Elektrolyseure in Deutschland sind nicht nur an der Küste attraktiv. In Deutschland wird oft der Vorteil der Nähe zu Küstenregionen und Windkraftanlagen betont, doch ein neuer Potenzialatlas, der unter der Leitung des Fraunhofer ISE in Zusammenarbeit mit Hochschulpartnern erstellt wurde, zeigt, dass Elektrolyseprojekte auch in anderen Regionen des Landes gut realisierbar sind. Der Atlas zeigt, dass Elektrolyseure räumlich gut verteilt werden können, was aufgrund der hohen Transportkosten von Wasserstoff auch vorteilhaft ist.
Das Freiburger Solarforschungsinstitut entwickelte den Potenzialatlas, der eine detaillierte Übersicht über die besten Standorte für Elektrolyseure in Deutschland bietet. Dabei wurden nicht nur die geografischen Gegebenheiten berücksichtigt, sondern auch die regionalen Bedarfe, insbesondere aus der Chemie- und Stahlindustrie sowie aus dem Verkehrssektor, besonders Busse und Züge.
„Ideal sind Elektrolysestandorte häufig auf Arealen ehemaliger fossiler Kraftwerke oder Industrieparks, die bereits über eine gut ausgebaute Infrastruktur verfügen“, erklärt Jochen Behrens, Projektleiter am Fraunhofer ISE. Diese ehemaligen Industrieflächen bieten eine hervorragende Möglichkeit, die notwendige Infrastruktur für Elektrolyseure schnell und kostengünstig zu realisiere, so der Projektleiter.
Zusätzlich zum infrastrukturellen Aspekt betrachteten die Forscher die Verfügbarkeit von erneuerbaren Energien in den verschiedenen Regionen. Die Verfügbarkeit von günstigen Überschüssen an erneuerbaren Energien ist in Deutschland unterschiedlich verteilt. Während es bei Solarstrom nur relativ geringe Unterschiede zwischen Nord- und Süddeutschland gibt, zeigt Windstrom in Norddeutschland erhebliche Vorteile. Insbesondere in Küstennähe, wo der Windstromüberschuss hoch ist, lassen sich entscheidende Kostenvorteile erzielen. Dies bestätigt die ursprüngliche Annahme, dass Küstenregionen besonders vorteilhaft für die Errichtung von Elektrolyseuren sind. Dennoch zeigt der Atlas auch, dass Solarstromüberschüsse ebenfalls für die Elektrolyse genutzt werden können, was Standorte im Süden Deutschlands nicht ausschließt.
Ein weiterer wichtiger Punkt war die effiziente Nutzung von Koppelprodukten wie Sauerstoff und Abwärme, die bei der Elektrolyse entstehen. Sauerstoff könnte etwa in Kläranlagen eingesetzt werden, während die Abwärme in Fernwärmesysteme eingespeist werden kann.
Professorin Heidrun Steinmetz, Expertin für ressourceneffiziente Abwasserbehandlung an der RPTU in Kaiserslautern, betont: „Die Nutzung der Koppelprodukte Wärme und Sauerstoff in kommunalen Kläranlagen trägt zur Nachhaltigkeit des Gesamtsystems bei. Kläranlagen können so ihren Energieverbrauch durch den Einsatz von Elektrolysesauerstoff im Reinigungsprozess senken und gleichzeitig den ökologischen Fußabdruck der Reinigungsprozesse verbessern.“
Diese Koppelprodukte bieten Potenzial zur weiteren Optimierung der Wirtschaftlichkeit von Wasserstoffprojekten. Allerdings spielen sie bei der Auswahl des besten Standorts nicht die entscheidende Rolle. Vielmehr sind Faktoren wie die Anbindung an das Wasserstoff-Kernnetz von großer Bedeutung, um die Transportkosten zu minimieren.
Im Ergebnis zeigt der Atlas Projekte zwischen einem und zwölf Gigawatt Elektrolyseleistung. Die geschätzten Wasserstoff-Gestehungskosten (LCOH) betragen zwischen 2,9 und 16,1 Euro pro Kilogramm Wasserstoff.
Der Potenzialatlas steht allen Nutzern kostenfrei online zur Verfügung und lässt sich hier besuchen. Das Fraunhofer ISE richtet sich mit diesem Angebot vor allem an Projektierer, Energieversorger, Kommunen und Behörden, die auf der Suche nach geeigneten Standorten für Elektrolyseprojekte sind. Durch die interaktive Online-Plattform können die Nutzer gezielt nach geeigneten Regionen suchen und dabei die unterschiedlichsten Kriterien wie Infrastruktur, Verfügbarkeit erneuerbarer Energien und Transportkosten berücksichtigen.
An der Erstellung des Potenzialatlas waren neben dem Fraunhofer ISE als Projektkoordinator auch die Hochschule Flensburg, die Rheinland-Pfälzische Technische Universität Kaiserslautern-Landau, der Deutsche Wasserstoff-Verband e.V., der bundesweite Energieversorger Green Planet Energy, das auf Wasserstoff spezialisierte Ingenieurbüro PLANET sowie greenventory, eine Ausgründung des Fraunhofer ISE und des Karlsruher Instituts für Technologie, beteiligt. Das Projekt wurde vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) mit knapp 2,5 Millionen Euro gefördert.
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Bei Herstellungskosten von 2.5 Mio je MW Leistung und Nutzungszeiten von unter 4000 Jahresstunden kann man sich die Suche nach geeigneten Standorten sparen. Es kommt nichts zu vermarktungsfähigen Preußen dabei heraus. Und dauerhaft zu subventionieren geht auch nicht. Man sollte sich mal damit auseinandersetzen warum derartige Industrieanlagen bei uns immer doppelt so teuer sein müssen, wie in China. Vielleicht wird zuviel gefördert?
Wenn der CO2-Preis so steigt, wie das zu erwarten ist, wenn die Zertifikate entsprechend des Einsparpfades kontingentiert werden, dann wird der Wasserstoff ganz schnell konkurrenzfähig. Damit sich die Preise für die Anlagen nicht in Phantasieregionen bewegen, müssen sie genauso ausgeschrieben werden, wie Wind- und PV-Anlagen und zukünftig auch Batteriespeicher. Auch dann werden sie noch teurer sein, als in China. Aber wer hier will schon leben, wie der Durchschnittschinese? Wahrscheinlich eher wenige. Eher wird der Lebensstandard in China so steigen, dass sich ihre Preise an unser Niveau angleichen. Dann wird es nur noch ein Wettlauf um Effizienz. Da liegen die Chinesen derzeit vorne, weil sie entschieden die Zukunft im Blick haben. Bei uns geht der Blick immer zurück und vor und wieder zurück. Das ist sehr ineffizient.
Genau das wurde zu PV so gesagt und etwas später dann auch zu Batteriespeicher. Alle damaligen Prognosen lagen weit daneben und alle wurden Lügen gestraft… disruptive Technologien lassen sich nicht vorhersagen. PV wurde sehr umfangreich subventioniert, wir können aber heute auch ernten. PV hat es geschafft, das Ende der Förderungen ist absehbar. Batterien wurden (fast) gar nicht subventioniert, sie kommen aber nun ganz automatisch und privatwirtschaftlich „wegen“ und im Sog der günstigen Erneuerbaren und den großen Preisspreads… sogar gewaltig.
Und ich wüsste nicht, warum nicht auch Wasserstoff aus diesem Grunde die Lernkurve hinbekommen sollte… gerade in Anbetracht dessen, dass alles Fossile mit immer höherem CO2 Preis immer unattraktiver wird.
Dieser negative Status Quo Blick verhindert gerade hierzulande immer wieder alles an Perspektive, wir sollten in diesem Bereich vielleicht mehr von China lernen.
Ich sehe noch große Innovationsschritte in Sachen H2, auf die wir sicher auch angewiesen sind. Wir haben aber auch bis zu einer wirklich großen H2-Skalierung noch 10-15 Jahre Zeit, nutzen wir sie in Sachen Infrastruktur und Wirtschaftlichkeit… natürlich nach wie vor „nur“ eingesetzt an den Stellen, wo es keine günstigere Alternative zu Wasserstoff gibt und nicht a la Reiche womöglich zur Verfeuerung für die Beheizung oder Mobilität (außer Flugreisen). Es ist so schon ohnehin schwer genug.
Ich denke zum Ende des Jahrzehnts kann man eher sagen, ob H2 eine realistische Option ist… schaunemerma.
die physik ist unbestechlich. wird aus strom erst h2 produziert und danach wieder durch verbrennung energie bereitgestellt verliert man 5/6 der ursprünglichen energie. und was nicht effizient ist, das ist meistens einfach nur teuer.
die automobilindustrie hat das bereits eingesehen, andere industrien werden zur gleichen erkenntnis kommen – strom zu h2 und wieder zurück, das ist einfach zu teuer.
Die Einspeisevergütung von seriösen Dach-Photovoltaikanlagen ist durch den anhaltenden massenhaften Ansturm auf Steckersolargeräte (BKW) irgendwie obsolet geworden. Dass ist eine Abstimmung mit den Händen….Plug-in-Abstimmung für 0 EURO Einspeisevergütung pro kWh sozusagen.
Ich fände es sinnvoll die installieren PV- kWp , die aktiven und die zukünftigen, in eine Art Bretton-Wood – System zu überführen. Pro installiertem PV- kWp gibt es 100 oder 1000 Anteile am ganz großen gH2 – Projekt , welches der PV-Installation logischerweise folgen muss . Diese handelbaren Anteile sind praktisch Geld und Aktie in einem . Gedeckt durch real existierende Photovoltaik. Eventuell sollte man den Eigenstromverbrauch nicht berücksichtigen, oder nur marginal und pauschal. Der Besitzer dieser Anteile ist
berechtigt eine Dividende/Zins pro Anteil zu bekommen . Falls tatsächlich einmal Gewinn entsteht , wird dieser an die Inhaber der PV-Coins ausgeschüttet.
Die Einspeisevergütung ist bei meiner Idee nicht mehr als Direkt-Zahlung vorhanden, sondern der Strom wird an die noch zu entwickelnde H2-Infrastruktur geleitet.Diese Infrastruktur macht dann aus den geschenkten Megawattstunden die Dunkelflauten per Rückverstromung des gespeicherten gH2 auch klimaneutral . Wann diese H2-Hyper- Infrastruktur profitabel ist , kann ich nicht einschätzen. Wenn die Elektrolyseanlagen den Strom per se geschenkt
bekommen , ist die Bilanz der H2-Superanlage in dieser Hinsicht schon mal unbelastet.
Vorteile:
+ Der PV-Ausbau kann unlimitiert fortgesetzt werden
+ Kein Abschalten der PV-Anlagen zur Mittagszeit
+ Eigenstromverbrauch wird indirekt gefördert,
da hier sofort return-on-invest entsteht. Dividende
aus den PV – Coins fließt erst Jahre später
+ Die installierten PV-kwp sind detailliert durch die PV-
Coins abgebildet, also bürokratisch erschlossen.
+ Mehr Spaß am eE-Fortschritt durch Eliminierung der
Dunkelflauten und negativen Strompreise.
Was wir sofort bräuchten, wäre ein angebotsorientierter Strompreis!
Schön, dass das Fraunhofer ISE auf einen ähnlichen Gedanken kommt, den ich hier https://www.pv-magazine.de/2025/03/28/erstes-teilstueck-des-deutschen-wasserstoffkernnetzes-in-betrieb-genommen/ im Kommtar schon geäußert hatte:
„Auch wenn ich kein Experte für Wasserstoffnetze bin, so scheint es mir unwirtschaftlich, Wasserstoff durch lange Pipelines zu transportieren. Warum wird der Wasserstoff – der perspektivisch nur grün aus Solar- und Windstrom erzeutg werden soll – nicht direkt dort aus grünem Strom erzeugt, wo er auch direkt verbraucht wird? Direkt im Chemiepark, direkt in der Stahlhütte? Für Gasnetze aller Art sehe ich grundsätzlich keinen Bedarf. Stromleitungen plus Gasleitungen sind eine doppelte Infrastruktur für Energie und der Trend geht eindeutig zu Strom.“
Aber so richtig hinschauen wollen die Fraunhofers wohl doch nicht, denn ich sehe z.B. die Chemieparkstandorte rund um Köln/Hürth/Leverkusen nicht in den Karten. Das sind aber die idealen Kandidaten für die Abwärmenutzung der Elektrolyse, womit ich zum üblichen Satz komme: Die Abwärmenutzung ist die Königsdisziplin der Energiewende.
@Ralf, nur zur Info: Stahlwerke wollen keinen H2, das ist schlecht für die Stahlerzeugung; sie brauchen CO2. Durch die Rohre muss man etwas anderes leiten, was man dann Vorort in das umwandelt, was dort gebraucht wird ( die Technik ist vorhanden und erprobt ).
@BotU – vielen Dank für den Hinweis, den ich nicht einschätzen kann. Was ich einschätzen kann, ist die Tatsache, dass die Chemieparkstandorte rund um Köln kein Stahl erzeugen. Insofern kann ich mit dem Hinweis wenig anfangen.