Warum werden Wasserstoffnetze gebaut? Werden die Konsumenten die Wasserstoffinfrastruktur bezahlen? Steigen die Gaspreise? Sollte die Endlichkeit von Öl- und Gasfeldern unumstritten sein, so gibt es keine alternative zur Wasserstoffwirtschaft. So glauben mindestens die Regierungen dieser Welt.
Deswegen gibt es Wasserstoffnetze und dessen Ausbau ist in Arbeit. Während die Gaskonsumenten ihre Verbraucher schritt für Schritt auf höhere Wasserstoffanteile im Gasnetz umbauen, bauen die Netzbetreiben große Elektrolyseanlagen.
Der Gaskonsument mag die Investitionskosten für privaten Wasserstoff für zu hoch halten. Er wird die Wasserstofftransformation trotzdem bezahlen. Denn die großen Elektrolyseanlagen wollen bezahlt werden und das geschieht über die steigenden Strom- und Gaspreise.
Wasserstoffnetze – die zweite Säule des Gesamtenergiesystem der Zukunft
Es folgt ein Ausschnitt aus dem
Buch_Gesamtenergiesystem der Zukunft (GES) Sektorenkopplung durch Strom und Wasserstoff von Przemyslaw Komarnicki , Michael Kranhold , Zbigniew A. Styczynski aus dem Jahre 2023.
Alles was sie 2024 über Wasserstoffnetze wissen sollten.
Der Verzicht auf fossile Brennstoffe bei der Stromerzeugung ist denkbar, teilweise erprobt und bereits weit fortgeschritten (regional werden bereits heute mehr als 60 % der elektrischen Energie pro Jahr regenerativ erzeugt). Für die notwendige erhöhte Flexibilität des elektrischen Energiesystems bei hoher EEEinspeisung (bis zu 100 %) werden zunehmend Gaskraftwerke als Regel- und Reservekraftwerke (ab 2030 nach Kohleausstieg) ausschließlich eingesetzt, da nur diese Erzeugungstechnologie schnelle Leistungsänderungen (im Sekundenbereich) ermöglicht, die die Volatilität der EE ausgleichen können. Bereits heute sind in Deutschland rund 31,3 GW Gasturbinenleistung installiert. Zusätzlich befinden sich Gaskraftwerke mit einer Leistung von 3,9 GW im Bau. Die Eignung bestehender und im Bau befindlicher Gaskraftwerke für den H2-Betrieb wird jedoch noch geprüft, wie aus der Antwort der Bundesregierung für das Jahr 2022 hervorgeht [23]. Aus den allgemeinen Abschätzungen und Planungen ergibt sich, dass das Stromsystem in Deutschland im Jahr 2030 und danach insgesamt etwa 45–60 GW an installierter Leistung in Gas- und H2-Turbinen benötigt. Dies zeigt die Größenordnung der zukünftigen Herausforderungen. Derzeit sind einige Hersteller wie z. B. Siemens, GE, Mitsubishi und Kawasaki in der Lage, Gaskraftwerke mit einem Gas-H2-Gemisch von 0 bis 100 % H2 zu betreiben. Im Arbeitsbereich zwischen 70 und 100 % Wasserstoff sind die Parameter für einen stabilen Betrieb noch in der Erprobung. Nicht nur, dass die Turbinen in diesem Bereich an Leistung verlieren, auch die Flammenstabilisierung stellt eine Herausforderung dar. Offensichtlich verbrennt der Wasserstoff zu schnell und die Flamme neigt zum Erlöschen. Es gibt noch keine endgültigen, industriell erprobten Lösungen, aber die Probleme sind bekannt, da seit etwa 10 Jahren daran geforscht wird. Insgesamt sind die Herausforderungen in diesem Bereich erkannt worden, und es besteht die begründete Hoffnung, dass die erforderlichen Lösungen bis 2030 für die Industrie verfügbar sein werden.
In anderen Sektoren ist der Übergang zu einer kohlenstoffarmen Wirtschaft unterschiedlich weit fortgeschritten [24, 25]:
Wasserstoff Im Verkehrssektor
- Wasserstoff Im Verkehrssektor zeigen die untersuchten Szenarien, dass der Großteil des Straßenverkehrs durch batteriebetriebene Fahrzeuge abgedeckt werden kann. Die sekundäre Energiequelle ist somit elektrische Energie, die hauptsächlich in EE-Anlagen erzeugt wird. Ein weiterer Teil des Straßenverkehrs, insbesondere der Güterfernverkehr, kann auch mit wasserstoffbetriebenen Fahrzeugen abgewickelt werden. Hier liegen noch keine abschließenden Szenarien vor. Für die Schifffahrt und die Luftfahrt wird sich voraussichtlich grüner Wasserstoff bzw. aus grünem Wasserstoff hergestelltes synthetisches Methanol (CH3OH) durchsetzen. Entsprechende Pilotprojekte sind hier bereits weit fortgeschritten.
Wasserstoff Im Wärmesektor
- Wasserstoff Im Wärmesektor wird die Substitution von Erdgas und anderen fossilen Brennstoffen (Kohle) unterschiedlich verlaufen. Das derzeit im Parlament diskutierte Wärmegesetz sieht vor, dass Wärmepumpen und Fernwärmenetze die Erdgasheizung in den Haushalten ersetzen. Da die Wärmepumpen mit
Ökostrom betrieben werden und die Fernwärme ebenfalls auf Wärmepumpen basiert, ergänzt durch Wärmespeichersysteme, die mit überschüssigem Ökostrom betrieben werden, ist dieses Szenario durchaus realistisch. Im Vergleich zur Gebäudeenergieversorgung mit synthetischem Methan und Wasserstoff benötigt diese Lösung 4- bis 5-mal weniger Erneuerbare Energien. Deutschland hat hier einen großen Nachholbedarf, da in anderen Ländern die innovativen Anwendungen bereits zu mehr als 50 % verfügbar sind (z. B. in Dänemark oder den baltischen Staaten). Hier kann von einem hohen Reifegrad der Technologie gesprochen werden, die nur noch flächendeckend eingesetzt werden muss.
Wasserstoff im Industriesektor
- Wasserstoff Im Industriesektor ist das Bild differenzierter. Je nach Branche werden derzeit unterschiedliche Brennstoffe (Öl, Koks, Kohle etc.) als Energieträger für industrielle Prozesse eingesetzt. In den meisten Fällen können diese Prozesse theoretisch mit Wasserstoff anstelle der herkömmlichen Brennstoffe betrieben werden, was jedoch noch nicht in allen Fällen im industriellen Maßstab erprobt wurde. Die Stahlerzeugung kann hier als positives Beispiel dienen. Die Stahlindustrie (z. B. Thyssen-Krupp [26]) hat eine entsprechende Technologie mit Wasserstoff erprobt und ist bereit, die gesamte Stahlproduktion in kürzester Zeit umzustellen. Neben Wasserstoff soll die Industrie in Zukunft auch synthetisches Methanol (CH3OH) und Ammoniak NH3 als grüne Wasserstoffprodukte einsetzen.
- Grundsätzlich sind für eine solche Umstellung einige Änderungen/ Anpassungen an den Prozessanlagen erforderlich, die natürlich bei laufender Produktion nur bedingt möglich sind. Daher ist eine komplexe Planung notwendig, die nicht nur die Optimierung der Anlagen, sondern auch die Verfügbarkeit entsprechender Mengen grünen Wasserstoffs bzw. seiner Produkte (z. B. synthetisches Methan) berücksichtigen sollte bzw. muss. Die Umstellung wird mit erheblichen Kosten verbunden sein.
Auf der Grundlage der oben genannten Feststellungen ist es möglich, den Wasserstoffbedarf für die nächsten Jahre bis 2045 abzuschätzen. Eine der Wasserstoffbedarfsprognosen wurde vom Wissenschaftlichen Dienst des Deutschen Bundestages im Auftrag der Bundesregierung für das Jahr 2022 erstellt [27]. Nach Auswertung zahlreicher Studien, die u. a. von der Nationalen Organisation Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie (NOW), dem Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI), der Wirtschaftsprüfungsgesellschaft PwC, dem Fraunhofer-Institut für Solarenergie (ISE) oder der Deutschen Energie-Agentur (DENA) durchgeführt wurden, kommt das Gremium zu dem Schluss, dass der Bedarf an Wasserstoff und seinen Derivaten bis 2030 zunächst moderat und dann bis 2050 (2045) stark ansteigen wird. Der jährliche Bedarf liegt dabei in einer relativ breiten Spanne zwischen 400 bis ca. 800 TWh pro Jahr. Für Europa wird in der gleichen Studie ein Wasserstoffbedarf von 1710 TWh prognostiziert[1]. Die große Spanne ist im Wesentlichen abhängig von dem angenommenen Konzept der zukünftigen Kraftstoffstruktur, aus der H2 in synthetischen Kohlenstoffen gebunden oder als reiner Wasserstoff genutzt wird.
Der FNB Gas e. V. schätzt [28], dass der Wasserstoffbedarf in Deutschland von 71 TWh im Jahr 2030 auf 504 TWh im Jahr 2050 ansteigen wird. Der größte H2-Bedarf wird für die Sektoren Verkehr (Luftfahrt und Schifffahrt), Industrie (Chemiestandorte und Stahlproduktion) und Wärme prognostiziert. Etwa 75 % dieser Energie wird voraussichtlich aus Importen stammen. Für die heimische H2-Produktion wird im Jahr 2050 eine installierte Kapazität von 63 GW an Elektrolyseanlagen benötigt (bei geschätzten 2000 Volllaststunden).
Wasserstoff wird je nach Herkunft der zu Synthetisierung eingesetzten Energie mit unterschiedlichen Farben gekennzeichnet – siehe Tab. 2.5. Im Jahr 2045 (2050) soll ausschließlich grüner Wasserstoff verwendet werden, aber in der Übergangszeit wird auch blauer, türkisfarbener und grauer Wasserstoff benötigt, um den Übergang von fossilen Energieträgern zu begleiten. In Tab. 2.5 ist die Bedeutung der verschiedenen Wasserstofffarben kurz erläutert.
Die wichtigsten Verfahren zur Wasserstofferzeugung sind in Abb. 2.13 grafisch dargestellt. Die dominierende Rolle im zukünftigen Gesamtenergiesystem wird die Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse einnehmen, weshalb entsprechende Kapazitäten (für Deutschland auf 64 GW [30] geschätzt) auch in Deutschland installiert werden müssen.
Ob am Ende die Nutzung von reinem Wasserstoff in Prozessen oder die Nutzung von synthetischem Methan oder anderen Power-to-X-Produkten steht, ist heute noch nicht abschließend geklärt. Grundsätzlich kann jedoch die Struktur der Wasserstoffbereitstellung sowie in Abb. 2.14 dargestellt werden.
In solchen Systemen, wie in Abb. 2.14 dargestellt, ist auch die Nutzung von CO2 aus der CCS-Sequestrierung zur Herstellung von synthetischem Methan sinnvoll. Diese und andere Wege zur optimalen Lösung sind noch in der
Diskussion.
Wirtschaftlichkeit grüner Wasserstoffnetye
Um grünen Wasserstoff in großen Mengen wirtschaftlich herstellen zu können, ist ein hohes EE-Angebot aus Wind- und Solaranlagen erforderlich (Wirtschaftlichkeit grüner Wasserstoff). Während in Süddeutschland eine jährliche Sonneneinstrahlung von ca. 1200 kW/m2 zu erwarten ist, beträgt diese in Spanien ca. 2000 kW/m2 p. a. und in Afrika (Sahara) bis zu 2500 kW/m2 p. a., also doppelt so viel wie in Süddeutschland. In der Sahara gibt es zudem ca. 320 Sonnentage im Jahr (Angaben IEA), was die Versorgung mit Solarstrom sehr stabil macht. Auch für Windkraftanlagen bietet Afrika hervorragende Standorte. Viele Studien zielen daher darauf ab, Wasserstoff in dieser Region zu erzeugen und per Pipeline oder Schiff nach Europa zu transportieren. Für das Jahr 2050 wird erwartet, dass etwa ¾ des benötigten Wasserstoffs durch Exporte gedeckt werden.
Grundsätzlich setzt die Bundesregierung auf eine strategische Partnerschaft mit West- und Südafrika, wo genügend Flächen und Potenziale für Solar- und Windenergie vorhanden sind, um nicht nur den Energiebedarf vor Ort zu decken, sondern auch Energie in Form von grünem Wasserstoff zu exportieren. Afrika ist aufgrund seiner Sonneneinstrahlung für die Produktion von grünem Wasserstoff besonders geeignet.
Allein in Westafrika könnten maximal bis zu 165.000 TWh Grüner Wasserstoff pro Jahr produziert werden. Zum Vergleich: Das entspricht etwa dem 100-fachen der Menge an Grünem Wasserstoff, die Deutschland im Jahr 2050 voraussichtlich
Abb.2.13 Potenzielle Herstellungsverfahren von Wasserstoff (vergl. auch Tab. 2.4). (Icons © Adobe Stock)
Abb.2.14 Wasserstoffbereitstellung in einer Power-to-Gas-Anlage. Exemplarische Darstellung [6]. (Icones © Adobe Stock)
importieren muss. Solarenergie lässt sich am günstigsten in den nördlichen Regionen Westafrikas erzeugen, Windenergie in den südlichen. Aufgrund der niedrigen Stromgestehungskosten für Solarenergie von unter 2 Cent pro kWh in Nordafrika sind die Kosten für die Herstellung von grünem Wasserstoff dort besonders günstig. Zum Vergleich: Die Stromgestehungskosten aus erneuerbaren Energien liegen in Nordafrika, aber auch in Chile und Mexico, etwa 30 % unter denen in Deutschland [25,31].
Internationale Wasserstoffnetze
Abb.2.15 DESERTEC: gekoppeltes Energiesystem Europa-Afrika. Eine Vision © Desertec [32]
Eine seit vielen Jahren verfolgte Idee ist das Desertec-Projekt mit Wasserstoffnetzen. Es sieht nicht nur eine Wasserstoffproduktion in Afrika vor, sondern auch eine direkte Anbindung des afrikanischen Energiesystems (Strom und H2-Netz) an die europäische Energieversorgung. Diese Idee ist in Abb. 2.15 dargestellt.
Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit der vorgeschlagenen Lösungen im Bereich der Wasserstoffwirtschaft sind die technische Machbarkeit und die Kosten. Technisch sind bereits viele Hürden überwunden, aber die Kosten sind derzeit noch zu hoch. Es ist jedoch zu hoffen, dass mit dem breiten Einsatz neuer, innovativer Systeme die Kosten eine vergleichbare, steile Lernkurve [33] durchlaufen werden wie bei anderen, früheren Technologien, z. B. Wind- und Solaranlagen oder Lithium-Ionen-Batterien, wo die Kosten innerhalb von 10 Jahren um ein Vielfaches gesunken sind.
Die magische Zahl für die Wasserstoffkosten liegt bei 2 e/kg H2 [25,34]. Heute liegen die Kosten für die Erzeugung von Wasserstoff aus Solaranlagen bei 6 e/kg und aus Windkraft bei 4 e/kg. Regional kann grüner Wasserstoff bereits für 2,50 e/kg hergestellt werden.
Blauer Wasserstoff herzustellen kostet 2,20 e/kg aus Erdgas und 1,62 e/ kg aus Kohle. In Deutschland soll grüner Wasserstoff in Zukunft (2030) etwa 2–2,50 e/kg kosten. Für 2050 sind in einigen Szenarien deutlich geringere Kosten für grünen Wasserstoff von bis zu 1,26 e/kg erwartbar [33]. Da in den kommenden Jahren weitere Kostensenkungen und ein Ausbau der Elektrolyse erwartet werden, ist eine endogene Kostenmodellierung der Elektrolyse wichtig, um die Gesamtkosten verschiedener Szenarien zu vergleichen und den richtigen Zeitpunkt für Investitionen zu bestimmen.
Heute werden weltweit etwa 3.140 TWh Wasserstoff jährlich produziert, hauptsächlich als grauer Wasserstoff. ↑
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