Importinfrastruktur

Nordwesteuropa verfügt bereits über eine ausgezeichnete Infrastruktur für den maritimen Import sowie eine sehr gut ausgebaute Erdgasinfrastruktur, welche diese Häfen mit anderen industriellen Zentren verbindet. Die vier größten europäischen Häfen, gemessen in Tonnen Fracht, sind Rotterdam mit 434.846 kt, Antwerpen mit 215.852 kt, Hamburg mit 111.156 kt und Amsterdam mit 87.996 kt. Die Hafenregionen erhalten über die Importroute via Schiff den Zugriff auf Wasserstoff(-Verbindungen). 

Pipelines werden auch Regionen im Binnenland versorgen. Mit Norwegen sowie mit Spanien und Frankreich wird auch der Import via Pipelines ins Auge gefasst. Die Umstellung der Pipelineinfrastruktur von Erdgas auf Wasserstoff stellt zwar eine Herausforderung in Bezug auf die zeitliche Umsetzung dar, solange diese Infrastruktur noch für die Erdgasbelieferung genutzt wird. Bei rascher Umstellung der Transportinfrastruktur eröffnet sich jedoch auch ein erhebliches Potenzial für Importe via Pipeline aus benachbarten Ländern und Regionen.

Auch dem Überseeimport wird künftig voraussichtlich eine bedeutende Rolle zukommen. Vor allem Deutschland ist in den letzten Jahren eine Vielzahl internationaler H₂-Partnerschaften mit Regierungen weltweit eingegangen. H₂-Allianzen bieten die Chance, H₂-Technologien gemeinsam zu entwickeln, Wertschöpfungsketten aufzubauen und die Investitionskosten für den Aufbau der Produktions- und Transportinfrastrukturen zu teilen. Die Zahl zwischenstaatlicher H₂-Partnerschaften wächst daher kontinuierlich (s. Abb. 2). 

Nach ersten Abschätzungen könnten allein über den Hafen Rotterdam bis 2030 jährlich 4,6 Mt Wasserstoff nach Europa transportiert werden [9]. Die Importe sollen aus Ländern mit hohem EE-Erzeugungspotenzial kommen, wie Island, Brasilien, Chile, Uruguay, Marokko, Namibia und Australien. Erste Importe von Wasserstoff sind im Jahr 2025 z. B. in Form von Ammoniak und Methanol geplant. 

Importierter und lokal erzeugter Wasserstoff stehen in einem Wettbewerb miteinander. Gleichermaßen stehen auch potenzielle Export- und Importländer für Wasserstoff im Wettbewerb auf einem globalen Markt. Damit können sich auch Wertschöpfungsketten stärker verschieben in Richtung von Ländern mit niedrigen H₂-Gestehungskosten. 

Ferntransport mittels länderübergreifender Pipeline-Infrastruktur

Die European Hydrogen Backbone (EHB)-Initiative, an der 23 europäische Gasunternehmen beteiligt sind, empfiehlt die Einrichtung von Transportwegen für die H₂-Versorgung in Form von Importkorridoren, einschließlich aller geforderten Infrastrukturanpassungen. Sie erwartet rund um die Nordsee einen zusammenhängenden Korridor, basierend auf im Betrieb befindlichen und geplanten Offshore-Windkraftanlagen, großen integrierten H₂-Projekten und Schiffsimporten von H₂-Verbindungen, wie Ammoniak, Methanol und Flüssigwasserstoff, zur Deckung der Nachfrage in den Industrieclustern und Häfen von Rotterdam, Zeebrugge, Antwerpen, Wilhelmshaven, Brunsbüttel und Le Havre. 

Für die Niederlande erwartet EHB ein nationales Netz, das alle Industriecluster, Speicher und benachbarten Netzbetreiber (Deutschland und Belgien) miteinander verbindet. Es soll bis 2027 fertiggestellt sein und bis 2030 als Ringnetz funktionieren. In Deutschland werden sich voraussichtlich H₂-Cluster im Nordwesten, im Ruhrgebiet und im mitteldeutschen Chemiedreieck entwickeln, die untereinander und mit den H₂-Netzen in anderen nordwesteuropäischen Ländern verbunden sein werden.

Das nationale belgische Netz wird voraussichtlich durch Entwicklungen vor allem in und um die Industriecluster von Antwerpen und Gent sowie entlang des Industrietals in Wallonien entstehen. Angesichts der Nähe von Antwerpen und Rotterdam sind Hafen-zu-Hafen-Verbindungen mit den Niederlanden wahrscheinlich. Darüber hinaus werden Verbindungen mit Frankreich und Deutschland entstehen, die Belgien als Zugang für die Einfuhr/Ausfuhr von Wasserstoff aus/in die Nachbarländer nutzen.

Es wird erwartet, dass die H₂-Nachfrage in Belgien im Jahr 2040 die Produktionskapazitäten übersteigen wird. Wenn die technischen und wirtschaftlichen Bedingungen stimmen, könnten Im- und Exporte mit allen Nachbarländern, einschließlich des Vereinigten Königreichs, sowie Importe über das Terminal in Zeebrugge für die Entwicklung der nordwesteuropäischen H₂-Infrastruktur von entscheidender Bedeutung sein. So wird Belgien dank aller Verbindungsleitungen und Importanlagen zu einer Drehscheibe für den Import und die Weiterleitung von Wasserstoff in die Nachbarländer werden.

Aktuelles Speicherpotenzial in der Region übersteigt Bedarf

Wasserstoff kann eine wichtige Rolle bei der saisonalen Speicherung sowie der Integration großer Energiemengen in das System spielen. In einer Studie für Gas Infrastructure Europe wurden in Tab. 2 aufgeführten Zahlen für Speicherbedarf und -Potenzial in den NWE-Ländern genannt.:

Insgesamt ergibt sich in der Studie eine Situation, in der die Speicherpotenziale nicht den Bedarf decken würden. Allerdings wurden nur existente Erdgasspeicher und deren Umwidmung auf Wasserstoff betrachtet. Europaweit liegt der Speicherbedarf bei rund 450 TWh, umgewidmete Erdgasspeicher würden wegen der niedrigeren Energiedichte von Wasserstoff lediglich 265 TWh ergeben. 

Konsequenterweise ist es daher notwendig, bestehende Erdgasspeicher zu erweitern bzw. neue zu schaffen oder auf andere Speichertechnologien (z. B. mit H₂-Verbindungen) zu setzen. Die potenzielle Rolle von Wasserstoff beim Ausgleich des Stromnetzes, bei der Bewältigung der kurz- und langfristigen Schwankungen der Erneuerbaren und bei der potenziellen Entwicklung des internationalen Handels würde die Entwicklung von mehr Speicherkapazität und deren flexiblen Betrieb erfordern. Derzeit laufen mehrere Forschungsprojekte zur Demonstration des schnellen Zyklusbetriebs bei der H₂-Speicherung in großem Maßstab, z. B. HyCAVmobil in Deutschland. Weitere Forschungsprojekte sind HyStock in den Niederlanden und H2CAST Etzel in Deutschland: Sie befassen sich mit der Analyse des Potenzials für die Wiederverwendung von Erdgassalzkavernen für die H₂-Speicherung.

Tab. 2.  H2-Speicherbedarf und -potenzial in der NWE-Region in TWh, Quelle: Gas Infrastructure Europe (GIE)

Fazit

Die Region Nordwesteuröpa hat ein großes Potenzial, in einer entstehenden globalen H₂-Wirtschaft eine entscheidende Rolle zu spielen – sowohl als Verbraucher als auch Technologieentwickler. Für einen schnellen Markthochlauf ist der Auf- und Ausbau der notwendigen H₂-Infrastruktur zentral. Die benötigte Infrastruktur ist dabei sehr komplex, weil sie an allen Stufen der Wertschöpfungskette ansetzt. 

Eine länderübergreifende Kooperation und eine Verzahnung der Infrastrukturprojekte wären dringend geboten, um zügig zu einer H₂-Wirtschaft in Europa zu gelangen – zumal die wirtschaftliche Verflechtung in dieser Region sehr hoch ist und daher beträchtliche Synergien gehoben werden können.

Der regionale NWE-Markt kann von einem gemeinsamen Rechtsrahmen und kompatiblen Normen im H₂-Bereich profitieren. Die Koordinierung von Unterstützungsmechanismen, wie gemeinsame Marktanreizprogramme, können den Markthochlauf in der gesamten Region beschleunigen. Eine gemeinsame Planung der benötigten Infrastruktur (Hafenterminals, Pipelines, Speicher) ermöglicht nicht zuletzt eine bessere Verteilung von Wasserstoff und H₂-Verbindungen, um etwaige Lieferengpässe zu vermeiden. Es gilt, nun schnell Synergien zu nutzen und durch ein gemeinsames Vorgehen der vier Länder die immensen Investitionskosten für den Aufbau der notwendigen H₂-Infrastruktur zu teilen.

Quellen:

[1] Die 6,3 Mt Wasserstoff haben einen Heizwert von 210 Terawattstunden (TWh). Dafür würde man bei aktueller Technologie im besten Falle 258 TWh Strom benötigen. Für die im REPowerEU-Paket der EU-Kommission geplanten 10 Mt heimischer Produktion an Wasserstoff im Jahr 2030 wären es mindestens 397 TWh Strom. Zum Vergleich: Die Stromerzeugung aus Wind in den genannten acht Ländern betrug 277 TWh im Jahr 2021. Vgl. BP p.l.c, bp Statistical Review of World Energy 2022, London 2022.
[2] Vgl. Internationale Energieagentur (IEA)/Clingendael International Energy Programme, Hydrogen in North-Western Europe. A vision towards 2030, Paris 2021.
[3] Vgl. Verband der Chemischen Industrie (VCI), Chemiewirtschaft in Zahlen 2022, Frankfurt/Main 2022.
[4] 2.400 kt Wasserstoff entsprechen 80 TWh Wasserstoff, 3.000 kt Wasserstoff entsprechen 100 TWh Wasserstoff.
[5] Vgl. Internationale Energieagentur (IEA), Hydrogen Supply, September 2022, abrufbar unter  (zuletzt abgerufen am 31.07.2023). https://www.iea.org/reports/hydrogen-supply
[6] Vgl. BP p.l.c, bp Statistical Review of World Energy 2022, London 2022. 
[7] Vgl. Niederländische Organisation für Angewandte Naturwissenschaftliche Forschung (TNO)/Forschungszentrum Jülich/Deutsche Energie-Agentur GmbH (Hrsg.), Hy3 – Large-scale Hydrogen Production from Offshore Wind to Decarbonise the Dutch and German Industry, Utrecht/Jülich/Berlin 2022.
[8] Vgl. Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln gGmbH (EWI), Hydrogen cluster Belgium, the Netherlands, and North-Western Germany – A projection and analysis of demand and production until 2030, Köln 2021.

[9] Vgl. Port of Rotterdam, Import von Wasserstoff, ohne Datum, abrufbar unter www.portofrotterdam.com/de/hafen-der-zukunft/energiewende/laufende-projekte/wasserstoff-rotterdam/import-von-wasserstoff (zuletzt abgerufen am 31.07.2023).

Prof. Dr. S. Ulreich, Professor für Energiewirtschaft, Hochschule Biberach; Dr. C. Rolle, Geschäftsführer, M. Kusch, Büroleiterin, Weltenergierat – Deutschland e.V., Berlin; ulreich@hochschule-bc.de; kusch@weltenergierat.de

Der Beitrag stellt eine Kurzfassung des von Prof. Dr. Stefan Ulreich, Mario Spitzmüller, Dr. Stefanie Schwarz und Dr. Luis-Martín Krämer verfassten Schwerpunktkapitels der „Energie für Deutschland 2023“ des Weltenergierat – Deutschland dar. 
weltenergierat.de/energie-fuer-deutschland-2023/.