Lebenszyklusanalysen von Fahrzeugen mit unterschiedlichen Antriebskonzepten sind Gegenstand vieler Studien. Bei den CO2-Emissionen ist die Energiequelle entscheidend. Zwei Hauptentwicklungen werden heute diskutiert: die Elektrifizierung des Antriebssystems (d.h. voll und teilweise elektrifizierte Fahrzeuge) und die Elektrifizierung von Kraftstoffen (d.h. Wasserstoff und synthetische Kraftstoffe).
Bei der Herstellung synthetischer Brennstoffe wird Wasser durch Elektrolyse mit erneuerbarem Strom in Sauerstoff und Wasserstoff zerlegt. Aufgrund des zeitweisen Überangebots von erneuerbaren Strom ist diese Energie besonders günstig. Der Wasserstoff kann dann in Wasserstoffahrzeugen mit Brennstoffzellenantrieb verwendet werden. Alternativ kann CO2 mit Wasserstoff in Kohlenwasserstoffe umgewandelt und dann in herkömmlichen Verbrennungsmotoren klimaneutral eingesetzt werden. Der Vorteil von Brennstoffzellenfahrzeugen ist deren hoher Wirkungsgrad und die niedrigen Kosten der Elektrolyse. Der Nachteil ist die fehlende Wasserstoffinfrastruktur. Eine Umrüstung von Kohlenwasserstoff auf Wasserstoff würde Billionen kosten. Die kostengüntigere Alternative wären synthetischer Kohlenwasserstoffe. Die Entwicklung steckt allerdings noch in den Kinderschuhen und die Herstellung synthetischer Kraftstoffe kann noch nicht im großen Maßstob durchgeführt werden.
Wasserstoff und synthetische Kraftstoffe sind eine notwendige Ergänzung zur Elektromobilität, insbesondere für den Fern- und Lastentransport. Die weit verbreitete Ansicht, daß der geringe Wirkungsgrad von Verbrennungsmotoren diese Kraftstoffe uninteressant macht, ignoriert die Möglichkeit, mit ihnen Energie zu speichern, zu transportieren, sowie für den Flug- und Schiffsverkehr Klimaneutralität zu ermöglichen. Wenn man die CO2-Emissionen von Elektromotoren und elektrifizierten Kraftstoffen vergleicht, wird deutlich, daß diese hauptsächlich von der CO2-Belastung des verwendeten Stroms abhängen.
Synthetische Kraftstoffquellen
Die Herstellung von synthetischem Kraftstoff erfordert erneuerbaren Strom, Wasser und CO2. Zwar sind die technischen Abläufe sind bekannt. Die ersten industriellen Großanlagen sind allerdings erst in der Planungsphase. Pilotprojekte, wie das der kanadischen Firma Carbon Engineering haben jedoch die technische machbarkeit der Skalierung gezeigt. Die Erzeugungskosten hängen hauptsächlich von der Größe der Anlage und dem Strompreis ab, der sich aus den örtlichen Bedingungen, der Gestaltung des Strommarkts und dem Anteil erneuerbaren Stroms ergibt.
Die dezentrale Herstellung dieser Kraftstoffe bringt neben der Klimaneutralität auch einen geopolitischen Zugewinn. Da CO2 und erneuerbare Energie − im Gegensatz zu Lithium − allgemein zugängliche Resourcen sind, werden die Nutzer dieser Technologie unabhängig von Energieimporten. Bei Frontis Energy denken wir, daß dies starke Argumente für synthetische Kraftstoffe sind.
Wälder sind für unsere Gesellschaft von entscheidender Bedeutung. In der EU machen Wälder etwa 38% der gesamten Landfläche aus. Sie sind wichtige Kohlenstoffsenken (sie eliminieren rund 10% der EU-Treibhausgase), und die Bemühungen sie zu erhalten, sind ein Kernbestandteil der EU-Klimaziele. Die steigende Nachfrage nach Forstprodukten stellt jedoch die nachhaltige Waldbewirtschaftung vor Herausforderungen.
Laut einem Bericht kürzlich im renomierten Wissenschaftsmagazin Natureerschienenem Artikel, hat die abgeholzten Waldfläche um 49% zugenommen und damit auch der Verlust an Biomass (69%). Dies ist auf großflächige Rodungen zurückzuführen, die die Kohlenstoffabsorptionskapazität des Kontinents verringert und den Klimawandel beschleunigt.
Die analysierte eine Reihe von sehr detaillierten Satellitendaten. Die Autoren des Berichts zeigen, daß die Abholzung hauptsaechlich auf der Iberian Halbinsel, dem Baltikum und Skandinavien stattfand. Die Abholzung von Waldflächen hat zwischen 2016 und 2018 demnach um 69% zugenommen. Satellitenbilder zeigen ferner, daß die durchschnittliche Flächengröße der Erntefläche in ganz Europa um 34 Prozent gestiegen ist, was potenzielle Auswirkungen auf die biologische Vielfalt, die Bodenerosion und die Wasserregulierung hat.
Das sich beschleunigende Entwaldung könnte die Strategie zur Bekämpfung des Klimawandels der Behörden vereiteln, die insbesondere darauf abzielt, die Wälder in den kommenden Jahren zu schützen, warnen die Experten in ihrer Studie. Aus diesem Grund stellt die zunehmende Nutzung von Wäldern eine Herausforderung dar, um das bestehende Gleichgewicht zwischen der Nachfrage nach Holz und der Notwendigkeit, diese Schlüsselökosysteme für die Umwelt zu erhalten, aufrechtzuerhalten. Typischerweise sind Industriezweige wie die Bioenergie oder die Papierindustrie die treibenden Kräfte hinter der Abholzung.
Die größte Beschleunigung der Abholzung wurde in Schweden und Finnland verzeichnet. In diesen beiden Ländern sind mehr als 50% des Anstiegs der Entwaldung in Europa zu verzeichnen. Als nächstes folgen Spanien, Polen, Frankreich, Lettland, Portugal und Estland, die zusammen sechs bis 30% des Anstiegs ausmachen, heißt es in der Studie.
Experten schlagen vor, bei Modellrechnungen die Abholzung und Kohlenstoffemissionen zu verknüpfen, bevor neue Klimaziele festgelegt werden. Der Anstieg der Waldernte ist das Ergebnis der jüngsten Ausweitung der Holzmärkte, wie ökonomischen Indikatoren für Forstwirtschaft, Holz-Bioenergie und internationalen Handel belegen. Wenn eine derart hohe Waldernte weiter anhält, könnte die EU-Vision einer waldbasierten Klimaschutzminderung nach 2020 beeinträchtigt werden, und die zusätzlichen Kohlenstoffverluste aus Wäldern würden zusätzliche Emissionsminderungen in anderen Sektoren erfordern, um Klimaneutralität zu erreichen.
Bei Frontis Energy halten wir die Konkurrenz zwischen Bioenergie und Kohlenstoffspeicherung für besonders schwierig, da beides Strategien zur Abmilderung der Erderwärmung sind.
Ein aufgegebenes oder unproduktives Ölfeld kann für die Methanproduktion aus CO2 mit erneuerbarer elektrischer Energie wiederverwendet werden. Man können erschöpfte Ölfelder z.B. in Reaktoren zur Umwandlung erneuerbarer Energien in Erdgas umwandeln, und zwar in geologischen Dimensionen. Um dies zu erreichen, muß ein Ölfeld elektrisch leitend und katalytisch aktiv gemacht werden. Dan kann man darin Erdgas aus erneuerbaren Energiequellen zu erzeugen. Der Einsatz von Erdgas ist jeder Batterie aufgrund der vorhandenen Infrastruktur, des Einsatzes in Verbrennungsmotoren, der hohen Energiedichte und der Widerverwertung von CO2 überlegen. Ölfelder sind wegen ihrer der enormen Speicherkapazitäten der Produktion übertage überlegen. Sie sind bereits gut erforscht und wurden einer Umweltrisikobewertung unterzogen. Letztlich ist die mikrobielle Power-to-Gas-Technologie bereits jetzt verfügbar.
Ausgewählte Eckdaten
Gesamter Prozess (Methan als Endprodukt)
50% elektrische Effizienz
Energiedichte Methan
180 kWh / kg
Speicherkapazität eines Ölfeld
3 GWh / Tag
Lade- / Entladezyklen
Unbegrenzt
Investitionsvolumen
51.000 USD / MW
Kosten pro kWh (>5,000 h Lebensdauer)
<0,01 USD / kWh
Elektrolyt
Meerwasser
Problem
Um das Problem der Speicherung erneuerbarer Energien anzugehen, wurden Batterien als mögliche Lösung vorgeschlagen. Lithium-Ionen-Akkus haben eine maximale Energiespeicherkapazität von etwa 0,3 kWh / kg. Zur Zeit werden Li-Akkus als der beste Kompromiss zwischen Kosten und Effizienz angesehen. Dennoch sind sie immer noch zu ineffizient, um Benzin mit einer Speicherkapazität von etwa 13 kWh / kg zu ersetzen. Dies macht batteriebetriebene Autos schwerer als herkömmliche Autos. Lithium-Luft-Batterien werden als mögliche Alternative angesehen, da sie theoretische Kapazitäten von 12 kWh / kg erreichen können. Aufgrund technischer Hürden werden sie aber noch nicht auf den Straßen eingestzt.
Im Gegensatz dazu hat Methan eine Energiedichte von 52 MJ / kg, was 180 kWh / kg entspricht. Damit kommt das Gas gleich nach Wasserstoff mit 500 kWh / kg, ignoriert man die Kernenergie. Diese hohe Energiedichte von Methan und anderen Kohlenwasserstoffen sowie deren einfache Verwendung sind der Grund, warum sie in Verbrennungsmotoren und Strahltriebwerken eingesetzt werden. Elektroautos scheinen eine verlockende grüne Alternative zu sein. Allerdings ist die weltwiete Transportinfrastruktur auf Verbrennungsmotoren zurechtgeschnitten.
Neben der Schwierigkeit, Gewohnheiten zu ändern, benötigen Elektroautos andere begrenzte natürliche Ressourcen wie Lithium. Um alle 94 Millionen im Jahr 2017 weltweit produzierten Automobile auszurüsten, müßten jährlich 3 Megatonnen Lithiumcarbonat abgebaut werden. Dies sind fast 10% der gesamten verfügbaren Lithiumressourcen von 35 Megatonnen weltweit. Obwohl Lithium und andere Metalle recycelt werden können, ist es klar, daß Batterien auf Metallbasis allein aufgrund der geringen Energiedichten von Metallen nicht die Brücke zwischen erneuerbarer Energie und traditionellen Transportmitteln schlagen werden. Dabei werden andere Energiebedürfnisse wie industrielle Stickstoffixierung, Luftfahrt oder Heizung nicht einmal berücksichtigt.
Für Deutschland mit seinem hohen Anteil an erneuerbaren Energien ist Kraftstoff für Autos nicht das einzige Problem. Da erneuerbare Energie im Norden erzeugt wird, aber viele Energieverbraucher im Süden sind gibt es ein Transportproblem. Zudem reicht die Netzlast während Spitzenproduktionszeiten häufig nicht aus, was zu Überproduktion führt. Eine bessere Energieverteilung kann durch Dezentralisierung der Produktion und durch Energiespeicherung erreicht werden. Um die Produktion zu dezentralisieren, wurden Land- und Hausbesitzer für die Installation von Photovoltaikanlagen oder Windrädern steuerlich entlohnt. Mit dem Auslaufen der steuerlichen Anreize stehen Hausbesitzer vor dem Problem der Energiespeicherung. Das bisher beste Produkt für diese Kundengruppe sind wieder Li-Akkus, aber Investitionskosten von 0,05 USD / kWh sind immer noch zu unattraktiv, insbesondere weil diese Produkte die Energie als Strom speichern, der nur für kurze Zeit genutzt werden kann und weniger effizient als natürlich ist Gas beim Heizen.
Erdgas wird heute häufig als Energiequelle verwendet. Die globale Energieinfrastruktur ist für Erdgas und andere fossile Brennstoffe ausgelegt. Die steigende Nachfrage und die begrenzten Ressourcen für diese fossilen Brennstoffe waren in den letzten Jahrzehnten die Hauptgründe für den Anstieg der Öl- und Gaspreise. Durch die jüngsten Wirtschaftskrisen und das Fracking sind diese jedoch wieder rückläufig. Der hohe Ölpreis zog damals Investoren an, Öl mithilfe von Techniken zu gewinnen, die immer teurer wurden, berücksichtigt man die Umweltrisiken, wie z.B. Tiefseebohrungen oder Teersandschürfung darstellen. Ironischerweise machte der hohe Ölpreis teure erneuerbare Energien zu einer wirtschaftlich realisierbaren Alternative und trug dazu bei, ihre Kosten zu senken. Da es jedoch schwierig ist, Gewohnheiten zu ändern und der Aufbau einer völlig neuen Infrastruktur nur für erneuerbare Energien heute wirtschaftlich nicht machbar erscheint, muß eine realistischere Lösung gefunden werden, um die globale Erwärmung zu verlangsamen.
Mikrobielles Power-to-Gas könnte eine realistische Übergangstechnologie sein, die erneuerbare Energien in die vorhandene Infrastruktur für fossile Brennstoffe integriert. Man kann mit der Technologie Gewinnschwelle in weniger als 2 Jahren erreichen, wenn bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind. Dies wird durch die Integration von Methan aus erneuerbaren Energien in die derzeitige Infrastruktur zur Öl- und Gasförderung erreicht. Die Grundidee besteht darin, Kohlenstoff anstelle von Metallen als Energieträger zu verwenden, da er bei der Bindung an Wasserstoff eine hohe Energiedichte aufweist. Die Vorteile sind:
Hohe Energiedichte von 180 kWh / kg Methan
Geringe Investitionen aufgrund vorhandener Infrastruktur (Erdgas, Ölfeldausrüstung)
Kohlenstoff ist keine begrenzte Ressource
Geringe CO2-Emissionen durch CO2-Recycling
Methan ist ein Transporttreibstoff
Methan ist der Energieträger für das Haber-Bosch-Verfahren
Preiswerte Katalysatoren reduzieren die Anfangsinvestitionen
Niedrige Temperaturen durch Biokatalyse
Keine toxischen Verbindungen werden verwendet
Keine zusätzliche Umweltbelastung, da vorhandene Ölfelder wiederverwendet werden
Problemlösung
Methan kann durch Mikroben oder chemisch synthetisiert werden. Das Gas entsteht auf natürlichem Wege durch anaerobe (sauerstoffreie) mikrobielle Zersetzungsprozesse. Die Energie für die Biomassesynthese wird durch Sonnenlicht oder chemische Energie wie Wasserstoff bereitgestellt. Bei Methanogenen (methanproduzierende Mikroben) wird Energie gewonnen, nachdem CO2 und Wasserstoff nach einem 1-zu-4-Verhältnis verschmolzen werden:
CO2 + 4 H2 → CH4 + 2 H2O
Ohne Mikroben wird Methan durch die mit dem Nobelpreis ausgezeichnete Sabatier-Reaktion hergestellt, und es werden derzeit mehrere Versuche unternommen, es im industriellen Maßstab einzusetzen. Es ist notwendig, Wasser in Wasserstoff aufzuspalten und damit CO2 in der Gasphase zu reduzieren. Ein Hauptnachteil der Sabatier-Reaktion ist die Notwendigkeit hoher Temperaturen um 385°C. Zudem wird der Nickelkatalysator schnell verbraucht. Methanogene verwenden Eisen-Nickel-Enzyme, sogenannte Hydrogenasen, um Energie aus Wasserstoff zu gewinnen, dies jedoch bei Umgebungstemperaturen.
Power-to-Gas-Konzept für erschöpfte Ölfelder. Die Elektrolyse katalysiert die Wasserspaltung im Ölfeld und erzeugt Methangas und O2.
Die zukünftige Herausforderung wird darin bestehen, die Methanproduktionsraten zu beschleunigen, wie dies für Hochtemperatur-Ölfeldkulturen berichtet wurde. Neben der Erhöhung der Temperatur besteht die naheliegendste Lösung darin, eine höher reaktive Oberfläche zu verwenden und beide Elektroden näher zusammenzubringen. Die Verwendung von Kohlebürsten, die schlechte Wasserstoffkatalysatoren sind, aber eine höhere Oberfläche für die mikrobielle Besiedlung bieten, ist eine Möglichkeit. Die Methanproduktion korreliert mit den mikrobiellen Zellzahlen in den Reaktoren:
Die Anzahl der Methanogene in mikrobiellen Elektrolysereaktoren korreliert mit der Elektrodenoberfläche.
Um das Problem teurer Kohlenstoff- (und auch Stahl-) Bürsten für Großanwendungen zu überwinden, könnten Gas- und Ölfelder verwendet werden. Sie bieten eine große Oberfläche und bringen in der Regel wirtschaftliche Verluste, stellen jedenfalls keine Vermögenswerte dar. Methanogene bewohnen Ölfelder, auf denen sie den letzten Schritt des anaeroben Erdölabbaus durchführen. Daher können Ölfelder im geologischen Maßstab als Bioreaktoren angesehen werden. Geologische Formationen bieten ideale Bedingungen für die Herstellung, Lagerung und Gewinnung von Methan.
Offene Fragen und mögliche Lösungen
Porenraumvolumen des Ölfeldes
Das kalifornische Ölfeld Summerland wurde bereits in der Vergangenheit aufgegeben und eingehend untersucht. Während seiner 90-jährigen Lebensdauer wurden 27 Milliarden Fässer Öl und 2,8 Milliarden m3 Methan gefördert. Diese Förderung von 3,5 Milliarden m3 hinterließ das gleiche mit Meerwasser gefüllte Porenvolumen. Nur 2% dieser Poren sind größer als 50 μm, was für das mikrobielle Wachstum erforderlich ist. Dazu nimmt man Abmessungen von 1 x 2 μm einer Methanogenzelle an. Experimente zeigten, daß der resultierende Porenraum ein Größe von ca. 70 Millionen m3 hätte und damit eine Speicherkapazität von 35.000 TW hat. Das ist viel Methan bei einer Löslichkeit von 0,74 kg Methan / m3 Meerwasser in 500 m Wassertiefe.Alle deutschen Offshore-Windparks haben zusammen eine Leistung von 7.000 MW. Offensichtlich ist der begrenzende Faktor nicht die volumetrische Speicherkapazität eines Ölfeldes.
Mikrobielle Methanproduktionsraten
Aber wie schnell können Mikroben auf einem hypothetischen Ölfeld Methan produzieren? Unter optimalen Bedingungen können Methanogene, die auf Elektroden wachsen (typischerweise die Gattung Methanobacterium oder Methanobrevibacter), Methan mit einer Geschwindigkeit von 100-200 nmol / ml / Tag (also 2,2-4,5 ml / l / Tag) produzieren. Bei einer Produktionsrate von 15 J ml / Tag Methan (190 nmol / ml / Tag) hat das gesamte mikrobiell zugängliche Ölfeld (2%) eine Kapazität von 3,6 Millionen MBtu pro Jahr. Mikroben würden theoretisch 1 TWh pro Jahr für eine Methanproduktion von 3,6 Millionen MBtu verbrauchen, wenn es keine Verluste gäbe und die elektrische Energie 1:1 in Methan umgewandelt würde. Ein Stromgenerator von 121 MW würde ausreichen, um das gesamte Ölfeld mit diesen Raten zu versorgen. Alle deutschen Offshore-Windparks produzieren jedoch 7.000 MW, was bedeutet, daß unser Beispielölfeld nur 3% Überschußleistung schnell genug speciehern kann. Daher müssen die katalytische Oberfläche und die Aktivität erhöht werden, um die Methanumwandlungsraten zu beschleunigen.
Da Methanogene aus Wasserstoff Methan produzieren, kann nicht nur der für Zellen passende Porenraum von 2% genutzt werden, was zu einer Erhöhung der katalytischen Oberfläche auf fast 60% führt. Es muß ein Wasserstoffkatalysator gefunden werden, der das Methanogenwachstum nicht beschleunigt, um den pH-Wert des Reservoirs innerhalb der für das Methanogenwachstum erforderlichen Grenzen von 6 bis 8 zu halten. Dieser Wasserstoffkatalysator muß billig sein und ein Ölfeld elektrisch leitfähig machen. Eine Chemikalie, die die mikrobielle Wasserstoffkatalyse nachahmt, könnte verwendet werden. Diese hätte das Potential, ein nicht leitendes und nicht katalytisches Ölfeld in einen leitfähigen Wasserstoffkatalysator umzuwandeln. Dieser würde ausreichen, um die Methanproduktion so aufrechtzuerhalten, daß die Speicherung des gesamten deutschen Stroms von Offshore-Windparks möglich ist. Dieser Katalysator wäre zunächst inaktiv und in Wasser löslich. Um aktiv zu werden, beschichtet er mineralische Oberflächen durch Ausfällung, die durch einheimische Mikroben oder durch elektrische Polarisation ausgelöst werden kann. Die Investition würde 2,3 Mio. USD pro MW Speicherkapazität betragen (16 Mrd. USD für die gesamten 7.000 MW). Aufgrund des mikrobiellen Wachstums verbessert sich die katalytische Aktivität des Systems während des Betriebs. Die auf der Kathodenseite getätigten Investitionen würden dann nur 600 USD pro MW betragen (4,2 Mio. USD für 7.000 MW).
Anoden
Da die kathodische Seite der Reaktion als begrenzender Faktor ausgeschlossen werden kann, muss die Anode entworfen werden. Es könnten mehrere im Handel erhältliche Anoden wie gemischte Metalloxide (bis zu 750 A / m2) mit Platin auf Kohle- oder Niobanoden (Pt / C, 5–10 kA / m2) verwendet werden. Anoden auf Platinbasis sind das kostengünstigste Material auf dem Markt. Die Investitionen für Pt / C-Anoden (10%, 6 mg / cm2) belaufen sich auf 50.000 USD pro MW (350 Mio. USD für 7.000 MW). Die genaue Menge an Pt, die für die Reaktion benötigt wird, muß jedoch noch bewertet werden, da die Korrosionsrate bei 2 V Zellenspannung unbekannt ist. Ein häufig genannter Wert für die Lebensdauer von Brennstoffzellen beträgt 5.000 Stunden und wird hier zur Bestimmung der Kosten pro kWh verwendet. Für eine Lebensdauer von 5.000 Stunden liegen die Kosten pro kWh an der angestrebten Grenze von 0,01 USD, können jedoch deutlich darunter liegen, da Pt / C-Anoden wiederaufbereitet werden können und die Pt-Beladung auf 3 mg / cm2 (5%) reduziert werden kann. Alternativ können Stahlanoden (SS316, 2,5 kA / m2, 54.000 USD pro MW) verwendet werden, es ist jedoch unklar, wann Stahlanoden korrodieren. Zusammenfassend ist die anodische Seite der kostentreibende Faktor. Hoffentlich senken bessere Anoden diese Kosten in Zukunft. Bei Frontis Energy denken wir, daß die Forschung in diese Richtung gehen sollte.
Zusammenfassung der Kostenschätzung
Windfarm
Vorhanden
CO2 Einspritzung
Vorhanden
Erdgasförderanlagen
Vorhanden
Mikrobielles Impfmaterial
Platformabwasser
Kathode
600 MW−1 USD
Anode
50.000 MW−1 USD
Elektrolyt (Meerwasser)
Kostenlos
Zusammen (>5.000 Studen Lebensdauer)
<0,01 kWh−1 USD
Energie- und Umwandlungseffizienz
Die Gesamtzellenspannung für mikrobielle Power-to-Gas-Reaktionen variiert zwischen 0,6 und 2,0 V, abhängig von den Kathodenraten, der anodischen Korrosion und dem Vorhandensein einer Membran. Höhere Spannungen beschleunigen wiederum die Anodenkorrosion und machen Anoden zum Kostenfaktor. Mit abnehmender Spannung werden die Methanproduktionsraten langsamer, aber auch effizienter. Die Spannung hängt auch vom pH-Wert des Ölfeldes ab. Ein Ölfeld, das einer CO2-Einspritzung (enhanced oil recovery) unterzogen wurde, hat einen niedrigen pH-Wert, bietet bessere Bedingungen für die Wasserstoffproduktion, jedoch nicht für das mikrobielle Wachstum und muß mit Meerwasser neutralisiert werden. Wie oben erwähnt, schränkt das Ölfeld als Kathode das System nicht ein. Die Verwendung von Pt / C-Anoden beseitigt das Überpotentialproblem auf der Anodenseite. Daher können wir ein ideales System annehmen, das Wasser mit 1,23 V spaltet. Aufgrund von Überpotentialen von Anode und Kathode beträgt die Spannung jedoch häufig 2 V. Optimierte Kulturen und Kathoden produzieren etwa 190 nmol / ml / Tag Methan, was 0,15 J / ml / Tag entspricht, wobei die Verbrennungsenergie von 0,8 MJ / mol verwendet wird. Dieselbe Elektrolysezelle verbraucht 0,2 mW bei einer Zellenspannung von 2 V, was 0,17 J / ml / Tag entspricht. Die resultierende Energieeffizienz beträgt 91%. Die Anoden können einfache Kohlebürsten sein. Die beiden Kammern der Zelle sind durch eine Nafion ™ -Membran getrennt. Das System kann weiterhin durch Verwendung von Pt / C-Anoden und durch Vermeidung von Membranen optimiert werden.
Der Gesamtwirkungsgrad von Strom, Methan und Elektrizität hängt auch vom verbrauchsseitigen Wirkungsgrad ab, also der Effizienz bei der Methan in Strom umgewandelt wird. Solche Gaskraftwerke arbeiten häufig mit Wirkungsgraden von 40 bis 60% (Kraft-Wärme-Kopplung). Bei einer Energieeffizienz von 80% (siehe oben) wird die gesamte elektrische Energierückgewinnung mit modernen Gaskraftwerken bis zu 50% betragen. Neben dem hohen Wirkungsgrad von Gaskraftwerken sind sie auch einfach zu bauen und tragen somit zu einem besseren Wirkungsgrad des Stromnetzes bei. Kohlekraftwerke können zu Gaskraftwerken umgerüstet werden.
Erster experimenteller Ansatz
Die Umwandlungseffizienzen der Ladung (in Coulomb), die über den Stromkreis transportiert werden, liegen in diesen Systemen normalerweise zwischen 70 und 100%, abhängig vom Elektrodenmaterial. Eine weitere Effizienzbeschränkung könnte sich aus Stofftransporthemmungen ergeben. Der Stofftransport kann durch Pumpen von Elektrolyt verbessert werden, wodurch zusätzliche Kosten für das Pumpen entstehen. Da jedoch die meisten Ölfelder zur verbesserten Ölrückgewinnung einer Meerwassereinspritzung unterzogen werden, können die zusätzlichen Kosten vernachlässigbar sein. Die Gesamteffizienz muß noch in Skalierungsexperimenten ermittelt werden und hängt von den oben genannten Faktoren ab.
Der Reaktor simuliert Ölfeldbedingungen unter Verwendung von Sand als Füllmaterial unter kontinuierlichem Elektrolytfluss.
Die Kontrolle des pH-Werts ist entscheidend. Alkalische pH-Werte behindern die Wasserstoffproduktion und damit die Methanogenese erheblich. Dies kann durch eine Software behoben werden, die den pH-Wert überwacht und das Potenzial entsprechend anpasst. Die Zugabe von Säuren ist nicht erwünscht, da dies die Kosten erhöht. Die Software kann auch als Potentiostat fungieren, der dann den Methanproduktionsprozess vollständig steuert. Um den Prozess unter realistischeren Bedingungen zu testen, sollte ein Bohrkern verwendet werden.
Die Ergebnisse zeigen die Methanproduktion im Simulationsreaktor. Das Auftreten von Methan im Anodenraum war ein Ergebnis des Flusses von der Kathode zur Anode, der produziertes Methan mit sich führte.
Rentabilität des mikrobiellen Power-to-Gas-Prozesses
Das mikrobielle Power-to-Gas-Verfahren in unproduktiven Ölfeldern ist aufgrund der geringen Anlauf- und Betriebskosten allen anderen Speicherstrategien wirtschaftlich überlegen. Dies wird erreicht, weil die Hauptinvestitionen, nämlich die Installation von Öl- und Gasförderanlagen sowie erneuerbaren Kraftwerken, bereits vorhanden sind. Die restlichen Investitionen machen sich in kurzer Zeit bezahlt.
Aber wie kann der mikrobielle Power-to-Gas-Prozess die Rendite von Investitionen in erneuerbare Energien beschleunigen? Nur 8 von 28 aktiven Windparks meldeten ihre Investitionskosten. Diese 8 produzieren ungefähr die Hälfte der Gesamtleistung von 3.600 MW, was 16 Milliarden US-Dollar entspricht. Während die maximale Produktion eines Ölfeldes mit unbegrenzter Stromversorgung hypothetische 3,6 Millionen MBtu Erdgas pro Jahr ergeben würde (was einer Rendite von 13 Millionen USD pro Jahr entspräche) wird die reale Produktion durch die Erzeugung erneuerbarer Energie außerhalb der Spitzenzeiten begrenzt. Unter der Annahme, daß die maximale jährliche Methanproduktion 10% überschüssiger elektrischer Energie entspricht, können 15 Mio. USD pro Jahr durch den Verkauf von 4,3 Mio. MBtu Methan pro Jahr auf dem Markt erzeugt werden. Dies sind 15 Millionen US-Dollar, die bei Stillständen außerhalb der Spitzenzeiten nicht verloren gehen. Diese konservative Schätzung kann also dazu beitragen, die Investitionen in erneuerbare Energien früher zu kompensieren. Dies verringert auch das Investitionsrisiko, da die Investitionsberechnungen für neue Windparks zuverlässiger durchgeführt werden können.
Im Beispiel aller deutschen Windparks (7.000 MW) verdoppelt sich diese Kompensation in etwa. Unter Verwendung der 60 Millionen US-Dollar, die durch Methanverkäufe pro Jahr generiert werden, werden die Investitionen von 4 Millionen US-Dollar für den kathodischen Katalysator und die 36 Millionen US-Dollar für die Pt / C-Anoden innerhalb von weniger als zwei Jahren kompensiert. Es sind keine weiteren Investitionen erforderlich, da das Ölfeld bereits Öl und Gas gefördert hat und alle erforderlichen Installationen in einwandfreiem Zustand sind. In das Ölfeld wird Meerwasser als sekundäre Extraktionsmethode eingespritzt. Zum kathodischen Schutz von Produktionsanlagen sind elektrische Anlagen vorhanden, um mikrobielle Korrosion zu verhindern, die jedoch möglicherweise verbessert werden muß, um die jetzt höheren Leistungsdichten zu erreichen. Darüber hinaus wird CO2 aus der CO2-Einspritzung als tertiäres Verfahren zur Ölrückgewinnung verwendet. Möglicherweise muß dann nur der pH-Wert angepaßt werden.
Und dies ist nicht das Ende der Ölfeldspeicherkapazität. Theoretisch kann ein Ölfeld die gesamte Menge an erneuerbarer Energie speichern, die in einem Jahr weltweit erzeugt wird, was mehr als genug Spielraum für zukünftige Entwicklungen und die CO2-Verpressung bietet.
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 .
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.
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.
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.
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.
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 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)
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).
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.
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 P2Gideal 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.
Zahlreiche Untersuchungen haben während des letzten Jahrzehnts gezeigt, daß die globale Erwärmung in etwa proportional zur CO2-Konzentration in unserer Atmosphäre ist. Auf diese Weise läßt sich unser verbleibende Kohlenstoffhaushalt abschätzen. Das ist die Gesamtmenge des vom Menschen produzierten Kohlendioxids, die noch in die Atmosphäre abgegeben werden kann, bevor ein festgelegter globaler Temperaturgrenzwert erreicht wird. Auf diesen Grenzwert haben sich die Nationen der Welt im Pariser Abkommen 2015 geeinigt. Er soll 1,5°C nicht überschreiten, und in jedem Fall weit unter 2,0°C liegen. Es wurden jedoch zahlreiche Schätzungen für das verbleibende CO2 gemacht, was sich negativ auf die politische Entscheidungsfindung auswirkt. Jetzt hat eine internationale Forschergruppe von ausgewiesenen Klimaexperten eine Richtlinie für die Errechnung des globalen CO2-Haushalts im renomierten Fachmagazin Natureveröffentlicht. Die Forscher schlagen vor, daß die Anwendung dieser Richtlinie dazu beitragen soll, die teils gravierenden Unterschiede bei der Abschätzung des CO2-Haushalts auszugleichen, und die Unsicherheiten in Forschung und Politik zu verringern.
Seit dem fünften Bericht des Zwischenstaatlichen Gremiums für Klimawandel (IPCC) hat das Konzept eines CO2-Haushalts als Instrument zur Ausrichtung der Klimapolitik an Bedeutung gewonnen. In einer Reihe von Studien aus den letzten zehn Jahren wurde geklärt, warum der Anstieg der globalen Durchschnittstemperatur in etwa proportional zur Gesamtmenge der CO2-Emissionen ist, die seit der industriellen Revolution durch menschliche Aktivitäten verursacht wurden. Dabei zitiert die Forschergruppe zahlreiche veröffentlichte Belege. Diese Literatur hat es Wissenschaftlern ermöglicht, den linearen Zusammenhang zwischen Erwärmung und CO2-Emissionen als transiente Klimareaktion auf kumulierte CO2-Emissionen (TCRE) zu definieren. Die Brillianz dieses Konzepts wird deutlich, die man erkennt, daß die Reaktion des komplexen Systems Erde auf unsere CO2-Emissionen durch eine ungefähr lineare Beziehung dargestellt werden kann. In jüngster Zeit wurden jedoch zusätzliche Prozesse, die die zukünftige Erwärmung beeinflussen, in Modelle einbezogen. Dabei handelt es sich z.B. um das Auftauen des arktischen Permafrosts. Diese zusätzlichen Prozesse erhöhen die Unsicherheit. Zudem wird die globale Erwärmung nicht nur durch CO2-Emissionen verursacht. Andere Treibhausgase, wie z.B. Methan, fluorierte Gase oder Lachgas, sowie Aerosole und deren Vorstufen beeinflussen die globalen Temperaturen. Dies verkompliziert die Beziehung zwischen zukünftigem CO2 weiter.
Bei der durch CO2 verursachten Klimaerwärmung trägt jede Tonne zur Erwärmung bei, egal ob diese Tonne CO2 heute, morgen oder in der Verganganheit ausgestoßen wurde. Dies bedeutet, daß die globalen CO2-Emissionen auf das Null gesenkt werden müssen, um dann dort zu bleiben. Das heißt auch, daß unsere Emissionen umso schneller sinken müssen, je mehr wir in den kommenden Jahren emittieren. Auf Nullemission würde sich die Erwärmung zwar stabilisieren, aber nicht verschwinden oder oder sich gar umgekehren. Eine Überziehung des CO2-Haushalts müßte also später wieder durch ein Entfernen des CO2s ausgeglichen werden. So kann z.B. die Entfernung mit Hilfe von filtern geschehen, wie wir bereits berichteten. Schlußendlich wird dies wohl der einzig verbleibende Weg sein, denn die Durchdringung unserer Energiewirtschaft mit CO2-neutralen Quellen hat sich bei 5% stabilisiert. Die Aufstellung eines Kohlenstoffhaushalts macht die Dringlichkeit deutlich. Leider sind die Angaben über die uns verbleibende Menge CO2 weit gestreut. In ihrer Richtlinie zitieren die Forscher zahlreiche Studien zur Erhaltung des 1,5°C-Ziels, die von 0 Tonnen CO2 bis zu 1.000 Gigatonnen reichen. Für das 2,0°C-Ziel reicht die Spannweite von ca. 700 Gigatonnen bis hin zu fast 2.000 Gigatonnen verbleibende CO2-Emissionen. Das Ziel der Forscher ist es, diese Unsicherheit einzuschränken, in dem sie eine klare Richtlinie vorschlagen. Das zentrale Element dieser Richtlinie ist die Gleichung zur Berechnung des verbleibenden CO2-Haushaltsrahmens:
Dieser Rahmen sind die verbleibenden CO2-Emissionen (Blim) für die spezifische Temperaturgrenze (Tlim) als Funktion von fünf Termen, die Aspekte des geophysikalischen und gekoppelten Mensch-Umwelt-Systems darstellen: die bisherige vom Menschen verursachte Erwärmung (Thist), der Nicht-CO2-Beitrag zum zukünftigen Temperaturanstieg (TnonCO2), die Nullemissionsfestlegung (TZEC), die TCRE und eine Anpassung für Quellen aus eventuellen Rückkopplungen mit nicht erfaßten geologischen Systemen (EEsfb).
Term
Bedeutung
Art
Derzeitiges Verständnis
Erwärmungsgrenze
Tlim
Wahl der Temperaturmetriken, mit denen die globale Erwärmung, die Wahl des vorindustriellen
Bezugszeitraums und die Übereinstimmung mit den globalen Klimazielen ausgedrückt werden
Wählbar
Mittel bis hoch
Vergangene menschenverursachte Erwärmung
Thist
Unvollständige Erfassung in Beobachtungsdatensätzen und Methoden zur Abschätzung der vom Menschen verursachten Komponente; Siehe auch Tlim
Unsicherheit
Mittel bis hoch
Nicht-CO2 Erwärmung
TnonCO2
Die Höhe der verschiedenen Nicht-CO2-Emissionen, die mit den weltweiten Netto-Null-CO2-Emissionen übereinstimmen, hängt von den politischen Entscheidungen, aber auch vom unsicheren Erfolg ihrer Umsetzung ab
Wählbare Unsicherheit
Mittel
Nicht-CO2 Erwärmung
TnonCO2
Klimareaktion auf Nicht-CO2-Verusacher, insbesondere in Bezug auf die Aerosolrückgewinnung und Temperaturreduzierung aufgrund geringerer Methanemissionen
Unsicherheit
Niedrig bis mittel
Nullemissionsverpflichtung
TZEC
Vorzeichen und Ausmaß der Nullemissionsverpflichtung in dekadischen Zeitskalen für aktuelle und nahezu Null jährliche CO2-Emissionen
Unsicherheit
Niedrig
Transiente Klimareaktion auf
kumulierte CO2-Emissionen
TCRE
Verteilung der TCRE-Unsicherheit, Linearität der TCRE zur Erhöhung und Stabilisierung der kumulativen CO2-Emissionen und Auswirkung von Temperaturmetriken auf die TCRE-Schätzung
Unsicherheit
Niedrig bis mittel
Transiente Klimareaktion auf
kumulierte CO2-Emissionen
TCRE
Über die Spitzenerwärmung hinausgehende Unsicherheit der Linearität, Wert und Verteilung der TCRE zur Verringerung der kumulierten CO2-Emissionen
Unsicherheit
Niedrig
Rükkopplungen mit nicht erfaßten
geologischen Systemen
EEsfb
Dauer und Ausmaß des Auftauens von Permafrost und der Methanfreisetzung aus Feuchtgebieten und deren Darstellung in Geomodellen sowie andere mögliche Arten von Rückkopplungen
Unsicherheit
Sehr niedrig
In dem CO2-Haushalt ist wohl die Rückkopplungen mit nicht erfaßten geologischen Systemen (EEsfb) die größte Unsicherheit. Diese Rückkopplungsprozesse sind typischerweise mit dem Auftauen von Permafrost und der damit verbundenen langfristigen Freisetzung von CO2 und CH4 verbunden. Es wurden jedoch auch andere Rückkopplungsquellen für das Geosystem identifiziert, wie z.B. die Änderungen der CO2-Aufnahme in der Vegetation und die damit verbundene Stickstoffverfügbarkeit. Weitere Rückkopplungsprozesse involvieren die Änderungen der Oberflächenalbedo, der Wolkendecke oder von Brandbedingungen.
Es bleibt es eine Herausforderung, die Unsicherheiten im Zusammenhang mit den Schätzungen des CO2-Haushalt angemessen zu charakterisieren. In einigen Fällen ist die Ursache der Unsicherheiten ungenaue Kenntnis der zugrunde liegenden Prozesse oder mangelnde Genauigkeit der Messungen. In anderen Fällen werden Begriffe nicht einheitlich verwendet. Für eine bessere Vergleichbarkeit und Flexibilität schlagen die Forscher vor, die globalen Werte der Oberflächenlufttemperatur routinemäßig zu messen. Diese Methode liefert unveränderliche Zahlen für Modelle, Modellabläufe über gewählte Zeiträume hinweg. Detailliertere Vergleiche zwischen veröffentlichten Schätzungen den CO2-Haushalt sind derzeit schwierig, da oft die Originaldaten aus den ursprünglichen Studien fehlen. Die Forscher schlagen daher vor, diese zukünftig zusammen mit den Publikationen bereitzustellen.
Die Zerlegung des CO2-Haushalts in seine Einzelfaktoren ermöglicht es, eine Reihe vielversprechender Wege für die zukünftige Forschung zu identifizieren. Ein Forschungsbereich, der dieses Feld voranbringen könnte, ist die nähere Betrachtung der TCRE. Zukünftige Forschungen werden voraussichtlich die Bandbreite der TCRE-Schätzungen einschränken, was die Unsicherheit verringern wird. Ein weiteres vielversprechendes Forschungsgebiet ist die Untersuchung der Wechselbeziehung zwischen Einzelfaktoren und ihren verbunden Unsicherheiten, beispielsweise zwischen Unsicherheiten in Thist und TnonCO2. Dies könnte durch die Entwicklung von Methoden erreicht werden, die eine zuverlässige Abschätzung der vom Menschen verursachten Erwärmung in jüngerer Zeit ermöglichen. Klar ist auch, daß weniger komplexe Klimamodelle nützlich sind, um die Unsicherheiten weiter zu reduzieren. Gegenwärtig weist jeder Faktor des vorgestellten Rahmens seine eigenen Unsicherheiten auf, und es fehlt eine Methode, um diese Unsicherheiten formal zu kombinieren.
Auch bei Frontis Energy denken wir, daß Fortschritte in diesen Bereiche unser Verständnis bei der Schätzungen des CO2-Haushalts verbessern würde. Ein systematisches Verständnis des CO2-Haushalts und ist für eine wirksame Zielsetzung und die Kommunikation der Herausforderungen beim Klimaschutze von entscheidender Bedeutung.
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 Catalysisveröffentlicht. 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.
Als treue Leserin oder treuer Leser unseres Blogs werden Sie sich bestimmt an unsere vorherigen Beiträge zum Thema Ammoniak als Energiespeicher erinnern. Darin beschreiben wir mögliche Wege zur Gewinnung von Ammoniak aus der Luft, sowie der Rückgewinnung der dabei aufgebrachten Energie in Form von Methan. Letzteres Verfahren haben wir zum Patent angemeldet (WO2019/079908A1). Da die weltweite Nahrungsmittelproduktion große Mengen Ammoniak als Dünger erfordert, ist die Technologie zur Gewinnung aus der Luft schon sehr ausgereift. Diese basiert im Wesentlichen noch immer auf dem Haber-Bosch-Verfahren, welches zu Beginne des letzten Jahrhunderts zur Industriereife gebracht wurde. Dabei wird atmosphärischer Stickstoff (N2) zu Ammoniak (NH3) reduziert. Trotz der Einfachheit der beteiligten Moleküle ist die Spaltung der starken Stickstoff-Stickstoff-Bindungen im N2 und die daruas folgende Stickstoff-Wasserstoff-Bindungen eine große Herausforderung für katalytische Chemiker. Die Reaktion findet in der Regel unter harschen Bedingungen statt und benötigt viel Energie, d.h. hohe Reaktionstemperaturen, hohe Drücke und komplizierte Kombinationen von Reagenzien, die zudem oft teuer und energieintensiv in der Herstellung sind.
Jetzt hat eine Forschergruppe um Yuya Ashida einen Artikel im renomierten Fachblatt Natureveröffentlicht, in dem sie zeigen, daß eine Samariumverbindung in wässriger Lösung mit einem Molybdänkatalysator kombiniert, Ammoniak aus Luftstickstoff bilden kann. Die Arbeit eröffnet neue Möglichkeiten auf der Suche nach Wegen zur Ammoniaksynthese, welche unter Umgebungsbedingungen ablaufen. Unter solchen Bedingungen wäre der Energieaufwand zur Herstellung von Ammoniak geringer und somit die Energieeffizienz bei Energiespeicherung höher. Im heutigen Haber-Bosch-Verfahren werden Luftstoff und Wasserstoffgas über einem eisenhaltigen Katalysator miteinander verbunden. Die weltweite Ammoniakproduktion liegt heute bei 250 bis 300 Tonnen pro Minute und liefert Düngemittel, mit denen fast 60% der Weltbevölkerung versorgt werden (The Alchemy of Air, erhältlich bei Amazon).
Vergleich von Ansätzen zur Herstellung von Ammoniak. Oben: Bei der industriellen Haber-Bosch-Synthese von Ammoniak (NH3) reagiert Stickstoffgas (N2) mit Wasserstoffmolekülen (H2), typischerweise in Gegenwart eines Eisenkatalysators. Das Verfahren erfordert hohe Temperaturen und Drücke, ist jedoch thermodynamisch ideal, weil nur wenig Energie für Nebenprozesse verschwendet wird. Mitte: Nitrogenase-Enzyme katalysieren die Reaktion von Stickstoff mit sechs Elektronen (e–) und sechs Protonen (H+) unter Laborbedingungen zu Ammoniak. Zwei zusätzliche Elektronen und Protonen bilden jedoch ein Molekül H2, und die Umwandlung von ATP (der Zellbrennstoff) in ADP treibt die Reaktion an. Das Verfahren weist daher ein hohes chemisches Überpotential auf. Es verbraucht viel mehr Energie, als für die eigentliche Ammoniakbildungsreaktion benötigt wird. Unten: Bei der neue Reaktion, vorgeschlagen von Ashida und Kollegen, wird ein Gemisch aus Wasser und Samariumdiiodid (SmI2) mit Stickstoff unter Umgebungsbedingungen in Gegenwart eines Molybdänkatalysators in Ammoniak umwandelt. SmI2 schwächt die O−H-Bindungen des Wassers und erzeugt die Wasserstoffatome, die dann mit Distickstoff reagieren.
Im großtechnischen Maßstab wird Ammoniak bei Temperaturen von über 400°C und Drücken von ungefähr 400 Atmosphären synthetisiert. Diese Bedingungen werden oft auch als “harsch” bezeichnet. Anfägnlich waren dies harschen Bedingungen nur schwer zu kontrollieren, was oft zu tötlichen Unfällen in den frühen Jahren des Haber-Bosch-Verfahrens führte. Dies hat viele Chemiker dazu motiviert, “mildere” Alternativen zu finden. Schlußendlich bedeutete dies immer die Suche nach neuen Katalysatoren, um die Betriebstemperaturen und -drücke zu senken. Die Suche nach neuen Katalysatoren sollte am Ende Investitionen beim Bau von neuen Ammoniakanlagen senken. Da die Ammoniaksynthese zu den größten Kohlendioxidproduzenten gehört, würden dadurch auch die damit verbudenen Emissionen gesenkt werden.
Wie viele andere Chemiker vor ihnen, haben sich die Autoren von der Natur inspirieren lassen. Die Familie der Nitrogenaseenzyme ist für die biologische Umwandlung von Luftstickstoff in Ammoniak verantwortlich, ein Prozess, der als Stickstoffixierung bezeichnet wird. Dieser Prozess ist in der modernen Welt die Quelle von Stickstoffatomen in Aminosäuren und Nukleotiden, also den elementaren Bausteinen des Lebens. Im Gegensatz zum Haber-Bosch-Prozess verwenden Nitrogenasen jedoch kein Wasserstoffgas als Quelle für Wasserstoffatome. Stattdessen übertragen sie Protonen (Wasserstoffionen; H+) und Elektronen (e−) auf jedes Stickstoffatom, um N−H Bindungen herzustellen. Obwohl Nitrogenasen Stickstoff bei Umgebungstemperatur fixieren, verwenden sie acht Protonen und Elektronen pro Stoffmolekül. Dies ist bemerkenswert, weil Stöchiometrie der Reaktion nur sechs erfordert. Die Nitrogenasen stellen dadurch notwendigen thermodynamischen für die Fixierung bereit. Die Bereitstellung von überschüssigen Wasserstoffäquivalenten bedeutet, daß Nitrogenasen ein hohes chemischen Überpotential angewisen sind. Sie also verbrauchen viel mehr Energie, als tatsächlich für eigentliche Stickstoffixierung notwendig wäre.
Der nun veröffentliche Weg ist nicht der erste Versuch, die Nitrogenasereaktion nachzuahmen. Auch früher wurden Metalkomplexe zusammen mit Protonen- und Elektronenquellen verwendet, um Luftstickstoff in Ammoniak umzuwandeln. So hatten z.B. die selben Forscher zuvor 8 Molybdänkomplexe entwickelt, die die Stickstoffixierung auf diese Weise katalysieren. Dabei wurden 230 Ammoniakmoleküle pro Molybdänkomplex produziert. Die damit verbundenen Überpotentiale waren mit fast 1.300 kJ pro Mol Stickstoff erheblich. In der Realität is das Haber-Bosch-Verfahren also gar nicht so energieintensiv, wenn der richtige Katalysator zum Einsatz kommt.
Die Herausforderung für Katalyseforscher besteht nun darin, die besten biologischen und industriellen Ansätze für die Stickstoffixierung so zu kombinieren, daß das Verfahren normalen Umgebungstemperaturen und -drücken abläuft. Gleichzeitig muß der Katalysator das chemische Überpotential so weit reduzieren, das der Neubau von Haber-Bosch-Anlagen nicht mehr so viel Kaptial erfordert, wie zur Zeit noch. Das ist eine große Herausforderung, da bisher noch keine Kombination von Säuren (die als Protonenquelle dienen) und Reduktionsmitteln (die Elektronenquellen) gefunden wurde, die eine thermodynamischen Bedinugnen für die Fixierung auf dem Niveau von Wasserstoffgas liefert. D.h. die Kombination muß reaktiv genug sein, um N−H-Bindungen bei Raumtemperatur bilden zu können. In dem nun vorgeschlagenen Weg mit Molybdän und Samarium haben die Forsche eine Strategie übernommen, bei der die Protonen- und Elektronenquellen nicht mehr getrennt eingesetzt werden. Dieser grundlegend neue Ansatz für die katalytische Ammoniaksynthese basiert auf einem Phänomen, das als koordinationsinduzierte Bindungsschwächung bekannt ist. In dem vorgeschlagenen Weg basiert das Phänomen auf dem Zusammenspiel von Samariumdiiodid (SmI2) und Wasser.
Wasser ist stabiel aufgrund seiner starken Sauerstoff-Wasserstoff-Bindungen (O−H). Wenn das Sauerstoffatom im Wasser jedoch mit SmI2 koordiniert wird gubt es sein einziges Elektronenpaar auf und seine O−H-Bindungen werden geschwächt. Dadurch wird resultierende Mischung zu einer ergiebigen Quelle für Wasserstoffatome, also für Protonen und Elektronen. Die Forschor um Yuya Ashida verwenden sie diese Mischung mit einem Molybdänkatalysator, um Stickstoff zu fixieren. SmI2-Wasser-Gemische also für diese Art der Katalyse besonders geeignet. In ihnen wurde zuvor eine beträchtliche koordinationsinduzierte Bindungsschwächung gemessen, die unter anderem zur Herstellung von Kohlenstoff-Wasserstoff-Bindungen eingesetzt wurde.
Die Ausweitung dieser Idee auf die katalytische Ammoniaksynthese ist aus zwei Gründen bemerkenswert. Erstens wird durch den Molybdänkatalysator die Ammoniaksynthese in wässriger Lösung erleichtert. Das ist erstaunlich, weil Molybdänkomplexe in Wasser häufig abgebaut werden. Zweitens bietet die Verwendung einer koordinationsinduzierten Bindungsschwächung eine neue Methode zur Stickstofixierung bei normalen Umgebungstemperaturen und -drücken. Dadurch wird zusätzlich die Verwendung potenziell gefährlicher Kombinationen von Protonen- und Elektronenquellen vermieden. Solche Kombinationen können sich z.B. spontan entzünden. Der Ansatz der Autoren funktioniert auch, wenn Ethylenglykol (HOCH2CH2OH) anstelle von Wasser verwendet wird. So werden die in Frage kommenden Protonen- und Elektronenquellen um einen möglichen Vorläufer erweitert.
Ashida und Kollegen schlagen einen Katalysezyklus für ihr Verfahren vor, bei dem der Molybdänkatalysator zunächst an Stickstoff koordiniert und die N−N-Bindung unter Bildung eines Molybdännitrido-Komplexes spaltet. Dieser Molybdännitrido-Komplex enthält eine Molybdän-Stickstoff-Dreifachbindung. Das SmI2-Wasser-Gemisch liefert dann Wasserstoffatome zu diesem Komplex, wodurch schließlich Ammoniak produziert wird. Die Bildung von N−H-Bindungen mithilfe von Molybdännitridokomplexen stellt eine erhebliche thermodynamische Herausforderung dar, da die N−H-Bindungen ebenfalls durch das Molybdän geschwächt werden. Dennoch werden die Nachteile durch die Reduktion des chemisches Überpotential ausgeglichen. Das SmI2 erleichtert nicht nur den Transfer von Wasserstoffatomen, sondern hält auch das Metall in reduzierter Form vor. So wird die ungewollte Bildung von Molybdänoxid in wässriger Lösung verhindert.
Das neue Verfahren muß noch erhebliche betriebliche Hürden nehmen, bevor es großtechnisch eingesetzt werden kann. So wird z.B. SmI2 in großen Mengen verwendet, was viel Abfall erzeugt. Die Abtrennung von Ammoniak aus wässrigen Lösungen ist energetisch aufwendig. Würde das Verfahren jedoch zur Energiespeicherung in Kombination mit unserer Methode der Rückgewinnung eingesetzt, entfiele die Abtrennung aus der wässrigen Lösung. Letztlich verbleibt immernoch ein chemisches Überpotential von etwa 600 kJ/mol. Zukünftige Forschungen sollten sich darauf konzentrieren, Alternativen zu SmI2 zu finden. Diese könnten z.B. auf Metallen basieren, die häufiger als Samarium vorkommen und ebenfalls die koordinationsbedingte Bindungsschwächung zu fördern. Wie schon bei Fritz Haber und Carl Bosch wird es wohl auch bei der neu entwickelten Methode noch einige Zeit dauern, bis ein industriereifes Verfahren zur Verfügung steht.
Kürzlich berichteten wir über den Verlust der Schneedecke in Europa. Nicht nur in Europa gibt es weniger Schnee und Eis, auch Grönlands Eisdecke schmilzt. Der Eispanzer Grönlands trägt 25% zum globalen Meeresspiegelanstieg bei. Damit ist es größte Beitrag der Kryosphäre. Der erhöhte Massenverlust des Grönlandeiseswährend des 21. Jahrhunderts ist hauptsächlich auf den erhöhten Oberflächenwasserabflußzurückzuführen, von dem ~93% aus der relativ kleinen Ablationszone des Eisschildrands stammen (~22% der Eisfläche). Da die Schneedecke im Sommer schmilzt, wird in der Ablationszone nacktes Gletschereis freigelegt. Blankes Eis dunkler und weniger porös ist als Schnee. Es absorbiert mehr als doppelt so viel Sonnenstrahlung und hält weniger Schmelzwasser zurück. Glattes Eis erzeugt also einen großen Anteil (~78%) des gesamten Abflusses Grönlands ins Meer, obwohl im Sommer nur ein kleiner Bereich der Eisdecke exponiert ist. Die genaue Erfassung der reduzierten Albedo und des vollen Ausmaßes von nacktem Eis in Klimamodellen ist für die Bestimmung des gegenwärtigen und zukünftigen Abflußbeitrags Grönlands zum Meeresspiegelanstieg von hoher Bedeutung.
Der Massenverlust des grönländischen Eisschildes hat in letzter Zeit aufgrund der erhöhten Oberflächenschmelze und des Abflusses zugenommen. Da Schmelze durch Oberflächenalbedo kritisch beeinflußt wird, ist das Verständnis um die Prozesse und potentielle Rückkopplungen im Zusammenhang mit der Albedo eine Voraussetzung für die genaue Vorhersage des Massenverlusts. Die so verursachte Strahlungsvariabilität in der Ablationszone ließ die Eisschicht fünfmal schneller schmelzen als bei hydrologischen und biologischen Prozessen, die ebenfalls Eis verdunkeln. In einem wärmeren Klima üben die Schwankungen der Schneegrenzen aufgrund der flacheren höhergelegenen Eisschicht eine noch größere Kontrolle auf die Schmelze aus. Diese Schwankungen hatten zur Folge, daßdie im Sommer 2012, dem Rekordjahr der Schneeschmelze, die kartierte Eisfläche sich über die größte gemessene Fläche von 300.050 km2 erstreckte. Das heißt, daß nacktes Eis 16% der Eisfläche ausmachte.Die kleinste Ausdehnung des nackten Eises war 184.660 km2 und wurde im Jahr 2006 beobachtet. Dies entsprach 10% der Eisfläche ausgesetzt, also fast 40% weniger Fläche als 2012. Die beobachtete Schneedecke schwankte jedoch sehr stark und er Beobachtungszeitraum war für eine Trendeinschätzung zu kurz.
Derzeitige Klimamodelle sind in ihren Vorhersagen für Hochwasserjahre jedoch zu ungenau, was zu einer Unsicherheit bei der Schätzung des Abflußbeitrags Grönlands zum Anstieg des globalen Meeresspiegels führt. Um die Faktoren zu verstehen, die das Schmelzen beeinflussen, haben Jonathan Ryan von der Brown University in Providence, Rhode Island seine Kollegen die grönländische Schneegrenze betrachtet. In Höhen unterhalb der Schneegrenze ist das dunklere Eis nicht vom Schnee bedeckt. Diese Schneegrenze wird während der Jahreszeiten Grönlands nach oben oder nach unten verschoben. Die Forscher haben diese Landschaften zwischen 2001 bis 2017 mithilfe von Satellitenbildern kartiert. Die durchschnittliche Höhe der Schneegrenze lag am Ende des Sommers 2009 zwischen 1.330 m und im Jahr 2012 bei 1.650 m. Die Schwankungen in der Schneegrenze sind der wichtigste Faktor, wenn es darum geht wie viel Sonnenenergie die Eisplatte absorbiert. Modellierer müssen diesen Effekt berücksichtigen, um ihre Vorhersagen zu verbessern. Das Wissen darum, wie viel und wie schnell das grönländische Eis schmilzt wird uns helfen, bessere Schutzmaßnahmen einzuleiten. Bei Frontis Energy denken wir, daß der beste Schutz vor einem Anstieg des Meeresspiegels die Vermeidung und das Recyclen von CO2 sind.
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