Wasserstoff und Photovoltaik – bald ein lohnendes Doppel

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Photovoltaik und Batteriespeicher bieten Rundumversorgung: Die Kombination verspricht optimierten Eigenverbrauch, sauberes Laden des Elektroautos und ein optimiertes Stromsystem. Dabei werden die Batterieanwendungen immer größer, die Preise sinken kontinuierlich und das Marketing wird immer wichtiger. Exemplarisch dafür steht der gehypte Vordenker Tesla.

Die US-Firma baute in Australien den größten Batteriespeicher mit 129 Megawattstunden nutzbarer Speicherkapazität – eine Größenklasse, die bisher Pumpspeicherkraftwerken vorbehalten war. Übernehmen (Lithium-)Batterien also bald alle Aufgaben im Bereich der Energiespeicherung? Nun ja, scheint erst mal so zu kommen.

Und was ist mit Wasserstoff (H2), seit den 1980er-Jahren der „Energieträger der Zukunft“? Wenn Wasserstoff zur Zwischenspeicherung elektrischer Energie erst mal nicht richtig zum Zuge kommt – wo dann? Vor allem im Bereich der großen Transportfahrzeuge ist das Rennen um den Energieträger der Zukunft noch offen. Alstom hat beispielsweise einen Hydrail entwickelt, der Zug ist derzeit im Pilotbetrieb und wird ab 2021 in größerem Stil auf Regionalbahnstrecken eingesetzt werden.

Denn die Nachfrage der Bundesländer ist enorm: Niedersachsen hat 14 Züge bestellt, der Rhein-Main-Verkehrsverbund in Hessen bereitet den Kauf von 26 Zügen vor, und es liegen Interessenbekundungen aus Nordrhein-Westfalen und Baden-Württemberg vor. Der „Corodia iLint“ genannte Zug nutzt Wasserstofftanks und Brennstoffzellen für den Antrieb auf nicht elektrifizierten Bahnstrecken. Der Zug kann bis zu 300 Passagiere aufnehmen und fährt bis zu 140 Kilometer pro Stunde bei einer Reichweite von 1.000 Kilometern. Wie so oft wird diese Wasserstoffanwendung ergänzt durch eine Lithiumbatterie für die Rückgewinnung der Bremsenergie und die Versorgung der Bordelektronik.

Das größte Problem ist bisher die Bereitstellung des Wasserstoffs. Auf einer typischen Bahnlinie, die mit zehn Zügen bedient wird, werden täglich rund 600 Kilometer zurückgelegt. Das entspricht einem Wasserstoffverbrauch von 1.800 Kilogramm täglich. Eine größere H2-Tankstelle hat einen Wasserstofftank von rund 200 Kilogramm.

Die gute Nachricht: Hier bieten sich attraktive Geschäftsmöglichkeiten für Betreiber von Solar- und Windparks. Der Strom für den Betrieb der Elektrolyseure wird bestenfalls lokal an den Endhaltestellen erzeugt. Für Spekulanten könnte es sich lohnen, schon einmal Flächen an den Endpunkten nicht elektrifizierter Bahnstrecken zu sichern.

Ähnliche lokal basierte Vollversorgungskonzepte sind auch für die Schifffahrt in Erprobung. Im Projekt „e4ships“ wird der Einsatz von Wasserstoff und Brennstoffzelle in Seeschiffen erprobt, Konsortialpartner sind unter anderem die Meyer Werft und Thyssenkrupp Marine Systems. Wie so oft in der Wasserstoffwelt sind es „alte“ Industrieriesen, die auf das Gas setzen. Nicht immer mit Erfolg, wie das jahrzehntelange Engagement von Mercedes im Bereich der Brennstoffzelle unterstreicht. Denn die batteriebetriebenen Elektroautos sind im Individualverkehr ja mittlerweile davongefahren.

18,5 Gigawatt Potenzial für Photovoltaik

Der wichtigste Anwendungsfall für grünen Wasserstoff wird in den nächsten Jahren in der chemischen Industrie entstehen. Hier wird H2 in der Regel aus Erdgas durch Dampfreformation gewonnen. Die Wasserelektrolyse mit Strom aus erneuerbaren Energiequellen spielt bisher eine untergeordnete Rolle. Das sollte sich bald ändern lassen, denn rund 95 Prozent des industriell genutzten Wasserstoffs werden vor Ort produziert, zum Beispiel an Ölraffinerien und Anlagen zur Ammoniak- und Methanolsynthese. Für Vor-Ort-Strom sind Photovoltaik und Windkraft ja bekanntlich die besten Partner!

Nach Angaben von Eurostat lag die Wasserstoffproduktion in Deutschland im Jahr 2016 bei rund 4,38 Milliarden Kubikmeter. Umgerechnet auf Photovoltaikkapazität würde eine Umstellung auf grünen Wasserstoff in der Chemieindustrie ein theoretisches Zubaupotenzial von 18,5 Gigawatt bedeuten. Es handelt sich dabei jedoch nur um eine überschlägige Rechnung ohne Berücksichtigung der Volllaststunden und Erzeugungsprofile von Photovoltaikanlagen (Annahmen: PV-Ertrag von 1.000 Kilowattstunden pro Kilowattpeak, unterer Heizwert H2 von drei Kilowattstunden pro Kubikmeter, Prozesseffizienz von 71 Prozent). Dieser Wert könnte noch zu niedrig sein, da die Produktion von Wasserstoff nicht registrierungspflichtig ist. Hier ist sie also, die „niedrig hängende Frucht“ des Wasserstoffs aus Photovoltaik, Wind & Co.

Das Potenzial ist also da, und es besteht fast schon Kostenparität: Mit Herstellungskosten von 5,33 Euro pro Kilogramm ist die Wasserelektrolyse für den Vor-Ort-Verbrauch fast ­konkurrenzfähig zum Marktpreis für konventionell hergestellten Wasserstoff, der für industrielle Großkunden um 4,00 Euro pro Kilogramm liegt. Übrigens enthält ein Kilogramm Wasserstoff 33,33 Kilowattstunden an Energie, damit liegt der Kilowattstundenpreis für Wasserstoff aus Erneuerbaren bei 16 Eurocent (siehe Grafik).

Sobald die negativen externen Effekte von Erdgasgewinnung, Transport und Verbrennung internalisiert werden – etwa durch eine Kohlendioxidsteuer – und die Elektrolysekosten weiter sinken, geht es los mit der ersten Stufe der Wasserstoffwirtschaft.

Die Grafik vergleicht die typischen Gestehungskosten für erneuerbaren (EE-)Wasserstoff (elektrolytisch aus erneuerbarem Strom hergestellt) mit dem Marktpreis für konventionell (aus Erdgas) hergestellten Was- serstoff. Die Gestehungskosten für den grünen Wasserstoff beziehen sich auf einen kleineren Elektrolyseur mit einer Leistung < 1 Megawatt unter der Annahme von 2.500 Volllaststunden (vgl. BEE-Studie „Analyse der Kosten erneuerbarer Gase“). Geht man also von einer Elektrolyseleis- tung von einem Megawatt aus, werden im Jahr 2.500 Megawattstun- den Wasserstoff produziert, wofür bei einer Prozesseffizienz von 71 Pro- zent 3.571 Megawattstunden elektrischer Energie benötigt werden. Eine Umrechnung auf zu installierende Photovoltaikkapazität ist jedoch schwierig, weil Photovoltaikanlagen in Deutschland typischerweise nur auf rund 800 Volllaststunden kommen. Idealerweise werden Elektroly- seure also komplementär mit Strom aus Windkraft- und Photovoltaik- anlagen betrieben. Als typischer Strompreis für Wind- und Solarkraft in Deutschland wurden 0,05 Euro/Kilowattstunde angelegt, was bei einer Prozesseffizienz von 71 Prozent bedeutet, dass 0,07 Euro Stromkosten für die Produktion von 1 Kilowattstunde EE-Wasserstoff anfallen. Die höheren Prozesskosten für direkt ins Erdgasnetz eingespeisten Was- serstoff erklären sich aus den zusätzlichen Kosten für die Gaseinspeise- station und die Stichleitung zur Erdgasleitung, von denen der Einspeiser 25 Prozent tragen muss.

Grafik: pv magazine/Harald Schütt/Büro F

Geschäftsmodell für die Zukunft

Ein weiteres denkbares Geschäftsmodell für die nächsten Jahre ist die direkte Einspeisung von Wasserstoff in das Gasnetz, zum Beispiel unter Verwendung von ansonsten abgeregeltem Wind- und Solarstrom für den Elektrolyseprozess. Die bestehende Erdgasinfrastruktur verträgt Beimischungen von Wasserstoff zwischen zwei und zehn Prozent, je nachdem, welche Endverbraucher angeschlossen sind. Da der volumetrische Heizwert von Wasserstoff mit drei Kilowattstunden pro Kubikmeter nur etwa ein Drittel des verbreiteten Gasgemischs beträgt, dürften im Verbreitungsgebiet also keine komplexen Industrieprozesse oder Erdgastankstellen angesiedelt sein. Auch Gaskraftwerke benötigen eine hohe Energiedichte des eingespeisten Gases.

In Deutschland ist derzeit eine Wasserstoffbeimischung von bis zu zwei Prozent erlaubt. Im Rahmen eines Forschungsvorhabens des Gas-Branchenverbands Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) wurden in einem Gasverteilnetz in Norddeutschland Wasserstoffanteile von bis zu neun Prozent über einen Zeitraum von neun Monaten eingespeist und analysiert – und dabei keine Komforteinbußen bei Haushaltsgeräten festgestellt.

Da Wasserstoff in diesem Anwendungsfall jedoch direkt mit konventionellem Erdgas konkurriert, wird die Kostenfrage hier deutlich relevanter: Mit Prozesskosten von rund zehn Cent pro Kilowattstunde (ohne Stromkosten) und einem Gaspreis für Industriekunden von drei Cent pro Kilowattstunde wird die Parität noch ein bisschen auf sich warten lassen. Es ist damit vor allem eine politische Entscheidung, ob bestehende Kraftwerkskapazitäten besser ausgenutzt und die Erdgasimporte durch sauberes H2 gesenkt werden – oder eben nicht.

Es zeigt sich immer wieder: Nicht nur die günstigen Lithiumbatterien verhindern sinnvolle Anwendungen für grünen Wasserstoff, sondern vor allem das billige Erdgas. Damit die H2-Technologie jedoch weiterentwickelt wird und die Kosten weiter gesenkt werden können, sollten aktuell attraktive Anwendungen genutzt werden. Die Photovoltaik kann auf jeden Fall helfen, stromseitig die Preise zu senken. Insofern gilt weiterhin: Wasserstoff, don’t give up!

— Der Autor Stephan Franz erstellt seit über zehn Jahren Marktanalysen im Bereich erneuerbare Energien und smarte Energiesysteme. Seit 2014 ist er mit dem Büro F als freier Berater in Berlin tätig. www.burof.de

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