Grüner Wasserstoff

Grüner Wasserstoff entsteht, wenn Wasser mit Ökostrom gespalten wird. Bei der Herstellung wird kein CO2 frei, und das Produkt kann fossilen Wasserstoff in der Düngerherstellung und in Raffinerien ersetzen, Eisenerz ohne Kohle reduzieren und Anlagen für synthetische Kraftstoffe speisen. Die Welt verbraucht schon heute knapp 100 Millionen Tonnen Wasserstoff im Jahr (laut IEA rund 97 Mt im Jahr 2023), davon ist aber weniger als 1 % emissionsarm. Fast alles stammt aus Erdgas und Kohle und verursacht in der Größenordnung von 900 Mt CO2 pro Jahr, mehr als die Luftfahrt. Die erste Aufgabe für grünen Wasserstoff ist, diese bestehende Nachfrage sauber zu machen; danach kommen Sektoren, die Strom nicht direkt erreicht.

So funktioniert es

Ein Elektrolyseur schickt Gleichstrom durch Wasser zwischen zwei Elektroden, die ein Elektrolyt oder eine Membran trennt. Das Wasser spaltet sich: An der Kathode entsteht Wasserstoff, an der Anode Sauerstoff:

2 H2O + elektrische Energie → 2 H2 + O2

Die Thermodynamik legt das theoretische Minimum fest: 39,4 kWh pro Kilogramm bezogen auf den Brennwert oder 33,3 kWh/kg bezogen auf den Heizwert, der bei Brennstoffen üblich ist (siehe Heizwert). Reale Systeme brauchen mehr. Hinzu kommen Überspannungen an den Elektroden und ohmsche Widerstände sowie der Bedarf der Nebenanlagen: Gleichrichter, Pumpen, Kühlung, Gastrocknung und Wasseraufbereitung. Kommerzielle Anlagen verbrauchen heute auf Systemebene rund 50–55 kWh pro kg.

Bei 52 kWh/kg liegt der Wirkungsgrad bei etwa 64 % (Heizwert). Der letzte Term der Kostenformel zeigt, warum der Strompreis dominiert: Bei 40 $/MWh kostet allein der Strom rund 2,1 $ pro kg, bevor auch nur ein Cent Kapital zurückgezahlt ist. Unser Wasserstoff-Rechner rechnet das für einen bestimmten Elektrolyseur, eine Stromquelle und einen Kapazitätsfaktor durch.

Die wichtigsten Elektrolyseurtypen

Alkalisch (AEL)

Die alkalische Elektrolyse ist die älteste und billigste Technik und wird seit einem Jahrhundert industriell genutzt. Elektroden auf Nickelbasis stehen in Kalilauge, getrennt durch ein poröses Diaphragma. Die Stacks sind langlebig und brauchen keine Edelmetalle, reagierten aber traditionell langsamer auf Laständerungen und arbeiten mit geringerer Stromdichte. Chinesische Hersteller beherrschen die weltweite Produktion alkalischer Elektrolyseure und verkaufen zu den niedrigsten Preisen.

Protonenaustauschmembran (PEM)

PEM-Elektrolyseure arbeiten mit einer festen Polymermembran im sauren Milieu. Das ermöglicht kompakte Stacks, hohe Stromdichten, schnelle Laständerungen und Wasserstoff unter erhöhtem Druck, alles nützlich im Zusammenspiel mit schwankendem Wind- und Solarstrom. Sie sind auf Iridium (Anode) und Platin (Kathode) angewiesen. Iridium wird nur in wenigen Tonnen pro Jahr gefördert, die Beladung muss also stark sinken, bevor PEM auf viele Gigawatt wachsen kann.

Festoxid (SOEC)

Festoxid-Elektrolyseure arbeiten bei 700–850 °C und spalten Wasserdampf mit einem keramischen Elektrolyten. Weil ein Teil der Energie als Wärme zugeführt wird, kann der Stromverbrauch auf etwa 40 kWh/kg sinken, wenn Abwärme aus der Industrie oder einem Kernkraftwerk verfügbar ist. Die Stacks altern schneller und vertragen häufige Lastwechsel schlechter. Die Technik ist auf dem Weg von der Demonstration zur frühen Kommerzialisierung.

Anionenaustauschmembran (AEM)

AEM versucht, die billigen Materialien alkalischer Systeme mit dem Membranaufbau von PEM zu verbinden. Die Anlagen sind noch klein (Kilowatt bis niedriger Megawattbereich), und ihre Langlebigkeit ist noch nicht bewiesen.

Spannen nach IEA (2019) The Future of Hydrogen, IRENA (2020) und IEA Global Hydrogen Review 2024.

Die Farben des Wasserstoffs

Im Branchenjargon wird Wasserstoff nach seiner Herstellung sortiert: grau (Dampfreformierung von Methan ohne Abscheidung, der Großteil des heutigen Angebots), braun/schwarz (Kohlevergasung, verbreitet in China), blau (Gasreformierung mit CO₂-Abscheidung), grün (Elektrolyse mit Ökostrom), pink (Elektrolyse mit Atomstrom), türkis (Methanpyrolyse, bei der fester Kohlenstoff zurückbleibt) und weiß (natürlicher geologischer Wasserstoff). Regulierer verabschieden sich von den Farben und setzen auf Lebenszyklusgrenzwerte. Die EU-Regeln für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs verlangen Emissionen unter 3,38 kg CO2e pro kg H2 (70 % weniger als der fossile Vergleichswert), und die US-Steuergutschrift 45V ist nach Lebenszyklusintensität unterhalb von 4 kg CO2e/kg gestaffelt.

Wirkungsgrad und Kapazitätsfaktor

Zwei Wirkungsgrade zählen. Der Umwandlungswirkungsgrad, bei heutigen Systemen 60–67 % (Heizwert), bestimmt, wie viel Strom jedes Kilogramm kostet. Die Auslastung, also der Kapazitätsfaktor des Elektrolyseurs, bestimmt, wie viele Kilogramm jeder Dollar Kapital erzeugt. Ein Elektrolyseur, der nur mit Solarstrom bei 20–25 % Kapazitätsfaktor läuft, verteilt sein Kapital auf wenige Stunden. Hybride Wind-Solar-Standorte in Chile, Australien oder im Nahen Osten können 50–70 % erreichen, netzgekoppelte Anlagen mehr, doch Netzstrom bringt eigene Kosten- und CO₂-Probleme mit.

Wandelt man Strom in Wasserstoff und über eine Turbine oder Brennstoffzelle wieder zurück, bleiben nur etwa 30–40 % des ursprünglichen Stroms übrig. Wasserstoff gilt deshalb als saisonaler Speicher für den Notfall, nicht als Konkurrent zu Batteriespeichern für den täglichen Zyklus.

Kosten

Die Wasserstoffgestehungskosten (LCOH) hängen von Strompreis, Investitionskosten des Elektrolyseurs, Auslastung und Finanzierung ab. Laut Global Hydrogen Review 2024 der IEA:

• Grauer Wasserstoff kostet bei normalen Gaspreisen meist etwa 1–2,5 $/kg (während der Gaskrise 2022 mehr, unter 1 $/kg dort, wo Gas billig ist, etwa im Nahen Osten).
• Grüner Wasserstoff aus neuen Projekten kostet in der Regel 3–8 $/kg. Am unteren Ende liegen exzellente Standorte für erneuerbare Energien mit günstiger Finanzierung, am oberen Ende Europa und Japan.
• Die Systemkosten installierter Elektrolyseure reichen von rund 750 $/kW in China bis zu 2.000–2.500 $/kW oder mehr in Europa und Nordamerika. Nebenanlagen, Engineering und Inflation haben verhindert, dass sie so schnell fallen wie in früheren Prognosen erwartet.

Um die Lücke zu schließen, braucht es Strom deutlich unter 30 $/MWh, hohe Auslastung und billigere Elektrolyseure, oder eben CO₂-Preise und Förderung. Die US-Produktionssteuergutschrift 45V zahlt bis zu 3 $/kg für den saubersten Wasserstoff, ein Gesetz von 2025 beschränkt sie allerdings auf Projekte mit Baubeginn vor 2028. In der ersten Runde der Europäischen Wasserstoffbank lagen die Zuschläge bei Prämien von rund 0,4–0,5 EUR/kg. Den Stromkostenanteil für deine geplante Stromquelle prüfst du mit dem LCOE-Rechner.

Einsatzfelder und die Wasserstoffleiter

Raffinerien (Hydrocracken und Entschwefelung, rund 40 % der Nachfrage) und Ammoniak für Dünger (rund ein Drittel) machen den Großteil der heutigen Nachfrage aus, gefolgt von Methanol und direkt reduziertem Eisen (DRI) für Stahl. Grauen Wasserstoff in diesen Anwendungen zu ersetzen ist der naheliegende erste Markt, denn Infrastruktur und Abnehmer gibt es bereits.

Die viel zitierte Wasserstoffleiter von Michael Liebreich ordnet neue Anwendungen danach, wie gut sauberer Wasserstoff dort gegen die Alternativen abschneidet:

• Am überzeugendsten: Ammoniak und Dünger, Raffinerien, Methanol, grüner Stahl per Direktreduktion (Projekte wie HYBRIT und Stegra in Schweden), Langzeitspeicher fürs Netz und E-Fuels für Schifffahrt und Luftfahrt, einschließlich Ammoniak als Schiffskraftstoff.
• Umstritten: Lkw-Fernverkehr, Hochtemperatur-Prozesswärme, saisonale Stromspeicherung.
• Am wenigsten überzeugend: Pkw, Heizen von Wohnhäusern und leichte Nutzfahrzeuge. Wärmepumpen und Batteriefahrzeuge nutzen die Energie hier zwei- bis viermal effizienter als der Weg über Wasserstoff.

Speicherung und Transport

Wasserstoff ist das leichteste Element. Er trägt viel Energie pro Kilogramm, aber wenig pro Volumen: etwa 3 kWh pro Normkubikmeter, rund ein Drittel von Erdgas. Die Optionen: Verdichtung auf 350–700 bar für Fahrzeuge; Verflüssigung bei −253 °C, die rund 10–13 kWh/kg verbraucht (etwa 30–40 % seines Heizwerts); Salzkavernen, die billigste Option für große Mengen, wo die Geologie es zulässt (seit Jahrzehnten in Texas und Teesside genutzt); Umwandlung in Ammoniak (17,6 Gewichtsprozent Wasserstoff, leicht zu verflüssigen) oder flüssige organische Wasserstoffträger für den Schiffstransport; und Pipelines, neu gebaut oder aus Erdgasleitungen umgerüstet. Über Land sind Pipelines mit Abstand der billigste Weg, große Mengen zu transportieren. Der Schiffstransport als Ammoniak bringt hohe Umwandlungsverluste mit sich.

Fläche, Wasser und Rohstoffe

Der Elektrolyseur selbst ist kompakt: Eine 100-MW-Anlage passt auf wenige Hektar. Die Fläche brauchen die erneuerbaren Kraftwerke, die ihn speisen. Für 1 Mt Wasserstoff im Jahr sind rund 50–55 TWh Strom nötig, etwa die Erzeugung von 20–25 GW Photovoltaik in einer sonnigen Region. Der Wasserverbrauch liegt theoretisch bei etwa 9 kg pro kg H2 und praktisch bei 10–15 Litern pro kg, das ist überschaubar. In trockenen Exportzentren verteuert Meerwasserentsalzung den Wasserstoff um deutlich weniger als 1 %. Kritische Materialien sind Iridium und Platin für PEM, Nickel für alkalische Systeme sowie Seltene Erden und Zirkonoxid für SOEC.

CO2-Emissionen über den Lebenszyklus

Die Lebenszyklusemissionen von grünem Wasserstoff stammen überwiegend aus dem Bau der erneuerbaren Kraftwerke und des Elektrolyseurs. Mit Wind- oder Solarstrom bei 10–40 g CO2e/kWh (IPCC AR5 WGIII Anhang III; UNECE 2021) und 52 kWh/kg ergibt sich eine Lebenszyklusintensität von rund 0,5–2 kg CO2e pro kg H2. Zum Vergleich:

• Grauer Wasserstoff aus der Dampfreformierung verursacht einschließlich vorgelagerter Methanemissionen etwa 9–12 kg CO2e/kg.
• Blauer Wasserstoff liegt je nach Abscheiderate und Methanverlusten bei der Förderung zwischen etwa 1,5 und über 6 kg CO2e/kg.
• Elektrolyse mit Netzstrom bei durchschnittlich 400 g CO2e/kWh ergibt rund 20 kg CO2e/kg und ist damit schlechter als grauer Wasserstoff. Deshalb verlangen die EU-Regeln Zusätzlichkeit und eine zeitliche und räumliche Kopplung an die Ökostromerzeugung.

Auch Leckagen zählen. Sand et al. (2023) beziffern das Treibhauspotenzial von Wasserstoff über indirekte Wirkungen auf Methan, Ozon und stratosphärischen Wasserdampf auf etwa 12 über 100 Jahre und etwa 37 über 20 Jahre. Verluste von wenigen Prozent entlang einer künftigen Lieferkette würden einen Teil des Nutzens zunichtemachen.

Sicherheit und Umweltwirkungen

Wasserstoff brennt in einem weiten Konzentrationsbereich (4–75 % in Luft), zündet schon bei sehr wenig Energie und hat eine fast unsichtbare Flamme. Im Freien steigt er schnell auf und verflüchtigt sich, was manche Risiken senkt, in Innenräumen sammelt er sich aber unter der Decke. Manche Stähle macht er spröde, ein Problem für umgerüstete Pipelines. Ammoniak als Träger bringt eigene Giftigkeitsrisiken mit, und bei seiner Verbrennung entstehen NOx und N2O. Die Industrie beherrscht diese Risiken heute gut; schwierig wird es in neuen, verstreuteren Anwendungen.

Ausblick

Die Ambitionen eilen den Investitionen weit voraus. Laut Global Hydrogen Review 2024 der IEA könnten die angekündigten Projekte bis 2030 fast 50 Mt emissionsarmen Wasserstoff pro Jahr liefern, doch nur wenige Prozent dieser Menge hatten eine finale Investitionsentscheidung erreicht. Ende 2023 waren weltweit rund 1,4 GW Elektrolyseleistung installiert, und die IEA erwartete bis Ende 2024 etwa 5 GW. Die Elektrolyseleistung mit FID verdoppelte sich innerhalb eines Jahres ungefähr auf rund 20 GW, den größten Anteil hat China. Zu den Vorzeigeprojekten gehören NEOM in Saudi-Arabien (rund 2 GW Elektrolyse für den Ammoniakexport) und große alkalische Projekte in Xinjiang und der Inneren Mongolei.

Das Wachstum dürfte sich konzentrieren: auf die bestehende Nachfrage von Ammoniakwerken und Raffinerien, auf grünen Stahl und Schiffskraftstoffe, an Standorten, wo Wind- und Solarstrom außergewöhnlich billig sind und idealerweise schon Pipelines oder Häfen bestehen. Beobachten sollte man die Kosten der Elektrolyseure, Abnahmeverträge und Zertifizierungsregeln. Regionen mit viel Sonne und Wind zeigen die Karte des Solarpotenzials und die Karte des Windpotenzials, und der Technologievergleich stellt Wasserstoff anderen Optionen gegenüber.