Wasserstoffproduktion aus unterschiedlichen Quellen (siehe Abbildung 1), Konditionierung
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- Fluktuierende Primärenergieträger zur Wasserstofferzeugung
- Kohle- und Biomassevergasung
- Solarthermische Verfahren zur Methannutzung
- Weitere Verfahren (Grundlagenforschung)
- Überblick über den FE-Bedarf bei der Wasserstoffproduktion
- 1.1.1.2Speicherung und Transport
Kritische Entwicklungshemmnisse1.1.1.1Produktion
In Elektrolyseuren4 erfolgt die Umkehrung der in Brennstoffzellen ablaufenden Reaktion, nämlich die Zersetzung des Wassermoleküls in Wasserstoff und Sauerstoff durch elektrischen Gleichstrom. Zur Erzeugung eines Normkubikmeters Wasserstoff muss eine Energie von theoretisch 3,54 kWhel aufgewendet werden, was dem oberen Heizwert von Wasserstoff entspricht. Die in einem Elektrolyseur stattfindende Wasserzersetzung umfasst zwei Reaktionen, die an den beiden Elektroden ablaufen: an der Kathode entsteht Wasserstoff, an der Anode Sauerstoff. Der dazu notwendige Ladungsausgleich erfolgt in Form der Ionenleitung über einen Elektrolyten. Zwischen den Reaktionsräumen der Elektroden ist ein Separator angeordnet, der die Trennung der Produktgase Wasserstoff und Sauerstoff sicherstellt. Aufgrund des modularen Aufbaus von Elektrolyseuren ist eine Aufwärtsskalierung einfach möglich. Grundsätzlich lassen sich Elektrolyseure nach der Art der eingesetzten Elektrolyten in vier Gattungen unterteilen: die alkalische Wasserelektrolyse mit wässriger Kalilauge als Elektrolyt, die Membranelektrolyse mit einer protonenleitenden Membran als Elektrolyt, die Hochtemperaturelektrolyse und die Alkalischmelzelektrolyse. Die alkalische Wasserelektrolyse ist die älteste und deswegen am weitesten verbreitete Technologie. Die alkalische Elektrolyse wird heute überwiegend dort eingesetzt, wo Strom sehr günstig zur Verfügung steht oder wo kleine Mengen an reinem Wasserstoff benötigt werden. Mit Ausnahme der von GHW und Lurgi entwickelten 3-MPa-Druckelektrolyseure werden alkalische Elektrolyseure nahe Atmosphärendruck bis zu wenigen Bar Überdruck betrieben. Die in den letzten Jahren deutlich gestiegenen Wirkungsgrade der Umsetzung von elektrischer Energie in Wasserstoff liegen bei der klassischen, alkalischen Elektrolyse zwischen 60 und 70 % (für den unteren Heizwert des Wasserstoffs). Die Stromkosten determinieren neben den Volllaststunden im Wesentlichen die Wirtschaftlichkeit der Elektrolyse. Wesentliche Entwicklungsarbeiten zielen deshalb auf die Erhöhung des Wirkungsgrades (u. a. durch aktivierte Elektroden, verbesserte Diaphragmen und neue Materialien wie die Verwendung von Kunststoff- statt Metallrahmen). Weitere Entwicklungsarbeiten zielen auf die Kopplung von Elektrolyseuren mit variablem Stromangebot (Windkraftanlagen, Solarkraftwerke) ab, weil sich Elektrolyseure durch ein sehr günstiges Teillastverhalten auszeichnen. Ein weiteres Themenfeld ist deshalb auch das Lastmanagement mit Wasserstoffspeichern in Netzen mit ausgeprägt wechselnden Lastprofilen. Tabelle 2: Entwicklungsziele der alkalischen Hochdruckelektrolyseure
Quelle: Ball (2006), siehe zum Vergleich auch Cascade Mints (2005), Jungmeier (2006), Trudewind et al. (2008) und DLR (2008), eigene Berechnungen Die heute sich noch in der Entwicklungsphase befindliche Membranelektrolyse (PEM-Elektrolyse) stellt hinsichtlich der Materialanforderungen (Edelmetallkatalysatoren) höhere Ansprüche als die alkalische Elektrolyse – sie stellt dafür aber geringere verfahrenstechnische Anforderungen. Die Membranelektrolyse ist für kleinere Leistungen attraktiv und kann gegebenenfalls von Entwicklungen der Membranbrennstoffzelle profitieren. Derzeit wird intensiv an einer Kostenreduzierung durch die Entwicklung neuer billigerer Katalysatormaterialien (z. B. Ruthenium) als Ersatz von Platin gearbeitet. Weiterhin sollen die benötigten Volumina deutlich verringert und die Wirkungsgrade erhöht werden. Heute ist der Investitionsbedarf ist bei PEM-Elektrolyseuren sehr hoch (ca. 10.000 EUR/kWH2). General Electric hat nach DLR (2008) durch Materialsubstitution die Herstellkosten von Wasserstoff um mehr als 60 % gesenkt (von 8 US$/kg auf 3 US$/kg). Eine Skalierung der Membranelektrolyse zu Anlagen größerer Leistungen ist dagegen heute nicht absehbar, da bisher keine Verfahren zur Herstellung von großflächigen Membranelektroden-Einheiten verfügbar sind (hier besteht Forschungsbedarf). PEM-Hochdruckelektrolyseure mit einem Betriebsdruck von 35 MPa und einer Produktionsrate von 2,5 Nm3/h existieren als Prototypen (Quelle: Mitsubishi (2004)). Zur dezentralen Versorgung von Tankstellen sind Elektrolysemodule mit 30 Nm3/h bei 40 MPa Wasserstoffdruck in der Entwicklung. Darüber hinaus wird eine weitere Druckerhöhung auf 70 MPa, der derzeit geplanten Obergrenze von Wasserstoffspeichern in Fahrzeugen, angestrebt. Bei der sicherheitstechnischen Beherrschung von Elektrolyseuren steht die Vermeidung eines zündfähigen Wasserstoff-Sauerstoff-Gemischs im Vordergrund. Mit steigendem Druck erhöht sich die Löslichkeit und Querdiffusion der Reaktionsgase im Elektrolyten und damit die Gefahr einer Gemischbildung. Auch beim Bruch der Elektrolytmembran kann dieses Problem auftreten. Aus diesem Grund ist eine sorgfältige Analyse und Zulassungsbewertung von PEM-Hochdruckelektrolyseuren erforderlich. An der Hochtemperaturelektrolyse wird seit längerer Zeit schon intensiv in der Forschung gearbeitet, sie befindet sich aber noch im Labormaßstab. Sie wird bei 700 bis 1.000 °C mit ZrO2-Keramik als Elektrolyt und Wasserdampf betrieben (Solid Oxide Electrolyser Cells als Umkehrung der SOFC-Brennstoffzelle). Für die chemische Dissoziation von Wasserdampf ist im Vergleich mit flüssigem Wasser theoretisch ein geringerer Einsatz von Strom notwendig. Durch die Einkopplung von externen Wärmequellen wie konzentrierter Solareinstrahlung oder nuklearer Hochtemperaturwärme ist es möglich, den Großteil der benötigten Energie in Form von Prozesswärme bereitzustellen und den Aufwand an elektrischer Energie zu verringern. Damit soll der Gesamtwirkungsgrad inklusive Strom- und Wärmeerzeugung über dem der alkalischen oder der PEM-Elektrolyse liegen. Neben den hohen Kosten ist die kurze Lebensdauer aufgrund von Degradationsprozessen ein weiterer Nachteil. Materialtechnische Probleme aufgrund der hohen Betriebstemperatur stellen die Herausforderung da. Es fehlen Prototypen und kommerzielle Anlagenkonzepte (siehe zu Forschungsansätzen Trudewind (2008) und DLR (2008)). Insgesamt besteht bei den Elektolyseuren noch der Bedarf große Anlagen zu errichten, um große Wasserstoffmengen, u. a. in Kopplung mit erneuerbaren Energien, insbesondere Windparks, oder als Kraftwerksreserven, zu erzeugen (siehe GermanHy 2008, HFP (2007) und Trudewind (2008)). Weiterhin wird auch an einer sogenannten „Regenerative Fuel Cell“ (RFC) im Grundlagenbereich geforscht, die durch Umkehr der Stromrichtung zum einen Wasserstoff und zum anderen dann wieder Strom aus Wasserstoff liefert (siehe hierzu auch Kapitel xx).
Wasserstoff als chemischer Energieträger bietet sich zur Speicherung von fluktuierenden Energieträgern an. Allerdings existiert eine Reihe von verfahrenstechnischen Herausforderungen. Der von fluktuierenden Energieträgern vorgegebenen Leistungskurve kann vom Elektrolysestrom und der Zellspannung verzögerungsfrei gefolgt werden (elektrochemische Vorgänge reagieren praktisch verzögerungsfrei auf Leistungssprünge). Allerdings sind die Zeitkonstanten nachgeschalteter Systemkomponenten (Elektrolytkreislauf, Druckregler, Produktgasseparatoren) deutlich größer. Deshalb muss das dynamische Verhalten dieser Komponenten optimiert werden. Ein weiteres Problem ist, dass sich mit abnehmender Stromdichte (Teillastbetrieb) die Produktqualität ändert (Schumberger et al. 2004). In NOW (2008) wird der derzeitige Arbeitsbereich bei alkalischen Elektrolyseuren mit 20-80 % Teillast und bei PEM-Elektrolyseuren mit 0 bis 100 % Teillast angegeben. Da wie oben aufgeführt die PEM-Elektrolyseure von ihrer Leistungsgröße her beschränkt sind, bieten sich als Großelektrolyseure in Wind-Wasserstoffsystemen insbesondere alkalische Elektrolyseure an.
Die Dampfreformierung ist heute das weltweit am meisten verbreitete kommerzielle Verfahren zur großtechnischen Wasserstoffproduktion in der chemischen Industrie. Unter Dampfreformierung versteht man dabei die endotherme katalytische Umsetzung von leichten Kohlenwasserstoffen (Methan bis Naphtha, aber auch Biogas) und Alkoholen (z. B. Methanol) in Wasserstoff. Durch die Reaktion mit Wasserdampf lassen sich Kohlenwasserstoffe in Mischungen aus Wasserstoff, Kohlenmonoxid, Methan und Kohlendioxid umwandeln. Die Dampfreformierung wird großtechnisch bei Temperaturen von 700 bis 900 °C und Drücken von etwa 2 bis 4 MPa durchgeführt. Der Gesamtwirkungsgrad bestehender Anlagen liegt bei 70 bis 80 % (bezogen auf den untereren Heizwert). Die Wirtschaftlichkeit der Erdgasdampfreformierung ist maßgeblich von den Erdgaspreisen abhängig. Tabelle 3: Entwicklungsziele der Erdgasdampfreformierung
Quellen: Ball (2006) und eigene Annahmen, siehe zum Vergleich auch (Cascade Mints 2005) und (DLR 2008) Wesentliche Entwicklungsziele liegen in der Erhöhung des Wirkungsgrades um einige Prozentpunkte bzw. eine Kostenreduktion von 25 bis 30 %. Hier spielen neue Materialen eine wesentliche Rolle. Aus energetischer und ökonomischer Sicht sind weitere Verbesserungen bei zukünftigen Anlagen vor allem durch optimale Systemintegration mit kombinierter Erzeugung von Wasserstoff, Strom und Wärme zu erwarten. Ein weiteres wichtiges Entwicklungsziel derzeitiger Optimierungsmaßnahmen ist die Reduzierung der CO2-Emissionen aus der Anlage (BMWA 2005). Gerade bei den on-site Anlagen (z. B. für Tankstellen) lassen sich noch deutliche Verbesserungen erschließen. Generell wird aktuell an der Entwicklung kleinerer Reformer gearbeitet, um diese Technologie auch für kleinere Applikation (z. B. an Tankstellen) zugänglich zu machen.
Schwere Kohlenwasserstoffe aus der Petrochemie können auf Basis der partiellen Oxidation zu Wasserstoff umgesetzt werden5. Dieses Verfahren wird hauptsächlich zur Wasserstofferzeugung aus Schweröl und schwefelhaltigen organischen Rückständen eingesetzt. Bei der Partialoxidation erfolgt eine exotherme Umsetzung des Schweröls mit Sauerstoff unter Zusatz von Wasserdampf. Die chemischen Reaktionen verlaufen am besten bei Temperaturen zwischen 1.300 und 1.500 °C sowie einem Druck von 3 bis 10 MPa, wobei auf den Einsatz eines Katalysators verzichtet werden kann. Im Gegensatz zur Dampfreformierung stellt die partielle Oxidation keine besonderen Anforderungen an die Qualität der eingesetzten Energiequelle. In der Praxis ist die partielle Oxidation von Schweröl in zwei großtechnischen Verfahren von Texaco und Shell realisiert worden. Aus energetischer und ökonomischer Sicht sind weitere Verbesserungen bei zukünftigen Anlagen vor allem durch optimierte Systemintegration zu erwarten. Für die Zukunft kann davon ausgegangen werden, dass sich der Brennstoffeinsatz um ca. 5 % und der Stromeinsatz um etwa 10 % reduzieren lässt, womit der Wirkungsgrad von derzeit ca. 73 % auf bis zu 77 % steigen würde (siehe BMWA (2006), DLR (2008)). Es sollte jedoch darauf hingewiesen werden, dass diese Technologie keine echte Alternative zur Nutzung fossiler Kraftstoffe im Verkehrssektor darstellt und nur in der Übergangsphase zur nachhaltigen Versorgung eine (begrenzte) Rolle spielen kann.
Die Vergasung von festen Brennstoffen (Kohle und Biomasse) zur industriellen Herstellung von Gasen ist in der Vergangenheit mit einer Vielzahl von Verfahren durchgeführt worden. Die große Zahl der Ausführungsmöglichkeiten der Reaktoren rührt aus der großen Anzahl der Einflussfaktoren, die der Prozessgestaltung viel Spielraum bieten. Die Vergasungstechniken lassen sich dabei nach folgenden Kriterien unterscheiden:
Die Vergasung eines Festbrennstoffs erfolgt bei Temperaturen zwischen 300 und maximal 2.000 °C und lässt sich in die Teilschritte Trocknung, Pyrolyse, Vergasung und Verbrennung untergliedern. Ebenso wie bei der Erdgasreformierung kann im Falle einer beabsichtigten CO2-Abscheidung mit anschließender Speicherung das CO2 in einer Wäsche aus dem Synthesegas abgetrennt werden, bevor es einer Gasreinigungsanlage (PSA-Pressure Swing Adsorption) oder einer Gasturbine zugeführt wird. In Abhängigkeit der Dimensionierung der Gasturbine kann der Synthesegasstrom innerhalb eines bestimmten anlagenspezifischen Leistungsbereiches entweder vermehrt zur Wasserstoffproduktion oder vermehrt zur Stromerzeugung (Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC)-Anlage) eingesetzt werden. Tabelle 4: Kohlevergasungstechnologien (konventionell und IGCC)
Quelle: Ball (2006), siehe zum Vergleich auch DLR (2008), Cascade Mints (2005) und Road2HyCom (2008) Bezüglich der Nutzung von Biomasse zur Wasserstoffproduktion sind zahlreiche Prozesse in der Entwicklung und einige Demonstrationsanlagen in Betrieb. Grundsätzlich handelt es sich bei Biomasse um einen Kohlenwasserstoff, den man mit allothermer oder autothermer Dampfreformierung in Wasserstoff umwandeln kann. Da Biomasse zu ca. 40 % aus organisch gebundenem Sauerstoff besteht, benötigt man nur sehr wenig zusätzlichen Sauerstoff, um die endotherme Reaktion durchzuführen. Man erreicht daher höhere Wirkungsgrade als beispielsweise bei der Vergasung von Kohle. Ein wesentliches Problem der Biomasse ist allerdings ihre geringe Energiedichte, was für den Einzugsbereich solcher Anlagen in Anbetracht der Transportintensität zentraler Anlagen von Bedeutung ist. Dies beschränkt die realisierbare Leistungsgröße. Die Vergasung von Biomasse erfolgt in mehreren Teilschritten. Die erste Stufe bei der Herstellung ist hierbei die Pyrolyse, bei der als Endprodukte Primärgase, Methan, Koks und flüssige organische Verbindungen entstehen. Diese werden in einem zweiten Teilprozess mit Wasserdampf versetzt, und es entsteht wiederum ein Gemisch aus Wasserstoff, Methan, Kohlenmonoxid und -dioxid. Auch bei diesem zweiten Schritt muss Energie zugeführt werden und es wird anschließend durch Dampfreformierung Wasserstoff gewonnen. Die einzelnen Teilschritte können im gleichen Apparat oder in getrennten Reaktoren stattfinden wie z. B. bei der so genannten „gestuften Reformierung“ der Firma D.M.2. Diese zweistufige Variante wird vor allem für kleinere Anlagen (10 bis 15 MW Biomasseinput) eingesetzt. Bei Verwendung von Biomasse mit hohem Feuchtigkeitsanteil, beispielsweise Biomüll von Haushalten, kann durch Methangärung Biogas mit einem Methangehalt von 60 bis 70 % erzeugt werden. Das entspricht dem Biogas aus Gülle. Nach der Entschwefelung kann Biogas in Hochtemperaturbrennstoffzellen vom Typ MCFC oder SOFC direkt als Brenngas verwendet werden. Daneben kann Methan aus Biogas über Dampfrerformiung zu reinem Wasserstoff umgesetzt werden (ähnlich wie bei Erdgas). Kein Verfahren zur Wasserstoffproduktion aus Biomasse (Ausnahme: Dampfreformiung von Methan) ist jedoch heute schon kommerziell verfügbar. Dies macht eine wirtschaftliche Bewertung schwierig, und die verschiedenen Studien liegen deshalb in ihrer wirtschaftlichen Bewertung weit auseinander. Fest steht allerdings, dass die Biomasseverfahren zu den günstigsten Verfahren zur Erzeugung von Wasserstoff aus regenerativen Energieträgern gehören, und zudem sich bzgl. ihrer Wirtschaftlichkeit nicht wesentlich von den konventionellen Verfahren zu unterscheiden scheinen. Zu beachten ist aber, dass – im Gegensatz zu Strom aus Wind und Sonnenenergie – das Potenzial von Biomasse sehr begrenzt ist und es eine starke Nutzungskonkurrenz gibt (z. B. Produktion von Strom und Wärme). Nach Ausschöpfen des technischen Potenzials sind daher Kostensteigerungen zu erwarten. Tabelle 5: Heutiger Stand der Technik und Entwicklungsziele der Biomassevergasung
Quelle: Ball (2009), D.M.2 (2001), siehe zum Vergleich auch Cascade Mints (2005), DLR (2008), eigene Berechnungen Die in Tabelle 5 dargestellte Betrachtung beschränkt sich auf die Vergasung fester Biomasse, da dieser Prozess aufgrund der umfangreichen Erfahrungen mit der Kohlevergasung einer Kommerzialisierung am nächsten ist und auch das geschätzte Potenzial fester Biomasse das von gasförmiger oder flüssiger Biomasse weit übersteigt. Der prinzipielle Verfahrensablauf der Biomassevergasung entspricht dabei im Wesentlichen der Kohlevergasung. Das aussichtsreichste Verfahren zur Biomassevergasung für die Produktion von reinem Wasserstoff in Deutschland ist u. a. die so genannte „gestufte Reformierung“ der Firma D.M.2 („Blauer Turm“) und der u. a. vom Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff- Forschung (ZSW) entwickelte Prozess des „Absorption Enhanced Reformign“ (AER). Forschungs- und Entwicklungsbedarf besteht vor allem in der Verbesserung der Zuverlässigkeit der verschiedenen Komponenten der Vergasunganlage, um einen zuverlässigen Betrieb über lange Zeiträume zu gewährleisten. Für die Produktion von BTL werden bisher andere Vergasungsverfahren (mit Sauerstoff statt Wasserdampf als Vergasungsmittel) in Betracht gezogen. Im Rahmen der Herstellung von BTL (Biomass to Liquid, Biomasse der zweiten Generation, siehe (Angerer (2007)) hat Choren 2008 eine Pilotanlage gestartet, was für die Entwicklung der Vergasung der Biomasse bedeutend sein kann.
Verfahren der solarthermischen Wasserstofferzeugung befinden sich noch in der Konzeptphase bzw. erste Labor- und Versuchsanlagen wurden bereits gebaut. Einen guten Überblick über den Stand dieser Verfahren bieten DLR (2008) und Möller et al. (2006). Zur Bereitstellung von Hochtemperaturwärme für diese Verfahren bieten sich Solarturmsysteme bestehend aus einem Spiegelfeld, Solarturm und Receiver an (siehe zu dieser Technologie auch Kapitel xx). Bei der Solaren Dampfreformierung von methanreichem Gas wird im Unterschied zur Methanreformierung mittels Erdgasverfeuerung erzeugter Wärme ein solarchemisches Verfahren zur Reformierung von Methan auf der Basis konzentrierender Solarsysteme eingesetzt. Dieses Verfahren ist nur in sehr sonnenreichen Regionen mit kontinuierlicher Verfügbarkeit von Erdgas und Wasser möglich. Gegenüber der konventionellen Erdgasreformierung können bis zu 40 % der fossilen Energieträger und der CO2-Emissionen eingespart werden (siehe DLR (2008)). Der intermittierende Betrieb stellt hinsichtlich der Lebensdauer und der Zuverlässigkeit eine hohe Herausforderung dar. Auch bei der optimalen Anlagenkonfiguration besteht noch Entwicklungspotenzial. Beim Verfahren des Solaren Crackens wird Methan bei hohen Temperaturen von 1.500 bis 2.300 K in sauerstofffreier Umgebung in elementaren Kohlenstoff und Wasserstoff aufgespalten. Die zur Spaltung benötigte thermische Energie wird durch konzentrierte Sonnenstrahlung bereitgestellt. CO2 wird nicht emittiert und der elementare Kohlenstoff kann für industrielle Anwendungen genutzt werden. Herausforderungen bestehen in der mangelnden Effizienz des Verfahrens, der Materialbeständigkeit und der Qualität des entstehenden Kohlenstoffes, die im Wesentlichen dessen Verkaufspreis und damit die Wirtschaftlichkeit der Gesamtanlage beeinflussen, sowie der absetzbaren Kohlenstoffmenge. Aktuelle Forschungsthemen liegen in der Optimierung des Gasflusses und der Verhinderung der Partikelablagerungen am Receiverfenster. Ein Problem bei den beiden hier aufgeführten Verfahren liegt in dem relativ hohen Flächenverbrauch für das Solarfeld. Unter günstigen Voraussetzungen können die Wasserstoffgestehungskosten bei den beiden methannutzenden Verfahren künftig bei unter 5 ct/kWh (Annahme Erdgaspreis 2 ct/kWh) liegen (vgl. DLR (2008), Möller et al. (2006)). Damit liegen sie im Bereich der konventionellen Verfahren der Wasserstofferzeugung. Sie haben das Potenzial für industrielle Anwendungen im zwei- bis dreistelligen MW-Leistungsbereich, aber aufgrund der klimatischen Voraussetzungen nicht in Deutschland. Ähnlich wie bei solarthermischen Kraftwerken könnte diese Technologie aber das Potenzial zur Erschließung heimischer Wertschöpfung durch F&E-Aktivitäten und Anlagenbau bieten.
Folgende Technologien befinden sich noch in der Phase der Grundlagenforschung (in EC (2005) und DLR (2008) finden sich hierzu ausführlichere Informationen und eine Übersicht über F&E-Themen). Die Idee der Wasserspaltung ohne Strom steht im Mittelpunkt der Forschungsaktivitäten bei den thermischen Verfahren. Die thermische Dissoziation bezeichnet den Zerfall von Molekülen durch Wärmeeinwirkung in seine einzelnen Atome. Bei Temperaturen über 2.200 °C beginnt der thermisch aktivierte Zerfall von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff. Die entstehenden Gase können mit keramischen Membranen voneinander getrennt werden. Diese Membranen müssen für Wasserstoff, jedoch nicht für Sauerstoff durchlässig sein. Durch Einkopplung von Wärme auf sehr hohem Temperaturniveau kann somit im Prinzip Wasserstoff direkt aus Wasserdampf hergestellt werden. Das grundsätzliche und bisher ungelöste Problem ist neben der technischen Beherrschung der notwendigen Arbeitstemperatur die Abtrennung von Wasserstoff bei diesen hohen Temperaturen. Aufgrund der hohen Temperaturen können nur sehr teure, hitzebeständige Materialien eingesetzt werden, was die Wirtschaftlichkeit negativ beeinflusst. Deshalb wird an Verfahren gearbeitet, die Dissoziationstemperatur abzusenken. Eine Absenkung der Temperatur der thermischen Wasserspaltung auf unter 900 °C kann über gekoppelte chemische Reaktionen erreicht werden (sogenannte thermo-chemische Wasserstoffherstellung). Dabei wird Hochtemperaturwärme aus Kern- oder Solarenergie verwendet. Es werden Metalloxide eingesetzt, die wie Katalysatoren zur Senkung der Reaktionstemperatur der thermischen Wasserzerlegung wirken. Derzeit herrscht eine große Verfahrenvielfalt (in der Literatur wurden etwa 3.000 unterschiedlichen thermochemische Kreisprozesse beschrieben), wobei nur wenige im experimentellen Maßstab erfolgreich demonstriert wurden (siehe DLR (2008)). Die höchsten Systemwirkungsgrade sowie das größte Potenzial für Verbesserungen weist aus heutiger Sicht ein verbesserter Schwefelsäure-Jod-Prozess auf. Jod und Schwefeldioxid reagieren bei 120 °C mit Wasser zu Jodwasserstoff und Schwefelsäure. Nach der Separation der Reaktionsprodukte wird Schwefelsäure bei 850 °C in Sauerstoff und Schwefeldioxid gespalten, aus Jodwasserstoff entstehen bei 300 °C Wasserstoff und das Ausgangsprodukt Jod. Den hohen thermischen Wirkungsgraden der thermochemischen Kreisprozesse (bis zu 50 %) müssen die heute noch weitgehend ungelösten material- und verfahrenstechnischen Schwierigkeiten (u. a. Zyklenstabilität) gegenübergestellt werden. Weiterhin besteht ein ökologisches Gefährdungspotenzial durch die verwendeten Chemikalien. Ein kritischer Erfolgsindikator ist die weitere Temperaturreduzierung durch Verwendung von neuen Metalloxiden insbesondere unter Kostengesichtspunkten. Auch muss die Langzeitstabilität der Metalloxidbeschichtung sichergestellt werden. Ebenso sind Verbesserungen im Anlagendesign bei der Konzentration der Solarenergie notwendig. Einen Überblick über diese Verfahren gibt EC (2005), Abanades et al. (2006) und DLR (2008). Dort finden sich auch grobe Kostenabschätzungen, die davon ausgehen, dass man künftige Wasserstofferzeugungskosten von thermo-chemischen Prozessen auf Solarenergiebasis von 10 bis 20 ct/kWh erreichen kann. In der Nuklearindustrie gibt es Bestrebungen, bis zum Jahre 2050 Hochtemperaturwärme aus Kernkraftwerken der vierten Generation zur Wasserstofferzeugung einzusetzen (DLR 2008). Ein weiterer Schritt stellt die direkte Nutzung der Sonnenenergie dar, die aber noch sehr in der Grundlagenforschung steckt. Bei der photoelektrischen Wasserspaltung (Photoelektrolyse) wird eine direkte Dissoziation von Wasser in H2 und O2 durch Sonnenlicht ermöglicht. Die bisher erreichten Prozesswirkungsgrade sind jedoch sehr gering. Eine ebenfalls im frühen Forschungsstadium befindliche Technik ist die biologische Wasserstoffgewinnung, bei der Wasserstoff von Mikroorganismen in biologischen Prozessen erzeugt wird. Der zentrale Schritt aller Verfahren zur biologischen Wasserstofferzeugung ist die enzymatische Umsetzung von Protonen und Elektronen zu molekularem Wasserstoff. Die hierfür möglichen Stoffwechselwege lassen sich in drei Verfahren unterteilen: die biophytolytische Wasserstofferzeugung durch Grünalgen, die Photoproduktion von Bakterien und die Vergärung von Biomasse (Wagner et al. 2000). Zum Forschungsbedarf hierbei siehe Trudewind 2008 und Roads2HyCom 2008.
Tabelle 6 fasst den F&E-Bedarf bei der Wasserstoffherstellung zusammen. Tabelle 6: F&E-Bedarf für Technologien zur H2-Erzeugung6
1.1.1.2Speicherung und TransportWasserstoff muss aufgrund seiner geringen volumetrischen Energiedichte für den Einsatz im stationären wie auch mobilen Bereich als Energieträger gespeichert werden. Entsprechende Speicheroptionen werden im Folgenden diskutiert. Wasserstoff kann auch als Stromspeicheroption zum Ausgleich fluktuierender Stromeinspeisung ins öffentliche Stromnetz wie z. B. aus Windkraftanlagen genutzt werden. Dieses Thema wird in Kapitel xx angesprochen.
Wasserstoffverdichter werden in der chemischen Industrie seit Jahren eingesetzt und gelten als Stand der Technik. Hier wird kein sehr hoher Forschungsbedarf gesehen (siehe Trudewind et al. (2008)). Im Gegensatz zum allgemeinen Eindruck führen konventionelle Wasserstofftechnologien unter der neuen Anforderung der Kosteneffizienz und fluktuierenden Betriebsweise häufig zu unerwarteten Systemausfällen, während die neu entwickelten für diesen spezifischen Einsatz entwickelten Technologien den betrieblichen Anforderungen gerecht werden. Zu diesen Komponenten zählen auch die Wasserstoff-Kompressoren. Sie müssen folgenden betrieblichen Anforderungen gleichzeitig genügen, während Kompressoren bisher typisch auf eine spezielle Anforderung (Höchstdruck oder Kosten oder Effizienz) entwickelt wurden:
Oft lassen sich diese Eigenschaften nur durch die Kopplung unterschiedlicher Kompressionsprinzipien bzw. Anlagen in Kombination mit entsprechenden Speichertanks unterschiedlichen Druckniveaus erreichen, wie z. B. einer kosteneffizienten Vorkomprimierung auf ein mittleres Druckniveau mit Hilfe eines Mehrstufen-Kolbenkompressors und der anschließenden Höchstverdichtung durch Membran- oder ölhydraulische Mehrstufenkompressoren, einem Konzept zur Reduzierung des On-site-Speicherbedarfes bei gleichzeitiger Möglichkeit der Schnellbefüllung für mehrere Fahrzeuge in kurzer Abfolge. F&E-Bedarf besteht daher in der Analyse innovativer Kompressionsverfahren (Beispiel: Kompression mit Hilfe ionischer Flüssigkeiten) und angepasster Kompressionsprozesse, auch und insbesondere unter Berücksichtigung der Zwischenkühlungserfordernisse bei Schnellbefüllung von Typ 4-Vollkomposit-Wasserstofftanks für Fahrzeuge.
Seit den 50er Jahren wird Flüssigwasserstoff in der Raumfahrtindustrie eingesetzt. Weltweit sind einige dutzend Verflüssiger im kommerziellen Einsatz. Zur Verflüssigung von Wasserstoff muss dieser auf 253 °C gekühlt werden. In einem mehrstufigen, energieintensiven Verfahren wird das gereinigte Gas auf diese Temperatur gekühlt. Dabei bedient man sich der isentropen Entspannung und der Entspannung unter Ausnutzung des Joule-Thomson-Effekts. Im industriellen Maßstab geschieht dies heute ausschließlich auf Basis des Claude-Prozesses. Die große Herausforderung bei den Verflüssigern liegt in der Reduzierung des Stromeinsatzes für die Verflüssigung. Damit einher geht die Reduzierung der Kosten (der Strompreis dominiert die Herstellungskosten) und die Wirkungsgraderhöhung der Anlage (siehe zu Werten Tabelle xx9). Mögliche F&E-Ansätze zur Effizienzsteigerung der Verflüssigungsprozesse liegen zum einen in der Wahl des Kältemittels (Neon oder Neon-Helium-Gemische anstelle von Wasserstoff oder Helium). Zum anderen wird an neuen Verfahren gearbeitet, die nicht auf den Joule-Thomson-Effekt angewiesen sind (Peltier-Elemente oder magnetokalorische Verfahren) (siehe LBST (2001), Innovation Report (2008)). Darüber hinaus lassen sich weitere Einsparung durch eine intelligente Systemtechnik erschließen, wie z. B. die Wasserstoffproduktion bei hohem Vordruck oder die Kopplung von Hochdruckzwischenspeichern mit Verflüssigern. Diese Aufgabe obliegt Prozess- und Systemingenieuren. Diese Herausforderung ergibt sich insbesondere aus der Kombination von Wasserstofferzeugung aus fluktuierenden Energieträgern (insbesondere Wind) und Verflüssigern. Verflüssiger sind sehr undynamisch und sollten am besten konstant und mit hohen Volllaststunden betrieben werden, was in derartigen Anwendungsfällen Zwischenspeicher erfordert. Tabelle 7: Entwicklungsziele Wasserstoff-Verflüssiger
Quelle: Ball (2009b)
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