Die Antwort ist Wasserstoff

In der aktuellen Diskussion kann man sich des Eindrucks nicht erwehren, dass Wasserstoff und insbesondere der sogenannte „grüne“ Wasserstoff die Lösung all unserer Energieprobleme darstellt.  

Wasserstoff ist ein universell einsetzbarer Energieträger. Darüber hinaus kann er als Rohstoff und Reduktionsmittel in den energieintensiven Grundstoffindustrien eingesetzt werden, um emissionsintensive Stoffe zu ersetzen.  

Die aktuelle „Nationale Wasserstoffstrategie“ ordnet dem Wasserstoff verschiedene Farben zu, je nach Erzeugungsmethode. „Grauer“ Wasserstoff entsteht durch die Dampfreformierung von Erdgas, den heute dominierenden Prozess. Aus „grau“ wird „blau“, wenn die bei der Dampfreformierung anfallenden CO₂-Emissionen abgetrennt und gespeichert werden (wird n Deutschland nicht umgesetzt). „Grüner“ Wasserstoff stammt aus der Wasserelektrolyse mit ausschließlich erneuerbarem Strom. „Türkiser“ Wasserstoff schließlich entsteht bei der Pyrolyse von Methan, welches in Wasserstoff und Kohlenstoff zerfällt. 

Die Stromwirtschaft sieht die Möglichkeit der Speicherung fluktuierender erneuerbarer elektrischer Energie; der Wasserstoff, der bei reichlichem Energieangebot über Wasserelektrolyse gewonnen wird, wird zu anderen Zeiten zur Kompensation rückverstromt.  

Im Transportsektor ermöglicht die Brennstoffzellentechnik den lokal emissionsfreien Antrieb von PKW, LKW oder sogar Schiffen. Durch die Umsetzung von Wasserstoff mit CO₂ können synthetische Kraft- und Brennstoffe erzeugt werden, die im Verkehrssektor ihre fossilen Äquivalente ersetzen können. Hier könnte auch die Zukunft der Raffinerien liegen.

Wasserstoff kann in Grenzen mit Erdgas gemischt und über existierende Erdgasleitungen transportiert und verteilt werden und damit die Wärmeerzeugung in Haushalten und Gewerbe unterstützen.

Mit dem Ziel der angestrebten Treibhausgasneutralität stehen die Prozessindustrien vor besonderen Herausforderungen, von denen zumindest ein Teil auch durch die Nutzung von Wasserstoff adressiert werden könnte.  

In der Primäreisenerzeugung ist der Übergang von Koks als Reduktionsmittel zu Wasserstoff aktuell praktisch alternativlos, wenn Treibhausgasneutralität angestrebt wird.

Thermoprozesse im Bereich Keramik- und Glasherstellung sind auf Brenngase angewiesen, die neben der Prozesswärme auch für die gewünschten Atmosphäre sorgen, eine Eigenschaft, die nicht durch Strom, sondern nur durch molekulare (synthetische) Brenngase erfüllt werden kann.

Die Chemieindustrie wiederum nutzt Wasserstoff bereits vielfältig in bestehenden Prozessen wie der Ammoniak- und Methanolsynthese und produziert ihn beispielsweise als Koppelprodukt bei der Chloralkali-Elektrolyse. 

Eine Möglichkeit ist die Erzeugung von synthetischem Naphtha aus CO2 und Wasserstoff. Je nachdem welche Entwicklungen angenommen werden, könnte diese – zugegeben energetisch sehr aufwändige – Option zu einem zu einem perspektivischen Bedarf für die Chemieindustrie von bis zu sieben Millionen Tonnen Wasserstoff führen, ausgehend von aktuell ungefähr einer Millione Tonnen.

Elektrolyseverfahren sind dabei zentrale Technologiebausteine. Jüngste Schlagzeilen, dass die Industrie sich der Herausforderung stellt: Im Januar gab Linde den Bau der weltgrößten PEM-basierten Elektrolyse-Anlage in Leuna mit einer Kapazität von 24 MW bekannt („PEM“ steht für „Protonen-Austausch-Membran). Eine Woche nahm Air Liquide einen 20 MW PEM-Elektrolyseur in Kanada in Betrieb, der mit Strom aus Wasserkraft versorgt wird. Zeitgleich stellte ein Konsortium aus 15 Partnern seine Pläne für eine 100 MW-Anlage zur alkalischen Elektrolyse an einem Standort des Unternehmens Repsol vor.

Eine wesentliche Herausforderung besteht nach wie vor im Scale-Up der Elektrolyse. Weil komplexe Multiphasen-Transportprozesse eine Rolle spielen, nützt es nichts, einfach die Oberfläche der Elektrode zu verdoppeln oder vervierfachen. Der gängigste Ansatz ist das Stapeln von vielen Elektrolyse-Zellen zu einem Block. Siemens Energy bleibt optimistisch: Während derzeit 100 MW-Anlagen in der Entwicklung sind, prüft das Unternehmen gemeinsam mit der chemischen Industrie Technologien für den 1 GW-Maßstab. Das könnte ein wesentlicher Beitrag dazu sein, die Kosten der Elektrolyse zu senken. Auch, wenn die Kosten für „grünen“ Wasserstoff dank sinkender Preise für erneuerbare Energien schon gesunken sind, hat die International Renewable Energy Agency (IRENA) in einer Studie, die im Dezember 2020 veröffentlicht wurde, einige Bereiche identifiziert, die angegangen werden müssen, „grünen“ Wasserstoff wettbewerbsfähig zu machen. Skaleneffekte spielen dabei eine wesentliche Rolle, sowohl mit Blick auf die einzelne Elektrolyse-Anlage als auch bei der automatisierten Serienproduktion von Elektrolyseuren im Gigawatt-Maßstab. Dies sollte Hand in Hand gehen mit der Optimierung von Elektrolyseuren auf spezifische Anwendungen in unterschiedlichen Branchen. Basierend auf den Lerneffekten in der Photovoltaik-Industrie rechnet IRENA mit Kostensenkungen von 16-21 %. 

Bislang liefern sich die verschiedenen Elektrolyse-Technologien ein Kopf-an-Kopf-Rennen um Volumina und wettbewerbsfähige Preise. Laut einem Übersichtsartikel, den Mitglieder des Carbon2Chem-Konsortiums im Herbst veröffentlicht haben, ist der Energiebedarf bei der alkalischen Elektrolyse, beim Einsatz von PEM-Verfahren oder von Festoxid-Elektroden ähnlich. Entscheidend für die Wahl des Prozesses sind externe ortsabhängige Faktoren wie etwa die nötige Flexibilität hinsichtlich der Energieversorgung, die bei alkalischen und PEM-Verfahren größer ist. Unter „steady-state“-Bedingungen könnte die Fest-Oxid-Elektrode jedoch eine gute Alternative sein. Diese Ergebnisse weisen darauf hin, dass die Anpassung der Elektrolyse an die konkrete Anwendung tatsächlich ein sinnvoller Weg sein könnte. Auch die Elektrodenmaterialien sind Gegenstand genauer Untersuchungen. So setzen Firmen wie NEL Hydrogen Nickel als Basis ihrer Elektroden ein, um die Kosten für Edelmetalle zu umgehen. 

Der Einsatz von Wasserstoff für den kontinuierlichen Betrieb in den Prozessindustrien setzt Versorgungssicherheit und damit Infrastrukturen voraus. Welche Voraussetzungen müssen zukünftige Energiesysteme erfüllen, um eine defossilisierte Chemieindustrie im Jahr 2050 möglich zu machen? Die hochindustrialisierte Region Antwerpen-Rotterdam-Rhein-Ruhr im Dreieck zwischen Deutschland, Belgien und den Niederlanden ist sehr gut entwickelt und umfasst drei große Chemiestandorte. Aber welchen Anforderungen müssen bestehende und besonders grenzüberschreitende Infrastrukturen zukünftig genügen? Diese Frage steht im Zentrum einer Studie, die gemeinsam von belgischen, niederländischen und deutschen Experten durchgeführt wurde. Auf den Punkt gebracht: Der Übergang zu einer Wasserstoffwirtschaft muss größere Zusammenhänge berücksichtigen; viele Industriestandorte sind stark vernetzt, nicht nur innerhalb ihrer jeweiligen Grenzen, sondern auch darüber hinaus, und beruhen auf gemeinsamen Infrastrukturen. Ein systemischer Ansatz ist deshalb empfehlenswert.

Können große Mengen Wasserstoff hergestellt werden, stellt sich als nächstes die Frage nach dem Transport und der Umwandlung zu Kraftstoffen oder Chemikalien. Wie andere Länder auch untersucht Deutschland derzeit Konzepte, den Wasserstoff an Ort und Stelle zu „verarbeiten“. Das geht bis hin zu eigenständigen Anlagen, die an Offshore-Windparks angesiedelt werden. Die Initiative „Wasserstoffrepublik Deutschland“, die vom Bundesministerium für Bildung und Forschung gefördert wird, hat dafür drei große Projekte ins Leben gerufen:

Das Projekt H₂Giga vereint alle namhaften Elektrolyseurhersteller in Deutschland mit dem Ziel, die Produktionstechnologien in die Massenfertigung zu übertragen und Elektrolyseure im Gigawatt-Maßstab zu realisieren. H2Mare entwickelt die PtX-Technologien unter Nutzung von  Offshore-Windenergie weiter, so dass Wasserstoff und weitere PtX-Produkte in Zukunft auf dem offenen Meer produziert werden können und so einen Beitrag zur Versorgung mit erneuerbaren Energieträgern und Chemikalien leisten. Das TransHyDe-Projekt untersucht die Zusammenhänge zwischen der Nachfrage nach Energieträgern und Infrastrukturen auf europäischer Ebene für alle relevanten Branchen der Prozessindustrie.