Keine Dekarbonisierung ohne Wasserstoff

„Nur mit Wasserstoff und der Deckung des Energiebedarfs durch Moleküle wird es eine Energiewende und damit auch Klimaneutralität geben“, macht Prof. Dr. Gerald Linke, Vorstandsvorsitzender des DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches deutlich. Der Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft ist laut Linke dabei kein Selbstzweck. „Wasserstoff ist als klimaneutraler Energieträger in einigen Anwendungsbereichen, etwa der Primärstahlerzeugung, unverzichtbar. Wenn die Energiewende gelingen soll, dann muss Wasserstoff zur Anwendung kommen. Es gibt technologisch in absehbarer Zeit keine Alternative“, betonte Linke auf dem DVGW- Kongress in Bonn. Dies bestätige auch der aktuelle Monitoringbericht des Bundeswirtschaftsministeriums zur Energiewende: Molekülbasierte Lösungen sind danach in zentralen industriellen Anwendungen nicht nur notwendig, sondern würden auch dazu beitragen, die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten der Energiewende zu begrenzen.

Die Kostenvorteile sieht auch Dr. Carsten Rolle: „Wir zahlen für den Stromtransport ein Vielfaches gegenüber dem Gastransport“, sagte der Geschäftsführer beim Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) auf der Veranstaltung in Bonn. Und auch die Akzeptanz für Infrastrukturen unter der Erde sei weitaus höher als bei den oberirdischen, wie sie für die Stromübertragung benötigt werden.

„Die Energiewende braucht Moleküle für die Versorgungs- und Energiesicherheit, schon heute in Form von Erdgas und in Zukunft umso mehr in Form von mehr Wasserstoff“, sagt auch Hans-Joachim Polk vom Gasversorger VNG. Polk erläuterte in Bonn, dass heute rund 80 % des Endenergieverbrauchs hierzulande aus fossilen Quellen stammt. Nach seiner Einschätzung stehe zunächst die Umstellung der energie-und emissionsintensiven Industrie sowie des Verkehrssektors im Vordergrund künftiger H2-Senken. „Es kann nicht alles elektrifiziert werden“, machte der Gasexperte deutlich.

Ehrgeizige Projekte im Saarland

Erste Schritte in Richtung Wasserstoff gehen diverse Stahlunternehmen. Die Stahl-Holding-Saar Gruppe setzt dabei eines der ehrgeizigsten Dekarbonisierungsprojekte der europäischen Stahlindustrie um. Nach der Inbetriebnahme des Wasserstoffnetzes und der neuen Stahlproduktionsanlagen für das „Power4Steel“ genannte Vorhaben sollen die ersten Wasserstofflieferung im Jahr 2029 erfolgen. Kürzlich hat die SHS-Gruppe dazu mit dem Energieunternehmen Verso Energy einen langfristigen Vertrag über die jährliche Lieferung und Abnahme von mindestens 6000 t grünem Wasserstoff über die Dauer von zehn Jahren abgeschlossen. Verso Energy wird für die saarländische Stahlindustrie so genannten RFNBO (Renewable Fuels of Non-Biological Origin)-Wasserstoff liefern. Die Zertifizierung garantiert, dass der Wasserstoff per Grünstrom produziert wurde. Unter Verwendung dieser ersten Wasserstoffmengen, Stahlschrott und einer neuen Anlagentechnologie bestehend aus einer Direktreduktionsanlage und einem Elektrolichtbogenofen am Standort Dillingen sowie einem Elektrolichtbogenofen am Standort Völklingen, strebt die SHS-Gruppe die Reduktion ihrer CO2-Emissionen um bis zu 55 % bis Anfang der 2030er Jahre an.

Bereits 2024 hatte die SHS-Gruppe die Netzbetreiber Creos Deutschland und NaTran Deutschland damit beauftragt, ein Wasserstoffnetz aufzubauen. Im Projekt „mosaHYc“ werden rund 70 km bestehende und zum Teil außer Betrieb befindliche Erdgasleitungen für den Betrieb mit Wasserstoff umgestellt und durch den Neubau von rund 20 km Neubau auf saarländischer Seite zu einem ersten Inselnetz zwischen Deutschland und Frankreich ergänzt. Die Leitung soll jährlich bis zu 50000 t Wasserstoff transportieren. In der Endausbaustufe plant die SHS-Gruppe, jährlich bis zu 120000 t Wasserstoff einzusetzen.

„Aufgrund der steigenden CO2-Kosten im Rahmen des EU-Emissionshandels ist die heutige kohlebasierte Stahlproduktion langfristig nicht mehr wettbewerbsfähig“, machte Konrad Wohlfahrt von der SHS-Gruppe auf dem DVGW Kongress deutlich. Die Umstellung auf Erdgas bringe zwar CO2-Einspareffekte im Umfang von rund 60 %, eine weitere Reduktion ermögliche jedoch nur der Einsatz von Wasserstoff. Deshalb unterstreicht Wohlfahrt: „Power4Steel ist ökologisch und ökonomisch alternativlos.“ Insgesamt investiert das Stahlunternehmen 4,6 Mrd. Euro in das Projekt, Förderbescheide liegen im Umfang von 2,6 Mrd. Euro vor.

Wasserstoff wird laut Stahl-Manager Wohlfahrt zum zentralen Energieträger der Stahlproduktion, die Herausforderung liege jetzt darin, größere Volumina wettbewerbsfähig zu beschaffen. In der Anfangsphase funktioniere das noch über die bereits in der Umsetzung befindliche regionale Wasserstoffwirtschaft, langfristig ist ein weltweiter Einkauf vonnöten. Dazu müssen die Standorte an das Wasserstoffkernnetz angeschlossen werden.

Ein weiteres großes Problem ist die noch zu hohe Preisdifferenz zwischen Erdgas und Wasserstoff sowie die wenig ausgeprägte Bereitschaft auf der Abnehmerseite dies zu bezahlen. Stahlmanager Wohlfahrt sieht hier insbesondere die Politik am Zuge: „Der Hochlauf kann nur funktionieren, wenn der politische Rahmen stimmt“, konstatierte er in Bonn. Er rät hier zu mehr Pragmatismus und einen Abbau von Überregulierung, etwa was die Farbenlehre von Wasserstoff oder die einschränkenden Kriterien der Strombeschaffung für die H2-Produktion betrifft. Zudem fordert er Anreize zur Ankurbelung der Nachfrage, etwa über die Schaffung von Abnehmermärkten für kohlenstoffarme Stahlprodukte durch Leitmärkte, Stichwort: Labeling von Grünstahl. Und natürlich müsse die Stahlindustrie vor Carbon-Leakage geschützt werden. Dies sei durch sogenannte Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) an den EU-Außengrenzen möglich.

Technologiewandel in der Glasproduktion

Auch der Glashersteller Schott hat sich auf den Wasserstoffweg begeben. „Wir wollen aktiv einen Beitrag zum Klimaschutz leisten und unsere energieintensiven Prozesse transformieren. Das erfordert einen massiven Technologiewandel in der Glasproduktion“, sagte Dr. Matthias Kaffenberger von der Schott AG auf dem DVGW Kongress. Bei der energieintensiven Spezialglasproduktion entsteht der größte Anteil der CO2-Emissionen beim Schmelzprozess bei Temperaturen von bis zu 1700 °C. Die Glaswannen werden derzeit vor allem mit Erdgas betrieben. Schott will auf die Nutzung fossiler Energieträger langfristig verzichten und hat sich das Ziel gesetzt, bis 2030 klimaneutral zu produzieren. Hier setzt man vor allem auf zwei Transformationspfade: die Elektrifizierung der Schmelzwannen auf Basis von Grünstrom und den Einsatz von grünem Wasserstoff.

Bereits im Jahr 2020 begannen orientierende Vorversuche mit 10, 35 und 100 Vol.% Wasserstoff. Zwei Jahre später gelang der Einsatz direkt in der Glasproduktion mit 35 Vol.% H2 über vier Wochen. Nachdem im Jahr 2023 Versuche im Labor über eine längere Haltezeit mit 100 Vol.% H2 erfolgreich verlaufen sind, schafften es die Spezialglas-Experten aus Mainz drei Tage, in einer Schmelzwanne erstmalig optisches Glas mit 100 Vol.% H2 zu schmelzen. Bisher werden die Versuche mit grauem Wasserstoff durchgeführt, da aus erneuerbaren Energien produzierter grüner Wasserstoff noch nicht in ausreichendem Maße zur Verfügung steht. „Der Prozess lief mit Wasserstoff konstant und stabil“, konstatiert Kaffenberger. Laut dem Schott-Mitarbeiter traten dabei die theoretisch erwarteten Änderungen in der Glaszusammensetzung wie ein Anstieg des Wassergehalts im Glas auf. Die nächsten notwendigen Schritte sind Langzeitversuche mit 100 Vol.% H2. Dabei stehen unter anderem Aspekte wie die Feuerbeständigkeit, die Entwicklung der Glasqualität über die Zeit oder das Verhalten von Filteranlagen im Mittelpunkt.

Wasserstoff-Kernnetz als Basis der Infrastruktur

Damit der Wasserstoff zu den Industriekunden gelangt, gilt es jedoch zunächst eine entsprechende Infrastruktur aufzubauen. Hier ist das im Jahr 2024 genehmigte Wasserstoff-Kernnetz ein wichtiger Schritt. Dieses hat eine Länge von 9040 km und verbindet die derzeit bekannten großen Verbrauchs- und Erzeugungsregionen für Wasserstoff in Deutschland. Dabei entfallen 44 % auf den Neubau von Leitungen und 56 % auf die Umrüstung bestehender Erdgasleitungen. Die Investitionskosten belaufen sich nach Angaben der Bundesnetzagentur auf rund 18,9 Mrd. Euro.

„Für den Aufbau des Kernnetzes werden wir europaweit beneidet“, stellte Christoph von dem Bussche auf dem DVGW Kongress fest. Mit Blick auch auf die geplanten Importkorridore sei es wichtig, das Kernnetz weiter fortzusetzen, so der Geschäftsführer der Gascade Gastransport. Hier mache es Sinn europäisch zu denken. Erst kürzlich hat das Unternehmen rund 400 km bestehender Erdgas-Leitungen auf den Transport von Wasserstoff umgestellt. Mit der initialen Befüllung der ersten Pipeline-Abschnitte im Rahmen des Programms „Flow – making hydrogen happen“ ist eine Nord-Süd-Achse vom Ostseeraum bis nach Sachsen-Anhalt entstanden, die einen zentralen Teil des deutschen Wasserstoff-Kernnetzes bildet. Die Infrastruktur ist für den Markt ab sofort verfügbar und damit Grundlage für den erfolgreichen Wasserstoff-Hochlauf, teilt Gascade Gastransport dazu mit. 

Auch nach der Einschätzung des Geschäftsführers Betrieb und Sicherheit bei Ontras Gastransport, Gunnar Schmid, ist das Kernnetz ausreichend dimensioniert, „nicht zu viel und nicht zu wenig“. Schmidt geht von einer weitestgehend unproblematischen Netzumstellung aus, verweist aber darauf, die Verteilnetzbetreiber bei der Umsetzung des Kernnetzes zu beteiligen. Schließlich werden nicht nur Autobahnen benötigt, sondern auch die Auf- und Abfahrten in Form von Verteilnetzen.

Speicher als wichtige Flexibilitätsoption

Einig waren sich die Experten auf dem DVGW Kongress aber auch, dass der Wasserstoff-Hochlauf nicht nur Netze benötigt, sondern auch Speicher. Nach der Einschätzung von DVGW-Chef Prof. Dr. Gerald Linke handelt es sich dabei um entscheidende Flexibilitätsoptionen: „Untergrundspeicher sichern die Versorgung jederzeit im Jahresverlauf ab, sowohl saisonal- als auch untertägig leistungsbedingt.“ Deutschland verfügt hier mit einem Anteil von 25 % über die größten Kapazitäten an Untergrundgasspeichern in der EU. Untersuchungen haben gezeigt, dass sich die deutschen Erdgasspeicher zu weiten Teilen auf Wasserstoff umstellen lassen. Dies sorgt für eine deutliche Zeitersparnis. Während der Neubau eines Kavernenspeichers etwa elf Jahre in Anspruch nimmt, dauert ein Umbau eines bestehenden Erdgas-Kavernenspeichers lediglich sechs Jahre. Handelt es sich um Porenspeichern, dann veranschlagt man für den Neubau etwa zehn Jahre, für die Umrüstung rund acht Jahre.

Auch für Dr. Geert Tjarks nehmen H2-Speicher eine entscheidende Rolle in der Versorgungssicherheit und der Dekarbonisierung ein. Der Leiter Geschäftsfeldentwicklung Wasserstoff bei EWE Gasspeicher und EWE Hydrogen verweist darauf, dass aus technischer Sicht im Vergleich zu Erdgas bei Wasserstoff „schnellere“ Speicher mit einer höheren Ein- und Ausspeiseleistung benötigt werden.

Das Projekt „HyCAVmobil“ markierte den Einstieg von EWE in die H2-Speicherung in Kavernen. Dort erfolgte nach der Solung einer Testkaverne mit 500 m3 mehrere Dichtheits- und Betriebstests mit Wasserstoff. Die wichtigste Erkenntnis war: die vollständige Dichtheit, und das, obwohl die diesbezüglichen Anforderungen an eine wasserstoffbetriebene Anlage und Kavernenbohrung laut Tjarks deutlich erhöht sind. Zudem ergaben die Tests, dass die Gasqualität beim Speichern in neu gesolten Kavernen nur geringfügig beeinflusst ist, jedoch die untertägige Temperaturentwicklung deutlich von der des Erdgasbetriebs abweicht.

Am Gasspeicherstandort Huntorf in der Wesermarsch treibt das Energieunternehmen EWE sein Wasserstoffspeicher-Projekt voran. Ziel ist es, dort eine von sieben unterirdischen Erdgaskavernen für die Speicherung von Wasserstoff umzurüsten. Das Projekt ist Teil des verbindenden Großvorhabens „Clean Hydrogen Coastline“, das Erzeugung, Speicherung, Transport und Nutzung von grünem Wasserstoff zusammenbringt. Ab 2028 soll die kommerzielle Vermarktung von H2-Speicherkapazitäten insbesondere für die Baseload-Belieferung der Industrie starten. Für Tjarks sind die Potenziale greifbar: „Wir machen Wasserstoffspeicherung, weil wir überzeugt sind, dass es ein entscheidendes Puzzleteil für das Energiesystem der Zukunft ist.“

Trotz der technischen Fortschritte benennt man auch bei EWE die großen Herausforderungen. Eine davon sind die derzeitigen gesetzlichen Rahmenbedingungen – insbesondere auf EU-Ebene. So erhöhten die Vorgaben an die Stromherkunft den Preis von grünem Wasserstoff um bis zu 88 %. Die Folge: Etwa 50 % höhere Gestehungskosten pro Kilogramm Wasserstoff, teilte das Unternehmen mit. Dennoch erfolgte kürzlich in Emden der offizielle Baustart für die 320-MW-Erzeugungsanlage für grünen Wasserstoff und damit laut EWE ein entscheidender Schritt im Rahmen des Wasserstoffprogramms Clean Hydrogen Coastline. Mit der Anlage entsteht in Deutschland einer der ersten Elektrolyseure in marktrelevantem Maßstab. Ab Ende des Jahres 2027 soll in Emden der erste grüne Wasserstoff produziert und an industrielle Abnehmer geliefert werden.