Das Warten hatte Ende Januar ein Ende, aber Geduld muss man in der deutschen Energiepolitik bekannterma\u00dfen mitbringen. Mit der Vorlage des Entwurfs f\u00fcr die Wasserstoffstrategie hat die Bundesregierung ihr eigentlich f\u00fcr Ende des vergangenen Jahres angek\u00fcndigtes Versprechen eingel\u00f6st. Unter anderem soll bis Ende M\u00e4rz ein sogenannter nationaler Wasserstoffrat eingerichtet werden, welcher der Politik bei ihrem Vorhaben beratend zur Seite steht. Die Strategie enth\u00e4lt einen Katalog von \u00fcber 30 Ma\u00dfnahmen zu den Bereichen Erzeugung, Industrie, Infrastruktur, Verkehr, W\u00e4rme und Forschung.<\/p>\n
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 schlie\u00dft auch sogenannten blauen und t\u00fcrkisen Wasserstoff ein, die konventionell aus Erdgas hergestellt werden. Das Problem dabei: Bei beiden Verfahren muss abgespaltenes CO2 unterirdisch gelagert werden. Zudem geht das federf\u00fchrende Wirtschaftsministerium davon aus, dass Deutschland einen Gro\u00dfteil des k\u00fcnftigen Bedarfs an CO2-freiem beziehungsweise CO2-neutralem Wasserstoff importieren muss. Hierf\u00fcr regt das Strategiepapier Energiepartnerschaften mit Erzeugerl\u00e4ndern an \u2013 insbesondere mit afrikanischen Staaten. Dies h\u00e4lt Prof. Werner Beba f\u00fcr den falschen Weg.
\nWir m\u00fcssen bei Wasserstoff und PtX endlich den n\u00e4chsten Schritt gehen und die Technologien im industriellen Ma\u00dfstab einsetzen.<\/p>\n
Der Projektkoordinator des Sinteg-Projekts Norddeutsche Energiewende (NEW) 4.0 h\u00e4tte sich ein st\u00e4rkeres Bekenntnis zur Entwicklung des Erzeugungsmarkts heimischer erneuerbarer Energieerzeugung gew\u00fcnscht, um eine verl\u00e4ssliche Perspektive f\u00fcr deutsche Investoren zu schaffen. Dazu z\u00e4hlt er vor allem die Senkung von EEG-Umlage, Stromsteuer und Netznutzungsentgelten f\u00fcr erneuerbar erzeugten Strom, der zur Umwandlung in gr\u00fcnen Wasserstoff oder dessen Folgeprodukte, wie synthetische Kraftstoffe, auch bekannt unter Power-to-X (PtX), verwendet wird.<\/p>\n
Beba ist sich sicher: \u00bbDies l\u00f6st einen Investitionsschub aus.\u00ab Als Blaupause adressiert er hier die Windkraft. Das EEG habe daf\u00fcr gesorgt, dass die Leverage Cost of Energy heute nur noch bei 20 Prozent der Kosten von vor 10 Jahren liegen. \u00bbWindenergie-Strom ist heute der kosteng\u00fcnstigste\u00ab, betont Beba. \u00c4hnlich sieht dies Marc Gr\u00fcnewald. Der Vice President bei MAN Energy Solutions beklagt, dass das BMWi-Papier bei der Frage nach der St\u00e4rkung der Produktionsbedingungen f\u00fcr gr\u00fcnen Wasserstoff wenig konkret wird. Gr\u00fcnewald fordert deshalb: \u00bbWir m\u00fcssen bei Wasserstoff und PtX endlich den n\u00e4chsten Schritt gehen und die Technologien im industriellen Ma\u00dfstab einsetzen.\u00ab Doch daf\u00fcr fehle aktuell der Markt. Als Verantwortlichen hat er die Klimapolitik ausgemacht: \u00bbSolange Emissionen nichts oder fast nichts kosten, besteht kein Anreiz, in ihre Vermeidung zu investieren.\u00ab Das Klimapaket der Bundesregierung sei hier \u00bbviel zu zaghaft\u00ab.<\/p>\n
Riesiges Potenzial in der Industrie<\/p>\n
In der Industrie sieht der Experte von MAN ein \u00bbriesiges Potenzial\u00ab f\u00fcr PtX. Neben der Aufrechterhaltung eines globalen Level-playing-Field, etwa f\u00fcr deutsche Stahlunternehmen, nennt er die Verf\u00fcgbarkeit von gr\u00fcnem Strom als zweite entscheidende Fragestellung. Eine Studie des VCI beziffere allein den Jahresbedarf der chemischen Industrie in Deutschland f\u00fcr eine vollst\u00e4ndige Dekarbonisierung und der damit einhergehenden Elektrifizierung auf 600 TWh. Das entspricht in etwa der heutigen Bruttostromproduktion der Bundesrepublik.<\/p>\n
Der heute in der deutschen Industrie genutzte Wasserstoff im Umfang von rund 50 Mio. Nm3 pro Tag wird gr\u00f6\u00dftenteils aus fossilen Quellen gewonnen, vor allem aus Erdgas. Dies setzt nach Angaben der Ludwig-B\u00f6lkow-Systemtechnik j\u00e4hrlich \u00fcber 20 Mio. Tonnen CO2 frei. Das Beteiligungsunternehmen von T\u00dcV S\u00fcd hat in einer Studie ermittelt, dass Power-to-Gas (PtG) in Deutschland immer mehr industrielle Anwendungen findet.<\/p>\n
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 angek\u00fcndigt. Laut dem Erdgasverband DVGW ist die PtG-Technologie \u00bbschon l\u00e4ngst den Kinderschuhen entwachsen\u00ab. 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 h\u00f6herer Leistung: Rund ein Drittel der geplanten Anlagen soll gr\u00f6\u00dfer als f\u00fcnf MW werden, zwei davon sogar 100 MW. Zu letzteren z\u00e4hlt das Projekt Element Eins, das der \u00dcbertragungsnetzbetreiber 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 gr\u00fcnes Gas umwandeln.<\/p>\n
\u00c4hnlich gelagert ist das Wasserstoffprojekt \u00bbEnergiepark Bad Lauchst\u00e4dt\u00ab 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 gr\u00fcnem Wasserstoff untersuchen.<\/p>\n
Erste Wasserstoff-Kaverne<\/p>\n
Besonders spannend ist hier das Thema Speicherung. Eine Salzkaverne soll eigens f\u00fcr die Speicherung von bis zu 50 Mio. m\u00b3 Wasserstoff ausgestattet werden. Sie w\u00e4re damit nach den Angaben der Beteiligten die erste Wasserstoff-Kaverne in Kontinentaleuropa.<\/p>\n
Nicht ganz so gro\u00df, aber als kleine Anlage l\u00e4sst 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 ben\u00f6tigte Strom stammt aus einem 30-MW-Windpark.<\/p>\n
Auch im Norddeutschen Reallabor, einem Nachfolgeprojekt von NEW 4.0, setzt man auf Gro\u00dftechnologie. Unter anderem soll dort in Brunsb\u00fcttel eine 50-MW-PtG-Anlage entstehen, die gr\u00fcne Gase produziert, die potenziell in Bussen, Lkw und Schiffen zum Einsatz kommen.<\/p>\n
\u00bbWir tun alles daf\u00fcr, um die Technologie industriereif zu entwickeln\u00ab, betont Gr\u00fcnwald. 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.<\/p>\n
2019 hat MAN 40 Prozent am Anlagenbauer H-Tec Systems \u00fcbernommen. 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 \u00bbeinen deutlichen Kostenvorteil gegen\u00fcber anderen Technologien\u00ab haben werden. Auch deshalb betont der Energieexperte: \u00bbNeben der strombasierten Sektorenkopplung wird gr\u00fcner Wasserstoff aufgrund der Vielfalt seiner Nutzungspfade die n\u00e4chste Phase der Energiewende ma\u00dfgeblich pr\u00e4gen.\u00ab<\/p>\n
Die Zeit dr\u00e4ngt<\/p>\n
Die Niederlande, NRW und Deutschland haben Ende Januar eine Studie \u00fcber die Schaffung einer transnationalen Wertsch\u00f6pfungskette f\u00fcr gr\u00fcnen Wasserstoff in Auftrag gegeben. Das Studienergebnis soll noch in diesem Jahr ver\u00f6ffentlicht werden, so das BMWI. Die Zeit dr\u00e4ngt. In diesem Jahrzehnt m\u00fcssen die Grundlagen f\u00fcr das H2-Zeitalter in Europa entstehen. Hingegen l\u00e4sst die angek\u00fcndigte H2-Strategie des BMWI auf sich warten. Ende Januar wurde laut einem Medienbericht der Entwurf endlich der Ressortabstimmung zugeleitet.<\/p>\n
Deutliche Kostenvorteile<\/p>\n
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.<\/p>\n
F\u00fcr jede Tonne CO2 aus fossilen Energietr\u00e4gern, die durch die Nutzung von erneuerbaren Energietr\u00e4gern aus PtX ersetzt wird, erhalten die Anlagenbetreiber einen Innovationsbonus, dessen H\u00f6he in Ausschreibungen ermittelt werden soll.<\/p>\n
Ohne diese Art der F\u00f6rderung l\u00e4uft die Anlage bei Audi in Welte bereits seit 2013. Die industrielle PtG-Anlage produziert \u00fcber einen 6-MW-Elektrolyseur bis zu 1.300 Nm3 Wasserstoff pro Stunde und hat eine Methanisierungsstufe. Neben den bestehenden Liefervertr\u00e4gen f\u00fcr Wasserstoff und E-Gas arbeitet Audi mit Partnern an weiteren Pilotprojekten zur Herstellung von E-Fuels.<\/p>\n
Seit Mitte 2018 wird Wasserstoff in Trailer abgef\u00fcllt 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 r\u00fcstet Audi den Standort mit zus\u00e4tzlichen Funktionalit\u00e4ten aus, etwa mit einer Anlage zur Methanverfl\u00fcssigung. 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.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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