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Drei Szenarien für eine erfolgreiche Wasserstoffwirtschaft

| Redakteur: Benjamin Kirchbeck

Damit der CO2-Ausstoß in Deutschland sinkt, braucht es emissionsarme Energieträger wie Wasserstoff – und eine geeignete Infrastruktur. Drei Optionen wurden nun aus technischer, juristischer, sozialer und ökonomischer Perspektive analysiert.

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Ein Hemmnis bei der Akzeptanz der Wasserstofftechnologien besteht durch die erforderlichen Infrastrukturbaumaßnahmen, die für den Transport des Gases notwendig wären.
Ein Hemmnis bei der Akzeptanz der Wasserstofftechnologien besteht durch die erforderlichen Infrastrukturbaumaßnahmen, die für den Transport des Gases notwendig wären.
(Bild: Clipdealer)

Wasserstoff – wenn es nach der deutschen Bundesregierung geht, ist er der Energieträger der Zukunft. Mit der Nationalen Wasserstoffstrategie will die Politik hierzulande im Interesse des Umweltschutzes verstärkt auf diese Technik setzen, und zwar vor allem auf den sogenannten grünen Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien gewonnen wird. Die EU-Kommission hat mit einer entsprechenden Wasserstoffstrategie für Europa nachgezogen.

„Klar ist jedoch auch, dass das nicht von heute auf morgen geht – wenn wir schnell spürbare Erfolge erzielen wollen, wird eine Brückentechnologie erforderlich sein“, sagt Prof. Dr. Roland Span vom Lehrstuhl für Thermodynamik der Ruhr-Universität Bochum (RUB). „Und schnelle Erfolge brauchen wir, wenn Deutschland in Sachen Wasserstofftechnologie tatsächlich führend werden will. Bisher können wir eine solche Stellung allenfalls in wenigen technischen Bereichen erkennen, keinesfalls aber in Bezug auf den Aufbau einer flächendeckenden Wasserstoffinfrastruktur“, ergänzt Prof. Dr. Christian Pielow, Leiter des Instituts für Berg- und Energierecht und Inhaber des Lehrstuhls für Recht der Wirtschaft.

Blauer Wasserstoff als Brückentechnologie

Eine Brückentechnologie könnte blauer Wasserstoff sein, der durch CO2-Abscheidung aus Erdgas und anschließende CO2-Speicherung gewonnen wird. Im Projekt „Elegancy“ haben Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler aus Europa zusammen mit Industriepartnern drei Jahre unter Federführung des norwegischen Instituts Sintef Energy Research untersucht, welche Möglichkeiten es für eine europäische Wasserstoffwirtschaft mit möglichst geringem CO2-Ausstoß gibt; der Fokus lag dabei auf der benötigten Infrastruktur. Im Projekt Elegancy wurde die deutsche Fallstudie von der RUB durchgeführt. In dieser untersuchte das Team aus technischer, rechtlicher, sozialwissenschaftlicher und ökonomischer Perspektive verschiedene Optionen, die zu einer Dekarbonisierung der deutschen Gasinfrastruktur beitragen könnten.

Dabei wurden drei Infrastrukturoptionen für die Fallstudie entwickelt. Alle gehen davon aus, dass Deutschland aus den großen Erdgasvorkommen in Norwegen beliefert wird; das enthaltene CO2 wird entweder zentral noch in Norwegen oder dezentral in Deutschland bei industriellen Verbrauchern mit hohen CO2-Emissionen abgeschieden.

Drei mögliche Optionen

Für die erste Option wird das Erdgas aus Norwegen nach Deutschland geleitet, wo das CO2 bei den großen Emittenten wie der Zementindustrie abgeschieden wird, sodass es nicht in die Atmosphäre gelangt. „Das abgeschiedene CO2 kann zurückgehalten, zu geeigneten geologischen Lagerstätten transportiert und dort langfristig gespeichert werden“, erklärt Roland Span, einer der Sprecher des Research Departments. Ein Prozess, der als Carbon Capture and Storage, kurz CCS, bezeichnet wird. In Deutschland fehle dafür allerdings die Akzeptanz in der Bevölkerung, vor allem für die Speicherung. Daher geht der erste Fall der Studie davon aus, dass das abgeschiedene CO2 zur Speicherung in die Niederlande transportiert werden muss, wo es Pläne für die Offshore-Speicherung von CO2 gibt.

Bei der zweiten Option wird das CO2, das bei der Herstellung von blauem Wasserstoff aus Erdgas entsteht, schon in Norwegen abgeschieden und gespeichert. Norwegen verfügt unter der Nordsee über große geologische Speicherkapazitäten und nutzt diese seit etwa 20 Jahren für die CO2-Speicherung. Der so gewonnene Wasserstoff wird dem Erdgas beigemischt, das über die bestehenden Pipelines nach Deutschland transportiert werden kann. So kommt in Deutschland ein Gemisch aus Erdgas mit erhöhtem Wasserstoffanteil an, bei dessen Verbrennung weniger CO2 entsteht als bei der Verbrennung von normalem Erdgas.

Die dritte Option ähnelt der zweiten. Auch hier soll blauer Wasserstoff in Norwegen entstehen, der dann jedoch über ein separates Wasserstofftransportnetz verteilt wird.

Die technische Machbarkeit

Optionen zu diskutieren, die technisch nicht realisierbar sind, würde die Wasserstoffstrategie nicht weiterbringen. Daher klopfte Stefan Flamme die drei Fälle auf Machbarkeit ab. Er promoviert am RUB-Lehrstuhl Energiesysteme und Energiewirtschaft, den Prof. Dr. Valentin Bertsch leitet. Unter anderem analysierte Flamme mögliche Transportrouten, CO2-Einsparpotenziale und die damit verbundenen Kosten. Für technisch umsetzbar hält er alle drei in der Fallstudie betrachteten Optionen.

In der ersten Option wurde eine Abscheidung von CO2 an emissionsintensiven Industriestandorten untersucht, zu denen unter anderem die Stahl- und Zementproduktion sowie Raffinerien zählen. Da viele Menschen in Deutschland die Speicherung von CO2 ablehnen, müsste das Gas zu diesem Zweck in die Niederlande transportiert werden. Zwei Möglichkeiten zog Stefan Flamme dafür in Betracht: einen Transport über Pipelines oder mit Schiffen. „Aufgrund der unklaren Zukunft von CO2-Abscheideprojekten und eventueller Probleme bei der Akzeptanz eines CO2-Pipeline-Netzes könnte der Schiffstransport leichter umzusetzen sein, auch wenn man so nicht jeden Standort erreichen kann“, sagt er. Mit etwa 14 Euro pro Tonne CO2 ist der Schiffstransport allerdings etwa doppelt so teuer wie der Pipeline-Transport, unter anderem, weil das CO2 für einen Transport auf dem Schiff zunächst verflüssigt werden muss und dafür an jedem Standort die Beladungsinfrastruktur geschaffen werden muss.

Der Ingenieur modellierte, wie das ideale Pipeline-Netzwerk aussehen müsste, um alle Verbraucher an das Transportnetz anzubinden, und bestimmte, welche Streckenabschnitte besonders hohe Kosten verursachen würden. Unter anderem simulierte er den günstigsten Rohrdurchmesser für die Pipelines und kam zu dem Schluss, dass kleine Rohrdurchmesser am rentabelsten wären. Zwar muss das CO2 in kleineren Rohren zwischendurch an Pumpstationen nachverdichtet werden, weil es schneller fließt als in breiteren Rohren und dabei Druck verliert. Die Kosten dafür sind aber geringer, als wenn größere Rohrdurchmesser und weniger Pumpstationen verwendet würden.

Um die zweite Option einer Wasserstoffbeimischung in das bestehende Erdgasnetz zu bewerten, stützte der Forscher sich vor allem auf Daten des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches. In einer umfangreichen Studie hatte dieser ermittelt, welche Probleme bei der Beimischung unterschiedlicher Mengen an Wasserstoff auftreten würden. Das Ergebnis: Bis zu 25 Prozent sind mit einigen Anpassungen möglich. Vor allem Gasturbinen und Verdichter müssten nachgerüstet werden, um mit den höheren Wasserstoffanteilen zurechtzukommen. Außerdem stellen die Tanks von Erdgasfahrzeugen ein Problem dar, weil ihr Material schon bei geringen Wasserstoffmengen spröde wird. Zudem führen bei einigen Erdgasanwendungen, beispielsweise in der Glasindustrie, bereits kleine Schwankungen in der Gaszusammensetzung zu großen Problemen.

Die Anpassungskosten für eine Wasserstoffbeimischung von 25 Prozent würden knapp zehn Prozent der Investitionen betragen, die ohnehin getätigt werden müssten. Bei Anteilen von über 25 Prozent wären größere Anpassungen in der Infrastruktur erforderlich.

Im dritten Fall lotete Flamme aus, was aus technischer Sicht zu bedenken wäre, wenn ein neues Transportnetz für reinen Wasserstoff in Deutschland aufgebaut werden würde. Er analysierte zunächst, in welchen Landkreisen es die größten Wasserstoffbedarfe gibt. Diese kommen hauptsächlich durch die Industrie zustande. Dann modellierte er, wie die Hotspots am kostengünstigsten mit Pipelines verbunden werden könnten und welche Streckenabschnitte besonders rentabel wären. Über 80 Prozent der ermittelten Bedarfe in Deutschland, also rund 110 Terawattstunden pro Jahr, könnten durch ein Pipeline-Netzwerk gedeckt werden. Pro Kilogramm transportiertem Wasserstoff würden die Kosten für dieses Netzwerk etwa 12 Cent betragen und somit acht Prozent der Herstellungskosten des norwegischen Wasserstoffes ausmachen.

Fazit aus technischer Sicht: Alle drei Optionen wären umsetzbar. Um Kosten und CO2-Emissionen möglichst gering zu halten, würde Stefan Flamme aber eine Kombination aus Transport von reinem Wasserstoff, Wasserstoffbeimischung ins Erdgasnetz und CO2-Abscheidung in Deutschland bevorzugen.

Juristische Herausforderungen bei allen Optionen

Egal, ob man CO2 in Deutschland abscheidet und zur Speicherung ins Ausland transportiert, Wasserstoff bestehenden Erdgas-Pipelines beimischt oder ein neues Wasserstofftransportnetz aufbaut – alle drei betrachteten Optionen bergen juristische Herausforderungen. Dr. Daniel Benrath vom Institut für Berg- und Energierecht, dessen geschäftsführender Direktor Prof. Dr. Christian Pielow ist, hat sich mit den rechtlichen Rahmenbedingungen für die drei Infrastrukturoptionen der deutschen Fallstudie auseinandergesetzt.

Im ersten Fall würde man CO2-Leitungen benötigen, die das abgeschiedene Gas zum Offshore-Speicherort in die Niederlande transportieren. „Es gibt jedoch ein völkerrechtlich verankertes Exportverbot für CO2 aus Deutschland für eine Offshore-Speicherung“, erklärt Daniel Benrath, „was sich jedoch ohne große Umstände beseitigen lassen würde.“ Ebenso könne man nach seiner Einschätzung relativ leicht das derzeit unzureichende Störfallrecht anpassen sowie einige andere kleine juristische Ungereimtheiten ausräumen. Problematischer sei, dass ein juristischer Rahmen fehle, der die CO2-Qualität im Leitungsnetzwerk regle. „Es braucht einen komplexen und europarechtlich eingebetteten Rechtsrahmen, der noch zu entwickeln ist, was aber rechtzeitig machbar wäre“, sagt der Bochumer Jurist. Die größte Hürde sieht er in den nötigen langwierigen Planfeststellungsverfahren für CO2-Leitungen. „Da es auf dem Gebiet kaum Erfahrung in Deutschland gibt, muss man realistischerweise davon ausgehen, dass es lange dauern wird, bis wir ein CO2-Netz in Deutschland haben“, resümiert Benrath.

Auch die Einspeisung von Wasserstoff in bestehende Erdgasnetze erfordert juristische Anpassungen, denn für höhere Wasserstoffanteile als bislang ist der rechtliche Rahmen nicht eingerichtet. Ein höherer Wasserstoffanteil könnte Auswirkungen auf andere Netze und Anwender haben – das birgt Konfliktpotenzial. Gesetze zum Lösen dieser Konflikte existieren derzeit nicht. „Dieses und ein paar kleinere Probleme lassen sich juristisch lösen, aber es gibt viele und sehr verschiedene Lösungswege, sodass man davon ausgehen muss, dass die Frage politisch umkämpft sein wird“, erklärt Benrath. „Es bleibt offen, ob es rechtzeitig gelingen kann, eine tragfähige Lösung für diese Situation zu finden.“

Fazit aus juristischer Sicht:

Ein eigenständiges Wasserstoffnetzwerk aufzubauen, um Innovationspotenziale und den Weg in eine nachhaltige Wasserstoffwirtschaft zu eröffnen, wäre juristisch die einfachste Option. „Wobei es auch hier Hürden gibt, da derzeit nicht eindeutig zu klären ist, welches Recht man in diesem Fall anwenden muss“, beschreibt Daniel Benrath. „Die damit verbundenen Unsicherheiten lähmen Investitionen.“ Klarheit schaffen könnten politische Entscheidungen, die nach Meinung des Wissenschaftlers viel leichter zu erzielen wären als im Falle einer Wasserstoffeinspeisung in bestehende Netze.

Sozialwissenschaft: Hohes Akzeptanzpotenzial für Wasserstoff

Auch wenn die technischen, juristischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für eines der drei Szenarien zur Wasserstoffnutzung in Deutschland gegeben wären, bräuchte es immer noch eins: die Akzeptanz der Gesellschaft. Inwieweit diese für die in der Fallstudie betrachteten Optionen gegeben wäre, haben Sabrina Glanz und Dr. Anna-Lena Schönauer vom Lehrstuhl für Allgemeine Soziologie, Arbeit und Wirtschaft der RUB untersucht. Sie führten zum einen eine repräsentative Online-Befragung mit rund 1.500 Teilnehmerinnen und Teilnehmern durch, zum anderen Interviews mit Stakeholdern, die an den Schnittstellen zwischen Forschung, Politik, Wirtschaft und Gesellschaft aktiv sind.

Grundsätzlich standen die Befragten Wasserstoff als Zukunftstechnologie positiv gegenüber. Ein ambivalentes Bild ergab sich hingegen in Bezug auf die CO2-Abscheidung und vor allem die Speicherung des Gases. Stakeholder aus Wirtschaft und Industrie sahen die Technik zwar positiv, anders war es hingegen bei der Zivilgesellschaft. Die Bürgerinnen und Bürger drückten zum einen die Sorge aus, dass die CO2-Abscheidung aus fossilen Energieträgern den schnellen Ausstieg aus fossiler Energie bremsen könnte. Zum anderen wird die Speicherung von CO2 generell kritisch gesehen. „Dieser Aspekt hat den größten Einfluss auf die Wahrnehmung der drei Szenarien“, erklärt Sabrina Glanz. „Das ist überraschend, da die Speicherung in keinem der drei Fälle in Deutschland vorgesehen ist.“

Am größten war die Akzeptanz für die beiden Optionen, in denen das abgeschiedene CO2 in Norwegen und nicht in den Niederlanden gespeichert würde – möglicherweise, weil dann die Entfernung des CO2-Speicherorts zu Deutschland größer wäre, und weil die Optionen mit der Erzeugung von Wasserstoff verbunden sind, vermuten die Sozialwissenschaftlerinnen.

Ein Hemmnis bei der Akzeptanz der Wasserstofftechnologien besteht jedoch durch die erforderlichen Infrastrukturbaumaßnahmen, die für den Transport des Gases notwendig wären. „Hier zeigt sich bei etwa einem Fünftel der Befragten das sogenannte Not-in-my-backyard-Phänomen“, sagt Sabrina Glanz. „Die Menschen bewerten die Technologie zwar grundsätzlich positiv, sind aber gegen Infrastruktur in der eigenen Nachbarschaft.“

Fazit aus sozialwissenschaftlicher Sicht: Generell, so ergab die Studie, wird es notwendig sein, die Bürgerinnen und Bürger früh in die Planungsprozesse einzubeziehen, um Projekte zur Wasserstoffnutzung sowie zur Abscheidung und Speicherung von CO2 umsetzbar zu machen.

Ökonomie: Sechs Szenarien im Blick

Welche der drei Optionen aus ökonomischer Perspektive am sinnvollsten wäre, ist keine reine Kostenfrage. Die wirtschaftliche Sicht ist vielmehr verwoben mit nicht ökonomischen Aspekten, wie politischen, soziologischen und juristischen Einflüssen, deren künftige Entwicklung schwer vorherzusagen ist. „Für unsere Analyse haben wir daher einen Ansatz aus der Zukunftsforschung herangezogen, der berücksichtigt, dass die Entwicklungen komplex und unsicher sind, und uns ermöglicht, Stakeholder mit einzubeziehen“, sagt Franziska Hoffart, die am Lehrstuhl für Makroökonomie von Prof. Dr. Michael Roos promoviert.

Die Forscherin entwickelte sechs Zukunftsszenarien, für die sie entscheidende Faktoren für eine erfolgreiche Umsetzung einer Wasserstoff- beziehungsweise CO2-Infrastruktur identifizierte. Diese qualitativen Szenarien unterschieden sich in 23 Bereichen, beispielsweise dem Einfluss verschiedener Lobby- oder Interessensgruppen, dem Preis für CO2-Emissionen, dem Erdgas- beziehungsweise Wasserstoffbedarf, Entwicklungen im Bereich Mobilität und Heizen oder gesellschaftlicher Akzeptanz. Unter Einbeziehung der anderen Disziplinen und externer Experten konzipierte Hoffart beispielsweise eine Welt, die von Interessenskonflikten zwischen der Regierung und Bevölkerung geprägt ist, eine Welt, in der fossile Energieträger die Oberhand über grüne Technologien zurückgewinnen, oder eine Welt, in der die Energiewende mithilfe von Wasserstoff gemeistert wird. „Welches der sechs Szenarien sich realisieren wird, spielt erst einmal keine Rolle“, erklärt Hoffart. „Es geht darum, mögliche Entwicklungen mitzudenken, um zukunftsrobuste Empfehlungen ableiten zu können.“ So überprüfte sie die Machbarkeit der drei Infrastrukturoptionen – dezentrale CO2-Abscheidung in Deutschland, erhöhte Wasserstoff-Beimischung ins Erdgasnetz oder separates Wasserstofftransportnetz – in allen sechs Zukünften. Dabei berücksichtigte sie die Ergebnisse aus der juristischen, technischen und sozialwissenschaftlichen Perspektive, sodass die Betrachtung aus ökonomischer Sicht eine einheitliche, interdisziplinäre Analyse ermöglichte.

Hoffart identifizierte gemeinsam mit ihren Kolleginnen und Kollegen aus den anderen Disziplinen der deutschen Fallstudie disziplinenspezifische Voraussetzungen für die Umsetzung der Infrastrukturoptionen; 15 davon bewertete das Team als besonders hinderlich oder besonders förderlich. Bei dieser Bewertung bezogen die Forscherinnen und Forscher jeweils Realisierbarkeit und Kosten mit ein.

„Es hat sich gezeigt, dass technische Aspekte eine untergeordnete Rolle bei der Umsetzung einer Infrastrukturoption spielen. An der technischen Machbarkeit scheitern Großprojekte kaum“, resümiert Hoffart. Entscheidend ist hingegen die Dynamik verschiedener Stakeholder-Gruppen. „Nur politischer Wille allein reicht zum Beispiel nicht, wenn die Akzeptanz der Gesellschaft und der Einsatz der Wirtschaft fehlen, und umgekehrt“, gibt die Forscherin ein Beispiel.

Denn Großprojekte wie der Aufbau einer Infrastruktur können in einer Demokratie und Marktwirtschaft nicht zentral durch politische Entscheider durchgesetzt werden; die individuellen Entscheidungen vieler Akteure sind relevant. So braucht es auch geeignete Geschäftsmodelle für die jeweilige Infrastrukturoption, beispielsweise für den Transport und die Speicherung von CO2, damit die Abscheidung attraktiv wird. Förderlich wirken können zudem politische Anreize wie Subventionen im Rahmen einer Wasserstoffstrategie, die die Entwicklung einer deutschen Wasserstoffwirtschaft anfeuern, oder die Anpassung rechtlicher Rahmenbedingungen. So ist beispielsweise die aktuelle Gasdefinition in Bezug auf blauen Wasserstoff unklar, die ohne großen Aufwand und ohne große Kosten angepasst werden könnte.

Fazit aus ökonomischer Sicht: Die dritte Option, also ein eigenes Wasserstofftransportnetz, erwies sich über alle Zukunftsszenarien als die machbarste Option, dicht gefolgt von der Wasserstoffbeimischung in bestehende Erdgasnetze. Lediglich die dezentrale CO2-Abscheidung in Deutschland, also Option eins, wäre deutlich schwieriger zu realisieren.

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