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Wasserstoff – Das Erdöl der Zukunft?

Einleitung

Einigen Politikern und Politikerinnen und Gasunternehmen auf der ganzen Welt nach, ist Wasserstoff das große Versprechen und kann morgen im Alleingang die Klimakrise der Welt lösen. In Anbetracht der hohen staatlichen Investitionen sollten wir unsere batteriebetriebenen Fahrzeuge sofort aufgeben und auf den sprichwörtlichen (und buchstäblichen) Wasserstoffzug aufspringen. Die Wasserstoffzukunft ist jetzt, sie ist wohlhabend, sauber und grün.

Andere Stimmen hingegen bezeichnen Wasserstoff als den “Champagner der erneuerbaren Energien” – eine Energiequelle, die allein aufgrund der Gesetze der Physik immer auf Ineffizienz beschränkt sein wird. Wir können uns daher nicht auf den Wasserstoff verlassen, bis über 100 % unserer Energie aus erneuerbaren Quellen stammt, sonst würden wir unsere Kohlenstoffbudgets noch schneller aufbrauchen. Aufgrund dieser Ineffizienz ist Wasserstoff aktuell nicht wirtschaftlich und grüner Wasserstoff muss entweder fortdauernd stark subventioniert werden oder wird ein Rohstoff bleiben, dessen Preis für die meisten Investoren zu unbeständig ist. Der Hype, der derzeit um ihn gemacht wird, scheint daher nur eine Ablenkung von dringenderen Themen, wie dem beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien, zu sein.

Mit einem prognostizierten Investitionsvolumen von bis zu 470 Mrd. € in Europa bis zum Jahr 2050 (1) wächst das Geschäft mit dem Wasserstoff zweifellos und wird eine zentrale Rolle im zukünftigen Energiemix einnehmen. Der folgende Artikel versucht, einige Fragen rund um dieses Thema zu beantworten. Wie sauber ist Wasserstoff wirklich, woher wird er kommen und welche Auswirkungen hat er? Kann Wasserstoff dazu beitragen unsere Wirtschaft zu dekarbonisieren und wie viele Offshore-Windturbinen wären dazu nötig? Ist Wasserstoff ineffizient oder tatsächlich eine sinnvolle Möglichkeit, ansonsten verschwendete Energie zu speichern und Schwankungen in der Versorgung mit erneuerbaren Energien auszugleichen? Sollten wasserstoffbetriebene Autos den batteriebetriebenen vorgezogen werden?

Grau, Blau, Grün – Wasserstoff-Farbtheorie und Kohlenstoff-Budgets

Niels Bohr nutzte das Lichtemissionsspektrum von Wasserstoff, um sein Atommodell herzuleiten. Heutzutage verwenden wir den Farbcode, um auf die Nachhaltigkeit des Herstellungsprozesses des farblosen Wasserstoffgases (H2) hinzuweisen – H2 ist nicht gleich H2. Obwohl es das häufigste Element im Universum ist, kommt Wasserstoff auf der Erde nur selten in seiner elementaren Form vor, sondern in Verbindungen, die beispielsweise Sauerstoff und/oder Kohlenstoff enthalten. Daher kann H2, auch wenn es nahezu schadstofffrei verbrannt werden kann, je nach Quelle und Technologie dennoch sehr hohe Lebenszyklusemissionen von Treibhausgasen (THG) verursachen.

Im Jahr 2020 lag die weltweite Nachfrage nach reinem H2 bei 87 Mio. Tonnen (Mt) (3), eine Zahl, die sich seit 1975 verdreifacht hat und in dem Maße weiter steigen wird, wie sich die Nutzung von der Ölraffination und der Düngemittelproduktion auf andere Anwendungen verlagert. Allerdings wurden auch im Jahr 2020 noch rund 95 % des H2 aus fossilen Brennstoffen hergestellt, hauptsächlich sogenannter grauer H2. Grauer H2 wird durch Dampfreformierung von Methan (4) ohne Kohlenstoffabscheidung, -nutzung und -speicherung (CCUS) hergestellt, was zu CO2-Emissionen von rund 830 Mt führt – fast 10 Mt mehr als Deutschland (5) im selben Jahr.

Tabelle 1 Wasserstoff-Farbcodes in Bezug auf die Technologie und den Treibhausgas-Fußabdruck (frei übersetzt nach (2))

Wenn man CCUS zu diesem Prozess hinzufügt, wird H2 als “blau” bezeichnet und von vielen als “Brückenkraftstoff” auf dem Weg zur Bekämpfung des Klimawandels angepriesen. Bestehende Anlagen können umgerüstet werden und weiterhin H2 produzieren, und der Unterschied zwischen den Produktionskosten von grauem und blauem H2 wird sich mit fortschreitendem technologischem Fortschritt und steigenden CO2-Preisen verringern. Nach vielen Quellen zu urteilen, einschließlich der obigen Tabelle, scheint blauer H2 der sauberste Kraftstoff der nahen Zukunft zu sein. Eine kürzlich durchgeführte Studie zeigt jedoch, dass auf den ersten Blick zwar bis zu 76 % des CO2 bei der Herstellung von blauem H2 im Vergleich zu grauem H2 abgetrennt werden konnten, dass aber der zusätzliche Energie-/Methanverbrauch und die Methanleckagen während des Abtrennungsprozesses diese Zahl erheblich verringern. Da Methan ein viel potenteres Treibhausgas als CO2 ist, ergab selbst die Annahme einer sehr konservativen Leckage Rate von 1,54 % eine maximale Abscheidungsrate von 25 %. Da außerdem nur 70-75 % der potenziellen Wärme von natürlichem Methan aus dem Dampfraffinationsprozess zurückgewonnen werden können, sind ultimativ die Lebenszyklusemissionen von blauem H2 höher als die von natürlichem Methan (6).
Eine weitere Studie des International Council on Clean Transport (ICCT) kam zu dem Schluss, dass grüner H2, der durch mit erneuerbaren Energien betriebene Elektrolyse hergestellt wird, die “einzige tatsächlich kohlenstofffreie Wasserstoffoption ist, die in großem Maßstab realisiert werden könnte” (7).

Abbildung 1 Bandbreite der Treibhausgasintensität von acht Wasserstoffpfaden, gemessen an der 70%-Reduktionsschwelle (frei übersetzt nach (8)); gCO2e/MJ = Gramm CO2-Äquivalent pro Megajoule

Wie aus der obigen Abbildung ersichtlich wird, hat die H2-Produktion über abwasserbasierte Biomethanwege ebenfalls sehr geringe oder sogar negative Emissionen. Allerdings ist das hohe Risiko von Methanleckagen schwer zu berücksichtigen und wird die Vorteile wahrscheinlich wieder aufheben – ähnlich wie bei blauem H2. Bemerkenswert ist das ausgesprochen schlechte Ergebnis, das der für 2030 prognostizierte EU-Strommix erzielt. Wenn H2 eine Rolle bei der angestrebten Verringerung der Treibhausgasemissionen um mehr als 70 % spielen soll, muss er folglich grün sein.

Nachfrage, Angebot und Kosten von Wasserstoff

Derzeit werden in der Europäischen Union jährlich etwa 9,7 Mt H2 verbraucht, hauptsächlich für die Düngemittelproduktion und die Erdölraffination. Nach dem Wasserstoff-Fahrplan von 2019 wird dieser Bedarf bis 2030 auf 16,9 Mt ansteigen und bis 2050 könnten 24 % des gesamten Energiebedarfs der EU und des Vereinigten Königreichs auf H2 entfallen (9). Daher wurde im März 2020 die Europäische Allianz für sauberen Wasserstoff gegründet, die in eine Vielzahl von Projekten investieren und die Installation von 6 GW an erneuerbaren H2-Elektrolyseuren bis 2024 und 40 GW bis 2030 vorantreiben soll. Diese 40 GW könnten dann rund 10 Mt grünen H2 produzieren – knapp 60 % des prognostizierten Bedarfs (10). Wie aus Abbildung 3 hervorgeht, liegt die derzeitige Projektpipeline jedoch noch um 12 GW unter diesem Ziel.

Abbildung 2 Angekündigte Projekte zur Wasserstofferzeugung nach Ländern (frei übersetzt nach (11))

Sollten diese 40 GW Elektrolyseure dennoch realisiert werden und grünen H2 produzieren, würde dies bei einem erforderlichen Einsatz von 48 kWh/kg H2 rund 480 TWh oder 32 % der 2778 TWh Nettostrom aus erneuerbaren Energien, die 2019 in Europa insgesamt erzeugt wurden, kosten (12). Geht man davon aus, dass diese erforderlichen 480 TWh offshore durch modernste 15-MW-Windturbinen mit 4.500 Volllaststunden pro Jahr erzeugt werden, müssten in Europa innerhalb der nächsten neun Jahre immer noch über 7.000 dieser Anlagen installiert werden. In Anbetracht der Tatsache, dass es derzeit 5.402 netzgekoppelte offshore Turbinen in Europa gibt, sind dies ehrgeizige Ziele (13).

Woher sollen die übrigen 6,9 Mt H2 kommen? In Europa ist die Rede davon, H2 aus verschiedenen Ländern im Ausland zu importieren. Deutschland sieht zum Beispiel Marokko mit seinem immensen PV-Potenzial als vielversprechenden Partner an. Bis 2030, so die Sprecherin des Bundesministeriums für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung, könnte Marokko 2-4 % des weltweiten H2-Bedarfs decken (14). Kurzfristig soll ein deutsch-marokkanisches Pilotprojekt bis 2025 10 000 t grünen H2 produzieren. Um diese Zahl zu relativieren, bräuchte man 1.000 solcher Projekte, um 0,1 % des derzeitigen H2-Bedarfs zu produzieren. Weiterhin verfügt Marokko zwar über ein großes PV-Potenzial, doch deckt das Land derzeit noch 90 % seines Energiebedarfs aus importierten fossilen Brennstoffen. Nach den Energieplänen der marokkanischen Regierung sollen 50 % (oder 20 TWh) davon bis 2030 durch erneuerbare Energiequellen ersetzt werden (15), aber es bleibt unklar, wie sichergestellt werden soll, dass der exportierte H2 grün ist. Weitere Probleme ergeben sich aus der anhaltenden Wasserknappheit in vielen Ländern mit großem PV-Potenzial. Marokko beispielsweise plant, entsalztes Meerwasser als H2O-Quelle für die Elektrolyse zu nutzen, doch die H2-Produktion steht dann in direkter Konkurrenz zum marokkanischen Agrarsektor.

Ein weiterer Aspekt, der bei der Umstellung von grauem H2 berücksichtigt werden muss, sind die Kosten. Gegenwärtig ist blauer H2 noch teurer als grauer, aber wie bereits erwähnt, wird sich dieser Unterschied wahrscheinlich mit steigenden CO2-Preisen verringern. Insgesamt handelt es sich bei beiden um relativ vorhersehbare Investitionen, wobei die Schwankungen natürlich parallel zu den Gaspreisen verlaufen. Die Preise für grünen H2 sind höher und unbeständiger (siehe Abbildung 3), da sie die Verfügbarkeit und damit die Preise für erneuerbaren Strom widerspiegeln.

Abbildung 3 Wasserstoff-Index oder “Hydex”, kostenbasierter Index, der aus kurzfristigen Strom-, Gas- und CO2-Zertifikatspreisen berechnet wird – CAPEX exkludiert (frei übersetzt nach (16))

Ein häufig diskutierter Ansatz für die grüne H2-Produktion ist der Betrieb von Elektrolyseuren mit Ökostrom, der sonst verschwendet würde. Zum Beispiel wurden in Deutschland im Jahr 2020 6,15 TWh an erneuerbarem Strom nicht erzeugt, weil Windturbinen abgeschaltet wurden, um Netzengpässe zu vermeiden (17). Diese 6,15 TWh fallen jedoch zeitgleich und geografisch verteilt an und die hohen Kapitalkosten bedeuten, dass Elektrolyseure 3.000 bis 6.000 Stunden laufen müssen, um wirtschaftlich rentabel zu sein (18). Daher müsste die über die Netzkapazität hinaus erzeugte Energie aus vielen Windparks und PV-Anlagen gebündelt werden, um zentralisierte Elektrolyseure zu betreiben. Da der mangelhafte Netzausbau das grundlegende Problem ist, müsste dies zuerst gelöst werden.

Da blauer H2 weniger klimafreundlich ist als die direkte Verbrennung von Methan, ist es jetzt wichtig, dass die Regierungen den Ausbau der erneuerbaren Energien und der Stromnetze vorantreiben und die notwendigen Schritte unternehmen, um den Preis für grünes H2 zu stabilisieren und Anreize für Investoren zu schaffen. Die European Clean Hydrogen Alliance hat allerdings die Chance nicht genutzt, grünen H2 als Voraussetzung für die Vergabe von Fördermitteln vorzuschreiben und begrüßt ausdrücklich auch Anträge für “kohlenstoffarme” (also blaue) H2-Projekte (19).

Wasserstoffautos, Wirkungsgrade, und Anwendungsmöglichkeiten

H2-Autos und ihre Vorteile werden von vielen, nicht zuletzt von Politikern und Gasunternehmen, als Grund dafür angeführt, den Umstieg auf Elektroautos zu verschieben oder gar darauf zu verzichten. Innerhalb von fünf Minuten können 600 km getankt werden, mit einer Energiedichte von 33,3 kWh/kg hat das Auto weniger Eigengewicht zu transportieren und die Verbrennung von H2 belastet die Umwelt kaum. Der entscheidende Nachteil ist der Wirkungsgrad der Brennstoffzellen von der Quelle bis zum Rad. Während bei batteriebetriebenen Fahrzeugen etwa 77 % des Stroms ausgeschöpft werden können, sind es bei Brennstoffzellen derzeit nur 33 % (siehe Abbildung 4). Noch schlechter fällt diese Bilanz bei der sogenannten Power-to-liquid Methode aus, bei welcher H2 mit CO oder CO2 zu flüssigem Kraftstoff synthetisiert wird. Der Vorteil dieser Varianten besteht allerdings darin, dass aus der Luft gefiltertes CO2 zum Einsatz kommen kann und die Kraftstoffe somit zumindest theoretisch CO2 neutral verbrannt werden könnten.

Abbildung 4 Well-to-Wheel-Wirkungsgrade von vier Verkehrsmitteln (frei übersetzt nach (20))

Hinzu kommt, dass batteriebetriebene Autos mit einer Reichweite von etwa 500 km inzwischen für knapp über 40.000 € auf dem Markt sind, die Ladezeiten immer effizienter werden und sich die bei der Batterieproduktion anfallenden CO2-Emissionen (je nach Produktionsstandort) nach 11.000 – 30.000 km “amortisiert” haben (21). Natürlich muss beachtet werden, dass ein deutlich höherer Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien im Strommix nicht verhandelbar ist, wenn batteriebetriebene Fahrzeuge ein nachhaltiges Verkehrsmittel sein sollen. Aufgrund des geringen Wirkungsgrads wäre jedoch mehr als das Doppelte an erneuerbarer Energie erforderlich, um eine gleich große Flotte mit grünen H2-Brennstoffzellen, statt mit Batterien zu betreiben – ein Luxus, den wir uns noch nicht leisten können.

Welche Rolle kann H2 also mittel- bis langfristig in unseren Volkswirtschaften spielen? In einem ersten Schritt müssen alle Prozesse, bei denen derzeit grauer H2 verwendet wird, auf grünen H2 umgestellt werden (rote Felder in Abbildung 5). Da etwa 25 % der CO2-Emissionen der europäischen Industrie aus der Stahlproduktion stammen, wird das Know-how aus Projekten wie H2 Green Steel in Schweden mit einem geplanten Elektrolyseur, der 40-50 mal so groß ist wie die derzeit in Betrieb befindlichen, erheblich bei der Dekarbonisierung von Volkswirtschaften unterstützen (22). H2 könnte auch als Langzeitspeicher für Netznotfälle dienen, für die es keine anderen Optionen gibt und es kann eine gute Option für Inseln mit hohem Potenzial an erneuerbaren Energien, aber schlechter Netzanbindung sein.

Abbildung 5 Wasserstoff und seine wichtigsten konkurrierenden Technologien zur Verringerung der Kohlenstoffintensität von Prozessen und Sektoren (frei übersetzt nach (23))

H2 hat auch das Potenzial, als Synthese-Kraftstoff anstelle ressourcenbegrenzter Biomasse/Gas für den Langstreckentransport und die Schifffahrt sowie für die Methanolproduktion eingesetzt zu werden. Laut Michael Liebreich gibt es jedoch viele Anwendungsfälle, in denen Batterien grünem H2 den Rang ablaufen werden, da die Technologie immer billiger, umweltfreundlicher und leichter wird (siehe Abbildung 5).

Fazit

H2 automatisch als sauberen Kraftstoff zu betrachten, wäre ein Fehler auf dem Weg zur Nettoneutralität. Es ist erwiesen, dass die Treibhausgasemissionen von blauem H2 derzeit höher sind als die der direkten Verbrennung von Methan, so dass sich die Frage stellt, ob Gasunternehmen, die Geschäftsrückgang fürchten, den Regierungen mit blauem H2 nicht ein trojanisches Pferd unterjubeln. Wenn H2 unsere Energiesysteme nachhaltig unterstützen soll, muss es grün sein. Der Import großer Mengen von H2 aus dem Ausland wirft sowohl praktische als auch menschenrechtliche Probleme auf. Die Regierung sollte sich daher auf lokale, grüne H2-Projekte, den Ausbau der Netze und der erneuerbaren Energieerzeugung sowie die internationale Preisgestaltung für Treibhausgasemissionen mit einer standardisierten Analyse der Lebenszyklusemissionen konzentrieren. Grüner H2 wird eine wichtige Rolle spielen, aber die Vorstellung, dass kurz- bis mittelfristig ganze Volkswirtschaften mit H2 betrieben werden können, ist vielleicht doch eher ein Wunschtraum.

Von: Christine Inden

 

QUELLEN:

(1) Europäische Investitionsbank (2021). EIB unterzeichnet Beratungsvereinbarung mit Hydrogen Europe. Verfügbar unter: https://www.eib.org/de/press/all/2021-284-eib-signs-advisory-agreement-with-hydrogen-europe (abgerufen am: 02.11.2021).
(2) Global Energy Infrastructure (2021). Hydrogen – data telling a story’. Verfügbar unter: https://globalenergyinfrastructure.com/articles/2021/03-march/hydrogen-data-telling-a-story/ (abgerufen am 23.10.2021).
(3) IEA (2019). The Future of Hydrogen. Verfügbar unter: https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen (abgerufen am 24.10.2021).
(4) 4th Generation Energy (2020). Life Cycle Emissions of Hydrogen. Verfügbar unter: https://www.4thgeneration.energy/life-cycles-emissions-of-hydrogen. (abgerufen am 24.10.2021).
(5) Umweltbundesamt (2020). Nationale Treibhausgas-Inventare 1990 bis 2019 (Stand 12/2020) sowie Vorjahresschätzung (VJS) für das Jahr 2020 (PI 07/2021 vom 15.03.2021). Verfügbar unter: https://www.umweltbundesamt.de/daten/klima/treibhausgas-emissionen-in-deutschland#entwicklung-der-treibhausgase-kohlendioxid-methan-distickstoffoxid (abgerufen am 24.10.2021).
(6) Howarth, RW, Jacobson, MZ. (2021). How green is blue hydrogen? Energy Sci Eng. 2021; 9: 1676– 1687. Verfügbar unter:  https://doi.org/10.1002/ese3.956 (abgerufen am 24.10.2021).
(7) Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (FCH) (2019). Hydrogen Roadmap Europe – a Sustainable Pathway for the European Energy Transition. Verfügbar unter: https://doi:10.2843/249013 (abgerufen am 25.10.2021).
(8) ICCT, Eureka Alert(2021). Life-cycle greenhouse gas emissions of biomethane and hydrogen pathways in the European Union. Verfügbar unter: https://www.eurekalert.org/news-releases/931512 (abgerufen am 24.10.2021).
(9) Europäische Union (2019). Hydrogen Roadmap Europe. Verfügbar unter: https://www.fch.europa.eu/sites/default/files/Hydrogen%20Roadmap%20Europe_Report.pdf (abgerufen am 03.11.2021).
(10) Akat, S. (2021). Hydrogen in the German energy system (II): take-off and current developments. Verfügbar unter: https://blog.energybrainpool.com/en/hydrogen-in-the-german-energy-system-ii-take-off-and-current-developments (abgerufen am 28.10.2021).
(11) Borgen, S. T. (2021). Hydrogen deployment accelerates, but a lot remains to reach 40 GW EU target by 2030. Verfügbar unter: https://thema.no/news/hydrogen-deployment-accelerates-but-a-lot-remains-to-reach-40-gw-eu-target-by-2030/?lang=en (abgerufen am 28.10.2021).
(12) Eurostat (2021). Electricity production, consumption, and market overview. Verfügbar unter: https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=Electricity_production,_consumption_and_market_overview (abgerufen am 28.10.2021).
(13) Wind Europe (2021). Offshore wind in Europe – key trends and statistics 2020. Verfügbar unter: https://windeurope.org/intelligence-platform/product/offshore-wind-in-europe-key-trends-and-statistics-2020 (abgerufen am 28.10.2021).
(14) Deutschland.de. Grüner Wasserstoff aus Marokko. Verfügbar unter: https://www.deutschland.de/de/energiewende-gruener-wasserstoff-aus-marokkowasserstoffstrategie (abgerufen am 28.10.2021).
(15) Hannah Ritchie and Max Roser (2020). „Energy”. Published online at OurWorldInData.org. Verfügbar unter: https://ourworldindata.org/energy‘ (abgerufen am 28.10.2021).
(16) E-bridge Consulting (2021). Hydex price index. Verfügbar unter: https://www.e-bridge.com/#hydexmodal (abgerufen am 28.10.2021).
(17) Bundesnetzagentur (2021). Quartalszahlen Gesamtjahr 2020. Verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Mediathek/Berichte/2020/Quartalszahlen_Gesamtjahr_2020.pdf?__blob=publicationFile&v=3 (abgerufen am 2.11.2021).
(18) M. Ball, M. Weeda(2016). The hydrogen economy—Vision or reality? Verfügbar unter: https://doi.org/10.1016/B978-1-78242-364-5.00011-7 (abgerufen am 28.10.2021).
(19) Hydrogen Council (2021). Hydrogen investment pipeline grows to $500 billion in response to government commitments to deep decarbonisation. Verfügbar unter: https://hydrogencouncil.com/en/hydrogen-insights-updates-july2021 (abgerufen am 26.10.2021).
(20) Transport and Environment (2017). Cars: direct electrification most efficient by far. Verfügbar unter https://www.transportenvironment.org/ (abgerufen am 28.10.2021).
(21) Siemers, Dr. Ing. (2021). Ökobilanzen in der Elektromobilität, Clausthaler Umwelttechnik Forschungszentrum. Verfügbar unter: https://www.est.tu-clausthal.de/fileadmin/EST/documents/Veranstaltungen/Unternehmergespr%C3%A4ch_ENERGIE/20210617_%C3%96kobilanzElektromobilit%C3%A4t.pdf (abgerufen am 28.10.2021).
(22) Cleanthinking.de (2021). H2 Green Steel plant Produktion von klimaneutralem Stahl in Nordschweden. Verfügbar unter: https://www.linkedin.com/pulse/clean-hydrogen-ladder-v40-michael-liebreich/ (abgerufen am 30.10.2021)

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