Ulrich: "Hohe Motivation, den Elektrolyseur in die Turbine zu integrieren"

E&M: Seit Januar läuft in Brande eine Windkraftanlage samt Elektrolyseur im Probebetrieb. Was passiert aktuell vor Ort?

Ulrich: In den letzten Monaten haben wir damit angefangen, die Wertschöpfungskette für die Produktion von grünem Wasserstoff aufzubauen. Dazu gehören neben dem Elektrolyseur auch die Wasseraufbereitung, die Komprimierung und die Verteilung des Wasserstoffs. Dabei gibt es jede Menge zu lernen.

E&M: Zum Beispiel?

Ulrich: Zum einen, wie wir die unterschiedlichen Teilsysteme am besten aufeinander abstimmen, damit sie jeweils in ihrem optimalen Betriebsmodus laufen. Zum anderen lernen wir, wie wir die Windkraftanlage samt Elektrolyseur entweder im Netz integriert oder als autarkes System betreiben. 

E&M: Was sehen Sie als die größten Herausforderungen in Brande an?

Ulrich: Im Wesentlichen gibt es zwei: Die eine ist technischer Natur. Alle Teilsysteme sind in der Form noch nie miteinander verbunden worden. Der Elektrolyseur ist zwar als Technologie nicht neu, aber ihn in einem Offgrid-System mit einer Windkraftanlage zu betreiben, ist neu. Es sind keine Plug-and-Play-Anlagen, sie müssen individuell zusammengestellt und auf der Steuerungsseite aufeinander angepasst werden.
Die zweite Herausforderung ist alles Regulatorische. Wir produzieren Wasserstoff auf einem Feld, was neu ist für die zuständigen Behörden. Das heißt, wir müssen die Vorschläge für Regularien in dem Moment, in dem wir das System aufbauen, erst mal von Grund auf kreieren und mit den Behörden abstimmen. 
 
E&M: Auch im Projekt ‚AquaVentus‘ will Siemens Gamesa mit Partnern die Wasserstofferzeugung direkt an der Offshore-Windturbine testen. In Brande liegt der Fokus auf onshore. Welche Parallelen gibt es?

Ulrich: Wir erhoffen uns aus dem Projekt Brande Hydrogen Erkenntnisse sowohl für onshore als auch offshore. Bevor wir mit hohen Kosten ein Offshore-Testfeld aufbauen, testen wir alles, was wir an Land testen können, dort. In Brande arbeiten wir zwar mit einer Onshore-Turbine, aber es ist eine Anlage mit getriebelosem Direktantrieb. Das kommt der Technologie, die wir für offshore verwenden, sehr nahe.
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E&M: Welche Unterschiede gibt es?

Ulrich: Wir wollen natürlich für on- und offshore eine Wertschöpfungskette aufbauen, die so kosteneffizient und nachhaltig wie möglich ist. Aber die Ausprägung sieht jeweils unterschiedlich aus. Für offshore sind die treibenden Faktoren etwa die Infrastrukturkosten: Alles, was Sie auf See aufbauen, müssen Sie auf einen Monopile und eine Plattform stellen. Das ist teuer. Im Vergleich dazu spielt innerhalb einer Onshore-Windfarm der Platz eine untergeordnete Rolle. 

E&M: Was schließen Sie daraus?

Ulrich: Dass es für onshore wenig Motivation gibt, den Elektrolyseur in die Turbine zu integrieren. Für offshore dagegen ist die Motivation sehr hoch. Da planen wir mit einer Plattform am Turmfuß, wo die Elektrolyse stattfinden soll. Ein weiterer infrastruktureller Aspekt ist die elektrische Anbindung der Anlage, die bei offshore unglaublich teuer ist. Auch dieser Faktor spricht für einen dezentralen Systemaufbau, sprich dafür, den Elektrolyseur nahtlos in den Betrieb der Turbine zu integrieren, sodass keine Netzanbindung mehr nötig ist.

E&M: Welche Leistungsklassen haben Sie im Blick?

Ulrich: Bei offshore gehen wir von unserer 14-Megawatt-Turbine aus. Diese Anlage, deren Prototyp übrigens gerade im dänischen Windkraftanlagentestfeld Österild installiert wird, ist für die Stromeinspeisung entwickelt worden. Derzeit arbeiten wir an den Systemanpassungen für die Wasserstoffproduktion und bereiten die Zertifizierung vor, damit wir den Prototypen bis 2026 installieren können.
Für onshore ist der Planungshorizont kürzer. Hier ist es jetzt schon möglich, bestehende Windparks um einen Elektrolyseur zu ergänzen. 

E&M: Wie viele Mengen an Wasserstoff sollen in Brande produziert werden?

Ulrich: Unter den Testbedingungen sind es bis zu 200 Kilogramm Wasserstoff, kommerziell wird es wesentlich mehr sein. Als Daumenwert gilt: Für die Erzeugung von einer Megatonne Wasserstoff brauchen Sie 10.000 Megawatt an installierter Offshore-Kapazität. Unser Fokus in Brande ist aber nicht die kommerzielle Erzeugung, sondern der Erkenntnisgewinn. Der Elektrolyseur ist 430 Kilowatt groß, die Turbine bringt es auf 3,4 Megawatt. Insofern nutzen wir momentan nicht die gesamte Kapazität der Turbine. 

Transport über Tanklastwagen heute noch am effizientesten

E&M: Der Wasserstoff kommt als Kraftstoff für eine Taxiflotte in Kopenhagen zum Einsatz. Wie sehen hier Ihre Pläne aus?

Ulrich: Der erste Wasserstoff für diesen Anwendungszweck wurde vor wenigen Wochen abgefüllt. Die Mengen, die wir zunächst nach Kopenhagen liefern werden, sind noch keine großen. Aber das wird kommen. Eine Flotte aus Bussen und Taxis von insgesamt 70 Fahrzeugen soll letztendlich mit dem grünen Wasserstoff versorgt werden.

E&M: Zwischen Brande und Kopenhagen liegen rund 280 Kilometer. Der Transport erfolgt mit einem Diesel-Lkw. Ist das effizient?

Ulrich: Die Wertschöpfungskette für den grünen Wasserstoff befindet sich noch im Aufbau, dazu gehören auch Transport und Verbrauch. Vor diesem Hintergrund ist der Transport über Tanklastwagen heute noch am effizientesten. Die Nachhaltigkeit würde ich nicht am Kraftstoff des Lkw festmachen. Man muss es ja vergleichen mit Systemen, die zur Verfügung stehen. Die Wasserstofftaxis in Kopenhagen gibt es ja bereits. Wenn diese nicht grünen Wasserstoff tanken, sondern grauen, gäbe es hier wieder Emissionen. Vergleicht man diesen Carbon Footprint mit dem Lkw-Transport, ist unsere Wertschöpfungskette immer noch besser für das Klima. 
Längerfristig brauchen wir natürlich eine andere Transportform. Nämlich eine Pipeline, so wie sie für Erdgas existiert. Hierzu gibt es ambitionierte Pläne auf europäischer Ebene wie den Hydrogen Backbone. Dieser sieht ein europaweites Wasserstoffnetz von über 40.000 Kilometern vor, also auch zwischen Kopenhagen und der dänischen Region Jütland, in der Brande liegt.

E&M: Wo ist der Haken? 

Ulrich: Wir brauchen einen Rahmen, der faire Wettbewerbsbedingungen für die Produktion von grünem Wasserstoff schafft und den Klimaschutz berücksichtigt. Im Vergleich zur konventionellen Produktion, wo externe Kosten nicht in vollem Umfang eingepreist sind, ist die momentane grüne Wertschöpfungskette noch zu teuer. Da muss es regulatorische Unterstützung geben.

E&M: Wie hoch sind die Gestehungskosten der Wasserstoffproduktion in Brande?
Ulrich: Es ist ein Testfeld, die Systeme arbeiten nicht am optimalen Betriebspunkt.
Sich die Kosten für die Wasserstoffproduktion auszurechnen, würde das Potenzial verwässern. Aber wir gehen davon aus, dass wir wettbewerbsfähig werden gegenüber grauem und blauem Wasserstoff. Das wird ungefähr bei 2,50 Euro pro Kilogramm sein − 2030 für onshore und 2035 für offshore.

E&M: Die Nutzung der bei der Elektrolyse entstehenden Abwärme gilt als Drehschraube beim Wirkungsgrad. Inwieweit nutzen Sie diese?

Ulrich: Wir erwarten, dass zukünftig weniger Abwärme anfallen wird, weil wir damit rechnen, dass sich die Effizienz des Elektrolyseurs ständig verbessern wird. Offshore ist die Abnahme von Abwärme außerhalb der eigentlichen Anwendung schwierig. Aber auch hier gibt es Sekundäranwendungen, die für unser System Sinn ergeben. Das Meerwasser muss entsalzt und aufbereitet werden. Hier kann die Abwärme als Prozessunterstützer helfen.
Onshore ist dagegen die Wasseraufbereitung weniger aufwendig. Die Abführung der Abwärme in ein Wärmenetz wäre hier am sinnvollsten. Steht die Anlage in unmittelbarer Nähe zur wasserstoffkonsumierenden Industrie, wird es auch Tertiärprozesse geben, denen die Abwärme zugeführt werden kann.

E&M: Wo sehen Sie den Markt für Windkraftanlagen mit voll- und teilintegrierter Elektrolyse?

Ulrich: Für vollständig in die Windturbine integrierte Lösungen sehen wir den Hauptmarkt vor allem auf See. Eine teilintegrierte Lösung, bei der die Turbine und der Elektrolyseur in einer Windfarm stehen, ohne vollständig ineinander integriert zu sein, sehen wir in Brownfield-Anwendungen. Eine Onshore-Windfarm, bei der die Einspeisetarife auslaufen, bekommt so in ihrer zweiten Lebenshälfte noch mal einen Business Case als Wasserstoffproduzent.