Wirestock – stock.adobe.com
Eine Studie im Auftrag des DVGW kommt zu dem Ergebnis, dass ab 2030 der Wasserstoffbedarf mehr als gedeckt werden könne. Aber überwiegend aus Importen.
Champagner wird aus Trauben hergestellt, die nach streng festgelegten Regeln im französischen Weinbaugebiet Champagne (frz. la Champagne) gelesen werden. So ist er rar und vergleichsweise teuer. In vielen Teilen der Welt gilt er als das festlichste aller Getränke, also nur für besondere Anlässe.
Rar und nur für besondere Anlässe. Damit wurmt das vielfach bemühte Zitat der Ökonomin Prof. Dr. Claudia Kemfert, beispielsweise in einem Interview mit der RNZ im Juni 2020, die Wasserstoff und Wasserstoffderivate als einfachen Ersatz für fossiles Erdgas propagierende Gaswirtschaft: „Wer also davon träumt, mit Wasserstoff seinen SUV zu betanken oder sein Haus zu heizen, der muss sich auf happige Preise einstellen. Wasserstoff ist nicht das neue Öl, sondern der Champagner unter den Energieträgern. Er dürfte vernünftigerweise nur da eingesetzt werden, wo es keine direkte Ökostrom-Alternative gibt, beispielsweise im Schiffs-, Schwerlast- oder Flugverkehr.“
Die Gaswirtschaft pflegt ein anderes Bild, das nachvollziehbar vom Erhalt ihres Geschäftsmodells und der Refinanzierung der hohen Investitionen in die Gasinfrastruktur geprägt ist. Stark vereinfacht: Klimaneutraler Wasserstoff wird schon bald in ausreichenden Mengen und wirtschaftlicher als Stromanwendungen zur Verfügung stehen. Bis dahin soll Erdgas (und ggf. auch Biogas) eine politisch getragene Brücke sein, die heutigen Erdgaskunden sollen bei der Stange gehalten und nach Möglichkeit im Gebäudebereich auch noch die bisherigen Heizölkunden eingesammelt werden.
Wasserstoff wird günstig werden – irgendwann
Die Grundidee ist sogar realistisch: Irgendwann werden aufgrund der fortschreitenden dezentralen Stromerzeugung mit Windkraft- und Photovoltaik-Anlagen über so lange Zeiträume große Mengen an Überschussstrom so günstig zur Verfügung stellen, dass mit ihnen nach dem Durchschreiten vieler Lernkurven Wasserstoff ähnlich günstig wie in eigens dafür errichteten Großanlagen an wind- und/oder sonnenreichen Standorten erzeugt werden kann.
Allerdings setzt dies voraus, dass es eine starke Elektrifizierung gibt. Andererseits sollen insbesondere Wärmekunden nicht elektrifizieren – obwohl erst der Lastgang im Gebäudebereich dazu führt, dass ein auf erneuerbaren Energien aufbauendes Stromsystem über lange Zeiträume große Mengen an Überschussstrom zur Verfügung stellen kann.
Die große Frage beim klimaneutralen und insbesondere beim ausschließlich langfristig zukunftsfähigen grünen Wasserstoff ist immer, welche kostenseitigen Zielmarken und Produktions- und Nachfragemengen zu welchen Zeitpunkten sicher und nachhaltig zu erreichen sind, sonst werden die dafür notwendigen Akteure in Politik und Wirtschaft kaum handeln, sprich die dafür notwendigen Investitionen tätigen bzw. Fördermittel und Subventionen zur Verfügung stellen.
Das Problem: Die zur Verfügung stehende Zeit ist sehr knapp, es stehen nur noch wenige Jahre zur Dekarbonisierung im Einklang mit dem Pariser Übereinkommen zur Verfügung. Nimmt man beispielsweise in Deutschland den Gebäudesektor, sind hier in den nächsten Jahren gewaltige Fortschritte bei der Treibhausgasminderung notwendig. Mit fossilem Erdgas als Hauptenergieträger kann das auch mit einer Brückenfunktion nicht funktionieren. Wird aber umfangreich elektrifiziert oder energetisch saniert, werden die Kosten zum Betrieb und zur Umrüstung der Gasnetze auf immer geringere Gasmengen umgelegt werden müssen. Treibt man diese Überlegung weit, wird irgendwann selbst kostenloser Wasserstoff nicht mehr wirtschaftlich an wenige verbliebene Kunden zu verteilen sein…
Die Gaswirtschaft sieht einen Ausweg: Bis grüner Wasserstoff günstig und in ausreichenden Mengen zur Verfügung steht, sollen Biogas sowie blauer und türkisfarbener Wasserstoff einspringen (Grüner, blauer, türkiser Wasserstoff…: Die H2-Farbpalette).
DVGW-Studie zur Verfügbarkeit klimaneutraler Gase
Mit der am 2. März 2022 veröffentlichten Studie „Verfügbarkeit und Kostenvergleich von Wasserstoff – Merit Order für klimafreundliche Gase in 2030 und 2045. Ein nachhaltiger Wärmesektor – Teil 1“ will der DVGW nun zeigen, dass für den Gebäudesektor neben der Sichtweise „starker Fokus auf Direktelektrifizierung und Sanierungen“ bei der Alternative „ausbalanciertere ‚gemischte Strategie‘, bei der auch erneuerbare Gase eine Rolle spielen“ der Einwand, dass solche Gase nicht in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen können, nicht gerechtfertigt ist.
Die Studie im Auftrag des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs (DVGW) wurde von Frontier Economics erstellt.
So fasst der DVGW die Studie zusammen:
„Entgegen vieler Annahmen muss Wasserstoff jedoch keine Mangelware bleiben. Bereits ab dem Jahr 2030 kann der Bedarf mehr als gedeckt werden. Voraussetzung ist jedoch, dass die politischen Rahmenbedingungen entsprechend geschaffen werden. […] Die Untersuchung hat in verschiedenen Szenarien die mittel- und langfristige Verfügbarkeit klimaneutraler Gase ermittelt.
Demnach stehen im Jahr 2030 rund 290 TWh CO2-armer bis klimaneutraler Wasserstoff zur Verfügung. Etwa 60 % davon wären grüner Wasserstoff aus heimischer Elektrolyse und anderen europäischen Ländern. Diese Menge übertrifft um ein Vielfaches alle gängigen Nachfrageprognosen. So geht der Nationale Wasserstoffrat für diesen Zeitraum von einem Bedarf von bis zu 110 TWh/a aus. Bis 2045 könnten Industrie, Fahrzeuge sowie Gebäude dann mit einer Energiemenge von 850 TWh/a versorgt werden. Durch den [weiteren] Import von grünem Wasserstoff beispielsweise aus Ländern Nordafrikas wäre auf lange Sicht sogar ein Angebot von etwa 2000 TWh denkbar. Dies entspricht mindestens dem Doppelten der Energie, die im klimaneutralen Deutschland der Zukunft benötigt wird.“
Guntar Feldmann – stock.adobe.com
Und so feiert Prof. Dr. Gerald Linke, Vorstandsvorsitzender des DVGW: „Das Argument, Wasserstoff sei der Champagner der Energiewende, ist somit widerlegt. Mit politischem Willen und den notwendigen Weichenstellungen können über die deutschen Verteilnetze ausreichende Mengen für alle Sektoren zur Verfügung stehen – für die Industrie und auch für die über 20 Mio. Haushalte, die heute mit Gas heizen. Es sollten also alle Sektoren für die Anwendung von Wasserstoff berücksichtigt werden.“
Der DVGW sieht mit der Studie auch entkräftet, dass klimafreundliche Gase für den Gebäudesektor zu teuer seien: Die Herstellungskosten von grünem Wasserstoff könnten von aktuell 25 bis 30 Ct/kWh auf im Durchschnitt 5 bis 7 Ct/kWh im Jahr 2045 sinken.
Anmerkung: Reine Herstellkosten von 5 bis 7 Ct/kWh bedeuten zuzüglich Steuern, Abgaben, Vertriebs- und Netzkosten Endverbraucherpreise, die zuletzt die Bundesregierung zum Schnüren eines Entlastungspakets aktiviert haben, wobei dieses insbesondere bei einkommensschwachen Haushalten die Preissteigerungen nur teilweise kompensiert.
Eine aktuelle Studie von Aurora Energy Research erwartet sogar, das grüner Wasserstoff schon im Jahr 2030 in einigen Ländern Europas für rund 3 Euro/kg (9 Ct/kWhHi) produziert und damit Kostenparität zu blauem Wasserstoff erreichen kann. Aurora Energy Research hat auch modelliert, was zum Erreichen von Wasserstoffproduktionskosten von 2 Euro/kg (6 Ct/kWhHi) nötig wäre: Bei einer Elektrolyseur-Auslastung von 50 % bräuchte es dafür durchschnittliche Stromkosten von 10 Euro/MWh (1 Ct/kWh) – die Annahme so niedriger Stromkosten sei jedoch in den kommenden Jahren unrealistisch.
Ergebnisse und Annahmen der Studie
Die DVGW-Studie enthält in der Zusammenfassung vier Handlungsempfehlungen für die politische Weichenstellung:
● Offenheit und Neutralität gegenüber diversen Quellen von klimafreundlichen Gasen und anderen Energieträgern basierend auf klaren, fairen Grenzwerten für Nachhaltigkeit. Dadurch soll neben grünem Wasserstoff grundsätzlich auch blauer und türkisfarbener Wasserstoff eine Option darstellen, wenn sie die Grenzwerte für Nachhaltigkeit erfüllen.
● Es soll akzeptiert werden: Deutschland bleibt ein Energieimportland. Deshalb müssten Grundlagen für den internationalen Energiehandel mit grünen Molekülen in puncto Infrastruktur und beim regulatorischen Rahmen gelegt werden. Die hohen anstehenden Investitionen im In- und Ausland benötigen dazu ein langfristig planbares Marktumfeld.
● Ein technologieoffener Ansatz könnte helfen, die Brennstoffkosten zu senken, z. B. wenn auch blauer Wasserstoff mittelfristig zugelassen würde. Auch Biogas könne als Brücke ein zusätzliches Angebot an klimafreundlichen Gasen zu Kosten unterhalb des grünen Wasserstoffs bereitstellen. Zudem sollten bei steigenden Heizkosten soziale Maßnahmen gegen „Energiearmut“ weiterentwickelt werden, die aber den gewollten Anreiz zur CO2-Vermeidung nicht konterkarieren sollten.
● Klare regulatorische Rahmenbedingungen für klimafreundliche Gase, die einen schnellen Hochlauf ermöglichen und Investitionssicherheit für Investoren schaffen.
„Gäbe es genügend klimafreundliche Gase für Deutschland…“
Der Fokus der Analyse ist die Frage: „Gäbe es genügend klimafreundliche Gase für Deutschland ‚frei Grenze‘, wenn es eine entsprechende Nachfrage aus verschiedenen Sektoren gäbe?“ Die Quellen wurden unterteilt in „einheimische Produktion“ und „importierte Mengen“ aus anderen Staaten. Hierbei wurden nur Pipelineimporte angesetzt – ein Import von gasförmigem Wasserstoff per Schiff aus fernen Exportländern wurde nicht berücksichtigt. Als Importländer via Pipeline kommen in der Studie annahmegemäß (je nach Szenario) sämtliche EU-Staaten in Betracht, zuzüglich Norwegen, UK, Schweiz, Ukraine, Belarus und der MENA-Region. Nicht berücksichtigt wurden zudem Restriktionen auf der Nachfrageseite, z. B. innerdeutsche Gasfernleitungen oder Gasverteilung (via Pipeline oder Lkw) oder erforderliche Umrüstungen bei den Endanwendungen.
CeHa – stock.adobe.com
Frontier Economics geht in der Studie davon aus, dass im Standardfall bis zum Jahr 2030 in den europäischen Ländern 3 % sowie in Norwegen und den Niederlanden 5 % der Erneuerbaren-Energien-Potenziale für Wasserstoff genutzt werden. Weiterhin wird angenommen, dass Deutschland aus der regionalen europäischen Wasserstoffproduktion als „fair share“ einen Exportanteil von 15 % der verfügbaren Wasserstoffmenge eines Nachbarlands beanspruchen kann. Für Länder, die nicht direkte Nachbarstaaten von Deutschland sind, wird angenommen, dass sie Deutschland zu einem geringeren Anteil von 8 % beliefern werden. Aus Regionen mit guter Netzanbindung geht die Studie davon aus, dass sie einen um 5 % höheren Anteil, also 20 % liefern, genannt sind die Niederlande, Belgien, Polen, die Ukraine, Russland und Belarus.
Zu den klimafreundlichen Gasen zählt Frontier Economics nicht nur grünen Wasserstoff, sondern Biomethan (Einspeisung von aufbereitetem Biogas aus heutigen Biogasverstromungsanlagen in das lokale Gasnetz, die Vergasung von Holzreststoffen „SNG Route“, den Zubau von Biogasanlagen und den Import von Biomethan über das Gasnetz), blauen Wasserstoff aus fossilem Methan aus Dampfreformierung und Einlagerung des gasförmigen CO2 in alten Öl- oder Gasfeldern oder Salzkavernen sowie türkisfarbenen Wasserstoff aus fossilem Methan aus industrieller Pyrolyse und Verwendung des festen Kohlenstoffes als „Baumaterial“ ohne Freisetzung des Kohlenstoffes in der weiteren Verwendung.
Grüner Wasserstoff bleibt 2030 Champagner
Im „Base case“-Szenario errechnet die Studie beim grünen Wasserstoff mit einer Inlandserzeugung von 25 TWh, mit einem Import von 48 TWh aus Nachbarländern und 98 TWh aus anderen europäischen Ländern, insgesamt also 171 TWh. Mit 20 TWh türkisfarbenem Wasserstoff und 100 TWh blauem Wasserstoff ergibt sich dann das vom DVGW genannte Angebotspotenzial von „rund 270 TWh CO2-armer bis klimaneutraler Wasserstoff“.
Das für 2030 angenommene Wasserstoff-Angebot liegt im Base Case deutlich über allen Prognosen für die Wasserstoff-Nachfrage der Ariadne-Studie. Dies gilt auch, wenn ausschließlich auf grünen Wasserstoff abgestellt wird.
Die Verfügbarkeit von Wasserstoff bedeutet allerdings nicht, dass dieser auch tatsächlich zum Einsatz kommt, insbesondere aus wirtschaftlichen Überlegungen. Dazu heißt es in der Studie:
„Im Best-Case-Szenario werden die nationalen Elektrolyseurziele erreicht, es werden blaue Wasserstoffmengen im limitierten Rahmen zugelassen und erste Erfolge im Bereich Pyrolyse werden unterstellt. Zusätzlich gibt es internationalen Handel via Pipeline mit den direkten Nachbarstaaten. Insgesamt führt dies zu einem Angebot an klimafreundlichen Gasen im Jahr 2030 von rund 400 TWh/a. Blauer und türkiser Wasserstoff sowie die Erschließung der Biomethanmengen erlauben ein Preisplateau von rund 8 Ct/kWh [exklusive Steuern, Abgaben und Netzkosten] für die ersten 220 TWh/a.
Danach muss auf einheimischen grünen Wasserstoff (25 TWh/a) bzw. importierten Wasserstoff (146 TWh) zurückgegriffen werden. Im Jahr 2030 ist dieser noch teurer als die vorgenannten klimafreundlichen Gase. Importierter grüner Wasserstoff und einheimisch produzierter grüner Wasserstoff weisen in der Mittelfrist ähnliche Kosten auf – die Importkosten werden durch verbesserte Auslastung der EE Anlagen an besseren Standorten ausgeglichen. Damit würden klimafreundliche Gase nur knapp 12 % des heutigen deutschen Primärenergiebedarfes decken können.“
400 TWh/a entsprechen laut der Studie grob der Transportleistung vier großer Wasserstoffpipelines (48" bei 13 GW und 7000 Vollaststunden).
Insofern bleibt auch im Rahmen der Sandkastenspiele festzuhalten, dass grüner Wasserstoff 2030 doch noch der Champagner unter den Energieträgern ist, zumindest was den Preis anbelangt. Und warum die europäischen Länder zwischen 3 und 20 % ihrer eigenen Wasserstoffproduktion nach Deutschland liefern sollten, bleibt auch unbeantwortet, letztendlich wird dies wohl der Preis entscheiden.
Und dann gibt es noch einen Punkt, den die Studie nicht anspricht: Die Dekarbonisierung von Erdgas (Methan) per Methanpyrolyse zu Wasserstoff bedeutet, dass zur Gewinnung von 1 kWh türkisfarbenem Wasserstoff allein stofflich 1,67 kWh Methan erforderlich sind. Dazu kommen noch der Energieaufwand für den Prozess, allerdings kann dieser klimaneutral erzeugt werden. Stofflich deutlich günstiger ist die Herstellung von blauem Wasserstoff mittels Dampfreformierung, es entsteht doppelt so viel Wasserstoff wie bei der Pyrolyse. Bei der Dampfreformierung fällt der Kohlenstoff allerdings als CO2 gasförmig an und muss in der Regel unter Einsatz von Energie gelagert (CCS, Carbon Capture and Storage) und zuvor transportiert werden. Hier ist die Methanpyrolyse günstiger: Der erhaltene Kohlenstoff fällt als Feststoff an und kann abgelagert oder ohne die Entstehung von Kohlendioxid genutzt werden.
Bei den aktuellen Sorgen um die Versorgungssicherheit dürfte die Politik wohl eher ungläubig die Stirn runzeln, wenn man ihr schmackhaft machen will, aus 1,67 kWh Erdgas 1,0 kWh Wasserstoff zu gewinnen: Bei der Methanpyrolyse mit Konversion in Deutschland würde die Importabhängigkeit bei Erdgas steigen. ■
Im Kontext:
Nur Wärmepumpen oder auch Wasserstoff-Heizungen?
Grüner Wasserstoff aus Europa bleibt noch lange teuer
Taxonomie: Gaswirtschaft glaubt nicht zeitnah an Wasserstoff
Wasserstoff-Importe bis 2030 mehr Illusion als Option
