Update:

Die Gewinner der zweiten Runde des Wettbewerbs der Wasserstoffregionen “HyLand” in den Kategorien „HyStarter“ und „HyExperts“ stehen fest. Mehr lesen Sie hier. (13. September 2021)

An den Potenzialen von Power-to-Gas scheiden sich die Geister. Die einen erachten die Technologie als zentral für eine erfolgreiche Sektorkopplung, gerade, wenn es darum geht, im Sommer Energie für die Wintermonate zu speichern. Andere halten Power-to-Gas schlichtweg für zu teuer. Doch wie hoch ist das Potenzial für eine Erhöhung des Gesamtwirkungsgrads? Wie stark können in Zukunft die Investitionskosten gesenkt werden? Wann wird Power-to-Gas voraussichtlich wirtschaftlich sein?

Report & Dossier Power-to-Gas

Mit diesen Fragen beschäftigt sich dieses Dossier, das fortlaufend aktualisiert wird. Gemeinsam mit dem gleichnamigen EUWID-Report, der in gedruckter Form erschienen ist, bildet es das neue Report & Dossier-Angebot zum Thema Power-to-Gas. Kunden können nach dem Kauf sämtliche Artikel abrufen, auf die das Dossier verweist. Der gedruckte Report wird Käufern nach der Bestellung zugesandt. Einen Einstieg in die Thematik bietet der Leittext aus dem Report, den Sie hier abrufen können.

Inhaltsverzeichnis

  1. Wirtschaftlichkeit
    – Welche Alternativen gibt es zur langfristigen Speicherung von Strom?
    – Spezifische Investitionskosten für Power-to-Gas-Anlagen
    – Kosten von grauem und blauem Wasserstoff noch deutlich geringer
    – Wann wird Power-to-Gas wirtschaftlich?
    – In welchen Anwendungen wird grüner Wasserstoff zuerst wirtschaftlich?

  2. Die Akteure beim Aufbau einer grünen Wasserstoffwirtschaft
    – Unternehmen der Gaswirtschaft
    – Stahlindustrie hat bei Dekarbonisierung keine andere Wahl
    – Hersteller von Elektrolyseuren und Brennstoffzellen
    – Energieversorger und sonstige Unternehmen

  3. Technologische Fortschritte
    – Wirkungsgrad der Herstellung von grünem Wasserstoff
    – Welche Forschungsprojekte könnten den Wirkungsgrad steigern?
    – Vergleich verschiedener Elektrolyse-Verfahren
    – Wichtige Forschungsstandorte

  4. Rahmenbedingungen
    – Diskussion über geeignete Flankierung des Markthochlaufs
    – Fairer Wettbewerb am entstehenden Markt für grünen Wasserstoff gefordert
    – Reallabore setzen regulatorische Hemmnisse außer Kraft

  5. Ausbaupotenzial
    – Welche Power-to-Gas-Projekte gibt es bereits?
    – Welche Regionen wollen die Wasserstofferzeugung aus grünem Strom fördern?
    – Welche Leistung von Power-to-Gas-Anlagen strebt die Bundesregierung an?
    – Kann der zukünftige Gasbedarf komplett durch Grüngas gedeckt werden?

  6. Internationaler Handel mit Wasserstoff
    – Weltweite Potenziale für den Export von grünem Wasserstoff
    – Aufbau einer Infrastruktur für den Wasserstofftransport

     

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I. Wirtschaftlichkeit

Mit dem steigenden Anteil erneuerbarer Energien gewinnt die Energiespeicherung immer mehr an Bedeutung. Kurzzeitige Schwankungen können durch viele Speicherarten wie beispielsweise Batteriespeicher ausgeglichen werden. Zum Ausgleich von saisonalen Schwankungen in Stromnachfrage und -angebot eignen sich prinzipiell verschiedene Speicherarten, allerdings sind bestimmte technische Voraussetzungen zwingend zu erfüllen. Dazu zählt, dass saisonale Speicher eine hohe Speicherkapazität aufweisen müssen. Des Weiteren dürfen die Energieverluste auch bei der Speicherung über längere Zeiten nicht sehr hoch sind.

Welche Alternativen gibt es zur langfristigen Speicherung von Strom?

Damit der Einsatz von saisonalen Speichern auch wirtschaftlich ist, müssen die spezifischen Kosten (d. h. die Kosten pro eingespeicherter Kilowattstunde) niedrig seien. Da bei einem saisonalen Speicher höchstens einige Male pro Jahr ein- und ausgespeichert wird, wären sonst die Kosten pro umgesetzter Kilowattstunde zu hoch. Deshalb sind beispielsweise Batterien als saisonale Speicher nicht geeignet, selbst wenn ihre Selbstentladung sehr gering ist.

Die Studie “Betreibermodelle für Stromspeicher“ ist im Jahr 2015 zu dem Ergebnis gekommen, dass Pumpspeicher als Langzeitspeicher die günstigste Technologie darstellen. Bei der erwarteten Kostendegression von PtG-Technologien könnten diese nach Ansicht der Forscher zukünftig jedoch ebenfalls kostengünstig als Langzeitspeicher eingesetzt werden.

 
Auch die Studie „Projecting the Future Levelized Cost of Electricity Storage Technologies“ vom Imperial College London zeigt, dass Pumpspeicher derzeit bei einer Entladung von über 700 Stunden den günstigsten saisonalen Speicher darstellen. Nach 2030 sinken die nivellierten Speicherkosten (LCOS) von Power-to-Gas-Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff jedoch der Prognose zufolge auf unter 2.000 USD je MWh. Dahingegen prognostizieren die Forscher, dass sich die LCOS von Pumpspeichern voraussichtlich relativ konstant um die 3.600 USD je MWh bewegen werden. LCOS werden dabei als definiert als Gesamtlebenszykluskosten einer Investiton in eine Speichertechnologie dividiert durch den kumuliert gelieferten Strom.

Spezifische Investitionskosten für Power-to-Gas-Anlagen

In den nächsten Jahren wird der Wirkungsgrad von Elektrolyseuren steigen und die Investitionskosten werden mit der Kommerzialisierung der Technologie sinken. In dieser Prognose stimmen alle Studien überein, doch die Prognosen für 2030 bzw. 2050 variieren deutlich.

Wie entwickeln sich die Investitionskosten von Elektrolyseuren?

Kosten von grauem und blauem Wasserstoff noch deutlich geringer

Noch sind die spezifischen Investitionen für die Gewinnung von Wasserstoff durch die Erdgasreformierung mit rund 650 € je kW installierter Leistung deutlich geringer. Allerdings wird die Technologie bereits großtechnisch genutzt, so dass keine signifikanten Kostensprünge erwartet werden. Nach einer Prognose des Wuppertal Instituts für Klima, Umwelt, Energie aus dem Jahr 2018 werden die spezifischen Investitionskosten der Elektrolysetechnologie zwar aufgrund der geringen Marktpenetration auch 2020 noch hoch sein, bis zum Jahr 2050 jedoch durch Skalen-, Lern- und technologische Entwicklungseffekte deutlich sinken.

Wann wird grüner Wasserstoff wettbewerbsfähig mit Wasserstoff aus fossilen Quellen?
Lesen Sie hier mehr zu den Kostenprognosen verschiedener Studien.

In einer Studie von Ende 2020 sagt Aurora Energy Research für Europa bis 2050 einen Bedarf an Wasserstoff von 2.500 TWh voraus, was einem Marktvolumen von 120 Mrd. € entspräche. Dabei sei Deutschland am attraktivsten für Investitionen in grünen Wasserstoff.

Wann wird Power-to-Gas wirtschaftlich?

Gegenwärtig ist Power-to-Gas wirtschaftlich noch nicht darstellbar. Eine Analyse der AEE vom Dezember 2019 macht deutlich, dass die Produktionskosten bei „ökologisch sinnvollem, netzdienlichen Anlagenbetrieb“ um ein Vielfaches über den Preisen für fossiles Erdgas liegen, rechnet man EEG-Umlage und Netzentgelte mit ein, wird der Faktor 10 weit übertroffen. Wann Power-to-Gas die Wirtschaftlichkeitsschwelle erreicht, ist schwer abschätzbar.

PtG-Experte Marc Grünewald von MAN Energy Solutions sagte in einem EUWID-Interview, dass auch industrielle Anlagen erst wirtschaftlich werden, wenn alle CO2-Emissionen einen Preis bekommen. Das Augsburger Maschinenbau-Unternehmen bietet bereits industrielle PtG-Anlagen an und rechnet mit sinkenden Kosten durch Skaleneffekte.

Experten, die von der Strategieberatung nymoen im Auftrag der Initiative Zukunft Erdgas befragt wurden, können sich eine Wirtschaftlichkeit bis etwa 2030 vorstellen. Andere Beobachter wie etwa RWE-Vorstandschef Rolf Martin Schmitz gehen davon aus, dass PtG-Anlagen frühestens 2040 wirtschaftlich zu betreiben sein werden. Energy Brainpool prognostiziert in einer für Greenpeace Energy erstellten Studie, dass Elektrolyseure mit einer Leistung von bis zu 115 GW um das Jahr 2040 in Deutschland wirtschaftlich werden können.

In welchen Anwendungen wird grüner Wasserstoff zuerst wirtschaftlich?

Die „Potenzialstudie Wasserstoff“ von dem Ingenieurunternehmen IPP ESN Power Engineering hat die Wirtschaftlichkeit von verschiedenen Anwendungen untersucht. Dabei kommen die Forscher zu dem Ergebnis, dass Anwendungen im Bereich der Mobilität zuerst wirtschaftlich werden. Das sei vor allem bei wasserstoffbetriebenen Zügen und Abfallsammelfahrzeugen sowie Bussen mit Wasserstoff-Verbrennungsmotor der Fall. Unter den derzeitigen regulatorischen Rahmenbedingungen und angesichts der aktuellen Kosten sei jedoch aktuell noch keine der untersuchten Wasserstoff-Anwendung wirtschaftlich.

Auch das Bundesverkehrsministerium sieht in der Wasserstoffmobilität viel Potenzial und fördert folglich sechs Projekte mit insgesamt 23,5 Mio. €. „Wasserstoff, Brennstoffzelle und Strom bewegen die Zukunft. Wir haben in den vergangenen Jahren viele Studien und Pilotprojekte gesehen. Die brauchen wir jetzt real auf der Straße“, sagte Bundesverkehrsminister Andreas Scheuer (CSU).

 

 

 

Hier können Sie mit dem Wasserstoffrechner von PwC die Wirtschaftlichkeit Ihres Projekts abschätzen.

 

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II. Die Akteure beim Aufbau einer grünen Wasserstoffwirtschaft

Die Akteure, die derzeit den jungen Markt für grünen Wasserstoff betreten, sind vielfältig. Dazu zählen insbesondere Stadtwerke, Gasunternehmen, Stahlwerke und Elektrolyseurhersteller.

Unternehmen der Gaswirtschaft

Bisher genutzte Erdgasspeicher lohnen sich nicht mehr, da sich die Erdgaspreise zwischen Sommer und Winter nicht mehr erheblich unterschieden. In der Folge werden Erdgasspeicher zunehmend zur Speicherung von grünem Wasserstoff genutzt, der im Rahmen der Energiewende als langfristige Speichermöglichkeit benötigt wird.

Eine Vorreiterrolle nimmt dabei der Energiedienstleister EWE ein, der derzeit eine Wasserstoff-Testkaverne im brandenburgischen Rüdersdorf baut. Im Rahmen des Projekts erhofft sich das Unternehmen Erkenntnisse darüber, welchen Reinheitsgrad der Wasserstoff aus der Kaverne hat, wenn er eine Zeitlang in der Kaverne gespeichert wurde. Dieses Kriterium sei besonders wichtig für die Wasserstoffanwendung im Mobilitätssektor. 

Projekte zur Speicherung von Wasserstoff
Hier finden Sie eine Übersicht mit Projekten zur Speicherung von Wasserstoff.

Auch in den Erdgasnetzen kann Wasserstoff gespeichert werden, Forschungsprojekte sollen zeigen, wie hoch der Anteil von Wasserstoff ist, der dem Erdgas problemlos zugemischt werden kann.

Projekte zur Einspeisung von Wasserstoff in das Erdgasnetz

Gasunternehmen spielen jedoch nicht nur bei der Speicherung von Wasserstoff eine Rolle, sie wollen sich auch als Erzeuger und Projektentwickler zukunftsfähig aufstellen. Gasnetz-Betreiber OGE hat beispielsweise gemeinsam mit dem Tüv Süd und der Unternehmensberatung Horváth & Partners denProjektentwickler evety gegründet. Evety wird die Kompetenzen der drei Partner bündeln und Lösungen für die verschiedenen Anwendungsbereiche von grünen Wasserstofftechnologien anbieten.

Stahlindustrie hat bei Dekarbonisierung keine andere Wahl

Die Stahlproduktion ist für rund 30 Prozent der CO2-Emissionen in der Industrie verantwortlich und kann nicht elektrifiziert werden. Deswegen soll grüner Wasserstoff in Zukunft eine wichtige Rolle bei der Dekarbonisierung der Strahlproduktion spielen. Das betonte das Bundeswirtschaftsministerium bei der Vorlage des “Handlungskonzepts Stahl“, das Mitte Juli 2020 vom Bundeskabinett beschlossen wurde. In dem Konzept werden nicht nur geplante Maßnahmen ausgeführt, sondern es wird auch ein Überblick über bestehende Förderprogramme für den Einsatz von Wasserstoff in der Stahlindustrie geschafft.

Um künftig grünen Wasserstoff für die Stahlproduktion nutzen zu können, sind einige Stahlhersteller bereits Kooperationen mit anderen Akteuren eingegangen. Damit wollen sich die Stahlwerke grünen Wasserstoff für die Stahlproduktion sichern.

Stahlhersteller setzen auf grünen Wasserstoff
Die Stahlindustrie setzt zunehmend auf grünen Wasserstoff, um die Stahlherstellung der Zukunft klimafreundlich realisieren zu können. Hier finden Sie Wasserstoff-Projekte der Stahlindustrie.

Hersteller von Elektrolyseuren und Brennstoffzellen

Die Fraunhofer-Gesellschaft geht in ihrer Wasserstoff-Roadmap davon aus, dass deutsche Hersteller im Jahr 2050 bei Elektrolyse und Brennstoffzellen eine Wertschöpfung von etwa 32 Mrd. € erreichen könnten.

Die Hersteller von Elektrolyseuren und Brennstoffzellen stehen dafür bereits in den Startlöchern, die Produktionskapazitäten werden ausgebaut und die Kosten reduziert. Hier finden Sie einen Überblick von Neuigkeiten aus der Branche:

Hersteller von Elektrolyseuren und Brennstoffzellen stehen in den Startlöchern
In dieser Übersicht finden Sie Neuigkeiten rund um Elektrolyseur-Hersteller.

Energieversorger und sonstige Unternehmen

Auch Stadtwerke sind häufig an Power-to-Gas-Projekten beteiligt.

Geschäftsmodelle im Bereich Power-to-Gas
Hier finden Sie eine Übersicht, welche Unternehmen bereits in den Power-to-Gas-Markt einsteigen wollen.

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III. Technologische Fortschritte

Gründe für den prognostizierten Rückgang der LCOS sind die erwartete Kommerzialisierung der Produktion, mit der die Investitionskosten sinken werden, sowie ein durch technologische Fortschritte steigender Wirkungsgrad.

Wirkungsgrad der Herstellung von grünem Wasserstoff

Bei der Umwandlung von Solar- oder Windstrom in Wasserstoff über die Elektrolyse geht nämlich ein Teil der eingesetzten Energie als Abwärme verloren. Wird der Wasserstoff dann zu synthetischem Methan aufbereitet, um in beliebiger Menge in das Netz eingespeist zu werden, muss erneut Energie aufgebracht werden, was die Nettobilanz der Umwandlung weiter verschlechtert. Wird das Methan dann wieder etwa über Gaskraftwerke zurückverstromt, bleibt unter dem Strich nur eine geringe Nutzung der ursprünglich eingebrachten Energie übrig.

Nach einer im April 2018 präsentierten Meta-Studie der Agentur für Erneuerbare Energien (AEE) könnte der Wirkungsgrad der Elektrolyse bis 2030 von heute 59 bis 82 Prozent auf immerhin 70 bis 93 Prozent ansteigen. Bis 2050 wird in den Studien ein Wirkungsgrad zwischen 76 und 93 Prozent prognostiziert. Der Prozessschritt der Methanisierung erreiche heute schon einen Wirkungsgrad zwischen 70 und 83 Prozent. Bis 2030 werden zwischen 84 und 89 Prozent erwartet, bis 2050 bis zu 90 Prozent.

Im Rahmen des rSOC-Projekts soll bis 2021 eine reversible Festoxid-Brennstoffzelle in den Markt eingeführt werden, die im Testbetrieb einen Wirkungsgrad von über 80 Prozent aufgewiesen hat. Damit lässt sich nicht nur mit Hilfe von erneuerbarem Strom Wasserstoff herstellen, sondern auch wieder in Strom und Wärme umwandeln. Lesen Sie hier mehr über das sogenannte Power-to-Gas-to-Power (PtGtP).

Welche Forschungsprojekte könnten den Wirkungsgrad steigern?

Die Ansatzpunkte für eine Verbesserung des Power-to-Gas-Prozesses sind vielfältig – und der Forschungsbedarf erheblich. Es gibt eine Vielzahl von großen und kleinen Forschungsvorhaben, die sich mit Technologie und Perspektiven von Power-to-Gas im Rahmen von Energiewende und Sektorkopplung befassen.

Wichtige Forschungsprojekte
Lesen Sie hier mehr zu den Forschungsprojekten, die den Wirkungsgrad der Power-to-Gas-Technologie steigern sollen.

Vergleich verschiedener Elektrolyse-Verfahren

Einen Überblick über die unterschiedlichen Power-to-X-Technologien hat das Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie veröffentlicht. Das Institut zeigt dabei auf, welcher Forschungsbedarf bei den einzelnen Verfahren noch besteht.

Einen weiteren Überblick über die Entwicklung der Systemkosten bietet auch folgender Artikel: Wasserelektrolyse: Welche Technologie wird sich bei der Herstellung von Wasserstoff durchsetzen? Diese chemischen Verfahren zur Produktion von grünem Wasserstoff kommen jedoch nur in Frage, wenn eine Solar- oder Windkraftanlage in der Nähe errichtet werden kann. Es gibt auch Verfahren, die auf den Einsatz von Biomasse setzen. Ein fermentatives Verfahren wird beispielsweise im Rahmen des Projekts „HyPerFerMent“ getestet.

Wichtige Forschungsstandorte

Deutschland bekommt ein Innovationszentrum für Wasserstofftechnologie (ITZ) – mit mehreren Standorten. Den Zuschlag bekommen Chemnitz (Sachsen), Duisburg (Nordrhein-Westfalen) und Pfeffenhausen (Bayern) sowie ein Konsortium in Norddeutschland. Bis Ende 2024 stehen bis zu 290 Mio. € für die Standorte des Wasserstoffzentrums zur Verfügung.

Wichtig für die Wasserstoffforschung wird zukünftig auch der Standort Görlitz sein, an dem Siemens und die Fraunhofer-Gesellschaft ein Labor für die Wasserstoffforschung aufbauen wollen. Dort soll die Erzeugung, Speicherung und Nutzung von Wasserstoff untersucht werden.

Im südthüringischen Sonneberg ist zudem das Hyson-Institut eingeweiht worden. Zunächst geht es in drei Forschungsprojekten um Beschichtungsverfahren für Erdgasleitungen für den Wasserstofftransport, die Nutzung von Elektrolysenebenprodukten (wie z.B. Sauerstoff) in der Medizin und um neue Reinigungsverfahren für Wasserstoff-Produkte vor dem Brennstoffzellen-Einsatz. 

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IV. Rahmenbedingungen

Die Wirtschaftlichkeit von Windgas oder Power-to-Gas wird nicht nur durch Fragen der Anlageneffizienz und -auslastung bestimmt, sondern ist auch abhängig von den regulatorischen Rahmenbedingungen. Dass Power-to-X bei der Bundesregierung auf Zustimmung trifft, zeigen die Nationale Wasserstoffstrategie, ein Power-to-X-Aktionsplan des BMU sowie die geplante Einrichtung von Reallaboren zur Kommerzialisierung der Power-to-Gas-Technologie (siehe unten). In der Folge ist auch mit einem zukünftigen Abbau von Hemnissen zu rechnen.

Bettina Hennig von der Berliner Kanzlei von Bredow Valentin Herz gibt im EUWID-Interview einen Überblick über den regulatorischen Rahmen und die Hürden, die PtG und andere Speicherlösungen überspringen müssen. Sönke Tangermann von Greenpeace Energy hat bereits 2017 im Gespräch mit EUWID auf regulative Nachteile von Power-to-Gas als Speichertechnologie verwiesen. Im Zentrum der Kritik, die auch vom Bundesverband Energiespeicher (BVES) und dem Verband kommunaler Unternehmen (VKU) geäußert wird, steht das Abgaben- und Umlagensystem, das es für strombasierte Lösungen im gegenwärtigen Umfeld mit Blick auf die Sektorkopplung besonders schwer macht.

Diskussion über geeignete Flankierung des Markthochlaufs

Wie ein Markteinführungsprogramm für PtX aussehen könnte, darüber hat sich die „Power to X Allianz“ Gedanken gemacht. Auch Stefan Kapferer, der scheidende Hauptgeschäftsführer des BDEW, kritisiert die Rahmenbedingungen. Wenn sie verbessert werden, kann sich Kapferer sehr gut vorstellen, dass 2050 in Deutschland flächendeckend grüne Gase transportiert und genutzt werden. 

Power to Gas für verschiedene Anwendungen nutzbar
Bildquelle: Initiative Zukunft Erdgas

Die dena empfahl schon vor geraumer Zeit, die Fuel Quality Directive der EU vollständig umzusetzen und im Bundesimmissionsschutzgesetz eine Unterquote für fortschrittliche Kraftstoffe zu verankern. Weitere wichtige Stellgrößen, um Power-to-Gas für das Energiesystem verfügbar zu machen, seien die Förderung der Nutzung von Wasserstoff und synthetischem Methan im neuen Gebäudeenergiegesetz sowie ein Anerkennen erneuerbarer Gase in der Industrie im Rahmen des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes.

Fairer Wettbewerb am entstehenden Markt für grünen Wasserstoff gefordert

Rund um die Verabschiedung des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (Nabeg) im Jahr 2019 wurden erstmals auch Bedenken geäußert, dass die Chancen an einem entstehenden Markt für „grünen Wasserstoff“ nicht fair verteilt sein könnten. Im Fokus steht das Engagement von Strom- und Gasnetzbetreibern, die Großelektrolyseure errichten und selbst betreiben wollen. „Die Großelektrolyseure könnten, über die von allen Stromkunden zu zahlenden Netzentgelte subventioniert, Wasserstoff zu Preisen produzieren, mit denen andere Markteilnehmer nicht konkurrieren können“, lautet die Sorge, die eine Gruppe von Unternehmen im November 2019 formuliert hat. Hier hat eine Entscheidung der Bundesnetzagentur im Frühjahr 2021 für Erleichterung gesorgt. Die Netzbehörde lehnte Anträge für die Projekte Hybridge und Element Eins ab – auch mit Hinweis auf die Gefahr von Marktverzerrungen.

Eine Gruppe von Energieexperten warnte derweil im August 2019 davor, wesentliche Aspekte der Energiewende wie die Energieeffizienz aus dem Blick zu verlieren, während man auf Power-to-Gas- und Power-to-X wartet. Das Papier mit dem Titel „Effiziente Energiewende jetzt statt warten auf das grüne Gas“ betont die Notwendigkeit einer forcierten, alle Sektoren umfassenden Effizienzstrategie.

Power-to-Gas: Aktuelle Urteile und Gesetzesänderungen
Sehen sie in unserer ständig aktualisierten Liste, welche aktuellen Urteile und Gesetzesänderungen das Thema Power-to-Gas adressieren.

Reallabore setzen regulatorische Hemmnisse außer Kraft

Ein wichtiger Treiber hin zur Kommerzialisierung der PtG-Technologie sind jedoch sogenannte Reallabore, in deren Rahmen neue Regelungen ausprobiert werden. Mit dem Förderprogramm „Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende“ (SINTEG) hat das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) ein sehr umfangreiches Reallabor im Energiebereich geschaffen, um mögliche neue Regelungen für die Energiewelt von morgen zu entwickeln. Seitdem sind bereits zahlreiche Anträge für Power-to-Gas-Projekte eingereicht worden.

Reallabore zur Kommerzialisierung der Power-to-Gas-Technologie
Hier finden Sie einen Überblick über Projekte, die sich im Ideenwettbewerb „Reallabore der Energiewende“ des Bundeswirtschaftsministerium durchgesetzt haben. Das BMWi hat aus den insgesamt mehr als 90 Vorschlägen im Juli 2019 insgesamt 20 Konsortien als Reallabore ausgewählt, 11 von ihnen widmen sich der Wasserstoffwirtschaft.

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V. Ausbaupotenzial

Trotz der bisher nicht förderlichen Rahmenbedingungen in Deutschland steigen Anzahl und installierte Leistung von Power-to-Gas-Anlagen seit einigen Jahren stetig an. Das zeigt eine aktualisierte Übersichtskarte des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW). Die Karte verzeichnet – neben 16 geplanten und elf abgeschlossenen Projekten – 35 aktuell in Betrieb befindliche Power-to-Gas- und Methanisierungs-Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 30 Megawatt.

Welche Power-to-Gas-Projekte gibt es bereits?

Sowohl die Anzahl der Power-to-Gas-Anlagen als auch deren installierte Leistung sind in den vergangenen Jahren stetig gestiegen. Mit Stand April 2019 verzeichnet die DVGW-Karte  – neben 16 geplanten und elf abgeschlossenen Projekten – 35 in Betrieb befindliche Power-to-Gas- und Methanisierungs-Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 30 Megawatt in Deutschland. Die meisten von ihnen sind Pilot- oder Demonstrationsprojekte in kleinem Maßstab und dienen zu Forschungszwecken. In Hamburg jedoch erzeugt bereits die erste Industrieanlage fünf Megawatt grünes Gas in einer Raffinerie, und zwei ehemalige städtische Versuchsanlagen sind in den dauerhaften Betrieb übergegangen. Die Strategieplattform Power-to-Gas der dena bietet ebenfalls eine umfangreiche Übersicht zu PtG-Projekten. Einen Überblick über laufende Power-to-X-Forschungsprojekte und Power-to-X-Industrieanlagen bietet eine interaktive Karte des Kopernikus-Projekts P2X. Die IHK Nord hat eine Übersichtskarte über Wasserstoffprojekte und Tankstellen in den Nordländern veröffentlicht, zudem zeigt eine Tabelle Details der einzelnen Projekte.

Laufende Power-to-Gas-Projekte
Hier findet sich eine Auswahl von richtungsweisenden Power-to-Gas-Projekten in und um Deutschland, über die EUWID Neue Energie in den vergangenen Monaten und Jahren berichtet hat.

Welche Regionen wollen die Wasserstofferzeugung aus grünem Strom fördern?

Nicht nur die Reallabore wirken sich positiv auf die Industrialisierung von Power-to-Gas-Anlagen auch. Immer mehr Städte, Regionen und Bundesländer entwickeln Ausbaukonzepte für grüne Wasserstofftechnologien. Vorne mit dabei sind vor allem Regionen, die einen hohen Anteil volatiler Stromerzeugung haben. Ein Beispiel dafür ist der Norden Deutschlands mit seinen vielen Windrädern. Aber auch Regionen, die unter der Energiewende leiden wie beispielsweise alte Kohlereviere, setzen auf Innovation.

Einen Schub für die Entwicklung von Wasserstoffstrukturen in Deutschland soll der Förderwettbewerb “Hyland” bringen. Im Rahmen des Hyland-Konzeptes werden Kommunen auf ihrem Weg in die Wasserstoffwirtschaft begleitet, je nach Wissensstand als HyStarter, HyExperts oder HyPerformer.

  1. Runde: Neun „HyStarter“-Regionen, die bisher über wenig Erfahrungen mit Wasserstoff verfügen, wurden bereits im September 2019 ausgewählt. Im Dezember verkündete das Bundesverkehrsministerium dann auch die Gewinner der Kategorien “HyExpert” und “HyPerformer”
  2. Runde: Im September 2021 verkündete das BMVI die Gewinner der zweiten Wettbewerbsrunde in den Kategorien “HyStarter” und “HyExperts”.
Regionale Pläne

Welche Leistung von Power-to-Gas-Anlagen strebt die Bundesregierung an?

Die Bundesregierung sieht in der Nationalen Wasserstoffstrategie bis 2030 einen Wasserstoffbedarf von ca. 90 bis 110 TWh. Um einen Teil dieses Bedarfs zu decken, sollen bis zum Jahr 2030 in Deutschland Erzeugungsanlagen von bis zu 5 GW Gesamtleistung einschließlich der dafür erforderlichen Offshore- und Onshore-Energiegewinnung entstehen. Dies entspricht einer grünen Wasserstoffproduktion von bis zu 14 TWh und einer benötigten erneuerbaren Strommenge von bis zu 20 TWh. Für den Zeitraum bis 2035 werden nach Möglichkeit weitere 5 GW zugebaut, spätestens bis 2040.

Die EU-Wasserstoffstrategie sieht vor, dass bis 2024 die Installation von Elektrolyseuren mit mindestens sechs Gigawatt Leistung zur Produktion von bis zu einer Million Tonnen grünen Wasserstoffs gefördert werden.  Bis 2030 sollen 40 Gigawatt installiert sein und bis zu zehn Mio. Tonnen erneuerbaren Wasserstoff erzeugen. Das soll der Dekarbonisierung der vorhandenen Wasserstoffproduktion, dem industriellen Bereich wie Chemie und vielleicht noch im Schwerlasttransport dienen.

Sowohl die Ziele Deutschlands als auch der EU sind ambitioniert. Doch welche Unterschiede gibt es in den beiden Strategien? Das haben Silke Goldberg und Marius Boewe von der Sozietät Herbert Smith Freehills in einer Fachbeitrag herausgearbeitet.

Die Mitgliedsstaaten der EU wollen ihre Kräfte bündeln, um weltweit die Nummer 1 bei Wasserstofftechnologien zu werden. Gelingen soll dies durch ein Wasserstoff-IPCEI. Im Rahmen dieses gemeinsamen Vorhabens hat das Bundeswirtschaftsministerium 62 Projekte in Deutschland ausgewählt, die gefördert werden sollen:

Die konkreten Projekte hinter den Ziffern finden Sie in dieser IPCEI-Standortkarte.

Kann der zukünftige Gasbedarf komplett durch Grüngas gedeckt werden?

Das Potenzial von aus erneuerbaren Energien erzeugtem Wasserstoff und Methan sowie von Biogas hat der DVGW in einer Studie untersucht. Bei einem Potenzial von bis zu 250 TWh Biogas könnten Power-to-Gas-Anlagen der DVGW-Studie zufolge zusätzlich 74 bis 164 TWh aus erneuerbaren Energien produzieren – je nach installierter Leistung der Ökostromanlagen. Das gesamte Grüngas-Potenzial von 414 TWh entspricht damit knapp der Hälfte des aktuellen Gasbedarfs in Deutschland. „Die Nutzung von Gasen und ihren Infrastrukturen ist zudem im Vergleich zu einer reinen Elektrifizierung der Energiesysteme deutlich kostengünstiger“, so der DVGW.

Weiteres Kostensenkungpotenzial besteht, wenn der Anteil von Wasserstoff, der ins Erdgasnetz eingespeist wird, gesteigert werden kann. Denn die Aufbereitung von Wasserstoff zu Methan erhöht die Kosten der Speicherung. Bisher ging der DVGW davon aus, dass zehn Prozent Wasserstoff problemlos im Erdgasnetz gespeichert werden können. Im Jahr 2019 startet der Verband jedoch gemeinsam mit Avacon einen Versuch, ob nicht auch eine Beimischung von 20 Prozent technisch möglich ist.

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VI. Internationaler Handel mit Wasserstoff

Das Potenzial zur Erzeugung erneuerbarer Energien ist in Deutschland begrenzt und damit auch das Potenzial zur Herstellung von grünem Wasserstoff. Bis 2030 sollen laut der Nationalen Wasserstoffstrategie Anlagen zur Produktion von bis zu 14 Terawattstunden grünen Wasserstoffs aus erneuerbaren Energien in Deutschland entstehen. Der nationale Bedarf wird allerdings auf 90 bis 110 Terawattstunden geschätzt.

Weltweite Potenziale für den Export von grünem Wasserstoff

Daher wird Deutschland einen Teil des Wasserstoffs für eigene Anwendungen importieren müssen. Folglich will die Bundesregierung internationale Kooperationen und Partnerschaften rund um das Thema Wasserstoff aufbauen und intensivieren. In der Nationalen Wasserstoffstrategie sind zwei Mrd. € für den Ausbau internationaler Partnerschaften vorgesehen. Ein Potenzialatlas zum grünen Wasserstoff soll erarbeitet werden und als „Kompass für weitere Kooperationen“ fungieren. In welchen Ländern die Bundesregierung aktuell ein großes Potenzial für den Export grünen Wasserstoffs sieht und welche Partenerschaften sie schon angestoßen hat, schreibt sie in der Antwort auf eine Kleine Anfrage der Fraktion Die Linke. Eine Studie von Wuppertal Institut und DIW ECON arbeitet jedoch mögliche Probleme des Imports heraus und zeigt auf, welche positiven Effekte auf Wertschöpfung und Arbeitsplätze auf der anderen Seite bei einer Produktion in Deutschland entständen.

Wasserstoff-Partnerschaften
In Deutschland wird der Bedarf an grünem Wasserstoff aus heimischer Produktion nicht gedeckt werden, daher wird ein großer Teil importiert werden. Welche Partnerschaften Deutschland plant, lesen Sie in unserem Überblick über weltweite Kooperationen.

Einen guten Überblick über die voraussichtlichen Kosten von Wasserstoffimporten im Jahr 2050 liefert unser Interview mit Heidi Ursula Heinrichs vom Forschungszentrum Jülich. Heinrichs spricht sich in dem Interview dafür aus, dass Deutschland Wasserstoff anstelle von Power-to-Liquids importieren sollte. So bliebe die Wertschöpfung im Land und die Nutzungsoptionen wären vielfältiger.

 Unabhängig von den Plänen der Bundesregierung sind im Ausland schon Projekte in Planung, die eine großtechnische Produktion von grünem Wasserstoff vorsehen:

Power-to-X-Projekte im Ausland
In Deutschland wird der Bedarf an grünem Wasserstoff aus heimischer Produktion nicht gedeckt werden, daher wird ein großer Teil importiert werden. Welche Projekte im Ausland zukünftig für Deutschland interessant sein könnten, lesen Sie in unserem Überblick über weltweite Power-to-X-Projekte.

Aufbau einer Infrastruktur für den Wasserstofftransport

Für Deutschland reicht es jedoch nicht, Partnerschaften zu forcieren. Auch in die Infrastruktur muss investiert werden, forderte der Verband der Chemischen Industrie (VCI). „Aufgrund der riesengroßen Bedarfe an grünem Wasserstoff brauchen wir neben der forcierten Weiterentwicklung unseres Heimatmarktes dringend deutsche Importterminals“, sagte der Landesvorsitzende des Verbands der Chemischen Industrie (VCI), Detlev Wösten, am 29. Juni in Laatzen bei Hannover. Stahlwerke und Raffinerien auch in Norddeutschland bräuchten Wasserstoff „in Riesenmengen, nicht in Apothekenmengen“, betonte der Geschäftsführer des VCI Nord, Jochen Wilkens.

In den Niederlanden plant der Gasnetzbetreiber Gasunie mit dem Rotterdamer Hafen ein Großprojekt. Eine Wasserstoffleitung soll durch das Rotterdamer Hafen- und Industriegebiet gelegt werden, die mit einem niederländischen Wasserstoffnetz sowie einer deutschen Pipeline verbunden werden soll. Über die Leitungen soll dann importierter Wasserstoff sowie im Hafen erzeugter Wasserstoff transportiert werden.

Während im niederländischen Rotterdam und im belgischen Antwerpen schon entsprechende Projekte angeschoben wurden, besteht in Deutschland noch Handlungsbedarf. Dem VCI zufolge wären die norddeutschen Häfen für den Import von Wasserstoff wegen ihrer Erfahrung bei der Entladung von Gasen und vorhandener Pipelines ideale Standorte. Doch es gibt bereits erste Pläne: Hamburg will bis 2030 die größten Industriebetriebe im Hafengebiet mit einem eigenen Netz für grünen Wasserstoff versorgen. Dazu soll im ersten Schritt ein Leitungsnetz von zunächst 45 Kilometern Länge eingerichtetwerden. Im zweiten Schritt könnten dann auch bereits bestehende Erdgasleitungen umgenutzt werden.

Im Chempark Dormagen entsteht zudem weltweit größte Anlage für die Einspeicherung von grünem Wasserstoff in flüssige organische Träger (LOHC). Die Projektleitung und den Anlagenbetrieb, der 2023 starten soll, übernimmt die Krefelder Tochtergesellschaft LOHC Industrial Solutions NRW. Mit Royal Vopak wird zudem eine Projekterweiterung mit möglichem Aufbau einer Lieferkette für den grünen Wasserstoff bis nach Rotterdam geplant. Dort würde der Wasserstoff aus dem LOHC freigesetzt und vor allem in den Bereichen Mobilität und Industrie genutzt werden. 

Der Transport innerhalb von Europa rückt zunehmend in den Fokus. Im Juli 2020 haben elf Fernleitungsnetzbetreiber das Konzept einer “Europäischen Wasserstoff Backbone” vorgestellt, das hauptsächlich aus umgewidmeten Erdgasleitungen bestehen soll. Auch EWE und Gasunie wollen kooperieren, um ein deutsch-niederländisches Wasserstoffnetz zu initiieren. In Südeuropa soll Mallorca zum ersten Wasserstoffknotenpunkt werden. Ohnehin entwickelt sich Spanien angesichts der klimatischen Rahmenbedingungen zum Hot Spot der europäischen Aktivitäten im Bereich grüner Wasserstoff. Acciona kooperiert hier mit Plug Power zur Versorgung der Iberischen Halbinsel. Noch weiter spannen die Partner von HyDeal Ambition den geographischen Rahmen: Sie wollen Spanien und Frankreich – und in einer weiteren Ausbaustufe auch Deutschland mit grünem Wasserstoff versorgen.

(Beitragsbild: Malp – stock.adobe.com)

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5 KOMMENTARE

  1. Sehr umfassender, guter Artikel Frau dos Santos. Meine Anerkennung. Sehr viele, hilfreiche links zu verbundenen Themen. Es ist dabei weniger wichtig, ob man die Meinungen und Zahlen der zitierten Experten alle mitträgt. Der Artikel gibt einen wirklich guten Überblick über die aktuelle Situation in diesem Thema. Danke.
    Schöne Grüße
    Julian Bott

  2. Kompliment. So wird das gemacht. Und in Deutschland werden Pilotprojekte mit staatlicher Förderung (zB in Wunsiedel) gestartet, die herausfinden sollen, ob Power2Gas funktioniert und rentabel ist.
    In Dänemark wird praktisch gezeigt, wie es geht. Weiter so !

  3. “Das Bundesverkehrsministerium sieht in der Wasserstoffmobilität viel Potenzial” schreiben Sie und das ist wohl so. Aber was H. Scheuer für richtig hält, sollte doppelt geprüft werden: Wasserstoffbusse gibt es nicht in Serie und sind das Hobby einzelner Forscher. Batteriebetriebene Busse hingegen werden von 3 deutschen, 2 holländischen, einer polnischen und 3 französischen Herstellern in Serie gebaut und sind in Europa schon tausendfach im Einsatz, in China 10tausendfach. Hier hat die Wirklichkeit die Politik und die alten Energieunternehmen, die Wasserstoff statt Gas verkaufen wollen, zum Glück schon überholt und das Rennen entschieden!

  4. Sehr gute Ausarbeitung zum Thema Power-to-gas. Aber wo bleibt das Power-to-oil Projekt, das ich in Wasser und Abfall 06/2021 dargestellt habe. Es löst das Plastikproblem mit <0,4kWh/kg und schafft speicherbares Öl bzw. Energie, die bei Flaute reaktiviert werden kann.

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