Einleitung
Die Fachliteratur berichtet übereinstimmend darüber, dass der nationale wie auch internationale Bedarf an Wasserstoff in den kommenden Jahren stark zunehmen müssen, wenn etwa die Ziele des Pariser Klimaabkommens erreicht werden sollen. Weltweit liegt der heutige Verbrauch bei ca. 90 MT, bis 2030 dann bei 140 MT und 2050 laut IEA bei 660 MT. 1 2 Derzeit wird Wasserstoff nur in geringem Umfang CO2-arm produziert, sondern überwiegend über die Dampfreformierung mit Erdgas bzw. Methan (grauer Wasserstoff). Auf diese Weise verursacht die Wasserstoff-Produktion weltweit jährlich 900 MT CO2-Emissionen bei 90 MT produziertem grauen Wasserstoff (Stand 2020).
Würde auch zukünftig größtenteils auf diese Weise Wasserstoff hergestellt, könnten zwar einzelne Industrien ihre CO2-Emissionen durch die Verwendung von grauem Wasserstoff statt beispielsweise Kohle reduzieren. Klimaneutralität würde aber bei der Etablierung dieser Produktionskette nicht erreicht. Eine Möglichkeit, wie auch die Produktion von Wasserstoff aus Methan CO2-arm erreicht werden kann, ist der Einsatz sog. Carbon Capture and Usage/Storage-Verfahren (oft bezeichnet als „blauer Wasserstoff“) oder Methanpyrolyse („türkiser Wasserstoff“). Dennoch, auf dem Weg zur Begrenzung der globalen Erderwärmung, die global betrachtet die verstärkte Verwendung von CO2-armem H2 voraussetzt, spielt die Elektrolyse eine essentielle Rolle. Denn durch dieses Verfahren kann langfristig eine defossilisierte Wasserstoffproduktion etabliert werden, die durch die Nutzung erneuerbaren Stroms nachhaltig gestaltet werden kann.
(Wasser-) Elektrolyse als elektrochemischer Prozess kann zur Herstellung von Wasserstoff auf der Basis erneuerbaren Stroms genutzt werden. Dabei werden in einem Elektrolyseur Wassermoleküle (H2O) unter Einsatz von elektrischer Energie (Strom) zu Wasserstoff (H2) und Sauerstoff (O2) aufgespalten. Vereinfacht formuliert wird durch die Elektrolyse also elektrische Energie in chemische Energie (H2) umgewandelt. Der Prozess der Elektrolyse folgt folgendem Schema: Der Elektrolyseur enthält zwei Elektroden (negativ geladen = Kathode; positiv geladen = Anode), die in Wasser eingehängt werden. Zwischen den beiden Elektroden wird eine elektrische Spannung angelegt, sodass Strom fließt. Die elektrische Leitfähigkeit des Wassers wird erhöht, indem bestimmte Säuren oder Basen beigegeben werden (Elektrolyte). An den beiden Elektroden spaltet sich dann das Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff (Wasserstoff entsteht an der Kathode und Sauerstoff an der Anode). Um zu vermeiden, dass die Elektroden in der sauren Lösung zu schnell altern und Elektrodenmaterial in die Lösung übergeht, sind sie meist aus (Halb-)Edelmetallen beziehungsweise Buntmetallen (z. B. Nickel, Gold, Platin oder Iridium) oder Graphit gefertigt. Der so produzierte Wasserstoff ist dann „CO2-arm“, wenn die verwendete elektrische Energie aus erneuerbaren Stromquellen (z. B. aus Solarzellen) stammt und somit der sog. „CO2-Fußabdruck“ reduziert wird.
Die verschiedenen Elektrolysetechnologien
Bei der Elektrolyse wird momentan zwischen vier Haupttechnologien unterschieden: die Alkali Elektrolyse (AEL), die Proton Exchange Membrane-Elektrolyse (PEMEL), die Hochtemperatur Elektrolyse (HTEL) und die Anion Exchange Membrane Elektrolyse (AEMEL).
Die am längsten kommerziell eingesetzte Elektrolysetechnologie ist die AEL. Hierbei werden zwei metallische Elektroden (i. d. R. aus Nickel) in eine alkalisch-wässrige Lösung, das sog. Elektrolyt, eingetaucht, welches elektrisch leitfähig ist. Durch das Anlegen einer Gleichspannung setzt dann die elektrolytische Wasserspaltung ein und an der Kathode (negativ geladen) entstehen als Reaktionsprodukte Wasserstoff und Hydroxid-Ionen.
Die in den letzten Jahren verstärkt genutzte und weiterentwickelte PEMEL verwendet im Gegensatz zur Alkali-Elektrolyse kein Flüssigelektrolyt, sondern setzt eine protonleitfähige, gasdichte Membran ein, die gleichzeitig den Elektrolyten darstellt. Die Elektroden mit den Katalysatorpartikeln sind unmittelbar auf der Membran angebracht und bilden die Membran-Elektroden-Einheit. Des Weiteren arbeitet die PEMEL anders als die AEL im sauren Milieu, da die Protononenleitfähigkeit durch die Zumischung von Ionomer in die Electrodenschicht erreicht wird. Deshalb wird für die Elektroden der Einsatz von Edelmetallen notwendig, um Korrosion zu verhindern.
Die HTEL hat mittlerweile den Schritt vom Forschungsstadium zu ersten Demonstrations-Anlagen gemacht. Die auch Dampfelektrolyse genannte Technologie verwendet ein keramisches Festelektrolyt (festes Oxid) zur Trennung der Halbzellen, das bei sehr hohen Temperaturen (> 800 °C) für Sauerstoff-Ionen leitfähig wird. Sauerstoff-Ionen diffundieren somit von der Kathodenkammer zu der Anodenkammer. Bei der HTEL kann ein Teil der für die Wasserspaltung erforderlichen Energie, statt durch elektrische Energie, durch Wärmeenergie zugeführt werden. Somit könnte wertvoller erneuerbarer Strom eingespart werden.
Die AEMEL kombiniert die Vorteile der AEL und der PEMEL: Die Bauweise der AEM-Zelle entspricht der einer PEM-Zelle, denn auch hier liegen die Elektroden direkt auf einer Membran aus ionenleitendem Polymer. Somit kann die AEMEL unter Druck und mit hoher elektrischer Leistung betrieben werden. Anders als die PEMEL arbeitet die AEMEL aber nicht im sauren, sondern wie die AEL im alkalischen Milieu. Deshalb können für diese Technologie weniger seltene und auch günstigere edelmetallfreie Materialien wie Nickel verwendet werden. AEM-Elektrolyseure im Gigawattbereich könnten nach Meinung von Experten jedoch noch zehn Jahre von der Realisierung entfernt sein.
Vor- und Nachteile der Elektrolysetechnologien
Diese Schilderungen deuten bereits an, dass jede Elektrolyse-Technologie ihre eigenen Vor- und Nachteile mit sich bringt, was sich auch auf die Kosten der betreffender Anlagen auswirkt. Aufgrund der technologischen Marktreife wird die AEM aus den folgenden Beobachtungen ausgeschlossen.
Investitions-und Betriebskosten
Der größte Vorteil der Alkali-Elektrolyse sind die heute schon vergleichsweise günstigen Investitionskosten (CAPEX), die sich durch die Marktreife und die günstigeren Materialkosten erklären lassen. Im Jahr 2020 lagen die CAPEX einer Alkali-Elektrolyseanlage laut Recherche von Prognos bei 879 EUR/kW (bzw. bei 439 EUR/kW Stackkosten) 6, 8, und könnten bis 2030 noch weiter sinken (716 EUR/kW bzw. 358 EUR/kW). Anders bei der PEM-Elektrolyse; hier steht die Kommerzialisierung großer Systeme im Megawatt-Bereich noch am Anfang, was zur Folge hat, dass Skaleneffekte noch nicht realisiert werden konnten. Die CAPEX der PEM lagen demzufolge laut Prognos im Jahr 2020 bei 1610 EUR/kW (bzw. bei 805 EUR/kW Stackkosten).
Die Fachliteratur sieht hier jedoch in der Zukunft noch erhebliche Kostensenkungspotentiale. Demnach könnten die CAPEX der PEM-Anlagen bis 2050 auf 793 EUR/kW fallen (bzw. 396 EUR/kW Stackkosten). Langfristig betrachtet stellen Smolinka et al. fest, dass die CAPEX der PEM-Elektrolyse zukünftig unter denen der Alkali-Elektrolyse liegen könnten: Die Elektrolysezellen einer PEM-Anlage werden deutlich kompakter gebaut, als die der AEL (3 m3/Zelle AEL vs. < 1 m3/Zelle PEM). Die Gesamtkosten (CAPEX+OPEX) einer HTEL-Anlage sind zum heutigen Zeitpunkt schwer einzuschätzen, da es noch keine marktreifen Komplettsysteme gibt. Laut Prognos liegen die CAPEX 2020 deshalb erwartungsgemäß am höchsten, 1999 EUR/kW Elektrolyseleistung. Die befragten Teilnehmer einer Studie der NOW-GmbH (NOW) aus Industrie und Wirtschaft schreiben dieser Technologie jedoch potentiell disruptive Eigenschaften zu, die vor allem durch die für die Industrie günstigen Eigenschaften der Nutzung von Abwärme die Nachfrage in die Höhe treiben könnten. Auch hier werden die Systemkosten noch sinken, wenn auch (voraussichtlich) bis 2030 nicht auf das Niveau der AEL und PEM (2030: 1477 EUR/kW; 2050: 905 EUR/kW Systemkosten).
An dieser Stelle sei erwähnt, dass die prognostizierten CAPEX je nach Quelle erheblich voneinander abweichen und die Zahlen von Prognos als eher konservativ einzuschätzen sind. So rechnen beispielsweise Hydrogen Council & McKinsey damit, dass bis 2030 Investitionskosten auf der System-Ebene von 200–250 USD/kW (also 176–221 EUR/kW) erzielt werden könnten, nennt aber nicht die verwendete Technologie. Aufgrund der Marktreife ist davon auszugehen, dass die AEL gemeint ist.
Wirkungsgrade
Trotz zukünftiger Kostensenkungspotentiale bei den CAPEX der Wasserstoffelektrolyseanlagen durch Skaleneffekte, muss in Betracht gezogen werden, dass mit wachsendem Auslastungsfaktor des Elektrolyseurs die Strombezugskosten den größten Anteil der Produktionskosten für Wasserstoff auf Basis erneuerbaren Stroms ausmachen. Je mehr Stunden eine Elektrolyseanlage pro Jahr betrieben wird (load factor), desto mehr Wasserstoff wird produziert und die CAPEX, also die anfänglichen Kosten für die Installation der Anlage, verteilen sich auf mehr Einheiten Wasserstoff. Ein wichtiger Aspekt in dieser Hinsicht ist der Wirkungsgrad der jeweiligen Wasserelektrolysetechnologie, also des Verhältnisses von aufzuwendender (elektrischer) Energie zu erzeugter (chemischen) Energie (Wasserstoff). Je niedriger der Wirkungsgrad, desto höher die Verlustleistung und desto größer das Missverhältnis zwischen Aufwand und Ergebnis, was vereinfacht ausgedrückt hohe Stromkosten für eine bestimmte Menge erzeugten Wasserstoff durch Elektrolyse bedeutet.
Im Vergleich haben Alkali-Elektrolysesysteme den niedrigsten mittleren Wirkungsgrad (bezogen auf den Brennwert, 68%). 14 Für ein Kilogramm Wasserstoff, mit AEL erzeugt, werden also 57,9 kWh Strom benötigt. Bei der PEM-Elektrolyse liegt dieser höher (71% – für einen Kilogramm H2 werden somit 55,5 kWh Strom benötigt) und bei der Hochtemperaturelektrolyse am höchsten mit 73% (53,97 kWh Strom/kg Wasserstoff), da diese Technologie ja auch zusätzlich Prozessabwärme aus der Industrie nutzen kann. Projiziert auf 2050 und unter Annahme weiteren technologischen Fortschritts geht das Institut davon aus, dass der Wirkungsgrad der Technologien weiter gesteigert werden kann (71%, 75%, 79%). Zukünftig wird es somit möglich sein, aus 50 kWh Strom 1 kg Wasserstoff herzustellen (Wirkungsgrad 79% in 2050). 15
Sollte es gelingen, die CAPEX der PEMEL und HTEL auf das Niveau der AEL zu reduzieren (etwa durch Skaleneffekte und die Verwendung günstigerer Herstellungsmaterialien), könnten diese beiden Technologien durch die höheren Wirkungsgrade und die oben beschriebenen niedrigeren OPEX die günstigeren Elektrolysesysteme darstellen. Doch auch für die Alkali-Elektrolyse werden Verbesserungen des Wirkungsgrades prognostiziert, was definitive Vorhersagen der zukünftig günstigsten Technologie erschwert. Realistisch betrachtet wird sich wohl keine Monokultur der Elektrolysetechnologien am Markt ergeben, vielmehr werden je nach Kontext und Anwendungsbereich die passenden Systeme angewandt.
Der Markthochlauf der Elektrolyse
Heute werden Wasserelektrolyseanlagen noch nahezu vollständig im Manufakturbetrieb hergestellt. Zur Einordnung: Aus der aktuellen Datenbank der IEA zu weltweiten Elektrolyseprojekten ergibt sich eine kumulierte installierte und operative Elektrolyseleistung von 0,363 GW (363 MW). 17 Wenn angenommen wird, dass die weltweite Fertigungskapazität von Elektrolysewasserstoff etwa zweimal so hoch ist wie in Europa, also ca. 82 t pro Tag und wenn man diese Zahl mit der Menge an täglich durch Dampfreformierung erzeugtem Wasserstoff vergleicht, die 2019 bei ca. 69 MT im Jahr, also etwa 189.041,1 t pro Tag lag, wird deutlich, wie verschwindend gering der Anteil an Elektrolysewasserstoff am Weltmarkt noch ist. Die Literatur ist sich deshalb einig: Um das Angebot an CO2-armem Wasserstoff zu erhöhen, muss sich die Elektrolyseindustrie zu einer global vernetzten Gigawatt-Industrie entwickeln.
Die untenstehende Tabelle zeigt verschiedene Bedarfsniveaus für CO2-armen Wasserstoff und die benötigte installierte Leistung zur Produktion des Anteils von Elektrolysewasserstoff auf. Hier wird deutlich, dass Prognosen der benötigten installierten Leistung von Elektrolyseanlagen davon abhängen, welchen Anteil Elektrolysewasserstoff auf Basis erneuerbarer Energieträger am weltweiten Gesamtwasserstoffbedarf ausmachen soll.
Quelle / Datum / 2030 / 2040 / 2050
IEA / 2021
230 MT / ca. 850 GW installierte Leistung / 500 MT / 3,6 TW installierte Leistung
Hydrogen Council und McKinsey / 2021
75 MT / ca. 200–250 GW installierte Elektrolyseleistung / 660 MT / 3–4 TW installierte Leistung
IRENA / 2021
614 MT / 5 TW installierte Leistung (2050)
Tabelle 1: Überblick über die verschiedenen Wasserstoffbedarfsszenarien aus der Literatur
Die Autoren der NOW-GmbH, aber auch Hydrogen Council und McKinsey und andere, halten die Niedertemperatur-Elektrolysetechnologien, also AEL und PEM, für einen Markthochlauf für ausgereift und argumentieren, dass weitere Optimierungen und Kostenreduktionen durch Skalierung (Senkung der CAPEX) sowie den Ausbau erneuerbarer Energien (um den Strompreis aus Erneuerbaren zu senken) erreicht werden können. Hierbei ist jedoch Folgendes von Bedeutung: Die Hochskalierung von Elektrolysesystemen verringert in erster Linie die CAPEX der Anlagen. CAPEX-Verringerung beeinflussen den Produktionspreis von Wasserstoff am stärksten, wenn die Auslastung bzw. die Volllaststunden des Systems (im Folgenden load factor) unter 50% liegen, das heißt die Anlage ca. 4.380 Stunden im Jahr Wasserstoff produziert. Wenn die Systeme stärker ausgelastet würden, verminderte sich bei einer reinen Verringerung der CAPEX der Produktionspreis nicht weiter signifikant. Zwar lässt sich somit eine erhebliche Produktionskostenreduktion erzielen, jedoch kein Preis, der auf dem Niveau des Marktpreises des grauen Wasserstoffs liegt (1–2 EUR/Kilogramm bzw. 1,12 $–2,24 $/kg).
Dies ist dadurch zu begründen, dass sich die CAPEX mit steigender Produktion auf immer mehr Einheiten Wasserstoff verteilen und somit einen geringeren Anteil an den Gesamtproduktionskosten ausmachen. De facto fallen die Strombezugskosten mit steigender Auslastung schwerer ins Gewicht. Um einen kompetitiven Produktionspreis für CO2-armen Wasserstoff aus Elektrolyse zu erreichen, müssen also zusätzlich zu den CAPEX die Strombezugskosten gesenkt und gleichzeitig ein ausreichender load factor erzielt werden.
In der Realität bestehen jedoch unterschiedliche Bottlenecks, die den Markthochlauf von CO2-armem Wasserstoff durch Elektrolyse (noch) behindern, von denen zwei hier genannt werden sollen: Erstens werden die CAPEX für Elektrolyseanlagen bis 2030 wohl nicht so weit fallen wie von McKinsey und Hydrogen Council angenommen. Realistischer sind laut Fraunhofer ISE und wie oben erwähnt Prognos Anlagenkosten von ca. 500–700 $/kW, was den benötigten load factor um einen kompetitiven Produktionspreis zu erzielen noch einmal erhöht. Zweitens sind Stromgestehungskosten aus erneuerbaren Energien von 0,02 $/kWh vor dem Hintergrund steigender Preise für PV-Module und Windkraftanlagen wohl auch in der sonnenreichen MENA-Region bis auf Weiteres nicht flächendeckend realisierbar. Zusammenfassend gilt es, für einen erfolgreichen Markthochlauf der Elektrolyse die verschiedenen Bottlenecks (vor allem CAPEX und Stromgestehungskosten) gleichzeitig zu adressieren. Denn die ausschließliche Senkung einer dieser Faktoren führt nicht dazu, dass sich CO2-armer Wasserstoff am Markt gegen konventionellen grauen Wasserstoff durchsetzen kann.
Zusammenfassung und Ausblick
Auf der einen Seite sind AEL und PEM technologisch ausgereift und zahlreiche Wasserstoffprojekte werden derzeit initiiert (allein zwischen Februar und August 2021 stieg die Zahl angekündigter Projekte um 100%). Auf der anderen Seite gilt es zahlreiche Bottlenecks zu überwinden, die dem Hochlauf im Weg stehen: Hohe Investitionskosten, hohe Strompreise, zu niedrige Auslastungsfaktoren beim ausschließlichen Betrieb mit erneuerbaren Energien und noch nicht ausreichende Subventionen und staatliche Regulierungen.
Für die Entwicklungszusammenarbeit, die für Global Energy Solutions e. V. wichtig ist, kommt hinzu: Staaten auf dem afrikanischen Kontinent weisen ein großes Potential zur Erzeugung von Wasserstoff mittels Elektrolyse und erneuerbarem Strom auf. Probleme bei der Infrastruktur und der Investitionssicherheit halten jedoch Investoren aus der Privatwirtschaft davon ab, Elektrolyseprojekte in Ländern wie Libyen, Algerien, Mauretanien oder Ägypten zu realisieren. Gleichzeitig haben diese Staaten oft keine Mittel, eigene Wasserstoffstrategien zu fördern, auch weil Technologien wie die PEM-Elektrolyse noch mit hohen Kosten verbunden sind. Dabei sind die Chancen, die sich aus einer funktionierenden, weltweiten Wasserstoffwirtschaft für low-income wie auch für high-income countries ergeben, hoch. So könnten sog. „green cluster“, in denen Elektrolysewasserstoff hergestellt wird, dazu führen, dass nachhaltige Industrieentwicklung durch positive „spill-over“-Effekte in bisher nur wenig erschlossenen Regionen gefördert wird. Im Sinne der SDGs 8 (Menschenwürdige Arbeit und Wirtschaftswachstum) und 9 (Industrie, Innovation und Infrastruktur) bietet dieser Technologietransfer die Möglichkeit für die Produktion und Verteilung von Alternativen zu fossilen Brennstoffen und sollte durch Zuschüsse und Kredite für die lokale Infrastruktur sowie politische Anreize flankiert werden.
Literaturverzeichnis
- Hohmann, M. „Statistiken zu Wasserstoff“, 24. März 2021. https://bit.ly/2YLUhWS.
- Hydrogen Council und McKinsey & Company. „Hydrogen for Net-Zero“, November 2021. https://hydrogencouncil.com/en/hydrogen-for-net-zero/.
- ———. „Hydrogen Insights“. Brüssel, Februar 2021. https://hydrogencouncil.com/en/hydrogen-insights-2021/.
- IEA. „Hydrogen Projects Database“, Oktober 2021. https://www.iea.org/data-and-statistics/data-product/hydrogen-projects-database.
- Kreidelmeyer, Sven; Dambeck Hans; Kirchner Almut; Wünsch Marco. „Kosten und Transformationspfade für strombasierte Energieträger“. Studie. Berlin: Prognos, Mai 2020.
- Smolinka, Tom; Nikolai Wiebe; Philip Sterchele; Andreas Palzer. „Studie IndWEDe Industrialisierung der Wasserelektrolyse in Deutschland: Chancen und Herausforderungen für nachhaltigen Wasserstoff für Verkehr, Strom und Wärme“. Studie. Berlin: NOW GmbH, 2018.
- Theurer, Marcus. „Der große Mangel“. Frankfurter Allgemeine Zeitung, 2021. https://zeitung.faz.net/fas/wirtschaft/2021-11-14/e7c264adce8805234aaee08094dc8a22/?GEPC=s5.
