Durchbruch bei der Herstellung von Wasserstoff.

Das von einer australischen Uni gegründete Unternehmen Hysata hat einen Elektrolyseur mit einem rekordverdächtigen Wirkungsgrad von 98 % entwickelt.

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Wasserstoff-Technik "Made in Germany" – die Chance für Deutschland.

Grüner Wasserstoff ist in aller Munde und gilt als Hoffnungsträger für die klimaneutrale Zukunft. Wie steht es mit der Umsetzung in Deutschland?

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Herausforderungen bei der Entwicklung Wasserstoff-Elektrolyseuren.

Die grössten Herausforderungen bei der Entwicklung und dem Einsatz von Wasserstoff-Elektrolyseuren sind:

Wirkungsgrad und Stromkosten:

Das Problem bei der Elektrolyse ist, dass sie derzeit relativ teuer ist. Dies liegt massgeblich am Wirkungsgrad der Systeme, der bei gängigen am Markt befindlichen Elektrolyseuren wie PEM- und alkalischer Elektrolyse zwischen 65 % und 70 % liegt. Das bedeutet, es gehen relativ viele Energie bei der Umwandlung verloren.

Für die Erzeugung von 1 kg Wasserstoff, der 33 kWh Energie enthält, werden bei diesen Wirkungsgraden ungefähr 45 bis 50 kWh Strom benötigt.

Forschende aus Australien haben zwar im Labor einen Rekordwirkungsgrad von 98 % erzielt, was den Strombedarf für 1 kg Wasserstoff auf etwa 35 kWh senken würde. Die Herausforderung besteht jedoch darin, diese Laborergebnisse in den grossen Massstab zu übertragen und eine kommerzielle Verfügbarkeit zu erreichen.

Strom ist die wichtigste Eingangsgrösse und der grösste Kostenblock für die Wasserstoffproduktion. Um grünen Wasserstoff wettbewerbsfähig zu machen, müssen die Stromkosten erheblich sinken, was mehr erneuerbare Energien und Überschussstrom erfordert.

Materialien und Zellendesign:

PEM-Elektrolyseure benötigen für die Elektrodenbeschichtung Edelmetalle wie Platin und Iridium, da sie in einem sauren Milieu arbeiten. Dies kann die Herstellung teurer machen und die Rohstoffverfügbarkeit einschränken. Es gibt jedoch auch Entwicklungen bei Katalysatoren, die weniger Edelmetall enthalten.

Die alkalische Elektrolyse hat den Vorteil, dass sie keine seltenen oder hochwertigen Metalle wie Platin benötigt. Elektroden werden oft aus Nickel als Substrat und Beschichtung hergestellt, was die Rohstoffverfügbarkeit unkomplizierter macht.

Ein entscheidendes Element ist die Membran (Gasseparator) zwischen den Elektroden, die ionenleitend und gasdicht sein muss. Eine zu dicke Membran erhöht den elektrischen Widerstand und verringert die Effizienz; ein Kompromiss zwischen Dünnheit und Effizienz muss gefunden werden. Die Optimierung vieler Komponenten wie Elektrodenbeschichtungen und Gastrenneinrichtungen ist eine fortlaufende Herausforderung.

Skalierung und Langzeiterfahrung:

Die Technologie befindet sich in einer Hochlaufphase. Die grösste Herausforderung liegt derzeit in der Sammlung von Langzeiterfahrung und der Optimierung vieler Komponenten.

Es braucht Geduld, Fachkräfte und kluge Ideen, um „Kinderkrankheiten“ zu beseitigen, da die Technologie parallel zum Betrieb weiterentwickelt werden muss.

Anlagenbetreiber verfügen oft noch nicht über ausreichend Erfahrung mit der neuen Technologie, und die neuen Komponenten und Sensorik sind noch nicht wirklich erprobt. Hersteller benötigen Testdienstleistungen, um ihre Stacks und Elektroden zu testen, was jedoch zeit- und kostenintensiv ist, da Betreiber Zusagen über Jahre wünschen.

Integration in das Energiesystem und Flexibilität:

Ein Mythos ist, dass Elektrolyseure, insbesondere alkalische Elektrolyseure, nicht flexibel auf fluktuierende Stromerzeugung reagieren könnten. Tatsächlich können sowohl alkalische als auch PEM-Elektrolyseure gut mit der Fluktuation von Windenergie und Photovoltaik umgehen. Alkalische Elektrolyseure starten jedoch bei Kälte nicht sofort mit voller Leistung.

Die Integration zukünftiger Elektrolyseure als Grossverbraucher in das Stromnetz erfordert die Bestimmung und Optimierung ihrer netzdienlichen Eigenschaften. Das Fraunhofer IWES forscht daran, wie Elektrolyseure netzstabilisierend wirken können.

Wirtschaftliche Hürden und Bürokratie:

Die Westfalen AG beispielsweise stellte die Wasserstoffproduktion in Bayern ein und produziert nun in Frankreich, unter anderem, weil dort ein grosser Ankerkunden (Stahlproduktion) direkt vor Ort sitzt und die Stromkonditionen günstiger sind (z.B. Atomstrom als Grünstrom, der in Deutschland nicht so gerne gesehen wird).

In Deutschland sind Unternehmen oft gezwungen, Strom aus neuen erneuerbaren Energieanlagen (Power Purchase Agreements) zu hohen Preisen (z.B. 8 ct/kWh) einzukaufen, um Wasserstoff als „grün“ zu klassifizieren. Zudem dürfen Elektrolyseure, die netzentgeltbefreit sein möchten, nur 4000 Volllaststunden im Jahr laufen, was die Wirtschaftlichkeit mindert.

Die EU-Vorgaben für grünen Wasserstoff sind sehr strikt. Beispielsweise darf die erneuerbare Stromerzeugungsanlage nicht älter als 36 Monate sein und keine Förderung erhalten haben, was die Nutzung bestehender EEG-ausgelaufener Windenergieanlagen oder Wasserkraftwerke für die „grüne“ Wasserstoffproduktion ausschliesst. Diese Vorgaben behindern den Markthochlauf und es wird eine Lockerung gewünscht.

Bürokratische Hürden wie langwierige Genehmigungsverfahren (z.B. nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz) waren in der Vergangenheit ein grosses Problem für den Bau von Elektrolyseuren. Obwohl es für Kleinanlagen unter 5 MW inzwischen Erleichterungen gibt, ist der Prozess bei Grossanlagen noch komplex. Es fehlt an einem einheitlichen Standard und Erfahrung bei den Behörden.

Markthochlauf und Finanzierung:

Es besteht ein „Henne-Ei-Problem“: Abnehmer scheuen Investitionen in den Wasserstoffumbau, da sie die zukünftige Verfügbarkeit und den Preis von Wasserstoff nicht genau kennen. Produzenten wiederum halten sich mit Grossprojekten zurück, da sie nicht sicher sind, ob ihr Wasserstoff abgenommen wird.

Die Kosten von Elektrolyseuren müssen sich laut Schätzungen halbieren oder dritteln, um attraktiv zu sein.

Förderprogramme wie H2Global sollen den Markthochlauf durch Auktionsmodelle beschleunigen und Preisinformationen liefern, aber es fehlen noch Mechanismen, um die Risiken für "First Mover" abzufedern.

Fachkräftemangel:

Ähnlich wie in der Batterieindustrie gibt es auch im Bereich der Wasserstoff-Elektrolyseure einen Fachkräftemangel. Obwohl an Universitäten vermehrt Fächer und Vorlesungen zur Wasserstoffwirtschaft angeboten werden, fehlt es in der Praxis an erfahrenen Betreibern für die neuen Anlagen.

Trotz dieser Herausforderungen ist Deutschland bestrebt, eine Spitzenposition in den Wasserstofftechnologien, insbesondere bei Elektrolyseuren, einzunehmen. Unternehmen wie Siemens Energy haben Gigawatt-Fabriken für PEM-Elektrolyseure eingeweiht, und Forschungsinstitute wie das Fraunhofer IWES betreiben umfassende Wasserstoff-Forschungslabs, um die Technologien von der Zell- bis zur Gesamtsystemebene zu testen und die Integration in Industrieprozesse zu untersuchen. Der Markthochlauf ist entscheidend, um die Kosten zu senken und die deutsche Industrie konkurrenzfähig zu halten.

Welche Materialien braucht es für die Herstellung Wasserstoff-Elektrolyseuren – nach Bauart?

Materialien und Bauarten der wichtigsten Wasserstoff-Elektrolyseure.

PEM-Elektrolyseure (Protonen-Austausch-Membran-Elektrolyse):

Funktionsweise: Bei der PEM-Elektrolyse sind Protonen (H+-Ionen) die Ladungsträger, die durch eine Polymermembran als Elektrolyt wandern.

Materialien: Diese Technologie erfordert für die Elektrodenbeschichtung Edelmetalle wie Platin und Iridium. Dies ist notwendig, da PEM-Elektrolyseure in einem sauren Milieu arbeiten. Der Einsatz hochwertiger Katalysatoren auf den Elektroden erhöht die Effizienz und senkt den Strombedarf. 

Vorteile: PEM-Elektrolyseure können sehr kompakt gebaut werden und benötigen relativ wenig Platz.

Herausforderungen: Die Verwendung von Edelmetallen kann die Herstellung teuer machen und die Rohstoffverfügbarkeit einschränken.

Alkalische Elektrolyseure:

Funktionsweise: Bei der alkalischen Elektrolyse sind Hydroxid-Ionen (OH--Ionen), z.B. aus Kalilauge, die Ladungsträger. Ein Elektrolyseur-Stack besteht aus vielen kleinen Zellen, die in Reihe und verfahrenstechnisch parallel geschaltet sind.

Materialien:

Elektroden: Die Elektroden müssen elektrisch leitend sein und bestehen oft aus Nickel als Substrat und Beschichtung. Spezielles "Rain Nickel" mit einer besonders porösen Oberfläche wird verwendet, um die Zellspannung zu reduzieren und die Effizienz zu steigern. Anodisch (auf der Sauerstoffseite) wird ebenfalls Nickel oder Edelmetall verwendet.

Membran (Gasseparator): Zwischen Anode und Kathode muss eine Membran, ein sogenannter Gasseparator, integriert sein. Diese Membran muss ionenleitend und gasdicht sein, um zu verhindern, dass sich der entstehende Wasserstoff und Sauerstoff vermischen. Eine zu dicke Membran erhöht den elektrischen Widerstand und verringert die Effizienz; daher muss ein Kompromiss zwischen Dünnheit und Effizienz gefunden werden.

Vorteile: Ein grosser Vorteil der alkalischen Elektrolyse ist, dass sie keine seltenen oder hochwertigen Metalle wie Platin benötigt, was die Rohstoffverfügbarkeit unkomplizierter macht und die Baukosten potenziell senkt. Die Effizienz kann auch hier durch teure Katalysatoren gesteigert werden, dies ist aber nicht zwingend notwendig.

Hochtemperatur-Elektrolyse (HTE):

Diese Technologie befindet sich noch in einem frühen Reifegrad.

Vorteile: Sie hat den Vorteil, dass bei sehr hohen Temperaturen (um 700°C) eine sehr gute Effizienz zu erwarten ist.

Herausforderungen: Die Anwendungsfälle sind auf Kopplungen mit Hochtemperaturanwendungen reduziert, und es ist eine entsprechende Wärmezufuhr oder gute thermische Isolierung erforderlich.

AEM-Elektrolyse (Anionen-Austausch-Membran-Elektrolyse):

Diese Technologie wird zunehmend wichtiger und erste Produkte sind auf dem Markt erhältlich.

Vorteile: Die AEM-Elektrolyse kombiniert quasi die Vorteile der alkalischen und der PEM-Elektrolyse.

Hysata (Kapillarelektrolyse):

Das australische Unternehmen Hysata hat einen Elektrolyseur mit einem rekordverdächtigen Wirkungsgrad von 98 % im Labor entwickelt.

Innovation: Der "Trick" bei dieser Technologie ist ein Zelldesign, bei dem die entstehenden Gasblasen (Sauerstoff- und Wasserstoffbläschen) nicht mehr durch die wässrige, flüssige Phase abtransportiert werden müssen. Dadurch wird ein grosser elektrischer Widerstand in der Zelle eliminiert, was zu viel höheren Effizienzen führt. Die Technologie wird als "kapillargespeiste Elektrolysezelle" bezeichnet.

Materialien: Auch Hysata setzt für ihre Ergebnisse "sehr aufwendige und teure Elektrodenbeschichtungen mit Platin" ein.

Herausforderung: Die grösste Herausforderung besteht darin, diese Laborergebnisse in den grossen Massstab zu übertragen und kommerziell verfügbar zu machen. Paul Barrett, CEO von Hysata, strebt an, bis 2025 eine Wasserstoffproduktionskapazität im Gigawattbereich zu erreichen.

Insgesamt ist die Optimierung von Komponenten wie Elektrodenbeschichtungen, Gastrennungsmechanismen und dem allgemeinen Zelldesign eine fortlaufende Herausforderung. Es braucht Langzeiterfahrung und die Beseitigung von "Kinderkrankheiten", da die Technologie sich in einer Hochlaufphase befindet und parallel zum Betrieb weiterentwickelt werden muss. Deutschland ist bestrebt, eine Spitzenposition in der Wasserstofftechnologie einzunehmen, insbesondere bei Elektrolyseuren.

Was ist grüner, grauer und brauner Wasserstoff, wie definiert die EU grünen Wasserstoff?

Nicht jeder Wasserstoff ist "grün" – seine Farbe hängt stark von der Herstellungsmethode ab.

Was ist grüner Wasserstoff?

Grüner Wasserstoff wird durch die Elektrolyse von Wasser hergestellt, wobei der dafür benötigte Strom ausschliesslich aus erneuerbaren Energiequellen wie Wind- oder Solarenergie stammt. Da bei diesem Prozess keine Treibhausgasemissionen entstehen, gilt grüner Wasserstoff als CO₂-neutral. Die Fähigkeit, erneuerbaren Strom zu speichern und in Sektoren wie Industrie, Verkehr und Gebäude zu nutzen oder zur Rückverstromung einzusetzen, macht grünen Wasserstoff zu einer Schlüsseltechnologie für die Energiewende.

Die Europäische Union (EU) hat sehr strikte Vorgaben für die Definition von grünem Wasserstoff festgelegt, die im sogenannten delegierten Rechtsakt formuliert sind. Demnach ist Wasserstoff, der in einer Elektrolyse produziert wird, nur dann grün, wenn der eingesetzte Strom aus zusätzlichen erneuerbaren Energieanlagen stammt. Diese Anlagen dürfen nicht älter als 36 Monate sein, wenn die Elektrolyseanlage in Betrieb geht, und dürfen keine Förderung in Anspruch genommen haben.

Diese strikten Regeln haben jedoch auch ihre Schattenseiten:

Ausschluss bestehender Anlagen: Windenergieanlagen in Deutschland, die aus der EEG-Förderung ausscheiden und bereits ihren Kapitaldienst erwirtschaftet haben, dürfen ihren Strom nicht für die Produktion von grünem Wasserstoff nutzen, obwohl dies kostengünstiger wäre.

Wasserkraft: Strom aus Wasserkraftwerken ist ebenfalls nicht zugelassen, da in Deutschland und Europa kaum neue Wasserkraftwerke gebaut werden. Obwohl Wasserkraft eine sehr günstige und kontinuierliche Stromquelle ist, darf der daraus erzeugte Wasserstoff nach EU-Definition nicht als grün bezeichnet werden.

Forschende wünschen sich hier mehr Spielräume von der EU, um den Markthochlauf zu erleichtern. Ziel der EU ist es zwar, zu verhindern, dass Elektrolyse die gesamte erneuerbare Energie abzieht und somit zusätzliche Kohlekraftwerke für andere Bereiche der Stromversorgung eingesetzt werden müssen. Dafür gibt es aber auch andere Instrumente wie den europäischen Emissionshandel.

Was ist grauer Wasserstoff?

Grauer Wasserstoff wird hauptsächlich durch die Dampfreformierung von Erdgas hergestellt. Bei diesem Verfahren entstehen erhebliche CO₂-Emissionen, weshalb es als klimaschädlich gilt. Unternehmen wie BASF in Ludwigshafen produzieren ihren Wasserstoffbedarf traditionell auf diese Weise und nutzen ihn vielfältig, beispielsweise zur Herstellung von Ammoniak und Methanol oder für die Produktion von Vitaminen. BASF plant jedoch, diesen klimaschädlich produzierten Wasserstoff sukzessive durch grünen Wasserstoff aus Elektrolyse zu ersetzen.

Was ist brauner Wasserstoff?

Die vorliegenden Quellen definieren den Begriff "brauner Wasserstoff" nicht explizit. Sie konzentrieren sich stattdessen auf die Unterscheidung zwischen klimafreundlich produziertem Wasserstoff (grün) und dem aus Erdgas reformierten, CO₂-emittierenden Wasserstoff (grau).

Effizienz als Schlüssel.

Der Wirkungsgrad ist ein entscheidender Faktor für die Kosten von grünem Wasserstoff, da der Strom der wichtigste Kostentreiber ist. Gängige Elektrolyse-Systeme auf dem Markt, wie die PEM-Elektrolyse und die alkalische Elektrolyse, haben Wirkungsgrade zwischen 65 und 70 %. Dies bedeutet, dass für 1 kg Wasserstoff (der 33 kWh Energie enthält) etwa 45 bis 50 kWh Strom benötigt werden.

Das australische Unternehmen Hysata hat einen Elektrolyseur mit einem rekordverdächtigen Wirkungsgrad von 98 % im Labor entwickelt. Der "Trick" dieser Technologie liegt in einem Zelldesign, bei dem die entstehenden Gasblasen (Sauerstoff- und Wasserstoffbläschen) nicht mehr durch die wässrige, flüssige Phase abtransportiert werden müssen, wodurch ein grosser elektrischer Widerstand in der Zelle eliminiert wird. Dieser hohe Wirkungsgrad würde den Strombedarf für 1 kg Wasserstoff auf deutlich weniger als 35 kWh senken und die Produktionskosten auf etwa 1,50 US-Dollar pro kg ermöglichen, was weit über den Zielen der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA) für 2050 liegt. Die grösste Herausforderung ist es nun, diese Laborergebnisse in den grossen Massstab zu übertragen und kommerziell verfügbar zu machen.

Die Rolle von grünem Wasserstoff.

Grüner Wasserstoff ist von entscheidender Bedeutung für die Dekarbonisierung schwer abbaubarer Sektoren wie der Stahlindustrie, der Chemie, der Raffinerien und des Schwerlastverkehrs. Er bietet die Möglichkeit, fossile Brennstoffe in diesen Bereichen zu ersetzen und somit zur Reduzierung von CO₂-Emissionen beizutragen. Die Nachfrage nach grünem Wasserstoff wird voraussichtlich bis 2050 stark ansteigen und eine neue Multi-Billionen-Dollar-Industrie schaffen.

Wie hoch ist der Wirkungsgrad bei der Herstellung von Wasserstoff?

Die Effizienz bei der Herstellung von Wasserstoff, gemessen am Wirkungsgrad von Elektrolyseuren, ist ein entscheidender Faktor für die Wirtschaftlichkeit und die Klimabilanz von grünem Wasserstoff. Der Wirkungsgrad gibt an, wie viel elektrische Energie tatsächlich in chemische Energie (Wasserstoff) umgewandelt wird und wie viel als Verlustwärme entsteht. Forschende arbeiten intensiv daran, diese Effizienz zu verbessern und die Kosten zu senken, da der Strom der wichtigste Kostentreiber bei der Wasserstoffproduktion ist.

Aktuelle Wirkungsgrade gängiger Elektrolyseure: Typische Elektrolyse-Systeme, die derzeit auf dem Markt erhältlich sind, wie die PEM-Elektrolyse (Protonen-Austausch-Membran-Elektrolyse) und die alkalische Elektrolyse, erreichen Wirkungsgrade zwischen 65 % und 70 %. Das bedeutet, dass für die Erzeugung von 1 Kilogramm Wasserstoff, der 33 Kilowattstunden (kWh) Energie enthält, ungefähr 45 bis 50 kWh Strom benötigt werden. Die restlichen 30 % bis 35 % der eingesetzten elektrischen Energie werden in Wärme umgewandelt. 

PEM-Elektrolyseure: Der derzeit grösste PEM-Elektrolyseur Deutschlands bei BASF in Ludwigshafen hat eine Anschlussleistung von 54 Megawatt (MW) und wird voraussichtlich im Bereich von 65 % bis 70 % Wirkungsgrad liegen, da er dem aktuellen Stand der Technik entspricht. BASF plant, mit dieser Anlage jährlich 8.000 Tonnen Wasserstoff zu produzieren.

Alkalische Elektrolyseure: Auch alkalische Elektrolyseure weisen ähnliche Wirkungsgrade wie PEM-Elektrolyseure auf und sind auf Augenhöhe.

Innovationen und zukünftige Effizienzziele: Das australische Unternehmen Hysata hat einen Elektrolyseur mit einem rekordverdächtigen Wirkungsgrad von 98 % im Labor entwickelt.

Technologischer Trick: Der hohe Wirkungsgrad wird durch ein spezielles Zelldesign erreicht, bei dem die entstehenden Gasblasen (Sauerstoff- und Wasserstoffbläschen) nicht mehr durch die wässrige, flüssige Phase abtransportiert werden müssen. Dadurch wird ein grosser elektrischer Widerstand in der Zelle eliminiert, was zu deutlich höheren Effizienzen führt. Diese Technologie wird als "kapillargespeiste Elektrolysezelle" bezeichnet. 

Auswirkungen auf den Strombedarf und die Kosten: Mit diesem Wirkungsgrad würde der Strombedarf für 1 kg Wasserstoff auf deutlich weniger als 35 kWh sinken. Dies könnte die Produktionskosten auf etwa 1,50 US-Dollar pro Kilogramm ermöglichen, was weit über den Zielen der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA) für 2050 liegt und grünen Wasserstoff viel früher wettbewerbsfähig machen würde.

Herausforderungen bei der Skalierung: Die grösste Herausforderung für Hysata besteht darin, diese beeindruckenden Laborergebnisse in den grossen Massstab zu übertragen und kommerziell verfügbar zu machen. Paul Barrett, CEO von Hysata, strebt an, bis 2025 eine Wasserstoffproduktionskapazität im Gigawattbereich zu erreichen. Die erzielten Ergebnisse von Hysata basieren auch auf dem Einsatz von sehr aufwendigen und teuren Elektrodenbeschichtungen mit Platin, ähnlich wie bei anderen Elektrolyseuren, wo hochwertige Katalysatoren die Effizienz steigern und den Strombedarf senken.

Der Einfluss der Systemgrenzen auf den Wirkungsgrad: Es ist wichtig zu beachten, welche Systemgrenzen bei der Angabe des Wirkungsgrades betrachtet werden.

Wird nur die einzelne Zelle betrachtet, der gesamte Elektrolyseur-Stack, das System oder das Gesamtsystem inklusive der Verdichtung des Wasserstoffs zum Betanken?

Jede Erweiterung des Bilanzraums führt zu einem schlechteren Wirkungsgrad, da neue Verbraucher berücksichtigt werden. Die 98 % von Hysata wurden im Labormassstab mit einzelnen Zellen oder wenigen Zellen (z.B. 3 Zellen) gemessen, die die gesamte Kette (inklusive Verdichtung) nicht umfassen. Ein typisches Gesamtsystem zur Wasserstoffproduktion liegt eher bei etwa 60 kWh pro Kilogramm, wenn man alle Komponenten wie Kompressoren und Nebenaggregate berücksichtigt.

Die Rolle von Forschung und Entwicklung: Die Optimierung von Komponenten wie Elektrodenbeschichtungen, Gastrennungsmechanismen (Membranen) und dem allgemeinen Zelldesign ist eine fortlaufende Herausforderung. Langzeiterfahrung und die Beseitigung von "Kinderkrankheiten" sind essenziell, da sich die Technologie in einer Hochlaufphase befindet und parallel zum Betrieb weiterentwickelt werden muss. Deutschland ist bestrebt, eine Spitzenposition in der Wasserstofftechnologie, insbesondere bei Elektrolyseuren, einzunehmen.

Stromkosten und Kostenstruktur von Strom für die Herstellung von Wasserstoff.

Die Stromkosten sind der wichtigste Kostentreiber bei der Herstellung von grünem Wasserstoff mittels Elektrolyse. Die Effizienz des Elektrolyseverfahrens ist daher entscheidend, um die Produktionskosten zu senken und grünen Wasserstoff wettbewerbsfähig zu machen. Hier eine Aufschlüsselung der Stromkosten und ihrer Bedeutung.

Aktueller Wirkungsgrad und Strombedarf:

Gängige Elektrolyse-Systeme auf dem Markt, wie die PEM-Elektrolyse und die alkalische Elektrolyse, erreichen Wirkungsgrade zwischen 65 % und 70 %.

Um 1 Kilogramm Wasserstoff zu erzeugen, das 33 Kilowattstunden (kWh) Energie enthält, werden bei diesen Systemen etwa 45 bis 50 kWh Strom benötigt. Die restlichen 30 % bis 35 % der eingesetzten elektrischen Energie gehen als Wärme verloren.

Wenn der Strom beispielsweise 10 Cent pro kWh kostet, ergeben sich allein für den Stromverbrauch Kosten von etwa 6 Euro pro Kilogramm Wasserstoff (basierend auf 60 kWh/kg H2 für das Gesamtsystem, siehe unten). Dies ist bereits höher als die angestrebten Zielkosten für grünen Wasserstoff.

Definition des Wirkungsgrades und Systemgrenzen:

Die Angabe des Wirkungsgrades kann variieren, je nachdem, welche Systemgrenzen betrachtet werden. Eine Angabe von 98 % Wirkungsgrad bezieht sich typischerweise auf die einzelne Zelle oder wenige Zellen im Labormassstab und umfasst nicht die gesamte Kette inklusive der Verdichtung des Wasserstoffs zum Betanken.

Ein typisches Gesamtsystem zur Wasserstoffproduktion benötigt eher etwa 60 kWh pro Kilogramm Wasserstoff, wenn alle Komponenten wie Kompressoren und Nebenaggregate berücksichtigt werden. Jede Erweiterung des Bilanzraums (von Zelle über Stack zum Gesamtsystem inkl. Verdichtung) führt zu einem schlechteren Wirkungsgrad, da weitere Energieverbraucher einbezogen werden.

Potenzial für Kostensenkung durch Effizienzsteigerung:

Das australische Unternehmen Hysata hat einen Elektrolyseur mit einem rekordverdächtigen Wirkungsgrad von 98 % im Labor entwickelt. Diese Technologie wird als "kapillargespeiste Elektrolysezelle" bezeichnet und eliminiert einen grossen elektrischen Widerstand in der Zelle, indem Gasblasen nicht mehr durch die flüssige Phase abtransportiert werden müssen.

Mit einem Wirkungsgrad von 98 % (Zelleffizienz) würde der Strombedarf für 1 kg Wasserstoff auf deutlich weniger als 35 kWh sinken. Hysata gibt einen Systemwirkungsgrad von 95 % an, was einem Verbrauch von 41,5 kWh/kg entspricht.

Dies könnte die Produktionskosten auf etwa 1,50 US-Dollar pro Kilogramm ermöglichen, was weit über den Zielen der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA) für 2050 liegt und grünen Wasserstoff viel früher wettbewerbsfähig machen würde.

Ziele für Wasserstoffkosten:

Die Industrie peilt für grünen Wasserstoff Produktionskosten von 4 bis 5 Euro pro Kilogramm an. Einige Träume gehen sogar bis zu 1 US-Dollar pro Kilogramm. Um diese Ziele zu erreichen, müssten die Stromkosten nach Schätzungen von Experten um die Hälfte gesenkt werden.

Herausforderungen durch regulatorische Rahmenbedingungen und Strompreise in Deutschland/Europa:

In Deutschland sind die Stromkosten im Vergleich zu anderen Regionen sehr hoch. Wenn ein Elektrolyseur in Deutschland gebaut wird, muss der Strom oft über Power Purchase Agreements (PPAs) aus neuen erneuerbaren Anlagen bezogen werden. Diese Strompreise liegen selten unter 8 Cent pro Kilowattstunde, während Atomstrom in Frankreich 2 bis 3 Cent pro Kilowattstunde kosten kann und als "grün" gilt.

Die EU-Definition für grünen Wasserstoff ist sehr strikt und verlangt, dass der Strom aus zusätzlichen erneuerbaren Energieanlagen stammt, die nicht älter als 36 Monate sein dürfen und keine Förderung erhalten haben. Dies schliesst beispielsweise Windenergieanlagen aus, deren EEG-Förderung ausgelaufen ist, obwohl sie kostengünstigeren Strom anbieten könnten. Auch Strom aus Wasserkraft ist nach EU-Definition nicht zugelassen, da kaum neue Wasserkraftwerke gebaut werden.

Derzeit wird in Deutschland mehrere Gigawatt Strom abgeregelt, insbesondere Wind- und Photovoltaikstrom, um das Netz nicht zu überlasten. Dieser eigentlich "kostenlose" Strom darf jedoch aufgrund regulatorischer Vorgaben nicht für die Wasserstoffproduktion genutzt werden, da die Anlagen nur eine bestimmte Anzahl von Volllaststunden im Jahr laufen dürfen, um Netzentgelte zu sparen. Dies führt zu einer ineffizienten Nutzung teuer bezahlter Investitionen.

Forschende wünschen sich hier mehr Spielräume von der EU, um den Markthochlauf zu erleichtern, da der europäische Emissionshandel eigentlich verhindern sollte, dass erneuerbarer Strom vollständig von der Elektrolyse abgezogen wird und so Kohlekraftwerke zum Ausgleich benötigt werden.

Die Stromkosten sind der dominierende Faktor für die Wirtschaftlichkeit der Wasserstoffproduktion. Innovationen im Wirkungsgrad und angepasste regulatorische Rahmenbedingungen sind entscheidend, um die Kosten zu senken und grünen Wasserstoff zu einem attraktiven Energieträger für die Dekarbonisierung zu machen.

Was bedeutet der Durchbruch beim Wirkungsgrad von Hysata für die Herstellung von Wasserstoff?

Der Rekord: 98 % Zelleffizienz im Labor.

Während gängige Elektrolyse-Systeme wie die PEM- (Protonen-Austausch-Membran) und alkalische Elektrolyse derzeit Wirkungsgrade zwischen 65 % und 70 % erreichen, hat Hysata im Labor einen rekordverdächtigen Wirkungsgrad von 98 % für ihre Elektrolysezellen demonstriert. Hysata gibt für ihr Gesamtsystem einen Wirkungsgrad von 95 % an. Dieser enorme Sprung ist ein Wendepunkt, da er die Effizienzziele der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA) für 2050 bereits heute übertrifft.

Das Geheimnis hinter der Hysata-Technologie: Kapillargespeiste Elektrolyse.

Wie haben die australischen Forschenden diesen beeindruckenden Wirkungsgrad erreicht? Der "Trick" liegt in einem fundamental neuen Ansatz der kapillargespeisten Elektrolyse. Bei herkömmlichen Elektrolyseuren müssen die entstehenden Gasblasen (Sauerstoff- und Wasserstoffbläschen) durch die wässrige, flüssige Phase abtransportiert werden, was einen erheblichen elektrischen Widerstand in der Zelle verursacht. Hysata hat ein Zelldesign entwickelt, bei dem dieser Widerstand eliminiert wird, indem die Gasblasen nicht mehr durch die flüssige Phase transportiert werden müssen. Dies ermöglicht deutlich höhere Effizienzen. Die Technologie kombiniert ein ultra-niederohmiges Separator-Material mit einem blasenfreien Betrieb.

Ein weiterer Aspekt der hohen Effizienz von Hysata liegt im Einsatz von sehr aufwendigen und teuren Elektrodenbeschichtungen mit Platin. Hochwertige Katalysatoren auf den Elektroden sind ein bekannter Weg, um die Effizienz zu steigern und den Strombedarf zu senken, was auch für andere Elektrolyseure gilt.

Drastische Senkung der Wasserstoffkosten.

Die Auswirkungen auf die Produktionskosten von grünem Wasserstoff sind erheblich:

Ein Kilogramm Wasserstoff enthält 33 Kilowattstunden (kWh) Energie.

Mit den derzeit am Markt verfügbaren Technologien (65-70 % Wirkungsgrad) werden etwa 45 bis 50 kWh Strom benötigt, um 1 kg Wasserstoff zu erzeugen.

Mit Hysatas 98%iger Zelleffizienz würde der Strombedarf für 1 kg Wasserstoff auf deutlich weniger als 35 kWh sinken. Das Hysata-System selbst erreicht 95 % Gesamtwirkungsgrad, was einem Verbrauch von 41,5 kWh/kg entspricht.

Diese Effizienz ermöglicht es Hysata, Produktionskosten von etwa 1,50 US-Dollar pro Kilogramm Wasserstoff anzustreben. Dies liegt weit unter den Zielen von Branchenexperten, die Produktionskosten von 4 bis 5 Euro pro Kilogramm oder sogar von 2 bis 3 Euro pro Kilogramm anpeilen.

Diese Kostensenkung ist entscheidend, denn die Branche formuliert das Ziel von 4 bis 5 Euro pro Kilogramm, und um dies zu erreichen, müssten die Stromkosten um etwa die Hälfte gesenkt werden. Der Hysata-Durchbruch könnte grünen Wasserstoff Jahre früher wettbewerbsfähig machen, als bisher allgemein angenommen.

Herausforderungen bei der Skalierung und der Blick in die Zukunft.

Der Nachweis des hohen Wirkungsgrades erfolgte bisher hauptsächlich im Labor. Die grösste Herausforderung für Hysata besteht nun darin, diese beeindruckenden Ergebnisse in den grossen Massstab zu übertragen und kommerziell verfügbar zu machen. Paul Barrett, CEO von Hysata, strebt an, bis 2025 eine Wasserstoffproduktionskapazität im Gigawattbereich zu erreichen. Das Unternehmen erweitert seine Produktionskapazitäten in seiner Anlage in Wollongong, Australien, und hat Partnerschaften geschlossen, wie mit ACWA Power für kommerzielle Demonstrationen in Saudi-Arabien.

Die Technologie ist für die Massenproduktion konzipiert.

Sollte Hysata die Skalierung erfolgreich umsetzen, könnte dies nicht nur Australien als führenden Hersteller und Exporteur von Elektrolyseuren und grünem Wasserstoff positionieren, sondern auch die globale Dekarbonisierung erheblich beschleunigen und eine neue Multi-Billionen-Dollar-Industrie entstehen lassen.

Insgesamt ist der Durchbruch von Hysata ein enorm vielversprechender Schritt auf dem Weg zu einer kostengünstigen und breit verfügbaren grünen Wasserstoffwirtschaft. Er unterstreicht die Bedeutung von Forschung und Entwicklung, um die notwendigen technologischen Fortschritte für die Energiewende zu erzielen.

Wassterstoff in Deutschland - welche Test- und Versuchsanlagen für die Herstellung von Wasserstoff gibt es?

Deutschland spielt eine wichtige Rolle und verfügt über mehrere hochmoderne Test- und Versuchsanlagen, die massgeblich zum Markthochlauf dieser Schlüsseltechnologie beitragen.

Die Hydrogen Labs des Fraunhofer IWES: Ein Dreiklang der Forschung.

Das Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme (IWES) betreibt ein Netzwerk von drei "Hydrogen Labs" an verschiedenen Standorten in Deutschland, die jeweils unterschiedliche Schwerpunkte in der Wasserstoffforschung setzen:

Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB):

Fokus und Ausstattung: Das HLB ist ein spezialisiertes Testfeld für Elektrolyseure, das sich intensiv mit dem Zusammenspiel von Windenergieanlagen und der elektrolytischen Wasserstofferzeugung befasst. Die Anlage umfasst einen 1 MW PEM-Elektrolyseur und einen 1,3 MW alkalischen Elektrolyseur für den Dauerbetrieb und die Eigenforschung. Im Volllastbetrieb kann sie rund 1 Tonne Wasserstoff pro Tag produzieren. Der produzierte Wasserstoff kann in Niederdruck- und Hochdruckspeichern (insgesamt ca. 3255 kg Wasserstoff) gelagert und mit Kompressoren auf bis zu 530 bar verdichtet werden.

Netzintegration: Eine Besonderheit des HLB ist seine direkte Anbindung an das virtuelle 44 MVA Mittelspannungsnetz des Dynamic Nacelle Testing Laboratory (DyNaLab). Dies ermöglicht es, die Auswirkungen von Netzschwankungen auf Elektrolyseure zu untersuchen und deren netzstabilisierende Eigenschaften zu bestimmen und zu optimieren.

Anwendungsbereiche: Neben grundlegenden Tests werden im HLB auch konkrete Anwendungen erforscht, wie der Einsatz von Wasserstoff in dezentralen Netzen, für alternative Kraftstoffe, in der Mobilität und Logistik, in der Offshore-Standorterkundung und in der Lebensmittelindustrie. Es trägt dazu bei, Konzepte für die CO2-neutrale Versorgung grosser Arealnetze zu entwickeln.

Status und Förderung: Das HLB hat im November 2023 den Probebetrieb aufgenommen und wird durch den Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) sowie das Land Bremen mit insgesamt rund 16 Millionen Euro gefördert. Die Wenger Engineering GmbH war der Generalunternehmer für den Bau.

Hydrogen Lab Leuna:

Fokus: Dieses Labor konzentriert sich auf die Integration der Wasserstoffproduktion in einen Chemiestandort, um die Defossilisierung von Prozessen in der chemischen Industrie praxisnah zu erproben. Ein Beispiel ist das Projekt "Leuna 100", das die Produktion von eMethanol im industriellen Massstab erforscht.

Hydrogen Lab Görlitz:

Fokus: Der Schwerpunkt hier liegt auf der Dekarbonisierung der herstellenden Industrie. Es werden Prototypen jeder Stufe der Power-to-X-to-Power-Wertschöpfungskette getestet.

Die Fraunhofer Hydrogen Labs bieten insgesamt Prüfkapazitäten von 45 kW bis zu mehreren MW, mit einer Gesamtanbindungsleistung von über 25 MW. Sie unterstützen die Hersteller bei der Weiterentwicklung ihrer Produkte durch beschleunigte Lebensdauertests, Untersuchungen des dynamischen Betriebsverhaltens und unabhängige Effizienzmessungen.

Das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW).

Das ZSW, eine der führenden Einrichtungen in der Energieforschung in Deutschland, betreibt ein sogenanntes "Eliab", das Testdienstleistungen für die Industrie anbietet. Hier können Industriepartner ihre Elektrolyseur-Stacks und Elektroden testen lassen, um Komponenten zu optimieren und Langzeiterfahrungen zu sammeln. Die Forschung konzentriert sich auf die Perfektionierung von Komponenten wie Elektrodenbeschichtungen und Gasseparatoren sowie auf die Verbesserung des Zelldesigns.

Das ZSW ist auch an realen Projekten beteiligt, wie einem erweiterten Projekt in "Wien am Bochrein" (wobei der Name darauf hindeutet, dass es sich um eine deutsche Anlage an einem Wasserkraftwerk handelt, die auch erweitert wird). Hier wird der Wasserstoff lokal, beispielsweise in der Kosmetikindustrie zur Hydrierung von Fetten, genutzt.

BASF-Standort Ludwigshafen: Ein Leuchtturmprojekt für die Praxisintegration

Obwohl der 54-Megawatt-PEM-Elektrolyseur der BASF in Ludwigshafen als Deutschlands grösster PEM-Elektrolyseur gilt und primär der Reduktion von CO2-Emissionen dient (bis zu 72.000 Tonnen jährlich), ist er auch ein "Leuchtturmprojekt für die Integration von Wasserstoff in einen Chemie-Produktionsstandort". Die direkte Integration in das bestehende Produktionsnetzwerk und die Infrastruktursysteme der BASF ist weltweit einzigartig. Der hier produzierte Wasserstoff ersetzt sukzessive den bisher aus Erdgas gewonnenen Wasserstoff und soll potenziell auch für Mobilitätsanwendungen in der Metropolregion Rhein-Neckar bereitgestellt werden. Die BASF sammelt durch den Betrieb dieser Anlage wichtige Erfahrungen für die Transformation ihres Stammwerks.

Diese Test- und Versuchsanlagen sind entscheidend, um die technologischen Herausforderungen zu meistern und grünen Wasserstoff zu einem wirtschaftlich attraktiven Energieträger zu machen, der für die Dekarbonisierung von Industrie und Verkehr unerlässlich ist. Sie tragen dazu bei, die notwendige Betriebserfahrung im Feld zu sammeln und "Kinderkrankheiten" der neuen Technologie zu beseitigen, damit sie für den breiten Markthochlauf bereit ist.

Welches sind die Herausforderungen bei der Herstellung von Wasserstoff?

Grüner Wasserstoff ist der "Champagner der Energiewende".

Er ist ein unverzichtbarer Baustein für die Dekarbonisierung unserer Industrie und des Schwerlastverkehrs. Doch trotz seines immensen Potenzials steht die Wasserstoffherstellung noch vor erheblichen Herausforderungen, die es zu überwinden gilt, um einen breiten Markthochlauf zu ermöglichen.

Wirtschaftlichkeit und Kosten – Der grösste Knackpunkt.

Die wohl grösste Hürde für grünen Wasserstoff sind seine hohen Produktionskosten.

Strom als Hauptkostentreiber: Elektrizität macht den Löwenanteil der Kosten aus. Während ein Kilogramm Wasserstoff 33 Kilowattstunden (kWh) Energie enthält, benötigen gängige Elektrolyseure (mit 65-70% Wirkungsgrad) etwa 45 bis 50 kWh Strom für 1 kg Wasserstoff.

Hohe Strompreise in Deutschland: Der Strom in Deutschland ist für die Wasserstoffproduktion teurer als nötig. Wenn man beispielsweise 10 Cent pro kWh Strom zahlt, entstehen allein 6 Euro Stromkosten pro Kilogramm Wasserstoff, noch bevor Abschreibungen, Betriebskosten oder Ersatzteile berücksichtigt sind. Die Branche strebt jedoch Kosten von 4 bis 5 Euro pro Kilogramm an.

Regulatorische Einschränkungen: Die EU-Vorgaben für "grünen Wasserstoff" sind sehr strikt. Beispielsweise darf der Strom nur aus zusätzlichen erneuerbaren Energieanlagen stammen, die nicht älter als 36 Monate sind und keine Förderung erhalten haben. Das bedeutet, dass bestehende Windkraftanlagen, die aus dem EEG ausgeschieden sind, oder Wasserkraftwerke nicht zur grünen Wasserstoffproduktion genutzt werden dürfen, obwohl sie kostengünstigeren Strom anbieten könnten.

Abregelung von Überschussstrom: Obwohl in Deutschland regelmässig (z.B. an sonnigen Werktagen) mehrere Gigawatt Strom abgeregelt werden, darf dieser "kostenlose" Strom aufgrund der aktuellen Regulatorik nicht für die Produktion von als "grün" deklariertem Wasserstoff genutzt werden.

Investitionskosten (CAPEX): Die Kapitalkosten für Elektrolyseure müssen sich halbieren oder sogar dritteln, um wettbewerbsfähig zu werden. Grössere Anlagen sind per Definition günstiger, daher ist die Skalierung entscheidend.

Technologische Reife und Betriebserfahrung.

Die Wasserstofftechnologie, insbesondere die Elektrolyse, befindet sich im Hochlauf. Dies bringt eigene Herausforderungen mit sich:

Mangel an Langzeiterfahrung: Es fehlt an ausreichender Betriebserfahrung im Feld, um die Zuverlässigkeit und Langzeitstabilität der Anlagen zu gewährleisten. Elektrolyseure haben "Kinderkrankheiten", die Geduld, Fachkräfte und kluge Ideen zu ihrer Beseitigung erfordern.

Optimierung von Komponenten: Schlüsselkomponenten wie Elektrodenbeschichtungen, Gasseparatoren (Membranen) und das Zelldesign werden noch ständig optimiert. Membranen müssen einen Kompromiss zwischen Gasdichtigkeit und geringem elektrischen Widerstand finden. Auch die Korrosionsminimierung ist ein Forschungsfeld.

Skalierung vom Labor zum Gigawatt-Massstab: Technologien wie die kapillargespeiste Elektrolyse von Hysata haben im Labor Wirkungsgrade von 98% erreicht, aber die Herausforderung liegt darin, diese Ergebnisse in den grossen industriellen Massstab zu übertragen. Hysata strebt an, bis 2025 eine Wasserstoffproduktionskapazität im Gigawattbereich zu erreichen.

Integration mit erneuerbaren Energien: Elektrolyseure müssen in der Lage sein, flexibel auf die Fluktuationen von Wind- und Solarenergie zu reagieren und gleichzeitig netzstabilisierende Systemdienstleistungen zu erbringen.

Rohstoffverfügbarkeit: PEM-Elektrolyseure benötigen Edelmetalle wie Platin und Iridium. Bei alkalischer Elektrolyse sind die verwendeten Metalle wie Nickel unkomplizierter zu beschaffen

Infrastruktur und Bürokratie.

Der Ausbau der Wasserstoffwirtschaft erfordert eine massive Anpassung der Infrastruktur und die Vereinfachung von Genehmigungsprozessen:

Fehlendes Transportnetz: Es gibt noch kein flächendeckendes Wasserstoff-Pipelinenetz. Das geplante Wasserstoff-Kernnetz soll bis 2032 im ersten Bauabschnitt fertiggestellt sein. Der Transport grosser Mengen Wasserstoff über weite Strecken per LKW ist logistisch und wirtschaftlich nicht sinnvoll (typischer Lieferradius 100-200 km).

Bürokratische Hürden: Obwohl es Verbesserungen gibt (z.B. keine BimschG-Genehmigung mehr für kleine Elektrolyseure unter 5 MW), sind die Genehmigungsverfahren für grössere Anlagen immer noch langwierig (mind. 9 Monate für BimschG) und komplex. Oft fehlt es den Behörden an Wissen über Wasserstofftechnologien.

"Henne-Ei-Problem": Produzenten halten sich mit Grossprojekten zurück, weil Abnehmer unsicher sind, ob genug Wasserstoff zu einem stabilen Preis verfügbar sein wird. Gleichzeitig scheuen Abnehmer Investitionen in die Umstellung ihrer Prozesse, solange die Versorgung nicht gesichert ist.

Fachkräftemangel und Ausbildung.

Der Bedarf an qualifiziertem Personal wächst mit dem Hochlauf der Technologie:

Betrieb und Wartung: Viele Anlagenbetreiber haben noch keine Erfahrung mit den neuen Komponenten und der Sensorik von Elektrolyseuren. Es braucht Fachkräfte für den Betrieb und die Wartung der Anlagen.

Aus- und Weiterbildung: Während an Universitäten zunehmend Fächer wie Wasserstoffwirtschaft und Elektrolysetechnologie angeboten werden, gibt es Bedenken hinsichtlich des Mangels an praktischen Fachkräften.

Wettbewerb und Markthochlauf.

Wasserstoff muss sich gegen etablierte oder andere aufstrebende Technologien behaupten:

Konkurrierende Technologien: Im Heizungsbereich konkurriert Wasserstoff mit der Wärmepumpe, im Mobilitätsbereich mit batterieelektrischen Fahrzeugen.

Förderinstrumente: Es fehlt an Instrumenten, die Produktionsrisiken für "First Mover" abfedern, ähnlich dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für Wind- und Solarenergie.

Trotz dieser Herausforderungen ist Deutschland, insbesondere im Bereich der PEM-Elektrolyse mit Unternehmen wie Siemens Energy, gut aufgestellt und gehört zur weltweiten Spitze in der Wasserstofftechnologie. Auch das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und das Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme (IWES) mit seinen drei "Hydrogen Labs" in Bremerhaven, Leuna und Görlitz spielen eine zentrale Rolle bei der Erforschung und Validierung von Elektrolyseuren. Die kontinuierliche Forschung und das Sammeln von Betriebserfahrung im Feld sind entscheidend, um die "Kinderkrankheiten" der Technologie zu überwinden und grünen Wasserstoff zu einem integralen Bestandteil unserer Energiezukunft zu machen.

Welche technischen Probleme für die Herstellung von Wasserstoff wurden bereits gelöst?

Deutliche Steigerung des Wirkungsgrades und Effizienzverbesserung.

Lange Zeit galt der geringe Wirkungsgrad als eines der Hauptprobleme der Elektrolyse, wodurch die Produktion von grünem Wasserstoff teuer war. Gängige Elektrolyseure auf dem Markt weisen Wirkungsgrade zwischen 60% und 80% auf. Für 1 kg Wasserstoff, der 33 kWh Energie enthält, werden derzeit etwa 45 bis 50 kWh Strom benötigt. Ein bemerkenswerter Fortschritt kommt jedoch aus Australien: Das Unternehmen Hysata hat einen Elektrolyseur entwickelt, der im Labormassstab einen rekordverdächtigen Wirkungsgrad von 98% erreicht hat. Dieser Durchbruch konnte erzielt werden, indem eine Zelle entwickelt wurde, in der die Gasblasen (Sauerstoff- und Wasserstoffbläschen) nicht mehr durch die flüssige Phase abtransportiert werden müssen, was einen grossen elektrischen Widerstand eliminiert. Dadurch sinkt der Strombedarf erheblich, voraussichtlich auf etwa 35 kWh pro kg Wasserstoff. Hysata plant, bis 2025 eine Wasserstoffproduktionskapazität im Gigawattbereich zu erreichen. Diese Effizienzsteigerung ist entscheidend, da Elektrizität den grössten Anteil der Wasserstoffproduktionskosten ausmacht.

Flexible Reaktion auf fluktuierende Stromerzeugung.

Ein verbreiteter Mythos ist, dass Elektrolyseure nicht in der Lage wären, fluktuierende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wie Wind und Photovoltaik effizient zu nutzen. Dies ist jedoch nicht der Fall. Sowohl die alkalische Elektrolyse als auch die PEM-Elektrolyse können hervorragend auf diese Schwankungen reagieren. Besonders die alkalische Elektrolyse kann flexibel agieren, wenn sie bereits warm ist und nicht aus dem Kaltstart heraus mit voller Leistung beginnen muss. Es ist ohnehin unwahrscheinlich, dass ein Elektrolyseur direkt an nur eine Technologie gekoppelt wird; stattdessen werden vermutlich mehrere erneuerbare Erzeugungseinheiten kombiniert, um höhere Volllaststunden zu erreichen und Schwankungen auszugleichen. Fraunhofer IWES forscht zudem intensiv an der Netzintegration von Elektrolyseuren, um deren netzdienliche Eigenschaften zu bestimmen und zu optimieren, da sie als Grossverbraucher künftig Netzsystemdienstleistungen erbringen müssen.

Rohstoffverfügbarkeit bei alkalischer Elektrolyse.

Die Sorge um die Verfügbarkeit seltener und teurer Rohstoffe wie Platin und Iridium, die in PEM-Elektrolyseuren aufgrund des sauren Milieus benötigt werden, ist berechtigt. Bei der alkalischen Elektrolyse hingegen sind die verwendeten Metalle wie Nickel unkomplizierter zu beschaffen, was die Abhängigkeit von kritischen Rohstoffen reduziert. Dies stellt einen klaren Vorteil dar und trägt dazu bei, einen robusten Elektrolysemarkt zu etablieren, da beide Technologien gleichermassen weiterentwickelt werden. 

Fortschritte in technologischer Reife und Komponentenoptimierung.

Während Langzeiterfahrung im Feld noch gesammelt werden muss und "Kinderkrankheiten" zu beheben sind, findet eine kontinuierliche Optimierung von Schlüsselkomponenten statt. Dazu gehören:

Elektrodenbeschichtungen.

Gasseparatoren (Membranen): Es wird an einem Kompromiss zwischen Gasdichtigkeit und geringem elektrischen Widerstand gearbeitet, um die Effizienz zu steigern.

Zelldesign.

Tests für Brennstoffzellen zeigen bereits, dass Themen wie die Lebensdauer, selbst bei hohen Betriebsstunden im LKW-Bereich (24.000 Stunden), kein grosses Problem mehr darstellen. Dies deutet auf die Robustheit der zugrundeliegenden elektrochemischen Systeme hin. Forschungseinrichtungen wie das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) mit seinem "Eliab" und die Fraunhofer Hydrogen Labs in Bremerhaven, Leuna und Görlitz bieten der Industrie umfassende Testdienstleistungen und tragen massgeblich zur Validierung und Qualifizierung von Elektrolyseuren bei.

Abbau bürokratischer Hürden für kleinere Anlagen.

Ein grosser Fortschritt in Deutschland ist die Abschaffung der BimSchG-Genehmigung (Bundes-Immissionsschutzgesetz) für kleine Elektrolyseure unter 5 Megawatt. Dies beschleunigt die Genehmigungsverfahren erheblich, da Prozesse, die zuvor eine Mindestdauer von neun Monaten und die Anhörung von Nachbarn und Bevölkerung erforderten, entfallen. Kleinere Anlagen können nun deutlich schneller, oft innerhalb von vier Monaten, eine Baugenehmigung erhalten.

Welches sind optimale Bedingungen für Produktionsanlagen von Wasserstoff in Deutschland?

Welche Faktoren spielen eine entscheidende Rolle und welche Fortschritte wurden hier bereits erzielt? 

Standort – Nah am Bedarf, clever vernetzt.

Das wichtigste Kriterium für den Aufbau eines Elektrolyseurs ist die Nähe zum Abnehmer des Wasserstoffs. Da es bisher noch kein flächendeckendes Wasserstoff-Pipelinenetz gibt, sollten die Anlagen dort erzeugt werden, wo der Wasserstoff auch gebraucht wird, um Transportwege zu minimieren. Der Transport von Wasserstoff per LKW ist nur über kurze Distanzen (typischerweise 100-200 km) wirtschaftlich sinnvoll, längere Strecken von 600-800 km rechnen sich nicht.

Potenzielle Abnehmer sind bereits heute in der chemischen Industrie (z.B. für Düngemittel, klassische Chemie, Pharmazeutika), in Raffinerien, der Stahlindustrie, sowie in bestimmten Härtungsprozessen und in Industrien, die heute Erdgas einsetzen, wie die Zementindustrie. Unternehmen wie BASF in Ludwigshafen integrieren ihren 54-Megawatt-PEM-Elektrolyseur direkt in ihr bestehendes H₂-Verbundnetz, um den Wasserstoff als Rohstoff für die Produktion von Ammoniak, Methanol und Vitaminen zu nutzen und CO₂-Emissionen zu reduzieren.

Ein weiterer wichtiger Faktor ist die Nutzung von Abwärme und Sauerstoff, die bei der Elektrolyse entstehen. Wenn in der Nähe Gebäudestrukturen mit Wärmenetzen versorgt werden können oder Unternehmen Sauerstoff benötigen (z.B. Kläranlagen), kann dies die Wirtschaftlichkeit der Anlage verbessern.

Zukünftig spielt auch die Anbindung an das geplante Wasserstoff-Kernnetz (fertig in der ersten Ausbaustufe bis 2032) eine Rolle, da bestehende Gasnetze umgewidmet und Industriekunden direkt versorgt werden könnten.

Energiequelle – Grüner Strom als Basis.

Der Strom ist der grösste Kostenblock bei der Wasserstofferzeugung mittels Elektrolyse. Daher ist der Zugang zu günstigem, erneuerbarem Strom entscheidend. Es wird angestrebt, dass die Stromkosten für die Wasserstoffproduktion sich halbieren, was nur durch ein deutlich vergrössertes Angebot an erneuerbaren Energien und mehr Überschussstrom erreicht werden kann. Idealerweise sollten die Stromkosten bei etwa 5 Cent pro Kilowattstunde liegen, um ein realistisches Ziel von 4-5 Euro pro Kilogramm Wasserstoff zu erreichen.

Kopplung an erneuerbare Energien:

Entgegen einem verbreiteten Mythos können sowohl alkalische als auch PEM-Elektrolyseure hervorragend auf die Fluktuation von Wind- und Photovoltaik-Strom reagieren. Alkalische Elektrolyseure sind besonders flexibel, wenn sie bereits warm sind. 

Für hohe Volllaststunden ist es vorteilhaft, Elektrolyseure nicht nur an eine Technologie, sondern an mehrere erneuerbare Erzeugungseinheiten zu koppeln, um Schwankungen auszugleichen.

Eine direkte Kopplung an Wind- oder Photovoltaik-Anlagen ohne Nutzung des öffentlichen Netzes kann Netzentgelte vermeiden und somit Kostenvorteile bieten.

Standorte an Umspannwerken sind interessant, da dort ohnehin erneuerbarer Strom aus verschiedenen Anlagen zusammenkommt, was höhere Volllaststunden ermöglicht. Elektrolyseure könnten dort auch Netzsystemdienstleistungen erbringen, indem sie Strom abnehmen, der sonst abgeregelt werden müsste, und so Netzausbau vermeiden helfen.

Technologische Reife und Effizienz.

Die Technologie der Elektrolyseure hat in den letzten Jahren erhebliche Fortschritte gemacht:

Wirkungsgrad: Während gängige Elektrolyseure auf dem Markt einen Wirkungsgrad von 60-80% (oder 65-70%) aufweisen und etwa 45-50 kWh Strom für 1 kg Wasserstoff benötigen, wurde im Labormassstab ein rekordverdächtiger Wirkungsgrad von 98% erreicht. Die australische Firma Hysata hat eine Kapillarelektrolysezelle entwickelt, die Gasblasen nicht mehr durch die flüssige Phase transportieren muss, wodurch ein grosser elektrischer Widerstand eliminiert wird und der Strombedarf auf etwa 35 kWh pro kg Wasserstoff sinkt. Hysata strebt an, bis 2025 eine Gigawatt-Produktionskapazität zu erreichen.

Materialien: Bei der alkalischen Elektrolyse werden unkompliziert zu beschaffende Metalle wie Nickel verwendet, was die Abhängigkeit von kritischen Rohstoffen reduziert. Die PEM-Elektrolyse benötigt aufgrund des sauren Milieus Platin und Iridium. Im Bereich der Elektrodenbeschichtung, Gasseparatoren (Membranen) und des Zelldesigns gibt es kontinuierliche Optimierungen. Es wird an dünnen, ionenleitenden, aber gasdichten Membranen gearbeitet, um den elektrischen Widerstand zu minimieren und die Effizienz zu steigern.

Lebensdauer: Für Brennstoffzellen, insbesondere im LKW-Bereich mit bis zu 24.000 Betriebsstunden, ist die Lebensdauer kein grosses Problem mehr, was auf die Robustheit der elektrochemischen Systeme hindeutet.

Regulatorische Rahmenbedingungen.

Ein wichtiger Fortschritt in Deutschland ist die Abschaffung der BimSchG-Genehmigung (Bundes-Immissionsschutzgesetz) für Elektrolyseure unter 5 Megawatt Leistung. Dies verkürzt die Genehmigungsverfahren erheblich von neun Monaten auf bis zu vier Monate für eine Baugenehmigung, da aufwändige Anhörungen von Nachbarn und der Bevölkerung entfallen.

Herausforderungen bestehen jedoch weiterhin bei den strikten EU-Vorgaben für "grünen Wasserstoff". Beispielsweise darf der Strom für die Elektrolyse nur aus zusätzlichen, nicht geförderten erneuerbaren Energien stammen, die nicht älter als 36 Monate sind, wenn die Elektrolyseanlage in Betrieb geht. Dies schliesst die Nutzung von aus der EEG-Förderung ausscheidenden Windenergieanlagen oder Wasserkraft aus, obwohl diese kostengünstigen Strom liefern könnten. Die EU ist aufgefordert, diese Vorgaben zu lockern, um den Markthochlauf zu erleichtern.

Forschung und Entwicklung – Made in Germany.

Deutschland nimmt eine Spitzenposition in der Forschung und Entwicklung von Wasserstofftechnologien ein, insbesondere bei PEM-Elektrolyseuren. Firmen wie Siemens Energy haben Gigawatt-Fabriken für PEM-Elektrolyseure eingeweiht. Forschungseinrichtungen wie das ZSW und die Fraunhofer Hydrogen Labs in Bremerhaven, Leuna und Görlitz bieten umfassende Testdienstleistungen zur Validierung und Qualifizierung von Elektrolyseuren an, von einzelnen Komponenten bis hin zu Gesamtsystemen. Sie testen auch die Netzintegration und das dynamische Betriebsverhalten der Anlagen unter realen Bedingungen.

Wie erfolgt die erfolgreiche Kopplung und Integration von grünen Stromquellen?

Die effiziente und wirtschaftliche Produktion von Wasserstoff hängt massgeblich davon ab, wie die Elektrolyseure an die grünen Stromquellen angebunden und in das Energiesystem integriert werden. Doch wie genau erfolgt diese Kopplung und welche Vorteile oder Herausforderungen ergeben sich daraus?

Direkte Kopplung an Wind- und Photovoltaik-Anlagen.

Entgegen einem verbreiteten Mythos sind Elektrolyseure, sowohl alkalische als auch PEM-Typen, hervorragend in der Lage, auf die Fluktuationen von Wind- und Photovoltaik-Strom zu reagieren. Alkalische Elektrolyseure zeigen dabei eine besondere Flexibilität, wenn sie bereits warm sind. Eine direkte Kopplung der Elektrolyseure an Wind- oder Photovoltaik-Anlagen, ohne Nutzung des öffentlichen Stromnetzes, kann erhebliche Kostenvorteile bieten, da Netzentgelte vermieden werden. Für möglichst hohe Volllaststunden ist es vorteilhaft, Elektrolyseure nicht nur an eine Technologie, sondern an mehrere erneuerbare Erzeugungseinheiten zu koppeln, um Schwankungen in der Stromproduktion auszugleichen. Dies führt zu einer höheren Auslastung der Elektrolyseure und damit zu einer effizienteren Wasserstoffproduktion. 

Integration ins Stromnetz und Systemdienstleistungen.

Die Platzierung von Elektrolyseuren an Umspannwerken ist eine vielversprechende Strategie. An solchen Knotenpunkten kommt ohnehin erneuerbarer Strom aus unterschiedlichsten Anlagen zusammen, was zu höheren Volllaststunden führen kann. Elektrolyseure könnten dort auch Netzsystemdienstleistungen erbringen, indem sie Strom abnehmen, der sonst abgeregelt werden müsste. Dies hilft, den Netzausbau zu vermeiden und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Das Fraunhofer IWES untersucht und validiert diese netzdienlichen Eigenschaften von Elektrolyseuren intensiv.

Nutzung von Nebenprodukten und bestehenden Infrastrukturen.

Bei der Elektrolyse entstehen nicht nur Wasserstoff, sondern auch Abwärme und Sauerstoff. Die bei gängigen Elektrolyseuren anfallende Abwärme (ca. 30% der zugeführten Energie bei 70% Wirkungsgrad) kann für lokale Wärmenetze genutzt werden, um Gebäudestrukturen zu versorgen und die Wirtschaftlichkeit der Anlage zu verbessern. Wenn es eine Nutzungsmöglichkeit für den Sauerstoff vor Ort gibt, beispielsweise in Kläranlagen oder anderen Unternehmen, stellt dies ebenfalls ein positives Standortkriterium dar.Die Anbindung an das geplante Wasserstoff-Kernnetz, das in Deutschland in der ersten Ausbaustufe bis 2032 fertiggestellt sein soll, ist ein weiterer wichtiger Faktor. Bestehende Gasnetze könnten umgewidmet und Industriekunden direkt über das Netz versorgt werden, was Transportwege und -kosten minimiert.

Pilotprojekte und Forschungsinfrastrukturen.

Deutschland nimmt eine Spitzenposition in der Forschung und Entwicklung von Wasserstofftechnologien ein, insbesondere bei PEM-Elektrolyseuren. Zahlreiche Projekte und Forschungseinrichtungen treiben die Integration voran:

• BASF Ludwigshafen: Hier wurde Deutschlands grösster PEM-Elektrolyseur mit 54 Megawatt Anschlussleistung in Betrieb genommen, der stündlich bis zu einer Tonne grünen Wasserstoff produzieren soll. Dieser Elektrolyseur ist direkt in das bestehende H₂-Verbundnetz des Standorts integriert und soll zur Reduktion von CO₂-Emissionen um bis zu 72.000 Tonnen jährlich beitragen. Die direkte Integration in eine chemische Produktionsumgebung gilt als weltweit einzigartig.
• Fraunhofer IWES Hydrogen Labs: In Bremerhaven, Leuna und Görlitz betreibt das Fraunhofer IWES technologieoffene Testplattformen zur Qualifizierung und Optimierung von Elektrolyseuren und wasserstoffverbrauchenden Einheiten.
• Das Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB) konzentriert sich auf das Zusammenspiel von Windenergieanlagen mit der elektrolytischen Wasserstofferzeugung. Es ist an das virtuelle 44 MVA-Mittelspannungsnetz des Dynamic Nacelle Testing Laboratory (DyNaLab) angeschlossen, um die Auswirkungen von Netzschwankungen zu untersuchen und die Netzkompatibilität der Elektrolyseure zu bewerten. Im Volllastbetrieb können dort rund 1 Tonne Wasserstoff pro Tag produziert werden.
• Im Hydrogen Lab Leuna wird die Defossilisierung chemischer Prozesse durch die Integration in einen Chemiestandort erprobt.
• Das Hydrogen Lab Görlitz fokussiert sich auf die Dekarbonisierung der herstellenden Industrie.
• Projekt in Wien am Bochreins: Ein 1 MW Elektrolyseur an einem Wasserkraftwerk, der auf 5 MW erweitert wird und Wasserstoff an ein Gewerbegebiet liefert. Wasserkraft bietet eine kontinuierliche Stromquelle, ideal für Industrien mit konstantem Wasserstoffbedarf.
• RWE in Lingen: Produziert Wasserstoff aus überschüssigem Windstrom und liefert ihn per Pipeline nach Leuna.

Herausforderungen in der Integration.

Trotz der technologischen Fortschritte gibt es weiterhin Hürden:

Regulatorische Vorgaben: Die EU-Vorgaben für "grünen Wasserstoff" sind sehr strikt. Strom für Elektrolyse darf beispielsweise nur aus zusätzlichen, nicht geförderten erneuerbaren Energien stammen, die nicht älter als 36 Monate sind. Dies schliesst die Nutzung von aus der EEG-Förderung ausscheidenden Windenergieanlagen oder Wasserkraft aus, obwohl diese kostengünstigen Strom liefern könnten. Eine Lockerung dieser Vorgaben könnte den Markthochlauf erleichtern.

Stromkosten: Der Strom ist der grösste Kostenblock bei der Wasserstofferzeugung. Um ein realistisches Ziel von 4-5 Euro pro Kilogramm Wasserstoff zu erreichen, sollten die Stromkosten bei etwa 5 Cent pro Kilowattstunde liegen. Dies erfordert ein deutlich grösseres Angebot an erneuerbaren Energien und mehr Überschussstrom.

Betriebserfahrung: Der Übergang zur umfassenden Wasserstoffwirtschaft erfordert Geduld und Pioniere, da noch viel Betriebserfahrung im Feld gesammelt werden muss, um "Kinderkrankheiten" zu beheben und Anlagen zu optimieren.

Die Kopplung und Integration grüner Stromquellen ist der Dreh- und Angelpunkt für die Skalierung der Wasserstoffproduktion. Durch kontinuierliche Forschung, Entwicklung und die Anpassung regulatorischer Rahmenbedingungen rückt eine effiziente und nachhaltige Wasserstoffwirtschaft Made in Germany immer näher.

Welches sind ideale Standorte für eine Produktionsanlage (Stromquellen, Transportwege)?

Ideale Standorte für Produktionsanlagen.

Grüner Wasserstoff ist der Schlüssel zu einer klimaneutralen Zukunft, doch seine effiziente und wirtschaftliche Produktion hängt entscheidend vom Standort der Elektrolyseure ab. Es geht nicht nur darum, genug grünen Strom zu haben, sondern auch um Transportwege, Infrastruktur und die Integration in bestehende Systeme. Wo also sind die idealen Orte für Wasserstoffproduktionsanlagen?

Nähe zu den Abnehmern: Der wichtigste Faktor.

Das primäre Kriterium für den Standort eines Elektrolyseurs ist die Nähe zu den tatsächlichen Wasserstoffverbrauchern. Der Transport von Wasserstoff ist derzeit noch teuer und logistisch aufwändig, da es noch kein flächendeckendes Wasserstoff-Pipelinenetz gibt. Ein typischer Auslieferradius für Wasserstoff per LKW liegt bei nur 100 bis maximal 200 Kilometern. Daher sollte Wasserstoff möglichst dort erzeugt werden, wo er auch unmittelbar gebraucht wird, um Transportwege und -kosten zu minimieren. Grosse Industrien, wie die Chemie- oder Raffineriebranche, die ohnehin einen hohen Wasserstoffbedarf haben, sind ideale Ankerkunden, da sie eine Grundlastabnahme garantieren können. 

Zugang zu kostengünstigen und kontinuierlichen grünen Stromquellen.

Der Strom ist der mit Abstand grösste Kostenblock bei der Wasserstofferzeugung. Um wettbewerbsfähige Wasserstoffpreise von etwa 4-5 Euro pro Kilogramm zu erreichen, sollten die Stromkosten idealerweise bei etwa 5 Cent pro Kilowattstunde liegen. Dies erfordert ein deutlich grösseres Angebot an erneuerbaren Energien und mehr Überschussstrom.

Direkte Kopplung: Eine direkte Anbindung der Elektrolyseure an Wind- oder Photovoltaik-Anlagen kann Netzentgelte vermeiden und somit Kosten senken.

Kombination von Technologien: Um möglichst hohe Volllaststunden zu erzielen, ist es vorteilhaft, Elektrolyseure an mehrere erneuerbare Erzeugungseinheiten (z.B. Wind und PV) zu koppeln, da sich deren Schwankungen dann ausgleichen.

Nutzung von Überschussstrom: Elektrolyseure sind flexibel genug, um auf fluktuierende Stromerzeugung aus Wind und PV zu reagieren. Auch alkalische Elektrolyseure können das, besonders wenn sie warm sind. Die Nutzung von Strom, der sonst abgeregelt werden müsste, ist eine vielversprechende Option, um die Gesamtwirtschaftlichkeit zu verbessern.

Wasserkraft: Obwohl neue Wasserkraftwerke in Deutschland oder Europa kaum gebaut werden, bietet Wasserkraft eine sehr kontinuierliche Stromquelle, die ideal für Industrien mit konstantem Wasserstoffbedarf ist. Ein Beispiel hierfür ist das Projekt in Wien am Bochreins, wo ein Elektrolyseur an einem Wasserkraftwerk erweitert wird, um ein Gewerbegebiet zu versorgen.

Integration in bestehende Infrastrukturen.

Die Integration in vorhandene Energie- und Produktionssysteme ist entscheidend:

Umspannwerke: Die Platzierung von Elektrolyseuren an Umspannwerken ist eine interessante Strategie, da dort ohnehin Strom aus verschiedenen erneuerbaren Anlagen zusammenkommt, was zu höheren Volllaststunden führen kann. Elektrolyseure könnten an diesen Standorten auch Netzsystemdienstleistungen erbringen, indem sie Strom abnehmen, der sonst abgeregelt werden müsste, was den Netzausbau vermeiden hilft. Das Fraunhofer IWES forscht intensiv an diesen netzdienlichen Eigenschaften.

Wasserstoff-Kernnetz: Die Anbindung an das geplante Wasserstoff-Kernnetz, dessen erster Bauabschnitt in Deutschland bis 2032 fertiggestellt sein soll, ist essenziell für den grossskaligen Transport. Bestehende Gasnetze könnten für den Wasserstofftransport umgewidmet werden. Im Ruhrgebiet gibt es bereits ein 120 km langes Wasserstoff-Pipelinenetz aus den 1930er Jahren.

Nutzung von Nebenprodukten: Bei der Elektrolyse entstehen nicht nur Wasserstoff, sondern auch Abwärme und Sauerstoff. Die Abwärme (ca. 30% der zugeführten Energie bei gängigen Wirkungsgraden) kann für lokale Wärmenetze genutzt werden, um die Wirtschaftlichkeit der Anlage zu verbessern. Wenn eine Nutzungsmöglichkeit für den Sauerstoff vor Ort besteht (z.B. in Kläranlagen oder Industriebetrieben), ist dies ebenfalls ein positives Standortkriterium.

Regionale Leuchtturmprojekte und Forschungszentren.

Deutschland ist in der Forschung und Entwicklung von Wasserstofftechnologien, insbesondere bei PEM-Elektrolyseuren, weltweit führend. Viele Projekte treiben die Integration voran:

BASF Ludwigshafen: Hier wurde Deutschlands grösster PEM-Elektrolyseur mit 54 Megawatt Anschlussleistung in Betrieb genommen, der jährlich bis zu 8.000 Tonnen grünen Wasserstoff produzieren soll. Dieser Elektrolyseur ist direkt in das bestehende H₂-Verbundnetz des Standorts integriert und soll zur Reduktion von CO₂-Emissionen um bis zu 72.000 Tonnen jährlich beitragen. Diese direkte Integration in ein chemisches Produktionsumfeld gilt als weltweit einzigartig. Der erzeugte Wasserstoff dient als Rohstoff für die Produktion chemischer Erzeugnisse wie Ammoniak, Methanol und Vitamine, und es gibt Pläne, ihn auch für Mobilitätsanwendungen in der Metropolregion Rhein-Neckar bereitzustellen.

Fraunhofer IWES Hydrogen Labs (Bremerhaven, Leuna, Görlitz): Diese technologieoffenen Testplattformen dienen der Qualifizierung und Optimierung von Elektrolyseuren und wasserstoffverbrauchenden Einheiten.

Das Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB) konzentriert sich auf das Zusammenspiel von Windenergieanlagen mit der elektrolytischen Wasserstofferzeugung. Es ist an das virtuelle 44 MVA-Mittelspannungsnetz des Dynamic Nacelle Testing Laboratory (DyNaLab) angeschlossen, um die Auswirkungen von Netzschwankungen zu untersuchen und die Netzkompatibilität der Elektrolyseure zu bewerten. Dort können rund 1 Tonne Wasserstoff pro Tag produziert werden.

Das Hydrogen Lab Leuna erprobt die Defossilisierung chemischer Prozesse durch Integration in einen Chemiestandort.

Das Hydrogen Lab Görlitz fokussiert sich auf die Dekarbonisierung der herstellenden Industrie.

RWE in Lingen (Emsland): Produziert Wasserstoff aus überschüssigem Windstrom und plant, ihn per Pipeline nach Leuna zu liefern. Dieser Standort profitiert von einem gut ausgebauten Stromnetz (ehem. Atom- und Gaskraftwerk) und der Anlandung von Offshore-Windstrom.

Ingolstadt: Die Stadt hat gute Voraussetzungen für Elektrolyseur-Standorte, darunter bestehende Industrie (z.B. Audi), Fachkräfte, Wasserstoffbedarf und ein Fernwärmenetz zur Nutzung von Abwärme.

Herausforderungen bei der Standortwahl.

Trotz der Fortschritte gibt es weiterhin Hürden:

Strikte EU-Vorgaben: Die EU-Regulatorik für "grünen Wasserstoff" ist sehr streng und verlangt, dass der Strom aus zusätzlichen, nicht geförderten erneuerbaren Energien stammt, die nicht älter als 36 Monate sind. Dies schliesst die Nutzung von aus der EEG-Förderung ausscheidenden Windenergieanlagen oder Wasserkraft aus, obwohl diese kostengünstigen Strom liefern könnten. Eine Lockerung dieser Vorgaben könnte den Markthochlauf erheblich erleichtern.

Hohe Stromkosten: Der Strompreis ist der grösste Kostenblock. Die Verfügbarkeit von günstigem Überschussstrom ist begrenzt.

Bürokratie und Genehmigungen: Obwohl es Verbesserungen gibt, z.B. für kleinere Anlagen unter 5 Megawatt, kann der Genehmigungsprozess für grössere Projekte aufgrund fehlender Standardisierung und mangelnder Erfahrung bei den Behörden immer noch langwierig sein.

Fehlende Betriebserfahrung: Die Wasserstoffwirtschaft befindet sich noch in einer Hochlaufphase. Es braucht Geduld und Pioniere, um im Feld Betriebserfahrung zu sammeln und "Kinderkrankheiten" zu beheben.

Die Wahl des richtigen Standorts ist eine vielschichtige Aufgabe, die eine ganzheitliche Betrachtung von Energiequellen, Abnehmern, Infrastruktur und regulatorischen Rahmenbedingungen erfordert. Mit gezielten Investitionen und angepassten politischen Rahmenbedingungen kann Deutschland seine Spitzenposition in der Wasserstofftechnologie weiter ausbauen und eine nachhaltige Wasserstoffwirtschaft etablieren.

Wie erfolgt die Integration einer Produktionsanlage als Stromlieferant ins Stromnetz?

Um die Energiewende erfolgreich zu gestalten, ist es daher essenziell, die Produktionsanlagen für Wasserstoff nicht nur als reine Stromverbraucher zu sehen, sondern sie intelligent in das Stromnetz zu integrieren, sodass sie auch als „Stromlieferanten“ von Systemdienstleistungen fungieren können.

Die flexible Natur von Elektrolyseuren: Mehr als nur Verbraucher.

Der Strompreis ist der grösste Kostenfaktor bei der Wasserstofferzeugung. Um wettbewerbsfähigen Wasserstoff zu produzieren (Ziel: 4-5 Euro pro Kilogramm, mit Stromkosten idealerweise bei 5 Cent pro Kilowattstunde), muss der Strom möglichst kostengünstig und kontinuierlich verfügbar sein. Hier kommen erneuerbare Energien ins Spiel, deren fluktuierende Einspeisung eine Herausforderung für das Stromnetz darstellen kann.

Doch Elektrolyseure, sowohl PEM- als auch alkalische Systeme, sind flexibel und können sehr gut auf schwankende Stromerzeugung aus Wind und Photovoltaik reagieren. Die alkalische Elektrolyse kann dies besonders gut, wenn sie bereits warm ist. Eine direkte Kopplung an mehrere erneuerbare Erzeugungseinheiten (z.B. Wind und PV) ist vorteilhaft, um möglichst hohe Volllaststunden zu erreichen und Schwankungen auszugleichen.

Strategische Platzierung für Netzstabilität und Kosteneffizienz.

Die Auswahl des Standorts für eine Wasserstoffproduktionsanlage ist entscheidend, und die Nähe zu Stromquellen sowie zum Transportweg ist dabei von grösster Bedeutung.

Nutzung von Überschussstrom: Eine der vielversprechendsten Funktionen von Elektrolyseuren ist ihre Fähigkeit, Überschussstrom aus dem Netz aufzunehmen, der sonst abgeregelt werden müsste. Durch diese flexible Stromabnahme können Elektrolyseure aktiv zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen. Sie erbringen damit sogenannte Netzsystemdienstleistungen, indem sie das Netz entlasten und so den teuren Netzausbau vermeiden helfen.

Anbindung an Umspannwerke: Eine interessante Strategie ist die Platzierung von Elektrolyseuren direkt an Umspannwerken. An diesen Knotenpunkten fliesst Strom aus verschiedenen erneuerbaren Anlagen zusammen, was zu höheren Volllaststunden für den Elektrolyseur führen kann. Forschungsprojekte, wie das der Transnet Baden-Württemberg, untersuchen bereits, wie Elektrolyseure zusammen mit Batteriespeichern und Gasturbinen zur Überbrückung von Netzstörungen oder längeren Ausfällen genutzt werden können. Auch Verteilnetzbetreiber prüfen diese Möglichkeiten intensiv, um Netzausbau zu vermeiden.

Wasserkraft als kontinuierliche Quelle: Obwohl neue Wasserkraftwerke in Deutschland kaum gebaut werden, bietet Wasserkraft eine sehr kontinuierliche Stromquelle. Dies ist ideal für Industrien, die einen konstanten Wasserstoffbedarf haben. Ein Beispiel hierfür ist ein Projekt in Wien am Bochreins, wo ein Elektrolyseur an einem Wasserkraftwerk erweitert wird, um ein Gewerbegebiet kontinuierlich zu versorgen.

Integration in bestehende und zukünftige Infrastrukturen.

Industrielle Eigenversorgung: Der wichtigste Faktor für den Standort eines Elektrolyseurs ist die Nähe zu den Wasserstoffverbrauchern. Der Transport von Wasserstoff per LKW ist teuer und aufwendig, mit einem typischen Auslieferradius von 100 bis 200 Kilometern. Grosse Industrien wie die Chemie- oder Raffineriebranche sind daher ideale Ankerkunden. Die BASF in Ludwigshafen hat beispielsweise Deutschlands grössten PEM-Elektrolyseur (54 MW Anschlussleistung) in Betrieb genommen, der jährlich bis zu 8.000 Tonnen grünen Wasserstoff produzieren soll. Dieser ist direkt in das bestehende H₂-Verbundnetz des Standorts integriert und soll zur Dekarbonisierung chemischer Produkte beitragen. Diese direkte Integration in ein chemisches Produktionsumfeld gilt als weltweit einzigartig.

Wasserstoff-Kernnetz: Für den grossskaligen Transport wird das geplante Wasserstoff-Kernnetz entscheidend sein, dessen erster Bauabschnitt in Deutschland bis 2032 fertiggestellt werden soll. Bestehende Gasnetze könnten für den Wasserstofftransport umgewidmet werden. Im Ruhrgebiet existiert bereits ein 120 km langes Wasserstoff-Pipelinenetz aus den 1930er Jahren. RWE plant beispielsweise, Wasserstoff aus überschüssigem Windstrom in Lingen (Emsland) zu produzieren und per Pipeline nach Leuna zu liefern.

Nutzung von Nebenprodukten: Bei der Elektrolyse entstehen nicht nur Wasserstoff und Sauerstoff, sondern auch Abwärme (ca. 30% der zugeführten Energie). Diese Abwärme kann für lokale Wärmenetze genutzt werden, was die Wirtschaftlichkeit der Anlage weiter verbessert. Wenn zudem eine Nutzungsmöglichkeit für den Sauerstoff vor Ort besteht (z.B. in Kläranlagen oder Industriebetrieben), ist dies ein weiteres positives Standortkriterium.

Herausforderungen und Ausblick.

Trotz dieser vielversprechenden Ansätze gibt es noch Hürden:

Strikte EU-Vorgaben: Aktuelle EU-Regulatorik für "grünen Wasserstoff" ist sehr streng und verlangt Strom aus zusätzlichen, nicht geförderten erneuerbaren Anlagen, die nicht älter als 36 Monate sind. Dies verhindert die Nutzung kostengünstigen Stroms aus bestehenden oder aus der EEG-Förderung ausscheidenden Anlagen und erhöht die Wasserstoffkosten. Eine Lockerung dieser Vorgaben könnte den Markthochlauf erheblich erleichtern.

Bürokratie und Genehmigungen: Obwohl es für kleinere Anlagen (unter 5 MW) Erleichterungen bei den Genehmigungen gibt, können grössere Projekte aufgrund fehlender Standardisierung und mangelnder Erfahrung bei Behörden immer noch langwierig sein.

Fehlende Betriebserfahrung: Die Wasserstoffwirtschaft befindet sich in einer Hochlaufphase. Es braucht Geduld, Fachkräfte und Pioniere, um Betriebserfahrung im Feld zu sammeln und "Kinderkrankheiten" zu beheben.

Technische Daten für die Herstellung von Wasserstoff.

Die Produktion von grünem Wasserstoff durch Elektrolyse ist ein zentraler Baustein der Energiewende. Dabei wird Wasser (H₂O) mithilfe von elektrischem Strom in Wasserstoff (H₂) und Sauerstoff (O₂) aufgespalten.

Elektrolyse-Technologien und Wirkungsgrade:

Gängige Elektrolysesysteme (PEM und alkalische Elektrolyse) haben einen Wirkungsgrad von etwa 60 bis 80%.

Konkreter liegt der Wirkungsgrad von PEM-Elektrolyse und alkalischer Elektrolyse, die aktuell am Markt sind, zwischen 65 und 70%.

Ein australisches Unternehmen, Hysata, hat einen Elektrolyseur mit einem rekordverdächtigen Wirkungsgrad von 98% (Zelleffizienz) im Labor entwickelt. Dieser hohe Wirkungsgrad wird durch eine Zellentwicklung erreicht, bei der Gasblasen (Sauerstoff- und Wasserstoffbläschen) nicht mehr durch die wässrige, flüssige Phase abtransportiert werden müssen, wodurch ein grosser elektrischer Widerstand eliminiert wird. Hysata zielt darauf ab, einen Gesamtwirkungsgrad von 95% für das gesamte Elektrolyseursystem zu erreichen, was 41,5 kWh/kg entspricht.

Strombedarf für die Wasserstoffproduktion:

1 kg Wasserstoff enthält 33 Kilowattstunden (kWh) Energie.

Bei gängigen Elektrolysesystemen mit einem Wirkungsgrad von 65% bis 70% benötigt man etwa 45 bis 50 kWh Strom, um 1 kg Wasserstoff zu erzeugen.

Mit dem 98%igen Wirkungsgrad der australischen Forschung (Hysata) würde der Strombedarf für 1 kg Wasserstoff deutlich geringer sein, wahrscheinlich eher bei 35 kWh.

Die Anlagen, die von Wenger Engineering gebaut wurden, benötigen bei einer Betrachtung des Gesamtsystems (inkl. Kompressor, Kühlaggregate etc.) etwa 60 kWh pro Kilogramm Wasserstoff. Dies soll in Zukunft durch verbesserte Komponenten und geringere Sicherheitsreserven optimiert werden können.

Produktionskosten von grünem Wasserstoff:

Grüner Wasserstoff ist derzeit noch zu teuer, um mit fossilen Brennstoffen zu konkurrieren, hauptsächlich aufgrund des geringen Wirkungsgrades bestehender Elektrolyse-Verfahren.

Die Stromkosten sind der wichtigste Kostentreiber bei der Wasserstofferzeugung.

Die Industrie peilt einen Zielpreis von 4 bis 5 Euro pro Kilogramm Wasserstoff an. Manche träumen von 2 oder 3 Euro pro Kilo, oder sogar 1 US-Dollar pro Kilogramm, wie von den Amerikanern für die 2030er Jahre angestrebt.

Um dies zu erreichen, sollten die Stromkosten idealerweise bei etwa 5 Cent pro Kilowattstunde liegen.

Derzeit sind Grünstrom-Einkaufsverträge (Power Purchase Agreements) in Deutschland kaum unter 8 Cent pro Kilowattstunde zu bekommen, was den Wasserstoff teurer macht.

Wenn der Strom kostenlos oder sogar negativ wäre, könnte Wasserstoff für wenige Cent pro Stunde produziert werden.

Abwärme und Nebenprodukte:

Bei einem Wirkungsgrad von 70% fallen etwa 30% der zugeführten Energie als Abwärme an. Diese Abwärme kann für lokale Wärmenetze genutzt werden.

Bei der Elektrolyse entsteht neben Wasserstoff auch Sauerstoff. Wenn es eine Nutzungsmöglichkeit für den Sauerstoff vor Ort gibt (z.B. in Kläranlagen oder Industriebetrieben), ist dies ein positives Standortkriterium.

Kapazitäten und Projekte:

BASF in Ludwigshafen: Hat Deutschlands grössten PEM-Elektrolyseur in Betrieb genommen.

• Anschlussleistung: 54 Megawatt (MW).
• Produktion: Bis zu einer Tonne Wasserstoff pro Stunde.
• Jahresproduktion: Bis zu 8.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr.
• Anzahl der Stacks (Module): 72 Stacks, mit jeweils 750 kW Leistung.
• Potenzial zur Reduktion von Treibhausgasemissionen: Bis zu 72.000 Tonnen CO₂ pro Jahr.
• Direkte Integration in das bestehende H₂-Verbundnetz des Standorts. Diese Integration in ein chemisches Produktionsumfeld gilt als weltweit einzigartig.
• BASF benötigt am Standort Ludwigshafen 250.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr, die 8.000 Tonnen aus der Elektrolyse decken also einen kleinen Teil des Bedarfs.
• Die Anlage wurde vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz und dem Land Rheinland-Pfalz mit bis zu 124,3 Millionen Euro gefördert, davon 37,3 Millionen Euro vom Land. BASF investierte rund 25 Millionen Euro.

Durchschnittlicher 1 MW Elektrolyseur.

• Produktionszeit: Ca. 4.500 Stunden pro Jahr.
• Produktion pro Stunde: 21,2 kg Wasserstoff.
• Jahresproduktion: Ca. 95,5 Tonnen Wasserstoff.
• Kann eine LKW-Flotte von 12 LKWs oder eine Busflotte von 20 Bussen im öffentlichen Nahverkehr betreiben.

Ziele in Deutschland:

Ziel der Bundesregierung ist der Aufbau von 10 Gigawatt (GW) Elektrolyseleistung bis 2030.

Aktuell sind 153 Megawatt (MW) in Betrieb, aber angekündigte und geplante Projekte liegen bei 13,4 GW für 2030, was im Plan ist.

Weitere grosse Anlagen:

• In Hamburg ist ein 100 MW Elektrolyseur im Bau.
• EWE AG treibt den Wasserstoffhochlauf mit einem geplanten 320-MW-Elektrolyseur in Emden voran.
• Das NEOM-Projekt in Saudi-Arabien ist das weltweit grösste Wasserstoffprojekt im Versorgungsmassstab (utility-scale) und soll nach Fertigstellung im Jahr 2026 600 Tonnen Wasserstoff täglich produzieren.
• Forschungs- und Testeinrichtungen (Fraunhofer IWES Hydrogen Labs):
• • Betreibt technologieoffene Testplattformen in Bremerhaven, Leuna und Görlitz.
  • Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB): Fokus auf Zusammenspiel von Windenergieanlagen und elektrolytischer Wasserstofferzeugung.
  • Anfangs 2 MW, perspektivisch 10 MW Elektrolysekapazität.
  • Erste Ausbaustufe umfasst eine 2,3 MW-Elektrolyseureinheit, die im Volllastbetrieb rund 1 Tonne Wasserstoff/Tag produzieren kann.
  • Verfügt über einen 1 MW PEM-Elektrolyseur und einen 1,3 MW alkalischen Elektrolyseur für ständigen Betrieb und Forschung.
  • Gesamtproduktion: Bis zu 1.033 kg Wasserstoff pro Tag.
  • Speicher: Zwei Niederdruckspeicher (insgesamt 625 kg H₂) und drei Hochdruckspeicher (insgesamt ca. 2.630 kg H₂).
  • Verdichtung: Bis zu 530 bar mittels drei Membranverdichtern mit einer Gesamtanschlussleistung von 290 kWel.
  • Angeschlossen an ein virtuelles 44 MVA-Mittelspannungsnetz des Dynamic Nacelle Testing Laboratory (DyNaLab), um Netzkompatibilität und netzdienliche Eigenschaften zu erforschen.
  • Gefördert mit insgesamt 16 Millionen Euro vom Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) und dem Land Bremen.
• Hydrogen Lab Leuna: Erprobt die Defossilisierung chemischer Prozesse durch Integration in einen Chemiestandort.
• Hydrogen Lab Görlitz: Fokus auf Dekarbonisierung der herstellenden Industrie.
• • Gesamtanschlussleistung aller drei Hydrogen Labs: über 25 MW.
  • Testangebote reichen von Stack-Prüfung im Bereich von 45 kW bis zu mehreren MW.

Infrastruktur und Transport:

• Der Transport von Wasserstoff per LKW ist teuer und aufwendig, mit einem typischen Auslieferradius von 100 bis 200 Kilometern.
• Das geplante Wasserstoff-Kernnetz in Deutschland soll im ersten Bauabschnitt bis 2032 fertiggestellt sein.
• Im Ruhrgebiet existiert bereits ein 120 km langes Wasserstoff-Pipelinenetz aus den 1930er Jahren.
• Das Wasserstoff-Kernnetz in Deutschland wird voraussichtlich etwa 20 Milliarden Euro kosten, während das Stromkernnetz (380 Volt Höchstspannung) mindestens 250 Milliarden Euro für Deutschland kosten wird, also Faktor 12 teurer. 
• Wasserstoff kann über Pipelines über grosse Strecken (bis zu 2.500 bis 3.000 km) sehr kosten- und energieeffizient transportiert werden. 

Regulatorische und bürokratische Aspekte:

EU-Vorgaben für "grünen Wasserstoff" sind sehr streng: Strom muss aus zusätzlichen, nicht geförderten erneuerbaren Anlagen stammen, die nicht älter als 36 Monate sind. Dies schliesst die Nutzung kostengünstigen Stroms aus bestehenden oder aus der EEG-Förderung ausscheidenden Anlagen sowie aus Wasserkraft aus.

Für kleinere Anlagen unter 5 MW ist keine Bundes-Immissionsschutzgesetz (BimSchG)-Genehmigung mehr erforderlich, was den Prozess beschleunigt (Baugenehmigung kann in ca. 4 Monaten erhalten werden). Zuvor dauerten diese Genehmigungsverfahren mindestens 9 Monate und waren sehr bürokratisch.

Es besteht ein Henne-Ei-Problem im Markthochlauf: Abnehmer scheuen Investitionen ohne garantierte Wasserstoffverfügbarkeit und Preise, während Produzenten sich mit Grossprojekten zurückhalten, da sie keine Abnahme garantieren können.

Entwicklung und Zukunftsaussichten:

Deutschland ist bei Wasserstofftechnologien, insbesondere bei PEM-Elektrolyseuren, weltweit führend. Firmen wie Siemens Energy sind hier federführend und haben bereits eine Gigawattfabrik für PEM-Elektrolyseure eingeweiht.

Es gibt kontinuierliche technologische Fortschritte bei Materialien (z.B. fluorfreie Membranen, neue Katalysatoren mit weniger Edelmetallen) und Lebensdauer von Komponenten.

Es besteht Bedarf an Langzeiterfahrung und Betriebserfahrung im Feld, da die Technologie noch in einer Hochlaufphase ist und "Kinderkrankheiten" behoben werden müssen.

H2Global ist ein Auktionsmodell zur Förderung des Markthochlaufs für grünen Wasserstoff, das Anbieter und Abnehmer zusammenbringt und Preisinformationen liefert.

Die Städte Ingolstadt werden als vielversprechende Standorte für Elektrolyseure angesehen, da sie über bestehende Industrie (z.B. Audi), Fachkräfte, Wasserstoffbedarf und ein Fernwärmenetz zur Nutzung von Abwärme verfügen.

Internationale Partnerschaften, zum Beispiel mit Kanada oder Südspanien, sind wichtig, um den zukünftigen Wasserstoffbedarf Deutschlands zu decken, da das Inland allein nicht ausreichen wird.

Welche Patente für die Herstellung von Wasserstoff in Deutschland?

Führende Position in der Technologieentwicklung:

Deutschland nimmt eine Spitzenposition in den Wasserstofftechnologien ein, insbesondere bei PEM-Elektrolyseuren.

Firmen wie Siemens Energy sind hier federführend und haben bereits eine Gigawattfabrik für PEM-Elektrolyseure eingeweiht. Dies unterstreicht die Fähigkeit, diese Technologien im grossen Massstab zu fertigen.

Generell wird die Technologie "Made in Germany" im Bereich Wasserstoff hervorgehoben, im Gegensatz zur Batterietechnologie, wo China eine dominierende Rolle spielt. Auch der Maschinenbau für die Elektrolyseur-Fertigung ist "Made in Germany". 

Forschung und Entwicklung:

Forschungseinrichtungen wie das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und das Fraunhofer IWES sind aktiv in der Weiterentwicklung von Elektrolyseuren.

Das Fraunhofer IWES betreibt technologieoffene Testplattformen (Hydrogen Labs) in Bremerhaven, Leuna und Görlitz, um Elektrolyseure und deren Komponenten zu qualifizieren und zu optimieren. Sie testen von der Zelle über den Industrie-Stack bis zur Gesamtsystemebene und verfügen über eine Gesamtanschlussleistung von über 25 MW.

Forschungsschwerpunkte umfassen die Langzeitstabilität von Materialien und Komponenten bei dynamischem Betrieb, die Netzintegrationstests von Elektrolyseuren als Grossverbraucher und die gesamte Wertschöpfungskette von der Erzeugung bis zur Verwertung.

Es gibt kontinuierliche technologische Fortschritte bei Materialien, wie zum Beispiel die Entwicklung fluorfreier Membranen und neuer Katalysatoren mit weniger Edelmetallen, sowie die Verbesserung der Lebensdauer von Komponenten. Auch das Zelldesign wird perfektioniert und man versucht, von trägen Systemen wegzukommen.

Testangebote reichen von Stack-Prüfungen im Bereich von 45 kW bis zu mehreren MW unter Realbedingungen, dynamischen Belastungen, Umweltbedingungen und mechanischen Lasten. Digitale Simulationen und Analysen zur Fehlerdiagnostik gehören ebenfalls dazu.

Innovationsfelder und Herausforderungen:

Es gibt verschiedene Elektrolysetechnologien: PEM (Proton Exchange Membrane), alkalische Elektrolyse, Hochtemperaturelektrolyse (noch in frühem Stadium) sowie neuere Ansätze wie die Kapillarelektrolyse (Hysata) und AEM (Anion Exchange Membrane).

Die AEM-Technologie kombiniert die Vorteile der alkalischen und PEM-Elektrolyse und es gibt erste Produkte auf dem Markt. Evonik baut eine Pilotanlage zur Produktion von Anionen-Austausch-Membranen in Marl.

Die alkalische Elektrolyse hat den Vorteil, dass sie keine seltenen Metalle wie Platin benötigt, was ihre Rohstoffverfügbarkeit und Kosteneffizienz verbessert.

Die Entwicklung konzentriert sich auf die Optimierung von Elektrodenbeschichtungen und Gasseparatoren (Membranen), um Effizienz zu steigern und gleichzeitig Gasdichtigkeit und Ionenleitfähigkeit zu gewährleisten.

Eine zentrale Herausforderung in der Forschung und Entwicklung ist die Sammlung von Langzeiterfahrung und Betriebserfahrung im Feld, da die Technologie noch in einer Hochlaufphase ist und "Kinderkrankheiten" behoben werden müssen.

Welches sind die Investoren von Wasserstoff Produktionsanlagen?

Die Investitionen in Wasserstoffproduktionsanlagen in Deutschland stammen aus verschiedenen Bereichen, darunter Industrieunternehmen selbst, die Bundesregierung, Landesregierungen und europäische Förderprogramme. Hier sind die wichtigsten Investoren und Förderer.

Industrieunternehmen als Eigeninvestoren:

BASF hat in Ludwigshafen den grössten PEM-Elektrolyseur Deutschlands in Betrieb genommen. Die Investitionssumme seitens BASF beläuft sich auf rund 25 Millionen Euro. BASF nutzt den so produzierten grünen Wasserstoff, um ihren bisherigen, erdgasbasierten Wasserstoff sukzessive zu ersetzen und CO2-Emissionen zu senken. Das Unternehmen plant zudem, den Wasserstoff für Mobilitätsanwendungen in der Metropolregion Rhein-Neckar bereitzustellen.

Die EWE AG treibt den Wasserstoffhochlauf mit einem Investitionsvolumen im dreistelligen Millionenbereich voran. Herzstück ihrer Projekt-Pipeline ist ein 320-MW-Elektrolyseur in Emden.

RWE produziert Wasserstoff in Lingen (Emsland) aus überschüssigem Windstrom. Dies deutet auf Investitionen in eigene Produktionsanlagen hin.

Die Westfalen AG versuchte über Jahre, Wasserstoff in Weissenhorn (Bayern) zu produzieren, gab dies jedoch aufgrund fehlender Ankerkunden und höherer Stromkosten im Vergleich zu Frankreich auf. Dies zeigt eine frühere Investition, die jedoch in Deutschland nicht fortgeführt wurde.

Staatliche Förderungen und europäische Programme:

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) fördert in Kooperation mit den Bundesländern den Bau von Wasserstoffanlagen massgeblich. So wurde der Bau der BASF-Anlage mit bis zu 124,3 Millionen Euro gefördert, wobei das BMWK und das Land Rheinland-Pfalz kooperierten.

Das Land Rheinland-Pfalz steuerte zur Förderung des BASF-Elektrolyseurs 37,3 Millionen Euro bei. Ministerpräsident Alexander Schweitzer bezeichnet die Inbetriebnahme als "Meilenstein für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in Rheinland-Pfalz, Deutschland und Europa". 

Das Land Sachsen-Anhalt hat die Förderkonditionen für grünen Wasserstoff verbessert und die maximale Bezuschussung für Elektrolyseure von 650.000 auf zwei Millionen Euro pro Megawatt Leistung erhöht. Insgesamt stehen 87 Millionen Euro zur Verfügung, um Investitionen in die Wasserstoffwirtschaft des Mitteldeutschen Reviers anzukurbeln.

Die Europäische Wasserstoffbank hat einen Wasserstoffmechanismus entwickelt, um europäische Abnehmer mit globalen Produzenten zu vernetzen. Die erste "Matching-Runde" ist für September 2025 geplant. Es gab bereits eine erfolgreiche Ausschreibungsrunde mit über 61 Geboten.

H2Global ist ein zentrales deutsches Förderinstrument, das als Doppelauktionsmodell konzipiert ist, um die Preisdifferenz zwischen Anbietern und Abnehmern von grünem Wasserstoff durch den Einsatz von Steuergeldern zu überbrücken und so den Markthochlauf zu ermöglichen.

Der Europäische Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) und das Land Bremen förderten das Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB) des Fraunhofer IWES mit insgesamt 16 Millionen Euro. Das HLB soll ein Elektrolyseur-Testfeld mit anfänglich 2 MW und perspektivisch 10 MW Elektrolysekapazität aufbauen, um die Wasserstoffwirtschaft in Bremerhaven zu unterstützen. Im Rahmen des Projekts "Wasserstoff – grünes Gas für Bremerhaven" erhielt es zusätzlich rund 20 Millionen Euro.

Forschungsinstitute und Infrastrukturprojekte:

Das Fraunhofer IWES hat in Bremerhaven ein grosses Elektrolyseur-Testfeld errichtet. Es betreibt technologieoffene Testplattformen (Hydrogen Labs) zur Qualifizierung und Optimierung von Elektrolyseuren in Bremerhaven, Leuna und Görlitz mit einer Gesamtanschlussleistung von über 25 MW. Dies ist eine Investition in die Forschungsinfrastruktur, die den Hochlauf der Wasserstoffproduktion unterstützt.

Das geplante Wasserstoff-Kernnetz in Deutschland stellt eine Investition von rund 20 Milliarden Euro dar und ist beschlossen und im Bau. Dieses Netz dient dem Transport des Wasserstoffs zu den Abnehmern.

Transnet Baden-Württemberg, ein Netzbetreiber, ist an einem Forschungsprojekt ("Boosterkonzept") beteiligt, das die Nutzung von Wasserstoff zur Stabilisierung des Übertragungsnetzes an Umspannwerken untersucht. Dies deutet auf potenzielle Investitionen der Netzbetreiber in wasserstoffbasierte Lösungen zur Netzstabilisierung hin.

Welches sind die sinnvollen Anwendungen mit Wasserstoff?

Die wichtigsten sinnvollen Anwendungen von Wasserstoff sind:

Industrie und Chemie:

Rohstoffersatz: Grüner Wasserstoff wird eingesetzt, um bisherigen, erdgasbasierten Wasserstoff sukzessive zu ersetzen und CO2-Emissionen zu senken. Unternehmen wie BASF nutzen ihn beispielsweise für die Herstellung von Ammoniak, Methanol und Vitaminen.

Stahl- und Raffinerieindustrie: Auch die Stahlindustrie und Raffinerien haben einen erheblichen Wasserstoffbedarf, der durch grünen Wasserstoff gedeckt werden kann. Benzin und Diesel werden beispielsweise durch Wasserstoffveredelung von Rohöl hergestellt. 

Hochtemperaturprozesse: Bestimmte Härtungsprozesse und auch die Zementindustrie könnten zukünftig Wasserstoff einsetzen, um Erdgas zu substituieren.

Prozesswärme: Wasserstoff kann auch für energieintensive Erhitzungs- oder Kühlprozesse in der Lebensmittelindustrie eingesetzt werden.

Mobilität und Transport:

Fahrzeuge: Grüner Wasserstoff kann für Bahn, LKW- und Busflotten im öffentlichen Nahverkehr genutzt werden. Eine 1-MW-Elektrolyseanlage reicht aus, um eine LKW-Flotte von 12 LKW oder eine Busflotte von 20 Bussen zu betreiben.

Regionale Wasserstoffwirtschaft: In Metropolregionen wie Rhein-Neckar plant BASF, Wasserstoff für Mobilitätsanwendungen zur Verfügung zu stellen, um die Entwicklung einer regionalen Wasserstoffwirtschaft zu unterstützen.

Alternative Kraftstoffe: Forschungsprojekte untersuchen die Nutzung von Wasserstoff als alternativen Kraftstoff für die maritime Wirtschaft und Schifffahrt, zum Beispiel zur Herstellung von synthetischem Erdgas oder nachhaltigem Flugkraftstoff (SAF).

Energiesystem und Netzstabilisierung:

Überschussstromnutzung: Elektrolyseure können als Grossverbraucher von Strom dienen und überschüssigen erneuerbaren Strom (z.B. aus Windenergie oder Photovoltaik), der sonst abgeregelt oder unter Preis ins Ausland verkauft würde, in Wasserstoff umwandeln und speichern.

Systemdienstleistungen: Elektrolyseure können netzstabilisierende Eigenschaften aufweisen und zur Versorgungssicherheit beitragen, insbesondere bei einem hohen Anteil erneuerbarer Energien im Netz. Dies wird beispielsweise an Umspannwerken untersucht, wo der Elektrolyseur Strom abnehmen kann, der sonst abgeregelt werden müsste.

Wasserstoffspeicherung: Wasserstoff kann als molekularer Energiespeicher dienen und durch Rückverstromung (z.B. in Brennstoffzellen oder Wasserstoffblockheizwerken) bei Bedarf wieder in Strom umgewandelt werden. Es gibt auch Projekte zur Nutzung von Wasserstoff in Unterwasser-Metallhydrid-Speichern für autonome Messstationen.

Wärmeversorgung:

Abwärmenutzung: Elektrolyseure produzieren Abwärme (bis zu 30% der eingesetzten Energie), die für Wärmenetze vor Ort genutzt werden kann, beispielsweise zur Versorgung von Gebäudestrukturen oder Fernwärmenetzen.

Sauerstoffnutzung:

Nebenprodukt: Bei der Elektrolyse entsteht Sauerstoff als Nebenprodukt. Dieser kann ebenfalls vor Ort genutzt werden, zum Beispiel in Kläranlagen oder anderen Unternehmen, die Sauerstoff benötigen. Die breite Anwendbarkeit von Wasserstoff in diesen Sektoren unterstreicht seine Rolle als Schlüsselelement für die Transformation und Defossilisierung des Energiesystems. Obwohl die Technologie, insbesondere die Elektrolyseure, noch in einer Hochlaufphase ist und weiter optimiert werden muss, sind die Potenziale zur Kostensenkung und Effizienzsteigerung erheblich. Deutschland ist hierbei führend in der Entwicklung von Wasserstofftechnologien, insbesondere bei PEM-Elektrolyseuren, und positioniert sich als wichtiger Akteur auf dem globalen Markt.

Welches sind die künftigen Märkte von deutschem Wasserstoff?

Die künftigen Märkte für in Deutschland produzierten Wasserstoff konzentrieren sich massgeblich auf die Dekarbonisierung von Sektoren, die schwer direkt zu elektrifizieren sind. Grüner Wasserstoff wird als klimafreundlicher Energieträger gesehen, der die Transformation zu einem CO2-neutralen Energiesystem unterstützt. Die wesentlichen Anwendungsbereiche und Märkte für deutschen Wasserstoff sind:

Industrie und Chemie:

Rohstoffersatz: Grüner Wasserstoff wird in der chemischen Industrie eingesetzt, um den bisherigen, erdgasbasierten Wasserstoff sukzessive zu ersetzen und CO2-Emissionen zu senken. Unternehmen wie BASF nutzen ihn beispielsweise für die Herstellung von Ammoniak, Methanol und Vitaminen.

Stahl- und Raffinerieindustrie: Diese Sektoren haben einen erheblichen Wasserstoffbedarf, der durch grünen Wasserstoff gedeckt werden kann. Beispielsweise wird in Raffinerien Benzin und Diesel durch Wasserstoffveredelung von Rohöl hergestellt.

Hochtemperaturprozesse: Bestimmte Härtungsprozesse und die Zementindustrie könnten zukünftig Wasserstoff einsetzen, um Erdgas zu substituieren.

Prozesswärme: Auch für energieintensive Erhitzungs- oder Kühlprozesse, zum Beispiel in der Lebensmittelindustrie, kann Wasserstoff eingesetzt werden.

Regionale industrielle Bedarfe:

Kleinere dezentrale Anlagen können Industriekunden mit geringerem Bedarf versorgen.

Mobilität und Transport:

Nutzfahrzeuge: Grüner Wasserstoff kann für den Betrieb von LKW- und Busflotten im öffentlichen Nahverkehr genutzt werden. Eine 1-MW-Elektrolyseanlage kann beispielsweise eine LKW-Flotte von 12 LKW oder eine Busflotte von 20 Bussen betreiben.

Alternative Kraftstoffe: Forschungsprojekte untersuchen die Nutzung von Wasserstoff als alternativen Kraftstoff für die maritime Wirtschaft und Schifffahrt (z.B. zur Herstellung von synthetischem Erdgas) und als nachhaltigen Flugkraftstoff (SAF).

Energiesystem und Netzstabilisierung:

Nutzung von Überschussstrom: Elektrolyseure können als Grossverbraucher von Strom dienen und überschüssigen erneuerbaren Strom (z.B. aus Windenergie oder Photovoltaik), der sonst abgeregelt oder unter Preis ins Ausland verkauft würde, in Wasserstoff umwandeln und speichern.

Systemdienstleistungen: Elektrolyseure können netzstabilisierende Eigenschaften aufweisen und zur Versorgungssicherheit beitragen, insbesondere bei einem hohen Anteil erneuerbarer Energien im Netz. Dies wird auch an Umspannwerken untersucht, wo Elektrolyseure Strom abnehmen können, der sonst abgeregelt werden müsste.

Wasserstoffspeicherung: Wasserstoff kann als molekularer Energiespeicher dienen und bei Bedarf wieder in Strom umgewandelt oder direkt in das Gasnetz eingespeist werden.

Wärmeversorgung: Elektrolyseure produzieren Abwärme (bis zu 30% der eingesetzten Energie), die für Wärmenetze vor Ort genutzt werden kann, beispielsweise zur Versorgung von Gebäudestrukturen oder Fernwärmenetzen.

Sauerstoffnutzung: Bei der Elektrolyse entsteht Sauerstoff als Nebenprodukt. Dieser kann ebenfalls vor Ort genutzt werden, zum Beispiel in Kläranlagen oder anderen Unternehmen, die Sauerstoff benötigen.

Die Entwicklung einer nationalen Wasserstoffinfrastruktur, insbesondere des Wasserstoff-Kernnetzes (geplante Investition von rund 20 Milliarden Euro), ist entscheidend, um den produzierten Wasserstoff effizient zu den Abnehmern zu transportieren. Dieses Netz soll primär Industriezentren wie das Ruhrgebiet, wo bereits ein 120 km langes Wasserstoff-Pipelinenetz existiert, und Raffinerien anbinden. Beispiele für regionale Hubs, die den Wasserstoffbedarf decken sollen, sind die Metropolregion Rhein-Neckar, Ingolstadt mit seiner Industrie und dem Fernwärmenetz, und der Raum Bremerhaven mit dem Fokus auf Windenergiekopplung und Logistik.

Obwohl Deutschland einen Teil seines künftigen Wasserstoffbedarfs importieren muss, ist ein grosser Teil der Produktion im Inland sinnvoll. Gleichzeitig positioniert sich Deutschland als führender Akteur in der Entwicklung und dem Export von Wasserstofftechnologien ("Technologie Made in Germany") wie Elektrolyseuren, was einen weiteren wichtigen globalen Markt darstellt.

Welches sind die Käufer von deutschem Wasserstoff?

Deutschland zielt darauf ab, einen grossen Teil seines Wasserstoffbedarfs im Inland zu decken, obwohl auch Importe eine Rolle spielen werden. Die wesentlichen Käufer und Märkte für deutschen Wasserstoff sind:

Industrieunternehmen, insbesondere aus der chemischen Industrie, Raffinerien und Stahlindustrie.

Die chemische Industrie ist ein Hauptabnehmer, um ihren bisherigen, erdgasbasierten Wasserstoff sukzessive zu ersetzen und CO2-Emissionen zu senken. Beispiele sind die Herstellung von Ammoniak, Methanol und Vitaminen bei Unternehmen wie BASF, die mit dem grössten PEM-Elektrolyseur Deutschlands in Ludwigshafen bereits 8.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr für ihr Produktionsnetzwerk produzieren.

Raffinerien haben ebenfalls einen erheblichen Wasserstoffbedarf, beispielsweise zur Veredelung von Rohöl für die Benzin- und Dieselproduktion.

Die Stahlindustrie benötigt Wasserstoff für die Dekarbonisierung ihrer Prozesse.

Auch die Zementindustrie könnte Wasserstoff zur Substitution von Erdgas einsetzen, und die Pharmaindustrie ist ein weiterer Bedarfsträger.

Kleinere dezentrale Elektrolyseanlagen können zudem Industriekunden mit geringerem Bedarf versorgen, wie zum Beispiel die Kosmetikindustrie zur Hydrierung von Fetten.

Transport- und Logistikunternehmen im Mobilitätssektor.

Insbesondere LKW- und Busflotten im öffentlichen Nahverkehr können mit grünem Wasserstoff betrieben werden. Projekte wie in der Metropolregion Rhein-Neckar zielen darauf ab, Wasserstoff für solche Anwendungen bereitzustellen und die Entwicklung einer regionalen Wasserstoffwirtschaft zu unterstützen.

Die Forschung untersucht auch die Nutzung von Wasserstoff als alternativen Kraftstoff für die maritime Wirtschaft und Schifffahrt (z.B. zur Herstellung von synthetischem Erdgas) sowie als nachhaltigen Flugkraftstoff (SAF).

Netzbetreiber und Energieversorger.

Sie nutzen Elektrolyseure als Grossverbraucher von Strom, um überschüssigen erneuerbaren Strom (z.B. aus Wind- und Photovoltaikenergie), der sonst abgeregelt oder unter Preis ins Ausland verkauft würde, in Wasserstoff umzuwandeln und zu speichern.

Der Wasserstoff kann dabei netzstabilisierende Funktionen erfüllen und zur Versorgungssicherheit beitragen, insbesondere bei einem hohen Anteil erneuerbarer Energien im Netz. In diesem Kontext agieren sie als Käufer des Wasserstoffs für die Umwandlung zurück in Strom (z.B. in Brennstoffzellen oder Wasserstoffturbinen) oder für die direkte Einspeisung in das Gasnetz (bis zu 10% Wasserstoffbeimischung).

Lokale Wärmenetze und Gebäudestrukturen.

Die bei der Elektrolyse entstehende Abwärme (bis zu 30% der eingesetzten Energie) kann genutzt werden, beispielsweise zur Versorgung von Gebäuden oder Fernwärmenetzen vor Ort, wie es in Ingolstadt geplant ist.

Kommunale und industrielle Anlagen, die Sauerstoff benötigen.

Sauerstoff, der als Nebenprodukt der Elektrolyse anfällt, kann ebenfalls vor Ort genutzt werden, beispielsweise in Kläranlagen oder anderen Betrieben, die Sauerstoff in ihren Prozessen benötigen.

Die Entwicklung einer nationalen Wasserstoffinfrastruktur, insbesondere des Wasserstoff-Kernnetzes (mit einer geplanten Investition von rund 20 Milliarden Euro), ist entscheidend, um den produzierten Wasserstoff effizient zu diesen Abnehmern zu transportieren. Dieses Netz soll primär Industriezentren wie das Ruhrgebiet, Raffinerien und weitere Grossverbraucher anbinden.

Disclaimer / Abgrenzung

Stromzeit.ch übernimmt keine Garantie und Haftung für die Richtigkeit und Vollständigkeit der in diesem Bericht enthaltenen Texte, Massangaben und Aussagen.

8.7.2025

Herzlichen Dank an "Geladen Batteriepodcast" für die tollen Videos und Fachgespräche:

"Geladen Batteriepodcast".