Nein, weißer Wasserstoff ist keine unbegrenzte Quelle für sauberen Kraftstoff

Es ist nicht die Grundlage für eine radikale Ausweitung einer Wasserstoff-Energiewirtschaft, birgt aber Hoffnung auf eine Dekarbonisierung einiger aktueller Wasserstoffnutzungen.

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Kürzlich wurde ich gebeten, eine Meinung zu einer neuen Farbe von Wasserstoff abzugeben: Weiß. Meine Farbenblindheit macht das gesamte Wasserstoff-Farbspektrum noch alberner, als es ohnehin schon ist, da ich denke, dass wir derzeit 23 Farben mehr haben als erforderlich.

Eigentlich gibt es nur zwei Arten von Wasserstoff – kohlenstoffarmen Wasserstoff und kohlenstoffreichen Wasserstoff. Wenn Farben aufgetragen werden, sollten diese Grün und Schwarz sein. Die Gründer der Hydrogen Science Coalition, Ingenieure mit langjähriger beruflicher und akademischer Erfahrung im Bereich Wasserstoff, diskutierten untereinander darüber, was ein auf Klimalösungen ausgerichteter Grenzwert für die Wasserstoffherstellung sein sollte, und einigten sich auf ein Kilogramm Kohlendioxid oder Äquivalent (CO2e), das bei der Herstellung erzeugt wird ein Kilogramm Wasserstoff. Dieser ziemlich gute Schwellenwert deutet darauf hin, dass ein Kilogramm oder weniger grün und alles andere schwarz ist. Ich wäre damit einverstanden. Zumindest konnte ich die Farben unterscheiden.

Entscheidend ist die Kohlenstoffintensität des Wasserstoffs über den gesamten Lebenszyklus, nicht der Prozess oder die Rohstoffe, die zu seiner Herstellung verwendet werden. Alle Farben sind lediglich Varianten eines Prozesses oder einer Quelle, was selbst bei Menschen mit normaler Farbwahrnehmung Kopfschmerzen verursacht, ganz zu schweigen von konkurrierenden Farbdefinitionen.

Lassen Sie uns kurz untersuchen, was ein Kilogramm pro Kilogramm Kohlenstoffintensität bedeutet. Um ein Kilogramm Wasserstoff mittels Elektrolyse herzustellen, werden bei der Anlagenbilanz 55 bis 60 kWh Strom benötigt. Das wird übrigens nicht auf magische Weise kleiner, da wir uns in diesem Punkt den Grenzen der Physik nähern. Es unterliegt nicht dem Gesetz von Wright, wonach eine Verdoppelung der hergestellten Einheiten die Kosten pro Einheit um 20 bis 27 % senkt. Für die Wasserstoffherstellung stehen Skaleneffekte zur Verfügung, vor allem aber durch den Bau sehr großer Anlagen, die immer noch sehr kapitalintensiv sein werden.

Bezogen auf ein Kilogramm CO2e bedeutet das, dass jede kWh Strom eine Kohlenstoffschuld von etwa 18 Gramm CO2e haben kann. In meiner Heimatprovinz British Columbia in Kanada funktioniert das mit Netzstrom, der eine Kohlenstoffintensität von 12,9 Gramm CO2e pro kWh hat, einwandfrei. Vermont hat einen noch niedrigeren CO2e-Wert pro kWh und könnte nach dieser Definition grünen Wasserstoff aus Netzstrom herstellen, während selbst der US-Bundesstaat Washington ihn mit etwa 84 Gramm CO2e/kWh nicht senken kann. In Europa liegt Schweden am nächsten, liegt aber immer noch bei 45 Gramm CO2e/kWh, also mehr als dem Doppelten des Grenzwerts. Und der gesamte Netzstrom dekarbonisiert sich, wenn auch nicht so schnell wie nötig. Letztendlich werden alle Netze im Bereich von British Columbia und Vermont liegen.

Dennoch hätte ich lieber Netzwasserstoff in Vermont oder Schweden als Wasserstoff, der aus Erdgas hergestellt wird, was zusammen mit vorgeschalteten Methanemissionen und dem Dampfreformierungsprozess bei etwa 10 Kilogramm CO2e pro Kilogramm Wasserstoff liegt. Und blauer Wasserstoff wird diesen Wert wahrscheinlich nur auf 2–4 Kilogramm CO2e pro Kilogramm Wasserstoff senken, und das untere Ende dieses Bereichs erfordert ein sehr strenges vorgelagertes Methanemissionsmanagement.

Um den Grad der Lobbyarbeit rund um „grünen“ Wasserstoff zu verdeutlichen: Die EU-Vorschriften für erneuerbaren Wasserstoff legen eine Kohlenstoffintensität von ausreichend 3,38 Kilogramm CO2e pro Kilogramm Wasserstoff fest. Ja, die Hydrogen Science Coalition hält das für kein gutes Niveau. Ja, es gibt aus den unterschiedlichsten Quellen viel Kritik an dieser CO2-Intensität. Dafür gibt es einen guten Grund. Es ist nicht im Entferntesten mit der Erreichung der Klimaziele verbunden, auch wenn die EU nicht törichterweise und vorübergehend davon besessen war, Wasserstoff zu einem Energieträger zu machen. Für Wasserstoff, der aus Erdgas hergestellt wird, ist er jedoch in greifbarer Nähe. Praktisch, nicht wahr?

Warum konzentriere ich mich so sehr auf Netzstrom? Zwei Gründe.

Erstens werden 85 % des Wasserstoffs, den wir heute verwenden, am Einsatzort hergestellt. Das liegt daran, dass die Verteilung von Wasserstoff so teuer ist. Die meisten Zapfsäulen für Wasserstoff-Brennstoffzellenfahrzeuge fördern schwarzen Wasserstoff aus fossilen Brennstoffen. Das ist die günstigste Form von Wasserstoff, die wir bisher hatten. In den USA lässt sich Wasserstoff aus spottbilligem Erdgas für knapp einen US-Dollar pro Kilogramm herstellen. Trotzdem kostet eine LKW-Ladung Wasserstoff normalerweise 10 US-Dollar pro Kilogramm. Und ein Kilogramm Wasserstoff, das an einer Brennstoffzellenpumpe abgegeben wird, schwankte in den letzten Jahren zwischen 15 und 25 US-Dollar.

Um den gleichen Energiegehalt wie ein einzelner Tankwagen mit Benzin zu liefern, sind etwa 14 Röhrenwagen mit Wasserstoff erforderlich. Das ist das 14-fache der mindestens zurückgelegten Strecke. 14-fache Dauer der Bezahlung eines Fahrers. 14-mal so viel Wartung wie bei LKWs. Und diese Rohrwagen haben komprimierten Wasserstoff oder flüssigen Wasserstoff, deren Komprimierung oder Verflüssigung beide energieintensiv sind. In der Brennstoffzellen-Pumpstation müssen die Speichertanks stark komprimiert werden. Und wenn flüssiger Wasserstoff geliefert wird, ist eine Menge Technik erforderlich, um ihn schnell und sicher wieder in Gas umzuwandeln. Und wenn es dann in Autos gepumpt wird, ist eine Pumpe erforderlich, die das Gas auf 700 bar (10.000 Pfund pro Quadratzoll) oder etwa das 700-fache des Drucks der Atmosphäre auf Meereshöhe komprimieren kann. Zum Vergleich: Tauchflaschen haben einen Fülldruck von 300 bar.

Die Verteilung von Wasserstoff ist anspruchsvoll, teuer und risikobehaftet. Deshalb machen wir es heute nur, wenn es sein muss. Denken Sie daran, dass Diesel und Benzin bei normalen Temperaturen flüssig sind und Erdgas nicht stark komprimiert werden muss, um genügend Energie zu speichern, damit es sich lohnt. Wir verteilen so viele dieser fossilen Brennstoffe, weil sie so einfach und kostengünstig zu verteilen sind.

Der nächste Teil sind die Kosten. Die Elektrolyse von Wasserstoff ist ein Optimierungsspiel zwischen Investitions- und Betriebskosten. Capex oder Investitionsausgaben sind die Kosten für den Bau der Anlage und müssen über die produzierten Kilogramm Wasserstoff abgeschrieben werden. Das bedeutet, dass ein hoher Investitionsaufwand eine hohe Auslastung erfordert. Dies führt zu einem Bedarf an Strom, der mehr als 60 % des Jahres verfügbar ist, oder an festem Strom. Das kann man mit einem einzelnen Windpark oder einem einzelnen Solarpark nicht erreichen, und wenn man einen davon baut, um Wasserstoff herzustellen, muss man diese Kapitalkosten auch in den Investitionsmix einbeziehen. Auch mit einem Windpark und einem Solarpark in Kombination ist es unwahrscheinlich, dass Sie dies erreichen, selbst wenn am selben Standort bemerkenswert gute Bedingungen für Wind- und Solarenergie herrschen. Sie müssen mindestens etwas Speicher oder Übertragung oder beides hinzufügen, was auch die Investitionskosten erhöht. Oh, und Sie müssen viel mehr Betriebskosten einkalkulieren, um all das zu verwalten, sodass Ihre Betriebskosten steigen und Sie ein Fachwissen benötigen, das dem Netzmanagement nahekommt.

Von den Komponenten einer Elektrolyseanlage im industriellen Maßstab bietet nur der Elektrolyseur selbst Raum für Kostensenkungen aufgrund des Produktionsvolumens. Bei den übrigen Komponenten handelt es sich um relativ standardisierte Industriekomponenten, und es gibt etwa 27 davon. Die Kosten für Elektrolyseanlagen werden nicht um 90 % und im Laufe der Zeit wahrscheinlich nicht um mehr als 20 % gesenkt.

Auf der anderen Seite der Gleichung verfügen wir heute über eine großartige Quelle fester Elektrizität. Es heißt Grid. Wir verbinden täglich Multi-MW-Bedarfsquellen mit dem Netz. Es erfordert etwas Planung, ist aber aus Investitionssicht viel günstiger als der Bau eines Wind- und Solarparks mitten im Nirgendwo.

Bei festem Strom aus dem Netz, der mit den Vorteilen bestehender netzfähiger Betriebe einhergeht, fallen jedoch Kosten für die Versorgungsverwaltung und Ähnliches an. Das erhöht die Opex-Seite der Gleichung.

Bauen Sie mitten im Nirgendwo eine Anlage mit Wind-, Solar-, Speicher-, Übertragungs- und einer industriellen Elektrolyseanlage, und Sie haben sehr große Investitionskosten mit einer geringeren Betriebskostenlast, aber ein riesiges Verteilungsproblem. Schließen Sie eine bestehende Ammoniakanlage an das Netz an, nutzen Sie die Wasserversorgung für die Dampfreformierung wieder, ersetzen Sie die Dampfreformierungsanlage durch Elektrolyse und Sie haben viel niedrigere Kapitalkosten bei höheren Betriebskosten, aber ohne das Verteilungsproblem.

Der Bau einer entsprechend dimensionierten Wasserstoffelektrolyseanlage in einer Ammoniakanlage und deren Betrieb mit Netzstrom wird in den meisten Fällen billiger sein, als weit entfernt hergestellten Wasserstoff zur Ammoniakanlage zu liefern oder mittendrin eine neue Ammoniakanlage zu bauen Nirgendwo gibt es eine Elektrolyseanlage. Die Installation eines Elektrolyseurs in einem Kernkraftwerk, um Hunderte von Kilogramm Turbinenschmiermittel pro Tag bereitzustellen, ist kostengünstiger als der Versand in schwarzem oder grauem Wasserstoff.

Meine Prognose ist also, dass die überwiegende Mehrheit der Wasserstoffproduktionsanlagen am sinnvollsten an den aktuellen Nachfragepunkten platziert sind, insbesondere Ammoniakproduktionsanlagen (der Bereich mit der größten anhaltenden Nachfrage nach Wasserstoff), und mit Netzstrom versorgt werden. Es wird Fälle geben, in denen die Zentralisierung riesiger Elektrolyseanlagen in Neubau-Nachfragezentren sinnvoll ist, aber bei weitem nicht das Ausmaß der aktuellen Hype-getriebenen Vorschläge, die auf irrationalen Kosten und irrationalen Nachfrageprognosen basieren.

Dekarbonisieren Sie das Netz und stellen Sie Wasserstoff aus Netzstrom dort her, wo er benötigt wird. Wie der Mitbegründer der Hydrogen Science Coalition, Paul Martin, und ich kürzlich besprochen haben, ist es völlig vernünftig, strenge Zusätzlichkeits-, Lokalitäts- und Zeitlichkeitsanforderungen für alle Bundessubventionen zu stellen, beispielsweise für die der US-amerikanischen IRA. Das bedeutet, dass angeblich grüne Wasserstoffanlagen erneuerbaren Strom hinzufügen müssen, der ziemlich nahe am Netz der Wasserstoffanlage liegt, und Strom produzieren müssen, der nach einem ähnlichen Zeitplan ins Netz eingespeist wird wie der Strombedarf der Wasserstoffanlage. Wo sie keine Subventionen erhalten, wird Netzstrom auf jeden Fall eine immer bessere Wahl sein.

Aber in Ländern, die einen steigenden CO2-Preis anwenden, beginnt sich einiges davon zu verschlechtern, solange wir die CO2e-Emissionen auf dem Weg messen und den CO2-Preis auf sie anwenden. Kanadas CO2-Preis beinhaltet beispielsweise Methan, ein wichtiges Treibhausgas. Der Netzstrom wird durch die CO2-Bepreisung beeinträchtigt, was einer der Gründe dafür ist, dass die Kohlekraftwerke in Alberta frühzeitig abgeschaltet werden und ihren Strom recht schnell dekarbonisieren. Das EU-Emissionshandelssystem (ETS) umfasst immer mehr Dinge, der Preis pro Tonne steigt und ihr CO2-Grenzausgleichsmechanismus basiert auf dem ETS, sodass für alles, was in die EU exportiert wird, effektiv der CO2-Preis der EU gilt. Und während das ETS heute kein Methan einschließt, wird es es im Jahr 2026 einbeziehen.

Okay, es wird mehr als sinnvoll sein, Wasserstoff lokal herzustellen, und Wasserstoff wird nicht billig sein.

Geben Sie weißen Wasserstoff ein. Was ist das? Dabei handelt es sich um natürlich vorkommende Vorkommen von gasförmigem Wasserstoff im Untergrund, daher wird er manchmal auch als natürlicher Wasserstoff bezeichnet. Gleiches Prinzip wie Erdgas (beachten Sie die Namensähnlichkeit) oder Öl oder Kohle. Eine Mischung aus biologischen und geologischen Prozessen führt dazu, dass im Untergrund Wasserstoff vorhanden ist, der möglicherweise gewonnen werden kann.

Überall sind atemlose Schlagzeilen zu lesen. Es gibt zahlreiche Behauptungen über unbegrenzten Wasserstoff. Die Wasserstoff-Befürworter, die zunehmend bestürzt darüber sind, dass Tabellenkalkulations-Jockeys mit realistischen Zahlen meinen, dass Wasserstoff als Energiespeicher keinen Sinn ergibt, springen auf den weißen Wasserstoff-Zug auf.

Doch die Begeisterung ist unberechtigt.

Die größte Ankündigung dieser Art kam kürzlich aus Frankreich in der Region Lothringen, die zwar eher für Wein bekannt ist, aber auch ein Kohlebergbauzentrum war. Sie haben vorläufig geschätzt, dass eine Lagerstätte 46 Millionen Tonnen Wasserstoff enthalten könnte. Das klingt nach viel. Aber wir verbrauchen heute jährlich etwa 120 Millionen Tonnen Wasserstoff, entweder in reiner Form oder als synthetisches Gas (Syngas), also sind es weniger als 40 % des Jahresbedarfs.

Was aber, wenn wir viele Einlagen finden, oder? Nun, eine weitere Site wurde in Spanien gefunden. Wie viel Wasserstoff hat es? Nun, wenn alles Wasserstoff wäre, wären es etwa 1,2 Millionen Tonnen oder etwa 1 % des Jahresbedarfs. Und das ist es nicht, da es mit anderen Gasen vermischt ist. Ein anderer Standort hatte in seinen geschätzten Reserven den aktuellen Bedarf an Wasserstoff für einen halben Tag.

Nun, das ist in Ordnung. Wir können es einfach abpumpen und verwenden, oder? Nun ja, nein. Der französische Standort verfügt über Wasserstoff, der in einem unterirdischen Grundwasserleiter aus „Flüssigkeit“ gelöst ist. Laut den Forschern beträgt der Wasserstoffgehalt in einem Kilometer unter der Erde etwa 16 % und steigt in 3 Kilometern unter der Erde auf annähernd 98 % Wasserstoff an. (Wie genau die Wasserstoffkonzentration am Boden eines Grundwasserleiters mit Flüssigkeit radikal ansteigt, ist ungeklärt, und ich bin etwas ratlos. Wenn jemand den Mechanismus kennt, durch den dies geschehen würde, klären Sie mich bitte auf.)

Was genau ist die Flüssigkeit? Was ist sonst noch in der Flüssigkeit? Durch welchen Prozess wird der Wasserstoff aus der Flüssigkeit extrahiert? Was kostet diese Extraktion? Welche anderen Gase könnten bei der Wasserstoffgewinnung aus dem Grundwasserleiter entweichen? Alles unbeantwortete Fragen. Da wir derzeit keinen Wasserstoff aus der Erde gewinnen, haben wir bestenfalls vorläufige Antworten auf die Fragen.

An Erdgasförderstandorten gibt es bereits ein großes Problem mit Methanleckagen am Bohrlochkopf, und Methan ist ein viel größeres und weniger austretendes Molekül als Wasserstoff. Wie viel Wasserstoff geht in die Atmosphäre verloren? Welche Auswirkungen ergeben sich angesichts der Tatsache, dass Wasserstoff ein zehnmal höheres indirektes Treibhauspotenzial als Kohlendioxid hat?

Und die französischen Forscher weisen sorgfältig darauf hin, dass ihre ersten Schätzungen genau das sind und es noch viel Arbeit gibt, um ihre Zahlen zu bestätigen.

Der bisher größte Fund entspricht also höchstens 40 % des aktuellen Wasserstoffbedarfs eines Jahres, und es ist unklar, wie viel die Gewinnung kosten wird. Oh, und es liegt nicht besonders in der Nähe von Nachfragezentren. Das nächstgelegene Werk von Yara (größter Ammoniakhersteller Europas) in Frankreich liegt auf der anderen Seite des Landes, 700 Kilometer entfernt. In den Niederlanden gibt es eines, das weniger als 400 km entfernt ist. Gleich hinter der Grenze in Deutschland gibt es eine Ölraffinerie, die MiRO-Raffinerie 40 km entfernt, aber werden wir wirklich weißen Wasserstoff für die Hydroentschwefelung von Transportkraftstoffen verschwenden, wenn dieser Markt stark rückläufig ist und die Welt von Tiefstständen überschwemmt wird? Schwefelhaltiges Rohöl in den kommenden Jahrzehnten? Wahrscheinlich nicht.

Mit anderen Worten: Auch wenn der Wasserstoff einigermaßen günstig gewonnen werden kann, vielleicht so günstig wie die Herstellung aus Erdgas, ist er immer noch nicht an den Bedarfspunkten vorhanden. Wasserstofftankstellen an Autobahnen werden nicht in der Lage sein, ein paar hundert Meter tiefes Loch zu bohren und ihre Wasserstoffspeicher aufzufüllen. Es könnte sinnvoll sein, wenn es zu einem angemessenen Preis gefördert werden kann, um auf dem Gelände eine Anlage zu errichten, die es über einen Zeitraum von 30 Jahren entwässert, oder auch nicht. Das überlasse ich den Tabellenkalkulationsjockeys.

Es gibt einen Ort in Afrika, ein Dorf in der Binnenrepublik Mali in Westsahara-Afrika, wo es tatsächlich 98 % reinen Wasserstoff gibt, der aus der Erde kommt und in einer kleinen Turbine verbrannt wird, um Strom zu erzeugen. Das versorgt die Stadt mit 4.000 Einwohnern. Nicht wirklich die Grundlage für eine globale Wirtschaft, auch wenn es mehr im Untergrund gibt. Und Mali ist wieder einmal weit entfernt von Nachfragezentren für Wasserstoff.

Es gibt also mehr Wasserstoff im Untergrund, als wir bisher dachten. In einigen Bereichen konzentriert sich die Menge auf Mengen, die weit unter dem aktuellen weltweiten Wasserstoffbedarf liegen. Von Wasserstoffnachfragezentren ist es normalerweise weit entfernt. Wir wissen nicht, wie viel es kosten wird, es zu extrahieren und zu verarbeiten, aber wir wissen, dass es viel kosten wird, es zu verteilen. Es ist nicht die Grundlage für eine radikale Ausweitung einer Wasserstoff-Energiewirtschaft, birgt aber Hoffnung auf eine Dekarbonisierung einiger aktueller Wasserstoffnutzungen.

Schließlich ist Wasserstoff derzeit ein Emissionsproblem der globalen Erwärmung im Ausmaß der gesamten Luftfahrt.

Der lothringische Fund sollte nach Möglichkeit erkundet und ausgebeutet werden. Unter anderem konkurriert es mit schwarzem Wasserstoff aus Erdgas, der 1–3 US-Dollar pro Kilogramm kostet. Geht man auch nur von einem Dollar pro Kilogramm aus, ergibt sich ein potenzieller Umsatz von 46 Milliarden US-Dollar – die Entwicklung und Ausbeutung ist den Aufwand wert. Aber es ist kein Grund, Wasserstoff für Transport oder Heizung zu verschwenden.

ist Mitglied des Beirats des Elektro-Luftfahrt-Startups FLIMAX, Chefstratege bei TFIE Strategy und Mitbegründer von distnc Technologies. Er moderiert den Redefining Energy – Tech-Podcast (https://shorturl.at/tuEF5) und ist Teil des preisgekrönten Redefining Energy-Teams. Er verbringt seine Zeit damit, Szenarien für die Dekarbonisierung für 40 bis 80 Jahre in die Zukunft zu entwerfen und Führungskräften, Vorständen und Investoren dabei zu helfen, heute kluge Entscheidungen zu treffen. Ob es um die Betankung der Luftfahrt, Netzspeicherung, Vehicle-to-Grid oder Wasserstoffnachfrage geht, seine Arbeit basiert auf Grundlagen der Physik, der Wirtschaft und der menschlichen Natur und ist geprägt von den Dekarbonisierungsanforderungen und Innovationen verschiedener Bereiche. Seine Führungspositionen in Nordamerika, Asien und Lateinamerika stärkten seine globale Sichtweise. Er veröffentlicht regelmäßig in mehreren Medien zu den Themen Innovation, Wirtschaft, Technologie und Politik. Er steht für Vorstands-, Strategieberater- und Vortragstätigkeiten zur Verfügung.

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