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EnergieAgentur.NRW
de SpeichertechnologienINHALT
Elektrische Speicherung
Doppelschicht-Kondensatoren
Supraleitender Magnetischer EnergiespeicherDer Autor dieser Webseite hat an der ETH Zürich seine schriftliche Diplomarbeit mit dem Titel "Energiespeicherung in supraleitenden Magneten" erstellt.Mechanische Speicherung
Pumpspeicherkraftwerke
de en fr Energie: Erneuerbar
Hydraulische EnergieEnergy: Renewable
Hydro PowerÉnergie: Renouvelable
Énergie hydroliqueDruckspeicherung
SchwungradspeicherElektrochemische Speicherung
Blei-Säure-Akkumulator
Lithium-Ionen-Akkumulator
Natrium-Schwefel-Akkumulator
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Latentwärmespeicher Thermochemische Speicherung
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1 Stromspeicher
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- 2019
- de
Merkel, das IPCC und die Geister, die sie rief:
Teil 3 - klägliche Solar-Ergebnisse
Fotovoltaikstrom ist daher nicht einmal bedingt für die Versorgung einer modernen Industrienation geeignet, selbst wenn es gelingen sollte, eine halbwegs taugliche Speicherlösung zu entwickeln.
Das Handicap liegt darin, dass eine Speicherung nicht nur den Tag-Nacht-Zyklus, sondern darüber hinaus auch noch den halbjährigen saisonalen Sommer-Winter-Zyklus abdecken müsste, was die Installation von utopisch großen Speicherkapazitäten voraussetzt.
- de
Batteriespeicherung - ein winziger Teil der benötigten
elektrischen Energie
en Battery Storage - An Infinitesimally Small Part of Electrical Power - 2018
- en The Truth about Hydrogen: Fuel Cells or Batteries
- de
Neue Studie: Batterie-Speicherung "keine ökonomische Perspektive"
en New study: Battery storage "Not an economic prospect" - de
Tesla nimmt weltgrößte Batterie in Betrieb
Grösste Batterie der Welt reicht gerade mal für eine Stunde
Die geschätzten Kosten für die Anlage gab Musk mit mindestens rund 42 Millionen Euro an. - 2017
- de
Wenn nur noch Weihnachtskerzen helfen
Silvio Borner (Basler Zeitung)
Mit Sonnenstrom sichern wir die Versorgungssicherheit in der Schweiz nicht.
Schon gar nicht in der Adventszeit. - de
Die verheerende Bilanz von Solarenergie
Ferruccio Ferroni und Alex Reichmuth (Basler Zeitung)
Schweizer Forscher zeigen: Fotovoltaik verschlingt mehr Energie, als sie erzeugt. - de
«Es kann heute oder morgen zum Blackout kommen»
Die Axpo hält die Energiestrategie des Bundes für verfehlt und das Bundesamt für Energie für blauäugig. - de
Wie viel Zappelstrom verträgt das Netz?
Prof. Dr. Dr. h.c. mult. Hans-Werner Sinn: Bemerkungen zur deutschen Energiewende
en Buffering Volatility: A Study on the Limits of Germany's Energy Revolution - de
Energiewende mit Batteriespeichern?
Schätzungsweise 12 Millionen Euro lassen sich Stadtwerke und Daimler das Projekt je zur Hälfte kosten.
Alle die Akkus gemeinsam können so viel, bzw. so wenig elektrische Energie abgeben, wie das KKW Grohnde in 46 Sekunden erzeugt!
Diese 12.000.000 € teuren Akkus der Stadtwerke Hannover können soviel Energie speichern, wie in 1700 l Heizöl enthalten ist, also der halbvolle Öl-Tank eines typischen Einfamilienhauses. - en Household energy storage batteries: Myths and realities
- 2015
- de
Können bessere Batterien Solarenergie speichern?
en Will Better Batteries save Solar Energy?
⇧ de Allgemein en General fr Générale
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Stromnetz-Stabilisierung:
Dunkelflauten, Überstromproduktion & Blackouts
Der Systemkonflikt:
Zwei Stromerzeugungssysteme kollidieren
Strom-Glättung:
Das Märchen von der Glättung des Windstroms
Schwungmassen,
Ausfall der Stromversorgung,
Versorgungssicherheit.
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⇧ 2019
↑ Merkel, das IPCC und die Geister, die sie rief: Teil 3 - Klägliche Solar-Ergebnisse
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Fred F.Mueller
2019-09-11 de Merkel, das IPCC und die Geister, die sie rief: Teil 3 - Klägliche Solar-ErgebnisseIn den voraussichtlich letzten beiden Jahren ihrer Amtszeit als Bundeskanzlerin hat Merkel ihre Maske der besorgten "Mutter der Nation" endgültig fallengelassen.
Ihr gesamtes Handeln ist offenkundig darauf gerichtet, Deutschland auf angebliche "Klimaneutralität" zu trimmen, egal was ihr dabei in den Weg kommt.
Deshalb wurde bereits ein Klimakabinett eingerichtet, während die Panikmeldungen über eine "unmittelbar drohende Klimakatastrophe" seitens der Medien, der NGO's und der etablierten Parteien immer schriller werden.
Zugleich überbietet man sich gegenseitig mit Aufrufen zu Askese und Verzicht:
Vom Sonntagsbraten über Plastiktüten, das eigene Auto und den Urlaub sollen der kleine Mann und seine Familie ihren sauer erarbeiteten Lebensstandard um Jahrzehnte zurückdrehen.
In Teil 3 zeigen wir, wie kläglich das bisherige Ergebnis von mehr als 20 Jahren einer horrend teuren Förderung sogenannter "Erneuerbarer Energien" in Wirklichkeit ist.
Schauen wir zunächst auf den Bereich Fotovoltaik.
Der Strombedarf Deutschlands
Den niedrigsten mittleren Tages-Leistungsbedarf mit nur 44.617 MW
gab es erwartungsgemäß an einem Sonntag in der Jahresmitte (3.6. 2018).Der höchste Wert wurde dagegen mit 78.175 MW
an einem Donnerstag Anfang März (1.3.2018) verzeichnet.Können Sonne und Wind bedarfsgerecht liefern?
In den Nachtstunden liefern die in Deutschland installierten Fotovoltaikanlagen
trotz ihrer enormen Kapazität von 43.037 MW
mit höchster Zuverlässigkeit Null Strom.Während die Sonnenpaneele am Best-Tag (6.5.2018)
immerhin 20,39 % des benötigten Stroms ins Netz lieferten,waren es an ihrem schlechtesten Tag (21.12.2018)
nur klägliche 0,40 %.Katastrophalen Einbruch der Fotovoltaikleistung in der kalten Jahreszeit.
Während die deutschen Solarpaneele am Mittag des 2.7.2018
insgesamt 29.051 MW und damit 67 % ihrer theoretischen Höchstleistung ablieferten,
kamen sie am 21.12.2018
mit 1.414 MW auf lediglich 3 % der nominellen Kapazität.Fotovoltaikstrom ist daher nicht einmal bedingt für die Versorgung einer modernen Industrienation geeignet, selbst wenn es gelingen sollte, eine halbwegs taugliche Speicherlösung zu entwickeln.
Das Handicap liegt darin, dass eine Speicherung nicht nur den Tag-Nacht-Zyklus, sondern darüber hinaus auch noch den halbjährigen saisonalen Sommer-Winter-Zyklus abdecken müsste, was die Installation von utopisch großen Speicherkapazitäten voraussetzt.
Anbieter, die Privatleuten solche Konzepte anzubieten versuchen, können als unseriös eingestuft werden.
Der weitere Ausbau bzw. jegliche öffentliche Förderung von Fotovoltaiklösungen sollten daher möglichst sofort eingestellt werden.
↑
Batteriespeicherung - ein winziger Teil der benötigten
elektrischen Energie
en
Battery Storage - An Infinitesimally Small Part of Electrical Power
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Steve Goreham / Andreas Demmig
2019-07-07 de Batteriespeicherung - ein winziger Teil der benötigten elektrischen EnergieDie Speicherung von Elektrizität in großem Maßstab, ist eine oft beschworene Lösung, um den Einsatz erneuerbarer Energien zu beschleunigen.
Befürworter der erneuerbaren Energien, Unternehmen und Regierungen planen Batterien zum Speichern von Strom zu verwenden, um das Problem der intermittierenden Wind- und Sonneneinstrahlung zu lösen.
Großspeicher sind jedoch nur ein unbedeutender Teil der Elektroenergieindustrie und sind dazu verurteilt, dies auch in den kommenden Jahrzehnten zu tun.
Im vergangenen Monat hat Senatorin Susan Collins aus Maine eine Gesetzesvorlage mit dem Titel "The Better Energy Storage Technology Act" (Gesetz über bessere Energiespeicherungstechnologie) vorgelegt, in der 300 Millionen US-Dollar für die Entwicklung von Batterielösungen für elektrischen Strom vorgesehen sind.
Collins erklärte im Washington Exeminer:
"Energiespeicher der nächsten Generation werden dazu beitragen, die Effizienz und Zuverlässigkeit unseres Stromnetzes zu verbessern, die Energiekosten zu senken und die Übernahme erneuerbarer Ressourcen zu fördern."
[Washington Exeminer ... Collins und die anderen Republikaner, die die Gesetzesvorlage unterstützen, Sens. Cory Gardner aus Colorado und Martha McSally aus Arizona, stehen 2020 vor harten Wiederwahlkämpfen in lila Staaten, wobei Umweltprobleme, als Thema mit dem "Green New Deal" durch die Demokraten ins Spiel gebracht, eine herausragende Rolle spielen dürften.]
Arizona, Kalifornien, Hawaii, Massachusetts, New Jersey, New York und Oregon verabschiedeten Statuten oder Ziele zur Entwicklung von Speichersystemen für die Netzstromversorgung, wobei sich New York zum ehrgeizigsten Ziel des Landes bekennt.
Im Januar kündigte der Gouverneur von New York, Andrew Cuomo, im Rahmen seines Mandats "100 Prozent sauberen Strom bis 2040" an, bis 2030 Speicher mit einer Leistung von 3.000 Megawatt (MW) bereitzustellen.
Heute haben 29 Staaten Gesetze für die Mengen an zu nutzender "Erneuerbarer Energien", was bedeutet, weiter steigende Mengen an erneuerbaren Energien zu erwerben.
Die Stromerzeugung aus Wind- und Solarsystemen ist jedoch intermittierend [und selten gerade dann erhältlich, wenn gebraucht].
Im Durchschnitt liegt die Windleistung zwischen 25% und 35% der Nennleistung der Windstromanlagen.
Die Solarleistung ist sogar noch geringer und macht durchschnittlich etwa 15% bis 20% der Nennleistung aus.
...
Siehe Abbildung: US Energy Information Administration, Vergleich Kapazität Pumpspeicher zu Batteriespeicher
Pumpspeicher, nicht Batterien, speichern in den USA etwa 97% des gespeicherten Stromes.
Pumpspeicher verwenden überschüssigen Strom, um Wasser in ein höher gelegenes Reservoir zu pumpen, und wenn es abgelassen wird, treibt es eine Turbine mit Generator an, um wieder Strom zu erzeugen, wenn dieser [kurzfristig] benötigt wird.
Aber weniger als ein Watt in 100.000 Watt US-Strom stammt aus Pumpspeichern.
Im Jahr 2018 erzeugten US-Kraftwerke 4,2 Millionen GWh an elektrischen Strom.
Die Kapazität der Pumpspeicher belief sich auf 23 GWh.
Die Batteriespeicher bieten nur etwa 1 GWh Kapazität.
Damit ist ersichtlich, dass nur weniger als ein Millionstel des verbrauchten Stroms in Batterien gespeichert werden kann.
Stromspeicher sind teuer.
Pumpspeicher sind mit etwa 2.000 USD pro Kilowatt die kostengünstigste Form des Netzspeichers, erfordern jedoch Landschaften, in denen ein tiefgelegener See mit genügend Wasser-Kapazität und ein dazugehöriges, hochgelegenes Gegenstück gebaut werden kann, bzw. zur Verfügung steht.
Dagegen kosten Batteriespeicher etwa 2.500 USD pro Kilowatt für eine Entladungsdauer von zwei Stunden oder mehr.
Batterien sind teurer als Windenergie an Land, deren Marktpreis unter 1.000 USD pro Kilowatt liegt.
Ein Schlüsselfaktor für die Nützlichkeit des Speichers ist jedoch die Zeitspanne, in der das System den gespeicherten Strom liefern kann.
...
Heute beträgt die Speicherkapazität der Batterien am Netz weniger als ein Millionstel der nationalen Stromproduktion.
Batteriespeicherung erhöht die Kosten des Partnersystems für erneuerbare Energien um einen Faktor von mindestens zehn.
Es wird Jahrzehnte dauern, bis die Batteriespeicherung in großen Stromversorgungssystemen eine bedeutende Rolle spielt, wenn überhaupt [genügend Rohstoffe und Geld zur Herstellung vorhanden sind].
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Watts UP With That? (Anthony Watts) / Steve Goreham
2019-06-29 en Battery Storage - An Infinitesimally Small Part of Electrical PowerLarge-scale storage of electricity is the latest proposed solution to boost the deployment of renewables.
Renewable energy advocates, businesses, and state governments plan to use batteries to store electricity to solve the problem of intermittent wind and solar output.
But large-scale storage is only an insignificant part of the electrical power industry and doomed to remain so for decades to come.
Last month, Senator Susan Collins of Maine introduced a bi-partisan bill named "The Better Energy Storage Technology Act," proposing to spend $300 million to promote the development of battery solutions for electrical power.
Collins stated, "Next-generation energy storage devices will help enhance the efficiency and reliability of our electric grid, reduce energy costs, and promote the adoption of renewable resources."
Arizona, California, Hawaii, Massachusetts, New Jersey, New York, and Oregon adopted statutes or goals to develop storage systems for grid power, with New York committing to most ambitious target in the nation.
In January, as part of his mandate for "100 percent clean power by 2040," New York Governor Andrew Cuomo announced a target to deploy 3,000 megawatts (MW) of storage by 2030.
Today, 29 states have renewable portfolio standards laws, requiring utilities to purchase increasing amounts of renewable energy.
But the electricity output from wind and solar systems is intermittent.
On average, wind output is between 25% and 35% of rated output.
Solar output is even less, delivering an average of about 15% to 20% percent of rated output.
...
US Electricity storage
Pumped storage, not batteries, provides about 97% of grid power storage in the United States today.
Pumped storage uses electricity to pump water into an elevated reservoir to be used to drive a turbine when electricity is needed.
But less than one in every 100,000 watts of US electricity comes from pumped storage.
In 2018, US power plants generated 4.2 million GW-hours of electrical power.
Pumped storage capacity totaled about 23 GW-hrs.
Battery storage provided only about 1 GW-hr of capacity.
Less than one-millionth of our electricity is stored in grid-scale batteries.
Electricity storage is expensive.
Pumped storage is the least costly form of grid storage at about $2,000 per kilowatt, but requires areas where an elevated reservoir can be used.
Battery storage costs about $2,500 per kilowatt for discharge duration of two hours or more.
Batteries are more expensive than onshore wind energy, which has an installed market price of under $1,000 per kilowatt.
But a key factor in the effectiveness of storage is the length of time that the system can deliver stored electricity.
...
Today, battery grid storage capacity is less than one millionth of national electricity output.
Practical battery storage adds a cost factor of at least ten to the cost of the partner renewable system.
It will be decades before battery storage plays a significant role in large-scale power systems, if ever.
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Batteriespeicherung - ein winziger Teil der benötigten elektrischen Energie Energiespeicher: Stromspeicher Stromnetz-Stabilisierung: Dunkelflauten, Überstromproduktion & Blackouts |
⇧ 2018
↑ en The Truth about Hydrogen: Fuel Cells or Batteries
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2018-07-27 en
The Truth about Hydrogen: Fuel Cells or Batteries
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The Truth about Hydrogen: Fuel Cells or Batteries Energiespeicher / Stromspeicher Wasserstoff-Mobilität: Öko-Bilanz, Kraftstoff- & Ressourcenverbrauch |
↑
Neue Studie: Batterie-Speicherung "keine ökonomische Perspektive"
en
New study: Battery storage "Not an economic prospect"
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EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Janson Hopkins / Andreas Demmig
2018-05-19 de Studie: Batteriespeicher viel zu teuer für den praktischen EinsatzExorbitante Batteriespeicherkosten verhindern, dass sich Solaranlagen auf dem Dach langfristig amortisieren.
Eine neue Studie für Großbritannien hat ergeben, dass die Energiespeicherung für den Endverbraucher in absehbarer Zeit unwirtschaftlich wird.
Außerdem behandelt die Studie auch teilweise die Auswirkungen der Erneuerbaren in USA.
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Global Warming Policy Foundation / Chris Frey
2018-04-18 de Neue Studie: Batterie-Speicherung "keine ökonomische Perspektive"Von wiederaufladbaren Batterien heißt es, dass sie den Anreiz zur Installationen von Solaranlagen auf dem Dach verstärken.
Damit soll der tagsüber erzeugte überschüssige Strom für die Nacht gespeichert werden.
Es sieht so aus, als würde die heimische Energiespeicherung zu einem Big Business werden:
Tesla ist bereits am Markt, danach trachtend, seine Erfahrung bzgl. Batterien zu nutzen, um diese zu einer neuen Einnahmequelle zu machen.
Andere Hersteller mit großen Namen dürften folgen.
Allerdings enthüllt eine neue, von der Global Warming Policy Foundation (GWPF) veröffentlichte Studie, dass die Verbraucher Gefahr laufen, geprellt zu werden.
Der Autor der Studie, der Energie-Ingenieur Dr. Capell Aris, hat die Ökonomie der Batteriespeicherung untersucht und herausgefunden,
dass deren hohe Kosten in UK bedeuten, dass sie sich niemals rentieren werden.
Er erklärt:
"Der Preis für die Batterien ist relativ hoch, aber die möglichen Einsparungen, wenn man sie einer Solar-Installation auf dem Dach zuschaltet, sind ziemlich begrenzt, vor allem als Bestandteil der normalen Stromrechnung.
Führt man eine Kosten-Nutzen-Analyse durch, wird schnell klar, dass diese Batterien reine Geldverschwendung sind".
Dies könnte sich ändern, falls der Preis der Batterien dramatisch sinken würde,
aber die Lücke zwischen Kosten und Nutzen ist derzeit so riesig, dass ein solcher Preisrückgang in naher Zukunft sehr unwahrscheinlich ist.
Aris erklärt weiter:
"Es gibt keinen Zweifel, dass die Batteriepreise sinken werden, aber selbst bei optimistischsten Schätzungen müssten die Preise um mindestens 50% sinken, um die Batterien rentabel zu machen.
Soll damit ein Gewinn erwirtschaftet werden, muss der Preis sogar noch stärker sinken.
Dass es dazu demnächst kommen wird, ist nicht erkennbar.
Batteriespeicher für Solaranlagen auf dem Dach sind einfach keine ökonomische Perspektive, und das wird höchstwahrscheinlich so bleiben.
-
The Global Warming Policy Foundation (GWPF)
2018-04-16 en New study: Battery storage "Not an economic prospect"Consumers warned to avoid battery storage for rooftop solar systems
Rechargeable batteries are said
to be a way to extend the appeal of rooftop solar installations, storing the energy generated during the day for use at night.
Home energy storage looks set to become big business:
Tesla has already entered the marketplace, looking to apply its expertise in batteries to generate a new source of income.
Other big-name motor manufacturers are expected to follow.
However, a new paper published by the Global Warming Policy Foundation (GWPF) reveals that consumers are in danger of being fleeced.
The paper's author, power engineer Dr Capell Aris, has examined the economics of battery stores and finds that in the UK
their high cost means that they will never pay for themselves.
As he explains:
"The price of batteries is relatively high, but the possible savings from adding them to a rooftop solar installation are quite limited, particularly as a fraction of the typical electricity bill.
When you add up the costs and benefits, it is quite clear that they are a waste of money."
That could change if the price of batteries were to fall dramatically,
but the gap between costs and benefits is currently so wide that this is unlikely in the near term.
As Aris explains:
"There is no doubt that battery prices are falling, but even if we make some fairly optimistic assumptions about performance, prices would have to fall by another 50% just to break even.
They would need to come down even further than that to give a financial return.
It's hard to see this happening any time soon.
Battery storage for rooftop solar is simply not an economic prospect, and will likely remain that way."
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GWPF The Global Warming Policy Foundation
Technical Paper 2 / Capell Aris
2018-04-18 de
BATTERY WASTAGE: Why battery storage for rooftop solar doesn't pay
Conclusions
Most of the UK is too far north for typical rooftop installations to completely displace household consumption.
Solar electricity generation is poorly matched to average household consumption patterns, both diurnally and annually (Figure 1).
Rooftop solar generation can displace approximately 40% of household electricity consumption without any need for a battery installation.
Simple time shifting of laundry and dishwashing loads using appliance timers could shift another 7% of household load to solar supply.
Solar production in winter is so low that only a small percentage of winter consumption can be diverted to solar supply, unless the size of the rooftop installation is much larger than usual, and/or a large battery store is included.
The scope for further reductions in grid energy import by installing larger batteries is pinched between what is achieved without any store, and the difficulty of tackling the winter solar scarcity.
Given the low rate of financial return from battery stores, their costs will have to continue to fall.
Operating with typical rooftop solar installations of 4-5 kW, the number of duty cycles over a period of 20 years is unlikely to exceed 4,000, which Li-ion phosphate batteries seem to achieve.
The warranty period is more important: there can be little confidence that the capital cost of the battery will be recovered if this is below 10 years.
Once operation of the battery store is outside the warranty period then the discounting rate (Section 5) should be increased to reflect the increased risk of plant failure.
The discounting rate applied in Section 4 is uncommonly low - little more than the return on Premium Bonds.
Given the presence of alternative financial investments with higher returns, the risk of plant failure outside warranty, and that the subsidy or (especially) the export tariff rates may change, a much higher discount rate should be assumed.
That would make the use of battery storage supporting a rooftop solar installation an even more unattractive financial investment.
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Daily Caller / Janson Hopkins
2018-04-16 en Study: Battery Storage Far Too Costly For Practical UseExorbitant battery storage costs prevent rooftop solar installations from paying for themselves in the long run, making home energy storage an impractical use for average consumers in the foreseeable future, a new study determined.
-
Daily Caller / Janson Hopkins
2018-04-13 en Report: Massive Subsidies Being Shelled Out For Renewable EnergyA new report reveals the billions of dollars in subsidies being quietly shelled out to renewable energy technologies, all on the back of the American taxpayer.
↑
Tesla nimmt weltgrößte Batterie in Betrieb
Grösste Batterie der Welt reicht gerade mal für eine Stunde
-
regulatorymadness.ch / Markus Saurer
2018-02-06 de Grösste Batterie der Welt reicht gerade mal für eine StundeDer Elektro-Weltstar Elon Musk hat sein Versprechen erfüllt und in Australien die grösste Batterie der Welt gebaut.
Die Riesenbatterie von Tesla in der Nähe von Jamestown wurde am 1. Dezember vergangenen Jahres eingeweiht.
Sie soll Südaustralien vor Netzzusammenbrüchen (Blackouts) schützen, wie sie dort durch die schwankende Versorgung mit erneuerbaren Energien schon entstanden sind.
Doch - ähm - wie soll das gehen?
Die "Riesenbatterie" speichert 129 MWh Strom.
Damit können 30'000 Haushalte während einer Stunde mit Strom versorgt werden.
Gerade genug Zeit, um nach Kerzen für danach zu suchen.
Was machen die anderen Haushalte?
Was macht die Industrie?
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Handelsblatt
2017-12-01 de Elon Musk hält Superbatterie-Versprechen einDie weltgrößte Lithium-Ionen-Batterie ist in Australien gestartet.
30.000 Haushalte könnten mit ihr bis zu einer Stunde lang mit Strom versorgt werden.
Tesla-Chef Elon Musk hält damit ein ambitioniertes Versprechen ein.
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Spiegel Online
2017-12-01 de Tesla nimmt weltgrößte Batterie in BetriebNeue PR-Offensive von Tesla: Der Autokonzern hat die weltgrößte Lithium-Ionen-Batterie in Australien eingeweiht - sie soll mehr als 30.000 Haushalte mit Strom versorgen.
Das Projekt entstand binnen weniger Monate.
Der Energiespeicher sei "der Beginn einer neuen Geschichte", sagte der Regierungschef des Bundesstaates South Australia, Jay Weatherill, bei der offiziellen Inbetriebnahme.
Das Akkusystem in der Nähe des Ortes Jamestown nördlich von Adelaide ist an einen Windpark angeschlossen und soll mehr als 30.000 Haushalte mit Strom versorgen.
Die Batterie hat eine Leistung von 100 Megawatt und eine Kapazität von 129 Megawattstunden und soll helfen, den Strombedarf zu decken - insbesondere in den heißen Sommermonaten, wenn in Australien die meiste Energie verbraucht wird.
Im vergangenen Sommer hatten extrem hohe Temperaturen wiederholt zu Stromausfällen in einigen Regionen Australiens geführt.
Tesla-Chef Elon Musk hatte im Juli angekündigt, den Batteriepark binnen 100 Tagen zu bauen.
Die geschätzten Kosten für die Anlage gab Musk mit mindestens rund 42 Millionen Euro an.
⇧ 2017
↑ Wenn nur noch Weihnachtskerzen helfen
-
Basler Zeitung / Silvio Borner
2017-12-21 de Wenn nur noch Weihnachtskerzen helfenMit Sonnenstrom sichern wir die Versorgungssicherheit in der Schweiz nicht.
Schon gar nicht in der Adventszeit.
Trotz tendenziellem Überfluss zur - Festzeit mache ich mir im Stillen doch Sorgen um zwei absolut unverzichtbare Dienstleistungen, nämlich Wein und Strom.
Beim Wein
Doch beim Wein ist die Sorge schnell verflogen, haben wir doch noch einiges an Lager.
Gut, wir haben geschworen, bis 2035 definitiv aus dem Weinkeller auszusteigen.
Aber bis es so weit ist, muss laufend für Nachschub gesorgt werden.
Das ist aber kein Problem, weil Wein lagerfähig ist, und zwar sowohl beim Produzenten als auch beim Konsumenten.
Zudem gibt es sehr viele Bezugsquellen.
Sollte eine Ernte in der Schweiz total ausfallen, können wir problemlos und erst noch günstig importieren.
Ein Totalausfall weltweit ist unvorstellbar, weil sich die Anbaugebiete auf alle Kontinente verteilen, sodass auch bei lokal extremen Wetterbedingungen oder Befall mit Schädlingen immer irgendwo Reben reif werden.
Dies nicht zuletzt, weil es in Chile oder Südafrika ja Sommer ist, wenn bei uns Winter herrscht.
Auch die internationalen Transportwege sind vielfältig und billig.
Beim Strom
Doch nun zum Strom, der ja in Basel nur erneuerbar sein darf, obwohl beim Flatterstrom die langen Nächte, die vielen Wolken und die trägen Inversionen zu sogenannten Dunkelflauten von mehreren Tagen oder gar Wochen führen können.
Im Januar 2017 lieferte die schweizerische Sonne gerade noch 0,3 Prozent
und am schwächsten Tag 0,02 Prozent unseres Verbrauchs.
Auch das Flusswasser geht zurück, wenn statt Regen nur noch Schnee vom Himmel fällt.
Aber wir können ja wie beim Wein die Lücke mit Importen füllen.
Nur kommt kein Solarstrom aus der Sahara oder der Atacama-Wüste und kein Windstrom aus britischen Küstengebieten,
sondern hauptsächlich Kohlestrom aus Deutschland und etwas Atomstrom aus Frankreich.
Im Januar 2017 erreichten diese Importe ein Drittel des Verbrauchs,
und am 15.12. bezogen wir 41 Prozent von den deutschen Nachbarn.
Im Gegensatz zum Wein kann Strom weder gelagert noch frei transportiert werden.
Er fliesst physikalisch schon gar nicht, aber die konstante Spannung erfordert Netzwerke auf verschiedenen Ebenen.
Umwandlung vernichtet Energie
Strom kann an einer europäischen Börse gekauft werden, aber geliefert wird er nur über staatlich kontrollierte Netze.
Ein weltumspannender geografischer Ausgleich zwischen Sommer und Winter oder Ausgleich von Wetterlagen ist somit im kleinen Europa beim Strom nicht möglich.
Also müssen wir «speichern», wenn wir schon nicht «lagern» können.
Aber Speichern bedeutet immer die physikalische Umwandlung mit Wasserpumpen, Batterien oder Gasformen (Wasserstoff, Methan).
Jede Umwandlung vernichtet Energie und rechnet sich nur, wenn die Preise die Verluste und Speicherkosten übersteigen.
Da der Strom anders als Wein ein homogenes Gut ist, kommt auch aus meiner Basler Steckdose das Gleiche raus wie im Exportland im Netz vorhanden ist.
Zum Glück, denn sonst müssten wir uns mit Weihnachtskerzen begnügen.
Vor der Abstimmung war das Argument für die Energiestrategie immer die Vermeidung der Auslandabhängigkeit.
Jetzt ist plötzlich die Versorgungssicherheit nur noch dank Importen gesichert.
Bis 2035 erfreue ich mich noch an meinem eigenen Weinkeller und nutze dankbar den schweizerischen Atomstrom.
Prosit Neujahr!
↑ Die verheerende Bilanz von Solarenergie
-
Basler Zeitung / Ferruccio Ferroni und Alex Reichmuth
2017-12-20 de Die verheerende Bilanz von SolarenergieSchweizer Forscher zeigen: Fotovoltaik verschlingt mehr Energie, als sie erzeugt.
Basel droht Solardachzwang: Der Grosse Rat will Hauseigentümer dazu zwingen, Fotovoltaik-Anlagen zu montieren.
Solarstrom hat einen hervorragenden Ruf.
Er gilt als nachhaltig und klimaschonend.
Mit dem neuen Energiegesetz, das im letzten Juni vom Volk gutgeheissen worden ist, bekommt die Sonnenenergie in der Schweiz eine zentrale Rolle beim Ersatz der Atomkraft:
Bis 2050 sollen rund zwanzig Prozent des heutigen Stromverbrauchs der Schweiz von Fotovoltaik(PV)-Anlagen stammen.
Allerdings haben Kritiker bereits wichtige Schwachpunkte von Sonnenstrom in die Diskussionen eingebracht:
Solarenergie ist erstens überaus teuer.
Auch wenn der Preis für Sonnenstrom in den letzten Jahren deutlich gesunken ist, liegt die Rentabilität von Fotovoltaik-Anlagen in weiter Ferne.
Ohne finanzielle Förderung geht es nicht:
Die Einspeisevergütung, die Produzenten erhalten, beträgt noch immer das Mehrfache des Marktpreises von Strom.Zweitens ist die Produktion von Solarstrom unzuverlässig.
Scheint die Sonne nicht, wegen schlechten Wetters oder wegen Dunkelheit, liefern PV-Anlagen keine Energie.
Daraus ergeben sich vor allem im Winter, wenn am meisten Strom nachgefragt wird, erhebliche Versorgungsprobleme.
Doch die Bilanz von Solarstrom ist noch weit schlechter, als sich wohl auch viele Kritiker bewusst sind.
Rechnet man ehrlich, ist diese Energieform alles andere als nachhaltig, sondern fördert den Ressourcenverschleiss.
Berücksichtigt man alle Aufwendungen, die mit Fotovoltaik in der Schweiz verbunden sind, zeigt sich, dass gar mehr Energie eingesetzt werden muss, als eine Anlage während ihrer Lebensdauer erzeugen kann.
Es ist ein energetisches Negativgeschäft.
Das liegt zum einen daran, dass Fotovoltaik enorm materialintensiv ist:
Um die Stromproduktion des AKW Gösgen mengenmässig zu ersetzen, wäre eine Fläche an Solarpanels nötig, die fast so gross wie die des Zürichsees ist.
Zum anderen ist die Schweiz absolut kein Sonnenland.
In Spanien zum Beispiel können PV-Anlagen während doppelt so vieler Stunden Strom liefern.
Berechnungen mit Mängeln
Glaubt man Lobbyisten und PV-freundlichen Wissenschaftlern, erzeugen Solarpanels hierzulande zwar mindestens fünf- bis achtmal so viel Energie, wie für ihre Produktion nötig ist, doch solche Rechnungen weisen erhebliche Mängel auf:
Der Aufwand zur Herstellung der Panels und ihrem Zubehör wird unterschätzt.
Die Arbeitsleistungen für Installation, Unterhalt und Entsorgung werden übergangen.
Der Aufwand für die Verzinsung der Investitionen wird übersehen. Und der Stromertrag wird buchstäblich mittels Schönwetter-Annahmen ermittelt.
Die folgenden Berechnungen stützten sich auf eine Publikation von Ferruccio Ferroni (Co-Autor dieses Artikels) und Robert Hopkirk im wissenschaftlich begutachteten Fachmagazin Energy Policy von 2016.
Die beiden Schweizer Forscher haben dabei eine ganzheitliche Energiebilanz von Fotovoltaik in Gegenden mit einer mässigen Sonneneinstrahlung vorgenommen.
Dabei wurden insbesondere Aufwendungen einbezogen, die in bisher gemachten Bilanzen nicht berücksichtigt wurden.
Um das Verhältnis von erzeugter Energie zu aufgewendeter Energie bei PV-Anlagen zu berechnen, muss man zum einen den Stromertrag über die gesamte Lebensdauer abschätzen.
Laut Zahlen des Bundes resultieren bei neuen Solarpanels im Schnitt 106 Kilowattstunden (kWh) Strom pro Quadratmeter Solarpanel.
Erfahrungen im Deutschland, wo PV-Anlagen schon viel länger im Einsatz sind als in der Schweiz, zeigen, dass eine mittlere Einsatzdauer der Panels von 25 Jahren angenommen werden kann.
Berücksichtigt werden müssen weiter eine Leistungseinbusse von etwa einem Prozent pro Jahr wegen Materialveränderungen sowie die Häufung von Defekten und Betriebsstörungen bei älteren Panels.
Insgesamt kann bei Solarpanels in der Schweiz von einem Energieertrag von rund 2200 kWh pro Quadratmeter ausgegangen werden.
Dieser Wert liegt klar tiefer, als PV-Anbieter und Investoren glaubhaft machen.
Es ist hier ähnlich wie beim Treibstoffverbrauch von Autos:
Die offiziellen Werte werden unter Laborbedingungen ermittelt, die in der Realität kaum je zutreffen.
Der energetische Aufwand zur Produktion von Solarstrom ist komplexer zu berechnen.
Ein grosser Anteil betrifft die Gewinnung von Rohstoffen, die für Solarpanels benötigt werden.
Die Herstellung von ultrareinem Silizium etwa ist energieintensiv.
Zudem braucht es Substanzen wie Chlorwasserstoff und Siliziumkarbid, die in der Natur nicht vorkommen.
Heute werden über 80 Prozent der Solarpanels in China gefertigt.
Der Anteil von Kohlestrom am chinesischen Strommix beträgt etwa zwei Drittel.
Man kann abschätzen, dass China für die Produktion von einem Quadratmeter Solarpanels 250 Kilogramm Kohle einsetzt.
Ohne die vielen Kohlekraftwerke wäre die chinesische PV-Produktion undenkbar.
Die Folgen sind schlechte Luft und ein hoher CO2.
Viel Arbeit, wenig Wertschöpfung
Damit Fotovoltaik-Anlagen funktionieren, braucht es Zubehör wie Kupferkabel, Wechselrichter, Schalter, Instrumente und je nach Bauart erhebliche Mengen an Abstützmaterial, oft aus Stahl.
Der totale Aufwand für die Herstellung von Solarpanels samt des Zubehörs beläuft sich auf etwa 1300 kWh pro Quadratmeter.
Soll die Energie, die Solaranlagen produzieren, einen Nutzen haben, ist ihre Integration ins Netz nötig.
Insbesondere muss die Energie dann zur Verfügung stehen, wenn Strom nachgefragt wird.
Der energetische Aufwand für die Netzintegration gehört bei einer ehrlichen Energiebilanz mitberücksichtigt.
Die geringe Leistung der Fotovoltaik im Winter stellt diesbezüglich das grösste Problem dar.
Hier soll davon ausgegangen werden, dass für den saisonalen Ausgleich 25 Prozent der erzeugten Energie in Pumpspeicherkraftwerken zwischengespeichert werden muss.
Wird Solarstrom verwendet, um Wasser in Speicherseen hochzupumpen, um daraus später wieder Strom zu erzeugen, geht rund ein Viertel der Energie verloren.
Andere Technologien wie die Speicherung mittels Batterien oder in Form von Gas (Power-to-Gas-to-Power) fallen ausser Betracht:
Solche Technologien sind mit noch weit höheren Energieverlusten als die Pumpspeichertechnik verbunden.
Um Solarstrom ins Netz zu integrieren, müssen zudem elektrische Zuleitungen zu den Anlagen gebaut werden.
Das Netz insgesamt muss so verstärkt werden, dass Schwankungen wegen Solarstrom nicht zu Blackouts führen.
Hochgerechnet sind wegen der Netzintegration inklusive Zwischenspeicherung zusätzlich rund 350 kWh Energie pro Quadratmeter PV-Fläche notwendig.
Das ist noch nicht alles: Eine korrekte Bilanz bezieht auch den energetischen Gegenwert von Arbeitseinsätzen ein.
In der Schweiz beträgt die Energieintensität 0,43 kWh pro erwirtschafteten Franken.
Fotovoltaik ist sehr arbeitsintensiv: Anlagen müssen geplant, montiert und regelmässig gereinigt werden. Bei Defekten, etwa wegen Hagel oder Schneelast, müssen Reparatur-Trupps zur Stelle sein.
Am Ende ihrer Lebenszeit muss man die Anlagen demontieren und sachgerecht entsorgen.
Die Promotoren von Solarstrom werben absurderweise damit, dass diese Energieform sehr viele Arbeitsplätze ermögliche.
Eine hohe Arbeitsintensivität ist aber vielmehr ein Hinweis auf eine geringe Wertschöpfung, also auf kleinen volkswirtschaftlichen Nutzen.
Die Arbeitskosten für Planung, Installation, Betrieb und Rückbau werden in unserer Rechnung auf total 1175 Franken pro Quadratmeter PV-Fläche geschätzt, was umgerechnet rund 500 kWh entspricht.
Für Schadensinterventionen muss man umgerechnet weitere 90 kWh pro Quadratmeter dazuzählen.
In einer modernen Volkswirtschaft müssen sich Investitionen lohnen.
Kapitaleinsatz sollte eine Rentabilität abwerfen, und diese muss erwirtschaftet werden.
Auch der Energieaufwand für diese Kapitalbedienung gehört bei einer Bilanz berücksichtigt.
Fotovoltaik ist wie erwähnt kapitalintensiv.
In dieser Berechnung werden durchschnittliche Investitions-Kosten von 1100 Franken pro Quadratmeter PV-Fläche angesetzt.
Bei einer Amortisation über 25 Jahren und einer angemessenen Rentabilität ergeben sich Kapitalbedienungskosten von fast 900 Franken über die gesamte Laufzeit.
Umgerechnet bedeutet das einen Energieaufwand von zusätzlich f ast 370 kWh pro Quadratmeter PV-Fläche.
Zölle, Steuern und Abgaben belaufen sich, energetisch korrekt umgerechnet, auf weitere rund 50 kWh.
Unter dem Strich beläuft sich der totale Energieeinsatz somit auf rund 2660 kWh pro Quadratmeter.
Der durchschnittliche Ertrag von Fotovoltaik beträgt aber, wie erwähnt, 2200 kWh - also nur 83 Prozent des Aufwands.
Auch wenn man in dieser Rechnung 15 Prozent Unsicherheit annimmt, bleibt der energetische Ertrag kleiner als der Aufwand.
Man muss von «Energievernichtung» sprechen.
Vernünftigerweise sollte man den Einsatz einer solchen Technologie sofort stoppen.
Kritik aus der Fachwelt
Die erwähnte Publikation von Ferroni und Hopkirk in Energy Policy löste ein Echo in der Fachwelt aus.
Eine Gruppe von Forschern um den in Grossbritannien tätigen Wissenschaftler Marco Raugei veröffentlichte einige Monate später in der gleichen Fachzeitschrift eine Replik.
Laut dieser übersteigt der Energieertrag von Fotovoltaik-Anlagen den Energieaufwand um das Sieben- bis Achtfache.
Ferroni und Hopkirk aber blieben bei ihrem Berechnungsansatz:
In einem weiteren wissenschaftlich begutachteten Fachartikel widerlegten sie (zusammen mit dem Schweizer Physiker Alexandros Guekos) die Kritik:
Die Energiebilanz von Solarstrom in der Schweiz ist verheerend schlecht.
An einer Wissenschafts-Tagung der International Society for BioPhysical Economic im letzten Juni in den USA zeigten sich die meisten anwesenden Experten mit den Berechnungsmethoden von Ferroni und seinen Kollegen einverstanden.
Laut Spezialisten wie dem amerikanischen Systemökologen Charles A.S. Hall kann die Nutzung einer Energiequelle nur dann als nachhaltig bezeichnet werden, wenn das Verhältnis von Ertrag zu Aufwand mindestens 10 beträgt.
Bei tieferen Werten ist ein Energiesystem zu ineffizient, um eine moderne Gesellschaft am Laufen zu erhalten.
Denn in einer solchen Gesellschaft müssen nicht nur Grundbedürfnisse wie Ernährung, Kleidung und Wohnen energetisch ermöglicht werden, sondern auch Bildung, Gesundheitsversorgung oder auch kulturelle Aktivitäten.
Stromproduktion mittels Wasserkraft schneidet mit einem Verhältnis von Energieertrag zu Energieaufwand von etwa 100 am besten ab.
Aber auch Atomstrom hat ein hervorragendes Verhältnis von rund 75.
Bei alternativen Energien wie beispielsweise Geothermie, Windstrom und Solarstrom hingegen ist das Verhältnis vom Ertrag zum Aufwand, je nach Standort, kritisch bis miserabel.
Der Basler Grosse Rat hat im September mit knappem Mehr entschieden, dass Hauseigentümer unter gewissen Umständen dazu verpflichtet werden sollen, auf ihren Dächern Fotovoltaik-Anlagen zu montieren.
Sollte der «Solardachzwang» wirklich kommen, wäre man im Kanton Basel-Stadt künftig verpflichtet, auf eine Energieform zu setzen, die eine so schlechte Bilanz wie kaum eine andere aufweist.
↑ «Es kann heute oder morgen zum Blackout kommen»
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Basler Zeitung
2017-12-20 de «Es kann heute oder morgen zum Blackout kommen»Die Axpo hält die Energiestrategie des Bundes für verfehlt und das Bundesamt für Energie für blauäugig.
Der Energiekonzern warnt vor einer steigenden Gefahr für Blackouts.
Dass die Axpo und das Bundesamt für Energie (BFE) das Heu nicht auf der gleichen Bühne haben ist kein Geheimnis.
So heftig und direkt hat der Energiekonzern der Kantone die Verwaltung des Bundes jedoch selten attackiert.
Die Axpo wirft dem Bundesamt schlicht Naivität vor.
Dieses gehe nämlich davon aus, dass die Schweiz mit der vollständigen Marktöffnung und der Anbindung an den EU-Markt auch in Extremsituationen jederzeit genug Strom aus den Nachbarländern importieren könne, schreibt die Axpo im Geschäftsbericht.
«Dabei kann es heute oder morgen zum Blackout kommen.»
Als Beleg dafür verweist der Energiekonzern auf den 24. Januar 2017.
An diesem kalten Wintertag seien gleichzeitig in Deutschland wetterbedingt fast alle Solar- und Windkraftwerke und in Frankreich ein Teil der Atomkraftwerke ausgefallen.
Ein mögliches Blackout habe schliesslich nur durch den Stromimport aus Skandinavien verhindert werden können.
Das Beispiel zeige, dass man sich niemals nur auf die Nachbarn verlassen solle, schreibt die Axpo.
Das BFE jedoch glaube, die Eigenversorgung sei nicht zentral.
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Wie viel Zappelstrom verträgt das Netz?
Bemerkungen zur deutschen Energiewende
en
Buffering Volatility: A Study on the Limits of Germany's
Energy Revolution
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Münchner Seminar
2017-12-18 de
Wie viel Zappelstrom verträgt das Netz?
Bemerkungen zur deutschen Energiewende
Prof. Dr. Dr. h.c. mult. Hans-Werner Sinn, Präsident des ifo Instituts a.D.
Deutschland will die Energiewende bewerkstelligen, indem es gleichzeitig aus der Atomkraft und der Kohle aussteigen will.
Beides soll durch wetterabhängige Stromquellen ersetzt werden.
Der Vortrag wird sich mit der Frage beschäftigen, welche Marktanteile des wetterabhängigen Stroms unter Beibehaltung verschiedener Strategien zur Pufferung des Stroms möglich sind, ohne überschüssigen Strom zu verklappen.
Ein besonderes Augenmerk gilt der Möglichkeit, internationale Verbundnetze zu bilden und in Norwegen und anderswo Speicherkraftwerke zu errichten, um den wetterabhängigen Strom zu glätten.
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28:50
Im September volltanken... |
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EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Holger Douglas
2017-12-22 de WIEVIEL ZAPPELSTROM VERTRÄGT DAS NETZ? - Hans-Werner Sinn - Vernichtendes Urteil über EnergiewendeIn der Kirche ist der Klingelbeutel.
Wir spenden, wir haben ein gutes Gefühl.
Doch Trump und die Chinesen holen sich das Geld wieder aus dem Klingelbeutel, dass wir vorher reingelegt haben.
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European Economic Review 99, Oktober 2017, S. 130-150 und CESifo Working Paper Nr. 5950, Juni 2016
Hans-Werner Sinn
en
Buffering Volatility: A Study on the Limits of Germany's
Energy Revolution
Abstract
Based on German hourly feed-in and consumption data for electric power, this paper studies the storage and buffering needs resulting from the volatility of wind and solar energy.
It shows that joint buffers for wind and solar energy require less storage capacity than would be necessary to buffer wind or solar energy alone.
The storage requirement of over 6,000 pumped storage plants, which is 183 times Germany's current capacity, would nevertheless be huge.
Taking the volatility of demand into account would further increase storage needs, and managing demand by way of peak-load pricing would only marginally reduce the storage capacity required.
Thus, only a buffering strategy based on dual structures, i.e. conventional energy filling the gaps left in windless and dark periods, seems feasible.
Green and fossil plants would then be complements, rather than substitutes, contrary to widespread assumptions.
Unfortunately, however, this buffering strategy loses its effectiveness when wind and solar production overshoots electricity demand, which happens beyond coverage of about a third of aggregate electricity production.
Voluminous, costly and inefficient storage devices will then be unavoidable.
This will make it difficult for Germany to pursue its energy revolution beyond merely replacing nuclear fuel towards a territory where it can also crowd out fossil fuel.
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NoTricksZone (Pierre L. Gosselin)
2017-12-22 en Major Blow To 'Energiewende' As Top German Economist Shows Plan Can Never Work!Germany's once highly promoted "Energiewende" (transition to green energies) and the country's feed-in act have been given a grade of "F" by one of the country's top economists, Prof. Dr. Dr. h.c. mult. Hans-Werner Sinn.
Top German economist Prof. Dr. Dr. h.c. mult. Hans-Werner Sinn says supplying Germany's energy needs with wind and sun is "disillusionment".
Wind: Durchschnitt: 5,85 GW = 16,3 % der Nennleistung.
Sonne: Durchschnitt: 3,70 GW = 9.9 % der Nennleistung.
Kommentar von EIKE
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EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Prof. Dr. Horst-Joachim Lüdecke
2017-12-25 de Prof. Hans-Werner Sinn zum Speicherproblem von grünem Strom: Viel Richtiges, aber leider auch UnrichtigesZur Vermeidung von Missverständnissen:
Der Vortrag von Hans-Werner Sinn war großartig und hoffentlich bahnbrechend.
Nicht, weil das von ihm Gesagte unbekannt oder gar neu war.
Jedem aufmerksamen EIKE-Leser waren die von Hans-Werner Sinn geschilderten Fakten fast alle bekannt.
Bahnbrechend deswegen, weil H-W. Sinn große Bühnen für seine Vorträge erhält.
Und großartig wegen der Diktion seines Vortrags.
Leider sagte Sinn in seinem Vortrag aber auch Unrichtiges.Hans-Werner Sinn "glaubt" an den Klimawandel,
so sein Wortlaut.
Wer glaubt eigentlich nicht an den naturgesetzlichen Klimawandel?
Der Betreffende müsste schon extrem schlecht informiert oder ein wenig im Kopf gestört sein.
Seit die Erde besteht, hat sich ihr Klima unablässig in allen Klimazonen geändert.
Konstantes Klima ist in der Erdgeschichte unbekannt.
H-W. Sinn hätte "menschgemachter Klimawandel" oder "anthropogener Klimawandel" sagen müssen.
So aber werden einmal wieder alle, die den anthropogenen Klimawandel als wissenschaftlich unbelegt ablehnen, als "Klimawandelleugner" abgetan.
Wir hoffen sehr, dass die Auslassung von H-W. Sinn ein Versehen war.
Die anthropogene Klimaerwärmung
Unverständlich ist dagegen, dass ein noch schlimmerer Glaube mit bereits religiöser Durchschlagskraft, nämlich die anthropogene Klimaerwärmung, H-W. Sinn zu voller Zustimmung hinreißt.
Jedem nicht ganz auf den Kopf gefallenen Zeitgenossen ist klar, dass ohne eine ordentliche sachliche Begründung der anthropogenen Erwärmungshypothese die Behauptung einer menschgemachten Klimaschädigung nichts anderes als die Aussage von wissenschaftlichen Scharlatanen sein kann.
Eine solche Begründung fehlt aber bis heute.
Klimamodelle, die alles Gewünschte hergeben, wenn man nur die geeigneten Parameter in sie hineinsteckt, sind keine ordentlichen Begründungen.
Tatsächlich ist bis heute nichts Überzeugendes in der Klimafachliteratur aufzufinden, das die Hypothese einer maßgebenden menschgemachten Erwärmung belegt.
Messen kann man diesen fiktiven Erwärmungsanteil im natürlichen Temperaturrauschen ohnehin nicht (nicht umsonst spricht man hier von einem "detection and attribution problem").
Die Klimasensitivität
Im Gegenteil! Der Klimaforscher F. Gervais hat nach Durchforsten der Fachliteratur die maßgebende Größe der Klima-Alarmisten, nämlich die Klimasensitivität ECS (equilibrium climate sensitivity) oder TCR (transient climate response), als stetig fallend entdeckt.
Ihr Wert, der die globale Erwärmung bei hypothetischer Verdoppelung des CO2 in der Luft angibt, ist über 15 Jahre lang in der begutachteten Fachliteratur immer kleiner berechnet/eingeschätzt geworden.
Der Wert der Klimasensitivität liegt heute bei völlig unbedenklichen
ca. 0,6 °C.
Wo also bleibt die Klimakatastrophe wie sie von Schellnhuber, Rahmstorf, Stocker und Latif permanent beschworen wird?
Warum solche Fakten, die leicht den einschlägigen begutachteten Publikationen entnommen werden können, H-W. Sinn völlig unberührt ließen, ist nicht nachvollziehbar.
Offenbar hat er sich hier noch nicht sachlich informiert und "glaubt" daher noch.
In der seinem Vortrag folgenden Diskussion holte H-W. Sinn sogar die stärksten "Pullen" der Klimascharlatane aus der Mottenkiste,
3 °C oder gar 5 °C (an Stelle der o.g. 0,6 °C aus der Fachliteratur)
könnten es schon werden, so seine Ausführungen.
Zumindest die Forderung, die anthropogene CO2-Hypothese unter einschlägigen Fachleuten jeder Meinungsrichtung zur öffentlichen Diskussion zu stellen, bevor per Pariser Klimavertrag viele Millarden verschoben werden, hätten dem Vortrag von H-W. Sinn die verdiente Krönung gegeben.
Richtig war natürlich seine Einschätzung, dass die "Energiewende" nur mit dem "Klimaschutz" erklärbar sei.
Ebenfalls richtig seine kühle Anmerkung, dass es der Erde gleichgültig sei, wer die geförderten fossilen Brennstoffe verfeuert.
Wenn wir es nicht tun, machen es andere.
Verfeuert werden sie auf jeden Fall.Diese Anmerkungen ließen seine Unterstützung des Klima-Unsinns aber nur teilweise vergessen.
Natürlich kann man für die Zurückhaltung von H-W. Sinn bzw. seine implizite Unterstützung der Klima-Scharlatane ein wenig Verständnis haben.
Die Veranstaltung, auf der er sprach, wurde von der links-grünen Süddeutschen Zeitung (vulgo Alpen-Prawda) mitorganisiert.
Ablehnung sowohl des Klimawahns als auch des Energiewendewahns wäre vielleicht nicht mehr vermittelbar gewesen.
Wir Deutsche gewöhnen uns bekanntlich immer viel zu langsam an den vollen Betrug.
Wir wollen es einfach nicht glauben.
Beseitigung religiöser Wahnvorstellungen - welcher politischer Farbe auch immer - braucht hierzulande besonders lange.
Das unterscheidet uns leider von anderen Nationen.
Geradezu "gruselig" war auch die Behandlung des Themas "deutsche Kernenergie" in der Vortragsveranstaltung.
In seinem Vortrag selber führte HW Sinn richtig aus, dass die Abschaffung der deutschen Kernenergie bzw. ihr Ersatz durch Wind und Sonne zwar prinzipiell möglich sei (dass sie ein wirtschaftlicher Irrsinn ist, steht auf einem anderen Blatt),
dabei aber dennoch kein Kohlekraftwerk wegfallen dürfe.
Wer seinem Vortrag aufmerksam folgte, hat das glasklar verstanden.
H-W. Sinn bezog sich dabei auf den Aspekt des unabdingbaren langfristigen (saisonalen) Ausgleichs von Wind- und Sonnenstrom.
Dieser Punkt wurde von ihm pädagogisch exzellent herausgearbeitet und gehörte zu den Hauptaussagen seines Vortrags.
Vermutlich war ihm aber ein weiterer, die Kohle betreffender Punkt nicht geläufig, der in den Vortrag ebenfalls hineingehört hätte:
Die großen Schwungmassen von Grundlastkraftwerken (Kohle und Uran)
Die großen Schwungmassen von Grundlastkraftwerken (Kohle und Uran) sind für die Netzstabilität unabdingbar.
Grund dafür sind die stets vorkommenden kurzfristigen Störungen im Zeitbereich von einigen Sekunden
(Beispiel: Plötzlicher Ausfall eines großen Umspanntrafos o.ä.).
Solche Störungen können das Stromnetz gnadenlos zusammenbrechen lassen. Von den rotierenden Schwungmassen der Grundlastkraftwerke werden diese Art von Kurzstörungen einfach "weggebügelt".
Andere technische Möglichkeiten gibt es wegen der erforderlichen extrem kurzen Reaktionszeiten nicht.
Große Schwungmassen, d.h. Grundlastkraftwerke mit Kohle oder Uran, sind daher unverzichtbar, wenn wir nicht irgendwann längere Zeit im Dunkeln sitzen wollen.
Unter einer bestimmten Mindestausstattung der deutschen Stromversorgung mit ausreichenden Schwungmassen ist eine Sicherung der Stabilität des Netzes nämlich prinzipiell nicht mehr möglich.
Es käme unabwendbar zu landes- oder gar bundesweiten Blackoutereignissen - die Folgen sind in der Drucksache 17/5672 des deutschen Bundestages beschrieben.
Sie ist nichts für schwache Nerven.
Wie groß diese Mindestausstattung mit Schwungmassen sein muss, kann wegen fehlender Katastrophenerfahrung - die hoffentlich nie erfolgen wird - nur ungenau angegeben werden.
Eine einschlägige technische Studie zu diesem Problem findet sich hier.
2014-04 de
Auswirkungen reduzierter Schwungmasse auf einen stabilen Netzbetrieb
Ausfall der Stromversorgung
Gefährdung und Verletzbarkeit moderner Gesellschaften - am Beispiel eines großräumigen und langandauernden Ausfalls der Stromversorgung
Die Folgen sind in der Drucksache 17/5672 des deutschen Bundestages beschrieben.
Sie ist nichts für schwache Nerven.
Deutscher Bundestag Drucksache 17/5672
2011-04-27 de
Gefährdung und Verletzbarkeit moderner Gesellschaften -
am Beispiel eines großräumigen und langandauernden Ausfalls
der Stromversorgung
Zurück zur deutschen Kernenergie.
In der dem Vortrag folgenden Diskussion wurde über die interessante Schimäre "Kernfusion" diskutiert.
An der technischen Realisierung der Kernfusion wird seit mehr als einem halben Jahrhundert geforscht, und ob ein funktionierender Fusionsreaktor jemals möglich ist, steht immer noch in den Sternen.
Schätzungen fangen bei mindestens weiteren 50 Jahren an, die wir noch warten müssen.
Mit anderen Worten: Heute wird in Deutschland lieber über technische Chimären spekuliert, als sich über die weltweite Entwicklung neuer Typen von Kernkraftwerken zu informieren.
Und dies in einem Land der "Dichter, Denker und Ingenieure", welches noch vor wenigen Jahrzehnten in der Kernkraftwerkstechnik weltweit führend war.
Im Gegensatz zu Chimären gibt es aber heute ganz konkret bereits Kernreaktoren der Generation IV.
Sie arbeiten im Gegensatz zu den heutigen Leichtwasserreaktoren mit schnellen Neutronen, ansonsten ist ihr auf Energiegewinnung durch Kernspaltung beruhendes Prinzip gleich geblieben.
Ihr Hauptvorzug ist der so gut wie ganz fehlende radioaktive Abfall, denn diese Anlagen verbrennen fast 100% des Brennstoffs.
Oder umgekehrt ausgedrückt, ihr Hauptvorzug ist die 100-prozentige Brennstoffnutzung.
Inhärent sicher kann man diese Anlagen auch bauen, wenn man es darauf anlegt.
Sogar ein deutsches Entwicklungsteam ist dabei - ohne jede Unterstützung durch die deutsche Bundesregierung.
Und schlussendlich reicht zusammen mit Uran aus dem Meer und mit Thorium aus der Erde der Brennstoff dieser neuen Anlagen für viele 100 Millionen Jahre, s. hierzu 9_Fragen_zu_Kernkraftwerken.
Bei dieser Rechnung sind 10 Milliarden Köpfe auf unserer Erde und aller Strom aus diesen Anlagen vorausgesetzt .
Russland und erst danach die USA und China sind in der Entwicklung dieser neuen Kernreaktortypen führend.
Wenn diese Anlagen einmal laufen, haben wir mit ihrer Technik absolut nichts zu tun gehabt.
Wir werden die Kosten für ihren Kauf aufbringen und die Einnahmen für ihren Bau leider anderen Ländern überlassen müssen.
Dies ist freilich nur ein Bruchteil der Schädigungen, die uns die hierzulande angestrebte grüne Deindustrialisierung bescheren wird.
Wenn daher H-W. Sinn vom Ökonomischen dauerhafter ins Technische wechselt, sollte er sich vielleicht auch einmal über diese Entwicklungen informieren.
Sie gehören nämlich ebenfalls zum Themenkreis "Ökonomie".
Es würde seine bereits jetzt schon beispielhaften Vorträge vollends perfekt machen.
Energiewende ins Nichts:
Deutschland,
Schweiz,
Frankreich,
England,
USA,
Debatten,
Presse
Stromnetz-Stabilisierung:
Dunkelflauten, Überstromproduktion & Blackouts
Der Systemkonflikt:
Zwei Stromerzeugungssysteme kollidieren
Strom-Glättung:
Das Märchen von der Glättung des Windstroms
Schwungmassen,
Ausfall der Stromversorgung,
Versorgungssicherheit.
↑ Energiewende mit Batteriespeichern?
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EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Dr. Hermann Hinsch
2017-10-26 de Energiewende mit Batteriespeichern?Batterieprojekt der Fa. Daimler als "Elektro - Zukunft"
Die immer noch Energiewende begeisterte Hannoverschen Allgemeinen Zeitung (HAZ) feiert ein neues, natürlich mit Steuermitteln gefördertes, Batterieprojekt der Fa. Daimler als "Elektro - Zukunft" die in Hannover beginnt.
Unser Autor Dr. Hermann Hinsch schaut nach ob die Euphorie berechtigt ist.
Haben Sie etwas gegen Wind- und Solarkraftwerke?
"Ja, wollen Sie denn Atomkraftwerke?"
So wurde mir schon mehrfach geantwortet, wenn ich etwas gegen Wind- und Solarkraftwerke gesagt habe.
Tatsächlich gibt es Leute, welche glauben, Wind und Solar könnten normale Kraftwerke ersetzen.
Dabei ist Öko nicht anstatt, sondern obendrauf.
Würde man den ganzen Ökokram jetzt gleich abschalten, wir würden es gar nicht merken.
Die normalen Kraftwerke müssen immer zur Verfügung stehen, weil es keine ausreichenden Stromspeicher gibt und auch nie geben wird.
Das glauben die Ökos nicht.
"Was ich heut nicht speichern kann, speichern werd ich's künftig."
Neuartige Akku-Batteriespeicher
Da freut es die Ökogläubigen, dass die Hannoversche Allgemeine Zeitung (HAZ) am 24.10.2017 groß auf der ersten Seite über einen neuartigen Akku-Batteriespeicher berichtet, mit dem sich Schwankungen im Netz ausgleichen ließen.
Die Zeitung schreibt, diese Akkus hätten gemeinsam "eine Leistung von 17,4 Megawattstunden (MWh)".
Als Wort der Umgangssprache kann man "Leistung" hier gelten lassen, besser wäre jedoch, das Wort so zu verwenden, wie es in die Elektrotechnik passt.
Da stehen MWh für Energie oder Arbeit, und Leistung ist Energie geteilt durch Zeit,
Leistung N [Einheit MW] = Energie W [Einheit MWh*] : t [Einheit h*].
* Einheiten sind an sich beliebig, man wählt sie immer so, wie es am anschaulichsten ist.
Wir berechnen einmal die Energie in Megawattminuten.
Leistung N 17,4 [MWh] · Zeit 60 min/h] = Energie W 1044 [MWmin].
Nun müssen wir die folgende Formel umstellen: Leistung N = Energie W : Zeit t.
Ich weiß, was das für Mühe macht, denn ich helfe Migrantenkindern bei ihren Hausaufgaben.
Zwar bin ich gegen Einwanderung, aber das sind Kinder, die nur zu unvorsichtig bei der Wahl ihrer Eltern waren.
Selbst denen gelingt teilweise das Umstellen von Formeln, also darf ich das meinen Lesern, wenn auch nicht Journalisten, zumuten:
Leistung N = Energie W : Zeit t;
Leistung N · Zeit t = Energie W;
Zeit t = Energie W : Leisung N.Energie W geteilt durch Leistung N
ergibt die Zeit, welche nötig ist, um diese Energie zu erzeugen.Resultat: Vergleich mit dem Kernkraftwerk Grohnde
Nehmen wir einmal das Kernkraftwerk Grohnde.
Dessen Leistung beträgt durchgehend 1.360 MW.
Wegen seiner äußerst geringen Stillstandszeiten ist es Weltmeister; kein anderes der etwa 500 Kernkraftwerke auf der Welt hat bisher so viel Elektroenergie erzeugt wie Grohnde.
Also: Energie W 1044 [MWmin] : Leistung N 1360 [MW] = Zeit t 0,768 [min] = 46 Sekunden!
Das heißt alle die Akkus gemeinsam können so viel, bzw. so wenig elektrische Energie abgeben, wie das KKW Grohnde in 46 Sekunden erzeugt!
Etwas länger würde das Kohlekraftwerk Mehrum mit seinen 690 MW brauchen:
1044 MWmin : 690 MW = 1,51 min, also eine Minute und 31 Sekunden.
Frei nach Radio Eriwan
Der Zeitungsbericht versucht den Eindruck zu erwecken, als ließen sich mit den Akkus Flauten überbrücken.
Frei nach Radio Eriwan: Im Prinzip ja, jedoch nur für 1 Minute.
Wie lautet die Überschrift der HAZ?
"Unsere Stadtwerke haben ein kleines Spielzeug"?
Nein: "Die Elektro-Zukunft beginnt in Hannover."
Wer rechnet, wird zwangsläufig zum Feind unserer derzeitigen Politiker und der "Qualitätsmedien".
Auf meinem eigentlichen Gebiet, der Radioaktivität, habe ich mich damit bei Bundesamt für Strahlenschutz unbeliebt gemacht.
In deren Info-Blatt "Asse-Einblicke" vom März 2016 steht über mich:
"Neben der Atomkraft hat Hinsch auch ein Faible für Mathematik."Offenbar ist das eine so schlimm wie das andere.
Kommentar von Walter Kollascheck
"... diese Akkus hätten gemeinsam "eine Leistung von 17,4 Megawattstunden (MWh)".
17,4 MWh = 17400 kWh
Ein Liter Heizöl oder Diesel hat ca. 10 kWh Energie gespeichert.
Also können alle diese 12.000.000 € teuren Akkus der Stadtwerke Hannover soviel Energie speichern, wie in 1700 l Heizöl enthalten ist, also der halbvolle Öl-Tank eines typischen Einfamilienhauses.)
Mit solchen Fakten beginnt die Elektrozukunft in Hannover ganz bestimmt.
Übrigens musste man früher - sofern man ein Stück östlich von Hannover lebte - fuer solche Zusammenhänge noch nicht mal E-Technik studieren, dafuer reichte oftmals schon 10.Klasse POS!
Kommentar von Dr. Wolfram Biehlig
Sehr geehrter Herr Dr. Hirsch,
vielen Dank Ihren wohltuenden Kommentar.
Auch ich mußte beim Lesen des o.g. Zeitungsartikels (vor 4 Jahren bin ich von Jena nach Hannover gezogen) weinen und lachen zugleich.
Vor einigen Jahren habe ich Deutschlands größtes Pumpspeicherwerk in Goldisthal (Thüringen) besucht.
Es hat eine Maximalleistung von 1060 MW und eine Kapazität (Energie) von 8,5 GWh.
Alle Pumpspeicherwerke Deutschlands zusammen genommen liefern etwa das 6-fache dieser Kennziffern.
Aber auch das reicht bei weitem nicht aus, um eine Dunkelflaute (kein Wind, keine Sonne) zu kompensieren, dazu wären weitere konventionelle Kraftwerke erforderlich.
Im Vergleich dazu sind die genannten 17,5 MWh ein Tropfen auf den heißen Stein.
Es ist nicht zu fassen, dass es eine Zeitung wagt, dies als Riesenerfolg auf der Titelseite zu propagieren.
Das wird nur vorstellbar wenn man davon ausgeht, dass die Leser auch nicht mehr Durchblick besitzen.
Aber eine Sache war für mich positiv:
Wenn man den Artikel aufmerksam liest wird klar, dass es Stabilitätsprobleme im Netz gibt und dies zuzugeben ist ja immerhin ein Anfang.
Quelle / Source:
-
Hannoversche Allgemeine
2017-10-24 de Die Elektro-Zukunft beginnt in HannoverEin bundesweit einmaliges Projekt verbindet die Energiewende jetzt in Hannover mit der E-Mobilität:
Die Stadtwerke Hannover und der Autokonzern Daimler haben in Herrenhausen einen neuartigen Batteriespeicher in Betrieb genommen.
Daimler vermietet den Stadtwerken Elektroauto-Akkus, mit denen der Stromversorger Energie speichern kann, um Schwankungen im Netz auszugleichen.
Der Autobauer wiederum nutzt den Speicher als eine Art Ersatzteillager und kann die Batterien bei Bedarf entnehmen und in seinem Elektrokleinwagen Smart einsetzen.
Schätzungsweise 12 Millionen Euro lassen sich Stadtwerke und Daimler das Projekt je zur Hälfte kosten.
Bis zum Frühjahr wollen sie den Speicher auf 3240 Module erweitern - er hätte dann eine Leistung von 17,4 Megawattstunden (MWh) und wäre einer der größten Europas.
↑ en Household energy storage batteries: Myths and realities
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Solar Power Portal / Ian Murray
2017-10-02 en Household energy storage batteries: Myths and realitiesThe instant that solar PV power generation exceeds demand is the moment your storage system has to spring into life and capture that excess power for later by charging the battery.
The biggest concern for consumers
We're seeing massive growth in Britain, in companies using telemarketing to target the baby boomer generation - 50-year-old plus homeowners who have some spare cash.
They'll send out a salesman to close the deal and there's commission to be made at every step in the process.
The outcome is that a homeowner may end up paying more than necessary for a battery product, and unfortunately being misled about the financial returns they will make.
For example,
I recently spoke to a customer who had been told he would save £ 1,000 (US$ 1,330) per year from our 2.0 kWh Sundial battery model, when his solar PV system alone only produces £ 600 per year.
There's no way on earth those numbers stack up as he will use about 50 % of the £ 600 within the home anyway, leaving £ 300 per year to be stored and used later.
He would have probably bought the product regardless as he wanted to increase his energy self-consumption from his solar PV system.
He just wanted to be told the truth, is that too much to ask I wonder?
...
⇧ 2015
↑
Können bessere Batterien Solarenergie speichern?
en
Will Better Batteries save Solar Energy?
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Viv Forbes
2015-06-11 de Können bessere Batterien Solarenergie speichern?Jeder Besitzer eines Autos, Lastwagens, Traktors, Motorrades oder anderer Motorfahrzeuge hofft, dass der für grüne Energie verschwendete Aufwand vielleicht einen echten Vorteil schafft - bessere Batterien.
Wir wollen Batterien, die billig, leicht und ohne Verluste schnell aufladbar sind, für immer halten und große Mengen Energie speichern.
Nichts dergleichen ist auch nur ansatzweise bislang auf dem Markt.
Aber bessere Batterien werden Solarenergie niemals zu einer wettbewerbsfähigen Quelle ununterbrochener Energieversorgung machen.
Die Sonnenenergie an jedem Punkt der Erdoberfläche variiert kontinuierlich von Null bei der Morgendämmerung, erreicht mittags einen Spitzenwert und fällt nach Sonnenuntergang zurück auf Null.
Sie variiert von Sommer zu Winter und kann auch ganz plötzlich absinken, wenn Wolken, Staub oder Schnee das Sonnenlicht abschirmen.
An einem klaren, wolkenlosen Tag kann Sonnenenergie mit konstant variierenden Raten eingefangen werden, etwa zehn sonnige Stunden lang.
Zum Verbrauch von Solarenergie allein 24 Stunden lang an 7 Tagen der Woche, müssen Batterien die Energie für die 14 Stunden lange Schattenzeit bereit halten (zu welcher Zeit die Nachfrage oftmals Spitzenwerte erreicht).
Nimmt man keine Verluste bei Lade- und Endladevorgängen sowie keine Wolken an, werden Solarenergie plus Batterien eine stetige Versorgung von weniger als 20% der Spitzen-Erzeugerkapazität während eines Zeitraumes von 24 Stunden liefern.
Dies bedeutet, dass über 80% der an irgendeinem sonnigen Tag gelieferten Solarenergie für das Aufladen der Batterien verwendet werden müssen und für den sofortigen Verbrauch nicht zur Verfügung stehen.
Nun gibt es natürlich auch bewölkte Tage, manchmal viele Tage hintereinander.
Um diesem Umstand Rechnung zu tragen, braucht man viele weitere Batterien (und Solarpaneele) für den gleichen garantierten stetigen Output.
Bessere Batterien können daran niemals etwas ändern.
Natürlich werden grüne Enthusiasten sagen: "Wir laden die Batterien mit überschüssiger Wind- und Solarenergie auf, wenn diese zur Verfügung steht, und verwenden die gespeicherte Energie, um die natürlichen Fluktuationen auszugleichen".
Auf dem Reißbrett irgendeines grünen Akademikers kann das funktionieren, aber man bedenke die Komplikationen, die Kosten und Verluste bei all diesen Gleichstrom-/Wechselstrom-Konversionen sowie die Risiken eines Netz-Zusammenbruchs bei dem Versuch, die Energienachfrage zu decken, indem man zwei variable, unzuverlässige und unterbrochene Energieerzeuger kombiniert.
Und infolge der geringen Energiedichte von Solar- und Windenergie müssen riesige Landflächen verschandelt werden, um bedeutende Energiemengen zu sammeln.
Bessere Batterien sind sicher ein lohnenswertes Ziel,
aber sie werden Solarenergie niemals netztauglich machen.
-
The Heartland Institute / Viv Forbes
2015-06-07 en Will Better Batteries save Solar Energy?Everyone who owns a car, truck, tractor, quad bike, bobcat, forklift or other mobile machine is hoping that the fortune being wasted on green energy may produce just one real benefit - better batteries.
We want batteries that are cheap, light weight, charge quickly with no losses, last forever and store a large quantity of energy. Nothing close is on the market yet.
But better batteries will not make solar energy a competitive source of uninterrupted grid power.
The solar power received at any point on Earth's surface varies continuously from zero at dawn, peaks at mid-day, and falls back to zero by dusk.
It varies from summer to winter and can fall suddenly at any time if clouds, dust or snow obscure the sunlight.
On a clear cloudless day, solar energy can be collected at constantly varying rates over about ten sunny hours.
To use solar alone to produce 24/7 steady grid power, batteries must supply power for the 14 hour shadow zone (which often covers peak demand).
Assuming no losses in the charging/discharging process and no clouds, solar energy plus batteries will deliver a steady supply of less than 20% of peak generating capacity over a 24 hour period.
This means that over 80% of energy collected during any sunny window must be devoted to charging the batteries and is not available for immediate consumption.
However there are also cloudy days, sometimes several in a row.
To cover this possibility many more batteries (and solar panels) will be needed for the same guaranteed steady output.
Better batteries can never change this.
Of course green enthusiasts will say: "We'll charge the batteries using excess power from wind turbines and solar collectors when it's available, and use the stored energy to smooth out the natural fluctuations."
This may work on the doodle pad of some green academic, but imagine the complications, costs and losses in all these AC/DC conversions, and the risks of grid failure when trying to meet power demand schedules by combining two variable, unreliable intermittent energy producers.
And because of the dilute nature of solar/wind energy, huge areas of land must be blighted to collect significant quantities of energy.
Better batteries are worth striving for,
but they will never make solar energy grid-ready.
⇧ 2 Wirkungsgrade verschiedener Stromspeicher
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⇧ de Text en Text fr Texte
⇧ 2010
↑ Speicher für elektrische Energie, Vision vs Realität!
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
2010-09-28 de Speicher für elektrische Energie, Vision vs Realität!
"Um den deutschlandweiten Ausgleich einer typischen sechstägigen Windflaute zu überbrücken, müsste man zuvor den Starnberger See (3 km3 Volumen) auf das Niveau der Zugspitze pumpen"Erneuerbare Energiequellen wie Wind oder Sonne haben neben den erheblich höheren Stromerzeugungskosten den Nachteil - über die technische Nichtverfügbarkeit hinaus - einer sich wesentlich graviererender auswirkenden dargebotsabhängigen Verfügbarkeit zu unterliegen.
Onshore Windanlagen erreichen Benutzungsdauerwerte bezogen auf die Nennleistung von 1.600 h bis 2.000 h und Offshore Anlagen von 3.000 h bis 4.000 h.
Das Jahr hat aber 8.760 h, so dass die meiste Zeit zumindest teilweise auf die Inanspruchnahme von Ersatzanlagen oder einem Stromspeicher zurückgegriffen werden muss.
Erst das Gesamtsystem Windenergieanlage plus Stromspeicher wäre einem mit Primärenergie betriebenem Kraftwerk technisch ebenbürtig.
Da aber die Stromerzeugungskosten einer Windenergieanlage bereits mindestens doppelt so hoch sind wie die Wettbewerbsstromkosten, darf der hinzu kommende Stromspeicher fast nichts kosten.
⇧
3 Energiespeicher: Pumpspeicherkraftwerke
en
Pumped-storage hydroelectricity
fr
Pompage-turbinage
Mit folgendem Link wird von anderen Webseiten auf diese Seite verwiesen.
▶Energiespeicher: Pumpspeicher │ ▶Hydraulische Energie: Pumpspeicher
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⇧ de Allgemein en General fr Générale
-
Wikipedia
de
Pumpspeicherkraftwerk
en Pumped-storage hydroelectricity
fr Pompage-turbinage
de
Wasserkraftwerke / Pumpspeicherkraftwerke:
Schweiz
p
Deutschland
⇧ de Text en Text fr Texte
⇧ 2018
↑ Zum Bedarf an Wasser für Pumpspeicherkraftwerke
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Michael Treml, Bremen
2018-08-06 de Zum Bedarf an Wasser für PumpspeicherkraftwerkeWenn 100% erneuerbare elektrische Energie möglich sein soll, dann muss man auch sonnenlose und windschwache Zeiten überstehen können. Viele Autoren kommen in ihren Berechnungen auf eine sehr große Anzahl von Speicheranlagen, die nach heutigem Wissen nur als Pumpspeicherwerke ausgeführt werden können.
Aufgabe 1: Zur weiteren Versorgung bei Windstille und PV-Ausfall
... Das sind dann 3780 Werke mit 45.360.000.000 m³ Wasservorrat im Unterbecken.
Aufgabe 2: Zur Glättung der fluktuierenden Leistung der Wind- und Photovoltaikanlagen.
Wie man aber aus Südaustralien zur Kenntnis nehmen musste, ist eine Versorgung aus Erneuerbaren nur bis zu ca. 35% möglich.
Aus den Fakten des Aufsatzes ist klar zu erkennen, dass ein solches Konzept nicht umsetzbar ist,
sondern nur dem paranoiden Kopf von ideologisierten Spinnern entfleucht sein kann.
Sonst müsste man ja an Kriminalität denken.
Das die Mehrheit der Fachleute schweigt ist schon sehr erstaunlich und das eine Bevölkerung so ungebildet ist und das nicht erkennt, ist nicht zu fassen.
Solchen Menschen kann man alles einreden.
Das kennt man in Deutschland ja bestens und hat nichts dazu gelernt.
⇧ 2015
↑ Pumpspeicherkraftwerke oder die falsche Illusion einer Energiewende
Um die Energiewende zu meistern, braucht Deutschland mehr Stromspeicher.
In Planung ist deshalb der Bau etlicher sogenannter Pumpspeicherwerke am Alpenrand und im Mittelgebirge.
Dort sollen riesige Betonbecken auf die Bergkuppen und in die Täler gebaut werden.
Das muss nicht sein, sagen kreative Köpfe und denken sich spektakuläre Alternativen aus.
Sie wollen Kanalbecken, Bergwerke, Granitgestein oder selbst gebaute Hügel als Stromspeicher nutzen.
Sind die Ideen größenwahnsinnig - oder genial?
⇧ 4 Autobatterie
- Verzeichnis │ Allgemein │ Text
⇧ de Verzeichnis en Contents fr Sommaire
- 2017
- de Swatch will mit neuer Autobatterie Umsatz verdoppeln
- 2013
- de
Energie kaufen aus dem Energie-Laden?
en Getting Energy From The Energy Store
⇧ de Allgemein en General fr Générale
-
Wikipedia
de
Starterbatterie
en Automotive battery
fr Batterie automobile
⇧ de Text en Text fr Texte
↑ 2017
↑ Swatch will mit neuer Autobatterie Umsatz verdoppeln
-
Basler Zeitung
2017-01-28 de Swatch will mit neuer Autobatterie Umsatz verdoppelnDer Schweizer Uhrenkonzern entwickelt eine Batterie für Elektrofahrzeuge.
Das Ziel: Swatch will einer der grössten Produzenten einer neuen Generation von Batterien werden.
↑ 2013
↑
Energie kaufen aus dem Energie-Laden?
en
Getting Energy From The Energy Store
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
2013-07-07 de Energie kaufen aus dem Energie-Laden?
-
Watts Up With That? (Antony Watts)
2013-06-29 en Getting Energy From The Energy Store
⇧
5 Lithium-Ionen-Batterie
en Lithium Ion Battery
fr Batterie aux ions lithium
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Energiespeicher Lithium-Ionen-Batterie |
Energy storage Lithium Ion Battery |
Stockage d'Énergie Batterie aux ions lithium |
- Verzeichnis │ Allgemein │ Text
⇧ de Verzeichnis en Contents fr Sommaire
- 2021
- de EU-Kommission genehmigt zweites europäisches Batterie-Projekt
- 2020
- de Deutschland und Frankreich eröffnen erste gemeinsame Batteriezell-Anlage
- 2019
- de
Die Lithium-Ionen-Batterie. Wie funktioniert sie?
- 2018
- en The Truth about Hydrogen: Fuel Cells or Batteries
- de Asiens Marktmacht: Lithium-Ionen-Akku-Erfinder warnt Europa
- de
Neue Studie: Batterie-Speicherung "keine ökonomische Perspektive"
en New study: Battery storage "Not an economic prospect" - de
Tesla nimmt weltgrößte Batterie in Betrieb
Grösste Batterie der Welt reicht gerade mal für eine Stunde
Die geschätzten Kosten für die Anlage gab Musk mit mindestens rund 42 Millionen Euro an. - 2017
- de Koffer mit Batterien bei US-Airlines verboten
- 2016
- de
Smartphones und Laptops bald im Fluggepäck verboten
Lithium Akkus wegen Feuergefahr verboten - 2015
- de
Können bessere Batterien Solarenergie speichern?
en Will Better Batteries save Solar Energy? - 2011
- de
Lithium-Ionen-Batterien - wie funktionieren sie eigentlich?
BASF (2011-10-17)
Der Film erklärt das Prinzip der Lithium-Ionen-Batterie
⇧ de Allgemein en General fr Générale
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Gefahren, Risiken Batterie-Brände |
Dangers, Risks Battery Fires |
Dangers, risques Incendies de batteries |
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⇧ 2021
↑ EU-Kommission genehmigt zweites europäisches Batterie-Projekt
-
Euractiv
2021-01-26 de EU-Kommission genehmigt zweites europäisches Batterie-ProjektAm 26.01.2021 hat die Europäische Kommission das von Deutschland koordinierte zweite europäische Großvorhaben zur Batteriezellfertigung mit dem Titel "European Battery Innovation - EuBatIn" genehmigt.
⇧ 2020
↑ Deutschland und Frankreich eröffnen erste gemeinsame Batteriezell-Anlage
-
EURACTIV
2020-01-31 de Deutschland und Frankreich eröffnen erste gemeinsame Batteriezell-AnlageDeutschland und Frankreich wollen gemeinsam an der Fertigung von Batteriezellen unter anderem für Elektroautos forschen.
Bundesforschungsministerin Anja Karliczek (CDU) und Frankreichs Präsident Emmanuel Macron weihten am Donnerstag eine Pilotanlage im westfranzösischen Nersac ein.
Sie wird von einem deutsch-französischen Konsortium um den Autobauer Opel, dessen Mutterkonzern PSA und den Batteriespezialisten Saft betrieben, der zum Ölkonzern Total gehört.
⇧ 2019
↑ Die Lithium-Ionen-Batterie. Wie funktioniert sie?
-
Werde Ingenieur
2019-06-19 de
Die Lithium-Ionen-Batterie - Wie funktioniert sie?
⇧ 2018
↑ en The Truth about Hydrogen: : Fuel Cells or Batteries
-
2018-07-27 en
The Truth about Hydrogen: Fuel Cells or Batteries
|
|
The Truth about Hydrogen: Fuel Cells or Batteries Energiespeicher / Stromspeicher Wasserstoff-Mobilität: Öko-Bilanz, Kraftstoff- & Ressourcenverbrauch |
↑ Asiens Marktmacht: Lithium-Ionen-Akku-Erfinder warnt Europa
-
EFAHRER / Dominik Meyer
2018-09-25 de Asiens Marktmacht: Lithium-Ionen-Akku-Erfinder warnt EuropaUnternehmen aus Südkorea und China wie LG Chem und Samsung SDI beziehungsweise BYD und CATL aus China bestimmen derzeit den Markt für Batterien.
Der kleine Kreis der Anbieter könne seine Marktmacht gegenüber der Kunden aufgrund der steigenden Nachfrage ausspielen.
Wenn die europäische Automobilindustrie weiterhin Fahrzeuge produzieren wolle, müsste Europa mit der Fertigung von Akkus beginnen.
↑
Neue Studie: Batterie-Speicherung "keine ökonomische Perspektive"
en
New study: Battery storage "Not an economic prospect"
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Janson Hopkins / Andreas Demmig
2018-05-19 de Studie: Batteriespeicher viel zu teuer für den praktischen EinsatzExorbitante Batteriespeicherkosten verhindern, dass sich Solaranlagen auf dem Dach langfristig amortisieren.
Eine neue Studie für Großbritannien hat ergeben, dass die Energiespeicherung für den Endverbraucher in absehbarer Zeit unwirtschaftlich wird.
Außerdem behandelt die Studie auch teilweise die Auswirkungen der Erneuerbaren in USA.
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Global Warming Policy Foundation / Chris Frey
2018-04-18 de Neue Studie: Batterie-Speicherung "keine ökonomische Perspektive"Von wiederaufladbaren Batterien heißt es, dass sie den Anreiz zur Installationen von Solaranlagen auf dem Dach verstärken.
Damit soll der tagsüber erzeugte überschüssige Strom für die Nacht gespeichert werden.
Es sieht so aus, als würde die heimische Energiespeicherung zu einem Big Business werden:
Tesla ist bereits am Markt, danach trachtend, seine Erfahrung bzgl. Batterien zu nutzen, um diese zu einer neuen Einnahmequelle zu machen.
Andere Hersteller mit großen Namen dürften folgen.
Allerdings enthüllt eine neue, von der Global Warming Policy Foundation (GWPF) veröffentlichte Studie, dass die Verbraucher Gefahr laufen, geprellt zu werden.
Der Autor der Studie, der Energie-Ingenieur Dr. Capell Aris, hat die Ökonomie der Batteriespeicherung untersucht und herausgefunden,
dass deren hohe Kosten in UK bedeuten, dass sie sich niemals rentieren werden.
Er erklärt:
"Der Preis für die Batterien ist relativ hoch, aber die möglichen Einsparungen, wenn man sie einer Solar-Installation auf dem Dach zuschaltet, sind ziemlich begrenzt, vor allem als Bestandteil der normalen Stromrechnung.
Führt man eine Kosten-Nutzen-Analyse durch, wird schnell klar, dass diese Batterien reine Geldverschwendung sind".
Dies könnte sich ändern, falls der Preis der Batterien dramatisch sinken würde,
aber die Lücke zwischen Kosten und Nutzen ist derzeit so riesig, dass ein solcher Preisrückgang in naher Zukunft sehr unwahrscheinlich ist.
Aris erklärt weiter:
"Es gibt keinen Zweifel, dass die Batteriepreise sinken werden, aber selbst bei optimistischsten Schätzungen müssten die Preise um mindestens 50% sinken, um die Batterien rentabel zu machen.
Soll damit ein Gewinn erwirtschaftet werden, muss der Preis sogar noch stärker sinken.
Dass es dazu demnächst kommen wird, ist nicht erkennbar.
Batteriespeicher für Solaranlagen auf dem Dach sind einfach keine ökonomische Perspektive, und das wird höchstwahrscheinlich so bleiben.
-
The Global Warming Policy Foundation (GWPF)
2018-04-16 en New study: Battery storage "Not an economic prospect"Consumers warned to avoid battery storage for rooftop solar systems
Rechargeable batteries are said
to be a way to extend the appeal of rooftop solar installations, storing the energy generated during the day for use at night.
Home energy storage looks set to become big business:
Tesla has already entered the marketplace, looking to apply its expertise in batteries to generate a new source of income.
Other big-name motor manufacturers are expected to follow.
However, a new paper published by the Global Warming Policy Foundation (GWPF) reveals that consumers are in danger of being fleeced.
The paper's author, power engineer Dr Capell Aris, has examined the economics of battery stores and finds that in the UK
their high cost means that they will never pay for themselves.
As he explains:
"The price of batteries is relatively high, but the possible savings from adding them to a rooftop solar installation are quite limited, particularly as a fraction of the typical electricity bill.
When you add up the costs and benefits, it is quite clear that they are a waste of money."
That could change if the price of batteries were to fall dramatically,
but the gap between costs and benefits is currently so wide that this is unlikely in the near term.
As Aris explains:
"There is no doubt that battery prices are falling, but even if we make some fairly optimistic assumptions about performance, prices would have to fall by another 50% just to break even.
They would need to come down even further than that to give a financial return.
It's hard to see this happening any time soon.
Battery storage for rooftop solar is simply not an economic prospect, and will likely remain that way."
-
GWPF The Global Warming Policy Foundation
Technical Paper 2 / Capell Aris
2018-04-18 de
BATTERY WASTAGE: Why battery storage for rooftop solar doesn't pay
Conclusions
Most of the UK is too far north for typical rooftop installations to completely displace household consumption.
Solar electricity generation is poorly matched to average household consumption patterns, both diurnally and annually (Figure 1).
Rooftop solar generation can displace approximately 40% of household electricity consumption without any need for a battery installation.
Simple time shifting of laundry and dishwashing loads using appliance timers could shift another 7% of household load to solar supply.
Solar production in winter is so low that only a small percentage of winter consumption can be diverted to solar supply, unless the size of the rooftop installation is much larger than usual, and/or a large battery store is included.
The scope for further reductions in grid energy import by installing larger batteries is pinched between what is achieved without any store, and the difficulty of tackling the winter solar scarcity.
Given the low rate of financial return from battery stores, their costs will have to continue to fall.
Operating with typical rooftop solar installations of 4-5 kW, the number of duty cycles over a period of 20 years is unlikely to exceed 4,000, which Li-ion phosphate batteries seem to achieve.
The warranty period is more important: there can be little confidence that the capital cost of the battery will be recovered if this is below 10 years.
Once operation of the battery store is outside the warranty period then the discounting rate (Section 5) should be increased to reflect the increased risk of plant failure.
The discounting rate applied in Section 4 is uncommonly low - little more than the return on Premium Bonds.
Given the presence of alternative financial investments with higher returns, the risk of plant failure outside warranty, and that the subsidy or (especially) the export tariff rates may change, a much higher discount rate should be assumed.
That would make the use of battery storage supporting a rooftop solar installation an even more unattractive financial investment.
-
Daily Caller / Janson Hopkins
2018-04-16 en Study: Battery Storage Far Too Costly For Practical UseExorbitant battery storage costs prevent rooftop solar installations from paying for themselves in the long run, making home energy storage an impractical use for average consumers in the foreseeable future, a new study determined.
-
Daily Caller / Janson Hopkins
2018-04-13 en Report: Massive Subsidies Being Shelled Out For Renewable EnergyA new report reveals the billions of dollars in subsidies being quietly shelled out to renewable energy technologies, all on the back of the American taxpayer.
↑
Tesla nimmt weltgrößte Batterie in Betrieb
Grösste Batterie der Welt reicht gerade mal für eine Stunde
-
regulatorymadness.ch / Markus Saurer
2018-02-06 de Grösste Batterie der Welt reicht gerade mal für eine StundeDer Elektro-Weltstar Elon Musk hat sein Versprechen erfüllt und in Australien die grösste Batterie der Welt gebaut.
Die Riesenbatterie von Tesla in der Nähe von Jamestown wurde am 1. Dezember vergangenen Jahres eingeweiht.
Sie soll Südaustralien vor Netzzusammenbrüchen (Blackouts) schützen, wie sie dort durch die schwankende Versorgung mit erneuerbaren Energien schon entstanden sind.
Doch - ähm - wie soll das gehen?
Die "Riesenbatterie" speichert 129 MWh Strom.
Damit können 30'000 Haushalte während einer Stunde mit Strom versorgt werden.
Gerade genug Zeit, um nach Kerzen für danach zu suchen.
Was machen die anderen Haushalte?
Was macht die Industrie?
-
Handelsblatt
2017-12-01 de Elon Musk hält Superbatterie-Versprechen einDie weltgrößte Lithium-Ionen-Batterie ist in Australien gestartet.
30.000 Haushalte könnten mit ihr bis zu einer Stunde lang mit Strom versorgt werden.
Tesla-Chef Elon Musk hält damit ein ambitioniertes Versprechen ein.
-
Spiegel Online
2017-12-01 de Tesla nimmt weltgrößte Batterie in BetriebNeue PR-Offensive von Tesla: Der Autokonzern hat die weltgrößte Lithium-Ionen-Batterie in Australien eingeweiht - sie soll mehr als 30.000 Haushalte mit Strom versorgen.
Das Projekt entstand binnen weniger Monate.
Der Energiespeicher sei "der Beginn einer neuen Geschichte", sagte der Regierungschef des Bundesstaates South Australia, Jay Weatherill, bei der offiziellen Inbetriebnahme.
Das Akkusystem in der Nähe des Ortes Jamestown nördlich von Adelaide ist an einen Windpark angeschlossen und soll mehr als 30.000 Haushalte mit Strom versorgen.
Die Batterie hat eine Leistung von 100 Megawatt und eine Kapazität von 129 Megawattstunden und soll helfen, den Strombedarf zu decken - insbesondere in den heißen Sommermonaten, wenn in Australien die meiste Energie verbraucht wird.
Im vergangenen Sommer hatten extrem hohe Temperaturen wiederholt zu Stromausfällen in einigen Regionen Australiens geführt.
Tesla-Chef Elon Musk hatte im Juli angekündigt, den Batteriepark binnen 100 Tagen zu bauen.
Die geschätzten Kosten für die Anlage gab Musk mit mindestens rund 42 Millionen Euro an.
⇧ 2017
↑ Koffer mit Batterien bei US-Airlines verboten
-
Basler Zeitung / Timo Nowack
2017-12-25 de Koffer mit Batterien bei US-Airlines verbotenBei zwei grossen amerikanischen Fluglinien darf man Koffer mit fest verbauten Lithium-Ionen-Batterien ab Januar nicht mehr aufgeben.
⇧ 2016
↑
Smartphones und Laptops bald im Fluggepäck verboten
Lithium Akkus wegen Feuergefahr verboten
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Fred F. Mueller
2016-02-26 de Lithium Akkus wegen Feuergefahr verbotenZurzeit tobt die Schlacht der Regierung gegen die Vernunft mal wieder besonders heftig.
Mit aller Gewalt und mit der Brechstange will Madame Raute die untaugliche Elektromobilität gegen alle Gesetze des Marktes und die realen Bedürfnisse der Bevölkerung durchsetzen.
Die Autokonzerne sollen gezwungen werden, Milliarden an Entwicklungskosten in Projekte zu investieren, die von vornherein sinnlos sind.
Dabei ist das Urteil über die dabei favorisierte Lithium-Ionen-Akkutechnologie längst gefällt:
Die Luftfahrtbranche verbietet ab April die Mitnahme aller Geräte mit solchen Batterien im aufgegebenen Fluggepäck.
Quelle / Source:
-
Bluewin.ch
2016-02-23 de Smartphones und Laptops bald im Fluggepäck verbotenAb 1. April dürfen Lithium-Ionen-Batterien in Flugzeugen weltweit nicht mehr im aufgegebenen Gepäck mitgenommen werden.
Das hat die Internationale Zivilluftfahrtorganisation (ICAO), eine UN-Behörde, beschlossen.
Da quasi alle modernen elektronischen Geräte von Lithium-Ionen-Batterien angetrieben werden, kommt dies einem de facto-Verbot von Smartphones und Laptops im Fluggepäck gleich.
Viele Fluggesellschaften untersagen schon jetzt die Mitnahme von Lithium-Ionen-Batterien im aufgegebenen Gepäck, so auch Swiss.
Im Handgepäck dürfen handelsübliche Batterien in der Regel mitgenommen werden, daran ändert auch der jüngste ICAO-Beschluss nichts.
⇧ 2015
↑
Können bessere Batterien Solarenergie speichern?
en
Will Better Batteries save Solar Energy?
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Viv Forbes
2015-06-11 de Können bessere Batterien Solarenergie speichern?Jeder Besitzer eines Autos, Lastwagens, Traktors, Motorrades oder anderer Motorfahrzeuge hofft, dass der für grüne Energie verschwendete Aufwand vielleicht einen echten Vorteil schafft - bessere Batterien.
Wir wollen Batterien, die billig, leicht und ohne Verluste schnell aufladbar sind, für immer halten und große Mengen Energie speichern.
Nichts dergleichen ist auch nur ansatzweise bislang auf dem Markt.
Aber bessere Batterien werden Solarenergie niemals zu einer wettbewerbsfähigen Quelle ununterbrochener Energieversorgung machen.
Die Sonnenenergie an jedem Punkt der Erdoberfläche variiert kontinuierlich von Null bei der Morgendämmerung, erreicht mittags einen Spitzenwert und fällt nach Sonnenuntergang zurück auf Null.
Sie variiert von Sommer zu Winter und kann auch ganz plötzlich absinken, wenn Wolken, Staub oder Schnee das Sonnenlicht abschirmen.
An einem klaren, wolkenlosen Tag kann Sonnenenergie mit konstant variierenden Raten eingefangen werden, etwa zehn sonnige Stunden lang.
Zum Verbrauch von Solarenergie allein 24 Stunden lang an 7 Tagen der Woche, müssen Batterien die Energie für die 14 Stunden lange Schattenzeit bereit halten (zu welcher Zeit die Nachfrage oftmals Spitzenwerte erreicht).
Nimmt man keine Verluste bei Lade- und Endladevorgängen sowie keine Wolken an, werden Solarenergie plus Batterien eine stetige Versorgung von weniger als 20% der Spitzen-Erzeugerkapazität während eines Zeitraumes von 24 Stunden liefern.
Dies bedeutet, dass über 80% der an irgendeinem sonnigen Tag gelieferten Solarenergie für das Aufladen der Batterien verwendet werden müssen und für den sofortigen Verbrauch nicht zur Verfügung stehen.
Nun gibt es natürlich auch bewölkte Tage, manchmal viele Tage hintereinander.
Um diesem Umstand Rechnung zu tragen, braucht man viele weitere Batterien (und Solarpaneele) für den gleichen garantierten stetigen Output.
Bessere Batterien können daran niemals etwas ändern.
Natürlich werden grüne Enthusiasten sagen: "Wir laden die Batterien mit überschüssiger Wind- und Solarenergie auf, wenn diese zur Verfügung steht, und verwenden die gespeicherte Energie, um die natürlichen Fluktuationen auszugleichen".
Auf dem Reißbrett irgendeines grünen Akademikers kann das funktionieren, aber man bedenke die Komplikationen, die Kosten und Verluste bei all diesen Gleichstrom-/Wechselstrom-Konversionen sowie die Risiken eines Netz-Zusammenbruchs bei dem Versuch, die Energienachfrage zu decken, indem man zwei variable, unzuverlässige und unterbrochene Energieerzeuger kombiniert.
Und infolge der geringen Energiedichte von Solar- und Windenergie müssen riesige Landflächen verschandelt werden, um bedeutende Energiemengen zu sammeln.
Bessere Batterien sind sicher ein lohnenswertes Ziel,
aber sie werden Solarenergie niemals netztauglich machen.
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2015-06-07 en Will Better Batteries save Solar Energy?Everyone who owns a car, truck, tractor, quad bike, bobcat, forklift or other mobile machine is hoping that the fortune being wasted on green energy may produce just one real benefit - better batteries.
We want batteries that are cheap, light weight, charge quickly with no losses, last forever and store a large quantity of energy. Nothing close is on the market yet.
But better batteries will not make solar energy a competitive source of uninterrupted grid power.
The solar power received at any point on Earth's surface varies continuously from zero at dawn, peaks at mid-day, and falls back to zero by dusk.
It varies from summer to winter and can fall suddenly at any time if clouds, dust or snow obscure the sunlight.
On a clear cloudless day, solar energy can be collected at constantly varying rates over about ten sunny hours.
To use solar alone to produce 24/7 steady grid power, batteries must supply power for the 14 hour shadow zone (which often covers peak demand).
Assuming no losses in the charging/discharging process and no clouds, solar energy plus batteries will deliver a steady supply of less than 20% of peak generating capacity over a 24 hour period.
This means that over 80% of energy collected during any sunny window must be devoted to charging the batteries and is not available for immediate consumption.
However there are also cloudy days, sometimes several in a row.
To cover this possibility many more batteries (and solar panels) will be needed for the same guaranteed steady output.
Better batteries can never change this.
Of course green enthusiasts will say: "We'll charge the batteries using excess power from wind turbines and solar collectors when it's available, and use the stored energy to smooth out the natural fluctuations."
This may work on the doodle pad of some green academic, but imagine the complications, costs and losses in all these AC/DC conversions, and the risks of grid failure when trying to meet power demand schedules by combining two variable, unreliable intermittent energy producers.
And because of the dilute nature of solar/wind energy, huge areas of land must be blighted to collect significant quantities of energy.
Better batteries are worth striving for,
but they will never make solar energy grid-ready.
⇧ 2011
↑ Lithium-Ionen-Batterien - wie funktionieren sie eigentlich?
-
BASF
2011-10-17 de
Lithium-Ionen-Batterien - wie funktionieren sie eigentlich?
Der Film erklärt das Prinzip der Lithium-Ionen-Batterie:
Die Batterie ist ummantelt von einer Aluminium- und Kupferschicht.
Dazwischen befinden sich eine positive Elektrode, die Kathode sowie eine negative Elektrode, die Anode.
Die Kathode besteht aus einem Lithiummetalloxyd, die Anode ist eine Grafitschicht.
Damit die Li-Ionen in der Zelle wandern können, ist die Zelle mit einem Elektrolyt gefüllt.
Das Elektrolyt der Batterie muss extrem rein sein.
Kathode und Anode im Akku sind durch einen Separator getrennt, der für die Li-Ionen durchlässig ist.
Außerdem wird der Lade- und Entladevorgang des Akku dargestellt.
⇧
6 Wasserstoffspeicher
en Hydrogen storage
fr Stockage d'hydrogène
| ⇨ | Wasserstoff (H) | H2‑Speicher | H2‑Mobilität | H2‑Bahnen | H2‑Flugzeuge / Schiffe |
|---|---|---|---|---|---|
| ⇨ | H2‑Gefahren | Knallgas | Brennstoffzelle | Power‑to‑Gas | Power‑to‑Liquid |
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|---|---|---|
|
Energiesysteme Wasserstoffspeicher |
Energy Systems Hydrogen storage |
Systèmes d'Énergie Stockage d'hydrogène |
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- 2020
- de
Technische Grenzen der nationalen Wasserstoffstrategie
(2020-12-21)
Dr.-Ing. Detlef Ahlborn - de
Wasserstoff und Kernenergie
(2020-12-10)
Dr. Klaus Dieter Humpich: Nun ist der Hype um Wasserstoff auch bis zu den Kernkraftwerken durchgedrungen. - de EU-Kommission wünscht sich globalen Wasserstoffmarkt - mit dem Euro als Leitwährung (2020-11-26)
- de
Der Rausch mit dem Wasserstoff ist gefährlich
(2020-11-22)
In der Energiewirtschaft herrscht Goldgräberstimmung. - de EU-Kommission: Aus Atomkraft produzierter Wasserstoff ist "CO₂-arm" (2020-11-20)
- en
U.S. is building salt mines to store hydrogen
(2020-11-17)
Some 130 miles south of Salt Lake City in Utah
engineers are working on a giant hole in the ground
a vertical cylinder of salt wider than a half-mile
and a mile deep
that will serve as a place to store hydrogen.
and, when it is finished, could become one of the largest renewable energy reservoirs in the world.
The project would initially have enough energy to power 150,000 households for one year and is scheduled to be operational by 2025.
The project is scheduled to be operational by 2025
The storage facility is part of what's called the Advanced Clean Energy Storage (ACES) project.
- en An $11 trillion global hydrogen energy boom is coming. Here's what could trigger it (2020-11-01)
- de Wasserstoff: Knackpunkt Transport und Infrastruktur
- de Was es braucht, damit die europäische Wasserstoffwirtschaft Realität wird (2020-09-29)
- de
Altmaier und Le Maire wollen gemeinsame Wasserstoff-Produktion
vorantreiben
(2020-09-11)
en Franco-German team-up aims to drive hydrogen production forward
fr Hydrogène vert. Comment Paris et Berlin entendent faire la pluie et le beau temps - en
International Hydrogen Strategies
(2020-09)
A study commissioned by and in cooperation with the World Energy Council GermanyLH2 Wasserstoff-Flüssiggas-Speicher bei -253 °C
BOG (boil-off gas) can be kept below 0.5 % of the vessel capacity per day.
Das heisst: Der flüssige Wasserstoff ist nach 200 Tagen verdampft und ist verloren, falls der verdampfende Wasserstoff nicht verwendet oder rückverflüssigt wird.
(Beim Transport auf Schiffen wird dieser Boil-off verbrannt)
▶ Ulf Bossel: Saubere Energie aus Wasserstoff ist Illusion
Nach Meinung von Ulf Bossel vom Europäischen Brennstoffzellenforum ist Wasserstoff ein denkbar ungeeigneter Energieträger, da bei seiner Herstellung viel Energie verbraucht und bei Transport und Lagerung viel Energie verloren gehe.
Angesichts der schlechten Energiebilanz werde "auch niemand so dumm sein, um hier in eine Wasserstoffinfrastruktur zu investieren".
Das Transportproblem
Ungefähr ein Drittel des Wasserstoffs, den ich im Schiff habe, verliere ich bei einer Fahrt von Patagonien nach Hamburg. ...
und ein Drittel muss ich wieder in dem Schiff lassen, damit das Schiff ja wieder zurückfahren kann.
Das heißt, ich kann nur ein Drittel der Ladung wirklich in Hamburg anlanden und nutzen.
Das heißt, von dem Strom, wenn ich unter einem Atomkraftwerk zum Beispiel Wasserstoff bei uns herstellen wollte,
dann kann ich über die Leitung etwa vier mal mehr Energie transportieren, als ich über den Wasserstoff transportieren kann.
Ich brauche also vier Kernkraftwerke, um den gleichen Kundennutzen zu haben.
- de
Europa und China im Wettlauf um die
Elektrolyseur-Vormachtstellung
(2020-09-11)
en Europe, China battle for global supremacy on electrolyser manufacturing
fr Qui de l'UE ou la Chine deviendra leader dans la fabrication d'électrolyseurs?
Baustelle in Wesseling bei Köln [2020]
Dort entsteht die größte "Proton Exchange Membrane" (PEM)-Wasserstoffelektrolyse-Anlage der Welt, Refhyne.
Der Zehn-Megawatt-Elektrolyseur, der von der EU über die Gemeinsame Initiative Brennstoffzellen-Wasserstoff (eine öffentlich-private Partnerschaft) finanziert wird, soll Anfang 2021 betriebsbereit sein und
per erneuerbarer Energie
etwa vier Tonnen sauberen Wasserstoff täglich -
oder etwa 1.300 Tonnen pro Jahr - erzeugen.
- de Studie: Wasserstoff kann per Bahn transportiert werden (2020-08-06)
- de
Europas Wasserstoff-Strategie ins Nichts
(2020-08-05)
en Hydrogen strategy to nowhere - de EU-Kommission will 470 Milliarden Euro in Wasserstoff investieren (2020-09-09)
- de EU-Kommission skizziert Pläne für 100 Prozent erneuerbaren Wasserstoff (2020-07-09)
- de
Green Deal - EU-Kommission legt richtungsweisende
Wasserstoff-Strategie vor
(2020-07-08)
Eine Schlüsselrolle spielt darin der Wasserstoff, der gleichzeitig zum Wachstumsmotor in der EU werden könnte. - en EUROPEAN COMMISSION: A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe (2020-07-08)
- de "Wasserstoffallianz" in den Startlöchern (2020-07-06)
- de
Die neue Wasserstoffstrategie -
Nicht nur Käse aus Holland
(2020-06-13)
Prof. Dr. Gilbert Brand: Stand heute, Wasserstoff aus Wind und Sonne
- de
Bundesregierung verspricht sieben Milliarden
Euro für grünen Wasserstoff
(2020-06-10)
Mit diesem "Quantensprung" wolle Deutschland zum Weltführer in Sachen Wasserstoff-Technologien werden. - de Erdgas-Reservoir im Goms immer konkreter (2020-06-02)
- de Deutschland: Die Nationale Wasserstoffstrategie (2020-06)
- de Wasserstoff: Walliser Start-up spannt mit globalen Leadern zusammen (2020-04-27)
- de
Flüssigen Wasserstoff sicher transportieren -
erster weltweiter LH2 Tanker setzt auf
SAACKE Technik
(2020-03-27)
Der weltweit erste Flüssigwasserstofftanker, im Dezember 2019 Dabei soll in Australien hergestellter und verflüssigter sogenannter "blauer" Wasserstoff, bei dem vor Ort ein Carbon Capturing erfolgt, mit 1/800 seines ursprünglichen Volumens in große Mengen nach Japan verschifft werden.
"Flüssigwasserstofftanker sind für den Gastransport mit einer Temperatur von etwa -250 °C, also nahe der Verdampfungstemperatur, ausgelegt. Trotz einer Isolierung der Ladetanks, die den Zutritt von äußerer Wärme begrenzen soll, gelangen stets geringe Wärmemengen in die Tanks und führen zu einer leichten Verdampfung der Gase. Dieses sogenannte Boil-Off-Gas ist insbesondere auch bei den Bewegungen auf einem Schiff unvermeidlich und muss aus den Tanks entfernt werden, um einen unzulässigen Druckanstieg zu verhindern", Daher verbrennen die GCUs das überschüssige und aufgrund seiner Methanbestandteile klimaschädliche Boil-Off-Gas vollständig und mit höchster Verfügbarkeit. - de
Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
(2020-03-26)
Neumann & Esser
Salt Cavern Fields
• Gas Storage / • Liquid Storage
US Rock & Salt Caverns
Trotz des einmaligen Kissengasbedarfs ist die Speicherfähigkeit einer Kaverne gewaltig.
Eine durchschnittliche Kaverne
mit 60 m Durchmesser, 300 m Höhe und 175 bar Fülldruckspeichert 100 Million Nm3 Arbeitsgas.
Handelt es sich dabei um Wasserstoff, entspricht dies einer
Energiemenge von 300 GWh,
welche zum Heizen, zur Stahlproduktion, für Mobilität und oder zur Rückumwandlung in Elektrizität verwendet werden kann.
- de Erste Wasserstoff-Kaverne in Deutschland (2020-02-26)
- de Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüsten (2020-02-19)
- de Motor aus Roßlau: Abgasfrei in die Wasserstoff-Zukunft (2020-02-16)
- de In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter Tage (2020-02-16)
- de Deutschlands erste Wasserstoffstrategie steht (2020-02-01)
- 2019
- de
Welche Möglichkeiten der Wasserstoffspeicherung gibt es?
(2019-12-16)
CGH2 (Gaseous hydrogen)
LH2 (Liquid hydrogen)
Metallhydrid
LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carrier)
Erdgas
Benzin
- de
Neuer Schwung für Wasserstoffautos
(2019-10-29)
Speicherung überschüssiger elektrischer Energie in Form von Wasserstoff:
Das Herzstück der Erfindung besteht aus dem Metallhydrid ZrMn1.5. -
en Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe (2019-10-16)
Peer reviewed version 2020-02-28
Speicherung von komprimiertem gasförmigen Wasserstoff in Salzkavernen
Map of European salt deposits and salt structures
as a result of suitability assessment for underground hydrogen storage
Total cavern storage potential in European countries
- de
Demnächst: Jedem seine eigene H2 Tankstelle
(2019-10-15)
Lade-Entlade-Prozess
① Speicher (B= Compound ZRMn1.5)
ohne H2-Anreicherung.② Wasserstoff H2 wird dem Metall-Compound unter atmosphärischem Druck zugeführt;
Wärme (a) wird abgeführt.③ Speicher (A= Metall-Hydride)
ist mit H2 angereichert;
der Speicher ist geladen.④ Für Entladung wird
Wärme (b) zugeführt,
je nach Druck bis 200 bar bedarf es für die Austreibung H2-Gas mehr Wärmeenergie.Der Zyklus ist ohne Limit reversible.
- de
SNG 10000
Leitfaden zum Aufbau von Wasserstoff-Tankstellen
(2019-10-01)
SNV Schweizerische Normen-Vereinigung
Genehmigungsprozess in der Schweiz - de
Der Stoff der Zukunft? Deutschland möchte Weltmarktführer
beim Wasserstoff werden
(2019-07-23)
100 Millionen Euro pro Jahr lässt sich das Ministerium das Projekt kosten.
Deutschland wolle bei Wasserstofftechnologien die Nummer Eins in der Welt werden.
Der nächste deutsche Exportschlager: es könnte ein Milliardengeschäft sein.
"Wir brauchen wir einen vernünftigen CO₂-Preis: Nur so werden fossile Brennstoffe im Vergleich zu Wasserstoff unattraktiv."
Bisher werden Kraftwerke einfach herunter gedrosselt
Diese Idee äußern auch andere Experten aus Politik und Wirtschaft, selbst das Wirtschaftsministerium sieht hier Potential. - de
Wann lohnt sich der Transport von Wasserstoff
per Wasserstoffpipeline?
(2019-07-16)
L Lkw mit flüssigem H2 G Lkw mit gasförmigem H2 P Transport von gasförmigem H2 mittels Pipeline - en German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storage (2019-05-03)
- de
Warum fasst ein Wasserstofftank bei 700 bar nicht
doppelt so viel wie bei 350 bar?
(2019-03-16)
Warum fasst ein Wasserstofftank bei 700 bar nicht doppelt
so viel wie bei 350 bar?
Wird ein Wasserstofftank mit 700 bar betankt, ist nicht doppelt so viel Wasserstoff im Tank wie bei 350 bar,
sondern nur etwa 67 % mehr.
Das Verhältnis zwischen Dichte und Druck ρ/p ist bei realen Gasen nicht linear - dies gilt auch für Wasserstoff.
- de
Vergleich verschiedener Methoden zur Speicherung von Wasserstoff
(2018-08-23)
Diplomarbeit von Jacques Schill, TU Wien - de
Energie in Wasserstoff speichern
(2018-03-28)
Der Behälter ist selbst bei der gewünschten hohen Energiedichte nur wenig über atmosphärischem Druck.
Die Funktionsweise hinter der Technologie besteht darin, dass gewisse Feststoffe den Wasserstoff wie ein Schwamm aufnehmen können, beispielsweise die metallische Legierung LaNi5.
In der Fachsprache nennt man diese mit Wasserstoff gesättigten Feststoffe Metallhydride.
Wenn sich die Wasserstoff-Atome an der Oberfläche der Legierung absetzen, bei der sogenannten Adsorption, lösen sich die beiden H-Atome voneinander und dringen einzeln ins Metallgitter ein.
Die Distanz zwischen zwei H-Atomen im Gitter ist dann um Faktor 16 kleiner als die Distanz zweier H2 Moleküle im Gas.
- de Bayerisches Start-up entwickelt flüssigen Wasserstoff-Speicher (2017-09-21)
- de Zur Effizienz der Energiewandlung beim Power To Gas Verfahren (2014-07-04)
- de Konzept und Kosten eines Pipelinesystems zur Versorgung des deutschen Straßenverkehrs mit Wasserstoff (2012-04)
- de
Ökostrom sicher im Gasnetz speichern
(2015-06-04)
"Bis zu einer Beimischung von 10 Prozent Wasserstoff verändern sich die sicherheitstechnischen Kenngrößen des Erdgases nur unwesentlich."
Das bedeutet, dass die PtG-Technik mit bestehenden Anlagen und Sicherheitsvorschriften bei nur geringen Änderungen betrieben werden kann und keine zusätzlichen, hohen Investitionskosten erforderlich sind.
- 2014
- de Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen Münsterland (2014)
⇧ de Übersicht en Overview fr Vue d'ensemble
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LH2 Wasserstoff-Flüssiggas-Speicher bei -253 °C BOG (boil-off gas) can be kept below 0.5 % of the vessel capacity per day. Das heisst: Der flüssige Wasserstoff ist nach 200 Tagen verdampft und ist verloren, falls der verdampfende Wasserstoff nicht verwendet oder rückverflüssigt wird.
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"Bis zu einer Beimischung von 10 Prozent Wasserstoff verändern sich die sicherheitstechnischen Kenngrößen des Erdgases nur unwesentlich." Das bedeutet, dass die PtG-Technik mit bestehenden Anlagen und Sicherheitsvorschriften bei nur geringen Änderungen betrieben werden kann und keine zusätzlichen, hohen Investitionskosten erforderlich sind. |
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⇧ de Grundlagen en Basics fr Bases
①
Flüssig bei Tieftemperatur,
zwischen Umgebungsdruck und 4 bar (LH2)
②
Gasförmig bei Umgebungstemperatur
und unter Druck von 200 bis 700 bar (CGH2)
③
Tieftemperatur und Druck (cryo compressed)
Arten der Wasserstoffspeicherung
Druck-Wasserstoffspeicherung (Druckgasspeicherung) ②
Speicherung in Druckbehältern durch Verdichten mit Kompressoren
Waren für den Kfz-Bereich um das Jahr 2000 noch Drucktanks mit 200 bis 350 bar üblich, so sind es 2011 schon 700- und 800-bar-Tanks mit höherer Kapazität.
Der Energieaufwand für die Komprimierung auf 700 bar beträgt ca. 12 % des Energieinhaltes des Wasserstoffs
Ein Sonderfall der Druckwasserstoffspeicherung mit sehr hoher Speicherkapazität ist die Speicherung in unterirdischen Gasspeichern (z. B. Salzkavernen-Speicher) ähnlich den Speichern im Erdgasnetz.
Ebenso können speziell erstellte Rohrleitungen als Speicher dienen.
Flüssig-Wasserstoffspeicherung (Flüssiggasspeicherung) ①
Für große Mengen werden Flüssiggasspeicher eingesetzt.
Weil oberhalb des kritischen Punktes (-240 °C, 1,3 MPa = 13,0 bar) keine Druckverflüssigung mehr möglich ist, wird der Wasserstoff zur Verflüssigung stark gekühlt und verdichtet (LH2).
Der Energieaufwand dazu lässt sich in folgende Anteile gliedern, jeweils bezogen auf den gespeicherten Energieinhalt:
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28...46 % für die Verflüssigung je nach Menge und angewandter Methode
-
6 % Transport zwischen Verflüssigungsstation und Tankstelle
-
Bis zu 3 % je Tag durch boil-off Verluste
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Verdampfungsverluste beim Umfüllen
Transkritische Speicherung (cryo compressed) ③
Bei beengten Platzverhältnissen ermöglicht die Kombination der oben genannten Varianten wesentlich höhere Speicherdichten von bis zu 100 kg/m3.
Dabei erfolgt die Speicherung wie bei der Druckgasspeicherung oberhalb der kritischen Temperatur und des kritischen Druckes bei bis zu 1000 bar.
Damit entspricht der Speicherdruck der Druckgasspeicherung, die Speichertemperatur liegt jedoch mit -220 °C (53 K) über der von Flüssigwasserstoff.
Dem Vorteil der hohen Speicherdichte steht der notwendige Aufwand für den Drucktank und die thermische Dämmung gegenüber.
Eine andere Möglichkeit zur Druckverringerung des molekularen Wasserstoffes ist die Lösung in anderen Speichermitteln.
Der Wasserstoff wird in den Lücken des Metallgitters eingelagert.
Dieser Vorgang ist temperaturabhängig, die Speicherfähigkeit sinkt bei hohen Temperaturen, so dass der Wasserstoff bei Erwärmung des Speichers wieder abgegeben/ausgespeichert wird.
Ein Kubikmeter Metallhydrid enthält mehr Wasserstoffatome als ein Kubikmeter verflüssigter Wasserstoff.
In Metallhydridspeichern kann fünfmal mehr elektrische Energie gespeichert werden als in Bleiakkumulatoren gleichen Gewichts.
Sie erwiesen sich aber für eine breite Anwendung als zu teuer, so dass sie nur in U-Booten verwendet werden, wo der Preis keine Rolle spielt.
Ein Metallhydridspeicher (Hydridspeicher) ist ein Speicher für zunächst gasförmigen Wasserstoff.
Hierbei wird der Wasserstoff in einem Metall oder einer Metalllegierung gelöst gespeichert.
Es bildet sich aus dem Metall und dem Wasserstoff eine Verbindung, das Metallhydrid.
Durch Druckerniedrigung und leichte Wärmezufuhr kann der Wasserstoff wieder ausgetrieben werden.
Aussichtsreiche Kandidaten sind zurzeit zum Beispiel die chemischen Verbindungen Magnesiumhydrid, Lithiumhydrid, Natriumborhydrid, Lithiumaluminiumhydrid und Amminboran.
Hydridspeicher sind eine mögliche Speichermethode für Wasserstoff, die in mobilen Brennstoffzellen in Automobilen oder tragbaren Computern als Energieträger zukünftig eine größere Rolle spielen könnte.
(Energieverteilungskonzept der Wasserstofftechnologie)
Ein Nachteil des Hydridspeichers ist die hohe Masse durch die massive Metallfüllung und die relativ langsame Aufnahme und Abgabe des Wasserstoffs;
einen Vorteil stellt die Sicherheit des gebundenen Wasserstoffs dar (kein hoher Speicherdruck erforderlich).
Beispiele für den Einsatz eines Metallhydridspeichers sind die U-Boote der Klasse 212 A oder das Passagierboot Hydra, das mit einem solchen Speicher Wasserstoff für zwei achtstündige Betriebstage aufnehmen konnte.
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Fraunhofer / Strategisches Forschungsfeld
de Wasserstoff-TechnologienWasserstoff-Technologien nehmen eine Schlüsselposition bei der Transformation der Industrie in Richtung einer nachhaltigen Wertschöpfung ein und sind zentral für die strategische Planung der Zukunftsfähigkeit des Industriestandorts Deutschland.
Die Fraunhofer-Kompetenzen umfassen Material und Systeme sowie deren Produktion, die Anwendung in der Energiewirtschaft, in Industrie und Mobilität wie auch die Querschnittsthemen Sicherheit und Lebensdauer.
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Linde Kryotechnik AG
de Über Linde KryotechnikLinde Kryotechnik ist der weltweit grösste Hersteller von kryotechnischen Anlagen.
Planung, Konstruktion und Bau von Anlagen für die Verflüssigung von Helium und Wasserstoff sowie von kryotechnischen Kälteanlagen sind unser Kerngeschäft.
Der Temperaturbereich der Kälteanlagen bewegt sich zwischen -193 °C (80 K) und -271.5 °C (1.5 K).
An unserem Standort in Pfungen, nahe bei Winterthur und Zürich, realisieren erfahrene und engagierte Ingenieure, Techniker und Spezialisten Hightech-Anlagen.
Unsere Kunden sind Gasproduzenten, Forschungsinstitute und Universitäten.
Geschichte
Dr. Carl von Linde läutete mit der Erfindung des Verfahrens zur Verflüssigung von Atmosphärenluft und diversen Gasen im Jahre 1895 die Ära der kryotechnischen Industrie ein.
Bereits 1932 lieferte Linde die erste industrielle Helium-Verflüssigungsanlage der Welt an die Universität in Charkow in der Ukraine.
Initiiert durch den Kauf der Abteilung Kryotechnik von Sulzer, Winterthur im Jahr 1992, entschloss sich Linde ihre Tieftemperaturaktivitäten zu konzentrieren.
Aus diesem Zusammenschluss entstammt die Linde Kryotechnik AG mit Sitz in Pfungen, Schweiz, wo heute ca. 100 hoch spezialisierte Mitarbeiter kryotechnische Anlagen entwickeln und mittlerweile weltweit über 600 Anlagen erfolgreich in Betrieb gesetzt haben.
Kennzahlen von Energieträgern
⇧ de Allgemein en General fr Générale
Webseite von Wasserstoff
| de | en | fr |
|---|---|---|
|
Energie: Sekundär Wasserstoff (H) |
Energy: Secondary Hydrogen (H) |
Énergie: Secondaire Hydrogène (H) |
Anwendungen
| de | en | fr |
|---|---|---|
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Energie: Sekundär Power-to-Gas (PtG) Wasserstoff zu Brenngas Wasserstoff in der Gas-Infrastruktur |
Energy: Secondary Power-to-Gas (PtG) Hydrogen to Gaz Fuel and in the gas infrastructure |
Énergie: Secondaire Conversion d'électricité en gaz Hydrogè vers du gaz de combustion et dans l'infrastructure gazière |
| de | en | fr |
|---|---|---|
|
Energie: Sekundär Power-to-Liquid Wasserstoff zu Treibstoff Treibstoff aus CO₂ |
Energy: Secondary Power-to-Liquid Hydrogene to Fuel Fuel from CO₂ |
Énergie: Secondaire Power-to-Liquid Hydrogène vers du carburant Carbuant du CO₂ |
Bitte beachten
| de | en | fr |
|---|---|---|
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Energie: Sekundär Knallgas |
Energy: Secondary Oxyhydrogen |
Énergie: Secondaire Oxyhydrogène |
⇧ de Text en Text fr Texte
⇧ 2020
↑ Technische Grenzen der nationalen Wasserstoffstrategie
-
Die kalte Sonne (Fritz Vahrenholt & Sebastian Lüning)
Dr.-Ing. Detlef Ahlborn
2020-12-21 de Technische Grenzen der nationalen WasserstoffstrategieDie deutsche Energiewende hat bislang mehrere hundert Milliarden € gekostet.
Die damit verbundene Hoffnung auf eine deutliche CO₂ Senkung hat das Erneuerbaren-Energie-Gesetz nicht vermocht.
Als Zwischenergebnis ist festzustellen, dass Deutschland mittlerweile die höchsten Strompreise in Europa und wohl auch weltweit hat.
Allein die Bermuda-Inseln haben einen noch höheren Strompreis.
Der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien lässt die Kosten für die Stromkunden so dramatisch ansteigen,
dass die Bundesregierung einen Teil der Kosten, immerhin 11 Milliarden Euro aus dem Bundeshaushalt, also durch den Steuerzahler subventioniert.
Der grösste Nachteil von Wind- und Sonnenstrom ist allerdings die Volatilität, die wetterbedingten Schwankungen.
Die Deutsche Energie-Agentur DENA stellte hierzu 2018 fest:
"Nicht regelbare Wind offshore Anlagen können mit 5 % sowie Wind onshore Anlagen mit 1 % der installierten Kapazität zur gesicherten Leistung beitragen, während Photovoltaik keinen Beitrag leistet".
[1]Paulitz, H. Strommangelwirtschaft, S.9, Akademie Bergstrasse 2020
Akademie Bergstraße: Stromversorgung in Deutschland akut gefährdet
Technische Grenzen
↑ Anfang ↓ EndeDen politisch Verantwortlichen dämmerte langsam, dass die Energiewende sehr schnell in eine Sackgasse der Glaubwürdigkeit geraten würde,
wenn der Konflikt zwischen Unstetigkeit der Erzeugung und der sich nicht dem Wetter richtenden Nachfrage von Industrie, Bahn und privaten Haushalten gelöst werden kann.
Nachdem die Acatech 2017 den Traum von der Batteriespeicherung von schwankenden Stromangebote mit Hinweis, dass dies unbezahlbar wäre, platzen ließ, gewann die Idee der Speicherung von schwankenden Strommengen in Form von Wasserstoff immer breiteren Zuspruch .
[2]Ausfelder et al.: »Sektorkopplung« - Untersuchungen und Überlegungen zur Entwicklung eines integrierten Energiesystems (Schriftenreihe Energiesysteme der Zukunft), München 2017.
SCHRIFTENREIHE ENERGIESYSTEME DER ZUKUNFT / Analyse November 2017
»Sektorkopplung« - Untersuchungen und Überlegungen zur Entwicklung eines integrierten EnergiesystemsDa Politik und Medien zwischenzeitlich die energiepolitisch zu überspringende Hürde noch einmal erhöht,
in dem nicht nur der Strom sondern auch die Wärme und der Verkehr durch Wind und Solar erzeugt werden solle, war schnell klar, dass diese Utopie allein am Platzbedarf der Produktionskapazitäten in Deutschland scheitern würde.
Eine Versechsfachung der Windstromerzeugung und der Photovoltaik würde die nahezu die gesamte Fläche Deutschlands in Abstand von 1 km mit Windkraftanlagen zupflastern .
[3]Vahrenholt, F. Die Energiewende wird an der Windenergie scheitern, kaltesonne.de
Kalte Sonne 15. November 2020
Die Energiewende wird an der Windenergie scheiternTechnische Grenzen
↑ Anfang ↓ EndeDer Ausgang für Helden liegt in der Wasserstofferzeugung im Ausland, etwa in politisch weniger stabilen Regionen wie Nordafrika.
Und schon wieder wird die Mischung von Vorreiterrolle, Weltmarktführerschaft und Arbeitsplätzen aus der Mottenkiste geholt, wie wir es bei der Einführung des EEG zur Unterstützung der Photovoltaikproduktion in Deutschland erlebt haben.
Von der Politik mal wieder die Weltmarktführerschaft ausgelobt.
Die FAZ berichtete über den Plan der Bundesforschungsministerin Karlicek:
"Karliczeks Plan sieht vor, deutsche Windräder, Meerwasserentsalzungsanlagen und Elektrolyseure ins Ausland zu liefern, etwa nach Afrika.
Damit würde grüner Wasserstoff hergestellt und nach Deutschland verkauft.
Die Ministerin sieht darin auch eine Chance für die Wirtschaft.
"Wir wollen Weltmeister auf dem Gebiet des grünen Wasserstoffs werden", sagte sie.
"Wir wollen in Deutschland die Technologien erforschen, entwickeln und herstellen, die weltweit Standards setzen und das Potential haben für neue Exportschlager, Made in Germany.
Jede fünfte Elektrolyseanlage komme jetzt schon aus Deutschland, in Zukunft könnten bis zu 470'000 Stellen in der deutschen Wasserstoffwirtschaft entstehen."
[4]Geinitz,C. Wasserstoff wird ausgebremst, FAZ
Frankfurter Allgemeine Zeitung 27.05.2020
"UTOPISCHER" KARLICZEK-PLAN?: Wasserstoff wird ausgebremstDabei sind die Aufwände für eine großflächige technische Nutzung von Wasserstoff durch einige wenige physikalische Kenngrößen des Wasserstoffs bestimmt.
Diese Kenngrößen sind im Anhang nachzulesen.
Eckpunkte für einen Wasserstoffimport
Für die folgende Betrachtung wird hier der für Nordstream 2 geplante Energieimport von 600 TWh zugrunde gelegt.
Diese Vorgabe ist zwar willkürlich, sie erlaubt aber einen unmittelbaren Vergleich der Aufwände zur Produktion und zum Transport von sogenanntem grünen Wasserstoff im energietechnisch relevanten Größenordnungen.
Eine Übersicht zu Nordstream 2 findet sich z.B. bei Wikipedia.
[5]Wikipedia
Nord StreamTechnische Grenzen
↑ Anfang ↓ EndeDer Heizwert des importierten Erdgases entspricht rund 60 Mrd. Kubikmeter Erdgas
bei sog. Normbedingungen von 1 bar Druck und einer Temperatur von 0 °C. Der Ressourcenaufwand für Nordstream 2 spiegelt sich in beachtlichen Zahlen wieder:
Zwei Rohre (Durchmesser 1150mm, Wandstärke 32mm, 1200 km Länge je Rohrstrang, Rohrgewicht 0,91 t/m).
Verbrauchter Stahl: 2,2 Mio t.
In einem Interview sagte unsere Forschungsministerin Frau Anja Karliczek
"Aus meiner Sicht könnten wir die Ziele aber in den nächsten Wochen noch etwas ehrgeiziger formulieren.
[6]BMBF Bundesministerium für Bildung und Forschung
2010-02-07
"Die Zukunft gehört allein dem grünen Wasserstoff"Zum Beispiel könnte ich mir vorstellen, dass wir am Ende in dem Papier konkret sagen:
Im Jahr 2040 wollen wir 800 Terawattstunden unseres Energiebedarfs aus grünem Wasserstoff decken."
Der hier angenommene Energiebetrag von 600 TWh liegt also noch unter diesem Wert von 800 TWh.
In einem Artikel des Bundesministeriums für Bildung und Forschung
geht man noch deutlich über diesen Wert hinaus:"Denn der Energiebedarf der Bundesrepublik ist höher als die Energiemenge, die Deutschland selbst produzieren kann.
[7]BMBF Bundesministerium für Bildung und Forschung
2020-10-28
Woher soll der Grüne Wasserstoff kommen?So geht das Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion derzeit davon aus, dass Deutschland bis 2050 rund 45 Millionen Tonnen Wasserstoff wird importieren müssen."
Die genannte Menge entspricht einem Energiewert von 1500 TWh und liegt damit um den Faktor 2,5 über dem Nordstream-2-Wert.
Gasförmiger Pipeline-Transport von 600 TWh jährlich
Die Dimensionen der Pipelines bemessen sich nach dem Energiegehalt je Volumeneinheit.
Gemäß Tabelle A verhalten sich die Energiedichten von Methangas und Wasserstoffgas wie 10,9 zu 3,9.
Mithin erfordert eine Wasserstoffpipeline ungefähr die dreifache (genauer: 2,8-fache) Volumen- Übertragungskapazität.
Eine Pipeline von der Wüste Algeriens nach München hätte eine Länge von 2900 km.
Für den Transport von 600 TWh Wasserstoffgas unter ähnlichen Bedingungen wie in der Nordstream-Pipeline reichen zwei Pipelinerohre mit entsprechenden Abmessungen aus, wenn man die Strömungsgeschwindigkeit gegenüber Erdgas verdreifacht.
Bei einer Länge von 2900km werden rund 5,2 Mio t Stahl für die Rohrleitungen benötigt.
Das ist ambitioniert, aber nicht völlig unmöglich.
[8]Gazprom
Nord Stream
Gaspipeline, die eine Direktverbindung zwischen Russland und Europa herstelltNeben den hierfür zu veranschlagenden Kosten sind die Erzeugungskosten des Wasserstoffs hinzuzufügen.
Selbst bei Stromerzeugungskosten von 2-3 € ct/kWh muss wegen des Energieverlustes in der Kette Elektrolyse, Verdichtung, Wiederverstromung von 75 % müssen die Kosten mit dem Faktor 4 multipliziert werden.
Mit 10 € ct/kWh ist kein Stahlwerk, keine Kupfer- oder Aluhütte wettbewerbsfähig zu betreiben.
Flüssig-Tieftemperatur-Transport von 600 TWh jährlich
Der Flüssigtransport eines Energiebetrags von 600 TWh jährlich erfordert den Transport von 260 Mio. Kubikmeter flüssigem Wasserstoff.
Legt man die Ladekapazität des größten in Planung befindlichen Tankers für flüssiges Erdgas (LNG) von 270.000 Kubikmetern zugrunde entspricht das knapp 1000 Tankschiff-Ladungen pro Jahr .
[9].Wikipedia
TankerAn jedem Endpunkt des Flüssigtransports müssen täglich rund 3 Tankschiffe be- bzw. entladen werden.
Stündlich müssen größenordnungsmäßig 30.000 Kubikmeter flüssiger Wasserstoff auf oder aus den Schiffen gepumpt werden.
Zur Orientierung: Den größten Flüssigwasserstoff-Tank betreibt die NASA in Cape Canaveral - er hat ein Volumen von gerade mal 5000 Kubikmetern.
Nach Zahlen, die bei Wikipedia veröffentlicht wurden, geht bei der Verflüssigung mehr als ein Viertel der Energie verloren.
Die Verluste in der Gesamtkette sind wie bei der Pipeline- Variante oben.
Transport mit organischen Trägerflüssigkeiten (LOHC) (600 TWh/a)
Der Transport eines Energiebetrags von 600 TWh jährlich erfordert den Transport von 345 Mio. Kubikmeter hydriertem Toluol (Methylcyclohexan) oder alternativ 300 Mio. Kubikmeter N-Ethylcarbazol.
Das entspricht der Transportkapazität von rund 600 Tankschiff-Ladungen mit je 500.000 Kubikmetern Ladekapazität.
Wenn an jedem Ende der Transportstrecke ein dreimonatiger Vorrat an LOHC Flüssigkeit für die Zwischenlagerung vorhanden sein soll, müssen rund 150 Mio Kubikmeter LOHC Trägerflüssigkeit vorgehalten werden.
Das ist das Anderthalbfache des jährlichen deutschen Rohöl-Imports.
Man könnte auch den Flüssigtransport mit einer organischen Trägerflüssigkeit in einer Pipeline erwägen.
Bei einer mittleren Strömungsgeschwindigkeit von 5 km/h lassen sich in einem Rohr mit dem Querschnitt von Nordstream-2 jährlich 45 Mio. m3 LOHC transportieren.
[10]Wikipedia
PipelineFür den Transport wären dann 8 Leitungen je Richtung mit einem Stahlbedarf von 42 Mio. t erforderlich.
Technische Grenzen
↑ Anfang ↓ EndeWasserstoffelektrolyse mit überschüssiger Wind- und Solarleistung
In der Acatech Studie [2] zur Sektorenkopplung wurde empfohlen, die Wind- und Solar-Kapazitäten gegenüber heute zu verfünffachen.
Leider ist in der Studie nicht berücksichtigt worden, wie sich der Zeitverlauf dieser Stromproduktion darstellt:
Die Überschussproduktion steigt auf Werte über 200.000 MW an und trotzdem sinkt diese überschüssige Leistung regelmäßig auf Werte nahe null.
Eine genauere Analyse zeigt, dass für die Dauer von fünf Monaten im Jahr keine Überschüsse vorhanden sind.
Für diesen Zeitraum stehen sämtliche Elektrolyseanlagen mangels überschüssiger Leistung still.
Die Überschüsse entsprechen einer Energie von 260 TWh.
Um diesen Betrag zu ernten, müssen Elektrolysekapazitäten von weit über 100.000 MW geschaffen werden.
Aufgrund der Elektrolyseverluste von rund 30 % entspricht der elektrolysierte Wasserstoff einem Energiewert von maximal 180 TWh.
Nach Speicherung und Wiederverstromung bleiben 65 TWh übrig.
Das reicht natürlich alles hinten und vorne nicht.
Erkauft wird diese marginale Stromenge durch eine Verfünffachung der Windleistung mit dem Ergebnis der größten Zerstörung der deutschen Landschaft seit dem 2. Weltkrieg.
Aber damit nicht genug.
Dies erfordert rund 1000 km2 überstrichene Rotorfläche.
Diese Fläche ist so gigantisch groß, dass der Eingriff in die Strömungsverhältnisse des Windes nicht mehr vernachlässigbar ist.
Aber nicht nur das Wetter in Deutschland wird verändert.
Nach Untersuchungen von David Keith und Lee Miller von der Harvard Universität, wird die mittlere Temperatur im Einfluss von Windparks um 0,54 °C erhöht. [11]
Miller, L.M., Keith, D. :Climatic Impacts of Wind Power, Joule,
Volume 2, Issue 12, 19 December 2018, Pages 2618-2632
Climatic Impacts of Wind PowerDa dann ganz Deutschland ein großer Windpark ist, erhöhen sich die Temperaturen um diese Größenordnung,
ein größerer Temperaturanstieg als derjenige, der seit 1980 stattgefunden hat.
Technische Grenzen
↑ Anfang ↓ EndeFazit
Es sind zwei fundamentale physikalische Kenngrößen des Wasserstoffs, die den Transport von Wasserstoff so aufwendig machen:
Gaskonstante
Dichte des flüssigen Wasserstoffs
Da die Gaskonstante des Wasserstoffs ungefähr den vierzehnfachen Wert der Gaskonstante von Luft hat, bedarf es extrem hoher Drücke, um größere Mengen Wasserstoff zu speichern.
Die extrem geringe Dichte des flüssigen Wasserstoffs (zahlenmäßig entspricht sie der Dichte von Styropor) hat zur Folge, dass hunderte Millionen Kubikmeter zu transportieren sind, um nennenswerte Energiebeträge bereitzustellen.
Die Elektrolyse von nennenswerten Wasserstoffmengen im Land scheitert aufgrund der geringen Energiedichte der strömenden Luft und der Sonneneinstrahlung letztlich am Flächenbedarf der erforderlichen Wind- und Solaranlagen.
Grüner Wasserstoff aus deutschem Überschussstrom kann daher energietechnisch nur eine Nebenrolle spielen.
Keine Forschungsförderung der Welt kann diese Leitplanken je überwinden.
Diese sind bestimmt durch fundamentale physikalische Kenngrößen und ebenso fundamentale Naturgesetze.
[12]Wikipedia
Wasserstoffspeicherung
Kennzahlen von Energieträgern
Technische Grenzen: Ende
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Deutschland Deutschland: Die Nationale Wasserstoffstrategie (2020‑06) Bundesregierung verspricht sieben Milliarden Euro für grünen Wasserstoff (2020-06-10) Technische Grenzen der nationalen Wasserstoffstrategie (2020-12-21) |
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Wasserstoff-Transport Technische Grenzen der nationalen Wasserstoffstrategie: Wasserstoff-Pipelines (2020‑12‑21) Wasserstoff: Knackpunkt Transport und Infrastruktur (2020‑10‑09) |
↑ Wasserstoff und Kernenergie
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EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Dr. Klaus Dieter Humpich
2020-12-10 de Wasserstoff und KernenergieVorbemerkung
Nun ist der Hype um Wasserstoff auch bis zu den Kernkraftwerken durchgedrungen.
Warum auch nicht?
Wenn der Staat Subventionen austeilt, greift man halt gerne zu.
Bisher ist Wasserstoff (H2) überwiegend ein Grundstoff für die Düngemittel-Industrie (Ammoniak NH3) und zur Veredelung in der Petrochemischen-Industrie (z. B. Entschwefelung von Kraftstoffen, Methanolherstellung etc.)
▶Kernenergie: Aktuelle Webseiten
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Wasserstoff & Kernenergie Wasserstoff und Kernenergie (2020‑12‑10) EU-Kommission: Aus Atomkraft produzierter Wasserstoff ist "CO₂-arm" (2020-11-20) |
↑ EU-Kommission wünscht sich globalen Wasserstoffmarkt - mit dem Euro als Leitwährung
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Euractiv / Kira Taylor
2020-11-26 de EU-Kommission wünscht sich globalen Wasserstoffmarkt - mit dem Euro als LeitwährungEuropa will den Euro als Referenzwährung für den Wasserstoffhandel einführen.
Allerdings müsse zunächst ein globaler Markt mit harmonisierten Standards geschaffen werden, um die Nachfrage zu befriedigen, so die EU-Energiekommissarin am heutigen Donnerstag.
"Was wir vorschlagen, ist ein globaler, auf Regeln basierender Markt für Wasserstoff und - im Herzen dieses Marktes - harmonisierte Sicherheits- und Umweltstandards," erklärte EU-Energiekommissarin Kadri Simson.
Sie fügte heute beim Europäischen Wasserstoffforum hinzu:
"Wir sehen großes Potential für die Rolle des Euro als Referenzwährung im internationalen Handel mit nachhaltiger Energie."
↑ Der Rausch mit dem Wasserstoff ist gefährlich
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Frankfurter Allgemeine Zeitung / Niklas Záboji
2020-11-22 de Der Rausch mit dem Wasserstoff ist gefährlich (Zahlschranke/Paywall)Auf der Suche nach Alternativen zu Kohle, Öl und Gas fördert der Staat auch die Wasserstoffproduktion stark.
Ein Hochlauf mit der Brechstange birgt große Risiken:
Es könnte so laufen wie mit der Solarindustrie.
In der Energiewirtschaft herrscht Goldgräberstimmung.
Durch den Green Deal und die politisch forcierte Abkehr von Kohle, Öl und Gas ist die Jagd nach grünen Renditen eröffnet.
Neue Geschäftsmodelle tun sich auf, vor allem dort, wo der Staat üppig fördert.
Dass dazu auch bislang völlig unrentable Technologien zählen, zeigt das Beispiel Wasserstoff.
Weil zum Tanken und Heizen genauso einsetzbar wie als Speicher oder Grundstoff für industrielle Anwendungen, gilt der Energieträger, der durch Aufspaltung von Wasser mittels Elektrolyse entsteht, als Schlüsselelement der Energiewende.
Der Chor seiner Befürworter ist laut:
Stahlerzeuger wollen Kokskohle im Hochofen durch Wasserstoff ersetzen, um klimafreundlich zu produzieren.
Flugzeug-, Bus- und Lastwagenhersteller schielen auf den Energieträger, da marktreife Batterieantriebe für schwere Gefährte nicht in Sicht sind.
Politiker hoffen auf einen Arbeitsplatzmotor,
Gasleitungsbetreiber werben mit ihrem engmaschigen Transportnetz, das mit ein paar Handgriffen 20 Prozent Wasserstoff aufnehmen könne.
Anlagenbauer wollen mit dem Bau der Elektrolyseure Geld verdienen, Windparkbetreiber den dafür nötigen Strom liefern.
...
↑ EU-Kommission: Aus Atomkraft produzierter Wasserstoff ist "CO₂-arm"
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Euractiv / Kira Taylor
2020-11-20 de EU-Kommission: Aus Atomkraft produzierter Wasserstoff ist "CO₂-arm"Die Europäische Kommission wird aus Atomkraft erzeugten Wasserstoff als "CO₂-arm" betrachten, erklärte eine hochrangige EU-Beamtin am vergangenen Montag (16. November) vor dem Europäischen Parlament.
"Die Elektrolyse kann mit erneuerbarer Elektrizität durchgeführt werden.
Dann wird der Wasserstoff als erneuerbar eingestuft," so Paula Abreu Marques, Leiterin des Referats für erneuerbare Energien und CCS-Politik in der Energiedirektion der EU-Kommission.
"Wenn die Elektrolyseure an Kernkraftwerke angeschlossen werden, würde dies hingegen als CO₂-armer Wasserstoff eingestuft werden", erläuterte Marques den EU-Parlamentsabgeordneten im parlamentarischen Ausschuss für Umwelt, Volksgesundheit und Lebensmittelsicherheit.
Diese Klarstellung der Europäischen Kommission war offenbar notwendig, denn in der Wasserstoffstrategie der EU, die im Juni dieses Jahres vorgestellt worden war, wird Atomkraft tatsächlich nicht erwähnt.
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Wasserstoff & Kernenergie Wasserstoff und Kernenergie (2020‑12‑10) EU-Kommission: Aus Atomkraft produzierter Wasserstoff ist "CO₂-arm" (2020-11-20) |
↑ en U.S. is building salt mines to store hydrogen
Some 130 miles south of Salt Lake City in Utah engineers are working
on a giant hole in the ground
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H2 Tech Report
2020-11-17 en U.S. is building salt mines to store hydrogenSome 130 miles south of Salt Lake City in Utah engineers are working on a giant hole in the ground,
a vertical cylinder of salt wider than a half-mile
and a mile deep
that will serve as a place to store hydrogen
and, when it is finished, could become one of the largest renewable energy reservoirs in the world.
The storage facility is part of what's called the Advanced Clean Energy Storage (ACES) project
and is aimed at helping produce 1,000 megawatts of clean power, partly by putting hydrogen into underground salt caverns.
The project would initially have enough energy to power 150,000 households for one year
and is scheduled to be operational by 2025.
It is being managed by Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS), a maker of gas turbines, and Magnum Development, which owns salt caverns for liquid fuel storage.
The first phase of the ACES project will provide 150,000 MWh of renewable power storage capacity,
nearly 150 times the entire U.S. installed lithium-ion battery storage base.
Underground salt caverns cost 10 times less than aboveground tanks and 20 times less than hard rock mines.
The Reserve has 60 enormous caverns, typically 200 feet in diameter and 2,500 feet tall, and one "large enough for Chicago's Willis Tower to fit inside with room to spare."
Having such large-scale renewable energy reserves on tap can accelerate the shift to clean power and can help buttress California's struggling energy grid which saw its first rolling blackouts in August because the grid was short on energy.
Storing fuel in salt caverns isn't new, but hydrogen's growing role in decarbonization has revitalized interest in the concept.
The concept of storing energy sources such as hydrogen in giant underground caves is quickly gaining momentum in Europe, where the European Commission sees the share of hydrogen in Europe's energy mix rising from under 2 % in 2019 to 13-14 % by 2050.
"Underground storage, in salt caverns or in porous media (i.e., in aquifers or in depleted oil and gas fields) is the only way to cope with big storage capacities," says Louis Londe, technical director at Geostock, a French company specializing in underground storage.
"Many hydrogen cavern projects for energy storage are blooming in Europe.
At present, they are at the design stage.
Not surprisingly, the leading countries are those where salt is the most present: Germany, U.K., Ireland, France, Netherlands."
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Kavernen zur Wasserstoff-Speicherung
en
Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe
(2019‑10‑16)
Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
(2020‑03‑26) U.S. is building salt mines to store hydrogen (2020‑12‑17) Erste Wasserstoff-Kaverne in Deutschland (2020‑02‑26) Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüsten (2020‑02‑19) In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter Tage (2020‑02‑16) German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storage (2019‑05‑03) Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen Münsterland (2014) |
↑
en
An $11 trillion global hydrogen energy boom is coming.
Here's what could trigger it
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CNBC
2020-11-01 en An $11 trillion global hydrogen energy boom is coming. Here's what could trigger itKEY POINTS
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Storing fuel in salt caverns isn't new, but hydrogen's growing role in decarbonization has revitalized interest in the concept.
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The Advanced Clean Energy Storage project in Utah aims to build the world's largest storage facility for 1,000 megawatts of clean power, partly by putting hydrogen into underground salt caverns.
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The concept is quickly gaining momentum in Europe.
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↑ Wasserstoff: Knackpunkt Transport und Infrastruktur
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Euractiv / Davine Janssen
2020-10-09 de Wasserstoff: Knackpunkt Transport und InfrastrukturWährend Erdgaspipelines für den Transport von Wasserstoff genutzt werden können, werden die Kosten für die Nachrüstung der Infrastruktur in Verbindung mit den Anforderungen der Endverbraucher auf lokaler Ebene bestimmen, ob gemischter oder reiner Wasserstoff an den Endverbraucher geliefert wird, sagen Branchenexperten.
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Wasserstoff-Transport Technische Grenzen der nationalen Wasserstoffstrategie: Wasserstoff-Pipelines (2020‑12‑21) Wasserstoff: Knackpunkt Transport und Infrastruktur (2020‑10‑09) |
↑ Was es braucht, damit die europäische Wasserstoffwirtschaft Realität wird
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Euractiv / Maria João Duarte
2020-09-29 de Was es braucht, damit die europäische Wasserstoffwirtschaft Realität wirdDie Idee einer "Wasserstoffwirtschaft", die die mit Kohlenwasserstoff betriebenen Volkswirtschaften des 20. Jahrhunderts ersetzen soll, wird seit mindestens 50 Jahren diskutiert.
Maria João Duarte ist Vertreterin von Mitsubishi Power Europe bei den EU-Institutionen.
Bis jetzt ist diese Vision eher im Bereich der Science-Fiction geblieben:
Die Kosten, die mit der Produktion, der Speicherung und dem Transport von Wasserstoff verbunden sind, haben den größten Teil seiner derzeitigen Nutzung auf einige wenige industrielle Nischenprozesse beschränkt.
Dies ändert sich nun aufgrund der Dringlichkeit, mit der viele Regierungen, darunter auch die der EU, den Klimawandel heute betrachten.
Beispielsweise will die Europäische Kommission die Treibhausgasemissionen der EU bis 2030 halbieren.
Man geht davon aus, dass Wasserstoff bei der Entkarbonisierung unserer Volkswirtschaften zwei Schlüsselrollen zu spielen hat:
die Ermöglichung einer stärkeren Nutzung erneuerbarer Elektrizität und die Entkarbonisierung aller Teile der Weltwirtschaft - einschließlich der CO₂-intensiven Sektoren, wie der Schwerindustrie, die nur mühsam elektrifiziert werden können.
Der Reiz des Wasserstoffs liegt darin, dass er die Nutzung fossiler Brennstoffe in Industrie, Heizung und Verkehr ersetzen kann.
Seine einzige Emission dabei ist Trinkwasser.
Die Wasserstoffproduktion stellt jedoch eine eigene Herausforderung bei der Dekarbonisierung dar:
Heute werden 95 Prozent des Wasserstoffs durch Prozesse hergestellt, die entweder aus fossilen Brennstoffen oder aus Holz gewonnen werden.
Das Potenzial von Wasserstoff, eine wichtige Rolle bei der Entkarbonisierung unseres Planeten zu spielen, basiert daher weitgehend darauf, einen kosteneffizienten Weg zu finden, ihn ohne CO₂-Emissionen zu produzieren. sagen Branchenexperten.
↑
Altmaier und Le Maire wollen gemeinsame Wasserstoff-Produktion
vorantreiben
en
Franco-German team-up aims to drive hydrogen production forward
fr
Hydrogène vert. Comment Paris et Berlin entendent faire
la pluie et le beau temps
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Euractiv / Florence Schulz
2020-09-11 de Altmaier und Le Maire wollen gemeinsame Wasserstoff-Produktion vorantreibenFrankreich und Deutschland wollen zusammen Weltmeister für grünen Wasserstoff werden.
Sie planen eine gemeinsame Produktionsanlage, die staatliche gefördert werden soll.
Uneinigkeiten gibt es aber bei der Frage um den Atomstrom.
Am Rande des informellen Treffens der EU-Finanzminister am heutigen Freitag in Berlin könnte die deutsch-französische Vision zur gemeinsamen Produktion von Wasserstoff ein gutes Stück vorankommen.
Er werde zusammen mit seinem deutschen Kollegen Peter Altmaier bei einem Abendessen über weitere Details beraten, hatte Frankreichs Wirtschaftsminister Bruno Le Maire am vergangenen Sonntag verkündet.
Konkret soll es um eine "Gigafactory" für Wasserstoff gehen, für die beide Länder 1,5 Milliarden Euro bereitstellen könnten
und das sich um das Prädikat "Projekt von gemeinsamem europäischem Interesse" (IPCEI) bei der EU bewerben soll, um staatliche Subventionen erhalten zu dürfen.
Erste Überlegungen dazu waren von Angela Merkel und Emmanuel Macron bei ihrem Treffen im August auf der Burg von Brégançon angestellt wurden.
"Wir müssen die deutsch-französischen Projekte beschleunigen", denn beim Wasserstoff könnten beide Länder zusammen Weltmarktführer werden, so Wirtschaftsminister Le Maire.
Frankreich mit neuem Riesen-Budget für Wasserstoff
Anlass für die neue Gesprächsrunde ist die am Mittwoch vorgestellte Wasserstoff-Strategie Frankreichs.
Die sieht vor, dass das Land in den kommenden zehn Jahren Elektrolyse-Kapazitäten von 6,5 GW aufbaut und damit 600.000 Tonnen grünen Wasserstoff produziert.
Blauer Wasserstoff, der unter Abschneidung des CO₂ aus Erdgas gewonnen wird, ist in der französischen Strategie explizit nicht vorgesehen.
Zum Hochlauf der französischen Wasserstoff-Produktion hat die Regierung sieben Milliarden Euro über zehn Jahre versprochen, davon zwei Milliarden, die bereits im Rahmen des Corona-Wiederaufbauprogrammes vergangene Woche angekündigt worden waren.
Sie sollen bis 2022 fließen und vor allem die Dekarbonisierung der Industrie voranbringen.
Mit seiner neuen Zielmarke macht Frankreich einen großen Schritt nach vorne, denn zuletzt hatte Umweltminister Nicolas Hulot 2018 nur 100 Millionen Euro über drei Jahre vorgesehen.
"Damit erhält Wasserstoff eine reelle Dimension", so Frankreichs Umweltministerin Barbara Pompili.
Auch Deutschland hat ehrgeizige Wasserstoff-Pläne: Als er im Juni die nationalen Wasserstoff-Strategie vorstellte, kündigte
Wirtschaftsminister Peter Altmaier an, Deutschland wolle weltweit "die Nummer Eins" werden.
Bis 2030 sollen 5 GW an Kapazitäten errichtet werden, bis 2040 soll sich der Wert auch 10 GW verdoppeln.
Damit setzt sich Deutschland ein etwas geringeres Produktionsziel als Frankreich, gleichzeitig sollen aber große Mengen grünen Wasserstoffs aus sonnenreichen Ländern importiert werden.
Zwei der insgesamt neun Milliarden Euro sind deshalb für Import-Partnerschaften vorgesehen.
Die EU-Kommission regt in ihrer im Juli vorgestellten Wasserstoff-Strategie an, dass in Europa im selben Zeitfenster insgesamt 40 GW mit einer Erzeugungskapazität von zehn Millionen Tonnen Wasserstoff entstehen sollten.
Atom-Frage bleibt ungeklärt
Wieviel Wasserstoff in einer deutsch-französischen Kooperation erzeugt werden soll, ist noch unbekannt.
Uneinigkeiten könnte es allerdings bei der Wahl der Produktion geben: Frankreich setzt vor allem auf grünen Wasserstoff, den es mithilfe des Stroms seiner Atomkraftwerke herstellen möchte.
Deutschland lehnt Atomstrom dagegen ab.
Im Dezember 2019 konnten sich die Staats- und Regierungschefs nicht darauf einigen, ob Atomstrom im Rahmen der EU-Taxonomie als "sauber" einzuordnen ist, derzeit wird dies noch von einem EU-Dienst untersucht.
Sowohl Deutschland als auch die EU-Kommission setzen in ihren Strategien daher auch auf blauen Wasserstoff.
Ein Hindernis soll das laut Le Maire aber nicht werden: Derzeit verfolge man zwar noch unterschiedliche Wege bei der Herstellung bzw.
Einfuhr von Wasserstoff.
"Aber wir werden sehen, wie unsere Ansätze ergänzen können."
Alles "made in Europe"
Frankreich möchte vor allem darauf achten, sich beim Wasserstoff nicht von ausländischen Unternehmen abhängig zu machen.
Die benötigte Technologie soll vollständig in Frankreich hergestellt werden.
Man werde nicht denselben Fehler wie mit Photovoltaikmodulen machen und chinesische Produzenten subventionieren, so Le Maire.
"Das steht außer Frage."
Erste Erfahrungen bei gemeinsamen Projekten dieser Größenordnung haben Deutschland und Frankreich bereits.
Anfang des Jahres verkündeten sie eine gemeinsame Gigafactory für Batterien, die in Nersac und Kaiserslautern ansässig sein wird und von beiden Ländern mit rund 1,3 Milliarden Euro unterstützt wird.
Ab Mitte 2021 soll die Produktion anrollen und bis 2030 eine Million Batterien für Elektrofahrzeuge erreichen.
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Euractiv / Florence Schulz translated by Daniel Eck
2020-09-11 en Franco-German team-up aims to drive hydrogen production forwardFrance and Germany intend to become the world champions for green hydrogen together and are already planning to set up a "gigafactory" with state support.
But the two could butt heads over nuclear power. EURACTIV Germany reports.
On the fringes of an informal meeting of EU finance ministers in Berlin on Friday (11 September), the Franco-German vision for joint hydrogen production could make good progress.
France's Economy Minister Bruno Le Maire already announced last Sunday that he and his German counterpart, Peter Altmaier, would discuss further details over dinner.
In concrete terms, the plan is to set up a "gigafactory" for hydrogen, for which both countries could provide € 1.5 billion and which is to apply to the EU for the status of "Project of Common European Interest" (IPCEI) in order to receive state subsidies.
German Chancellor Angela Merkel and French President Emmanuel Macron gave their initial thoughts on the subject when they met in August.
"We must accelerate the Franco-German projects" because both countries could become the world's market leaders in hydrogen together, said Le Maire.
France with new huge budget for hydrogen
The new round of talks was prompted by the French hydrogen strategy presented on Wednesday.
The strategy envisages that the country will build up electrolysis capacities of 6.5 gigawatts over the next ten years and produce 600,000 tonnes of green hydrogen.
Blue hydrogen, which is obtained from natural gas by capturing CO₂, is not featured in the French strategy.
For the ramp-up of French hydrogen production, the government has promised € 7 billion over ten years, including € 2 billion already announced last week as part of the country's coronavirus recovery programme.
These billions should flow until 2022 and primarily promote the industry's decarbonisation.
With its new target, France is taking a big step forward, as then Environment Minister Nicolas Hulot only earmarked € 100 million over three years in 2018.
"This gives hydrogen a real dimension," his successor, Barbara Pompili has said.
Germany has ambitious hydrogen plans too.
When Economy Minister Peter Altmaier presented the country's national hydrogen strategy in June, he announced that Germany wants to become "number one" worldwide.
Germany intends to build 5 GW of capacity by 2030, and 10 GW by 2040.
While Germany has set itself a slightly lower production target than France, it also intends to import large quantities of green hydrogen from sunny countries.
€ 2 billion is earmarked for import partnerships.
In its hydrogen strategy presented in July, the European Commission suggests that a total of 40 GW, with a production capacity of ten million tonnes of hydrogen, should be produced in Europe during that time.
Nuclear issue remains unresolved
How much hydrogen is to be produced as part of German-French cooperation remains unknown.
There could, however, be disagreements about the choice of production.
Though France intends to produce hydrogen by using electricity from its nuclear power stations - dubbed by energy analysts as 'pink hydrogen', Germany has rejected atom-smashing.
In December 2019, EU leaders were unable to agree on whether nuclear power can be classified as "clean" under the EU taxonomy - a matter which is now being investigated by the EU's Joint Research Centre.
Both Germany and the Commission rely therefore on blue hydrogen in their strategies.
According to Le Maire, however, this should not become an obstacle.
Different approaches are still being pursued in the production and import of hydrogen "but we will see how our approaches can complement each other," he said.
Everything "made in Europe"
As France wants to make sure it does not become dependent on foreign companies for hydrogen, it intends to produce the required technology entirely in France.
France will not make the same mistake as with photovoltaic modules and subsidise Chinese producers, Le Maire confirmed, adding "this is out of the question."
Germany and France already have initial experience with joint projects of this size.
Earlier this year they announced a joint gigafactory for batteries for electric vehicles, which will be based in Nersac and Kaiserslautern and will be supported by both countries with around € 1.3 billion.
Battery production, which should start from mid-2021, should reach one million by 2030.
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Euractiv / Florence Schulz translated by Nathanaël Herman
2020-09-11 fr Hydrogène vert. Comment Paris et Berlin entendent faire la pluie et le beau tempsParis et Berlin souhaitent devenir les maîtres incontestés de l'hydrogène vert.
Comment? Les deux nations prévoient de construire une usine de production commune qui percevra des aides financières publiques.
Toutefois, l'énergie atomique demeure source de désaccord.
Dans le cadre du Conseil des ministres européens des Finances à Berlin vendredi (11 septembre), l'entente franco-allemande sur la production d'hydrogène pourrait faire un véritable bon en avant.
Dimanche dernier, le ministre français de l'Économie Bruno Le Maire a déclaré que le débat devrait se prolonger au cours d'un dîner informel avec son homologue allemand Peter Altmaier.
La construction d'une «giga-usine» de production d'hydrogène sera au menu de ce tête-à-tête diplomatique.
Pour couvrir l'addition, l'Hexagone et l'outre-Rhin sont prêts à verser 1,5 milliard d'euros chacun.
Néanmoins, le projet doit recevoir le titre de «Projet important d'intérêt européen commun (PIIEC)» de la part de l'UE afin de percevoir ces subventions publiques.
La première esquisse de cette usine a vu le jour en août, lors d'une réunion entre Angela Merkel et Emmanuel Macron au Fort de Brégançon.
«Nous devons accélérer les projets franco-allemands» pour que les deux pays deviennent les leaders mondiaux de l'hydrogène, a soutenu Bruno Le Maire.
La France prévoit un budget colossal pour l'hydrogène
Paris a présenté sa feuille de retour hydrogénée au cours d'un nouveau cycle de négociations mercredi 9 septembre.
Grâce à cette stratégie flambant neuve, le pays souhaite atteindre 6,5 GW de capacité de production d'hydrogène décarboné, soit 600'000 tonnes d'hydrogène vert.
L'hydrogène bleu, obtenu à partir de gaz naturel avec captage de CO₂, ne figure explicitement pas dans le plan français.
En outre, l'Élysée a promis sept milliards d'euros pour stimuler la production française d'hydrogène, dont deux milliards avaient déjà été annoncés la semaine dernière dans le cadre du plan de relance national post Covid-19.
Ces fonds devraient être débloqué à partir de 2022 et contribuer en grande partir à la décarbonation de l'industrie.
La France fait donc un grand pas en avant par rapport à l'annonce de l'ancien ministre de l'Environnement Nicolas Hulot en 2018, faisant état de 100 milliards d'euros répartis sur trois ans.
«Désormais, l'hydrogène reçoit une dimension qui lui est propre», a indiqué l'actuelle ministre de l'Environnement Barbara Pompili.
De son côté, l'Allemagne ébauche également des plans ambitieux, comme l'a laissé entendre Peter Altmaier en juin lorsqu'il a présenté la stratégie nationale d'hydrogène :
l'Allemagne veut devenir « numéro 1 ».
Berlin souhaite porter la capacité de production d'hydrogène décarboné à 5 GW d'ici à 2030 et à 10 GW d'ici à 2040.
L'objectif fixé est ainsi inférieur à celui français, mais dans un même temps, de grandes quantités d'hydrogène vert devraient être importées de pays ensoleillés.
Deux des neuf milliards d'euros injectés par l'Allemagne dans son programme de développement de la filière hydrogène devraient ainsi être consacrés aux partenariats d'importation.
À l'échelle européenne, la Commission a présenté son plan-hydrogène en juillet.
À ce titre, elle prévoit, à la même échéance, d'augmenter la capacité totale de production d'hydrogène à 40 GW, soit dix millions de tonnes d'hydrogène.
Quid de l'énergie atomique ?
La quantité d'hydrogène produit dans le cadre la coopération franco-allemande reste inconnue.
Le sujet pourrait d'ailleurs semer la discorde entre les deux pays : alors que l'Hexagone s'engage surtout dans la production d'hydrogène vert sur fond nucléaire, l'Allemagne s'oppose au recours à l'énergie atomique.
En décembre 2019, les chefs d'état et de gouvernement n'étaient pas parvenus à se mettre d'accord sur l'étiquette « propre » du nucléaire dans la taxonomie européenne.
L'objet de ce désaccord est toujours en cours d'analyse.
Tant l'Allemagne que la Commission européenne mise sur l'hydrogène bleu dans leur stratégie.
Cette divergence avec la France ne devrait pas poser de problème, d'après M. Le Maire.
À l'heure actuelle, les chemins sont divers et variés pour produire et importer l'hydrogène.
«Néanmoins, nous verrons dans quelle mesure nous pouvons compléter nos approches».
Made in Europe
Paris souhaite avant tout que son hydrogène ne dépende pas de sociétés étrangères.
L'ensemble des technologies nécessaires à sa production doit être établi en France.
Aux yeux du ministre de l'économie, il ne faut pas commettre les mêmes erreurs qu'avec le photovoltaïque et subventionner les producteurs chinois.
«Il en est hors de question».
Les deux pays ont déjà collaboré par le passé dans le cadre de projets d'envergure similaire, notamment la construction d'une giga-usine franco-allemande de batteries avec le site pilote à Nersac et la production à Kaiserlautern.
Bénéficiant d'une aide conjointe à hauteur de 1,3 milliard d'euros, l'entreprise devrait commencer sa fabrication mi-2021 et atteindre un million de batteries de voitures d'ici à 2030.
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Elektrolyseur Altmaier und Le Maire wollen gemeinsame Wasserstoff-Produktion vorantreiben (2020-09-11) Europa und China im Wettlauf um die Elektrolyseur-Vormachtstellung (2020-08-29) |
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Europa und China im Wettlauf um die Elektrolyseur-Vormachtstellung
en
Europe, China battle for global supremacy on electrolyser manufacturing
fr
Qui de l'UE ou la Chine deviendra leader dans la
fabrication d'électrolyseurs?
Baustelle in Wesseling bei Köln [2020]
Dort entsteht die größte "Proton Exchange Membrane"
(PEM)-Wasserstoffelektrolyse-Anlage der Welt, Refhyne.
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Euractiv / Davine Janssen
2020-08-29 de Europe, China battle for global supremacy on electrolyser manufacturingWährend China derzeit die billigsten Elektrolyseure der Welt herstellt, ist Europa führend bei innovativen Technologien, die besser geeignet sind, grünen Wasserstoff zu erzeugen.
Letzterer wird von einigen Experten als "Wunderwaffe" zur Entkarbonisierung des Energiesystems angesehen.
Als die Europäische Kommission im Juli dieses Jahres ihre Wasserstoffstrategie veröffentlichte, startete sie damit auch einen Wettlauf um die Massenproduktion von Elektrolyseuren.
Bis 2030 will die EU-Exekutive mindestens 40 Gigawatt an Elektrolyseurleistung in der EU installiert haben,
die dann bis zu zehn Millionen Tonnen regenerativen Wasserstoff produzieren sollen.
Elektrolyseure - Geräte, die Wasserstoff und Sauerstoff "herstellen", indem Wassermoleküle durch elektrischen Strom aufgespalten werden - sind eine inzwischen etablierte Methode zur Herstellung von "erneuerbarem" oder "sauberem" Wasserstoff, den die Kommission als einen grundlegenden Baustein zur Entkarbonisierung der EU-Wirtschaft betrachtet.
"Priorität hat für die EU die Entwicklung von erneuerbarem Wasserstoff,
der hauptsächlich mit Wind- und Sonnenenergie hergestellt wird," heißt es in der Strategie.
Die Entscheidung für derartige Wasserstoffproduktion basiere auf der bereits vorhandenen "Stärke der europäischen Industrie bei der Herstellung von Elektrolyseuren".
Die EU sei "bei der Herstellung von Anlagen zur Erzeugung von sauberem Wasserstoff sehr wettbewerbsfähig und gut aufgestellt, um von einer weltweiten Entwicklung von sauberem Wasserstoff als Energieträger zu profitieren," heißt es in dem Dokument weiter.
Darüber hinaus würden Investitionen in diesem Sektor auch eine "grüne Erholung" von der COVID-19-Krise unterstützen.
Aus dieser Überzeugung heraus reiste Energiekommissarin Kadri Simson im vergangenen Monat ins deutsche Wesseling, um dort die Baustelle der größten "Proton Exchange Membrane" (PEM)-Wasserstoffelektrolyse-Anlage der Welt, Refhyne, zu besuchen.
Der Zehn-Megawatt-Elektrolyseur, der von der EU über die
Gemeinsame Initiative Brennstoffzellen-Wasserstoff
(eine öffentlich-private Partnerschaft) finanziert wird,soll Anfang 2021 betriebsbereit sein und
per erneuerbarer Energie
etwa vier Tonnen sauberen Wasserstoff täglich -
oder etwa 1.300 Tonnen pro Jahr - erzeugen.
"Projekte wie Refhyne sind das, was wir brauchen, um die Produktion von sauberem Wasserstoff in Europa zu steigern - innovativ, auf erneuerbaren Energien basierend und den öffentlichen und privaten Sektor zusammenbringend, um die globale technologische Führung der EU zu sichern," zeigte sich Simson in einer Erklärung vor ihrem Besuch im Rheinland zuversichtlich.
Die Herstellung von Elektrolyseuren soll des Weiteren durch eine europäische "Wasserstoffallianz" unterstützt werden, die führende Industrievertreter, Regierungen und die Zivilgesellschaft zusammenbringt, um "eine Investitions-Pipeline für die Ausweitung der Produktion" und die Nachfrage nach sauberem Wasserstoff in der EU aufzubauen.
Globales Technologie-Rennen
Mit diesen Initiativen scheint die EU entschlossen zu sein, ihre Führungsposition in der Elektrolyseurherstellung zu erhalten und zu stärken. Doch wie ist der Stand der Dinge in der übrigen Welt?
Heute gibt es im Wesentlichen drei Arten von Elektrolyseurtechnologien: Protonenaustauschmembran (PEM), Alkaline und Festoxid (SO).
Obwohl alle Methoden "Wasser spalten", indem elektrischer Strom angelegt wird, verwenden sie unterschiedliche Materialien, Aufbauten und Betriebstemperaturen, was zu individuellen Stärken und Schwächen führt.
Die billigste und etablierteste Elektrolyseurtechnologie ist Alkaline, die erstmals im 19. Jahrhundert entwickelt wurde.
Nach Schätzungen von BloombergNEF können chinesische Hersteller inzwischen alkalische Elektrolyseure für 200 US-Dollar pro Kilowatt verkaufen - 80 Prozent billiger als europäische Maschinen desselben Typs.
Diese Technologie ist besonders beliebt in China selbst, das mehr als 50 Prozent des Weltmarktes für alkalische Elektrolyseure ausmacht, erklärt Michela Bortolotti vom Industrieverband Hydrogen Europe.
"Weil der chinesische Markt so groß ist, profitieren die chinesischen Hersteller in viel größerem Maße von Skaleneffekten, Automatisierung etcetera als die Hersteller in der EU und den USA," teilt sie gegenüber EURACTIV.com mit.
Im Gegensatz dazu haben europäische Hersteller bei "innovativeren Technologien" wie PEM, Festoxid oder alkalischen Druckelektrolyseuren die Führung übernommen, sagt Mirela Atanasiu, Referatsleiterin bei der Gemeinsamen Initiative Brennstoffzellen-Wasserstoff (FCH-JU).
PEM-Elektrolyseure seien besser für den Betrieb mit erneuerbaren Energiequellen geeignet, so Atanasiu gegenüber EURACTIV.com in einem Telefoninterview.
Das liege daran, dass sie "dynamisch" mit unterschiedlichen Stromlasten arbeiten können, so dass PEM-Elektrolyseure dann betrieben werden können, wenn die Erzeugung von Wind- und Sonnenenergie am günstigsten ist.
"Der PEM-Elektrolyseur hat diese Fähigkeit des dynamischen Betriebs und bietet Dienstleistungen für das Netz.
Hier sind wir weltweit führend."
Dies sei ein wichtiger Vorteil gegenüber der konventionellen Technologie: "Alkaline, so wie sie arbeitet, benötigt mehr Zeit zum Ein- und Ausschalten als die PEM-Technologie," so Atanasiu.
Mit Elektrolyseuren, die sich leicht ein- und ausschalten lassen, wird es möglich, Geschäftsmodelle zu entwickeln, die den "intermittierenden Charakter" erneuerbarer Energiequellen ausnutzen und Strom dann nutzen, wenn er am billigsten ist, erklärt Atanasiu.
"Wir sollten den Strom dann anzapfen, wenn er am günstigsten ist.
Wenn zu viel Elektrizität im System vorhanden ist, nehmen wir die Energie zu Null-Kosten - sogar zu potenziell negativen Kosten - und produzieren somit billigen Wasserstoff."
Die Möglichkeit, billigen Strom zu nutzen, wird als entscheidend für die Wettbewerbsfähigkeit von Wasserstoff angesehen, da die Auswirkungen weiterer Kostensenkungen durch Elektrolyseure voraussichtlich begrenzt sein werden, erwartet Atanasiu.
"Das ist es, was wir in Europa mit dieser Technologie versucht haben:
nicht nur Wasserstoff zu produzieren, sondern billigen Wasserstoff aus erneuerbaren Energien zu produzieren."
Tatsächlich seien "die Stromkosten der wichtigste Faktor bei den Kosten der elektrolytischen Wasserstoffproduktion", schreibt die Internationale Energieagentur (IEA) in ihrem im Juni vergangenen Jahres veröffentlichten Bericht zur Zukunft des Wasserstoffs.
Die Produktionskosten hängen aber auch in hohem Maße von Faktoren wie Stromsteuern, Netzgebühren und der Kapazitätsauslastung der Elektrolyseure ab, die von Region zu Region "stark variieren", erklärt die IEA.
Tatsächlich könnten andere Technologien für andere politische Ziele besser geeignet sein.
Wenn die Erzeugung von regenerativem Wasserstoff keine Priorität hat, können Elektrolyseure einfach an das Stromnetz angeschlossen werden, so dass eine "gleichmäßige" Wasserstofflast erzeugt werden kann - und das würde genauso gut mit der billigeren Alkali-Technologie funktionieren.
Für industrielle Anwendungen könnten sich jedoch weder die Alkali- noch die PEM-Technologie als die beste Technologie erweisen.
Stattdessen hätten Festoxidelektrolyseure - eine weitere "innovative Technologie", bei der Europa führend ist - das Potenzial, dieses Segment zu erobern, meint Atanasiu.
Bei Betriebstemperaturen um 900 °C könnten Festoxid-Technologien überschüssige industrielle Wärme nutzen, um die für den Elektrolyseprozess benötigte Strommenge zu reduzieren.
"Je nach Geschäftsmodell der einzelnen Industriezweige könnte man dann Anlagen in Betracht ziehen, die auch Hochtemperaturwärme nutzen und viel Sauerstoff produzieren", so Atanasiu.
Mit Verweis auf die Zahl der damit verbundenen Patente unterstreicht sie, dass Europa bei PEM- und Festoxid-Technologien weltweit führend ist - nicht aber bei herkömmlichen Alkali-Elektrolyseuren.
Vorteil für europäische Hersteller?
Laut Atanasiu liegt der Hauptgrund für den Vorsprung Europas bei "innovativen" Elektrolyseuren darin, dass sich der Branchenschwerpunkt unter dem FCH-JU bereits vor sechs Jahren von der Brennstoffzellen- hin zur Elektrolyseur-Produktion verlagert habe.
"Als wir vor zwölf Jahren begannen, machten Elektrolyseure nur zehn Prozent unserer Finanzierung aus," erinnert sie sich und erinnern: "Damals waren Brennstoffzellen führend."
Das änderte sich jedoch, als die Vorteile der Wasserstofferzeugung aus erneuerbarer Elektrizität offensichtlich wurden:
"Dann begannen wir, uns mehr mit Elektrolyseuren zu befassen."
Viele Unternehmen mit Kenntnissen in der PEM- und Festoxidtechnologie nutzten im weiteren Verlauf ihr Wissen über Brennstoffzellen zur Herstellung von Elektrolyseuren.
"Das war der Wandel, den Europa weit vor den anderen Regionen der Welt vollzogen hat," erläutert Atanasiu.
Tatsächlich habe die FCH-JU diese Technologien "aggressiv vorangetrieben".
Beispiele dafür seien der 6-MW-PEM-Elektrolyseur in Linz, der 10-MW-PEM-Elektrolyseur in Wesseling bei Köln sowie Pläne für einen 2-MW-Festoxidelektrolyseur in Rotterdam.
"Grünen" Wasserstoff importieren
Aber selbst wenn die innovativsten Elektrolyseure in Europa hergestellt werden:
Große Mengen an "grünem Wasserstoff" können nur dann produziert werden, wenn genügend erneuerbare Elektrizität zur Verfügung steht.
Heute sind nur 32 Prozent des Stromverbrauchs in der EU erneuerbar - was eine Debatte darüber eröffnet, ob Europa nicht damit beginnen sollte, grünen Wasserstoff aus Drittländern zu importieren, in denen erneuerbare Elektrizität billig und im Überfluss produziert werden kann.
Aus diesem Grund hat der Industrieverband Hydrogen Europe in seiner sogenannten 2×40-GW-Initiative vorgeschlagen, 40 GW Elektrolyseure innerhalb der EU zu bauen und die gleiche Menge aus der Nachbarschaft zu importieren.
Die Öl- und Gasindustrie argumentiert unterdessen, dass die Wasserstoffproduktion zuerst rasch hochgefahren werden sollte, um einen EU-weiten Markt für Wasserstoff zu schaffen.
Dies könne jetzt mit Erdgas als Ausgangsmaterial und in Verbindung mit der Technologie der Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS) erfolgen, um sicherzustellen, dass der Wasserstoff tatsächlich CO₂-frei ist.
Eine kürzlich von Eurogas, einem Industrieverband, durchgeführte Studie ergab, dass die EU bis 2050 rund 4,1 Billionen Euro einsparen könnte, "indem sie einen Mix von Energieträgern verwendet, um CO₂-Neutralität zu erreichen" - einschließlich "entkarbonisierter" fossiler Gase.
"Die Eurogas-Studie zeigt, dass Europa, um bis 2050 Kohlenstoffneutralität zu erreichen, jetzt mit der Wasserstoffwirtschaft beginnen muss.
Wir haben keine Zeit für Verzögerungen," mahnt James Watson, Generalsekretär von Eurogas, in einer Erklärung zu der Studie.
"Dazu gehören alle Optionen für sauberen Wasserstoff: die Reformierung von Erdgas durch CCS, die Herstellung von Wasserstoff aus erneuerbaren Energien sowie die Mischung mit Methan.
Die Notwendigkeit von CCS ist keine Option, sie ist eine Notwendigkeit - wenn wir unsere Klimaziele erreichen wollen."
Die Gegner von fossilem Wasserstoff warnen hingegen vor der Gefahr eines Lock-in-Effekts:
Somit könnte in Technologien investiert werden, bei denen fossile Brennstoffe weiterhin Teil des Energiesystems bleiben.
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Euractiv / Davine Janssen
2020-08-28 en Europe, China battle for global supremacy on electrolyser manufacturingWhile China currently produces the cheapest electrolysers in the world, Europe leads on innovative technologies which are better suited to produce green hydrogen seen by many as a silver bullet to decarbonise the energy system.
When it published its hydrogen strategy in July this year, the European Commission also kicked off a race to mass-produce electrolysers on the old continent.
By 2030 the EU executive wants at least 40 gigawatts of electrolysers installed in the EU,
producing up to 10 million tonnes of renewable hydrogen.
Electrolysers - technologies that produce hydrogen and oxygen by applying an electric current to split water molecules - are an established method for producing "renewable" or "clean" hydrogen, which the Commission sees as a fundamental building bloc to decarbonise the economy.
"The priority for the EU is to develop renewable hydrogen,
produced using mainly wind and solar energy," the strategy says, adding that "the choice for renewable hydrogen builds on European industrial strength in electrolyser production."
"Europe is highly competitive in clean hydrogen technologies manufacturing and is well positioned to benefit from a global development of clean hydrogen as an energy carrier," the document continues, saying investments in the sector will also support a green recovery from the COVID-19 crisis.
Based on that conviction, energy Commissioner Kadri Simson traveled to Germany last month to visit the construction site of the largest "proton exchange membrane" (PEM) hydrogen electrolysis plant in the world, Refhyne.
The 10 MW electrolyser, which is funded by the EU through the
Fuel Cell Hydrogen Joint Undertaking,
a public-private partnership,is expected to be operational in early 2021 and
will use renewable electricity
to produce about 4 tonnes of clean hydrogen per day
or about 1,300 tonnes per year.
"Projects like Refhyne are what we need to scale up clean hydrogen production in Europe - innovative, renewables-based and bringing together the public and private sector to secure EU's global technological leadership," Simson said in a statement before her visit.
Electrolyser manufacturing will also be supported by a European "hydrogen alliance" bringing together industry leaders, governments and civil society to "build up an investment pipeline for scaled-up production" and demand for clean hydrogen in the EU.
...
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Euractiv / Davine Janssen
2020-08-29 fr Qui de l'UE ou la Chine deviendra leader dans la fabrication d'électrolyseurs?Alors que la Chine produit actuellement les électrolyseurs les moins chers du monde, l'Europe est à la pointe des technologies innovantes les mieux adaptées pour produire de l'hydrogène vert, considéré par beaucoup comme une solution miracle.
Lorsqu'elle a publié sa stratégie sur l'hydrogène en juillet de cette année, la Commission européenne a également lancé une course à la production de masse d'électrolyseurs sur le vieux continent.
D'ici à 2030, l'exécutif européen veut qu'au moins 40 gigawatts d'électrolyseurs soient installés dans l'UE,
produisant jusqu'à 10 millions de tonnes d'hydrogène renouvelable.
Les électrolyseurs - des technologies qui produisent de l'hydrogène et de l'oxygène en émettant un courant électrique afin de séparer les molécules d'eau - constituent une méthode avérée pour produire de l'hydrogène «renouvelable» ou «propre», que la Commission perçoit comme un élément fondamental pour décarboner l'économie.
«La priorité pour l'UE est de développer l'hydrogène renouvelable,
produit principalement à partir de l'énergie éolienne et solaire», indique la stratégie, ajoutant que «le choix de l'hydrogène renouvelable se fonde sur les atouts industriels que possède l'Europe en matière de production d'électrolyseurs».
«L'Europe est très compétitive dans le domaine des technologies de l'hydrogène propre et est bien placée pour tirer parti du développement de l'hydrogène propre en tant que vecteur énergétique au niveau mondial», poursuit le document, indiquant, en outre, que les investissements dans le secteur soutiendront également une reprise verte après la crise du COVID-19.
Forte de cette conviction, la commissaire à l'énergie, Kadri Simson, s'est rendue en Allemagne le mois dernier pour visiter le site de construction de Refhyne, la plus grande usine d'électrolyse à hydrogène par «membrane échangeuse de protons» (PEM) au monde.
L'électrolyseur de 10 MW, financé par l'entreprise commune
«Piles à combustibles et hydrogène»,
un partenariat public-privé entre l'exécutif européen, les industriels européens et les organisations de recherchesdevrait être opérationnel début 2021.
Il utilisera de l'électricité renouvelable
pour produire environ 4 tonnes d'hydrogène propre par jour,
soit environ 1'300 tonnes par an.
«Des projets comme Refhyne sont ce dont nous avons besoin pour accroître la production d'hydrogène propre en Europe - innovants, basés sur les énergies renouvelables et réunissant les secteurs public et privé pour assurer le leadership technologique mondial de l'UE », a déclaré Mme Simson avant sa visite.
La fabrication d'électrolyseurs sera également soutenue par une «alliance européenne pour l'hydrogène propre» réunissant les dirigeants de lindustrie, les gouvernements et la société civile afin de «constituer une réserve d'investissements pour la production à grande échelle» et la demande d'hydrogène propre dans l'UE.
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Elektrolyseur Altmaier und Le Maire wollen gemeinsame Wasserstoff-Produktion vorantreiben (2020-09-11) Europa und China im Wettlauf um die Elektrolyseur-Vormachtstellung (2020-08-29) |
↑ Studie: Wasserstoff kann per Bahn transportiert werden
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PV Magazine
2020-08-06 de Studie: Wasserstoff kann per Bahn transportiert werden
↑
International Hydrogen Strategies
A study commissioned by and in cooperation with
the World Energy Council Germany
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Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH
2020-09 en International Hydrogen Strategies
A study commissioned by and in cooperation with the World Energy Council GermanyEXECUTIVE SUMMARY
1 NATIONAL GOVERNMENTAL SUPPORT FOR HYDROGEN 1
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1.1 Background of the study 1
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1.2 Country selection for a detailed analysis 2
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1.3 Structure of the report 4
2 THE GOALS OF NATIONAL GOVERNMENTS? 5
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2.1 Classification of strategies in selected countries 5
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2.2 Main national goals behind supporting hydrogen technologies 7
-
2.3 Associated time horizons 10
3 WHICH APPLICATIONS, AND INFRASTRUCTURE DEVELOPMENTS ARE TARGETED? 12
-
3.1 Target sectors for governmental H2 support 12
-
3.2 Hydrogen imports and plans for national H2 infrastructures 19
-
3.3 Role of e-fuels 22
-
3.4 Hydrogen carriers 24
Hydrogen carriers
While hydrogen has the highest gravimetric energy density (kWh/kg) of all chemicals, the volumetric energy density (kWh/litre) of hydrogen at ambient temperature and pressure (15 °C, 0.1 MPa) is very low.
As a result, it needs to be conditioned or converted into a higher volumetric density form in order to facilitate long range transport of larger volumes.
The most relevant options are
pressurising the gas (compressed gaseous hydrogen CGH2),
liquefaction (liquefied hydrogen LH2),
liquid organic hydrogen carriers (LOHCs),
and conversion into a higher density chemical:-
CGH2: compressed gaseous hydrogen
Like for any gas, compression reduces volume and increases the volumetric energy density.
This is used for pipeline transport and storage e.g. in vehicle tanks.
-
Hydrogen becomes (cryogenic) liquid at a temperature of -253 °C.
During liquefaction, the energy density increases by almost 3 orders of magnitude.
-
LOHC: liquid organic hydrogen carrier
LOHCs are liquid organic substances that can absorb hydrogen by chemical bonding and release it again by supplying high temperature thermal energy.
Prominent examples for LOHCs are:
dibenzyltoluene
and methylcyclohexane. -
Chemicals:
Candidates for potentially suitable chemicals in principle include
ammonia
as well as methanol
and other more complex hydrocarbons.Generally, more complex hydrocarbons have a higher volumetric energy density, but will also require more effort for extracting the hydrogen.
Figure 17/22
H2 = Hydrogen (H2) PtL = Power-to-Liquid LH2 = Liquefied Hydrogen Methane, Methanol LOHC = Liquid Organic Hydrogen Carrier Ammonia (NH3) 
ANNEX A: HYDROGEN TRANSPORT VECTORS
Energy density of hydrogen requires hydrogen carriers for shipping Conventional liquid energy carriers such as e.g. diesel, crude oil or gasoline are attractive for international energy trade and transport due to their
high volumetric (kWh/l) and gravimetric (kWh/kg) energy density.Diesel has a volumetric and gravimetric energy density of about 10 kWh/l and 11.9 kWh/kg, respectively (see Figure 17/22).
At normal conditions (15 °C, 0.1 MPa) hydrogen is gaseous and has a significantly lower volumetric energy density of 0.003 kWh/l, making it less favourable to use for energy transport.
To reduce this drawback, hydrogen can be conditioned in various ways to increase its volumetric energy density.
For pipeline transport, hydrogen can be compressed to about 10 MPa. This changes the energy density to 0.26 kWhLHV/l.
Further pressure increase (e.g. for road distribution) rises the density e.g. to 1.06 kWhLHV/l at 50 MPa.
Due to the unfavourable compressibility factor of hydrogen, a pressure increase has a somewhat smaller effect on the volumetric energy density as compared to e.g. methane.
A significant change in energy density can be achieved through liquefaction.
Hydrogen becomes liquid at a temperature of -253 °C.
During liquefaction, the energy density increases by a factor of about 786 to 2.36 kWhLHV/l at liquid state.
This energy density is one of the most relevant properties why LH2 is considered a promising option for future large-scale hydrogen transport.
To avoid the need for cryogenic temperatures, further technologies are discussed to increase the volumetric energy density for transport purposes.
One being the use of LOHCs such as e.g. Dibenzyltoluene [16] (DBT).
[16] DBT is currently developed as hydrogen carrier e.g. in Germany.
Another LOHC that is discussed for hydrogen transport is e.g. Methylcyclohexane (MCH).
Different LOHCs have different properties during transport, storage and/or hydrogenation and dehydrogenation.
DBT is used as an example in this report.
LOHCs can absorb and release hydrogen and remain liquid at ambient conditions.
With DBT, the volumetric density of the transported hydrogen can be increased to about 1.7 kWh/l [17].
[17] Referring to the amount of hydrogen after the dehydrogenation of the DBT.
At the same time however, the gravimetric density of the hydrogenated carrier is significantly lower than for pure hydrogen.
In its liquid form, ammonia has a volumetric and gravimetric hydrogen energy density of about 3.7 kWh/l and 5.9 kWh/kg, respectively.
Another option to transport hydrogen-based energy, is the production of synthetic liquids fuels
(e.g. synthetic diesel,
synthetic kerosene,
methanol).Those power-based fuels (Power-to-Liquids, PtL)
have the same advantage regarding volumetric and gravimetric energy density and thus transport capability as their fossil-based counterparts.
However, PtL fuels are not directly comparable to the above-mentioned hydrogen carriers as the effort for reconverting PtL fuels to pure hydrogen is higher and, for that reason, wherever considered they are usually intended to be used as green hydrocarbons and not as hydrogen carriers for pure hydrogen end-use.
Main elements of hydrogen import supply chains Energy density is an import parameter for (cost) efficient storage, transport and distribution.
It directly determines the amount of hydrogen being transported or stored with a certain vessel size (e.g. ship, trailer).
However, the conditioning of gaseous hydrogen into and/or from its transportable form requires a substantial amount of energy and process equipment.
Figure 23 depicts the main elements of hydrogen supply chains
based on liquid hydrogen, pipeline transport, LOHC (DBT), and ammonia. The supply of PtL is also shown for comparison.
Figure 23
① LH2 (Liquuid hydrogen) via ship ② GH2 (Gaseous hydrogen) via pipeline ③ LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carriers) via ship ④ NH3 (Ammonia) via ship ⑤ PtL (Power-to-Liquids) for comparison 
Liquid hydrogen (LH2)
For LH2 export, the hydrogen needs to be liquefied by reducing the temperature to -253 °C.
This is an energy intensive process, consuming about 13 to 6 kWh/kg [18] of electricity.
After liquefaction, LH2 is stored in a super insulated tank (requiring vacuum insulation) until and during shipment.
The transport capacity of a maritime LH2 carrier ship is expected to be in the order of about 11,000 tH2.
After shipping to the importing country, LH2 is transferred to a stationary storage until further distribution or use.
Depending on the quality of insulation and the storage duration, small quantities of the liquid return to their gas phase due to unavoidable heat influx into stationary and mobile storage tanks.
This so-called boil-off gas (BOG) can be used e.g. as fuel during shipment or for stationary applications.
BOG can be kept below 0.5% of the vessel capacity per day.
This so-called boil-off gas (BOG) can be used e.g. as fuel during shipment or for stationary applications.
LH2 Wasserstoff-Flüssiggas-Speicher bei -253 °C
BOG (boil-off gas) can be kept below 0.5 % of the vessel capacity per day.
Das heisst: Der flüssige Wasserstoff ist nach 200 Tagen verdampft und ist verloren, falls der verdampfende Wasserstoff nicht verwendet oder rückverflüssigt wird.
▶ Ulf Bossel: Saubere Energie aus Wasserstoff ist Illusion
Nach Meinung von Ulf Bossel vom Europäischen Brennstoffzellenforum ist Wasserstoff ein denkbar ungeeigneter Energieträger, da bei seiner Herstellung viel Energie verbraucht und bei Transport und Lagerung viel Energie verloren gehe.
Angesichts der schlechten Energiebilanz werde "auch niemand so dumm sein, um hier in eine Wasserstoffinfrastruktur zu investieren".
Das Transportproblem
Ungefähr ein Drittel des Wasserstoffs, den ich im Schiff habe, verliere ich bei einer Fahrt von Patagonien nach Hamburg. ...
und ein Drittel muss ich wieder in dem Schiff lassen, damit das Schiff ja wieder zurückfahren kann.
Das heißt, ich kann nur ein Drittel der Ladung wirklich in Hamburg anlanden und nutzen.
Das heißt, von dem Strom, wenn ich unter einem Atomkraftwerk zum Beispiel Wasserstoff bei uns herstellen wollte,
dann kann ich über die Leitung etwa vier mal mehr Energie transportieren, als ich über den Wasserstoff transportieren kann.
Ich brauche also vier Kernkraftwerke, um den gleichen Kundennutzen zu haben.
Liquefied hydrogen (LH2)
Liquefied hydrogen LH2 (2020‑09)
(International Hydrogen Strategies)Depending on the available infrastructure, the distribution concept, and the final hydrogen use, LH2 is vaporised before or after further distribution.
Distribution in cryogenic liquid state is usually performed by trailers with a capacity of about 3.5 tLH2.
Gaseous hydrogen via pipeline (GH2)
International hydrogen transport via pipeline will be similar to today's methane transport.
Gaseous hydrogen is compressed and fed into high capacity pipelines.
To achieve long distance and high-capacity transport, the gas needs to be recompressed in multiple compressor stations along the export/import route.
Large-scale and long-term (seasonal) storage of hydrogen can be implemented by connecting appropriate storages (e.g. salt caverns, depleted gas fields) to the pipeline.
At the import location, appropriate distribution infrastructure and/or consumers need to be in place to handle and/or consume the continuous flows and high hydrogen import quantities usually associated with pipeline gas import.
Liquid Organic Hydrogen Carriers (LOHC)
For the export of hydrogen via LOHC (e.g. Dibenzyltoluene), the first step after hydrogen production is hydrogenation of the carrier liquid.
In this process, hydrogen is embedded into the organic liquid carrier substance.
This is a strongly exothermal reaction.
The theoretic uptake capacity of DBT is 57 kgH2 per 1,000 LDBT or 6,2 g/kgLOHC (6.2 wt% [19]).
However, the net useable capacity is about 10 % less due to incomplete hydrogenation and dehydrogenation processes.
The hydrogenated (and also the dehydrogenated) liquid can be handled (stored, transferred) like any oil product.
The LOHC is stored in stationary tanks until shipping.
A regular oil tanker takes the liquid to the import destination.
A tanker filled with 75,000 t of DBT has a usable hydrogen transport capacity of about 4,000 tH2.
On arrival, the liquid is transferred into an onshore storage.
The LOHC needs to be dehydrogenated before the hydrogen can be used again in its gaseous state.
This may happen before or after further distribution.
With LOHC, the hydrogen transport capacity of a road trailer is about 1.5 t.
Dehydrogenation is an endothermal process with a required heat input of about 9 kWh/kg at 250 to 320 °C and some additional electricity demand for pumps, controls etc.
The released gas has a pressure of below 0.3 MPa.
The dehydrogenated carrier liquid needs to be transported back to the hydrogen source for reuse.
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4 WHICH SUPPORT STRATEGIES OR MEASURES ARE DISCUSSED? 26
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4.1 Government activities supporting H2 technologies and applications 26
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4.2 Hydrogen sources 32
5 WHAT HAS BEEN ACHIEVED AND WHAT CAN BE LEARNED SO FAR? 36
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5.1 Achievements and triggers 36 5.2 Best practices from the analysis of the hydrogen strategies 38
6 CONCLUSIONS AND RECOMMENDATIONS 40
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6.1 Quickly emerging hydrogen strategies point towards a dynamically growing market 40
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6.2 Emerging opportunities and areas to watch for industry 41
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6.3 New policies needed to achieve strategic aims 43
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International Hydrogen Strategies International Hydrogen Strategies (2020‑09) |
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Europas Wasserstoff-Strategie ins Nichts
en
Hydrogen strategy to nowhere
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EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Samuel Furfari, European Scientist
2020-08-05 de Europas Wasserstoff-Strategie ins NichtsWas die EU in diesem Feld verspricht, ist nichts weiter als eine Verschwendung von Steuergeldern für eine Lösung, die niemand sonst in der Welt übernehmen wird.
Die Europäische Kommission hat ihre Wasserstoff-Strategie im Juli 2020 vorgestellt.
Sie ist überzeugt, dass es möglich sein wird, "sauberen" Wasserstoff zu einer tragfähigen Lösung für eine klimaneutrale Wirtschaft zu machen und eine dynamische Wertschöpfungskette für diese Ressource in der EU aufzubauen.
Sie ist sogar überzeugt, dies in den nächsten fünf Jahren zu tun.
Die Europäische Kommission ist überzeugt, dass "Wasserstoff von 2025 bis 2030 zu einem festen Bestandteil unseres integrierten Energiesystems werden muss, mit mindestens 40 GW an erneuerbaren Wasserstoff-Elektrolyseuren und der Produktion von bis zu 10 Millionen Tonnen erneuerbarem Wasserstoff in der EU".
Im Jahr 2030 sollte mit erneuerbarer Energie erzeugter Wasserstoff in der gesamten EU eingesetzt werden.
Damit folgt sie dem Beispiel Deutschlands, das einen Monat zuvor seine Wasserstoffstrategie gestartet hat.
Die Kommission ist sich bewusst, dass dies im Widerspruch zum Marktrecht steht und schlägt daher vor, eine Wertschöpfungskette zu schaffen, indem die Nachfrage nach Wasserstoff angekurbelt wird, die derzeit noch nicht besteht; dies erfordert einen "unterstützenden Rahmen", d.h. eine Auferlegung des Marktes durch die Politik.
Die falsche Lösung für ein reales Problem
Seit mehr als 40 Jahren fördert die EU erneuerbare Energien zunächst durch die Unterstützung der Entwicklung neuer Technologien, seit 2001 durch die gesetzliche Verpflichtung zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und ab 2009 auch für andere erneuerbare Energien.
Seit 2000 haben die EU und ihre Mitgliedstaaten mehr als 1 Billion Euro ausgegeben, um mit Wind- und Sonnenenergie 2,5 % ihres Primärenergiebedarfs zu erreichen.
Das Ziel ist nun, bis 2050 100 % zu erreichen.
Trotz einer starken Entwicklung im Zeitraum 2008-2015 halten die Investitionen in die intermittierende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in der EU nicht Schritt.
Aber einige Mitgliedstaaten setzen ihren überstürzten Wettlauf zu einer totgeborenen Lösung fort.
Erinnern wir uns auch daran, dass erneuerbare Energien für die EU praktisch Wind und Sonne bedeuten.
Für sie ist die Wasserkraft, die das Flaggschiff der dauerhaften, kontrollierbaren, wirtschaftlichen und sauberen erneuerbaren Energien ist, die in den 1950er Jahren massiv installiert wurden, ein Tabuthema.
Da die Erzeugung von Wind- und Sonnenenergie von Natur aus intermittierend ist, muss bei unzureichender Nachfrage der Überschuss durch Zahlung entsorgt werden, und diese Kosten werden von allen Verbrauchern, insbesondere den Haushalten, getragen.
Die Speicherung dieses Überschusses an Elektrizität ist daher ein Muss, aber die utopischen Versprechungen, die von Politikern und bestimmten Industriellen bezüglich der Batterien wurden und werden aus intrinsischen Gründen, die mit der Elektrochemie, aber auch mit der Geopolitik zusammenhängen, nicht eingehalten, da China den Batteriemarkt durch seinen Würgegriff auf die seltenen Erden kontrolliert.
Es bleibt die Lösung, die Elektrizität, die der Markt nicht will, in Wasserstoff umzuwandeln.
Das ist der Grundgedanke hinter der Strategie: eine Lösung für das Problem der Intermittenz von Wind- und Sonnenstrom zu finden.
Eine sehr ineffiziente Lösung
Die Umwandlung dieser unerwünschten überschüssigen Stromes in Wasserstoff wird durch Elektrolyse von Wasser realisiert und dann entweder als Brennstoff verwendet oder in Brennstoffzellen wieder in Strom umgewandelt.
Das ist ein Wunder: sauberer Strom, der sauberen Brennstoff erzeugt, der nur dann Wasser produziert, wenn es verbraucht wird.
Als Bonus wird dies eine Alternative zu Elektrofahrzeugen sein, falls auch diese andere auferlegte Strategie nicht funktioniert!
Beachten wir, dass Deutschland, Japan, Südkorea und sogar Russland gerade große Investitionen in wasserstoffbetriebene Mobilität angekündigt haben, um nicht zu sehr von seltenen Erden und chinesischen Batterien abhängig zu sein.
Die Begeisterung ist auf dem Höhepunkt: Züge, Schiffe und sogar Flugzeuge werden mit Wasserstoff betrieben werden.
Über wasserstoffbetriebene Fahrräder und Tretroller haben sie noch nicht nachgedacht, aber es wird nicht mehr lange dauern, bis sie es tun!
Dies geht weit über die Utopie der Biokraftstoffe zu Beginn der 2000er Jahre hinaus, die von der EU trotz gesundem Menschenverstand und gegen wissenschaftliche Daten durchgesetzt wurde und deren Echo des Scheiterns sehr diskret bleibt.
Im Jahr 2008 hatte die EU eine 10 %ige Erzeugung von Biokraftstoffen für den Verkehrssektor bis 2020 verordnet, aber 2018 beschloss dieselbe EU, von einem "Minimum" zu einem "Maximum" überzugehen.
Sie konnten sie trotz der negativen Auswirkungen auf die Umwelt nicht verbieten, weil ihre Richtlinie von 2008 Industrielle dazu veranlasst hatte, in diesen Sektor zu investieren.
Wir subventionieren also weiterhin eine Erzeugung, die schlecht für die Umwelt ist.
Mit der neuen Wasserstoffstrategie stürzen wir uns auf den gleichen Misserfolg und die gleiche Verschwendung von Subventionen, weil sie aus energetischer Sicht völlig ineffizient ist.
Das Verfahren im Einzelnen:
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Mit Wind- und Sonnenenergie intermittierend und daher manchmal überschüssigen Strom produzieren.
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Diesen Strom durch Elektrolyse von Wasser in Wasserstoff umwandeln.
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Den Wasserstoff komprimieren oder verflüssigen, um ihn zu speichern und zu transportieren.
-
Verbrennen des Wasserstoffs zur Erzeugung von Strom.
Keiner dieser Schritte erfordert eine neue Technologie, sondern nur die Investitionen, die zur Realisierung erforderlich sind.
Aber industrielle chemische Prozesse sind nie 100 % effizient.
Stufe 2 ist bestenfalls zu 80% effizient,
und Stufe 3 ist zu 70% effizient.
Stufe 4 mit Brennstoffzellen - eine teure Technologie, die trotz 30 Jahren öffentlicher Förderung in der EU und den USA noch nicht in Serie produziert wird - ist heute zu 50 % effizient.
Die Effizienz des gesamten Prozesses beträgt daher 0,80 x 0,70 x 0,50 = 0,28.
Von den 100 Energieeinheiten, die von Windturbinen oder Sonnenkollektoren erzeugt werden, bleiben nicht einmal 30 % übrig.
Das Verfahren ist völlig ineffizient und wird daher ohne Subventionen keine industrielle Anwendung finden.
Die Ineffizienz schlägt sich natürlich in höheren Kosten nieder.
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The European Scientist / Samuel Furfari
2020-07-30 en Hydrogen strategy to nowhereThe European Commission presented its hydrogen strategy in July 2020.
It is convinced that it will be possible to make 'clean' hydrogen a viable solution for a climate-neutral economy and to build a dynamic value chain for this resource in the EU.
It is even convinced to do that over the next five years.
The European Commission is convinced that "from 2025 to 2030, hydrogen needs to become an intrinsic part of our integrated energy system, with at least 40 GW of renewable hydrogen electrolysers and the production of up to 10 million tonnes of renewable hydrogen in the EU".
For 2030 hydrogen produced with renewable energy should be deployed across all the EU.
In doing so, it follows the example of Germany, which launched its hydrogen strategy a month earlier.
The Commission know that this will be a conflict with the market law and propose therefore to create a value chain by boosting the demand for hydrogen that does not exist presently; this will require a "supportive framework" i.e. an imposition to the market by policy.
A FALSE SOLUTION TO A REAL PROBLEM
Since more than 40 years, the EU is promoting renewable energy first in supporting the development of new technologies and since 2001 obliging by legislation the production of renewable electricity and from 2009 also for others renewable energy.
Since 2000 the EU and its Members States have spent more than € 1 million millions to reach with wind and solar e nergy 2.5 % of its primary energy demand.
The aim now is to reach 100 % by 2050.
Despite a strong development during 2008-2015, investment in intermittent renewable electricity in the EU is not keeping pace.
But some Member States are continuing their headlong rush towards a stillborn solution.
Let's also remind that for the EU renewable energy means practically wind and solar.
For them, hydropower, which is the flagship of the permanent, controllable, economical and clean renewable energies that were massively installed in the 1950s, is a taboo subject.
Wind and solar energy production being by nature intermittent, in case of insufficient demand, the excess must be disposed of by paying to get rid of it, and this cost is borne by all consumers, and particularly the domestic consumers.
Storing this excess of electricity is therefore a must, but the utopian promises made by politicians and certain industrialists regarding batteries have not and will not be kept for intrinsic reasons linked to electrochemistry but also to geopolitics, because China controls the battery market through its stranglehold on rare earths.
It remains the solution to convert into hydrogen the electricity that the market does not want.
This is the rationale behind the strategy: to find a solution to the problem of intermittency of wind and solar electricity.
VERY INEFFICIENT SOLUTION
The conversion of this unwanted surplus electricity into hydrogen will be realised by electrolysis of water and then either use it as fuel or convert it back into electricity in fuel cells.
That is a marvel: clean electricity producing clean fuel that only produces water when it is consumed.
As a bonus, this will be an alternative to electric vehicles in case this other imposed strategy doesn't work either!
Let's observe that Germany, Japan, South Korea and even Russia have just announced major investments in hydrogen-powered mobility, so as not to depend too much on rare earths and Chinese batteries.
Enthusiasm is at its height: trains, ships and even aeroplanes are going to run on hydrogen.
They haven't yet thought about hydrogen-powered bicycles and trotinettes, but it won't be long before they do!
This goes far beyond the utopia of biofuels at the beginning of the 2000s, imposed by the EU despite common sense and scientific data, and whose echo of failure remains very discreet.
In 2008, the EU had decreed a 10 % production of biofuels for transport by 2020 but in 2018, the same EU decided to move from a "minimum" to a "maximum".
They could not ban it despite the negative impact on the environment because their 2008 directive had led industrialists to invest in the sector.
So, we continue to subsidise a production that is bad for the environment.
With the new hydrogen strategy, we are rushing towards the same failure and the same waste of subsidies because it is totally inefficient from an energy point of view.
Here is the proposed mechanism:
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Produce intermittent and therefore sometimes excess electricity using wind and solar power.
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Transform this electricity into hydrogen by electrolysis of water.
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Compress or liquefy the hydrogen to store and transport it.
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Burning it to produce electricity.
None of these steps require new technology, they just need the investment to be realised.
But industrial chemical processes are never 100 % efficient.
Step 2 is at best 80 % efficient, and step 3 is 70 % efficient.
Step 4 with fuel cells - an expensive technology that is not yet mass-produced despite 30 years of public support in the EU and the USA - is 50 % efficient today.
The efficiency of the whole process is therefore 0.80 x 0.70 x 0.50 = 0.28.
Of the 100 units of energy produced by wind turbines or solar panels, not even 30 % remains.
The process is totally inefficient and therefore will not have any industrial application without subsidies.
The inefficiency is, of course, translated into a higher cost.
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EU Europäische Union EUROPEAN COMMISSION: A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe (2020‑07‑08) EU-Kommission will 470 Milliarden Euro in Wasserstoff investieren (2020‑09‑09) EU-Kommission skizziert Pläne für 100 Prozent erneuerbaren Wasserstoff (2020‑07‑09) Green Deal - EU-Kommission legt richtungsweisende Wasserstoff-Strategie vor (2020‑07‑08)
Europas Wasserstoff-Strategie ins Nichts |
↑ EU-Kommission will 470 Milliarden Euro in Wasserstoff investieren
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PV Magazin / Marian Willuhn
2020-09-09 de EU-Kommission will 470 Milliarden Euro in Wasserstoff investierenDie EU hat die lang erwartete Strategie zum Ausbau der Wasserstoffwirtschaft vorgelegt.
Die Realisierung könnte in den nächsten 30 Jahren Investitionen von bis zu 470 Milliarden Euro freisetzen.
Dies beinhaltet auch den Zubau von bis zu 120 Gigawatt Windkraft- und Photovoltaik-Kapazitäten, die für die Produktion des grünen Wasserstoffs benötigt werden.
Die Europäische Kommission hat Wasserstoff als entscheidenden Faktor für den Übergang zu einer kohlenstofffreien Wirtschaft eingestuft.
Die EU-Wasserstoffstrategie ist am Mittwoch zusammen mit der EU-Strategie für die Integration der Energiesysteme vorgestellt worden.
Die beiden Dokumente legen eine neue Agenda für saubere Investitionen fest, kündigt die EU-Kommission an.
"Da 75 Prozent der Treibhausgasemissionen der EU aus dem Energiebereich stammen,
brauchen wir einen Paradigmenwechsel, um unsere Ziele für 2030 und 2050 zu erreichen",
sagte EU-Energiekommissarin Kadri Simson.
"Das Energiesystem der EU muss besser integriert und flexibler werden und in der Lage sein, die saubersten und kostengünstigsten Lösungen aufzunehmen.
Wasserstoff wird dabei eine Schlüsselrolle spielen, da sinkende Preise für erneuerbare Energien und kontinuierliche Innovation ihn zu einer tragfähigen Lösung für eine klimaneutrale Wirtschaft machen."
Aus der Strategie geht eine starke Präferenz für grünen Wasserstoff hervor.
Dabei handelt es sich um jenen Wasserstoff der durch Elektrolyseure, die durch Windkraft und Photovoltaik betrieben werden, um Wasser in Wasserstoff zu spalten, gewonnen wird.
Allerdings kann man Wasserstoff auch durch Abtrennung von Kohlenstoff aus Erdgas erzeugt werden.
Diesen bezeichnet man dann als grauen oder blauen Wasserstoff, je nachdem ob der bei der Herstellung angefallen Kohlenstoff aufgefangen wird.
Die Strategie sieht vor,
dass die gesetzgebenden Organe der EU in den kommenden Wochen und Monaten dafür sorgen, dass eine einheitliche Taxonomie, Terminologie, Zertifizierung und gemeinsame Standards auf der Grundlage von Lebenszyklus-Kohlenstoffemissionen verwendet werden, die in der bestehenden Klima- und Energiegesetzgebung verankert sind.
Außerdem hieß es von der EU-Kommission, sie werde dafür sorgen, dass sauberer Wasserstoff in alle grünen Investitionsinstrumente aufgenommen wird.
Die EU-Kommission weist jedoch darauf hin,
dass ein gewisses Maß an blauem Wasserstoff zunächst erforderlich sei, um einen ersten Markt zu schaffen.
Zuvor gab es die Befürchtung, blauer Wasserstoff könnnte die Hauptrolle in der EU-Strategie einnehmen.
Die Pläne der Kommission zeigen jedoch, dass es zu massiven Kapazitätsausbauten bei Elektrolyseuren und erneuerbaren Energien kommen soll.
Der Plan
Allein in den ersten vier Jahren sieht die Strategie die Bereitstellung von etwa 6 Gigawatt neuer Elektrolyseur-Kapazitäten zur Herstellung von grünem Wasserstoff vor.
Diese Kapazität soll die Produktion von einer Million Tonnen grünen Wasserstoffs ermöglichen.
Diese Zahl soll von 2025 bis 2030 auf 40 Gigawatt Elektrolyseur-Kapazität mit einem Produktionsziel von bis zu zehn Millionen Tonnen ansteigen.
2030 rechnet die Kommission damit, dass grüner Wasserstoff zu einer ausgereiften Technologie geworden ist, die bis dahin in allen "schwer zu dekarbonisierenden Sektoren" zum Einsatz kommen wird.
Die Wasserstoffwirtschaft in Gang zu bringen, wird der EU zufolge erheblicher Investitionen erfordern.
Daher wird die Staatengemeinschaft Synergien nutzen und das Zusammenspiel der öffentlichen Unterstützung der EU-Finanzierungseinrichtungen und der EIB-Finanzierung sicherstellen.
Mit politischen und regulatorischen Maßnahmen, die darauf abzielen, Investoren Sicherheit zu geben, versucht die Kommission, eine substanzielle Verbreitung von Wasserstoff zu erreichen.
Darüber hinaus sieht die Strategie die Beteiligung der EU-Kommission an der Überarbeitung der Infrastruktur und der Logistiknetze sowie an der Anpassung der Instrumente für die Infrastrukturplanung zur Einbeziehung von Wasserstoffsystemen vor.
Vor allem durch das Konjunkturprogramm "Next Generation EU" will die Kommission die Wasserstoffwirtschaft fördern.
Es sieht beispielsweise vor, die Kapazitäten des "InvestEU"-Programms zu verdoppeln, um Anreize für Investitionen des Privatsektors in Wasserstoff zu schaffen.
Weitere Finanzierungsinstrumente sind der Europäische Fonds für regionale Entwicklung, der Kohäsionsfonds sowie die neue Initiative "React-EU" und der "Just Transition"-Mechanismus.
All diese Instrumente dienten dazu, mit der Regierung und den regionalen Behörden zusammenzuarbeiten, um Wasserstoffprojekte auf den Weg zu bringen und einen Technologietransfer und öffentlich-private Partnerschaften zu ermöglichen.
Die Allianz
Da die Einführung von Wasserstoff in Europa koordinierte und umfassende Anstrengungen erfordert, hat die Kommission am selben Tag auch die Europäische Allianz für sauberen Wasserstoff ins Leben gerufen.
Die Allianz, die sich aus führenden Vertretern der Industrie, der Zivilgesellschaft, der Europäischen Investitionsbank sowie nationalen und regionalen Ministern zusammensetzt, soll die gesamte Wertschöpfungskette und alle Interessengruppen in diesem neuen Unternehmen vertreten.
"Die heute gegründete Europäische Allianz für sauberen Wasserstoff wird Investitionen in die Wasserstoffproduktion kanalisieren", sagte Thierry Breton, EU-Kommissar für den Binnenmarkt.
"Sie wird eine Pipeline konkreter Projekte entwickeln, um die Dekarbonisierungsbemühungen europäischer energieintensiver Industrien wie Stahl und Chemie zu unterstützen.
Das Bündnis ist für unsere Green-Deal-Ambitionen und die Widerstandsfähigkeit unserer Industrie von strategischer Bedeutung."
Durch die Nähe zur Industrie der Wasserstoff-Wertschöpfungskette
von der Produktion über die Übertragung bis hin zu Mobilitäts-, Industrie-, Energie- und Heizungsanwendungen ist die EU-Kommission der Ansicht, dass die personelle Besetzung der Allianz geeignet sei, um bei Arbeitsmarktfragen zu beraten und die damit verbundenen Qualifikationen und Arbeitsmarktanpassungen zu unterstützen, wo dies erforderlich ist.
Dabei wird es sektorübergreifende CEO-Roundtables geben,
um Schlüsselprojekte zu bestimmen und Investitionen auf die effektivste Weise zu koordinieren.
1,5 bis 2,3 Gigawatt neuer erneuerbarer Wasserstoffproduktion sind bereits im Bau oder angekündigt.
Weitere 22 Gigawatt an Elektrolyseur-Kapazitäten befinden sich in einem frühen Entwicklungsstadium.
Die notwendige Investionsvolumen für die geplante Elektrolyseurkapazität beläuft sich auf 24 bis 42 Milliarden Euro im nächsten Jahrzehnt.
Da die Elektrolyseure Strom benötigen und die EU-Kommission eine klare Präferenz für erneuerbare Energien gesetzt hat, sieht die Strategie vor, dass die EU
zusätzlich zu den Kosten für die Elektrolyseure
noch weitere 220 bis 340 Milliarden Euro
für den Zubau von 80 bis 120 Gigawatt Photovoltaik- und Windenergieprojekten bereitstellen muss.
Bestehende Anlagen zur Umwandlung von Erdgas in Wasserstoff
sollen außerdem mit Kohlenstoffabscheidung und -speicherung nachgerüstet werden,
was die Rechnung um weitere elf Milliarden Euro erhöht.
Verteilungs- und Transportsysteme, Speicheranlagen und Tankstellen müssen ebenfalls gebaut werden.
Die Kommission schätzt, dass sich die Infrastrukturausgaben für die Wasserstoffwirtschaft
auf 65 Milliarden Euro belaufen werden.
Allein die Kosten für den Aufbau von 400 Wasserstofftankstellen in kleinem Maßstab
wurden auf knapp 1 Milliarde Euro geschätzt.
Darüber hinaus zielt die Strategie darauf ab,
eine wachsende Nachfrage zu ermöglichen, die wiederum durch Anfangsinvestitionen angekurbelt werden muss.
Beispielsweise sind 160 bis 200 Millionen Euro erforderlich,
um ein durchschnittliches europäisches Stahlwerk mit einem wasserstoffbetriebenen Hochofen nachzurüsten.
Bis 2050 würden die Investitionen in Wasserstoff-Produktionskapazitäten
satte 180 bis 470 Milliarden Euro erreichen.
Dies kommt zu den anderen Covid-19-bezogenen Investitionen hinzu, die in den letzten Wochen angekündigt, diskutiert oder beschlossen wurden.
"Die heute angenommenen Strategien
werden den europäischen Green Deal und den grünen Aufschwung unterstützen und uns fest auf den Weg der Dekarbonisierung unserer Wirtschaft bis 2050 bringen", sagte Frans Timmermans, designierter Vizepräsident der EU-Kommission.
"Die neue Wasserstoffwirtschaft kann ein Wachstumsmotor sein, um den durch Covid-19 verursachten wirtschaftlichen Schaden zu überwinden.
Mit der Entwicklung und dem Einsatz einer sauberen Wasserstoff-Wertschöpfungskette wird Europa zu einem weltweiten Vorreiter werden und seine Führungsrolle in der Cleantech-Branche behalten.
↑ EU-Kommission skizziert Pläne für 100 Prozent erneuerbaren Wasserstoff
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Euractiv / Frédéric Simon
2020-07-09 de EU-Kommission skizziert Pläne für 100 Prozent erneuerbaren WasserstoffDie Europäische Kommission hat am Mittwoch ihre Pläne zur Förderung von Wasserstoff vorgestellt,
der vollständig auf erneuerbarer Elektrizität, beispielsweise aus Wind- und Sonnenenergie, basiert.
Die Exekutive fügte jedoch hinzu, dass kurzfristig auch "CO₂-armer" Wasserstoff aus fossilen Brennstoffen unterstützt werden soll.
Wasserstoff wird als ein potenzieller "Königsweg" für die Treibhausgas-Emissionssenkung von Industriebranchen wie Stahl und Chemie angesehen.
Diese gelten allgemein als "schwer zu dekarbonisieren", da sie viel Wärmeenergie benötigen und nicht leicht elektrifiziert werden können.
Auch in der Schiff- und Luftfahrt sowie im Schwertransport auf der Straße könne Wasserstoff eine saubere Alternative dort bieten, wo Elektrifizierung (aktuell) nicht möglich ist.
"Wasserstoff ist ein wichtiges fehlendes Puzzleteil, das uns hilft, diese weitergehende Dekarbonisierung zu erreichen," erklärte die zuständige EU-Energiekommissarin Kadri Simson gestern bei der Präsentation der neuen Wasserstoffstrategie.
Die EU-Exekutive geht davon aus, dass sauberer Wasserstoff bis 2050 rund 24 Prozent des Weltenergiebedarfs decken könnte - mit einem jährlichen Umsatz in der Größenordnung von 630 Milliarden Euro.
Für Europa könnte dies eine Million Arbeitsplätze in der Wasserstoff-Wertschöpfungskette bedeuten.
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EU Europäische Union EUROPEAN COMMISSION: A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe (2020‑07‑08) EU-Kommission will 470 Milliarden Euro in Wasserstoff investieren (2020‑09‑09) EU-Kommission skizziert Pläne für 100 Prozent erneuerbaren Wasserstoff (2020‑07‑09) Green Deal - EU-Kommission legt richtungsweisende Wasserstoff-Strategie vor (2020‑07‑08)
Europas Wasserstoff-Strategie ins Nichts |
↑ Green Deal - EU-Kommission legt richtungsweisende Wasserstoff-Strategie vor
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IWR Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien
2020-07-08 de Green Deal - EU-Kommission legt richtungsweisende Wasserstoff-Strategie vorBrüssel- Europa will sein Energiesystem umgestalten, um bis 2050 klimaneutral zu werden.
Dazu hat die Europäische Kommission heute (08.07.2020) zwei EU-Strategien angenommen, und zwar zur Integration des Energiesystems und zum Wasserstoff.
In der EU entfallen etwa 75 Prozent der Treibhausgasemissionen auf den Energiesektor.
Mit zwei neuen Strategien soll die Dekarbonisierung der EU "vorgezeichnet" werden.
Eine Schlüsselrolle spielt darin der Wasserstoff,
der gleichzeitig zum Wachstumsmotor in der EU werden könnte.
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EU Europäische Union EUROPEAN COMMISSION: A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe (2020‑07‑08) EU-Kommission will 470 Milliarden Euro in Wasserstoff investieren (2020‑09‑09) EU-Kommission skizziert Pläne für 100 Prozent erneuerbaren Wasserstoff (2020‑07‑09) Green Deal - EU-Kommission legt richtungsweisende Wasserstoff-Strategie vor (2020‑07‑08)
Europas Wasserstoff-Strategie ins Nichts |
↑ EUROPEAN COMMISSION: A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe
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EUROPEAN COMMISSION
2020-07-08 en A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe1. INTRODUCTION - WHY WE NEED A STRATEGIC ROAD MAP FOR HYDROGEN
2. TOWARDS A HYDROGEN ECOSYSTEM IN EUROPE: A ROADMAP TO 2050
3. AN INVESTMENT AGENDA FOR THE EU
4. BOOSTING DEMAND AND SCALING UP PRODUCTION
5. DESIGNING A FRAMEWORK FOR HYDROGEN INFRASTRUCTURE AND MARKET RULES
6. PROMOTING RESEARCH AND INNOVATION IN HYDROGEN TECHNOLOGIES
8. CONCLUSIONS
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EU Europäische Union EUROPEAN COMMISSION: A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe (2020‑07‑08) EU-Kommission will 470 Milliarden Euro in Wasserstoff investieren (2020‑09‑09) EU-Kommission skizziert Pläne für 100 Prozent erneuerbaren Wasserstoff (2020‑07‑09) Green Deal - EU-Kommission legt richtungsweisende Wasserstoff-Strategie vor (2020‑07‑08)
Europas Wasserstoff-Strategie ins Nichts |
↑ "Wasserstoffallianz" in den Startlöchern
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Euractiv / Frédéric Simon
2020-07-06 de "Wasserstoffallianz" in den StartlöchernMit einer neuen "Allianz", die am Mittwoch vorgestellt werden soll, will die Europäische Kommission zusammen mit der Energieindustrie die EU als Führungsmacht im Bereich Wasserstoff positionieren.
↑ Die neue Wasserstoffstrategie - Nicht nur Käse aus Holland
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EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Gilbert Brand
2020-06-13 de Die neue Wasserstoffstrategie - Nicht nur Käse aus Holland-
Stand heute,
Ein paar Eckdaten,
Die Logistik der Niederländer,
Power-2-Gas, Wasserstoffträger, Strom-Speicher, Außer Spesen nichts gewesen.
Mit großem TamTam hat Wirtschaftsminister Peter Altmeier Anfang Juni die neue "Wasserstoffstrategie" vorgestellt.
Man will sogar Weltmarktführer werden und hat dazu extra - clever, clever - einen Nationalen Wasserstoffrat berufen.
Der wird's sicher richten.
Daher bringen wir aus aktuellen Gründen nochmals eine Analyse unseres Autors Prof. Dr. Gilbert Brand, der sich diese Technik und den Wasserstoff genauer anschaut.
Der einzige und vermeintliche Vorteil einer solchen Technik ist, dass kein CO₂ beim Einsatz entsteht, was den geltenden Klimadogmen sehr entgegen kommt.
CO₂ ist bekanntlich ein Molekül von ca. 0,1 mm Größe (Greta Thunberg kann, qualitätsjournalistisch bestätigt, CO₂-Moleküle mit bloßem Auge sehen, was nach ophthalmologischen Erkenntnissen auf diese Größe schließen lässt), das bei zunehmender Konzentration in der Luft aufgrund der Zusammenstöße mit dem Kopf schwere Schädel-Hirn-Traumata auslösen kann, die sich in manischer Klimahysterie äußern.
Elementarer Wasserstoff hat allerdings den Nachteil, dass das nächste natürliche Vorkommen ca. 150 Millionen Kilometer oder 8,3 Lichtminuten entfernt ist und eine Temperatur von 5.500 °C aufweist, was Gewinnung und Transport etwas problematisch machen.
Wasserstoff muss folglich auf der Erde aus anderen Stoffen produziert werden.
↑ Stand heute
Das und der technisch nicht gerade unheikle Umgang mit elementarem Wasserstoff haben seinen Einsatz bislang auf wenige industrielle Bereiche beschränkt, aber das soll ja anders werden.
Man produziert ihn derzeit hauptsächlich durch thermische Formierung von Erdgas (Methan) mit Wasser oder partielle Oxidation von Erdgas, wobei Wasserstoff und CO₂ entstehen, alternativ auch durch Zersetzung von Methan im elektrischen Lichtbogen, wobei neben Wasserstoff elementarer Kohlenstoff anfällt.
Da Erdgas bei unter 4 ct/kWh liegt, die Verluste erträglich sind und man bei den Produktionsprozessen bislang auf nichts Rücksicht nimmt, ist das ökonomisch in Ordnung.
Aus klimadogmatischer Sicht müsste das CO₂der ersten Verfahren abgeschieden und gelagert werden, was den Wirkungsgrad unter 50 % treiben würde, und da der Kohlenstoff des letzten Verfahrens, in dem fast die Hälfte der Energie steckt, ebenfalls unbrauchbar wäre, landet man auch da bei der gleichen Wirkungsgradhausnummer.
Zudem widerspricht der Einsatz von Erdgas Ressourcendogmen.
Wasserstoff aus Wind und Sonne
Dogmatisch korrekt und obendrein effizienter wäre eine komplett CO₂-freie Produktion durch die Elektrolyse von Wasser, bei der immerhin ca. 85 % der eingesetzten Energie im Wasserstoff landen würde.
Dazu braucht man Strom.
Den könnte man aus AKWs beziehen, Kosten z.Z. ca. 4 ct/kWh, langfristige Tendenz: abnehmend.
Würde man das machen, wären bei einem Grundpreis von knapp 5 ct/kWh nachfolgende Verluste je nach Anwendung vermutlich kein großes Problem.
Will man aber nicht (Kein-AKW-Dogma).
Es muss alles mit Windkraft oder Fotovoltaik gemacht werden, Kosten ca. 12 ct/kWh, Tendenz langfristig eher zunehmend.
Da in Summe ohnehin nicht genügend Wind und Sonne zur Verfügung steht, zeitweise aber manchmal zu viel, will man diesen zeitweisen Überschuss für die Wasserstoffproduktion nutzen.
So weit die offizielle Version, die bereits daran hapert, dass es nicht genügend Wind- und Sonnenstrom für alle Anwendungsgebiete gibt und geben wird.
Aber das verschweigt man besser.
Die Niederländer wollen nun im Groninger Land einen neuen riesigen Windpark bauen.
Der sollte zunächst soundsoviel Wohnungen versorgen können, falls der Wind weht, und ansonsten Wasserstoff produzieren. Inzwischen haben die Niederländer nachgerechnet: das mit den Wohnungen lohnt irgendwie nicht, also planen sie jetzt, nur Wasserstoff aus dem Windstrom zu produzieren.
So um die 800.000 to/a sind geplant und irgendwie soll der Wasserstoff dann auch zu den Industrien an Rhein und Ruhr und zu Verbrauchern anderswo kommen.
Die Niederländer meinen, das lohnt sich (für sie).
Schauen wir uns das mal genauer an.
↑ Ein paar Eckdaten
Im weiteren schauen wir auf ein paar Zahlen.
Manche sind problemlos in Tabellenwerken zu finden, bei anderen ist das weniger einfach.
Doch zunächst einmal zu den einfachen Sachen:
Wasserstoff ist ja fürchterlich energiereich.
Pro Kilogramm liegt er im Vergleich mit anderen Energieträgern deutlich an der Spitze, wobei wir hier die Verbrennungsenthalpie bei vollständiger Verbrennung betrachten.
Energieinhalt Wasserstoff Methan Butan Kohle kJ/kg 286.000 50.125 49.620 32.750 Diese Werte werden gerne verkauft, um dem Betrachter den Wasserstoff schmackhaft zu machen.
Für den Transport ist aber das Volumen interessanter als das Gewicht, und da sieht die Bilanz für den Wasserstoff weniger brillant aus:
Energieinhalt Wasserstoff Methan Butan Kohle kJ/m3 (Gas) 25.535 35.803 128.500 (~82*106) kJ/m3 (F) 20,2*106 21*106 28*106 ~82*106 Egal wie man es betrachtet, Steinkohle liegt volumenmäßig an der Spitze.
Aufgelistet ist der Energieinhalt bei Normaldruck/Temperatur als Gas und sowie als Flüssiggas.
Wenn man Gas komprimiert, liegt man irgendwo dazwischen.
NPT-Wert * Druck in bar = Energieinhalt.
Auch als Flüssiggas bringt Wasserstoff gerade einmal 70 kg/m³ auf die Waage und hat dann eine Temperatur von -252 °C, die Alkane wiegen immerhin schon um die 500 kg/m3 (bei -160 °C und 0 °C), Kohle bei ca. 2,5 to.
Solche Daten, die für den Transporteur interessanter sind, muss man allerdings selbst ausrechnen.
Die Frage wäre dann: Gas oder Flüssiggas?
Die Russen liefern ihr Erdgas durch Röhren zu uns,
die US-Amerikaner verflüssigen es und liefern es per Tanker.
Ziemlich leicht lässt sich ermitteln, womit man bei Flüssiggas zu rechnen hat:
Verluste Wasserstoff Erdgas Verflüssigung ≥35 % ~12 % Lagerung pro Tag ~3 % ~0,1 % Verflüssigung kostet recht viel Energie, was einer der Gründe ist, weshalb das US-Gas auch teurer ist als das russische, aber das nur nebenbei.
Bei Erdgas (Siedepunkt -161 °C) hält sich das trotzdem noch in Grenzen, Wasserstoff mit einem um fast 100 °C niedrigeren Siedepunkt ist aber ein echtes Problem:
In Houston eingeschifft wäre in Rotterdam weniger als die Hälfte übrig.
Was für die Niederländer auch gelten würde, wie wir gleich sehen werden.
↑ Die Logistik der Niederländer
Für die niederländische Wasserstoffproduktion kommt ein anderes Problem hinzu,
das sie praktisch auf einen Stand mit Wasserstoff aus Houston setzen würde, würden sie auf Flüssigwasserstoff setzen:
mit einem Atomkraftwerk könnte man den Wasserstoff "just-in-time" in der Menge produzieren, in der er benötigt wird.
Die Niederländer müssen aber so produzieren, wie der Wind weht.
Nimmt man Stromleistungen aus Wind und Leistungsbedarf der Kunden als Vorbild für eine Wasserstoffwirtschaft,
bedeutet das über den Daumen gepeilt,
dass von den 800.000 to/Jahr
ein Drittel bis zur Hälfte längere Zeit gelagert werden müsste.
Nach Elektrolyse, Verflüssigung, Transport und Lagerung
kämen noch bestenfalls 35 % der Energie an,
was mit allem Drumherum bereits zu einem Preis von knapp 50 ct/kWh ab Tank führen würde.
Das Mittel der Wahl ist somit der Transport von Wasserstoff als Gas durch Pipelines,
weil die üblichen Druckgasflaschen mit 50 l Inhalt, 300 bar Fülldruck und 50 kg Gewicht wohl kaum lukrativ sind.
Auch in Pipelines muss das Gas allerdings komprimiert werden.
Bei AKW-Wasserstoff käme man vermutlich mit den üblichen 16 bar aus.
Bei den großen Mengen, die bei Windkraftproduktion zwischengespeichert werden müssten, müsste man aber auch Gaskavernen, in denen das Erdgas zwischengespeichert wird, einsetzen und bei höheren Drücken arbeiten.
Wenn man Gas komprimiert, muss Volumenarbeit geleistet werden, außerdem erhitzt sich Gas bei Kompression.
Da weder die Temperatur in den Leitungen/Speichern gehalten werden kann noch an der Verbraucherseite die mechanische Energie bei der Entspannung genutzt wird, handelt es sich um reine, bei größer werdendem Druck steigende Verluste.
Die sind zwar nicht so spannend wie bei der Verflüssigung, aber bei ca. 80 bar bleiben ohne Berücksichtigung anderer Verluste wie beispielsweise Erzeugen und Halten des Kissendrucks in den Kavernen oder Druckerhöhungen in längeren Leitungen vom Windstrom
noch ca. 60 % übrig.
Beim Verbraucher dürften also auch hier nur knapp über 50 % ankommen.
Solche Zahlen sind übrigens schon nicht mehr ganz einfach zu ermitteln.
Zum einen redet man ungern über Verluste, zum anderen werden alle möglichen Schönrechnungsfaktoren eingerechnet.
Wir kommen später noch darauf zurück.
Solche Transportverluste entstehen zwar auch beim Erdgas,
aber beim Wind-Wasserstoff müssen wir mindestens vom 5-fachen des Grundpreises von Erdgas ausgehen
und dieser Faktor findet sich in allen Zahlen wieder.
Zudem spielen auch noch weitere individuelle Randbedingungen mit.
Als Kunde ahnt man vermutlich so ganz langsam,
wohin sich die Abrechnung für die Heizung bewegt,
wenn statt Erdgas niederländischer Wasserstoff eingesetzt wird.
↑ Power-2-Gas
Die Pipeline-Version
hat allerdings die Nebenbedingung, dass man auch Pipelines zur Verfügung hat.
Wenn genügend vorhanden sind, kann man Erdgaspipelines außer Betrieb nehmen und umwidmen, ansonsten müsste man neue bauen.
Das Gleiche gilt für Speicherkavernen.
Als Alternative zum Wasserstofftransport bietet sich Power-2-Gas an,
wobei man den Wasserstoff gar nicht erst transportiert,
sondern mit CO₂ zu Methan umwandelt.
Da die Reaktion zwischen Wasserstoff und CO₂ in der Gesamtbilanz exotherm ist, sieht das gar nicht so schlecht aus, wenn man die Abwärme nutzen kann.
Hier dreht allerdings die Schönfärberei voll auf.
Realistisch betrachtet kommen von der Windkraft vermutlich ca. 60 % im Methan an, das dann dem normalen Erdgas untergemischt werden kann.
Spezialisten rechnen das unter Hinzuziehen aller möglichen Nebenbedingungen und theoretischer Optionen auf Werte nahe 100 % hoch, also Wind = Gas.
Eine der Mogelpackungen, die drinstecken:
Wo bekommt man das CO₂ her?
Richtig, aus CO₂-Abscheidung aus anderen Prozessen.
Das kostet ebenfalls wieder Energie, die bezahlt werden muss, was letztlich auch den Preis für das künstliche Erdgas weiter aufbläht.
Die Kreuz- und Querrechnung ist ohne viel Aufwand kaum zu durchschauen und ob wirklich alle theoretischen Effekte auch in der Praxis genutzt werden können, ist fraglich.
Man liegt sicher nicht weit daneben, wenn man unterstellt, dass bei P2G in der Gesamtbilanz
ungefähr 40 % des primären Windstroms ankommen.
Mit entsprechenden Auswirkungen auf die Preise.
↑ Wasserstoffträger
Besonders im Zusammenhang mit dem immer mehr platzenden E-Mobilitätstraum werden dem Publikum gerne flüssige organische Wasserstoffträger verkauft
(dass Wasserstoffgas an Tankstellen eine dumme Idee sein könnte, scheint selbst Grünen ohne Knallgasreaktion einzuleuchten).
Der Wasserstoff wird hierbei bei erhöhten Temperaturen chemisch in ein Molekül eingebaut
und aus diesem bei noch höheren Temperaturen wieder freigesetzt.
Handelsüblich sind etwa 150 °C und höherer für Schritt 1
sowie 300 °C für Schritt 2, jeweils in Gegenwart bestimmter Katalysatoren.
Schritt 1 ist exotherm, wobei man versuchen kann, die Verluste durch Nutzen der Abwärme zu minimieren,
Schritt 2 endotherm, d.h. es muss auf jeden Fall Energie zugeführt werden.
Es ist etwas schwierig, an Daten zu gelangen,
aber Wirkungsgrade bis zu 70 % scheinen halbwegs realistisch zu sein.
Die Datenlage ist deshalb schwierig, weil die den Wasserstoff nutzenden Brennstoffzellen einen höheren Wirkungsgrad als Benzinmotoren aufweisen, was sich propagandistisch besser macht als die Einzelwerte.
Vermutlich sieht die Gesamtbilanz ohne alles Schönen kaum anders aus als bei Benzin.
Wieviel Wasserstoff kommt dabei zusammen?
Nehmen wir als Rechenbeispiel einmal Toluol (verwendet werden andere verwandte Verbindungen, aber Toluol, ein Benzolabkömmling, war mal ein Kandidat), das bei einer Molmasse von 92 g/mol insgesamt 3 mol = 6 g Wasserstoff reversibel binden kann.
Pro Kubikmeter kann Toluol bei einer Dichte von 0,87 g/cm3 umgerechnet ca. 14 kg Wasserstoff speichern, was einem Energieinhalt von 4 * 106 kJ entspricht.
Das ist gerade einmal 1/5 dessen, was ein LNG-Erdgasfahrzeug im gleichen Volumen mit sich führt.
Nicht gerade der Renner.
Bei der Untersuchung anderer Möglichkeiten, Wasserstoff an irgendetwas zu binden,
findet man kein wirklichen Unterschiede zu diesen Werten.
Zum Transport von Wasserstoff eignen sich organische Wasserstoffträger somit eher nicht, und auch für die Mobilität kommen neben dem relativ geringen Energieinhalt und der damit notwendigen Tankstellendichte andere Probleme hinzu.
An der Tankstelle muss man erst die alte Flüssigkeit ablaufen lassen, bevor man den Tank neu füllen kann, und auch der Tankwagen fährt voll wieder zurück und nicht leer.
Auch mit AKW-Wasserstoff stellt sich die Frage, ob das wirklich die Technik der Zukunft ist,
mit dem Preisgefüge, das sich aus Windkraft-Wasserstoff ergibt, braucht man diese Frage allerdings gar nicht erst zu stellen.
↑ Strom-Speicher
Die Gastechniken werden auch als Energiepuffer für windschwache Zeiten gehandelt, d.h. man macht aus dem Gas in einem Kraftwerk wieder Strom, wenn kein Wind weht.
Wäre genügend Strom vorhanden, wären Gasspeicher als solche vermutlich im Gegensatz zu allen anderen Ideen tatsächlich skalierbar, d.h. man könnte möglicherweise genügend Kavernen als Puffer bauen.
Dummerweise landen wir bei P-2-G-2-P bei Wirkungsgraden um die 30 %,
d.h. in Überschusszeiten muss der Wind 3 kWh Überschussstrom produzieren,
um in Mangelzeiten 1 kWh wieder zurück gewinnen zu können.
Wir können uns die weiter Diskussion vermutlich sparen.
↑ Außer Spesen nichts gewesen
Wie schon erwähnt, war es teilweise nicht ganz einfach, realistische Zahlen aus dem üblichen Mogelwerk heraus zuziehen und ich erhebe keinen Anspruch, wirklich die letzten technischen Details berücksichtigt zu haben.
Wer in den Zahlen einen Rechenfehler findet, darf ihn auch gerne behalten.
Aber auch Korrekturen dürften die Bilanzen nur unwesentlich ändern.
Technisch ist alles machbar, großenteils auch vom Standpunkt eines Ingenieurs hochinteressant, aber bezüglich der Dogmenbefriedigung, unter der alles firmiert, skaliert mal wieder nichts.Da die große Stromwende einschließlich der Elektromobilität aus einer ganzen Reihe von Gründen nicht funktioniert und das selbst dem grünen Ideologieapparat auffällt, verkauft man dem Volk nun die nächste Technik ausgerechnet auf Basis des Nichtfunktionierenden nach dem Motto "wenn etwas nicht funktioniert und obendrein zu teuer ist, propagiere ich eben etwas, was überhaupt nicht funktioniert und noch teurer ist".
Und keiner lacht.
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Stand heute,
Ein paar Eckdaten,
Die Logistik der Niederländer,
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Holland Die neue Wasserstoffstrategie - Nicht nur Käse aus Holland (2020‑06‑13) |
↑ Bundesregierung verspricht sieben Milliarden Euro für grünen Wasserstoff
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Euractiv / Florence Schulz
2020-06-10 de Bundesregierung verspricht sieben Milliarden Euro für grünen WasserstoffDie Bundesregierung hat sich auf eine nationale Wasserstoff-Strategie geeinigt.
Sie sieht vor, bis 2030
Erzeugungskapazitäten von 5 GW und bis 2040 von 10 GW zu schaffen.
Dazu sollen sieben Milliarden Euro in Unternehmen und Forschung fließen.
Es brauchte eine Pandemie, damit die Bundesregierung sich mit sechsmonatiger Verspätung zu einer Wasserstoff-Strategie einig werden konnte.
Die "größte Innovation seit dem EEG", nannte Wirtschaftsminister Peter Altmaier (CDU) das 28-seitige Dokument, als er es heute, zusammen mit gleich drei anderen Ministern, der Presse in Berlin vorstellte.
Mit diesem "Quantensprung" wolle Deutschland zum Weltführer in Sachen Wasserstoff-Technologien werden.
Die Bundesrepublik setzt sich damit zum ersten Mal quantitative Ziele für die Produktion von Wasserstoff:
Bis 2030 sollen Erzeugungsanlagen mit bis zu 5 GW Gesamtleistung entstehen.
Dies entspricht etwa einer Wasserstoffproduktion von 14 TWh.
Bis 2040 soll die Kapazität dann auf 10 GW gesteigert werden.
↑ Erdgas-Reservoir im Goms immer konkreter
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Fondation The Ark
2020-06-02 de Erdgas-Reservoir im Goms immer konkreterDas Unternehmen Gaznat plant ein Erdgas-Reservoir unter den Alpen.
Aktuell werden dafür Kernbohrungen im Boden der Gommer Gemeinde Oberwald vorgenommen.
Anhand der Bohrungen soll festgestellt werden, ob Gaznat im Oberwallis ein Erdgas-Reservoir bauen kann.
Das Unternehmen, das die Gas-Pipelines der Westschweiz betreibt, hat den Vorschlag bereits 2018 unterbreitet.
Die Kosten des Projekts werden auf rund 400 Millionen Franken geschätzt, wie der Direktor von Gaznat, René Bautz, jüngst in den Medien bestätigte.
Die geplanten vier Kavernen sollen 90 Meter hoch und 40 Meter breit sein und nach ihrer Fertigstellung 1480 Gigawattstunden lagern.
Langfristig sind sie dafür vorgesehen, überschüssige Elektrizität von Photovoltaikkraftwerken und Windparks zu speichern.
Oberwald befindet sich einige Hundert Meter weit von der Trasse der Gas-Pipeline Transitgas entfernt.
Die Resultate der von den Geologen vorgenommenen Stichproben sollen in zwei bis drei Monaten vorliegen.
Bei positivem Ergebnis und wenn die Investoren einverstanden sind, wird eine technisch-wirtschaftliche Machbarkeitsstudie erstellt.
Das Baugesuch soll später folgen.
Bautz geht davon aus, dass es Einsprachen geben wird.
«Das ist allgemein der Fall bei jeder grossen Energieinfrastruktur.»
↑ Deutschland: Die Nationale Wasserstoffstrategie
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BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Energie
2020-06 de Die Nationale Wasserstoffstrategie
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Deutschland Deutschland: Die Nationale Wasserstoffstrategie (2020‑06) Bundesregierung verspricht sieben Milliarden Euro für grünen Wasserstoff (2020-06-10) Technische Grenzen der nationalen Wasserstoffstrategie (2020-12-21) |
↑ Wasserstoff: Walliser Start-up spannt mit globalen Leadern zusammen
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Fondation The Ark
2020-04-27 de Wasserstoff: Walliser Start-up spannt mit globalen Leadern zusammenWeltweit führende Unternehmen nutzen das Know-how von GRZ Technologies.
Das Walliser Start-up ist eine Partnerschaft mit Burckhardt Compression eingegangen.
Ziel der Zusammenarbeit ist die Entwicklung eines neuen Wasserstoffkompressors für den Einsatz in Wasserstofftankstellen oder Energiespeichersystemen.
Und auch Hyundai investiert in das Unternehmen.
GRZ Technologies entwickelt einen neuen Typ von Batterien mit langer Lebensdauer.
Das Start-up mit Sitz auf dem Campus Energypolis in Sitten ist ein Spin-off der EPFL Valais/Wallis und forscht an der Energiespeicherung.
Elektrische Energie, die zum Beispiel durch photovoltaische Paneele erzeugt wird, wird im Sommer in Form von Wasserstoff gespeichert, um im Winter bei Bedarf wieder verwendet zu werden.
Das Geheimnis dieser Innovation liegt in einer Metalllegierung, die Wasserstoff effizient speichern kann.
Der Wasserstoffverdichter
Burckhardt Compression ist der weltweit führende Hersteller von Kolbenkompressor-Systemen.
Seine kundenspezifischen Kompressorsysteme werden in der Öl- und Gasindustrie, beim Gastransport und der Gaslagerung, in Raffinerien, in der chemischen und petrochemischen Industrie sowie in der Industriegasindustrie eingesetzt.
Der neue Wasserstoffkompressor von Burckhardt Compression arbeitet ohne bewegliche Teile, sondern mit thermisch aktiven Metallhydriden von GRZ.
Burckhardt Compression will diese Technologie für Wasserstofftankstellen und Speichersysteme entwickeln.
Der Kompressor arbeitet nach Angaben von Burckhardt Compression ohne Gasleckagen und kann daher auch in sensitiven Arbeitsumgebungen eingesetzt werden.
Zudem sei er komplett ölfrei, was auch den Einsatz für Wasserstoff-Brennstoffzellen ermöglicht.
Dank dem Wegfall beweglicher Teile ist diese Technologie ausserdem sehr wartungsfreundlich.
Die Wasserstoff-Brennstoffzelle
Hyundai, der Weltmarktführer in der Wasserstoff-Brennstoffzellentechnologie, wiederum investiert in GRZ Technologies, um die Effizienz seiner Elektrofahrzeuge zu verbessern.
Es war der erste Autohersteller, der 2013 Brennstoffzellen integriert hat.
Seither hat der Autohersteller weiter expandiert.
Die neuesten Brennstoffzellen-Elektrofahrzeuge können eine Reichweite von mehr als 600 Kilometern erreichen und sogar die Luft reinigen.
Die finanzielle Beteiligung von Hyundai soll die Produktionskosten der Automobile senken und sie für eine grössere Anzahl von Benutzern zugänglich machen.
↑ Flüssigen Wasserstoff sicher transportieren - erster weltweiter LH2 Tanker setzt auf SAACKE Technik
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SAACKE
2020-03-27 de Flüssigen Wasserstoff sicher transportieren - erster weltweiter LH2 Tanker setzt auf SAACKE TechnikDer weltweit erste Flüssigwasserstofftanker, im Dezember 2019
in Japan auf den Namen "Suiso Frontier" getauft, wird mit Technologie des Bremer Unternehmens SAACKE Marine Systems ausgestattet.
Die wasserstoffkompatible Gas Combustion Unit (GCU) und der SSBG-Brenner gewährleisten einen ebenso sicheren Seetransport des LH2 Carriers wie es beim flüssigen Erdgas der Fall ist.
Tests und Abnahme des Equipments in Norddeutschland verliefen im Oktober 2019 erfolgreich.
Bis zur Probefahrt im Herbst 2020 erfolgt die GCU-Inbetriebnahme durch SAACKE.
Betreiber des Schiffes ist die Hydrogen Energy Supply-chain Technology Research Association (HySTRA), ein vor vier Jahren gegründetes Konsortium mehrerer Unternehmen und Organisationen unter Federführung der Kawasaki Heavy Industries, Ltd.
Ziel des Pilotprojekts "Suiso Frontier" ist es, den reibungslosen Ablauf einer internationalen Wasserstoff-Energieversorgungskette von der Herstellung über den Transport bis zur Nutzung zu demonstrieren.
Dabei soll in Australien hergestellter und verflüssigter sogenannter "blauer" Wasserstoff, bei dem vor Ort ein Carbon Capturing erfolgt, mit 1/800 seines ursprünglichen Volumens in große Mengen nach Japan verschifft werden, dessen Industrie stark auf den Energieträger setzt, um sich unabhängiger von Erdöl und -gas zu machen.
Boil-Off-Gas802408600497518460e: Maximale Sicherheit durch 100 % Free-Flow-Lösung.
Um dieses Vorhaben zu realisieren, muss der LH2 Carrier im Hinblick auf wichtige Sicherheitsaspekte entsprechend ausgestattet sein.
"Flüssigwasserstofftanker sind für den Gastransport mit einer Temperatur von etwa -250 °C, also nahe der Verdampfungstemperatur, ausgelegt.
Trotz einer Isolierung der Ladetanks, die den Zutritt von äußerer Wärme begrenzen soll, gelangen stets geringe Wärmemengen in die Tanks und führen zu einer leichten Verdampfung der Gase.
Dieses sogenannte Boil-Off-Gas ist insbesondere auch bei den Bewegungen auf einem Schiff unvermeidlich und muss aus den Tanks entfernt werden, um einen unzulässigen Druckanstieg zu verhindern", erläutert Matthias Flies, Manager Offshore Applications bei SAACKE Marine Systems, die Bedeutung von Gas Combustion Units an Bord des Schiffes.
Daher verbrennen die GCUs das überschüssige und aufgrund seiner Methanbestandteile klimaschädliche Boil-Off-Gas vollständig und mit höchster Verfügbarkeit.
Bei diesen Vorgängen kommen herkömmlicherweise Kompressoren mit einem Druck von 5 bis 6 bar zum Einsatz.
Hierbei besteht jedoch die Gefahr, dass der Kompressor ausfällt und aufgrund des steigenden Drucks im Tank Sicherheitsrisiken entstehen.
"Deshalb haben wir unsere 100 % Free-Flow-Lösung entwickelt", berichtet Matthias Flies und fährt fort:
"Bei diesem Verfahren wird das Boil-Off-Gas ohne Kompressor und schon bei einem Druck von 0,15 bar komplett verfeuert - der Gasdruck ist damit um einiges niedriger und die Gesamtanlage sicherer.
Dieser Vorteil gab den Ausschlag für die Kundenbeauftragung, denn insbesondere für große Leistungsbereiche ist diese SAACKE 100 % Free-Flow-Lösung technologisch konkurrenzlos."
Für zusätzliche Sicherheit beim LH2-Transport sorgen zudem geschweißte Verbindungen der GCU, da sie zur Reduzierung möglicher Leckagen beitragen.
An der Fertigung der Gas Combustion Unit, im Jahr 2002 eigens von SAACKE patentiert, sind alle Produktionsstandorte des Unternehmens beteiligt - von Bremen über Kroatien bis China.
Der Ort des Einbaus ist dabei außergewöhnlich:
Üblicherweise am Heck hinter den Lagerräumen vorgeschrieben, wird sie ganz vorne installiert.
"Dies ist möglich, da das Boil-Off-Gas beim Flüssigwasserstofftanker anders als etwa beim LNG Carrier komplett in der GCU verfeuert wird ohne Weiterverwertung in den Schiffsmaschinen.
Daher ist eine Nähe zum Motor nicht zwingend nötig", so Flies.
Die Wasserstoff-GCU wurde nach den Vorschriften und unter Aufsicht der Japanischen Klassifikationsgesellschaft ClassNK gebaut.
Hier war vor allem der Nachweis zu erbringen, dass der Transport von LH2 genauso sicher ist wie bei LNG.
NOx-armer Wasserstoffbrenner dank Forschungsvorsprung Ergänzt wird dieses System durch einen SAACKE SSBG-Wasserstoffbrenner.
Dieser unterscheidet sich nur in Nuancen von dem Modell, das für die landseitige Industrie zum Einsatz kommt.
Experte Matthias Flies erklärt dies wie folgt:
"Zum einen lässt sich die Feuerungsanlage flexibel an die Gegebenheiten an Bord anpassen.
Zum anderen investiert SAACKE bereits seit Jahrzehnten in die Erforschung und Entwicklung von Verfahren zur Wasserstoffnutzung - auch wenn der Energieträger in der öffentlichen Wahrnehmung erst wieder seit Kurzem sehr präsent ist."
Aus diesem Grund kann SAACKE bereits heute NOx-arme und 100 %ige Wasserstoffbrenner auf dem Markt anbieten.
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Wasserstoff-Tanker Flüssigen Wasserstoff sicher transportieren - erster weltweiter LH2 Tanker setzt auf SAACKE Technik (2020‑03‑27) |
↑ Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
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Neumann & Esser
2020-03-26 de Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
Salzkavernen & Wasserstoff Kompressoren
Salt Cavern Fields
• Gas Storage / • Liquid Storage
Glücklicherweise verfügt Europa über ausgedehnte unterirdische Salzvorkommen.
Viele Kavernen in diesen Salzstöcken werden schon heute zur Speicherung von Erdöl und Erdgas genutzt.
Einige Salzkavernen in den USA und in Großbritannien werden schon seit Jahrzehnten zur Wasserstoffspeicherung für umliegende Chemie- und Petrochemiebetriebe genutzt.
Weiterhin gibt es auch erste Reallaborprojekte in Deutschland.
Eine typische Salzkaverne ist das Resultat der Salz- und Sodaproduktion.
Wasser wird durch den Salzstock gespült und kommt, mit gelöstem Salz angereichert, als Sole an die Oberfläche.
Unter der Erde bildet sich ein Hohlraum, der dann später als Speicher genutzt werden kann.
Die meisten Kavernen in Norddeutschland und Polen
liegen in einer Tiefe von zwischen 500 und 2.500 m
und haben bei Durchmessern von 50 bis 100 m
eine Höhe von 100 bis 500 m.
Je nach Tiefe und geologischen Parametern sind Speicherdrücke von 150 bis 200 bar üblich.
Damit die Kaverne stabil bleibt, kann nicht die gesamte Füllung als Arbeitsgas verwendet werden, etwa
1/3 muss als Kissengas in der Kaverne verbleiben,
die übrigen 2/3 können als Speicherspielraum genutzt werden.
US Rock & Salt Caverns
Trotz des einmaligen Kissengasbedarfs ist die Speicherfähigkeit einer Kaverne gewaltig.
Eine durchschnittliche Kaverne
mit 60 m Durchmesser,
300 m Höhe
und 175 bar Fülldruck speichert
100 Million Nm3 Arbeitsgas.
Handelt es sich dabei um Wasserstoff, entspricht dies einer
Energiemenge von 300 GWh,
welche zum Heizen, zur Stahlproduktion, für Mobilität und oder zur Rückumwandlung in Elektrizität verwendet werden kann.
Letzteres erfolgt meist über Brennstoffzellen, die schon heute einen Wirkungsgrad von etwa 60 % haben und somit auf dem gleichen Niveau wie die modernsten Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke liegen.
Bei diesen fallen allerdings immer noch 450 g CO₂ Äquivalent / kWh Treibhausgase an.
Eine typische Speicheranlage hat mehrere Kavernen, am Standort Epe in Nordwestdeutschland können schon heute bis zu 4 Milliarden Nm3 Erdgas gespeichert werden.
Somit ergibt sich, je nach Szenario, folgendes Bild für Europa:
Es werden 15 bis 33 Wasserstoffspeicher Kavernen der Größe von Epe benötigt, was dem 2 bis 5-fachen des jetzigen Erdgasspeichervolumens Deutschlands entspricht.
Da nicht alle Erdgasspeicher umgewidmet werden können und eine Kaverne 2 bis 5 Jahre zur Erstellung benötigt, ist die Dringlichkeit, den Ausbau von Speicherstätten voranzutreiben, unstrittig.
⚬ Operation point
Suction pressure 50,00 bar(a)
Discharge pressure 175,21 bar(a)
Power 11'978 kW
Normal volume flow 281'112,76 Nm3/h
Der Einsatz von Kompressoren für die Wasserstoffspeicherung
Die Befüllung und der Betrieb einer Speicherstätte sind durch stark variierende Volumenströme und Drücke gekennzeichnet.
Dies resultiert aus den stark schwankenden Erzeugungsleistungen der erneuerbaren Energiequellen wie Wind und Fotovoltaik.
Glücklicherweise hat NEUMAN & ESSER schon einen breiten Erfahrungsschatz im Betrieb von Erdgasspeichern, der durch sehr ähnliche Lastverläufe in Bezug auf Volumenstrom sowie Ein- und Ausspeisung gekennzeichnet ist.
Um dies zu bewerkstelligen, wurden verschiedene Regelungsverfahren wie Drehzahl- und Rückstromregelung kombiniert, um einen möglichst effizienten Betrieb gewährleisten zu können.
Bei vielen Erdgasspeichern übernimmt ein Turboverdichter die Grundlast und ein Kolbenverdichter die Flexibilisierung der Anlage bezüglich des Druckes und des Volumenstroms.
Da Turboverdichter aber nicht in der Lage sind, Wasserstoff effizient auf die geforderten Speicherdrücke zu bringen, müssen Kolbenverdichter nun auch die Grundlast übernehmen.
Hierbei fällt erneut ihre hohe Effizienz auf.
Bei der Einspeisung von 60 bar Pipeline Druck auf der Anlieferseite und 200 bar auf der Speichereintrittsseite benötigt ein Kolbenverdichter für 300.000 Nm3/h Volumenstrom 15 MW Antriebsleistung.
Dies entspricht 1,6 % der im Wasserstoff gespeicherten Energie (Heizwert).
Bei der Verdichtung von 60 auf 120 bar sind es sogar nur 0,9 %.
Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass Wasserstoff eine wichtige Rolle in der Energieinfrastruktur der Zukunft spielen wird.
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Kavernen zur Wasserstoff-Speicherung
en
Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe
(2019‑10‑16)
Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
(2020‑03‑26) U.S. is building salt mines to store hydrogen (2020‑12‑17) Erste Wasserstoff-Kaverne in Deutschland (2020‑02‑26) Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüsten (2020‑02‑19) In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter Tage (2020‑02‑16) German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storage (2019‑05‑03) Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen Münsterland (2014) |
↑ Erste Wasserstoff-Kaverne in Deutschland
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SOLARIFY Max-Planck-Institut für chemische Energiekonversion
2020-02-26 de Erste Wasserstoff-Kaverne in DeutschlandVNG rüstet unterirdischen Gasspeicher Bad Lauchstädt um
Wasserstoff ist ein immer wichtiger werdender Baustein für die Energiewende.
Wenn Wasserstoff im großen Maßstab erzeugt werden soll, bedarf es großer Speicher.
Die Umrüstung von Kavernen im Untergrund wäre eine Möglichkeit.
Das beschreibt Frank Urbansky auf springerprofessional.de.
Doch die Druckspeicherung eigne sich nur für kleine Anwendungen.
Solle jedoch Wasserstoff im Rahmen der Energiewende eine zentrale Rolle einnehmen, brauche es riesige Speicher.
In Frage kommen etwa Untergrunderdgasspeicher (UGS).
Zweidavon, einer in den USA und einer in Großbritannien, wurden bereits auf Wasserstoff umgerüstet und sind in Betrieb.
In Deutschland will nun der Gasgroßhändler VNG aus Leipzig einen seiner Untergrundspeicher umrüsten.
Am Standort Bad Dürrenberg im südlichen Sachsen-Anhalt werden dafür durch die Konzerntochter VNG Gasspeicher bisher als Erdgasspeicher genutzte Salzkavernen umgerüstet.
Derzeit ist das Projekt als Teil von HYPOS (= HYDROGEN POWER STORAGE & SOLUTIONS EAST GERMANY) in der Planung.
Abgeschlossen sein soll es bis 2025.
Der neue Energiepark Bad Lauchstädt enthält neben dem Speicher einen Windpark mit 160 Meter hohen Windkraftanlagen und 40 MW Leistung.
Deren Strom wird komplett für einen Großelektrolyseur genutzt, der an 3.000 bis 4.000 Stunden im Jahr Wasserstoff erzeugen soll.
Der wiederum soll dann im UGS zwischengespeichert werden.
Uli Wittstock vom mdr-Sachsen-Anhalt weist darauf hin, dass das Wasserstoff-Thema eigentlich bereits alt ist.
So habe der US-Ökonom Jeremy Rifkin schon 2002 ein Buch unter dem Titel "Die H2 Revolution" veröffentlicht.
Jetzt erst gewinne das Thema Wasserstoff allmählich an wirtschaftlicher Bedeutung.
Aber der Wasserstoff müsse klimaneutral hergestellt sein, also aus erneuerbaren Energien.
Das solle im Großprojekt in Bad Lauchstädt getestet werden.
Großtechnisches Power-to-Gas-Projekt "Energiepark Bad Lauchstädt"
Ab 2020 soll im mitteldeutschen Chemiedreieck die Herstellung, der Transport, die Speicherung und der wirtschaftliche Einsatz von grünem Wasserstoff in industriellem Maßstab untersucht werden:
Mittels einer Großelektrolyse-Anlage von bis zu 35 MW wird grüner Wasserstoff produziert.
In einer eigens dafür ausgestatteten Salzkaverne in einer Tiefe von 700 bis 900 Metern, umschlossen von einer Salzschicht zwischengespeichert, kann der grüne Wasserstoff über eine umgewidmete Gaspipeline in das Wasserstoffnetz der in Mitteldeutschland ansässigen chemischen Industrie eingespeist und perspektivisch für urbane Mobilitätslösungen eingesetzt werden.
Damit werden im Energiepark Bad Lauchstädt alle Aspekte zur intelligenten und volkswirtschaftlich optimalen Integration des Energieträgers grüner Wasserstoff - und damit einer großskaligen Demonstration der Sektorkopplung - abgedeckt.
Die erfolgreiche Kombination von Erzeugung, Transport, Speicherung und Nutzung von grünem Wasserstoff gilt als zentraler Baustein einer sicheren, nachhaltigen und wirtschaftlichen Energieversorgung für die Zukunft.
Der Energiepark Bad Lauchstädt trägt dazu bei, diese Zukunftstechnologien zu erforschen und zur Marktreife zu bringen - für eine technologisch starke und zukunftsorientierte Wasserstoffregion in Mitteldeutschland und eine erfolgreiche Sektorkopplung in der gesamten Bundesrepublik.
Der unterirdische Wasserstoffspeicher hat beträchtliche Ausmaße: einen halben Kilometer lang, 100 Meter hoch. Hier können bis zu 3.800 Tonnen Wasserstoff gespeichert werden, was reicht, um 40.000 Haushalte ein Jahr lang mit Strom zu versorgen.
Oder anders gerechnet, der Speicher könnte mit einer Füllung fünf Jahre lang Bad Lauchstädt mit Strom versorgen.
Allerdings nur theoretisch, denn praktisch ist der Wasserstoff vor a llem zur Nutzung in den Chemieparks der Region gedacht.
Weltweit ist das der erste Versuch, Wasserstoff in dieser Größenordnung aus Windstrom herzustellen, diesen zu speichern und dann weiter zu verarbeiten.
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Kavernen zur Wasserstoff-Speicherung
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Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe
(2019‑10‑16)
Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
(2020‑03‑26) U.S. is building salt mines to store hydrogen (2020‑12‑17) Erste Wasserstoff-Kaverne in Deutschland (2020‑02‑26) Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüsten (2020‑02‑19) In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter Tage (2020‑02‑16) German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storage (2019‑05‑03) Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen Münsterland (2014) |
↑ Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüsten
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Springer Professional
2020-02-19 de Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüstenSoll Wasserstoff in Zukunft im großen Maßstab mittels Power-to-Gas erzeugt werden, bedarf es großer Speicher.
Die Umrüstung von Untergrundgasspeichern wäre eine Möglichkeit.
Druck Speicherung von Gas in Stahlflaschen
Die Speicherung von Wasserstoff ist technisch gelöst. "Der sichere Einschluss von Wasserstoff als Druckgas bei 200 bar ist seit über 100 Jahren ohne Probleme gängige Praxis"
Doch die Druckspeicherung eignet sich nur für kleine Anwendungen. Nötig sind dafür Edelstahlbehälter, entsprechende Armaturen und Leitungen, die besonders korrosionsfest sind.
Soll jedoch Wasserstoff innerhalb der Energiewende eine zentrale Rolle einnehmen, braucht es deutlich größerer Speichermöglichkeiten.
Denn er kann großtechnisch mittels Elektrolyse aus Wasser, Luft und erneuerbarem Strom hergestellt werden.
Die Verfahren dafür sind derzeit nicht wirtschaftlich.
Untergrunderdgasspeicher (UGS)
Nur zwei Speicher weltweit wasserstofffähig
Deswegen ist schon jetzt klar, dass dieser überschüssige Wasserstoff nicht in Stahltanks zwischengelagert werden kann, um als Ersatzenergie einzuspringen, wenn der Wind nicht weht oder die Sonne nicht scheint.
Dafür braucht es riesige Speicher.
In Frage kommen etwa Untergrunderdgasspeicher (UGS).
Zwei davon, einer in den USA und einer in Großbritannien, wurden bereits auf Wasserstoff umgerüstet und sind in Betrieb.
In Deutschland will nun der Erdgasgroßhandler VNG aus Leipzig einen seiner Untergrundspeicher umrüsten.
Am Standort Bad Dürrenberg im südlichen Sachsen-Anhalt werden dafür durch die Konzerntochter VNG Gasspeicher bisher als Erdgasspeicher genutzte Salzkavernen umgerüstet.
Derzeit ist das Projekt in der Planung.
Abgeschlossen sein soll es bis 2025.
Dieser neue Energiepark Bad Lauchstädt enthält neben dem Speicher einen Windpark mit 40 MW Leistung und 160 Meter hohen Windkraftanlagen.
Deren Strom wird komplett für einen Großelektrolyseur genutzt, der an 3.000 bis 4.000 Stunden im Jahr Wasserstoff erzeugen soll.
Das wiederum soll dann im UGS zwischengespeichert werden.
Ein erstes Absatzgebiet für den grünen Wasserstoff wäre die nahegelegene chemische Industrie im Raum Halle-Merseburg.
Dort existieren sogar Wasserstoffleitungen oder es könnten alte Stadtgas-Leitungen aus DDR-Zeiten umgerüstet werden.
Denn Stadtgas bestand zu großen Teilen aus Wasserstoff.
Korrosions- und diffusionsfest
Doch ehe es so weit ist, muss der Speicher erst einmal umgebaut werden.
Die Salzkavernen an sich sind dicht.
Neu installiert werden müssen jedoch alle Obertageanlagen sowie Armaturen und Leitungen, da sie eben korrosionsfest sein und ein Hindurchdiffundieren der sehr kleinen Wasserstoffatome verhindern müssen.
Gleiches gilt für den Verdichter, der zum Betrieb der Anlage notwendig ist.
"Eine Option für die Speicherung großer Mengen Wasserstoff bei gleichzeitig großer Ein- und Ausspeiseleistung stellen Salzkavernenspeicher, künstlich erzeugte Hohlräume in mächtigen unterirdischen Salzvorkommen, dar. [...]
Kavernenspeicher weisen geringe spezifische Kosten ihrer Erstellung, eine lange Betriebsdauer von über 30 Jahren sowie einen geringen spezifischen Flächenbedarf auf", erklären die Springer-Vieweg-Autoren Sabine Donadei und Gregor-Sönke Schneider in ihrem Buchkapitel Wasserstoffspeicherung in Salzkavernen auf Seite 315 die technische Möglichkeit und die Vorteile dieser Speichervariante.
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Kavernen zur Wasserstoff-Speicherung
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Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe
(2019‑10‑16)
Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
(2020‑03‑26) U.S. is building salt mines to store hydrogen (2020‑12‑17) Erste Wasserstoff-Kaverne in Deutschland (2020‑02‑26) Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüsten (2020‑02‑19) In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter Tage (2020‑02‑16) German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storage (2019‑05‑03) Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen Münsterland (2014) |
↑ Motor aus Roßlau: Abgasfrei in die Wasserstoff-Zukunft
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Sachsen-Anhalt / Uli Wittstock
2020-02-16 de Motor aus Roßlau: Abgasfrei in die Wasserstoff-ZukunftWasserstoff soll die Industrie künftig mit sauberer Energie versorgen.
Forscher am Wissenschaftlich-Technischen Zentrum Roßlau haben dafür einen neuartigen Motor entwickelt.
Wie dieser Wasserstoff in Strom umwandelt - und was Windenergie damit zu tun hat.
Teil 3 der Reihe zu grünem Wasserstoff in Sachsen-Anhalt.
"Der Wind, der Wind, das himmlische Kind", so heißt es im Märchen Hänsel und Gretel.
Die letzten Tage mit dem Sturmtief "Sabine" haben wieder einmal gezeigt, wie unberechenbar die Natur ist:
Das himmlische Kind ist nicht zu bändigen und lässt sich auch nicht steuern.
Das macht den Wind zu einem windigen Gesellen - vor allem, wenn es um die Energiewende und die Stromversorgung durch erneuerbare Energien geht.
Stromschwankungen sind weder für Industrie noch für Privathaushalte akzeptabel.
Wind lässt sich leider auch nicht speichern.
Was sich aber speichern ließe, wäre die Energie, die von Windrädern erzeugt wird.
Mit Batterien ist das Problem jedoch nicht zu lösen, denn um viel Strom zu speichern, bräuchte man sehr große Anlagen.
Und das ist sowohl aus Gründen des Umweltschutzes als auch wegen der Kosten problematisch.
Motor aus Roßlau läuft mit Wasserstoff
Einen neuen Ansatz für das Problem findet man in Roßlau, im Wissenschaftlich-Technischen-Zentrum (WTZ).
Hier werden seit vielen Jahrzenten Motoren entwickelt.
Das neueste Produkt hat einen eigenen Teststand und einen etwas sperrigen Namen: H2 DI Zero.
Offiziell handelt es sich dabei um einen Zero-Emission-Kreislaufmotor. Der wird nicht mit Diesel oder Benzin angetrieben, sondern mit einem Gemisch aus Wasserstoff und Sauerstoff.
Und er hat eine Eigenschaft, die ihn von jedem anderen Verbrennungsmotor unterscheidet:
Er produziert nämlich keinerlei Abgase.
"Eigentlich braucht jeder Motor Luft, damit sich der Kraftstoff im Kolben entzünden kann", erklärt der Projektleiter bei der Motorenforschung im WTZ, Manuel Cech.
"Da aber in der Luft Stickstoff enthalten ist, entsteht bei der Verbrennung Stickoxid.
Unser Motor macht sich seine eigene Luft."
Das Edelgas Argon spielt dabei eine Rolle, ebenso Sauerstoff wie auch der Wasserstoff.
Und das Ganze hat auch noch einen weiteren Effekt:
"Durch die Verwendung von Argon haben wir einen Wirkungsgrad erzielt, der bislang bei Verbrennungsmotoren nicht möglich war", sagt Cech.
Nicht für Autos, sondern für die Kraftwerke
Doch bevor sich nun jemand sich falsche Hoffnungen macht: Für mobile Anwendungen ist dieser Motor ungeeignet.
Die Formel 1 haben die Roßlauer also nicht im Blick.
Vielmehr soll H2 DI Zero bei der Energiewende eine wichtige Rolle spielen, so Manuel Cech:
"Die Idee ist, überflüssigen Windstrom in Wasserstoff umzuwandeln.
Und wenn der Wind nicht weht, dann kann unser Motor mit diesem Wasserstoff wieder Strom produzieren."
Überflüssiger Windstrom ist ein großes Problem der Branche.
Denn wenn es kräftig weht, wird oft mehr Strom produziert, als aktuell verbraucht wird.
Mit der Umwandlung dieses Stroms in Wasserstoff kann diese Energie nun gespeichert werden und steht für zahlreiche Anwendungen zur Verfügung.
Eine davon ist die Stromerzeugung.
Die Idee ist, überflüssigen Windstrom in Wasserstoff umzuwandeln.
Projektleiter Manuel Cech zum Einsatz des Motors
Der Motor aus Roßlau soll in Blockheizkraftwerken zum Einsatz kommen.
Eine Technologie, die bereits jetzt von vielen Stadtwerken genutzt wird, meist auf der Basis von Erdgas.
Allerdings sollen die Motoren nur dann anlaufen, wenn es keinen Wind- oder Sonnenstrom gibt.
Aber wie schnell könnte so ein Großkraftwerk ans Netz gehen?
"Unser Motor läuft nach sechzig Sekunden auf Volllast - und das im Megawatt-Bereich.
Bis das System hochgefahren ist, liefert ein Akkuspeicher den Strom.
Insofern sind keine Ausfälle zu befürchten", versichert Cech.
Also könnte so ein Kraftwerk von null auf hundert in einer Minute durchstarten.
Mit verschiedenen Technologien zur Energiewende
Eigentlich hat der Ingenieur Manuel Cech Fahrzeugtechnik studiert, ein Berufsfeld, das sich derzeit massiv wandelt.
Die Seiten habe er aber nicht gewechselt, sagt der Motorenentwickler, denn die Energiewende sei für Ingenieure ein spannendes Berufsfeld.
"Ich denke wir, schaffen den Umstieg.
Allerdings können wir nicht sagen, es wird diese eine Technologie sein oder jene."
Es gehe um viele unterschiedliche Lösungen, je nach Anwendung.
"Es wird also eine Elektromobilität geben, aber auch eine Wasserstoff-Technologie für bestimmte Fahrzeuge und natürlich Wasserstoff als Energiespeicher zur Stromerzeugung und für die Industrie", sagt Cech.
Doch bei so manchem erzeugt das Thema Ökostrom inzwischen alles andere als positive Energien.
Und das liegt nicht nur an den Windrädern, die von den Anwohnern oft als störend empfunden werden, sondern auch an den gestiegenen Stromkosten.
Wasserstoff-Strom: Konzept technologisch ausgereigt
Da stellt sich natürlich die Frage, wie teuer der Umstieg auf die Wasserstoffverstromung wird.
Manuel Cech verweist da auf die Politik:
"Der Strompreis ist von den politischen Vorgaben abhängig.
Derzeit ist ja der Herstellungspreis nur ein Teil der Rechnung, ein großer Brocken sind auch die Netzendgelte.
Da muss nun die Politik darauf achten, dass die Speicherung nicht noch einen zusätzlichen Kostenfaktor bringt."
Technologisch sei das Konzept ausgereift, versichert Cech.
Es ließe sich auch schnell umsetzen, zum Beispiel mit einem Kraftwerk im Burgenlandkreis - also dort, wo gerade der Kohleausstieg geplant wird.
Die Ingenieure haben also ihren Job erledigt. Nun hofft Cech auf eine breite gesellschaftliche Debatte, wie der Wasserstoff als Energieträger so eingesetzt werden kann, dass für Verbraucher und Industrie die Kosten akzeptabel bleiben.
↑ In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter Tage
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Sachsen-Anhalt / Uli Wittstock
2020-02-16 de In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter TageWer abends in den Himmel schaut, der blickt auf riesige Mengen Wasserstoff.
Denn Sterne bestehen überwiegend aus diesem Element.
Und ohne Wasserstoff wäre unsere Sonne nicht einmal eine trübe Funzel.
Doch wenn es um die Energiewende geht, blickt man in Sachsen-Anhalt nicht in den Himmel, sondern ins Unterirdische.
Was man da sehen kann.
Manchmal braucht es Zeit, bis Dinge sich ändern.
Dominik Härle ist Wasserstoff-Experte am Fraunhofer-Institut für Mikrostruktur von Werkstoffen und Systemen (IMWS) in Halle und kann das bestätigen.
Er erinnert sich noch gut an seine Studienzeit:
"Ich hatte eine Vorlesung zum Thema Energiespeicher und da habe ich den Professor gefragt, warum er denn den Wasserstoff nicht erwähnt.
Die knappe Antwort hieß:
Wasserstoff ist kein Energiespeicher.
Und als ich dann auch noch wagte, nachzufragen, war der Professor nicht gerade erfreut."
Seitdem ist einige Zeit vergangen.
Inzwischen gilt Wasserstoff als ein wichtiger Baustein für die Energiewende.
Denn Wasserstoff ist vielfältig einsetzbar, sowohl in der Industrie wie auch bei der Stromerzeugung oder im Verkehr.
Das ist seit vielen Jahren bekannt.
Bereits im Jahr 2002 veröffentlichte der US-Ökonom Jeremy Rifkin ein Buch unter dem Titel "Die H2 Revolution".
Ohne politischen Druck ändert die Wirtschaft nichts
Geschehen ist seit der Veröffentlichung vor knapp 20 Jahren nur wenig.
An der Wissenschaft liege das aber nicht, sagt Dominik Härle:
"Wenn man sich zum Beispiel die Automobilbauer anschaut, die hatten keinen Druck, bislang etwas zu ändern.
Da muss die Politik die Weichenstellungen so ändern, dass neue Technologien auch eine Chance haben.
Also wenn die Hersteller kein CO₂ einsparen müssen, dann ändern sich auch nichts."
Doch inzwischen hat die Bundesregierung eine CO₂-Steuer auf den Weg gebracht.
Und nun gewinnt das Thema Wasserstoff an wirtschaftlicher Bedeutung.
Im BMW-Werk Leipzig fahren inzwischen die Gabelstapler mit Wasserstoff, ein erster Schritt, so Dominik Härle.
Doch der Wasserstoff muss natürlich klimaneutral hergestellt sein, also aus erneuerbaren Energien.
Das soll in einem Großprojekt in Bad Lauchstädt getestet werden.
Bad Lauchstädt - Goethe und Wasserstoff
Im 18. Jahrhundert war Bad Lauchstädt eine Kurstadt mit großer Ausstrahlung und eigenem Theater, dessen Bau der Dichterfürst Goethe höchstselbst in Auftrag gegeben hatte.
Nun gibt es wieder Baupläne für Bad Lauchstädt, deren Umsetzung man aber zu großen Teilen nicht sehen wird.
Denn der Speicher für den Wasserstoff entsteht in einer Tiefe von 700 bis 900 Metern, umschlossen von einer Salzschicht.
Erdgas unterirdisch auf diese Art zu speichern, ist ein bekanntes Verfahren, die Firma VNG Gasspeicher betreibt bereits jetzt mehrere solcher sogenannten Kavernen in Bad Lauchstädt.
Nun soll ein unterirdischer Wasserstoffspeicher hinzukommen, von beträchtlichem Ausmaß: einen halben Kilometer lang, 100 Meter hoch.
Hier können bis zu 3.800 Tonnen Wasserstoff gespeichert werden, was reicht, um 40.000 Haushalte ein Jahr lang mit Strom zu versorgen.
Oder anders gerechnet, der Speicher könnte mit einer Füllung fünf Jahre lang Bad Lauchstädt mit Strom versorgen.
Allerdings nur theoretisch, denn praktisch ist der Wasserstoff vor allem zur Nutzung in den Chemieparks der Region gedacht.
Weltweit erster Großversuch
Experten sprechen von "Power to Gas", also der Umwandlung von klimaneutralem Windstrom in Wasserstoff.
Und deshalb bekommt Bad Lauchstädt, zusätzlich zum Kurpark, der gerade für die Landesgartenschau saniert wird, einen Energiepark.
Den Strom liefern Windräder, mit dem dann der Wasserstoff hergestellt werden soll und zwar mit Hilfe der Elektrolyse, also der Aufspaltung von Wasser zu Sauerstoff und Wasserstoff.
Das ist eigentlich ein bekanntes Verfahren, so Härle vom Fraunhofer Institut IMWS, doch für eine industrielle Anwendung gibt es noch einiges zu klären:
"Das Projekt heißt ja nicht zufällig Forschungskaverne.
Wir werden unterschiedliche Technologien nutzen, um zu schauen, welches Verfahren für welche Anwendung geeignet ist."
Weltweit ist dies der erste Versuch, Wasserstoff in dieser Größenordnung aus Windstrom herzustellen, diesen zu speichern und dann weiter zu verarbeiten.
Eine Herausforderung für die Ingenieure, das bestätigt Dominik Härle: "Das Problem ist der Wind.
Mal haben wir Volllast, plötzlich zuckelt es nur oder es gibt eine Flaute.
Das ist für technische Anlagen ein Problem.
Aber ein lösbares."
Chemiestandorte wollen ihre CO₂-Belastung senken
Seit dem vergangenem Jahr laufen die konkreten Planungen und bei dem Umfang des Projektes ist klar, dass sich hier die Großen der Branche engagieren.
Möglich ist dies durch zwei Voraussetzungen, zum einen aufgrund der jahrzehntelangen Zusammenarbeit in den Chemieparks der Region - man kennt sich also.
Zum anderen aber auch wegen der Aktivitäten des Vereins Hypos, ein Zusammenschluss von Forschungseinrichtungen und Firmen.
Unter der Überschrift "GreenHydroChem" sollen die Chemiestandorte in Mitteldeutschland ihre CO₂-Belastung deutlich senken.
Damit nicht das passiert, was derzeit die Autobauer gerade erleben - ein hektisches Umsteuern, weil sich plötzlich die Bedingungen geändert haben.
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Kavernen zur Wasserstoff-Speicherung
en
Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe
(2019‑10‑16)
Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
(2020‑03‑26) U.S. is building salt mines to store hydrogen (2020‑12‑17) Erste Wasserstoff-Kaverne in Deutschland (2020‑02‑26) Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüsten (2020‑02‑19) In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter Tage (2020‑02‑16) German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storage (2019‑05‑03) Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen Münsterland (2014) |
↑ Deutschlands erste Wasserstoffstrategie steht
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Euractiv / Florence Schulz
2020-02-01 de Deutschlands erste Wasserstoffstrategie stehtErstmals ist Deutschlands Plan für eine Wasserstoffstrategie bekannt geworden.
Der Entwurf sieht den Einsatz des CO₂-freien Gases in Industrie und Verkehr vor und verspricht viele Millionen für die Forschung.
Am Ende wird aber ein Großteil aus dem Ausland eingekauft werden.
Entgegen des Willens des Umweltministeriums setzt Altmaier auch auf den Einsatz von Wasserstoff im Verkehr.
Noch in diesem Jahr soll deshalb die Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU umgesetzt und sogar übertroffen werden:
Bis 2030 soll der verpflichtende Anteil regenerativer Kraftstoffe, zu denen auch Wasserstoff gehört, auf 20 statt 14 Prozent angehoben werden.
Parallel soll die nötige Tankstelleninfrastruktur mit 3,4 Milliarden Euro gefördert werden.
Auch die Finanzierung der im vergangenen Jahr ausgewählten "Realllabore", in denen die Produktion und Anwendung von Wasserstoff in industriellen Maßstab getestet werden soll, wird aufgestockt.
650 Millionen Euro sind zusätzlich zu den bereits 400 Millionen Euro über vier Jahre eingeplant.
Ein Bericht soll Möglichkeiten erarbeiten, inwiefern das extensive nationale Gasnetz an Wasserstoff angepasst werden muss.
Deutschland verfügt zwar bereits über eine gute Gasinfrastruktur, doch die Rohre sind auf Erdgas ausgelegt.
Ohne einen Umbau der Rohre kann Wasserstoff nur in begrenzten Anteilen beigegeben werden.
Doch die Pläne zur Schaffung eines reinen Wassterstoffnetzes laufen bereits.
"Wir arbeiten mit Hochdruck an konkreten technischen und netzplanerischen Lösungen, damit die Integration gelingen kann", verkündete diese Woche Ralph Bahke, Vorstandsvorsitzender der Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber.
Der Verbund hatte am Dienstag erstmal eine Vision für ein 5.900 km umfassendes Wasserstoffnetz vorgelegt, das zu 90 Prozent aus den heute schon existenten Leitungen bestehen soll.
Priorität der deutschen Ratspräsidentschaft
Da es sich beim Aufbau eines Wasserstoffmarktes um ein "europäisches Gemeinschaftsprojekt" handele, werde dies eine der Prioritäten der anstehenden deutschen Ratspräsidentschaft sein, heißt es weiter in der Wasserstoffstrategie.
Deutschland werde seinen Vorsitz nutzen, um Rahmenbedingungen für Sektorkopplung und die Entwicklung eines EU-Binnenmarktes für Wasserstoff voranzutreiben.
Denkbar sei auch die Schaffung einer Liste von Förderprojekten von öffentlichem Interesse (IPCEI) speziell für Wasserstoff, wie sie jüngst auch zur Batterieforschung geschaffen wurde.
Die Kommission erarbeitet derzeit ein Gaspaket für die EU, das spätestens 2021 vorliegen soll.
Wasserstoff soll darin eine Schlüsselrolle einnehmen.
Auch die jüngst geleakten Industriestrategie von der Leyens (EURACTIV berichtete) ist die Rede von öffentlich-privaten Partnerschaften zur Förderung von Dekarbonisierungstechnologien zum Beispiel für den Stahlsektor - Wasserstoff soll dabei die Kohle ersetzen.
Noch wird in der Industrie nur der sogenannte "blaue", aus Erdgas gewonnene Wasserstoff eingesetzt.
Denn die Herstellung von grünem Wasserstoff aus rein erneuerbarem Strom ist extrem energieintensiv und der Energieverlust mit bis zu drei Vierten sehr hoch.
Um ausreichend erneuerbaren Strom für die Elektrolyse bereitzustellen, heißt es in der Strategie, eigneten sich Offshore-Windparks in der Nordsee.
Dazu wolle man mit anderen EU-Mitgliedsstaaten kooperieren.
In der belgischen Hafenstadt Ostend soll 2022 ein erstes Projekt dieser Art anlaufen.
Mithilfe einer Wasserstoffanlage soll überschüssige Windenergie in das Fernwärmenetz eingespeist werden.
Wasserstoff aus dem Ausland einkaufen
Da Deutschland sich in naher Zukunft aber nicht selber mit der nötigen Menge an erneuerbaren Energien für die Wasserstoffproduktion wird versorgen können, werde man "einen Großteil des künftigen Bedarfs an CO₂-freiem, bzw. CO₂-neutralem Wasserstoff importieren müssen", heißt es im Strategiepapier.
Dazu sollen "Energiepartnerschaften" mit anderen Staaten, in denen zum Beispiel viel Sonne scheint, geschlossen werden.
Berichten des Tagesspiegels zufolge hat Deutschland bereits eine Kooperationsvereinbarung mit Marokko zur Methanol-Erzeugung aus Wasserstoff vereinbart.
Angesichts dieser Problematik schließt Altmaiers Wasserstoffstrategie ausdrücklich auch herkömmlichen, aus Erdgas gewonnenen Wasserstoff in seinen Plan mit ein.
Auch die EU verfolgt diese Strategie.
So verkündete Kommissionsvize Frans Timmermans im November:
"Wenn wir mit unserer Technologie klug umgehen, könnte eine Kombination aus fossilem und Wasserstoff im Netz eingesetzt werden."
CO₂-freier Wasserstoff sei keine Allzwecklösung.
"Fossile Brennstoffe werden ebenfalls Teil der Mischung sein, da müssen wir realistisch sein."
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Kavernen zur Wasserstoff-Speicherung
en
Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe
(2019‑10‑16)
Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
(2020‑03‑26) U.S. is building salt mines to store hydrogen (2020‑12‑17) Erste Wasserstoff-Kaverne in Deutschland (2020‑02‑26) Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüsten (2020‑02‑19) In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter Tage (2020‑02‑16) German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storage (2019‑05‑03) Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen Münsterland (2014) |
⇧ 2019
↑ Welche Möglichkeiten der Wasserstoffspeicherung gibt es?
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EMCEL Ingenieurbüro für Brennstoffzelle, Wasserstofftechnologie und Elektromobilität
2019-12-16 de Welche Möglichkeiten der Wasserstoffspeicherung gibt es?
CGH2 (Compressed Gaseous hydrogen) Erdgas LH2 (Liquid hydrogen)
Benzin Metallhydrid LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carrier)
Vorbemerkung
Die Wasserstoffspeicherung kann heute grundsätzlich in gasförmigem oder flüssigem Zustand aber auch in chemisch gebundener Form, z. B. mittels Metallhydriden oder Thermal-Öl erfolgen.
Wasserstoff ist unter Umgebungsbedingungen gasförmig, stellt das leichteste Element im Periodensystem dar und hat eine sehr geringe volumetrische Energiedichte.
Im obigen Diagramm ist zu erkennen, dass die volumetrische und gravimetrische Energiedichte der verschiedenen Energieträger stark variiert.
Wasserstoffspeicherung gasförmig (CGH2)
Gasförmiger Wasserstoff lässt sich nach dem Verdichten bei hohem Druck in einem Tank speichern.
Im Verkehr hat sich beispielsweise ein Druckniveau
von 350 bar für Nutzfahrzeuge
und 700 bar für PKW durchgesetzt.
Bei 700 bar beträgt die Dichte ca. 40 kg/m3 (24 kg/m3 bei 350 bar).
Der Hochdruckspeicher bietet für kleine Speichermengen eine günstige Lösung und wird daher vor allem in mobilen Anwendungen wie in PKW und Nutzfahrzeugen eingesetzt.
Wasserstoffspeicherung flüssig (LH2)
Eine Alternative stellt die Verflüssigung von Wasserstoff dar.
In diesem Zustand besitzt LH32 zwar eine wesentlich höhere Dichte 71 kg/m3, muss aber im flüssigen Zustand bei -253 °C gespeichert werden.
Solche Speicher sind günstiger für größere Speichermengen und werden daher häufig beim Transport von H2 über weite Strecken eingesetzt.
Der Nachteil ist das Abdampfen des H2, welches durch Erwärmung hervorgerufen wird.
Wasserstoffspeicherung mittels Metallhydrid
Metallhydride absorbieren gasförmigen Wasserstoff.
Beim Kontakt des Wasserstoffgases mit der Feststoffoberfläche der Speichermaterialien zerfallen die Wasserstoffmoleküle in atomaren Wasserstoff und dringen in das Material ein.
Die Beladung und Entladung der Metallhydridspeicher erfolgt bei einem Druckniveau von ca. 30-60 bar.
Der wesentliche Nachteil ist, dass diese Speichersysteme im Verhältnis zum aufgenommenen HH2-Gehalt relativ schwer sind.
Sie werden für Spezialanwendungen (Kleinstspeicher, U-Boot) genutzt.
Wasserstoffspeicherung mittels LOHC
Liquid Organic Hydrogen Carrier (LOHC) speichern den Wasserstoff in einem flüssigen Trägermedium.
Dieses Thermal-Öl bindet Wasserstoff chemisch durch eine katalytische Reaktion.
Der gespeicherte Wasserstoff kann dann ähnlich wie Dieseltreibstoff gehandhabt werden.
Diese Technologie eignet sich besonders für die Speicherung und den Transport von großen Wasserstoffmengen.
In jeder dieser Varianten hat die Wasserstoffspeicherung ihre Berechtigung.
Entscheidend bei der Auswahl der Speichertechnologie ist der spezielle Anwendungsfall (z. B. stationär, mobil, gespeicherte Menge Wasserstoff usw.)
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Wasserstoff-Speicherarten Welche Möglichkeiten der Wasserstoffspeicherung gibt es? (2019‑12‑16) |
↑ Neuer Schwung für Wasserstoffautos
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Fondation The Ark
2019-10-29 de Neuer Schwung für WasserstoffautosVorbemerkung
Das Walliser Start-up GRZ Technologies widmet sich der Problematik der Speicherung von Energie in Form von Wasserstoff.
Gemeinsam mit der EPFL hat es nun einen neuartigen Verdichter entwickelt.
Damit könnte Wasserstoff zu einer glaubwürdigen Kraftstoffalternative werden.
Und das im grossen Stil!
Das seit seiner Gründung von der Stiftung The Ark unterstützte Jungunternehmen GRZ Technologies hat gemeinsam mit der EPFL einen neuen langlebigen Batterietyp entwickelt, der die Speicherung überschüssiger elektrischer Energie in Form von Wasserstoff ermöglicht.
Das Herzstück der Erfindung besteht aus dem Metallhydrid ZrMn1.5.
Es speichert Wasserstoff und das ganz ohne Energiezufuhr.
Ein Netz von Wasserstoff-Tankstellen?
Im Gegensatz zu herkömmlichen Kompressoren soll die Technologie die Konstruktion und den wirtschaftlichen Einsatz von kompakten Verdichtern ermöglichen, die sich sogar für den Privatgebrauch eignen.
Damit lasse sich praktisch an jedem Standort Wasserstoff umweltfreundlich verdichten, sagte Professor Andreas Züttel vom Sittener EPFL-Materiallabor für erneuerbare Energien an einer Medienkonferenz.
An der kommerziellen Umsetzung der Metallhydrid-Technologie arbeiten die EPFL und das Spin-off GRZ Technologies mit der international tätigen Messer Group zusammen.
«Die Vision ist, dass wer eine solche Tankstelle zu Hause hat, anderen seinen Wasserstoff anbietet», erklärte Hans-Michael Kellner, CEO des Industriegasespezialisten.
So könnte das ungelöste Problem des fehlenden Wasserstoff-Tankstellennetzes gelöst werden, an dem das Wasserstoff-Auto seit langem scheitert.
Die Vorteile des Wasserstoffautos
Dabei würden Wasserstoffautos viele Vorteile bieten:
Bei der Verbrennung von Wasserstoff entsteht kein CO₂.
Wird das Gas zudem aus Wasser und mit Strom aus erneuerbaren Energien (Elektrolyse) produziert, ist es komplett CO₂-frei.
Auch gegenüber dem reinen Elektroauto hat es Vorteile, wie der Materialforscher Züttel erläuterte:
Weil Wasserstoff eine höhere Energie aufweist als Batterien, ermöglicht es höhere Reichweiten bei einem deutlich tieferen Fahrzeuggewicht.
Einem flächendeckenden Einsatz steht trotz der neuen Technologie eine hohe Hürde im Weg:
Damit es für Privathaushalte attraktiv wird, Wasserstofftankstellen bereitzustellen, braucht es eine entsprechende Nachfrage von möglichst vielen Wassserstoffauto-Besitzern.
Damit aber der Besitz eines solchen Autos interessant wird, braucht es wiederum genügend Tankstellen.
Gefragt sei nun die Politik, betonten Züttel und Kellner.
Eine entsprechende Förderung sei notwendig.
↑
en
Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe
Speicherung von komprimiertem gasförmigen Wasserstoff
in Salzkavernen
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Pre Print
ResearchGate
Dilara Gulcin, Nikolaus Weber, Heidi Heinrichs, Jochen Linßen, Martin Robinius, Peter A. Kukla and Detlef Stolten
2019-10-16 en Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in EuropeABSTRACT
The role of hydrogen in a future energy system with a high share of variable renewable energy sources (VRES) is regarded as crucial in order to balance fluctuations in electricity generation.
These fluctuations can be compensated for by flexibility measures such as the expansion of transmission, flexible generation, larger back-up capacity and storage.
Salt cavern storage is the most promising technology due to its large storage capacity, followed by pumped hydro storage.
For the underground storage of chemical energy carriers such as hydrogen, salt caverns offer the most promising option owing to their low investment cost, high sealing potential and low cushion gas requirement.
This paper provides a suitability assessment of European subsurface salt structures in terms
of size,
land eligibility
and storage capacity.
Two distinct cavern volumes of 500,000 m3 and 750,000 mm3 are considered, with preference being given for salt caverns over bedded salt deposits and salt domes.
The storage capacities of individual caverns are estimated on the basis of thermodynamic considerations based on site-specific data.
The results are analyzed using three different scenarios:
onshore and offshore salt caverns,
only onshore salt caverns and only onshore caverns within 50 km of the shore.
The overall technical storage potential across Europe is estimated at 84.8 PWhH2, 27 % of which constitutes only onshore locations.
Furthermore, this capacity decreases to 7.3 PWhH2 with a limitation of 50 km distance from shore.
In all cases, Germany has the highest technical storage potential, with a value of 9.4 PWhH2, located onshore only in salt domes in the north of the country.
Moreover, Norway has 7.5 PWhH2 of storage potential for offshore caverns, which are all located in the subsurface of the North Sea Basin.
Fig.2 A simplified representation of an exemplary cavern
and estimated pressure limits as a function of depth
Fig.4 . Map of European salt deposits and salt structures
as a result of suitability assessment for underground hydrogen storage
1. Alsace Basin;
2. Bresse Basin;
3. Greoux Basin;
4. Valence Basin;
5. Lower Rhine Basin;
6. Hessen Werra Basin;
7. Sub-Hercynian Basin;
8. Lausitz Basin;
9. Leba Salt;
10. Fore-Sudetic Monocline;
11. Carpathian Foredeep;
12. Lublin Trough;
13. Ocnele Mari;
14. Cardona Saline Formation;
15. Pripyat Basin;
16. Cheshire Basin;
17. UK Permian Zechstein Basin;
18. Larne Salt Field; 19. Wessex Basin
Fig.7 Total cavern storage potential in European countries
classified as onshore, offshore and within 50 km of shore.
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Peer Reviewed version (Coyp right geschützt)
ScienceDirect - Elsevier BV / International Journal of Hydrogen Energy
2020-02-28 en Technical potential of salt caverns for hydrogen storage in Europe
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Kavernen zur Wasserstoff-Speicherung
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Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe
(2019‑10‑16)
Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
(2020‑03‑26) U.S. is building salt mines to store hydrogen (2020‑12‑17) Erste Wasserstoff-Kaverne in Deutschland (2020‑02‑26) Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüsten (2020‑02‑19) In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter Tage (2020‑02‑16) German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storage (2019‑05‑03) Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen Münsterland (2014) |
↑ Demnächst: Jedem seine eigene H2 Tankstelle
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Lade-Entlade-Prozess
Der Zyklus ist ohne Limit reversible. |
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GRZ Technologies Ltd.
2019-10-15 de Demnächst: Jedem seine eigene H2 TankstelleEine Neuentwicklung der Eidgenössischen Technischen Hochschule in Lausanne (EPFL) gibt der Technologie für Wasserstoffautos neue Impulse.
Die Technologie ermöglicht kleine Wasserstoff-Tankstellen in Privathaushalten und damit ein flächendeckendes Kraftstoffnetz.
"Die Vision ist, dass jeder, der eine solche Tankstelle zu Hause hat, seinen Wasserstoff anderen anbietet", sagten Prof. Andreas Züttel (ETH Lausanne) und Hans-Michael Kellner (CEO Messer Schweiz) anlässlich der Präsentation der Technik einer HyCo Tankstelle.
Möglich wird dies durch einen neuartigen Wasserstoff-Kompressor, dessen Kern auf den thermodynamischen Eigenschaften von Metallhydriden ZrMn1,5 besteht.
Der Kompressor besteht aus einem Wasserstoffspeicher (60 Nl H2) mit variablem Ausgangsdruck.
Der Speicher wird bei Raumtemperatur mit einem Druck unter 5 bar Wasserstoff gefüllt (ohne Verdichtungsenergie) und liefert bei Bedarf (durch Wärmezufuhr) ultrareinen Wasserstoff in einem Druckbereich von 5 bar bis 200 bar (2900 psi).
Wenn Wasserstoffmoleküle mit dem Speichermaterial in Kontakt gebracht werden, werden die Moleküle in Wasserstoffatomen dissoziiert.
Diese Atome werden dann an den Zwischengitterstellen der Metallverbindung absorbiert.
Dieser Vorgang erfolgt bei Umgebungsdruck extrem sicher und ist zu 100 % reversibel.
Die in diesem Zustand erreichte Wasserstoffdichte ist extrem hoch,
doppelt so hoch wie flüssiger Wasserstoff
und viermal höher als Druckgas.
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Metallhydrid Wasserstoff-Speicher Demnächst: Jedem seine eigene H2 Tankstelle (2019‑10‑15) Energie in Wasserstoff speichern (2018‑03‑28) |
↑ SNG 10000 Leitfaden zum Aufbau von Wasserstoff-Tankstellen
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SNV Schweizerische Normen-Vereinigung / Shop
2019-10-01 de SNG 10000 Leitfaden zum Aufbau von Wasserstoff-TankstellenLieferzeit: 5 - 10 Tage
ICS Code 93.080.40 Straßenbeleuchtung
Website: https://shop.snv.ch/Anderes-Dokument/Strassenbau/SNG-10000.htmlFür diese Norm ist das Normen-Komitee INB/NK 162 «Gas» des interdisziplinären Normenbereichs zuständig.
Direktlink [Veröffentlichung der Schweizerischen Eidgenossenschaft]
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ARAMIS / admin.ch
Autoren: Urs Cabalzar, Empa; Heinz Rohrer, TÜV Thüringen Schweiz AG
de Leitfaden zum Aufbau von Wasserstoff-Tankstellen
Genehmigungsprozess in der Schweiz
Variante 1 vom 12.07.2019
Vorwort
Vor dem Hintergrund globaler Anstrengungen zur Reduktion der CO₂-Emissionen gewinnen Fahrzeugantriebe auf Basis erneuerbarer Energien zunehmend an Bedeutung.
Eine vielversprechende Möglichkeit zur Minderung des CO₂-Ausstosses stellen wasserstoffbetriebene Fahrzeuge dar.
Dabei gilt die Voraussetzung, dass der Wasserstoff mit erneuerbarer Energie hergestellt wird.
Wird der Wasserstoff im Fahrzeug in einer Brennstoffzelle umgesetzt, können zudem Schadstoffemissionen wie Stickoxide, Kohlenmonoxid und Kohlenwasserstoffe komplett vermieden werden.
Dank kurzer Betankungszeit und hoher Reichweite sind wasserstoffbetriebene Fahrzeuge hinsichtlich Alltagstauglichkeit mit Benzin- und Dieselfahrzeugen vergleichbar.
Die Infrastruktur zur Betankung der Fahrzeuge befindet sich derzeit allerdings noch in der Entstehungsphase.
Beim Aufbau der ersten Wasserstoff-Tankstellen in der Schweiz hat sich gezeigt, dass der Genehmigungsprozess und das Zusammentragen der relevanten rechtlichen Bestimmungen für Tankstellenbauer und Behörden oft eine Herausforderung ist.
Im vorliegenden Leitfaden wird der Ablauf deshalb in Form einer Schritt-für-Schritt-Anleitung aufgeschlüsselt.
Dabei wird aufgezeigt, welche Behörden und Organisationen in den Genehmigungsprozess einbezogen werden sollen.
Neben der Anleitung zum Prozessablauf sind die einschlägigen nationalen und internationalen Gesetze, Verordnungen und Richtlinien im Anhang dieses Leitfadens aufgeführt.
Ziel des Leitfadens ist die Sammlung und Weitergabe von Erkenntnissen aus vorangegangenen Projekten.
Die Erläuterungen sollen Planung und Aufbau zukünftiger Wasserstoff-Tankstellen vereinfachen und Tankstellenbauern sowie Behörden eine Hilfestellung für den Genehmigungsprozess bieten.
Auf diese Weise soll der Ausbau der Wasserstoff-Betankungsinfrastruktur unterstützt werden.
Der vorliegende Leitfaden stellt ein Dokument von rein informellem Charakter dar und ist rechtlich nicht bindend.
Das Dokument erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit.
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↑ Der Stoff der Zukunft? Deutschland möchte Weltmarktführer beim Wasserstoff werden
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Euractiv / Florence Schulz
2019-07-23 de Der Stoff der Zukunft? Deutschland möchte Weltmarktführer beim Wasserstoff werdenDeutschland möchte jährlich 100 Millionen Euro in die Erforschung von Wasserstoff-Technologien investieren.
Es könnte das Geschäft der Zukunft und Deutschlands nächster Export-Hit werden.
Doch die Zukunft des grünen Gases ist noch extrem wackelig.
Es klingt so schön: Eine Welt, die von Wasserstoff angetrieben wird.
Kein CO₂-Ausstoß, keine Kohle, kein Erdöl.
Und Wasser gibt es genug auf dem Planeten.
"Wir starten jetzt die nächste Stufe der Energiewende", sagte Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier (CDU) am vergangenen Donnerstag in Berlin.
In sogenannten "Reallaboren" will er erforschen lassen, wie Wasserstoff in großem Stil als Energieträger im Wärmemarkt, Verkehr und der Industrie genutzt werden kann.
100 Millionen Euro pro Jahr lässt sich das Ministerium das Projekt kosten.
Ab 2020 sollen Ergebnisse vorliegen.
Deutschland wolle bei Wasserstofftechnologien die Nummer Eins in der Welt werden, so Altmaier.
"Es kommt jetzt darauf an, das industriepolitische Potenzial zu heben."
In der Zukunft, wenn die EU-Staaten sich zunehmend dekarbonisieren, sollen Wasserstoff-Technologien der nächste deutsche Exportschlager werden - es könnte ein Milliardengeschäft sein.
Die Bundesregierung hat inzwischen angekündigt, bis Jahresende eine Wasserstoffstrategie zu entwickeln.
Das begrüßt auch das Bundesumweltministerium, das bereits ein "Aktionsprogramm für strombasierte Brennstoffe" vorgelegt hat.
Am selben Tag verfassten auch sechs grüne Abgeordnete ein Positionspapier zur Wasserstoffproduktion - und sprachen sich erstmal klar dafür aus.
Unternehmen stellen eigenen Wasserstoff her
Soviel Wasser es auf dem Planet Erde auch geben mag, die Gewinnung des emissionsfreien Wasserstoff-Gases stellt Forscher seit Jahren vor Herausforderungen.
Denn als reines, ungebundenes Gas kommt der Stoff auf der Erde nicht vor.
Traditionell wird Wasserstoff aus Erdgas gewonnen, einem fossilen Rohstoff also.
Dabei wird viel CO₂ freigesetzt - rund sieben bis neun tausend Kilo pro produzierter Tonne Wasserstoff.
Doch es gibt auch eine umweltfreundliche Alternative:
Power-to-Gas wird der Prozess genannt, bei dem Wasser durch Elektrolyse in seine Bestandteile Sauer- und Wasserstoff aufgebrochen wird.
In einem zweiten Schritt lässt sich der Wasserstoff sogar zu synthetischem Erdgas, Benzin, Diesel oder Kerosin verarbeiten, die dann als E-Fuels gelten.
Doch auch hier muss wieder Kohlenstoff beigefügt werden.
Für die Gasindustrie stellt diese Art der Wasserstoff-Herstellung eine Allzwecklösung dar, um sich endgültig vom Kohlenstoff freizumachen.
Denn Wasserstoff könnte eines Tages zum Heizen oder im Verkehr Wasserstoff genutzt werden, vor allem im Schwerlast-, Flug- oder Schiffsverkehr.
Bisher werden vor allem U-Boote und Raketen mit Wasserstoff angetrieben.
Auch andere Branchen wollen von der umweltfreundlichen Gewinnung von Wasserstoff profitieren.
Stahlproduzent ThyssenKrupp zum Beispiel plant, damit bis 2050 klimaneutral zu werden.
"Beim Stahl können wir unsere produktionsbedingten Emissionen dort bis 2050 um 80 Prozent senken", sagt Vorstandsmitglied Donatus Kaufmann.
Auch die Salzgitter AG experimentiert mit dem Gas, setzt es aber noch nicht im Tagesgeschäft ein.
"Technologisch spricht allerdings sehr viel dafür, dass es funktioniert", so Alexander Redenius, Projektleiter beim Konzern.
Und im rheinischen Wesseling errichtet Shell ITM Power derzeit die weltgrößte Wasserstoff-Elektrolyse-Anlage.
1.300 Tonnen Wasserstoff soll sie im Jahr produzieren und ab 2020 in Betrieb gehen.
Politisch abhängig von Marokko oder Saudi Arabien?
Von einer effizienten Nutzung von Wasserstoff ist die Industrie allerdings noch weit entfernt.
Bei der Elektrolyse geht knapp ein Drittel der Energie verloren,
bei der weiteren Umwandlung in Methan oder Kraftstoffen ist es schon die Hälfte.
Der sehr hohe Strombedarf wird bei Weitem nicht aus erneuerbaren Energien gedeckt werden könnte, sagt das Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik.
In Deutschland könnten gar nicht genügend Windräder und Solarparks erbaut werden, um genügend Elektrolyseanlagen für die heimische Industrie zu betreiben.
"Wir werden Wasserstoff aus anderen Weltregionen importieren müssen, wo es genügen Platz, Sonne und Wind gibt",
sagt die energiepolitische Sprecherin der Grünen, Ingrid Nestle, zu EURACTIV.
Und zwar nicht zu knapp: Bis zu 750 Terawattstunden synthetisches Gas und flüssige Brennstoffe müsste Deutschland im Jahr 2050 importieren, wenn die heimische Produktion von Wasserstoff so teuer und ineffizient bleibt wie bisher, gibt die Deutsche Energieagentur an.
Einige Experten finden das bedenklich - denn es könnte eine politische Abhängigkeit schaffen von Ländern wie Saudi Arabien, den Emiraten oder Marokko.
Auch der Transport und die Einspeisung von Wasserstoff in das Erdgasnetz stellen Techniker vor große Probleme.
Denn das Gas verträgt sich nicht mit den bestehenden Erdgasleitungen des Wärmenetzes.
Zwar kann Wasserstoff zu einem gewissen Anteil beigemischt werden, selbst unter Laborbedingungen kommt man aber nur auf rund 30 Prozent.
Wie Versuche in Großbritannien zeigen, lässt sich das Netz möglicherweise durch Umrüstung anpassen.
"Aber wir dürfen hier nicht zu national denken.
Unser Gasinfrastruktur ist europäisch eingebettet, wir könnten diese nicht einfach nur in Deutschland zurückbauen oder begrenzen",
sagt Stefan Stückrad, Wissenschaftlicher Leiter am Institut für transformative Nachhaltigkeitsforschung IASS.
Konkurrenz durch fossile Brennstoffe
Angesichts der erheblichen technischen und wirtschaftlichen Herausforderungen dürfte Wasserstoff so schnell nicht konkurrenzfähig zu fossilem Erdgas oder Öl werden.
Noch ist das Gas zu teuer und die Nachfrage zu gering.
"Das ist ein Henne-Ei-Problem: Um großskalig Elektrolyse zu betreiben, braucht es genug Nachfrage nach Wasserstoff.
Und umgekehrt entsteht größere Nachfrage erst, wenn die entsprechende Technologie da ist um kostengünstigen Wasserstoff anbieten zu können", so Stückrad.
Die Grünen-Sprecherin Ingrid Nestle fordert daher staatliche Unterstützung für Power-to-Gas Technologien.
So sollten die Abgaben und Umlagen auf Strom zugunsten von grünem Wasserstoff reformiert werden.
"Wir brauchen wir einen vernünftigen CO₂-Preis.
Nur so werden fossile Brennstoffe im Vergleich zu Wasserstoff unattraktiv."
Um die stromintensive Elektrolyse günstiger zu machen, schlägt sie vor, überschüssigen Strom sehr kostengünstig zur Wasserstoffproduktion zur Verfügung zu stellen.
Bisher werden Kraftwerke einfach herunter gedrosselt.
[Eine Frage die sich dabei stellt: Soll man mit Kohlekraftwerken nun Strom für die Herstellung von Wasserstoff liefern?]Diese Idee äußern auch andere Experten aus Politik und Wirtschaft, selbst das Wirtschaftsministerium sieht hier Potential.
Eine Rechnung, die nicht aufgeht
Trotzdem sei der Wasserstoff aber nur ein Teil der Lösung, meint Nestle.
In die Wasserstofftechnologie investieren ohne die Industrie, den Verkehrs- oder Wärmesektor umzugestalten, "ist eine Rechnung, die nicht aufgeht".
Es wäre fahrlässig, sich nur auf das grüne Gas zu verlassen, solange technische Fragen noch offen sind, meint sie.
Das sieht auch die EU so: "Wasserstoff ist keine Wunderlösung,
aber es könnte ein fehlendes Glied in der Energiewende sein", sagte der Energieberater der EU- Kommission, Tudor Constantinescu, auf einer Veranstaltung von EURACTIV.
Mit Blick auf die Klimaneutralität 2050 und das geplante Gaspaket, das 2020 aufgelegt werden soll, möchte sich die Kommission nicht auf eine vorgegebene Quote für fossilfreies Gas festlegen, wie es zum Beispiel der Lobbyverband Eurogas fordert.
Man wolle erst einmal alle Optionen offenhalten.
Falls sich emissionsfreier Wasserstoff durchsetzen kann, wird es also noch Jahre dauern bis er großflächig genutzt werden kann.
Bis dahin sollen Brückentechnologien helfen.
Eine davon ist das Methan-Cracking, Stefan Stückrad hat fünf Jahre lang daran mitgeforscht.
Die Technologie ermöglicht es, Wasserstoff zu produzieren, ohne wie bisher große Mengen an CO₂ freizusetzen.
Denn hier wird der Stoff als fester Kohlestoff freigegeben und kann in anderen Bereichen weiterverarbeitet werden, zum Beispiel als Aktivkohle oder in der Bauindustrie.
Letztendlich beruht aber auch dieser Prozess auf fossilem Erdgas.
Das Methan-Cracking könnte aber helfen, einen größeren Markt für Wasserstoff zu schaffen, so Stückrad. "Denn wenn wir im besten Falle unter zwei Grad Erwärmung bleiben wollen, bedeutet das zwangsläufig, dass wir auch die Nutzung von Erdgas reduzieren oder weitestgehend dekarbonisieren müssen".
↑ Wann lohnt sich der Transport von Wasserstoff per Wasserstoffpipeline?
| L | Lkw mit flüssigem H2 |
| G | Lkw mit gasförmigem H2 |
| P | Transport von gasförmigem H2 mittels Pipeline |
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EMCEL Ingenieurbüro für Brennstoffzelle, Wasserstofftechnologie und Elektromobilität
2019-07-16 de Wann lohnt sich der Transport von Wasserstoff per Wasserstoffpipeline?Der Transport von Wasserstoff (H2) per Wasserstoffpipeline ist im Vergleich zum Transport per Lkw dann besonders wirtschaftlich, wenn große Mengen Wasserstoff transportiert werden sollen.
Bei kürzeren Transportdistanzen hat der Lkw Kostenvorteile.
Zur Einschätzung der Kosten können Diagramme genutzt werden, die der obigen Darstellung gleichen.
Es werden drei Wasserstofftransportvarianten verglichen:
der Wasserstofftransport per Lkw (flüssig
und gasförmig)
sowie dem Transport per Pipeline (gasförmig).
Auf der x-Achse ist der Wasserstoffdurchsatz (von 0 bis 100 Tonnen Wasserstoff pro Tag) dargestellt.
Die y-Achse zeigt die Transportkosten (in US$ pro Kilogramm Wasserstoff).
Die z-Achse bildet die Transportdistanz in Kilometern ab.
Man erkennt, wie sich die Transportkosten bei unterschiedlichen Distanzen und Durchsätzen ändern.
Zu beachten ist, dass die Grafik jeweils die Variante darstellt, welche die niedrigsten Transportkosten für das Beispiel darstellt.
Im Diagrammbereich
"P" ist das der Transport von gasförmigem H2 mittels Pipeline,
in "G" der Lkw mit gasförmigem H2
und in "L" der Lkw mit flüssigem H2.
Transportkapazitäten von Lkw und Wasserstoffpipeline
Ein Lkw für den Transport von gasförmigem Wasserstoff besitzt heute eine Kapazität von bis zu 1.100 kg bei bis zu 500 bar Nenndruck.
Lkw, die flüssigen Wasserstoff im tiefkalten Zustand bei unter -253 °C transportieren, haben eine Zuladung von ca. 4.000 kg Wasserstoff.
Wasserstoffpipelines bieten - ähnlich wie beim Erdgasnetz - eine kontinuierliche Versorgung der Verbraucher.
Allerdings ist der erhöhte planerische und bauliche Aufwand gegenüber einem Wasserstoff-LKW zu berücksichtigen.
Transportkosten von Lkw und Wasserstoffpipeline
Im Beispieldiagramm zeigt sich, dass die Wasserstoffpipeline ab einem Durchsatz von ca. 10 Tonnen Wasserstoff pro Tag und unter ca. 200 km Transportdistanz einen Kostenvorteil bietet.
Bei kleineren Durchsatzmengen oder größeren Distanzen ist hingegen der Transport per LKW am kostengünstigsten.
Außerdem zeigt die Grafik, dass ab einem Durchsatz von ca. 70 Tonnen pro Tag, die Kosten für per Pipeline transportierten Wasserstoff am niedrigsten sind.
Die Transportkosten von flüssigem Wasserstoff sind hingegen bei niedrigem Durchsatz und großen Distanzen von über 200 km am niedrigsten.
In Kostenberechnungen dieser Art können neben der Transportdistanz und dem Wasserstoffdurchsatz weitere Aspekte betrachtete werden.
So kann für die individuelle Betrachtung eines bestimmten Projektes beispielsweise auch der Nenndruck oder die Anzahl der Wasserstoff-Entnahmepunkte variiert werden.
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Wasserstoff-Pipeline Wann lohnt sich der Transport von Wasserstoff per Wasserstoffpipeline? (2019‑07‑16) |
↑ en German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storage
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CLEW Clean Energy Wire / Journalism for the energy transition
2019-05-03 en German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storageA German consortium has launched a research platform to store renewable hydrogen in a salt cavern.
Following a two-year research project, the partners of the HYPOS alliance plan to build the storage and operate it for research purposes.
"The facility would be continental Europe's first hydrogen cavern storage, and the world's first cavern storage for green hydrogen made with renewables," according to a press release.
"We can store green hydrogen made with surplus power from renewable generation in the cavern, and discharge it when needed," explained project manager Stefan Bergander.
"This gives us a large seasonal storage system that offers - in combination with power-to-gas - a unique possibility at this scale to avoid bottlenecks in the supply with intermittent renewable energies, and therefore guarantee supply security."
HYPOS stands for Hydrogen Power Storage & Solutions East Germany and is a network of more than 100 partners.
The aim of the project, which receives support from Germany's research and science ministry, is to produce, store, distribute and widely use green hydrogen in the chemicals, refinery, mobility and energy supply sectors, according to its website.
Central Germany is a preferred region for early implementation of innovative hydrogen use due to the already existing infrastructure (pipeline and storage caverns) and various medium-sized enterprises located in the area.
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Kavernen zur Wasserstoff-Speicherung
en
Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe
(2019‑10‑16)
Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
(2020‑03‑26) U.S. is building salt mines to store hydrogen (2020‑12‑17) Erste Wasserstoff-Kaverne in Deutschland (2020‑02‑26) Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüsten (2020‑02‑19) In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter Tage (2020‑02‑16) German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storage (2019‑05‑03) Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen Münsterland (2014) |
↑ Warum fasst ein Wasserstofftank bei 700 bar nicht doppelt so viel wie bei 350 bar?
Warum fasst ein Wasserstofftank bei 700 bar nicht doppelt
so viel wie bei 350 bar?
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EMCEL Ingenieurbüro für Brennstoffzelle, Wasserstofftechnologie und Elektromobilität
2019-03-16 de Warum fasst ein Wasserstofftank bei 700 bar nicht doppelt so viel wie bei 350 bar?Vorbemerkung
Wird ein Wasserstofftank mit 700 bar betankt, ist nicht doppelt so viel Wasserstoff im Tank wie bei 350 bar,
sondern nur etwa 67 % mehr.
Das Verhältnis zwischen Dichte und Druck ρ/p ist bei realen Gasen nicht linear - dies gilt auch für Wasserstoff.
Obige Abbildung zeigt den Vergleich des idealen Gases mit dem realen Gas Wasserstoff.
Ideales Gas
Hinter dem Begriff ideales Gas steckt die Modellvorstellung eines realen Gases.
Über diese Modellvorstellung werden für das reale Gas vereinfacht bestimmte Eigenschaften dargestellt.
Die meisten Gase verhalten sich innerhalb bestimmter Druck- und Temperaturgrenzen ausreichend genau wie ideale Gase.
Im abgebildeten Koordinatensystem zeigt die graue Gerade den Verlauf eines idealen Gases.
Diese Gerade weist ein lineares Verhältnis von Dichte und Druck auf, sodass sich bei doppeltem Druck die Dichte ebenfalls verdoppelt.
Reales Gas
Wasserstoff und andere Gase, die in der Natur vorkommen wie z.B. Stickstoff oder Sauerstoff, werden in der Physik als reale Gase bezeichnet.
Eine Vereinfachung dieser Elemente als ideales Gas ist in der Regel nicht zulässig, besonders wenn Faktoren wie Druck und Temperatur einbezogen werden.
Eine eindeutige und reale Beschreibung des Drucks und der Temperatur ist unter Berücksichtigung der molekularen Eigenschaften möglich.
Die blaue Kurve, die die Dichte von Wasserstoff wiedergibt, weicht mit ansteigendem Druck mehr und mehr vom Verlauf eines idealen Gases ab.
Druck, Dichte und Inhalt im Wasserstofftank
Wasserstoff verhält sich bei einem Druck unter 10 bar annähernd ideal.
Bei einer Temperatur von 15 °C und einem Druck von 350 bar beträgt die Dichte von Wasserstoff ca. 24 kg/m3.
Wird der Druck auf 700 bar erhöht, steigt die Dichte auf ca. 40 kg/m3.
Somit fasst ein Wasserstofftank bei doppeltem Druck (von 350 auf 700 bar) ca. 67 % mehr Wasserstoff.
Oder anders gesagt: Bei 350 bar fasst der Tank ca. 60 % des Wasserstoffs wie bei 700 bar.
Ein ideales Gas hingegen würde bei einem Druck von 700 bar eine theoretische Dichte von ca. 57 kg/m3 erreichen.
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Gasförmiger Wasserstoff Warum fasst ein Wasserstofftank bei 700 bar nicht doppelt so viel wie bei 350 bar? (2019‑03‑16) |
↑ Vergleich verschiedener Methoden zur Speicherung von Wasserstoff
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TU Wien / Diplomarbeit von Jacques Schill
2018-08-23 de Vergleich verschiedener Methoden zur Speicherung von Wasserstoff
Brennstoffeigenschaften verschiedener Energieträger
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Methoden zur Speicherung von Wasserstoff
Vergleich verschiedener Methoden zur Speicherung von Wasserstoff
(2018‑08‑23) |
↑ Energie in Wasserstoff speichern
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BKW (ehemals Bernische Kraftwerke AG) / Martin Bolliger
2018-03-28 de Energie in Wasserstoff speichern
Der Behälter ist selbst bei der gewünschten hohen Energiedichte nur wenig über atmosphärischem Druck.
Die Funktionsweise hinter der Technologie besteht darin, dass gewisse Feststoffe den Wasserstoff wie ein Schwamm aufnehmen können, beispielsweise die metallische Legierung LaNi5.
In der Fachsprache nennt man diese mit Wasserstoff gesättigten Feststoffe Metallhydride.
Wenn sich die Wasserstoff-Atome an der Oberfläche der Legierung absetzen, bei der sogenannten Adsorption, lösen sich die beiden H-Atome voneinander und dringen einzeln ins Metallgitter ein.
Die Distanz zwischen zwei H-Atomen im Gitter ist dann um Faktor 16 kleiner als die Distanz zweier H2 Moleküle im Gas.
Solarzellen produzieren in der Regel nicht genau dann Strom, wenn wir ihn für unsere Waschmaschine, die Wärmepumpe oder das Elektroauto benötigen.
Im Energiesystem der Zukunft muss diese Energie deshalb in der Regel zuerst zwischengespeichert werden, bevor wir sie verbrauchen können.
Die BKW beobachtet das Potential neuer Speichertechnologien aufmerksam.
So zum Beispiel, wenn es um die Speicherung in Wasserstoff geht.
Ein Einfamilienhaus mit Elektroboiler und Wärmepumpe verbraucht durchschnittlich 13'000 kWh pro Jahr an elektrischer Energie.
Nimmt man an, dass die Hälfte dieses Energiebedarfs gespeichert werden muss, um den Winterverbrauch zu decken, so wäre ein System in der Grössenordnung von 65 Tesla Batteriepacks für diese Aufgabe notwendig.
Es hätte ein Gewicht von ca. 40 Tonnen, wäre 20 Kubikmeter gross und würde mehr kosten als das gesamte Haus.
Es braucht also Alternativen - möglichst günstig und dezentral einsetzbar.
In schweizerischen und ausländischen Forschungsstätten sind hunderte Ingenieure und Wissenschaftler damit beschäftigt, neue Technologien zur Energiespeicherung zu entwickeln.
Wasserstoff spielt dabei eine wichtige Rolle:
Elektrische Energie wird - sobald im Überschuss vorhanden - dazu verwendet, um mit einem Elektrolysegerät Wasser in Sauerstoff und Wasserstoff aufzuspalten.
Der Wasserstoff wird dann gelagert und bei Bedarf, also bspw. in der Nacht oder im Winter, mit einer Brennstoff-Zelle in Strom umgewandelt.
Der Wasserstoff kann in einem Tank gespeichert werden.
Speicherung in Wasserstoff: sowohl gasförmig wie in flüssiger Form eine Herausforderung
Die am weitesten verbreitete Methode ist die Lagerung des Wasserstoffs als komprimiertes Gas.
Im Gegensatz zu einer Batterie, ist dieser Tank leer, wenn keine Energie darin gespeichert ist, was für grosse Energiemengen einen wesentlichen Kostenvorteil gegenüber der Batterie bringt.
Wasserstoff ist aber ein sehr leichtes Gas und muss auf extrem hohe Drücke komprimiert werden für die Lagerung.
So wird der Wasserstoff zum Beispiel in der neuen Wasserstofftankstelle in Hunzenschwil (AG) bei 700 bar Druck an den Zapfsäulen bezogen.
Nur schon die Kompression des Wasserstoffs von atmosphärischem Druck auf diesen Druck kostet etwa 10 Prozent des im Gas enthaltenen Brennwerts.
Daneben kann Wasserstoff auch flüssig gespeichert werden.
Da es aber seinen Siedepunkt bei -252 Grad Celsius hat, sind dazu starke Kühlanlagen und gute Isolation erforderlich.
Diese Methode wird daher vor allem für Anwendungen in der Industrie mit grossen Wasserstoff-Mengen verwendet.
Metallhydride: Die Mischung aus Batteriezelle und Druckbehälter
Mit einer neuen und innovativen Möglichkeit zur Speicherung von Wasserstoff arbeitet die Firma GRZ Technologies aus Sitten: die Bindung des Wasserstoffs an Metallpulver.
Damit wird ein Zwischenweg zwischen der Stromspeicherung in komplizierten und technisch anspruchsvollen Batteriezellen und der Wasserstoffspeicherung in Druckbehältern gewählt.
Der Behälter ist selbst bei der gewünschten hohen Energiedichte nur wenig über atmosphärischem Druck.
Die Funktionsweise hinter der Technologie besteht darin, dass gewisse Feststoffe den Wasserstoff wie ein Schwamm aufnehmen können, beispielsweise die metallische Legierung LaNi5.
In der Fachsprache nennt man diese mit Wasserstoff gesättigten Feststoffe Metallhydride.
Wenn sich die Wasserstoff-Atome an der Oberfläche der Legierung absetzen, bei der sogenannten Adsorption, lösen sich die beiden H-Atome voneinander und dringen einzeln ins Metallgitter ein.
Die Distanz zwischen zwei H-Atomen im Gitter ist dann um Faktor 16 kleiner als die Distanz zweier H2 Moleküle im Gas.
Aus diesem Grund kann Wasserstoff in Metallhydriden mit enorm hohen volumetrischen Dichten gelagert werden.
Das System hat den zusätzlichen Vorteil, dass die Wasserstoff-Atome dem Metallgitter nur so schnell wieder entweichen können, wie die Umgebung Wärme nachliefert.
Die Lagerung hat also einen passiven Sicherheitsmechanismus, der nur auf den natürlichen Eigenschaften des Materials beruht.
Günstig und platzsparend
GRZ Technologies entwickelt und vertreibt Energiespeicher-Systeme auf Metallhydrid-Basis für Anwendungen im Energienetz und in der Mobilität.
Mit der ausgereiften und bereits heute einsatzfähigen Technologie von GRZ Technologies könnte ein Einfamilienhaus mit einem Speichersystem versorgt werden, das weniger als 8 Kubikmeter gross wäre und bereits heute als Einzelfertigung ohne industrielle Optimierung nur einen Bruchteil des Batteriesystems kosten würde.
Zudem kann das System sicher im Keller des Hauses platziert werden.
Der grossflächige Einsatz des Wasserstoff-Kreislaufs wird momentan noch durch die günstigen Preise fossiler Energieträger, durch die kleine Variation im Strompreis und durch das Fehlen einer industriellen Grossproduktion von Komponenten für Speichersysteme verhindert.
Doch bereits jetzt ist klar:
Um die neuen erneuerbaren Energien wirkungsvoll einsetzen zu können, sind auch Speicherkapazitäten notwendig, die den Ausgleich zwischen Sommer und Winter sicherstellen.
Aus diesem Grund beobachtet das BKW Technology Center Firmen wie GRZ und ihre Technologie bereits heute und sucht Anwendungsmöglichkeiten.
Damit die Energie von morgen eben doch von der Sonne stammen kann.
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Metallhydrid Wasserstoff-Speicher Demnächst: Jedem seine eigene H2 Tankstelle (2019‑10‑15) Energie in Wasserstoff speichern (2018‑03‑28) |
↑ Bayerisches Start-up entwickelt flüssigen Wasserstoff-Speicher
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Edison
2017-09-21 de Bayerisches Start-up entwickelt flüssigen Wasserstoff-SpeicherEin deutscher Forscher hat eine Möglichkeit gefunden, Wasserstoff flüssig und ohne Druck zu lagern.
Mit einem eigenen Start-up bringt er die Technologie nun auf den Markt - in Deutschland und den USA.
↑ Zur Effizienz der Energiewandlung beim Power To Gas Verfahren
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Vernunftkraft / Dr.Ing. Detlef Ahlborn
2014-07-04 de Zur Effizienz der Energiewandlung beim Power To Gas VerfahrenPower to gas
Das sogenannte Power-to-gas-Verfahren wird immer wieder als Lösung für das sich aus der Volatilität der Stromproduktion aus Windkraft und Photovoltaik ergebende Speicherproblem gehandelt.
Hier werden die technischen Hintergründe und die naturgesetzlich determinierten Grenzen dieses Verfahrens diskutiert.
Wind- und Solarkraftwerke liefern ein sogenanntes "volatiles Leistungsangebot"
d. h. die ins Netz eingespeiste Leistung unterliegt witterungsbedingt sehr großen Schwankungen.
Aus einer Häufigkeitsanalyse der Summenleistung aus Wind- und Solaranlagen ist beispielsweise bekannt, dass diese Leistung zwischen 120 und 26000 Megawatt (MW) schwankt und im Jahr 2013 im Mittel bei 5400 MW gelegen hat.
Bei einer installierten Nennleistung von 62.000 MW lag die eingespeiste Leistung an 146 Tagen (also für die Dauer von rund 5 Monaten) im Jahr unter 2900 MW.
Die Leistung aus diesen beiden Energieformen ist also nicht grundlastfähig.
Dieser Zusammenhang wurde bereits ausführlich betrachtet und ist unter [1] veröffentlicht.
Heute wird die fehlende elektrische Leistung von konventionellen und Kernkraftwerken zur Verfügung gestellt und es ist absehbar, dass Kernkraft in wenigen Jahren nicht mehr zur Verfügung steht.
In diesem Zusammenhang wird von der Wind- und Solarlobby immer wieder auf die "Chancen des sogenannten Power- To Gas- Verfahrens" verwiesen, wobei man inzwischen nur noch von Chancen spricht, schließlich sind Lösungen, wenn überhaupt, in weiter Ferne.
Dieses Verfahren soll hier unter energetischen Gesichtspunkten diskutiert werden.
↑ Konzept und Kosten eines Pipelinesystems zur Versorgung des deutschen Straßenverkehrs mit Wasserstoff
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Forschungszentrum Jülich / Dennis Krieg
2012-04 de Konzept und Kosten eines Pipelinesystems zur Versorgung des deutschen Straßenverkehrs mit WasserstoffKURZFASSUNG
Brennstoffzellen und Wasserstoff haben das Potenzial, einen wesentlichen Beitrag zu den
Herausforderungen des künftigen Straßenverkehrs zu leisten. Die wichtigsten sind:
Das Reduzieren von globalen und lokalen Emissionen
Das Verringern von Importabhängigkeiten
Der Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands
Die ausreichende Verfügbarkeit des Energieträgers
Wasserstoff erweist sich als der geeignete Energieträger, weil er mit jeder Primärenergie hergestellt werden kann und sicherheitstechnisch mit Erdgas vergleichbar ist.
Langfristig kann durch den Einsatz von erneuerbaren Energiequellen, wie z.B. via Windstromelektrolyse, emissionsfreies Fahren ermöglicht werden.
Damit Wasserstoff als Treibstoff für Pkw verwendet werden kann, muss eine flächendeckende Versorgungsinfrastruktur geschaffen werden.
Diese unterscheidet sich stark von der Versorgung mit Benzin oder Diesel.
Für große Mengen Wasserstoff eignet sich, ähnlich wie beim Erdgas, am besten der gasförmige Transport in Pipelines.
Dieser Ansatz wurde jedoch im Detail bisher noch nicht untersucht.
Es ist insbesondere unklar, welche Rohrmaterialien verwendet werden sollen, weil Wasserstoff einen negativen Einfluss auf deren Stabilität hat.
Das Ziel dieser Arbeit besteht darin, ein technisches Konzept für ein Pipelinesystem zu entwerfen, welches den deutschen Straßenverkehr mit Wasserstoff versorgt.
Aufbauend auf den Annahmen der Studie GermanHy, wurden alle wichtigen technischen Fragestellungen, wie z.B. die allgemeinen Materialanforderungen, die Einspeisung, der Transport und die Ausspeisung des Wasserstoffs untersucht.
Bezüglich der Materialien wurden im Rahmen dieser Arbeit verschiedene Möglichkeiten identifiziert, um die Versprödungssicherheit zu gewährleisten.
Am Beispiel Deutschland wurden der Aufbau und die Länge eines Pipelinesystems sowie dessen monetäre und ökologische Aspekte untersucht.
Mit einer Monte-Carlo-Simulation wurde jeweils eine Wahrscheinlichkeitsdichte für die Investition und die spezifischen Kosten berechnet.
Um diese Ergebnisse in den gesamten Kontext einzubetten, wurden auch die Herstellung, die Speicher und die Tankstellen monetär bewertet.
Darüber hinaus wurde weiterer Forschungs- und Entwicklungsbedarf herausgestellt.
In dieser Arbeit wurde angenommen, dass 14 Quellen insgesamt 9.860 Tankstellen mit Wasserstoff versorgen.
Für das überregionale Transmissionsnetz wurde eine Länge von 12.000 km berechnet.
Für den Transport auf lokaler Ebene wird ein Distributionsnetz von 36.000 km Länge benötigt.
Das Pipelinesystem kostet im Erwartungswert insgesamt 23 Mrd. €.
Für das Pipelinenetz, inkl. Verdichtern, Betriebs- und Stromkosten, fällt spezifisch im Erwartungswert ein Aufschlag von 0,79 €/kg H2 an.
Dieser Wert ist im Vergleich zu Literaturangaben vorsichtig konservativ.
↑ Ökostrom sicher im Gasnetz speichern
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BAM Bundesministerium für Wirtschaft und Energie
2015-06-04 de Ökostrom sicher im Gasnetz speichernWenn der Wind bläst und die Sonne brennt, läuft die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien auf Hochtouren.
Im Jahr 2020 soll mindestens ein Drittel des Stromes aus regenerativen Quellen stammen.
Doch wohin mit der Energie, wenn das Netz gesättigt ist?
Aktuell müssen die Produzenten ihren Strom billig verkaufen.
Und wenn es windstill und bewölkt ist, springen konventionelle Kraftwerke ein.
Die Speicherung überschüssigen Stromes ist deshalb eine zentrale Herausforderung der Energiewende.
Die BAM forscht an einer Lösung für diese Aufgabe.
Das Erdgasnetz ist ein gigantischer Schwamm
Im Boden befindet sich ein gigantisches Speichersystem - das Erdgasnetz.
Wie ein Schwamm kann es große Mengen an Wasserstoff aufnehmen, der mithilfe von Elektrolyse aus erneuerbaren Energien gewonnen wird.
Bei Stromengpässen könnte man diese gespeicherte Energie entweder in Gaskraftwerken rückverstromen oder im normalen Gaskreislauf, also in Heizungen und Gasherden, verfeuern.
Power to Gas (PtG) heißt das Verfahren, das nach Angaben der Deutschen Energieagentur (dena) bereits im Jahr 2022 wirtschaftlich rentabel sein könnte.
Trotz einiger Pilotprojekte wie etwa im brandenburgischen Falkenhagen oder in Prenzlau-Dauerthal ist eine ganz entscheidende Frage noch offen:
Ist die Beimischung künstlich hergestellten Wasserstoffs ins normale Gasnetz sicher?
Besteht Explosionsgefahr?
"Das Erdgasnetz kann nicht explodieren", so Dr. Volkmar Schröder, Leiter des Fachbereichs Explosionsschutz Gase, Stäube in der BAM.
Er erforscht die Stoffeigenschaften unterschiedlicher Gase, die so genannten sicherheitstechnischen Kenngrößen.
Für eine Explosion bedarf es einer Mischung aus Gas und Luft.
Dies könnte höchstens überirdisch passieren, wenn aus einem Leck an einer PtG-Anlage Gas austritt und sich entzündet oder aber beispielsweise bei Reparaturarbeiten, wenn Luft in das Gasnetz gelangt.
Um Explosionsgefahren zu minimieren, sind strenge Regeln beim Betrieb vorgeschrieben, etwa Sicherheitszonen im Umkreis der Anlagen.
Aber welcher Gasanteil in der Luft könnte zu einer Explosion führen?
Reicht für die Zündung eine elektrostatische Entladung oder ist ein Funke nötig?
Und welcher Druck entsteht bei einer Explosion?
Diese Fragen beantwortet die BAM.
BAM informiert Nutzer
Dr. Schröder und sein Team erforschen die sicherheitstechnischen Kenngrößen von Gasgemischen mit unterschiedlichen Zusammensetzungen und dokumentieren ihre Ergebnisse in der Datenbank "CHEMSAFE®".
Nutzer aus Industrie, Handel, Handwerk und Behörden können sich dort über Brand- und Explosionsgefahren von Gasen bei Verarbeitung, Abfüllung, Beförderung oder Lagerung informieren.
Schröders Fazit beim Erdgas:
"Bis zu einer Beimischung von 10 Prozent Wasserstoff verändern sich die sicherheitstechnischen Kenngrößen des Erdgases nur unwesentlich."
Das bedeutet, dass die PtG-Technik mit bestehenden Anlagen und Sicherheitsvorschriften bei nur geringen Änderungen betrieben werden kann und keine zusätzlichen, hohen Investitionskosten erforderlich sind.
Wichtig sind diese Erkenntnisse der BAM auch für die Hersteller von Gaswarngeräten, die ihre Produkte auf die veränderten Gaseigenschaften einstellen müssen.
Insgesamt lässt sich mit der PtG-Technik regenerative Energie im Terawattstunden-Bereich im Erdgasnetz speichern.
Damit kann der Speicherbedarf auch langfristig in Deutschland abgesichert werden, schätzt Volkmar Schröder.
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Power-to-Gas (PtG oder P2G) Ökostrom sicher im Gasnetz speichern (2015‑06‑04) |
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Energie: Sekundär Power-to-Gas (PtG) Wasserstoff zu Brenngas Wasserstoff in der Gas-Infrastruktur |
Energy: Secondary Power-to-Gas (PtG) Hydrogen to Gaz Fuel and in the gas infrastructure |
Énergie: Secondaire Conversion d'électricité en gaz Hydrogè vers du gaz de combustion et dans l'infrastructure gazière |
⇧ 2014
↑ Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen Münsterland
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Peter Wittkampf
2014 de Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen MünsterlandGeologische Grundlagen
Die Salzgewinnung und -nutzung
Die Nutzung der Salzkavernen als Öl- und Erdgasspeicher
Landschaftsökologische Aspekte, Maßnahmen und Probleme
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Kavernen zur Wasserstoff-Speicherung
en
Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe
(2019‑10‑16)
Salzkavernen in Europa und den Vereinigten Staaten
(2020‑03‑26) U.S. is building salt mines to store hydrogen (2020‑12‑17) Erste Wasserstoff-Kaverne in Deutschland (2020‑02‑26) Unterirdische Gasspeicher auf Wasserstoff umrüsten (2020‑02‑19) In Bad Lauchstädt entsteht der weltweit erste Wasserstoffspeicher unter Tage (2020‑02‑16) German research initiative plans world's first green hydrogen cavern storage (2019‑05‑03) Salzbergbau sowie Öl- und Gasspeicher im westlichen Münsterland (2014) |
⇧ 7 Gasspeicher
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- 2022
- de
Droht der Blackout?
Gehen ohne Russen-Gas bei uns die Lichter aus?
"Was im Augenblick überhaupt nicht diskutiert wird, auch nicht vom Bundeswirtschaftsminister, ist, dass wir möglicherweise mit sechs Millionen Arbeitsplatzverlusten rechnen müssen".
Vahrenholt in der BILD-Sendung (2022-06-26)
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Statista: Füllstand der Gasspeicher in Deutschland auf Tagesbasis von 2020 bis 2022
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⇧ 2022
↑ Droht der Blackout? Gehen ohne Russen-Gas bei uns die Lichter aus?
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Bild
2022-06-26 de
Droht der Blackout?
Gehen ohne Russen-Gas bei uns die Lichter aus?
Ausschnitte aus der Diskussion
Unter den jungen menschen nicht solche angst psychosen verbreiten
Auf den Blackout Gedanken zu sprechen kommen
Atomkraftwerke bisschen länger laufen lassen
Reaktivierung der abgestellten Kohlekraftwerke
Saubere Kohlekraftwerke: CO₂ Abscheidung und Speicherung (CSS)
Mein Punkt ist:
Warum fördern wir eigentlich nicht unser eigenes
Erdgas (Schiefergas)?
In einem Jahr haben wir das
- damit wir uns 20 bis 30 Jahre
mit Gas versorgen können.
Eindringliche Warnung im BILD-Politik-Talk "Die richtigen Fragen":
Hamburgs ehemaliger SPD-Umweltsenator und Energieexperte Fritz Vahrenholt (73) befürchtet Millionen Arbeitslose und Abwanderung großer Teile der Industrie, sollte die Bundesregierung ihre Energiepolitik nicht radikal ändern.
Vahrenholt in der BILD-Sendung: "Was im Augenblick überhaupt nicht diskutiert wird, auch nicht vom Bundeswirtschaftsminister, ist, dass wir möglicherweise mit sechs Millionen Arbeitsplatzverlusten rechnen müssen".
Heißt: Sollte das Russen-Gas ausbleiben, werden wir nicht nur frieren - es kommt noch schlimmer!
Vahrenholt begründete seinen Alarm damit, dass ohne ausreichende Gasversorgung z.B. der Chemiekonzern BASF nach eigenen Angaben den Standort in Ludwigshafen dichtmachen müsse.
Das hätte Folgen für die gesamte Chemiekette, die Glaserzeugung bis hin zu den Brötchenbäckern.
Statista: Füllstand der Gasspeicher in Deutschland auf Tagesbasis von 2020 bis 2022
Geschützt und mit Gas versorgt seien demnach nur
private Haushalte,
die Krankenhäuser,
die öffentlichen Einrichtungen
- nicht jedoch die Industrie.
Heißt im Fazit:
Unterbrechungen bei der Gasversorgung in der Industrie würden nicht nur die Arbeitsplätze in den Stahl und Metall verarbeitenden Branchen bedrohen
- sondern quasi in allen deutschen Industriezweigen.
Denn Produkte etwa aus der Stahl- und Metallverarbeitung sind für die Automobilindustrie, den Maschinenbau, die Sicherheitstechnik und die Elektroindustrie unverzichtbar.
Vahrenholt: "Fünfzig Prozent des Gases gehen in Arbeitsplätze"
"Ich wundere mich wirklich, wie ruhig die Gewerkschaften sich das angucken, was da gerade passiert."
▶Gasversorgung & Gaskraftwerke
▶Deutschland: Schiefer-Gas/Öl (Fracking) │ ▶Schiefer-Gas/Öl (Fracking): Deutschland
▶CO₂-Abscheidung und -Speicherung
▶Kernenergie: Versorgungssicherheit
Siehe auch / see also / voir aussi
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Energie: Aktuell Energie-Vorräte |
Energy: Actual Energy reserves |
Énergie: Actuel Réserves d'énergie |
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Energie: Aktuell Energie-Flächenbedarf & Landraub |
Energy: Actual Energy footprint & land grabbing |
Énergie: Actuell Empreinte énergétique & accaparement des terres |
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Energie: Politik Dekarbonisierung |
Energy: Politics Low-carbon economy |
Énergie: Politique Bas carbone, croissance verte |
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Energie: Politik Deindustrialisierung |
Energy: Politics Deindustrialization |
Énergie: Politique Désindustrialisation |
de Selbst Beurteilen! en Judge yourself! fr Jugez vous-même!
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Energie: Politik Energiewende |
Energy: Politics Energy transition |
Énergie: Politique Transition énergétique |
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Energie: Politik Grüne Energiepolitik |
Energy: Politics Green Energy Policy |
Énergie: Politique Politique de l'énergie verte |
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Klimawandel Who is who |
Climate change Who is who |
Réchauffement climatique Qui est qui |
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Fritz Vahrenholt
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KlimaNachrichten/Die Kalte Sonne
Wikipedia
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Professor, Dr., Deutscher Politiker (SPD), Manager, Wissenschaftler
und Buchautor. ►Fritz Vahrenholt: Who is who (Skeptiker) ▶Fritz Vahrenholt: Präsentationen (Bilder & Grafiken) ▶Fritz Vahrenholt: Video-Präsentationen ▶Fritz Vahrenholt: Wikipedia (Opfer von Wikipedia) |
⇧ 8 Naturstromspeicher
Der Naturstromspeicher - die von Berlin geförderte EEG-Naturvernichtung
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EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Helmut Kuntz
2016-09-02 de Weltweit einzigartiger Stromspeicher im Pilotversuch: Der Naturstromspeicher - die von Berlin geförderte EEG-Naturvernichtung
⇧ 9 Beton-Pumpspeicher
Das EEG-Speicherproblem in Lösung - mit Beton-Pumpspeichern! Aber...
-
EIKE Europäisches Institut für Klima und Energie
Helmut Kuntz
2016-11-14 de Hurra, wir haben das EEG-Speicherproblem in Lösung - mit Beton-Pumpspeichern! Aber...
⇧ 9 Schweiz
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Wasserkraftwerke / Pumpspeicherkraftwerke:
Schweiz
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Deutschland
⇧ 10 Deutschland
← Volkswagen
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Frankfurter Allgemeine
2016-05-27 de Volkswagen plant offenbar gigantische BatteriefabrikUnabhängiger von Asien und in Richtung Zukunft: Europas größter Autobauer erwägt eine eigene Batteriefabrik und könnte dafür angeblich bis zu zehn Milliarden Euro ausgeben.
-
futurezone
2016-05-29 de VW fordert mit eigener Batteriefabrik TeslaNach Dieselgate investiert VW stark in Elektroautos und will künftig sogar selbst Batterien bauen.
Dazu könnte ein zehn Milliarden schweres Werk in Deutschland gebaut werden.
⇧ 11 Frankreich
← Bolloré
fr
Quelle voiture pour demain
Christophe de Margerie et Vincent Bolloré
débattent au Mondial de l'auto
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2014-10-02 fr
Quelle voiture pour demain : Christophe de Margerie et Vincent Bolloré
débattent au Mondial de l'auto
Christophe de Margerie, le PDG du groupe Total,
et Vincent Bolloré, le PDG du groupe Bolloré.
Face à face le 2 octobre 2014.
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20 Minutes Online
2014-10-22 fr Décès de Margerie: Le Patron de Total sera inhumé dans la Manche... Les experts français à Moscou...Le PDG de Total Christophe de Margerie, 63 ans, est décédé dans un accident d'avion survenu dans la nuit de lundi à mardi à l'aéroport de Vnoukovo, près de Moscou, a confirmé le groupe pétrolier, qui a révisé le bilan de l'accident à quatre morts.
«Le groupe Total confirme avec une grande émotion et une profonde tristesse que son président-directeur général Christophe de Margerie est décédé cette nuit peu après 22h (heure de Paris) dans un accident d'avion, à l'aéroport de Vnoukovo de Moscou, à la suite d'une collision avec un engin de déneigement», a-t-il indiqué dans un communiqué.
Le groupe pétrolier a précisé à l'AFP que «tous les occupants de l'avion ont trouvé la mort, dont les trois membres d'équipage et Christophe de Margerie», mais pas le conducteur de l'engin de déneigement.
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Basler Zeitung
2014-10-21 de Die Saga von «Big Moustache»Christophe de Margerie, der gestern in Moskau tödlich verunglückte Patron von Total, war ein aussergewöhnlicher Firmenchef.
⇧ 12 Kanarische Inseln
Millionengrab El Hierro
⇧ 13 "SmartRegion Pellworm"
⇧ 14 USA
← Tesla
The Tesla Gigafactory
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Wikipedia
de
Tesla Gigafactory
en Gigafactory 1
fr Gigafactory 1
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2015-04-15 en
Tesla Gigafactory
This video was filmed with direct permission from Tesla Motors. Arrangements were made directly with Elon Musk and Tesla Security.
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2015-11-10 en Elon Musk explains why he is so confident Teslas batteries are the future
Tesla is making a huge bet that lithium-ion batteries will be a major source of power for some time to come.
The electric car company and its partners are investing about $5 billion in total to get its giant battery plant, called the Gigafactory, up and running.
Is There Enough Lithium for Tesla's Gigafactory?
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2015-08-01 en
Is There Enough Lithium for Tesla's Gigafactory?
Battery used in the Tesla Roadster
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Wikipedia
de
Tesla Roadster
en Tesla Roadster
fr Tesla Roadster
Tesla Powerwall
-
Wikipedia
de
Tesla Powerwall
en Tesla Powerwall
fr Tesla Powerwall
-
2015-05-02 en
Tesla introduces Tesla Energy
Tesla Energy is a suite of batteries for homes, businesses, and utilities fostering a clean energy ecosystem and helping wean the world off fossil fuels.
-
VESE
2016-04-08 de Kommentar zu Batteriespeicher / Tesla Powerwall
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Watson
2015-05-04 de Lohnt sich Teslas Super-Batterie Schweizer Hausbesitzer? Das sagen die Experten