Technische Grenzen der nationalen Wasserstoffstrategie

Von Dr.-Ing. Detlef Ahlborn

Die deutsche Energiewende hat bislang mehrere hundert Milliarden € gekostet. Die damit verbundene Hoffnung auf eine deutliche CO2 Senkung hat das Erneuerbaren-Energie-Gesetz nicht zu erfüllen vermocht.  Als Zwischenergebnis ist festzustellen, dass Deutschland mittlerweile die höchsten Strompreise in Europa und wohl auch weltweit hat. Allein die Bermuda-Inseln haben einen noch höheren Strompreis.

Der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien lässt die Kosten für die Stromkunden so dramatisch ansteigen, dass die Bundesregierung einen Teil der Kosten, immerhin 11 Milliarden Euro aus dem Bundeshaushalt, also durch den Steuerzahler subventioniert.

Der größte Nachteil von Wind- und Sonnenstrom ist allerdings die Volatilität, die wetterbedingten Schwankungen. Die Deutsche Energie-Agentur DENA stellte hierzu 2018 fest: “Nicht regelbare Wind offshore Anlagen können mit 5 % sowie Wind onshore Anlagen mit 1 % der installierten Kapazität zur gesicherten Leistung beitragen, während Photovoltaik keinen Beitrag leistet“ [1].

Den politisch Verantwortlichen dämmerte langsam, dass die Energiewende sehr schnell in eine Sackgasse der Glaubwürdigkeit geraten würde, wenn der Konflikt zwischen Unstetigkeit der Erzeugung und der sich nicht nach dem Wetter richtenden Nachfrage von Industrie, Bahn und privaten Haushalten gelöst werden kann.

Nachdem die Acatech 2017 den Traum von der Batteriespeicherung von schwankenden Stromangebote mit Hinweis, dass dies unbezahlbar wäre, platzen ließ, gewann die Idee der Speicherung von schwankenden Strommengen in Form von Wasserstoff immer breiteren Zuspruch.[2] Da Politik und Medien zwischenzeitlich die energiepolitisch zu überspringende Hürde noch einmal erhöht haben, indem nicht nur der Strom sondern auch die Wärme und der Verkehr durch Wind und Solar erzeugt werden solle, war schnell klar, dass diese Utopie allein am Platzbedarf der Produktionskapazitäten in Deutschland scheitern würde. Eine Versechsfachung der Windstromerzeugung und der Photovoltaik würde nahezu die gesamte Fläche Deutschlands im Abstand von 1 km mit Windkraftanlagen zupflastern.[3]

Der Ausgang für Helden liegt in der Wasserstofferzeugung im Ausland, etwa in politisch weniger stabilen Regionen wie Nordafrika. Und schon wieder wird die Mischung von Vorreiterrolle, Weltmarktführerschaft und Arbeitsplätzen aus der Mottenkiste geholt, wie wir es bei der Einführung des EEG zur Unterstützung der Photovoltaikproduktion in Deutschland erlebt haben. Von der Politik wird mal wieder die Weltmarktführerschaft ausgelobt. Die FAZ berichtete über den Plan der Bundesforschungsministerin Karlicek:

„Karliczeks Plan sieht vor, deutsche Windräder, Meerwasserentsalzungsanlagen und Elektrolyseure ins Ausland zu liefern, etwa nach Afrika. Damit würde grüner Wasserstoff hergestellt und nach Deutschland verkauft. Die Ministerin sieht darin auch eine Chance für die Wirtschaft. „Wir wollen Weltmeister auf dem Gebiet des grünen Wasserstoffs werden“, sagte sie. „Wir wollen in Deutschland die Technologien erforschen, entwickeln und herstellen, die weltweit Standards setzen und das Potential haben für neue Exportschlager, Made in Germany. Jede fünfte Elektrolyseanlage komme jetzt schon aus Deutschland, in Zukunft könnten bis zu 470 000 Stellen in der deutschen Wasserstoffwirtschaft entstehen.“[4]

Dabei sind die Aufwände für eine großflächige technische Nutzung von Wasserstoff durch einige wenige physikalische Kenngrößen des Wasserstoffs bestimmt. Diese Kenngrößen sind im Anhang nachzulesen.

Eckpunkte für einen Wasserstoffimport

Für die folgende Betrachtung wird hier der für Nordstream 2 geplante Energieimport von 600 TWh zugrunde gelegt. Diese Vorgabe ist zwar willkürlich, sie erlaubt aber einen unmittelbaren Vergleich der Aufwände zur Produktion und zum Transport von sogenanntem grünen Wasserstoff im energietechnisch relevanten Größenordnungen. Eine Übersicht zu Nordstream 2 findet sich z.B. bei Wikipedia [5]. Der Heizwert des importierten Erdgases entspricht rund 60 Mrd. Kubikmeter Erdgas bei sog. Normbedingungen von 1 bar Druck und einer Temperatur von 0°C. Der Ressourcenaufwand für Nordstream 2 spiegelt sich in beachtlichen Zahlen wieder: Zwei Rohre (Durchmesser 1150mm, Wandstärke 32mm, 1200 km Länge je Rohrstrang, Rohrgewicht 0,91 t/m). Verbrauchter Stahl: 2,2 Mio t.

In einem Interview [6] sagte unsere Forschungsministerin Frau Anja Karliczek „Aus meiner Sicht könnten wir die Ziele aber in den nächsten Wochen noch etwas ehrgeiziger formulieren. Zum Beispiel könnte ich mir vorstellen, dass wir am Ende in dem Papier konkret sagen: Im Jahr 2040 wollen wir 800 Terawattstunden unseres Energiebedarfs aus grünem Wasserstoff decken.“ Der hier angenommene Energiebetrag von 600 TWh liegt also noch unter diesem Wert von 800 TWh. In einem Artikel des Bundesministeriums für Bildung und Forschung [7] geht man noch deutlich über diesen Wert hinaus: „Denn der Energiebedarf der Bundesrepublik ist höher als die Energiemenge, die Deutschland selbst produzieren kann. So geht das Max-Planck-Institut für Chemische Energiekonversion derzeit davon aus, dass Deutschland bis 2050 rund 45 Millionen Tonnen Wasserstoff wird importieren müssen.“ Die genannte Menge entspricht einem Energiewert von 1500 TWh und liegt damit um den Faktor 2,5 über dem Nordstream-2-Wert.

Gasförmiger Pipeline-Transport von 600 TWh jährlich

Die Dimensionen der Pipelines bemessen sich nach dem Energiegehalt je Volumeneinheit. Gemäß Tabelle A verhalten sich die Energiedichten von Methangas und Wasserstoffgas wie 10,9 zu 3,9. Mithin erfordert eine Wasserstoffpipeline ungefähr die dreifache (genauer: 2,8-fache) Volumen- Übertragungskapazität. Eine Pipeline von der Wüste Algeriens nach München hätte eine Länge von 2900km. Für den Transport von 600 TWh Wasserstoffgas unter ähnlichen Bedingungen wie in der Nordstream-Pipeline reichen zwei Pipelinerohre mit entsprechenden Abmessungen aus, wenn man die Strömungsgeschwindigkeit gegenüber Erdgas verdreifacht. Bei einer Länge von 2900km werden rund 5,2 Mio t Stahl für die Rohrleitungen benötigt. Das ist ambitioniert, aber nicht völlig unmöglich.[8] Neben den hierfür zu veranschlagenden Kosten sind die Erzeugungskosten des Wasserstoffs hinzuzufügen. Selbst bei Stromerzeugungskosten von 2-3 €ct/kWh müssen wegen des Energieverlustes in der Kette Elektrolyse, Verdichtung, Wiederverstromung von 75 % die Kosten mit dem Faktor 4 multipliziert werden. Mit 10 €ct/kWh ist kein Stahlwerk, keine Kupfer- oder Aluhütte wettbewerbsfähig zu betreiben.

Flüssig-Tieftemperatur-Transport von 600 TWh jährlich

Der Flüssigtransport eines Energiebetrags von 600 TWh jährlich erfordert den Transport von 260 Mio. Kubikmeter flüssigem Wasserstoff. Legt man die Ladekapazität des größten in Planung befindlichen Tankers für flüssiges Erdgas (LNG) von 270.000 Kubikmetern zugrunde entspricht das knapp 1000 Tankschiff-Ladungen pro Jahr [9].

An jedem Endpunkt des Flüssigtransports müssen täglich rund 3 Tankschiffe be- bzw. entladen werden. Stündlich müssen größenordnungsmäßig 30.000 Kubikmeter flüssiger Wasserstoff auf oder aus den Schiffen gepumpt werden. Zur Orientierung: Den größten Flüssigwasserstoff-Tank betreibt die NASA in Cape Canaveral- er hat ein Volumen von gerade mal 5000 Kubikmetern.

Nach Zahlen, die bei Wikipedia veröffentlicht wurden, geht bei der Verflüssigung mehr als ein Viertel der Energie verloren. Die Verluste in der Gesamtkette sind wie bei der Pipeline- Variante oben.

Transport mit organischen Trägerflüssigkeiten (LOHC) (600 TWh/a)

Der Transport eines Energiebetrags von 600 TWh jährlich erfordert den Transport von 345 Mio. Kubikmeter hydriertem Toluol (Methylcyclohexan) oder alternativ 300 Mio. Kubikmeter N-Ethylcarbazol. Das entspricht der Transportkapazität von rund 600 Tankschiff-Ladungen mit je 500.000 Kubikmetern Ladekapazität. Wenn an jedem Ende der Transportstrecke ein dreimonatiger Vorrat an LOHC Flüssigkeit für die Zwischenlagerung vorhanden sein soll, müssen rund 150 Mio Kubikmeter LOHC Trägerflüssigkeit vorgehalten werden. Das ist das Anderthalbfache des jährlichen deutschen Rohöl-Imports.

Man könnte auch den Flüssigtransport mit einer organischen Trägerflüssigkeit in einer Pipeline erwägen. Bei einer mittleren Strömungsgeschwindigkeit von 5km/h [10] lassen sich in einem Rohr mit dem Querschnitt von Nordstream-2 jährlich 45 Mio. m3 LOHC transportieren. Für den Transport wären dann 8 Leitungen je Richtung mit einem Stahlbedarf von 42 Mio. t erforderlich.

Wasserstoffelektrolyse mit überschüssiger Wind- und Solarleistung

In der Acatech Studie [2] zur Sektorenkopplung wurde empfohlen, die Wind- und Solar-Kapazitäten gegenüber heute zu verfünffachen. Leider ist in der Studie nicht berücksichtigt worden, wie sich der Zeitverlauf dieser Stromproduktion darstellt:

Abbildung 1: Verlauf von Netzlast und verfünffachter Wind- und Solarleistung

Die Überschussproduktion steigt auf Werte über 200.000 MW an und trotzdem sinkt diese überschüssige Leistung regelmäßig auf Werte nahe null. Eine genauere Analyse zeigt, dass für die Dauer von fünf Monaten im Jahr keine Überschüsse vorhanden sind. Für diesen Zeitraum stehen sämtliche Elektrolyseanlagen mangels überschüssiger Leistung still. Die Überschüsse entsprechen einer Energie von 260 TWh. Um diesen Betrag zu ernten, müssen Elektrolysekapazitäten von weit über 100.000 MW geschaffen werden. Aufgrund der Elektrolyseverluste von rund 30% entspricht der elektrolysierte Wasserstoff einem Energiewert von maximal 180 TWh. Nach Speicherung und Wiederverstromung bleiben 65 TWh übrig. Das reicht natürlich alles hinten und vorne nicht. Erkauft wird diese marginale Stromenge durch eine Verfünffachung der Windleistung mit dem Ergebnis der größten Zerstörung der deutschen Landschaft seit dem 2. Weltkrieg. Aber damit nicht genug. Dies erfordert rund 1000 km2 überstrichene Rotorfläche. Diese Fläche ist so gigantisch groß, dass der Eingriff in die Strömungsverhältnisse des Windes nicht mehr vernachlässigbar ist.

Aber nicht nur das Wetter in Deutschland wird verändert. Nach Untersuchungen von David Keith und Lee Miller von der Harvard Universität, wird die mittlere Temperatur im Einfluss von Windparks um 0,54 °C erhöht [11]. Da dann ganz Deutschland ein großer Windpark ist, erhöhen sich die Temperaturen um diese Größenordnung, ein größerer Temperaturanstieg als derjenige, der seit 1980 stattgefunden hat.  

Fazit

Es sind zwei fundamentale physikalische Kenngrößen des Wasserstoffs, die den Transport von Wasserstoff so aufwendig machen:

  • Gaskonstante
  • Dichte des flüssigen Wasserstoffs

Da die Gaskonstante des Wasserstoffs ungefähr den vierzehnfachen Wert der Gaskonstante von Luft hat, bedarf es extrem hoher Drücke, um größere Mengen Wasserstoff zu speichern. Die extrem geringe Dichte des flüssigen Wasserstoffs (zahlenmäßig entspricht sie der Dichte von Styropor) hat zur Folge, dass hunderte Millionen Kubikmeter zu transportieren sind, um nennenswerte Energiebeträge bereitzustellen.

Die Elektrolyse von nennenswerten Wasserstoffmengen im Land scheitert aufgrund der geringen Energiedichte der strömenden Luft und der Sonneneinstrahlung letztlich am Flächenbedarf der erforderlichen Wind- und Solaranlagen. Grüner Wasserstoff aus deutschem Überschussstrom kann daher energietechnisch nur eine Nebenrolle spielen.

Keine Forschungsförderung der Welt kann diese Leitplanken je überwinden. Diese sind bestimmt durch fundamentale physikalische Kenngrößen und ebenso fundamentale Naturgesetze.

Literatur

[1] Paulitz, H. Strommangelwirtschaft, S.9, Akademie Bergstrasse 2020

[2] Ausfelder et al.: »Sektorkopplung« − Untersuchungen und Überlegungen zur Entwicklung eines integrierten Energiesystems (Schriftenreihe Energiesysteme der Zukunft), München 2017.

[3] Vahrenholt, F. Die Energiewende wird an der Windenergie scheitern, kaltesonne.de

[4] Geinitz,C. Wasserstoff wird ausgebremst, FAZ

[5] Wikipedia

[6] BMBF

[7] BMBF

[8] Gazprom

[9] Wikipedia

[10] Wikipedia

[11] Miller, L.M., Keith, D. :Climatic Impacts of Wind Power, Joule, Volume 2, Issue 12, 19 December 2018, Pages 2618-2632

[12] Wikipedia