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Energiespeicherung in Italien

Italiens Stromportfolio

In unserem letzten Beitrag haben wir Sie über das Energiespeicherpotenzial in Großbritannien informiert. Italien wird mit dem Brexit nach Deutschland und Frankreich das drittgrößte EU-Mitglied. Italien, das im Norden ein ausgedehntes Bergland hat, war lange Zeit von der Stromerzeugung aus Wasserkraft abhängig. Bis Mitte der 1960er Jahre entfiel fast die gesamte Stromerzeugung in Italien auf Wasserkraft. Die installierte Kapazität der Wasserkraft stagnierte aber seit Mitte der 1960er Jahre, wobei ein rascher Anstieg der Erzeugung fossiler Brennstoffe den Gesamtanteil der Wasserkraft im Jahr 2014 von ~90% auf 22% senkte. Eine detaillierte Aufschlüsselung der Stromquellen in Italien ist nachstehend aufgeführt .

Italiens Stromproduktion 2015

Es wurden erhebliche Anstrengungen unternommen, um Italien auf kohlenstoffarmen Stromerzeugung umzustellen. Italien hatte 2016 die fünfthöchste installierte Solarkapazität der Welt und die zweithöchste Pro-Kopf-Solarkapazität nach Deutschland. Neben dem beeindruckenden Fortschritt bei der Photovoltaik belegte Italien mit 0,9 GW weltweit den 6. Platz in der Geothermie.

Das Solarwachstum in Italien wurde durch Einspeisevergütungen vorangetrieben, die im Jahr 2005 verabschiedet wurden. Dies bot den Eigentümern von PV-Wohnhäusern eine finanzielle Entschädigung für den Verkauf von Energie an das Netz. Das Einspeisevergütungensprogramm wurde jedoch am 6. Juli 2014 eingestellt, nachdem das Subventionslimit von 6,7 Mrd. EUR erreicht war.

Trotz der beeindruckenden Erfolge im Bereich der erneuerbaren Energien macht die traditionelle Wärmeerzeugung (Erdgas) in Italien immer noch ca. 60% der gesamten Stromerzeugung aus. Wie viel Aufwand in die Reduzierung dieser Zahl gesteckt wird, ist noch unklar. Italien hat bis 2020 18% erneuerbare Energien zugesagt und ist bereits zu fast 70% vor Ort, sodaß die Reduzierung fossilen Stroms im Hinblick auf die Erreichung dieses Ziels kaum dringend erforderlich scheint. Italien ist jedoch in hohem Maße von Importen fossiler Brennstoffe abhängig, und die Anforderungen an die Energiesicherheit werden wahrscheinlich weiterhin die Entwicklung von mehr heimischen Stromquellen wie erneuerbaren Energien vorantreiben.

Energiespeicher

Italien dominiert den Markt für elektrochemische Energiespeicher in Europa. Mit über 6.000 GWh geplanter und installierter elektrochemischer Erzeugungskapazität (~84 MW installierte Kapazität) liegt Italien weit vor dem zweiten Platz in Großbritannien. Dies ist vor allem auf das umfangreiche SNAC-Projekt von TERNA (Italiens Übertragungsnetzbetreiber) zurückzuführen, einer Natriumionenbatterieanlage mit einer Gesamtleistung von fast 35 MW in drei Phasen. Eine Aufschlüsselung der Energiespeicherprojekte nach Technologietyp ist hier aufgeführt.

Energiespeicherprojekte nach Typ (Sandia National Laboratories)

Service-Einsatz von Energiespeichern

In Italien wird der elektrische Energiespeicher fast ausschließlich für netzunterstützende Funktionen verwendet. vor allem Entlastung von Übertragungsstaus (Frequenzregelung). Zwar handelt es sich möglicherweise nicht direkt um eine Straffung erneuerbarer Energien, doch lassen sich Engpässe auf die Variabilität der Sonnenenergie zurückführen, was bedeutet, daß die Entwicklung der elektrischen Energiespeicher in Italien weitgehend von der Notwendigkeit der Integration der Sonnenenergie getrieben wird.

Energiespeicherung nach Nutzungsart (Sandia National Laboratories)

Energiespeichermarktausblick

Italien ist einer der Top-Märkte für Energiespeicher in der EU und auf Wachstum ausgerichtet. Der italienische Übertragungsnetzbetreiber TERNA hat den Verkauf von Energiespeichern als Dienstleistung untersucht. Im Jahr 2014 schlug die AEEG, die elektrische Regulierungsbehörde, unter der TERNA tätig ist, vor, Batterien als Erzeugungsquellen zu behandeln, die Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen ähneln. Italien war schon immer ein Markt, der vollständig von einer kleinen Anzahl großer zentraler Versorgungsunternehmen dominiert wurde, und dieser Trend dürfte sich bei der Einführung von elektrischer Energiespeicherung fortsetzen. Diese Unternehmen haben sich auf Batterietechnologien konzentriert und werden diesen Weg voraussichtlich fortsetzen.

Der private Markt könnte jedoch eine große Chance für P2G darstellen. Die International Battery & Energy Storage Alliance hat die Realität des unerschlossenen italienischen Energiespeichermarktes wie folgt zusammengefasst: „Mit einer hohen Solarleistung von 1.400 kWh / kWp, Nettostrompreisen für Privathaushalte von rund 23 Cent / kWh und derzeit ohne Einspeisevergütungen ist der italienische Energiemarkt als sehr empfänglich für Energiespeicherung. “

Italien ist jetzt gut mit PV-Wohnanlagen ausgestattet, für die keine Subventionen mehr erhoben werden können. Verbunden damit, daß die überwiegende Mehrheit der Haushalte in Italien Erdgas verbrennt, das aus Rußland, Libyen und Algerien importiert wird, und daß Italien eine einzigartige Chance für P2G auf Wohn- / Gemeindeebene darstellt. Dies wird durch Energy Storage Update bestätigt, das 2015 zu dem Schluß kam, daß Italien „einer der vier größten Märkte weltweit für den Eigenverbrauch von PV- und Batterie-Energie“ ist.

Zwar ist nicht genau bekannt, wie viele PV-Anlagen in Wohngebieten in Italien vorhanden sind, es wurde jedoch Ende 2015 spekuliert, daß es in Italien über 500.000 PV-Anlagen gab.

(Jon Martin, 2019)

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Energiespeicherung in Großbritannien

In unserem letzten Beitrag zum EU-Energiespeichermarkt haben wir einen kurzen Überblick über die Situation in Deutschland gegeben. Jetzt wollen wir einen näheren Blick auf Großbritannien werfen. Der britische Energiemix wurde traditionell von fossilen Brennstoffen dominiert. Dies ist auch bis heute der Fall. Zirka 60% des in Großbritannien erzeugten Stroms wird aus fossilen Brennstoffen gewonnen und weitere 20% aus Kernkraft.

Stromproduktion in Großbritannien 2015 (Quelle: Die britische Regierung)

Während das Vereinigte Königreich stark von kohlenstoffintensiven Stromquellen abhängig war, verpflichteten hat es sich 2008 zum Ziel gesetzt, bis 2020 mindestens 15% aus erneuerbare Energien zu erzeugen und zudem eine 80%ige Reduzierung der CO2-Emissionen bis 2050 zu erreichen (Ministerium für Energie und Klimawandel). Das Vereinigte Königreich hat jedoch inzwischen erklärt, daß es das erneuerbare Ziel von 15% für 2020 verfehlen wird, da keine entsprechenden politischen Maßnahmen getroffen wurden. Der Übergang zu einem kohlenstoffarmen Markt wird dennoch mit erheblichem Druck vorangetrieben. Ein Viertel der vorhandenen Erzeugungskapazitäten (hauptsächlich Kohle und Kernkraft) wird voraussichtlich bis 2021 stillgelegt. Es wird erwartet, daß das Wachstum der erneuerbaren Energien zu mehr Energiespeicherkapazitäten führen wird.

Im Jahr 2011 räumte die britische Regierung ein, daß der gegenwärtige Energiemarkt für eine Umstellung auf erneuerbaren Energie nicht geeignet ist. Die Regierung schlug eine Verlagerung auf einen kapazitätsbasierten Markt vor, d.h. auf einen Markt, in dem eine zentrale Behörde die Beschaffungen von Energiekapazitäten im Voraus plant und durchführt, um die künftige Erzeugung angemessen steuern zu können. Die vorgeschlagene Marktreform würde dazu beitragen, den Übergang zu kohlenstoffarmer Energie voranzutreiben, indem die Einnahmen der Erzeuger erneuerbarer Energien durch Kohlenstoffpreise und Einspeisetarife stabilisiert werden. Der Kapazitätsmarkt war nach den ersten Energieauktionen Ende 2015 in Betrieb.

Großbritannien hat bei seinen kurzfristigen Zielen für saubere Energien große Fortschritte erzielt, und es besteht Optimismus, daß sich dieser Trend fortsetzt. Die Entwicklung kohlenstoffarmer Erzeugungstechnologien aus Wind und Sonne in großem Maßstab wird fortgesetzt.

Energiespeicher

Ende 2016 gab es in Großbritannien 27 Energiespeichernlagen (ohne Pumpspeicherkraftwerke) mit einer installierten Leistung von 430 MW. Das Energiespeicherportfolio in Großbritannien wird von elektrochemischen Technologien (hauptsächlich Blei-Säure- und Lithium-Ionen-Batterieanlagen) dominiert, wie dargestellt ist.

Anlagen zur Energie Speicherrung in Großbritannien nach Art, 2015 (Quelle: Sandia National Laboratories)

Die Verbreitung elektrochemischer Technologien scheint sich auch kurzfristig fortzusetzen. Fünf der sieben Energiespeicherprojekte in Großbritannien sind elektrochemisch. Obwohl es sich um eine relativ kleine Stichprobe handelt, stehen die sinkenden Kosten für die Speicherung von Lithium-Ionen-Batterien in Großbritannien im Mittelpunkt.

Energiespeichernutzung

Anlagen zur Energiespeicherung nach Nutzung in Großbritannien (Quelle: Sandia National Laboratories)

Wie auch in Deutschland, ist auch in Großbritannien nur ein sehr kleiner Teil der Energiespeicheranlagen für den Ausbau der Kapazitäten für erneuerbare Energien vorgesehen. Die vorhandene Speicherkapazität ist fast ausschließlich für die kritische Übertragungsunterstützung (Vor-Ort-Stromversorgung) vorgesehen. Zudem sind fast alle sich in Entwicklung befindlichen Großspeicher zum Tagesausgleich von Spitzenlasten vorgesehen.

Das Wachstum von elektrischen Energiespeichern in Großbritannien ist nach wie vor mit erheblichen Unsicherheiten behaftet. Bei einer derart geringen Stichprobengröße ist es zudem schwierig, aus den Daten in der obigen Abbildung einen Trend zu erkennen. Laut der vorherigen britischen Regierung, würde man davon ausgehen, daß das geografisch isolierte Vereinigte Königreich ein Nettoimporteur von Elektrizitä bleibt und deswegen langfristig einen stärkeren Fokus auf den Ausbau der Kapazitäten für erneuerbare Energien legen wird.

Marktausblick für Energiespeicher

Großbritannien befindet sich mitten in einer umfassenden Umstrukturierung seines Stromerzeugungsportfolios und des Marktes, auf dem diese Vermögenswerte vertrieben werden. Da ein großer Teil der vorhandenen Kapazität in den nächsten 10 bis 15 Jahren in den stillgelegt werden sollen, steht Großbritannien vor den Herausforderungen, den anfallenden Energiebedarf zu decken und gleichzeitig die Anstrengungen zur Reduzierung der CO2-Emissionen auszugleichen. Dazu sind umfangreiche Investitionen in alle Bereiche des Stromnetzes erforderlich, einschließlich Energiespeicher.

In ihrer Veröffentlichung zu Smart Power stellte die Nationale Infrastrukturkommission fest, daß das Vereinigte Königreich zwar vor Herausforderungen steht, um die alternde Infrastruktur abzudecken, dies jedoch eine Chance für den Aufbau einer effizienten und flexiblen Energieinfrastruktur darstellt. Die Kommission erklärte, daß Energiespeicherung eine der drei Schlüsselinnovationen für eine „intelligente Energiewende“ sei.

Viele andere offizielle Regierungsstellen haben ähnliche Gedanken bezüglich der Energiespeicherung geäußert. In seinem Bericht über die kohlenstoffarme Netzinfrastruktur erklärte der Ausschuß für Energie und Klimawandel, daß „Speichertechnologien so bald wie möglich in großem Maßstab eingesetzt werden sollten“, und forderte die Regierung auf, die veralteten und unfairen Vorschriften zu beseitigen, die die Entwicklung der Energiespeicher in der EU mit Handschellen belasten Großbritannien (Garton und Grimwood).

Im April 2016 erkannte die britische Regierung Bedenken hinsichtlich der regulatorischen Hürden für Energiespeicherprojekte an (vor allem die doppelte Erhebung von Netzentgelten) und erklärte, daß sie mit der Nationalen Infrastrukturkommission und dem Ministerium für Energie und Klimawandel zusammenarbeiten würden, um das Problem zu untersuchen. Während es in Großbritannien regulatorische Hürden für die Speicherung von Energie geben kann, hat die britische Regierung ihr Engagement durch Finanzierung unter Beweis gestellt. Seit 2012 hat die britische Regierung mehr als 80 Millionen Pfund für die Energiespeicherforschung bereitgestellt. Darüber hinaus hat das Ministerium für Energie und Klimawandel einen neuen Fonds in Höhe von 20 Millionen Pfund entwickelt, um Innovationen bei Energiespeichertechnologien voranzutreiben.

Insgesamt sind die Aussichten für die Energiespeicherung in Großbritannien positiv. Es besteht ein erheblicher Druck, nicht nur von der Industrie, sondern auch von vielen staatlichen Stellen mit der Entwicklung von Energiespeichern in großem Maßstab zu beginnen. Auch die Investoren sind bereit. Laut Aussage der Nationalen Infrastrukturkommission: „Unternehmen stehen bereits an, um zu investieren“.

Einfach ausgedrückt: Die regulatorischen Hürden bremsen das Wachstum auf dem britischen Energiespeichermarkt. Angesichts der großen Fortschritte der Regierung bei der Entwicklung erneuerbarer Energien und ihres Bekenntnisses, Großbritannien zu einem führenden Anbieter von Energiespeichertechnologie zu machen, werden diese regulatorischen Hürden wahrscheinlich gelockert, und der britische Energiespeichermarkt dürfte in naher Zukunft ein beträchtliches Wachstum verzeichnen.

Zu diesem Zeitpunkt wurden bestimmte Technologietypen und Dienstnutzungen noch nicht detailliert angenommen. Angesichts der geografischen Isolation des Nettostromimporteurs Großbritannien würde die Logik jedoch darauf hindeuten, daß die Kapazitäten für erneuerbare Energien langfristig ausgebaut werden, um den inländischen Verbrauch erneuerbarer Energien zu maximieren. Die rapide sinkenden Kosten für elektrochemische Technologien und die Tatsache, daß ein Großteil der vorhandenen Gaskapazitäten bis 2030 das Ende ihrer Lebensdauer erreichen wird, legen nahe, daß der britische Energiespeichermarkt für P2G-Technologien nicht ideal wäre.

In unserem nächsten Beitrag können Sie mehr über den Energiespeicherung in Italien erfahren.

(Jon Martin, 2019)

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Deutschlands Markt für Energiespeicher

Deutschlands Stromportfolio

In unseren letzten Beiträgen haben wir elektrische Energiespeicher (EES) und den EU-Markt für EES vorgestellt. Im Folgenden konzentrieren wir uns auf einige wichtige EU-Mitglieder und beginnen mit Deutschland. Das Elektrizitätsportfolio des Landes spiegelt seinen Status als eines der fortschrittlichsten Länder der Welt in Bezug auf Klimaschutz wider. Bis November 2016 hat Deutschland ~35% seines Strombedarfs 2016 aus erneuerbaren Quellen gedeckt, wie in der folgenden Abbildung zu erkennen ist.

Stromerzeugung nach Quelle in Deutschland 2016 (Quelle: Fraunhofer ISE)

Das Wachstum der erneuerbaren Energien wurde durch die Energiewende in Deutschland weltweit vorangetrieben. Die Energiewende ist ein langfristiger Plan zur Decarbonisierung des Energiesektors. Die Richtlinie wurde Ende 2010 mit ehrgeizigen Zielen für die Reduzierung von Treibhausgasen und für die Bereitstellung von erneuerbaren Energien bis 2050 verabschiedet (80-95% weniger Treibhausgase als 1990 und 80% erneuerbarer Strom).

Ein wesentlicher Bestandteil der Energiewende-Politik 2010 war das Vertrauen in die 17 deutschen Kernkraftwerke als Bedarfsreserve, um den Übergang von fossilen Brennstoffen zu erneuerbaren Energien zu erleichtern. Angesichts der Katastrophe von Fukushima, nur sechs Monate nach dem Inkrafttreten der Energiewende, hat die Bundesregierung die Politik dahingehend geändert, daß bis 2022 ein aggressiver Atomausstieg unter Beibehaltung der Zielvorgaben für 2050 vorgesehen ist. Dies hat die Bedeutung von sauberem, zuverlässigem Strom aus alternativen Quellen wie Wind und Sonne nur noch verstärkt.

Bestehende Energiespeicher in Deutschland

Bis Ende 2016 sind in Deutschland 1.050 MW Energiespeicherkapazität (ohne PHS) installiert. Der Großteil dieser Kapazität besteht aus elektromechanischen Technologien wie Schwungrädern und Druckluftspeichern (siehe Abbildung unten).

Deutschlands Energiespeicher nach Kapazität (Quelle: Sandia National Laboratories)

Diese Zahlen sind jedoch aufgrund der Tatsache, daß es sich bei der elektromechanischen Kategorie im Wesentlichen um zwei Druckluftspeichernanlagen mit großer Kapazität handelt, etwas verzerrt. In der Realität sind elektrochemische Projekte (hauptsächlich Batterien) weit verbreitet und machen den größten Teil des Wachstums auf dem deutschen Speichermarkt aus. Derzeit befinden sich in Deutschland elf elektrochemische Energiespeicherprojekte in der Entwicklung und keine elektromechanischen Projekte in der Entwicklung (siehe Abbildung unten).

Anzahl der EES-Projekte nach Typ (Quelle: Sandia National Laboratories)

Dienstleistungen Nutzung von Energiespeichern in Deutschland

Wie bereits erwähnt, gibt es Verwendungen für EES-Technologien. Derzeit werden mit der in Deutschland vorhandenen EES-Flotte Netzbetriebs- und Stabilitätsanwendungen (Schwarzstart, Stromversorgungskapazität) sowie Vor-Ort-Strom für kritische Übertragungsinfrastruktur bedient. Eine Aufschlüsselung der Dienstnutzungen auf dem deutschen Markt ist nachstehend aufgeführt.

Service-Nutzung von Verwendung von Energiespeichern in Deutschland (Quelle: Sandia National Laboratories)

Am bemerkenswertesten ist die Tatsache, daß der Ausbau der Kapazitäten für erneuerbare Energien nur 0,3% der derzeit in Deutschland tätigen EES (ohne Pumpspeicher) ausmacht. Um dies zu verstehen, muß angemerkt werden, daß Deutschland ein Nettoexporteur von Elektrizität ist (nächste Abbildung unten). Mit einem der zuverlässigsten Stromnetze der Welt und einer idealen geografischen Lage ist Deutschland hervorragend an eine Vielzahl benachbarter Strommärkte angebunden. So ist es einfach, überschüssigen Strom zu exportieren.

Dieser „Exportausgleich“ ist ein Hauptgrund dafür, dass der EES-Markt in Deutschland kein vergleichbares Wachstum wie bei erneuerbaren Energien verzeichnet hat. Für Deutschland ist es einfach, Strom zu exportieren, um die Systemlast in Zeiten höchster erneuerbarer Produktion auszugleichen. Es gibt jedoch negative Aspekte dieses Energieexports, wie eine starke Überlastung der Übertragungsinfrastruktur in den Nachbarländern.

Netto-Stromexporte bei durchschnittlicher Marktpreisentwicklung für Deutschland im Jahr 2015 (Quelle: Fraunhofer ISE)

Ausblick für den Energiespeichermarkt in Deutschland

Die Logik scheint darauf hinzudeuten, daß Deutschland mit aggressiven Zielen für erneuerbare Energien, seinem geplanten Atomausstieg und einer stärkeren Betonung der Energieunabhängigkeit mehr EES-Kapazität entwickeln muß. Viele Experten sind jedoch der Ansicht, daß der hinkende kurz- und mittelfristige Ausbau der EES Kapazitäten die Energiewende nicht behindern wird. Einige behaupten sogar, daß EES in den nächsten 10 bis 20 Jahren keine Notwendigkeit sein wird. Selbst wenn Deutschland beispielsweise seine Wind- und Solarziele für 2020 erreicht (46 GW bzw. 52 GW), würden diese in der Regel 55 GW nicht überschreiten, und fast der gesamte Strom würde im Inland in Echtzeit verbraucht. Daher wäre nennenswerte Unterstützung durch EES nicht erforderlich.

Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung teilt diese Einschätzung und argumentiert, daß die bei erheblichen erneuerbaren Energiekapazitäten erforderliche Netzflexibilität durch kostengünstigere Optionen wie flexible Grundlastkraftwerke und ein besseres Management der Nachfrageseite gewährleistet werden könnte. Darüber hinaus bieten Innovationen bei Power-to-Heat-Technologien, bei denen überschüssiger Wind- und Solarstrom zur Versorgung von Fernwärmesystemen verwendet wird, neue Chancen und schaffen einen neuen Markt für Energiedienstleistungsunternehmen.

Power-to-Gas

Das Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur hat festgestellt, daß P2G ideal geeignet ist, um überschüssige erneuerbare Energie in ein vielfältiges Produkt umzuwandeln, das über einen langen Zeitraum gespeichert werden kann. Deutschland war in den letzten Jahren der zentrale Ort für die Entwicklung der P2G-Technologie. Derzeit sind in Deutschland sieben P2G-Projekte in Betrieb oder im Bau.

Während der laufenden Arbeiten ist eine wirtschaftlich realisierbare Produktion von P2G derzeit nicht möglich, da der Stromüberschuss begrenzt ist und die garantierte Kapazität niedrig ist. Dieser begrenzte Stromüberschuss ist ein Beispiel für die Wirkung der oben diskutierten Stromexporte. Während es kurzfristig möglicherweise keinen bedeutenden kommerziellen Markt gibt, könnte die Einführung von P2G für den Verkehr als zusätzlicher Motor für die weitere Entwicklung erneuerbarer Energien in Deutschland fungieren.

(Jon Martin, 2019)

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Billiger Biokraftstoff mit hoher Oktanzahl entwickelt

Forscher des National Renewable Energy Laboratory (NREL) haben eine billige Methode zur Herstellung von Benzin mit hoher Oktanzahl aus Methanol entwickelt und diese im Fachblatt Nature Catalysis veröffentlicht. Methanol kann über verschiedene Wege aus CO2 gewonnen werden, wie wir bereits im letzten Jahr berichteten. Biomasse, wie z.B. Holz, ist dabei eine mögliche Methode.

Die Herstellung von Biokraftstoffen aus Holz ist allerdings zu teuer, um mit fossilen Brennstoffen zu konkurrieren. Um eine Lösung für dieses Problem zu finden, kombinierten die NREL-Forscher ihre Grundlagenforschung mit einer wirtschaftlichen Analyse. Dabei zielten die Forscher zunächst auf den teuersten Teil des Prozesses. Danach fanden die Forscher Methoden, um diese Kosten mit Methanol als Zwischenprodukt zu senken.

Bisher lagen die Kosten für die Umwandlung von Methanol in Benzin oder Diesel bei ungef 0.24 € pro Liter. Die Forscher haben nun einen Preis von ca. 0.16 € pro Liter erreicht.

Bei der katalytischen Umwandlung von Methanol in Benzin handelt es sich um ein wichtiges Forschungsgebiet im Bereich der CO2-Rückgewinnung. Die traditionelle Methode beruht auf mehrstufigen Prozessen und hohen Temperaturen. Sie ist teuer, produziert minderwertigen Kraftstoff in geringen Mengen. Damit ist sie im Vergleich zu Kraftstoffen auf Erdölbasis nicht konkurrenzfähig.

Das entwickelte Verfahren stieß zunächst auf das Problem eines Wasserstoffmangels. Wasserstoff ist das energetische Schlüsselelement in Kohlenwasserstoffen. Die Forscher stellten die Hypothese auf, daß die Verwendung des Übergangsmetalls Kupfer dieses Problem lösen würde, was es auch tat. Die Forscher schätzen, daß der mit Kupfer infundierte Katalysator zu 38% mehr Ausbeute weniger Kosten führte.

Durch Erleichterung der Wiedereingliederung von C4-Nebenprodukten während der Homologation von Dimethylether ermöglichte der Kupfer-Zeolith-Katalysator die 38%ige Steigerung der Ausbeute des Produkts und eine 35%ige Reduzierung der Umwandlungskosten im Vergleich zu herkömmlichen Zeolith-Katalysatoren. Alternativ dazu wurden C4-Nebenprodukte an ein synthetisches Kerosin weitergeleitet, das fünf Spezifikationen für einen typischen Düsentreibstoff erfüllte. Die Treibstoffsynthesekosten nahmen dabei im Vergleich geringfügig zu. Selbst wenn die Kosteneinsparungen minimal wären, hätte das resultierende Produkt einen höheren Wert.

Abgesehen von den Kosten bietet der neue Prozess den Anwendern weitere Wettbewerbsvorteile. Zum Beispiel können Unternehmen mit Ethanolherstellern um Gutschriften für erneuerbare Brennstoffe konkurrieren (wenn der verwendete Kohlenstoff aus Biogas oder Hausabfällen stammt). Der Prozess ist auch mit vorhandenen Methanolanlagen kompatibel, die Erdgas oder festen Abfall zur Erzeugung von Synthesegas verwenden.

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Flüssigbrennstoff aus bio-elektrischen Reaktoren

Bei Frontis Energy haben wir viel darüber nachgedacht, wie man CO2 wiederverwerten kann. Während hochwertige Produkte wie Polymere für medizinische Anwendungen rentabler sind, ist die Nachfrage nach solchen Produkten zu gering, um CO2 in großen Mengen wiederzuverwertten. Das ist aber nötig, um die CO2-Konsentration unserer Atmosphäre auf ein vorindustrielles Niveau zu bringen. Biokraftstoffe, zum Beispiel aus Biomasse, wurden seit langem als Lösung vorgeschlagen. Leider benötigt Biomasse sie zu viel Ackerland. Zudem ist die zugrundeliegende Biochemie zu komplex, um sie in Ihrer Gesamtheit zu verstehen und so effektive Lösungen zu implementieren. Daher schlagen wir einen anderen Weg vor, um das Ziel der Dekarbonisierung unseres Planeten schnell zu erreichen. Das vorgeschlagene Verfahren beginnt mit einem gewünschten Zielkraftstoff und schlägt eine mikrobielle Vergesellschaftung vor, um diesen Kraftstoff herzustellen. In einem zweiten Schritt wird das mikrobielle Konsortium in einem bioelektrischen Reaktor (BER) untersucht.

Mögliche Biosynthesewege zur elektrosynthetischen Kraftstoffgewinnung. CO2 kann für die Herstellung von Flüssigbrennstoff auf mehreren Wegen verwendet werden. Das Endprodukt, langkettige Alkohole, kann entweder direkt als Brennstoff verwendet oder zu Kohlenwasserstoffen reduziert werden. Es werden Beispiele für Bioelektrokraftstoff-Pfade gezeigt, bei denen CO2 und Strom als Ausgangsmaterial verwendet werde. Methan, Acetat oder Butanol sind die Endprodukte. Nachfolgende Verfahren sind 1, aerobe Methanoxidation, 2, direkte Verwendung von Methan, 3 heterotrophe Phototrophen, 4, Aceton-Butanol-Gärung, 5, Biomassegewinnung, 6, Butanol als direktes Endprodukt, 7, weitere Vergärung durch Hefen zu Fuselalkoholen

Unser heutiges atmosphärische CO2-Ungleichgewicht ist die direkte Folge der Verbrennung fossiler Kohlenstoffe. Diese Realität erfordert schnelle und pragmatische Lösungen, um einen weitere CO2-Anstieg zu verhindern. Die direkte Abscheidung von CO2 aus der Luft ist schon bald rentabel. Dadurch wird die Nutzung von Ackerland für den Anbau von Treibstoff verhindert. Die Herstellung von Kraftstoff für Verbrennungsmotoren mit CO2 also Ausgangsmaterial ist kurzfristig die beste Zwischenlösung, da sich dieser Kraftstoff nahtlos in die vorhandene städtische Infrastruktur integriert. Biokraftstoffe wurden in den letzten Jahren intensiv erforscht, insbesondere auf dem neuen Gebiet der synthetischen Biologie. So verführerisch die Anwendung gentechnisch veränderter Organismen (GVO) zu sein scheint, so sind doch traditionell gezüchtete mikrobielle Stämme bereits vorhanden und somit sofort verfügbar. Unter Vermeidung von GVO, wird CO2 bereits heute in BER zur Herstellung von C1-Kraftstoffen wie Methan verwendet. BER können auch zur Herstellung von Kraftstoffvorläufern wie Ameisensäure oder Synthesegas, sowie C1+ -Verbindungen wie Acetat, 2-Oxybutyrat, Butyrat, Ethanol und Butanol eingesetzt werden. Gleichzeitig lassen sich BER gut in die städtische Infrastruktur integrieren, ohne daß kostbares Ackerland benötigt wird. Mit Ausnahme von Methan ist jedoch keiner der vorgenannten bioelektrischen Kraftstoffen (BEKS) in reiner Form leicht brennbar. Während Elektromethan eine im Handel erhältliche Alternative zu fossilem Erdgas ist, ist seine volumetrische Energiedichte von 40-80 MJ/m3 niedriger als die von Benzin mit 35-45 GJ/m3. Abgesehen davon, wird Methan als Kraftstoff von den meisten Automobilnutzern nicht gekauft. Um flüssigen Brennstoff herzustellen, müssen Kohlenstoffketten mit Alkoholen oder besser Kohlenwasserstoffen als Endprodukten verlängert werden. Zu diesem Zweck ist Synthesegas (CO + H2) eine theoretische Option und kann durch die Fischer-Tropsch-Synthese gewonnen werden. Tatsächlich sind Synthesegasvorläufer aber entweder fossile Brennstoffe (z. B. Kohle, Erdgas, Methanol) oder Biomasse. Während fossile Kraftstoffe offensichtlich nicht CO2-neutral sind, benötigt man zur Herstellung von Biomasse Ackerland. Die direkte Umwandlung von CO2 und elektrolytischen Wasserstoff in C1+ -Kraftstoffe wird wiederum durch elektroaktive Mikroben im Dunkeln katalysiert (siehe Titelbild). Dadurch wird die Konkurrenz zwischen Nahrungsmittelanbau und Kraftstoffpflanzen vermieden. Leider wurde nur bislang wenig anwendbares zu elektroaktiver Mikroben erforscht. Im Gegensatz dazu gibt es eine Vielzahl von Stoffwechselstudien über traditionelle mikrobielle Kraftstoffproduzenten. Diese Studien schlagen häufig die Verwendung von GVO oder komplexen organischen Substraten als Vorläufer vor. Bei Frontis Energy gehen wir einen anderen weg. Wir ermitteln systematisch Stoffwechselwege für die Produktion von flüssigem BEKS. Der schnellste Ansatz sollte mit einem Screening von metabolischen Datenbanken mit etablierten Methoden der metabolischen Modellierung beginnen, gefolgt von Hochdurchatztestsin BER. Da Wasserstoff das Zwischenprodukt in der Bioelektrosynthese ist, besteht die effizienteste Strategie darin, CO2 und H2 als direkte Vorläufer mit möglichst wenigen Zwischenschritten zu benutzen. Skalierbarkeit und Energieeffizienz, also wirtschaftliche Machbarkeit, sind dabei entscheident.

Zunächst produziert ein elektrotropher Acetogen Acetat, das von heterotrophen Algen im darauffolgenden Schritt verwendet wird.

Das größte Problem bei der die BEKS-Produktion ist das mangelnde Wissen über Wege, die CO2 und elektrolytisches H2 verwenden. Diese Lücke besteht trotz umfangreicher Stoffwechseldatenbanken wie KEGG und KBase, wodurch die Auswahl geeigneter BEKS-Stämme einem Stochern im Nebel gleichkommt. Trotz der hohen Komplexität wurden Stoffwechselmodelle verwendet, um Wege zur Kraftstoffproduktion in Hefen und verschiedenen Prokaryoten aufzuzeigen. Trotz ihrer Unzulänglichkeiten wurden Stoffwechelatenbanken breits eingesetzt, um Artwechselwirkungen zu modellieren, z.B. mit ModelSEED / KBase (http://modelseed.org/) in einer heterotrophen Algenvergesellschaftung, mit RAVEN / KEGG oder mit COBRA. Ein erster systematischer Versuch für acetogene BEKS-Kulturen, bewies die die Verwendbarkeit von KBase für BER. Diese Forschung war eine Genomstudie der vorhandenen BEKS-Konsortien. Dieselbe Software kann auch in umgekehrt eingesetzt werden, beginnend mit dem gewünschten Brennstoff. Im Ergebnis werden dann die erforderlichen Organismen benannt. Wir beschrieben nun einige BEKS-Kulturen.

Mögliche Kombinationen für die BEKS-Produktion mit Clostridien, 3, oder heterotrophe Algen, 7. Die Weiterverarbeitung erfolt durch Hefen.

Hefen gehören zu den Mikroorganismen mit dem größten Potenzial für die Produktion von flüssigem Biokraftstoff. Bäckerhefe (Saccharomyces cerevisiae) ist das prominenteste Beispiel. Hefen sind zwar für die Ethanolfermentation bekannt, produzieren aber auch Fuselöle wie Butan, Phenyl- und Amylderivate, Aldehyde und Alkohole. Im Gegensatz zu Ethanol, das durch Zuckerfermentation gebildet wird, wird Fuselöl im Aminosäurestoffwechsel synthetisiert, gefolgt von Aldehydreduktion. Es wurden viele Enzyme identifiziert, die an der Reduktion von Aldehyden beteiligt sind, wobei Alkoholdehydrogenasen am häufigsten beobachtet werden. Die entsprechenden Reduktionsreaktionen erfordern reduziertes NADH⁠, es ist jedoch nicht bekannt, ob an Kathoden gebildetes H2 daran beteiligt sein kann.
Clostridien, beispielsweise Clostridium acetobutylicum und C. carboxidivorans, können Alkohole wie Butanol, Isopropanol, Hexanol und Ketone wie Aceton aus komplexen Substraten (Stärke, Molke, Cellulose usw.) oder aus Synthesegas herstellen. Der Clostridienstoffwechsel wurde vor einiger Zeit aufgeklärt und unterscheidet sich von Hefe. Er erfordert nicht zwangsläufig komplexe Substrate für die NAD+-Reduktion, denn es wurde gezeigt, daß Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Kathoden Elektronen für die Alkoholproduktion abgeben können. CO2 und Wasserstoff wurden in einem GMO-Clostridium verwendet, um hohe Titer von Isobutanol herzustellen. Typische Vertreter für die Acetatproduktion aus CO2 und H2 sind C. ljungdahlii, C. aceticum und Butyribacterium methylotrophicum. Sporomusa sphaeroides produziert Acetat in BES. Clostridien dominierten auch in Mischkulturen in BER, die CO2 in Butyrat umwandelten. Sie sind daher vorrangige Ziele für eine kostengünstige Produktion von Biokraftstoffen. In Clostridien werden Alkohole über Acetyl-CoA synthetisiert. Diese Reaktion ist reversibel, wodurch Acetat als Substrat für die Biokraftstoffproduktion mit extrazellulärer Energieversorgung dienen kann. In diesem Fall wird die ATP-Synthese durch Elektronenbifurkation aus der Ethanoloxidation oder durch Atmung und Wasserstoffoxidation betrieben. Ob die Elektronenbifurkation oder Atmung mit Alkoholen oder der Ketonsynthese verknüpft sind ist nicht bekannt.
Phototrophe wie Botryococcus produzieren auch C1+ Biokraftstoffe. Sie synthetisieren eine Reihe verschiedener Kohlenwasserstoffe, darunter hochwertige Alkane und Alkene sowie Terpene. Hohe Titer wurden jedoch nur mithilfe von GVOs produziert, was in vielen Ländern aus rechtlichen Gründen ökonomisch schwer möglich ist. Darüber hinaus erfordert die Dehydratisierung / Deformylierung vom Aldehyd zum Alkan oder Alken molekularen Sauerstoff, was deren Produktion in BER unmoeglich macht, da Saurstoff bevorzugt die Kathode oxidiert. Der Olefinweg von Synechococcus hängt auch von molekularem Sauerstoff ab, wobei das Cytochrom P450 an der Fettsäuredecarboxylierung beteiligt ist. Die Anwesenheit von molekularem Sauerstoff beeinflußt die BES-Leistung auch durch den sofortigen Produktabbau. Im Gegensatz dazu zeigen unsere eigenen Vorversuche (siehe Titelfoto) und ein Korrosionsexperiment, daß Algen mit einer Kathode als Elektronendonor im Dunkeln leben können, selbst wenn geringe Mengen Sauerstoff vorhanden waren. Die an der Herstellung einiger Algenkraftstoffe beteiligten Enzyme sind zwar bekannt (wie die Deformylierung von Olefinen und Aldehyden), es ist jedoch nicht bekannt, ob diese Wege durch Wasserstoffnutzung beschritten werden können (möglicherweise über Ferredoxine). Ein solcher Zusammenhang wäre ein vielversprechender Hinweis für Kohlenwasserstoff-erzeugenden Cyanobakterien, die an Kathoden wachsen können. Unsere zukünftige Forschungen wird zeigen, ob wir hier richtig liegen.
Bei Frontis Energy glauben wir, daß eine Reihe anderer Mikroorganismen Potenzial zur BEKS-Produktion haben. Um nicht GVO zurückgreifen zu müssen, müssen BER-kompatible Mischkulturen über rechnergestützte Stoffwechselmodelle aus vorhandenen Datenbanken identifiziert werden. Mögliche Intermediate sind z.Z. unbekannt. Der Kenntnis ist aber Voraussetzung für profitable BEKS-Reaktoren.

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Ammoniak als Energiespeicher #2

Kürzlich berichteten wir an dieser Stelle über Pläne australischer Unternehmer und ihrer Regierung, Ammoniak (NH3) als Energiespeicher für überschüssige Windenergie zu benutzen. Wir schlugen vor, Ammoniak und CO2 aus Abwasser in Methangas (CH4) umzuwandeln, da dieses stabiler und leichter zu transportieren ist. Das Verfahren folgt der chemischen Gleichung:

8 NH3 + 3 CO2 → 4 N2 + 3 CH4 + 6 H2O

Jetzt haben wir dazu einen wissenschaftlichen Artikel im Onlinemagazin Frontiers in Energy Research veröffentlicht. Darin zeigen wir zunächst, daß der Prozess thermodynamisch möglich ist, und zwar indem methanogene Mikroben den durch Elektrolyse gebildeten Wasserstoff (H2) aus dem Reaktiongleichgewicht entfernen. Dadurch nähern sich die Redoxpotentiale der oxidativen (N2/NH3) und der reduktiven Halbreaktionen (CO2/CH4) so weit an, daß der Prozess spontan ablaufen kann. Er benötigt nur noch einen Katalysator, der in Form von Mikroben aus dem Abwasser gewonnen wird.

Pourbaix-Diagramm der Ammoniumoxidation, Wasserstoffbildung und CO2-Reduktion. Ab pH 7 wird die an Methanogenese gekoppelte Ammoniumoxidation thermodynamisch möglich.

Dazu haben wir zunächst nach entsprechenden Mikroben gesucht. Für unsere Experimente in mikrobiellen Elektrolysezellen haben wir Mikroorganismen aus Sedimenten des Atlantischen Ozeans vor Namibia als Impfmaterial benutzt. Meeressedimente sind besonders geeignet, da diese vergleichsweise reich an Ammoniak, frei von Sauerstoff (O2) und relativ arm an organischem Kohlenstoff sind. Der Ausschluß von Sauerstoff is wichtig, da dieser normalerweise als Oxidationsmittel zur Entfernung von Ammoniak dient:

2 NH3+ + 3 O2 → 2 NO2 + 2 H+ + 2 H2O

Der Prozess ist auch als Nitrifikation bekannt und hätte eine Art elektrochemischen Kurzschluß bewirkt, da dabei die Elektronen vom Ammoniak direkt auf den Sauerstoff übertragen werden. Dadurch wäre die Anode (die positive Elektronen-akzeptierende Elektrode) umgangen worden und die Energie des Ammoniaks wäre dann im Wasser gespeichert. Die anodische Wasseroxidation verbraucht aber viel mehr Energie, als die Oxidation von Ammoniak. Zudem sind Edelmetalle zur Wasseroxidation notwendig. Ohne Sauerstoff an der Anode zu produzieren, konnten wir zeigen, daß die Oxidation von Ammonium (die gelöste Form des Ammoniaks) an die Produktion von Wasserstoff gekoppelt ist.

Oxidation von Ammonium zu Stickstoffgas ist gekoppelt an Wasserstoffproduktion in mikrobiellen Elektrolysereaktoren. Die angelegten Potentiale sind +550 mV bis +150 mV

Dabei war es wichtig, daß das elektrochemische Potential an der Anode negativer, als die +820 mV der Wasseroxidation waren. Zu diesem Zweck haben wir einen Potentiostat benutzt, der das elektrochemische Potential konstant zwischen +550 mV und +150 mV hielt. Bei all diesen Potentialen wurde an der Anode N2 und an der Kathode H2 produziert. Da die einzige Elektronenquelle in der Anodenkammer Ammonium war, konnten die Elektronen zur Wasserstoffproduktion also nur von der Ammoniumoxidation stammen. Zudem war Ammonium auch die einzige Stickstoffquelle für die Produktion von N2. Demzufolge ware die Prozesse also gekoppelt.

Im darauffolgenden Schritt wollten wir zeigen, daß dieser Prozess auch eine nützliche Anwendung hat. Stickstoffverbindungen kommen oft in Abwässern vor. Sie bestehen vorwiegend aus Ammonium. Es finden sich aber auch Medikamente und deren Abbauprodukte darunter. Gleichzeitig werden 1-2% der weltweit produzierten Energie im Haber-Bosch-Prozess verbraucht. Im Haber-Bosch-Prozess wird N2 der Luft entnommen, um Stickstoffdünger herzustellen. Weitere 3% unserer produzierten Energie werden dann verwendet, den so gewonnen Stickstoff wieder aus dem Abwasser zu entfernen. Diese sinnlose Energieverschwendung erzeugt 5% unserer Treibhausgase. Dabei könnte Abwasser sogar eine Energiequelle sein⁠. Tatsächlich wird ein kleiner Teil seiner Energie schon seit mehr als einem Jahrhundert als Biogas zurückgewonnen. Während der Biogasgewinnung wird organisches Material aus Klärschlamm durch mikrobiellen Gemeinschaften zersetzt und in Methan umgewandelt:

H3C−COO + H+ + H2O → CH4 + HCO3 + H+; ∆G°’ = −31 kJ/mol (CH4)

Die Reaktion erzeugt CO2 und Methan im Verhältnis von 1:1. Das CO2 im Biogas macht es nahazu wertlos. Folglich wird Biogas häufig abgeflammt. Die Entfernung von CO2 würde das Produkt enorm aufwerten und kann durch Auswaschen erreicht werden. Auch stärker reduzierte Kohlenstoffquellen können das Verhältnis vom CO2 zum CH4 verschieben. Dennoch bliebe CO2 im Biogas. Durch die Zugabe von Wasserstoff in Faultürme würde dieses Problem gelöst. Der Prozess wird als Biogasaufbereitung bezeichnet. Wasserstoff könnte durch Elektrolyse erzeugt werden:

2 H2O → 2 H2 + O2; ∆G°’ = +237 kJ/mol (H2)

Dafür wären aber, wie schon eingangs erläutert, teure Katalysatoren notwendig und der Energieverbrauch wäre höher. Der Grund ist, daß die Elektrolyse von Wasser in bei einer hohen Spannung von 1,23 V stattfindet. Eine Möglichkeit, dies zu umgehen, bestünde darin, das Wasser durch Ammonium zu ersetzen:

2 NH4+ → N2 + 2 H+ + 3 H2; ∆G°’ = +40 kJ/mol (H2)

Mit Ammonium erfolgt die Reaktion bei nur 136 mV wodurch man entsprechend viel Energie einsparen könnte. Mit geeigneten Katalysatoren könnte somit Ammonium als Reduktionsmittel für die Wasserstoffproduktion dienen. Mikroorganismen im Abwasser können solche Katalysatoren sein. Unter Auschluß von Sauerstoff werden Methanogene im Abwasser aktiv und verbrauchen den produzierten Wasserstoff:

4 H2 + HCO3 + H+ → CH4 + 3 H2O; ∆G°’ = –34 kJ/mol (H2)

Die methanogene Reaktion hält die Wasserstoffkonzentration so niedrig (üblicherweise unter 10 Pa), daß die Ammoniumoxidation spontan, also mit Energiegewinn abläuft:

8 NH4+ + 3 HCO3 → 4 N2 + 3 CH4 + 5 H+ + 9 H2O; ∆G°’ = −30 kJ/mol (CH4)

Genau dies ist die eingangs beschriebene Reaktion. Bioelektrische Methanogene wachsen an der Kathode und gehören zur Gattung Methanobacterium. Angehörige dieser Gattung sind besonders auf niedrige H2-Konzentrationen spezialisiert.

Der geringe Energiegewinn ist auf die geringe Potentialdifferenz von Eh = +33 mV der CO2-Reduktion gegenüber der Ammoniumoxidation zurückzuführen (siehe Pourbaix-Diagramm oben). Es reicht kaum aus, um die notwendige Energie von ∆G°’= +31 kJ/mol für die ADP-Phosphorylierung bereitzustellen. Darüber hinaus ist die Stickstoffbindungsenergie von Natur aus hoch, was starke Oxidationsmittel wie O2 (Nitrifikation) oder Nitrit (Anammox) erfordert.

Anstelle starker Oxidationsmittel kann eine Anode z.B. bei +500 mV die Aktivierungsenergie für die Ammoniumoxidation bereitgestellen. Allzu positive Redoxpotentiale treten jedoch in anaeroben Umgebungen natürlich nicht auf. Daher haben wir getestet ob die Ammoniumoxidation an die hydrogenotrophe Methanogenese gekoppelt werden kann, indem ein positives Elektrodenpotential ohne O2 angeboten wird. Tatsächlich konnten wir dies in unserem Artikel nachweisen und haben das Verfahren zum Patent angemeldet. Mit unserem Verfahren könnte man z.B. Ammonium profitabel aus Industrieabwässern entfernen. Er ist auch zur Energiespeicherung geeignet, wenn man z.B. Ammoniak mithilfe überschüssiger Windenergie synthetisiert.

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Skalierbarer Mehrkanalpotentiostat

Als treuer Leser wissen Sie bereits, daß wir an Power-to-Gas zur Bekämpfung der globalen Erwärmung arbeiten. Wir sind der Meinung, daß die Verwertung von CO2 einen Anreiz für dessen Recycling darstellt. Am besten funktioniert das, wenn aus CO2 ein Kraftstoff hergestellt wird, da Gas und Benzin das Fundament jeder Volkswirtschaft sind. Während der Preis für die Bindung von CO2 aus Luft immer noch zu hoch ist, um es in Verbrennungskraftstoff umzuwandeln, nähern wir uns dem Problem aus der anderen Richtung, nämlich der CO2-Verwertung. Durch wirtschaftliche CO2-Verwertung können wir die hohen Kosten der CO2-Bindung ein Stück weit ausgleichen. Wir haben jetzt einen wissenschaftlichen Artikel veröffentlicht, der zeigt, wie die Kosten für elektronische Geräte für die CO2-Umwandlung durch den Einsatz unserer Software reduziert werden können. Für Power-to-Gas sowie für die Elektrosynthese flüssiger Kraftstoffe ist es erforderlich, ein stabiles elektrochemisches Potenzial zu erzeugen. Das konnten bisher nur elektronische Potentiostaten. Wir haben eine Softwarelösung entwickelt, mit der preiswerte Standardgeräte gesteuert werden können, um dasselbe Ziel zu erreichen. Da die Software sowohl µA als auch MA steuert, ist sie frei skalierbar. Durch die Verwendung mehrerer Netzteile kann auch eine unbegrenzte Anzahl von Kanälen angeschlossen werden.

Frontcell©-Ensemble mit zwei Kanälen. Von links nach rechts: Digitales Multimeter (hinten), Relaisplatine (vorne), zwei H-Elektrolysezellen, Stromversorgung, Steuercomputer.

Wir testeten die Software in einem typischen Power-to-Gas Experiment bei −800 mV und stellten fest, daß das aufgezeichnete Potenzial über 10 Tage stabil war. Die kleinen elektrochemischen Zellen konnten auch durch einen größeren 7-Liter-Reaktor ersetzt werden, der häusliches Abwasser behandelte. Dieses Potenzial war ebenfalls stabil.

Das durch Frontcell© gesteuerte Potenzial von −800 mV war sowohl für 200 ml Elektrolysezellen (links) als auch für einen größeren 7 l-Reaktor (rechts) stabil.

Da die Instrumentensteuerung von billiger elektronischer Massenware macht auch die chemischen Prozess günstiger. Dadurch wird die mikrobielle Elektrolyse von Abwasser wirtschaftlich machbar. Die Entfernung von organischen Rückständen aus Abwässern erfolgt normalerweise bei positiven elektrochemischen Potentialen. Tatsächlich stabilisiert die Software solche Potenziale auch bei +300 mV.

Frontcell© stabilisierte 200 ml Elektrolysezellen zehn Tage lang bei +300 mV.

Die Software ist jetzt als Kommandozeilenversion verfügbar. Wir akzeptieren Vorbestellungen zu einem Preisnachlaß von 50% für die kommerzielle Version mit graphischer Benutzeroberfläche und Fernsteuerung über einen Internetbrowser.

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Ammoniak als Energiespeicher #1

Die alten, trockenen Landschaften Australiens sind nicht nur fruchtbarer Boden für riesige Wälder und Ackerflächen. Die Sonneneinstrahlung ist hier auch höher, als in jedem anderen Land. Starke Winde treffen auf die Süd- und Westküste. Alles in allem verfügt Australien über eine Kapaziatät an erneuerbare Energien von 25 Terawatt − eine der höchsten der Welt und etwa vier Mal so hoch wie die weltweit installierte Stromerzeugungskapazität. Die niedrige Bevölkerungsdichte erlaubt wenig Spielraum für Energiespeicherung und der Stromexport ist durch die isolierte Lage schwierig.

Bisher dachten wir, die billigste Variante, große Mengen Energie zu speichern, sei Power-to-Gas. Es gibt aber noch eine andere Möglichkeit, kohlenstoffreien Brennstoff herzustellen: Ammoniak. Stickstoffgas und Wasser reichen aus, um das Gas herzustellen. Durch die Umwandlung von erneuerbarer Elektrizität in das energiereiches Gas, das auch leicht gekühlt und zu einem flüssigen Brennstoff umgewandelt werden kann, wird ein leicht transportierbarer Träger für Wasserstoff gewonnen. Ammoniak oder Wasserstoff können dann in Brennstoffzellen genutzt werden.

Die Energiedichte von Ammoniak ist pro Volumen fast doppelt so hoch wie die von flüssigem Wasserstoff. Gleichzeitig kann Ammoniak einfacher und schneller transportiert oder gespeichert werden. Forscher auf der ganzen Welt verfolgen die gleiche Vision einer „Ammoniakwirtschaft“. In Australien, das seit langem Kohle und Erdgas exportiert, ist dies besonders wichtig. In diesem Jahr stellt Australiens Agentur für Erneuerbare Energie 20 Mio australische Dollar an Fördermitteln dafür bereit.

Letztes Jahr kündigte ein internationales Konsortium Pläne an, eine kombinierte Wind- und Solaranlage mit einem Volumen von 10 Milliarden US-Dollar zu bauen. Obwohl die meisten der 9 Terawatt des Projekts durch ein Unterwasserkabel fließen würden, könnte ein Teil dieser Energie zur Erzeugung von Ammoniak für den Langstreckentransport genutzt werden. Das Verfahren könnte den Haber-Bosch-Prozess ersetzen.

So eine Ammoniakfabrik ist eine Stadt aus Rohren und Tanks und wird meist dort gebaut, wo Erdgas verfügbar ist. In der westaustralischen Pilbara-Wüste, wo eisenhaltige Felsen und Ozean aufeinander treffen, befindet sich ebenfalls so eine Ammoniak-Stadt. Sie ist eine der größten und modernsten Ammoniakanlagen der Welt. Doch im Kern sind es immernoch die selben Stahlreaktoren, die nach dem jahrhundertealten Ammoniakrezept funktionieren.

Bis 1909 produzierten stickstoffixierende Bakterien den größten Teil des Ammoniaks auf der Erde. Im selben Jahr entdeckte der deutsche Wissenschaftler Fritz Haber eine Reaktion, die mithilfe von Eisenkatalysatoren (Magnetit) die starke chemische Bindung des Stickstoffs, (N2) aufspalten konnte und nachfolgend die Atome mit Wasserstoff zu Ammoniak verbindet. In den großen, schmalen Stahlreaktoren nimmt die Reaktion das 250-fache des atmosphärischen Drucks auf. Der Prozess wurde dann zuerst vom deutschen Chemiker Carl Bosch bei BASF industrialisiert. Der Prozess ist wurde im Laufe der Zeit immer effizienter. Etwa 60% der eingebrachten Energie werden in den Ammoniakbindungen gespeichert. Heute produziert und liefert eine einzelne Anlage bis zu 1 Mio Tonnen Ammoniak pro Jahr.

Das meiste wird als Dünger verwendet. Pflanzen brauchen Stickstoff, der beim Aufbau von Proteinen und DNA verwendet wird, und Ammoniak liefert es in einer biologisch verfügbaren Form. Es wird geschätzt, daß mindestens die Hälfte des Stickstoffs im menschlichen Körper heute synthetischer Ammoniak ist.

Haber-Bosch führte zur grünen Revolution, aber der Prozess ist alles andere als grün. Er benötigt Wasserstoffgas (H2), der von unter Druck stehendem, erhitztem Dampf aus Erdgas oder Kohle gewonnen wird. Kohlendioxid (CO2) bleibt zurück und macht etwa die Hälfte der Emissionen aus. Das zweite Ausgangsmaterial, N2, wird aus der Lusft gewonnen. Aber der Druck, der für die Verschmelzung von Wasserstoff und Stickstoff in den Reaktoren benötigt wird, ist energieintensiv, was wiederum mehr CO2 bedeutet. Die Emissionen summieren sich: Die weltweite Ammoniakproduktion verbraucht etwa 2% der Energie und produziert 1% unseres CO2-Ausstosses.

Unsere mikrobiellen Elektrolysereaktoren können den so gewonnen Ammoniak direkt in Methangas umwandeln − ohne den Umweg über Wasserstoff. Die Technologie befindet sich derzeit im Patentverfahren und ist besonders geeignet, um Ammoniak aus Abwasser zu entfernen. Mikroben, die im Abwasser leben, können den als Ammonium gelösten Ammoniak direkt oxidieren und die freiwerdenden Elektronen in einen Stromkreislauf einspeisen. Der Strom kann zwar direkt gewonnen werden, es ist aber ökonomischer, Methangas aus CO2 herzustellen. So wird ein Teil des CO2’s wieder in den Kohlenstoffkreislauf zurückgeführt und belastete Abwässer gereinigt:

NH3 + CO2 → N2 + CH4

 

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Kohlendioxid aus der Luft wird bald erschwinglich

Kohlendioxid (CO2) ist ein Abfallprodukt aus der Verbennung fossiler Energierohstoffe wie Öl, Gas und Kohle. Es ist nahezu wertlos weil es kaum Verwendung findet. Dennoch sind Technologien wie Power-to-Gas oder die Elektrosynthese von Methanol in der Lage, CO2 direkt als Rohstoff wieder in ein wertvolles, wenngleich billiges Produkt zu verwandeln. Damit steigt das kommerzielle Interesse an CO2 und letztendlich wird das Filtern aus der Luft wirtschaftlich interessant. Das heißt, das Filtern von CO2 aus der Luft ist mehr als eine teure Strategie zum Verhindern der globalen Erwärmung. Die Betonung liegt auf teuer. Denn jetzt wurde eine detaillierte wirtschaftliche Analyse im Fachmagazin Joule veröffentlicht, die nahe legt, daß diese Filtertechnologie bald eine rentable Realität werden könnte.

Die Studie wurde von Ingenieuren der kanadischen Firma Carbon Engineering in Calgary angefertigt. Seit 2015 betreibt die Firma eine Pilotanlage zur CO2−Extraktion in British Columbia. Diese Anlage − basierend auf einem Konzept namens Direct Air Capture (DAC) − bildete die Grundlage für die wirtschaftliche Analyse. Diese enthält die Kosten von kommerziellen Anbietern aller Hauptkomponenten. Abhängig von einer Vielzahl von Gestaltungsoptionenliegen die Kosten für das Extrahieren einer Tonne CO2 aus der Luft zwischen $94 und $232. Die letzte umfassende Analyse der Technologie, durchgeführt von der American Physical Society im Jahr 2011, schätzte, daß es $600 pro Tonne kosten würde.

Neben Carbon Engineering arbeitet auch Climeworks in Zürich an DAC. Dort hat die Firma eine kommerzielle Anlage eröffnet, die jedes Jahr 900 Tonnen CO2 aus der Atmosphäre für den Einsatz in Gewächshäusern auffangen kann. Climeworks hat auch eine zweite Anlage in Island eröffnet, die 50 Tonnen CO2 pro Jahr einfangen und in unterirdischen Basaltformationen vergraben kann. Laut Daniel Egger von Climeworks kostet das Einfangen einer Tonne CO2 in seinem Schweizer Werk etwa $600. Unternehmensvertreter erwarten, daß die Zahl in den nächsten fünf bis zehn Jahren unter $100 pro Tonne fallen wird.

Technisch wird CO2 in einer alkalische Lösung von Kaliumhydroxid gelöst, die mit CO2 reagiert, um Kaliumcarbonat zu bilden. Nach der Weiterverarbeitung wird dies zu einem festen Rückstand aus Calciumcarbonat, das bei Erhitzung das CO2 wieder freisetzt. Das CO2 könnte dann  unterirdisch entsorgt oder zur Herstellung von synthetischen, CO2-neutralen Treibstoffen verwenden werden. Carbon Engineering konnte die Kosten seiner Filteranganlage zu diesem Zweck auf $94 pro Tonne CO2 senken.

Sauberer Treibstoff aus atmospärischem CO2 und elektrolytischem Wasserstoff.

Geht man jedoch davon aus, daß CO2 im Gestein verpeßt würde, dann würde ein Preis von $100 pro Tonne etwa $0,0022 pro Liter zum Benzinpreis beitragen. Letztendlich hängt die Wirtschaftlichkeit der CO2-Extraktion von Faktoren ab, die sich je nach Standort unterscheiden, einschließlich des Preises für Energie und ob ein Unternehmen auf staatliche Subventionen zugreifen kann oder nicht. Aber die Kosten pro Tonne DAC-CO2 dürften in naher Zukunft immernoch über dem realen Marktpreis für CO2 liegen. Emissionszertifikate im Handelssystem der Europäischen Union werden beispielsweise für etwa 16 € pro Tonne CO2 gehandelt. Würde die CO2-Extraktionstechnologie in Märkten Fuß fassen, in denen das CO2 über Preis verkauft werden kann oder in ein Produkt wie Plastik bzw. Treibstoff umgewandelt wird, dann könnte DAC wirtschaftlich sein.

Bei Frontis Energy sind wir begeistert von dieser Aussicht, hilft uns DAC doch dabei, CO2 überall in Methangas umzuwandeln. Power-to-Gas ist dafür perfekt geeignet. Allerdings müßte da noch was Preis passieren. $100 pro Tonne sind zwar schon gut (verglichen mit $600), aber um ein Produkt wie Methan am Markt wirtschaftlich plazieren zu können, sind eher $10 pro Tonne notwending:

CO2-Wirtschaftlichkeit für Power-to-Gas mit elektrolytischem Wasserstoff. Cal, Kalifornien, EOR, enhanced oil recovery

Klar, wir haben immer was zu meckern, aber wir können es trotzdem kaum erwarten, zu sehen, wie der Preis für DAC weiter fällt und wünschen Carbon Engineering um Climeworks gutes Gelingen. Weiter so!

(Fotos: Carbon Engineering)

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Gut leben und das Klima retten

In Paris hat sich die Menschheit das Ziel gesetzt, die globale Erwärmung auf 1,5 °C zu begrenzen. Die meisten Menschen glauben, daß das durch erheblichen Einbußen bei unserer Lebensqualität erkauft werden muß. Das ist ein Grund, weshalb Klimaschutz von vielen Menschen geradeheraus abgelehnt wird. Bei Frontis Energy denken wir, daß wir das Klima schützen und gleichzeitig besser leben können. Aus gutem Grund, wie die neueste, in Nature Energy veröffentlichte, Studie einer Forschergruppe um Arnulf Grubler vom Internationalen Institut für angewandte Systemanalyse in Laxenburg, Österreich, jetzt gezeigt hat.

Die Gruppe untersuchte mithilfe von Computermodellen das Potenzial von technologischen Trends, den Energieverbrauch zu senken. Dabei gingen die Forscher unter andeem davon aus, daß die Nutzung von Car-Sharing-Diensten zunehmen wird und daß fossile Brennstoffe der Solarenergie und anderen Formen erneuerbarer Energie weichen werden. In einem solchen Szenario deutet ihr Modell darauf hin, daß der weltweite Energieverbrauch trotz Zunahme von Bevölkerung, Einkommen und Wirtschaftstätigkeit um etwa 40% sinken würde. Die Luftverschmutzung und die Nachfrage nach Biokraftstoffen würden ebenfalls sinken, was die Gesundheit und die Nahrungsmittelversorgung verbessern würde.

Im Gegensatz zu vielen früheren Einschätzungen legen die Ergebnisse der Gruppe nahe, daß Menschen den Temperaturanstieg auf 1,5 °C über dem vorindustriellen Niveau begrenzen können, ohne auf drastische Strategien zu setzen, um CO2 aus der Atmosphäre im späteren Verlauf dieses Jahrhunderts abzuziehen.

Nun kann man bezweifeln, daß der Umstieg auf Car-Sharing-Angebote tatsächlich keinen Einschnitt in der Lebensqualität bedeutet. Wir denken trotzdem, daß die individuelle Wahl der Fortbewegung gewahrt werden kann bei gleichzeitigem Klimaschutz. Die Rückgewinnung von CO2 zur Herstellung von Verbrennungkraftstoffen ist z.B. so eine Möglichkeit. Die Power-to-Gas-Technologie ist die fortschrittlichste Variante CO2-Recyclings und sollte in zukünftigen Studien sicherlich berücksichtigt werden. Ein Beispiel dafür ist die Bewertung der Power-to-Gas-Technologie durch eine schweizer Forschergruppe um Frédéric Meylan, die herausgefunden hat, daß die CO2-Bilanz mit herkömmlicher Technologie schon nach wenigen Zyklen ausgeglichen werden kann.

(Bild: Pieter Bruegel der Ältere, Das Schlaraffenland, Wikipedia)