nach netzunabhängigem grünem Wasserstoff suchen!
RWE, Siemens und Shell untersuchen unter anderem die Offshore-Wasserstoffproduktion, um den Ozeanwind vom überfüllten europäischen Netz zu entkoppeln.
Die Europäische Union will bis 2030 40 Gigawatt grüne Wasserstoffelektrolyseure bauen und schätzt, dass 80 bis 120 Gigawatt Sonne und Wind benötigt werden, um sie mit Strom zu versorgen.
Das ist ein neues Problem für die europäischen Netzbetreiber. Die Dekarbonisierung wird voraussichtlich den Strombedarf verdoppeln, da auch Transport und Wärme elektrifiziert werden.
Die Abschaltung der Wasserstoffproduktion aus dem Stromnetz könnte eine Win-Win-Lösung für diese Probleme sein. Das ist die Idee hinter den Plänen für den sogenannten "Inselwasserstoff", der Elektrolyseure mit Offshore-Windparks koppelt und Wasserstoffmoleküle anstelle von Elektronen an Land zurückschickt.
Das AquaVentus- Konsortium unter der Leitung des deutschen Energieversorgers RWE untersucht den Einsatz von bis zu 10 GW grünem Wasserstoff auf der Insel bis 2035, wobei die Insel Helgoland als zentraler Knotenpunkt dient. Damit ist es der bislang größte Vorschlag für grünen Wasserstoff auf dem Reißbrett. Weitere AquaVentus-Partner sind Siemens Energy, Vattenfall, Vestas, Siemens Gamesa und Shell.
AquaVentus ist erheblich größer als die 4-GW-Pläne in Saudi-Arabien , obwohl dieses Projekt in der neuen Megacity Neom voraussichtlich 2025 in Betrieb gehen wird.
Industrielle Anwendungen werden eine große Nachfragequelle für Wasserstoff sein, insbesondere in den frühen Tagen dieses Übergangs. In Europa bedeutet dies Nachfragecluster in Belgien, den Niederlanden und Deutschland. Von AquaVentus zurückgeleiteter Wasserstoff würde flussabwärts vom Hamburger Hafen landen.
Die Kosten für den Transport von Wasserstoff von Ozeanplattformen über Pipelines scheinen auf den ersten Blick viel höher zu sein als die Kosten für die Verlegung der Unterwasserübertragung, um Strom an Land zu bringen. Dies berücksichtigt jedoch nicht die Kosten für Offshore-Umspannwerke zum Sammeln von Windparkstrom oder den stark überlasteten Zustand des Onshore-Stromnetzes. Es sind massive koordinierte Anstrengungen erforderlich, um diese Netze in Form zu bringen und die schnell wachsende Menge an geplanter Offshore-Windkraft zu absorbieren.
Angesichts dieser Herausforderungen kann es sinnvoll sein, Wasserstoff zurück zu Bedarfszentren zu leiten, insbesondere für eine Nordseeregion, in der bereits eine umfangreiche Unterwasser-Pipeline-Infrastruktur und umfassende Branchenerfahrung beim Bau vorhanden sind. Bisher beginnt die erste Welle von Inselwasserstoffprojekten jedoch klein.
Anfang Dezember kündigte Siemens Gamesa in Dänemark einen Versuch mit grünem Wasserstoff auf Inseln an, der nächsten Monat den Betrieb aufnehmen wird. Eine vorhandene 3-MW-Turbine wird an einen alkalischen Elektrolyseur angeschlossen, und Wasserstoff wird zur Verwendung in den Wasserstofftankstellen von Everfuel in Tankwagen überführt. Die 3-MW-Turbine des Brande Hydrogen-Projekts wird genug Kraftstoff für 50 bis 70 Taxis produzieren.
„Sobald ein Windpark unabhängig von einem Netz Wasserstoff produzieren kann, können Sie den Windpark dort platzieren, wo Sie die stärksten Winde an guten Standorten finden, ohne sich um die Verfügbarkeit des Netzes sorgen zu müssen“, sagte Henrik Mortensen, Senior Business Analyst für Innovation und Produkte bei Siemens Gamesa GTM in einer E-Mail.
„Angesichts der Ambitionen der EU für die Erzeugung von grünem Wasserstoff wird es notwendig sein, auf Offshore-Wind umzusteigen. Hier sehen wir großes Potenzial in Windparks, die Moleküle anstelle von Elektronen an Land bringen. “
Die Offshore-Wasserstoffwirtschaft aufbauen
Ein weiteres Insel-Wasserstoffprojekt in Großbritannien, Dolphyn genannt, schlägt einen 2-MW- und 10-MW-Pilotversuch für schwimmende Windkraftanlagen mit Bordelektrolyseuren vor. Eine Analyse von ERM, der Firma hinter Dolphyn, ergab die Gesamtkosten für die Lebensdauer von vier verschiedenen Setups.
Zwei verwenden schwimmende Turbinen mit Elektrolyseuren, die jeweils unterschiedliche schwimmende Fundamente verwenden (Einzelholm und Halbtaucher). Ein dritter nutzt eine zentrale Offshore-Plattform für die Wasserstoffproduktion, und der vierte leitet den Strom einfach an Onshore-Elektrolyseure zurück.
In allen Entfernungen vom Ufer, 50, 100 und 250 Kilometer, war eine schwimmende Halbtauch-Turbine mit Bordelektrolyseuren am billigsten. Über 100 Kilometer hinaus führen die Kosten für Hochspannungskabel zurück an Land zu einer Kostenlücke.
Das Dolphyn-Projekt hat dazu geführt, dass das Konzept des Inselwasserstoffs in den zukünftigen Energieszenarien von National Grid berücksichtigt wird.
Rob Gibson ist der gesamte System- und Gasversorgungsmanager für den National Grid Electricity System Operator. Er und sein Team entwickelten die Emissions-, Wasserstoff- und Gaseinträge für die zukünftigen Energieszenarien. Sie betrachten eine Reihe potenzieller Ergebnisse für das Energiesystem, wobei Wasserstoff ein zunehmender Schwerpunkt ist.
Gibson beschreibt die verschiedenen geplanten Ergebnisse als "glaubwürdige Extreme". Das ehrgeizigste Szenario, "Leading The Way", skizziert eine Situation, in der die bevorstehende Wasserstoffwirtschaft den gesamten aus erneuerbaren Energien erzeugten grünen Wasserstoff nutzt. Andere Szenarien basieren eher auf „blauem Wasserstoff“ oder Wasserstoff aus Rohstoffen für fossile Brennstoffe, wobei die daraus resultierenden Kohlenstoffemissionen erfasst und gespeichert werden.
Blauen Wasserstoff für Grün überspringen?
Mit dem 10-GW-Vorschlag von RWE und Partnern, der jetzt veröffentlicht wird, geht Gibson davon aus, dass die Dynamik für grünen Wasserstoff zunimmt, obwohl er persönlich eine Kombination aus Blau und Grün für wahrscheinlicher hält.
"Es erhöht definitiv die Glaubwürdigkeit des Potenzials für eine rein grüne Wasserstoffzukunft und überspringt dann möglicherweise die blaue", sagte Gibson in einem Interview. So wie es aussieht, wird blauer Wasserstoff von einigen als „Übergangskraftstoff“ für Grün präsentiert.
Natürlich ist keine dieser beiden Technologien im Maßstab bewährt, was Vergleiche an dieser Stelle etwas verfrüht macht. Dennoch "gibt es eine Ansicht, die wir hören, wenn wir uns mit der Industrie beschäftigen, dass die Kosten für grünen Wasserstoff zu dem Zeitpunkt, an dem blauer Wasserstoff in Betrieb ist, gleich sein könnten", sagte Gibson. Wenn dies der Fall ist, warum sollten Sie zweimal investieren?
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