Wasserstoff aus Power-to-Gas-Anlagen. Ökonomisches und ökologisches Potenzial in den Sektoren Strom, Wärme und Mobilität

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Kurzfassung

Abstract

1 Wasserstoff als Bindeglied der Energiewende
1.1 Herausforderungen der Energiewende
1.2 Langzeitspeicher im Stromnetz
1.3 Sektorkopplung mit Power-to-X
1.4 All-Electric-Society vs. Green-Gas-Society/Technologiemix

2 Grundlagen von Wasserstoff
2.1 Geschichte des Wasserstoffs
2.2 Energiedichte und Reinheit
2.3 Produktion und Differenzierung
2.4 Vor- und Nachteile von Wasserstoff im heutigen Energiesystem

3 Sektorübergreifender Wasserstoffeinsatz: Prozesse
3.1 Elektrolyse (PtG)
3.1.1 Alkalische Elektrolyse (AE)
3.1.2 Protonen-Austausch-Membran-Elektrolyse (PEME)
3.1.3 Festoxid-Elektrolyse (SOE)
3.2 Methanisierung (PtM)
3.2.1 Katalytische Methanisierung
3.2.2 Biologische Methanisierung
3.3 Kraftstoffsynthese (PtL)
3.3.1 Methanol-Synthese
3.3.2 Fischer-Tropsch-Synthese
3.4 Brennstoffzelle
3.4.1 Reversible Brennstoffzellen als Energiespeicher
3.4.2 Kraft-Wärme-Kopplung
3.4.3 Mobilität mit Brennstoffzellen
3.5 CO2-Gewinnung/CO2-Quellen

4 Infrastruktur
4.1 Speicher- und Transportmöglichkeiten
4.2 Betriebsmittel und Wasserstoffbeimischung
4.3 Power-to-X-Projekte in Deutschland
4.4 Ideenwettbewerb: Reallabore der Energiewende

5 Rahmenbedingungen
5.1 EnWG und EEG
5.2 Netzentwicklungsplan
5.3 Sektorübergreifende CO2-Bepreisung

6 Potenzialanalyse nach Sektoren
6.1 Benchmarks und Ergebnisse der untersuchten Studien
6.1.1 dena-Leitstudie „Integrierte Energiewende“
6.1.2 MWIDE „Wasserstoffstudie Nordrhein-Westfalen“
6.1.3 NOW „Studie IndWEDe“
6.1.4 Agora „SynCost-Studie“
6.2 Ökonomisches Potenzial
6.2.1 Definition und Ansatz
6.2.2 Sektor Strom
6.2.3 Sektor Wärme
6.2.4 Sektor Mobilität
6.2.5 Auswertung: ökonomisches Potenzial
6.3 Ökologisches Potenzial
6.3.1 Definition und Ansatz
6.3.2 Sektor Strom
6.3.3 Sektor Wärme
6.3.4 Sektor Mobilität
6.3.5 Auswertung: ökologisches Potenzial

7 Fazit

Literaturverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Kurzfassung

Die vorliegende Master-Thesis befasst sich mit dem ökonomischen und ökologischen Potenzial von Wasserstoff aus Power-to-Gas-Anlagen in den Sektoren Strom, Wärme und Mobilität. Das derzeitige Potenzial wird auf Basis der aktuell verfügbaren Infrastruktur und der vorliegenden Rahmenbedingungen dargestellt. Als Grundlage für die Potenziale in den Jahren 2030 und 2050, insbesondere mit Blick auf die in Deutschland anvisierten Klimaziele, werden vier ausgewählte Studien analysiert und die relevanten Benchmarks und Empfehlungen gegenübergestellt und interpretiert.

Der Stromsektor ist mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien bereits auf einem vielversprechenden Weg, jedoch müssen Wind- und Solarenergie auch verstärkt in den Sektoren Wärme und Mobilität eingesetzt werden. Eine Sektorkopplung durch Power-to-X und der Aufbau einer Infrastruktur für grüne Gase (wie z.B. Wasserstoff) sind für das Erreichen der Klimaziele von großer Bedeutung. Insbesondere im Sektor Mobilität müssen allerdings Treibhausgas-Minderungen mit Umwandlungsverlusten abgewogen werden und batterieelektrische Fahrzeuge sollten aufgrund der hohen Effizienz die erste Wahl für Kurzstrecken sein. Ähnlich wie im Mobilitätssektor ist im Sektor Wärme die direktelektrische Variante mit Wärmepumpen deutlich effizienter als die Nutzung von Wasserstoff oder anderen grünen Gasen aus Power-to-X-Anlagen. Aufgrund der Fragmentierung im Wärmesektor ist eine hohe Flexibilität bei der Bereitstellung von Wärme erforderlich. Wasserstoff bietet hier als Grundstoff viele Möglichkeiten um eine Minderung von Treibhausgasen zu realisieren.

Neben einer Anpassung der Rahmenbedingungen (z.B. keine EEG-Umlage für PtX-Anlagen) und der Implementierung geeigneter Förderinstrumente (z.B. CO2-Bepreisung) sollte ein Massenbilanzsystem eingeführt werden, um die grüne Eigenschaft der erneuerbaren Energien nachverfolgbar auf Wasserstoff übertragen zu können. Damit die Transformation zu einem nachhaltigen Energiesystem mittelfristig gelingt, muss auf der einen Seite die Sektorkopplung durch den Einsatz von Wasserstoff aus PtG-Anlagen ermöglicht und gefördert werden. Auf der anderen Seite muss eine Elektrifizierung überall dort stattfinden, wo sie ökonomisch und ökologisch sinnvoller ist als der Einsatz grüner Gase. Es sollte ein Technologiemix angestrebt werden mit dem Ziel, sowohl die Kosten als auch die Umweltbelastung zu minimieren und dabei Versorgungssicherheit zu gewährleisten.

Abstract

The presented master's thesis deals with the economic and ecological potential of hydrogen from power-to-gas-plants in the electricity, heat and mobility sectors. The current potential is presented based on the currently available infrastructure and the existing framework conditions. As a basis for the potentials in the years 2030 and 2050, especially with regards to the climate goals targeted in Germany, a selection of four studies is analyzed and the relevant benchmarks and recommendations are compared and interpreted.

The electricity sector is already well on its way with a high share of renewable energies, but wind and solar energy must also be increasingly used in the sectors of heat and mobility. Power-to-X for sector interconnection and the development of green gas infrastructure (such as hydrogen) are critical to achieving climate goals. However, especially in the mobility sector, greenhouse gas reductions need to be balanced with conversion losses and battery electric vehicles should be the first choice for short-haul routes due to their high efficiency. As in the mobility sector, in the heat sector the direct-electrical variant with heat pumps is significantly more efficient than the use of hydrogen or other green gases from Power-to-X-plants. Due to the fragmentation in the heat sector, a high flexibility in the provision of heat is required. As a raw material, hydrogen offers many possibilities to realize a reduction of greenhouse gases.

In addition to adapting the framework conditions (e.g. no EEG-levy for PtX-plants) and implementing suitable subsidy instruments (e.g. CO2-pricing), a mass balance system should be introduced in order to be able to transfer the green nature of renewable energies to hydrogen in a traceable manner. For the transformation to a sustainable energy system to be successful in the medium term, on the one hand the sector coupling with the use of hydrogen from PtG plants must be enabled and promoted. On the other hand, electrification must take place wherever it is more economically and ecologically sensible than the use of green gases. A mix of technologies should be sought with the aim of minimizing both costs and environmental impact while ensuring security of supply.

1 Wasserstoff als Bindeglied der Energiewende

1.1 Herausforderungen der Energiewende

Die Auswirkungen des Klimawandels werden immer deutlicher. Während im vergangenen Jahr in Kalifornien verheerende Waldbrände wüteten, sank der Wasserpegel in deutschen Flüssen auf ein historisch niedriges Niveau. Im Juni 2019 war die globale Durchschnittstemperatur auf Rekordhöhe.¹ Durch die unmittelbaren Auswirkungen und die massive Präsenz in den Nachrichten sowie durch die Proteste der „ Fridays-for-Future “-Bewegung erhält das Thema „Energiewende“ immer mehr Aufmerksamkeit. Der Klimawandel und der Anstieg bzw. die Schwankungen der Kohlenstoff-Dioxid-(CO2)-Konzentration in der Atmosphäre sind in der erdgeschichtlichen Betrachtung etwas völlig Natürliches. Das Tempo und die Intensität der aktuellen Klimaveränderungen deuten aber stark auf einen anthropogenen Einfluss auf den Klimawandel hin. Seit Beginn der Aufzeichnungen im Jahr 1959 ist die CO2-Konzentration in der Atmosphäre von ca. 316 ppm (parts per million) auf erstmals über 415 ppm im Mai 2019 angestiegen.² Es gab auf der Erde zwar schon höhere CO2-Konzentrationen, jedoch verlief der Anstieg in den letzten 20 Jahren etwa 100 Mal schneller als z.B. zum Ende der letzten Eiszeit vor etwa 11.000 bis 17.000 Jahren.³

Akzeptanz für die Energiewende zu schaffen ist eine der großen Herausforderungen bei der Transformation des Energiesystems. Es gibt nach wie vor Skepsis über den Anteil des menschengemachten Klimawandels am gesamten Klimawandel und auch darüber, ob eine erhöhte CO2-Konzentration in der Atmosphäre überhaupt für einen Temperaturanstieg sorgen kann oder nicht eher die Folge eines solchen ist. Insbesondere ein Vorfall aus dem Jahr 2009 („Climategate“) hat die Glaubwürdigkeit des Weltklimarates (Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC) stark angegriffen. Nach einem vermutlichen Hacker-Angriff wurden gestohlene E-Mails von Klimaforschern veröffentlicht die angeblich belegen sollten, dass der anthropogene Klimawandel ein riesiger Schwindel ist. Obwohl diese Anschuldigungen nach mehreren unabhängigen Untersuchungen widerlegt wurden, nutzen einige Parteien und Interessensgemeinschaften nach wie vor aus dem Kontext gerissene Textpassagen, um politische oder wirtschaftliche Interessen durchzusetzen und gegen die Energiewende Stimmung zu machen.

Demgegenüber stehen zahlreiche unabhängige, internationale Studien von Klimaforschern, deren gemeinsamer Konsens bereits analysiert wurde. Demnach sind sich 90 bis 100 % (abhängig von der genauen Fragestellung, zeitlichen Koordinierung und Messung) der publizierenden Klimaforscher einig, dass es durch die hohen Treibhausgas-(THG)-Emissionen einen starken anthropogenen Einfluss auf den Klimawandel gibt.⁴

Die Bedeutung des Klimaschutzes nimmt weltweit zu. In der EU gibt es ambitionierte Klimaziele und Richtlinien, die in nationalem Recht umgesetzt werden müssen. Die EU-Kommission hat erst vor kurzem angemahnt, dass Deutschland mehr tun muss, um die 2030-Ziele zu erreichen. Schon bei den 2020-Zielen werden voraussichtlich zwei von drei Zielen verfehlt. Der Primärenergieverbrauch (PEV) ging im Jahr 2018 um 10 % gegenüber 2008 zurück (Ziel 2020 = -20 %; 2050 = -50 %) und die THG-Emissionen konnten bis 2017 nur um 27,5 % gegenüber dem Referenzjahr 1990 reduziert werden (Ziel 2020 = 40 %; 2050 = 80 bis 95 %). Lediglich der Anteil der erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch (EEV) ist mit 16,6 % im Jahr 2018 schon nah am deutschen Klimaziel für das Jahr 2020 von 18 % (2050 = 60 %).⁵

Neben Überzeugungsarbeit (Akzeptanz schaffen) und dem massiven Ausbau der erneuerbaren Energien (EE) zum Erreichen der Klimaziele besteht noch die Herausforderung, zentrale und dezentrale Energieerzeugung in ein ausgewogenes Verhältnis zu bringen. Während eine zentrale Energieerzeugung, z.B. durch Großkraftwerke, einen geringen Steuerungsaufwand erfordert, liegt der Vorteil einer dezentralen Energieerzeugung bei den geringeren Umwandlungs- und Transportverlusten.

Je nachdem wie sich das deutsche Energiesystem in den nächsten 30 Jahren weiterentwickelt, wird es noch weitere konkrete Herausforderungen bei der Energiewende geben. Sollte sich die deutsche Bundesregierung für eine starke Elektrifizierung in allen Sektoren entscheiden, werden Langzeitspeicher mit hoher Kapazität für das Stromnetz zwingend notwendig. Wird dagegen eher ein Technologiemix, z.B. mit synthetischen Brenn- und Kraftstoffen auf Strombasis (Powerfuels), im Energiesystem angestrebt, so wird vor allem die Sektorkopplung die zentrale Herausforderung darstellen. Ein vielversprechender Ansatz für die Sektorkopplung ist Wasserstoff aus Power-to-Gas-Anlagen für die direkte Nutzung (z.B. in Brennstoffzellen), als Grundstoff für Powerfuels, in der chemischen Industrie oder als Langzeitspeicher im Stromnetz.

1.2 Langzeitspeicher im Stromnetz

Die größte Herausforderung der in Deutschland skalierbaren erneuerbaren Energien ist ihre volatile Einspeisung. Windkraft- und Photovoltaikanlagen können ohne ausreichend Wind bzw. Solarstrahlung keine Energie in das Netz einspeisen und sind damit nicht grundlastfähig. Diese Aufgabe wird derzeit noch von Atom- und Kohlekraftwerken übernommen, da diese unabhängig von der Witterung betrieben werden können. Bis zum Jahr 2022 werden in Deutschland allerdings ca. 10,8 Gigawatt (GW) Leistung durch das Abschalten der letzten Atomkraftwerke wegfallen. Weitere 43 GW gesicherte Leistung fallen bis 2038 durch den geplanten Kohleausstieg weg. In den kommenden 20 Jahren müssen also über 50 GW an gesicherter Leistung durch fluktuierende erneuerbare Energien ersetzt werden. Für die Residuallast, also für den Teil der Stromnachfrage, der aufgrund der vorliegenden Bedingungen (z.B. wenig Wind und Sonne) nicht durch erneuerbare Energien gedeckt werden kann, werden Langzeitspeicher und flexible Lasten mit einer Gesamtkapazität im Terrawattstunden-(TWh)-Bereich benötigt. Andernfalls kann keine Netzstabilität gewährleistet werden.

Aufgrund der geografischen Verhältnisse kann in Deutschland durch Pumpspeicherkraftwerke nur ein geringer Teil des Speicherbedarfs gedeckt werden. Für die Speicherung von elektrischer Energie (in Form von chemischer Energie) bieten sich Batteriespeicher sowie Wasserstoff aus PtG-Anlagen an. Der große Vorteil des Wasserstoffs ist, dass durch das vorhandene Erdgasnetz und Erdgasspeicher mit über 350 TWh bereits ein enormes Speicherpotenzial vorhanden ist. Die Kapazität der Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland beträgt nur 0,04 TWh.⁶ Um dieses Potenzial voll ausnutzen zu können muss aus dem Wasserstoff jedoch zunächst synthetisches Methan hergestellt werden, da der maximale Volumenanteil von Wasserstoff im Erdgasnetz zurzeit noch stark begrenzt ist.

Die Möglichkeit, überschüssige elektrische Energie z.B. aus dem Sommer für eine Dunkelflaute im Winter zu speichern, ist eine Grundvoraussetzung, um den Anteil der erneuerbaren Energien im Stromsektor weiter zu erhöhen. Um die gesetzten Klimaziele zu erreichen reicht es allerdings nicht aus, sich nur auf den Sektor Strom zu fokussieren. Dieser ist mit einem Anteil von 20 % am EEV (Jahr 2017) weniger bedeutend als die Sektoren Mobilität mit 30 % sowie Wärme und Kälte mit 50 %.⁷ Ziel sollte es sein, den Anteil der erneuerbaren Energien in allen Sektoren zu erhöhen und die bisherige Trennung dieser Sektoren aufzuheben. Sektorkopplung ist das Stichwort und Power-to-X bietet in diesem Bereich ein hohes Potenzial.

1.3 Sektorkopplung mit Power-to-X

Der Grundgedanke der Sektorkopplung ist, die bisherige Trennung der Sektoren Strom, Wärme und Kälte, Mobilität und Industrie aufzuheben und einen einfachen Austausch von Energie zwischen den Sektoren zu ermöglichen. Der Industriesektor wird in der Potenzialanalyse dieser Arbeit nur am Rande betrachtet.

Unter Power-to-X (PtX) werden alle Prozesse zusammengefasst, bei denen unter Einsatz von elektrischer Energie ein anderer Sekundärenergieträger entsteht. Dazu gehören unter anderem Power-to-Gas, Power-to-Methane, Power-to-Liquid, Power-to-Heat (PtH) und Power-to-Chemicals (PtC). Da zum einen der Industriesektor nicht analysiert wird und zum anderen der Fokus auf Prozessen mit Wasserstoff (PtG) als Grundlage liegt, werden PtH, PtC und weitere Ansätze, wie z.B. Power-to-Metal in der Potenzialanalyse nicht weiter betrachtet. Unter PtX werden daher im weiteren Verlauf dieser Arbeit die Prozesse PtG, PtM und PtL zusammengefasst.

Als Power-to-Gas (PtG/PtH2) wird die Herstellung von Wasserstoff (H2) aus Wasser und elektrischer Energie mit Hilfe eines Elektrolyseurs bezeichnet. Dieser Prozess ist die Grundlage für alle weiteren in dieser Arbeit untersuchten PtX-Prozesse und erhält damit besondere Bedeutung. Power-to-Methane (PtM/PtCH4) ist ein Begriff, der in der Literatur nicht sehr konsequent verwendet wird. In einem weiteren Schritt, der Methanisierung, kann aus Wasserstoff unter Zugabe von CO2 synthetisches Methan hergestellt werden. Dieser Prozess ist derzeit noch notwendig, um die vorhandene Gasinfrastruktur uneingeschränkt nutzen zu können. Häufig wird unter PtG sowohl Elektrolyse als auch Methanisierung zusammengefasst. Der Begriff PtM wird in dieser Arbeit genutzt, um eine bessere Differenzierung der einzelnen Prozesse zu ermöglichen. Bei Power-to-Liquid (PtL) wird ähnlich wie bei PtM in einem Syntheseverfahren unter Zugabe von CO2 ein synthetischer Energieträger hergestellt. Bei PtL ist das Produkt im Gegensatz zu PtG und PtM allerdings nicht gasförmig, sondern flüssig. Diese synthetischen Flüssigkraftstoffe können sowohl für Benziner als auch für Diesel hergestellt werden und sind problemlos in die vorhandene Infrastruktur integrierbar.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Substitutionswirkung durch PtG, PtM, PtL und PtH Quelle: UBA (2016) S. 14

Abbildung 1 zeigt die Substitutionswirkung von PtX bei den fossilen Energieträgern Erdgas und Erdöl (flüssige Kraftstoffe). Aufgrund der hohen Umwandlungsverluste bedingt durch die derzeit noch steigerungsfähigen Wirkungsgrade von Elektrolyse, Methanisierung und Syntheseverfahren, ist ein positiver Substitutionseffekt nur im Bereich PtH mit Wärmepumpen zu erzielen. Solange die Wirkungsgrade nicht gesteigert oder die allgemeinen Rahmenbedingungen (Steuern, Abgaben und Umlagen) zu Gunsten von PtX-Technologien angepasst werden, ist ein Betrieb von PtX-Anlagen (nicht PtH) aus ökonomischer Sicht nur mit Überschussstrom relevant. Aus ökologischer Sicht bietet die Sektorkopplung mit PtX schon heute ein enormes Potenzial, allerdings nur, wenn der verwendete Strom weit überwiegend aus erneuerbaren Energiequellen gewonnen wird.

1.4 All-Electric-Society vs. Green-Gas-Society/Technologiemix

Die Energiewende ist ein auf Jahrzehnte ausgelegter Prozess. Um die für 2030 und 2050 gesetzten Klimaziele zu erreichen, müssen schon heute entsprechende Rahmenbedingungen geschaffen werden, welche langfristige Investitionsentscheidungen zulassen und fördern. Die zentrale Frage ist: wie wird sich das Energiesystem in Deutschland in den nächsten 30 Jahren entwickeln? Aus den bereits angesprochenen Einsatzgebieten des Wasserstoffs, Langzeitspeicher im Stromnetz und Sektorkopplung, lassen sich zwei übergeordnete Szenarien ableiten.

Auf der einen Seite gibt es das Szenario der Elektrifizierung aller Sektoren. Die Kernpunkte sind: Ausbau des Stromnetzes; Langzeitspeicherung mit Rückverstromung; batterieelektrische Fahrzeuge; Wärmepumpen. In diesem Zusammenhang wird auch öfter von der „All-Electric-Society“ gesprochen. Die Elektrifizierung stößt allerdings an vielen Stellen an ihre Grenzen. Batterieelektrische Antriebe sind für den Schwerlastverkehr auf den Straßen sowie für Schiffe und Flugzeuge aufgrund der eingeschränkten Reichweite und langen Ladezeiten nicht optimal. Wärmepumpen eignen sich aufgrund der geringen Vorlauftemperaturen eher für Fußboden- und Flächenheizungen und sind somit auch nicht überall einsetzbar.

Auf der anderen Seite gibt es das Szenario der Integration von „grünen Gasen“ im großen Maßstab in das Energiesystem. Die Schwerpunkte sind: Mindestquote für grüne Gase (z.B. Biomethan, Biopropan) in allen Sektoren; Nutzung der vorhandenen Gasinfrastruktur; Entlastung des Stromnetzes; Technologieoffenheit. Für dieses Szenario wird häufig der Begriff „Green-Gas-Society“ verwendet. Aufgrund der in Kapitel 1.3 erläuterten Substitutionswirkung werden sich aber auch in diesem Szenario viele Einsatzgebiete für batterieelektrische Fahrzeuge und Wärmepumpen finden. Daher wird für dieses Szenario der Begriff „Technologiemix“ bevorzugt verwendet. Wasserstoff, der mittels erneuerbarer Energien hergestellt wird, kann als grünes Gas in Brennstoffzellen und Brennwertkesseln genutzt werden oder als Grundstoff für potenziell klimaneutrale synthetische Brenn- und Kraftstoffe dienen. Powerfuels bestehen, wie z.B. die fossilen Energieträger Erdgas und Erdöl, zum Teil aus Kohlenstoff und emittieren dementsprechend CO2 bei der der Verbrennung. Bei Syntheseverfahren auf Wasserstoffbasis wird der Großteil des späteren CO2-Austoßes allerdings zunächst gebunden. Das heißt, dass mit den richtigen CO2-Quellen (z.B. Atmosphäre oder CCU) ein annähernd klimaneutraler CO2-Kreislauf möglich ist. Zudem kann für den Transport und Vertrieb von Powerfuels (z.B. von synthetischem Methan) problemlos die vorhandene Infrastruktur genutzt werden.

Für die zukünftigen Herausforderungen der Energiewende wird ein flexibler Energieträger wie Wasserstoff benötigt, um genau dort zum Einsatz zu kommen, wo technische Hindernisse oder Infrastrukturprobleme eine Elektrifizierung verhindern. Das ökonomische und das ökologische Potenzial der Szenarien „Elektrifizierung“ und „Technologiemix“ sind der Kern der für diese Arbeit ausgewerteten Studien und werden in Kapitel 6 im Detail erläutert.

2 Grundlagen von Wasserstoff

2.1 Geschichte des Wasserstoffs

Wasserstoff ist das erste und leichteste Element unseres Periodensystems. Es wird unterschieden zwischen atomarem Wasserstoff (H) und molekularem Wasserstoff (H2), wobei der Fokus in dieser Arbeit auf molekularem Wasserstoff liegt. Nach heutigen Erkenntnissen besteht das Universum hauptsächlich aus Wasserstoff und auch der menschliche Körper besteht mit einem Anteil von ca. 63 % (Menge der Atome) zum Großteil aus Wasserstoff. Das Meer ist der Ursprung aller Lebewesen auf der Erde und nahezu alle Organismen benötigen flüssiges Wasser zum Überleben. Im Inneren der Sonne verschmelzen bei der Kernfusion vier Wasserstoffatome zu einem Heliumatom. Die Wärme, die bei dieser exothermen Reaktion freigegeben wird, ist die Grundlage allen Lebens auf unserem Planeten.

Der englische Chemiker und Physiker Henry Cavendish ist im Jahr 1766 bei seinen Experimenten erstmals auf das bei Zimmertemperatur farb- und geruchlose Gas gestoßen, bezeichnete es damals aber noch als „brennbare Luft“. Die Bezeichnung „Wasserstoff (hydrogen)“ wurde zuerst im Jahr 1784 in einer Veröffentlichung von Antoine Laurent de Lavoisier verwendet.⁸

Wasserstoff dient schon seit langem als Grundstoff zur Herstellung von z.B. Ammoniak oder Salzsäure. Neben der direkten stofflichen Nutzung wurde Wasserstoff früher wegen seiner geringen Dichte häufig für Heißluftballons oder Luftschiffe eingesetzt. Aufgrund der Knallgasreaktion von Wasserstoff und Sauerstoff kam es allerdings zu diversen Unfällen (Bsp. Hindenburg-Absturz 1937), woraufhin nach Alternativen gesucht wurde. Bis heute findet Wasserstoff als Sekundärenergieträger Anwendung bei U-Booten und in der Raumfahrt. So wäre z.B. bei dem Aufbau einer bemannten Mars-Station Wasserstoff als Energieträger die erste Wahl. Aber auch auf der Erde werden reversible Systeme, die als geschlossener Kreislauf und ohne Umweltbelastung funktionieren, immer wichtiger.

Neben dem Industriesektor und in der Raumfahrt bieten Wasserstoff und Wasserstoffanwendungen auch in den Sektoren Wärme und Mobilität das Potenzial, mehr als eine Nische zu sein und eine Schlüsselrolle beim Erreichen der Klimaziele einzunehmen.

2.2 Energiedichte und Reinheit

Wasserstoff besitzt im Vergleich zu anderen Energieträgern eine sehr hohe gravimetrische Energiedichte (massenspezifisch) und eine sehr geringe volumetrische Energiedichte (volumenspezifisch). Bezogen auf den Heizwert beträgt die Energiedichte 33,3 kWh/kg bzw. 3,0 kWh/Nm³.⁹ Wird im Vergleich dazu Methan betrachtet fällt auf, dass die gravimetrische Energiedichte mit 13,9 kWh/kg wesentlich niedriger ist. Die volumetrische Energiedichte liegt dagegen mit 9,94 kWh/Nm³ deutlich über der von Wasserstoff. Die geringe volumetrische Energiedichte führt dazu, dass Wasserstoff für Transport und Lagerung zunächst stark verdichtet werden muss. Andernfalls wären riesige Tanks nötig, um relevante Mengen an Energie speichern und transportieren zu können. Das Gewicht der Drucktanks wirkt sich negativ auf die gravimetrische Energiedichte des Gesamtsystems aus, daher ist die sehr hohe gravimetrische Energiedichte des Wasserstoffs in der Realität weniger wirkungsvoll als in der Theorie.

Bei der Reinheit von Wasserstoff und anderen Gasen wird in folgende Reinheitsgrade unterteilt: roh; technisch; zur Synthese; rein; hochrein/reinst; zur Analyse; ultrarein. Neben der begrifflichen gibt es auch eine Kennzeichnung mit Zahlen. Wasserstoff 5.0 besitzt z.B. eine Reinheit von mindestens 99,9990 % mit möglichen Nebenbestandteilen wie Stickstoff, Sauerstoff oder Kohlenwasserstoffen. Derzeit wird gasförmiger Wasserstoff bis zu einer Reinheit von 7.0 (≥ 99,999990 %) angeboten und flüssiger bis 6.0.¹⁰

In der Regel wird für Brennstoffzellen reiner bis hochreiner (ab 3.0) Wasserstoff verwendet. Für synthetische Kraftstoffe sind die Anforderungen mit einer Reinheit von mindestens 5.0 deutlich höher.¹¹ Es gibt bereits Ausführungen von Hochtemperatur-Brennstoffzellen die auch Wasserstoff mit geringerer Reinheit verwenden können. Die Reinheit von Wasserstoff aus einem Elektrolyseur ist abhängig von der jeweiligen Elektrolyse-Technologie und wird in Kapitel 3 dargestellt.

2.3 Produktion und Differenzierung

Da es viele Möglichkeiten gibt, um Wasserstoff herzustellen, wird durch eine farbliche Bezeichnung des Wasserstoffs deutlich gemacht, wie er produziert wurde. Grauer Wasserstoff wird durch Dampfreformierung aus Erdgas gewonnen und ist aufgrund der

CO2-Emissionen des Prozesses nicht klimafreundlich. Eine Weiterentwicklung des grauen Wasserstoffs ist der blaue Wasserstoff. Hier wird der Prozess der Dampfreformierung mit einer „Carbon Capture and Storage“ (CCS)- bzw. „Carbon Capture and Utilization“ (CCU)-Anlage gekoppelt, um die Emissionen zu senken. Brauner Wasserstoff wird durch Elektrolyse von Wasser mit Strom hergestellt. Da Netzstrom verwendet wird, hat der Wasserstoff nur eine anteilige grüne Eigenschaft, abhängig vom jeweils vorliegenden Strommix. Grüner Wasserstoff wird ebenfalls durch Elektrolyse hergestellt, allerdings mit Strom der ausschließlich aus EE gewonnen wird. Der grüne Wasserstoff hat in der Potenzialanalyse dieser Arbeit die höchste Relevanz!

Der Großteil des Wasserstoffs in Deutschland wird als Nebenprodukt bei der Verarbeitung von Rohöl in Raffinerien gewonnen (Stand 2014) und wird hauptsächlich für die direkte stoffliche Nutzung in industriellen Prozessen benötigt. Etwa ein Drittel des Bedarfs muss zusätzlich durch grauen Wasserstoff und weitere 7 % durch braunen Wasserstoff gedeckt werden.¹² Grund dafür sind die noch mehr als dreimal so hohen Gestehungskosten von grünem Wasserstoff im Vergleich zu braunem Wasserstoff.¹³ Bei einer großmaßstäblichen Integration von grünen Gasen in das Energiesystem, wird der Bedarf an grünem Wasserstoff voraussichtlich stark ansteigen.

Aufgrund der aktuellen Rahmenbedingungen ist es derzeit noch schwierig, günstigen und zu 100 % aus EE stammenden Strom für Elektrolyseure zu erhalten. Ist eine EE-Eigenversorgung oder die Nutzung von nicht-integrierbarem EE-Strom nicht möglich, bleibt nur eine der derzeit teuersten Varianten des Strombezugs für Elektrolyseure: Netzstrom mit Herkunftsnachweisen (14,5 ct/kWh) oder die Lieferung per Direktleitung aus einer EE-Anlage (12,3 ct/kWh).¹⁴

Aus diesem Grund ist neben grünem Wasserstoff zunächst auch blauer Wasserstoff relevant, um den Markt und die Innovationsbereitschaft der Stakeholder in Schwung zu bringen. Ab 2030 sollte grüner Wasserstoff den Großteil der Eigenproduktion und Importe in Deutschland ausmachen. Je nach Entwicklung der Effizienz und Kosten von CCS- bzw. CCU-Technologien kann auch blauer Wasserstoff ökonomisch und ökologisch sinnvoll eingesetzt werden. Der Fokus sollte allerdings auf dem Aufbau einer Infrastruktur für grüne Gase liegen.

2.4 Vor- und Nachteile von Wasserstoff im heutigen Energiesystem

Die in Abbildung 2 beschriebenen Vor- und Nachteile von Wasserstoff im heutigen Energiesystem dienen als Grundlage für die abschließende Zusammenfassung und das Fazit dieser Arbeit. Auf Basis der analysierten Studien wird dargestellt, welche Vor- und Nachteile bei der Transformation des Energiesystems eine besondere Relevanz aufweisen. Zudem wird aus den heutigen und in Zukunft absehbaren Vor- und Nachteilen von Wasserstoff im Energiesystem das ökonomische und ökologische Potenzial in den Sektoren Strom, Wärme und Mobilität abgeleitet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Grundlegende Vor- und Nachteile von Wasserstoff im heutigen Energiesystem (eigene Darstellung)

3 Sektorübergreifender Wasserstoffeinsatz: Prozesse

3.1 Elektrolyse (PtG)

Bei der Elektrolyse (PtG) wird eine chemische Reaktion mit Hilfe von elektrischer Energie angetrieben. Diese Technologie wird in der Industrie schon seit langem für die Reinigung gewisser Metalle oder zur Herstellung von z.B. Aluminium, Chlor, Natronlauge oder Wasserstoff eingesetzt. Für die Energiewende wird eine Infrastruktur mit Wasser-Elektrolyseuren im großen Maßstab immer interessanter. Überschussstrom oder EE-Strom aus dedizierten Anlagen (Direktleitung) kann genutzt werden, um Wasserstoff (und Sauerstoff) aus Wasser herzustellen und zu speichern oder in anderen Sektoren zu nutzen. Durch den Elektrolyseprozess wird kein CO2 emittiert. Wasserstoff, der zu 100 % mit EE-Strom gewonnen wird, trägt die Bezeichnung „eH2“.

Elektrolyseure (und Brennstoffzellen) werden in Niedertemperatur (NT) und Hochtemperatur (HT) unterteilt. Der Technologie-Reifegrad (TRL) gibt auf einer Skala von 1 bis 9 den Entwicklungsstand einer Technologie auf Basis einer systematischen Analyse an.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten^{15 16}

Abbildung 3: Benchmarks der untersuchten Elektrolysetechnologien(eigene Darstellung)

Eine Elektrolysezelle (Elektrolyseur) ist sehr ähnlich wie eine Batteriezelle aufgebaut. Sie besteht aus zwei in Wasser getauchte Elektroden, einem mit Wasser gefüllten Gehäuse, einer Spannungsquelle, einem Mechanismus zum Auffangen des entstandenen Gases und häufig einem Diaphragma bzw. einer Membran. Werden die Elektroden aus Edelmetallen (z.B. Gold oder Platin) oder aus Grafit gefertigt, steigen zwar die Kosten, aber die Lebensdauer der Zelle wird erhöht. Die Leitfähigkeit des Wassers wird i.d.R. mit Säuren oder Basen verstärkt. Durch das Anlegen einer elektrischen Gleichspannungsquelle an die Elektroden, wird eine Redoxreaktion erzwungen und Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff aufgespalten.

Die „Stacks“ (Zusammenschaltung mehrerer Zellen) sind die Hauptkomponenten eines Elektrolyseurs und machen den maßgeblichen Unterschied zwischen den jeweiligen Technologien aus. Die zugrundeliegende elektrochemische Reaktion bleibt aber bei allen Technologien gleich. Auch die Subsysteme sind bei den untersuchten Technologien in ihrer Funktion vollständig kongruent, können sich jedoch in der Art der Ausführung unterscheiden. Die Subsysteme eines Elektrolyseurs sind: Thermisches & Fluidisches Management; Systemsteuerung; Leistungselektronik (Gleichrichter); Anlagenperipherie; Wasserstoffaufbereitung.¹⁷

Im Folgenden wird die elektrochemische Reaktion einer Elektrolysezelle beschrieben: Die im Wasser enthaltenen positiv geladenen Oxonium-Ionen (H3O+) wandern im elektrischen Feld zur negativ geladenen Elektrode (Kathode) und nehmen dort ein Elektron auf (Reduktion). Es entstehen Wasserstoff-Atome (H) welche sehr schnell weiter zu Wasserstoff-Molekülen (H2) reagieren. Der gasförmige Wasserstoff kann über der Kathode in einem Gasabscheider aufgefangen werden. Durch den aufsteigenden Wasserstoff wird der Kathodenraum basischer, woraufhin die negativ geladenen Hydroxid-Anionen (OH-) zur Anode wandern. Dort reagieren sie unter Elektronenabgabe (Oxidation) zu Sauerstoff, welcher dann über der Anode in einem weitere Gasabscheider aufgefangen werden kann. Analog zum Kathodenraum wird der Anodenraum daraufhin saurer und Protonen (H+) wandern in Richtung Kathode. Hier entstehen durch Protolyse von Wasser und Protonen positiv geladenen Oxonium-Ionen für die Reduktion und der Kreislauf ist abgeschlossen.¹⁸

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die gekürzte Gesamtreaktionsgleichung zeigt, dass bei der Elektrolyse kein CO2 emittiert werden kann, denn die Reaktion läuft ohne Kohlenstoff (C) ab. Die einzigen Produkte sind Wasserstoff, Sauerstoff und Wasser. Wird zu 100 % EE-Strom genutzt ist die Elektrolyse, mit Ausnahme der Aufwendungen für Produktion und Transport der Elektrolysezelle (graue Energie), ein komplett CO2-neutraler Prozess. Dieser maßgebliche Vorteil und die hohe Flexibilität beim Einsatz von Wasserstoff im Energiesystem machen PtG (Elektrolyse) zu einem vielversprechenden Ansatz bei der Transformation des Energiesystems.

3.1.1 Alkalische Elektrolyse (AE)

Die alkalische Elektrolyse (AE) ist eine Form der Niedertemperatur-Elektrolyse, bei der die Leitfähigkeit des Wassers durch eine hochkonzentrierte Lösung von Kaliumhydroxid (KOH) erhöht wird. Die AE ist die einfachste und am weitesten verbreitete Elektrolysetechnologie und wird bereits seit 100 Jahren kommerziell in der Industrie genutzt. Aufgrund der hohen Verfügbarkeit am Markt und der technischen Ausgereiftheit besitzt diese Technologie mit einem Wert von 9 den maximalen TRL. Das bedeutet allerdings nicht, dass sich die AE nicht weiter optimieren ließe.

Seit Anfang 2019 erprobt das Zentrum für Solarenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) beispielsweise eine optimierte alkalische Druck-Elektrolyseanlage mit maximal 300 kW und 30 bar. Obwohl der Fokus auf der Entwicklung günstigerer Elektroden und einer insgesamt einfacheren Konstruktion für eine mögliche Serienfertigung liegt, konnte durch eine neue Elektrodenbeschichtung die Leistungsdichte der Anlage um 20 % gesteigert werden. Bei gleichem Bauvolumen und Energieverbrauch kann also 20 % mehr Wasserstoff produziert werden. Jedoch muss die Dauerhaltbarkeit dieser neuen Elektrodenbeschichtung erst noch nachgewiesen werden.¹⁹

Während das Stackdesign immer in klassischer Filterpressanordnung ausgeführt ist, können sich die Zelldesigns bei der AE teilweise stark unterscheiden. Unter anderem werden für die Elektroden neben simplen Streckmetallen aus Nickel auch Metallstrukturen in „ZeroGap“-Ausführung eingesetzt.²⁰ Der maßgebliche Vorteil dieser Technologie sind die im Vergleich zu anderen Technologien geringen Kosten aufgrund der hohen Verfügbarkeit am Markt. Dieser Umstand sorgt allerdings auch dafür, dass nur noch geringe Kostenreduktionen durch Skaleneffekte erzielt werden können. Nachteile ergeben sich durch die Involvierung eines Gefahrenstoffs (Kaliumhydroxid) und durch die in vielen Fällen notwendige nachträgliche Reinigung des Wasserstoffs.

3.1.2 Protonen-Austausch-Membran-Elektrolyse (PEME)

Bei der Protonen-Austausch-Membran-Elektrolyse (PEME), auch Polymer-Elektrolyt-Membran-Elektrolyse genannt, wird eine ionenleitfähige Kunststoffmembran auf der Basis von Poly-Tetra-Fluor-Ethylen (PTFE) zur Ionenleitung und Gastrennung genutzt. Im Gegensatz zur AE wird das Wasser bei der PEME ohne Laugenbeimischung der Anodenseite zugeführt. Stattdessen wird ein Katalysator (i.d.R. aus Iridium oder Platin) verwendet, um die Reaktion anzuregen. Der Bedarf an solchen seltenen Rohstoffen muss reduziert werden, damit diese Technologie im Multi-GW-Bereich mitspielen kann, denn der Iridium-Bedarf für eine Jahresproduktion von 10 GW PEME könnte durch die derzeitige Iridium-Weltproduktion nicht abgedeckt werden.²¹

Auf der Anodenseite wird mit Strom und durch den Katalysator aus dem Wasser Sauerstoffgas erzeugt und es entstehen zusätzlich Wasserstoff-Ionen. Diese werden durch die ionenleitfähige Membran zur Kathodenseite transportiert und es entsteht Wasserstoffgas. Der Ionen-Transport erfolgt hier durch einen sauren (anstelle eines alkalischen) Elektrolyten, der fester Bestandteil des Membrankunststoffs ist. Daher wird die PEME auch als „saure Elektrolyse“ bezeichnet.²²

Das Stackdesign bei der PEME folgt im Prinzip immer dem gleichen Aufbau und auch bei den Zelldesigns wird mit sehr ähnlichen Membran-Elektroden-Einheiten gearbeitet. Geringfügige Unterschiede existieren bei der Ausführung der Strömungsführung und bei der Verpressungseinrichtung für den Zellstapel. Weiterhin wird zwischen Differenzdruckbetrieb und druckausgeglichenem Betrieb unterschieden.²³

Mit einem TRL von 8 ist die PEME technisch weitgehend ausgereift aber noch nicht im großen Maßstab kommerziell verfügbar. Kommerziell wird diese Technologie aktuell nur in kleinen bis mittleren Anwendungen (< 300 kW) eingesetzt und verfügt dadurch über ein höheres Kostensenkungspotenzial durch Skaleneffekte als die AE.

Die Vorteile der PEME sind eine kompakte Bauweise, weitgehende Wartungsfreiheit, keine Verwendung von Gefahrenstoffen und die Möglichkeit zur Integration der Wasserstoffreinigung in die Stacks. Der große Nachteil der PEME sind die derzeit noch hohen Kosten aufgrund des Bedarfs an seltenen Rohstoffen. Durch weitere Forschung und dem Erschließen von Skaleneffekten könnten die Kosten zukünftig sogar unter die der AE sinken.²⁴ Dadurch würde sich die PEME zu einer disruptiven Technologie entwickeln, denn sie wäre günstiger und einfacher als vergleichbare Technologien und gerade gut genug um die Transformation des Energiesystems anzugehen!

3.1.3 Festoxid-Elektrolyse (SOE)

Die elektrochemische Reaktion ist bei der Festoxid-Elektrolyse (SOE: solid oxide electrolysis) identisch mit der der AE und der PEME. Da es sich hier aber um eine HT-Elektrolyse handelt, wird ein Teil der benötigten Energie separat zur Verdampfung des Wassers in der Elektrolysezelle genutzt. Diese Verdampfungswärme kann als thermische Energie direkt in den Elektrolyseprozess eingekoppelt werden, denn die Elektrolyse ist eine endotherme Reaktion. So kann der elektrische Energieanteil für die Wasserspaltung reduziert und der Wirkungsgrad gesteigert werden.²⁵

Die SOE ist mit einem TRL von 6 als „Prototyp in Einsatzumgebung“ anzusehen und derzeit sind kaum Komplettsysteme am Markt verfügbar. Das ist auch der Grund dafür, dass es bei der SOE die größten Unterschiede hinsichtlich der Stack- und Zelldesigns gibt. So ist beispielsweise noch nicht geklärt, wie der Zellstapel auf Temperatur gebracht und gehalten werden soll oder unter welchem Druck der Prozess zukünftig laufen soll.²⁶

Vorteile der SOE sind die hohen Wirkungsgrade und die Möglichkeit zur Erzeugung von Synthesegas in nur einem Schritt (HT-Co-Elektrolyse von CO2). Zu den Nachteilen gehören die noch sehr hohen Kosten und die geringe Lebensdauer der Zellen. Auf der einen Seite wird dieser Technologie das größte Potenzial zugeschrieben, denn es sind theoretisch noch massive Kostenreduktionen möglich und insbesondere die HT-Co-Elektrolyse von Synthesegas ist ein vielversprechender Ansatz. Auf der anderen Seite ist bei der SOE die Unsicherheit über die Technologiefortschreibung am höchsten, denn für eine massive Kostensenkung in Relation zu den NT-Technologien gibt es derzeit kaum Indizien.

3.2 Methanisierung (PtM)

Bei der Methanisierung von Wasserstoff (PtM) wird durch den Einsatz von Kohlendioxid synthetisches Methan (CH4) hergestellt. Das synthetische Methan hat dieselben Eigenschaften wie natürliches Erdgas und kann dementsprechend in das Erdgasnetz eingespeist oder beispielsweise für Erdgasfahrzeuge genutzt werden. Für eine frühzeitige Integration von eH2 im großen Maßstab in das Energiesystem ist die Methanisierung essenziell, denn weder Gasheizungen noch die Gastransport-Infrastruktur sind derzeit auf einen hohen Volumenanteil von Wasserstoff im Gasgemisch ausgelegt. Zudem sind reine Brennstoffzellenfahrzeuge und Wasserstoff-Tankstellen in Deutschland noch eine Seltenheit.

Mittelfristig sollte der Fokus allerdings auf der Nutzung von reinem Wasserstoff liegen, welcher zunächst fossiles Erdgas und anschließend synthetisches Methan substituiert. Neben CO2 können auf diese Weise Kosten und Energieverluste der Methanisierung vermieden werden. Um dieses Ziel zu erreichen, muss schon heute massiv in die Transformation hin zu einem entsprechenden Energiesystem investiert werden, welches die Nutzung von eH2 genau dort ermöglicht und fördert, wo die Elektrifizierung aus ökonomischer oder ökologischer Sicht an ihre Grenzen stößt.

Die Methanisierung von Wasserstoff kann als katalytischer oder als biologischer Prozess durchgeführt werden. Da es aus ökonomischer Sicht kaum Unterschiede zwischen den Technologien gibt (Abbildung 4), ist das primäre Auswahlkriterium der Standort der PtG- und PtM-Anlage. Während sich für die katalytische Methanisierung verschiedene CO2-Quellen anbieten, nutzt man bei der biologischen Methanisierung immer Fermente aus Biogasanlagen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten²⁷

Abbildung 4: Benchmarks der katalytischen und biologischen Methanisierung (eigene Darstellung)

3.2.1 Katalytische Methanisierung

Für die katalytische Methanisierung (Sabatier-Prozess) wird ein Katalysator i.d.R. auf der Basis von Nickel benötigt, um die Reaktion von Wasserstoff und Kohlendioxid zu Methan und Wasser anzuregen. Aufgrund der Vielzahl von möglichen CO2-Quellen (Kapitel 3.5) spielt die Standortauswahl eine große Auswahl für die Wirtschaftlichkeit der Anlage. Derzeit bieten sich noch die Abgase von fossilen Kraftwerken an, jedoch wird diese CO2-Quelle voraussichtlich spätestens ab dem Jahr 2038 durch den Kohleausstieg nicht mehr in großen Mengen zur Verfügung stehen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Es handelt sich hierbei um eine exotherme Reaktion, es wird also Wärmeenergie freigesetzt. Das führt dazu, dass der Brennwert im erzeugten Methan um ca. 14 % geringer als der des eingesetzten Wasserstoffs ist. Dafür kann nun uneingeschränkt das vorhandene Erdgasnetz genutzt werden. Die Reaktionswärme muss gezielt abgeführt werden, denn bei zu hohen Temperaturen wird die Umsetzung unvollständig und bei zu niedrigen Temperaturen wird die Reaktion gebremst.²⁸

Durch eine Nutzung der Abwärme lässt sich die Energiebilanz verbessern. Daher gibt es Überlegungen zu Kombinationsanlagen insbesondere mit HT-Elektrolyseuren. Hier kann die Abwärme der Methanisierung genutzt werden, um den Energieaufwand für die Wasserverdampfung bei der HT-Elektrolyse zu reduzieren und den Gesamtwirkungsgrad zu steigern. Dieser Ansatz wird beispielsweise in einer Demonstrationsanlage des EU-Projektes „HELMETH“ genutzt.

3.2.2 Biologische Methanisierung

Eine andere Möglichkeit zur Methanisierung von Wasserstoff ist die biologische Methanisierung mithilfe von Mikroorganismen. Die Archaeen (Urbakterien) wandeln H2 und CO2 in erneuerbares Methan um. Als Standort bietet sich die unmittelbare Nähe zu einer Biogasanlage an, denn aus den Fermenten dieser Anlagen können die benötigten Bakterien für die biologische Methanisierung gewonnen werden. Der Bioreaktor „Orbit“ wird durch das Forschungszentrum Jülich mit dem Ziel betrieben, die biologische Methanisierung zu optimieren. Da die Archaeen in der Flüssigphase unter anaeroben Bedingungen leben, muss der Reaktor sauerstofffrei sein und die Edukte (H2 und CO2) in Lösung gebracht werden. Außerdem schaffen die Bakterien i.d.R. keine vollständige Umwandlung der eingesetzten Gase. Dadurch ist die Methankonzentration für eine direkte Einspeisung in das Erdgasnetz nicht hoch genug und eine nachträgliche Gasreinigung ist notwendig.²⁹

Dass diese Technologie aber durchaus Potenzial hat, zeigt die Biomethanisierungsanlage des EU-Projektes „STORE&GO“. Nach einer Laufzeit von lediglich vier Tagen erreichte das erneuerbare Methan die benötigte Konzentration von 96 % und konnte so unbegrenzt in das Erdgasnetz eingespeist werden.³⁰

3.3 Kraftstoffsynthese (PtL)

Die Kraftstoffsynthese auf Wasserstoffbasis (PtL) wird besonders im Szenario “Technologiemix” während der Transformation des Energiesystems eine wesentliche Rolle spielen, um den Erdölanteil insbesondere im Sektor Mobilität zu reduzieren. In PtL-Anlagen wird zunächst aus einem brennbaren Gas (z.B. H2) und einer Kohlenstoff-Verbindung (z.B. CO2) ein synthetischer Roh-Flüssigkraftstoff hergestellt, welcher dann in einem weiteren Schritt raffiniert werden kann. Der so produzierte synthetische Kraftstoff kann dann in herkömmlichen Otto- und Diesel-Verbrennungsmotoren genutzt werden und bietet damit die Möglichkeit, den Anteil erneuerbarer Energien im Sektor Mobilität ohne großflächige Infrastrukturmaßnahmen zu erhöhen. Synthetisches Kerosin für Flugzeuge und Heizöl sind ebenfalls möglich. Der Großteil des CO2, dass bei der Verbrennung emittiert wird, muss für die Synthese zunächst gebunden werden und stammt im besten Fall aus CCU-Anlagen oder direkt aus der Atmosphäre. Das bedeutet, dass für jeden getankten Liter bereits eine gewisse Menge an CO2 kompensiert wurde. Wird jedoch CO2 verwendet, welches ohnehin nicht in die Atmosphäre gelangt wäre, ist das ökologische Potenzial nicht mehr vorhanden und eH2 sollte aufgrund der hohen Umwandlungsverluste dieses Prozesses möglichst an anderer Stelle eingesetzt werden.

Biokraftstoffe wie Biomethan oder Biodiesel lassen sich zwar deutlich kostengünstiger aus Biomasse (z.B. aus pflanzlichen Abfällen) herstellen als Powerfuels aus (grünem) Wasserstoff, jedoch ist die Verfügbarkeit von geeigneter Biomasse stark begrenzt und nicht ausreichend für eine massive THG-Reduktion im Sektor Mobilität. Das Problem von PtL sind die damit verbundenen massiven Wirkungsgradverluste von der Produktion bis hin zur Verbrennung im Motor. Bei einer Rechnung mit den aktuellen Wirkungsgraden (Elektrolyse = ca. 70 %; Kraftstoffsynthese = 56 %; Dieselantrieb = 33 %) ergibt sich ein Gesamtwirkungsgrad von rund 13 % (ohne Stromerzeugung; ohne Transportverluste). Ein Elektromotor für PKW kann dagegen Wirkungsgrade von etwa 90 % erreichen. Die hohen Umwandlungsverluste und die CO2-Abhängigkeit von PtL sind der Grund dafür, dass diese Technologie nur dort zum Einsatz kommen sollte, wo effizientere und sauberere Technologien wie z.B. brennstoffzellen- oder batterieelektrische Fahrzeuge nicht ökonomisch und ökologisch sinnvoll genutzt oder integriert werden können.

[...]

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¹ C3S (2019): o.S.

² NOAA/ESRL (2019): o.S.

³ NOAA (2019): o.S.

⁴ John Cook (2016): S. 6

⁵ UBA (2019a) / (2019b) / (2019c): o.S.

⁶ VNG (o.J.) o.S.

⁷ AEE (2018): o.S.

⁸ Periodensystem-Online (o.J.): o.S.

⁹ Paschotta (2019c): o.S.

¹⁰ Linde (o.J.): o.S.

¹¹ Shell (2017): S. 27

¹² dena (2016): S. 16

¹³ dena (2016): S. 20, S. 45

¹⁴ dena (2018): S. 7-8

¹⁵ dena (2018): S. 10

¹⁶ Shell (2017): S. 15

¹⁷ Fraunhofer/NOW (2018): S. 33-35

¹⁸ Paschotta (2018): o.S.

¹⁹ ZSW (2019): S. 1-3

²⁰ Fraunhofer/NOW (2018): S. 32

²¹ Fraunhofer/NOW (2018): S. 113

²² ZSW (2013): S. 4

²³ Fraunhofer/NOW (2018): S. 33

²⁴ Fraunhofer/NOW (2018): S. 43

²⁵ ZSW (2013): S. 5

²⁶ Fraunhofer/NOW (2018): S. 34

²⁷ dena (2018): S. 10

²⁸ Paschotta (2017): o.S.

²⁹ Paschotta (2017) o.S.

³⁰ dena (2019): o.S.