H -R AP1 “PRINZIPIELLE ANFORDERUNGEN AN DIE …images.energieportal24.de/dateien/downloads/hydrogen/dwv-roadmap... · H 2-ROADMAP AP1 “PRINZIPIELLE ANFORDERUNGEN AN DIE INFRASTRUKTUR”

H2-ROADMAP

AP1 “PRINZIPIELLE ANFORDERUNGEN AN DIE INFRASTRUKTUR”

Studie des DWV

Dezember 2003

DWV Deutscher Wasserstoff Verband e.V.Unter den Eichen 87

12205 Berlinwww.dwv-info.de

Die Studie wurde erstellt von der

L-B-Systemtechnik GmbH, 85521 Ottobrunn, www.lbst.de, [email protected]

Autoren: M. Altmann, H. Landinger, W. Weindorf, R. Wurster, M. Zerta

DWV ROADMAP

Inhaltsverzeichnis Dezember 2003

I

INHALTSVERZEICHNIS

0. Einleitung

1. Technische Anforderungen

2. Ökonomische Anforderungen

3. Gesetzliche Anforderungen

4. Politische Anforderungen

5. Unternehmerische Anforderungen

6. Empfehlungen für weitere Bearbeitungsstufen

DWV ROADMAP

Einleitung Aktualisierung Januar 2005

0-1

0 EINLEITUNG

Was wollte der DWV mit der Erstellung eines Roadmap-Papiers erreichen ?

Untersuchung des Aufbaus einer Wasserstoffinfrastruktur in Deutschland:

- Prinzipielle Anforderungen an die H2-Infrastruktur

- Stand und mögliche Entwicklung der Technologien

- Ermittlung von Kosten und ökonomisch sinnvollen Anlagengrößen

- Beschreibung der grundsätzlichen Phasen eines H2-Infrastrukturaufbaus; Festlegung von Teilzielen;Analyse von mindestens erforderlichen Zeiträumen; etc.

- Identifizierung von Abhängigkeiten verschiedener gesellschaftlicher Bereiche und Wirtschaftsbranchen(Politik, Infrastruktur-Industrie, Fahrzeugindustrie, Verbraucher, Finanzierungsinstitutionen, Versiche-rungen,....)

Was die H2-Roadmap nicht leisten sollte:

- Die H2-Roadmap sollte einen Baukasten zur Erstellung einer Einführungsstrategie liefern, nicht die Stra-tegie selbst

- Die H2-Roadmap sollte nicht die Abgabe einer Selbstverpflichtung der an ihrer Erstellung Beteiligten zurErreichung von formulierten Umsetzungszielen beinhalten

- Neben Infrastruktur für mobile Anwendungen sollte keine detaillierte Betrachtung von Infrastruktursy-stemen für portable und stationäre H2-Nutzungssysteme erfolgen (identifizierte Synergien sollten darge-stellt werden)

Abgrenzung der H2-Roadmap gegenüber anderen Aktivitäten:

- Die H2-Roadmap sollte ein öffentlich zugängliches Dokument werden

- Die H2-Roadmap sollte keine konkrete Implementierungsstrategie beinhalten, sondern die Entwicklungeiner solchen durch Industrie und Politik initiieren und unterstützen helfen

Abstimmung der H2-Roadmap mit anderen Aktivitäten:

- Der DWV strebte Kooperationen mit VES, CEP, CUTE und anderen Vorhaben an, um Doppelarbeiten,Überschneidungen und Widersprüche zu vermeiden. Die Zusammenarbeit sollte erleichtert werden durchdie Tatsache, dass viele der Partner der genannten Aktivitäten DWV-Mitglieder sind.

Die ursprüngliche Konzeption der Roadmap-Bearbeitung ging von 2 Projektphasen aus.

Phase 1 hatte zum Ziel, bis zum Sommer 2002 ein Startpapier auf Basis bei LBST vorhan-dener Dokumente und Informationen zu erstellen. Der zeitliche und Kostenaufwand für

DWV ROADMAP

Aktualisierung Januar 2005 Einleitung

0-2

dieses Dokument war sehr begrenzt (etwa eine Personenwoche). Auf Basis dieses Papierssollte bei den DWV-Industriemitgliedern und zusammen mit diesen bei den Bun-desministerien die Akquisition der erforderlichen Finanzierung für die geplante Erstellungeiner H2-Roadmap erfolgen.

Ergebnis des Phase 1-Startpapiers war eine Folienpräsentation mit folgenden Inhalten:

♦ Übersicht über wichtige weltweite Entwicklungen (staatliche Programme, industrielleEntwicklungs- und Kommerzialisierungsanstrengungen).

♦ Darstellung der angestrebten Ziele einer H2-Infrastruktur-Roadmap für Deutschland(Technologie, Konzepte, Mengen, Kosten, Zeithorizonte).

♦ Vorschlag der einzubindenden industriellen DWV-Mitglieder.

♦ Kosten- und Terminplanung für die Roadmap-Erstellung (Gesamtziele, Arbeitspaket-Inhalte und erwartete Ergebnisse, Budgetschätzung, Meilensteine etc.).

Phase 2 sollte beginnen, sobald die Finanzierung der „H2-Roadmap – Bausteine für eineEinführungsstrategie“ gesichert gewesen wäre. Der Aufwand für diesen Arbeitsschritt warmit etwa 9 Personenmonaten angesetzt, abzuarbeiten innerhalb maximal eines Jahres.

Ergebnisse dieser Phase 2 – „H2-Roadmap – Bausteine für eine Einführungsstrategie“ soll-ten sein:

♦ Prinzipielle Anforderungen an eine H2-Kraftstoffversorgungsinfrastruktur (technische,ökonomische, gesetzliche, politische und unternehmerische Voraussetzungen für dieRealisierung) à Abschätzung der Investkosten und Einnahmen (jährlich); daraus:Vorfinanzierungsbedarf (jährlich).

♦ Definition der unterschiedlichen Phasen der Einführung und Nutzung (Flottenphase,Einführungsphase, Penetrationsphase) nach zeitlichen und volumenmäßigen Bedin-gungen (zusammen mit industriellen DWV-Mitgliedern) à Ermittlung des Kraft-stoffbedarfs (jährlich)

♦ Erarbeitung eines Baukastens für die einzelnen Schritte der Entwicklung einer Betan-kungsinfrastruktur (Abhängigkeiten der Bausteine untereinander, Beschleuni-gungspotentiale, Auswirkungen auf die Umsetzung, Maßnahmen zur Erreichung ge-setzter Teilziele) à Maßnahmen zur Überführung der verschiedenen Phasen ineinan-der und in einen Massenmarkt (Wo zuerst? Wo Schwerpunktbildung? Entwicklung indie Fläche? Mögliche Entwicklungsgeschwindigkeit?).

Anmerkung: Ziel der Erstellung der H2-Roadmap ist die Analyse der Bedingungen, sachli-chen Zusammenhänge und Abhängigkeiten und die Identifizierung des Zeitbedarfs und

DWV ROADMAP

Einleitung Aktualisierung Januar 2005

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möglicher Beschleunigungspotentiale. Es soll untersucht werden, was gemacht werdenmuss, aber es soll nicht dargestellt werden, wie etwas gemacht werden soll oder wird.

à Ergebnis: Bericht und Folienpräsentation sowie CD-ROM.

Die Budgetkosten für diese Phase zwei wurden auf etwa 150.000 Euro geschätzt.

Eine auf Wunsch des DWV-Vorstandes nochmals knapper kalkulierte Budgetschätzungkam am 14. Mai 2002 zu folgenden Minimalkostenansätzen:

Da es dem DWV-Vorstand trotz intensiver Anstrengungen bis Sommer 2003 nicht gelang,bei den in Aussicht genommenen und angesprochenen industriellen und behördlichenGeldgebern die erforderliche Summe aufzutreiben, wurde beschlossen aus den hierfür ge-bildeten Rücklagen sowie aus dem laufenden Budget das AP 1 „Prinzipielle Anforderun-gen an die Infrastruktur“ zu beauftragen. Die Auftragserteilung erfolgte am 24. Juli 2003.

In Kapitel 6 dieses Berichts zu Arbeitspaket 1 der Projektphase 2 „Prinzipielle Anforde-rungen an die Infrastruktur“ wird erläutert, wie eine sinnvolle Fortsetzung der DWV-Infrastruktur-Roadmap-Aktivität auf Basis der bisher erbrachten Arbeiten aussehen könn-te.

Im Verlaufe des Jahres 2004 stellte sich durch die verzögerte Bearbeitung der DWV H2-Roadmap als zusätzliches Hindernis heraus, dass in Deutschland und Europa zunehmendeDynamik auf industrieller Seite entstand, die sich um eine mehr oder weniger koordinierte

DWV ROADMAP

Aktualisierung Januar 2005 Einleitung

0-4

Roadmaperstellung bemühte. Auf europäischer Seite ist diese über die gemeinsamen Ak-tivitäten HyNet und HyWays getragen von Industrie, KMUs, Instituten und der Europäi-schen Kommission bereits eingeleitet und am weitesten fortgeschritten. Auf deutscher Sei-te haben sich in der zweiten Hälfte des Jahres 2004, angestossen durch die zuvor genann-ten EU-Aktivitäten, erste Strategiekreise gebildet, die sich mit der Errichtung von Pla-nungsgruppen im Rahmen der EU-Lighthouse-Projekte befassen.

Vor diesem Hintergrund war es dem DWV offensichtlich nicht mehr möglich, die industri-ellen Kräfte zu bündeln und zur Finanzierung der Erstellung einer deutschen H2-Roadmapwenigstens für den Strassenverkehr zu gewinnen.

Der DWV hält es deshalb für angebracht, die bisher erarbeiteten Studien der Phase 1 undPhase 2 in der hier vorliegenden Broschüre zu veröffentlichen.

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Technische Anforderungen Dezember 2003

1-1

1 PRINZIPIELLE, TECHNISCHE ANFORDERUNGEN AN EINE H2-KRAFTSTOFF-VERSORGUNGSINFRASTRUKTUR

1.1 Übergeordnete Parameter

1.1.1 PKWs im Individualverkehr

Fahrzeugreichweite

Analog zu [HyNet, 03] wird für die weiteren Berechnungen und Auslegungen eineFahrzeugreichweite von 500 km pro Tankfüllung festgelegt. Dies deckt sich mit denZielen, die sich die Automobilindustrie für den europäischen Markt gesetzt hat.

Jahresfahrleistung

Wie in Abbildung 1 zu sehen schwankt die durchschnittliche jährliche Fahrleistung derPKWs in Deutschland um den Wert 12.000 km. Da die zukünftige Entwicklung, die auchvon der wirtschaftlichen Lage abhängig ist, nur schwer abzusehen ist, wird auch für dieZukunft von einer Jahresfahrleistung von 12.000 km pro PKW im Durchschnittausgegangen.

Abbildung 1: Durchschnittliche Jahresfahrleistung von PKWs in Deutschland[ADAC, 03]

Deutschland

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

1975 1980 1985 1990 1995 2000

Jah

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un

g P

KW

s [k

m]

Deutschland

8.000

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12.000

14.000

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1975 1980 1985 1990 1995 2000

Jah

resf

ahrl

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un

g P

KW

s [k

m]

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Dezember 2003 Technische Anforderungen

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Kraftstoffverbrauch

Bei der Bestimmung des mittleren Kraftstoffverbrauchs wird davon ausgegangen, dasssowohl verbrennungsmotorisch als auch mit Brennstoffzelle angetriebeneWasserstoffahrzeuge, und zwar in einem Verhältnis von 1:1, in den Verkehr gebrachtwerden. Die durchschnittlichen Verbäuche werden wie folgt angenommen [HyNet, 03]:

Brennstoffzellenfahrzeug (BZ):

94 MJ / 100 km = 2,6 lDE / 100 km = 0,78 kgH2 / 100 km

verbrennungsmotorisch angetriebenes Fahrzeug (VM):

168 MJ /100 km = 4,7 lDE / 100 km = 1,40 kgH2 / 100 km

Sehr ähnliche Annahmen für den PKW-Flottenverbrauch im Jahr 2020 (BZ: 0,86 kgH2 / 100km; VM: 1,44 kgH2 / 100 km) werden auch in [BStMLU, 02] getroffen.

Ausgehend von der Festlegung, dass ebenso viele Brennstoffzellenfahrzeuge wieverbrennungsmotorisch angetriebene Fahrzeuge erwartet werden, ergibt sich derdurchschnittliche Verbrauch von 1,1 kgH2 / 100 km.

Füllmenge

Aus dem durchschnittlichen Verbrauch von 1,1 kgH2 / 100 km und einer Fahrzeug-reichweite von 500 km resultiert eine durchschnittliche Betankungsmenge von 5,5 kgH2,die bei jedem Betankungsvorgang abgegeben wird.

Jahresverbrauch

Bei einem durchschnittlichen Verbrauch von 1,1 kgH2 / 100 km und einer durch-schnittlichen Jahresfahrleistung von 12.000 km ergibt sich ein Jahresverbrauch von132 kgH2 pro PKW.

Tankfrequenz

Bei einer durchschnittlichen Jahresfahrleistung von 12.000 km und einer mittlerenReichweite von 500 km ergibt sich vereinfachend im Mittel eine Anzahl von 24Betankungen pro Jahr, was einem Intervall von etwa 15 Tagen entspricht.

Tankstellenfrequentierung

Da Tankstellen über den Tagesverlauf unterschiedlich stark frequentiert werden, wurdeder in Abbildung 2 dargestellte Tageslastgang der ARAL Tankstelle Amsterdamer Straße194 in Köln herangezogen. Die Amsterdamer Straße kann als Einfallstraße betrachtet

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1-3

werden und befindet sich in einem Mischgebiet u.a. mit großen Bürogebäuden in derNähe der Fordwerke [ARAL, 98].

Abbildung 2: Anzahl der Befüllungen an einer typischen Tankstelle inDeutschland

2 2 1 24

68 9 9 8 8

3

0

12

1513

11

25 26

29 28 28

41

37

34 35

3937 36 35

25

20 20

16

10

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17 17 16

1916

11

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2 2

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8

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232526

212021

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7

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0

5

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45

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Tageszeit

min

max

mittel

2 2 1 24

68 9 9 8 8

3

0

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29 28 28

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1916

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87 6

8

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2927

232526

212021

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7

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0

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min

max

mittel

1.1.2 Flottenfahrzeuge

1.1.2.1 Busse

Fahrleistungen

Für ein Einführungsszenario sind Busse von Interesse, die im Linienverkehr eingesetztwerden. Bei diesen Bussen kann davon ausgegangen werden, dass sie täglich in einBusdepot zurückkehren und dort an einer eigenen Tankstelle betankt werden. Die mittlereTagesfahrleistung wird mit 250 km pro Bus angenommen.

Kraftstoffverbrauch

Der Kraftstoffverbrauch von Bussen ist von vielen Einflussfaktoren abhängig. Diewichtigsten hierbei sind das Geländeprofil, die Klimazone (Klimatisierung) und dieAuslastung mit Fahrgästen. Ein Vergleichsstandard wie der Neue Europäische Fahrzyklus

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1-4

(NEFZ) für PKWs existiert für Busse nicht. Auch Zahlenmaterial der Hersteller ist nurbegrenzt verfügbar. Daher sind die unten angegeben Größen nur als Richtwerte zurGrobauslegung von Tankstellen anzusehen.

Bei Bussen mit Wasserstoffantrieb wird zwischen drei verschiedenen Antriebskonzeptenunterschieden, deren Wasserstoffbedarf wie folgt angenommen wird:

Brennstoffzelle (BZ):

400 kWh/100km = 40 lDE/100km = 12 kgH2/100km

hybridisierter Verbrennungsmotor (VM-H):


Verbrennungsmotor (VM):


Füllmenge

Entsprechend den oben angegebenen täglichen Fahrleistungen und Verbräuchen ergebensich die Füllmengen zu 30 kgH2 (BZ), 35 kgH2 (VM-H) und 40 kgH2(VM).

Jahresverbrauch

Ausgehend davon, dass der ÖPNV an 365 Tagen im Jahr zur Verfügung stehen muss, wirdzur Vereinfachung der tägliche Wasserstoffbedarf eines Busses als konstant über dasganze Jahr angenommen. Bei Wartungs- und Reparaturarbeiten wird ein Ersatzbus mitdem selben Kraftstoffverbrauchswert eingesetzt. Somit ergibt sich ein Jahresverbrauch anWasserstoff von 10,9 tH2 (BZ), 12,8 tH2 (VM-H) bzw. 14,6 tH2 (VM) pro Bus.

Depotgrößen

Als sinnvolle Depotgröße für mittlere und große Städte wird eine Anzahl von 100 Bussenpro Depot angesehen. In einer Einführungsphase und in kleineren Städten werden aberauch Depots, in denen weniger wasserstoffbetriebene Busse vorhanden sind, existieren.Aus diesem Grund wurden auch Depots mit 20 und 50 Bussen definiert.

Täglicher Wasserstoffumsatz

Je nach eingesetzter Technik und Besatzgröße des Busdepots ergeben sich die in Tabelle 1zusammengestellten täglichen Wasserstoffumsätze.

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1-5

Tabelle 1: Täglicher Wasserstoffbedarf an Busdepots

20 Busse 50 Busse 100 Busse

Brennstoffzelle 600 kgH2/d 1.500 kgH2/d 3.000 kgH2/d

hybridisierter Verbrennungsmotor 700 kgH2/d 1.750 kgH2/d 3.500 kgH2/d

Verbrennungsmotor 800 kgH2/d 2.000 kgH2/d 4.000 kgH2/d

1.1.2.2 Lieferfahrzeuge

Fahrleistungen

Die Fahrleistungen von Lieferfahrzeugen variieren in Abhängigkeit von ihrer Anwendungsehr stark. Für die weiteren Berechnungen wird eine tägliche Fahrleistung von 350 kmangenommen.

Kraftstoffverbrauch

Die Erfahrungen aus dem W.E.I.T. Projekt in Hamburg haben gezeigt, dass der Verbraucheines mit Wasserstoff betriebenen Transporters mit Verbrennungsmotor rund1,33 kWh/km beträgt.

Setzt man (Autobahnfahrten ausgeschlossen) einen Verbrauchsvorteil von Brennstoff-zellenfahrzeugen von 40% gegenüber verbrennungsmotorisch angetriebenen Fahrzeugenvoraus, so ergibt sich für diese ein Verbrauch von 0,80 kWh/km.

Brennstoffzelle (BZ):

80 kWh/100km = 8,0 lDE/100km = 2,4 kgH2/100km

Verbrennungsmotor (VM):

133 kWh/100km = 13,3 lDE/100km = 4,0 kgH2/100km

Füllmenge

Entsprechend den oben angegebenen täglichen Fahrleistungen und Verbräuchen ergebensich die Füllmengen bei täglicher Betankung zu 8,4 kgH2 (BZ) und 14 kgH2 (VM).

Betankung

Es wird als sinnvoll angesehen, die Betankung von Lieferfahrzeugen nicht anfirmeneigenen Zapfsäulen sondern an öffentlichen Tankstellen vorzusehen, um dadurchdie während einer Einführungsphase geringe Auslastung dieser Tankstellen zu verbessern.

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1-6

Die Auswirkung dieser Flottenfahrzeuge auf die Größe der zu errichtenden Tankstelle istabhängig von der Flottengröße und kann somit in einem allgemeinen Szenario nichtberücksichtigt werden, sondern muss für jeden Einzelfall separat betrachtet werden.

1.2 Diskussion der relevanten Speichertechnologien an Bord vonFahrzeugen

Eine der ersten Fragen, die man bei der Entwicklung einer Roadmap für den Aufbau einerWasserstoffinfrastruktur stellen muss, ist die Frage nach den Wasserstoffspeichern, die anBord der Fahrzeuge eingesetzt werden sollen. Diese entscheiden nicht nur über denAggregatzustand und die Konditionierung, die der Wasserstoff bei der Befüllunganzunehmen hat, sondern auch über Füllzeiten, eventuell erforderliche Hilfsmedien oder-aggregate, stationäre Speicherung usw.

1.2.1 Heute

Bei den bis heute vorgestellten Prototypen und Kleinserien von Wasserstoffahrzeugenwerden nahezu ausschließlich zwei Arten der Wasserstoffspeicherung im Fahrzeugangewendet. Dies sind die Flüssigwasserstoffspeicherung und die Druckwasserstoff-speicherung, bei der allerdings bereits verschiedene Druckniveaus zur Anwendunggekommen sind. Als wichtigste Druckstufen sind hier 25 MPa, 35 MPa und 70 MPa zunennen. Aufgrund der geringen volumetrischen Speicherdichte der 25 MPa Speicher undder fortgeschrittenen Verfügbarkeit und Akzeptanz der 35 MPa Speicherung kann manbereits heute erkennen, dass die Wasserstoffspeicherung in Fahrzeugen bei einem Druckvon 25 MPa in Zukunft keine relevante Rolle mehr spielen wird.

1.2.2 In 4 Jahren

Wenn in 2008 die ersten Automobilhersteller mit der Serienfertigung von Wasserstoff-fahrzeugen schrittweise beginnen werden, kann davon ausgegangen werden, dass genaudie oben genannten Arten der Wasserstoffspeicherung zur Anwendung kommen. DerZeitraum bis dorthin muss allerdings genutzt werden, um die Serienfertigung derWasserstoffspeicher vorzubereiten und somit die Kosteneinsparpotentiale umzusetzen.

Es ist als wahrscheinlich anzusehen, dass die Wasserstoffspeicherung auf einemDruckniveau von 35 MPa dann nur noch für Busse eingesetzt wird. Bei Bussen spielt derPlatzbedarf zur Integration der Wasserstoffspeicher keine so entscheidende Rolle wie diesbei PKWs der Fall ist. Die Tanks zur Wasserstoffdruckspeicherung in PKWs werdendagegen vermutlich auf einen Betriebsdruck von 70 MPa ausgelegt sein.

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1.2.3 In 8 Jahren

Aus der Automobilindustrie ist bekannt, dass auch an fortgeschrittenenSpeicherkonzepten gearbeitet wird, um weitere Verbesserungen der volumetrischen undgravimetrischen Speicherdichten zu erreichen, die Sicherheit weiter zu verbessern undweitere Kostenreduzierungen zu realisieren. Zu diesen Technologien gehören u.a. Alanate,Kryoadsorption in Kohlenstoffen und andere Feststoffspeicherkonzepte. Aus heutiger Sichtwerden diese Speicherkonzepte in erster Linie mit gasförmigem Wasserstoff arbeiten.Diese Entwicklungen sind allerdings für den Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur in dennächsten 10-15 Jahren nicht maßgeblich, da sie frühestens in diesem Zeitrahmen zumarktfähigen Produkten entwickelt werden. Eine kurz- bis mittelfristig aufzubauende H2-Betankungsinfrastruktur (bis 2012) wird sich daher auf die vorhanden und kontinuierlichverbesserten Technologien (CGH 2 und LH2) stützen. Fortgeschrittene Speicherkonzeptewerden sich aus heutiger Sicht an die dann bereits existierenden CGH 2- und LH2-Tankstellen mit eventuell geringen Modifikationen anpassen.

1.3 Definition sinnvoller Tankstellenkapazitäten

Zur Erreichung von Kosteneinsparpotentialen durch die Effekte einer Serienfertigung ist esbereits von Beginn des Aufbaus einer Tankstelleninfrastruktur an notwendig, möglichsteinheitliche und geeignete Kapazitäten von Wasserstofftankstellen zu entwickeln, zubauen und einzusetzen. Als relevante Kapazitäten werden folgende täglichenWasserstoffabgabemengen angesehen: 50 kg, 500 kg, 1.300 kg. Warum gerade dieseKapazitäten gewählt wurden und wie viele Fahrzeuge jeweils versorgt werden können,wird nachfolgend erläutert.

1.3.1 Tankstellen mit einer täglichen Abgabekapazität von 50 kg

Mit einer Abgabekapazität von 50 kgH2 pro Tag sind Tankstellen dieser Größenordnungkleiner als die 9 bereits installierten Tankstellen des CUTE-Projekts, die fürWasserstoffkapazitäten im Bereich von 130 – 215 kg pro Tag ausgelegt sind.

Geht man allerdings ausschließlich von PKWs im Individualverkehr aus, ergibt sich mit deneingangs gemachten Annahmen, dass die Kapazität dieser Tankstellen bereits ausreicht,um 138 Fahrzeuge zu versorgen. Dies ist für eine frühe Phase der Einführung vonWasserstofftankstellen eine durchaus beachtliche Zahl.

( ) FzgaFzgkg

addkg

H

H 138/132

/365/50

2

2 =⋅

⋅

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Hier ist 1 Zapfsäule mit 1 Füllschlauch noch vollkommen ausreichend, da jedes Fahrzeugnur ca. alle 15 Tage zur Tankstelle kommt und somit täglich etwa 9 Fahrzeuge zu befüllensind.

1.3.2 Tankstellen mit einer täglichen Abgabekapazität von 500 kg

Die 10-fache Kapazität ermöglicht demzufolge bereits die Versorgung von 1.380 PKWs.

Pro Tag sind hier im Durchschnitt 91 Betankungsvorgänge (BV) durchzuführen.

( )dBV

adaFzgBVFzg

/91/365

/24380.1=

⋅⋅

Obwohl für die Befüllung selbst nur etwa 3 Minuten anzusetzen sind, werden für dieGesamtzeit, die ein Fahrzeug an der Zapfsäule abgestellt ist, 7 Minuten angesetzt. Diesschließt das An- und Abkuppeln des Füllschlauchs und das Bezahlen im Tankstellenshopmit ein. Um Wartezeiten zu verhindern, empfiehlt es sich hier, 2 Zapfsäulen mit 2Füllschläuchen und 2 Meßwerken zu installieren, die von beiden Seiten zugänglich sind.An einer Zapfsäule können etwa 17 Fahrzeuge pro Stunde bedient werden. Würden alle91 Betankungsvorgänge unmittelbar nacheinander erfolgen, so würde dies ca. 3 Stundenerfordern. Da die Öffnungszeiten von Tankstellen selten unter 16 Stunden liegen, kannman aber davon ausgehen, dass sich die Betankungen statistisch über den Tag soverteilen, dass es zu keinen Wartezeiten kommt. Würde man nur 1 Zapfsäule errichten, sowäre die Tankstelle für ca. 5½ Stunden voll ausgelastet. Wartezeiten für Kunden könntendann nicht mehr ausgeschlossen werden.

1.3.3 Tankstellen mit einer täglichen Abgabekapazität von 1.300 kg

Nach [Bienert, 03] werden von den insgesamt rund 16.000 Tankstellen in Deutschlandnach allgemeiner Einschätzung der Branche in absehbarer Zeit nur noch rund 12.000übrigbleiben. Geht man davon aus, dass der PKW Bestand etwa beim heutigen Stand von44 Millionen Fahrzeugen [ADAC, 03] stagniert, so ergibt sich daraus, dass 1 Tankstelle imDurchschnitt 3.650 Fahrzeuge versorgen wird. Dazu wäre eine Tankstelle mit einerdurchschnittlichen Wasserstoffkapazität von 1.300 kg/d erforderlich.

Zur Abwicklung der 240 Betankungsvorgänge pro Tag sind 4 Zapfsäulen mit je zweiFüllschläuchen und Meßwerken erforderlich und müssen jeweils von beiden Seitenzugänglich sein.

( )dBV

adaFzgBVFzg

/240/365

/24650.3=

⋅⋅

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Unter Ausnutzung der gesamten Kapazität könnten die Betankungen innerhalb von 3,5 habgeschlossen werden. Würde man auf eine Zapfsäule verzichten, wäre eine ausreichendeVersorgung theoretisch zwar möglich, allerdings wären die Zapfsäulen dann für beinahe5 h voll ausgelastet. Lastspitzen über den Tagesverlauf würden hier schnell zuungewünschten Wartezeiten der Tankstellenkunden führen.

1.4 Aufgliederung der verschiedenen Tankstellentypen und Diskussionder Einzelkomponenten

Grundsätzlich können Wasserstofftankstellen in drei verschiedene Hauptgruppenunterteilt werden. In der ersten Gruppe (CGH 2-Tankstellen) kommt Wasserstoff nur inseinem gasförmigem Aggregatzustand vor. In der zweiten Gruppe wird Wasserstoff zwarflüssig zur Tankstelle transportiert, aber gasförmig in die Fahrzeuge befüllt (LCGH 2-Tankstellen). Bei der dritten Gruppe (LH2-Tankstellen) wird Wasserstoff sowohl in flüssigerForm angeliefert als auch an die Kraftfahrzeuge abgegeben.

1.4.1 Herkunft des Wasserstoffs

Für die CGH 2 Kraftstoffkette kann in folgende vorgelagerte Energiepfade unterschiedenwerden:

• Stromnetz (onsite)

• Erdgas (onsite)

• Methanol (onsite)

• Biomasse (onsite)

• CGH2 über Pipelineanschluss

• CGH2 über Bündel- / Röhrentrailer

Bei den Kraftstoffketten LH2 und LCGH2 wird die Anlieferung über Tanklastzüge mitUmfüllung vor Ort aber auch das Auswechseln von leeren LH2 Containern gegen volleberücksichtigt.

Die oben erwähnten Hauptgruppen können nun weiter unterteilt werden, indem dieBetankungstechnologie genauer definiert wird.

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1-10

1.4.2 Gasförmiger Wasserstoff (CGH2)

Bei CGH 2 Tankstellen kann in das Mehr-Bank Speichersystem, das Boosterkonzept fürkleine und das Boosterkonzept für große Tankstellen unterschieden werden. Abbildung 3zeigt, welche Hauptkomponenten bei den jeweiligen Systemen erforderlich sind.

Zusätzlich ergeben sich für die verschiedenen Betankungsdrücke technische Unterschiedean den Tankstellen. Auf diese wird bei der detaillierten Komponentenbetrachtungeingegangen.

1.4.2.1 Mehr-Bank Speichersystem

Bei einem Mehr-Bank Speichersystem ist der Wasserstoffspeicher in drei oder mehrerefunktionale Einheiten, sogenannte Speicherbänke, gegliedert, die im Betrieb aufunterschiedliche Minimaldrücke entleert werden. Bei einem Füllprozess strömt zunächstGas aus der Bank mit dem niedrigsten minimalen Betriebsdruck, der Niederdruckbank, indas Fahrzeug. Wenn die Druckdifferenz zwischen dieser Speicherbank und demFahrzeugspeicher so klein wird, dass nur noch geringe Wasserstoffmengen überströmen,schaltet das System auf die nächst höhere Stufe um. So verfährt das System weiter, bisschließlich die Hochdruckbank erreicht ist und diese den Befüllvorgang vollendet undabschließt. Der große Vorteil eines Mehr-Bank Speichersystems gegenüber einemeinstufigen Speicher ist die bessere Ausnutzung der Speicherkapazität. Bei diesemKonzept hat der Kompressor nur die Aufgabe, die entleerten Speicher nach einerBefüllung wieder auf den maximalen Speicherdruck zu befüllen. Dies kann für entleerteSpeicherbänke bereits erfolgen, während andere Bänke noch im Betankungsvorgang aktivsind.

1.4.2.2 Boosterkonzept für kleine Tankstellen

In einer frühen Phase der Einführung von Wasserstofftankstellen mit vergleichsweiseniedrigem Wasserstoffabsatz an den Tankstellen muss erhöhtes Augenmerk auf niedrigeInvestitionskosten gelegt werden. In dieser Phase spielt Effizienz beim Energieverbrauchzum Betrieb der Tankstelle eine untergeordnete Rolle. Deshalb wird die Tankstelle soausgelegt, dass nur ein einziger Kompressor erforderlich ist. Dieser dient sowohl zurBefüllung des stationären Wasserstoffspeichers als auch zum direkten Befüllen derFahrzeuge.

Im Lademodus verdichtet der Kompressor den Wasserstoff vom jeweiligen Eingangsdruckder Wasserstoffquelle (Trailer, Elektrolyseur, Reformer, ...) auf das obere Druckniveau desSpeichers (30 MPa). Im Boostermodus entnimmt er das Gas aus dem Speicher undkomprimiert es auf den jeweils erforderlichen Fülldruck (siehe Kapitel 2). Der minimaleBetriebsdruck des Speichers, der gleichzeitig auch den minmalen Ansaugdruck des

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1-11

Verdichters im Boostermodus darstellt, wird bei etwa 12 MPa festgelegt. ImBoosterbetrieb ergibt sich aufgrund des höheren Vordrucks ein wesentlich höhererVolumenstrom, der erforderlich ist, um eine akzeptable Befüllzeit für die Fahrzeuge zuermöglichen. Um einen Fahrzeugtank mit einem Inhalt von 5 kgH2 innerhalb von 3 min zubefüllen, ist ein Volumenstrom von 1.100 Nm³/h erforderlich.

1.4.2.3 Boosterkonzept für große Tankstellen

Bei größeren Tankstellen hingegen werden für die unterschiedlichen Aufgabenverschiedene Kompressoren eingesetzt: einer, der die Befüllung des stationären Speichersübernimmt und einer, der den Befüllungsprozess übernimmt. Nimmt die Größe derTankstellen weiter zu, kann es durchaus sinnvoll sein, mehrere Verdichter imParallelbetrieb einzusetzen.

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1-12

Abbildung 3: Hauptkomponenten von CGH2 Tankstellen

Quelle H2 Produktion Konditio-nierung I

H2Speicherung

IBefüllungKonditio-

nierung II

H2Speicherung

II

Erdgas

Stromnetz

Methanol

WasserstoffPipeline

WasserstoffTrailer

MethanolReformer

ErdgasReformer

Elektrolyseur

Kompressor Bündel/RöhrenSpeicher

Kompressor Bündel/RöhrenSpeicher HD

Zapfsäule

Kaskadensystem

kleines Boostersystem

großes Boostersystem

Tankstellengrenze

BiomasseBiomasseVergaser

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1.4.3 Flüssigwasserstoff (LH2)

Bei LH2 Tankstellen kann ebenfalls anhand der Befüllstrategie weiter unterschiedenwerden. Es gibt die Möglichkeit, Wasserstoff mit Hilfe einer Pumpe in den Fahrzeugtankzu fördern oder aber durch stationärseitigen Druckaufbau ein Druckgefälle zu erzeugen.

Die Hauptkomponenten einer LH2 Tankstelle sind in Abbildung 4 dargestellt.

1.4.3.1 Mit LH2 Pumpe

Eine Möglichkeit der Befüllung von flüssigem Wasserstoff von einem stationären Tank inein Fahrzeug ist die Verwendung einer Flüssigwasserstoffpumpe. Diese Pumpe kannentweder im stationären Speicher untergebracht werden, um die Pumpe ständig kühl zuhalten, oder in die Transferleitung eingebaut werden. Der erste Fall gestaltet sich zwarenergetisch günstiger, macht aber Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten schwieriger.

1.4.3.2 Mit Konditioniertank

Durch die Verwendung eines Konditioniertanks können die vergleichsweise hohen Kosteneiner Flüssigwasserstoffpumpe vermieden werden und gleichzeitig kann die Anzahl anbewegten Teilen reduziert werden. Die Funktion kann wie folgt beschrieben werden: Einedefinierte Menge flüssigen Wasserstoffs wird in den Konditioniertank gefüllt. Dann wirdein kleiner Teil des eingefüllten Wasserstoffs verdampft und in den Konditioniertankzurückgeleitet, was dort zu einer Druckerhöhung führt. Die Druckdifferenz zwischen demKonditioniertank und dem Fahrzeugtank reicht nun aus, um den Wasserstoff ohne Pumpein einer akzeptablen Zeit in den Fahrzeugtank zu drücken.

1.4.4 Gasförmiger Wasserstoff aus Flüssigwasserstoff (LCGH2)

An LCGH 2-Tankstellen wird Wasserstoff in flüssiger Form (LH2 ) angeliefert und lokal in dieGasphase (CGH 2) überführt. Auskunft darüber, welche Hauptkomponenten dafürerforderlich sind, gibt Abbildung 4.

1.4.4.1 Mit Hochdruckpumpe

Dieses System verwendet eine LH2-Hochdruckpumpe, um den zur Befüllung derFahrzeugtanks erforderlichen Druck in der Flüssigphase zu erzeugen. NachgeschalteteWärmetauscher erwärmen den Wasserstoff um eine Beschädigung der Fahrzeugspeicherdurch zu tiefe Temperaturen zu verhindern.

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1-14

1.4.4.2 Mit Konditioniersystem

Hier wird der zur Befüllung der Fahrzeugtanks erforderliche Druck mit Hilfe einesKonditioniersystems in Kombination mit Verdampfern aufgebaut, in dem der Wasserstoffverdampft und angewärmt wird. Nach der Druckerhöhung wird das Gas in ein Mehr-BankSpeichersystem geleitet beginnend mit der höchsten Stufe. Aus diesem Speichersystemwerden dann die Fahrzeuge durch Überströmen befüllt. Hier werden keine Pumpen oderKompressoren eingesetzt.

1.4.4.3 Mit Boosterkompressor

Durch den Einsatz eines Boosterkompressors kann wie bei den CGH2-Tankstellen imstationären Speichersystem auf die hohen Drücke verzichtet werden. EineFlüssigwasserstoffpumpe mit vergleichsweise niedrigem Ausgangsdruck und dienachfolgenden Wärmetauscher verdichten den Wasserstoff auf ein mittleres Druckniveau,auf dem er gespeichert wird, bis er über den Boosterkompressor in die Fahrzeuge befülltwird.

1.4.5 Überblick über die erforderlichen Hauptkomponenten in Abhängigkeitverschiedener Tankstellentechnologien

Tabelle 2 schafft eine Übersicht darüber, welche Hauptkomponenten für welchesTankstellenkonzept erforderlich sind.

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1-15

Abbildung 4: Hauptkomponenten von LH2 und LCGH2 Tankstellen

Quelle Konditio-nierung II

H2Speicherung

IBefüllungKonditio-

nierung I

H2Speicherung

II

LH2Anlieferung

LH2 Container

stationärerLH2 Tank

HD CGH2Speicher

GH2Zapfsäule

LH2 Container

HD LH2 Pumpe/ Verdampfer

LH2 Pumpe

Konditionier-tank

VerbindungSpeicher /Füllanlage

BoosterKompressor

LH2 Roboter /Zapfsäule

ND LH2 PumpeDruckaufbausystem

ND LH2 Pumpe/ Verdampfer

MD CGH2Speicher

Erweiterung auf z.B. 70 MPa

LCGH2 Pfad

LH2 Pfad

ND NiederdruckMD MitteldruckHD Hochdruck

Tankstellengrenze

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Tabelle 2: Erforderliche Komponenten für verschiedene Wasserstofftankstellenkonzepte

1.4.2.1 CGH2 Mehr-Bank Speichersystem

1.4.4.3 LCGH2 mit Boosterkompressor

1.4.4.2 LCGH2 mit Konditioniersystem

1.4.4.1 LCGH2 mit Hochdruckpumpe

1.4.3.2 LH2 mit Konditioniertank

1.4.3.1 LH2 mit LH2 Pumpe

1.4.2.3 CGH2 Boosterkonzept für gr. Tankstellen

1.4.2.2 CGH2 Boosterkonzept für kl. Tankstellen

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CG

H2

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LH2

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LH2

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LH2

Fül

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g

eine von diesen

optional

erforderlich

Bio

mas

se V

erga

ser

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1-17

1.5 Mögliche Synergien mit existierenden H2-Infrastruktursystemen inDeutschland sowie mit neuen stationären und portablenNischenanwendungen

1.5.1 Wasserstoff als Industrie-Nebenprodukt

In vielen Prozessen der chemischen Industrie in Deutschland entsteht Wasserstoff alsNebenprodukt. Da heute häufig keine geeignete Nutzung des hochwertigen Produkts mitsinnvollem Mehrwert gefunden werden kann, wird es teilweise zur Strom- undWärmeerzeugung in Heizkraftwerken genutzt. Eine Übersicht, an welchen Standortenüberschüssige Wasserstoffkapazitäten zur Verfügung stehen, gibt Abbildung 5. Summiertman alle Kapazitäten auf, so ergibt sich eine Gesamtmenge von 950 x 106 Nm3/a, eineMenge, die ausreichen würde, um eine Flotte von ca. 7.850 Brennstoffzellenbussen,40.700 BZ-Lieferfahrzeuge oder 648.000 privaten BZ-PKWs zu betreiben.

Abbildung 5: Wasserstoff als Industrie-Nebenprodukt in Deutschland

HamburgBremen

Berlin

Hannover

München

Stuttgart

KölnFrankfurt

78.11 Mm³/aLudwigshafen (BASF)

43.44 Mm³/aHürth (Hoechst)

85.41 Mm³/aLeverkusen (Bayer) 43-50 Mm³/a

(Hoechst-Infraserv)

45.26 Mm³/aBurghausen (Wacker)

20.81 Mm³/aGendorf (Hoechst)

16.06 Mm³/aGersthofen (Hoechst )

86.14 Mm³/aDormagen (Bayer)

50 Mm³/aKrefeld (Bayer)

62.05 Mm³/aRheinber (Solay)

28.84 Mm³/aIbbenbüren (Elektrochemie Ibb.)

37.6 Mm³/aWilhelmshaven (ICI)

17.16 Mm³/aBrunsbüttel (Bayer)

259.88 Mm³/aStade (Dow)

33.95 Mm³/aBitterfeld (Chemie AG)

57.67 Mm³/aSchkopau (Buna AG)

Gesamt: 950 Mm³/aca. 7.850 BZ-Busse

Quelle:LBST 1998

In einer Einführungsstrategie sollten diese Standorte auf jeden Fall berücksichtigt werden,da dort der Wasserstoff sofort kostengünstig zur Verfügung gestellt werden kann. Ein

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gutes Beispiel hierfür ist Infraserv in Frankfurt, die bereits an der Realisierung einerWasserstofftankstelle arbeiten und ca. 30 Mio. Nm³H2/a verfügbar machen könnten.

1.5.2 Industriegase

Auch die Gaseindustrie ist bereits heute in der Lage, nennenswerte Mengen anWasserstoff deutschlandweit zur Verfügung zu stellen. Vor allem dort, wo kurzfristigkleinere Mengen an Wasserstoff z.B. für Demo-Projekte, Schulungen etc. benötigt werden,bietet sich die Nutzung der bereits existierenden Infrastruktur an. Durch ihre Erfahrungenim Umgang mit Wasserstoff sind die Unternehmen auch prädestiniert dafür, aktiv amAufbau einer H2-Kraftstoffinfrastruktur mitzuwirken. Als wichtigste Unternehmen indiesem Bereich sind folgende zu nennen: Air Liquide, Air Products, Linde, MesserGriesheim, Praxair, Sauerstoffwerke Friedrichshafen, Westfalen Gas.

1.5.3 Tankstellen als Vertriebspunkte zur Versorgung von H2-Kleinverbrauchern

Das Henne-Ei Problem bei der Wasserstoffversorgung existiert nicht nur im Automobil-bereich, sondern auch für das Segment der Wasserstoff-Brennstoffzellenanwendungen imkleinen Leistungsbereich. Für diese Anwendungen kommen meist kleinereWasserstoffspeicher in Frage, die von ihren Abmessungen und ihrem Gewicht her auchohne Hilfsmittel noch leicht zu transportieren sind.

Hier könnte sich ein Zusatzgeschäft für die Tankstellen entwickeln, wenn sie in der Lagewären, diese Behälter vor Ort wiederzubefüllen. Eine separate Logistik zur Anlieferungsolcher Kleinbehälter würde sich besonders in einer Einführungsphase wesentlich teurergestalten.

1.5.4 Parallelnutzung von Wasserstofferzeugern für stationäre und mobileAnwendungen

In Gewerbe- und Industriegebieten erweist es sich eventuell als vorteilhaft,Wasserstofferzeuger, insbesondere ist hier an Erdgasreformer gedacht, gleichzeitigsowohl für stationäre Anwendungen (H2 als Prozessgas, Kraftwärmekopplung inBrennstoffzellen) als auch zur Versorgung von Tankstellen zu betreiben. Neben einerhöheren Produktionskapazität kann durch eine geeignete Betriebsführung eventuell auchdie Auslastung während des Tageslastgangs verbessert werden, was sich beides positivauf Investitions- und Betriebskosten auswirkt.

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1.6 Abkürzungen

BZ Brennstoffzelle

CGH2 gasförmiger Wasserstoff unter Druck (Compressed Gaseous Hydrogen)

LCGH 2 gasförmiger Wasserstoff unter Druck aus der Flüssigphase gewonnen

LH2 flüssiger Wasserstoff (Liquid Hydrogen)

VM Verbrennungsmotor

1.7 Literaturverzeichnis

[ADAC, 03] http://www.adac.de/images/8_948.pdf, 2003

[ARAL, 98] Aral: Aufstellung über die Anzahl der Tankvorgänge überden Tag an einer Tankstelle in Köln, 1998

[Bienert, 03] Bienert, M., Eberhardt, D., Herberg, I., Hübner, T., Müller,M.: Marktanalyse und Keyplayer im deutschen Tankstellen-markt, Fachhochschule Hannover, 2003

[BStMLU, 02] Altmann, M., Blandow, V., Niebauer, P., Schindler, J.,Schurig, V., Weindorf, W., Zittel, W.: Vergleich verschiedenerAntriebskonzepte im Individualverkehr im Hinblick aufEnergie- und Kraftstoffeinsparung, L-B-SystemtechnikGmbH, http://www.lbst.de/antriebskonzepte , 2002

[HyNet, 03] HyNet Kommunikation mit Alternative Fuels Contact Group,2003

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Ökonomische Anforderungen Dezember 2003

2 PRINZIPIELLE, ÖKONOMISCHE ANFORDERUNGEN AN EINE H2-KRAFT-STOFFVERSORGUNGSINFRASTRUKTUR

In diesem Kapitel werden für die in Kapitel 1 festgelegten Tankstellengrößen 50 kg/d,500 kg/d, 1.300 kg/d sowohl die Investitionskosten als auch die Wasserstoff-bereitstellungskosten abgeschätzt. Dazu wird die jeweils berücksichtigte Technologie kurzbeschrieben. Technische und ökonomische Daten stammen aus den Erfahrungen, die manbereits mit Wasserstoff- und Erdgastankstellen gewonnen hat, und aus Herstellerangaben.

Geht man von 6.000 Jahresvollbenutzungsstunden aus, so ergeben sich für dieWasserstofferzeuger vor Ort folgende Produktionskapazitäten:

• 34 Nm³/h (50 kg/d)

• 340 Nm³/h (500 kg/d)

• 880 Nm³/h (1.300 kg/d)

Die 6.000 Jahresvollbenutzungsstunden stellen einen sinnvollen Wert dar, derAuslastungsschwankungen bei den durchgeführten Betankungen berücksichtigt und einenrealistischen Kompromiss zwischen Produktionskapazität des Wasserstofferzeugers undder Größe des installierten Wasserstoffspeichers darstellt.

Bei allen in die Berechnung einbezogenen, nicht vor Ort installierten Wasserstoff-erzeugern, also den zentralen Reformern zur Anlieferung per Trailer und den dezentralenReformern zur Wasserstoffbereitstellung per Pipeline, wurden 8.000 Jahresvoll-benutzungsstunden angesetzt.

Festlegungen für die Berechnungen

• Wechselkurs EUR / US$ 1:1

• kalkulatorischer Zinssatz 8%

• Abschreibungsdauer 15 Jahre

• Erdgaspreise richten sich nach Bezugsmenge gemäß [Ruhrgas, 02] und LBST-Berechnungen

• Strompreise (Mittelspannungsebene) 0,05 EUR/kWh

• Strompreise (Niederspannungsebene) 0,065 EUR/kWh

2-2 DWV ROADMAP

Dezember 2003 Ökonomische Anforderungen

2.1 Druckwasserstoff (CGH2)

2.1.1 Allgemeines

Wasserstofferzeugung bzw. -bereitstellung

Sechs verschiedene Wasserstoffbereitstellungspfade für CGH 2 werden in diesem Kapitelberücksichtigt:

• vor-Ort Elektrolyse

• vor-Ort Reformierung aus Erdgas

• vor-Ort Reformierung aus Methanol

• vor-Ort Biomassevergasung

• Wasserstoffversorgung mit Pipeline

• Wasserstoffversorgung mit CGH 2-Trailer

Bei den „vor-Ort“ Pfaden wird davon ausgegangen, dass sich die Erzeuger inunmittelbarer Nähe der Tankstelle befinden und daher keine Versorgungspipelineerforderlich ist. Im Falle der Anlieferung mittels Trailer wird angenommen, dass derWasserstoff in großen, zentralen Dampfreformern aus Erdgas erzeugt wird. Als mittlereEntfernung zwischen Tankstelle und Reformer wurden 50 km angesetzt. Die Variante„Pipeline-Versorgung“ berücksichtigt ebenfalls Erdgasdampfreformer, die abergrößenmäßig an das zu versorgende Netz angepasst sind. Die Pipelinelängen variieren imBereich von 2,3 bis 5,0 km pro angeschlossener Tankstelle. In Tabelle 2 bis Tabelle 4 sinddie Schlüsseldaten der verschiedenen Wasserstofferzeuger, die für die spätere Berechnungherangezogen werden, zusammengefasst.

2.1.2 Kurzbeschreibung der einzelnen Wasserstoffbereitstellungspfade

Elektrolyseur

Der Ausgangsdruck der zur Berechnung herangezogenen Elektrolyseure beträgt 2,6 MPa.Die Investitionskosten für den Elektrolyseur mit einer Produktionskapazität von 34 Nm³/hbelaufen sich auf 259.000 EUR.

Für die mittlere Tankstellengröße (500 kg/d) wird ein Elektrolyseur mit einer Kapazität von340 Nm³ benötigt, für den mit Investitionskosten von 1.800.000 EUR zu rechnen ist.

DWV ROADMAP 2-3


Da es sich bei der Elektrolyseurtechnik um eine Flächentechnik handelt, skalieren dieInvestitionskosten ab einer bestimmten Größe (ca. 200 Nm³/h) mit der Anlagengrößeannähernd linear. Damit ergeben sich Investitionskosten für den 880 Nm³/h Elektrolyseur(1.300 kg/d Tankstelle) von 4.660.000 EUR.

Erdgasreformer

In der erforderlichen Größenordnung (34 Nm³/h) sind heute Erdgasreformer mit partiellerOxidation (POX), Dampfreformer (SMR) und autotherme Reformer (ATR) kommerziellverfügbar. Nach [Myers, 02] stellen Erdgasdampfreformer gegenüber den anderenTechnologien (POX, ATR) die ökonomischste Variante der Erdgasreformierung dar.Aufgrund der ablaufenden Reaktionen können bei der Dampfreformierung höhereWirkungsgrade erreicht werden und dieser Wirkungsgradvorteil resultiert über dengesamten Abschreibungszeitraum in niedrigeren Wasserstoffgestehungskosten, auchwenn die Investitionskosten des Dampfreformers etwas über den Kosten derkonkurrierenden Technologien liegen. Belastbare Zahlen zu Investitionskosten vonDampfreformern mit einer Kapazität von 34 Nm³/h sind heute noch nicht verfügbar. Daherwurden die Investitionskosten durch Skalierung eines Reformers mit einer Kapazität von100 Nm³/h errechnet und ergeben sich zu 530.000 EUR.

Bei der Reformertechnologie handelt es sich um eine Volumentechnik, so dass diespezifischen Investitionskosten pro installierte Kapazität zu größeren Anlagen hin deutlichsinken. Das heißt aber auch, dass der Anteil der Kapitalkosten im Vergleich zu denvariablen Kosten kleiner wird und somit der Wirkungsgrad der Anlage an Bedeutunggewinnt. Daher kommen für mittlere und große Reformer an Tankstellen nurDampfreformer in Frage. Bei der mittelgroßen Tankstelle (500 kg/d) betragen dieInvestitionskosten für den Reformer ca. 2.060.00 EUR, der Reformer für die 1.300 kg/dTankstelle kostet ca. 2.310.000 EUR.

Zur Grobauslegung des Versorgungspfades ‚Pipeline‘ wurde für die kleine und mittlereTankstellenvariante ein Erdgasreformer mit einer Kapazität von 560 Nm³/h verwendet,dessen Kosten sich auf 2.170.000 EUR belaufen.

Sowohl für die ‚Pipeline-Variante‘ der großen Tankstelle als auch für die zentraleVersorgung (Trailerkonzepte) wurde ein Erdgas-Dampfreformer mit einer Produktions-kapazität von 100.000 Nm³/h und Investitionskosten von 77.700.000 EUR angesetzt.

Die Wasserstoffgestehungskosten frei zentralem Reformer errechnen sich zu0,025 EUR/kWh.

2-4 DWV ROADMAP


Methanolreformer

Die Bereitstellungskosten von Methanol am Hafen Rotterdam (Niederlande) werden mit150 EUR/t angenommen. Mit einer angenommenen Transportstrecke von 500 km(entspricht etwa der Entfernung Rotterdam – Berlin) ergeben sich Methanol-bereitstellungskosten an der Tankstelle von ca. 198 EUR/t (0,036 EUR pro kWh Methanol).

Die Investitionskosten für einen Methanolreformer mit einer Kapazität von 34 Nm³/hbetragen ca. 313.000 EUR. Für die Kapazitäten 340 Nm³/h bzw. 880 Nm³/h belaufen siesich auf 1.160.000 EUR bzw. 2.130.000 EUR.

Biomassevergaser

Biomassevergaser existieren heute im Prototypenstadium. Investitionskosten können aberbereits heute abgeschätzt werden. Allerdings ist es hier so, dass die kleinsteangenommene Anlagengröße von 34 Nm³/h ökonomisch keinen Sinn ergeben würde. Diemittlere Größe (340 Nm³/h) wurde aus einer Anlage mit 399 Nm³/h skaliert und esergaben sich Investitionskosten von 5.010.000 EUR. Ein Biomassevergaser zur Versorgungeiner Tankstelle der größten Kategorie erfordert Investitionen in Höhe von 6.050.000 EUR.

Versorgung über Wasserstoffpipeline

Bei der Versorgung der Tankstellen über dezentrale Pipeline-Netze wurde darauf geachtet,nur sinnvolle Netzstrukturen zu berücksichtigen und die Länge der Pipeline je Tankstelleauf ca. 5 km zu begrenzen.

Trailerversorgung

Wenn der Wasserstoff in einer zentralen Anlage produziert wird, entstehen auch Kostendurch den Transport mit CGH 2-Trailern vom Erzeugungsort zu den Tankstellen. Die LKW-Kosten belaufen sich auf ca. 1,28 EUR pro gefahrenem Kilometer unabhängig von dertransportierten Ladung. Der Trailer wird an der Tankstelle zurückgelassen und dient dortals stationärer Speicher. Von verschiedenen Herstellern wurden für zwei unterschiedlicheTrailerkonzepte Preise mitgeteilt:

• Variante A 284 Flaschen à 85l 146.000 EUR

• Variante B 225 Flaschen à 165l 320.000 EUR

Die Berechnung der Transportkosten ist in Tabelle 1 zusammengestellt. In der späterenBetrachtung wird für die kleinere Tankstelle (50 kg/d) der kleinere Trailer, für die beidenanderen Fälle der größere Trailer in die Berechnungen einbezogen.

DWV ROADMAP 2-5


Die Tatsachen, dass die Transportwege für CGH2 in Deutschland relativ kurz sind (siehez.B. Kapitel 1 Abbildung „Wasserstoff als Industrie-Nebenprodukt in Deutschland“) unddass die meisten Abfüllanlagen auf einen Nominaldruck von 20 MPa im Trailer ausgelegtsind, haben dazu geführt, dass derzeit noch keine Trailer mit höheren Drücken im Einsatzsind, obwohl dies technisch möglich und zulassungsfähig wäre.

So werden nahezu alle derzeit eingesetzten Wasserstofftrailer bei einem Nominaldruckvon 20 MPa betrieben. Geht man von einer Entleerung an einer Wasserstofftankstelle bisauf 2 MPa aus, ergibt sich für die oben angegebenen Trailer eine Netto CGH 2-Transport-kapazität von 492 kgH2 bzw. 320 kgH2.

Tabelle 1: Berechnung der Transportkosten für CGH2

Variante A Variante B

LKW Kosten 1,28 EUR/km 1,28 EUR/km

Entfernung 50 km 50 km

gesamte Fahrstrecke 100 km 100 km

Netto CGH2-Transportkapazität 10.700 kWhCGH2 / 320 kg 16.400 kWhCGH2 / 492 kg

Lieferfahrten pro Jahr 240 240

Arbeitskosten Betankung /Entleerung Trailer pro Fahrt

50 EUR 50 EUR

gesamte spezifischeTransportkosten

0,017 EUR/kWhCGH2 /0,567 EUR/kg

0,011 EUR/kWhCGH2 /0,367 EUR/kg

So ergeben sich Wasserstoffkosten für angelieferten CGH 2 frei Tankstelle (ohneInvestitionen für Flaschentrailer und Kosten für deren Unterhalt) von 0,042 EUR/kWh bzw.0,036 EUR/kWh (1,40 EUR/kg bzw. 1,20 EUR/kg) abhängig von der jeweiligenTrailerkapazität.

2-6 DWV ROADMAP


2.1.3 Zusammenfassung der Wasserstofferzeugungspfade

In den nachfolgenden Tabellen sind die wichtigsten Schlüsselinformationen derverschiedenen Wasserstofferzeuger aufgeteilt in die drei definierten Tageskapazitätendargestellt. Diese Informationen wurden dann zur Berechnung der gesamten Investitions-kosten und der Wasserstoffbereitstellungskosten zur Belieferung an den Endkunden(Autofahrer) weiter verwendet.

DWV ROADMAP 2-7


Tabelle 2: Schlüsseldaten der verschiedenen Wasserstofferzeuger für die Tankstellengröße 50 kg/d

H2 Erzeugung Elektrolyseurvor Ort

Erdgasreformer vorOrt

Methanolreformervor Ort

Biomassevergaservor Ort

Erdgasreformerdezentral

Erdgasreformerzentral

H2 Bereitstellung - - - - Pipeline Trailer

Kapazität [Nm³/h] 34 34 (100 skaliert) 34 - 560 100,000

Enddruck [MPa] 2,6 1,4 2,0 - 1,6 3,0

Erdgasverbrauch[kWh/kWhH2]

- 1,5 - - 1,44 1,42

Methanolverbrauch[kWh/kWhH2]

- - 1,20 - - -

Stromverbrauch[kWh/kWhH2]

1,6 0,17 0,149 - 0,016 -0,05

Investitionskosten[EUR]

259.000 530.000 313.000 - 2.170.000 77.700.000

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Tabelle 3: Schlüsseldaten der verschiedenen Wasserstofferzeuger für die Tankstellengröße 500 kg/d








Kapazität [Nm³/h] 340 340 340 340 560 100.000

Enddruck [MPa] 2,6 1,3 2,0 2,0 1,6 3,0


- 1,43 - - 1,44 1,417


- - 1,24 - - -


1,6 0,025 0,020 -0,004 0,016 -0,05


1.800.000 2.060.000 1.160.000 5.010.000 2.170.000 77.700.000

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Tabelle 4: Schlüsseldaten der verschiedenen Wasserstofferzeuger für die Tankstellengröße 1.300 kg/d








Kapazität [Nm³/h] 1.300 (340 skaliert) 1.300 1.300 1.300 100.000 100.000

Enddruck [MPa] 2,6 1,3 2,0 2,0 3,0 3,0


- 1,43 - - 1,417 1,417


- - 1,24 - - -


1,54 0,017 0,020 -0,005 -0,05 -0,05


4.660.000 2.310.000 2.140.000 6.050.000 77.700.000 77.700.000

2-10 DWV ROADMAP


Kompressoren

Die Investkosten für Wasserstoffkompressoren hängen stark von Saug- und Enddruck undvom Volumenstrom ab. Der erforderliche Saugdruck wiederum ist abhängig vom Enddruckder Wasserstofferzeugung, dem Leitungsdruck der Wasserstoffpipeline oder demminimalen Druck des CGH2-Trailers je nach Art der Versorgung. Für Tankstellen, die mitCGH2-Trailern versorgt werden, wird als minimaler Druck im Trailer 2,0 MPaangenommen. Im Fall der Wasserstofferzeugung vor Ort durch Erdgasreformierung wirdder Eingangsdruck des Kompressors mit 1,4 MPa (kleine Anlage) bzw. 1,3 MPa (mittlereund große Anlage) und im Fall der elektrolytischen Wasserstofferzeugung mit 2,6 MPaangenommen, was typische Werte für Reformer mit nachgeschalteterDruckwechseladsorption (PSA) bzw. Druckelektrolyseure darstellt.

Erforderlicher Befülldruck

Aufgrund des Temperaturanstiegs in den Fahrzeugtanks (bis zu 85°C1) während derSchnellbefüllung ist ein erhöhter Befülldruck erforderlich, um nach Absinken derGastemperatur auf Auslegungsbedingungen den nominalen Betriebsdruck nochgewährleisten zu können. Das heißt, wenn das Gas im Tank eine Temperatur von 85°Cerreicht, muss der Tank auf 43,8 MPa bei 35 MPa Nominaldruck bzw. auf 87,5 MPa bei70 MPa Nominaldruck „überdrückt“ werden, um nach Temperaturausgleich mit derUmgebung den vorgesehenen Betriebsdruck zu erreichen. Zusätzlich ist noch eineDruckdifferenz erforderlich, die das Gas in den Tank strömen lässt. Als Konsequenz darauslässt sich ableiten, dass die in Tabelle 5 dargestellten Drücke als Enddrücke derWasserstoffverdichter erforderlich sind.

Tabelle 5: Enddruck der Wasserstoffverdichtung in Abhängigkeit vonBetriebsdruck und Speicherkonzept

Betriebsdruck Fzg.speicher [MPa] 35 70

Booster Konzept [MPa] 45 89

Mehr-Bank System [MPa] 50-55 (100-110)

1 Gemäß Regelwerksvorschlag innerhalb des European Integrated Hydrogen Project EIHP darf die maximale Temperaturim Fahrzeugtank zu keinem Zeitpunkt den Wert 85°C überschreiten.

DWV ROADMAP 2-11


Sollte es gelingen, durch etwaige Maßnahmen sicherstellen zu können, dass dieTemperatur im Fahrzeugtank nicht so stark ansteigt, so kann natürlich der maximalerforderliche Kompressorenddruck entsprechend angepasst werden.

Inzwischen liegen verschiedene Versuchsergebnisse zum Problem der Erwärmungwährend der Schnellbefüllung vor. In einem von Quantum Technologies durchgeführtenVersuch, dessen Ergebnis in Abbildung 1 dargestellt ist, steigt die Temperatur bis aufeinen Wert von 82°C an. In diesem Versuch wird ein Speicher innerhalb von 3,3 Minutenauf einen Druck von 70 MPa befüllt.

Abbildung 1: Druck- und Temperaturverlauf während der Schnellbefüllung einesWasserstoffspeichers auf 70 MPa [Abele, 02]

Auch Dynetek kommt bei ähnlichen Versuchen auf sehr vergleichbare Messwerte. Bei derBefüllung eines Speichers auf 35 MPa innerhalb einer Minute stieg die Temperaturebenfalls auf 82°C [Liss, 03].

Stationäre Speicher

Nach Auskunft von Worthington Heiser, einem Hersteller von Druckflaschen für Gase wiezum Beispiel Wasserstoff, sind konventionelle Behälter (Typ I) zur stationären Wasserstoff-

2-12 DWV ROADMAP


speicherung nur bis zu einem Druck von 45 MPa kommerziell verfügbar, was aber für einMehr-Banksystem, wie aus Tabelle 5 zu entnehmen ist, weder für einen Betriebsdruck imFahrzeug von 35 MPa noch für 70 MPa ausreichend ist.

Ab 2004 wird Dynetek Europe 50 MPa Druckbehälter zur stationären Speicherung vonWasserstoff kommerziell anbieten. Die bereits der Öffentlichkeit vorgestelltenDruckbehälter bestehen aus einem Kernbehälter (Liner) aus Stahl, der im zylindrischenBereich durch hochfeste Kohlenstofffasern, eingebettet in Epoxidharz, verstärkt wird.Diese Speicher werden für das Mehr-Bank System zur 35 MPa Befüllung herangezogen.

Bei Anlagen zur Befüllung von 70 MPa Fahrzeugspeichern unter Verwendung desBoosterkonzepts bietet sich der Einsatz von bereits heute vielfach genutzten 30 MPaStahlflaschen an, da dies die kostengünstigste Variante darstellt. Geht man von einemminimalen Speicherdruck von 12 MPa aus, so erreicht man hierbei eine gute Speicher-ausnutzung und auch die Verdichtertechnik, um Wasserstoff in einem 2-stufigenHydraulikverdichter von 12 MPa auf die maximal erforderlichen 89 MPa zu komprimieren,steht bereits heute zur Verfügung.

Aus heutiger Sicht erscheint ein reines Mehr-Bank System zur Befüllung vonFahrzeugspeichern mit einem Betriebsdruck von 70 MPa aufgrund der hohenSpeicherdrücke von 100 – 110 MPa als nicht sinnvoll. Speicher für dieses Druckniveausind derzeit nur als Sonderanfertigungen verfügbar. Deshalb wird im weiteren Vorgehennur das Boosterkonzept zur Befüllung von 70 MPa Fahrzeugspeichern betrachtet.

Die Druckniveaus der stationären Speicher sind in Tabelle 6 zusammengefasst.

Tabelle 6: Obere nominale Betriebsdrücke der stationären Speicher für dieverschiedenen Tankstellenkonzepte

Konzept 35 MPaMehr-Bank System

35 MPaBooster Konzept

70 MPaBooster Konzept

oberer nominalerBetriebsdruck

50 MPa 30 MPa 30 MPa

Die an der Tankstelle erforderliche CGH 2 Speicherkapazität richtet sich nach der Wasser-stofferzeugung und dem Frequentierungsprofil der Tankstelle. Wenn die Erzeugung vorOrt stattfindet, werden wie bereits oben erwähnt 6.000 Vollbenutzungsstunden pro Jahrangesetzt. Neben der Speicherung des kontinuierlich produzierten Wasserstoffs muss derSpeicher aber auch in der Lage sein, Lastspitzen bei den Fahrzeugbetankungenabzudecken. Aufgrund von Gleichzeitigkeitsfaktoren kann davon ausgegangen werden,

DWV ROADMAP 2-13


dass die relative Differenz zwischen Spitzenauslastung und mittlerer Auslastung beigrößeren Tankstellen kleiner ist als bei kleinen Tankstellen. Daher können Speicher fürgroße Tankstellen relativ gesehen kleiner ausgelegt werden als dies für kleine Tankstellenmöglich ist. Speichergrößen werden meist im Verhältnis zur täglichen Wasserstoffabgabean der Tankstelle angegeben, so dass für die in dieser Betrachtung gewähltenTankstellengrößen die Speicher wie folgt festgelegt wurden:

• 50 kg/d ≥ 50% der täglich verkauften Wasserstoffmenge

• 500 kg/d ≥ 30% der täglich verkauften Wasserstoffmenge

• 1.300 kg/d ≥ 30% der täglich verkauften Wasserstoffmenge

Mit den in Tabelle 6 dargestellten Drücken und den oben angegebenen Verhältnissenzwischen Speicher- und Tankstellengröße ergeben sich die in Tabelle 7 dargestelltenSpeichervolumina.

Tabelle 7: Erforderliche Speichervolumina für die verschiedenenTankstellenkonzepte und –größen (Mehr-Bank System: pmax = 50 MPa; BoosterKonzept: pmax = 30 MPa)

tägl. Wasserstoffabsatz erforderliches Speichervolumen

35 MPa 70 MPa

Mehr-Bank System Booster Konzept Booster Konzept

[kg/d] [m³] [m³] [m³]

50 1,83 2,1 2,1

500 11,0 12,7 12,7

1.300 28,5 33,0 33,0

Die Speicherausnutzungsfaktoren liegen für das Mehr-Bank System bei 43% und beimBooster Konzept, das in einem Druckbereich zwischen 12 und 30 MPa arbeitet, bei 56%.Obwohl der Speicherausnutzungsfaktor bei den Booster-Konzepten höher ist, erfordern siedennoch ein etwas größer geometrisches Speichervolumen. Der Grund hierfür sind diehöheren oberen Speicherdrücke beim Mehr-Bank System (50 MPa anstatt 30 MPa).Demgegenüber stehen aber die niedrigeren Investitionskosten von Druckbehältern mitniedrigerem Betriebsdruck. Diese liegen bei 30 MPa Speichern bei etwa 3,86 EUR/lgeometrischen Volumens und bei 50 MPa Speichern bei 10,5 EUR/l.

2-14 DWV ROADMAP


Wasserstofftrailer

Die Speicherkapazität des größeren CGH2-Trailers reicht bei der Tankstelle mit einemTagesbedarf von 500 kg nur für ca. 1 Tag, bei der mit einem Tagesbedarf von 1.300 kgnur für 0,38 Tage, d.h. in diesem Fall müssen pro Tag 3 Trailer angeliefert werden (waskaum als sinnvoll erachtet wird).

2.1.4 Investitionskosten der verschiedenen Tankstellenkonzepte

In den nachfolgenden Tabellen sind die Investitionskosten für die verschiedenen,untersuchten Tankstellenkonzepte zusammengestellt.

Achtung: Die angegebenen Investitionskosten beziehen sich auf den heutigenStand und gehen davon aus, dass nur 1 Tankstelle errichtet wird. Serieneffekte,Lernkurven, Szenarien etc. wurden hier nicht berücksichtigt. Der vorliegende Teilder Entwicklung einer Wasserstoff-Roadmap soll als Datenbasis für die nächstenArbeitspakete dienen, in denen Lernkurven und Szenarien eingeführt werden.

DWV ROADMAP 2-15


Tabelle 8: Gesamtinvestitionskosten einer Wasserstofftankstelle mit einem täglichen Absatz von 50 kgH2 (Produktionskapazität 34 Nm³/h)

35 MPa Mehrbanksystem 35 MPa Boosterkonzept 70 MPa Boosterkonzept

Wasserstoffquelle

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Wasserstofferzeuger /Pipeline [Tsd EUR]

259 530 313 - 995 20 259 530 313 - 995 20 259 530 313 - 995 20

Kompressor(en)[Tsd EUR]

30 30 30 - 30 30 196 219 219 - 196 196 285 308 308 - 285 285

Speicher / Trailer[Tsd EUR]

23 23 23 - 23 169 19 19 19 - 19 165 19 19 19 - 19 165

Zapfsäule(n)[Tsd EUR]

44 44 44 - 44 44 44 44 44 - 44 44 63 63 63 - 63 63

Installation[Tsd EUR] 24 24 24 - 24 24 65 71 71 - 65 65 92 98 98 - 92 92

Gesamt[Tsd EUR] 380 651 434 - 1.116 287 583 883 666 - 1.319 490 718 1.018 801 - 1.454 625

DWV ROADMAP 2-16


Tabelle 9: Gesamtinvestitionskosten einer Wasserstofftankstelle mit einem täglichen Absatz von 500 kgH2 (Produktionskapazität 340Nm³/h)


Wasserstoffquelle

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng


1.800 2.060 1.160 5.008 1.396 198 1.800 2.060 1.160 5.008 1.396 198 1.800 2.060 1.160 5.008 1.396 198


150 150 150 150 150 150 534 534 534 534 392 392 712 712 712 712 570 570


139 139 139 139 139 459 96 96 96 96 96 416 96 96 96 96 96 416

Zapfsäule[Tsd EUR]

88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88 126 126 126 126 126 126

Installation[Tsd EUR] 75 75 75 75 75 75 144 144 144 144 115 115 187 187 187 187 158 158

Gesamt[Tsd EUR] 2.252 2.512 1.612 5.460 1.848 970 2.662 2.922 2.022 5.870 2.087 1.209 2.921 3.181 2.281 6.129 2.346 1.468

DWV ROADMAP 2-17


Tabelle 10: Gesamtinvestitionskosten einer Wasserstofftankstelle mit einem täglichen Absatz von 1.300 kgH2 (Produktionskapazität 880Nm³/h)


Wasserstoffquelle

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng


4.659 2.310 2.140 6.049 1.222 513 4.659 2.310 2.140 6.049 1.222 513 4.659 2.310 2.140 6.049 1.222 513


352 352 352 352 352 352 876 876 876 876 588 588 1.143 1.143 1.143 1.143 855 855


361 361 361 361 361 1.001 252 252 252 252 252 892 252 252 252 252 252 892

Zapfsäule[Tsd EUR]

176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 176 252 252 252 252 252 252

Installation[Tsd EUR] 107 107 107 107 107 107 196 196 196 196 152 152 247 247 247 247 204 204

Gesamt[Tsd EUR] 5.655 3.306 3.136 7.045 2.218 2.149 6.159 3.810 3.640 7.549 2.390 2.321 6.553 4.204 4.034 7.943 2.785 2.716

2-18 DWV ROADMAP


2.1.5 Gesamtkosten der Wasserstoffbereitstellung für die verschiedenenTankstellenkonzepte

Für alle bereits erwähnten Bereitstellungspfade wurden auch die Wasserstoff-gestehungskosten errechnet, die in den nach folgenden Tabellen dargestellt sind.

Achtung: Die angegebenen Investitionskosten und die daraus abgeleitetenWasserstoffgesamtkosten beziehen sich auf den heutigen Stand und gehen davon aus,dass nur 1 Tankstelle errichtet wird. Serieneffekte, Lernkurven, Szenarien etc. wurden hiernicht berücksichtigt. Der vorliegende Teil der Entwicklung einer Wasserstoff-Roadmap sollals Datenbasis für die nächsten Arbeitspakete dienen, in denen Lernkurven und Szenarieneingeführt werden.

DWV ROADMAP 2-19


Tabelle 11: Gesamtkosten der Wasserstoffbereitstellung an H2-Tankstellen mit einem täglichen Absatz von 50 kgH2 (Produktionskapazität34 Nm³/h)


Wasserstoffquelle

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Wasserstoffanlieferung[EUR/kgH2]

0,00 0,00 0,00 - 8,77 1,39 0,00 0,00 0,00 - 8,77 1,39 0,00 0,00 0,00 - 8,77 1,39

Kapitalkosten[EUR/kgH2]

2,42 4,14 2,76 - 0,77 1,70 3,71 5,62 4,24 - 2,06 2,99 4,57 6,48 5,10 - 2,92 3,85

Erdgas/Methanolkosten[EUR/kgH2]

0,00 1,66 1,42 - 0,00 0,00 0,00 1,66 1,42 - 0,00 0,00 0,00 1,66 1,42 - 0,00 0,00

Stromkosten[EUR/kgH2]

2,76 0,51 0,46 - 0,15 0,14 3,58 0,50 0,45 - 0,14 0,12 3,61 0,53 0,48 - 0,17 0,15

Betrieb, Wartung,Prüfung, ... [EUR/kgH2]

0,55 0,84 3,19 - 0,55 0,78 0,62 0,83 3,17 - 0,41 0,64 0,77 0,98 3,32 - 0,55 0,79

Gewinnmarge[EUR/kgH2]

0,12 0,12 0,12 - 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 - 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 - 0,12 0,12

Summe[EUR/kgH2]

5,84 7,27 7,95 - 10,35 4,12 8,02 8,73 9,40 - 11,49 5,26 9,06 9,76 10,43 - 12,52 6,29

Summe[EUR/lDieseläquivalent]

1,75 2,18 2,39 - 3,11 1,24 2,41 2,62 2,82 - 3,45 1,58 2,72 2,93 3,13 - 3,76 1,89

DWV ROADMAP 2-20


Tabelle 12: Gesamtkosten der Wasserstoffbereitstellung an H2-Tankstellen mit einem täglichen Absatz von 500 kgH2 (Produktionskapazität340 Nm³/h)


Wasserstoffquelle

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng


0,00 0,00 0,00 0,00 2,24 1,20 0,00 0,00 0,00 0,00 2,24 1,20 0,00 0,00 0,00 0,00 2,24 1,20


1,43 1,60 1,03 3,47 0,29 0,49 1,69 1,86 1,29 3,73 0,44 0,64 1,86 2,02 1,45 3,90 0,60 0,81


0,00 1,29 1,47 1,11 0,00 0,00 0,00 1,29 1,47 1,11 0,00 0,00 0,00 1,29 1,47 1,11 0,00 0,00


2,76 0,21 0,18 0,13 0,15 0,14 2,75 0,20 0,17 0,12 0,14 0,12 2,77 0,23 0,20 0,14 0,17 0,15


0,47 0,55 0,77 1,55 0,44 0,46 0,32 0,31 0,51 1,35 0,10 0,12 0,35 0,34 0,54 1,38 0,13 0,14


0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

Summe[EUR/kgH2]

4,78 3,77 3,57 6,38 3,23 2,40 4,88 3,77 3,55 6,43 3,03 2,19 5,10 3,99 3,77 6,65 3,25 2,42


1,43 1,13 1,07 1,91 0,97 0,72 1,47 1,13 1,07 1,93 0,91 0,66 1,53 1,20 1,13 2,00 0,98 0,72

DWV ROADMAP 2-21


Tabelle 13: Gesamtkosten der Wasserstoffbereitstellung an H2-Tankstellen mit einem täglichen Absatz von 1.300 kgH2

(Produktionskapazität 880 Nm³/h)


Wasserstoffquelle

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng

Elek

troly

se

Erdg

asre

form

er

Met

hano

lrefo

rmer

Biom

asse

verg

aser

Pipe

line

Trai

lera

nlie

feru

ng


0,00 0,00 0,00 0,00 1,04 1,20 0,00 0,00 0,00 0,00 1,04 1,20 0,00 0,00 0,00 0,00 1,04 1,20


1,39 0,81 0,77 1,73 0,24 0,40 1,51 0,94 0,89 1,86 0,29 0,44 1,61 1,03 0,99 1,95 0,38 0,54


0,00 1,18 1,47 1,00 0,00 0,00 0,00 1,18 1,47 1,00 0,00 0,00 0,00 1,18 1,47 1,00 0,00 0,00


2,66 0,19 0,18 0,13 0,14 0,14 2,75 0,18 0,17 0,11 0,12 0,12 2,77 0,21 0,20 0,14 0,15 0,15


0,47 0,48 0,59 0,82 0,43 0,45 0,28 0,19 0,29 0,58 0,07 0,08 0,29 0,21 0,31 0,60 0,09 0,10


0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

Summe[EUR/kgH2]

4,63 2,79 3,13 3,79 1,97 2,30 4,66 2,61 2,94 3,66 1,64 1,96 4,79 2,75 3,08 3,80 1,78 2,11


1,39 0,84 0,94 1,14 0,59 0,69 1,40 0,78 0,88 1,10 0,49 0,59 1,44 0,83 0,92 1,14 0,53 0,63

2-22 DWV ROADMAP


2.1.6 Zusammenfassung Druckwasserstoff (CGH2)

An dieser Stelle wird aus Gründen der Veranschaulichung ein stark vereinfachendesAufbauszenario für Wasserstofftankstellen in Deutschland skizziert.

Die Anzahl der Tankstellen, die man in Deutschland benötigt, um eine grobe Flächen-deckung zu erreichen, wird mit 2.000 angenommen. In die Betrachtung werden die„kleinen“ Tankstellen (50 kg/d; 34 Nm³/h) einbezogen, die immerhin 138 PKWs(Individualverkehr) versorgen können. Das heißt, dieses Netz könnte bereits 276.000private PKWs versorgen.

Da sich im PKW Bereich aus heutiger Sicht die 70 MPa gegenüber der 35 MPa Technikdurchsetzen wird, wurde das 70 MPa Boosterverfahren ausgewählt.

Als Tankstellenkonzepte wurden sowohl eine vor-Ort Variante als auch eine Variante mitexterner Wasserstoffproduktion ausgewählt. Es wurde jeweils das Konzept mit denniedrigsten Wasserstoffbereitstellungskosten ausgewählt. Es wird ausdrücklichnoch einmal darauf hingewiesen, dass zur Errechnung dieser Werte Annahmenz.B. für Energiekosten getroffen werden mussten, die sich in Zukunft andersdarstellen könnten, und dass weder Lernkurven noch Serieneffekte bei derHerstellung der verschiedenen Anlagenkomponenten berücksichtigt sind.

Für die vor-Ort Variante wurde die Elektrolyse als Erzeugungspfad ausgewählt, derenInvestitionskosten für die gesamte Tankstelle 718.000 EUR betragen. Parallel dazu wurdedie Trailervariante mit Investitionskosten von 625.000 EUR für die weiteren Überlegungenherangezogen. Es wird angenommen, dass der zentrale Reformer zum größten Teil fürandere Abnehmer produziert und nur ein kleiner Teil seiner Produktion an Tankstellengelangt. Die Kapazität des zentralen Reformers würde ausreichen, um 3.922 kleineTankstellen zu versorgen.

Die Wasserstoffbereitstellungskosten der beiden Konzepte betragen 2,72 EUR/lDieseläquivalent

(9,06 EUR/kg; Elektrolyse) bzw. 1,89 EUR/lDieseläquivalent (6,29 EUR/kg; Trailer; unter Annahmeeiner Transportentfernung von 50 km).

Unter Berücksichtigung der getroffenen Annahmen ergibt sich ein Investitionsbedarf von1,436 Milliarden EUR (Elektrolyse-Variante) bzw. 1,25 Milliarden EUR (Trailer-Variante),um ein weitgehend flächendeckendes Wasserstofftankstellennetz zu errichten (siehe auchAbschnitt 5.1.3).

DWV ROADMAP 2-23


2.2 Gasförmiger Wasserstoff aus Flüssigwasserstoff (LCGH2)

Die Versorgung von Druckwasserstofftankstellen kann auch über die Verdampfung vonFlüssigwasserstoff (LH2) an den Tankstellen geschehen. Bei diesem Versorgungspfad wirdWasserstoff in einer zentralen Anlage (z.B. einem Erdgasrerformer, der innerhalb einesRaffineriegeländes steht) erzeugt und verflüssigt und per LKW in flüssiger Form zurTankstelle gebracht.

Zur Wasserstofferzeugung wird von einem großen, zentralen Erdgasreformer mit einerKapazität von 300 MWH2 ausgegangen. Die Berechnung der H2-Erzeugungskosten, die inTabelle 14 dargestellt ist, ergibt 0,026 EUR/kWhH2.

Tabelle 14: H2-Produktion (zentraler Erdgasreformer)

Reformerkapazität [MW] 300

Investitionskosten [EUR] 77.700.000

Kapitalkosten [EUR/a] 9.080.000

Erdgaskosten [EUR/a] 53.300.000

Stromkosten [EUR/a]2 -4.520.000

Betrieb & Instandhaltung [EUR/a] 3.640.000

Wasserstoffkosten [EUR/kWhH2] 0,0256

Der Verflüssiger ist direkt an den Erdgasreformer angegliedert und hat ebenfalls eineKapazität von 300 MWH2. Die zur Berechnung der H2-Verflüssigungskosten benötigtenInformationen sind in Tabelle 15 zusammengestellt.

2. Überschussdampf des Reformers wird zur Stromerzeugung verwendet. Der Reformer produziert dadurch einenStromüberschuss und erhält dafür Stromgutschrift

2-24 DWV ROADMAP


Tabelle 15: H2-Verflüssigung (zentraler Verflüssiger)

Verflüssigerkapazität [MWH2] 300

Investitionskosten [EUR] 239.000.000

Kapitalkosten [EUR/a] 27.900.000

Stromkosten [EUR/a] 27.100.000

Betrieb & Instandhaltung [EUR/a] 6.550.000

Verflüssigungskosten [EUR/kWhLH2] 0,0256

Aus diesen Berechnungen ergeben sich Flüssigwasserstoffkosten von 0,051 EUR/kWhLH2

(1,70 EUR/kgH2).

Für den Flüssigwasserstofftransport werden die Annahmen wie für den Trailer-Pfad derCGH2 Tankstellen getroffen. Wie auch dort beinhalten die spezifischen Transportkosten(1,28 EUR/km) die Kosten für LKW und Fahrer unabhängig von der Art der Ladung. Für dieUmfüllung des flüssigen Wasserstoffs am Verflüssigerstandort und an der Tankstelle wirdjeweils ½ Stunde veranschlagt, die als Arbeitszeit des Fahrers verrechnet wird.

Die Investitionskosten des LH2-Trailers mit einer Transportkapazität von ca. 3,5 t werdenmit 517.000 EUR angenommen. Die Kostenberechnung der LH2-Transportkosten ist inTabelle 16 dargestellt.

Bei den kleinen Tankstellen (50 kg/d) wurde angenommen, dass an der Tankstelle einkleinerer Tank installiert ist, der nur einen Teil der LKW-Ladung aufnehmen kann. DerLKW fährt nacheinander mehrere Tankstellen an.

Tabelle 16: LH2-Transportkosten

Wasserstoffabsatz der Tankstelle 50 500 / 1.300 kg/d

LKW Kosten 1,28 1,28 EUR/km

Entfernung pro Tankstelle 16 50 km

gesamte Fahrstrecke pro Tankstelle 32 100 km

Netto LH2-Transportkapazität pro Tankstelle 0,4 3,5 t LH2

DWV ROADMAP 2-25


Wasserstoffabsatz der Tankstelle 50 500 / 1.300 kg/d

Investitionskosten Trailer pro Tankstelle 64.000 517.000 EUR

Kapitalkosten Trailer pro Tankstelle 7.500 60.400 EUR/a

Lieferfahrten pro Tag und LKW 4 4 -

Zeit Betankung / Entleerung Trailer proTankstelle

1/2 1 h

Stundensatz Fahrer 50 50 EUR/h

gesamte spezifische Transportkosten 0,0051 0,0021 EUR/kWhLH2

Bei den kleinen Tankstellen (50 kg/d) wird angenommen, dass ein Trailer etwa 8Tankstellen versorgt (Speicher an der Tankstelle 0,43 t; Transportlkapazität Trailer 3,5 t).Die Entfernung von der LH2-Anlage zu der ersten Tankstelle wird mit 50 km angenommen,d.h. pro Tankstelle entfallen dafür etwa 6 km. Zusätzlich wird angenommen, dass dieTankstellen 10 km voneinander entfernt liegen. Damit ergibt sich eine mittlere Transport-entfernung von 16 km.

Die wichtigsten Komponenten einer LCGH2-Tankstelle sind:

• stationärer LH2-Speicher

• LH2 Hochdruckpumpe

• umgebungsluftbeheizter Hochdruck-Verdampfer

• CGH2 Pufferspeicher

• Zapfsäule

• Verrohrung und Instrumentierung.

Die Investitionskosten von LCGH 2-Tankstellen für die verschiedenen Anlagengrößen sindin Tabelle 17 zusammengefaßt. Auch hier wurden die beiden Druckniveaus 35 MPa und70 MPa betrachtet. Das Boosterkonzept wurde hier nicht berücksichtigt, da dieVerdichtung des Wasserstoffs bereits in der Flüssigphase mit Hilfe einer Hochdruckpumpewesentlich effizienter ist.

2-26 DWV ROADMAP


Tabelle 17: Gesamtinvestitionskosten von LCGH2-Tankstellen

tägl. Wasserstoffabsatz[kg/d]

50 50 500 500 1.300 1.300

Fahrzeugspeicherdruck[MPa]

35 70 35 70 35 70

stationärer LH2-Tank[Tsd. EUR]

100 100 484 484 484 484

LH2-Hochdruckpumpe[Tsd. EUR]

78 99 156 197 312 394

luftbeheizter HDVerdampfer [Tsd. EUR]

36 36 72 72 143 143

CGH2 Pufferspeicher[Tsd. EUR]

10 95 20 190 41 380

Zapfsäule(n) [Tsd. EUR] 44 63 88 126 176 252

Installationskosten[Tsd. EUR]

67 98 164 214 173 248

Gesamt [Tsd. EUR] 335 491 984 1.283 1.330 1.902

Auch hier ist zu berücksichtigen, dass keine Lerneffekte, Serieneffekte etc. berücksichtigtsind.

DWV ROADMAP 2-27


In Tabelle 18 sind die Wasserstoffbereitstellungskosten für LCGH 2 Tankstellenzusammengestellt.

Tabelle 18: Gesamtkosten der Wasserstoffbereitstellung an LCGH2-Tankstellen

tägl. Wasserstoffabsatz[kg/d]

50 50 500 500 1.300 1.300

Fahrzeugspeicherdruck[MPa]

35 70 35 70 35 70

LH2 Produktion[EUR/kgH2]

1,71 1,71 1,71 1,71 1,71 1,71

LH2 Transport[EUR/kgH2]

0,17 0,17 0,07 0,07 0,07 0,07


2,13 3,12 0,61 0,82 0,33 0,47


0,05 0,05 0,00 0,05 0,05 0,05

Betrieb, Wartung,Prüfung, ...[EUR/kgH2]

1,46 2,14 0,42 0,56 0,22 0,32


0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

Summe [EUR/kgH2] 5,64 7,31 2,92 3,32 2,50 2,74


1,69 2,19 0,88 1,00 0,75 0,82

Es zeigt sich, dass die Gesamtkosten der Wasserstoffbereitstellung über den LCGH 2 Pfadgeringfügig über den günstigsten CGH 2 Pfaden liegen. Soll an dieser Tankstelle aber auchLH2 abgesetzt werden, führt dies zu einer Parallelnutzung wesentlicher Anlagen-komponenten und somit zu niedrigeren Bereitstellungskosten für LCGH 2. Eine exakteAussage über die Höhe der Kostensenkung ist erst nach Einführung von Szenarienmöglich.

2-28 DWV ROADMAP


2.3 Flüssigwasserstoff (LH2)

Die Versorgung der Tankstellen mit flüssigem Wasserstoff geschieht exakt in der gleichenWeise wie es für LCGH 2 Tankstellen in Kapitel 2.2 beschrieben ist.

An LH2 Tankstellen wird der Kraftstoff in flüssiger Form an die Fahrzeuge abgegeben, diemit geeigneten Tanks mit Vakuum-Superisolierung ausgestattet sind. Zur Befüllung sindweder Verdampfer noch Hochdruckspeicher erforderlich.

Die wichtigsten Bestandteile einer LH2 Tankstelle sind:

• stationärer LH2 Speicher

• LH2 Transferpumpe

• LH2 Zapfsäule mit Füllschlauch und Füllkupplung.

Die Investitionskosten von LH2 Tankstellen setzen sich wie in Tabelle 19 dargestelltzusammen.

Tabelle 19: Gesamtinvestitionskosten von LH2-Tankstellen

tägl. Wasserstoffabsatz [kg/d] 50 500 1.300

stationärer LH2-Tank [Tsd. EUR] 100 484 484

LH2-Hochdruckpumpe [Tsd. EUR] 91 183 366

Zapfsäule(n) [Tsd. EUR] 66 133 265

Installationskosten [Tsd. EUR] 64 160 167

Gesamt [Tsd. EUR] 322 960 1.282

Auch an dieser Stelle sei wieder darauf hingewiesen, dass die angegebenen Daten eineKostenabschätzung für den heutigen Stand darstellen. Weder Serieneffekte nochLernkurven sind berücksichtigt.

DWV ROADMAP 2-29


Aus diesen Daten errechnen sich die LH2 Bereitstellungskosten wie in Tabelle 20zusammengestellt.

Tabelle 20: Gesamtkosten der Wasserstoffbereitstellung an LH2-Tankstellen

tägl. Wasserstoffabsatz [kg/d] 50 500 1.300

LH2 Produktion [EUR/kgH2] 1,71 1,71 1,71

LH2 Transport [EUR/kgH2] 0,17 0,07 0,07

Kapitalkosten [EUR/kgH2] 2,05 0,61 0,32

Stromkosten [EUR/kgH2] 0,00 0,00 0,00

Betrieb, Wartung, Prüfung, ...[EUR/kgH2] 1,40 0,42 0,22

Gewinnmarge [EUR/kgH2] 0,12 0,12 0,12

Summe [EUR/kgH2] 5,45 2,92 2,43

Summe [EUR/lDieseläquivalent] 1,64 0,88 0,73

Das vereinfachende Aufbauszenario, das auch schon für CGH 2 Tankstellen angewendetwurde, soll auch hier kurz skizziert werden.

Unter den selben Annahmen, die die Errichtung von 2.000 Tankstellen mit einemtäglichen Wasserstoffabsatz von jeweils 50 kg zur Versorgung von insgesamt 276.000privaten PKWs vorsehen, ergeben sich Gesamtinvestitionskosten von 644 Millionen EUR.

Die Wasserstoffbereitstellungskosten betragen hier 1,64 EUR/lDieseläquivalent (5,45 EUR/kg) beieiner mittleren Transportentfernung von 16 km zwischen Verflüssiger und Tankstelle.

2-30 DWV ROADMAP


2.4 Literatur

[Abele, 02] Abele, A.: Advanced Hydrogen Fuel Systems for Fuel CellVehicles, Quantum Technologies,http://icon.or.kr/information/File/Abele.pdf, 2002

[IEA, 96] IEA Greenhouse Gas R&D Programme: Decarbonisation offossil fuels, Report Number PH2/2, 1996

[Liss, 03] Liss, W.: Development of a Natural Gas to Hydrogen FuelStation, Gas Technology Institute,http://www.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/pdfs/32405a38.pdf, 2003

[Myers, 02] Myers, D., Ariff, G., James, B., Lettow, J., Thomas, C., Kuhn,R.: Cost and Performance Comparison of StationaryHydrogen Fueling Appliances, Directed Technologies, Inc.,2000

[Ruhrgas, 02] Ruhrgas: persönl. Kommunikation, 2002

DWV ROADMAP

Gesetzliche Anforderungen Dezember 2003

3-1

3 GESETZLICHE ANFORDERUNGEN

3.1 Regelwerke in Deutschland

3.1.1 Existierende Regelwerke

Unter dem Begriff Regelwerke werden im Folgenden EU/EG/EWG-Richtlinien, Gesetze,Verordnungen und Technische Regeln (TR) sowie Normen und Richtlinien/Merkbätterumfasst und näher betrachtet.

Abbildung 1 gibt einen Überblick über einzelnen Regelwerksgruppierungen und deren Zu-sammenhänge zueinander. Die Regelwerke sind entsprechend ihrer Hierarchie von obennach unten in der Graphik dargestellt. Je fachlich konkreter die Anweisungen bzw. techni-schen Anforderungen im Regelwerk beschrieben sind desto weiter unten befinden sich indieser Abbildung die verschiedenen Vorschriften.

Abbildung 1 Allgemeine Übersicht der Regelwerke und deren Hierarchie

Wenn gefordert in

Freiw

illig

verbindlich

Grundlagefür

Grundlage

für

Umesetzung in

Umsetzung in

oder

verordnet durch

Allgem

eine Anforderungen

nicht-technisch

Frei-

willig

Ausführung / Anwendung (Installation)

EU/EG/EWG-Richtlinie(EU Directives)

Nationale Gesetze(National Acts)

Verordnungen (Ordinances)

Technische Regeln(Technical Rules) Normen

(Standards)

Richtlinien/Merkblätter (Codes)

Konkrete, technische A

nforderungen

Hierarchie

DWV ROADMAP

Dezember 2003 Gesetzliche Anforderungen

3-2

Regelwerke für Tankstellen

In Tabelle 1 und Tabelle 2 sind die einzuhaltenden und zu erfüllenden gesetzlichen (EU-Richltinien/Gesetze/Verordnungen/Technische Regeln) und nicht-gesetzlichen Bestim-mungen (Richtlinien-Merkblätter/Normen) aufgelistet und entsprechend des zu betanken-den Brennstoffes (Erdgas/Druckwasserstoff (CGH 2)/ Flüssigwasserstoff (LH2 )), der Brenn-stoffbereitstellungweise (Vorort-Reformierung/ Vorort-Elektrolyse/ Pipeline-versorgungoder Traileranlieferung) und Tankstellenbaugruppen (Verrohrung/ Speicher/ Konditionie-rung/ Abgabe- bzw. Betankungseinheit) zugeordnet.

In den letzten Spalten der beiden Tabellen sind die einzelnen Regelwerke bezüglich desInhaltes und deren Aufgaben klassifiziert. Dabei wird zwischen technischen Anforderun-gen für den Bau von Tankstellen bzw. deren Komponenten, Anweisungen für den Betriebvon Tankstellen bzw. deren Komponenten, Richtlinien für die Zulassungen und Genehmi-gung und speziell zwischen Vorschriften die für die Einhaltung des Explosions- bzw. Fe u-erschutz gelten unterschieden.

Zur Übersicht sind die wichtigsten Regelwerke in diesen Tabellen zur Kennzeichnung far-big unterlegt und unter Absatz 3.1.1.1 kurz beschrieben.

Abbildung 2 gibt einen Überblick über die verschiedenen für die Errichtung und den Be-trieb von Tankstellen in Frage kommenden und zu betrachtenden Regelwerke.

Abbildung 2 Zusammenhänge der relevanten Regelwerke

ArbSchG

ChemG

BImSchG

BauGB

GefStoffV TRGS

ArbStättV

4.BImSchV

9.BImSchV

12.BImSchV

* ungültig seit 1. Januar 2003

GSG

DruckbehV *

ElexV *

TRB

TRG

TRR

Ex-RL

14. GSGV97/23/EC

11.GSGV94/9/EC

BetrSichV

EURichtlinien

Gesetze VerordnungenTechnische

Regeln

DIN

EN

ISO

RichtlinenMerkblätter

Normen

AD-Merkblatt

VdTÜV

BVG

VBG

EIGA

DWV ROADMAP


3-3

Tabelle 1 Übersicht: Gesetzliche Regelwerke für Tankstellenerrichtung

Erd

gas

CG

H2

LH2

Ref

orm

ieru

ng

Ele

ktro

lyse

Pip

elin

e

Tra

iler

Ver

rohr

ung

Spe

iche

r

Kon

ditio

nier

ung

Abg

abee

inhe

it

Tec

hnis

che

Anf

orde

rung

Bet

rieb

Zul

assu

ng

Exp

losi

ons/

Feu

er-S

chut

z

76/767/EEC in Kraft X X X97/23/EC in Kraft X X X X X X X X X X X X X

2001/59/EC in Kraft X X X X2001/58/EC in Kraft X X X X1999/92/EC in Kraft X X

94/9/EC in Kraft X X X XBImSchG in Kraft XChemG in Kraft X X

ArbSchG in Kraft XBauGB in Kraft XGSG in Kraft X

BetrSichV in Kraft X XGefStoffV in Kraft X X X XArbStättV in Kraft X X

4 BImSchV in Kraft X X X X X X X X9 BImSchV in Kraft X X X X X

12 BImSchV in Kraft X X X X X X X X11 GSGV *) in Kraft X X X X X X X X14 GSGV*) in Kraft X X X X X X X X XTRG 100 in Kraft X X XTRG 101 in Kraft X X X XTRG 102 in Kraft X X X XTRG 103 in Kraft X X X X XTRG 401 in Kraft X X X X XTRG 402 in Kraft X X X X X XTRG 406 Bearbeitung X X X X X X X X X X XTRG 730 in Kraft X X X XTRG 790 in Kraft X X X XTRR 110 in Kraft X XTRR 120 in Kraft X X

TRR 512-515 in Kraft X XTRR 521/531/532 in Kraft X X

TRGS 200 in Kraft X X XTRGS 300 in Kraft X X X XTRGS 500 in Kraft X X X X

TRB 401-404 in Kraft X XTRB 5xx in Kraft X X

TRB 600/610 in Kraft X XTRB 700 in Kraft X XTRB 801 in Kraft X X

TRB 801.015 in Kraft X X XTRB 801.26 in Kraft X X XTRB 801.27 in Kraft X X X

TRB 851 in Kraft X X X X XTRB 852 in Kraft X X X X X

*) Diese Regelwerke dienen zur Umsetzung von EU-Richtlinien

Ver

ordn

unge

nT

echn

isch

e R

egel

nE

U-R

icht

linie

nG

eset

ze

Status

Brennstoff BS Bereistellung TS Komponente Inhalt

DWV ROADMAP


3-4

Tabelle 2 Übersicht: Richtlinien, Merkblätter und Normen für Tankstellen

Erd

gas

CG

H2

LH2

Ref

orm

ieru

ng

Ele

ktro

lyse

Pip

elin

e

Tra

iler

Ver

rohr

ung

Spe

iche

r

Kon

ditio

nier

ung

Abg

abee

inhe

it

Tec

hnis

che

Anf

orde

rung

Bet

rieb

Zul

assu

ng

Exp

losi

ons/

Feu

er-

Sch

utz

VdTÜV 510 in Kraft X X X X X X X X X XVdTÜV 511 in Kraft

BGV B6 in Kraft X X X X X X X X X X X X X XEX-RL in Kraft X X X X X X X X X X XVBG 16 in Kraft X X X X X X (X)

AD-Merkblatt A5 in Kraft X XAD-Merkblatt A6 in Kraft X X X X X X X X X

EIGA 6/93/E in Kraft X X X X X X XEIGA 15/96/E in Kraft X X X X X X X X X X

DIN 3384 in Kraft X X X XDIN 3386 in Kraft X X X XDIN 4102 in Kraft XDIN 28126 in Kraft X X X

DIN EN 1762 in Kraft X X XprEN 13638 Entwurf X X XprEN 13945 Entwurf X X XEN 60079-10 in Kraft X

BS EN 1252-1 in Kraft X X X XBS EN 1626 in Kraft X X X XBS EN 1797 in Kraft X X X XBS EN 12213 in Kraft X X X XBS EN 12300 in Kraft X X X XBS EN 12434 in Kraft X X X XprEN 12456 Entwurf X X X XBS EN 13275 in Kraft X X X XprEN 13371 Entwurf X X X XEN 13458-1 in Kraft X X X XEN 13458-2 in Kraft X X X X XEN 13458-3 in Kraft X X X XEN 13530-1 in Kraft X X X XEN 13530-2 in Kraft X X X X XEN 13530-3 in Kraft X X X XEN 13648-1 in Kraft X X X XEN 13648-2 in Kraft X X X X

prEN 13648-3 Entwurf X X X XprEN14197-1 Entwurf X X X XprEN14197-2 Entwurf X X X X XprEN14197-3 Entwurf X X X X

ISO 13984 in Kraft X X X X XISO/WD 13986 Entwurf X X X X

ISO 14469 in Kraft X X XISO 14687 in Kraft X X X

ISO/WD 15916 Entwurf X X X XISO/PAS 15594 Entwurf X X X XISO/NP 20012 Entwurf X ? ? ? ?ISO/AWI 17286

(SAE J2600) Entwurf X X X

InhaltBrennstoff BS Bereistellung TS Komponente

Status

Nor

men

Ric

htlin

ien

/ Mer

kblä

tter

/Son

stig

es

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3-5

Bis heute existieren in Deutschland keine spezifischen Regelwerke für die Errichtung undGenehmigung von Wasserstofftankstellen. Deshalb wurden alle bis heute gebauten H2-Tankstellen in Deutschland (z.B. Münchner Flughafen oder Berlin) basierenden auf Vor-schriften für Erdgasstellen errichtet und zugelassen.

3.1.1.1 Allgemein: Genehmigung von Tankstellen in Deutschland

Eine Tankstelle gilt gemäß §2 Abs. 2a des Gerätesicherheitsgesetzes <GSG> als eineüberwachungsbedürftige Anlage und unterliegt deshalb bezüglich ihres Betriebes und ih-rer erforderlichen Inspektionen der Betriebssicherheitsverordnung <BetrSichV>. (Ausnah-me: Füllanlagen, die Energieanlagen im Sinne des §2 Abs.2 des <EnWG> sind. Näheressiehe unter 3.1.1.2).

<TRG 730> beschreibt den Genehmigungsprozeß für die Errichtung und den Betrieb vonTankstellen. In <TRG 790> wird die Prüfung von Füllanlagen durch den Sachverständigengeregelt. Beide Regelwerke verweisen auf die für Füllanlagen geltende <TRG 400> undfolgende. Die Technischen Regeln Druckgase – TRG gelten nach der Erlaubnis der Druck-behälterverordnung <DruckbehV>, welche jedoch durch die <BetrSichV> am 1.1.2003 er-setzt wurde. Bis heute ist noch nicht geklärt ob und welche TRG-Richtlinien in Zukunftweiter gelten werden bzw. abgeändert werden könnten. Näheres siehe unter Kapitel3.1.2.

Im Baugesetzbuch <BauGB> wird den Gemeinden vorgeschrieben Bauleitpläne aufzu-stellen. Dabei ist ein Flächennutzungsplan (vorzubereitender Bauleitplan) und ein Bauge-nehmigungsplan (verbindlicher Bauleitplan) sowie ein Flächenbebauungsplan erforderlich.Bei der Aufstellung der Bauleitpläne werden die öffentlichen und privaten Belange gegen-einander und untereinander abgewägt. Nach §36 entscheidet über die Zulässigkeit vonBauvorhaben die Baugenehmigungsbehörde im Einvernehmen mit der Gemeinde. In be-sonderen Fällen entscheiden höhere Verwaltungsbehörden, siehe §37. Das <BauGB> re-gelt nicht den eigentlichen Genehmigungsprozeß gibt aber Auskunft über die Rechte derzuständigen Behörden, siehe §208, §209. Die Baugenehmigung kann frühestens zweiMonaten nach der erfolgreichen Einreichung der vollständigen Bauantragsunterlagen er-teilt werden und ist danach für drei bis vier Jahre gültig. Im Falle daß mehrere Behördenin dem Genehmigungsprozeß involviert sind kann sich die Genehmigungsdauer in derPraxis auf ungefähr vier bis sechs Monate verlängern.

Das Bundes-Immissionsschutzgesetz <BImSchG> verlangt die Untersuchung von Immissi-on- /Emissionsaspekten der Anlage. Dabei ist die Baugenehmigung im Genehmigungs-verfahren des <BImSchG> mit enthalten und muß deshalb nicht separat erfolgen. Im<4.BImSchV> wird geregelt welche Anlagen dem <BImSchG> unterliegen. Die<9.BImSchV> erläutert dabei das Genehmigungsverfahren für die Errichtung und den Be-

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3-6

trieb von Anlagen die gemäß der <4.BImSchV> unter das <BImSchG> fallen. In der<12.BImSchV> werden Auflagen und Anweisung für die Verhinderung als auch für dieBegrenzung der Auswirkungen von Störfallen gegeben.

3.1.1.2 Zuständige Behörde

Heute ist in Deutschland für die Genehmigung von Tankstellen das Gewerbeaufsichtsamtzuständig. Nach der Inkraftsetzung der neuen Betriebssicherheitsverordnung <BetrSichV>am 01. Januar 2003 bzw. durch die European Pressure Device Guideline <97/23/EC> wur-de die bis Ende 2002 in Deutschland geltende Druckbehälterverordnung <DruckbehV>abgelöst. Bis heute ist es nicht klar und eindeutig geklärt ob das Gewerbeaufsichtsamtweiterhin die zuständige und verantwortliche Behörde für den Genehmigungsprozeß inbleiben wird (siehe weiteres unter 3.1.2).

Im speziellen Fall daß eine Erdgastankstelle auf dem Firmengelände eines Gaslieferungs-unternehmens errichtet wird und gleichzeitig auch von diesem betrieben wird, fällt derGenehmigungsprozeß der Tankstelle jedoch nicht unter die <BetrSichV> sondern unterdas Energiewirtschaftsgesetz <EnWG>. Diese Ausnahmeregelung besteht sogar wenn dasErdgas an eine dritte, unabhängige Person weitergegeben wird. Der Grund daß hierfür das<EnWG> in Kraft tritt begründet sich darin, daß das verkaufte und ausgegebene Erdgasüber eine Pipeline an die Tankstelle angeliefert wird. Wenn davon ausgegangen wird, daßder Wasserstoff für Wasserstofftankstellen nicht via Pipeline an H2-Tankstellen, die aufGasfirmengeländen stehen, angeliefert wird trifft diese Ausnahmeregelung nicht für Was-serstofftankstellen zu.

3.1.1.3 Genehmigungsprozeß für eine Wasserstofftankstellle

Für die Zulassung der Anlage wendet sich der Antragsteller der genehmigungsbedürftigenWasserstofftankstelle an die für ihn zuständige Behörde (heute ist dies das Gewerbeauf-sichtsamt, siehe jedoch näheres unter „zuständige Behörde“, Kapitel 3.1.1.2). Die dorteingereichten Antragsunterlagen werden im nächsten Schritt an einen Sachverständigeneiner Überwachungstelle, z.B. TÜV oder Dekra, zur Durchsicht weitergereicht. Nach Prü-fung und Kommentierung der Unterlagen werden diese der zuständigen Genehmigungs-behörde wieder vorgelegt. Dort wird nun weiter entschieden ob eine Baugenehmigungoder sogar eine Genehmigung nach dem Bundes- Immissionsschutzsgesetzes <BImSchV>benötigt wird und dementsprechend in den Genehmigungsprozeß mit aufgenommen wird.

Nach einer erfolgreichen Überprüfung sämtlicher Antragsunterlagen kann die Genehmi-gung für den Bau der Anlage erteilt werden. Nach der Fertigstellung der Anlage kann imFalle einer vorher von der zuständigen Behörde auferlegten Sicherheitsüberprüfung eineabschließende Inspektion durch einen Sachverständigen erfolgen. Wenn diese Inspektion

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3-7

erfolgreich und positiv ist kann der Anlage die endgültige Betriebserlaubnis erteilt wer-den. Während des Betriebes der Tankstelle müssen in bestimmten zeitlich festgelegtenAbständen wiederkehrende Inspektionen zur Überprüfung der Betriebssicherheit erfolgen.

3.1.2 Neue in Bearbeitung befindliche Regelwerke

Im Januar 2003 wurde die <DruckbehV> durch die <BetrSichV> und die <14. GSGV> au-ßer Kraft gesetzt. Infolgedessen ist es bis heute noch nicht entschieden und geregelt inwieweit die TRG-Reihen, die auf der früheren <DruckbehV> basieren erhalten, verändertbzw. durch neue Regelwerke ersetzt werden, siehe in Abbildung 2. Aller Voraussicht nachwerden die <TRG40x> als wichtige und zentrale <TRGs> für Füllanlagen erhalten blei-ben. Endgültige Entscheidungen über die Situation der <TRGs> werden in den nächstenein bis zwei Jahren erwartet.

In Ergänzung zur <TRG 401> und <TRG 402> für die Errichtung bzw. dem Betrieb vonFüllanlagen und der <VdTÜV 510> für Erdgastankstellen sowie verschiedener weitererRichtlinien und Merkblätter für Druckgas- und Flüssiggastankstellen wird zur Zeit eineneue Richtlinie die <TRG 406> geschaffen. Die sich heute unter Bearbeitung befindliche<TRG406> Anlagen zum Füllen von festverbundenen Fahrzeugtanks zum Antrieb mit ver-dichtentem Druckgas (Tankstellen für verdichtete Gase – Druckgastankstellen) soll speziellfür Druckgas- und Flüssiggastankstellen auch als wichtigste Technische Regel für CGH 2

und LH2 –Tankstellen gelten.

3.2 Schutzmaßnahmen – Sicherheitsrisiko

Risikoabschätzung oder Sicherheitsabstand

Zur Reduzierung bzw. bestmöglichen Begrenzung des Sicherheitsrisikos im Umgang mitWasserstoff an Tankstellen können verschiedene Maßnahmen ergriffen werden. Zum Ei-nen kann versucht werden, durch die Schaffung von Sicherheitsabständen bzw. Zonenein-teilungen das Unfallrisiko auf ein Minimum zu reduzieren. Zum Anderen kann eine in derPlanung mit kalkulierte verstärkte Risikoabschätzung zur Reduzierung des Sicherheitsrisi-kos gewählt werden.

3.2.1 Zoneneinteilung/Anforderung an elektrische Einrichtungen

Die Zoneneinteilung für explosionsgefährdete Bereiche ist entsprechend <EN 60079-10>vorzunehmen. Die Einrichtungen sind entsprechend Explosionsschutzverordnung <11.GSGV> auszuführen.

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3-8

Explosionsgefährdete Bereiche sind Bereiche, in denen eine gefährliche explosionsfähigeGasatmosphäre vorliegt oder erwartet werden kann, und zwar in solchen Mengen, dassbesondere Maßnahmen hinsichtlich der Bauweise, der Installation und der Verwendungvon Betriebsmitteln erforderlich sind. Explosionsgefährdete Bereiche werden nach derHäufigkeit des Auftretens und der Dauer des Vorhandenseins einer explosionsfähigenGasatmosphäre wie folgt in Zonen aufgeteilt:

In Druckgastankstellen können Zone 1 und Zone 2 auftreten, Zone 0 nicht.

Zone 1:

Bereich, in dem sich bei Normalbetrieb gelegentlich eine gefährliche explosionsfähige At-mosphäre als Gemisch aus Luft und brennbaren Gasen, Dämpfen oder Nebeln bildenkann.

Zone 2:

Bereich, in dem bei Normalbetrieb eine gefährliche explosionsfähige Atmosphäre als Ge-misch aus Luft und brennbaren Gasen, Dämpfen oder Nebeln normalerweise nicht oderaber nur kurzzeitig auftritt.

Anmerkung: Hinweise zur Häufigkeit und Dauer des Auftretens können aus Anleitungenfür spezielle Industriebereiche oder Anwendungen entnommen werden.

3.2.2 Sicherheitsabschätzung

In Europa werden Wasserstofftankstellen in den letzten Jahren zunehmend einer Risiko-analyse unterzogen (risk assessment). Zur Durchführung einer solchen Risikoanalyse we r-den üblicherweise Riskoakzeptanzkriterien [Norsk Hydro, 03] aufgestellt und eine grobeRisikoanalysemethodologie entwickelt. In der Planungsphase besteht diese Methodologieaus einer schnellen Reihung von Risiken (Rapid Risk Ranking – RRR) [Norsk Hydro, 02].

Einige wichtige Erkenntnisse aus diesen auch im Rahmen des EIHP2 entwickelten Metho-den und Konzepten sind:

- grundsätzliche Minimierung der Wahrscheinlichkeit von Leckagen bereits im Design,während der Wartung und auch im Betrieb

- Gasverteilungs- und –verbrunnungssimulationen haben die ernsten Konsequenzenvon Gasfreisetzungen gezeigt

- die Notwendigkeit von schnell ansprechenden und zuverlässig funktionierenden Gas-detektionssystemen muß während der Risikoanalyse erhoben werden

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3-9

- diese Gasdetektionssysteme müssen durch geeignete Abhilfemaßnahmen ergänztwerden, wie z.B. Herunterfahren und Abschalten der Anlage sowie Trennung einzelnerProzeßschritte/ räumlicher Einheiten durch Abschaltventile und Druckreduktionssy-steme

- zusätzlich muß im Design der Anlage Sorge getragen werden, dass sich kein Gas inregendwelchen „Taschen“ sammeln kann und daß keine hohen gebäudetechnischenVerdämmungsgrade (also Boden/ Wand/Decken-Konstellationen, die die Bildung vonWasserstoffanreicherungen begünstigen) einkonstruiert werden; natürliche Konvekti-on und die zuverlässige Ableitung von evtl. Gasfreisetzungen in sichere Bereiche mußgewährleistet sein

3.3 Internationale Regelwerke und Aspekte

Im folgenden werden wichtigste internationale Regelwerke für Wasserstoff bzw. für Erd-gas, die heute für die Zulassung von Wasserstoffanlagen zugrunde gelegt werden aufge-führt. Desweiteren werden wichtigste sich unter Bearbeitung befindliche Regelwerke ge-nannt.

Übersicht über die Abkürzungen bei internationalen Regelwerken:ISO: International Standard OrganisationPAS: Publicity Available SpecificationWD: Working DraftCD: Committee DraftTR: Technical ReportAWI: Approved New Work ItemDIS: Draft International StandardPRF: Proof of a new International Standard

3.3.1 Existierende Regelwerke

Weltweit existieren über 190 Regelwerke an Normen, Richtlinien, Merkblätter und sonsti-gen Anweisungen (Codes & Standards) für Wasserstoff und Erdgas als Brennstoff.

Diese lassen sich in folgende Gruppen gliedern:

• ISOISO TC 197 (Wasserstoff)ISO 15500 (Erdgas – CNG)

• EN• EIGA• National

CPR (Niederlande)

DWV ROADMAP


3-10

ASME, APINORSOK (Norwegen)TRG 4xx (Deutschland)Etc.

Tabelle 3 Wichtigste existierende internationale Normen und Richtlinien für Erdgas undWasserstoff im Vergleich

CNG LNG CGH2 LH2

Brennstoffbereitstellung ISO 15403 NF EN 1160PREN 1532PREN 13645EN 1473

ISO 14687ISO WG 7ISO WD 15916

ISO 14687ISO WG 7ISO WD 15916ISO WG 2ISO WD 13986

Tankstelle PREN 13638EN 13423

NFPA 59 ANFPA 497

ISO WG 4 WG3ISO WG 15594

Abgabeeinrichtung Unter Bearbeitungvon OIML

ISO/TC 197 NWIPN 253

Fahrzeuginstallation (TRANS/WP.29/2000/4220 APRIL 2000)heute ECE R110

ISO 15501

NFPA 57SAE 2323SAE J2343

TRANS/WP.29/GRPE/2004/331 October 2003

TRANS/WP.29/GRPE/2003/147 March 2003

Fahrzeugzylinder ISO 11439 EN 1251EN 1252EN 12213EN 12300PREN 12456

ISO WG 6ISO 15869

ISO WG 1ISO 13984ISO 13985

Befüllungskupplung ISO FDIS 14469 Keine Regelwerkeverfügbar

ISO WG 5ISO/AWI 17268

Fahrzeugkomponenten ISO 15500 NF EN 12065UNE EN 12066UNE EN 12308NF EN 12567EN 1626EN 1797EN 12434

siehe in erster Linieunter Fahrzeugin-stallation und den inden dortigen Doku-menten gemachtenQuerverweisen

siehe in erster Linieunter Fahrzeugin-stallation und den inden dortigen Doku-menten gemachtenQuerverweisen

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3-11

3.3.2 Neue in Bearbeitung befindliche Regelwerke

Aus den oben im Kapitel 3.3.1 erwähnten ca. 190 Regelwerken (Codes & Standards)werden zur Zeit folgenden Regelwerke als die wichtigsten Leitlinien für Wasserstoff alsBrennstoff geschaffen:

• ISO 15916

• TRG 406

• NFPA 50A

• EIGA 15/96

Weitere wichtige Codes & Standards (Normen und sonstige Richtlinien) die sich zur Zeit inEntwicklung befinden sind:

ISO 13984 Liquid hydrogen – Land vehicle fuelling system interface (veröffentlicht)

ISO 14687 Hydrogen fuel – Product specification (veröffentlicht)

ISO/DIS 13985 Liquid hydrogen – Land vehicle fuel tanks

ISO/WD 17268 Gaseous hydrogen – Land vehicle filling connectors

ISO/CD 15869 Gaseous hydrogen and hydrogen blends – Land vehicle fuel tanks

ISO/CD PAS 15594 Airport hydrogen fuelling facility

ISO/PRF TR 15916 Basic considerations for safety of hydrogen systems

ISO/WD 22734 Hydrogen generators using water electrolysis process

ISO/AWI 16110 Hydrogen generators using fuel processing technologies

ISO/AWI 16111 Transportable gas storage devices – Hydrogen absorped in revisble metalhydride

ISO/NP 20012 Gaseous hydrogen – Service stations

Weitere Informationen:

Im Juni 2003 hat die National Hydrogen Association (NHA) eine Übersicht über in Ent-wicklung befindliche Regelwerke für Wasserstoff zusammengestellt „Hydrogen Codes,Standards, and Regulations Matrix“. Diese Übersicht ist im Internet frei zugänglich und zufinden unter: http://www.hydrogensafety.info/articles/matrix.pdf.

Eine Übersicht über wichtige internationale Organisationen, die sich mit der Entwicklungund Schaffung dieser neuen Wasserstoffregelwerke beschäftigen, ist unterhttp://www.hydrogensafety.info/articles/HydrogenCSOrgChart.pdf zu finden.

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3-12

3.3.3 Gesetzlichen Voraussetzungen die geschaffen werden müssen

Wie in Tabelle 3 in den leeren Zellen zu erkennen ist müssen besonders in den BereichenAbgabeeinrichtung, Fahrzeuginstallation, Fahrzeugbetankungskupplung und sonstigeFahrzeugkomponenten für CGH 2 und LH2 Regelwerke geschaffen werden. Erste Entwurfs-dokumente für die Fahrzeuginstallation, eingebracht bei der UN ECE in Genf, existierenjedoch bereits. Die wasserstoffspezifischen Fahrzeugkomponenten werden, wo erforder-lich, aus diesen ECE-Dokumenten querverwiesen. Grundsätzliches Ziel aller internationa-len Fahrzeughersteller ist es jedoch, bei der WP.29 GRPE bis ca. 2010 eine Global Techni-cal Regulation (GTR) verabschiedet zu haben, die weltweit einheitlich Anwendungen fin-den kann.

Insgesamt ist fest zuhalten, daß wichtige Regelwerke und Erfahrungen für den Umgangmit Wasserstoff als Kraftstoff im Straßenverkehr bisher fehlen. Neben komplizierten undzeitraubenden Genehmigungsprozessen für bereits heute bestehende Wasserstofftank-stellen, wie aktuell im CUTE-Projekt zu beobachten ist, befinden sich von den wenigenRegelwerke für den Wasserstoff die meisten jedoch noch in Entwicklung.

Heute fehlen Regelwerke für den Einsatz von neuen Kraftstoffen im Straßenverkehr weit-gehend, speziell für Wasserstoff und für den Umgang mit den sich daraus ergebendenVeränderungen und möglichen Problemen. So ist beispielsweise der Betrieb von Brenn-stoffzellen in Fahrzeugen, gerade im „Stand-by“ Betrieb in keiner Weise geregelt. Es be-darf weiterhin Bestimmungen und Regelungen bezüglich der Speicherung von Wasserstoffin unterschiedlichen Umgebungen und der Wasserstoffbenutzung in unterschiedlichenAnwendungen. Dabei sollte auf Aspekte des sicheren Umganges mit Wasserstofftechno-logien beim Betrieb und bei Wartungsvorgängen eingegangen werden. Weiterhin müssenAnweisungen und Anforderungen an die sich verändernde Sicherheitstechnik und – anla-gen angepaßt bzw. neu vorgegeben werden. Viele dieser Themenbereiche sind bestand-teil von integrierten Projektvorhaben wie dem im 5. Rahmenprogramm EU-gefördertenEIHP (www.eihp.org) sowie dem im 6. Rahmenprogramm geförderten HySafe.

Durch Wasserstoff und damit verbundenen neuen Energieumwandlungstechnologien, wiez.B. der Brennstoffzelle können sich darüber hinaus neue Anwendungsfelder und -synergien entwickeln, wie beispielsweise die Nutzung des Auto zur stationären Stromer-zeugung oder als „Stand-by“ Generator auf der öffentlichen Straßen.

Weitere Aspekte die sich durch Wasserstoff ergeben und durch internationale Kooperationund weltweite Regelwerke geregelt werden müssen:

• einheitliche Betankungskupplungen (für CGH 2 auf den Weg gebracht, für LH2 in einerIndustriekooperation zwischen BMW und GM in Erarbeitung)

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3-13

• Wasserstoff in (teilweise) geschlossenen Räumen, z.B. Tiefgaragen, Tunnel (Thema inEIHP2 und vor allem in HySafe)

3.4 Literatur

[Norsk Hydro, 02] Norsk Hydro/ DNV, Methodology for Rapid Risk Ranking of H2 Re-fuelling Station concepts, Bericht für das Arbeitspaket 5.2 des EIHP2, Sep-tember 2002

[Norsk Hydro, 03] Norsk Hydro/ DNV, Risk acceptance criteria for Hydrogen RefuellingStations, Bericht für das Arbeitspaket 5.2 des EIHP2, Februar 2003

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Politische Anforderungen Dezember 2003

4-1

4 POLITISCHE ANFORDERUNGEN AN EINE H2-KRAFTSTOFFVERSORGUNGS-INFRASTRUKTUR

4.1 Kyoto-Protokoll

Im Transportbereich der EU kommen rund die Hälfte aller CO2-Emissionen aus PKWs, wäh-rend der Transportsektor insgesamt für rund 12% aller EU-weiten CO2-Emissionen ve r-antwortlich ist. Die EU hat sich daher als Ziel gesetzt, den durchschnittlichen CO2-Ausstoßneuer PKWs um 35% zu reduzieren, bevorzugt bis 2005, spätestens bis 2010.

Die Europäische Kommission sowie der Umweltrat der Minister hat im Rahmen der An-strengungen zur CO2-Verminderung insbesondere im Verkehrssektor im Juni 1996 für dasJahr 2012 eine Begrenzung auf 120 g CO2/km für die dann im Angebot befindliche euro-päische Fahrzeugflotte gesetzt.

Der Europäische Verband der Automobilhersteller (ACEA), der mehr als 85% in der EU15verkauften Neuwagen repräsentiert, hat daraufhin am 5. februar1999 mit der Kommissioneine freiwillige Verpflichtung unterschrieben, die CO2-Emissionen neuer PKWs bis zumJahr 2008 auf im Mittelwert 140 g/km zu senken. Bezüglich der durchschnittlichen Flotte-nemissionen im Jahr 1995 von 186 g/km stellt dies eine 25%-Reduktion dar. Diese Selbst-verpflichtung wurde zwischen der ACEA und der Europäischen Kommission Anfang 1999in einem Umweltabkommen bestätigt. Die Europäischen Kommission hat im Jahre 2000mit der japanischen und der koreanischen Automobilindustrie eine entsprechende Selbst-verpflichtung unterzeichnet.

Im Einzelnen sieht die ACEA-Selbstverpflichtung vor:

• Einführung von Fahrzeugmodellen, welche 120 g CO2/km oder weniger emittieren(entsprechend einem durchschnittlichen Kraftstoffverbrauch von 4,9 l Ben-zin/100km) in den EU-Markt nicht später als 2000;

• Erreichung durchschnittlicher CO2-Emissionsziele von 140 g/km für die 2008 in derEU im Verkauf befindliche PKW-Fahrzeugflotte (entsprechend einem durchschnittli-chen Kraftstoffverbrauch von 5,7 l Benzin/100km);

• Abschätzung eines Zielkorridors von 165-170 g C02/km für 2003;

• Bewertung der Situation im Jahr 2003, um die Perspektiven für eine weitere Reduk-tion hin zum EU-Ziel von 120 g CO2/km im Jahr 2012 auszuloten;

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Dezember 2003 Politische Anforderungen

4-2

• Einrichtung einer gemeinsamen von EU und Industrie getragenen Begleitung, wel-che darauf abzielt, Transparenz sicherzustellen und Fortschritte zu bewerten, unterBerücksichtigung aller relevanten C02-Einflussfaktoren.

Um den Kundenanforderungen Rechnung zu tragen, ist ACEA davon ausgegangen, dasskeine steuerlichen Eingriffe vorgenommen werden, um die Zusammensetzung der Fahr-zeugflotte am europäischen Markt zu beeinflussen.

Nach Angaben der ACEA [ACEA 2000] haben sich zwischen 1995 und 1999 die CO2-Emissionen der neu in den Verkauf gekommenen europäischen PKW-Flotte von 186 g/kmbereits auf 174 g/km vermindert. Dies sei vollständig im Einklang mit der angestrebtenSpannweite von 165-170 g/km für 2003 wie sie in der Selbstverpflichtung von 1998 vor-gesehen ist. Dieser angesprochene Zeitraum 1995-1999 ist auch in einem gemeinsamenBericht der ACEA und der Dienste der Kommission detailliert festgehalten. Bereits im Jahr2001 hat die ACEA Durchschnittswerte von 164 g CO2/ km als erreicht gemeldet. 15%dieser Verbesserung auf 164 statt auf 167 g CO2/ km ist auf den gestiegenen Anteil vonDieselfahrzeugen zurückzuführen.

Anmerkung: Projektionen auf das Jahr 2012, in welchem 120 g CO2/km als Durchschnittswertder europäischen Fahrzeugflotte im Verkauf erreicht sein müssen, würde nur unterder optimistischen Annahme gelingen, dass 84% aller Fahrzeuge Dieselfahrzeugewären. Steigt jedoch der Dieselanteil am Kraftstoffmarkt weiter, dann wird derEmissionsvorteil von Diesel gegenüber Benzin bei der Erzeugung aus Erdöl immerkleiner bzw. verschwindet, da in der Raffinerie die erhöhte Dieselproduktion zuVerschiebung des Produktionsgleichgewichts führt. Heute zusätzlich produzierterDiesel verursacht in Europa bereits höhere CO2-Emissionen als die Benzinherstel-lung und beginnt damit in einer Well-to-Wheel-Betrachtungsweise den Vorteil dereffizienteren Nutzung im Fahrzeug aufzuzehren. Auch die Import/ Exportbilanzträgt nicht zur Lösung bei (heute exportiert Europa etwa 10% seines Benzins undimportiert 10% seines Diesels). Auch eine Erzeugung von Diesel aus Erdgas via Fi-scher-Tropsch-Synthese ermöglicht keine Absenkung der Emissionen wegen desinsgesamt geringeren Produktionswirkungsgrads des Verfahrens. Nur erneuerbareAnteile aus Biomasse via FT-Synthese können hier schrittweise eine Lösung desDilemmas bewirken.

Die ACEA-Selbstverpflichtung basiert auf folgenden Voraussetzungen:

• Volle Verfügbarkeit von Kraftstoffen im Markt, welche über ausreichende Qualitä-ten verfügen, um die Anwendung der erforderlichen Technologien zu ermöglichen;

• Nicht-ACEA Mitglieder verpflichten sich zu vergleichbaren CO2-Reduktionsan-strengungen;

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4-3

• Unbehinderte Durchdringung des Marktes durch CO2-effiziente Fahrzeugtechnologi-en und Akzeptanz innovativer Fahrzeugkonzepte.

Ein wichtiger Aspekt der ACEA-Selbstverpflichtung ist das Versprechen, im Jahr 2003 diePotenziale für weitere zusätzliche CO2-Reduktionen zu evaluieren. Neue technologischeDurchbrüche sollen hier einen wesentlichen Beitrag darstellen. Diese sollen unter anderemdurch ein kooperatives CO2 F&E-Programm unter Einbindung der Fahrzeughersteller, Zu-lieferer, Forschungsinstitute und Universitäten unterstützt werden (Identifizierung, Ent-wicklung und Demonstration neuer Technologien und Systemkonzepte zur CO2-Reduktionin Fahrzeugen). Um effektiv und erfolgreich zu sein, wird eine aktive und koordinierte Un-terstützung durch EU- und nationale Forschungsprogramme angemahnt. Ferner wird dieNotwendigkeit einer politischen Unterstützung der industriellen Selbstverpflichtung be-tont, welche insbesondere schwefelfreie Kraftstoffe und nicht-technische Maßnahmen wieFahrverhalten, Telematik und Straßeninfrastruktur als wünschenswert nennt.

Der zwischen der EU und der europäischen Automobilindustrie vereinbarte Monitoringme-chanismus sieht vor, dass die EU bei Nichteinhaltung der in der Selbstverpflichtung ver-einbarten Zielvorgaben plant, bindende gesetzliche Vorgaben zu erlassen.

4.2 Deutsches Mineralölsteuergesetz

Im deutschen Mineralölsteuergesetz (MinÖStG) ist in § 1, Abs. 2, Wasserstoff nicht ge-nannt und unterliegt daher auch nicht der Mineralölsteuer. Dies gilt unabhängig von se i-ner Verwendung. Ebenso ist die Herstellung des Wasserstoffs ohne Bedeutung auf seineBesteuerung.

Seit dem 21.06.2003 ist die Besteuerung bis 31.12.2008 nicht nur von reinen Biokraft-stoffen aufgehoben sondern auch die Besteuerung des zu konventionellen Kraftstoffennachweislich zugemischten biogenen Kraftstoffteils.

Sinngemäß gilt dies natürlich auch für Wasserstoff. Dieser ist jedoch bereits bisher im Mi-neralölsteuergesetz grundsätzlich und ohne zeitliche Limitierung ausgenommen (nicht ge-listet) und daher steuerlich befreit (siehe oben).

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4-4

4.3 Steuern auf Erdgas und denkbare Konzepte einer Weiterentwicklungfür Wasserstoff als Kraftstoff

Land: Steuerliche Regelung für Erdgas als Kraftstoff:

Deutschland CNG: 10,1 €/MWh (0,1 €/Nm³) bis 2020; Biogas ist steuerfrei(seit 2003 auch bei der Zumischung zu CNG)

Großbritannien CNG: 15 pence/kg (0,18 €/Nm³)

Italien CNG: 0,01 €/Nm³ – ansteigend auf 0,05 €/Nm³ in 2005

Frankreich CNG: 0,08 EURO/Nm³; Steuerrückzahlung durch die Regie-rung bei Einsatz in Bussen bis zu einem Volumen von 24.000Nm³/a

Niederlande CNG: 0,01 €/Nm³; kein Unterschied zwischen stationärerund mobiler Nutzung von Erdgas

Schweden CNG: 0,11 €/Nm³; Biogas ist steuerfrei

Island Besteuerung aller Kraftstoff außer Benzin erfolgt auf Basisder Fahrzeugverbräuche; Fahrzeuge mit „vernachlässigba-ren“ Emissionen erhalten 50% Steuernachlaß

In einem ersten Ansatz für eine begrenzte Einführungsphase von bis zu 3-5 Jahren sollteWasserstoff überhaupt nicht besteuert werden. Dann sollte Wasserstoff nicht höher alsErdgas besteuert werden. Wie aus der vorstehenden Tabelle entnommen werden kann,könnte die Besteuerung bei maximal 10 €/MWh liegen.

Abhängig vom Erzeugungspfad und den dabei involvierten CO2-Äquivalenz-Emissionenkönnte die Besteuerung von Wasserstoff variieren. So könnte Wasserstoff gewonnen ohneCO2-Emissionen aus erneuerbaren Energiequellen über eine verlängerte Einführungsphasesteuerfrei bleiben. Im Falle von Erdgas als Primärenergiequelle könnte Wasserstoff analogCNG heute mit dem EU-Minimalsteuersatz besteuert werden.

Für alle anderen Erzeugungspfade aus fossilen Energien mit höheren CO2-Emissionenkönnte die Besteuerung proportional zur Höhe dieser Emissionen über dem Niveau der fürErdgas anzuwendenden Besteuerung erfolgen.

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4-5

Tabelle: Vorschlag für ein mögliches Konzept einer Besteuerung abhängig von den Pfaden undEnergiequellen der Wasserstoffbereitstellung für eine Einführungsphase des Wasserstoffs als Kraftstoff

Wasserstoffquelle Wasserstoff-Besteuerung

“Grüner Wasserstoff”

via Elektrolyse aus Regene-rativstrom (z.B. Wind, So-lar,Wasserkraft) oder Bio-

masse (Restholz, etc.)

steuerfrei

“Fossiler Wasserstoff”

aus Erdgas

gleiche Besteuerung wie fürErdgas: z.B. 10 €/MWh, wie in

Deutschland

“ Fossiler Wasserstoff ”

aus anderen fossilen Ene r-giequellen mit höherenCO2-Emissionen als bei

Erdgas

höhere Besteuerung als fürErdgas: i.e. > 10 €/MWh

Am 7. November 2001, hat die Europäische Kommission eine Aktionsplan und zwei Vor-schläge für Direktiven angenommen (“Biofuels directives” oder jetzt besser “AlternativeFuels Directives“), um den Einsatz von alternativen Kraftstoff im Transportsektor zu för-dern. Begonnen werden soll mit ordnungspolitischer und steuerlicher Bevorzugung vonBiokraftstoffen. Beide Direktiven sind gegenwärtig noch in Diskussion.

Ein Direktivenentwurf würde einen Mindestanteil an Biokraftstoffen definieren, der von2005 an im Verkauf sein soll, beginnend mit 2% und 5,75% in 2010 erreichend. Fernerhat die EU das Ziel vorgegeben, bis 2020 etwa 20% aller konventionellen, erdölbasiertenKraftstoffe, zu ersetzen. Im Detail wird diskutiert, 10% durch CNG, 5-8% durch Biokraft-stoffe und 5% durch Wasserstoff zu ersetzen.

Die zweite vorgeschlagene Direktive eröffnet den Mitgliedsstaaten die Möglichkeit, redu-zierte Mineralölsteueresätze auf reine oder beigemischte Biokraftstoffe zu erheben, wenndiese zum Heizen oder als Fahrzeugkraftstoff verwendet werden. Die tatsächliche Mine-ralölsteuerbelastung auf dem Endprodukt, sofern es für den Einsatz als Fahrzeugkraftstoffvorgesehen ist, soll nicht weniger als 50% der normalen auf das Produkt anwendbarenMehrwertsteuer ausmachen. Der letzte Vorschlag hat in Deutschland starken Widerspruchverursacht.

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4-6

Dennoch zeigt die Diskussion, dass die hier vorgeschlagene Besteuerung von Wasserstoffals Fahrzeugkraftstoff entlang der Linien der politischen Diskussion in Deutschland undder Europäischen Union erfolgt.

4.4 Emissionshandel

Gegenwärtig wird durch eine Direktive des Europarates, die sich noch im Gesetzgebungs-verfahren befindet, eine Verfahren für den Handel von Klimagasemissionen in Europa zurEinführung vorbereitet. Der Emissionshandel von CO2-Emissionen wird für bestimmte in-dustrielle Bereiche eingeführt. Er wird Vorkehrungen für eine künftige Erweiterung aufweitere Sektoren und um weitere Aktivitäten sowie auf zusätzliche Klimagase beinhalten.In der zweiten Lesung hat das Europaparlament entschieden, eine Formulierung einzu-bauen, die ausdrücklich den Transportsektor als möglichen künftig in den Emissionshan-del einzubeziehenden Se ktor nennt.

Verschiedene Studien und Analysen sind während der letzten Jahre erstellt worden undhaben unterschiedliche Modell für einen Anwendung des Klimagas-Emissionshandels aufden Transportsektor beleuchtet [Margaree 1998] [ICFK 1999], [Vinnova 2001],[ZEW 2001], [ZEW 2002], [Oeko 2002], [Oeko 2003], [Oeko 2003-2], [PWC 2002],[IFEU 2003].

Emissionshandelskonzepte für den Transportsektor haben drei mögliche Ausgestaltungs-ansätze und können auf Personen- und Frachttransport getrennt angewendet werden.

Mitspieler

Eine Anzahl verschiedener Arten von Spielern ist im Transportsektor aktiv, von denen je-der prinzipiell für eine Teilnahme am Emissionshandel in Frage kommen kann. Im Treib-und Kraftstoffsektor sind das der Treibstoffhersteller, der Treibstoffhändler und der Treib-stoffverbraucher. Im Fahrzeugsektor sind dies der Fahrzeughersteller, der Fahrzeughändlerund der Fahrzeugkäufer. Im Transportdienstleistungssektor sind die der Dienstleistungs-anbieter (z.B. Stadtbusbetreiber oder Spediteur), der Händler (z.B. das Reisebüro) und dieKunden [ZEW 2002].

Studienergebnisse deuten darauf hin, dass eine Auswahl des Treibstoffherstellers oder desTreibstoffhändlers als Teilnehmer aus dem Transportsektor am Emissionshandel ein effek-tives System zulassen würde. Dies würde die Zahl der Teilnehmer begrenzen und damitdie Transaktionskosten begrenzen, es würde ziemlich in Übereinstimmung mit den existie-renden gesetzlichen und ökonomischen Rahmenbedingungen sein und es würde in demSinne kosteneffizient sein, wie es zu den minimalen Emissionsvermeidungskosten führenwürde.

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4-7

Verschiedene Untersuchungen kritisieren einen Ansatz, der Treibstoffhersteller als Teil-nehmer am Emissionshandel auswählen würde, da sie annehmen, dass Treibstoffherstellernur begrenzte Möglichkeiten hätten. Die Belastbarkeit dieser Einschätzung mag in Fragegestellt werden, da die Studien alternative Kraftstoffe oder die Beimischung zu konve n-tionellen Kraftstoffen, z.B. Biokraftstoffe, nicht oder nur unzulänglich berücksichtigt ha-ben. Insbesondere im Hinblick auf Wasserstoff als Kraftstoff haben Kraftstoffhersteller undhändler (insbesondere Tankstellenbetreiber) langfristig die Möglichkeit, den Nettokohlen-stoffgehalt von Transportkraftstoffen auf Null zu reduzieren.

Absolute versus spezifische Ziele

Emissionsreduktionsziele können als absolute Werte definiert werden, z.B. in Tonnen CO2

pro Jahr oder als spezifische Werte, z.B. als Gramm CO2 je gefahrenen Kilometer. AusSicht der Umwelt und der Politik müssen die Gesamtreduktionsziele für einen gegebenenZustand absolut sein. Sofern spezifische Ziele für einzelne Sektoren vorgegeben werdensollen, könnte sich die Notwendigkeit ergeben, diese Ziele von Zeit zu Zeit anzupassen,um die Gesamtredultionsziele auch zu erreichen.

Bewertung

Emissionshandel ist eine flexible marktbasierte Maßnahme, die es erlaubt genau definier-te Emissionsziele zu erreichen. Die Kosten für die Erreichung der Ziele sind nicht definiert,sind aber in Theorie die minimal erreichbaren Kosten.

Unter den möglichen Maßnahmen, den transportbedingten Klimaeffekt zu reduzieren sindbetrieblich Maßnahmen im Einsatz des Fahrzeugs, technische Verbesserungen am Fahr-zeug und seinem Antriebssystem, Verminderung der Transportbewegungen insgesamtsowie Änderungen in der Kraftstoffart, -zusammensetzung und –herstellungsmethode. DieEinführung von Wasserstoff als Kraftstoff ist eine dieser Optionen.

Da es eine Anzahl von Maßnahmen zur Reduktion von Klimagasemissionen gibt, die ko-stengünstiger sind als die Einführung von Wasserstoff als Kraftstoff (hergestellt aus er-neuerbaren Energien), wird der Emissionshandel im Transportsektor Wasserstoff mittel-bis langfristig unterstützen, während kurz- bis mittelfristig wahrscheinlich andere Optio-nen zur Emissionsreduktion unterstützt werden. Detaillierte und quantifizierte Analysensollten diesbezüglich durchgeführt werden.

Die Auswahl der Kraftstoffhersteller oder –händler zur Teilnahme am Emissionshandelwürde diesen einen ökonomischen Anreiz geben, Transportkraftstoffe mit netto reduzie r-ten CO2-Emissionen zu erzeugen und zu verkaufen.

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4-8

Europäisches Parlament, In der Sitzung vom Mittwoch dem 2. Juli 2003,ANGENOMMENE TEXTE, P5_TA-PROV(2003)0319, Handel mit Treibhausga-semissionszertifikaten ***II

{ TC"(A5-02072003 - Berichterstatter: Jorge Moreira da Silva)"\l3 \n> \* MERGEFORMAT}

Ausschuß für Umweltfragen, Volksgesundheit und Verbraucherpolitik PE 328.778

Legislative Entschließung des Europäischen Parlaments zu dem Gemeinsamen Standpunktdes Rates im Hinblick auf den Erlass der Richtlinie des Europäischen Parlaments und desRates über ein System für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten in der Ge-meinschaft und zur Änderung der Richtlinie 96/61/EG des Rates (15792/1/2002 – C5-0135/2003 – 2001/0245(COD))

Abänderung 38 – Artikel 30 – Absatz 2 – Buchstabe a

a) die Frage, wie und ob Anhang I dahin gehend geändert werden sollte, dass im Hinblickauf eine weitere Steigerung der wirtschaftlichen Effizienz des Systems andere betroffeneSektoren, wie etwa die Sektoren Chemie, Aluminium und Verkehr, andere Tätig-keiten und Emissionen anderer in Anhang II aufgeführter Treibhausgase aufgenommenwerden;

4.5 Literatur

[ICFK 1999] ICF Kaiser Consulting, Potential for Mobile Source Emissions Trading to Redu-ce the Cost of Greenhouse Gas Emissions Abatement in Canada, Prepared for NationalClimate Change Process: Transportation Issues Table (Canada), July 1999

[IFEU 2003] IFEU-Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg, Zentrum für Eu-ropäische Wirtschaftsforschung, Prof. Bergmann, Lufthansa, Deutsche Bahn, Flexible In-strumente der Klimapolitik im Verkehrsbereich: Weiterentwicklung und Bewertung vonkonkreten Ansätzen zur Integration des Verkehrssektors in ein CO2-Emissionshandelssystem (Development and evaluation of concrete approaches to integra-te the transport sector into a CO2-emissions trading-system), study for Ministerium fürUmwelt und Verkehr des Landes Baden-Württemberg (Germany), March 2003

[IPTS 2003] Peder Jensen, Potenzielle Grenzen freiwilliger Selbstverpflichtungen überCO2-Emissionssenkungen im Verkehrsbereich, IPTS Report, Nr. 79, JRC-Sevilla, November2003

[Margaree 1998] Margaree Consultants, Experience with Mobile Source Emissions Tradingand Its Potential Application to Greenhouse Gas Emissions by the Transportation Sector,

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4-9

prepared for Transportation Committee: National Round Table on the Environment andthe Economy (Canada), July 1998

[Oeko 2002] Odette Deuber, Einbeziehung des motorisierten Individualverkehrs in eindeutsches CO2-Emissionshandelssystem, Master Thesis, 2002

[Oeko 2003] Öko-Institut, Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung, ÖkonomischeMaßnahmen zur Reduzierung der Umweltauswirkungen des Flugverkehrs: lärmabhängigeLandegebühren und Emissionshandel im Flugverkehr, in preparation, study for Umwelt-bundesamt (Germany), 2003

[Oeko 2003-2] Öko-Institut, Emissions trading in international aviation, slide presentation,June 2003

[PWC 2002] PricewaterhouseCoopers, Zertifikatehandel im Verkehrsbereich als Instrumentzur CO2-Reduzierung unter Berücksichtigung von Interdependenzen mit anderen Len-kungsinstrumenten und unter Gewährleistung der Kompatibilität zur EU-Gesetzgebung,study for Rat für Nachhaltige Entwicklung (Germany), November 2002

[Vinnova 2001] Vinnova – The Swedish Agency for Innovation Systems, The Impact of CO2

Emissions Trading on the European Transport Sector, June 2001

[ZEW 2001] Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung, IFEU-Institut für Energie- undUmweltforschung Heidelberg, DaimlerChrysler, Fachhochschule Mannheim, Flexible In-strumente der Klimapolitik im Verkehrsbereich, Studie für das Ministerium für Umwelt undVerkehr des Landes Baden-Württemberg, April 2001

[ZEW 2002] M. Stronzik, G. Bühler, U. Lambrecht, Ansatzpunkte für einen Emissionshan-del im Verkehrssektor, Zeitschrift für Energiewirtschaft 26 (2002) 3

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Unternehmerische Anforderungen Dezember 2003

5-1

5 UNTERNEHMERISCHE ANFORDERUNGEN AN EINE H2-KRAFTSTOFF-VERSORGUNGSINFRASTRUKTUR

5.1 Vorfinanzierungsbedarf

Drei Branchen müssen wesentliche finanzielle Vorleistungen erbringen für die Etablierungvon Wasserstoff als Fahrzeugkraftstoff: die Automobil- und Zulieferbranche, die Techno-logieentwickler und die Kraftstoffbranche.

5.1.1 Automobil- und Zulieferindustrie

Die Automobil- und Zulieferindustrie entwickelt Wasserstofffahrzeuge mit Verbrennungs-motor oder Brennstoffzelle. Die grundlegende Technologieentwicklung der Brennstoffzelleerfordert dabei einen höheren und länger dauernden Aufwand als der Verbrennungsmo-tor. Bei Beginn der Kommerzialisierung von Brennstoffzellenfahrzeugen werden 15 bis 20Jahre intensiver Entwicklungarbeit vergangen sein. Im konventionellen Automobilbereichliegen die Entwicklungszyklen eher im Bereich von 5-8 Jahren. Jeder Automobilherstellerwird einen Entwicklungsaufwand von sicherlich mehr als 1 Milliarde Euro getrieben ha-ben.

Diese Vorfinanzierung wird wie bei jedem Innovationsprozess aus den Erlösen des laufen-den Geschäfts getätigt. Bei Start-ups erfolgt die Vorfinanzierung über Risikokapitalgeber.

Eine weitere Vorfinanzierung ist für den Aufbau der Fertigungskapazitäten für Wasse r-stoffautos notwendig. Mit steigenden Verkaufszahlen steigt die Auslastung der Ferti-gungsanlagen, so dass nach einigen Jahren ein erster Return on Investment erzielt wird.

Brennstoffzellen stellen nur in der Hinsicht eine Besonderheit dar, dass sie eine sehrgrundlegende Innovation repräsentieren und daher der Entwicklungsaufwand höher undlänger ist.

5.1.2 Technologieentwickler

Unter dem Begriff „Technologieentwickler“ werden hier alle Firmen zusammen gefasst,die Komponenten für alle Schritte in der Wasserstoff-Versorgungskette (H 2-Erzeugung,-Transport, -Vertrieb, -Speicherung, -Konditionierung etc.) entwickeln.

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Dezember 2003 Unternehmerische Anforderungen

5-2

Diese Firmen treten bei der Entwicklung der Komponenten einer Wasserstoffinfrastrukturin Vorleistungen. Der Verkauf der Produkte beim Aufbau der Betankungsinfrastruktur ge-neriert das Geschäft, mit dem diese Branche die notwendige Rendite erwirtschaftet.

Diese Branche ist heterogen von Start-ups bis zu großen Konzernen. Entsprechend unte r-schiedlich sind die Strukturen und sind die finanziellen Möglichkeiten der Entwicklungneuer Produkte (siehe Abschnitt 5.4.2). Zu beachten ist auch, dass Komponenten für eineWasserstoffinfrastruktur teilweise in der chemischen Industrie und anderen Wasserstoffverbrauchenden Branchen eingesetzt werden. Dies ermöglicht teilweise ein früheres und/oder erweitertes Geschäft und reduziert so den Vorfinanzierungsbedarf (siehe Abschnitt5.2.3).

5.1.3 Kraftstoffbranche

Wasserstofffahrzeuge werden monovalente Fahrzeuge sein, auch Wasserstoffverbre n-nungsmotorautos werden wahrscheinlich sehr eingeschränkt mit Benzin betrieben werdenkönnen. Daraus resultiert, dass eine flächendeckende Wasserstoffbetankungsinfrastrukturverfügbar sein muss, bevor Wasserstoffautos in den Massenmarkt eingeführt werden. DerAufbau dieser Infrastruktur erfordert eine Vorfinanzierung durch die Kraftstoffbranche.Abbildung 5-1 zeigt diesen Zusammenhang qualitativ auf.

Die flächendeckende Versorgung mit Wasserstoff erfordert entsprechende Installationenan etwa 20% der Tankstellen. Für Deutschland bedeutet das etwa 2400 Tankstellen. DerInvestitionsbedarf dafür liegt bei rund 2,4 Milliarden Euro, wenn man pro Tankstelle eineInvestitionssumme von 1 Mio Euro annimmt (siehe auch Abschnitt 2.1.6). Bei schnellerEinführung von Wasserstoffautos sollte der Zeitraum für die Vorfinanzierung bei 5 bis 10Jahren liegen.

Im Vergleich dazu lag der Umsatz der Kfz-Herstellung in Deutschland im Jahr 2002 beirund 200 Milliarden Euro (bei etwa 770,000 Beschäftigten). Der Umsatz der 65 Betriebeder Mineralölverarbeitung in Deutschland betrug für die erste Hälfte 2003 rund 37,3 Milli-arden Euro, was einen Gesamtjahresumsatz von 74,6 Milliarden Euro erwarten lässt (beirund 20,000 Beschäftigten). Dies beinhaltet nicht den Umsatz an den Tankstellen.

Die beiden Marktführer im deutschen Tankstellengeschäft, BP/Aral und Shell/DEA, hatten2001/2002 einen gemeinsamen Gesamtumsatz (inklusive Mineralölverarbeitung etc.) vonknapp 70 Milliarden Euro pro Jahr bei einem gemeinsamen Marktanteil bei den Tankste l-len von fast 50%1.

1 Auf Grund von Kartellamtsauflagen wird sich der Marktanteil beider Gruppen in Deutschland reduzieren.

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5-3

Abbildung 5-1: Vorfinanzierung der Wasserstoffinfrastruktur: Eine flächendeckende Infra-struktur muss vorhanden sein, bevor Wasserstoffautos auf dem Massenmarkt angebotenwerden [Linde, 03]

Zeit

Anteil[%]100

50

H2 Konsum im Straßenverkehr

Angebot

20Nachfrage

Tankstellen mit H2

10

0

20%

50%

10%

2%

70%

25%

90%

100%

5.1.4 Koordinierungsbedarf

Alle drei diskutierten Branchen haben einen Vorfinanzierungsbedarf. Die beiden großenBranchen Automobil und Kraftstoff müssen Vorleistungen in vergleichbarer Größe undüber vergleichbare Zeiträume erbringen. Diese dienen der Vorbereitung neuer Geschäfteund sind damit im Eigeninteresse der einzelnen Firmen. Die Aufwendungen liegen in dergleichen Größenordnung wie bei anderen Aktivitäten auch, jedoch ist der Zeitraum derVorfinanzierung eher länger.

Wesentlicher Unterschied zur sonstigen Geschäftstätigkeit der Firmen in diesen beidenBranchen ist die Tatsache, dass die Entwicklung dieses neuen Geschäfts eine Koordinationbeider Branchen erfordert, um die Vorfinanzierungszeiten für beide Seiten zu minimieren.

Damit ist eine gute Koordinierung der Aktivitäten und eine Verständigung auf eine Strate-gie im finanziellen Interesse aller beteiligten Branchen. Und sie ist auch im Interesse derAllgemeinheit, da eine solche Strategie eine schnelle Markteinführung zum Ergebnis ha-ben wird, die die Vorteile des Wasserstoff schnell wirksam werden lässt.

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5-4

5.2 Alte Geschäfte und neue Geschäfte

5.2.1 Wasserstoff-Infrastruktur

In Deutschland ist der Verbrauch von Kraftstoffen für den Straßenverkehr seit wenigenJahren rückläufig trotz steigenden Transportaufkommens. Aus Klimaschutzgründen wirdein weiterer Rückgang des Kraftstoffverbrauchs politisch angestrebt. Dies wird auf euro-päischer Ebene unter anderem durch eine Selbstverpflichtung der europäischen und au-ßereuropäischen Automobilhersteller im Pkw-Sektor zur Reduktion des Kraftstoffve r-brauchs von Neuwagen abgesichert. Auch durch Veränderung des Modal Split durch ver-schiedenste Maßnahmen wird eine geringere CO2-Intensität des Verkehrs angestrebt.Schließlich ist Verkehrsvermeidung ein wesentliches Ziel der Verkehrspolitik.

Auf der anderen Seite bezieht der Tankstellenbetrieb immer größere Anteile seines Ge-winns aus dem Shop-Geschäft, während die Gewinne aus dem Verkauf von Kraftstoffenimmer mehr in den Hintergrund treten (siehe Abbildung 5-2).

Abbildung 5-2: In Deutschland liegt der Anteil des Kraftstoffverkaufs am Gewinn einerTankstelle bei rund 20% [www.aral.de]

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5-5

Steigende Rohölpreise, die auf Grund absehbarer Verknappungen auf dem Weltölmarkterwartet werden, werden den Kostendruck bei der Kraftstoffherstellung und -verteilungweiter erhöhen. Eine Steigerung der Gewinnmargen im Tankstellengeschäft ist damitnicht erwartbar.

Die Einführung eines neuen Kraftstoffs kann in dieser Situation als zusätzliche Bedrohungdes Geschäfts gesehen werden. Andererseits kann dies auch die Chance bieten, mit einemneuen Produkt neue Geschäfte aufzubauen, die eine andere Struktur der Wertschöpfungermöglichen.

Ein wesentlicher Unterschied zum konventionellen Kraftstoffgeschäft besteht darin, dassdie Tankstelle durch die mögliche Produktion des Wasserstoffs vor Ort („onsite produc-tion“) einen größeren Anteil an der Wertschöpfungskette haben kann. Wasserstoff kannsowohl aus Strom in einem Elektrolyseur an der Tankstelle erzeugt werden, als auch ausErdgas in einem Reformer oder aus Biomasse in einer Vergasungsanlage. Auch eine nochdezentralere Struktur ist möglich, in der die Wasserstofferzeugung und –betankung durchden Fahrzeughalter durch sogenannte „Home Refueler“ erfolgt. Gleichzeitig kann derWasserstoff auch wie bisher in großen, zentralen Anlagen produziert und zur Tankstelletransportiert werden.

Detaillierte Analysen der Kostenstrukturen und Wertschöpfungsketten verschiedensterVersorgungsketten und Geschäftsmodelle sind notwendig, um sowohl die unternehmeri-schen Chancen als auch die Risiken zu bewerten.


In der Studie „Innovationsprozess vom Verbrennungsmotor zur Brennstoffzelle – Chancenund Risiken für die baden-württembergische Industrie“ [ISI, 00] wurde unter anderem un-tersucht, welche Fertigungsprozesse in der Automobil- und Zulieferindustrie zusätzlichbenötigt werden und welche nicht mehr benötigt werden, wenn in Zukunft statt Verbren-nungsmotorfahrzeugen Brennstoffzellenautos produziert werden. Dies wurde exempla-risch an einem konkreten Brennstoffzellenantriebssystem mit Methanolreformer im Detaildurchgeführt. Für Wasserstoff-Brennstoffzellensysteme sind zum Teil unterschiedliche Er-gebnisse zu erwarten, z.B. für Wasserstoffdruckspeicher, die aus Faserverbundwerkstoffenmit den entsprechen Verfahren gefertigt werden. Eine qualitative Übersicht darüber, wieetablierte und neue Ausrüster von diesem Technologiewechsel im Fahrzeug betroffensind, gibt Tabelle 5-1. Detaillierte Ergebnisse mit einer langen Liste von Fertigungsverfah-ren und deren Einsatz für konventionelle oder Brennstoffzellen-Antriebe sind [ISI, 00] zuentnehmen.

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Tabelle 5-1: Betroffenheit der Ausrüster [ISI, 00]

Wegfallende Komponenten des konventionellen Antriebs

Neue Technologien Übertragbare Technologien Wegfallende Technologien

Neuen Ausrüstern eröffnensich neue Marktchancen

Ausrüster mit gutenKompensationschancen

Ausrüster mit schlechtenKompensationsmöglichkeiten

Brennstoffzellen-Komponenten benötigen

neue, von konventionellenAusrüstern bisher nicht ange-

botene Technologien.

Technologisch vergleichbare,neue Komponenten des Brenn-stoffzellen-Antriebs eröffnen

den Ausrüstern Absatzmärkte, indenen sie ihre bisherigen tech-nologischen Fähigkeiten ein-

bringen können.

Bisherige technologische Fähig-keiten der Ausrüster werden nicht

für die Fertigung von neuenBrennstoffzellen-Komponenten

benötigt.

Neue Komponenten des Brennstoffzellen-Antriebs


Ein Großteil der Technologieträger im Bereich Wasserstoff ist im konventionellen Geschäftder technischen Gase aktiv, ein Teil im Bereich von Erdgas, insbesondere CNG im Trans-port.

Im technischen Gase-Bereich gibt es einen Trend zur dezentralen Wasserstofferzeugung,die in gewissen Versorgungsfällen kostengünstiger ist als die Anlieferung per CGH 2- oderLH2-Trailer. Dieser sich entwickelnde Markt ist der Hauptmarkt der Entwickler von dezen-tralen Wasserstofferzeugungsanlagen (Elektrolyseur, Erdgasreformer etc.).

Im gesamten Segment der Nutzung von Wasserstoff als Chemierohstoff, von dem dieBranche der technischen Gase nur ein Teil ist, werden Wasserstofftechnologien eingesetzt,die für die Nutzung von Wasserstoff als Kraftstoff eingesetzt oder weiterentwickelt we r-den können. Dies beinhaltet Kompressoren, Leitungen, Ventile, Armaturen etc.

Insbesondere die Entwickler von Druckgasspeichern für Fahrzeuge machen derzeit ihr Ge-schäft mit CNG-Fahrzeugtanks. Dies beinhaltet Druckgasflaschen, Ventile, Kupplungenetc. Aber auch andere Bereiche wie die Speicherung von Sauerstoff z.B. für Atemgerätegehören zu den bisherigen Geschäftsfeldern.

Die Etablierung von Wasserstoff als Fahrzeugkraftstoff würde diesen Firmen wesentlicheneue Geschäftsfelder eröffnen.

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5.3 Etablierte Spieler und neue Spieler


Die weltweite Kraftstoffindustrie hat eine Oligopolstruktur. Wenige international tätigeUnternehmen führen die Verarbeitung von Rohöl zu Fahrzeugkraftstoffen (und anderenProdukten) durch. Dieser Mark hat eine hohe Zugangshürde durch die hohen Investitions-kosten für eine Raffinerie.

Der Weltmarkt für Rohöl wird von wenigen Staatsunternehmen in den wesentlichen För-derländern dominiert. Die großen westlichen Mineralölunternehmen haben nur einen An-teil von knapp einem Viertel an der weltweiten Ölförderung.

Durch diese Oligopolstruktur im Upstream-Bereich und bei den Raffinerien und durch diegeringen Gewinnmargen im Vertrieb, d.h. an der Tankstelle, haben neue Spieler kaum dieMöglichkeit, in dieses Geschäft einzusteigen. Lediglich die Übernahme etablierter Spielerermöglicht den Einstieg.

Alternative Kraftstoffe dagegen ermöglichen teilweise deutlich andere Strukturen und bie-ten Chancen für Neueinsteiger. Ein Beispiel sind Abgabestellen für Biodiesel, die auße r-halb der existierenden Tankstelleninfrastruktur in Deutschland entstanden sind, währendparallel auch Biodiesel-Zapfsäulen in konventionellen Tankstellen vorhanden sind. Betre i-ber der separaten Abgabestellen sind teilweise Firmen, die bisher nicht im Tankstellenge-schäft tätig waren. Ähnlich hat sich in Italien die Versorgungsstruktur mit Erdgas als Fahr-zeugkraftstoff entwickelt. Ein Großteil der mehr als 450 Abgabestellen ist nicht in konve n-tionelle Tankstellen integriert. Ein wesentlicher Teil des Fahrzeugkraftstoffs in Frankreichwird durch die Supermärkte auf der grünen Wiese und nicht durch konventionelle Tank-stellen vertrieben.

Hier bietet Wasserstoff die größte Flexibilität. Potenzielle Wasserstoff-Tankstellenbetreiberbenötigen einen Standort, eine Wasserstoff-Produktionsanlage (Elektrolyseur, Erdgasre-former, Biomassevergaser) und einen Anschluss an die entsprechende Infrastruktur(Stromnetz, Erdgasnetz, Straße zur Anlieferung von Biomasse), um Kraftstoff herstellenund vertreiben zu können ohne die Abhängigkeit von wenigen Global Playern. Durch diefortschreitende Liberalisierung der Energiemärkte in Europa wird damit eine breite Kon-kurrenz im Kraftstoffmarkt möglich, „Independent Fuel Producer“ können sich entwik-keln. Dies können sehr kleine Betriebe sein, die nur eine Anlage betreiben, oder großeKonzerne oder Ketten, beispielsweise Baumärkte, Supermärkte etc. Voraussetzung für ei-ne solche differenzierte Struktur ist, dass die Liberalisierung der Energiemärkte de factostatt findet.

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Die Strom- und Erdgaswirtschaft kann sich auf die Rolle des Energielieferanten beschrän-ken, oder selbst in die Wasserstoffproduktion und den Vertrieb einsteigen. Ähnliches giltfür Teile der chemischen Industrie, die jahrzehntelange Erfahrung im Umgang mit Wasser-stoff hat.

Wasserstoff bietet auch die Möglichkeit, dass jeder Fahrzeugbesitzer den notwendigenKraftstoff zu Hause selbst produziert. „Home Refueler“ für Wasserstoffautos auf der Basisvon Elektrolyseuren und Kompressoren befinden sich in der Entwicklung. Ähnliches gilt fürkleinste Kompaktreformer für Erdgas (z.B. PlugPower-Honda).


Die Entwickler von Wasserstofftechnologien (siehe auch 5.1.2) kommen bisher kaum mitder Kraftstoffindustrie in Berührung. Ein wesentlicher Kontakt durch Teile der Branche fin-det bisher nur in der Raffinerie statt, die große Mengen von Wasserstoff produziert undverbraucht, insbesondere zur Entschwefelung der konventionellen Kraftstoffe.

Die dezentrale Wasserstofferzeugung an der Tankstelle oder zu Hause bietet ein großesMarktpotenzial für die überwiegend mittelständisch geprägte Wasserstofftechnolo-giebranche. Erste Allianzen auf diesem Gebiet bilden sich gerade. Als Beispiel sei hier diestrategische Gruppierung aus Statkraft/ EHN/ Stuart Energy – VandenborreTechnologiesgenannt.


Dieser Aspekt wurde in Abschnitt 5.2.2 diskutiert.

5.4 Großkonzerne und KMUs


Die Förderung von Erdöl und die Herstellung konventioneller Kraftstoffe erfordert einensehr hohen Investitionsaufwand, so dass dieser Bereich nur von internationalen Großkon-zernen abgedeckt werden kann (siehe auch 5.3.1).

Im Gegensatz dazu ermöglicht Wasserstoff als Fahrzeugkraftstoff prinzipiell Firmen jederGröße, in der Kraftstoffproduktion tätig zu sein. Große Anlagen vergleichbar heutigenRaffinerien können von großen Firmen betrieben werden, dezentrale Anlagen an derTankstelle können auch von kleinen und mittelständischen Unternehmen (KMUs) betrie-ben werden.

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Wasserstoff ist hier so flexible wie elektrischer Strom, der sowohl zentral in Großkraftwe r-ken als auch dezentral, z.B. in Kleinwasserkraftwerken oder mit Windkraftanlagen, er-zeugt werden kann. Welche industrielle Struktur sich herausbildet hängt von den wirt-schaftlichen und politischen Rahmenbedingungen ab. Auch der Primärenergiemix zur Er-zeugung von Strom oder Wasserstoff hängt entscheidend von politischen Weichenstellun-gen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen ab, wie beispielhaft die extrem unter-schiedlichen Strommixe in Deutschland, Norwegen und Frankreich zeigen.

Der in Abschnitt 5.1 diskutierte Vorfinanzierungsbedarf erschwert es KMUs, in diesenMarkt einzusteigen, während die notwendigen Investitionssummen typische Größenord-nungen für die multinationalen Mineralölunternehmen darstellen.

Auf der anderen Seite ist gerade in der Aufbauphase einer Wasserstoffinfrastruktur einedezentrale Wasserstoff-Produktionsstruktur wirtschaftlich vorteilhaft [AFCG, 03], waswiederum KMUs entgegen kommt.


Viele Wasserstoffkomponenten werden bisher in Kleinserien oder noch geringeren Stück-zahlen von KMUs gefertigt. Für den Aufbau einer Wasserstoff-Betankungsinfrastrukturmüssen in diesen Betrieben die Fertigungskapazitäten aufgebaut werden, um die benötig-ten Stückzahlen fertigen und liefern zu können.


Während die Automobilindustrie ausschließlich aus Großkonzernen besteht, umfasst dieZulieferindustrie ein breites Spektrum von Kleinbetrieben bis zu Großkonzernen. Wie inAbschnitt 5.2.2 diskutiert, erfordert der Systemwechsel vom Verbrennungsmotor zurBrennstoffzelle einen Strukturwandel in der Zulieferindustrie.

Auf der einen Seiten sind KMUs oft flexibler als Großunternehmen und können daherschneller auf eine solche Entwicklung reagieren. Auf der anderen Seite erfordern bestimm-te Technologien einen sehr hohen Entwicklungsaufwand, den nur Großkonzerne leistenkönnen.

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5-10

5.5 Literatur

[AFCG03] Alternative Fuels Contact Group of the European Commission, Report „MarketDevelopment of Alternative Fuels“, Seiten 42 und 43, Dezember 2003

[Linde, 03] Präsentation von Lennart Selander, Linde, 31. Januar 2003, anlässlich der Ein-weihung des Wasserstoff-Testzentrums von TÜV Süd

[ISI, 00] Innovationsprozess vom Verbrennungsmotor zur Brennstoffzelle – Chancen undRisiken für die baden-württembergische Industrie, Fraunhofer-Institut für Systemtechnikund Innovationsforschung (Hrsg.), Februar 2000

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Empfehlungen Dezember 2003

6-1

6 EMPFEHLUNGEN FÜR WEITERE BEARBEITUNGSSTUFEN

Dies bisherige Bearbeitung hat keine Hinweise dafür geliefert, dass das ursprünglich skiz-zierte 4+1 Stufenkonzept in Frage zu stellen sei.

In AP1 sind die prinzipiellen technischen, ökonomischen, gesetzlichen, politischen und un-ternehmerischen Anforderungen an eine Wasserstoff-Tankstellen-Infrastruktur definiertworden. Es wurden die Investkosten und der Vorfinanzierungsbedarf für die ausgewählten3 Tankstellengrößen und die darauf abgebildeten insgesamt 60 Kraftstofferzeugungs- und-versorgungspfade auf der Basis heutiger Technologie-Angebotskosten ermittelt.

Daran anschließend müssten in AP2 für alle Konzepte und Bereitstellungspfade Kosten-degressionsansätze für gegebene Zeithorizonte und Stückzahlen ermittelt werden. In die-sem AP sollen auch die zeitlichen und logistischen Abhängigkeiten bei der Planung, Ge-nehmigung, Bestellung, Lieferung, Installation, Abnahme und Inbetriebsetzung der Tank-stellen ermittelt werden. Beschleunigungspotenziale für die Tankstellenrealisierung sollenerhoben werden (Fragestellung: „Wie können z.B. Planungs-, Genehmigungs-, Herstel-lungs- und Installationsprozesse bzw. -vorgänge optimiert und zeitlich minimiert wer-den?). Diese Überlegungen sollen eine ‚Blaupause‘ liefern, wie in einem späteren Top-Down-Ansatz ein maximal schneller Hochlauf beim Aufbau einer Tankstelleninfrastrukturerzielt werden kann.

Die Arbeitspakte AP3 und AP4 können in einem AP3-NEU zusammengefaßt werden. Die-ses AP3-NEU soll den Top-Down- sowie einen Bottom-Up-Ansatz für die Ermittlung dererforderlichen Zeiträume für den Aufbau einer Tankstellen-Infrastruktur enthalten.

Im Top-Down-Ansatz sollen die maximal möglichen Potenziale für den flächendeckendenAufbau einer Tankstellen-Infrastruktur für Wasserstoff ermittelt werden. Es geht darumauszuloten, wie durch die Beschleunigung der Genehmigungs- und Abnahemprozesse Zeitgewonnen werden kann und wie durch optimierte Bestell- und Herstellverfahren sowiedurch Kapazitätsausweitungen ein schnellstmöglicher Aufbau einer Wasserstoff-Tankstellen-Infrastruktur erzielt werden kann.

Im Bottom-Up-Ansatz soll geklärt werden, wo zuerst mit dem Aufbau begonnen werdensollte, ob und wie daraus eine regionale Schwerpunktbildung herbeigeführt werden sollteund kann und wie daraus eine schrittweise Ausdehnung in die Fläche erfolgen kann – al-les unter der Prämisse, durch die Wahl geeigneter Tankstellengrößen und Tankstellenplat-zierung eine maximale Auslastung der Tankstelle anzustreben, also einen profitablen Be-trieb.

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Dezember 2003 Empfehlungen

6-2

Beide Ansätze sollen soweit möglich auf bereits entwickelten Gedanken und Konzeptenaufbauen bzw. sich an diese anlehnen (z.B. HyNet, HyWays, Endbericht der AlternativeFuels Contact Group der Europäischen Kommission, H2T-Studie, Total-Papier „Einstieg inden Umstieg“, GM-Überlegung „The First Step“ etc.).

In AP2 und AP3-NEU ist geplant, DWV-Industriemitglieder in die Arbeit einzubinden, ins-besondere in die Abstimmung zu klärender Fragen und Annahmen. Dies erstens, um dievorhandene Kompetenz zu nutzen und zweitens, um existierende Überlegungen hinsicht-lich Infrastrukturaufbau mit in die Erstellung der Studie einzubeziehen respektive um dieStudienbearbeitung mit diesen Überlegungen wo sinnvoll und möglich abzugleichen.

Sowohl AP2 als auch AP3-NEU würden hinsichtlich des Budgets bei 36.000 bzw.37.000 Euro liegen, was keine Verteuerung der Bearbeitung darstellen würde. Vermutlichließe sich jedoch eine zeitliche und ressourcenmäßig effizientere Bearbeitung erzielen, dieder Qualität zu Gute kommen würde.

Die für die Berichterstellung und Reisen im ursprünglichen Angebot angesetzten Budgetsmüssen bei sich möglicherweise fortsetzender Auftragserteilung in Einzepaketen wie folgtauf AP2 und AP3-NEU verteilen:

AP2: Arbeitszeit: 36.000 € Berichterstellung: 3.500 € Reisekosten: 1.000 €

AP3-NEU: Arbeitszeit: 37.000 € Berichterstellung: 3.500 € Reisekosten: 1.000 €

Gesamtbericht: Berichterstellung: 3.000 €

DWV Deutscher Wasserstoff Verband e.V.Unter den Eichen 8712205 BerlinTelefon: 0700 / 49376-835Fax: 0700 / 49376-329E-mail: [email protected]

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