Bis 2030 sollen weltweit Elektrolyseure mit einer Leistung 130 Gigawatt die Produktion aufnehmen. Doch wie soll die bisher teure Produktion von grünem Wasserstoff wirtschaftlich werden? Und welche Technologien sind am besten geeignet? Fabio Oldenburg von der Cleantech-Beratung Apricum gibt Antworten.
Dr. Fabio Oldenburg ist Senior Consultant bei Apricum und Mitbegründer und CTO der Gaia Membranes AG, einem Unternehmen, das zur Kommerzialisierung der von ihm entwickelten patentierten Membrantechnologie für eine Reihe von führenden Energiespeichertechnologien gegründet wurde. Zuvor war er als Forscher am Paul Scherrer Institut PSI tätig. Bei Apricum wird Oldenburger an einer Reihe von Cleantech-Strategieentwicklungs- und Transaktionsberatungsprojekten arbeiten.
Wie sieht die Elektrolyseur-Projektlandschaft im Jahr 2022 aus?
Ende 2022 werden wir wahrscheinlich eine kumulative Elektrolyseurkapazität von knapp unter einem Gigawatt weltweit haben. Das ist also immer noch sehr, sehr wenig, sogar weniger als ein Prozent dessen, was wir auf der Grundlage der aktuellen Projektpipeline für 2030 erwarten, nämlich rund 130 Gigawatt. Wenn wir uns die verschiedenen Anwendungsfälle von Elektrolyseuren heute ansehen, dann sehen wir eine große Vielfalt.
Fast alle befinden sich noch in der Demonstrationsphase. Wir sehen uns Projekte an, die in der Größenordnung von Kilowatt liegen, einige davon liegen im Megawatt-Bereich. Und ich glaube, das größte, das wir in Europa haben, ist eine 20-Megawatt-Anlage in Spanien. Allerdings sind Elektrolyseure heute sehr dezentral installiert. Wir haben also kleine Elektrolyseure, die in der Nähe von Wohnhäusern zur Wärme- und Stromversorgung installiert werden. Die haben in der Regel eine Größe von einem Kilowatt.
Natürlich gibt es auch mittelgroße Elektrolyseure, die in einem 20-Fuß- oder sogar einem 40-Fuß-Container stehen und in der Anfangsphase von Tankstellenprojekten eingesetzt werden, z. B. für Schiffe, Autos oder Gabelstapler. Und wir haben jetzt auch erste Projekte im industriellen Maßstab, die im Falle Spaniens im Bereich von zehn, vielleicht sogar 20 Megawatt liegen und in der Nähe einer großen Ammoniakanlage zur Herstellung von grünem Ammoniak stehen könnten. Aber all diese Projekte befinden sich heute noch in einem sehr frühen Stadium, und alle oder die meisten von ihnen sind noch an das Stromnetz angeschlossen und produzieren den Wasserstoff entweder mit dem Strom eines nahegelegenen Erneuerbare-Energien-Kraftwerks oder mit dem örtlichen Strommix. Die Anlagen befinden sich in der Regel am Standort des Endverbrauchers.
Wie wird sich die Projektlandschaft wohl in Zukunft entwickeln?
Um zu verstehen, wie sich die Projektlandschaft in Zukunft entwickeln wird, müssen wir uns die wichtigsten Kostentreiber für die Wasserstoffproduktion betrachten. Und wenn wir uns all diese Projekte ansehen, werden wir hauptsächlich zwei große Kostenfaktoren finden. Zum einen sind das die Stromkosten, also der Strom, den ich für die Produktion des grünen Wasserstoffs benötige, und zum anderen die Investitionskosten des Projekts. Das ist hauptsächlich der Elektrolyseur.
Wenn wir also die Wasserstoffkosten in Zukunft senken wollen, müssen wir diese beiden Kostentreiber reduzieren, und das können wir erreichen, indem wir erstens niedrigere Stromkosten nutzen, z. B. durch die Nutzung von Strom aus Gebieten, in denen wir viel mehr Sonne und Wind zur Verfügung haben. Wir verlegen also den Elektrolyseur näher an einen Standort, an dem wir reichlich erneuerbaren Strom haben. Ein weiterer Faktor sind die Größenvorteile. Eine Senkung der Investitionskosten lässt sich also recht einfach durch eine Vergrößerung des Projekts erreichen.
Was wir heute als Großprojekt bezeichnen, vielleicht zehn Megawatt, wird in fünf bis zehn Jahren wahrscheinlich eher im Bereich von Hunderten von Megawatt, wenn nicht Gigawatt liegen.
Zeichnet sich diese Entwicklung schon ab?
Ja, so hat der Projektentwickler Abo Wind ein Projekt in Tunesien angekündigt, wo eine große 500-Megawatt-PV-Anlage geplant ist, die grünen Wasserstoff für den Export nach Europa produzieren soll. Ein weiteres Beispiel könnte in der Wüste Saudi-Arabiens oder in Südamerika liegen, wobei in allen Fällen die niedrigen Stromkosten genutzt werden.
Die große Herausforderung dabei ist, dass wir dafür eine Wasserstofftransportinfrastruktur brauchen. Das können Schiffe sein, das können Pipelines sein, das kann auch eine Umwandlungsinfrastruktur sein, wenn wir den Wasserstoff als Derivat transportieren wollen. Und das braucht Zeit. Wir werden diese Art von Infrastruktur also wahrscheinlich eher gegen Ende des Jahrhunderts sehen. Ein Beispiel hierfür wäre der Wasserstoff-Backbone Europas, wo wir dabei sind, bedeutende Wasserstoff-Pipelines zwischen den wichtigsten Verbrauchs- und Produktionszentren zu planen.
Wie sehen Planung und Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen für ein Elektrolyseur-Projekt konkret aus?
Im Prinzip sprechen wir immer von drei verschiedenen Säulen für ein erfolgreiches Wasserstoffprojekt.
Eine davon ist der Zugang zu preiswerter Elektrizität. Die andere Säule ist der Preis, den ich mit dem Verkauf des Wasserstoffs erzielen kann. Habe ich einen Abnehmer, der bereit ist, so viel zu zahlen, dass mein Projekt wirtschaftlich tragfähig ist, was heutzutage oft Subventionen erfordert. Wir sind also wirklich auch von den lokalen rechtlichen Rahmenbedingungen abhängig.
Und der dritte Faktor ist, und das gilt insbesondere für Projekte, bei denen Abnehmer und Erzeuger geografisch weit voneinander entfernt sind, wir müssen die Möglichkeit eines kostengünstigen Transports haben. Diese drei Säulen, der Strompreis, der Abnehmer und der Transport, sind also leider sehr, sehr schwierig gleichzeitig zu erreichen. Wenn wir uns also heute verschiedene Projekte ansehen, finden wir in der Regel entweder zwei dieser drei Säulen, aber nur sehr selten tatsächlich alle drei.
Immer öfter werden große PV-Anlagen als Kombikraftwerke mit Elektrolyseuren gebaut. Welche zusätzlichen Herausforderungen bringt das mit sich?
Wir sehen viele große Projekte, die PV und Elektrolyseure kombinieren. Der Vorteil liegt klar auf der Hand: Sie haben potenziell sehr niedrige Stromkosten durch die Photovoltaik.
Die erste Herausforderung besteht darin, die Abnahme zu sichern. Der Elektrolyseur und die PV-Anlage sind sehr unterschiedliche Technologien. Wir haben also auch unterschiedliche technische Spezifikationen und Anforderungen, damit diese beiden Systeme optimal funktionieren. Sie könnten also für Ihr Projekt einen Standort wählen, an dem es viel Sonne gibt. Nehmen wir an, wir nehmen eine Wüste in Nordafrika. Die Temperaturen sind gerade in der Nacht sehr gering. Tagsüber kann es sehr heiß werden, was für den Betrieb des Elektrolyseurs eine Herausforderung darstellen kann. Man braucht also einen passenden Temperaturbereich.
Eine wichtige Voraussetzung ist die betriebliche Flexibilität, die der Elektrolyseur haben muss, um zu einer PV-Anlage zu passen. Leider scheint die Sonne nicht während der Nacht. Sie haben also eine natürliche Variabilität in Ihrer PV-Anlage. Ich denke, dass der Kapazitätsfaktor der PV-Anlage eher niedrig ist und unter 30 Prozent liegt. Da es tagsüber zu zusätzlichen Abschattungen kommen kann, benötigen Sie einen Elektrolyseur, der recht flexibel arbeiten kann, oder Sie brauchen eine zusätzliche Infrastruktur, die den Strom zwischen den Lastschwankungen puffern kann. Das kann zum Beispiel eine Batterie oder zusätzliche Windkapazität sein. All das wird Ihnen helfen, die Auslastung Ihres Elektrolyseurs zu erhöhen und letztlich die Kosten für Wasserstoff zu senken. Aber es bleibt wirklich ein Optimierungsspiel. Letztlich geht es darum, die geringstmöglichen Kosten für Wasserstoff zu erreichen.
Welche Herausforderungen gibt es bei der Kombination von PV-Anlagen und Elektrolyseuren?
Es gibt ein paar Besonderheiten, die für PV gelten. Ich denke, der erste Punkt ist die betriebliche Flexibilität, und auf der Seite der Elektrolyseure hat das zwei Seiten.
Die eine ist der zulässige Lastbereich. Wenn die Sonne zum Beispiel im Schatten steht und die Last der PV-Anlage sinkt, kann ich dann meinen Elektrolyseur noch sicher betreiben? Da gibt es sehr große Unterschiede zwischen alkalischen Elektrolyseuren und modernen PEM-Elektrolyseuren. Der alkalische Elektrolyseur hat typischerweise einen begrenzten Lastbereich im Vergleich zu einem PEM-Elektrolyseur, wohingegen wir bei vielen PEM-Systemen in der Lage sind, zwischen fünf und 100, vielleicht sogar 105 Prozent der Nennkapazität zu betreiben.
Die andere Seite dieser Gleichung sind die Start-Stopp-Zeiten. Wie lange dauert es, wenn die Sonne wirklich im Schatten lag oder wenn die Sonne aufgeht, bis mein Elektrolyseur wieder aktiv ist und mit der Produktion beginnen kann.
Haben Sie ein Beispiel? Sprechen wir über Sekunden, eine Minute, mehrere Minuten?
Diese Startzeiten, sogenannte Kaltstartzeiten, können bei einigen traditionellen oder älteren alkalischen Elektrolyseuren sogar Stunden betragen. Und bei einigen, sagen wir mal, sehr fortschrittlichen PEM-Systemen können sie im Bereich von Minuten oder sogar Sekunden liegen.
Was bedeuten die Lieferschwierigkeiten von Elektrolyseuren für den Zeitrahmen der laufenden Projekte und auch für die Realisierung des immensen Wachstums, von dem Sie vorhin sprachen?
Im Moment sprechen wir von Vorlaufzeiten von mehreren Monaten, wenn nicht sogar Jahren. Das wird sich in Zukunft voraussichtlich ändern. Wir sehen erhebliche Erweiterungspläne von Herstellern. Viele von ihnen wollen sogar Giga Factories bauen, ähnlich wie die der Batteriehersteller. Und wir erwarten einen Markt, der in Zukunft vielleicht sogar überversorgt sein wird. Die erste Frage, die sich ein potenzieller Kunde, ein potenzieller Projektentwickler stellen wird, lautet jedoch: Wenn ich ein Gigawatt-Projekt plane, habe ich dann einen Hersteller, der die Leistung, die ich plane, in der kurzen Zeit liefern kann? Verfügen wir also über ausreichende Fertigungskapazitäten?
Wie groß ist im Moment noch die Chance für Europa, ein großes Stück vom Kuchen der gesamten Wertschöpfungskette abzubekommen?
Ich denke, dass es sicherlich ein Risiko für die Entwicklung gibt, das dem ähnelt, das wir bei der Photovoltaik gesehen haben, dass nämlich immer mehr Teile der Wertschöpfungskette von Europa weg, zum Beispiel nach China, verlagert werden. China hat in den letzten Jahren bei den Projekten und bei den Produktionskapazitäten bereits deutlich zugelegt. Und der technologische Vorsprung der europäischen Systeme wird auch immer kleiner. Ich denke, die Beantwortung dieser Frage hängt letztlich auch davon ab, wie wir diesen Markt in Zukunft gestalten.
Auch aus regulatorischer Sicht, wenn wir uns Entwicklungen wie den IRA, den Inflation Reduction Act in Amerika ansehen, dann sehen wir Rahmenbedingungen, die diesem Trend entgegenwirken könnten, und die dazu beitragen könnten, die Lieferketten für Wasserstoff stärker zu regionalisieren. Auch in Europa könnten wir in Zukunft eine ähnliche Entwicklung erleben. Ich denke aber, dass es einer gewissen regulatorischen Unterstützung bedarf, also politischen Willen und politische Unterstützung.
Dieses Interview ist ein Auszug aus einer Folge des The smarter E Podcasts. Das vollständige Interview können Sie hier anhören.