Viele Experten sind sich einig. „Grüner Wasserstoff“ wird bei der Umstellung auf eine klimaneutrale Energieversorgung eine wichtige Rolle spielen.  In diesem Zusammenhang verweist der DVGW, Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches, auf verschiedene Studien, die für Deutschland einen Bedarf zwischen 50 und 450 Terrawattstunden im Jahr 2045 prognostizieren. Eine breite Spanne, die aber nichts an der generell guten Perspektive ändert. Denn die Vorteile liegen auf der Hand. Grüner Wasserstoff ist nicht nur CO2-neutral, sondern auch speicherbar und kann flexibel in allen Sektoren eingesetzt werden.

Dem stehen aber auch Nachteile gegenüber. „Grüner Wasserstoff“ ist nur wirklich grün, wenn er zu 100 Prozent aus regenerativen Energien hergestellt wird. Zudem geht die Erzeugung mit hohen Verlusten einher. Bei der Elektrolyse machen sie bis zu 40 Prozent der eingesetzten Energie aus. Hinzu kommen weitere Verluste, um den Wasserstoff transportbereit zu machen: Bei der Verdichtung betragen sie bis zu 15 Prozent und der Verflüssigung bis zu 25 Prozent. Vor diesem Hintergrund bietet sich die Produktion von „Grünem Wasserstoff“ vor allem dann an, wenn Wind- und Solarkraftanlagen wegen Überlastung der Netze eigentlich abgeschaltet werden müssten.

Es muss noch viel getan werden

Nicht verwunderlich, dass die nationale Wasserstoffstrategie der Bundesregierung vorsieht, bis 2030 Wasserstoffelektrolyseure in einer Gesamtleistung von 10 Gigawatt, also in der Größenordnung von zehn Großkraftwerken, neu hinzuzubauen. Doch das reicht bei weitem nicht aus. Laut einer Prognose der Deutschen Energie-Agentur (dena) besteht bis 2030 ein Bedarf von ca. 90 bis 110 Terrawattstunden Wasserstoff. Umgerechnet auf die Erzeugungskapazitäten heißt das, dass mindestens 30 Gigawatt installierter Elektrolyseleistung fehlen, die durch Importe ergänzt werden müssen.

Als Importeure kommen Länder wie Saudi-Arabien, Chile, Australien oder Marokko in Frage, die aufgrund ihrer klimatischen Gegebenheiten deutlich bessere Produktionsbedingungen haben.  Bedingt durch die langen Distanzen von bis zu 20.000 Kilometern muss der Transport per Schiff erfolgen. Das ist deutlich aufwendiger und kostenintensiver als die Nutzung einer bestehenden Pipeline-Infrastruktur. Aus diesem Grund hat sich der DVGW unlängst einmal verschiedene Transportoptionen angesehen und bewertet. Es handelt sich dabei um flüssigen Wasserstoff, verflüssigtes Methan, die Umwandlung in Ammoniak und flüssige organische Wasserstoffträger. In der Summe kommt der Verband dabei zu der Einschätzung, dass bei allen Verfahren Prozessschritte vorliegen, die momentan noch nicht kommerziell umsetzbar sind. Am weitesten sieht man die Entwicklung bei flüssigem Methan, den höchsten Ausnutzungsgrad bei flüssigem Wasserstoff. Allerdings mit einer Einschränkung: Wie die weitere Entwicklung ablaufen wird, sei nicht alleine über die technologische Bewertung abzuschätzen, betont der DVGW. Wie so oft im Leben dürften auch hier finanzielle und geopolitische Aspekte den Ausschlag geben.

(GL)

P.S.: Für diesen Artikel haben wir Angebote der künstlichen Intelligenz genutzt, um die Kernthesen des Artikels herauszufiltern und in einem nachfolgenden Teaser-Video zusammenzustellen. Die erste nachfolgende Version zeigt das bearbeitete Ergebnis nach einer Optimierung mit einem überschaubaren Aufwand durch einen Kollegen. Die zweite Version präsentiert das unbearbeitete Resultat nach dem Einsatz der künstlichen Intelligenz zur Videoproduktion.

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