Wasserstoff transportieren

Endlich Grün!

Von der schmutzigsten Stadt Europas zum Testlabor für Grünen Wasserstoff: Bitterfeld-Wolfen hat sich binnen drei Jahrzehnten vom ökologischen Schmuddelkind zum Standort für Grüne Wasserstofftechnologien gewandelt. Im 12.000 Quadratmeter großen Wasserstoffdorf wird derzeit eine einzigartige Infrastruktur getestet.

Beißende Dämpfe, verseuchte Böden, ein ganzer See aus giftigen Abwässern und Schlämmen: Zu DDR-Zeiten galt der Chemie-Standort Bitterfeld als dreckigste Stadt Europas. Und obwohl der typische Geruch nach faulen Eiern längst nicht mehr in der Luft hängt, ist dieses ökologisch dunkle Kapitel auch drei Jahrzehnte nach der Deutschen Einheit noch präsent: „Durch die Entsorgung der Altlasten auf diesem Gelände verzögerte sich der Bau des Wasserstoffdorfes“, sagt etwa Jürg Ziegenbalg von der Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH (MITNETZ GAS).

Mit dem Wasserstoffdorf schreibt der Chemiepark Bitterfeld-Wolfen rund 125 Jahre nach seiner Entstehung nun ein neues und erstmals grünes Kapitel. Seit 2016 forscht MITNETZ GAS gemeinsam mit weiteren Partnern aus Wissenschaft und Wirtschaft an einer in Deutschland bisher einzigartigen Wasserstoff-Testinfrastruktur: Auf einem 12.000 Quadratmeter großem Areal an der Chlorstraße werden noch bis Ende 2021 die Verteilung und Anwendung von Wasserstoff in einer urbanen Versorgungsanlage untersucht.

Ein Netz aus Rohren

Die Partner des Projektes H2-Netz haben dabei besonders die Rohrleitungen im Fokus. Denn für Rohrleitungssysteme zum Transport von Gas spielen teure Stahlwerkstoffe bislang eine dominante Rolle. Im Wasserstoffdorf werden im Gegensatz dazu hochdichte Metall-Kunststoff-Verbundrohre und Polyethylen-Rohre verwendet. Ein Netz von Rohren mit 1,4 Kilometern Gesamtlänge schlängelt sich ober- und unterirdisch durch das Gelände und steht für die unterschiedlichsten Tests bereit: Welchen Einfluss haben Temperaturschwankungen und UV-Strahlung auf die Materialien? Welchen Geruchsstoff kann man dem Wasserstoff beimischen, um austretendes Gas leichter zu entdecken? Und wie schneidet das Wasserstoffnetz im Vergleich zu etablierten Erdgasnetzen ab?

Die Antworten auf diese und weitere Fragen kennt Patrick Becker, Projektkoordinator bei MITNETZ GAS. Erstens könnten Anlagen aus dem Erdgasbereich im Wesentlichen auch für Wasserstoff genutzt werden, zweitens hätten die Kunststoffverbundrohre Kostenvorteile gegenüber Stahlrohren, und drittens ermöglichten sie schnellere und kostengünstigere Verlegeverfahren, erläutert Becker und resümiert: „Der zweijährige Testbetrieb hat gezeigt, dass die genutzten technischen Anlagen und Materialien für einen sicheren Wasserstofftransport geeignet sind. Damit einher geht eine enorme Kostenersparnis.“

Wasserstoff im Blockheizkraftwerk

Doch zu einem Dorf gehört mehr als ein Rohrleitungssystem, üblicherweise sind das Wohngebäude und Gewerbebetriebe. Genau diese standen im Mittelpunkt des Projekts H2-Home. In diesem Rahmen wurde eine Brennstoffzellen-Technologie erforscht, die in einem Blockheizkraftwerk Wasserstoff in Strom und Wärme umwandelt und Haushalten sowie Betrieben zur Verfügung stellt.

Sowohl H2-Netz als auch H2-Home sind Teil des Konsortiums HYPOS – Hydrogen Power Storage & Solutions East Germany. Darin erforschen und entwickeln seit 2014 etwa 120 Partner aus Wissenschaft und Wirtschaft Grüne Wasserstofftechnologien entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) stellt dafür im Rahmen des Unternehmen-Region-Programms Zwanzig20 – Partnerschaft für Innovation rund 45 Millionen Euro an Fördermitteln bereit. So konnte HYPOS in den vergangenen Jahren nicht nur mit dem Wasserstoffdorf Aufsehen erregen, sondern etwa auch mit dem weltweit ersten Wasserstoff-Sauerstoff-Kreislaufmotor, der lediglich Wasser ausstößt. Die Zeiten beißender Abgase sind also auch hier endgültig vorbei.

Wie kann man den Strom von Windkraftanlagen zukünftig effizient verteilen und nutzen? Die Antwort scheint naheliegend, zumindest für die zehn Partner des Reallabors Westküste100. Das Ziel der branchenübergreifenden Partnerschaft ist der Aufbau einer regionalen Wasserstoffwirtschaft. Hierfür wird eine 30-Megawatt-Elektrolyseanlage errichtet, die mithilfe von regenerativem Strom Grünen Wasserstoff herstellt. Dieser soll dann in Kavernen, unterirdischen Hohlräumen, gespeichert und neben der Nutzung in der Raffinerie durch ein Pipelinesystem für die weitere Nutzung transportiert werden.

Die Vernetzung der regional ansässigen Unternehmen ist für den Erfolg des Projekts sehr wichtig. „Das Besondere am Westküste100-Vorhaben ist, dass wir als Forschungsprojekt eine sehr starke Industriepartnerschaft und -nähe haben“, erzählt Dr. Marcel Goelden von der Raffinerie Heide, die Verbundkoordinator des Projektes ist. Vor Ort in Hemmingstedt soll in der Raffinerie regenerativ erzeugter Strom durch Elektrolyse in Grünen Wasserstoff umgewandelt werden. Bis Ende 2023 soll die Elektrolyseanlage mit einer Leistung von 30 Megawatt in Betrieb gehen: eine Anlage, wie es sie bis jetzt nirgends auf der Welt gibt. Als zweiter von drei Themenschwerpunkten wird das Speichersystem für den erzeugten Wasserstoff in Angriff genommen. Auch hier sind die schon vorhandenen Begebenheiten der Windenergie-Region ideal, denn sie besitzt ausgezeichnete geologische Speicherbedingungen, und zwar in Form eines Kavernensystems. Doch hier enden die Bemühungen des Projektes nicht, denn der Wasserstoff muss für die weitere Nutzung zum Kunden transportiert werden.

Grüner Kreislauf

Für diese Verteilung ist eine zehn Kilometer lange Pipeline – teilweise aus einem neuartigen Composit-Material – geplant, die die Raffinerie, das Gasverteilnetz der Stadtwerke und das Speichersystem in einem verzweigten Wasserstoffnetz miteinander verbindet. Die Frage, wie viel Wasserstoff dem Erdgas im Verteilnetz zukünftig beigemischt werden kann, ein anschließendes Monitoring aller relevanten Anlagen sowie die Ableitung von weiteren Erkenntnissen für das gesamte Verteilnetz sind ein weiterer wesentlicher Bestandteil der Forschungsarbeiten.

Der Fokus der Westküste100-Partner beschränkt sich jedoch nicht allein auf den Wasserstoff. Die regionale Zementproduktion wird perspektivisch den Sauerstoff nutzen, der als Nebenprodukt der Elektrolyse entsteht, um die Produktion zu dekarbonisieren. Ebenso perspektivisch sollen aus dem entstehenden CO₂ zusammen mit dem Wasserstoff in der Raffinerie Heide synthetische Kohlenwasserstoffe, etwa als Kraftstoff für den Flugverkehr, hergestellt werden. Und auch die Abwärme findet Verwendung: Sie soll in ein bestehendes Wärmenetz ausgekoppelt und weiter genutzt werden.

Das Projekt Westküste100 ist zwar erst seit August 2020 in der Umsetzungsphase und entscheidet erst Ende 2021 über seine Investitionen, dennoch „denken wir im Projekt bereits jetzt sehr ambitioniert, wir planen bereits die nächsten Schritte“, so Goelden. Denn sobald das Projekt umgesetzt ist, soll das Ziel einer industriellen Umsetzung angegangen werden – der Aufbau einer circa 700-Megawatt-Elektrolyseanlage; und das noch innerhalb dieser Dekade.

Die Nationale Wasserstoffstrategie hat das Ziel, bis 2030 fünf Gigawatt Elektrolyseleistung zu errichten, umgerechnet sind das 420.000 Tonnen Wasserstoff. Der tatsächlich prognostizierte Bedarf liegt allerdings bei bis zu drei Millionen Tonnen. Wo bekommt man also die restlichen 2,58 Millionen Tonnen her?

„Das Ziel von HySupply ist es, die Bauzeichnung für eine Wasserstoffbrücke zwischen beiden Ländern zu liefern. Damit wollen wir dazu beitragen, den Weg für einen globalen Wasserstoffmarkt zu ebnen“, betont Christoph Stemmler, wissenschaftlicher Referent für Energie, Ressourcen, Nachhaltigkeit bei acatech, einem der beiden deutschen Kooperationspartner des Projekts. Es sollen also künftige Geschäftsmodelle entlang der gesamten Wertschöpfungskette identifiziert werden, mit ihren Vor- und Nachteilen.

Australien und Deutschland zusammen könnten den Durchbruch schaffen: deutsche Technologie und australische Ressourcen – eine perfekte Symbiose, und das langfristig. Als Land mit der flächenmäßig meisten Sonneneinstrahlung pro Quadratmeter und windreichen Küsten gilt Australien als einer der größten potenziellen Exporteure für erneuerbare Energien. Mehr als genug Übung im Transport von Rohstoffen ist jetzt schon vorhanden, denn Kohle, Erdgas und andere Erze werden bereits seit Jahren exportiert. Auch durch das Freihandelsabkommen der EU mit Australien wird der Verkehr zwischen den Kontinenten zukünftig ohnehin reger als je zuvor werden. Dennoch stellt sich die Frage nach der Entfernung: Kann es klimafreundlich und kostengünstig sein, auch Wasserstoff über so eine weite Strecke zu transportieren?

Die Grünen Tanker

Zunächst muss klar sein: Wasserstoff kann über so eine weite Strecke nicht als Gas in einer Pipeline transportiert werden. Es bleibt also nur der Schiffstransport. Um ihn für den Transport in Tankern vorzubereiten, muss er entweder verflüssigt oder in ein Trägermedium, wie Ammoniak oder Methanol, umgewandelt werden. Damit die Tanker auch „grün“ sind, also CO₂-arm fahren, muss hierfür ebenfalls eine Lösung her. Allein der Schiffsverkehr ist nämlich für 2,6 Prozent der globalen CO₂-Emissionen verantwortlich. Betriebe man die Tanker allerdings mit dem von ihnen selbst transportierten, erneuerbaren Energieträger, hätte man dieses Problem gelöst.

Grüner Wasserstoff nachhaltig erzeugt, umgewandelt und CO₂-arm transportiert – wenn dieses Vorhaben Früchte trägt, können Deutschland und Australien einen entscheidenden Beitrag zum Klimaschutz und zum Aufbau einer globalen Wasserstoffwirtschaft leisten.