Kap.2 Hochlauf Grüner Wasserstoff – Die Szenarien

ÜBERBLICK

Wie wird der Hochlauf der Grünen Wasserstoffwirtschaft ablaufen? Mit welchen Konsequenzen für Umwelt und Kosten sind die möglichen Pfade verbunden?

Diese Aspekte wird auf den folgenden Seiten anhand verschiedener Szenarien untersucht. Die detaillierte Beschreibung erfolgt in Kapitel 2.1. Hier zunächst ein knapper Überblick:

  1. Referenzszenario Stated Policies
    Der Markthochlauf folgt den bisher veröffentlichten staatlichen Zielen im Bereich Grüner Wasserstoff und Energiewende im Strommarkt.
     
  2. Szenario Failed Policies
    Im Unterschied zum Referenzszenario verläuft der Ausbau der Solar- und Windstromanlagen nur schleppend. Insofern spiegelt er die aktuelle Lage wider. Der Hochlauf beim Grünen Wasserstoff erfolgt mit derselben Geschwindigkeit wie im Referenzszenario.
  3. Szenario Beschleunigungkostenoptimiert
    Hier gelingt es, das Solar- und Windstromangebot sehr rasch auszubauen. Entsprechend schnell kann der Hochlauf des Grünen Wasserstoffs erfolgen. Die Elektrolyseure orientieren ihre Fahrweise am (reichlichen) Angebot an günstigem Solar- und Windstrom.
  4. Variante Beschleunigungbedarfsorientierte Fahrweise
    In einer Variante zum dritten Szenario wird hier angenommen, dass ein kleiner Teil der Elektrolyseure direkt große Verbraucher versorgt, etwa in der Chemie- oder Stahlbranche. Das erfordert eine bedarfsorientierte Fahrweise mit hohen Volllaststunden.
  5. Szenario Beschleunigung – Mix
    In diesem Mischszenario werden die Annahmen aus Punkt 3 und Punkt 4 kombiniert. Der Hochlauf der deutschen Wasserstoffwirtschaft erfolgt hier zum größeren Teil durch Elektrolyseure mit kostenoptimierter Fahrweise und zum kleineren Teil durch Elektrolyseure, die bedarfsorientiert produzieren.

Auf den folgenden Seiten werden die Ergebnisse für die Szenarien verglichen. Das geschieht zunächst für den Strommarkt (Kap.2.1, S.31), dann für die Kosten und Mengen der Wasserstoffproduktion (Kap.2.2, S.37) und schließlich für die CO2-Emissionen (Kap.2.3, S.45).

Parameter und Annahmen

Die Szenarien enthalten eine Reihe von Annahmen und Parameterwerten. Spezielle Parameter zum Strommarktmodell finden Sie im Anhang dieser Studie.

1. Klimapolitik:

Klimaschutz bleibt auf der Agenda. Für diese Studien sind nur Szenarien relevant, die bis 2040 oder bis 2050 in Deutschland eine Emissionsreduzierung von über 95% gegenüber 1990 anstreben. „Klimaschutz light“ wird hier nicht weiter betrachtet.

2. CO2-Preise / Carbon Border Mechanism

Die CO2-Abgaben steigen von 55 €/t im Jahr 2025 auf 100 €/t (2030) und bleiben ab 2040 bei 150 €/t. Die von der EU geplanten CO2-Importabgabe (Carbon Border Mechanism) sind auf demselben Niveau wie die CO2-Preise. Das betrifft beim Thema Wasserstoff v.a. Erdgasimporte und graue Importe von Wasserstoff oder oder PtX-Projekten (Powerfuels etc.).

3. Liefersituation 

Wir gehen davon aus, dass es beim Aufbau einer nationalen Wasserstoffwirtschaft zu keinen Lieferengpässen im Anlagen- und Modulangebot kommt. Das gilt für Elektrolyseure, CCS-Abscheidungstechnik, Solarmodule und Windturbinen (Smolinka/Wiebe 2018).

4. Erdgaspreise

Wir gehen von einem sehr geringen Anstieg der Gaspreise aus, der die gute Versorgungslage auf dem Weltmarkt, die Deckelung der Preise durch amerikanische LNG-Exporte und die fallende Attraktivität von Erdgas in einem Dekarbonisierungspfad widerspiegelt. Er verdoppelt sich ausgehend vom Mehrjahrestief im Frühjahr 2020 bis 2050 von 2 $/mmBtu auf 4 $/mmBtu (jeweils ohne Carbon Border Taxes).

5. Wechselkurse

Wir nehmen einen konstanten Wechselkurs von 1,15 $/€ an.

2.1  STROMMARKT:  Die Szenarien

2.1.1 ReferenzSzenario Stated Policies

Die Entwicklung der Stromnachfrage sowie des deutschen Kraftwerksparks bis 2040 beruht auf den Annahmen des Netzentwicklungsplans 2035 (Szenario B 2040) bzw. des Nationalen Energie- und Klimaschutzplans (NECP 2030) der Bundesregierung.

Kerninhalte dieser Pläne sind der Kohleausstieg bis zum Jahr 2038, ein Zubaupfad für erneuerbare Energien auf 65 % am Bruttostromverbrauch im Jahr 2030 bei einer Elektrolyseurleistung von 5 GW, und weiteren 5 GW bis 2040. 

Die installierte Leistung der Windkraftanlagen beträgt im Jahr 2040 insgesamt 89 GW für Wind Onshore bzw. 40 GW für Wind Offshore. Die installierte PV-Leistung steigt im selben Zeitraum auf 126 GW. 

2.1.2 Szenario FAILED Policies

Im Vergleich zum Szenario „Stated Policies“ wird im Falle von „Failed Policies“ davon ausgegangen, dass der Ausbau erneuerbarer Energien wesentlich langsamer verläuft. Die Entwicklung des restlichen Kraftwerkparks bleibt unverändert. 

So bleibt bei der Offshore-Windenergie eine rechtzeitig Umstellung der Planungen auf den neuen Zielwert des Klimaschutzpakets von 20 GW in 2030 aus. Stattdessen werden lediglich die ursprünglich vorhergesehenen 15 GW erreicht. Die daraus resultierende Zubaurate wird bis 2040 beibehalten. 

Eine verfehlte Flächen- und Akzeptanzpolitik bremst auch den Ausbau der Onshore-Windanlagen. Die geplanten Ausschreibungen von 4 GW/a bleiben in demselben Maße unterzeichnet wie in den Jahren 2018-2020 (durchschnittlich 58%). Zusätzlich werden zwei Drittel der Altanlagen nach 25 Jahren Lebensdauer zurückgebaut. Für sie ist kein Repowering möglich. 

Bei der Solarenergie setzt sich der Bruttozubau aus 2019 bis 2040 fort. Die Ausschöpfung eines höheren Zubaupotenzials wird weder für Groß- noch für Kleinanlagen ausreichend politisch flankiert. Auch dem Ersatz der Altanlagen fehlt es an politischer Unterstützung. Diese Anlagen werden nach durchschnittlich 30-jähriger Laufzeit rückgebaut. Hier gelingt es lediglich, einen PV-Nettorückbau zu vermeiden. 

2.1.3 Szenario BESCHLEUNIGUNG – kostenoptimiert

Im Vergleich zum Szenario „Stated Policies“ wird im Szenario „Beschleunigung“ ein beschleunigter Markthochlauf von grünem Elektrolysewasserstoff skizziert. Er setzt auf einen ambitionierten Ausbau erneuerbarer Energien.

Der Zubau von Onshore-Wind- und Solaranlagen orientiert sich bis 2030 am Zielsystem der Studie des BUND „Konzept für eine zukunftsfähige Energieversorgung“ aus dem Jahr 2017. Im anschließenden Zeitraum bis 2040 werden beide Technologien noch rascher bis an ihre Ausbaugrenzen von 179 GW (On-shore) bzw. 263 GW (Solar) ausgebaut. 

Der Kohleausstieg erfolgt bis 2035, also drei Jahre früher als im Szenario „Stated Policies“. Ab 2031 steigt der Anteil der fossilen Gaskraftwerke, die grünes Elektrolysegas zur Rückverstromung nutzen. Bis 2035 erreicht er 100%. Damit ist der deutsche Stromsektor im Jahre 2035 zu 100% dekarbonisiert. Lediglich Restemissionen aus der Müllverbrennung und sonstigen Feuerungsanlagen treten auf. 

Die Offshore-Windkraft wird dabei wie im Szenario „Stated Policies“ bis 2030 auf 20 GW und bis 2040 auf 40 GW ausgebaut. 

Der Markthochlauf der Elektrolyseure folgt dem Zubau erneuerbarer Energien. Er ermöglicht es im Jahr 2030, dass Elektroyseure mit einer Leistung von 35 GW bilanziell 100% Grünstrom beziehen, während der restliche Stromnachfragemix den anvisierten EE-Anteil von 65% erreicht. Der weitere Zubau erneuerbarer Energien bis zum Jahr 2040 führt zunehmend zu einem Stromüberschuss im deutschen Netz, der durch Elektrolyseure mit einer installierten Gesamtleistung von 107 GW zur Produktion von 100% grünem Wasserstoff genutzt wird. 

2.1.4 szenario Beschleunigung MIX

Die Rahmenbedingungen folgen den Vorgaben im Kapitel 2.1.3, aber ein kleiner Teil der Elektrolyseure arbeitet nun nicht mehr angebotsorientiert je nach Strompreis, sondern bedarfsorientiert im Dauerbetrieb für große Verbraucher, z.B. chemische Anlagen oder Stahlwerke.

Eine getrennte Modellierung des Strommarktes ist hier nicht notwendig, da der Anteil dieser Elektrolyseure gering bleibt. Die Werte ähneln daher den Resultaten für das Szenario “Beschleunigung”.

* * *

Die nachfolgenden Schaubilder zeigen, wie sich der deutsche Strommarkt in den einzelnen Szenarien von 2020 bis 2040 entwickeln würde.

2.2 Grüner Wasserstoff: Mengen und Kosten

2.2.1 Kapazität der Elektrolyseure 

In diesem Kapitel werden die Ergebnisse der Strommarktmodellierung im Kapitel 2.1 mit Daten der Wasserstoffproduktion kombiniert. 

Das Schaubild zeigt im ersten Schritt die geplante Kapazität der Elektrolyseure je nach Szenario für die Stichjahre 2025, 2030, 2035 und 2040.

1. Im Referenzszenario (“Stated Policies”) folgt der Ausbau den Zielen der deutschen Nationalen Wasserstoffstrategie und der Nationalen Entwicklungspläne.

Die Kapazität der Elektrolyseure steigt demzufolge bis 2030 auf 5 GW und 2040 auf 10,5 GW (10 GW Power-to-H2-Elektrolyseure plus 0,5 GW Power-to-Methan-Elektrolyseure). Es wird angenommen, dass der Ausbau der Grünstrom-Anlagen mit dem Hochlauf der Wasserstoff-Elektrolyseure Schritt hält.

2. Im zweiten Szenario “Failed Policies” wird das Grünstromangebot nicht schnell genug ausgebaut. Das ändert jedoch nichts am Ausbau der Elektrolyseure. 

3. Im Szenario “Beschleunigung kostenoptimiert”) steigt das Solar- und Windstromangebot steil an. Entsprechend rasch kann auch die Flotte von Elektrolyseuren ausgebaut werden. Ihre Kapazität (Strom) liegt 2040 bei 107 GW.

4. Im Szenario “Beschleunigung Mix” ist der Ausbau genauso schnell, aber ein Teil der Elektrolyseure arbeitet nun bedarfsorientiert, also bei hohen Vollaststunden, z.B. direkt für einen Kunden der Großchemie (in der Abb. unten ganz rechts). Die übrigen Elektrolyseure arbeiten wie in Szenario 3 angebotsorientiert, also nur wenn günstiger Grünstrom angeboten wird.

2.2.2 Strombedarf und Volllaststunden der Elektrolyseure 

a) Volllaststunden

Die Zahl der Volllaststunden ergibt sich aus der Fahrweise der Elektrolyseure und dem Angebot an günstigem Grünstrom. Die Ergebnisse können aus dem Strommarktmodell (vgl. Kap.2.1 und Anhang) abgeleitet werden.

Im ersten und zweiten Szenario sind es zunächst 3000 Volllaststunden (VLS) pro Jahr, ab 2035 dann 3500 VLS. Im dritten Szenario geht die Zahl der VLS aufgrund des stärkeren Wettbewerbs der Elektrolyseure um „günstige“ Strompreise langsam zurück. Im vierten Fall arbeitet ein Teil der Elektrolyseure bedarfsorientiert, also unabhängig von den Preisimpulsen des Strommarktes. Hier nehmen wir durchschnittlich 7000 VLS an. In der chemischen Industrie werden auch höhere Werte erreicht, aber z.B. Stahlwerke sind im Normalfall schlechter ausgelastet.

b) Strombedarf der Elektrolyseure 

Die benötigten Strommengen der Elektrolyseure können aus den Kapazitäten und den Volllaststunden abgeleitet werden.

Die Abbildung unten zeigt, dass der Strombedarf in den ersten beiden Szenarien von zunächst 6,6 TWh im Jahr 2025 bis auf 36,8 TWh im Jahr 2040 klettert.

Im Beschleunigungsszenario werden schon 2025 46,5 TWh Strom benötigt, also knapp 8 Prozent der heutigen Bruttostromerzeugung. Im Jahr 2040 sind es 271,3 TWh, was fast der Hälfte der heutigen Bruttostromerzeugung entspricht.

Im Mischszenario treibt der Anteil bedarfsorientierter Großelektrolyseure mit hoher Auslastung den Strombedarf sogar bis auf 360,5 TWh.

2.2.3 Stromkosten der Elektrolyseure 

Strom ist mit Abstand der größte Kostenblock für Elektrolyseure. Mit fallenden Baukosten gewinnen sie sogar noch an Bedeutung.

Aus der Strommarktmodellierung der Szenarien sowie den Kapazitäten und der Fahrweise der Elektrolyseure lassen sich die Stromkosten ableiten. 

Bei einer angebotsorientierten Fahrweise nutzen die Elektrolyseure die Stunden, in denen die Strompreise niedrig sind. Die Wahrscheinlichkeit dafür steigt in dem Maße, in dem der Ausbau von Wind- und Solarstrom beschleunigt wird.

Daher sind die Stromkosten in Szenario 2 (“Failed Policies”) am höchsten, da hier im Strommarktmodell nur ein langsamer Ausbau angenommen wird. 

Umgekehrt fallen sie im dritten Szenario Ende dieses Jahrzehnts schlagartig dank des schnelleren Ausbaus von Solar- und Windstrom und des rascheren Kohleausstiegs. Nun drängt immer wieder ein überreiches Grünstromangebot auf den Markt, das von den Elektrolyseuren absorbiert wird. Die Stromkosten fallen auf 1 bis 2 ct/kWh.

Wenn die VLS jedoch bei bedarfsorientierter Fahrweise (z.B. für Chemie, Stahl) hoch sind  liegen die Stromkosten vergleichsweise hoch, da auch zu kommerziell ungünstigen Zeiten produziert werden muss.

Das Referenzszenario (“Stated Policies”) liegt dazwischen: Die Stromkosten steigen schrittweise, da die Grünstrommengen nicht schnell genug wachsen. Das gilt insbesondere für die Zeit nach 2035.

2.2.4 Die spezifischen Produktionskosten für Grünen Wasserstoff

a) Spezifische Stromkosten

Wie erwähnt stellen die Stromkosten den größten Kostenblock bei der Produktion von Grünem Wasserstoff dar.

Wir nehmen für die Stichjahre 2025 und 2030 eine Effizienz der Elektrolyse-Anlagen von 70% an. Für die Jahre 2035 und 2040 unterstellen wir einen leichten Anstieg auf 75%.

Daraus ergeben sich die spezifischen Stromkosten für eine 1 MWh Wasserstoff, wie sie in der folgenden Abbildung dargestellt sind. Hier fließen die Ergebnisse der Modellierung aus Kap. 2.2.3 ein.

Ähnlich wie dort gelingt es nur im Szenario “Beschleunigung – kostenoptimiert”, die Kosten nach 2030 stark zu senken, während im Szenario “Failed Policies” im Jahr 2040 allein schon für die Stromkosten 88,5 €/MWh fällig werden.

b) Spezifische Investitionskosten

Die Investitionskosten für den Elektrolyseur stellen den zweiten großen Kostenblock der Wasserstoffproduktion dar.

Hier haben sich die Prognosen in den letzten 12 Monaten stark nach unten bewegt. Den Anfang machten Zahlen von Bloomberg/BNEF (Mathis/Thornhill 2019). Sie trafen zunächst auch auf skeptische Reaktionen, aber mittlerweile mehren sich die Hinweise darauf, dass die Kosten für Elektrolyseure stark fallen, auch wenn das die Anbieter aus naheliegenden Gründen nicht völlig transparent machen. 

Für einen Preissturz lässt sich eine ganze Reihe von Argumenten anführen:

  • Der Übergang von Einzelanlagen oder Kleinserien zur Massenproduktion von Elektrolyseuren.
  • Der Bau größerer Anlagen mit bis zu 100 MW Kapazität anstelle kleiner Anlagen mit 0,5-1 MW Kapazität.
  • Die Verlagerung einzelner Produktionsschritte in Billiglohnländer.
  • Der Übergang von einem oligopolartigen Markt mit einer Handvoll Hersteller zu einem globalen Markt mit zahlreichen Anbietern und besseren Finanzierungsbedingungen durch Venture Capital und andere Arten von Equity-Investoren.
  • Hinzu kommt die Unterstützung durch staatliche Policies, die fast überall den Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft fördern, sei es bei der Forschung und Entwicklung neuer Elektrolyse-Techniken oder bei der Finanzierung von Projekten mit zinsgünstigen Krediten bzw. Zuschüssen.

Blickt man auf ähnliche Branchen, könnte man als weiteres Argument auch die vermutlich hohen Margen von Zulieferern anführen, die derzeit noch eine marktbeherrschende Stellung in einem relativ kleinen Markt haben. Sobald der Wettbewerbsdruck steigt, sind schon aus diesem Grund Kostensenkungen möglich (vgl. hierzu auch Deutsch/Graf 2019).

Bloomberg (BNEF) berichtet über chinesische Hersteller, die in einem stark umkämpften Markt bereits jetzt AEL-Elektrolyseure  für 200 $/kW Kapazität anbieten können. Bis 2030 könnten diese Preise auf nur noch 115 $/kW fallen. Europäische Hersteller werden mit ein paar Jahren Verzögerung zu diesem Preisniveau aufschließen, so die Erwartung.

Die Verfahrenstechnik der Elektrolyse ist in ihren Grundzügen seit über 100 Jahren bekannt. Aber die technische Reife einer Technologie ist nicht unbedingt eine Bremse für Kostensenkungen. Auch bei der Produktion von Lithium-Ionen-Akkus bzw. ganzen Battery Packs für Elektroautos waren binnen weniger Jahr enorme Kostensenkungen möglich, obwohl die Technologie seit Jahrzehnten im Markt eingeführt ist.

So gelang es auch der Ölbranche nach der Ölpreiskrise 2014 in kürzester Zeit, die Projektkosten um durchschnittlich 40% zu senken. Druck auf die Zulieferer sowie die Standardisierung von Komponenten und Projektabläufen waren dabei entscheidend.

Das oft angeführte Beispiel der Solarzellen ist in diesem Zusammenhang nur zum Teil passend, da hier wie in der Halbleitertechnik generell Verfahren der Massenproduktion möglich sind, die sich nicht auf den Anlagenbau übertragen lassen.

Die zusätzliche Nachfrage nach Elektrolyseuren kann durch relativ geringe Investitionen in den Ausbau der Produktionskapazitäten gedeckt werden. Zudem haben sich viele Zulieferer bereits auf den Hochlauf der Branche eingestellt. Auch deshalb ist mit Synergie- und Skaleneffekten zu rechnen. 

Umfragen unter deutschen Herstellern, die allerdings schon drei Jahre zurückliegen, zeigen, dass ein Rückgang der Capex-Kosten von damals 1000-1500 €/kW in der Einzelfertigung auf 500-700 €/kW in der Serienfertigung zu rechnen sei. Dafür seien keine neuen Technologien notwendig, sondern lediglich die Hochskalierung der Produktion.

Insbesondere die PEM-Elektrolyseure stehen erst am Anfang ihrer Entwicklung. Erhebliche Kostensenkungen sind zu erwarten, die sogar niedrigere Kosten als bei der Alkalischen Elektrolyseure ermöglichen könnten. Noch günstiger könnte eines Tages HT-Elektrolyseure werden, aber diese Technologie steckt noch in den Anfängen und ist daher für diese Studie ohne Relevanz (Smolinka/Wiebe 2018).

USA

Auch Studien aus den USA (NREL) weisen auf eine Reduktion der Kosten von 50% bei einer Verzehnfachung der Produktionsmenge je Hersteller, also wenn Hersteller von bisher 5 MW pro Jahr (ca. 2017) auf 50 MW pro Jahr im Jahr 2025 ausbauen. Zusätzliche Kosteneinsparungen sind im nächsten Schritt bei einer Automatisierung der Produktion möglich, wie sie zum Teil heute in China praktiziert wird (Phadke/Aggarwal 2020).

Amerikanische Quellen rechnen daher mit einem Preissturz bei den Elektrolyseuren von derzeit 500-1000 $/kW  auf 100-300 $/kW schon im Jahr 2030. Das staatliche NREL (National Renewable Energy Laboratory) erwartet zudem weiter fallende Kosten für Solarstrom und Windstrom, die einen Strombezug für 2,0 ct/kWh inklusive Netzkosten ermöglichen werden. 

Grüner Wasserstoff würde dann im Jahr 2030 nur noch etwa 1,5 $/kg H2 kosten gegenüber aktuell 3,0 $/kg (Phadke/Aggarwal 2020; Fuel Cell and Hydrogen Energy Association 2020)

IEA-Daten

Auch die Internationale Energieagentur (IEA) hat ihre Kostenerwartungen bei Elektrolyseuren  in den letzten Monaten stark reduziert (IEA 2020a, Tab.B3; IEA 2020e). 

Sie rechnet nun mit Kapazitätskosten, die bei folgenden Werten für Neubauten liegen. Die Ergebnisse werden auch in unserer Studie verwendet, wobei wir abweichend von der IEA einen kalkulatorischen Zinssatz von 4%  (IEA:8%) und eine Betriebsdauer von 25 Jahren  (IEA: 30 Jahre) unterstellen.

  • 2025 407 €/kW Elektrolysekapazität (elek.)
  • 2030 341 €/kW Elektrolysekapazität (elek.)
  • 2035 309 €/kW Elektrolysekapazität (elek.)
  • 2040 277 €/kW Elektrolysekapazität (elek.)

Weitere Annahmen der IEA für die Produktion von Grünem und Blauem Wasserstoff befinden sich auf der vorigen Seite im Kasten. Eine Modellierung unterschiedlicher Sensitivitäten ist in der Abbildung unten zu sehen.

Ein Vorbehalt ist dennoch angebracht: Auch wenn die Trends für einen Kostensturz bei Elektrolyseuren sprechen, muss die tatsächliche Entwicklung abgewartet werden. Eine plötzlich steigende Nachfrage nach Elektrolyseuren könnte Knappheitspreise verursachen, die trotz fallender Kosten für steigende Preise sorgen.

Aus den Annahmen ergeben sich die spezifischen Investitionskosten für die Wasserstoffproduktion, die in der Abbildung auf der nächsten Seite (oben) dargestellt werden.

Am besten schneidet die Variante “Beschleunigung bedarfsorientiert” ab, da hier die Auslastung der Elektrolyseure mit 7000 VLS mit Abstand den höchsten Wert erreicht. Die spezifischen Investitionskosten sinken hier im Zeitverlauf von 3,3 auf 2,1 €/MWh Wasserstoff. 

Bei den übrigen Szenarien fallen die spezifischen Investitionskosten im Zeitverlauf von derzeit knapp 8 €/MWh auf 4-6 €/MWh.

HINTERGRUND: IEA-KOSTENKOMPONENTEN DER WASSERSTOFFPRODUKTION

CAPEX
SMR ohne CCS – 910 $/kW H2 (2019 und 2050); 
SMR mit CCS – 1583 $/kW H2 (2019) und 1282/kW H2 (2050); 
Elektrolyse: 872 $/kWe (2019) und 269 $/kWe (2050).

OPEX (in % von CAPEX): 
SMR ohne CCS – 4.7% (2019 und 2050), 
SMR mit CCS – 3.0 % (2019 und 2050); 
Electrolyse – 2.2% (2019) und 1.5% (2050).

Wirkungsgrad (LHV): 
SMR ohne CCS – 76% (2019 und 2050), 
SMR mit CCS – 69% (2019 und 2050), 
Elektrolyse – 64% (2019) und 74% (2050).

Volllaststunden pro Jahr: 
SMR: 8322h (2019 and 2050); 
Elektrolyse 3000-4000h (2019); 2000-3000h (2050). 

Abschreibungsdauer: 30 Jahre

Erdgas- und Strompreise
Erdgas 1,4-6,3 $/GJ (2019) und 1.7-7.0 $/GJ (2050);
Strom – 36-116 $/MWh (2019) und 20-60 $/MWh (2050).

CO2-Abscheidungsraten: SMR 95%
CO2-Preis: 0-15 $/tCO2 (2019);180 $/tCO2 (2050).
CO2-Transport- und Speicherkosten:  20 $/tCO2. 
Kapitalzins: 8%.

Quelle: IEA 2020d, Fig.2.14.

2.2.5 Ergebnis: Die spezifischen Kosten für Grünen Wasserstoff

Wie teuer wird nun die Produktion von Grünem Wasserstoff? Die Abbildung auf der nächsten Seite (unten) vergleicht die Ergebnisse der Szenarien.

Im Referenzszenario (Stated Policies) liegen die Kosten zunächst bei 44,2 €/MWh_H2 und steigen bis 2040 auf 56,5 €/MWh_H2.

Im Szenario Failed Policies lässt der Mangel an günstigem Solar- und Wind-Strom die Wasserstoffkosten von zunächst 45 €/MWh_H2 bis 2040 auf 92,8 €/MWh_H2 klettern.

Im Szenario Beschleunigung fallen die Wasserstoffkosten hingegen nach 2030 drastisch von zunächst 44,5 €/MWh_H2 im Jahr 2025 auf 7,2 €/MWh_H2 im Jahr 2040.

Das gilt jedoch nur bei einer flexiblen, angebotsorientierten Fahrweise der Elektrolyseure. 

Bei Großelektrolyseuren, die bedarfsorientiert fast das ganze Jahr produzieren müssen, bleiben die Wasserstoffkosten auf einem hohen Niveau. Es liegt 2025 bei 56,6 €/MWh_H2, steigt dann zunächst an und fällt 2040 in etwa auf das Ausgangsniveau zurück.

Struktur der Kosten

Stromkosten und Investitionskosten machen fast die gesamten Kosten der Wasserstoffproduktion aus. Weniger relevante Kostenelemente wie Wasser, Personal oder sonstige Betriebsstoffe werden hier nicht berücksichtigt. 

Im Jahr 2025 machen Stromkosten etwa 83% der so definierten Gesamtkosten aus. Nur bei den bedarfsorientierten Groß-Elektrolyseuren mit hoher Auslastung liegt der Anteil mit 94% deutlich höher.

Nach 2030 entwickeln sich die ersten drei Szenarien auseinander. Während der Anteil der Stromkosten im Referenzszenario und im Szenario Failed Policies bei 90% und darüber bleibt, fällt er im Beschleunigungsszenario bis 2035 auf 25% und bis 2040 sogar auf 19%. 

Ursache hierfür sind die hohen Anteile überschüssigen und daher günstigen Grünstroms, der von den Elektrolyseuren in diesem Szenario verbraucht wird.

2.3 Die CO2-Emissionen des Grünen Wasserstoffs 

2.3.1 Die CO2-Emissionen des Strombedarfs der Elektrolyseure 

Während Elektrolyseure praktisch emissionsfrei arbeiten, gilt das nicht notwendigerweise für den Strom, den sie in großen Mengen für die Herstellung von Wasserstoff benötigen.

Die Szenarien unterscheiden sich daher vor allem in dem Umfang, in dem emissionsfrei produzierter Strom, also vor allem Wind- und Solarstrom, genutzt wird. Die Abbildung unten zeigt die spezifischen Emissionen.

1. Im Referenzszenario läuft die Stromwende in der staatlich geplanten Geschwindigkeit (vgl. Kap. 2.1). Der Hochlauf der grünen Wasserstoffwirtschaft läuft parallel dazu.

Bei einer Auslastung von 3000 Volllaststunden fallen die Emissionen des Strombedarfs  der Elektrolyseure schrittweise von 0,21 tCO2 je MWh Strom bis 2040 auf 0,05 tCO2 je MWh Strom (50 gCO2/kWh_el). Zum Vergleich: Gaskraftwerke emittieren um die 0,4 tCO2 je MWh Strom.

2. Im Szenario Failed Policies kann die Stromwende mit dem Ausbau der Wasserstoffproduktion nicht Schritt halten. Die CO2-Emissionen des Strommixes fallen daher nur sehr langsam, wenn die staatlich vorgegebenen Wasserstoffmengen produziert werden sollen. Sie starten bei 0,25 tCO2/MWh Strom und sinken allmählich auf 0,10 tCO2/MWh. Das ist doppelt so viel wie im Referenzszenario.

3. Ganz anders im Szenario Beschleunigung: Hier sind drei Varianten möglich.

a) Wenn die rasch steigenden Wasserstoffmengen für die Rückverstromung in Gaskraftwerken genutzt werden, ist der Strommix der Elektrolyseure schon im Stichjahr 2035 vollständig dekarbonisiert.

b) Wenn der Wasserstoff jedoch von anderen Nachfragesektoren verbraucht wird (Industrie, Verkehr), so dass für die Verstromung auch fossiles Erdgas genutzt werden muss, fallen die CO2-Emissionen langsamer. Sie starten bei 0,20 tCO2/MWh Strom und sinken allmählich auf 0,04 tCO2/MWh, also einen ähnlichen Wert wie im Referenzszenario.

c) In der Variante “bedarfsorientierte Fahrweise” werden die CO2-Emissionen des Stroms von Großelektrolyseuren betrachtet, die für bestimmte Großverbraucher (Stahl, Chemie etc.) nahezu das ganze Jahr hindurch produzieren. Hier ergibt sich eine ähnliche spezifische CO2-Belastung wie im Referenzszenario. Sie sinkt von 0,25 tCO2/MWh im Jahr 2025 auf 0,05 tCO2/MWh im Jahr 2040.

2.3.2 Die CO2-Emissionen der Wasserstoffproduktion

Aus den Emissionen des Strombezugs lassen sich die Emissionen der Herstellung von Grünem Wasserstoff ableiten. Wie erwähnt nehmen wir eine Effizienz der Elektrolyseure von 70% (2025, 2030) bzw. 75% (2035, 2040) an.

Daraus ergeben sich die in der Abbildung unten dargestellten Emissionen. Auch hier ergeben sich die besten Werte im Szenario Beschleunigung verbunden mit einer raschen Dekarbonisierung der Gaskraftwerke durch die Rückverstromung von Wasserstoff in den Fällen, in denen Sonne, Wind oder kurzfristige Zwischenspeicher nicht genug Strom zur Verfügung stellen können. 

1. Die spezifischen Emissionen für die Herstellung von Grünem Wasserstoff starten im Referenzszenario bei 0,3 tCO2/MWh_H2 (2025) und fallen allmählich auf 0,07 tCO2/MWh_H2 (2040).

2. Im Szenario Failed Policies fehlt es an EE-Strom, so dass die Emissionen höher starten. Im Jahr 2025 liegen sie bei 0,36 tCO2/MWh_H2, also nicht weit unter den Emissionen eines fossilen Erdgaskraftwerks. Sie sinken dann auf 0,13 tCO2/MWh_H2 bis zum Jahr 2040.

3. Das Szenario Beschleunigung hat die besten Emissionswerte. Bei kostenoptimierter Fahrweise beziehen die Elektrolyseure ihren Strom aus Erneuerbaren Energien oder aus der Rückverstromung von Wasserstoff in Erdgaskraftwerken. Die Emissionen starten schon 2025 auf einem relativ niedrigen Niveau von 0,19 tCO2/MWh_H2 und fallen bis Mitte der 30er Jahre auf Null.

4. Wenn die Gaskraftwerke übergangsweise noch immer fossiles Erdgas verstromen, sinken die Emissionen der Wasserstoffproduktion entsprechend langsamer und nur bis auf 0,05 tCO2/MWh_H2 bis 2040.

5. Die Emissionen einer bedarfsorientierten Fahrweise der Elektrolyseure für Großverbraucher in Chemie oder Stahl liegen aufgrund der hohen Auslastung der Anlagen deutlich höher. 

Sie starten ähnlich wie im Szenario Failed Policies bei 0,36 tCO2/MWh_H2 und fallen dann erst in den 30er Jahren Richtung 0,07 tCO2/MWh_H2.