Grüner Wasserstoff: Studie rechnet mit europäischer Eigenversorgung ab 2040
Brüssel (energate) – Die 23 europäischen Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) haben neue Berechnungen für ihr gemeinsam geplantes Wasserstoffnetz namens “European Hydrogen Backbone” vorgelegt. Demnach wird die Wasserstoffnachfrage bis 2050 in der EU (2.000 TWh) und Großbritannien (300 TWh) stark ansteigen. Sie lässt sich aber bereits ab 2040 durch eine heimische grüne Wasserstoffproduktion decken. Zur Einordnung: Das Volumen von 2.300 TWh macht etwa 45 Prozent des aktuellen Erdgasverbrauchs aus (Basisjahr: 2019).
Die Netzbetreiber, darunter die deutschen Unternehmen Open Grid Europe und Ontras, identifizieren die Industrie als größten Nachfrager (1.200 TWh). Auf dem letzten Platz liegt die Wärmeversorgung mit nur 150 TWh, da Wasserstoff dort in vielen europäischen Ländern kaum eine Rolle spielen soll. Die flexible Stromversorgung (650 TWh) – also der Wasserstoffeinsatz in Kraftwerken, wenn die Erneuerbaren nicht verfügbar sind – und der Verkehr (300 TWh) befinden sich im Mittelfeld.
Europäische Produktion: 4.000 TWh bis 2050
Die Wasserstoffnachfrage lässt sich in dem Szenario ab 2040 vollständig mit einer Produktion innerhalb Europas Grenzen auf Basis von Ökostrom decken. Die Studie nennt 450 TWh grünen Wasserstoff im Jahr 2030, 2.100 TWh im Jahr 2040 und sogar 4.000 TWh im Jahr 2050. Voraussetzung ist, die Bevölkerung trägt einen starken Zubau von Wind- und Solaranlagen mit und die Flächen sind unter Umweltschutzaspekten tatsächlich bebaubar, schränkt die Studie ein. Sogar für das dicht besiedelte Deutschland wird im Jahr 2050 ein Überschuss von 65 TWh grüner Wasserstoff unterstellt. Ein Blick in den Anhang macht deutlich, dass sich der Optimismus aus einem rasanten Zubau an Solaranlagen auf deutschen Dächern (191.000 MW) speist.
Mit den größten Produktionsüberschüssen innerhalb Europas rechnen die Studienautoren in der Region Spanien/Frankreich/Portugal (insgesamt 895 TWh). In der Übergangszeit bis 2030 beziehungsweise 2035 seien blauer Wasserstoff (234 TWh beziehungsweise 378 TWh) sowie grüne und blaue Wasserstoffimporte aus Regionen wie Südafrika und der Ukraine noch wichtig für die Versorgung. Später stellen die Wasserstoffimporte per Pipeline “eine attraktive Ergänzung” zur heimischen Versorgung dar.
Transport über Gaspipelines im Vergleich
Die 23 Gasnetzbetreiber argumentieren, dass der Transport über ihre Pipelines bei weiten Strecken im Durchschnitt (0,11 bis 0,21 Euro/kg/1.000 km) kostengünstiger sei als per Schiff (0,78 bis 1,31 Euro/kg/10.000 km). Bei Beispielrouten aus Nordafrika (Marrakesch – Köln) und Saudi-Arabien (Neom – Mailand) wird der Faktor drei bis fünf genannt. Dies schließt Kostendegressionen bei den Speichermedien LOHC und Ammoniak ein. Die Studie ermittelt auch die Kosten der Alternative, zuerst Stromtransport über alte und neue Trassen und erst vor Ort Elektrolyse. Hier schneiden bei langen Strecken die neu gebauten oder umgewidmeten Wasserstoffleitungen zwei bis viermal besser ab. Speicherkosten für Strom und Wasserstoff wurden allerdings nicht berücksichtigt. Die Pläne für ein “European Hydrogen Backbone”, die die inzwischen 23 Netzbetreiber erstmals im April präsentierten (energate berichtete), umfassen im Endausbau 2040 fast 40.000 Kilometer.
Bildquelle: OGE
