Wasserstoff, Daten, Elektrolyse

Bedingt durch die Klimakrise und dem Abschluss des Pariser Klimaschutzabkommen erfährt Wasserstoff als Energieträger derzeit eine Wiederbelebung. Wasserstoff kann als Energieträger der Zukunft angesehen werden. Vieles wird aber von den politischen Randbedingungen, der Wirtschaftlichkeit und auch der Wettbewerbssituation abhängen, um Wasserstoff einsetzen zu können.

Zunächst einige Daten zum gasförmigen Wasserstoff (H₂):

• Unterer Heizwert 3,00 KWh/Ncbm 33,33 KWh/kg
• Oberer Heizwert 3,54 KWh/Ncbm 39,41 KWh/kg
• Dichte 0,0899 kg/Ncbm

Daten zum flüssigen Wasserstoff (LH₂):

• Unterer Heizwert 2,359 KWh/l LH₂
• Oberer Heizwert 2,790 KWh/l LH₂
• Dichte 70,79 kg/cbm LH₂
• Siedepunkt -253 Grad C bzw. 20,39 K bei 0,1013 MPa

Wasserstoff sowie die daraus erzeugten erneuerbaren Kraftstoffe können in vielen Bereichen fossile Energieträger und chemische Grundstoffe ersetzen.

Der gängige Weg, um grünen Wasserstoff herzustellen ist die Elektrolyse mit Strom aus Erneuerbaren Energien. Bei der Elektrolyse entstehen heute noch Verluste von ca. 30% und erst bei einem industriellen Einsatz kann damit gerechnet werden, dass die Verluste sich deutlich reduzieren und Wirkungsgrade von 85% erreicht werden.

Wird der Wasserstoff wieder verstromt oder wir aus Wasserstoff erneuerbarer Kraftstoff produziert ergeben sich bei den weiteren Prozessschritten weitere Wirkungsgradverluste.

Der Bedarf an grünem Wasserstoff richtet sich vor allem nach den Kosten im Vergleich zu den anderen Möglichkeiten der Dekarbonisierung. Wasserstoff wird deshalb vorrangig in der energieintensiven Industrie (Zement, Stahl, Glas, Chemische Industrie) und im Flugverkehr sowie im Schwerlastverkehr eingesetzt.

In der nachfolgenden Grafik wird die Verfahrenskette, Erneuerbarer Strom – Wasserstoff – Strom- und Wärmeproduktion oben im KWK Prozess und unten über den Prozess der Fischer-Tropsch-Synthese dargestellt. Die Fischer-Tropsch-Synthese wird zur Herstellung von Erneuerbarem Kraftstoff eingesetzt. Hierbei entstehen Energieverluste von insgesamt etwa 65%.

Da Wasserstoff durch unterschiedlich technische Verfahren mit mehr oder weniger klimaneutralem Ergebnis produziert werden kann, haben sich die dargestellte Farbpalette für Wasserstoff durchgesetzt.

Eine Strategie mit ausschließlichem Einsatz von Grünen Wasserstoff wird allein mit Erneuerbarem Strom aus Deutschland nicht ausreichen, um bis zum Jahr 2050 eine weitgehend klimaneutrale Energieversorgung sicherzustellen.

Für eine Übergangszeit werden sicherlich große Wasserstoffmengen als Grauer Wasserstoff hergestellt- damit lassen sich insbesondere heutige Prozesse auf der Basis von Kohle deutlich umweltfreundlicher gestalten.

Blauer Wasserstoff gekoppelt mit der Speicherung des anfallenden CO₂ wird sich schon wegen der gefährlichen Lagerung von CO₂ und der erwarteten Proteste in der Bevölkerung nicht durchsetzen.

Türkiser Wasserstoff wird bei bestimmten chemischen Prozessen Vorteile haben, sich aber in der Breite nicht durchsetzen.

Deshalb wird es viel auf Grünen Wasserstoff hinauslaufen und dabei wird die Frage sein, in welchem Umfang wir uns von ausländischer oder außereuropäischer Wasserstoff-Produktion abhängig machen wollen.

Wasserstoff-Produktion in Deutschland, Norwegen oder in Nordafrika?

Eine Wasserstoffproduktion in Deutschland ist derzeit, wegen. der geltenden Regelung Regelungen z. B. im Netzbetrieb Strom, mit höheren Kosten verbunden, als ein Bezug zum Beispiel aus Nordafrika oder Norwegen. Die nachfolgende Grafik zeigt Vollkosten auf der Basis von Windstrom und Photovoltaik. Die mit CAPEX dargestellten Kosten sind Investitionskosten und die mit OPEX bezeichneten Kosten sind operative Kosten aus dem laufenden Betrieb. Diese und die weiteren Ausführungen basieren auf einer Studie des Wuppertal Institut und der DIW Econ.

Die reinen Wasserstoff-Produktionskosten sind je nach Studienlage in Nordafrika und auch in Norwegen deutlich günstiger als in Deutschland. Unter Einbeziehung von Transportkosten verringern sich die Unterschiede jedoch deutlich. Die in der nachfolgenden Grafik dargestellten Transportkosten (Schindler 2019 und Navigant 2020) zeigen, dass insbesondere bei langen Transportwegen Kosten um ca. 10 ct/KWh eingerechnet werden müssen. Entsprechende Gewinnaufschläge oder Konzessionsgebühren der Erzeugerländer könnten die vermeintlichen Standortvorteile gegenüber einer heimischen Produktion weiter kompensieren. Ferner sind auch die weiteren Wertschöpfungsketten und auch Beschäftigungseffekte beim Betrieb von EE-Anlagen und Elektrolyseuren mit in die Gesamtbetrachtung einzubeziehen.

Wasserstoffimporte via Schiffstransport sind aus ökonomischen Gründen nicht sinnvoll, da diese eine energieintensive Verflüssigung von Wasserstoff voraussetzen. Dies würde auch eine entsprechende Technologieentwicklung geeigneter LH2-Schiffe voraussetzen, welche derzeit am Markt noch nicht erhältlich sind.

Die Kosten und infrastrukturellen Anforderungen eines Wasserstofftransportes, auch über Pipeline sind generell mit hohen Unsicherheiten und Kostenrisiken behaftet.Obwohl z.B. Marokko gegenwärtig und auch mittelfristig noch stark von fossilen Brennstoffen abhängig ist, hat das Land ambitionierte Pläne für eine Wasserstoffproduktion. Allein zur Erreichung der eigenen Klimaziele werden bis zum Jahr 2030 hohe jährlich Wachstumsraten notwendig sein.

Norwegens Exportpotentiale für grünen Wasserstoff sind stark von der Entwicklung der Windenergie – insbesondere auch Offshore – abhängig, welche mit erheblichem Widerstand in der Bevölkerung konfrontiert ist. In Norwegen steht neben grünem auch blauer Wasserstoff (aus Erdgas) intensiv in der Diskussion. Welcher Wasserstoff letztendlich für den Export bereitsteht, ist ungewiss.

Die vorgenannten Studien zeigen eine große Bandbreite der zu erwartenden Kosten für grünen Wasserstoff aus Nordafrika.

Letztendlich bleibt es vor allem eine gesellschaftliche und politische Entscheidung, in welchem Umfang eine heimische Produktion und ein Import aus grünem Wasserstoff stattfinden soll.

Ein frühzeitiger Aufbau internationaler Wasserstoffallianzen bleibt jedoch von strategischer Bedeutung.

Mit der Ansiedlung von brennstoffzellen- und Elektrolysefertigung sowie einer sektorenübergreifenden Wasserstoffwirtschaft in Deutschland könnten bereits bis zum Jahr 2030 zehntausende von Arbeitsplätzen neu geschaffen werden. Der globale Wasserstoffmarkt bietet bis zum Jahr 2050 ein Marktpotential von über 2500 Mrd. Dollar, was etwa dem Umsatz der 10 größten Ölfirmen im Jahr 2019 entspricht. Der Bedarf an Elektrolyseleistung wird bis 2050 auf bis zu 70000 GW geschätzt (McKinsey 2017).

Wasserstoff im Vergleich und Wasserstoff – Verflüssigung

Wasserstoff zeichnet sich durch folgende Eigenschaften aus:

• Nicht giftig und ätzend
• Nicht radioaktiv
• Nicht Wassergefährdend
• Nicht Krebs erzeugend
• Leichter als Luft
• Schnell mit Luft verdünnend

Im Vergleich zu Benzin gilt folgendes:

• Der Energieinhalt von einem cbm Wasserstoff entspricht 0,34 Liter Benzin.
• Der Energieinhalt von 1 Liter flüssigen Wasserstoff entspricht 0,27 Liter Benzin.
• Der Energieinhalt von einem kg Wasserstoff entspricht 3,75 Liter Benzin.

Die vergleichenden Kenngrößen von Wasserstoff zu anderen flüssigen und gasförmigen Energieträger sehen wie folgt aus:

Im Vergleich zu Rohöl, Benzin oder Methanol muss für Wasserstoff ein höherer Aufwand für den Transport und die Lagerung betrieben werden.

Der Transport bzw. die Lagerung von Wasserstoff erfolgt in gasförmigem Zustand, allerdings mit zum Teil sehr hohen Drücken. In Tanks wird mit über 700 bar gearbeitet und in Pipeline ebenfalls mit hohen Transportdrücken.

Der wirtschaftlich riskante Aufbau von Wasserstoff-Tankstellen wird wahrscheinlich nur punktuell erfolgen, weil z.B. für PKW das batteriegetriebene Fahrzeug die bessere Alternative darstellt.

Die Verflüssigung von Wasserstoff, z.B. für einen Schiffstransport, einschließlich großer Terminals im Ausland und in Deutschland, sollte gut überlegt werden, weil damit nicht nur Energieverluste oberhalb von 30% verbunden sind, sondern auch sehr hohe Investitionskosten verbunden sind..

Nach einer Studie im Auftrag der Energieagentur NRW (Schindler 2019) können dagegen bereits heute die Produktionskosten von Wasserstoff aus onshore-Windstrom (ca. 80 €/MWh) in Deutschland als konkurrenzfähig mit den Importkosten aus Nordafrika betrachtet werden (siehe auch Studie des Wuppertal Institut und DIW ECON vom 3. November 2020).

Nachfolgend ist das Linde-Verflüssigungsverfahren für Wasserdorf dargestellt, einschließlich der energieaufwändigen Produktion.

Erneuerbarer Strom und Wasserstoff zu synthetischen Kraftstoffen und E-Fuels.

Für die Bereitstellung Erneuerbarer Kraftstoffe, insbesondere für den Schwerlastverkehr und dem Flugverkehr benötigt man als Ausgangsmaterial Wasser und Erneuerbarer Strom. Über die Methanol-Synthese oder die Fischer-Tropsch-Synthese entsteht dann z.B. Erneuerbares Kerosin für den Flugverkehr. Um klimneutral zu sein sollte allerdings bei der Fischer-Tropsch-Synthese das Kohlenmonoxid aus Biomasse hergestellt sein.

Kommt das Kohlendioxid aus dem Recycling z.B. aus Industrieprozessen und der Strom aus Erneuerbaren Energien, dann sind die Treibstoffe und auch das grüne Erdgas bzw. Methanol klimaneutral.

Die einzelnen Produktionstechniken werden dann im nächsten Kapitel vorgestellt.

Strom-Speicherarten und Speicherkapazitäten

Nachfolgend sind einige klassische Stromspeicher dargestellt, von denen Batteriespeicher und Pumpspeicher die bekanntesten sind. Die wesentlichen Instrumente, um die fluktuierende Stromerzeugung, vorrangig durch Sonne und Wind zu beherrschen sind zukünftig die Technologien Power-to-Gas, Elektrolyse und die Methanisierung.

Die deutschen Kavernen- und Porenspeicher, heute eingesetzt zur Optimierung des Erdgasbezuges und des Erdgasabsatzes werden zukünftig auch z.B. grünes Methan und grünen Wasserstoff aufnehmen.

Die dargestellten Speicherarten werden aber nicht ausreichen, um z.B. eine 14-tägige Dunkelflaute bezüglich einer sicheren Stromversorgung in Deutschland zu gewährleisten.

Spätestens ab einer Stromerzeugung mit mehr als 70% erneuerbare Energien werden Back-up-Kraftwerke benötigt, wie z.B. schnell startende Großmotoren und/oder Gasturbinen, die innerhalb von wenigen Minuten ans Netz gehen können. Der dafür zu Verfügung stehende Brennstoff wird anfangs noch Erdgas sein, das dann sukzessive durch grünes Methan und wasserstoffbasierte Brennstoffe ersetzt wird.

Strom-Verbundnetze, Residuallast und Netzfrequenz

In Europa besteht ein Strom-Verbundnetz zwischen 36 europäischen Ländern und 43 Übertragungsnetzbetreibern (davon in Deutschland 4 Übertragungsnetzbetreiber). Die Netzfrequenz beträgt hier 50 Hertz (Hz). Das Europäische Verbundnetz (UCTE-Verbundnetz, Union for the Coordination of Transmission of Electricity) wird in Form der Drehstrom-Hochspannungs-Übertragung betrieben. Der Austausch von elektrischer Energie erfolgt auf Transportnetzebene mit Hochspannung zwischen 220 und 400 KV.

Die Übertragungsnetzbetreiber sind Pflichtmitglieder in der ENTSO-E der European Network of Transmission System Operators for Electricity.

Jedes Verbundnetz in den Ländern stellt sicher, dass alle Erzeuger wie Kraftwerke synchron, also mit identischer Netzfrequenz und gleicher Phasenlage arbeiten.

Da Stromnetze und auch Verbundnetze elektrische Energie nicht speichern können, muss zu jedem Zeitpunkt die erzeugte elektrische Leistung dem nachgefragten elektrischen Verbrauch entsprechen. Ist die Stromnachfrage geringer als die Erzeugung steigt die Netzfrequenz über 50 Hz und ist die Nachfrage höher als die Erzeugung sinkt die Netzfrequenz unter 50 Hz.

Die ENTSO-E legt verbindliche Netzcodes fest, wie und wann Netzbetreiber einspeisende Kraftwerke abregeln oder z.B. Stromspeicher steuern oder andere Maßnahmen ergreifen. Siehe hierzu die nachstehenden Grafik.

Die geplante Verdreifachung bis Vervierfachung der fluktuierenden Stromerzeugung mit erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2050 erfordert sehr hohe Investitionen in Speicher und die Einführung einer effektiven und gut organisierten Sektorkoppelung, bei der Strom, Wasserstoff, erneuerbare Brennstoffe und Kraftstoffe technisch zusammenwirken.

In der nachfolgenden Grafik wird auch dargestellt, wie die residuale Last, das ist die nachgefragte Leistung in einem Stromnetz, abzüglich des Anteils der fluktuierenden Einspeisung der dargebotsabhängigen Erzeuger, wie z.B. PV-Anlagen und Windkraftanlagen sich bildet und welche Instrumente es gibt, wie Residuallastschwanken ausgeglichen werden können.

In Deutschland hat die Volatilität durch die Einspeisung erneuerbarer Kraftwerke bereits stark zugenommen. Innerhalb eines Tages können Residuallastwerte um bis zu 70.000 MW, durch z.B. starken Wind oder hohen Sonnenstunden, pendeln. Bei einer aktuellen maximalen Last in Deutschland von ca. 85.000 MW beträgt dies, rein rechnerisch, über 80 %.

Um die Probleme zu mindern werden investieren die Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland im Bereich von Hochspannungsleitungen in HGÜ-Technik (Hochspannungs-Gleichricht-Übertragung) von Nord nach Süd um die hohe Last aus der Windenergie auch in den Süden Deutschlands transportieren zu können.

Trotz aller bestehenden Instrumente werden aber erheblich Investitionen in Stromspeicher notwendig und z.B. auch der Aufbau der Wasserstoff-Erzeugung mittels erneuerbarem Strom, um die elektrische Stromversorgung in Deutschland auch in Zukunft sicher gewährleisten zu können.

Pumpspeicher-Kraftwerke

Pumpspeicherkraftwerke können sowohl Energie aufnehmen, als auch abgeben und eignen sich sehr gut, um schnell Regelleistung für das Stromnetz zur Verfügung zu stellen.

Die Kapazität einer Pumpspeicher-Anlage ist abhängig vom Volumen der Speicherbecken und von der Höhendifferenz zwischen ober- und Unterbecken.

Die elektrische Maschine kann sowohl im Motorbetrieb (Wasser hochpumpen) als auch im Generatorbetrieb (Wasser ablassen) arbeiten.

Das größte Pumpspeicher-Kraftwerke in Deutschland, das Speicherkraftwerk Goldisthal in Thüringen hat eine elektrische Leistung von 1060 MW. Es wurde im Jahr 2003 ans Netz genommen. Die Anlage hat ein Nutzvolumen von 12 Mio. cbm Wasser und der Höhenunterschied beträgt rd. 350 m.

Die speicherbare elektrische Energie beträgt rd. 8500 MWh, was etwa 8 Volllaststunden bei Nennbetrieb entspricht. Der Wirkungsgrad der Anlage liegt bei rd. 85%.

Bereits damals waren die Planungen zu Bau des Kraftwerkes sehr umstritten. Ein Rechtsstreit zwischen VEAG und BUND Thüringen, wurde durch Zahlung einer Vergleichssumme von 7 Mio. DM im Jahr 1998 beigelegt. Auch heute werden viele Pumpspeicher-Projekte durch Bürgereinsprüche und Umweltgruppen blockiert, so dass bei Investitionen von ca. 1,5 Mrd. Euro/Anlage viele Investoren abgeschreckt werden.

Druckluftspeicherkraftwerke

Dass 1978 in Betrieb genommene Druckluftspeicherkraftwerk Huntorf (bei Oldenburg) war das weltweit erste CAES-Druckluftspeicherkraftwerk (Compressed Air Energy Storage). Im Jahr 2006 wurde das Kraftwerk im Expansionsbereich überholt und die Temperaturen so angepasst, wie im Diagramm dargestellt. Dadurch konnte die elektrische Ausspeicherarbeit von 290 auf 321 MW gesteigert werden. Die Beladedauer bei Volllast beträgt 8 Stunden und die Entladedauer bei Volllast 2 Stunden.

Das erste Druckluftspeicherkraftwerk in den USA wurde im Jahr 1991 im Bundesstaat Alabama mit folgenden Daten in Betrieb genommen:

• Kavernenvolumen 538.000 cbm und Speichervolumen 2640 MWh
• Maximale elektrische Leistung für die Kompression 50 MW
• Maximale elektrische Leistungsabgabe 110 MW
• Beladedauer bei Volllast ca. 38 Stunden
• Entladedauer bei Volllast ca. 24 Stunden.

Vanadium-Redox-Flow-Stromspeicher

Die Redox-Flow-Zelle ist ein Batterietyp, dessen Vorteil es ist, dass der Speicher (Elektrolyt-Tanks) unabhängig von der elektrischen Leistung der Zelle dimensioniert werden kann.

Die galvanische Zelle einer Redox-Flow-Batterie ist durch die Membran in zwei Halbzellen unterteilt. Die energiespeichernden Elektrolyte (in diesem Fall Vanadium) werden in zwei getrennten Kreisläufen, welche über eine Membran miteinander verbunden sind, durch die Zelle gepumpt. Über die Membran findet ein Ionenaustausch statt. In einer Halbzelle findet eine Reduktion (Elektronenaufnahme) und in der anderen Halbzelle eine Oxidation (Elektronenabgabe) statt. So wird elektrische Energie in Form einer chemischen Verbindung gespeichert.

Der Gesamtenergiewirkungsgrad der nachstehend dargestellten Zelle liegt bei über 80%.

Die Vorteile der Redox-Flow-Batterien liegen im einfachen, modularen Zellaufbau, der hohen Lebensdauer, der Fähigkeit, hohe Zyklen zu realisieren und der Möglichkeiten, diese Technik auch für große Speicherkapazitäten einsetzen zu können.

Als Nachteil muss genannt werden, dass diese Technik noch einen hohen Entwicklungsaufwand benötigt, um stabil und kostengünstig betrieben zu werden.

Weltweite Lithium-Produktion

Der weltweite Lithiumabbau steht zum Teil in der Kritik. Der VW-Konzern hat daher mitgeteilt, dass alle Zulieferer von VW vertraglich verpflichtet wurden, sich an hohe Umwelt und Sozialstandards zu halten.

Wie die nachfolgenden Informationen (Quelle: USGS, Basis Jahr 2019) zeigen ist ausreichend z.B. Lithium weltweit vorhanden, um die Ziele einer hohen, weltweiten Durchdringung der Elektromobilität zu realisieren. Außerdem werden in einigen Jahren erhebliche Recyclingmengen an Lithium aus alten und ausgedienten Lithium-Batteriezellen zur Verfügung stehen.

Außerdem wird nach Erwartungen der Forschung und der Industrie bis zum Jahr 2025 sogenannte Feststoff-Lithiumzellen zur Verfügung stehen. Diese Zellen sind nicht nur deutlich leichter und kostengünstiger, sondern versprechen auch deutlich kürzere Ladezeiten.

Technologisch wird dies dadurch erreicht, dass die heutigen flüssigen Elektrolyte dann durch Feststoff-Elektrolyte ersetzt werden.

Die weltweite Verwendung von Lithium finden in vielen Industriebereichen statt. In der nachfolgenden Grafik der Deutschen Rohstoffagentur machte der Anteil von Lithium im Jahr2015 weniger als 40% aus.

Batteriesysteme für netzgekoppelte Photovoltaikanlagen

Insbesondere Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen), die in den letzten 20 Jahren ans Netz gegangen sind, werden in der Regel netzparallel betrieben. Dadurch ist es möglich, vorrangig PV-Strom im eigenen Haushalt und z.B. für das Tanken eines Elektrofahrzeuges zu verwenden. Erst wenn die PV-Erzeugung höher ist als der Haushaltsbedarf, fließt der PV-Strom ins Netz und wird dort gemäß EEG vergütet.

Um diese einfache PV-Einbindung zu optimieren, gibt es die nachfolgen dargestellten netzgekoppelten Systeme mit dem Einsatz eines Batteriespeichers. Dieser Energiespeicher verhindert zunächst die Netzeinspeisung, weil dieser Überschussstrom in der Batterie zwischengespeichert wird und bei Bedarf ausgespeichert werden kann.

In der Regel wird ein Energiemanagementsystem eingesetzt, dass die Ein- und Ausspeicherung optimiert.

Für die Größe und Auswahl der Batteriesysteme, einschließlich der Fördermöglichkeiten sind entsprechende Berechnungen notwendig, weil in vielen Fällen sich die Batteriesysteme z.Z. noch nicht amortisieren.

Groß-Akkumulatoren als Ersatz für die Primärregelung in heutigen großen Kraftwerken der Energiewirtschaft

1.Primär- und Sekundär-Regelleistung

Bei einem Anteil der Erneuerbaren Stromerzeugung von rd. 50% haben immer noch große Kondensationskraftwerke einen hohen Anteil an der Stabilität des Stromnetzes. Dazu werden in diesen thermischen Kraftwerken sogenannte Primär- und Sekundärregelungen eingesetzt. Bei schnellen Laständerungen wird auch die im europäische Verbundnetz eingestellte Frequenz von 50 Hertz (Hz) beeinflusst. Wird das Netz entlastet steigt die Frequenz über 50 Hz an und bei Netzbelastungen sinkt die Frequenz unter 50 Hz. Deshalb werden große thermische Kraftwerke unterhalb ihrer Nennleistung gefahren, damit durch diese Primärregelung negative und positive Regelleistung für das Netz zur Verfügung gestellt werden kann bzw. die Nennfrequenz von 50 Hz gewährleistet werden kann.

Die dargestellte Sekundärregelung, als Integralregelung ausgeführt, stellt sicher, dass die dauernde Regelabweichung der Primärregelung beseitigt wird.

2. Groß-Akkumulatoren zur Nutzung von Primär-Regelleistung

Durch die Stilllegung von großen Kondensationskraftwerken wie Kernkraftwerke und Stein- und Braunkohlekraftwerke entsteht ein sehr großer Bedarf an neuer Primär-Regelleistung.

Der Übertragungsnetzbetreiber für Baden-Württemberg, die TransnetBW GmbH will in Kupferzell eine Groß-Batterie bzw. Akkumulator bzw. Netz-Booster mit einer Leistung von 250 MW und Investitionskosten von rd. 200 Mio. Euro bauen. Gegen dieses Projekt gibt es zahlreiche Proteste, die sich im Wesentlichen dagegen richten, dass der Booster brennen oder explodieren könnte.

In einem aktuellen Interview vom 9. Februar 2021 im HT wurde durch TransnetBW Geschäftsführer Werner Götz erläutert, dass durch den Atom- und Kohleausstieg 8,4 Gigawatt (8400 MW) Kraftwerksleistung verloren gehen und deshalb dringend Ersatz geschaffen werden muss.

Die nachfolgend dargestellte Projektion für diesen Booster könnte modular aufgebaut werden, um dadurch die angesprochenen Befürchtungen nach größeren Unfällen zu entkräften.