Integration von Wasserkraft und Wasserstoff nimmt Fahrt auf

Im Mai schlossen sich die US-amerikanischen Nationallabore Idaho National Laboratory (INL) und Pacific Northwest National Laboratory (PNNL) mit dem regulierten Energieversorger Idaho Power zusammen, um die Machbarkeit einer Integration der Wasserstoffproduktion mit Wasserkraft zu ermitteln. Die Labore stellten fest, dass die Aussicht eine neue entscheidende Rolle für die 17 kostengünstigen Wasserkraftprojekte von Idaho Power übernehmen könnte, die den Großteil des Stroms erzeugen, den das Unternehmen in einem 24.000 Quadratmeilen großen Gebiet in Idaho und Oregon liefert. Das Projekt wird „die Kopplung elektrolytischer Wasserstoffproduktionstechnologien mit Wasserkraftwerken evaluieren, um Szenarien zu identifizieren, die Idaho Power dabei helfen könnten, sein Ziel zu erreichen, bis 2045 100 % saubere Energie bereitzustellen“, bemerkte Brett Dumas, Direktor für Umweltangelegenheiten bei Idaho Power.

Die Maßnahme ist bemerkenswert, da das Interesse an Wasserstoff in den letzten fünf Jahren zwar deutlich gestiegen ist, die Bemühungen zur Integration der Wasserstoffproduktion in die Wasserkraft in den USA jedoch weitgehend gedämpft wurden. Die Wasserkrafterzeugung machte im Jahr 2022 etwa 6,2 % der gesamten US-Versorgungserzeugung aus Nach Angaben der US Energy Information Administration (EIA) konzentriert sich etwa die Hälfte der gesamten konventionellen Wasserkrafterzeugung im US-Versorgungsmaßstab auf Washington, Kalifornien und Oregon.

Wasserkraft hat in der Region aufgrund ihrer Fähigkeit, Grundlaststrom und Flexibilität bereitzustellen, eine entscheidende Rolle gespielt. Dazu gehört die Änderung sowohl der Wirk- als auch der Blindleistungsausgänge, um Spannungsunterstützung, Trägheitsverhalten, Primärfrequenzverhalten und Betriebsreserven bereitzustellen. Allerdings kann die Flexibilität von Wasserkraft und Pumpspeicherkraftwerken durch standortspezifische Anforderungen an Umweltströme, Bewässerung, Schifffahrt, Erholung, Hochwasserschutz und andere Dienstleistungen eingeschränkt werden, die oft Vorrang vor der Stromerzeugung haben.

„Durch die Erfassung der Energieproduktion außerhalb der Spitzenzeiten als Wasserstoff kann der Wasserstoff während des Spitzenenergiebedarfs wieder elektrifiziert werden“, sagte Daniel Wendt vom INL, Hauptforscher und Forscher des Idaho Power-Projekts. Die Speicherung von Wasserstoff als Brennstoff könnte auch zur Stabilisierung des Netzes beitragen und eine sauberere Alternative zur Notstromerzeugung mit fossilen Brennstoffen bieten, so das Labor.

Als Teil eines anderen wichtigen Ziels wird das Projekt jedoch auch bewerten, wie überschüssiger Sauerstoff, der als Nebenprodukt der Wasserstofferzeugung entsteht, zur Verbesserung der Flusswasserqualität genutzt werden kann. „In Stauseen hinter Dämmen kann es zu einem niedrigen Gehalt an gelöstem Sauerstoff kommen, insbesondere im Sommer und Frühherbst“, erklärte INL. „Gelöster Sauerstoff in einem Fluss ist für Fische und andere Wasserlebewesen notwendig.“ Idaho Power sieht bereits positive Ergebnisse bei der Zugabe von Sauerstoff zum Wasser, das aus dem Brownlee Dam im Hells Canyon fließt, sagte Dumas.

Laut Di Wu, einem leitenden Forschungsingenieur und technischen Leiter bei PNNL, werden die Labore mithilfe fortschrittlicher Modellierungs- und Analysemethoden die verschiedenen Einsatzszenarien von Wasserstoff untersuchen. „Um die Wasserstoffproduktion effektiv zu planen, sind fortschrittliche Modellierungs- und Optimierungstechniken erforderlich, um sowohl die Möglichkeiten der Energieverlagerung als auch den Sauerstoffbedarf zu berücksichtigen, der sowohl Einschränkungen auf System- als auch auf Komponentenebene unterliegt“, bemerkte er.

Die Forschung wird ein wachsendes Portfolio bereits laufender Projekte weltweit ergänzen. Vor allem europäische Stromerzeuger sind führend bei der Weiterentwicklung der Wasserstoffintegration in Wasserkraftwerken, was zum Teil auf Anreize zurückzuführen ist, eine umfassendere Nutzung bestehender Wasserkraftanlagen zu ermöglichen, sowie auf die Aussicht, sich als wichtiger Lieferant in aufstrebenden Wasserstoffmärkten zu etablieren.

Im April kündigte das deutsche Energieunternehmen RWE an, mit dem Infrastrukturunternehmen Badenova zusammenzuarbeiten, um im Rahmen der H2@Hydro-Initiative am Oberrhein einen Wasserstoffknotenpunkt zu errichten. RWE plant, bis Ende 2026 in seinem Rheinwasserkraftwerk RADAG in Albbruck eine Elektrolyseanlage mit einer Leistung von 50 MW zu errichten. Das Grundlast-Laufwasserkraftwerk produziert jährlich 660 GWh an der Grenze zwischen Deutschland und der Schweiz. Die Elektrolyseanlage wird einen Teil dieser Wasserkraft nutzen, um jährlich bis zu 8.000 Tonnen Wasserstoff zu produzieren.

Der als Nebenprodukt anfallende Sauerstoff und die Prozesswärme sollen unterdessen im „geplanten Gesundheitspark des Landkreises, im neuen Quartier auf dem Gelände der ehemaligen Papierfabrik Albbruck (PFA) und in der benachbarten Kläranlage“ genutzt werden, teilte RWE mit. Badenova plant den Bau einer neuen 8,5 Kilometer langen Wasserstoffleitung von Waldshut nach Albbruck, um Industrie- und Transportkunden auf beiden Seiten des Oberrheins zu erreichen.

„Dies ist eine entscheidende Initiative, um den hiesigen Wirtschaftsstandort für die Industrie attraktiv zu halten, da der Anschluss an das europäische Wasserstoff-Fernnetz, das sogenannte European Hydrogen Backbone, erst in der letzten Ausbaustufe um 2040 geplant ist“, so Badenova . „Die neue Trasse soll das Rückgrat der künftigen Wasserstoffversorgung am Hochrhein bilden und gleichzeitig die Anbindung Baden-Württembergs an die europäische und nationale Wasserstoffinfrastruktur ermöglichen.“

Anfang des Jahres stellte der Schweizer Stromerzeuger Axpo Pläne zum Bau einer Wasserstoffproduktionsanlage im Wasserkraftwerk Reichenau in Domat/Ems mit dem Schweizer Energieversorger Rhiienergie vor. Das Projekt, das im Herbst dieses Jahres in Betrieb gehen soll, wird über eine 2,5-MW-Wasserstoffproduktionsanlage jährlich etwa 350 Tonnen Wasserstoff produzieren. Axpo erkundet außerdem eine 15-MW-Wasserstoffproduktionsanlage (mit einer jährlichen Produktion von 2.000 Tonnen) im Industriegebiet Wildischachen in Brugg. Das vom nahegelegenen Wasserkraftwerk Wildegg-Brugg betriebene Projekt wird Wasserstoff an eine örtliche Vögtlin-Meyer-Tankstelle liefern und für den Antrieb von Bussen der PostAuto AG verwendet werden.

1. An der Grenzach-Wyhlen entsteht Süddeutschlands größte Anlage für grünen Wasserstoff. Die im Dezember 2019 fertiggestellte bestehende 1-MW-Power-to-Gas-Anlage, die auf 5 MW erweitert wird, steht neben dem Laufwasserkraftwerk der EnBW in Wyhlen. Mit freundlicher Genehmigung: Energiedienst

Im April begann EnBW, ein weiterer deutscher Erzeuger, mit dem Bau einer Wasserstoffproduktionsanlage in seinem Wasserkraftwerk Wyhlen an der deutsch-schweizerischen Grenze in Süddeutschland. Die Anlage soll 2025 den Betrieb aufnehmen und jährlich 720 Tonnen Wasserstoff produzieren. Die EnBW-Tochter Energiedienst betreibt am Standort Wyhlen bereits seit 2019 eine alkalische Power-to-Gas-Anlage (Abbildung 1) mit einer Elektrolyseleistung von 1 MW, eine Erweiterung auf 5 MW ist im Projekt vorgesehen.

Mehrere europäische Unternehmen sind ebenfalls Vorreiter bei Elektrolysesystemen. ANDRITZ, das ANDRITZ HYDRO, eine riesige Tochtergesellschaft für Wasserkraftlösungen, hält, hat die Mission, „ein wichtiger Akteur“ im Bereich grüner Wasserstoff zu werden, der mit Wasserkraft betrieben wird. Während das Unternehmen derzeit alkalische Elektrolyse- und Protonenaustauschmembranlösungen anbietet, weist es auf eine lange – fast 100-jährige – Erfahrung mit Elektrolyseuren hin.

„Die ersten industriellen Elektrolyseure waren große drucklose alkalische Systeme (AEL), die 1929 in Rjukan, Norwegen, installiert wurden. Der Strom wurde von einem Wasserkraftwerk mit einer anfänglichen Kapazität von 108 MW (gegründet 1908 – dem größten Wasserkraftwerk der Welt) geliefert damals)“, stellte das Unternehmen fest. „Der Zweck der Elektrolyseure bestand darin, Wasserstoff für eine Haber-Bosch-Anlage zur Herstellung von Ammoniakdünger bereitzustellen. Es folgten ähnliche Installationen, meist im Zusammenhang mit Wasserkraft (Assuan in Ägypten in den 1960er Jahren, Kariba in Simbabwe in den 1970er Jahren, Cuzco in Peru und viele mehr). Einige von ihnen waren bis Ende der 1990er und sogar Anfang der 2000er Jahre in Betrieb.“

– Sonal Patel ist leitender Associate Editor bei POWER (@sonalcpatel, @POWERmagazine).

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