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reko

Akkus, Brennstoffzellen und Redox Flow Zellen - elektrochemische Energiespeicher

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reko
Posted · Edited by reko

Die Evonik Tochter Creavis hat eine neue Anionen Austausch Membran (AEM) für billigere, edelmetallfreie Elektrolyseanlagen entwickelt.

2020/08/21 Evonik’s new tech: A step towards cheaper green hydrogen?

Zitat

Electrolysis with anion exchange membranes has clear benefits compared with other electrolytic processes such as conventional alkaline electrolysis using diaphragms (AEL) or the more recent method of proton exchange membrane electrolysis (PEM) which is highly dependent on raw materials such as precious metals.

creavis.com .. membranes

EU gefördert

Der AEM Electrolyzer wird von Enapter entwickelt.

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reko
Posted · Edited by reko

Für 100% erneuerbare Energie in USA ist ein 2,5 faches Overbuild der Wind/Solar-Kraftwerke notwendig (lt. einer überoptimistischen Studie aus 2015)

D.h. es fällt weit mehr Überstrom an als sofort verbraucht werden kann.

2020/08/11 The U.S. can be powered 100% by renewable energy. How do we get there?

Zitat

But, despite all of these assumptions, one thing remained. The first 80% appears to be the easy part,

..

Wood Mackenzie says we need to double the network of our existing transmission lines from 200,000 miles to 400,000 miles.

..

Forecasting load demand and generating 100% of our power through renewable energy is certainly a challenge. The best way to overcome it? Overbuild… by a lot.

.. One of the best ways to make sure VRE is not wasted? Store it.

..

According to the Environmental Defense Fund, the energy storage market is expected to grow by 9 times its size by 2022.

 

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reko
Posted · Edited by reko

Tesla will die Akkukapazität um 50% steigern, allerdings erst in 3 bis 4 "Musk-Jahren".

Ev. mit "Silicon nanowire anode". Die beste Anode nützt aber nichts ohne eine gleichermaßen leistungsfähige Kathode.

Ansonsten wird wieder auf Erfolge von Panasonic (Co Einsparung) und CATL (LiFP million mile battery) verwiesen.

400 Wh/kg *with* high cycle life, produced in volume (not just a lab) is not far. Probably 3 to 4 years.

2020/08/24 Tesla teases nanowire technology in Battery Day announcement

 

Silicon nanowires sind auch nicht neu

Amprius Technologies, 100% Silicon Nanowire Battery Technology

"In 2007, researchers at Stanford University discovered a solution to the problem associated with silicon in batteries."

 

Weitere Player: Sila Nanotechnologies (Daimler/BMW 2019/04 funding, 2019/11 funding)

Enevate (Carmakers Renault, Nissan, and Mitsubishi, as well as battery-makers LG Chem and Samsung, are investors)

Nexeon (WACKER invests in Si anode supplier Nexeon, takes 25% stake)

5 Top Silicon Anode Solutions: TRION Energy, Advano, Black Diamond Structures, Enwires, Nanospan

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Holgerli
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Der Tesla Battery day findet am 22. September statt. Danach wissen wir mehr.

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reko
Posted · Edited by reko

2020/08/27 Kosten für grünen Wasserstoff sollen dramatisch fallen

Lt. Woodmac:

„Im Durchschnitt werden die Kosten für die Produktion von grünem Wasserstoff bis 2040 den Kosten für Wasserstoff aus fossilen Brennstoffen entsprechen. In einigen Ländern, wie zum Beispiel Deutschland, wird dies bis 2030 der Fall sein."

 

2020/08/24 Australia is already a leader in green hydrogen, but will we ever export it?

"despite a rapid increase in green hydrogen globally it won’t be enough to meet the surging global demand for zero emissions hydrogen"

.. "around 50 major green hydrogen projects under development globally, with the ability to supply up to 3 million tonnes per year. However, future global demand has been forecast to reach as high as 8.7 million tonnes per year by 2030."

.. "cost of liquefaction remains high and significant reductions will be needed if the direct export of Australian hydrogen is to become economically viable."

 

2020/08/17 Australia gives green light to hydrogen funding

300 Mio AU$, "ARENA's funding round targeted projects with an electrolyser capacity of over 10MW,"

 

2020/08/10 Australia’s Jemena to supply green hydrogen to Hyundai from 2021 (Hyundai’s H2 Tankstelle in Australien)

"hydrogen gas for transport will be generated as part of Jemena’s $15-million Western Sydney Green Gas Project" .. "500 kW electrolyzer"

.. expected to be operational in 2020

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reko
Posted · Edited by reko

TheFuelCellIndustryReview2019.pdf

 

H2 Superlativen haben z.Z. eine extrem kurze Halbwertszeit.

2020/08/26 Global green hydrogen project pipeline reaches 50 GW (ca. 50 Projekte, 75 Mrd$ Capex, viele early stage)

2020/01/22 McPhy to equip the largest zero-carbon hydrogen site in Europe (20MW für Methanol).

Planungen: Wesseling 10MW, Island 16GW .. , Hamburg 100MW, Spanien 100 MW, Rotterdam 250MW, Offshore 400MW, Saudi Arabien 4GW , Australien 15GW.

Toshiba lieferte ein 3,5kW H2Rex Brennstoffzellensystem (Wirkungsgrad = 50...55%Strom + 40..45% Wärme) an die Raststätte Namie aus (2020/08/14 Toshiba delivers H2Rex hydrogen fuel cell system to Michinoeki-Namie), versorgt durch

"world´s largest-class hydrogen production, Fukushima Hydrogen Energy Research Field (FH2R)" (10MW seit März in Betrieb)

FH2R.JPG

 

2020/09/01 Japan launches first project to commission high-power fuel cell vessel by 2024 (mit Toshiba Zellen)

2020/08/21 Japan steps up renewables investment to beat 2030 target ($100bn)

“The focus on hydrogen adoption makes perfect sense though, because Japan has very few other options to reduce its non-power carbon emissions.”

2019/11 hydrogen-is-poised-to-be-big-in-japan

 

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Cepha
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Am 6.9.2020 um 10:18 von reko:

2020/08/27 Kosten für grünen Wasserstoff sollen dramatisch fallen

Lt. Woodmac:

„Im Durchschnitt werden die Kosten für die Produktion von grünem Wasserstoff bis 2040 den [heutigen] Kosten für Wasserstoff aus fossilen Brennstoffen entsprechen. In einigen Ländern, wie zum Beispiel Deutschland, wird dies bis 2030 der Fall sein."

 

 

Das wesentliche hab ich ergänzt :-)

 

Auch bei den Verfahren, Wasserstoff aus Methan zu Erzeugen (Kvaerner, dampfblasenreaktor) ist noch reichlich Luft nach unten.

 

Was offenbar die allerwenigsten verstehen ist, dass in einer welt mit erfolgreich erzwungendem globalem Klimaschutz der Großteil der billig fördernden fossilen Eneergieträger auf alle Ewigkeiten im Boden bleiben muss.  Damit würden fossile Energieträger extrem billig werden, weil es ein extremes Überangebot auf dem Markt geben wird, etwas was es vergleichbar in der Historie noch niemals gab.

Wenn man sich die Bilanzen des Kvaerner Verfahrens ansieht sieht man, dass man pro kg Wasserstoff nur einen Bruchteil der elektrischen Energiemenge braucht im Vergleich zur Elektrolyse. Das wird sich auch niemals ändern. Die Kosten für das Vergraben des Graphits kenne ich nicht, schätze die aber als sehr gering (heute hat Graphit einen positiven Wert). Der einzige Grund, dass grüne Elektrolyse jemals billiger werden könnte als türkiser Wasserstoff wäre ein hoher Preis für das Erdgas oder sehr hohe Transportkosten.

 

Im übrigen hängt der Preis von grünem Elektrolyse-Wasserstoff ganz wesentlich von der Auslastung der Elektrolyseure ab und da hat Deutschland mit Ausnahme von offshore Wind keine Chnace gegen gute Standorte auf der Welt wie z.B. Marrokko oder Chile. Das wird sich auch niemals ändern, denn an unseren Vollaststunden für Solar- und Windenergie ändert sich auch in 30 Jahren nicht viel.

Der Strompreis spielt hingegen eine untergeordneet Rolle. geschenkter Strom für 0ct/kWh führt heute trotzdem zu sehr teurem grünen Wasserstoff, wenn damit der Elektrolyseur nur 1000 Stunden im Jahr ausgelastet wird. (und von 1000 Stunden Strom zu 0ct sind wir noch eine ganze Weile weg)

 

Wir werden trotzdem Elektrolyseure haben, aber billigen Wasserstoff werden die bei uns zumindest aus den heute absehbaren Daten nicht erzeugen. Das ist auch nicht weiter tragisch, es bedeutet aber, dass Wasserstoff nicht gegen Strom konkurreiernw ird können, dort wo nicht ganze andere Vorteile für wasserstoff sprechen. Bei >95% der PKW scheint das heute nicht dr Fall zu sein.

Bei LKW hätte ich vor 10 Jahren noch klar auf Wasserstoff getippt, heute tu ich das nicht mehr.

 

MfG

 

 

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krett
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Die Frage ist ja auch wie viel Wasserstoff in Zukunft überhaupt benötigt wird.

 

Klar, ein paar ewig gestrige glauben immer noch das einfach Öl mit Wasserstoff ersetzt wird und alle Autos damit fahren werden. Aber soweit wird es nicht kommen, das ist ja inzwischen allen bewusst sich etwas damit beschäftigen.

 

Best case Szenario für Wasserstoff: Ein kleiner Anteil an Autos und ca. 50% des Schwerlastverkehrs fährt mit Wasserstoff + Schiffe + Flugzeuge + Ausgleich von schwankenden Solar- und Windstrom über das ganze Jahr hinweg

Worst case Szenario für Wasserstoff: Praktisch keine Autos und LKWs mit Wasser, Flugzeuge ja, aber nur bei Lang- und Mittelstrecke + Schiffe + Ausgleich von schwankenden Solar- und Windstrom für nur wenige Tage im Jahr

 

Je nach dem wohin die Reise geht, ändert sich auch der gesamte Wasserstoffmarkt. Die reine Elektrifizierung mit Batterien hat praktisch 5-10 Jahre Vorsprung vor Wasserstoff. Ob man diesen technologischen Rückstand jemals wird einholen können, um mehr als eine Nischenanwendung zu sein?

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reko
Posted · Edited by reko
vor einer Stunde von Cepha:

Die Kosten für das Vergraben des Graphits kenne ich nicht, schätze die aber als sehr gering (heute hat Graphit einen positiven Wert).

..

Im übrigen hängt der Preis von grünem Elektrolyse-Wasserstoff ganz wesentlich von der Auslastung der Elektrolyseure ab und da hat Deutschland mit Ausnahme von offshore Wind keine Chnace gegen gute Standorte auf der Welt wie z.B. Marrokko oder Chile. Das wird sich auch niemals ändern, denn an unseren Vollaststunden für Solar- und Windenergie ändert sich auch in 30 Jahren nicht viel.

Pyrolyse ist eine interessante Technologie. Der Kohlenstoff gelangt nicht in die Atmosphäre und Graphit würde man sogar zunehmend für die Li-Ion Akkus brauchen. Gas ist extrem sauber, der entstehende Graphit könnte problemlos auch auf Deponien (invers zur Kohleförderung). Das Problem ist, dass die Politik kein Öl/Gas haben will. Ich sehe für längere Zeit keine sinkende Gasnachfrage.

 

Was hier nicht verstanden wird ist, dass bei 100% Solar/Windstrom ohne Wasserstoff (-träger) zwangsläufig sehr viel Überstrom anfällt. Man braucht ein mehrfaches der durchschnittlich verbrauchten Leistung an installierter Leistung. Will man den Overbuild einigermaßen im Rahmen halten, braucht man eine saisonale Energiespeicherung und Rückverstromung. Mit Batterien ist das nicht zu realisieren. Der Überstrom ist quasi umsonst. Es zählen nur die Investitionskosten der Elektrolyse. Hat man einen edelmetallfreien Katalysator und Massenproduktion ist Elektrolyse sehr billig, sehr viel billiger als Akkus und billiger als ein höherer Overbuild an Solar/Windkraftwerken. Das dauert noch etwas, wird aber kommen.

 

Wo die Elektrolyse steht? Kleine dezentrale verbrauchsnahe Anlagen, Offshore und wie du sagst in privilegierten Gegenden wie Marroko, Chile, Saudi Arabien, Australien. Der Stromertrag der gleichen Solar/Wind Anlage ist in manchen Gegenden doppelt so hoch wie hier. Diese Länder suchen auch Einnahmen und werden billige Energieträger exportieren wollen. Mit Strom ist ein globaler Energiehandel nicht machbar. Man braucht sich nur ansehen wo jetzt investiert wird.

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krett
Posted
vor 13 Minuten von reko:

Was hier nicht verstanden wird ist, dass bei 100% Solar/Windstrom ohne Wasserstoff (-träger) zwangsläufig sehr viel Überstrom anfällt. Man braucht ein mehrfaches der durchschnittlich verbrauchten Leistung an installierter Leistung. Will man den Overbuild einigermaßen im Rahmen halten, braucht man eine saisonale Energiespeicherung und Rückverstromung. Mit Batterien ist das nicht zu realisieren. Der Überstrom ist quasi umsonst. Es zählen nur die Investitionskosten der Elektrolyse. Hat man einen edelmetallfreien Katalysator und Massenproduktion ist Elektrolyse sehr billig, sehr viel billiger als Akkus und billiger als ein höherer Overbuild an Solar/Windkraftwerken. Das dauert noch etwas, wird aber kommen.

Klar wird ist überschüssigen Strom geben. Wie viel genau das wird und was "sehr viel" wäre und es so viel wird, weiß man aber noch nicht.

 

Das größte Fragezeichen wird sein: Wie oft gibt es Überschussstrom für eine Wasserstoffproduktion? Ein Großteil des "überflüssigen" Solarstrom im Sommer, dürfte wohl in Batteriespeichern landen und Abend und Nachts genutzt werden. Was bleibt dann für eine Wasserstoffproduktion über? Weiß man nicht.

 

Ein anderes Problem ist die Häufigkeit des überschüssigen Stroms, wenn es nur 1 oder 2 Stunden am Tag überschüssigen Strom gibt, wird man als Wasserstoffproduzent ein Problem haben. Denn mit 2 Stunden Auslastung pro Tag, rechnet sich eine teure Industrieanlage eher weniger und wenn man sie länger am laufen hat, gibts den Strom eben nicht umsonst.

 

Ich denke auch das wir einen saisonalen Energiespeicher brauchen für den Winter. Aber dieser Anwendungszweck alleine macht Wasserstoff nicht zu einer Großindustrie, nur damit bliebe es ein Nischenprodukt, wenn auch ein sehr wichtiges.

 

 

 

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reko
Posted · Edited by reko
vor 51 Minuten von krett:

Das größte Fragezeichen wird sein: Wie oft gibt es Überschussstrom für eine Wasserstoffproduktion? Ein Großteil des "überflüssigen" Solarstrom im Sommer, dürfte wohl in Batteriespeichern landen und Abend und Nachts genutzt werden.

Das kann man in Modellrechnungen für jedes vergangene Jahr exakt ausrechnen und das wurde bereits gemacht. Der Tag/Nacht Speicherbedarf ist im Vergleich zum saisonalen Speicherbedarf verschwindend gering. Oder besser gesagt der saisonale Speicherbedarf ist riesig. Das kann man auch leicht an der mittleren monatlichen EE-Stromproduktion und Stromverbrauch abschätzen (also unter der unrealistischen Annahme man könnte den Strom für einen Monat in Akkus speichern und man könnte die EE-Stromproduktion einfach vervielfachen). Der Überstrom fällt dann nicht nur einige Stunden sondern mehrere Monate am Stück an.

2017-ein-rekordjahr-fuer-den-deutschen-energiemarkt

Monthly+feed-in+of+RES+in+Germany.png?fo

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krett
Posted
vor 29 Minuten von reko:

Das kann man in Modellrechnungen für jedes vergangene Jahr exakt ausrechnen und das wurde bereits gemacht. 

Klar kann man das für die Vergangenheit sehr gut machen, aber das auf die Zukunft zu projizieren halte ich für sehr schwierig, weil:

  • Kapazitätsfaktor neuer Windkraftanlagen ist höher als von alten
  • Kapazitätsfaktor von offshore Windkraft is höher als von onshore
  • Früher gab es keine Batterien, in Zukunft schon
  • Früher gab es keine Wärmepumpen, in zufunkt schon (immer relativ gesehen)
  • Früher gabs keine Elektroautos, in Zukunft schon
  • Atom- und Kohlekraftwerke werden in Zukunft wegfallen
  • Es gibt mehr Übertragungskapazitäten in den Netzen (auch und gerade Länderübergreifend)
  • Bedarf an Gebäudekühlung wird zunehmen (Klimawandel)

 

Es spielen so viele Variablen rein von denen man nicht genau vorhersagen kann wie und in welchen Ausmaß sie eintreten. Nicht nur aus technischer Sicht, auch aus ökonomischer: In Zukunft wird es mehr Batteriespeicher geben, aber nur um Strom <24h zu speichern oder werden Batterien so günstig, dass sich auch Speicherzeiten von 72h rechnen? 

 

Ich will überhaupt nicht ausschließen das Wasserstoff eine größere Rolle im Stromnetz spielen wird, aber genauso wenig würde ich ausschließen das es nur eine sehr kleine spielt. Ganz Subjektiv ist für mich von 2% bis 20% Anteil an der Stromversorgung alles möglich und ich könnte heute nicht sagen wohin die Tendenz geht. 

 

Vermutlich wird man das in anderen Ländern/Regionen etwas eher sehen. Kalifornien und Texas z.B. haben bald keine bzw. kaum noch Kohle- und Atomkraftwerke, als "Backup" dient dann nur noch Gas, welches man ja ähnlich einsetzen wird wie bei uns irgendwann mal Wasserstoff. Wird interessant sein wie sich die Stromversorgung dort entwickelt. In Texas wird ja immer noch viel Gas zugebaut, aber der große Boom geht langsam zu Ende, dafür gehts jetzt mit Solarenegie und Batteriespeichern richtig los.

 

Die aktuelle Projektpipeline in Texas ist ziemlich beeindruckend (ist natürlich alles mit dabei, von early stage bis kurz vor Baubeginn)

14GW Batterien in Planung und meines Wissens nach ohne spezielle Förderung.

 

Texas hat gegenüber Deutschland natürlich den Vorteil das die saisonalen Schwankungen nicht so extrem sind. Auf der anderen Seite ist Texas Stromtechnisch gesehen praktisch eine Insel. Das texanische Stromnetz ist so gut wie garnicht mit dem der übrigen USA verbunden. Im Vergleich zu Deutschland ein riesiger Nachteil.

 

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reko
Posted · Edited by reko

Du verkomplizierst alles um die Wahrheit nicht einzugestehen. Alles was in USA mit Gas ausgeglichen wird muß bei uns in Zukunft mit Wasserstoff ausgeglichen werden, wenn wir kein Gas wollen. Bessere Anlagen ändern nichts an der schwankenden Wind/Sonnenstärke. 100% EE bedeutet wir müssen Anlagen für den Worst Case bauen. Da brauch ich nur auf die obige Graphik sehen um zu sehen was Überstrom entsteht.

14 GW ist uninteressant wird brauchen Energiespeicher und keine Leistung. Nehmen wir an es sind 14 GWh. Vergleich mal mit den deutschen EE-Stromschwankungen von 8 TWh pro Monat.

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krett
Posted · Edited by krett
vor 14 Minuten von reko:

Du verkomplizierst alles um die Wahrheit nicht einzugestehen. Alles was in USA mit Gas ausgeglichen wird muß bei uns in Zukunft mit Wasserstoff ausgeglichen werden, wenn wir kein Gas wollen.

Wenn du einfach mal durchlesen würdest, worauf du antwortest, könnten wir uns viel sparen:

 

Zitat

Vermutlich wird man das in anderen Ländern/Regionen etwas eher sehen. Kalifornien und Texas z.B. haben bald keine bzw. kaum noch Kohle- und Atomkraftwerke, als "Backup" dient dann nur noch Gas, welches man ja ähnlich einsetzen wird wie bei uns irgendwann mal Wasserstoff

 

Zitat

100% EE bedeutet wir müssen Anlagen für den Worst Case bauen.

Ja, aber wir wissen heute nicht wie der aussieht. Klar, worst case = 2 Wochen sehr wenig Wind- und Sonnenenergie. Aber:

  • Irgendwas an Produktion haben wir auch während einer Dunkelflaute, wenn auch sehr wenig
  • Wir wissen heute auch nicht wie die Nachfrage in so einer Zeit sein wird. Denn so eine Dunkelflaute könnte in Zukunft Strompreisschwankungen hervorrufen, die wir noch nie gesehen haben. Wie sehr sich der Markt darauf einrichtet ist nicht abzusehen. Möglicherweise ist es ökonomisch sinnvoller wenn bestimmte Industriebetriebe für zwei Wochen nur noch halbe Schichten oder keine fahren, anstatt Wasserstoff-Strom zu nutzen. 
  • Eine Dunkelflaute betrifft nicht ganz Europa (und wir haben ja Länderübergreifende Stromnetze mit einer gewissen Kapazität)
  • Wir wissen heute nicht wie hoch in Zukunft der potentielle Bedarf von verschiedenen Verbrauchern während einer Dunkelflaute ist, weil es besagte Verbraucher heute noch nicht gibt oder zumindest nicht in der Skalierung (Wärmepumpen, eAutos...)

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reko
Posted
vor 3 Minuten von krett:

Ja, aber wir wissen heute nicht wie der aussieht. Klar, worst case = 2 Wochen sehr wenig Wind- und Sonnenenergie.

Das ist das kleinere Problem, das ich durch angenommenen Batteriespeicher für einen Monat ausgeschlossen habe. Das große Problem sind die jahreszeitlichen Schwankungen.

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Cepha
Posted · Edited by Cepha
vor 1 Stunde von reko:

Was hier nicht verstanden wird ist, dass bei 100% Solar/Windstrom ohne Wasserstoff (-träger) zwangsläufig sehr viel Überstrom anfällt. Man braucht ein mehrfaches der durchschnittlich verbrauchten Leistung an installierter Leistung. Will man den Overbuild einigermaßen im Rahmen halten, braucht man eine saisonale Energiespeicherung und Rückverstromung. Mit Batterien ist das nicht zu realisieren. Der Überstrom ist quasi umsonst. Es zählen nur die Investitionskosten der Elektrolyse. Hat man einen edelmetallfreien Katalysator und Massenproduktion ist Elektrolyse sehr billig, sehr viel billiger als Akkus und billiger als ein höherer Overbuild an Solar/Windkraftwerken. Das dauert noch etwas, wird aber kommen.

Ich verdiene mein Geld u.a. damit, mich mit genau solchen Fragestellungen zu beschäftigen.

 

Wie eine Energieversorgung basierend auf überwiegend Solar+Wind in 2050 in Deutschland aussehen wird ist schwer zu prognostizieren, weil kleine Parameteränderungen große Auswirkungen in den Simuationsmodellen haben. Daher kommen diverse Studien auch zu komplett anderen Zahlen, je anchdem wie man das Modell füttert.

Vor 15 Jahren war noch die vorherrschende Meinung, dass PV aufgrund der Erzeugungschrakteristik und des Preises eher einen ergänzenden Charakter haben wird zum Ausgleich der saisonalen Schwankung bei der Windenergie. Außerdem war vor 10 Jahren die Annahme, dass Netze Speicher grundsätzlich schlagen und ein transeuropäisches Supergrid war eine absolut reale Option.

Solarstrom aus der Sahara ist heute und wohl in Zukunft nicht mehr konkurrenzfähig zu Solarstrom in Deutschland (zur Verwendung in Deutschland), Netze und onshore Windkraft sehen sich heute aber massiver Widerstände aus der Gesellschaft ausgesetzt.

 

Wenn ich das auf einen Bierdeckel kondensiere, dann sehe ich nach heutigem Stand in Deutschland künftig 1000TWh Strombedarf im Jahr mit  einen Spitzenbedarf von 130-140GW.

 

Eine beispielhafte Erzeugung in runden Zahlen wäre:

 

200GW PV erzeugen 200TWh/a  (Zubaurate 8GW/a)

200GW Wind onshore erzeugen 600TWh/a (zubaurate 10GW pro Jahr, in Summe 50.000 Anlagen der 4MW Klasse)

50GW Wind offshore erzeugen 200TWh/a

Wasserkraft erzeugt 20TWh/a

Gaskraftwerke mit 120GW erzeugen 120TWh/a

Vermutlich wird Deutschland zum Nettotromimporteur

 

Wer das addiert sieht sind mehr als 1100TWh/a und nicht 1000TWh/a

 

das liegt daran, dass man ca. 100TWh/a einfach wegwerfen wird, insbesondere die 200GW Photovoltaik  sind häufiger mal viel zu viel, von den 200TWh Produktion wird man vielleicht 30-40TWh wegwerfen (das ist flappsig formuliert, tatsächlich werden sie garnicht erst produziert). Der

 

Wenn Solarstrom in der Produktion ca. 4ct/kWh kostet und man die Erzeugung mangels Nachfrage um 20% reduziert steigt der Preis eben auf ca. 5ct/kWh, das ist kein sonderlich großes Drama und weitaus billiger, als dafür Leitungen oder Elektrolyseure oder Speicher zu bauen.

 

Batteriespeicher braucht man für diverse Systemdienstleistungen, zur Reduzierung von Lastgradienten und sie sind wahrscheinlich als Netzbooster wirtschaftlich. Im Arbitragemarkt sehe ich die zumindest heute nicht.

 

Wieviel man braucht ist extrem schwer zu schätzen, da ändern sich die Ergebisse mit den Parameteren enorm. Ich werfe mal 100GW / 200GWh in den Raum. Bei einer Nutzungsdauer von 20 Jahren müsste man 10GWh pro Jahr produzieren. eine durchaus überschaubare Menge.

 

Spannend sind die hoch flexiblen Gaskraftwerke. Ob Brennstoffzelle oder Gasturbine oder Gasmotoren oder teilweise GuD wird sich zeigen. Wahrscheinlich ein Mix. Manche davon laufen nur ein paar Stunden pro Jahr, andere vielleicht 2.000h pro Jahr.

Welches Gas man verwendet wird sich zeigen. Erdgas mit CCS, importierter Wasserstoff oder Bio-Erdgas.

Heute produzieren unsere Biogasanlagen um die 32TWh/a mit einem el wirkungsgrad von ca. 40% aus Biogas, welches zu ca. 60% aus CH4 und ansonsten überwiegend CO2 besteht. Das macht also heute 80TWh/a an Biogas

 

Würde man den CO2 Anteil (das ist heute kostenloser grüner Kohlenstoff mühsam aus der Atmosphäre aufkonzentriert und interessanterweise heute vollkommen wertlos) mittels Sabtierprozess in Methan wandeln hätte man 130TWh/a an grünem Methan. Das deckt bereits die Hälfte des Gasbedarfs in den Gaskraftwerken. Die Frage ist, ob das Gas tatsächlich diesen Pfad geht und grünes Methan nicht besser an anderer Stelle eingestzt wird wie LKW oder Schiffe.

 

Ich gehe davon aus, dass man den Großteil des fehlenden grünen Gases importieren wird, die Menge ist ein Witz im Vergleich zum heutigen Gasbedarf und von irgendwas muss Russland auch in 30 Jahren leben. (wenn die Russen weiterhin Erdgas und Erdöl fördern, verkaufen und die Kunden das verbrennen funktioniert der ganze Klimaschutz nicht)

 

Bleibt also die große Frage, wieviel grünen Wasserstoff wir in Deutschland tatsächlich erzeugen müssen.

 

Die Frage kann ich nicht beantworten, denn technisch ist aus heutiger Sicht alles von sehr hohen Werten bis hin zu Null plausibel, mit heutigen Daten halte ich geringe Leistungen für realitischer als große Leistungen.

 

Da spielen auch die politischen Rahmenbedingungen eine riesen Rolle. Für grünen Stahl gibt es eine Nachfrage nach grünem Wasserstoff. Die Frage ist nur, ob es eine Nachfrage nach grünem Stahl geben wird. Realitisch ist das nur, wenn man dreckigen Stahl aus China & Co dann entsprechen mit Strafzöllen versieht oder aber wenn die Kunden tatsächlich freiwillig bereit sind, für grünen Stahl ein Vielfaches zu bezahlen. Das glaube ich eher nicht. Die Leute wollen zwar grüne Produkte, sind aber nur selten bereit, dafür tatsächlich den Aufpreis auch zu bezahlen.

 

Wir werden es sehen. Ich möchte nur auf eines hinweisen: Technisch notwendig ist es keineswegs, dass Deutschland 100 GW an Elektrolyseuren baut. Es kann passieren, muss aber nicht.

 

Vor 20 Jahren hatte jeder der großen damaligen Notebookhersteller Prototypen mit Brennstoffzellen, damit das Notebook auch 10h Betrieb durchhalten kann. Wir wissen alle, wie groß der Markt für kleine Brennstoffzellen heute ist.

 

Für die Stromerzeugung aus Sonne und Wind brauchen wir Elektrolyseure nicht zwingend, Wegerfen ist tatsächlich oft die bessere Lösung. Vor allem brauchen wir sie die nächsten Jahre noch nicht.

 

MfG

 

PS: Wenn ich die Widerstände in der Gesellschaft gegen Windkraft sehe (und künftig auch gegen PV?) und sich die Politik davon beeinflussen lässt, dass vielleicht 1% der größten Gegner sich durchsetzen, weil sie am stärksten sichtbar  sind, dann halte ich es für das wahrscheinlichste Szenario, dass wir schlichtweg größere Mengen Strom importieren und auch größere Mengen an Gasen.

Da ist sich weder die Gesellschaft noch die Politik klar, was sie will. Die politik traut sich bei der Energiewende bis heute nicht, mal einen konkreten Pfad zu beschreiten. Man kann die Sorge aus technischer Sicht verstehen hier in einer sackgasse zu landen oder etwas zu verpassen, die Hauptsorge ist aber politisch motiiviert, dass man sichs mit keinem groß verscherzen will und daher lieber vage bleibt. Für die Unfähigkeit und den Unwillen eine kluge Entscheidung zu treffen hat man sich das schöne wort "Technologieoffenheit" ausgedacht.

Wann immer auf politischer Ebene das Wort im Zusammenhang mit der Energiewende kommt, kann man meiner Erfahrung nach zu 95% davon ausgehen, dass er/sie eh keine Ahnung hat von den technologischen Pfadenund Optionen, zu denen er/sie sich nicht positionieren möchte.

 

Ich selbst fände 50.000 große Windkraftanlagen okay, andere nicht. Ich kann aber auch damit leben, wenn wir künftig teuren Wasserstoff eben aus Russland, Norwegen und Co einkaufen und Teile unseres Strombedrafs dann eben importieren. Wir kaufen auch heute Energieträger ein.

Syn Fuel wird man so oder so importieren und nicht selber machen, das erscheint zumindest aus heutiger Sicht völllig absurd.

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krett
Posted
vor 2 Minuten von reko:

Das ist das kleinere Problem, das ich durch angenommenen Batteriespeicher für einen Monat ausgeschlossen habe. Das große Problem sind die jahreszeitlichen Schwankungen.

Du nimmst Batteriespeicher für einen Monat an? Soweit würde ich nie gehen, aber gut. 

 

Jahreszeitliche Schwankungen werden durch Wind und Sonne ja schon sehr gut ausgeglichen. Siehe hier:

(Doppelklick auf Solar und dann noch Wind mit auswählen)

https://energy-charts.de/energy_de.htm?source=all-sources&period=monthly&year=2019

 

vor 5 Minuten von Cepha:

Bleibt also die große Frage, wieviel grünen Wasserstoff wir in Deutschland tatsächlich erzeugen müssen.

 

Die Frage kann ich nicht beantworten, denn technisch ist aus heutiger Sicht alles von sehr hohen Werten bis hin zu Null plausibel, mit heutigen Daten halte ich geringe Leistungen für realitischer als große Leistungen.

[...]

Wir werden es sehen. Ich möchte nur auf eines hinweisen: Technisch notwendig ist es keineswegs, dass Deutschland 100 GW an Elektrolyseuren baut. Es kann passieren, muss aber nicht.

[...]

Für die Stromerzeugung aus Sonne und Wind brauchen wir Elektrolyseure nicht zwingend, Wegerfen ist tatsächlich oft die bessere Lösung. Vor allem brauchen wir sie die nächsten Jahre noch nicht.

100% Zustimmung.

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reko
Posted · Edited by reko
vor 33 Minuten von Cepha:

Gaskraftwerke mit 120GW erzeugen 120TWh/a

solange man Gaskraftwerke nutzt hat man keine 100% EE.

Wasserkraft ist ebenfalls jahreszeitlich schwankend.

 

Die 100 GW Elektrolyse können auch in der Wüste stehen. In Pilbara wird bereits eine 15 GW Anlage geplant. Der Wasserstoff ist auch für weit mehr als nur für Strom notwendig.

 

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Cepha
Posted · Edited by Cepha
vor 39 Minuten von reko:

solange man Gaskraftwerke nutzt hat man keine 100% EE.

 

 

Solange der Kohlenstoffkreislauf geschlossen ist, spielt das keine Rolle.

 

tatsächlich hat sich die Bundesregierung bisheute nicht klar positioniert, ob sie für 2050 ein -80% oder ein -95% Szenario anstrebt. Bei -95% ist die Energeiwrtschaft nahezu vollständig dekarbonsiert, bei -80% sind stinknormale Erdgaskraftwerke durchaus eine gute und sinnvolle Option.

 

Das FZ-Jülich schätze ich als sehr wasserstoffaffin ein (meine Meinung ist da eine andere), auf S. 72 findet man eine gute Grafik zum zeitlichen Einsatz von Technologien in den entsprechendne Pfaden

 

https://juser.fz-juelich.de/record/877960/files/Energie_Umwelt_499.pdf

 

Auf die -80% vs -95% Problematik geht vor allem Consentec auch sehr schön anschaulich ein, aus meiner Sicht eine der besten frei zugänglichen Studien zu dieser Thematik:

 

https://www.consentec.de/wp-content/uploads/2017/09/berichtsmodul-10-a-bericht-reduktion-der-treibhausgasemissionen-deutschlands-langfassung.pdf

 

Das Kernproblem ist, dass es für ein -80% Szenario den Großteil der möglichen Technologien schlichtweg garnicht braucht, z.B. syn fuel oder carbon capture. Es  ist auch dramatisch billiger als -95%, was es sehr attraktiv macht. Das Problem dabei ist, dass die Gefahr enorm hoch ist, sich in technologische Sackgassen zu manövrieren. Aus dem -80% Szenario wird eben nicht mit etwas mehr Anstrengung und ein paar Jahren extra ein -95% Szenario.

 

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reko
Posted · Edited by reko

Bisher habe ich immer nur von einer 100% Forderung gehört (realistisch 95%). Wenn man sich auf 80% EE beschränkt, gäbe es viele Probleme weniger. Das sollte man dann aber auch öffentlich sagen. Alles Erdgas, das man weiterverwendet, erspart Wasserstoff. Russland und USA dürften sich über den gesicherten Gasabsatz freuen. Eine absehbare Verdoppelung der Stromproduktion bringt dann weitere Nachfrage (ich bin in Gasfirmen investiert).

Wir haben dann aber immer noch den Wasserstoffbedarf für Stahlherstellung und chemische Synthese. Bis 1960 war die Ammoniaksynthese mit Elektrolysewasserstoff in Norwegen wirtschaftlich, bis es billiges Gas aus der Nordsee gab..

Zumindest die 4 GW Elektrolyse in Saudi Arabien und einige 100kW Elektrolysen für Offgrid-Offshorestrom haben sehr gute Changen innerhalb der nächsten 5 Jahre. Die Elektrolyse ist bereits sehr ausgereift. Der Wirkungsgrad beträgt über 80%. Hat man den geeigneten Katalysator ist der Rest sehr billig. Es gibt inzwischen die Produktionskapazität für jährlich mehrere GW Elektrolyse, die werden auch ausgelastet.

 

Es ist unsinnig Ziele festzulegen ohne sich Gedanken über die Realisierung zu machen. Consentec:

Zitat

Die Analysen in diesem Papier legen den Schluss nahe, dass unser Wissen um die Landkarte der Dekarbonisierung zurzeit vermutlich noch nicht ausreicht, um einen Fahrplan über den gesamten Zeithorizont zu erarbeiten. Daher sollte sich der Diskurs im Hinblick auf den langfristigen Zeithorizont darauf konzentrieren, mögliche Ziele zu diskutieren und deren Erreichung offen zu halten

 

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reko
Posted · Edited by reko
vor 10 Stunden von Cepha:

Heute produzieren unsere Biogasanlagen um die 32TWh/a mit einem el wirkungsgrad von ca. 40% aus Biogas, welches zu ca. 60% aus CH4 und ansonsten überwiegend CO2 besteht. Das macht also heute 80TWh/a an Biogas

Würde man den CO2 Anteil (das ist heute kostenloser grüner Kohlenstoff mühsam aus der Atmosphäre aufkonzentriert und interessanterweise heute vollkommen wertlos) mittels Sabtierprozess in Methan wandeln hätte man 130TWh/a an grünem Methan.

Viele Biogasanlagen sind abgelegen und nicht leicht an das Gasnetz anschließbar. Von der Gasqualität ganz abgesehen.

Interessanter ist die Verwertung als Methanol. Bei Biogas entsteht neben Methan sehr viel CO2. Mit zusätzlichen Strom kann 100% des Biomassekohlenstoffs in Methanol gebunden werden, das dann mit der bestehenden Benzininfrastruktur verwendet werden kann.

Wie im Methanolthread geschrieben, ist Aufwand und Ertrag der Methan- und Methanolsynthese sehr ähnlich.

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Cepha
Posted · Edited by Cepha
vor 3 Stunden von reko:

Bisher habe ich immer nur von einer 100% Forderung gehört (realistisch 95%). Wenn man sich auf 80% EE beschränkt, gäbe es viele Probleme weniger.

 

Bei den Prozentwerten geht es um die Minderung der Treibhausgasemissionen gegenüber 1990, nicht um den Anteil EE-Strom am Strommix.

 

Bei -95% verteilen sich die Restemissionen vor allem auf Landwirtschaft und Industrieprozesse, der Energiesektor (nicht nur Stromerzeugung) ist dann nahezu treibhausgasneutral.

 

Bei -80% hingegen hat man noch sehr viele Freiheitsgrade, die teueren und komplizierten Bereiche muss man da nicht oder nur teilweise angehen, wie z.B. Flugverkehr, einige Industrieprozesse, Residuallast für die Dunkelflaute, Schiffe, Militär etc. pp....

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Cepha
Posted · Edited by Cepha
vor 12 Minuten von reko:

Interessanter ist die Verwertung als Methanol. Bei Biogas entsteht neben Methan sehr viel CO2. Mit zusätzlichen Strom kann 100% des Biomassekohlenstoffs in Methanol gebunden werden, das dann mit der bestehenden Benzininfrastruktur verwendet werden kann.

Wo möchtest Du das Methanol denn nutzen?

 

Die Autoren aus Jülich glauben zwar, dass Batterieelektrische Mobilität keine große Rolle spielen wird (unter deren Annahmen, die ich so nicht teile), der weit überwiegende Rest glaubt aber, dass flüssige Kraftstoffe (und Wasserstoff) im PKW Bereich und sehr wahrscheinlich im LKW Berech auch in Zukunft keine bedeutende Rolle spielen werden.

 

Biokraftstoffe in PKW verbrennen ist schlichtweg ein extrem ineffizienter Pfad.

 

Darüber hinaus stellt sich die Frage, warum mit großem technischen Aufwand aus Biogas Methanol zu erzeugen, wenn es einfachere Methoden gibt, aus Biomasse Ethanol zu erzeugen (leider auch mit lausigem Flächenwirkungsgrad und eher fragwürdiger Gesamtökobilanz, also nicht nur THG).

 

Biokraftstoffe sind (derzeit) deutlich billiger als syn. Kraftstoffe und syn. Kraftstoffe haben auch den Schildbürgeraspekt, dass man einerseits aus Methan Wasserstoff erzeugen will und dann andererseits aus Wasserstoff wieder Kohlenwasserstoffe, das ist schon ziemlich schräg.

 

Da die Menge an Biomasse aber stark begrenzt ist würde ich einen Technlogiepfad anstreben, wo diese optimal eingeetzt werden kann und es keine brauchbare batterieelektrische oder Wasserstoff Alternative gibt:

 

- Flugzeuge

- (Schiffe)

- Militär

- (Landwirtschaft)

- (Baumaschinen)

 

da bleibt aus meiner Sicht eigentlich nichts übrig, um es vollkommen unnötig in ineffizienten Ottomotorren in PKWs zu vergeuden.

 

Aber: Sicher ist noch nichts, es gibt leider bis heute keinen Plan und keinen Technologiepfad für die Energiewende, ja noch nichtmal das Ziel ist klar. ("Technologieoffenheit")

Das ist sehr verwunderlich, denn Gebäude die heutegebaut werden, Flugzeuge, die heute gekauft werden, Stromnetze die heute gebaut werden sind im jahr  2050 noch da und sollten dann zu diesem Ziel auch passen.

 

MfG

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reko
Posted · Edited by reko
vor 1 Stunde von Cepha:

der weit überwiegende Rest glaubt aber, dass flüssige Kraftstoffe (und Wasserstoff) im PKW Bereich und sehr wahrscheinlich im LKW Berech auch in Zukunft keine bedeutende Rolle spielen werden.

 

Biokraftstoffe in PKW verbrennen ist schlichtweg ein extrem ineffizienter Pfad.

Das sehe ich anders. Bezogen auf den Energiegehalt sind flüssige Treibstoffe (Öl) derzeit 5x teuerer als gasförmige (Erdgas). Das liegt daran, dass der Transport und die Lagerung von Gasen sehr viel teuerer sind. Das wird sich auch in Zukunft nicht ändern. Bei Wasserstoff wird der Unterschied sogar noch größer.

Wasserstoff, Methan und Methanol können in Verbrennungsmotoren/Turbinen genutzt werden und sind dann nur geringfügig effizienter als Benzin/Diesel, verursachen aber sehr viel weniger Schadstoffe. Das ist nützlich für eine Übergangszeit. Mit Brennstoffzellen kann z.Z. der elektrische Wirkungsgrad aber auf über 60% gesteigert werden. Mit Kraft-Wärmekopplung kommt man auf über 90% Gesamtwirkungsgrad. Es ist damit zu rechnen, dass sich diese Werte in naher Zukunft noch weiter verbessern.

Alle geplanten großen Energieparks für den internationalen Handel setzen z.Z. auf flüssige (Methanol) oder leicht verflüssigbare (Ammoniak) Energieträger. Mit Stromleitungen wäre solch ein Energietransport von Australien nach China und Japan undenkbar.

 

Die Bioethanolerzeugung ist wesentlich ineffizienter als die Biogas/methanol-Erzeugung. Es bleibt ein großer Rest Biomasse der nur als Biogas/methanol und Viehfutter verwertet werden kann.

 

Wasserstoff - Methan/Methanol - Wasserstoff ist kein Schildbürgerstreich sondern eine Umwandlung je nach Zweckmäßigkeit (Kosten), wie die mehrfache Umwandlung DC-Strom in AC-Strom und wieder zurück.

 

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reko
Posted · Edited by reko
Am 9.9.2020 um 19:41 von Cepha:

Auch bei den Verfahren, Wasserstoff aus Methan zu Erzeugen (Kvaerner, dampfblasenreaktor) ist noch reichlich Luft nach unten.

Die Firma proton.energy beschäftigt sich mit einem patentierten Verfahren zur in situ Abspaltung von Wasserstoff aus Ölfeldern und beutet damit ein Teersandfeld aus. Im Bohrloch befindet sich eine Membran, die nur Wasserstoff an die Oberfläche läßt.  Das bedeutet der Kohlenstoff bleibt als CO2 in der Erde. Im Prinzip ist es ähnlich wie das Dampf-Reforming in einer Raffinerie mit anschießender CO2 Verpressung.

Zitat

Oxygen-enhanced air is produced at the wellhead, and then injected deep into the reservoir through an ‘Oxinjection Well‘. Gases, coke and heavier hydrocarbons are oxidized in place (a process known as In-Situ Combustion). Targeted portions of the reservoir become very warm. Where necessary, the temperatures are heightened further through radio frequency emissions.

2020/01/19 Researchers claim they’ve developed cheap and clean hydrogen fuel

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