Wasserstoff wird zukünftig ein zentrales Element zur Sicherung einer klimafreundlichen Energieversorgung sein. Der globale Bedarf an Wasserstoff wird in den kommenden Jahrzehnten stark zunehmen, und insbesondere Deutschland wird darauf angewiesen sein, sowohl aus dem europäischen Ausland als auch weltweit Wasserstoff zu importieren.
Wasserstoff kann auf dem Schiffsweg transportiert werden; © Adobestock.com/Aerial Drone
Mehrere Studien und Prognosen zeigen, dass der weltweite Wasserstoffbedarf von aktuell knapp über 3.000 Terawattstunden (TWh) auf etwa 5.000 TWh im Jahr 2030 ansteigt, wovon nur ungefähr die Hälfte aus klimafreundlicher Erzeugung und der Rest aus herkömmlichen Verfahren stammen wird. Bis zum Jahr 2050 wird diese Zahl sogar auf 17.000 bis 22.000 TWh Wasserstoff ansteigen, der dann klimaneutral erzeugt werden muss.
Auch wenn diese Mengen aus heutiger Sicht ambitioniert erscheinen, sind diese essenziell für einen ausreichenden Klimaschutz und eine CO2-neutrale Energieversorgung. Mit dem weltweit prognostizierten technischen Erzeugungspotenzial könnte der Bedarf sogar bei weitem gedeckt werden. So gibt eine Studie der International Renewable Energie Agency (IRENA) an, dass aus rein technischer Sicht bis 2050 über 1.500.000 TWh grüner Wasserstoff jährlich erzeugt werden könnten – mit Erneuerbaren Energien aus Wind und Sonne und der Wasser-Elektrolyse.
Werden in den Modellen auch wirtschaftliche Aspekte berücksichtigt, sinkt dieses so genannte techno-ökonomische Potenzial zwar, übersteigt aber selbst dann bei weitem den prognostizierten Bedarf. Diverse Studien und Modellierungen die Faktoren wie Angebot und Nachfrage, Handelsbeziehungen und Technologien berücksichtigen, gehen für das Jahr 2030 von möglichen Produktionsmengen von 1.200 bis 5.300 TWh aus, die sich bis 2050 auf 12.300 bis 22.700 TWh vervielfachen.
Allein 10 bis 14 Prozent des globalen Wasserstoffbedarfs werden in Europa entstehen. Bereits im Jahr 2030 werden nach Angaben des European Hydrogen Backbone in der Europäischen Union (EU) rund 340 TWh jährlich benötigt, der Großteil davon im Industriesektor. Bis 2050 könnte der Bedarf bei 2.200 bis 3.100 TWh liegen. Während in 2030 Erzeugungspotenziale den Bedarf übersteigen und dieser noch durch europäische Produktion gedeckt werden könnte, sind langfristig Importe aus anderen Regionen der Welt notwendig.
Deutschland wird einen Großteil des Wasserstoffs importieren
In Deutschland ist das Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage noch prägnanter. Als Anhaltspunkt für den Bedarf und die heimische Erzeugung werden die Annahmen der Nationalen Wasserstoffstrategie herangezogen. Demnach wird von einem Wasserstoffbedarf für Deutschland von 95 – 130 TWh im Jahr 2030 ausgegangen. Die Ausbauziele wurden für den gleichen Zeitraum auf mindestens 10 Gigawatt (GW) Elektrolyseleistung festgelegt. Bei jährlich 4.000 Betriebsstunden und einem Elektrolyse-Wirkungsgrad von 70 Prozent entspricht das einer Erzeugung von 28 TWh Wasserstoff im Jahr, was deutlich unter dem erwarteten Bedarf liegt. Die Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie geht davon aus, dass 2030 etwa 50 – 70 Prozent des deutschen Bedarfs durch Importe von Wasserstoff oder seinen Derivaten gedeckt werden müssen. Neben der inländischen Erzeugung werden somit auch Importe notwendig sein, weshalb die Bundesregierung aktuell eine Importstrategie erarbeitet.
Bis zum Jahr 2045 geht das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) davon aus, dass die Elektrolyseleistung in Deutschland auf rund 79 bis 100 GW ansteigen könnte, mit einer jährlichen Erzeugung von 190 bis 245 TWh Wasserstoff. Damit könnte etwa die Hälfte des Bedarfs von voraussichtlich 360 bis 500 TWh Wasserstoff gedeckt werden.
Wasserstoff per Pipeline
Für den Import von großen Mengen an Wasserstoff gibt es verschiedene Optionen. Er kann entweder als Gas via Pipeline oder – bei größeren Distanzen – verflüssigt bzw. gebunden in Derivaten mit dem Schiff nach Deutschland transportiert werden. Importe über gasförmigen Wasserstoff per Pipeline kommen insbesondere für weniger entfernte Länder in Frage, zum Beispiel aus dem europäischen Ausland oder der MENA-Region (Nahost und Nordafrika), und werden künftig am günstigsten sein. Hierfür können auch bestehende Erdgas-Pipelines auf Wasserstoff umgerüstet werden.
Wasserstoff über den Seeweg
Schiffsimporte eignen sich wiederum für den Import aus weiter entfernten Regionen, die ein hohes Erzeugungspotenzial an klimafreundlichen Wasserstoff zu niedrigen Kosten aufweisen, vor allem für Strecken über 6.000 Kilometern. Die Entfernung hat dann einen nur geringen Einfluss auf die Transportkosten. Ein Rechenbeispiel: Bei verflüssigtem Wasserstoff erhöhen sich die Transportkosten bei einer Verdopplung der Distanz von 10.000 auf 20.000 km lediglich von rund 5 auf 6 ct/kWh. Sind die Gestehungskosten vergleichsweise niedriger, kann sich der Transport zwischen weit entfernten Regionen also trotzdem lohnen.
Politischer Wille ist neben der Technik und Wirtschaft entscheidend
In Anbetracht des steigenden Bedarfs werden Importe von klimaneutralem Wasserstoff eine zentrale Rolle spielen. Wie viel letzten Endes aus welcher Region importiert werden kann, hängt jedoch nicht nur von den jeweiligen techno-ökonomischen Erzeugungspotenzialen ab, sondern auch von politischen Zielen und Strategien.
Zahlreiche Länder planen den Ausbau der Wasserstoffproduktion
Die höchsten Ausbauziele weisen die USA aus. Bis 2030 sollen jährlich rund zehn Millionen Tonnen „clean hydrogen“ erzeugt werden, was einer Energiemenge von 333 TWh entspricht. Darunter versteht die US-Regierung neben der Produktion von grünem Wasserstoff aus Elektrolyse und erneuerbarer oder nuklearer Energie auch die Herstellung von blauem Wasserstoff mittels Dampfreformierung von Methan und anschließender Abscheidung und Speicherung des entstehenden CO2 (engl. Abk. CCS für Carbon Capture and Storage). Im Jahr 2050 sollen mit diesen Verfahren 1.650 TWh jährlich erzeugt werden.
Norwegen, Australien, Südkorea, Japan und Brasilien haben zwar Strategien zur Nutzung und Erzeugung von Wasserstoff, halten bisher jedoch keine konkreten Ausbauziele fest. In anderen Ländern, wie Indonesien oder Ägypten befinden sich Wasserstoffstrategien in der Ausarbeitung. Somit sind auch diese Länder als potenzielle Lieferanten für Wasserstoff zu berücksichtigen.
Erzeugungspotenziale übersteigen den Bedarf an Wasserstoff
Neben den politischen Zielen lohnt auch der Blick auf die bereits angekündigten Projekte zur klimaneutralen Wasserstofferzeugung. Deren Anzahl und auch die anvisierten Erzeugungskapazitäten haben in den vergangenen Jahren stetig und deutlich zugenommen. Werden alle Projekte so umgesetzt wie angekündigt, könnten laut Bericht der Weltenergieagentur (IEA) bis zum Jahr 2030 rund 1.300 TWh klimafreundlicher Wasserstoff global erzeugt werden; ein Viertel wäre blauer Wasserstoff. Die größten Produktionskapazitäten sind in Australien, Nord Amerika und Europa geplant. Allein die australischen Projekte kämen – deren Realisierung vorausgesetzt – auf eine jährliche Exportmenge von mindestens 250 TWh. Europa wäre dann der mit Abstand größte Importeur des Wasserstoffs mit rund einem Drittel der verkündeten Wasserstoffproduktionsmenge. Auch wenn dies nur einem Bruchteil des prognostizierten Bedarfs entspricht, gibt es positive Signale: Die Erzeugungspotenziale übersteigen bei Weitem den Bedarf, die Entwicklungen der Wasserstoffwirtschaft sind sehr dynamisch und weitere Projektankündigungen mit neuen Produktionskapazitäten bis zum Jahr 2030 kommen beständig hinzu – allein 2023 wurden 60 Prozent mehr als im Vorjahr registriert.
Aus welchem Land der Import von Wasserstoff wirtschaftlich sinnvoll ist, hängt nicht nur von der Transportart und den damit verbundenen Kosten ab. Entscheidend sind die Gesamt- oder Bereitstellungskosten, von der Erzeugung bis zum Eintreffen im Importland. Im Fall von Wasserstoff beinhaltet dies zusätzlich zu den Transportkosten via Pipeline oder Schiff auch die Kosten im Exportland, die bei der Erzeugung von Wasserstoff und seiner Umwandlung in Derivate entstehen. Die Gestehungskosten von grünem Wasserstoff unterscheiden sich stark je nach Produktionsland und Untersuchung. Im Jahr 2030 könnten diese zwischen 3,5 und 7 ct/kWh liegen und bis zum Jahr 2050 auf 2 bis 4 ct/kWh sinken.
Besonders Australien und Lateinamerika, aber auch die MENA-Region erweisen sich als günstige Standorte. Ist aufgrund der Entfernung kein Pipelinetransport möglich, sind die Gestehungskosten für Wasserstoff und die Wahl des Derivats und die damit verbundenen Umwandlungskosten entscheidend, zu welchem Preis der Energieträger nach Deutschland importiert werden kann.
Beim Wasserstoffimport sind nicht nur die potenziellen Bereitstellungskosten entscheidend für den Einsatz der einen oder anderen Logistikroute. Sondern auch die Verfügbarkeit der dafür benötigten Technologien spielt eine maßgebliche Rolle, zum Beispiel für die Verflüssigung von Wasserstoff oder für seine Umwandlung in Derivate wie Ammoniak, Methanol oder LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carriers). Diese lässt sich am ehesten über den Technologiereifegrad abbilden.
Die meisten Transportoptionen beinhalten Prozessschritte, die momentan großtechnisch noch nicht verfügbar sind. Vor allem die Rückwandlung der Derivate zu gasförmigem H2 im Importland hat noch einen niedrigen Technologiereifegrad. Außer beim Transport von verflüssigtem Methan – wie im Fall von LNG – ist die Anzahl an verfügbaren und geeigneten Schiffen mit ausreichend Transportkapazitäten für den Handel großer Energiemengen aktuell nicht ausreichend.
Technisch am weitesten ist die Prozesskette um „Green LNG“ (der Wasserstoff wird mittels Zusetzung von Kohlendioxid (CO2) methanisiert, d.h. in Erdgas umgewandelt, und anschließend zu LNG verflüssigt). Dieses Produkt hätte den Vorteil, dass dafür die bestehenden LNG-Terminals weitergenutzt werden können. Ein Knackpunkt ist allerdings das CO2-Management, das noch nicht im notwendigen Maßstab umgesetzt ist.
Die Transportoption „flüssiger Wasserstoff“ (LH2) wiederum hat langfristig den höchsten Ausnutzungsgrad und ist damit am effizientesten. Technologien für die Verflüssigung sind zwar schon in der industriellen Anwendung, aber noch nicht im entsprechend großen Maßstab, wie er für die enormen prognostizierten Handelsströme notwendig wäre.
Für den Schiffsimport von Wasserstoff und seinen Derivaten nach Europa und Deutschland ist ein zügiger Aufbau von speziellen Terminals notwendig. Es existieren zwar schon Umschlagplätze für Rohstoffe des Chemiesektors, wie im Fall von Ammoniak. Aber Terminals im für Energieimporte notwendigen Maßstab sind bisher noch nicht vorhanden. Es existieren nur vereinzelt Projekte für den Aufbau von Ammoniak- und LOHC-Terminals. Mehr Investitionen und Pläne sind also notwendig.
Bei den meisten Wasserstoffderivaten (außer Methan) ist für den Transport nur eine beschränkte Anzahl an Schiffen vorhanden, die zudem nicht für große Frachtmengen bzw. große Energiemengen geeignet sind. Letzteres wäre für die benötigten Importmengen jedoch notwendig.
Zur Rückgewinnung von Wasserstoff aus den Derivaten Ammoniak, Methanol und LOHC müssen Anlagen in industriellem Maßstab entwickelt und in für Energieimporte angemessener Größe gebaut und betrieben werden. Stand heute liegen nur Erfahrungen mit dem Betrieb kleinerer Anlagen vor.
Für die Erzeugung der Wasserstoff-Derivate Methan und Methanol und den dringend benötigten blauen Wasserstoff sowie für Kohlenstoffderivate für die chemische Industrie ist der Ausbau einer CO2-Transportinfrastruktur notwendig. Ebenso sind Abtrennverfahren von CO2 für alle Industriezweige zu etablieren.
