Sowohl die „Nationale Wasserstoffstrategie“ der Bundesregierung als auch der „Green Deal“ der EU-Kommission setzen auf Wasserstoff als Mediator, um die selbstgesetzten Klimaziele zu erfüllen. Die dafür benötigten Energie- und Wasserstoffmengen sind gigantisch, ebenso die Investitionserfordernisse, aber auch denkbare Marktpotenziale. Zum Abfangen der Schwankungen bei Wind- und Solarenergie bietet sich die Speicherung in Form von Wasserstoff und chemischen Produkten an (Power-to-X). Fügt man geeignete Anlagen geschickt zusammen, lässt sich das Produktspektrum so steuern, dass ein Verbund bei geeigneten Rahmenbedingungen nicht nur wirtschaftlich betrieben werden kann, sondern auch das Spektrum bereits in Betrieb befindlicher Anlagen wertschöpfend ergänzt (Power-to-X-Plus).

In einem vielbeachteten Handelsblatt-Interview nannte Bundesforschungsministerin Anja Karliczek im Februar 2020 eine Größenordnung der in Deutschland durch Wasserstoff abzudeckenden Endenergie von 800 TWh/a. Für die Politik steht fest, dass die benötigten Wasserstoffmengen als sog. grüner Wasserstoff aus erneuerbaren Energiequellen (EE) erzeugt werden sollen. Selbst bei maximalen Wirkungsgraden heute verfügbarer Elektrolysetechnik würde für den Zielwert im Jahr 2040 eine EE-Strommenge von mehr als 1.000 TWh/a benötigt. Das ist mehr als das Vierfache der 2019 in Deutschland aus Sonnenenergie, Windkraft, Biomasse und anderen erneuerbaren Quellen insgesamt erzeugten Strommenge. Doch soll die Dekarbonisierung von Energiewirtschaft, Verkehr und vor allem industrieller Produktion in dem vom Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) skizzierten Zeitfenster tatsächlich erreicht werden, scheinen diese Zahlen nicht zu hoch gegriffen.

„Das übliche PtX-Anlagenschema wird bei PtX-Plus
durch weitere Komponenten ergänzt.“

Power-to-X – Optionen und Hindernisse An verschiedenen Standorten in Deutschland, u. a. in 25 HyLand-Regionen, wird die Anwendung des Power-to-X-Prinzips (PtX) bereits vorbereitet oder schon praktiziert. Basis hierfür ist Strom aus Fotovoltaik, Onshore- und Offshore-Windkraft. Mit diesem wird Wasser über Elek­trolyseure in Wasserstoff (ein Massenteil) und Sauerstoff (acht Massenteile) zerlegt. Wegen der im Vergleich zum Inland höheren Windausbeute und -Konstanz sind PtX-Standorte an der Küste im Vorteil. Doch auch an der Küste gibt es Zeiten, in denen weder die Sonne scheint noch der Wind bläst. Diese Perioden werden als „Dunkelflaute“ bezeichnet und können bis zu 4 % der Jahresbetriebsdauer ausmachen. Hinzu kommt die tages- und jahreszeitliche Volatilität. Soll die Stromumwandlungsanlage im Dauerbetrieb gefahren werden, so ist ein Back-up-Anschluss an das Verbund-Stromnetz unumgänglich. Wirtschaftlich ist das nach den gegenwärtigen energierechtlichen Bestimmungen jedoch fatal: Die dadurch fälligen Abgaben verdoppeln den Strompreis. PtX-Anlagenkonzepte stehen daher in einer Zwickmühle: Einerseits soll zur Minimierung der Stromkosten ein möglichst hoher Anteil des Strombedarfs lokal mit eigener EE-Anlage abgedeckt und möglichst auf die Netz­einspeisung von Überschuss-Strom verzichtet werden, andererseits kann eine möglichst hohe Auslastung der Elektrolyseure und nachgeschalteten Anlagen nur mit Netzanschluss erreicht werden.

„Die biogenen Prozessrouten ergänzen bzw. flexibilisieren die
Produktionskapazitäten des thermokatalytischen PtX-Verfahrens…“

  Auch auf der Produktabsatzseite sind die Verhältnisse keineswegs einfach: Vielfach zielen PtX-Anlagenkonzepte auf die direkte oder indirekte Wasserstoffverwendung im Verkehrssektor, insbesondere auf Verwendungsmöglichkeiten im ÖPNV ab. Hier muss die Wasserstoffnachfrage jedoch erst durch Flottenumrüstung und Aufbau eines Tankstellennetzes entwickelt werden. Aus Sicht von Investoren und Betreibern besteht daher großes Interesse an weiteren Standbeinen zur Nutzung des Wasserstoffs. Darüber hinaus sollten idealerweise auch für den entstehenden Sauerstoff und für die Elektrolyseur-Abwärme Verwendungsmöglichkeiten gefunden werden. Dies legt nahe, der PtX-Anlage weitere Komponenten hinzuzufügen, die die Wertschöpfung verbessern.

Power-to-X-Plus Auf der Grundlage langjähriger Entwicklungen zur klimaschonenden Produktion von Grundchemikalien und Werkstoffen aus Algen und Hefen hat ein Forschungsteam der Technischen Universität München gemeinsam mit Kollegen der Bauhaus-Universität Weimar und der Industrie ein erweitertes PtX-Anlagenkonzept entwickelt: PtX-Plus. Basis hierfür waren die Entwicklung, Machbarkeits- und Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen biochemischer Prozessketten, um Carbonfasern, Polymere und Additive mithilfe von Algen aus CO₂ zu erzeugen. Bereits 2018 wurden diese Arbeiten im IPCC-SR1.5-Report des Weltklimarats als industrielle Möglichkeit der Schaffung einer global relevanten Kohlenstoffsenke erwähnt und anerkannt, wobei sowohl die dauerhafte Immobilisierung des CO₂ in Form von Carbonfasern als auch die Kombination von Carbonfasern mit Hartgestein zu neuen Verbundwerkstoffen zwecks Substitution von Stahl, Aluminium und Stahlbeton berücksichtigt wurden.
  Das übliche PtX-Anlagenschema wird bei PtX-Plus durch weitere Komponenten ergänzt: Etwa 50 % des Sauerstoff-Massenstroms dienen in einem Blockheizkraftwerk (BHKW) dazu, den eingesetzten Brennstoff mit reinem Sauerstoff nach dem Oxyfuel-Verfahren zu verbrennen, um Wärme und Strom zu erzeugen. Aus dem BHKW-Abgasstrom kann relativ einfach reines CO₂ abgetrennt werden, das als Kohlenstoffquelle für die Wasserstoffveredelung in Methan oder Metha­nol dient. Wärme- und Stromerzeugung lassen sich flexibel an den Bedarf des PtX-Industriestandorts anpassen. Die Zwischenspeicherung des Sauerstoffs ist dabei weniger aufwändig als die von Wasserstoff.
  Die direkte Umwandlung von CO₂ aus dem BHKW-Abgas mit Wasserstoff in Methanol, Propylen, Acrylnitril, PAN-Faser und letztlich Carbonfaser wurde als Prozessroute bereits in einer 2018 publizierten techno-ökonomischen Analyse (TEA) vorgestellt. Wirtschaftlich wird sie bei einem CO₂-Preis ab 100 EUR/t CO₂ und einem Wasserstoffpreis bis zu ca. 1,2 EUR/kg H₂. Ergänzt wird sie durch die biotechnologische Umsetzung von Restbiomasse, die über eine enzymatische Hydrolyse in ein nachhaltiges, zuckerhaltiges Fermentationssubstrat für die Hefeölproduktion umgewandelt werden kann. Der optimierte Ölhefe-Fermentationsprozess nutzt die verbliebene Sauerstoffmenge aus dem Elektrolyseur, was die Effizienz dieses Prozesses verstärkt und so die Wirtschaftlichkeit weiter steigert.
  Die Hefe-Restbiomasse, die nach der lösemittelfreien Ölabtrennung anfällt, wird in die Hydrolyse zurückgeführt und reduziert dort maßgeblich den Rohbiomassebedarf. Im Vergleich zu konventionellen pflanzlichen Ölen kann das fermentativ hergestellte Hefeöl so bei signifikant verbesserter Ökoeffizienzbilanz zu vergleichbaren Kosten produziert werden. Das aus dem Hefereaktor abgetrennte Hefeöl wird in Biodiesel und Glycerin verarbeitet. Letzteres wird zu Methanol, Propylen und Acrylnitril umgewandelt, während der gereinigte Biodiesel die Stoffstrombilanz hin zu nachhaltigen, CO₂-basierten Kraftstoffen komplementiert.

Wirtschaftliche und ökologische Synergie Die biogenen Prozessrouten ergänzen bzw. flexibilisieren die Produktionskapazitäten des thermokatalytischen PtX-Verfahrens und ermöglichen so einen kontinuierlichen Standortbetrieb. Die hier dargestellte vernetzte Systemintegration zeigt eindrucksvoll die synergistischen wirtschaftlichen und ökologischen Effekte der Kombination konventioneller thermochemischer Prozess­routen mit neuen biotechnologischen Verfahren. Biodiesel als grüner Kraftstoff, Methanol und Propylen als grüne Grundchemikalien sowie nachhaltig produzierte Carbonfasern sind je nach Prozess-Steuerung mögliche Produktauslässe der H₂-gestützen Bioraffinerie. Darüber hinaus werden in dem vom BMBF geförderten Projekt „Green Carbon“ aktuell weiter diversifizierte Prozess­routen mit Polymeren als Alternativprodukten entwickelt. Erste Break-even-Analysen mit einem ökonomischen Grobmodell des PtX-Plus-Parks deuten darauf hin, dass der Wasserstoffproduzent einerseits einen kontinuierlichen Betrieb seiner kapitalintensiven Anlagen durchführen kann und eine Reduzierung des Wasserstoffpreises auf bis zu 1,20 EUR/kg möglich ist, wenn der Bezugspreis des Offshore-Windstroms auf die Stromgestehungskosten von ca. 0,1 EUR/kWh beschränkt würde. Der Sauerstoff wäre dabei zu einem Preis von etwa 0,6 EUR/kg intern zu verrechnen, was ungefähr dem einer O₂-Produktion mit einer Luftaufspaltungsanlage nach dem Linde-Verfahren entspricht.  Die exakte ökonomische und ökologische Bewertung des PtX-Plus Konzepts ist Gegenstand zukünftiger Forschungsaktivitäten. Klar ist, dass die Produktdiversifizierung von PtX-Anlagen hin zu nachhaltigen Hochleistungsmaterialien und grünen Edukten zur Erzeugung grüner Produkte auch neue Marktchancen für Betreiber bestehender Anlagen eröffnet.   

ZUR PERSON

Thomas Brück studierte Chemie, Biochemie und Molekularmedizin an der Keele University (UK). Als Postdoc forschte er am „Center of Excellence for Biomedical and Marine Biotechnology“ der Florida Atlantic University (USA). Ab 2006 war er im Bereich Biotechnologie bei der Süd-Chemie tätig. Seit 2011 ist er Inhaber des Werner Siemens Lehrstuhls für Synthetische Biotechnologie an der TU München.

Andreas Battenberg studierte Chemie an der Universität Freiburg mit Schwerpunkten in Materialwissenschaften und Umweltanalytik. Als Postdoc forschte er an der Nutzung von Kohlendioxid als C1-Baustein. Nach verschiedenen Positionen in der Industrie ist er seit 2008 Referent für Chemie und Physik an der TU München.

Uwe Arnold ist nach seiner Ausbildung in den Bereichen Verfahrenstechnik und Bauingenieurwesen Professor für Infrastrukturentwicklung und -Management an der Bauhaus-Universität Weimar. 2006 gründete er das Beratungsunternehmen AHP mit Schwerpunkten im Geschäftsbereich AHP Solutions u.a. in der techno-ökonomischen und Risikoanalyse von Unternehmen und Investitionsvorhaben.