Starker Hochseewind-Saft

Tilman Weber

Das mehr als mannshohe Kraftpaket flankieren Tanks und Rohre. Eine Trägerstruktur mit vielen Schrauben sichert die millimetergenaue Ausrichtung des schwarzen Quaders. Dass der 750-Kilowatt-Stack auch noch in einem Käfig in einem nur von wenigen Monteuren betretenen Sicherheitsbereich der Halle steckt, vollendet den Eindruck einer gerade startklar zu machenden Raketentechnik. Tatsächlich ist der sogenannte Stack die Elektrolyseeinheit aus wohl 100 oder mehr zusammengeschraubten schwarzen Zellplatten, die zur Abscheidung von Wasserstoff dient. Das Molekül H₂ könnte Deutschlands entscheidender Energieträger einer klimaneutralen Zukunft werden. Und dieser Stack ist oberster Stand der Technik und Kernkomponente der Siemens-Energy-Forschung in Erlangen. Er gehört zum Silyzer 300. Der Technologiekonzern lieferte schon die ersten dieser Elektrolyseure der neuesten Leistungsklasse von zehn oder mehr Megawatt (MW) aus. Und demnächst soll die Fortentwicklung noch mehr Kraft mit weniger Volumen erzielen. Der Ein-MW-Stack werde dieselbe Grundfläche haben und niedriger sein, nennt Matthias Müller das Ziel.

1 Megawatt starker Stack – diese neue Zielgröße peilt Siemens Energy in Erlangen für die Energiedichte einer Elektrolyseeinheit aus rund 100 Membranzellen an. Ein Elektrolyseur besteht aus Stacks, Rohrleitungen, Tanks, Kompressor und anderer Hilfsstruktur.

Müller ist Gesamtkoordinator für das Forschungsprojekt H2Mare. Dessen vier Projektkonsortien mit 32 Unternehmen und Instituten entwickeln die Elektrolyse grünen Wasserstoffs mit dem Strom einer Windturbine im Meer – einschließlich anschließender Raffinierung zu synthetischen Kraftstoffen und eines logistischen Konzepts. Denn alles was zur Elektrolyse gehört, soll direkt auf einer Windenergieanlage in der Nordsee stattfinden und nur die möglichen weiteren Syntheseprozesse auf einer Schwimmplattform auf dem Meer. Weil auf der Turbine kaum Platz ist, benötigt es Stacks mit hoher Leistungsdichte. Während das gesamte Forschungsprojekt 100 Millionen Euro Förderung vom Bundesforschungsministerium sowie 50 Millionen Euro eigene Mittel der Partner erhält, hat die „Siemens-Energy-Familie“ Investitionen von 120 Millionen Euro in die angestrebte eigene Produktentwicklung zur Offshore-Windstromelektrolyse ausgelobt. „Familie“ nennt Müller dem Siemens-Konzern entstammende Unternehmen wie das seit 2020 eigenständig operierende Siemens Energy und den in H2Mare mit eingebundenen Windturbinenbauer Siemens Gamesa, den Siemens Energy in den kommenden Monaten übernehmen will.

Konkret bereiten die Partner als Ziel den Aufbau von drei 5-MW-Elektrolyseeinheiten in 40-Fuß-Standardcontainern auf der Zugangsplattform einer neuen 15-MW-Windturbine vor. Dort unterkommen werden auch eine Entsalzungsanlage, um Meerwasser für die Elektrolyse aufzubereiten, sowie Zwischenspeicher für Strom. Spätestens 2025 soll die H2Mare-Prototypanlage in Betrieb gehen.

Foto: Siemens Energy

H₂-Forschung am neuen Siemens-Campus

Dass Siemens Energy allerdings gleich drei Hallen am neuen Siemens-Campus in Erlangen mit Entwicklungsarbeiten an Elektrolyseuren sowie mit einer kleineren Elektrolyseure-Fertigung belegt, folgt aus einer viel weiter reichenden Vision als nur dem Konzept zur Schritt-für-Schritt-Entwicklung einer noch zukünftigen Wasserstoff-Offshore-Technologie.

Das Design des Entwicklungsprojekts entstand nämlich fast zeitgleich zur vor zwei Jahren gegründeten Initiative Aqua Ventus, der auch H2Mare-Partner angehören. In Aqua Ventus vereinen sich 100 Unternehmen, die bis 2035 eine Windstrom-Wasser­stoff­erzeugung in der Nordsee mit zehn Gigawatt (GW) aufbauen wollen. Ab 2030 könnten demnach erste GW Elektrolyseleistung in der äußersten deutschen Seewirtschaftszone in Betrieb sein. Sie erstreckt sich in einem langen, schmalen und spitz endenden Areal, 300 bis 450 Kilometer vor der deutschen Küste. Des Zuschnitts wegen heißt sie Entenschnabel. Von dortigen Windparks aus wäre der Stromtransport mit entsprechend langen Kabeln an Land zu teuer, auch weil die elektrischen Übertragungsverluste zu hoch wären. Der Wasserstoff­import durch Pipelines ist hingegen bezahlbar.

Das ist zwar nicht nur räumlich, sondern auch zeitlich noch weit weg vom Siemens-Campus in diesem Sommer 2022. Hier vollendet der Technologiekonzern aus München als Vermieter gerade den Umbau eines 57 Jahre alten Forschungsstandorts mit klar einzelnen Wissenschaften zugeordneten Häusern in einen Ort flexibler, modularer und interagierender Technologieentwicklungszellen. Im laufenden Betrieb verwandeln Bautrupps den Immobilienbestand in einen technisch und architektonisch zeitgemäßen Stadtteil, in dem Ausbildung, Forschung und Kooperation mit ansiedelnden Partnerunternehmen stattfinden soll. Weit über 10.000 Menschen arbeiten hier bald an den Zukunftsthemen der Energiewende: an Mobilität, Erzeugung emissionsfreier Energieträger wie Wasserstoff, digitaler Dekarbonisierung – also computergestützten Technologien mit dem Ziel geringeren Ressourcenverbrauchs und höherer Energieeffizienz, um den Ausstoß des Klimawandel-Wirkstoffes Kohlendioxid (CO2) zu reduzieren. Teile dieser Welt sind schon eröffnet, andere kommen Bauabschnitt für Bauabschnitt dazu.

Doch die Wissenschaftler und Ingenieure schieben beim grünen Wasserstoff nicht nur ein Einzelprojekt, sondern vielmehr einen ganzen Entwicklungszug aufs Gleis, der bald auf Hochtouren sein muss. Mitte 2023 wird in Berlin gemäß Zeitplan auch eine Siemens-Energy-Fabrik zur Serienfertigung von Elektrolyseuren eröffnen. Ab 2025 soll diese jährlich Elektrolysekapazitäten einer Stromaufnahmekapazität von 3 GW liefern. Betreiber wird ein Joint Venture von Siemens Energy mit dem französischen Industriegasproduzenten Air Liquide sein.

Dafür justiert ein Mitarbeiter in einem Großkäfig am Campus gerade ein halbes Dutzend Elektrolyseteststände, die den Ernstfall im Offshore-Windpark nachspielen lassen. Hier proben demnächst Siemens-Energy-Entwickler die Erzeugung grünen Wasserstoffs unter auf- und abschwellender Stromleistung. Das Metallgitter um das Versuchsfeld in der Halle schirmt den Bereich aus Sicherheitsgründen ab, in dessen Anlagen nun Stromstärken von 5.000 bis 10.000 Ampere beziehungsweise durchaus Hochspannung im Kilovoltbereich sowie hoher Gasdruck vorherrschen werden. Und natürlich soll der Käfig alle Unbefugten auf Distanz halten – um Einblicke in möglicherweise für Siemens Energy vermarktungsfähige technologische Vorsprünge zu verhindern.

„Wir müssen eine flexiblere Betriebsfähigkeit bei stark wechselnden Leistungen der windabhängigen Erzeugung garantieren“, sagt Müller, der auch Programmmanager für alle Offshore-Windkraft-Wasserstoffthemen bei Siemens Energy ist. Soll heißen: im Vergleich zur Elektrolyse mit konstanter Leistung am Stromnetz. Die Tester lassen die Prüfstände tiefere Teilleistungen abfahren, um herauszufinden, was technisch noch geht, aber auch in welchen Betriebszuständen die Wasserstoff­erzeugung wirtschaftlich bleibt. In Wiederholungsschleifen sollen sie nachstellen, wie sich der Elektrolyseur über viele Jahre so betreiben lässt, dass sich unter seiner allmählichen Abnutzung mittels gezielter Begrenzung der Leistungsschwankungen „ein Optimum herausholen“ lässt, wie Müller betont. Siemens Energy prüft das autarke System zudem mit Drücken von 35 Bar, die den so komprimierten Wasserstoff ohne weiteren Energieeinsatz durch die Pipeline an Land schieben lassen.

„Anhalten, abfahren, anhalten, abfahren“, sagt ein Mitarbeiter, der gerade den Käfig verlässt. Seinen Namen will er nicht in der Presse lesen, erklärt aber gerne sein Tun. Er überprüft die Funktionsfähigkeit und den Status der gerade noch im Aufbau befindlichen Teststände. Drei schafft er an einem Tag, denn auch die Prüfstandarchitektur mit Wasserpumpe und Stromversorgung muss er verlässlich in Gang bringen. Nun hat er einen Datenstick aus der Anlage geholt. Digitalisierungstechnik muss hier natürlich garantieren, dass sich Messwerte über beispielsweise Temperaturveränderungen und zum Verlauf elektrischer Kurven zeitlich in Übereinstimmung bringen lassen.

Natürlich ist es mit der bloßen Funktionsfähigkeit einer autarken Wasserstofferzeugung im Offshore-Windpark nicht getan. Denn auf dem Energiemarkt zählen letztlich die Kosten pro ins Netz eingespeister Kilowattstunde Strom und pro Kilogramm in die Pipeline strömenden grünen Wasserstoffs. Als „realistischen Zielwert“ setzen sich die H2Mare-Partner einen H₂-Verkaufspreis von zwei Euro pro Kilogramm. Das erklärte im Mai bei einer Projektpräsentation Sylvia Schattauer, kommissarische Institutsleiterin am Windenergie-Forschungsinstitut Fraunhofer IWES, das an H2Mare beteiligt ist. Noch vor Kurzem ließ sich grüner Wasserstoff für bestenfalls fünf Euro pro Kilogramm anbieten und so im freien Energiemarkt kaum durchsetzen. Grauer Wasserstoff, synthetisch aus fossilem Erdgas gewonnen und daher CO2-Emissionen verursachend, kostet einen Euro. Um die Erzeugungskosten des Windgases um mehr als das Doppelte zu drücken, müssen die Ingenieure nun an Material und Struktur der Elektrolysezellen arbeiten.

Foto: Siemens Energy

Zellkomponententests für PEM-Elektrolyse

Wie die Mehrheit in der Branche setzt Siemens Energy auf Protonen-Austausch-Membrane (PEM), die PEM-Technologie. Denn PEM-Elektrolyse bietet den für H2Mare wichtigen Vorteil, den Direktbetrieb durch windabhängig mal mehr, mal weniger Strom erzeugende Windturbinen wohl am besten zu können. Sie sind im Vergleich zu Anlagen anderer Elektrolysetechnologien besser dynamisch fahrbar. Außerdem ist PEM-Elektrolysegas umweltfreundlich: Die Technologie kommt ohne aggressive Elektrolytestoffe aus und bei einem Schaden würde man keine gefährlichen Havarien riskieren. 99,9-prozentige Wasserstoffreinheit des PEM-Gases lässt zudem dessen Sofortexport durch die Pipeline zu.

Mit Zellkomponententests arbeiten die Entwickler in Erlangen daher an anderer Stelle in den drei Hallen daran, immer dünnere Zellen mit immer effizienteren Oberflächenprofilen zu produzieren. Die von Siemens Energy genutzten Einheiten bestehen wie üblich bei PEM aus in Reihe geschalteten Bipolarplatten: Die in ihren Umrissen an Imkerwachsplatten für Bienenstöcke erinnernden Kunststoffrahmen enthalten außen Löcher zum Durchfluss des Wassers sowie in der Mitte eine von Stromdrähten durchzogene Membranschicht, den Katalysator, die Kohlenstoff, Edelmetalle, Kunststoff oder Kombinationen davon als Trägermaterial für den Protonentransport enthalten soll. Denn durch die Membran sollen die vom elektrisch erzeugten Pluspol oder der Anode abgespaltenen und zum Minuspol Kathode fließenden Wasserstoffprotonen hindurch. Tiefer wollen sich die Entwickler nicht in die Karten sehen lassen, wie Ralf Krause verdeutlicht: „Das sind die Geheimnisse, mit denen wir die Effizienz der Zellen verschieben“, sagt der Cheftechniker für die Offshore-Elektrolyse-Entwicklung. Auch die Ausgestaltung der Kanälchen gehöre dazu, die von einem der Wasserlöcher zum Katalysator führen und das Wasser für den Protonenaustausch optimal zuleiten sollen. Krause arbeitet in der Koordination für H2Mare eng mit Müller zusammen.

Frühe Gigawatt-Exportchancen

Weitere Effizienzen sollen Partner bei H2Mare heben. So forscht das Karlsruher Institut für Technologie an einer Wabentechnik zur Umwandlung des Wasserstoffs in synthetisches Gas oder Methan. Das Fraunhofer IWES arbeitet an einer Nutzung der Elektrolyse-Abwärme als Energie zur Meerwasser­entsalzung, an einer computergestützten Simulation des Gesamtsystems von der Wind­ener­gie­ausbeute des Rotors zur Stromgewinnung im Generator bis zur Wasserstoffabscheidung sowie an elektronischer Regelung und der Wirtschaftlichkeitsberechnung des Gesamtsystems. Auch die Alterung des Materials des Elektrolyseurs unter Seebedingungen berechnet das IWES. Das Frankfurter Dechema-Institut wiederum ermittelt die beste Größe und Auslegung der Batteriespeicher. Und Siemens-Energy-Tochter Siemens Gamesa will ihre modernste Offshore-Turbine auf die autarke Elektrolyse einstellen.

3 Gigawatt – 2023 eröffnet die Siemens-­Energy-Fabrik in Berlin zur Produktion von Elektrolyseuren. Ab 2025 soll sie Wasserstoff­erzeugungsanlagen dieser Kapazität jährlich liefern. Am Siemens-Campus in Erlangen betreiben die Entwickler die Grundlagenforschung für modernste Stacks und den Offshore-Einsatz. Und in Mühlheim soll die Montage zur Großanlage erfolgen.

Schon 2023 will Siemens Energy die Produktion von Anlagen der nächsten Dimension mit mehreren 100 MW anschieben – zunächst für Elektrolysestandorte an Land. Doch aus dem Blickwinkel von Strategen wie Müller und Krause auf die Hochsee-Windkraft-Wasserstoffernte ist nicht zu übersehen, wie lohnend die schnelle Entwicklung von Zellen, Stacks und Elektrolyseuren hin zu mehr Leistungsdichte und verzehnfachter Erzeugung für den Konzern sein kann. Bei der Vorstellung der nächsten Schritte der H2Mare-Partner im Mai schaute auch der Offshore-Windenergie-Experte des Fraunhofer IWES, Martin Dörenkämper, in diese vielleicht nähere Zukunft: „Ich glaube nicht, dass wir für die Wasserstofferzeugung nur in die deutsche Nordsee schauen. Zuerst werden wir mit dem Prototyp die Sichtbarkeit der Technologie schaffen, dann wollen wir auch international damit erfolgreich sein.“

Das deutsche H2Mare ist allerdings von Anfang an nicht allein. Das französische Unternehmen Lhyfe nahm im September den ersten im Meer schwimmenden Elektrolyseur in Betrieb. Die 1-MW-Testanlage Sealhyfe im Hafen der Atlantik-Stadt Saint Nazaire ist auf einem Wellenkraftwerk installiert. Ein halbes Jahr lang vermessen die Franzosen hier den Betrieb, sammeln Erkenntnisse und stellen die Anlage ein. Danach transportiert Lhyfe sie ins Offshore-Testfeld 20 Kilometer vor der Küste und einen Kilometer von einer schwimmenden Testwindturbine entfernt. An sie kabeln sie den Schwimm­elektrolyseur für ein Jahr an. Von 2030 bis 2035 will Lhyfe rund 3 GW Elektrolyseleistung im Meer an Windparks andocken.

Bild: Aqua Ventus

H₂ vom Entenschnabel

Äußerste deutsche außenwirtschaftliche Zone zwischen den außenwirtschaftlichen Zonen der Niederlande, Großbritanniens und Dänemarks: Im weit über 100 Kilometer langen „Entenschnabel“ will die Offshore-­Windkraft-Branche mit vier bis sechs Gigawatt Wasserstoff erzeugen, durch Windstrom-Elektrolyse auf den Zugangsplattformen der Turbinen oder auf Pontons, und ihn durch Pipelines an Land leiten.

„Wir müssen eine flexiblere Betriebsfähigkeit bei stark wechselnden Leistungen garantieren.“

H₂Mare

Hochsee-Windgas-Akteure
H₂Mare ist eines von drei Wasserstoff-Leitprojekten des Bundesforschungsministeriums. Diese Partner nehmen an dem Entwicklungsprojekt (April 2021 bis März 2025) teil:

BAM, CruH21, Dechema Forschungsinstitut, Dechema Gesellschaft für Chemische Technik und Biotechnologie, DLF, DVGW-Forschungsstelle am KIT, EnBW, Enviro Chemie, EUCC, Fraunhofer ICT, Fraunhofer IMWS, Fraunhofer IWM, Fraunhofer IWU, Fraunhofer IWES, Fumatech BWT, Helmholtz-Zentrum Hereon, Hochschule Wismar, Ineratec, Universität Hannover, MPI für Dynamik komplexer Systeme, Northland Power Europe, Reuther STC, RWE Renewables, Salzgitter Mannesmann, Siemens Energy, Siemens Gamesa, Sondervermögen Großforschung am KIT, Stiftung Offshore Wind, TU Berlin, Thyssenkrupp, Universität Stuttgart, WindMW Service.

Weitere Informationen:
wasserstoff-leitprojekte.de/leitprojekte/h2mare

Foto: Siemens Energy