Wasserstoffmarkt international: Entwicklungen, Chancen, Herausforderungen

veröffentlicht am 22. Juni 2023

Es passiert einiges auf dem internationalen Wasserstoffmarkt. Während Deutschland sich bei der Formulierung der Novellierung der Wasserstoffstrategie ordentlich Zeit lässt, haben andere Länder ihre Vorhaben in Bezug auf Wasserstoff bereits angepasst: 

Eine Übersicht der bisher formulierten Strategien und Pläne sowie der großen Projekte sind in der folgenden Grafik illustriert. 

Abbildung 1:Übersicht der globalen Wasserstoffpläne & -projekte (Weltenergierat) 

Japan war mit der Veröffentlichung zum Jahresende 2017 der Vorreiter im Thema Wasserstoffstrategien. Gefolgt von Deutschland, Spanien, Frankreich und der EU, die ihre Strategie im Jahr 2020 veröffentlicht haben. Die EU plant bis 2030 grüne Wasserstoffelektrolyseure mit einer kumulierten Kapazität von 80 GW aufzustellen, wobei die Hälfte davon in östlichen und südlichen Regionen Europas installiert werden soll.  Neben den veröffentlichen Strategien wurden auch Projekte in Ländern ohne Wasserstoffstrategie geplant. Diese sind meist das Resultat aus Energiepartnerschaften zwischen Ländern oder einzelnen Unternehmen. So hat Deutschland beispielsweise diplomatische Wasserstoffbüros in Nigeria, Angola, Saudi-Arabien und der Ukraine. Ein weiteres wurde zu Beginn 2023 in Kasachstan eröffnet. Darüber hinaus wurden Allianzen und Abkommen bezüglich grünen Wasserstoff mit Kanada, Neuseeland, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Namibia geschlossen. Aus Letzterer entstand das Hyphen Projekt in Namibia, welches eine Elektrolyseanlage mit einer Kapazität von 3 GW umfasst, die wiederrum von Wind- und PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 5 – 6 GW mit grünem Strom beliefert wird. Aufgrund des hohen Niveaus an Sonnenstunden in Höhe von 3.500 kWh/a (Deutschland: 1.650 kWh/a) resultieren geringe Wasserstoffgestehungskosten in Höhe von 1,50 – 2 €/kg (Deutschland 2050: 3,80 €/kg) und Namibia wäre somit ein potentieller Wasserstofflieferant für Deutschland. Die Bundesregierung hat auch ihre Klimapartnerschaft mit Kenia im Bereich erneuerbarer Energien für grünen Wasserstoff und klimaneutrale Düngemittelproduktion (Ammoniak) ausgeweitet. Allein in 2022 wurden 400 Mio. € für den Ausbau erneuerbare Energien in Kenia zugesagt. Dieser Betrag soll in diesem Jahr noch weiter steigen.  Allerdings hat nicht nur Deutschland Wasserstoffpartnerschaften abgeschlossen. International wurden unzählige Wasserstoffallianzen gegründet, welche in Abbildung 2 dargestellt sind. 

Abbildung 2: Quelle: World Energy Council – Germany 

In der Zukunft wird der größte Teil des Wasserstoffbedarfs in Deutschland importiert. Aus diesem Grund hat das Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) das Projekt „H2Global” gestartet und damit bis jetzt mit insgesamt 3,6 Mrd. € Förderungen für Wasserstoffprojekte auf der ganzen Welt geplant. Die Bundesregierung hofft auf weitere Beteiligungen von EU-Staaten, da der importierte Wasserstoff auch für die ganze EU gedacht ist. Bisher planen allerdings nur die Niederlande sich auch finanziell an der Initiative zu beteiligen.  Die erste Ausschreibung ist Ende 2022 gestartet, in dem für die importierten Stoffe (Ammoniak, Methanol & E-Kerosin) jeweils 360 Mio. € vorgesehen sind. Der Fördermechanismus funktioniert nach dem Doppelauktionsmodell, bei dem die Differenz zwischen Ankaufs- und Verkaufspreis zeitlich befristet durch die Tochtergesellschaft „HINT.CO“ ausgeglichen wird. Durch eine internationale Auktion für den Einkauf der Wasserstoffderivate, werden die günstigsten Angebote ermittelt und erhalten anschließend einen langfristigen Abnahmevertrag. Diese Mengen werden wiederrum in Deutschland ebenfalls durch ein Auktionsverfahren für Ein-Jahresverträge angeboten. Durch die Differenzkostendeckung durch HINT.CO, erhofft man eine erhebliche Beschleunigung des Marktes, da das Absatzpreisrisiko aus dem Markt genommen wird. Auf einer  10 Jahres Abnahmeverpflichtung (aus erster Auktion) soll die Finanzierung von Projekten auf diesen Zeitraum gesichert werden. Die KfW Entwicklungsbank hat auch zwei Fonds, mit denen PtX-Projekte gefördert werden sollen, veröffentlicht. Der PtX-Entwicklungsfonds des Bundesministeriums für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) zielt darauf ab, lokale Wertschöpfungsketten und den Einsatz von Wasserstoff in Entwicklungs- und Schwellenländern zu fördern. Mit dem PtX-Wachstumsfonds des BMWK sollen Projekte außerhalb der EU, allerdings mit Beteiligung europäischer Unternehmen mit Sitz oder Betriebstätte in Deutschland gefördert werden. Das Programm „AfricaConncet”  der Deutschen Investitions- und Entwicklungsgesellschaft (DEG) unterstützt europäische Unternehmen bei ihren Investitionen in Afrika mit Darlehen zu attraktiven Konditionen. Bei Laufzeiten von 3 bis 7 Jahren werden dort Darlehenssummen von 750.000 € bis 5 Mio. € vergeben. Neben diesem Programm unterstützt die DEG auch deutsche Unternehmen bei Machbarkeitsstudien oder Pilotprojekten in ausgewählten Ländern. 

Auch abseits von den zuvor genannten Förderinitiativen sind eine Vielzahl an Elektrolyseprojekten in Planung. Die dabei größten und wichtigsten sind in der folgenden Tabelle aufgeführt.

​Region	​Projekt	​Elektrolyseleistung	​Fertigstellung
​Kasachstan	​Hyrasia One	​30 GW	​2030
​Iberische Halbinsel	​Hydeal	​​69 GW	​2030
​Nordsee	​AquaVentus	​​10 GW	​2035
​Mauretanien	​Project Nour	10 GW	​2030
​Mauretanien	​AMAN	16 - 20 GW	​-
​Kenia	​Fortescue Deal	​​300 GW	tba
​Niederlande	​North H2	10 GW	​2040
​Australien	​Western Green Energy Hub	​​28 GW	​2030
​Oman	​Green Energy Oman	​14 GW	​2038

Die Elektrolyse von Wasserstoff benötigt 9 Liter Wasser für jedes produzierte Kilogramm Wasserstoff. Die von der Bundesregierung für 2030 festgelegte Elektrolyseleistung von 10 GW in Deutschland benötigt laut dem Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) etwa 9 Mio. m³ Trinkwasser.

Zum Vergleich: Die Energiewirtschaft hat im Jahr 2019 ca. 300 Mio. m³ Trinkwasser verbraucht. Aufgrund dessen, kam der Verein zum Entschluss, dass in Deutschland bis 2030 keine Wasserknappheit zu erwarten ist. Die Ausbaupläne sehen vor, dass ein Drittel der Elektrolysekapazitäten in der Nordsee unmittelbar bei den Windparks installiert werden sollen. An diesen Standorten bietet es sich an Entsalzungsanlagen zu errichten, um den Trinkwasserbedarf zu schonen.  Im internationalen Kontext, sind Riesenprojekte in Küstennähe angesiedelt, angesichts der lokal verfügbaren Wassermengen. So hat das oben genannte Projekt „Hyphen“ ebenfalls eine Entsalzungsanlage geplant, welche auch die regionale Bevölkerung  mit Trinkwasser versorgen soll. Ein internationales Forscherteam hat eine Methode entwickelt, um direkt Meerwasser in der Elektrolyse nutzen zu können. Damit könnte der Entsalzungsschritt und somit auch Kosten gespart werden. Das Geheimnis ist dabei eine Lewis-Säure Beschichtung, diese verhindert die Korrosion der Elektroden. Die Methode war bisher allerdings nur im Labor erfolgreich und muss daher erst noch an größeren Anlagen getestet werden.  

Der Transport und die Speicherung des erzeugten grünen Wasserstoffs stellen große Herausforderungen dar. Der erzeugte Wasserstoff kann in purer Form gespeichert werden oder alternativ auch an Energieträger gebunden werden. Die verschiedenen Alternativen sowie deren Vor- und Nachteile sind in der folgenden Tabelle aufgelistet.

 

​	​Pro	​Contra
​Gasförmig	​Kann direkt verwendet werden	​Große Hochdruckbehälter nötig (350 - 700 bar)
​Flüssig	​Geringerer Platzbedarf Hohe Speicherdichte	​Energiebedarf für die Umwandlung Aufrechthaltung von -253°C energieintensiv
​Liquid Organic Hydrogen Carrier (LOHC)	​Ähnlich handhabbar wie Diesel Transport bei Normdruck	​"Katalytische Reaktion zur „H2-Beladung“ (30 – 50 bar und T= 200 – 250°C) Entladung“ bei 250 – 320°C  Trägermedium muss zurück zum Versandort um erneut beladen zu werden
​Metall Hydride	​Sicher, Normdruck und einfach handhabbar	​Sehr schwer und damit für Transport ungeeignet
​Ammoniak (NH3)	​Geringere Anforderungen an Lagertanks Transportierbar bei 10 bar	​N2 und H2 reagieren bei 200 bar und 350 °C Giftig (immense Folgen bei Lecks)
​Methanol	​Einfach handhabbar und sicher  Reaktion aus CO2 und H2	​CO2 muss bei H2-Entladung gespeichert werden

Bezüglich des Transports, ist die Nutzung einer Pipeline bei Durchsatzmengen größer als 10 t am Tag und unter 200 km Transportdistanz am günstigsten. Bei kleineren Mengen oder größeren Distanzen ist der Transport per LKW am kostengünstigsten.  Bei sehr großen Distanzen, ist der Schiffstransport die günstigste und in den meisten Fällen auch die einzige Alternative. Eine australische Studie hat dort die Transport- und Speicherkosten verschiedener Energieträger miteinander verglichen. In Abbildung 3  sind die Transportkosten verschiedener Standorte zum Hafen in Rotterdam dargestellt. Ammoniak ist dabei als günstigster Energieträger abgeschnitten, knapp gefolgt von Methanol. LOHC war dazu im Vergleich etwas teurer und flüssiger Wasserstoff mit Abstand am teuersten.  

Abbildung 3: Gesamttransportkosten verschiedener Wasserstoffträger  

Der importierte Wasserstoff muss angekommen in der EU an die jeweiligen Bedarfsstandorte transportiert werden. Dafür haben insgesamt 31 Energienetzwerkbetreiber mit dem „European Hydrogen Backbone“ gemeinsam ein 53.000 km Europanetzwerk für 2040 definiert.  Eine Übersicht ist in Abbildung 3 illustriert. Die dafür benötigten Leitungen werden teilweise von bestehenden Erdgasleitungen umgestellt, zusätzlich müssen aber auch eine Vielzahl an neuen Leitungen gebaut werden. So haben Portugal, Spanien und Frankreich das Projekt „H2Med“ ins Leben gerufen, indem die drei Länder durch eine 700 km lange Pipeline miteinander verbunden werden sollen. Im Januar hat Deutschland sich mit Frankreich über eine Anbindung Deutschlands an das Projekt geeinigt. Eine Besonderheit des Projekts ist, dass Barcelona und Marseille durch eine bis zu 2.600 m tiefe Pipeline unter dem Mittelmeer miteinander verbunden werden sollen. Der Baubeginn soll 2025 erfolgen und die Fertigstellung sei 2030 geplant. Die Gesamtkosten des European Hydrogen Backbone werden derzeit auf 80 – 140 Mrd. € geschätzt. 

 

Abbildung 4: European Hydrogen Backbone (Quelle: EHB) 

Für Deutschland ist in 2030 laut den Fernleitungsnetzbetreibern ein 5.100 km langes Wasserstoffnetz geplant, von denen rund 3.700 km auf umgestellten Erdgasleitungen basieren. In 2050 soll das H2-Netz 13.300 km lang sein, von denen ca. 11.000 km auf umgestellten Gasleitungen beruhen. Die beiden Netzpläne sind in Abbildung 4 dargestellt.  In Deutschland stehen die Netzbetreiber bereits in den Startlöchern und warten nur auf die Förderzusage der EU-Kommission.  Darüber hinaus hat der Vorschlag der Bundesregierung für eine staatliche Wasserstoffnetzgesellschaft für Aufruhr gesorgt und wurde von mehreren Seiten kritisiert und folglich aus dem Entwurf der Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie genommen.  

 

Abbildung 5: Vision für ein deutsches H2-Netz (Quelle: FNB )

Die Abnehmer des produzierten grünen Wasserstoffs können grob in die Bereiche Verkehr, Chemie- und Stahlindustrie gegliedert werden. In der Stahlindustrie kann der Wasserstoff als Alternative zu Erdgas oder Kohle verwendet werden, um das Eisenerz im Direktreduktionsverfahren (DRI) zu Eisenschwamm weiterzuverarbeiten. Der Stahlproduzent thyssenkrupp hat eine wasserstoffbetriebene Direktreduktionsanlage für knapp 1,8 Mrd. € bestellt. Sie soll bereits Ende 2026 in Betrieb gehen und bei der Verwendung von grünem Wasserstoff jährlich ca. 3,5 Mio. t CO₂ einsparen.  Auch ArcelorMittal ist derzeit dabei eine wasserstoffbasierte DRI-Prototypanlage in Eisenhüttenstadt zu errichten. Auch sie soll bei vollständiger Umstellung auf grünen H2 ca. 3,5 Mio. t CO₂ pro Jahr einsparen.  Grüner Wasserstoff kann auch in der Chemieindustrie genutzt werden, um gewisse Prozesse zu dekarbonisieren. So kann er für die Düngemittelproduktion, bei der Herstellung von Nylon oder sogar im Bereich von Farbstoffen und Lacken verwendet werden. Die BASF plant auch ihre Prozesse bezüglich Wasserstoff klimaneutraler zu gestalten. So sind sie derzeit zusammen mit Siemens Energy im Rahmen des Projektes „Hy4Chem“ in der Planung für eine 50 MW Wasserstoffelektrolyse.  Im Bereich Verkehr tut sich ebenfalls so einiges, ganz gleich ob an Land, im Wasser oder in der Luft. In Niedersachsen haben im August 2022 die ersten Wasserstoffzüge den Betrieb mit Passagieren aufgenommen.  Auch das Rhein-Main Gebiet hat nachgezogen und plant 27 Wasserstoffzüge in ihre Flotte mitaufzunehmen.  Aber auch auf den Straßen ist Wasserstoff präsent, denn in einigen Städten fahren bereits Wasserstoffbusse, wie z.B. in Wuppertal, Münster  oder Bremerhaven. Viele weitere Städte planen den Einsatz der Busse oder haben bereits welche bestellt. Im Schwerlastverkehr tut sich ebenfalls einiges. Der Hersteller Hyundai hat 27 Wasserstoff-LKWs an sieben deutsche Unternehmen ausgeliefert, welche diese auf Deutschlands Straßen aktuell testen. Bis 2025 plant der Hersteller 1.600 solcher Schwerlastfahrzeuge nach Europa zu liefern.  Andere Hersteller wie Daimler, MAN, DAF, Nikola oder Toyota planen frühestens 2025 mit der Auslieferung. Nichtsdestotrotz haben die meisten Speditionsfirmen Bedenken, da die Anschaffung mit hohen Kosten und Unsicherheiten verbunden ist. Das Unternehmen hylane  bietet Leasingangebote für H2-Schwerlastfahrzeuge an, um diese Risiken zu senken und den Markthochlauf zu unterstützen. Der Ausbau von Wasserstofftankstellen läuft im vollen Gange. Aktuell sind in Europa 163 H2-Tankstellen eröffnet worden, davon 92 in Deutschland. h2.live  bietet eine Übersicht der genauen Standorte mit dem dazugehörigen Wasserstoffpreis. Ein neuer Förderaufruf des Bundesministeriums für Digitales und Verkehr (BMDV) fördert die Errichtung von Wasserstofftankstellen, die 100% grünen Wasserstoff abgeben. Die Förderquote beträgt dabei bis zu 80% der zuwendungsfähigen Ausgaben. In Zukunft sollen noch weitere solcher Förderaufrufe folgen.   

Die global aktive  Containerreederei Maersk hat sich für klimaneutrale Antriebe auf dem Wasser ausgesprochen und ist bereits Partnerschaften mit Spanien und Ägypten eingegangen, um den Einsatz von Methanol, welcher aus grünem Wasserstoff hergestellt wird zu verstärken. Das Unternehmen hat 19 Methanol-fähige Containerschiffe bestellt, die 2025 in Betrieb gehen sollen. Maersk hat sich als Ziel gesetzt, bis 2030 ein Viertel aller Container auf emissionsarmen Schiffen zu transportieren. Aktuell hat Maersk 713 Schiffe in ihrer Flotte, somit benötigen sie ca. 170 weitere methanolbetriebene Containerschiffe, um ihr gesetztes Ziel zu erreichen.  Auch der Rohstoffhandelsriese Trafigura strebt eine Reduktion der Transportemissionen um 25 % bis 2030 an. Das Unternehmen setzt allerdings eher auf Ammoniak als klimaneutralen Kraftstoff.  Der Flugzeughersteller Airbus will bis 2035 einen Passagierflieger auf den Markt bringen, der komplett mit Wasserstoff betrieben werden kann.  Das US-Start-Up Universal Hydrogen hat Anfang 2023 einen ersten Testflug ihres H2-betriebenen Flugzeugs absolviert. Das Unternehmen plant 2025 ihre ersten Passagierflugzeuge an Airlines aus Europa und den USA zu beliefern.  

Der DVGW hatte Ende 2020 einen Bericht veröffentlicht, indem sie eine 20 prozentige Beimischung von Wasserstoff in das bestehende Gasnetz als technisch möglich sehen.   Daraufhin wurde eine Beimischung von H2 in mehreren Projekten getestet und es wurden positive Ergebnisse erzielt. In Hamburg beispielsweise wurde die Wärmeversorgung des Quartiers“ Am Schilfpark“ für 15 Monate auf einen Wasserstoffmischbetrieb umgestellt. Im Rahmen des Projekts war ein Wasserstoffanteil von 30 % für das beteiligte Blockheizkraftwerk kein Problem.  Die EnBW hat Ende 2022 eine Bestellung über zwei Turbinen mit jeweils 62 MW Leistung aufgegeben. Das Besondere ist, dass diese ab ihrer Auslieferung in 2024 eine bis zu 75% Wasserstoffbeimischung verarbeiten können.   

Der Markt für Erzeugung, Transport und für die Verwendung von Wasserstoff wird aktuell aufgeteilt. 

Im internationalen Kontext der H2-Erzeugung werden aktuell die ersten Pfähle für die zukünftige Erzeugung, bzw. Versorgung der Weltwirtschaft eingerammt. Es geht letztendlich um den Aufbau von Kooperationsmodellen sowie das Sichern von Zugang auf Flächen, Wasser und Häfen, um zum Ende der Dekade hin die Projekt anzugehen, um dann in den 2030er Jahren die weitere H2-Produktion auszubauen. Wichtig ist die Kooperation vor Ort, die Schaffung von Synergien für die Wirtschaften vor Ort (bspw. zusätzliche Trinkwasserproduktion) und das faire Miteinander. Das H2global Programm ist hierfür natürlich für die nächsten Jahre eine wichtige Stütze der Business Cases.

Auch wenn hier Ammoniak aktuell vorne liegt, werden die anderen Technologien auch ihre Nische besetzen. Natürlich werden die Großhändler der fossilen Energien sich auch auf H2 fokussieren und ihre Strukturen nutzen dieses Geschäft mit abzubilden. Für die Leitungsbauer allerdings, wird es auch in EU / Deutschland viel zu tun geben, wie oben ersichtlich.

Im Bereich der Verwendung des H₂ liegen die Schwerpunkte wie o.g. zunächst bei Chemie, Verkehr und Stahlindustrie. Ein Sondermarkt – auch bzgl. der Transportkosten – dürfte auch grüner Ammoniak sein, da hier ein erhebliches Emissionsreduktionspotential im Hinblick auf den CO₂ Fußabdruck bei der Düngemittelherstellung besteht . Das Projekt des BMZ in Kenia zeigt erste Wege auf, wenn grüner grundlastfähiger Strom (wie hier Geothermie) vorhanden ist. Im Weiteren werden die Anlagen- und Fahrzeugbauer ihre ersten Projekte schnell ausbauen müssen. Fraglich ist noch, wann dann Skaleneffekte, höhere CO₂ Kosten (in Deutschland aus dem BEHG) und höhere Rohölpreise  letztendlich auch zu einer wirtschaftlicheren Nutzung der H₂-Technologie führen.