H2-Merit-Order – KĂŒnftige PrioritĂ€ten der H2-Bereitstellung

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31. Oktober 2022

H2-Merit-Order – KĂŒnftige PrioritĂ€ten der H2-Bereitstellung

Zunehmend dezentraler Charakter einer globalen Energieversorgung
Die vollstĂ€ndige Dekarbonisierung der Energieversorgung Deutschlands und Europas zur Erreichung des 1,5-Grad-Ziels ist lĂ€ngst nicht mehr eine Frage des Ob, sondern des Wie. Insbesondere der europĂ€ische „Green Deal“ macht das Ziel der KlimaneutralitĂ€t bis 2050 zu einer der höchsten PrioritĂ€ten auf der politischen Agenda fĂŒr die kommenden Dekaden [1]. Auch die Internationale Energieagentur (IEA) setzt sich in ihrer Roadmap fĂŒr einen radikalen Umbau der Energieversorgung auf der Grundlage der Nutzung erneuerbarer Energien (EE) ein [2]. Diese Forderungen werden zudem durch einige wegweisende Urteile bekrĂ€ftigt, etwa das des Bundesverfassungsgerichts zu Verfassungsbeschwerden gegen das deutsche Klimaschutzgesetz oder das eines niederlĂ€ndischen Gerichts in Den Haag gegen Shell zur stĂ€rkeren Reduktion der konzernweiten CO2-Emissionen [3] [4] [5].

Sowohl die EuropĂ€ische Kommission als auch die IEA unterstreichen in ihren Positionen die wichtige Rolle von Wasserstoff im Strom-, aber auch in anderen Sektoren auf dem Weg zur KlimaneutralitĂ€t [1] [2]. So kann der Wasserstoff durch seine gute Speicher- und TransportfĂ€higkeit sowie sein Einsatzpotenzial in geeigneten Kraftwerken einen großen Beitrag zur Integration der erneuerbaren Energien leisten [2].

In diesem Zusammenhang stellt sich jedoch hĂ€ufig die Frage nach der Herkunft des Wasserstoffs, insbesondere im internationalen Kontext: Aus welchen Quellen und Regionen der Welt wird der (notwendigerweise grĂŒne) Wasserstoff in Zukunft stammen und wie sehen die internationalen Entwicklungen und Transportrouten diesbezĂŒglich aus? Da Wasserstoff ein universeller EnergietrĂ€ger ist, der in unterschiedlichen Verfahren ĂŒberall auf der Welt erzeugt werden kann, ergeben sich fĂŒr seine Produktion und Verteilung aus deutscher, aber auch aus europĂ€ischer Sicht diverse politische Handlungsperspektiven [6] [7].

VielfÀltige Möglichkeiten zur Wasserstofferzeugung

Nach der Terminologie der EuropĂ€ischen Kommission in ihrer Wasserstoffstrategie [8] wird die Herstellung von Wasserstoff grundsĂ€tzlich in die Klassen „fossil erzeugter H2“ und „elektrisch erzeugter H2“ unterteilt, die sich hinsichtlich der eingesetzten PrimĂ€renergie (z. B. Erdgas, Öl oder Strom) und der dazugehörigen technischen Verfahren unterscheiden. Eine weitere Kategorisierung erfolgt einerseits in die Klasse „CO2-armer H2“ inklusive des „fossilen H2 mit Kohlenstoffabtrennung (CCS)“ sowie von Wasserstoff aus Elektrolyse auf Basis von Netzstrom oder Kernenergie und andererseits in die Klasse „erneuerbarer bzw. sauberer H2“ auf Basis erneuerbarer Energien. ZusĂ€tzlich sind auch folgende Begriffe gebrĂ€uchlich:

‱           grĂŒner Wasserstoff (Elektrolyse mit EE oder Biomasse-Vergasung)

‱           blauer Wasserstoff (klassische Verfahren aus fossiler Energie mit CCS)

‱           grauer Wasserstoff (klassische Verfahren ohne CCS oder Elektrolyse mit Netzstrom)

‱           tĂŒrkiser Wasserstoff (Methan-Pyrolyse)

‱           gelber bzw. roter Wasserstoff (Elektrolyse mit Kernenergiestrom)

Etablierte Produktionstechnologien

Die klassischen Herstellungsverfahren fĂŒr Wasserstoff sind der Gruppe der fossilbasierten Technologien zuzuschreiben. Nahezu die gesamte globale Wasserstoffproduktion fĂŒr die Industrie wird heute aus fossilen Energien gedeckt, wobei dem Verfahren der Dampfreformierung von Erdgas bzw. Methan (SMR) unter ZufĂŒhrung von Wasserdampf (katalytisch, endotherm) eine zentrale Bedeutung zukommt. Weltweit werden etwa 2 % des gesamten Kohle- und rund 6 % des Erdgaseinsatzes zu Wasserstoff umgesetzt, davon 73 MtH2/a in reiner Form und weitere 42 MtH2/a gemischt mit anderen Synthesegasen [6].

Ein verwandter und ebenfalls breit eingesetzter Prozess ist die partielle Oxidation von Schweröl (POX) unter ZufĂŒhrung von Sauerstoff (nicht-katalytisch bei Einsatz von schwefelhaltigem Brennstoff, exotherm), immer dort, wo Schweröl kostengĂŒnstig zur VerfĂŒgung steht, z. B. in Erdölraffinerien. Aus der Kombination beider Prozesse wird die sogenannte autotherme Reformierung (ATR), z. B. von Erdgas. In dieser wird die Stöchiometrie der Umsetzungsreaktion zu stark wasserstoffhaltigem Synthesegas durch eine Mischung von zugefĂŒhrtem Wasserdampf und Sauerstoff so eingestellt, dass der Prozess gerade keine AbwĂ€rme erzeugt, aber auch keine thermische Energie von außen zugefĂŒhrt werden muss.

Abb. 1: Klassifizierung der wichtigsten Herstellungsverfahren von Wasserstoff nach [9]

Michalski-BĂŒnger-Abbildung1.jpg

Quelle: LBST

Dieses fĂŒhrt zwar einerseits zu einem im Vergleich zur SMR niedrigeren Gesamtwirkungsgrad (65 % statt bis zu 80 %), aber andererseits zu einem besonders dynamisch steuerbaren Betrieb (s. Tab. 1). SMR, POX und ATR kann nur dann – und auch beschrĂ€nkt auf eine Übergangsphase – eine Zukunft beschieden sein, wenn und wo sich logistisch und wirtschaftlich wettbewerbsfĂ€hige Wege identifizieren lassen, das entstehende Kohlenstoffdioxid (CO2) nachweisbar und langfristig aus der AtmosphĂ€re zu entfernen.

Alle fossilen Prozesse eint, dass ihr Wirkungsgrad desto höher ist, je grĂ¶ĂŸer die Anlagen skaliert sind. Trotzdem existiert auch ein (wenn auch kleiner) Markt fĂŒr beispielweise kleine, allerdings deutlich weniger effiziente Erdgasreformer. Eine zentralisierte Belieferung von Wasserstoffendkunden (Handelswasserstoff) oder eine Herstellung großer Mengen vor Ort beim Kunden dominieren daher die heutige Wasserstoffbereitstellung.

Kate-gorie

Technik

TRL1
[1-9]

Kosten
(2030)
[€/kgH2]

Effizienz
(LHV2)
[%]

CO2-Emissionen
[gCO2/kWhH2]

Betriebs-
temperatur
[°C]

Fossiler Wasserstoff

SMR

9

1,5 – 62

65 – 803

310 – 4003

700 – 800

POX

9

1,5

69

1.300

ATR

9

1,5

65

850 – 1.300

Pyrolyse4

3 – 7

2,5 – 7

30 – 60

190 – 230

600 – 1.600

EE-basierter Wasserstoff

Biomasse-Vergasung

7

3 – 5,53

45 – 703

40 – 903,5

T-Band6

PEMEL

8 – 9

3 – 6,57

59 
 71

07

50 – 100

AEL

9

3 – 6,57

58 
 67

07

70 – 90

SOEL

5 – 7

>80

07

700 – 900

Tab. 1: SchlĂŒsseldaten der wichtigsten H2-Produktionsverfahren

1 TRL = Technology Readiness Level (als Maß fĂŒr die technische Reife); 2 Lower heating value = unterer Heizwert; 3 abhĂ€ngig von der AnlagengrĂ¶ĂŸe; 4 Bandbreite je nach eingesetzter Technologie; 5 bei grĂ¶ĂŸeren Anlagen auch abhĂ€ngig von Transportdistanzen fĂŒr Biomasse; 6 entlang der Reaktionszone stellt sich ein Temperaturband ein [10]; 7 stark abhĂ€ngig von Strombezugskosten; 8 bei vollstĂ€ndiger Nutzung des EE-Stroms

Pyrolyse, Elektrolyse und Biomasse-Vergasung

Auch die erst seit kurzem kommerziell entwickelte Pyrolyse von Methangas umfasst wiederum eine eigene Klasse von Prozessen, die unter ZufĂŒhrung hochenergetischer thermischer Energie das MethanmolekĂŒl in seine Bestandteile Wasserstoff und Kohlenstoff aufspalten. Dies kann etwa durch ein Lichtbogen- oder Mikrowellenplasma (Einsatz von Strom) oder in einer Reaktionswanderzone katalytisch oder nicht-katalytisch bei hohen Temperaturen erfolgen. Der besondere Vorteil dieser Prozesse liegt darin, dass als Endprodukt eben kein CO2, sondern fester Kohlenstoff anfĂ€llt.

Wenn richtig eingesetzt, kann dieser so weitergenutzt werden, dass er in Folgeprozessen nicht als CO2 wieder in die AtmosphĂ€re gelangen kann. Jedoch ist die ProzessfĂŒhrung im Vergleich zur SMR-Technologie ungleich schwieriger. Die Sicherstellung einer dauerhaften Bindung des Kohlenstoffs ohne spĂ€tere CO2-Freisetzung ist aufwendig nachzuweisen und die potenziellen AbsatzmĂ€rkte fĂŒr reinen Kohlenstoff sind begrenzt.

Die wichtigste Technologie zur Herstellung von grĂŒnem/emissionsfreiem Wasserstoff ist demnach die Wasserelektrolyse. Sie gehört zu einer Klasse von Technologien, die unter ZufĂŒhrung von elektrischer Energie Wasser in seine Bestandteile zerlegen. Die Protonen-Austausch-Membran-Technologie (PEMEL) verwendet dazu feste protonenleitende Membranen und die alkalische Elektrolyse (AEL) eine Kalilauge im internen Umlauf als Elektrolyt und GastrĂ€germedium. Beide werden bei niedrigen Temperaturen betrieben, wĂ€hrend bei der Hochtemperatur- oder Festoxidelektrolyse (SOEL) Wasserdampf von bis zu 850 °C zugefĂŒhrt wird. Bei der SOEL werden dabei feste Anoden- und Kathodenschichten eingesetzt, auf die eine gasdichte keramische TrĂ€gersubstanz aufgebracht wird. Die Anionen-Austausch-Membran-Elektrolyse (AEMEL) wird erst seit kurzer Zeit und bisher nur in kleinen Einheiten kommerziell angeboten und verspricht wegen der Nutzung edelmetallfreier Katalysatoren besonders kostengĂŒnstig zu sein, bei gleicher Dynamik wie bei der PEM-Elektrolyse.

Ein weiterer wichtiger Prozess zur Erzeugung des grĂŒnen Wasserstoffs ist die Vergasung von Biomasse oder auch biogenen Reststoffen mithilfe von Wasserdampf bei der allothermen Vergasung (Prinzip GĂŒssing) [10]. Diese Technologie wird jedoch heute noch nicht breit industriell eingesetzt und ist wegen der beschrĂ€nkten VerfĂŒgbarkeit der biogenen Einsatzstoffe potenzialbeschrĂ€nkt.

DarĂŒber hinaus ist auch der Begriff „Nebenprodukt-H2“ gebrĂ€uchlich, der den Wasserstoff bezeichnet, der als Koppelprodukt in chemischen Prozessen wie z. B. in Raffinerien entsteht und typischerweise kostengĂŒnstig in relativ großen Mengen zur VerfĂŒgung steht. Da er zumeist aus fossilen Einsatzstoffen entsteht, wird er im Allgemeinen auch als „grau“ eingestuft. Außerdem gibt es in begrenztem Umfang auch natĂŒrliche Wasserstoffvorkommen, zum Beispiel in Afrika oder Brasilien [11] [12]. Dieser sogenannte „weiße“ Wasserstoff wird jedoch derzeit nicht kommerziell genutzt, sondern ist Gegenstand weiterer Untersuchungen.

Power-to-X als SchlĂŒssel fĂŒr grĂŒnen Wasserstoff

Die Wasserelektrolyse ist das zentrale Element der sogenannten Power-to-X-Technologie, die grundsĂ€tzlich in mehrere Hauptverfahren unterteilt werden kann. Neben der Power-to-Gas-Technologie in ihren beiden AusprĂ€gungen Power-to-Hydrogen (PtH2) sowie Power-to-Methane (PtCH4) existieren auch weitere Power-to-X-Pfade, die die reine Gaswelt um weitere EndenergietrĂ€ger erweitern: z. B. Power-to-Heat (PtH), Power-to-Liquids (PtL) sowie Power-to-Chemicals (PtCh). Mit Ausnahme von PtH fĂŒhren jedoch alle Pfade durch Wasserstoff als zentrales MolekĂŒl [13].

Aus diesem Grund gilt die Elektrolyse von Wasser mithilfe von EE-Strom zu Wasserstoff als SchlĂŒsseltechnologie einer nachhaltigen Energiezukunft. Diese Struktur begrĂŒndet sich dadurch, dass in Zukunft die bisherigen fossilen oder nuklearen PrimĂ€renergietrĂ€ger und MolekĂŒle vollstĂ€ndig durch Elektronen (d. h. EE-Strom) als wichtigste PrimĂ€renergieform abgelöst werden.

Der elektrolytisch erzeugte Wasserstoff kann dabei durch seine besonders hohe Speicherdichte zur saisonalen Energiespeicherung in großem Umfang beitragen und damit die kurzfristige Speicherung von Elektronen in mechanisch-kinetischer (Schwungmassen), mechanisch-potenzieller (Wasserkraftspeicher) oder elektrochemischer (Batterien) Form ergĂ€nzen. ZusĂ€tzlich ergeben sich Vorteile durch die Umwidmung bestehender Gasinfrastrukturen fĂŒr den Wasserstofftransport, insbesondere auch hinsichtlich des immer noch stockenden Stromnetzausbaus.

Die CAPEX-dominierten Kosten des Stromtransports und seiner Speicherung mit hohem Ressourcenverbrauch werden dadurch in Richtung OPEX-intensiver Kosten mit höherer EnergieintensitĂ€t des Gastransports sowie der Gasspeicherung verschoben. Da pro kg Wasserstoff etwa 9 kg Wasser verbraucht werden, gilt dabei auch einem angemessenen Wasserhaushalt ein Augenmerk. FĂŒr eine kĂŒnftige bundesweite Wasserstoffversorgung von z. B. langfristig 100 bis 400 TWhH2/a wĂ€ren dann 27 bis 108 Mt/a Wasser erforderlich. Das entspricht in etwa 0,7 % bis 3,0 % des gesamten heutigen jĂ€hrlichen Trinkwasserbedarfs Deutschlands – und ist demnach besonders in trockenen Weltregionen zu beachten. ZusĂ€tzlich gilt es zu beachten, dass das Wasser nach thermischer Verbrennung oder Nutzung in der Brennstoffzelle wieder freigesetzt wird und damit im Wasserkreislauf verbleibt. Durch Wasserstoffimporte findet jedoch potenziell eine rĂ€umliche Entkopplung statt.

Internationale Strategien zur Wasserstoffversorgung

Neben technischen und ökonomischen Aspekten basiert der erwartete Um- und Ausbau der Wasserstoffversorgung auf einer Reihe strategischer Überlegungen. Dabei hĂ€ngen die kĂŒnftigen Entwicklungen in verschiedenen LĂ€ndern und Regionen der Welt stark mit den individuellen Rahmenbindungen, wie etwa den generellen Zielen der Energie- und Industriepolitik, Ambitionen im Klimaschutz oder Potenzialen und VerfĂŒgbarkeit an natĂŒrlichen Ressourcen, zusammen. Diese Aspekte spiegeln sich entsprechend in den nationalen Wasserstoffstrategien wider, die von immer mehr LĂ€ndern erarbeitet und veröffentlicht werden [14].

Im internationalen Kontext können in den Strategien zur Bereitstellung von Wasserstoff zwei wesentliche Phasen identifiziert werden (s. Abb. 2). In der ersten Phase bis 2030 erfolgt typischerweise eine angebots- und nachfrageseitige Aktivierung des Marktes. In dieser Übergangsphase werden aus Kosten- und KapazitĂ€tsgrĂŒnden ĂŒberwiegend alle Produktionsarten des Wasserstoffs (fossil und erneuerbar) zugelassen. Nur wenige LĂ€nder mit großen EE-Potenzialen, wie Spanien, Portugal, Ukraine, Chile oder Marokko, setzen von Anfang an ausschließlich auf grĂŒnen Wasserstoff (etwa um eigene Exportpotenziale zu entwickeln). Im Gegensatz dazu spielt in Japan und SĂŒdkorea fossiler Wasserstoff eine dominante Rolle, bedingt durch den Fokus auf Kostenreduktion (Japan) bzw. noch wenig ambitionierte Klimaschutzziele (SĂŒdkorea). Dies gilt selbst dann, wenn er wie im Beispiel Japans „grau“ importiert wird.

In LĂ€nderstrategien mit eigenen Erdgasvorkommen, wie in den Niederlanden, Großbritannien, Norwegen oder Russland, nimmt blauer Wasserstoff (Nutzung von CCS) einen prominenten Platz ein. Deutschland, die EU und Russland verfolgen grundsĂ€tzlich einen technologieoffenen Ansatz und lassen zunĂ€chst alle H2-Quellen zu, wobei der Elektrolyse mit einer installierten Leistung von 10 GW (Deutschland) bzw. 40 GW (EU) bereits vor 2030 eine große Bedeutung beigemessen wird [8] [15].

Abb. 2: Verfahren zur H2-Erzeugung in nationalen Strategien ausgewÀhlter LÀnder

Michalski-BĂŒnger-Abbildung2.jpg

Quelle: LBST

Langfristiger Fokus auf grĂŒnen Wasserstoff

Langfristig, in der zweiten Phase nach 2030, ist das Bild bezĂŒglich der anvisierten Wasserstoffbereitstellung eindeutig. In fast allen LĂ€ndern steht grĂŒner Wasserstoff im Fokus. Insbesondere die EU und Deutschland sowie die meisten anderen europĂ€ischen LĂ€nder legen sich ausschließlich auf Wasserstoff aus erneuerbaren Energien fest, um so die KlimaneutralitĂ€t bis 2050 erreichen zu können. Auf diese Weise wird der Versuch unternommen, die vielen Vorteile grĂŒnen Wasserstoffs zu nutzen und mehrere energiepolitische Ziele gleichzeitig zu erreichen: So kann grĂŒner Wasserstoff einerseits effektiv zum Klimaschutz in anders nur schwer zu dekarbonisierenden Bereichen wie z. B. dem Schwerlastverkehr oder der Stahlindustrie beitragen und andererseits die notwendige FlexibilitĂ€t des Energiesystems verbessern. Zudem kann er die AbhĂ€ngigkeit von fossilen EnergietrĂ€gern reduzieren, das Wirtschaftswachstum fördern und neue ArbeitsplĂ€tze schaffen [16].

Die Erzeugung blauen Wasserstoffs soll langfristig, mit wenigen Ausnahmen, schrittweise eingestellt werden, bzw. sie wird nur noch zur Nischentechnologie. TĂŒrkiser Wasserstoff aus Methanpyrolyse wird in den nationalen Strategien mittelfristig bis 2030 vor allem in Deutschland und der EU als BrĂŒckentechnologie betrachtet und darĂŒber hinaus langfristig nur in Russland als eine Option berĂŒcksichtigt [14].

Perspektiven der zukĂŒnftigen Wasserstoffversorgung

Neben dem Produktionsverfahren ist auch die Frage nach Importen bzw. Exporten von Wasserstoff von großer strategischer Bedeutung. Sie ist grundsĂ€tzlich eng mit den EE-Potenzialen in den jeweiligen LĂ€ndern verknĂŒpft. Energieintensive Wirtschaftsnationen mit begrenzten Potenzialen, wie Deutschland, Japan oder SĂŒdkorea, sind zunĂ€chst unweigerlich auf Wasserstoffimporte angewiesen, wĂ€hrend andere LĂ€nder mit großen Solar- und Windpotenzialen, wie Australien, Chile, Portugal, Spanien, Marokko oder Ukraine, ihre Chance im Wasserstoffexport sehen [14].

Dabei werden neue Energiepartnerschaften entstehen, die bereits heute in AnsĂ€tzen entwickelt werden. Dazu zĂ€hlen einerseits bilaterale Vereinbarungen zwischen einzelnen Staaten, wie z. B. die Kooperation zwischen Australien und Japan bei der Bereitstellung, VerflĂŒssigung und dem Transport von Wasserstoff [17] [18] oder die gemeinsame AbsichtserklĂ€rung Deutschlands und der Ukraine zum Aufbau einer Energiepartnerschaft mit Wasserstoff als einem der Schwerpunkte [19].

Andererseits wurden in den EU-Staaten umfangreiche Programme zur Förderung von innovativen H2-Projekten wie z. B. den sogenannten „Important Projects of Common European Interest“ (IPCEI) aufgelegt, die die Zusammenarbeit zwischen den einzelnen Mitgliedsstaaten explizit unterstĂŒtzen sollen [20]. Durch den technologieoffenen Ansatz muss jedoch noch geklĂ€rt werden, welche H2-Mengen und -TrĂ€ger (d. h. reiner Wasserstoff flĂŒssig oder gasförmig vs. H2-Derivate wie z. B. synthetisches Methan oder flĂŒssige Kraftstoffe vs. Ammoniak oder Methanol) ĂŒber welche MĂ€rkte und Handelsrouten in Zukunft ausgetauscht werden.

Ausreichende EE-Potenziale in Europa

Zur KlĂ€rung der noch offenen Punkte, insbesondere bezĂŒglich der Import-Export-Beziehungen, sollten aus europĂ€ischer Sicht eine Reihe von Aspekten berĂŒcksichtigt werden. Da die EU langfristig auf grĂŒnen Wasserstoff setzt, stellt sich dabei in erster Linie die Frage nach den entsprechenden EE-Potenzialen, die fĂŒr eine heimische Wasserstoffproduktion zur VerfĂŒgung stehen.

GemĂ€ĂŸ den Analysen in [21] wird das EE-Strompotenzial in der EU-27 und Großbritannien auf etwa 14.000 TWh/a geschĂ€tzt, wobei ein Großteil davon auf die fluktuierende Wind- (ca. 9.000 TWh/a bzw. 64 %) und Solarenergie (ca. 3.700 TWh/a bzw. 26 %) zurĂŒckzufĂŒhren ist. Dabei handelt es sich um eine konservative AbschĂ€tzung, da durch die Nutzung weiterer FlĂ€chen fĂŒr PV-Anlagen und der sogenannten Floating-Technologie bei Windkraftanlagen auf See noch deutlich höhere Potenziale zu erwarten sind.

Wird nun dazu der heutige Strombedarf von rund 3.000 TWh/a ins VerhĂ€ltnis gesetzt, so zeigt sich, dass fast 80 % der EE-Potenziale fĂŒr weitere Elektrifizierung, z. B. im Verkehr (Batteriefahrzeuge) oder im GebĂ€udesektor (WĂ€rmepumpen), sowie fĂŒr die H2-Erzeugung mittels Elektrolyse zur VerfĂŒgung stehen (s. Abb. 3). Unter der Maßgabe einer KlimaneutralitĂ€t bis 2045 belĂ€uft sich die in [21] prognostizierte Stromnachfrage fĂŒr die direkte Nutzung und Produktion von grĂŒnem Wasserstoff in Europa je nach Szenario auf ca. 5.300-6.900 TWh/a und macht damit weniger als die HĂ€lfte des gesamten EE-Potenzials aus. Hinzu kommen noch weitere H2-Erzeugungspotenziale in den benachbarten LĂ€ndern und Regionen, wie etwa in Norwegen, Nordafrika, aber auch in der Ukraine.

Die Analyse zeigt damit, dass das technische EE-Potenzial in Europa bei weitem ausreichend ist, um den europĂ€ischen Bedarf nach grĂŒnem Wasserstoff zu decken. Dies lĂ€sst den Schluss zu, dass fĂŒr die Beantwortung der Frage nach den kĂŒnftigen Import-Export-Beziehungen in Europa nicht das technische EE-Potenzial, sondern weitere technische, wirtschaftliche, soziale und strategische Aspekte, wie Kosten der gesamten Versorgungskette, Selbstversorgungsabsichten, lokale Wertschöpfung, Resilienz der Lieferketten, politische StabilitĂ€t, tradierte politische Beziehungen oder Akzeptanz der lokalen Bevölkerung, ausschlaggebend sind.

Dieser Zusammenhang gilt natĂŒrlich nicht zwangslĂ€ufig auch fĂŒr jeden EU-Mitgliedstaat, da sowohl die EE-Potenziale als auch der Energiebedarf ungleichmĂ€ĂŸig verteilt sind. LĂ€nder mit hohem Energieverbrauch, wie Deutschland oder die Niederlande, werden trotzdem auf Importe angewiesen sein, die aber innerhalb der EU aus LĂ€ndern mit hohen EE-Potenzialen, wie Spanien, Portugal oder Frankreich, bedient werden können.

Vorteile einer „Merit-Order“ fĂŒr die H2-Bereitstellung

In diesem Zusammenhang ist der kĂŒnftige H2-Produktionsmix ein wichtiger, aber noch nicht in allen Details verstandener Aspekt eines kĂŒnftigen Energiesystems, das auf Wasserstoff als einen der wesentlichen EnergietrĂ€ger baut. Anders als Erdgas liegt der Vorteil von Wasserstoff insbesondere darin, dass er auch dezentral mithilfe modularer Elektrolyseure ĂŒberall auf der Welt in kleinen Einheiten mit hoher Effizienz hergestellt werden kann. Überdies ist Wasserstoff als universeller EnergietrĂ€ger wegen seiner physikalischen Eigenschaften, Ă€hnlich wie Erdgas, gut transportier- und speicherbar. Dabei kann er an diversen Standorten je nach Stromquelle auch kostengĂŒnstig und effizient erzeugt werden. Diese beiden Faktoren – seine TransportfĂ€higkeit ĂŒber das Gasnetz und auch die dezentralen, kostengĂŒnstigen Erzeugungspotenziale – stellen die Reihenfolge, also die sogenannte „Merit-Order“ einer kĂŒnftigen H2-basierten Energieversorgung im Gegensatz zur heutigen Energieversorgung mit fossilen PrimĂ€renergietrĂ€gern geradezu auf den Kopf.

Um die verschiedenen Vorteile der jeweiligen Regionen nutzen zu können, kann sich die H2-Bereitstellung auf mehrere SĂ€ulen stĂŒtzen, wie in Abbildung 4 am Beispiel Mitteldeutschlands dargestellt. Die Wasserstoffproduktion vor Ort aus inlĂ€ndischem EE-Strom ist die erste SĂ€ule, die um Importe via Rohrleitung aus heimischen Regionen (z. B. On- und Offshore-Wind aus Mecklenburg-Vorpommern) ergĂ€nzt wird. Durch die geringen Transportdistanzen werden die Wasserstoff-Bereitstellungskosten begrenzt und gleichzeitig die lokale EE-Integration und damit die Robustheit des Systems gefördert sowie die lokale Bevölkerung und Wirtschaft an der Wertschöpfung beteiligt.

Der weitere Wasserstoffbedarf kann darĂŒber hinaus durch den Import aus anderen EU-LĂ€ndern wie etwa Italien, Spanien oder Schottland, aber auch osteuropĂ€ischen Nachbarn wie Polen und anderen europĂ€ischen LĂ€ndern wie Norwegen oder der Ukraine bedient werden. Damit kann das Problem der begrenzten EE-Potenziale in Deutschland zu vertretbaren Kosten gelöst werden und das europĂ€ische Energiesystem durch lĂ€nderĂŒbergreifende Infrastrukturen gestĂ€rkt werden.

Erst in einem weiteren Schritt sollte Wasserstoff aus an Europa angrenzenden Regionen (z. B. PV oder CSP aus Nordafrika) und in letzter PrioritÀt aus entfernteren Weltregionen beschafft werden. Durch solche Energiepartnerschaften kann ein globaler H2-Markt entstehen, der durch marktwirtschaftlichen Wettbewerb die Preise reduziert und StabilitÀt in zahlreichen Regionen der Welt sicherstellen kann.

Die Wirtschaftlichkeit ist dabei nur einer von vielen Aspekten, was insbesondere durch aktuelle Studienergebnisse weitgehend Ă€hnlicher EE-Stromproduktionskosten in den unterschiedlichen Weltregionen offensichtlich wird [6]. Damit dĂŒrften im Rahmen relevanter Wasserstoffnachfrage- bzw. -potenzialgrenzen langfristig die Strukturen einer kĂŒnftigen globalen Energieversorgung zunehmend dezentralen und regionsspezifischen Charakter entfalten. Das allerdings wird noch ein grundsĂ€tzliches Umdenken der Akteure in Politik und Industrie weltweit erfordern.

GrĂŒner Wasserstoff als lokale und globale Chance

Wasserstoff kann demnach als eines der zentralen Elemente des kĂŒnftigen und klimaneutralen Energiesystems in Deutschland und Europa betrachtet werden. Er hilft nicht nur bei der Integration der erneuerbaren Energien und sorgt so fĂŒr Versorgungssicherheit, sondern kann auch Wirtschaftswachstum generieren und neue ArbeitsplĂ€tze schaffen. Auch wenn schon heute eine etablierte Wasserstofferzeugung im großen Maßstab existiert, rĂŒckt erneuerbarer bzw. grĂŒner Wasserstoff in den Fokus der Diskussion.

Nur diese sogenannte Power-to-X-Technologie unter Nutzung der Elektrolyse verknĂŒpft alle Vorteile von Wasserstoff und kann damit nachhaltig zur Energiewende beitragen. Dabei wird derzeit in der Übergangsphase zur Aktivierung des Marktes bis 2030 in einigen LĂ€ndern noch auf andere Herstellungsverfahren wie Erdgas-Dampfreformierung mit CCS (blauer Wasserstoff) oder Methan-Pyrolyse (tĂŒrkiser Wasserstoff) gesetzt. Langfristig, bis 2050, steht jedoch in Deutschland und Europa eindeutig grĂŒner Wasserstoff im Vordergrund.

In diesem Zusammenhang zeigt sich, dass Europa insgesamt ĂŒber ausreichende EE-Potenziale fĂŒr eine autarke Strom- und Wasserstoffversorgung verfĂŒgt, so dass fĂŒr Import-Export-Beziehungen auch andere technische, wirtschaftliche, soziale und strategische Aspekte ausschlaggebend sind. HierfĂŒr kann eine „Merit-Order“ (Reihenfolge) der Wasserstoffbereitstellung sinnvolle LösungsansĂ€tze liefern, nach der der Wasserstoff zunĂ€chst lokal erzeugt und je nach Bedarf und Kosten aus immer entfernteren Regionen importiert wird. Auf diese Weise können die unterschiedlichen StĂ€rken und Chancen von Wasserstoff aus verschiedenen Regionen der Welt verknĂŒpft und genutzt werden.

Wir verstehen daher die aktuellen Ergebnisse einer Studie der International Renewable Energy Agency (IRENA) [23] als erstes internationales Zeichen in Richtung dieses Paradigmenwechsels. In einer zentralen Grafik werden die folgenden drei Aspekte aus Sicht eines kĂŒnftigen europĂ€ischen Wasserstoffmarktes veranschaulicht:

  • Dieser wird vornehmlich aus erneuerbaren Quellen innerhalb Europas gedeckt (4.771 PJ/a).
  • Der importierte Wasserstoff wird vor allen Dingen ĂŒber die kostengĂŒnstigste Variante des Pipelinetransports aus dem benachbarten Nordafrika herbeigeschafft (2.382 PJ/a).
  • WĂ€hrend nur geringe Mengen von Ammoniak in Europa hergestellt werden (136 PJ/a), wird ein nennenswerter Teil wiederum aus dem benachbarten Nordafrika via Schiff importiert (1.606 PJ/a), kleinere Mengen auch aus SĂŒdamerika und dem Nahen Osten.
  • Die Ammoniakvektoren dienen dabei nicht dem Transport von Wasserstoff (H2-Derivat) sondern vielmehr der spĂ€teren stofflichen Nutzung, vornehmlich als DĂŒngemittel.

Viele Aspekte hinsichtlich der optimalen Wasserstoffbereitstellung sind jedoch noch nicht endgĂŒltig geklĂ€rt und bedĂŒrfen weiterer Analysen und Maßnahmen. Dazu gehört unter anderem die Schaffung eines internationalen und offenen Marktes fĂŒr Wasserstoff, auf dem sich das optimale VerhĂ€ltnis aus eigener Produktion und Importen einstellen kann. Dieser Prozess muss begleitet werden, einerseits durch entsprechende regulatorische Maßnahmen wie CO2-Gesetzgebung oder Marktintegration von Power-to-X und andererseits durch Mechanismen zur Markttransparenz ĂŒber Herkunftsnachweise fĂŒr grĂŒnen Wasserstoff, wie sie in Europa z. B. bereits im Rahmen des CertifHy-Projektes entstehen [22].

Auch wenn der CO2-Gehalt grundsĂ€tzlich zur WĂ€hrung im kĂŒnftigen Energiesystem wird, so mĂŒssen sogenannte Lock-in-Effekte vermieden werden (z. B. Blockierung von Investitionen und ArbeitskrĂ€ften, die anderenfalls grĂŒne Technologien entwickeln wĂŒrden), die entstehen wĂŒrden, wenn in naher Zukunft in neue langlebige, aber bislang nicht nachhaltige Technologien (wie etwa CCS) investiert werden sollte. Die Zukunft liegt im grĂŒnen Wasserstoff auf Basis der erneuerbaren Energien, mit dem das 1,5-Grad-Ziel aus dem Pariser Abkommen nachhaltig, sozial vertrĂ€glich und kostengĂŒnstig erreicht werden kann.

Literatur: Quellenangaben können beim Hydrogeit Verlag oder den Autoren erfragt werden.

Autoren:
Dr. Jan Michalski
Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH, Ottobrunn
info@lbst.de

Dr. Ulrich BĂŒnger
Freier Berater Wasserstoff-Energietechnik, Dießen am Ammersee
Ulrich.Buenger@posteo.de

Quellenangabe:

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