Wasserstoff

[maren.mia]

Am 11.6.2020 um 18:16 von dutchcapitalist:

Ich sehe es als langfristig, da der Markt erst gerade begonnen hat sich Marktanteile zu sichern, bis es signifikant grössere Anteile besitzt wird es lange dauern, vor allem wegen der Autoindustrie. Und ich habe vor kurzem eine Doku gesehen in dem ein Wissenschaftler (kein Ökonom oder ähnliches) gesagt hat, dass es mindestens bis 2040 dauert, bis man Autos im grossen Stil mit Wasserstoff betreiben kann. Dabei war das Problem nicht der Antrieb sondern die Lagerung von Wasserstoff, da es sehr reaktionsfreudig ist und somit ein erhebliches Risiko darstellt.

Und den Rohstoff an sich sehe ich nicht als langfristig, Wasserstoff gibt es genug, eher Techfirmen oder Forschungsunternehmen sind da interessant.

Der Transport, die Erzeugung und Lagerung brauchen sehr viel Energie. Wenn diese Energie nicht nachhaltig erzeugt wird (was in Deutschland eher schwierig ist) gibt es keinen Grund Wasserstoff zu nutzen. Bei Strom ist das Netzwerk viel besser ausgebaut und wird durch den Boom von Tesla und co noch weiter ausgebaut werden und so noch attraktiver im Vergleich zu Wasserstoff durch Netzwerkeffekte

[Cepha]

vor 16 Stunden von reko:

Australien und Japan bevorzugen z.B. Ammoniak. Uniper plant einen Ammoniakreformer in Wilhelmshaven. Offenbar ist das günstiger als ein Flüssigwasserstofftransport.

 

Der Transport von Ammoniak im Schiff mag schon günstiger sein als mit Flüssigwasserstoff. Flüssiger Wasserstoff wiegt halt nur  70g/Liter, flüssiges Ammoniak 730g/Liter. flüssiger Wasserstoff hat damit einen Heizwert von 2,3kWh/Liter, flüssigiges Ammoniak einen Heizwert von 3,8kWh/Liter. Und Wasserstoff muss man viel extremer kühlen, das ist aufwändig, ineffizient und teuer.

 

Zum Vergleich:  Flüssiges Methan (LNG) hat eine Dichte von 420g/Liter und einen Heizwert von 5,8kWh/Liter, flüssiges Propan kommt auf 6,6kWh/Liter

 

Flüssiges Ethanol liegt bei 5,9kWh/l, Benzin liegt bei 8,5kWh/l, Diesel bei ca.  9,8kWh/l.

 

Aber glaubst Du ernsthaft wir bauen auch noch Ammoniakpipelines in Deutschland neben Methan und Wasserstoffpipelines oder glaubst Du, die Leute mit Öltanks im Keller ersetzen die durch Tanks mit flüssigem Ammoniak mit -33°C oder einem Ammonikdrucktank mit 15 bar oder einer Mischung aus Druck und kühlen? Also ich glaube das eher nicht.

Dann lieber gleich Propan oder Butan erzeugen (siehe Flüssiggasheizungen) oder meinetwegen Ethanol.

 

Ammonika ist darüber hinaus giftig, stark reizend, löst sich in Wasser zu ätzenden Basen und verbrennt an Luft sehr schlecht bis garnicht. Wieviel Stickoxide beim Verbrennefreiwerden weiß ich grad nicht. Wer aus Schulzeiten mal einen Chemiebaukasten hatte kann ja mal Ammoiak herstellen und anzünden (besser in sauerstoff angereicherter Luft, aber nicht reinen Sauerstoff, da dann explosiv) und sich dann überlegen, ob er wirklich das Zeug daheim im Ofen oder im Auto lagern und verbrennen will. Also ich bin da noch nicht überzeugt.

 

Klar, Heizöl ist auch kein Rosenwasser und verbrennt auch nicht perfekt, es ist im Handling aber deutlich einfacher und Propan und Butan sind eigentlich hervorragende Stoffe zum lagern und verbrennen, das steckt man sich sogar im Plastikfeuerzeug in die Hosentasche oder hat die Stoffe z.B.im Haarspray, ohne da große Bedenken zu haben. Niemand bei klarem Verstand würde sich Ammoniak ins Gesicht sprühen.

Ethanol trinken wir sogar.

 

Zitat

CO2 aus der Luft ist derzeit noch zu teuer. Das muß aber nicht so bleiben. Ich wäre vorsichtig mit "never". Eine Möglichkeit wären z.B. Algen. Für synthetische Kraftstoffe bieten sich derzeit CO2 aus Abfall, Biomasse, Zementwerken, Industrieprozessen und Stickstoff aus der Luft an.

 

Wenn es möglich wäre, 1 t CO2 z.B.  für nur 100€ aus der Luft zurück zu holen haben wir doch für die kommenden Jahrzehnte die perfekte Lösung: Wir verbrennen einfach weiter billiges und reichlich vorhandenes Erdgas in Kraftwerken und Fahrzeugen und Heizungen, wo das mit EE-Strom nicht gut lösbar ist und holen für die 100€/t das CO2 nahe den Erdgasfeldern einfach wieder aus der Luft und verpressen das in den leeren Erdgasfeldern. I Mol CH4 verbrennt zu 1 Mol CO2. Wie gut die jeweiligen Gase sich jetzt lagern lassen weiß ich nicht, aber als Laie würde ich erstmal schätzen, dass man das komplette CO2, das bei der Erdgasverbrennung frei wird auch wieder in diesen Feldern verpressen kann. (in der Hoffnung, das es dann auf ewig oder zumindest ein paar tausend Jahre da drin bleibt).

 

Problem gelöst.

[Holgerli]

vor 23 Stunden von reko:

Li-Ion Akkus sind bis Speicherdauer von einer Stunde geeignet (die Kosten sind proportional zur installierter Leistung * Speicherdauer).

Komisch, bei den Tesla-Akkus in Australien zur Stabilisierung des Netztes funktioniert das wunderbar über viel längere Zeiträume.

 

vor 17 Stunden von reko:

Man kann den Kohlenstoff auch von der Kraftstoffnutzung zur Kraftstoffproduktion zurückbringen. Es gibt CO2 Pipelines und Liquid Organic Hydrogen Carriers (LOHC). Es wird nicht die eine sondern viele Lösungen geben.

Klar, kann man alles machen. Nur wird sich kaum was davon durchsetzen, weil es VIEL zu TEUER ist.

[Cepha]

vor 5 Minuten von Holgerli:

Komisch, bei den Tesla-Akkus in Australien zur Stabilisierung des Netztes funktioniert das wunderbar über viel längere Zeiträume.

 

Funktionieren ja, die Frage ist nur, ob es ökonomisch Sinn ergibt im deutschen bzw entso-e Netz. Was die Hintergründe für den Speicher in Australien waren weiß ich nicht wirklich. Wieviele von denen wurden denn bis heute installiert?

 

Ein Batteriespeicher sollte 250-500 Vollzyklen pro Jahr fahren, damit er sich ökonomisch und ökologisch rechnet (eine Lebensdauer der Zellen von 5000-10.000 Zyklen angenommen), das ist inkompatibel zu Speichern, die hierzulande am Arbitragemarkt tätig werden wollen. Batteriespeicher haben ihre stärken dort, wo es schnell und oft rein und raus gehen muss.

 

MfG

[reko]

vor einer Stunde von Cepha:

Und Wasserstoff muss man viel extremer kühlen, das ist aufwändig, ineffizient und teuer.

 

Zum Vergleich:  Flüssiges Methan (LNG) hat eine Dichte von 420g/Liter und einen Heizwert von 5,8kWh/Liter, flüssiges Propan kommt auf 6,6kWh/Liter

 

Flüssiges Ethanol liegt bei 5,9kWh/l, Benzin liegt bei 8,5kWh/l, Diesel bei ca.  9,8kWh/l.

 

Aber glaubst Du ernsthaft wir bauen auch noch Ammoniakpipelines in Deutschland neben Methan und Wasserstoffpipelines oder glaubst Du, die Leute mit Öltanks im Keller ersetzen die durch Tanks mit flüssigem Ammoniak mit -33°C oder einem Ammonikdrucktank mit 15 bar oder einer Mischung aus Druck und kühlen? Also ich glaube das eher nicht.

 

Ammoniak (8,57 bar @20°C) wird beim Transport überhaupt nicht gekühlt sondern ähnlich wie bei Propan (8,36 bar @20°C) in Drucktanks transportiert. Ammoniak wird bereits heute in großer Menge in Güterzügen und Schiffen transportiert. Die Energiedichte pro Liter Flüssigpropan nutzt nichts wenn man kein günstiges CO2 für die Synthese hat. Ammoniak läßt sich ähnlich wie Methanol auch effizienter und billiger synthetisieren als Propan.

 

Es gibt  bereits 4 828 km Ammoniakpipelines in USA. Westaustralien wird sicher eine Ammoniak-Pipeline von den Energieparks zum Verladehafen bauen. In erster Linie wird man Ammoniak dort in Erwägung ziehen, wo die direkte Wasserstoffnutzung wegen der Transportkosten und Lagermöglichkeiten zu teuer ist. Ammoniak wird als Dünger sowieso gebraucht. Man hat deshalb bereits Infrastruktur.

Für die private Nutzung kommt Ammoniak kaum in Frage. In der Industrie und als Schiffstreibstoff wird er eine wichtige Rolle spielen.

[Holgerli]

vor 3 Minuten von Cepha:

Funktionieren ja, die Frage ist nur, ob es ökonomisch Sinn ergibt im deutschen bzw entso-e Netz. Was die Hintergründe für den Speicher in Australien waren weiß ich nicht wirklich. Wieviele von denen wurden denn bis heute installiert?

Aber genau das ist der Punkt. Klar kann hier ein @rekomit immer neuen Laborergebnissen bei Wasserstoff kommen. Klar wird das technisch wohl auch funktionieren. Nur wird davon recht wenig kommen. Allein schon wegen des Preises.

 

Batteriespeicher nur Netzstabilisierung gibt es hingegen schon heute.

- Tesla in Australien und das rechnet sich zurzeit auch: https://energyload.eu/stromspeicher/grossspeicher-batterieparks/teslas-riesenakku-australien/

- einige in Europa: https://www.springerprofessional.de/energiespeicher/energienutzung/grosse-batteriespeicher-dienen-der-netzstabilitaet/17935262

- Tesla in Texas: https://www.cleanthinking.de/wie-tesla-als-gambit-energy-storage-das-texanische-stromnetz-stabilisieren-will/

- Tesla und andere in Kalifornien: https://teslamag.de/news/rekord-jagd-akku-speicher-250-mw-kalifornien-tesla-partner-plant-mehr-29693

 

Das Problem: Was Wasserstoff hat: Es ist noch immer sehr, sehr teuer. Zu teuer. Während der die kWh an Strom und Speicher immer günstiger werden und dem Wassrtstoff immer weiter entschwinden.

[reko]

2021/03/05 Experts explain why green hydrogen costs have fallen and will keep falling

1,50 $/kg H₂ entspricht 3,8 ct/kWh Brennwert

[Cepha]

vor 9 Minuten von reko:

2021/03/05 Experts explain why green hydrogen costs have fallen and will keep falling

1,50 $/kg H₂ entspricht 3,8 ct/kWh Brennwert

Ja, das sind die Nel ASA Wunschzahlen für 2025.

 

Das geht, wenn ich 8760h im Jahr Strom aus Wasserkraft für 1-2ct/kWh zur Verfügung habe, was leider die globalen Möglichkeiten extrem einschränkt, denn jeder weltweit derart günstig und dauerhaft(!) verfügbare  Strom wird heute längst genutzt, z.B.für die Aluminiumherstellung.

Bei nur 4000h pro Jahr an sehr billigem Strom (z.B. Solar-  und Windkraft in Marokko) wäre der Preis dann schon doppelt so hoch (was immer noch günstig wäre).

 

Ich vermute darüber hinaus, dass es die geplanten Produktionskosten ab Elektrolyseur sind, also ohne hohem Druck / Verflüssiger und ohne Transport und Gewinnmarge des Produzenten.

 

Fazit: Man wird grünen Wasserstoff schon herstellen können, aber er wird deutlich mehr kosten als Erdgas heute kostet. Und man wird in Deutschland von auslädischen prouzenten abhängig sein, die billigen grünen Wasserstoff 1. erzeugen wollen und können und 2. den auch an uns in Deutschland verkaufen und nicht lieber an USA, China, Japan oder andere, die vielleicht mehr bezahlen wollen und können.

 

Ich sehe bis 2030 mehr Potenzial in blauem Wasserstoff aus Russland, wenn es denn billig sein soll. Es spricht nichts dagegen, parallel dazu Strukturen für grünen Wasserstoff aufzubauen erstmal für grünen Stahl und chem. Industrie. Gerade bei Stahl ersetzt man mit Wasserstoff quasi 1:1 die Kohle, das ist bzgl Treibhausgase nunmal die maximale Effizienz und um ca. den Faktor 2,5 besser als H2 den Erdgasnetz beizumischen um dort Methan zu vedrängen.

Der von dder Effizienz zweitbeste  Schritt ist mit grünem oder blauem Wasserstoff erstmal den grauen Wasserstoff zu verdrängen.

 

Wenn wir in den beiden Bereichen einmal wenigstens 50% grünen Wasserstoff haben können wir über andere Einsatzfelder jenseits von Forschungs- und Demoprojekten reden.

 

und aus H2 dann eFuels zu machen kommt noch später. Das macht erst dann Sinn, wenn auch der blaue Wasserstoff im ganzen Bilanzraum (Europa? Welt?) durch grünen ersetzt wurde.

 

MfG

 

[reko]

vor 4 Stunden von Cepha:

Ja, das sind die Nel ASA Wunschzahlen für 2025.

nicht nur von NEL. Ähnliche Prognosen gibt es von vielen Quellen z.B. HyDeal (Spanien), HyDeal-LA, HyDeal North America. Natürlich nicht für die heimische Solaranlage auf  dem Nordseitendach. Die einzige Voraussetzung ist eine ausreichende Produktionsmenge an Electrolyzern. Da habe ich keine Zweifel. Man braucht sich nur ansehen welche Projekte im Bau und geplant sind.

Road+Map+to+a+US+Hydrogen+Economy+Full+Report.pdf

 

vor 4 Stunden von Cepha:

Wenn wir in den beiden Bereichen einmal wenigstens 50% grünen Wasserstoff haben können wir über andere Einsatzfelder jenseits von Forschungs- und Demoprojekten reden.

Das wird niemanden interessieren. Das wird nicht planwirtschaftlich sondern marktwirtschaftlich entschieden. Wer Wasserstoff produziert will ihn an den meist Bietenden verkaufen. Wie der Wasserstoff genutzt wird ist dabei völlig egal. 

Wer Energie braucht will sie von der günstigsten Quelle kaufen. Für 1,5 €/kg (+Transport +Marge) ist Wasserstoff in vielen Bereichen die günstigste Lösung wenn man einen CO2 Preis von 100 €/t einrechnet. Wenn ich für meine Heizung die Wahl zwischen Windgas und Windstrom habe, dann ist meine Entscheidung klar. Ich denke auch nicht, dass Strom heizen billiger als mit Gas/Wasserstoff wird, insbesondere wenn ich dann auch noch die Umbaukosten der Heizung für eine Luftwärmepumpe rechne. So weit kann Strom nicht subventioniert werden.

Für Wasserstoffinvestments spielt die deutsche Subventionspolitik auch keine so wichtige Rolle. In anderen Ländern ist man pragmatischer.

 

140 GW (die Leistung von 140 Kernkraftwerken) kann man nicht mehr als "Forschungs- und Demoprojekte" bezeichnen.

2021/06 Hydrogen at energy companies – A new game

Zitat

Globally, there are currently hydrogen generation projects with up to 140 GW capacity announced and in execution. In most cases, these projects involve major energy players. Examples include HyDeal (multiple sites in Europe), with 67 GW of capacity driven by Snam, Enagás, and OGE; NortH2, with 10 GW planned by Shell, Equinor, RWE, Gasunie, and Groningen Seaports; AquaVentus with 10 GW by a consortium of RWE, Vattenfall, Shell, E.ON, and others; NEOM Helios with 4 GW in Saudi Arabia; and several projects in solar power-rich countries like Australia, Chile, Portugal, and China, as well as wind regions including the North Sea. Large-scale “hydrogen hubs” combine scaled production of hydrogen as well as hydrogen-based feedstock with renewable power generation and logistical infrastructure like industrial-sized terminals. Furthermore, plans to build new, or to dedicate existing, gas pipeline and distribution grids for hydrogen in consumer regions complement this scenario. We expect that by 2030 there will be a global market and supply chain where hydrogen is produced, stored, traded, and supplied like liquid natural gas.

 

[Cepha]

vor 4 Stunden von reko:

 Die einzige Voraussetzung ist eine ausreichende Produktionsmenge an Electrolyzern.

 

Nein. Die Voraussetzung ist immer billiger grüner (oder roter) Strom und das 8000+ Stunden pro Jahr.

 

DAS ist das Problem.

 

Angenommen, man hat Anlagenpreise um grünen Wasserstoff für 1,5€/kg erzeugen zu können, wenn man billigen EE-Strom für 8000h im Jahr hat.

 

Wie groß ist dann wohl die Nachfrage nach diesem grünen Wasserstoff von USA, China, Japan & Co und wieviel Strom für 2ct/kWh gibt es auf der Welt, der 8000h pro Jahr zur Verfügung steht in Ländern, die Elektrolyseure + Infrastruktur erichten können und die den Wasserstoff selber nicht gebrauchen können?

 

Mir fällt so gut wie kein potentielles Land ein. Chile? Marokko? Brasilien, Norwegen & Co werden den lieber selber nutzen und damit höhere Wertschöpfung wie green steel erzeugen wollen.

 

Welche Mengen sind das also und wer sagt, dass wir in Deutschland da an so gewaltige Mengen ran kommen und uns die anderen nicht ausbooten?

 

Ich halte das in Teilen zumindest bis deutlich vor 2030 für Phantasie, die man überhaupt nicht in der eigenen Hand hat. Vor 15 Jahren träumte man von billigem Solarstrom aus der Wüste mittels Desertec. Was ist daraus geworden? Was ist daraus geworden, die gigantischen Speicherreserven norwegischer Flüsse fürs deutsche Stromnetz zu nutzen?

Was wurde aus Japans Plänen, sich gewaltige Mengen braunen Wasserstof aus australischem Braunkohlestrom und grauen aus Katar zu importieren, um damit die eigenen Klimabilanzen günstig aufzuhübschen?

 

Was wurde aus den Plänen von Choren, in halb Osteuropa das Holz wegzukaufen um damit synthetischen "Bio"Diesel der 2. Generation zu erzeugen?

 

Zum Importen gehören halt immer auch Exporte.

 

Ich weiß, dass Russland ernsthafte Absichten hat und blauen (oder grauen) Wasserstoff zu verkaufen, wenn wir dafür den erforderlichen Preis bezahlen.  Wellche Land hat sich offiziell bereit erklärt, Millionen t grünen Wasserstoff für Deutschland zu produzieren und uns den für 1,5€/kg zu verkaufen? Ich wüsste  keins.

 

Bei den Saudis könnt ich mir noch vorstellen, dass die ein paar AKW an die Küsten stellen (querfinanziert über Militär, um an Kernwaffen zu gelangen), mit der Abwärme Meerwasser zu  entsalzen und mit dem Strom Elektrolyse zu betreiben. Vieleictnoch ein paarSolarkraftwerke dazu, damit es für Deutschland bilanzile dann grüner und nicht roter Wasserstoff wird, den Japanern ist das ja z.B. völlig egal, denen verkauft man eben den Rest.

 

Aber auch das ist reine Phantasie, wenn die Saudis nicht wollen, wollen sie nicht. Die kennen ja aus dem Erdölgeschät ganz andere Renditen.

 

MfG

[reko]

vor 8 Minuten von Cepha:

Nein. Die Voraussetzung ist immer billiger grüner (oder roter) Strom und das 8000+ Stunden pro Jahr.

Nein, braucht man nicht. Die heutigen Produktionskosten <2ct/kWh und Solar/Wind-Verfügbarkeit von Marokko, Chile, Westaustralien reichen völlig aus. HyDeal plant das für Solar/Windstrom aus Spanien.

[Cepha]

vor 3 Minuten von reko:

Nein, braucht man nicht. Die heutigen Produktionskosten 2ct/kWh und Solar/Wind-Verfügbarkeit von Marokko, Chile, Westaustralien reichen völlig aus. HyDeal plant das für Solar/Windstrom aus Spanien.

Ich bin gespannt.

 

"...Iberdrola gab Ende 2020 die Gründung eines globalen Konsortiums bekannt, das grünen Wasserstoff zu einem Preis von umgerechnet weniger als 1,65 Euro (2 US-Dollar) pro Kilogramm produzieren soll. „Green Hydrogen Catapult“ wird von der UNO finanziert. Das Konsortium umfasst ACWA, CWP Renewables, Envision, Iberdrola, Ørsted, Yara und Snam. Es plant, bis 2026 insgesamt 25 Gigawatt an grünem Wasserstoff auf Basis erneuerbarer Energien zu produzieren und die Kosten für grünen Wasserstoff auf weniger als 2 US-Dollar pro Kilogramm zu halbieren..."

 

2026 ist ja schon in 5 Jahren. 

Wenn das tatsächlich so kommt könntest Du Recht behalten.

 

Zu bedenken gebe ich ferner:

 

"...Geplant sei, bis 2030 eine Solarstromkapazität von 95.000 MW sowie eine Elektrolysekapazität von 67.000 MW aufzubauen.

Das Projektkonsortium will Abnehmer aus Energiewirtschaft, Industrie und Mobilitätssektor über das Gastransportnetz mit 3,6 Mio. Tonnen Wasserstoff im Jahr versorgen. Im Rahmen eines mehrstufigen Konzepts sollen zunächst Spanien und der Südwesten Frankreichs beliefert werden, danach der Osten Frankreichs und anschließend Deutschland..."

 

In diesem Zeitplan bis 2030 steht Deutschland an allerletzter Stelle.

Selbst wenn also dieses ambitinierte Projekt so kommen würde, bekommen wir in Deutschland viele Jahre lang keinen grünen Wasserstoff ab. Genau mein Reden.

 

Uns fehlt der billige EE Strom und wir sind nicht nahe genug an den Ländern dran, die uns grünen Wasserstoff günstig liefern könnten, außer vielleicht Norwegen.

 

MfG

[reko]

vor 57 Minuten von Cepha:

In diesem Zeitplan bis 2030 steht Deutschland an allerletzter Stelle.

Selbst wenn also dieses ambitinierte Projekt so kommen würde, bekommen wir in Deutschland viele Jahre lang keinen grünen Wasserstoff ab. Genau mein Reden.

Es gibt auch noch grünen Wasserstoff aus der Nordsee (Aqua Ventus) und Schottland.

Wie schnell wir grünen Wasserstoff bekommen, hängt davon ab wieviel wir dafür bezahlen und wie langfristig wir uns binden. Bis vor kurzer Zeit meinte unsere Politik noch wir brauchen keinen Wasserstoff und wir könnten alles mit Strom versorgen. Und unserer Politik bremst die Nutzung der Erdgaspipelines für Wasserstoff. Es scheint in Deutschland Gruppen zu geben, die grünen Wasserstoff möglichst lange verzögern wollen. Wasserstoff ist aber ein internationales Geschäft. Deutsche Ideologien werden das nicht aufhalten.

rechtsgutachten_zur_eu_konformitaet_gemeinsamer_netzentgelte_erdgas_h2_maerz_2021.pdf

Man stelle sich vor die Konsumenten von grünen Strom müßten ein eigenes Stromnetz finanzieren.

Die CO2 Abgabe auf Gas und Öl müßte auch für die Reduzierung des Wasserstoffnetzentgelts und nicht des Stromnetzentgelts verwendet werden.

[Cepha]

vor 3 Stunden von reko:

Man stelle sich vor die Konsumenten von grünen Strom müßten ein eigenes Stromnetz finanzieren.

Grüner Strom lässt sich problemlos mit grauem Strom mischen, das ist dasselbe.

H2 ist  nicht dasselbe wie CH2, nicht mal ähnlich.

 

vor 3 Stunden von reko:

Die CO2 Abgabe auf Gas und Öl müßte auch für die Reduzierung des Wasserstoffnetzentgelts und nicht des Stromnetzentgelts verwendet werden.

Das hat schon seine Logik. Sektorkopplung ist heute nun mal Öl und Gas durch Strom zu ersetzen in Form von BEV und Wärmepumpen (und Stromdirektheizung in Wärmenetzen von EVU)

Grünen Wasserstoff gibt es in deutschland nun mal nicht (abseits von Mini-Projekten)

 

Kann man aber auch anders machen, vor allem dann, wenn mans immer wieter verzögern will (man stelel sich mal vor, man hätte mit der Elektromobilität vor 10 Jahren nicht begonnen und einfach noch weiter gewartet auf die Wasserstoffautos) 

Willst  Du dann lieber für den Strom der Elektrolyseure die volle EEG Umlage und Netzentgelte zahlen lassen?

[reko]

vor 11 Stunden von Cepha:

Das hat schon seine Logik. Sektorkopplung ist heute nun mal Öl und Gas durch Strom zu ersetzen in Form von BEV und Wärmepumpen (und Stromdirektheizung in Wärmenetzen von EVU)

Es hat ja Tradition, dass wir in Deutschland immer etwas mehr als nötig für Energie bezahlen. Hinterher kommt dann wieder eine Wende.

vor 11 Stunden von Cepha:

Grüner Strom lässt sich problemlos mit grauem Strom mischen, das ist dasselbe.

H2 ist  nicht dasselbe wie CH2, nicht mal ähnlich.

Die notwendige HGÜ läßt sich nicht mit Wechselstrom mischen sondern muß umgewandelt werden.

 

Wasserstoff läßt sich auch ohne Umwandlung mit Erdgas mischen und das ist auch durch das EU-Gesetz gedeckt, siehe Rechtsgutachten. Der notwendige Ausbau des Stromnetzes wird sehr viel länger dauern und wird sehr viel teuerer werden als die Umstellung des Erdgasnetzes auf Wasserstoff. Was wollen wir später mit einen zusätzlichen Erdgasnetz?

Es gab bereits mehrere Umstellungen im Gasnetz von Stadtgas (mit CO und H₂) auf L-Gas auf H-Gas. Für die meisten Anwendungen wird kein reiner Wasserstoff oder reines Methan benötigt. Auch bisher hat man keinen Anspruch auf reines Methan aus dem Gasnetz. Man kann grünes Gas genauso wie grünen Strom einkaufen und trotzdem eine grau/grüne Mischung bekommen. Man braucht nur die Gas-Spezifikation ändern wie man es bereits mehrfach bei Gas und bei Benzin gemacht hat.

 

2020/12 Mehr Wasserstoff im deutschen Gasnetz!?

Zitat

Momentan liegt der erlaubte Grenzwert einer Wasserstoffbeimischung bei bis zu 10 Vol.-%. .. Das Innovationsvorhaben 20 Vol.-% Wasserstoff“ untersucht nun erstmals die möglichen Folgen einer deutlich höheren Wasserstoffeinspeisung ins deutsche Gasverteilnetz.

In Österreich:

2021/06/01 Ab heute bis 10 Prozent Wasserstoff im Gasnetz möglich

Zitat

In einem nächsten Schritt könnte der Anteil steigen, bis zu 20 Prozent seien technisch möglich.

.. "Wir hatten noch bis in die 1970er Jahre Stadtgas genutzt, das Wasserstoffanteile von bis zu 50 Prozent hatte.

 Stadtgas

Zitat

Für das ehemalige Wiener Gaswerk Simmering wird die Zusammensetzung von Stadtgas folgendermaßen angegeben:

Wasserstoff H2 (51 %)

Methan CH4 (21 %)

Stickstoff N2 (15 %)

Kohlenstoffmonoxid CO (9 %)

 

[Holgerli]

vor 45 Minuten von reko:

Es hat ja Tradition, dass wir in Deutschland immer etwas mehr als nötig für Energie bezahlen. Hinterher kommt dann wieder eine Wende.

Ist das der Grund warum Du für Wasserstoff bist? Der Tradition der hohen Preise wegen?

 

[reko]

Eine weitere Electrolyzer "Gigafactory" wird in Nordostfrankreich von John Cockerill gebaut.

2021/06/15 The Hydrogen Stream: An electrolyzer factory in France, a 100 MW electrolyzer in Portugal

JV Jinglihydrogen.com

"We offer with Cockerill Jingli Hydrogen (CJH) best-in-class alkaline electrolysers technology. This technology is the most proven to date and accounts for approximately 85% of global electrolyser sales today".

This is how Cockerill Jingli Hydrogen becomes a specialist in large scale electrolyzers

Suzhou (China) mit 350 MW/Jahr Produktionskapazität

 

Weitere Fabriken wurden in den letzten Monaten angekündigt.

Petronor (Repsol) / Sener, Spanien (AEM, Cockerill Technologie)

Cummings / Iberdrola, Spanien (PEM)

Haldor Topsoe, Dänemark (SOEM)

NEL, Norwegen (AEM, PEM)

ITM Power, UK (PEM)

McPhy, Frankreich (AEM)

Genvia (Schlumberger), Frankreich (SOEM reversibel)

Plug Power, USA (PEM)

Enapter, Deutschland (AEM)

 

Wir sind jetzt, wie zuvor bei Li-Ion-Akkus, in einer Phase in der Electrolyzer-Neuinstallationen von der verfügbaren Fertigungskapazität begrenzt sind.

Erwartetes jährliches Wachstum (CAGR 2020 .. 2026) : 61%

2021/06/04 U.S. Hydrogen Electrolyzer Locations and Capacity

 

2021/06/14 EC JRC finds delivery of large amounts of green hydrogen over long distances could be cost-effective

2021/06/15 TotalEnergies teams up with Sunfire, Fraunhofer on e-methanol R&D in Germany

2021/05/29 The weekend read: Age of green hydrogen causes co-location rethink

[Holgerli]

vor 22 Minuten von reko:

Eine weitere Electrolyzer "Gigafactory" wird in Nordfrankreich von John Cockerill gebaut.

 Also eher eine "0,2-Gigafactory": "The initial production capacity of the John Cockerill project stands at 200 MW of electrolyzers per year but the site is expected to increase its manufacturing capacity to reach 1 GW in 2030."

 

vor 24 Minuten von reko:

Weitere Fabriken wurden in den letzten Monaten angekündigt.

Mal abwarten, was da überhaupt von gebaut wird.

 

vor 25 Minuten von reko:

Wir sind jetzt, wie zuvor bei Li-Ion-Akkus, in einer Phase in der Electrolyzer-Neuinstallationen von der verfügbaren Fertigungskapazität begrenzt sind.

Nur werden bei LI-Ion-Akkus nicht kleine MW-Fabriken hingestellt mit der Option die auf 1, 2 oder 3 GW bis 2030 ausbauen zu können.

Sondern bei LI-Ion-Akkus wird nicht angekündigt für 2023 bis 2025, sondern es wird hingeklotzt.

Das ist der große Unterschied.

[reko]

Genvia wurde erst kürzlich als Private Public Partnership von Schlumberger, der französischen Forschungseinrichtung CEA, Baukonzern VINCI, Zementhersteller Vicat und l’Agence Régionale de l’Energie et du Climat (AREC) gegründet.

2021/01/11 Schlumberger New Energy, the CEA and Partners Announce European Commission Approval for the Formation of Genvia, a Clean Hydrogen Production Technology Venture

Der neue CEO:

Zitat

Based on the results of the pilot line and demonstration projects, investment into the building of a giga factory for the production of solid oxide electrolyzer and fuel cell stacks is expected to launch in 2025. The production ramp of the giga factory will enable Genvia to meet the gigawatt deliveries of electrolyzers and fuel cells, which the market is anticipated to demand at an accelerated pace in 2030 and beyond.

 

Genvia kommerzialisiert eine als Electrolyzer und als Brennstoffzelle nutzbare (reversible) Solid Oxide Zelle. Sie ist insbesondere geeignet zur dezentralen Energiespeicherung “Smart Energy Hub” als Alternative zum Akku.

REFLEX Project

Reversible solid oxide Electrolyzer and Fuel cell for optimized Local Energy Mix, Mougin_REFLEX.pdf

Zitat

• 15 kW SOFC: efficiency >55% LHV with CH4 fuel supply;

• 80 kW in electrolysis mode to produce 16 Nm3/h of H2: efficiency: > 80% HHV.

..

Not largest rSOC system (cf Grinhy 150 kW SOEC) But different business segment (ecobuildings)

GrinHy 2.0-Project (Salzgitter, Sunfire, ..), EIFER .. Cell from company sunfire (Germany)

720 kW_{el AC}, Electrical electrolyser efficiency up to 84 %_el, LHV (< 40 kWh_el,AC/kg)

[Holgerli]

vor 2 Stunden von reko:

Genvia kommerzialisiert eine als Electrolyzer und als Brennstoffzelle nutzbare (reversible) Solid Oxide Zelle.

Also mal Klartext "The REFLEX project aims at developing an innovative renewable energies storage solution..."

Man hat also eine technische Idee, die maximal auf Labormaßstab läuft (wenn überhaupt) und man versucht jetzt daraus was markfähiges zu basteln.

Man hofft das dann in der 2. Hälfte der 2020er-Jahre verkaufen zu können. Verzögerungen bzw. generelle Realisierbarkeit noch nicht eingerechnet.

Also eher wieder eines dieser: "Wenn es denn überhaupt klappt, dann frühestens ab 2030"-Projekte.

[reko]

Die Zeitpläne der bei Reflex beteiligten Firmen sind auf Slide 10 der Präsentation.

Damit @Holgerli sich nicht weiter mit seinen Akku-Auto quälen muß, kann er eine sofort verfügbare Lösung für den Vorgarten von Sylfen kaufen. 2016/10/04 first-order-for-sylfen.

"In summary, we provide you with a tailor-made solution, giving you the satisfaction of consuming your own energy 365 days a year"

 

Elcogen hat mit der Vermarktung von Zellen und Stacks aus der 1,5 MW Pilotanlage begonnen und baut eine Fabrik in Tallinn für 200MW/Jahr. Das IPO von Elcogen steht an.

2021/06/11 Watch out for these new IPOs on AIM

MW Electrolyzer von Cockerill bekommt man auch sofort aus chinesischer Produktion.

Angebote für Brennstoffzellenheizung (Buderus, Vissmann, Toshiba, ..) gibt es beim örtlichen Heizungsbauer.

[Holgerli]

vor 29 Minuten von reko:

Die Zeitpläne der bei Reflex beteiligten Firmen sind auf Slide 10 der Präsentation.

Jau, Du. Die habe ich gesehen. Daher kommt ja auch meine Einschätzung mit 2030.

 

vor 30 Minuten von reko:

Damit @Holgerli sich nicht weiter mit seinen Akku-Auto quälen muß, kann er eine sofort verfügbare Lösung für den Vorgarten von Sylfen kaufen.

Setze ich mich dann auf das Ding im Vorgarten und mache "BrumBrumBrum" und tue so alsob ich Auto fahre? 

 

Und ganz nebenbei: Ich quäle mich NICHT mit meinem Elektroauto. Das ist das grundlegende Problem was Du hast: Du bist selber noch nie ein BEV gefahren. deswegen okrakelst Du was von quälen.

Wenn Du von BEVs redest, kann man auch gleich einem Farbenblinden zuhören der über Farben philosophiert.

vor 38 Minuten von reko:

Das IPO von Elcogen steht an.

Konkrete Frage: Nach dieser ganzen Werbeaktion durch Dich, bist Du doch sicher bei der IPO mit dabei, oder? Wenn nicht: Warum nicht?

 

[maren.mia]

Am 13.6.2021 um 13:12 von Cepha:

 

Der Transport von Ammoniak im Schiff mag schon günstiger sein als mit Flüssigwasserstoff. Flüssiger Wasserstoff wiegt halt nur  70g/Liter, flüssiges Ammoniak 730g/Liter. flüssiger Wasserstoff hat damit einen Heizwert von 2,3kWh/Liter, flüssigiges Ammoniak einen Heizwert von 3,8kWh/Liter. Und Wasserstoff muss man viel extremer kühlen, das ist aufwändig, ineffizient und teuer.

 

Zum Vergleich:  Flüssiges Methan (LNG) hat eine Dichte von 420g/Liter und einen Heizwert von 5,8kWh/Liter, flüssiges Propan kommt auf 6,6kWh/Liter

 

Flüssiges Ethanol liegt bei 5,9kWh/l, Benzin liegt bei 8,5kWh/l, Diesel bei ca.  9,8kWh/l.

 

Aber glaubst Du ernsthaft wir bauen auch noch Ammoniakpipelines in Deutschland neben Methan und Wasserstoffpipelines oder glaubst Du, die Leute mit Öltanks im Keller ersetzen die durch Tanks mit flüssigem Ammoniak mit -33°C oder einem Ammonikdrucktank mit 15 bar oder einer Mischung aus Druck und kühlen? Also ich glaube das eher nicht.

Dann lieber gleich Propan oder Butan erzeugen (siehe Flüssiggasheizungen) oder meinetwegen Ethanol.

 

Ammonika ist darüber hinaus giftig, stark reizend, löst sich in Wasser zu ätzenden Basen und verbrennt an Luft sehr schlecht bis garnicht. Wieviel Stickoxide beim Verbrennefreiwerden weiß ich grad nicht. Wer aus Schulzeiten mal einen Chemiebaukasten hatte kann ja mal Ammoiak herstellen und anzünden (besser in sauerstoff angereicherter Luft, aber nicht reinen Sauerstoff, da dann explosiv) und sich dann überlegen, ob er wirklich das Zeug daheim im Ofen oder im Auto lagern und verbrennen will. Also ich bin da noch nicht überzeugt.

 

Klar, Heizöl ist auch kein Rosenwasser und verbrennt auch nicht perfekt, es ist im Handling aber deutlich einfacher und Propan und Butan sind eigentlich hervorragende Stoffe zum lagern und verbrennen, das steckt man sich sogar im Plastikfeuerzeug in die Hosentasche oder hat die Stoffe z.B.im Haarspray, ohne da große Bedenken zu haben. Niemand bei klarem Verstand würde sich Ammoniak ins Gesicht sprühen.

Ethanol trinken wir sogar.

 

Wenn es möglich wäre, 1 t CO2 z.B.  für nur 100€ aus der Luft zurück zu holen haben wir doch für die kommenden Jahrzehnte die perfekte Lösung: Wir verbrennen einfach weiter billiges und reichlich vorhandenes Erdgas in Kraftwerken und Fahrzeugen und Heizungen, wo das mit EE-Strom nicht gut lösbar ist und holen für die 100€/t das CO2 nahe den Erdgasfeldern einfach wieder aus der Luft und verpressen das in den leeren Erdgasfeldern. I Mol CH4 verbrennt zu 1 Mol CO2. Wie gut die jeweiligen Gase sich jetzt lagern lassen weiß ich nicht, aber als Laie würde ich erstmal schätzen, dass man das komplette CO2, das bei der Erdgasverbrennung frei wird auch wieder in diesen Feldern verpressen kann. (in der Hoffnung, das es dann auf ewig oder zumindest ein paar tausend Jahre da drin bleibt).

 

Problem gelöst.

Das sind so die bisherigen Preise für die Filterung:

Die Kosten dafür wurden bislang noch relativ hoch eingeschätzt, etwa 1.000 Dollar sollte das Filtern von einer Tonne CO2 laut einem Bericht des ORF kosten. Jetzt aber präsentiert die US-Firma Carbon Engineering in Zusammenarbeit mit Wissenschaftlern der Universität Harvard ein Verfahren, mit dem die Tonne CO2 für einen Preis zwischen 94 und 232 US-Dollar herausgefiltert werden soll. Details veröffentlichten Ingenieure und Wissenschaftler im Fachmagazin Joule.

 

Aber ich weiß nicht ob ich darauf pokern würde

[reko]

Japan setzt auf Wassstoff und sichert sich die Versorgung aus Australien und den Emiraten.

2021/06/14 japan-australia-partnership-on-decarbonisation-through-technology-includes-hydrogen

2021/06/15 Memorandum of cooperation (MoC) on hydrogen between Japan and UAE

 

Bis 2030 will Japan 1000 Wasserstofftankstellen haben. Bis 2025 sind 320 geplant, aktuell sind 160 vorhanden.

2021/05/31 Japan Targets 1,000 Hydrogen Stations By End Of Decade

Das Tankstellennetz ist in Japan und Südkorea aber bereits heute sehr dicht: h2stations.org/stations-map

2021/05/31 The number of charging stations for electric vehicles in Japan declined for the first time in fiscal 2020.

"Electric vehicles account for only one percent of the new cars sold in Japan. It appears that charging stands are not being used very much. Some of them are outdated. Others have been removed."

 

England/Schottland setzen auch stark auf Wasserstoff

2021/05/24 £166 million cash injection for green technology and 60,000 UK jobs

 

Und Spanien

2021/05/24 Spain positions itself to be Europe’s green hydrogen hub

"Spain has the “best conditions” to become Europe’s green hydrogen hub, Spanish Prime Minister Pedro Sanchez said"

2021/05/25 Spain invests €1.55bn to convert to green hydrogen

 

Nach der Absage an Deutschland will Morroko weiter Wasserstoff liefern

2021/06/14 IRENA and Morocco partner up on green hydrogen

 

2021/05/27 Oman plans to build world’s largest green hydrogen plant "25 gigawatts of wind and solar energy." Der Rekord hat wie üblich nicht lange gehalten.

 

2021/06/14 Egypt Planning $4Bn Green Hydrogen Gas Project

"an area of more than 7,000 sq. km has been allocated for renewable energy production projects in Egypt, from which it can produce about 90,000 megawatts (MW)."

[magicw]

vor 6 Stunden von reko:

Bis 2030 will Japan 1000 Wasserstofftankstellen haben. Bis 2025 sind 320 geplant, aktuell sind 160 vorhanden.

2021/05/31 Japan Targets 1,000 Hydrogen Stations By End Of Decade

hört sich aber auch nach Alibi-Handlung an. Mit 1000 H2-Tankstellen lässt sich kein Klima-Krieg gewinnen. Zumal irrigerweise zumindest die deutschen OEMs grad alle zu ende der Dekade (2030) ihr verbrennerprogramm einstellen wollen. Aber in H2-Antriebstechnologie geht es im Schneckentempo voran. Offenbar wird da grad das gemacht was halt staatlich gefördert wird.