen Wasserstoff durch grünen Wasserstoff ersetzen, der durch Elektrolyse mit erneuerbarem Strom hergestellt wird.

Abhängig davon, wie schnell die Länder ihre CO2-Emissionen umsetzen, prognostiziert die Internationale Energieagentur, dass die weltweite Nachfrage nach Wasserstoff im Jahr 2030 115 bis 130 Millionen Tonnen pro Jahr erreichen wird, wovon etwa 30 Millionen aus emissionsarmer Produktion stammen werden. Damit die Welt bis 2050 Netto-Null-Emissionen erreicht, wird jedoch noch viel mehr benötigt. Die IEA beziffert diese Menge auf rund 200 Millionen Tonnen Wasserstoff im Jahr 2030, die Hälfte davon würde aus emissionsarmer Produktion stammen. Es ist noch ein langer Weg: Nach Angaben der IEA war im Jahr 2021 nicht einmal 1 Prozent des produzierten Wasserstoffs in Höhe von 0,6 Millionen Tonnen emissionsarm.

In einer vorgeschlagenen Konfiguration, bei der schwimmende Windkraftanlagen mehr als etwa 60 Kilometer im Meer stehen, würde der Strom über HGÜ-Kabel zu einer Elektrolyseuranlage an Land übertragen.

Im Forschungskonsortium H2Mare untersucht Siemens Energy eine dezentrale Konfiguration, bei der an jeder Windkraftanlage Wasserstoff produziert wird. Das Gas könnte dann per Pipeline oder Schiff transportiert werden.

In einer zentralisierten Konfiguration würden mehrere Offshore-Windkraftanlagen ein schwimmendes Umspannwerk versorgen, das Wechselstrom in Gleichstrom umwandelt. Der Gleichstrom würde dann zur Erzeugung von Wasserstoff genutzt.

John MacNeill

Wie passt die Offshore-Wasserstofferzeugung in bestehende Dekarbonisierungspläne? Das Netto-Null-Szenario der Europäischen Union für 2050 sieht bereits eine installierte Offshore-Windkapazität von rund 450 Gigawatt zur Stromerzeugung vor. (Heutzutage verfügt ein typischer Offshore-Windpark über eine installierte Kapazität von etwa 1 GW; künftige Parks werden jeweils etwa 2 GW bieten.) Jüngste Analysen deuten jedoch darauf hin, dass die EU für die Wasserstoffproduktion deutlich mehr Offshore-Windkraftanlagen installieren könnte über die 450 GW hinaus, die in den Netto-Null-Projektionen angegeben sind – vielleicht sogar Hunderte von Gigawatt mehr.

Um diese Ziele zu erreichen, muss gebaut werden, und zwar schnell. Für die Produktion von grünem Wasserstoff sind Elektrolyseure, Solar- und Windparks sowie sauberes Wasser erforderlich – etwa 10 Liter pro erzeugtem Kilogramm Wasserstoff. Hinzu kommen PtX-Anlagen zur Herstellung von Methan, Methanol, synthetischen E-Fuels und Ammoniak. Damit diese grünen Produkte wettbewerbsfähig sind, müssen die Standorte niedrige Stromerzeugungskosten bieten und die meiste Zeit Strom mit nahezu voller Kapazität produzieren.

Offshore-Windparks können beide Kriterien erfüllen. Offshore-Standorte könnten es dicht besiedelten Regionen wie Europa und Japan ermöglichen, zumindest einen Teil ihres Wasserstoffs in der Nähe von Nachfragezentren an der Küste zu erzeugen und so die Transportkosten zu senken. Außerdem sind die Windgeschwindigkeiten auf See im Allgemeinen höher und gleichmäßiger, was eine konstant höhere Leistung ermöglicht.

Die Einsparungen würden sich aus mehreren Faktoren ergeben. In einem typischen Szenario würde Windkraft auf See nur einmal in Gleichstrom umgewandelt und dann zur Elektrolyse von Wasser verwendet. Die Wasserversorgung würde die Offshore-Plattform buchstäblich umgeben – alles, was nötig wäre, wäre, sie zu entsalzen und zu reinigen. Im Gegensatz dazu erfordert Strom, der durch Offshore-Windkraft erzeugt wird, in der Regel mehrere Umwandlungen und Übertragungen über große Entfernungen, bevor er in das Netz oder einen Elektrolyseur an Land eingespeist wird. Dabei handelt es sich um Prozesse, die Strom abziehen und die Effizienz verringern. Die Lieferung von Wasserstoff aus dem Offshore-Bereich wäre hingegen problemlos per Pipeline möglich. PtX-Produkte wie Methanol und Ammoniak wären noch einfacher zu transportieren als Wasserstoff, sei es per Pipeline oder Schiff.

Unser H2Mare-Projekt hat mehrere große Ziele. Wir führen die detaillierte Analyse durch, die erforderlich ist, um abschließend festzustellen, ob es wirtschaftlich sinnvoll und technisch machbar ist, Wasserstoff und andere Kraftstoffe im Ausland zu produzieren. Und wenn ja, wie genau? Was wären die besten Konfigurationen, Entfernungen, Produktionsmengen usw.? Obwohl wir keine vollständige Offshore-PtX-Produktionsplattform bauen werden, planen wir den Bau einer Testplattform auf einem Lastkahn auf offener See sowie einen Onshore-Testaufbau des Elektrolysesystems.

Eine der wichtigsten Fragen, die wir beantworten werden, lautet: Wie lassen sich PtX-Produktionsanlagen auf See am besten versorgen? Zur Herstellung von Kraftstoffen oder Gütern wie Ammoniak können diese Anlagen entweder mit Wasserstoff oder mit Strom versorgt werden; Im letzteren Fall würde die PtX-Plattform ihren eigenen Wasserstoff durch Elektrolyse von entsalztem Meerwasser produzieren. Wenn die PtX-Anlage jedoch mit Wasserstoff von anderen Plattformen versorgt wird, stellt sich die Frage: Wie lässt sich das Gas am besten herstellen? Sie könnten Wasserstoff an jeder Windturbine produzieren und ihn dann in der PtX-Anlage kombinieren, oder Sie könnten den Strom mehrerer Windturbinen kombinieren, um Wasserstoff auf einer separaten Plattform zu produzieren und ihn dann der PtX-Plattform zuzuführen. Es stellt sich heraus, dass die erstere Option besser ist.

Die IEA prognostiziert, dass im Jahr 2030 eine Menge emissionsarmer Wasserstoff produziert wird

Eine weitere große Frage ist, wie eine stabile Produktion dieser Multimegawatt-Wind-Wasserstoff-Inseln sowie ein autonomer Betrieb der PtX-Inseln erreicht werden können. Unabhängig davon, ob Wasserstoff oder PtX-Produkte erzeugt werden, sind die Produktionsinseln nicht direkt an ein Stromnetz an Land angeschlossen und müssen daher zuverlässig aus eigener Kraft funktionieren.

Angesichts der äußerst dynamischen Umgebung, in der diese Plattformen funktionieren müssen, wird das nicht einfach sein. Vor der Küste wechselt das Wetter zwischen kräftigen Winden, Stürmen und gelegentlichen Flautephasen, die manchmal innerhalb von Minuten von einem zum anderen wechseln. Dies führt zu großen Schwankungen in der Leistungsabgabe der Windkraftanlagen. Dadurch wird die Versorgung der verschiedenen Anlagen mit Strom und Wasserstoff sehr unterschiedlich ausfallen.

Diese Variabilität wird auch die elektrischen Systeme belasten. Da es keinen Netzanschluss gibt, funktionieren die Plattformen grundsätzlich als kleine, isolierte Stromnetze und müssen daher plötzliche Stromstöße bewältigen.

Umgekehrt müssen die Chemiefabriken und andere Offshore-Anlagen nach einer langen Windstille ohne externe Stromversorgung wieder in Betrieb genommen werden. Dies wird als Schwarzstartfähigkeit bezeichnet. Es gibt keine Standardverfahren, um dies in einem winzigen, automatisierten und isolierten Raster zu bewerkstelligen, daher versuchen wir, welche zu entwickeln. Wir denken zum Beispiel darüber nach, welche Arten von Batterien wir einsetzen und wie wir chemische Prozesse so gestalten, dass die Anlagen zuverlässig wieder hochfahren können.

Auch die Elektrolyseure müssen so ausgewählt werden, dass sie in der dynamischen Umgebung auf See die beste Leistung erbringen. Es gibt drei Haupttypen der industriellen Elektrolyse, und von diesen dreien ist die Protonenaustauschmembran (PEM) in diesem Szenario ideal. Ein PEM-Elektrolyseur startet innerhalb weniger Minuten und bewältigt schnelle Lastwechsel. Im Rahmen von H2Mare entwerfen und bauen wir PEM-Zellen speziell für den Offshore-Einsatz und werden sie voraussichtlich bald testen, um zu sehen, wie gut sie funktionieren, wenn die Leistung stark schwankt.

Projektziel:

Untersuchen Sie die Offshore-Produktion von Wasserstoff und Sekundärprodukten

Finanzierung:

Teilweise gefördert durch das Bundesministerium für Bildung und Forschung

Dauer:

April 2021 bis März 2025

Konsortium:

32 Partner aus Industrie und Forschung

Projektbudget:

Etwa 150 Millionen Euro, davon etwa 100 Millionen Euro aus Zuschüssen

Wir stellen fest, dass die Prozesskontrolle eine wichtige Rolle spielen wird. Die einzelnen an eine Turbine angeschlossenen Elektrolyseure müssen so gesteuert werden, dass sie gleichmäßig altern und ihre Gesamtausfallzeit auf ein Minimum beschränkt wird. Unsere Experimente zielen nun darauf ab, die effizienteste Betriebsart zu finden. Beispielsweise wird untersucht, ob die Abwärme des Elektrolyseurs zur Entsalzung genutzt werden kann und ob diese Wärmemenge über den gesamten Betriebsbereich der Anlage ausreicht.

H2Mare wird sich außerdem mit ersten Strategien für das Management eines kleinen Inselnetzes befassen. Was passiert, wenn ein Elektrolyseur unerwartet abschaltet? Wohin kann die überschüssige elektrische Energie so schnell abgeleitet werden, dass das Netz nicht zusammenbricht? Und umgekehrt: Wie kann der Elektrolyseur so ausgelegt sein, dass er mit einer Situation zurechtkommt, in der der Wind nachlässt und die Stromversorgung plötzlich wegfällt?

Um diese Fragen zu beantworten, wollen wir in den nächsten zwei Jahren einen 5-MW-Elektrolyseur mit Meerwasserentsalzungsanlage im Onshore-Test bauen und betreiben. Für die Tests erstellen wir eine Offshore-Umgebung einschließlich Offshore-Windprofilen.

Für die Stromerzeugungs- und Elektrolysesysteme sowie die PtX-Anlagen besteht das wichtigste Forschungsziel darin, herauszufinden, wie sie trotz dynamischer Umgebung, Isolation und Automatisierung stabil arbeiten können. Die chemischen Prozesse sind im Allgemeinen am effizientesten, wenn eine konstante Versorgung mit Energie und Reaktanten vorhanden ist. Aber draußen auf See werden sie unweigerlich schwanken, deshalb entwickeln wir Konzepte, die Batterien oder Wasserstoffspeichersysteme nutzen, um die Schwankungen auszugleichen. Der Trick besteht darin, die Kosten für diese Puffer auf ein Minimum zu beschränken. Eine weitere Möglichkeit ist ein modularer Aufbau, bei dem parallele Module aufeinander abgestimmt hochgefahren oder heruntergefahren werden.

Die Basis für einen Großteil unserer PtX-fokussierten Forschung ist das Energy Lab 2.0 am Karlsruher Institut für Technologie. Das Labor verfügt über eine Vielzahl energiebezogener Forschungs- und Entwicklungseinrichtungen, darunter solche für die Erzeugung erneuerbarer Energien, Energiespeicherung und PtX sowie Smart-Home- und Elektrofahrzeug-Infrastruktur. Für H2Mare dient es als eine Art Trockendock: Dort betreiben wir die prototypischen PtX-Anlagen mit für Offshore-Windparks typischen Leistungsprofilen und simulieren ihren optimalen Betrieb unter transienten Bedingungen und im Inselbetrieb.

Unterdessen treibt Siemens Energy seine Pläne zur Entwicklung eines kommerziellen Elektrolysesystems für Offshore-Windkraftanlagen voran. Nach aktuellen Schätzungen könnte im Jahr 2026 der erste Prototyp einer Windkraftanlage mit integrierter Wasserstoffproduktion des Unternehmens im Wasser sein, bis Ende der 2020er Jahre könnten kommerzielle Projekte mit Leistungen von mehreren Hundert Megawatt bis hin zum Gigawatt-Bereich folgen.

Wenn alles gut geht, könnte Offshore-Wasserstoff dazu beitragen, den schnellen, groß angelegten Übergang zu klimaneutraler Energie zu ermöglichen, den wir brauchen, um die Ziele für den Zeitrahmen 2040 zu erreichen. Wir gehen davon aus, dass autarke PtX-Produktionsinseln im kommerziellen Maßstab eine realistische Möglichkeit sein werden, jedoch frühestens im Jahr 2040. Ob sie genauso aussehen und funktionieren wie die, die wir in diesem Artikel beschrieben haben, hängt in hohem Maße von den Erkenntnissen ab, die wir bei H2Mare und ähnlichen Projekten in Europa und anderswo gewonnen haben.