Posts Tagged ‘Energiewende’

Print„New records in renewable electricity generation“ – „Wind and solar yesterday covered lion’s share of energy demand” – media and the internet are not short of success messages on renewable energy generation. Peaks in energy supply are so high that up to 5 billion kWh of renewable electricity have to be cut off per year because the grid cannot accommodate it.

At the same time, Germany struggles with meeting its climate goals due to the ongoing emissions from coal power plants that are needed in order to ensure the energy supply on windless nights.

The existing storage capacities such as pumping plants and reservoirs are limited and in Germany almost exhausted. Battery technology is being pushed, but scalability is restricted and the consumer uptake of electric mobility is slow. Moreover, in order to level out summer/winter fluctuation in renewable energy generation, long-term storage is required.

Therefore, researchers and industry are looking for alternatives. “Power-to-X” is one of the hot topics of the day – a vision moving towards application. The basic idea: Unused electricity is used to produce chemicals that can be stored without significant loss and can either be reconverted to energy or used as a basic resource for the chemical industry. This is more than just a technological innovation – it will change businesses and value chains fundamentally, as Jonas Aichinger, Mainzer Stadtwerke AG, explains: „Convergence of previously separated sectors like electricity, gas, mobility and industry link these markets and can be realized through Power-to-X technologies“

The “traditional” conversion path of electricity to energy-rich substances is the electrolysis of water. Hydrogen has multiple potential uses, making it a flexible and versatile energy store, especially as it can – at least to a certain limit – be coupled with existing gas infrastructures. So far, however, the technology is not competitive. Projects such as HYPOS – Hydrogen Power Storage & Solutions East Germany e.V. are taking up the challenge to find the most cost-efficient pathway and create a showcase by combining technological innovations and existing networks and infrastructure.

“The energy conversion will only succeed with hydrogen”, says Dr. Bernd Pitschak, Hydrogenics GmbH – and hydrogen will play a key role in the ongoing transformation of the energy system. But current “Power-to-X” concepts take the approach one step further: They use renewable electricity to produce not only hydrogen, but by drawing on CO2 as an additional readily available resource, they synthesize methanol or more complex molecules such as synthetic fuels. This could provide the opportunity to kill two birds with one stone: By producing carbon-neutral fuels, greenhouse gas emissions from the mobility sector could be drastically reduced long before the onset of the era of electric mobility.

Even if all passenger cars should one day rely on batteries, there still remains the challenge of heavy-duty vehicles and aviation. Says Benedikt Stefánsson, Carbon Recycling International in Iceland: “Transport presents the most difficult challenge in decarbonization as only certain segments of urban mobility can be electrified with batteries, leaving long-distance driving, heavy goods transport, marine and aviation dependent on liquid transport fuels.“ And Patrick Schmidt, Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH, adds: “There is a real risk that any efficiency improvements in aviation will be overcompensated by aviation’s growth. For long-term greenhouse gas emission mitigation in aviation the use of sustainable carbon-neutral fuels is indispensable. […] For a robust strategy to manage energy transition in the transport sector a dual approach is required: the electrification of drivetrain/propulsion systems, and the electrification of the primary energy basis of fuels.”

What sounds so easy in theory, however, poses big technological challenges: The conversion of CO2 requires a lot of energy and/or highly sophisticated catalysts. Many chemical companies such as Covestro or BASF are putting a lot of effort in the development of these catalysts – and with success. MicroEnergy follows a different approach, using hydrogen as “feed” for methane-producing microorganisms. Methane, like hydrogen, can be fed into the existing natural gas grid. As Thomas Heller, MicrobEnergy, describes: „Renewable electricity turns into primary energy and has to be integrated into all other energy sectors in order to fulfil decarbonisation targets. This does not consequently lead to an all-electric society, but rather to a high demand of storage systems and sector coupling applications like Power-to-Methane is.“

If these technologies become successful – and experts certainly expect this to happen – an unexpected challenge might arise: So far, CO2 conversion technologies depend on punctual sources. One day, if CO2 conversion is a standard addition to any CO2 emitting plant, CO2 might actually become a scarce resource. The Swiss company Climeworks is setting forth to address this problem: They have developed a technology to capture CO2 from air and are aiming at capturing 1 % of global CO2 emissions from the air by 2025, says Dr. Jan Wurzbacher, Managing Director.

But is the success of Power to X technologies up to engineers and scientists alone? No, say experts almost unequivocally. Dr. Ralph-Uwe Dietrich, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V., warns: „Without strong political authority the market introduction of power-to-X will not start.“ And Dr. Max Peiffer, AssmannPeiffer Attorneys, adds: „The current energy legislation does not provide a proper framework for Power-to-X-systems. The legislator needs to implement changes.“ Marcus Newborough,
Development Director, ITM Power plc., points out „the urgent need to place a value on having ‘renewable gas’ in the gas grid and for policymakers to establish a framework that enables the roll out of power-to-gas systems“

Power-to-X technologies require the cooperation of different sectors. The PRAXISforum Power-to-X  brings them together. Be part of this exciting story and join the PRAXISforum Power-to-X (18-19 October 2017, Frankfurt)


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Bei der Podiumsdiskussion am DECHEMA-Tag wurden nicht nur Probleme diskutiert, sondern auch Lösungsansätze


Prof. Dr. Robert Schlögl (MPI für chemische Energiekonversion), Dr. Werner Neumann (BUND e.V.), Dr. Jens Kanacher (innogy SE), Dr. Christoph Sievering (Covestro), Prof. Dr. Hans-Martin Henning (Fraunhofer ISE) und Dr. Georg Menzen (BMWi) diskutierten mit Prof. Dr. Kurt Wagemann über „Die deutsche Energiewende – wir schaffen das!?“

Wie gehen wir mit der Energiewende um? Das war eine zentrale Frage des DECHEMA-Tages am 31. Mai 2017. Sie betrifft nicht nur die gesamte Gesellschaft, sondern beschäftigt auch die Wissenschafts- und Technologie-Community. Jenseits der Entwicklung neuer Solarzellen oder der Standorte von Windrädern stellen sich Fragen nach der Integration der erneuerbaren Energien in die Sektoren Mobilität, Wärme und Produktion.


Prof. Dr. Robert Schlögl (MPI für chem. Energiekonversion): „Systemische Probleme brauchen systemische Lösungen.“

Wie sind die technischen Voraussetzungen für die Energiewende? Robert Schlögl schätzt, dass die Zeitskala für ein neues Energiesystem bei etwa 20 Jahren liegen wird; fast alle Komponenten für den Transformationspfad seien vorhanden, sie müssten „nur“ noch zusammengefügt werden. Dem widersprach Georg Menzen vom BMWi. Die Bundesregierung fördert seit über 40 Jahren Energieforschung und diese Förderung sei heute um so wichtiger, denn viele der einzelnen Komponenten seien teilweise erst als Idee vorhanden.


Dr. Christoph Sievering (Covestro Deutschland AG): „Die Flexibilität der Industrie wird in den Medien völlig überzeichnet.“

Was aber bis dahin tun? Häufig wird argumentiert, man könne dem volatileren Energieangebot durch den höheren Anteil an erneuerbaren Energien eine flexiblere Abnahme entgegensetzen und energieintensive Industrien als „Puffer“ nutzen. Dem widersprach Christoph Sievering von Covestro. Prozesse in der chemischen Industrie seien über Jahrzehnte auf Energieeffizienz getrimmt worden. Flexibilität ist eine völlig andere Aufgabenstellung. Die Potenziale für die Umsetzung werden medial überzeichnet; der notwendige lange Zeithorizont kollidiere mit den Vorstellungen der Gesellschaft, die die Energiewende zwar beschlossen, die Bedürfnisse der Industrie dabei aber wenig berücksichtigt habe. Hans-Martin Henning, Fraunhofer ISE, wies darauf hin, dass sowohl Lastverschiebung als auch Kurzzeitspeicher Grenzen haben. Elektrolyse könnte einen Ausweg bieten.


Werner Neumann (BUND e.V.),: „Gesellschaftliche Fragen sind mindestens genauso wichtig wie technische.“

Wie weit reicht die Akzeptanz der Gesellschaft? Werner Neumann vom BUND schätzt sie
auf 90 % und sieht die Energiewende vor allem als gesellschaftliches Gemeinschaftswerk, an dem sich schon heute viele Kommunen und Bürger aktiv beteiligen. Doch der geäußerten Akzeptanz steht eine „not in my backyard“-Mentalität entgegen, die viele Projekte der Energiewende vom Windrad bis zur Stromtrasse erschwert oder blockiert. Und nicht nur für die Stromerzeugung und den Stromtransport ist gesellschaftliche Akzeptanz nötig. Denn wenn Elektrolyse oder CO2 in Verbindung mit regenerativem Strom als Grundlage für die Produktion von Kraftstoffen oder Chemikalien dienen soll, muss auch das CO2 transportiert werden. Alternativ wären evtl. Industriestandorte zu den CO2-Quellen zu verlagern. Beides ist ohne gesellschaftliche Unterstützung nicht machbar, genauso wie höhere Preise für Produkte, die unter CO2-Vermeidung erzeugt werden.


Jens Kanacher (innogy SE),: „Um neue Business-Modelle zu ermöglichen, muss man einen Markt entstehen lassen.“

Und die erforderlichen höheren Preise sind so wahrscheinlich, wie eine weltweite CO2-Steuer bzw. teurere CO2-Zertifikate unwahrscheinlich sind. Ordnungspolitisch wäre eine CO2-Steuer nach Auffassung von Georg Menzen, BMWi, die einfachste Lösung. Die Akzeptanz dafür mag da sein, das Engagement der Bevölkerung allerdings nicht. Dabei wären Zertifikate nach Auffassung von Jens Kanacher, Innogy, zumindest geeignet, die Merit Order für Kraftwerke in die richtigen Bahnen zu lenken. Insgesamt sei Forschungsförderung zwar wichtig, allerdings sei ein Markt die Voraussetzung dafür, dass tragfähige neue Geschäftsmodelle überhaupt erst entstehen können. Werner Neumann, BUND, bemängelte, dass es einen echten Markt im Energiebereich bisher aufgrund falscher Weichenstellungen in der Vergangenheit nicht gebe. Er empfahl Deinvestments aus fossilen Energien; mit 1% des BIP sei die Energiewende finanzierbar – eine Zahl, die Hans-Martin Henning, Fraunhofer ISE, auf Basis eigener Rechenmodelle bestätigte.


Dr. Georg Menzen (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie): „Wir brauchen eine europäische Lösung.“

Doch Deutschland ist keine Insel. Die Abwanderung der Solarenergie hat gezeigt, welche Gratwanderung zwischen der Entstehung eines freien Marktes und der Steuerung  besteht. Lösungen sind deshalb nur international, mindestens europäisch machbar. Jens Kanacher von Innogy plädierte dafür, alles, was heute schon möglich ist, zu elektrifizieren, dabei aber die Stromimporte zu reduzieren und internationale Standorte (z. B. für die Herstellung von E-Fuels) zu nutzen. Das funktioniert jedoch nur, wenn die Rahmenbedingungen überall gleich sind – und wenn alle Sektoren gleich behandelt werden. Dafür könnte eine CO2-Steuer sinnvoll sein.
Hans-Martin Henning, Fraunhofer ISE, wies auf die positiven Entwicklungen hin: Gewaltige Kostensenkungen sind für Photovoltaik, Windenergie und Wärmekonzepte für Gebäude bereits erreicht worden. Günstige Komponenten der Leistungselektronik müssten der nächste Schritt sein.


Dr. Hans-Martin Henning (Fraunhofer ISE): „Der Umstieg passiert nicht von alleine. Wir sollten nicht nur über Kosten reden, sondern auch über Chancen.“

Dass das Thema Energiewende komplex bleibt, zeigte auch die abschließende Diskussion mit dem Publikum. Was ist für die Biodiversität und die Vogelwelt schlimmer – Klimawandel oder Windräder? Ist Geld zur Erreichung kurzfristiger Klimaziele gut angelegt, oder sollte es lieber in langfristige Technologieentwicklung fließen? Wohin führt der Kohleausstieg – zu mehr Abhängigkeit von Gasimporten oder Methanförderung in der Tiefsee? Am Ende blieb die Erkenntnis, die Robert Schlögl in einem Satz zusammenfasste: „Die Energiewende scheitert nicht an den Chemikern und auch nicht an den Technologen, sie scheitert an der Gesellschaft.“ Diese gesellschaftliche Diskussion, auch generationenübergreifend, weiterzuführen, bezeichnete Kurt Wagemann in seinem Schlusswort als Aufgabe für die DECHEMA.

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Bundesforschungsministerin Professor Johanna Wanka hat am 5. April in Berlin die neuen Kopernikus-Projekte vorgestellt. Ausgewählt wurde auch das Projekt „Power-to-X“, das von einem Konsortium bestehend aus RWTH Aachen, Forschungszentrum Jülich und DECHEMA koordiniert wird. Auch das DECHEMA-Forschungsinstitut ist Projektpartner.

Prof. Dr. Kurt Wagemann, Geschäftsführer der DECHEMA, der selbst maßgeblich an dem Projekt beteiligt ist, freut sich über den Erfolg:“Das Thema Energiespeicherung und die Verknüpfung des Energiesystems mit der chemischen Industrie, aber auch der Mobilität, steht bei der DECHEMA schon lange auf der Agenda. In den letzten Jahren haben wir dazu Kompetenzen systematisch aufgebaut.“ So hat die DECHEMA in den letzten Jahren eine Reihe von Veröffentlichungen herausgebracht, zum Beispiel zur Elektrifizierung der Chemie oder zu den technischen Möglichkeiten der Energiespeicherung und ihrer systemischen Verknüpfung. „Die Energieversorgung wird chemischer werden – diese Prognose, die Prof. Dr. Ferdi Schüth schon vor Jahren als Vorsitzender des Koordinierungskreises chemische Energieforschung getroffen hat, hat sich bewahrheitet“, meint Kurt Wagemann. Um angesichts des Zuwachses an erneuerbaren Energien das Energiesystem stabil zu halten, werden kurz-, mittel- und langfristig Speicher-möglichkeiten benötigt – je flexibler, desto besser. Hier kommt „Power to X“ ins Spiel: 5_solar-power-1019830_1920Indem mit Hilfe von „Überschussstrom“ Chemikalien erzeugt werden, werden „Speicher“ gefüllt, die sowohl für die Rückverstromung genutzt werden könnten (beispielsweise H2 oder Methan), die aber auch in andere Sektoren „abfließen“ können – etwa Kraftstoffe oder Plattformchemikalien. Gegenüber anderen Speicheroptionen ist die Energiedichte deutlich höher, und je nach Endprodukt kann die Wertschöpfung erheblich höher sein als die Rückverstromung. „Für die chemische Industrie heißt das allerdings, dass Prozesse entwickelt werden müssen, bei denen mindestens ein Schritt eine sehr flexible Fahrweise erlaubt“, erklärt Wagemann. (mehr …)

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Autor: Patrick Schuster, http://blog.explore-house.eu
Bereits 1986 prognostizierte der Chemiker Friedrich Asinger in seinem Buch „Methanol: Chemie- und Energierohstoff“ dem bekannten Alkohol eine vielversprechende Zukunft. Heute ist das Thema aktueller denn je und entsprechend erscheint eine neue, stark erweiterte Auflage bei Springer. Aus diesem Anlass trafen sich rund 300 Interessierte am 13. Februar im DECHEMA-Haus Frankfurt zu einem Kolloquium über Methanol und sein Potential als Schlüsselkomponente im Energie- und Chemiebereich sowie als Alternative zu Öl und Gas.

Vergangenheit und Zukunft der Energieversorgung

Es ist und war schon immer schwierig die Zukunft vorherzusagen. Professor Heribert Offermanns, ehemaliger Manager der Degussa AG, und Wilhelm Keim, Emeritus der RWTH Aachen vereinten genug Lebenserfahrung, um dies den Hörern während ihrer Startvorträge glaubhaft zu machen. Sie berichteten von heute belächelten Fehleinschätzungen großer Innovationen wie Automobil, Flugzeug und Computer, von Erfindern wie Daimler, Wright und Watson. Vorhersagen zur langfristigen Verfügbarkeit von Energie und Rohstoffreserven schwankten in der Vergangenheit zwischen unbegrenztem Vertrauen und apokalyptischen Erwartungen. Neue Technologien und alternative Rohstoffquellen warfen frühere Konzepte stets um. Etwas sei jedoch gewiss, so Offermanns: Die bereits 1844 begonnenen Erdölbohrungen sind ein endliches Phänomen. Irgendwann wird es die letzte geben. Keim mahnte daher zum rechtzeitigen Handeln, damit Technologien oder Alternativen für morgen zur Verfügung stehen, wenn sie benötigt werden. So könnte das Ende des Erdölzeitalters der Beginn des Methanolzeitalters sein.

Methanol – Rohstoffliche und energetische Drehscheibe

Die Vielseitigkeit des Methanols wurden anschließend im wissenschaftlichen Part des Kolloquiums durch Dr. Hans-Jürgen Wernicke (ehemals Süd-Chemie Inc.), Professor Martin Bertau von der Technischen Universität Bergakademie Freiberg und Professor Friedrich Schmidt, Emeritus der Universität Hamburg, präsentiert. In seiner Verwendung überaus flexibel und hergestellt aus Synthesegas, also aus Kohlenstoffmonoxid oder Kohlenstoffdioxid und Wasserstoff aus regenerativen Quellen, gleicht das Methanol einer Drehscheibe: Je nach Bedarf ist es möglich verschiedene Verwertungskanäle anzusteuern.

Methanol ist ein C1-Rohstoff –bestehend aus einem Kohlenstoffatom. Ein kleiner Baustein aus dem größere Moleküle aufgebaut werden können. Eine Vielzahl an Herstellungswegen unterschiedlichster chemischer Erzeugnisse stellten die drei Experten vor: von Kunststoffen (MTP), über Olefine (MTO) bis hin zur Verwertung des Methanols als Kraftstoff (MTG) für Verbrennungsmotoren und Brennstoffzellen. Methanol hat somit das Potential in Zukunft im Mittelpunkt eines breiten Verwertungsprozesses zu stehen, wie ihn derzeit das Erdöl möglich macht.

Bisher verbrannte die Menschheit reduzierte Kohlenstoffe, die günstig auf der Erde zu bekommen sind. Als CO2 gelangte dieser Kohlenstoff in die Atmosphäre, wo ihn bisher nur die Natur wieder binden konnte. In ferner Zukunft werden wir mit der Natur um dieses Kohlenstoffdioxid konkurrieren, da es möglich und wirtschaftlich wird, den Kohlenstoff aus der Luft verwenden, um ihn in Form von Methanol zu speichern.

Warum Methanol – Ökonomie des Wandels

Während der Ausbau regenerativer Energiequellen vorangebracht wird, werden ausgereifte Speichertechnologien nicht genügend weiterentwickelt, so Dr. Ludolf Plass, Mitglied des Verwaltungsrates der Dechema und ehemaliger Vice President der Lurgi AG. Zur Speicherung von Strom, insbesondere von Überschussstrom, käme nur eine stoffliche Speicherung in Frage – durch Wasserstoff, Methan oder eben Methanol. Plass plädierte für eine bezahlbare Energiewende für Bevölkerung und Wirtschaft. Während Wasserstoff oder Methan nur kostspielig zum Einsatz kommen können, kann Methanol vorhandene Infrastruktur nutzen, verfügt über gute Lager- und Transporteigenschaften und lässt sich schon heute so wirtschaftlich produzieren wie Benzin.

Deutschland muss handeln

China hat das Potential von Methanol erkannt und erzeugt jährlich schon 31 Millionen Tonnen Methanol. Bis 2016 werden sie ihre Kapazitäten um weitere 20 Millionen ausbauen. Deutschland hingegen steht noch am Anfang der Energiespeicherung. In der abschließenden Podiumsdiskussion kritisierte ein Kolloquiumsteilnehmer: „Die wissenschaftliche Gemeinschaft hat zu viele Richtungen grüner Technologie erforscht und die Politik hat es bisher verpasst eine politische Entscheidung zu treffen. Ein gefährliches Zögern, welches viel Geld kosten kann.“

Dieser Beitrag wurde mit freundlicher Genehmigung übernommen aus dem Webmagazin „Explore House“, http://blog.explore-house.eu


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zu Teil 1: Hierarchie der Nutzungsmöglichkeiten



Das Energiesystem der Zukunft macht langfristige bzw. saisonale Speicher notwendig, um auch über längere windschwache und sonnenarme Perioden keine Einbußen bei der Versorgungssicherheit hinnehmen zu müssen. Lediglich chemische Energiespeicher (insbesondere Methan, Wasserstoff) sind in der Lage, diese Anforderungen zu erfüllen.
Mechanische Speicher, wie beispielsweise Druckluftspeicher, weisen für diese Anwendung ebenso wie elektrische Speicher zu geringe Energiedichten auf.
Gleichzeitig wird der Umbau des Energiesystems auf erneuerbare Quellen der Primärenergie inhärent den Aufbau von saisonalen und regionalen Überkapazitäten nach sich ziehen. Die Einkopplung dieser Überschüsse in die stoffliche Wertschöpfungskette bietet prinzipiell noch eingehender zu analysierende Optionen.

Bei allen Überlegungen ist zu berücksichtigen, dass die zur Verfügung stehenden Stromüberschüsse erst nach Abschalten der letzten Kernkraftwerke signifikant werden. Für 2032 prognostizieren die Ausbaupläne der Bundesregierung für die Stromnetze und die
Anteile regenerativer Quellen 2,3 TWh an nicht im Netz nutzbarer Energie („dumped energy“, Netzentwicklungsplan der Bundesregierung). Daraus leitet sich ein Aufkommen von ~ 500 Mio. m³ Wasserstoff ab, woraus sich ca. 275.000 Jahrestonnen Methanol herstellen ließen. Da der Überschussstrom nicht zentral anfiele, würde diese Menge in mehreren Kleinanlagen zu produzieren sein, die eine Größenordnung kleiner als heutige Worldscale-Anlagen ausfielen, mit entsprechenden Nachteilen für die Wirtschaftlichkeit. Wirtschaftlich betreibbare
Kleinanlagen würden auch benötigt, wollte man Überschussstrom aus großen Windkraftfeldern vor Ort chemisch speichern. Unter der Annahme von einer Gesamtleistung von 100 MW und 1.000 Stunden Produktion ohne Stromabnahme durch das Netz ergäbe sich für das Methanol eine Anlagengröße von ca. 15.000 t. Für den kontinuierlichen Betrieb dieser Produktionsanlagen würden physikalische Wasserstoffspeicher zur Pufferung benötigt.

Forderungen an Politik, Wirtschaft und Forschung

Die Energiewende ist ein historisch einmaliges Unterfangen. Es birgt technologische Herausforderungen und wirtschaftliche Risiken für den Produktionsstandort, aber auch Chancen im Sinne einer nicht-fossilen und nicht-nuklearen Zukunft für Deutschland selbst und für den Export von Technologien in die Welt.
Um diese Chancen zu nutzen, fordern wir:

  • Die Politik muss verlässliche politische Rahmenbedingungen schaffen.
  • Um die technologischen Hürden zu meistern, muss die Energieforschung gestärkt werden. Dabei sollte ein Fokus auf chemischen Energiespeichern liegen.
  • Die Projektförderung darf sich nicht zu frühzeitig ausschließlich auf eine Technologie-Option verengen.

Die technologischen Hürden können nur durch gemeinsame Anstrengungen von Wirtschaft und Forschung überwunden werden. Dazu fordern wir im Einzelnen:

[Bildquelle: Ulrichulrich via Wikicommons CC BY 3.0]

[Bildquelle: Ulrichulrich via Wikicommons CC BY 3.0]

  • Chemie und Energie müssen konvergieren. Beide Branchen sind gefragt, Möglichkeiten zur engeren Zusammenarbeit auszuloten und integrierte Konzepte zu entwickeln. Für die Chemie ergeben sich neue Möglichkeiten im Rahmen der Energiewende.
  • Die bestehende Gasinfrastruktur ist in dieser Flächenausdehnung einzigartig; es gilt, sie für weitergehende Versorgungsaufgaben auszubauen. Die Wasserstoffgrenzwerte im Erdgassystem sind dem heutigen Kenntnisstand und den heutigen lokalen und regionalen Gegebenheiten anzupassen
  • Planung von Kavernenspeichern für Wasserstoff

Forschungsbedarf besteht insbesondere in folgenden Bereichen:

  • Es werden effizientere Elektrolyseverfahren benötigt: Die Elektrolyse stellt eine wesentlicheSchlüsseltechnologie dar; sie kann heute nur mit einer Effizienz von etwa 70% betrieben werden.
  • Es sollten Konzepte entwickelt werden, die auch die Nutzung des als Koppelprodukt entstehenden Sauerstoffs sowie die Generierung anderer Wertstoffe als Koppelprodukt an der Anode vorsehen.
  • Die energetischen Verluste bei der Methanisierung von Wasserstoff sind signifikant zu verringern.
  • Für die wirtschaftliche Umsetzung von Wasserstoff in Methan, Methanol oder Ameisensäure und entsprechende Folgeprodukte sowie für die Hydrierung von Kohlenwassererstoffen gilt es, durch integrierte Forschung an Katalysatoren und Anlagentechnik neue, z.B. modulare Verfahrenskonzepte zu entwickeln.

Die Erhöhung der Energieeffizienz von Produktionsanlagen ist eine selbstverständliche und selbsterklärliche Forderung.

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Prof. Dr. Walter Leitner, RWTH Aachen
Prof. Dr. Ferdi Schüth, MPI für Kohlenforschung Mülheim
Prof. Dr. Kurt Wagemann, DECHEMA e.V., Frankfurt am Main

Bildquelle: Dirk Goldhahn via Wikicommons CC BY-SA 2.5

Bildquelle: Dirk Goldhahn via Wikicommons CC BY-SA 2.5

Bis 2050 sollen die nationalen CO2-Emissionen um 80 Prozent gesenkt werden. Um dieses klimapolitische Ziel der Bundesregierung zu erreichen, soll die Stromerzeugung sukzessive auf regenerative Energiequellen umgestellt werden. Kern des Konzepts ist der starke Ausbau von Windkraft und Photovoltaik. Nach aktuellen Prognosen werden bis 2020 deutlich mehr als 100 GW Wind- und Photovoltaikleistung installiert sein; das übertrifft den deutschen Bedarf, der bei rd. 40-70 GW liegt, etwa um das Doppelte.
Entsprechend wird dann in Zeiten hoher Sonneneinstrahlung und hohen Windaufkommens mehr Strom produziert werden, als entlang der bisherigen Nutzungspfade benötigt wird. Diese Überschüsse gilt es in möglichst sinnvoller Weise zu verwenden. Nachfolgende Ausführungen betrachten die verschiedenen Optionen nach den Prinzipien der Minimierung der Energieverluste und, im Sinne einer exergetischen Betrachtung, der Nutzung auf höchstmöglichem Wertigkeitsniveau. Hieraus ergibt sich folgende Hierarchisierung der Nutzung:

1. Stufe: Strom direkt als Strom nutzen

Eine wesentliche Option bildet die verstärkte Elektrifizierung (chemischer, metallurgischer, …) industrieller Prozesse. Beispiele sind die thermische Methan-Spaltung zur Gewinnung von Kohlenstoff und Wasserstoff oder die plasmachemische Generierung von Acetylen und Wasserstoff aus Methan. Elektrokatalytische Verfahren z.B. zur Reduktion von CO2 und für komplexere Synthesen sind ebenfalls denkbar. Diese Konzepte (und neu zu entwickelnde lastflexible Produktions-verfahren), ebenso wie die Allokation stromintensiver Betriebe in räumlicher Nähe zur Erzeugung regenerativen Stroms, ermöglichen die verstärkte Realisierung eines Demand Side Managements, bei dem statt des Angebots die Nachfrage gesteuert wird.

2. Stufe: Strom zu Wasserstoff und dessen direkte Nutzung

Mit der direkten Stromnutzung (Stufe 1) wird sich nur ein Teil der zu erwartenden Überschussproduktion verwerten lassen. Die wichtigste weitere Option stellt die Elektrolyse von Wasser zur Gewinnung von Wasserstoff (H2) dar, der auf vielfältige Weise in der stofflichen und energetischen Wertschöpfung genutzt werden kann. Priorität hat dessen direkter Einsatz in industriellen Prozessen, weil so die höchste WertschöpfunPEM_electrolyzerg erreicht wird. Eine ganze Reihe von Abnehmern kommt dafür in Frage: Chemieanlagen (Hydrierungen, Hydroformylierungen, Umsetzung zu Ameisensäure bzw. Methanol mittel CO2 im Sinne einer Vor-Ort-Produktion bei Abnehmern), Bioraffinerien (Deoxygenierungen zur Herstellung von Plattformchemikalien) und Erdölraffinerien
(zunehmender Wasserstoffbedarf zur Aufbereitung schwerer Erdölqualitäten insbesondere für die Entschwefelung) sowie in der Metallgewinnung (Direktreduktion ohne Einsatz von Koks).
Der Einsatz von größeren Kavernen zur temporären Wasserstoffspeicherung kann dabei der Pufferung von Produktionsspitzen dienen und erleichtert die oben genannten direkten Nutzungsformen, da hierdurch eine kontinuierliche Bereitstellung von Wasserstoff für kontinuierlich betriebene Prozesse erfolgen kann.
Eine weitere Option der direkten Nutzung besteht darin, den Wasserstoff (in begrenztem Umfang entsprechend der DVGW-Regelwerke) direkt in das Erdgasnetz einzuspeisen und zusammen mit dem Erdgas energetisch zu verwerten.

3. Stufe: Chemische Speicherung von Wasserstoff

Für die nicht auf der Stufe 2 verwendbaren Mengen „regenerativen“ Wasserstoffs existieren zwei prinzipiell unterschiedliche Möglichkeiten zur Umwandlung in chemische Energieträger: Zum einen können energiereiche Verbindung als Brenn- und Kraftstoffe hergestellt werden. Zum anderen kann Wasserstoff reversibel in chemischen Verbindungen gebunden und bei Bedarf zur Nutzung wieder freigesetzt werden.

Im Einzelnen lassen sich folgende Optionen identifizieren:

a) Umsetzung mit CO2 zu Methan und dessen Einspeisung in das vorhandene, in Deutschland hervorragend ausgebaute Erdgasnetz mit hoher Speicherkapazität.
b) Umsetzung mit CO2 zu Methanol. Methanol kann dabei sowohl als H2-Träger als auch in Form von Derivaten wie Dimethylether als Kraftstoff dienen.
c) Umsetzung mit CO2 zu Ameisensäure als H2-Träger.
d) Umsetzung mit CO2 zu Fischer-Tropsch-Kohlenwasserstoffen als Kraftstoffe.
e) Hydrierung von aromatischen Kohlenwasserstoffen und verwandten Verbindungen als H2-Träger.

Die unter a)-d) beschriebenen Umsetzungen können dabei direkt Kohlendioxid als C-Quelle nutzen oder über die intermediäre Umwandlung von CO2 und H2 in Synthesegas (CO/H2) erfolgen. Methanol, Ameisensäure und flüssige Kohlenwasserstoffe hätten den Vorteil, dass der Wasserstoff in dieser Form in Tanks über Schiene, Straße oder Wasserweg transportierbar wäre und nicht ein separates Gasnetz für Wasserstoff neu aufgebaut werden müsste.
Die Methanisierung hat gegenüber den anderen aufgeführten Optionen den Vorteil, dass der Aufwand für die Aufreinigung des Produkts signifikant geringer ist und das Wärmemanagement sich einfacher darstellt. Sie ist daher auch in kleinerem Maßstab wirtschaftlich realisierbar.

4. Stufe: Rückverstromung


Für die Rückverstromung von physikalisch oder chemisch zwischengespeichertem Wasserstoff bestehen mehrere Optionen:

a) Der Einsatz von Wasserstoff in entsprechend ausgerüsteten Gasturbinen
b) Umkehrbare Elektrolyse-Einheiten, die bei hohem Stromangebot zur Wasserstofferzeugung eingesetzt werden und bei Strombedarf als Brennstoffzellen arbeiten.
c) Der Einsatz eines Methan/Wasserstoff-Gemisches aus dem Erdgasnetz nach Wasserstoffeinspeisung in traditionellen Gaskraftwerken
d) Die Verstromung des wie unter 3a beschrieben hergestellten Methans.

Neben technischen Rahmenbedingungen hängt die mögliche Implementierung der verschiedenen Nutzungs-, Speicher- und Rückverstromungs-Optionen entscheidend von wirtschaftlichen Gegebenheiten und der gesellschaftlichen Akzeptanz ab. Welcher dieser
Prozesswege zum Zuge kommt wird der Markt für die Bereitstellung von Speichern als Teil des gesamten Elektrizitätssystems regeln. Es ist daher notwendig, eine möglichst breite wissenschaftlich-technologische Basis für diese Prozesse zu schaffen.

zu Teil 2: Schlussfolgerungen und Forderungen

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