Das Warten hatte Ende Januar ein Ende, aber Geduld muss man in der deutschen Energiepolitik bekanntermaßen mitbringen. Mit der Vorlage des Entwurfs für die Wasserstoffstrategie hat die Bundesregierung ihr eigentlich für Ende des vergangenen Jahres angekündigtes Versprechen eingelöst. Unter anderem soll bis Ende März ein sogenannter nationaler Wasserstoffrat eingerichtet werden, welcher der Politik bei ihrem Vorhaben beratend zur Seite steht. Die Strategie enthält einen Katalog von über 30 Maßnahmen zu den Bereichen Erzeugung, Industrie, Infrastruktur, Verkehr, Wärme und Forschung.

Wie der Spiegel berichtete, sollen bis 2030 rund 20 Prozent des in Deutschland verbrauchten Wasserstoffs aus nachhaltigen Quellen wie Wind- und Solarkraft stammen. Allerdings sprechen die Autoren des Papiers allgemein von CO2-freiem Wasserstoff. Dieser schließt auch sogenannten blauen und türkisen Wasserstoff ein, die konventionell aus Erdgas hergestellt werden. Das Problem dabei: Bei beiden Verfahren muss abgespaltenes CO2 unterirdisch gelagert werden. Zudem geht das federführende Wirtschaftsministerium davon aus, dass Deutschland einen Großteil des künftigen Bedarfs an CO2-freiem beziehungsweise CO2-neutralem Wasserstoff importieren muss. Hierfür regt das Strategiepapier Energiepartnerschaften mit Erzeugerländern an – insbesondere mit afrikanischen Staaten. Dies hält Prof. Werner Beba für den falschen Weg.

Wir müssen bei Wasserstoff und PtX endlich den nächsten Schritt gehen und die Technologien im industriellen Maßstab einsetzen.

— Marc Grünewald MAN Energy Solutions

Der Projektkoordinator des Sinteg-Projekts Norddeutsche Energiewende (NEW) 4.0 hätte sich ein stärkeres Bekenntnis zur Entwicklung des Erzeugungsmarkts heimischer erneuerbarer Energieerzeugung gewünscht, um eine verlässliche Perspektive für deutsche Investoren zu schaffen. Dazu zählt er vor allem die Senkung von EEG-Umlage, Stromsteuer und Netznutzungsentgelten für erneuerbar erzeugten Strom, der zur Umwandlung in grünen Wasserstoff oder dessen Folgeprodukte, wie synthetische Kraftstoffe, auch bekannt unter Power-to-X (PtX), verwendet wird.

Beba ist sich sicher: »Dies löst einen Investitionsschub aus.« Als Blaupause adressiert er hier die Windkraft. Das EEG habe dafür gesorgt, dass die Leverage Cost of Energy heute nur noch bei 20 Prozent der Kosten von vor 10 Jahren liegen. »Windenergie-Strom ist heute der kostengünstigste«, betont Beba. Ähnlich sieht dies Marc Grünewald. Der Vice President bei MAN Energy Solutions beklagt, dass das BMWi-Papier bei der Frage nach der Stärkung der Produktionsbedingungen für grünen Wasserstoff wenig konkret wird. Grünewald fordert deshalb: »Wir müssen bei Wasserstoff und PtX endlich den nächsten Schritt gehen und die Technologien im industriellen Maßstab einsetzen.« Doch dafür fehle aktuell der Markt. Als Verantwortlichen hat er die Klimapolitik ausgemacht: »Solange Emissionen nichts oder fast nichts kosten, besteht kein Anreiz, in ihre Vermeidung zu investieren.« Das Klimapaket der Bundesregierung sei hier »viel zu zaghaft«.

Riesiges Potenzial in der Industrie

In der Industrie sieht der Experte von MAN ein »riesiges Potenzial« für PtX. Neben der Aufrechterhaltung eines globalen Level-playing-Field, etwa für deutsche Stahlunternehmen, nennt er die Verfügbarkeit von grünem Strom als zweite entscheidende Fragestellung. Eine Studie des VCI beziffere allein den Jahresbedarf der chemischen Industrie in Deutschland für eine vollständige Dekarbonisierung und der damit einhergehenden Elektrifizierung auf 600 TWh. Das entspricht in etwa der heutigen Bruttostromproduktion der Bundesrepublik.

Der heute in der deutschen Industrie genutzte Wasserstoff im Umfang von rund 50 Mio. Nm3 pro Tag wird größtenteils aus fossilen Quellen gewonnen, vor allem aus Erdgas. Dies setzt nach Angaben der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik jährlich über 20 Mio. Tonnen CO2 frei. Das Beteiligungsunternehmen von TÜV Süd hat in einer Studie ermittelt, dass Power-to-Gas (PtG) in Deutschland immer mehr industrielle Anwendungen findet.

Waren Anfang 2019 noch 50 Anlagen mit einer elektrischen Gesamtleistung von etwa 50 MW in Betrieb oder Planung, seien heute schon Projekte mit einer Elektrolyseleistung von insgesamt fast 600 MW angekündigt. Laut dem Erdgasverband DVGW ist die PtG-Technologie »schon längst den Kinderschuhen entwachsen«. Eine Erhebung aus dem vergangenen Jahr weist neben 16 geplanten und elf abgeschlossenen Projekten 35 aktuell in Betrieb befindliche PtG- und Methanisierungs-Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 30 MW aus. Dabei geht die Tendenz eindeutig zu höherer Leistung: Rund ein Drittel der geplanten Anlagen soll größer als fünf MW werden, zwei davon sogar 100 MW. Zu letzteren zählt das Projekt Element Eins, das der Übertragungsnetzbetreiber Tennet und die Fernleitungsnetzbetreiber Gasunie Deutschland sowie Thyssengas am Standort Diele umsetzen wollen. Die 100-MW-PtG-Anlage soll schrittweise ab 2022 in Betrieb gehen und insbesondere Offshore-Windstrom in grünes Gas umwandeln.

Ähnlich gelagert ist das Wasserstoffprojekt »Energiepark Bad Lauchstädt« im mitteldeutschen Chemiedreieck. Mittels einer 35-MW-Anlage wollen VNG Gasspeicher und Ontras Gastransport mit weiteren Partnern schon ab diesem Jahr unter realen Bedingungen Herstellung, Transport, Speicherung und den wirtschaftlichen Einsatz von grünem Wasserstoff untersuchen.

Erste Wasserstoff-Kaverne

Besonders spannend ist hier das Thema Speicherung. Eine Salzkaverne soll eigens für die Speicherung von bis zu 50 Mio. m³ Wasserstoff ausgestattet werden. Sie wäre damit nach den Angaben der Beteiligten die erste Wasserstoff-Kaverne in Kontinentaleuropa.

Nicht ganz so groß, aber als kleine Anlage lässt sich der Bau der 2,2-MW-PEM-Elektrolyse der Salzgitter Flachstahl (SZFG) am Standort Salzgitter auch nicht bezeichnen. Das von Siemens realisierte System soll im 4. Quartal dieses Jahres in Betrieb gehen und den kompletten Wasserstoffbedarf von SZFG decken. Der benötigte Strom stammt aus einem 30-MW-Windpark.

Auch im Norddeutschen Reallabor, einem Nachfolgeprojekt von NEW 4.0, setzt man auf Großtechnologie. Unter anderem soll dort in Brunsbüttel eine 50-MW-PtG-Anlage entstehen, die grüne Gase produziert, die potenziell in Bussen, Lkw und Schiffen zum Einsatz kommen.

»Wir tun alles dafür, um die Technologie industriereif zu entwickeln«, betont Grünwald. MAN beteiligt sich dort ebenso wie etwa Vattenfall. Neben der Optimierung des Methanisierungsprozesses, dem man sich vor allem im MAN-Werk in Deggendorf widmet, ist man jetzt auch im Bau von Elektrolyseanlagen aktiv.

2019 hat MAN 40 Prozent am Anlagenbauer H-Tec Systems übernommen. Gemeinsam arbeite man an der Skalierung der PEM-Elektrolyse in den Multimegawatt-Bereich. Professor Beba ist sich sicher, dass Technologien, die zum Beispiel im Norddeutschen Reallabor erproben werden, mittelfristig »einen deutlichen Kostenvorteil gegenüber anderen Technologien« haben werden. Auch deshalb betont der Energieexperte: »Neben der strombasierten Sektorenkopplung wird grüner Wasserstoff aufgrund der Vielfalt seiner Nutzungspfade die nächste Phase der Energiewende maßgeblich prägen.«

Kommentar

Die Zeit drängt

Die Niederlande, NRW und Deutschland haben Ende Januar eine Studie über die Schaffung einer transnationalen Wertschöpfungskette für grünen Wasserstoff in Auftrag gegeben. Das Studienergebnis soll noch in diesem Jahr veröffentlicht werden, so das BMWI. Die Zeit drängt. In diesem Jahrzehnt müssen die Grundlagen für das H2-Zeitalter in Europa entstehen. Hingegen lässt die angekündigte H2-Strategie des BMWI auf sich warten. Ende Januar wurde laut einem Medienbericht der Entwurf endlich der Ressortabstimmung zugeleitet. hd

Deutliche Kostenvorteile

Doch bis dies so weit ist, bedarf es eines Anschubses. Das fordert die Wirtschaft seit Langem nachhaltig ein und scheint auch in der Politik erkannt. Der DVGW hat einen Vorschlag zur Incentivierung von CO2-Vermeidungseffekten durch PtX gemacht.

Für jede Tonne CO2 aus fossilen Energieträgern, die durch die Nutzung von erneuerbaren Energieträgern aus PtX ersetzt wird, erhalten die Anlagenbetreiber einen Innovationsbonus, dessen Höhe in Ausschreibungen ermittelt werden soll.

Ohne diese Art der Förderung läuft die Anlage bei Audi in Welte bereits seit 2013. Die industrielle PtG-Anlage produziert über einen 6-MW-Elektrolyseur bis zu 1.300 Nm3 Wasserstoff pro Stunde und hat eine Methanisierungsstufe. Neben den bestehenden Lieferverträgen für Wasserstoff und E-Gas arbeitet Audi mit Partnern an weiteren Pilotprojekten zur Herstellung von E-Fuels. Seit Mitte 2018 wird Wasserstoff in Trailer abgefüllt und an Industriekunden geliefert. Im vergangenen Jahr habe man pro Quartal bis zu 17.000 Kilogramm Wasserstoff erzeugt, teilt der Automobilkonzern auf Nachfrage mit. Zudem rüstet Audi den Standort mit zusätzlichen Funktionalitäten aus, etwa mit einer Anlage zur Methanverflüssigung. Auch ein bidirektionaler Wasserstoff- Strom-Wandler, mit einer kombinierten Elektrolyse- und Brennstoffzelleneinheit, wird im Rahmen eines Forschungsprojekts noch in diesem Jahr in den laufenden Betrieb integriert.

Michael Nallinger