Mit grünem Wasserstoff soll die Energiewende gelingen. Die Potenziale hierzulande bleiben begrenzt. Das liegt an mangelndem Grünstrom, hohen Kosten und zu wenigen Elektrolyseuren.
In Lingen sollen nach diesem Verfahren und mithilfe grünen Wasserstoffes nachhaltige Kraftstoffe entstehen.
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Grüner Wasserstoff soll zumindest in der Industrie als Grundstoff dienen und in einigen Bereichen der Mobilität für das Gelingen der Energiewende sorgen. "Wasserstoff kann mithilfe unterschiedlicher Verfahren erzeugt werden, wobei das größte Potenzial im Elektrolyseprozess gesehen wird, bei dem Wasser und elektrische Energie zu Wasserstoff verbunden werden", beschreiben die Springer-Autoren Mirko Kruse und Jan Wedemeier in ihrem Zeitschriftenbeitrag Potenzial grüner Wasserstoff: langer Weg der Entwicklung, kurze Zeit bis zur Umsetzung ab Seite 26 das grundlegende Verfahren.
Derzeit werden in Deutschland jährlich gut 60 TWh Wasserstoff produziert, 55 TWh davon mittels Dampfreformierung, bei der Methan, also Erdgas, in CO2 und H2 aufgespalten wird. Gebraucht wird dieser Wasserstoff vorrangig in der chemischen Industrie. Das Verfahren belastet die Umwelt durch den hohen CO2-Anteil extrem und soll deswegen mittels Elektrolyse, bei der Wasser mittels elektrischer Energie in O2 und H2 aufgespalten wird, ersetzt werden.
5 GW Elektrolyseurleistung bis 2030
Es gibt jedoch kaum Elektrolyseure. Bis 2030 soll deren Kapazität auf 5 GW ausgehend vom derzeitigen Stand verfünffacht werden, bis 2050 dann auf 50 bis 80 GW, so eine Studie der DLR. Wenn man eine Kapazität von 80 GW annimmt und eine Jahresarbeitszeit von 5.000 Stunden je Elektrolyseur zugrunde legt (die jedoch schon sehr hoch ist), käme man bei einem 70-prozentigen Wirkungsgrad auf 280 TWh. Damit könnten neben der chemischen Industrie auf die Bedarfe in der Mobilität, hier vor allem im Flug- und Schiffsverkehr und in einigen Teilen der schweren Logistik, die auf hohe Energiedichten angewiesen sind, abdecken. Für den Wärmemarkt, der aktuell etwa 750 TWh jährlich verbraucht, stünde jedoch nichts zur Verfügung. Er würde selbst bei allen Effizienzzielen im Jahr 2050 immer noch 400 TWh benötigen.
Doch das ist Zukunftsmusik. Wesentlich näher sind die Ziele für 2030. Mit den genannten Ausbauzielen bei der Elektrolyse und den bekannten Wirkungsgraden könnte man dann 17,5 TWh erzeugen, die eine Nachfrage von maximal 20 TWh befriedigen könnten. Angesichts des derzeitigen Potenzials von etwa 135 GW installierter Leistung und einer erneuerbar erzeugten Strommenge von 250 TWh im Jahr 2020 scheint dies auch möglich.
Demgegenüber stehen die Kosten. Die Energieagentur dena schätzt bis 2030 die jährlichen Kosten auf eine Milliarde Euro. Ein Teil wird davon durch die Nationale Wasserstoffstrategie abgedeckt. Das soll zum einen die Elektrolyseure auf industrielles Produktionsniveau hieven, zum anderen da, wo es nötig ist, eine Infrastruktur für den Transport von Wasserstoff aufbauen.
Raffinerien als Elektrolyse-Standorte
Am weitesten sind die Pläne in deutschen Raffinerien gediehen. Deren grüner Wasserstoffbedarf, vor allem auch als Grundstoff, wird für 2030 auf 2 GW geschätzt. Derzeit laufen in Deutschland drei Projekte. Eines davon, von BP und Ørsted in Lingen im Emsland initiiert, dient der Errichtung eines Elektrolyseurs mit einer Leistung von 50 MW. Der soll ab 2024 grünen Wasserstoff produzieren. Später könnte die Anlage auf 500 MW hochskaliert werden. Shell nahm 2021 an seinem Raffineriestandort Wesseling bei Köln eine 10-MW-Anlage in Betrieb, die jährlich bis zu 1.300 Tonnen grünen Wasserstoff produzieren kann. Ab 2022 soll eine 100-MW-Elektrolyse-Anlage folgen. In der Raffinerie Heide soll ab 2023 ein 30 MW leistender Elektrolyseur in Betrieb gehen. Keines dieser Projekte arbeitet jedoch im industriellen Maßstab.
Ohne staatliche Förderung durch die nationale Wasserstoffstrategie und verschiedene andere öffentliche Geldmittel wären diese Projekte jedoch nicht zu realisieren. Denn das Verfahren ist teuer und wird dies auch bleiben. "Die Kostenstruktur für die Erzeugung von grünem H2 ist aufgrund der hohen Kapitalintensität durch hohe Fixkosten geprägt", benennen die Springer-Gabler-Autoren Robert Staiger und Adrian Tanțǎu in ihrem Buchkapitel Analyse archetypischer Geschäftsmodelle für grünen Wasserstoff auf Seite 120 einen der Gründe. Doch das ist nicht der einzige. Neben den hohen Fixkosten würde das Verfahren in Deutschland auch unter hohen Betriebskosten wegen des Strompreises leiden, der zu den höchsten in der Welt gehört.