Grüner Wasserstoff: Grenzenlos verfügbar?

Um Wasserstoff entsteht gerade ein regelrechter Hype. Das chemische Element – übrigens das wohl erste und häufigste im Universum – wird als die Energie der Zukunft gehandelt. Ob als Treibstoff für Brennstoffzellen, als Ausgangsstoff für synthetische Energieträger oder als Rohstoff für die Industrie – die Anwendungsmöglichkeiten sind vielfältig. Wird der Wasserstoff ausschließlich mit erneuerbarem Strom erzeugt, ist er CO2-frei und kann einen großen Beitrag zum Klimaschutz leisten. Aber lassen sich die benötigten Mengen überhaupt herstellen?

Der Bedarf an Wasserstoff ist enorm: weltweit liegt er derzeit bei rund 70 Mio. Tonnen pro Jahr. Wasserstoff wird in allen möglichen industriellen Anwendungen benötigt, vor allem in der Chemie-, Stahl- und Mineralölindustrie. Bisher wird Wasserstoff durch die sogenannte Dampfreformierung vor allem aus fossilem Erdgas gewonnen. Aber er es gibt auch eine klimafreundliche Variante: Um sogenannten „grünen“ Wasserstoff herzustellen, braucht man Ökostrom und Wasser. Aus diesen beiden Komponenten wird per Elektrolyse Wasserstoff erzeugt. Für die Energiewende steckt in dieser Power-to-X (PtX) -Technologie großes Potenzial. Denn durch die Wasserstoff-Elektrolyse kann der fluktuierende Strom aus erneuerbaren Energien gespeichert und leitungsungebunden transportiert werden.

Wenn die Erzeugung von grünem Wasserstoff wirtschaftlich attraktiver wird, wird der Bedarf voraussichtlich sogar steigen. Denn er kann nicht nur den fossilen Wasserstoff in der Industrie ersetzen, sondern auch zusätzlich als klimaneutraler Kraftstoff – direkt oder in Folgeprodukten wie E-Fuels – verwendet werden.

Bundesregierung will Wasserstoff fördern

Die deutsche Bundesregierung hat das Potenzial von Wasserstoff für die Energiewende erkannt und zu Jahresbeginn den ersten Entwurf einer „Nationalen Wasserstoffstrategie“ vorgelegt. Unter anderem ist darin vorgesehen, einen Heimatmarkt für grünen Wasserstoff zu etablieren: bis 2030 sollen in Deutschland drei bis fünf Gigawatt Elektrolyseleistung aufgebaut werden. Neben dem inländischen PtX-Markt liegt das Augenmerk auch darauf, perspektivisch die Exportpotenziale von PtX-Technologien vollumfänglich auszuschöpfen.

Aus Sicht von Experten ist das richtig aber nicht ausreichend. So fordert das branchenübergreifende Bündnis der Power to X Allianz: „Die Zielmarke von fünf Gigawatt müsste schon im Jahr 2025 erreicht werden, damit die notwendigen Lernkurven und Kostensenkungspotenziale der Technologien rechtzeitig erreicht werden können. Nur dann lassen sich die spätestens ab 2030 in großem Umfang benötigten grünen Gase und Liquids in bedarfsgerechter Größenordnung und zu entsprechend niedrigen Preisen realisieren.“

Riesiger Gap zwischen Bedarf und Produktionskapazitäten

Ein Blick in die Praxis zeigt die Dimension der Herausforderung: Der Mineralölkonzern Shell hat 2018 den Bau des bis dato „weltweit größten PEM-Elektrolyseurs mit einer Leistung von 10 Megawatt“ angekündigt. Die Anlage ist derzeit in der Rheinland Raffinerie in Wesseling im Bau – Investitionssumme: rund 20 Millionen Euro – 10 Millionen kommen aus einem EU-Fördertopf. Die Produktionskapazität der Anlage liegt laut Shell bei 1.300 Tonnen Wasserstoff pro Jahr, der aus erneuerbarem Strom statt, wie bisher üblich, aus Erdgas gewonnen werden soll. Zum Vergleich: 1,6 Millionen Tonnen Wasserstoff wurden allein Deutschland im Jahr 2019 benötigt, Tendenz steigend.

Shell will mit dem grünen Wasserstoff aus der eigenen Elektrolyseanlage die CO2-Intensität des Raffinerie-Standortes Wesseling reduzieren – allerdings deckt der dort produzierbare Wasserstoff weniger als ein Prozent des gesamten Bedarfs allein in dieser Raffinerie. „Wenn der zurzeit größte PEM-Elektrolyseur der Welt nur rund ein Prozent des benötigten Wasserstoffs einer Raffinerie herstellt, zeigt dies die Größe der Aufgabe, die wir mit der Energiewende angehen“, sagte dazu Shell-Sprecher Jan Zeese gegenüber dem Handelsblatt.

Mineralölindustrie plant große Wasserstoff-Produktionsanlagen

Dass das Thema trotzdem rasant an Fahrt aufnimmt, zeigen neuere Vorhaben: So plant Shell gemeinsam mit einem niederländischen Gasnetzbetreiber und dem Hafen Groningen vor der Küste Nordhollands einen Mega-Windpark von einer Größe zwischen drei und vier Gigawatt zu bauen – Kosten: drei bis vier Milliarden Euro, Bauzeit: etwa sieben Jahre. Der dort erzeugte Windstrom soll direkt von einem Elektrolyseur in Eemshaven zu grünem Wasserstoff verarbeitet, gespeichert und anschließend über die Infrastruktur des Gasnetzbetreibers verteilt werden – zunächst hauptsächlich an die Industrie, perspektivisch aber auch an Verbraucher.

BP will unter anderem gemeinsam mit Evonik und RWE eine 100 Megawatt-Elektrolyse-Anlage im niedersächsischen Lingen bauen. Parallel dazu soll eine 130 Kilometer lange Wasserstoffleitung entstehen, die von Lingen bis in das nordrhein-westfälische Gelsenkirchen führt und vor allem Industrieparks und Raffinerien versorgt. Eine erste Produktion soll laut den Mitgliedern der Initiative in zwei Jahren starten. Allerdings nur unter der Voraussetzung, dass es wirtschaftlich ist und „dass die Politik die notwendigen gesetzlichen Rahmenbedingungen schafft, um allen an Wasserstoffprojekten beteiligten Unternehmen den zügigen Ausbau der Produktion von grünem Wasserstoff und der dazugehörigen Wasserstoffinfrastruktur zu ermöglichen und Investitionssicherheit zu geben.“

Und auch in Schleswig-Holstein steht man in den Startlöchern: Dort will die branchenübergreifende Partnerschaft „Westküste 100“ rund um die Raffinerie Heide unter anderem aus Offshore-Windenergie grünen Wasserstoff produzieren. Innerhalb des fünfjährigen Projektzeitraums soll zunächst eine Elektrolyseanlage mit einer Leistung von 30 Megawatt installiert werden. Sie soll Erkenntnisse zu Betrieb, Wartung, Steuerung und Netzdienlichkeit liefern. Der nächste Skalierungs-Schritt könnte dann beispielsweise eine Elektrolyse-Anlage in der Größenordnung von 700 MW sein, für die der Strom durch einen Offshore-Windpark erzeugt wird. Der erzeugte Wasserstoff soll zum einen zur Produktion klimafreundlichen Kerosins eingesetzt, aber auch über die Gasnetze verteilt werden. Dieses Vorhaben hat es sogar unter die „Reallabore der Energiewende“ geschafft, die das Bundeswirtschaftsministeriums Anfang April 2019 ausgewählt hat.

Kostendegression durch breites Anwendungsfeld

 

„Die Erzeugung von grünem Wasserstoff ist heute noch teurer als die Nutzung fossiler Energieträger, aber die Möglichkeiten, jetzt in die Kostensenkungsphase zu kommen, sind da.“

Christoph Jugel

Energie-Experte, Deutschen Energieagentur (dena)

Damit sich die immensen Investitionen auch lohnen, sollten die Anwendungsfelder für grünen Wasserstoff möglichst weit gefasst werden. Eine Fokussierung auf die Industrie als Haupteinsatzgebiet, wie es etwa das Bundesumweltministerium für die Nationale Wasserstoffstrategie zur Zeit vorsieht, ist dabei eher hinderlich. Besser wäre es, alle Anwendungsbereiche gleichermaßen zu betrachten und zu berücksichtigen.

Denn: „Grüner Wasserstoff und PtX-Technologien können in allen Sektoren einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung leisten. Die Nutzung von PtX-Technologien muss deshalb grundsätzlich auch allen Anwendungsbereichen offenstehen und in allen Sektoren gleichrangig ermöglicht werden. Dies ist eine wesentliche Voraussetzung für einen zügigen Markthochlauf von PtX-Technologien, denn nur über die Aktivierung von Skalierungspotenzialen wird der noch notwendige Schritt in die Wirtschaftlichkeit dieser Technologien zeitnah erfolgen. Eine Anwendungsoffenheit von PtX-Technologien ist ein Garant dafür, dass Deutschland global eine Spitzenreiterrolle im Kontext einer grünen Wasserstoffwirtschaft einnimmt.“ Das schreibt die PtX Allianz in ihrem kürzlich veröffentlichten 10-Punkte-Plan zur Nationalen Wasserstoffstrategie.

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