Wasserstofferzeugung mittels
Wasserelektrolyse
Wasserstoff (H2) ist ein wichtiger Baustein zum Erreichen der Klimaschutzziele. Er kann durch unterschiedliche Verfahren hergestellt werden. Von grünem Wasserstoff wird in der Regel gesprochen, wenn die H2-Erzeugung elektrochemisch in einem Elektrolyseur (elektrolytisch) erfolgt und der Energiebedarf für die Elektrolyse aus Erneuerbaren Energien gedeckt wird. Der dabei benötigte Rohstoff ist Wasser, weshalb auch von Wasserelektrolyse gesprochen wird.
Elektrolyseur: Basics
a Die Elektrolyse-Zelle ist Hauptkomponente eines Elektrolyseurs und besteht im einfachsten Fall aus zwei Elektroden, Elektrolyt, ionenleitender Trennschicht, Zellrahmen, umlaufender Dichtung, zwei Stromübertragern und zwei Bipolarplatten.
a Der Stack besteht aus mehreren, meist in Reihe geschalteten Zellen, die durch die Bipolarplatten miteinander verbunden sind, sowie isolierenden Abstandshaltern zwischen gegenüberliegenden Anoden bzw. Kathoden und Dichtungen.
a Zur Anlage (auch: Balance-of-Plant) gehören außerdem:
Leistungselektronik, Wasseraufbereitung, Kühlung, Wasserstoff-Aufbereitung, diverse Sensoren (u. a. für Temperatur, Druck, Durchfluss, Füllstand, Gasanalyse), diverse Aktoren (z. B. Pumpen, Regelventile) und mechanische Komponenten (z. B. Wärmetauscher, Drosseln, Sicherheitsventile).
a Eine Beschichtung ist zum Korrosionsschutz bei wasserführenden Bauteilen wie Endplatten, Mittelblechen, Zellrahmen und Druckmantelringen notwendig.
Ionenleitende Trennschicht (meist Diaphragma oder Membran) separiert Anoden- und Kathodenraum, damit sich Produktgase bspw. nicht mischen.
Elektrolyt als Medium für den Transport von elektrisch geladenen Teilchen (Anionen (-) und Kationen (+)). Anlegen elektrischer Spannung führt zum Transport der Ionen zwischen den Elektroden. Dabei entsteht an der Anode Sauerstoff und an der Kathode Wasserstoff.
Elektroden sind die zur Elektrolyse notwendigen Elektronenleiter – Anode (+) und Kathode (-). Zur Beschleunigung der Reaktion und damit zur Effizienzsteigerung des Elektrolyseurs werden die Elektroden in der Regel mit katalytischen Metallen (Katalysator) beschichtet (Coating).
Bipolarplatte umschließt die Elektroden-Membran-Einheit und sorgt für die Zufuhr und gleichmäßige Verteilung des Wassers im Stack. Sie dient weiterhin zur Kühlung des Elektrolyseurs und zur Abfuhr der Produktgase.
a Der Flächenbedarf von Elektrolyse-Gesamtanlagen ist von der zu installierenden Gesamtleistung abhängig. Elektrolyseure können dazu modular zu Anlagen mit größerer Nennleistung zusammengefasst werden. Im Projekt Get H2 wird bspw. ein Flächenbedarf von etwa 10.000 m² für eine 100 MW Elektrolyse-Anlage angegeben. Gesamtlösungen werden häufig in Form von ISO-Containern angeboten.
a Es existieren diverse Elektrolyseurtypen/-technologien, die sich je nach u. a. Aufbau, Temperatur- und Druckniveau, Elektrolyt und Funktionsprinzip unterscheiden. Die vier aktuell relevantesten sind:
AEL: Alkalische Elektrolyse
PEM: Protonenaustauschmembran- oder Polymerelektrolytmembran-Elektrolyse
AEM: Anionenaustauschmembran-Elektrolyse
SOEC/SOEL: Festoxid-Elektrolyse, auch Hochtemperatur-Elektrolyse
a Grundlegende chemische Gesamtreaktion: H2O → H2 + ½ O2
a Je nach Funktionsprinzip unterscheiden sich die Teilreaktionen an Kathode und Anode sowie der Ladungsträger.
Input: Wasser
a Für die Wasserelektrolyse wird Reinstwasser benötigt, das frei von Fremdstoffen wie Salzen und organischen Verbindungen ist. Dadurch werden bspw. Salzablagerungen an Membranen und Elektroden verhindert und so Lebensdauer und Wirkungsgrad der Anlage erhöht.
a Reinstwasser wird mit etablierten Aufbereitungstechnologien, bspw. Umkehrosmose (Abb. 1), Membranentgaser und/oder Ionentauscher, hergestellt. Die notwendigen Aufbereitungsschritte variieren aufgrund lokaler Unterschiede in der Wasserqualität.
a Reinstwasser kann prinzipiell sowohl aus Süßwasser als auch aus Meerwasser und Abwasser gewonnen werden, wobei die integrierte Wasseraufbereitung in kommerziell verfügbaren Elektrolyseanlagen häufig bereits Trinkwasserqualität voraussetzt.
a Elektrolysetechniken ohne vorherige Wasseraufbereitung bspw. durch die Verwendung geeigneter Membranen und Beschichtungen sind aktuell noch Gegenstand der Forschung.
a Die Wasserqualität wird mithilfe der elektrischen Leitfähigkeit in Mikrosiemens pro Zentimeter ausgedrückt. Meistens ist eine Mindestqualität von <1 µS/cm für die Wasserzufuhr notwendig1. Dies entspricht einer MindestWassergüte vom Grad 2 nach ISO 3696:1987. Zum Vergleich: max. zulässiger Grenzwert gem. deutscher Trinkwasserverordnung = 2.500 µS/cm.
a Für die Gewinnung von 1 kg Wasserstoff werden gemäß stöchiometrischer Verhältnisse 9 kg Reinstwasser benötigt. Aufgrund prozessbedingter Verluste erhöht sich der Bedarf jedoch um zusätzlich ca. 1 kg. Unter Berücksichtigung der Aufbereitungsausbeuten (Abb. 2) liegt der technische Wasserbedarf bei 20 – 30 kg Meerwasser bzw. 12 – 13 kg Süßwasser pro kg Wasserstoff.2
a Für den Betrieb der Elektrolyse-Gesamtanlage muss zusätzlich Kühlwasser bereitgestellt werden, was mehr als 50 % des totalen Wasserverbrauchs ausmachen kann.3
a Bei der Standortauswahl eines Elektrolyseurs sind Verfügbarkeit lokaler Wasserressourcen sowie regionale, langfristige Umweltfolgen zu berücksichtigen, insbesondere in wasserarmen Regionen.
Abb. 1: Vereinfachtes Schema einer Umkehrosmose
Abb. 2: Prozentuale Aufbereitungsausbeute an Reinstwasser nach Wassertyp2
b Durchschnittlicher Wasserverbrauch 128 Liter pro Tag und Person4 → 186.880 Liter pro Jahr in einem 4-Personen-Haushalt in etwa dem von vier 4-Personen-Haushaltenb Jährlicher Süßwasserbedarf eines Elektrolyseurs mit 1 MW elektrischer Nennleistung entsprichta
a Annahmen: Wirkungsgrad: 70 %, 3.000 Volllaststd./a, Heizwert: 33,33 kWh/kg → H2-Erzeugung: ca. 63 t/a → notwendiger Wasserverbrauch: 630 t/a → Reinstwasser bzw. 787,5 – 840 t /a Süßwasser (Kühlwassermenge nicht berücksichtigt)
Input: grüner Strom
a Die Wasserelektrolyse erfordert Gleichstrom (DC). Aus diesem Grund benötigt eine Elektrolyseanlage einen Transformator bzw. Gleichrichter (meist auf Thyristorbasis), um den in Stromnetzen vorkommenden Wechselstrom (AC) in Gleichstrom umzuwandeln.
a Die Wahl des Stromnetzes bzw. der Spannungsebene (Nieder-, Mittel-, Hoch- oder Höchstspannung) richtet sich nach der Kapazität des Elektrolyseurs Für Elektrolyseeinheit und Peripherie werden in der Regel verschieden Netzanschlüsse benötigt. Detaillierte Informationen zur Integration von Elektrolyseuren ins Stromnetz sind bspw. in einer Veröffentlichung vom VDE zu finden.
a Der notwendige Strombedarf bestimmt sich durch die Anzahl der Zellen und Stacks bei Nennlast. Die notwendige Zellspannung wird u. a. durch die zur Elektrolyse mindestens erforderliche Zersetzungsspannung und die Überspannung bestimmt. Der nominale Strombedarf des Stacks beträgt je nach Typ ca. 41,6 – 77,5 kWh/kgH2 bzw. 3,7 – 6,9 kWh/Nm³H2 5
a Die produzierte Gasmenge ist direkt linear abhängig vom Strom (Faraday-Gesetz).
Begrifflichkeiten
Degradation
a Die Degradation von Elektrolysezellen führt mit zunehmender Betriebsdauer zu einer höheren Zellspannung und damit zu erhöhtem Strombedarf und erhöhten Kosten, um weiterhin die Nennmenge an Wasserstoff zu erzeugen.
a Die delegierten Rechtsakte 2023/1184 und 2023/1185 der Europäischen Kommission zur Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (RED II) definieren Kriterien für den Betrieb von Elektrolyseuren und deren Strombezug, damit der hergestellte Wasserstoff rechtlich als erneuerbar bzw. grün bezeichnet werden kann.
a Nach § 118 Abs. 6 S. 7 EnWG sind bis 2026 fertiggestellte Elektrolyseure für einen Zeitraum von 20 Jahren von Netzentgelten befreit.
a Elektrolyseure sind nach § 9a Nr. 1 StromStG von der Stromsteuer befreit – jedoch nicht die Balance-of-Plant.
a Bei Elektrolyseuren ist der Strompreis abhängig von der Strombezugsoption. Detaillierte Infos bspw.: dena Factsheet oder DIHK-Faktenpapier
bezeichnet die Leistungsminderung im Laufe der Zeit und die Abnahme der Langzeitstabilität eines Elektrolyseurs bzw. dessen Zellen.
Stromdichte
gibt an, wie dicht zusammengedrängt ein elektrischer Strom fließt und ist definiert als das Verhältnis von Stromstärke zur durchflossenen Querschnittsfläche (A/mm²). Sie korreliert mit der Überspannung der Elektrolysezelle und beeinflusst den Wirkungsgrad.
Wirkungsgrad
ist in der Regel auf die ein- und ausgehenden Energieströme bezogen und bezeichnet das Verhältnis von Nutzen zu Aufwand. Der Aufwand ist dabei als der zur Elektrolyse aufgewendete Strombedarf definiert. Der Nutzen bestimmt sich über den entstanden Volumenstrom an Wasserstoff und dessen Heiz- oder Brennwert. Demnach ist der Wirkungsgrad nur vergleichbar, wenn alle Bezugspunkte angegeben werden. Ausführliche Informationen finden sich in dem Whitepaper „Wirkungsgrad - Elektrolyse“.
Alkalische Elektrolyse (AEL)
Beschreibung
6,7, 9, 10
Vorteile
a loser Verbund aus Elektroden und Diaphragma a flüssiger Elektrolyt (i. d. R. Kaliumhydroxid (KOH)-Lauge) a Ladungsträger: OH--Ionen
Elektroden: Nickel oder nickelplattiertes Eisen6 7 8 Diaphragma: Nickel oder Zirkoniumdioxid6, 7, 8
Bipolarplatte: Nickel, Edelstahl8
Detaillierte Infos zu den am häufigsten eingesetzten Rohstoffen z. B. in DERA 20228
6,7,9,10
Nachteile
a etablierte, ausgereifte Technologie ermöglicht bereits großskalige Projekte im MW-Maßstab a simples Design ermöglicht einfachere Produktion a lange Lebensdauer a hohe Langzeitstabilität, gut für Basisbetrieb a dynamische Leistungsänderung möglich a Eignung von Nicht-Edelmetallen als Elektrodenbeschichtung a geringere Investitionskosten (CapEx)
a erfordert Aufreinigung und je nach gewünschtem Druckniveau Verdichtung des Wasserstoffs a Laugenabscheidung erforderlich a höhere Betriebskosten (OpEx) a geringe Teillastfähigkeit a langsame Lastwechsel a geringe Flexibilität a geringe Stromdichte
Polymerelektrolytmembran-Elektrolyse (PEM)
Beschreibung
6,7,9,10
Vorteile
a fester Verbund aus Elektrodenschicht und Membran (auch MEA: Membran-Elektroden-Einheit) a saurer Festpolymer-Elektrolyt als fester Bestandteil der Membran a Ladungsträger: H+-Ionen
a im MW-Maßstab verfügbar a hohe Gasreinheit a hohe Strom- und Leistungsdichte a gutes Lastwechselverhalten / kurze Reaktionszeit a hohe Effizienz a kompaktes Stack-Design a kurze Kaltstartzeit a geringere OpEx a gute Teillastfähigkeit a Betrieb bei hohen Drücken möglich
6,7,9,10
Nachteile
a im Vergleich zu AEL technisch weniger ausgereift a Degradation von Systemelementen, z. B. der Polymermembran durch peroxidradikale Schäden a geringe Lebensdauer a hohe CapEx durch verwendete Edelmetalle
Elektroden: Platin, Iridium, selten Ruthenium6, 7, 8
Membran: Ionomere (z.B. Nafion®, Aquivion®, Fumapem®)7
Bipolarplatte: Titan, Niob, Zirkonium o. Tantall7
Detaillierte Infos zu den am häufigsten eingesetzten
Rohstoffen z. B. in DERA 20228
Anionenaustauschmembran-Elektrolyse (AEM)
Beschreibung
Vorteile 13
a Kombination aus AEL und PEM a leicht alkalisches Milieu a flüssiger Elektrolyt mit sehr geringer KOH-Konzentration und feste Polymer-Membran a Ladungsträger: OH--Ionen
a keine Verwendung von Edelmetallen notwendig a niedrige CapEx a geringe OpEx a kompaktes Design a hohe Drücke möglich a hohe Gasreinheit a hohe Langzeitstabilität
Nachteile 13
a bisher keine Langzeiterfahrung, insbesondere in größeren Skalierungen a sehr hoher Energiebedarf, da die Sauerstoff-Entwicklungsreaktion bei Verwendung von Nicht-Edelmetallen mit zu geringer Geschwindigkeit abläuft und aufgrund dessen die benötigte Zellspannung für angestrebte Stromdichten hoch sein muss
Eingesetzte Materialien und deren Kombination sind noch vielfach Gegenstand der Forschung. Häufig werden Kombinationen aus Nickel, Eisen, Kobalt und/oder Molybdän untersucht, wobei auch nach wie vor der Einsatz von Platingruppenmetallen erforscht wird.11 12
Festoxid-Elektrolyse, auch Hochtemperatur-Elektrolyse (SOEC)
Beschreibung
7, 9, 10, 14
Vorteile
a Halbzellen durch einen leitenden keramischen Festelektrolyten getrennt a Zufuhr von überhitztem Wasserdampf a Ladungsträger: O2--Ionen
a reduzierter Strombedarf a hohes Abwärmepotential a hohe Stromdichten möglich a verbesserte Reaktionskinetik a reversibler Einsatz (als Brennstoffzelle) möglich
7, 9, 10
Nachteile
a technisch weniger ausgereift a sehr lange Anfahrzeiten a mechanische und chemische Materialprobleme sowie hoher Materialstress durch hohes Betriebstemperaturniveau a schnelle Degradation von Elektroden und Elektrolyt
Elektrolyt: Yttrium oder Scandium-dotiertes Zirkoniumoxid (YSZ, ScSZ)7, 8 Elektroden: Nickel, YSZ, ScSZ, Gadoliniumdotiertes Ceroxid (GDC), Lanthan, Strontium, Kobalt, Mangan7, 8 Detaillierte Infos zu den am häufigsten eingesetzten Rohstoffen z. B. in DERA 20228
Technische Eigenschaften5, 6, 15
* auf Heizwert bezogen
Output: Wasserstoff
Wasserstoff lässt sich durch Druck, Temperatur und Reinheit charakterisieren. Die Reinheit des Wasserstoffs ist insbesondere für die beabsichtigte Anwendung entscheidend und wird von ihr vorgegeben. Eine Übersicht der Anforderungen an die Wasserstoffqualität findet sich bspw. in der Studie H2-Rein.
Die Reinheit von Wasserstoff wird in mol-% angegeben und durch Zählung der „Neuner“ klassifiziert. Sie reicht von 2.0 (99,0 mol-%) bis 5.0 (99,999 mol-%).
Aufgrund unterschiedlicher Reinheitsanforderungen je nach Anwendung sowie potenziellen Verunreinigungen bis zur Nutzung in der Endanwendung empfiehlt sich eine anwendungsspezifische Aufreinigung von Wasserstoff nach Transport bzw. Speicherung.7
Um einen langfristig sicheren Betrieb der Gesamtanlage zu gewährleisten, ist außerdem die durch Wasserstoff beeinflusste Materialdegradation bei der Materialauswahl zu berücksichtigen.
Ursachen für H2-Verunreinigungen7: a Art des Herstellungsverfahrens a Transportweg und -art a Verdichtung a Speicherung
Folgen unzureichender H2-Reinheit in der Endanwendung7: a Leistungseinbußen a verkürzte Lebensdauer aufgrund (ir) reversibler Materialschädigungen
Gefahrenbereiche der Materialdegradation17: a von Wasserstoff unter hohen Drücken beanspruchte, sicherheitsrelevante, metallische Bauteile z. B. Leitungen, Ventile, Speicher
Folgen des Wasserstoffeinflusses in Bauteilen17: a reduzierte Duktilität und Festigkeit („Versprödung“) a spröde Werkstofftrennungen
Beispiel:
Wasserstoffoutput bei 1 MW
in Megawattstunden:
EH2 = 1.000 kW ∙ 0,75 ∙ 3000 h = 2.250 MWh
in Tonnen:
mH2 = 2.250 MWh∙1 / (39,33 (kWh (H2 ))/kg)
≈ 57,2 t
Annahmen
Nutzungsform: energetisch elektrische Leistung des Elektrolyseurs Pel = 1 MW
Brennwert: H 2 = 39,33 kWh/kg
Wirkungsgrad: ήHHV= 75 %
Jährliche Auslastung: 3.000 h (Volllaststunden)
Beständigkeit verschiedener Materialgruppen18, 19: a + Austenite
a + Verbundwerkstoffe, Polymere a – Ferrite, Martensite
Output: Abwärme
Das theoretische Abwärmepotenzial kann je nach Systemauslegung und Wirkungsgrad ca. 20 – 40 % der elektrischen Eingangsleistung betragen und liegt im Bereich der Elektrolyseurtemperatur. Mithilfe eines Wärmetauschers und ggf. einer Wärmepumpe kann die Abwärme genutzt und bspw. in ein Wärmenetz eingespeist werden.20 21
Output: Sauerstoff
Das volumetrische Verhältnis von erzeugtem Wasserstoff (H2) zu Sauerstoff (O2) entspricht 2:1; das gravimetrische Verhältnis beträgt 1:8. Demnach entstehen bei der Herstellung von 1 Liter H2 ca. 0,5 Liter O2 bzw. von 1 kg H2 rund 8 kg O2. Je nach vorgesehenem Anwendungsfall bzw. dabei erforderlicher O2-Qualität ist ggf. eine Aufbereitung des Sauerstoffs erforderlich.
Beispiele für die Sauerstoff-Nutzung: a Oxidationsmittel (Eisen- und Stahlindustrie)
a Oxy-Fuel-Verfahren (Zement- und Glasindustrie)
a Wasseraufbereitung (Kläranlagen)
a Bleichen (Zellstoff- bzw. Papierindustrie)
Einflussfaktoren auf das Abwärmepotenzial: a Wärmetauscherverluste a Zeitliche Deckung von Wärmeangebot und -nachfrage a Nähe zur Abwärmequelle
Kompression
a Mögliche Nebenkomponenten im WasserstoffProduktstrom: Wasser
Sauerstoff
Elektrolytlösung (nur bei AEL)
a Wasserabscheider zur Reduktion des Feuchtigkeitsgehalts (bspw. durch Adsorptionstechnologien, aktiviertem Aluminiumoxid oder Molekularsiebe). In der Regel erfolgt eine Rückführung des Kondensatwassers.
a Nach Trocknung bereits Reinheiten > 99 mol-% möglich22
a DeOxo-Reaktor zum Abscheiden von Sauerstoff, wobei mithilfe eines Katalysators Sauerstoff zu Wasser umgewandelt wird, welches abgeschieden werden kann
a Nach Abtrennung des Sauerstoffanteils Reinheiten ≥ 99,99 mol-% möglich22 Aufbereitung
Wasserstoff hat bei atmosphärischen Bedingungen (d. h. ca. 1 bar) eine sehr geringe volumetrische Energiedichte, was bei Speicherung und Nutzung einen großen Platzbedarf erfordern würde. Um die Energiedichte zu erhöhen und so den Platzbedarf zu senken, wird Wasserstoff komprimiert.
Die Verdichtung kann dabei ein- oder mehrstufig erfolgen und erfordert in der Regel eine (Zwischen-)Kühlung, da sich die Gastemperatur beim Verdichten erhöht. Geeignete Kompressortypen umfassen bspw. Schraubenverdichter im Niederdruckbereich sowie Kolben- und Membranverdichter im dreistelligen Druckbereich.7
Speicherung
Für die (Zwischen-)Speicherung von molekularem Wasserstoff gibt es verschiedene Möglichkeiten, die je nach Speicherdruck und -temperatur zu unterschiedlichen Speicherdichten und Aggregatzuständen führen:
Speichertyp pü in bar t in °C ρSp in kg/m³ Anmerkungen
Druckspeicher (gasförmig)
Drücke bis zu 900 bar möglich, schlechtes Verhältnis von speicherbarem Volumen zur Behältermasse bei Stahltanks, Alternativen aus Carbon-Verbundwerkstoffen für sehr große Volumina, aktuell lediglich in Erprobung, weitere Infos z. B. hier
zur Verflüssigung kühlen auf mind. -253 °C und Speicherung bei entsprechender Temperatur, energie- und kostenintensiv
aus Gaskompression und Verflüssigung; auch: trans-kritische Speicherung, energieintensiv
Einlagerung in den Lücken eines Metallgitters, Ausspeicherung durch Wärmezufuhr, kompakt
Abb. 9: Auswahl an Wasserstoffspeichern, sowie beispielhafte Speicherdichten ρSp in Abhängigkeit von Temperatur t und Überdruck pü nach.7
Kosten
a Investitionskosten (CapEx)16:
AEL: 450 – 1.300 T€/MW
PEM: 1.000 – 1.600 T€/MW
SOEC: 2.500 – 5.000 T€/MW
a Stack (teuerste Komponente): AEL- Stacks haben gegenüber PEM-Stacks einen Kostenvorteil. Durch den technologischen Fortschritt und eine Vergrößerung der aktiven Zellfläche können die spezifischen Stackkosten für beide Arten jedoch innerhalb von circa zehn Jahren halbiert werden (AEL-Stacks von etwa 200 €/kWDC auf unter 90 €/kWDC; PEM-Stacks von 380 €/kWDC auf etwa 220 €/KWDC).23
a Leistungselektronik; Gleichrichter und Transformator (zweitteuerste Komponente):
AEL erzeugt in der Regel niedrigere Systemkosten als PEM. Je nach gewünschtem Ausgangsdruckniveau gleichen sich die Kosten jedoch nahezu an, wenn der Aufwand für die bei der AEL dann notwendige nachgeschaltete Verdichtung mit einbezogen wird.23
Gemäß der Prognose einer Studie von Fraunhofer ISE werden die Systemkosten für AEL und PEM in 2030 bei ca. 400 bis 500 €/kW liegen
a Betriebskosten (OpEx): Diese werden maßgeblich von regionaler EE-Strom-Verfügbarkeit und den entsprechenden Stromkosten beeinflusst.
Transport
Der Transport von Wasserstoff kann je nach Begebenheiten und Anforderungen auf unterschiedliche Weise erfolgen, bspw. direkt per Pipeline, LKW oder Schiff oder indirekt mithilfe von chemischen Speichern (Derivate). Eine Kurzübersicht zum Wasserstofftransport findet sich bspw. bei Global Energy Solutions
Anwendung
a Energetische Nutzung zur Bereitstellung von (Hochtemperatur-)Prozesswärme in der Industrie, Antriebsenergie im Mobilitätssektor, Strom in der Energiewirtschaft und in Einzelfällen Wärme im Gebäudesektor
a Stoffliche Nutzung in der chemischen Industrie zur Herstellung von bspw. Kohlenwasserstoffen, Kraftstoffen, Methanol und Ammoniak oder in der Stahl-Industrie zur Wasserstofdirektreduktion für die Eisenproduktion
Rechtliches und Genehmigungsverfahren
a Die Errichtung und der Betrieb eines Elektrolyseurs ist nach Bundes-Immissionsschutzgesetz genehmigungspflichtig (4. BImSchV, Anh. 1, Pkt. 4.1.12):
Genehmigungsverfahren gemäß § 10 BImSchG (mit Öffentlichkeitsbeteiligung); Anlage E
Elektrolyseur gem. RL 2010/75/EU = Anlage nach der Industrieemissionsrichtlinie (IED-Anlage) Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) erforderlich: Vorprüfung u. a. der Auswirkungen, z. B. durch Emissionen von Wärme, Strahlung, Licht, Erschütterungen, Luftschadstoffen und Stoffeinträgen sowie durch die Entsorgung von Abfällen und Abwasser Je nach Wasserstoffmenge in der Gesamtanlage, Lager- und Fülleinrichtungen greift ggf. weiterhin die Störfall-Verordnung
Wasserhaushaltsgesetz (WHG)/Verordnung über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV)
Hürden der Wasserstofferzeugung
Forschung, Entwicklung und Fertigung a langsamer Praxistransfer a nur langsam wachsender Absatzmarkt, infolgedessen zögerliche Industrialisierung und Skalierung a Engpässe durch Rohstoffknappheiten (Elektronik, Gleichrichter) und Fertigungsdauern (Kompressoren) a Fehlende Normierung von Komponenten und Schnittstellen
Status Quo in NRW
a Zu beachtende Gesetze sind außerdem u. a. Bauplanung, Bauordnung, Brandschutz, Arbeitsschutz, Gewässerschutz, Wasserwirtschaft, Bodenschutz, Abfallwirtschaft, Landschafts- und Naturschutz, Wasserrecht, ggf. Artenschutzrecht.
a Eine Zertifizierung des Elektrolyseurs nach ISO 22734:2019 ist prinzipiell möglich. Allerdings ist diese Norm aktuell kein harmonisiertes Regelwerk – sie gewinnt jedoch immer mehr an Bedeutung. Vorteil: Eine Zertifizierung bescheinigt unabhängig die Einhaltung von definierten Anforderungen.24
Weiterführende Leitfäden u. a.:
a PORTAL GREEN (12/20): Genehmigungsrechtlicher Leitfaden für Power-to-Gas-Anlagen - Errichtung und Betrieb
a VAIS – Merkblatt 12 (11/22): Inverkehrbringen von Wasser-Elektrolyseanlagen
Rahmenbedingungen für Investition & Betrieb a Definition erneuerbarer Wasserstofferzeugung a fehlende Zertifizierung und Standardisierung von Wasserstoffqualitäten in Erzeugung und Transport a mangelnde Grünstromverfügbarkeit & hohe Strompreise a unzureichende Nachfrage nach grünen Produkten und Gefahr von Carbon Leakage a langsame Planungs-, Genehmigungs- und Förderverfahren a Fachkräftemangel a Folge: Niedrige Investitionssicherheit & -anreize
Im Zuge der Defossilisierung der nordrhein-westfälischen (energieintensiven) Industrie wird der hiesige Wasserstoffbedarf im Bundesvergleich beträchtlich steigen. Auch wenn davon ein bedeutender Teil aus Importen gedeckt wird, kann die unterstützende Wirkung inländischer Erzeugungskapazitäten für die Vorreiterrolle NRWs in allen Wasserstofftechnologien entscheidend werden.
Abbildung 10 gibt einen Überblick über die aktuellen und geplanten Wasserelektrolysekapazitäten in NRW bis 2030. Deutlich wird, dass die in der Wasserstoff Roadmap NRW gesetzte Zielmarke für 2025 von verfügbaren Elektrolyseanlagen mit einer gesamt installierten Leistung von mehr als 100 Megawatt für die industrielle Wasserstoffproduktion deutlich erreicht wird. Darüber hinaus zeigt sich, dass der in der Wasserstoff Roadmap NRW anvisierte Zielkorridor für 2030 von 1 bis 3 Gigawatt Elektrolyseleistung in Anbetracht veröffentlichter Projektankündigungen voraussichtlich ebenfalls erreicht werden wird. Einige der in NRW laufenden Projektvorhaben sind nachfolgend beispielhaft angeführt:
Wasserelektrolysekapazitäten NRW
Projektbeispiele:
a HydrOxy Hub Walsum a Trailblazer Oberhausen a GET H2 Nukleus mit Pilotanlage in Lingen a REFHYNE Wesselingen a Carbon2Chem Duisburg a Green Motion Steel Duisburg a Wasserstoffzentrum Hamm a ChemCH2ange Köln a Schlafender Riese Lichtenau
Weitere Projekte unter H2.NRW und Wasserstoffatlas
Abb. 10: Eigene Darstellung gemäß Wasserstoff Roadmap NRW, Wasserstoffkompass und Wasserstoffatlas (Stand 01/24)
Beispiele aktueller Maßnahmen
Übergreifendes Orientierungswissen: a Wasserstoffleitstelle H2.NRW a Wasserstoffkompass a Wasserstoffatlas
Wasserstoffstrategien und -Roadmaps a Wasserstoff Roadmap Nordrhein-Westfalen a Fortschreibung der nationalen Wasserstoffstrategie
Bestrebungen zur Normierung von Wasserstoffqualitäten:
a DVGW-Arbeitsblatt G 260 a ISO 14687
a DIN H2-Sammlung
a Kurzstudie: H2-Rein
a VAIS-Merkblatt: Abnahmeversuche an Wasser-Elektrolyseanlagen
Eine Normierung der Wasserstoffqualität für die Netzeinspeisung existiert nicht.
Bestrebungen zur Abwärmenutzung: a IntegrH2ate a Stromlückenfüller a Stadtquartier Esslingen a HGHH
Untersuchung und Standardisierung von Werkstoffprüfung und Bauteilauslegung: a DVGW – Prüfung von Leitungsstählen a Projekte TransHyDE und MatHyP a H2Safety@BAM - Bundesanstalt für Materialforschung & -prüfung a H2-FAQ Fraunhofer IWM
Bestrebungen zur Technologie-Optimierung und Skalierung: a H2-Erzeugung - Grundlagenforschung a H2Giga: Elektrolyseur-Serienproduktion
Optimierung von Rahmenbedingungen: a Nationale Wasserstoffstrategie Kap. II. 4. a Zertifizierung erneuerbarer Wasserstoff (Delegated Act RED II) a Verbundprojekt „Normungsroadmap Wasserstofftechnologien“ a Stromnetz-Ausbauplanung a EEG-Novelle und Windenergie auf See
Wasserstoff-Förderung: a Förder.Navi NRW.Energy4Climate a Lotsenstelle Wasserstoff a Förderfinder NOW a Förderangebote KEI
Quellenangaben
1 Becker, Hans et al. 2023: Impact of impurities on water electrolysis: a review. In: Sustainable Energy & Fuels 7 (7), S. 1565–1603
2 DVGW 2023: Genügend Wasser für die Elektrolyse - Wieviel Wasser wird für die Erzeugung von grünem Wasserstoff benötigt und gibt es ausreichende Ressourcen?
3 IRENA; Bluerisk 2023: Water for hydrogen production. International Renewable Energy Agency, Bluerisk. Abu Dhabi
4 UBA 2022: Wassernutzung privater Haushalte. Umweltbundesamt
5 Lange, Hannes et al. 2023: Technical evaluation of the flexibility of water electrolysis systems to increase energy flexibility: A review. In: International Journal of Hydrogen Energy 48 (42), S. 15771–15783
6 Ansari, Dawud et al. 2022: Elektrolyseure für die Wasserstoffrevolution: Herausforderungen, Abhängigkeiten und Lösungsansätze. In: SWP-Aktuell (58).
7 Schmidt, Thomas 2022: Wasserstofftechnik: Grundlagen, Systeme, Anwendung, Wirtschaft. 2., überarbeitete und erweiterte Auflage. München: Hanser
8 DERA 2022: Mineralische Rohstoffe für die Wasserelektrolyse.
DERA Themenheft. 26. Berlin
9 Wuppertal Institut et al. 2018: Technologien für die Energiewende. Teilbericht 2 an das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi).
Wuppertal, Karlsruhe, Saarbrücken
10 Zukunftsagentur Rheinisches Revier (Hrsg.) 2022: Wasserstoffwertschöpfungskette im Rheinischen Revier. Kurzstudie. Jülich
11 Faid, Alaa Y.; Sunde, Svein 2022: Anion Exchange Membrane Water Electrolysis from Catalyst Design to the Membrane Electrode Assembly.
Kontakt
wasserstoff@energy4climate.nrw
18 Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung
Kathrin et al. 2022: MatHyP Werkstofftechnik für Wasserstoff-Hochdruckkomponenten. Schlussbericht (BMWK FKZ: 03ETB006A)
20 Jonsson, Frederik; Miljanovic, Andrea 2022: Utilization of waste heat from hydrogen production - A case study on the Botnia Link H2 Project in Luleå, Sweden. Västeras: Mälardalen University
21 van der Roest, Els et al. 2023: Utilisation of waste heat from PEM electrolysers – Unlocking local optimisation. In: International Journal of Hydrogen Energy 48 (72), S. 27872–27891
22 DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH; Frontier Economics Limited 2022: H2Rein. H2-Kurzstudie: Wasserstoffqualität in einem gesamtdeutschen Wasserstoffnetz. Leipzig
23 Fraunhofer ISE 2021: Cost forecast for low temperature electrolysis - technology driven bottom-up prognosis for PEM and alkaline water electrolysis systems. Fraunhofer ISE Freiburg
24 TÜV Rheinland 2023: Inverkehrbringung und Betrieb von Elektrolyseuren zur Wasserstofferzeugung aus Sicht einer Prüforganisation. Köln
Die bei NRW.Energy4Climate angesiedelte Wasserstoffleitstelle des Landes Nordrhein-Westfalen H2.NRW ist die zentrale Anlaufstelle für alle Themen im Bereich der Wasserstoffwirtschaft. Mit ihr unterstützt das Land Unternehmen, Kommunen, Infrastrukturbetreiber, Mobilitätsanbieter, Wasserstoffproduzenten und weitere Akteurinnen und Akteure der Wasserstoffwirtschaft. Zur Leitstelle H2.NRW: www.h2.nrw.de
Impressum:
NRW.Energy4Climate GmbH
Kaistraße 5
40221 Düsseldorf
0211 822 086-555
kontakt@energy4climate.nrw
www.energy4climate.nrw
© NRW.Energy4Climate / K24002
Stand: 3/2024
Bildnachweis:
Titel: NRW.Energy4Climate
Bitte zitieren als:
NRW.Energy4Climate (Hrsg.) 2024: Wasserstofferzeugung mittels Wasserelektrolyse. Düsseldorf.