Der lange Weg zu Wasserstoffkraftwerken

Berlin (energate) - Die Diskussion um den Bau neuer Gaskraftwerke als Back-up-Kapazitäten für die Energiewende ist in vollem Gange. Nach Plänen der Bundesregierung sollen die Kraftwerke perspektivisch mit Wasserstoff statt Erdgas betrieben werden. Doch technisch ist der vollständige Wasserstoffeinsatz noch nicht marktreif. Der Turbinenhersteller Siemens Energy warnt zudem vor Fehlanreizen beim Ausschreibungsdesign für den Bau neuer Kraftwerke.

Das Unternehmen kann neue Gaskraftwerke nach eigenen Angaben bereits vollständig H2-ready auslegen, sieht aber noch Hürden für die Entwicklung von Kraftwerken, die mit 100 Prozent Wasserstoff betrieben werden können. "H2-ready heißt, dass die Anlage für eine spätere Umrüstung auf Wasserstoff vorbereitet ist. Das bedeutet nicht, dass sie von Anfang an mit 100 Prozent Wasserstoff betrieben werden kann. Das wäre 'H2-capable'", sagte Erik Zindel, Vice President Hydrogen & Decarbonization Strategy, im energate-Interview.

Ein H2-LKW alle 20 bis 30 Sekunden

Die vollständige Wasserstofffähigkeit - also 100 Prozent H2-capable - sei technisch in Entwicklung, jedoch auf Tests im realen Kraftwerksbetrieb angewiesen. Zindel erklärte, dass dafür Wasserstoffpipelines unabdingbar seien: "Eine große Gasturbine verbraucht bei 100 Prozent H2-Verbrennung etwa eine Tonne Wasserstoff pro Minute. Das entspricht einem ganzen LKW alle 20 bis 30 Sekunden." Ein Langzeittest sei deshalb nur dort möglich, wo Wasserstoff in großem Umfang verfügbar sei.

Zindel warb für einen zweistufigen Ansatz in der Kraftwerksstrategie: Zunächst sollten 10 GW H2-ready-Kapazitäten ausgeschrieben werden, später eine separate Ausschreibung für Umrüstung und Testbetrieb mit Wasserstoff. Die geplante 2-GW-Säule könne dafür genutzt werden. "Ohne einen solchen Schritt wird die Technologie nicht rechtzeitig marktreif. Eine Entwicklung nur am Computer funktioniert nicht", sagte er.

Die Umrüstung zur H2-capable-Anlage umfasst laut Zindel neue Brenner, Wasserstoffleitung, Spül- und Detektionssysteme sowie Anpassungen der Leittechnik und solle idealerweise im Sommer während regulärer Revisionen erfolgen. Sie dauere inklusive Performance-Test drei bis vier Monate. Konkrete Kosten seien erst bei näher rückenden Umrüstzeitpunkten belastbar.

Warnung vor gestrandetem Kapital

Ein Risiko sieht Zindel in möglichen Fehlanreizen der Politik: Kraftwerke könnten zur Umstellung verpflichtet werden, bevor ausreichend Wasserstoff verfügbar sei. Bei gleichzeitigem Ausschluss der Erdgasverstromung drohe "gestrandetes Kapital". Auch benötigten Betreiber Klarheit über die Wirtschaftlichkeit eines späteren Wasserstoffbetriebs, etwa über Contracts for Difference. Die Nutzung von Wasserstoff in großem Stil erwartet Siemens Energy erst bei Preisparität zwischen Wasserstoff und Erdgas, die das Unternehmen für blauen Wasserstoff ab Mitte der 2030er Jahre und für grünen Wasserstoff zwischen 2035 und 2045 modelliert.

Wissenschaftler bestätigen technische Herausforderungen und fehlende Marktreife

Die Einordnung von Expertinnen und Experten unterstreicht Zindels Darstellung, dass große H2-Kraftwerke noch keine Marktreife besitzen. Nicolas Noiray von der ETH Zürich erklärte, Wasserstoff verbrenne "sehr viel schneller" und stelle komplexe Anforderungen an das Design von Brennern und Verbrennungskammern. Große Kraftwerke, die bis zu 100 Prozent Wasserstoff verbrennen können, seien derzeit nicht verfügbar; Modelle verschiedener Hersteller lägen je nach Typ bei Wasserstoffanteilen zwischen 30 und 70 Volumenprozent. Für eine CO2-Reduktion der Gaskraftwerke von mehr als 70 Prozent seien jedoch über 90 Prozent Wasserstoff nötig.

Auch Michael Sterner von der Ostbayerischen Technischen Hochschule Regensburg verwies auf hohe technische Anforderungen. Wasserstoff habe eine "zehnfach so hohe Verbrennungsgeschwindigkeit bei höheren Temperaturen" und eine "zehnfach geringere Zündenergie" als Methan und erfordere daher angepasste Brenner, Materialien und umfassenden Explosionsschutz. "Die Kosten dafür sind entsprechend hoch, das Betriebsrisiko auch", so Sterner. Er hob außerdem die fehlende Erprobung großer Anlagen im Dauerbetrieb hervor, da Wasserstoff für solche Tests bislang zu teuer und zu knapp sei. Erneuerbares Methan sei statt Wasserstoff die sinnvollere Alternative. Dieses könne "in den bestehenden Gaskraftwerken, Speichern, Leitungen und allen anderen Anwendungen eins zu eins genutzt werden - ohne milliardenschwere Umstellungen".

Der Wasserstoffexperte Felix Matthes vom Öko-Institut nannte darüber hinaus höhere Materialanforderungen, größere Leitungssysteme und höhere Sicherheitsstandards. Für H2-ready-Kraftwerke veranschlagte er im Vergleich zu reinen Erdgaskraftwerken zehn bis 30 Prozent höhere Investitionskosten, je nach Anlagenart. Wegen "höherer Kühlungs- und Überwachungsanforderungen sowie geringerer Wirkungsgrade" hätten die H2-Kraftwerke außerdem um zehn bis 20 Prozent höhere Betriebskosten.

Zindel fordert rasche politische Entscheidungen

Trotz aller derzeitigen Unsicherheiten zeigte sich Siemens-Energy-Manager Zindel zuversichtlich. Wasserstoff werde "kommen und wettbewerbsfähig sein, nur vielleicht nicht so schnell, wie manche hoffen". Er betonte die Dringlichkeit politischer Entscheidungen: "Die Kraftwerksstrategie und das Gesetz müssen jetzt kommen. Und die Ausschreibungen müssen die richtigen Anreize setzen." Er warnte vor Fehlsteuerungen wie in anderen Ländern, in denen Batteriespeicher in Auktionen erfolgreich waren. Eine Mindestbetriebsdauer von zehn Stunden, wie in der Strategie diskutiert, hält er angesichts möglicher Dunkelflauten von bis zu vier Wochen für unzureichend. Zudem spricht sich Zindel gegen offene Gasturbinen- und Motorenkraftwerke aus. Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke (GuD) seien effizienter und würden "langfristig die Strompreise und CO2-Emissionen senken".

Ende November gab Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) weitere Einzelheiten zur geplanten Kraftwerksstrategie bekannt. Die Kriterien für die Ausschreibungen könnten voraussichtlich noch vor Weihnachten veröffentlicht werden, während die ersten Ausschreibungen bereits im März starten könnten. Reiche betonte die schwierigen Verhandlungen mit der EU und machte deutlich, dass Deutschland für seinen Sonderweg einen Preis zahlt. Im Gegensatz zu anderen Ländern, die auf Kernkraft oder Standortvorteile bei erneuerbaren Energien setzen können, sei Deutschland auf neue gesicherte Kraftwerkskapazitäten angewiesen. /mh

Das vollständige Interview mit Erik Zindel lesen Sie im Add-on Strom.