Wir sprechen von punktueller Ladung, wenn fahrzeugseitige Energiespeicher, also in der Regel Batterien, mithilfe eines Ladegerätes oder einer Ladestation nachgeladen werden müssen – unabhängig davon, ob die Energieübertragung kontaktbasiert oder mittels elektromagnetischer Induktion erfolgt.

Die Begriffe Ladestation und –gerät sind nicht klar voneinander getrennt. Charakteristisch für Ladegeräte oder -säulen sind Ladevorrichtungen mit einer Leistung von bis zu 150 kW. Ladestationen stellen eine zum Teil deutlich darüberhinausgehende Ladeleistung zur Verfügung und sind auch unter dem Begriff High Power Charging Systems (HPC) bekannt.

Anhand der Energieübertragungsform lassen sich drei weitere Unterscheidungen treffen:

  • kontaktbasierte Energieübertragung mithilfe einer manuell herzustellenden Steckverbindung (CCS-Stecker inkl. fahrzeugseitigem Inlet bzw. Buchse),
  • kontaktbasierte Energieübertragung mittels automatisiertem Kontaktsystem,
  • induktive Energieübertragung.

Für die Nachladung elektrisch angetriebener Linienbusse kommen in Deutschland hauptsächlich kontaktbasierte Energieübertragungsformen in Frage. Während Ladegeräte mit Steckverbindungen oder automatisierten Kontaktsystemen kombiniert werden können, werden höhere Ladeleistungen (200 kW oder mehr) meist nur mittels automatisierter Kontaktsysteme übertragen.

Steckverbindungen

Steckverbindungen bestehen aus der fahrzeugseitigen Buchse (auch Inlet genannt) und dem Stecker. Bei dem handelt es sich eigentlich um eine elektrische Kupplung, da er im Gegensatz zu herkömmlichen Steckern auf der spannungsführenden Seite angebracht ist und deshalb keine offenliegenden Kontakte aufweist. Gleichstromladen mittels CCS-Inlet und CCS- bzw. Combo-2-Stecker setzt sich allmählich als Standard durch.

Die thermische Belastung an den Kontaktstellen ist hoch, deshalb sind Steckverbindungen mit ungekühltem Stecker auf etwa 250 A und mit gekühltem Stecker auf 500 A begrenzt. Gekühlte Stecker setzen jedoch voraus, dass in das Ladekabel Kühlleitungen integriert werden, wodurch sie mit einem Durchmesser von etwa 35 mm unhandlich und in ihrer Länge begrenzt sind.
Über eine definierte Reihenfolge werden folgende Kontaktverbindungen hergestellt:

  • Erdung (PE)
  • Plus
  • Minus
  • Kommunikation (PP)
  • Control-Pilot (CP)

Die Position des Inlets im Bus ist noch nicht einheitlich geregelt. Bei der Standardisierung wird eine Position auf der rechten Fahrzeugseite über Achse 1 angestrebt. Zusätzliche Inlets auf der linken Fahrzeugseite ermöglichen die gegenläufige Aufstellung von Bussen und deren gemeinsame Nachladung von einer dazwischen liegenden Reihe von Ladegeräten. Verschiedene Hersteller bieten nur Batteriebusse mit Inlets im Heck an.

Automatisierte Kontaktsysteme

Automatisierte Kontaktsysteme sind in der Lage, ganz ohne Fahrer oder Betriebshofpersonal eine Verbindung mehrerer Kontakte herzustellen – mit oder ohne vorheriges manuelles Auslösen (z. B. über Betätigung eines Tasters). Im Gegensatz zur Steckverbindung werden nur vier Kontakte geschlossen (Erdung – Plus – Minus – Control-Pilot), wobei für Plus und Minus jeweils auch mehr als ein Kontakt vorgesehen sein können. Die Kommunikation erfolgt leitungsgebunden über z. B. den CP-Kontakt bzw. ergänzend über eine Funkverbindung.
In Europa kommen derzeit drei automatisierte Kontaktsysteme zum Einsatz. Dabei handelt es sich um zwei Systeme, bei denen auf dem Fahrzeugdach ein Pantograph (Schunk Smart Charging) bzw. ein Ladearm (ABB TOSA) montiert ist und ein System, bei dem an einem Mastausleger ein sog. invertierter Pantograph (z. B. Stemman ChargingPANTO) angebracht wird. Alle drei Systeme haben Vor- und Nachteile, die individuell durch Verkehrsbetriebe und Kommunen gegeneinander abgewogen werden sollten. Die dabei wichtigsten Bewertungskriterien sind:

  • Integrationsfähigkeit im öffentlichen Straßenraum inkl. Beachtung des freizuhaltenden Lichtraumes (i. d. R. 4,50 – 4,80 m),
  • Integrationsfähigkeit in Abstellanlagen,
  • durch das System tolerierte Positionsabweichungen (Fahrt- und Querrichtung sowie Winkelabweichung von der Achse der straßenseitigen Komponenten),
  • Gewicht und Bauraum auf dem Fahrzeug,
  • baulicher Aufwand für den Lademast.

 

Automatisierte Kontaktsysteme übertragen deutlich höhere Ströme als Steckverbindungen und ermöglichen damit je nach gegebener Zwischenkreisspannung im Fahrzeug Ladeleistungen von bis zu einem Megawatt.

Die Positionierung automatisierter Kontaktsysteme auf dem Fahrzeugdach wird durch EN 50696 geregelt. Nach gegenwärtigem Stand werden sich die Hersteller auf eine Position einigen, bei der die Kontaktierung mittig zwischen den Vorderachsen erfolgt – unabhängig davon, ob der Pantograph oder Ladearm auf dem Fahrzeugdach oder an einem Mast angebracht wird. Das ist die Voraussetzung, um Fahrzeuge unterschiedlicher Hersteller an ein und derselben Ladestation laden zu können.

Eine Sonderform automatisierter Kontaktsysteme ist das Nachladen von Hybrid-Oberleitungsbussen im Stand während längerer Aufenthaltszeiten (z. B. an Endhaltestellen). Hinweise hierzu finden sich hier.

Infrastruktur

Es ist notwendig, die Ladeinfrastruktur auf Betriebshöfen (und oft auch Ladestationen außerhalb von Betriebshöfen) über Mittelspannungstransformatoren an das Mittelspannungsnetz (i. d. R. 10 oder 20 kV) anzuschließen – sofern keine ausreichend leistungsfähige Gleichstrominfrastruktur zur Verfügung steht.

Ein oder mehrere Mittelspannungstransformatoren wandeln die Mittelspannung in die für die Ladegeräte notwendige Eingangsspannung (meistens 400 VAC 3 Phasen) um und verteilen sie im Betriebshof oder der Abstellanlage mittels Leitungen. Dabei ist es wichtig, die Transformatoren möglichst in der Nähe der Ladegeräte zu platzieren, da so die elektrischen Leitungsverluste minimiert werden.

Die Leistung der Ladegeräte auf Betriebshöfen sowie die resultierende Gesamtanschlussleistung ist von verschiedenen Faktoren abhängig:

  • Flottengröße und –zusammensetzung,
  • Fahrleistung an maßgebenden Verkehrstagen (in der Regel Schultage),
  • Einsatzzeiten der Fahrzeuge,
  • Ladestrategie (insb. Volllader vs. Gelegenheitslader vs. Batteriebusse mit Wasserstoff-Range-Extender),
  • Heizungskonzept (reine Elektroheizung vs. Hybridheizung),
  • Klimatisierungskonzept (Vollklimatisierung vs. Δt-Klimatisierung).

Aufgrund der vielen Einflussfaktoren ist jeweils eine individuelle Bestimmung der Ladeleistungen (in der Regel 50 – 150 kW) sowie der resultierenden Gesamtanschlussleistung erforderlich.

Die Installation der Ladeinfrastruktur auf Betriebshöfen ist in vielen Fällen durch die zur Verfügung stehenden Flächen begrenzt und führt nicht selten zum Verlust von Stellplätzen. Bei der Planung der Ladeinfrastruktur sollten die folgenden Aspekte beachtet werden:

  1. Die Ladegeräte sollten (müssen aber nicht) in der unmittelbaren Umgebung der Fahrzeuge installiert sein. Je größer der Abstand ist, umso größer sind wiederum die elektrischen Leitungsverluste. Eine begrenzende Größe bildet die notwendige Kommunikation zwischen Ladegeräten und Fahrzeugen. Leitungslängen von bis zu 15 m haben meistens keine Auswirkungen auf die Kommunikation. Sind aufgrund der örtlichen Gegebenheiten längere Leitungen notwendig, müssen zusätzliche Geräte für die Unterstützung der Kommunikation zwischengeschaltet werden. 150 m sollten dabei nach Möglichkeit nicht überschritten werden.
  2. Große Abstände zwischen den Mittelspannungstransformatoren und den Ladegeräten sollten vermieden werden, um Leitungsverluste zu vermeiden.
  3. Die Kontaktherstellung zwischen Ladegeräten und Fahrzeugen erfolgt über Steckverbindungen oder automatisierte Kontaktsysteme. Der Verlust an Stellplätzen kann auch bei Steckerladung mithilfe einer Kabelzuführung von oben minimiert werden.

Der Verlust an Stellplätzen kann bei der Installation der Ladeinfrastruktur je nach Aufstellart (z. B. Block- vs. Reihenaufstellung) und örtlicher Gegebenheit sehr unterschiedlich ausfallen. In jedem Fall sollte ein Verlust von etwa 10 % eingerechnet werden.

Der Aufbau von Ladestationen ähnelt der Ladeinfrastruktur auf Betriebshöfen: Es erfolgt ebenfalls eine Versorgung der Ladestation über einen Mittelspannungstransformator. Dieser kann (muss aber nicht) in der gleichen Einhausung wie die Ladestation untergebracht sein. Grundsätzlich ist es auch möglich, Ladestationen an das vorhandene Niederspannungsnetz anzuschließen – allerdings haben die häufig keine ausreichenden Leistungsreserven. Der Anschluss an ein Gleichspannungsnetz von z. B. Straßenbahnen ist ebenfalls möglich, sofern auch darin ausreichende Leistungsreserven vorhanden sind. Außerdem sollten die Ladestationen die im Fahrleitungsnetz auftretenden Spannungsschwankungen auf der Eingangsseite tolerieren können.

Ladestationen werden in Europa fast ausschließlich mit automatisierten Kontaktsystemen ausgestattet. Bei der Wahl der Standorte für die Lademasten ist es daher notwendig, sicherzustellen, dass die Fahrzeuge innerhalb der Positionierungstoleranzen der automatisierten Kontaktsysteme abgestellt werden können. Häufig sind daher Umbauarbeiten oder der Einbau mechanischer Positionierungshilfen (z. B. Formbordsteine) notwendig.

Standardisierung und Kommunikation

Damit sichergestellt ist, dass elektrisch angetriebene Busse mit der Ladeinfrastruktur möglichst naht- und reibungslos zusammenarbeiten, existieren bereits verschiedene Standards, die sowohl technische Parameter als auch die Kommunikation betreffen. Wesentliche Festlegungen zu technischen Parametern finden sich in der IEC 61851-1, -23 und -23-1 (DC-Ladestation mit automatisiertem Kontaktsystem).

Die Kommunikation von Ladegeräten bzw. –stationen und den Fahrzeugen ist geregelt in den Normen:

  • IEC 61851–24 (Kommunikation Ladegerät – Fahrzeug) und
  • ISO/IEC 15118 (High-Level Kommunikation Ladegerät – Fahrzeug – DC-Ladung).

Außerdem sind die VDV-Schriften 260 und insb. 261 von Interesse, in der ergänzend zur ISO 15118 Regelungen zur Kommunikation mit einem sogenannten dispositivem Backend (Betriebshofmanagementsystem) festgelegt werden.
Die genannten Normen dienen dazu, die Kommunikation zwischen Fahrzeugen und Ladeinfrastruktur zu vereinheitlichen, um so Fahrzeuge unterschiedlicher Hersteller an einem Ladegerät bzw. einer Ladestation nachladen zu können.

Das Lademanagementsystem koordiniert diese Kommunikation. Insbesondere auf Betriebshöfen und Abstellanlagen dient es dazu:

  • eine rechtzeitige und ausreichende bzw. vollständige Aufladung der Batterien in den Fahrzeugen sicherzustellen und gleichzeitig
  • diese möglichst schonend nachzuladen (Vermeidung hoher Ladeleistungen) sowie
  • Leistungsbezugsspitzen zu minimieren, da deren Höhe den sogenannten Leistungspreis in Energielieferverträgen bestimmt.

Für die Kommunikation zwischen Ladegeräten bzw. –stationen und übergeordneten Managementsystemen existiert mit dem OCPP (Open Charge Point Protocol) ein weiterer Standard. Aktuell gilt die Version 2.0.

Für die Kommunikation im Rahmen einer technischen Fernüberwachung und -bedienung kommen derzeit herstellerspezifische Lösungen zur Anwendung.

 

Kosten für die Ladeinfrastruktur

Die Kosten für die einzelnen Elemente der Ladeinfrastruktur unterliegen wie die von Batteriebussen derzeit noch enormen Preisunterschieden. Hinzu kommt, dass verschiedene Kostenpositionen in ihrer Höhe extrem von lokalen Gegebenheiten beeinflusst werden. Die nachfolgenden Kosten sind daher auch nur als Anhaltswerte zu betrachten.

  • Kosten Ladegeräte: ca. 500 – 800 €/kW maximale Ladeleistung zzgl. Installations- und Verkabelungsaufwand zu den Mittelspannungstransformatoren
  • Kosten Ladestationen (1 x 300 kW): ca. 350.000 – 450.000 € zzgl. Anschlusskosten und Baukostenzuschlag, inkl. Lademast und bauliche Umgestaltung
  • Mittelspannungstransformatoren:
    • 1 MVA-Kompakttransformator: ca. 40.000 – 50.000 € zzgl. Installations- und Verkabelungsaufwand
    • 2 MVA-Verteilertransformator: ca. 80.000 – 120.000 € komplett inkl. Technikgebäude

Die Kosten für die Installation der Ladegeräte sowie die Aufwände für die Verkabelung sind individuell unterschiedlich und müssen anhand der Gegebenheiten auf Betriebshöfen ermittelt werden.
Die Anschlusskosten hängen in erster Linie von der Verfügbarkeit eines ausreichend leistungsfähigen Mittelspannungsanschlusses ab. Bis zu einer Gesamtanschlussleistung von 4 MVA können meist Anschlüsse an bestehende Ringleitungen hergestellt werden. Darüber hinaus ist dann ein separater Anschluss an ein Umspannwerk notwendig.
Hinzu kommen noch Baukostenzuschläge (ca. 40 – 80 € pro angemeldeter Kilowattstunde Bezugsleistung) sowie Planungs- und Verwaltungskosten.

In Anlehnung an die standardisierte Bewertung von Verkehrswegeinvestitionen sollten bis zum Vorliegen einer ausreichenden Datengrundlage jährlich 2,0 – 2,5 % der Investitionskosten ohne Planungs-, Anschluss- und Verwaltungskosten sowie Baukostenzuschüsse für die Wartungs- und Instandhaltungsmaßnahmen verwendet werden.

Quellen der Wasserstofferzeugung

Aus industrieller Produktion: Aktuell wird Wasserstoff hauptsächlich in Raffinerien und der chemischen Industrie erzeugt bzw. genutzt. Etwa 90 % des in Deutschland genutzten Wasserstoffs wird aus Kohlenwasserstoffen – meist aus Erdgas – gewonnen. Weitere 9 % fallen bei der Chlor-Alkali-Elektrolyse zur Herstellung von Chlor als Nebenprodukt an.

Über die Elektrolyse von Wasser: So kann der Wasserstoff bei Nutzung von erneuerbarer Elektroenergie CO₂-arm produziert werden. Dieses Verfahren eignet sich auch für die dezentrale Herstellung des Wasserstoffs direkt beim Verkehrsunternehmen.
Je nach Größe der Busflotte und den lokalen Randbedingungen (wie zum Beispiel der Nähe zur chemischen Industrie oder der Nähe zu einem Windpark) kann die Entscheidung entweder für einen Bezug des Wasserstoffs von Dritten oder für die eigene Herstellung ausfallen.

 

Wasserstoffbedarf

Um herauszufinden, wie die Wasserstoff- und gegebenenfalls Ladeinfrastruktur dimensioniert werden muss, muss Klarheit über den täglichen Energiebedarf der umzustellenden Flotte herrschen. Der ist von verschiedenen Faktoren abhängig.

Folgende wesentliche Aspekte reichen aus, um den Energiebedarf abzuschätzen:

  1. Fahrzeugtyp: reiner Brennstoffzellenbus („BSZ-Hybrid“) vs. Brennstoffzelle als Range-Extender („BSZ-REX“)
  2. Fahrzeuggröße
  3. Jahreszeit: Speziell in den Sommermonaten (Kühlung) und Wintermonaten (Heizung) ist der Wasserstoffbedarf höher als in der restlichen Zeit des Jahres. Für die spätere Auslegung der Infrastruktur ist immer der Maximalbedarf an Wasserstoff heranzuziehen.
  4. Fahrprofil: Für eine Verbrauchsabschätzung können die Umläufe anhand ihrer Durchschnittsgeschwindigkeit einem der SORT-Zyklen zugeordnet werden.
  5. Umlaufcharakteristika und Topografie: Um den Energiebedarf der gesamten Flotte zu bestimmten, ist es wichtig, die spezifischen Eigenheiten der Umläufe in Kombination mit dem Fahrprofil (s. o.) zu kennen.

Für die Dimensionierung der Tankinfrastruktur lässt sich der tägliche Wasserstoffbedarf MH2 nach folgendem Rechenansatz überschlagen:
MH2=∑nFzi⋅si⋅EH2,spez,Fzi

  • nFzi … Anzahl von Fahrzeugen der Klasse i (Unterscheidung nach Fahrzeuglänge sowie „BSZ-Hybrid“ und „BSZ-Rex“) [-]
  • si  … mittlere Fahrweite der Fahrzeugklasse i (maßgebend ist i. d. R. Mo – Fr) [km]
  • EH2,spez,Fzi  … spezifischer Wasserstoffverbrauch für die Fahrzeugklasse i [kg/km]
  • BSZ-Hybrid 12 m: ca. 0,09 – 0,1 kg/km
  • BSZ-Hybrid 18 m: ca. 0,12 – 0,14 kg/km
  • BSZ-Rex 12 m: ca. 0,04 – 0,05 kg/km
  • BSZ-Rex 18 m: ca. 0,08 – 0,09 kg/km

Für die Betankung eines Solobusses (12 m) reichen somit rund 25 kg und für einen Gelenkbus etwa 33 kg Wasserstoff pro Tag (jeweils 250 km/d, BSZ-Hybrid).

 

Wasserstoffinfrastruktur: Bereitstellung von Wasserstoff

Die Bereitstellung von Wasserstoff erfolgt über verschiedene Wege.
Am weitesten verbreitet ist es, gasförmigen Wasserstoff mit Trailern anzuliefern. Die Trailer haben ein Druckniveau von 200 – 500 bar und können zwischen 400 und 1200 kg Wasserstoff fassen. Bei der Anlieferung verbindet man den Trailer mit der Tankstelle, sodass der Wasserstoff entnommen werden kann. Dies erfolgt entweder durch Überströmen in einen Niederdrucktank (ca. 30 bar) oder durch direkte Verdichtung in den Hochdrucktank (ca. 500 bar). Die Hochdrucktanks sind meist in mehrere Speicherbänke unterteilt, um eine möglichst vollständige Ausnutzung des Speichervolumens zu gewährleisten. 500-bar-Trailer können auch direkt in das Speicherkonzept der Tankstelle integriert werden, wodurch sich der Aufwand für die Verdichtung an der Tankstelle deutlich verringert.

Die Anlieferung von flüssigem Wasserstoff ist durch zwei Besonderheiten gekennzeichnet:

  1. Aufgrund seiner hohen volumetrischen Energiedichte kann flüssiger Wasserstoff platzsparend gespeichert werden. Dies ermöglicht den Transport von großen Mengen Wasserstoff bereits mit einer Lkw-Ladung (bis zu 4000 kg).
  2. Gleichzeitig muss aber ca. ein Drittel der im Wasserstoff gespeicherten Energie zur Verflüssigung aufgewendet werden, was die Kosten erhöht. Daher lohnt sich dieses Verfahren eher für größere Busflotten (z. B. > 50 Busse), bei denen der Vorteil der geringeren Logistikaufwendungen wirklich zum Tragen kommt und gegebenenfalls den erhöhten Energiebedarf (und damit den Preis) kompensieren kann.

Eine weitere Variante ist die Anlieferung per Rohrleitung, was aber sehr teuer ist und nur in den wenigsten Fällen (bspw. unmittelbare Nähe zur wasserstoffproduzierenden Industrie und große Abnahmemengen) sinnvoll bzw. möglich.

Den genannten Möglichkeiten gegenüber steht die Eigenproduktion durch einen Verkehrsbetrieb bzw. durch ein mit ihm verbundenes Unternehmen vor Ort. Dadurch fallen die mit der Anlieferung verbundenen logistischen Aufwendungen weg. Bei der Vor-Ort-Erzeugung kommen die sogenannte Dampfreformierung sowie die Elektrolyse zum Einsatz.

Bei der Dampfreformierung wird Wasserstoff aus kohlenstoffhaltigen Energieträgern (zumeist Erdgas) mithilfe von heißem Wasserdampf gewonnen. Dabei entstehen Kohlenmon- und Kohlendioxid als Abprodukte.

Unter der Wasserstoffelektrolyse versteht man die Aufspaltung von Wasser in Wasser- und Sauerstoff mithilfe elektrischer Energie. Zu erwähnen ist insbesondere die sogenannte PEM-Elektrolyse (PEM = Proton Exchange Membrane), bei der keine flüssigen Elektrolyte zum Einsatz kommen und lediglich deionisiertes Wasser und elektrische Energie benötigt werden. Dabei werden für die Erzeugung und Verdichtung von einem Kilogramm Wasserstoff etwa 55 – 60 kWh elektrische Energie benötigt. Es ist somit ein vergleichsweise kostenintensives Verfahren. Die Nutzung ist im Grunde nur dann wirtschaftlich, wenn auch elektrische Energie zu niedrigen Kosten verfügbar ist.

 

Wasserstoffinfrastruktur: Tankstelle

Unabhängig davon, ob Dritte den Wasserstoff anliefern oder ob er vor Ort selbst erzeugt wird, ist eine Tankstelle vonnöten. Wie oben erwähnt, liegt Wasserstoff zumeist gasförmig vor. Er wird meist nicht in das Fahrzeug gepumpt, sondern strömt aufgrund des Druckunterschiedes zwischen dem Speichertank der Tankstelle und den Druckbehältern auf der Fahrzeugseite in das Fahrzeug über.
Die nachfolgende Abbildung zeigt verschiedene Varianten für den Aufbau einer Wasserstofftankstelle:

Die Größe der Speicher und die Leistungsfähigkeit der Verdichter richten sich primär nach der Größe der Busflotte und der gewünschten Versorgungssicherheit. Eine Zwei-Tages-Bevorratung ist ein guter Kompromiss zwischen Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit. Die Verdichter sind das Herzstück der Anlage: Sie sorgen dafür, dass ausreichend Wasserstoff bei 500 bar zur Verfügung steht, um die notwendige „Back-to-back-Betankungskapazität“ gewährleisten zu können. Für eine zuverlässige Betankung der Busflotte ist eine gut ausgebaute Wasserstoffinfrastruktur nötig. Daher werden die Verdichter in aller Regel mindestens einfach redundant ausgeführt. Der eigentliche Tankvorgang erfolgt über eine Tankkupplung nach DIN EN ISO 17268.

Wasserstoffinfrastruktur: Lagerung von Wasserstoff

Die Lagerung von Wasserstoff erfolgt in Druckbehältern, die in vier Typen ausgeführt werden:

  • Typ I: Ganzmetallkonstruktion, zumeist Stahl
  • Typ II: meist Stahl oder Aluminium mit einer faserverstärkten Polymerumhüllung mit Glas-, Kohlenstoff- oder Basaltfasern
  • Typ III: Metall-Liner (typischerweise Aluminium) mit Vollkohlefaserverbundüberzug
  • Typ IV: metallfreie Konstruktion. Ein Kohlefaser- oder Hybrid-Kohlenstoff/Glasfaser-Verbundstoff ist ein Filament, das über eine Auskleidung aus thermoplastischem Polymer (typischerweise HDPE oder Polyamid) gewickelt ist.

Die vorzuhaltende Wasserstoffmenge wirkt sich unmittelbar auf die Kosten aus, weshalb sie auf ein Minimum reduziert werden sollte. Hinzu kommt, dass mit zunehmender Lagermenge die Anforderungen an die Anlage selbst und der Aufwand für die zu durchlaufenden Genehmigungsverfahren steigen. Es gelten folgende Genehmigungsverfahren:

  • Anlieferung von Wasserstoff und Lagermenge kleiner 3 t: Erlaubnisverfahren nach Betriebssicherheitsverordnung (BetrSichV) und Baugenehmigungsverfahren nach Landesbauordnung
  • Anlieferung von Wasserstoff und Lagermenge zwischen 3 und 30 t: vereinfachtes Verfahren nach Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG)
  • Erzeugung von Wasserstoff vor Ort: Genehmigungsverfahren nach Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG)

Bei Lagermengen von mehr als fünf Tonnen gelten zusätzlich erweiterte Anforderungen gemäß Störfall-Verordnung (12. BImSchV).

Wasserstoffinfrastruktur: Platzbedarf

Die Komponenten einer Wasserstoffinfrastruktur können in Betriebshöfen aus technischer Sicht flexibel angeordnet werden – jedoch nach Möglichkeit im Freien (Aufstellung in Containern). Der Flächenbedarf ergibt sich aus den folgenden Einzelkomponenten:

  • Komponenten der eigentlichen Tankstelle (Verdichter, Speicher, Zapfsäule etc.)
  • mindestens zwei Stellplätze für Trailer bei einem Anlieferkonzept (bzw. als Backup bei eigener Wasserstoffherstellung) für eine reibungslose Wasserstoffversorgung
  • Sicherheitsabstände je nach Komponenten zwischen 3 – 5 Metern, welche sich durch geeignete Maßnahmen (z. B. Schutzwände, Poller etc.) reduzieren lassen
  • Vorrichtungen zum Anfahrschutz
  • gegebenenfalls Vor-Ort-Erzeugungsanlage (z. B. Elektrolyseur)

Für die Sicherheitsabstände können keine benachbarten Grundstücke und insbesondere keine angrenzenden Verkehrsflächen in Anspruch genommen werden.

Einen Überblick über den Flächenbedarf der Wasserstoffinfrastruktur in Abhängigkeit von der Flottengröße gibt die nachfolgende Abbildung (Richtwerte):

Wasserstoffinfrastruktur – Netzanschluss

Insbesondere die Verdichtung von Wasserstoff auf 500 bar aber ggf. auch die Wasserstofferzeugung vor Ort setzen einen leistungsfähigen Anschluss an das Stromnetz voraus. Für die Verdichter sind je nach Flottengröße mehrere hundert Kilowatt Anschlussleistung vorzusehen. Die Anschlussleistung eines oder mehrerer Elektrolyseure bemisst sich ebenfalls nach der Flottengröße bzw. dem daraus resultierenden Wasserstoffbedarf pro Tag. Ist bei der Wasserstofferzeugung ein durchgängiger Betrieb der Anlage gewährleistet, so ergibt sich deren Anschlussleistung zu

$$ P_{EL} = \frac{M_{H2} \cdot 55kWh/kg}{24h} $$
MH2 … Wasserstoffbedarf pro Tag [kg]
In der Praxis dürfte die tatsächliche Anschlussleistung etwas darüber liegen.
Die Netzanschlussleistung für die Nachladung der Batterien in Fahrzeugen mit Wasserstoff-Range-Extender ist von verschiedenen Faktoren abhängig. Hinweise hierzu finden sich unter punktuelle Ladung.

Kosten für Wasserstoffinfrastruktur und Betriebshofertüchtigung

Einen Überblick über Investitionskosten für die Wasserstoffinfrastruktur gibt die nachfolgende Abbildung. Die vergleichsweise hohe Spreizung der indikativen Kosten spiegelt unterschiedliche örtliche Gegebenheiten sowie die Unterschiede in der Flottenzusammensetzung wieder. Eine Skalierung auf größere Flotten ist unter Beachtung von Sprungkosten möglich.

Hinzu kommen Kosten für die Ertüchtigung von Abstellhallen und Werkstätten (Belüftung, Wasserstoffwarnanlage) sowie die Ausrüstung der Werkstätten mit z. B. Dacharbeitsständen, die sich in Summe auf mehrere Hunderttausend Euro belaufen können. Hinweise finden sich bei den Antriebsformen der Brennstoffzellenbusse.

Die Wartungs- und Instandhaltungskosten hängen vom abgeschlossenen Service-Vertrag ab und belaufen sich jährlich auf etwa zwei bis fünf Prozent der Investitionskosten.

Die Gleichstrom-Oberleitungsnetze für Oberleitungsbusse sind in einzelne elektrisch voneinander getrennte Speiseabschnitte unterteilt und bestehen aus

  • Gleichrichterunterwerken zur Bereitstellung der notwendigen Gleichspannung,
  • Speiseleitungen sowie
  • den an Fahrleitungsmasten angebrachten Ober- bzw. Fahrleitungen.

Gleichrichterunterwerke dienen dazu, die auf der Netzseite anliegende Wechselspannung in Gleichstrom umzuwandeln. Typische Nennspannungsebenen liegen zwischen 580 und 750 VDC. Mit einem Gleichrichterunterwerk kann je nach Anzahl der Fahrzeuge ein Speiseabschnitt mit einer Länge von etwa 4 – 5 km versorgt werden, jedoch existieren auch längere Speiseabschnitte. Besteht ein Gleichrichterunterwerk aus mehreren Abgangsfeldern, können mit einem Gleichrichterunterwerk auch mehrere Speiseabschnitte bedient werden.
Die eigentlichen Oberleitungen sind mit den Gleichrichterunterwerken über sog. Speiseleitungen verbunden, wobei diese zur Vermeidung unnötiger Spannungsabfälle und elektrischer Leitungsverluste möglichst kurz sein sollten. Da bei Oberleitungsbussen die Rückleitung über die Fahrschienen fehlt, sind die zugehörigen Oberleitungen stets zweipolig ausgeführt. Neben der Aufhängung an Fahrleitungsmasten können Oberleitungen auch mittels Abspannvorrichtungen an Gebäudewänden angebracht werden.

Kosten für Oberleitungssysteme

Die Kosten für Oberleitungssysteme hängen stark von den örtlichen Gegebenheiten und hierbei insbesondere von der

  • Streckenführung (gerade Strecke vs. Kurven, Plätze und weiträumige Kreuzungen),
  • den Anschlussbedingungen der Gleichrichterunterwerke sowie
  • der Notwendigkeit kostenintensiver Oberleitungskomponenten wie Weichen und Kreuzungen

ab. Überschläglich fallen Kosten von etwa 750.000 – 1,2 Mio. € pro Doppelkilometer Oberleitung inkl. Gleichrichterunterwerk und Speiseleitungen an. Unter einem Doppelkilometer sind dabei die Fahrleitungen für Hin- und Rückrichtung zu verstehen. Können aufwändige Aufhängevorrichtungen (z. B. auf weiträumigen Kreuzungen) sowie Weichen und Kreuzungen weitgehend z. B. durch den Einsatz von Hybrid-Oberleitungsbussen vermieden werden, sinken die Kosten signifikant ab.
Die jährlichen Wartungs- und Instandhaltungskosten belaufen sich auf etwa 2,0 bis 2,5 % der Investitionskosten ohne Planungs-, Anschluss- und Verwaltungskosten sowie Baukostenzuschüsse.