„Jede Energie nutzen, damit das System funktioniert“

Wir wollen mit dem LLEC-Projekt Optionen eruieren, wie wir zukünftige, dezentral geprägte Energiesysteme betreiben können: einerseits technologisch und andererseits wirtschaftlich, also mit der entsprechenden Skalierung.

Das heißt zunächst: Welche Technologien – also etwa Wasserstoff, Batterie-Speicher, Photovoltaik-Anlagen – brauchen wir? Welche Rollen müssen diese Komponenten spielen, und welche Größe müssen sie in Bezug zueinander haben? Gleichzeitig schauen wir, welchen Beitrag Prosumer leisten können, also zum Beispiel Gebäude durch Lastverschiebung oder E-Autos durch bidirektionales Laden.

Ein Großteil unserer Forschung dreht sich allerdings um die Entwicklung der darüber liegenden IKT-Plattform, die alle Anlagen miteinander verbindet. Nur wenn wir die richtigen Betriebsmodi und Algorithmen für die Softwareplattform finden, besteht die Chance, das Zusammenspiel optimal zu steuern.

Mit dem „LOHC One Reactor“ speichern wir den Wasserstoff nicht wie sonst üblich unter hohem Druck oder verflüssigt bei ­‑253 Grad Celsius, sondern wir binden ihn an organische Trägermoleküle. Dazu nutzen wir Benzyltoluol, das mit Wasserstoff beladen eine volumetrische Energiedichte hat wie Wasserstoff unter einem Druck von 700 bis 1000 Bar.

Benzyltuluol ist, ähnlich schwer entflammbar wie Diesel, hat eine vergleichbare Viskosität und hat auch dieselbe Wassergefährdungsklasse. Deshalb kann es – samt Wasserstoff – einfach umgepumpt und in ganz normalen Tanks drucklos und ohne Selbstentladung transportiert und praktisch unbegrenzt lang gelagert werden. Der Nachteil ist, dass man die Flüssigkeit auf etwa 300 Grad Celsius erhitzen muss, um den Wasserstoff wieder auszutreiben.

Würde man nur den Wasserstoff nutzen, um Strom zu erzeugen, läge der Wirkungsgrad tatsächlich nur bei 50 Prozent. Aber unser Reaktor steht direkt neben dem BHKW (Blockheizkraftwerk, d. R.). Die Abwärme davon nutzen wir, um den gebundenen Wasserstoff freizusetzen.

Die Ersparnis fällt dadurch an, dass die Einspeicherung des Wasserstoffs im Sommer ebenfalls Wärme von rund 300 Grad Celsius freisetzt. Wir benötigen dann also weniger Gas für das BHKW, um ausreichend Energie in das Wärmenetz auf dem Campus einzuspeisen, in dem wir auch im Sommer einen Wärmeenergiebedarf von mehreren Megawatt haben. So lässt sich einerseits Solarkraft chemisch als Wasserstoff speichern und in den Winter transferieren, andererseits nutzen wir im Sommer weniger Gas, das dann im Winter zur Verfügung steht. So kommen wir bilanziell auf diesen sehr hohen Speicherwirkungsgrad. Die Effizienz von LOHC-Anlagen kann also durch eine intelligente Kopplung mit anderen geeigneten Abwärmequellen – und senken deutlich erhöht werden.

Tatsächlich wäre die Wärme mit 300 Grad am ehesten für chemische Prozesse in großtechnischen Anlagen geeignet. Man könnte damit über ein Nahwärmenetz natürlich auch Leitungswasser erwärmen. Aber der Einsatz in Wohnvierteln wäre wohl nur dann sinnvoll, wenn auch Anlagen angeschlossen werden können, die ganzjährig Wärmeenergie in entsprechenden Dimensionen benötigen, beispielsweise ein Schwimmbad.

Der Reaktor, den wir derzeit bauen, ist 15-mal so groß wie der Labormaßstab und wird eine Leistung von 300 Kilowatt (kW) haben. In Bezug auf das, was wir in Deutschland brauchen, sind das Peanuts, aber für eine wissenschaftliche Anlage ist das schon relativ groß. Und wenn das gut funktioniert, wäre auch denkbar, in den Megawatt-Maßstab zu gehen. In Süddeutschland beispielsweise gibt es bereits gut funktionierende Reaktoren, die allerdings jeweils nur eine Richtung abbilden, also entweder Wasserstoff in das LOHC ein- oder ihn ausspeichern können. Unser bidirektionaler Reaktor ist nach unserem Wissensstand weltweit einzigartig.

Im LLEC beschäftigen sich allein 12 bis 15 Personen nur mit der Software dieser Regelungsplattform. Eine der Herausforderungen dabei ist, dass die Anlagen ganz unterschiedliche „Sprachen“ sprechen. Wir müssen also standardisierte Kommunikationsprotokolle implementieren, damit die angeschlossenen Anlagen eine Art virtuellen Markt bilden können, auf dem die jeweiligen Leistungspotenziale und Energiebedarfe regelungstechnisch optimiert zusammenfinden.

Da fließen dann zum Beispiel Füllstände oder Ertragsprognosen von Wind und Sonne sowie historische Nutzungsprofile, Produktionsdaten oder auch anonymisierte Informationen aus Kalendern der Belegschaft mit ein, um zum Beispiel das Beheizen von Büros und Seminarräumen zu optimieren.

Wir entwickeln modulare Energiesystemkomponenten. Je nach Anwendungsfall können also beispielweise ein Elektrolyseur, eine Brennstoffzelle und ein BHKW und so weiter in Größen passend zum Lastprofil gekoppelt werden. Das System würde dann zunächst modelliert und optimiert. Die Idee ist, dass die Softwareplattform jedoch bei jeder Modulkombination funktioniert.

Was das berühmte Technology Readiness Level, also die Anwendungsreife angeht, befinden sich die Anlagen auf verschiedenen Niveaus. Einige werden vielleicht in ein oder zwei Jahren so weit sein, dass man sie in einem experimentierfreudigen Umfeld bereits einsetzen könnte. In fünf bis zehn Jahren könnten sie dann soweit skaliert sein, dass man sie auch zur Deckung der Grundlastnutzen kann.

In den nächsten Jahren wird der Erfolg auch davon abhängen, inwieweit Unternehmen oder Industrieparkbetreiber bereit sind, in ein solch innovatives Energiesystem zu investieren und natürlich auch wie die Energiepreise sich entwickeln.

Wir haben aber bereits Anfragen zum Beispiel aus Tagebaurandgebieten. Einige Kommunen sehen es als Asset, dass sie nun ganze Ortschaften praktisch von Null wiederaufbauen müssen und dadurch entsprechende Gestaltungsspielräume haben.