Viel Wind, aber wenig Ertrag: Die Westküste Schleswig-Holsteins ist zwar stürmisch, doch viele Windenergieanlagen müssen immer noch kräftig abgeregelt werden, um die Stromnetze nicht zu überlasten. Besonders eklatant war es nach Auskunft von Schleswig-Holstein Netz und Tennet 2019 im Gebiet Oesterwurth, einer Gemeinde in Dithmarschen: Dort unterlagen 45 % aller Windstunden dem Einspeisemanagement.
Nicht weit entfernt davon streckt die Raffinerie Heide ihre Schlote und Türme in die Luft. Der Kraftstoffproduzent, der dort Nordseeöl verarbeitet, will sich das hohe Windangebot künftig zunutze machen und mit dem grünen Strom Wasserstoffelektrolyse betreiben.

Die Raffinerie ist Teil des Reallabors „Westküste 100“. Es will die Vernetzung verschiedener Industriezweige und Sektoren erproben. Heide plant zum Start mit einem Elektrolyseur und 30 MW Leistung. Dieser könne grünen Wasserstoff für ein Viertel des eigenen Bedarfs decken, sagt der Geschäftsführer der Raffinerie Heide GmbH, Jürgen Wollschläger. Die Raffinerie beliefert Chemie- und Ölunternehmen im 40 Kilometer entfernten Brunsbüttel mit derzeit noch grauem Wasserstoff in einer Größenordnung von 1.000 MW.

Sukzessive will sie den Elektrolyseur auf 700 MW ausbauen. Dann könnte er ausreichend Wasserstoff liefern, um eine Tankstelle zu betreiben, mit der Abwärme ein Gewerbegebiet zu versorgen und um synthetisches Kerosin zu produzieren.

900 MW Windenergie für Elektrolyse

Die Raffinerie Heide ist beim Thema E-Fuels schon weit: Mit dem Flughafen Hamburg und der Lufthansa haben die Raffineure eine Absichtserklärung geschlossen, ab 2024 synthetisches Kerosin zu liefern. „Es geht um fünf Prozent der Menge, die wir jährlich an den Flughafen in einer Größenordnung von 350.000 Tonnen absetzen“, sagt Wollschläger. Der Kohlenstoff dafür soll aus einem nahen Zementwerk kommen. Dieses könnte einen zentralen Prozess komplett auf Sauerstoff umstellen, den die Raffinerie Heide als „Abfallprodukt“ aus der Wasserstoffherstellung liefert. Das Zementwerk wiederum würde dadurch als Abgas reines CO2 freisetzen. Der aufgefangene Kohlenstoff ließe sich in Heide zusammen mit Wasserstoff zu Kerosin synthetisieren.

Doch der Bedarf an grünem Strom für diese Vision ist groß. „Wir brauchen für 700 MW Elektrolyse einen Offshore-Windpark mit 900 MW Leistung“, rechnet Wollschläger vor. Dafür spielen auch die Gaskavernen, die in der Umgebung vorhanden sind, eine wichtige Rolle.

Wasserstoff bei viel Wind und Sonne

„Das ganze System funktioniert nur mit einem Speicher“, so der Manager. „Also werden wir die Kavernen nutzen, um Wasserstoff dann zu erzeugen, wenn wir hier viel Wind und Sonne haben.“ Allerdings stößt eine flexible Fahrweise des Elektrolyseurs schnell an ihre Grenzen. Das erwartet jedenfalls die Denkfabrik Agora Energiewende. So benötige eine industrielle Wasserstoffanlage 3.000 bis 4.000 Betriebsstunden, schreiben die Berliner in einer Studie. Rein über die Nutzung abgeregelten Windstroms seien bestenfalls 2.000 Stunden drin.

„Diese Dinge wollen wir mit dem Reallabor erproben“, sagt Wollschläger. Für die Wirtschaftlichkeit seien aber andere Fragen entscheidend, etwa, die Europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED II zügig in nationales Recht umzusetzen. „Nur dann können wir den grünen Wasserstoff auf unsere Quoten anrechnen.“ Bei der RED II ist das erstmals mit grünem Wasserstoff möglich. Auch die Befreiung des grünen Stroms von der EEG-Umlage sei wichtig.

Wollschläger räumt zugleich ein, dass für Heide als eine der kleinsten Raffinerien in Europa der grüne Wasserstoff eine Chance darstellt. „Wir müssen unser Geschäftsmodell überdenken, um noch in zehn Jahren hier eine Zukunft zu haben.“

Arcelor Mittal will grünen Stahl schmelzen

Wirtschaftlichkeit und Windkraft sind auch die entscheidenden Parameter für grünen Stahl, wie ihn die Arcelor Mittal Hamburg GmbH künftig im Hamburger Hafen gewinnen will. Dafür plant der größte Stahlerzeuger der Welt zunächst den Bau eines 50-MW-Elektrolyseurs. Der soll künftig den Wasserstoff für eine Demonstrationsanlage liefern, in der der Stahlspezialist seine Eisenerze chemisch zu sogenanntem Eisenschwamm reduziert. Bisher kommt für diesen Prozess, bei dem den Erz-Pellets der Sauerstoff entzogen wird, Synthesegas auf Basis von Erdgas zum Einsatz. Das sorgt aktuell noch für CO2-Emissionen von 800 Kilo pro Tonne des Endprodukts Walzdraht. Das ist zwar nur die Hälfte dessen, was das in der Branche gängige Hochofenverfahren unter Verwendung von Kokskohle benötigt, aber für Europas Klimaziele noch zu viel. „Mit 100 Prozent Wasserstoff können wir auf 100 Kilogramm kommen. Das nenne ich dann grünen Stahl“, sagt Uwe Braun, Sprecher der Geschäftsführung von Arcelor Mittal.
 

Die Demoanlage könnte die Erzeugung von 100.000 Tonnen der insgesamt jährlich produzierten 600.000 Tonnen Eisenschwamm klimafreundlich machen. Der geplante Elektrolyseur benötigte dafür allerdings Ökostrom in der Größenordnung von 22 Offshore-Windkraftanlagen mit je 5 MW. Um das gesamte Werk auf grünen Wasserstoff umzustellen, stiege der Bedarf auf 350 Mio. kWh im Jahr oder über 1.000 MW Windkraft vom Meer.

Unter den aktuellen Bedingungen würde das laut Arcelor Mittal ökonomisch keinen Sinn ergeben: wegen der Stromkosten, aber vor allem wegen der neuen Technologie, die bisher weltweit noch niemand einsetze. „Wir wären mit 100 Prozent Wasserstoff bei Erzeugungskosten von drei Euro pro Kilo. Mit Erdgas kostet uns das nur einen Euro. Die Differenz bezahlt uns aktuell niemand“, so Stahlmanager Braun.
Denn die Nachfrage für Ökostahl sei bei Großabnehmern wie der Automobilindustrie nicht vorhanden. Deshalb werde es ohne politische Unterstützung nicht gehen. Einen Anreiz könnten die Differenzkontrakte für CO2 bieten. Dabei geht es im Kern darum, dass der Staat denjenigen, die den Ausstoß von CO2 durch neue Technologien vermeiden, einen festen Preis für ihre dadurch überschüssigen Emissionszertifikate garantiert. Noch ist es allerdings nicht so weit, denn Arcelor Mittal will zur technischen Erprobung des neuen Verfahrens zunächst auf grauen Wasserstoff setzen.

Grauer Wasserstoff für Tests im Netz

Das hat auch Gasnetz Hamburg 25 Kilometer weiter im Osten der Stadt in einem neuen Wohnkomplex in Hamburg-Bergedorf vor. Dort will der kommunale Versorger in einem Inselnetz für die Wärmeversorgung von 270 Wohneinheiten einen Anteil von bis zu 30 % Wasserstoff testen. Zwei Blockheizkraftwerke sollen so ihren Bedarf decken. Dazu stehen an der Energiezentrale vor den neuen Häuserblöcken Anschlüsse für klassische Gasflaschen bereit. Künftig sollen dort Bündel mit zwölf Flaschen zu je 150 Liter über einen Mischer in das Netz einspeisen. „Es geht darum, Erfahrungen zu sammeln, wie sich ein hoher Anteil an Wasserstoff auf Motoren und Brenner auswirkt“, erläutert Projektmanager Tom Lindemann. Mehr als 30 % im Erdgasnetz sieht der kommunale Netzbetreiber übrigens wegen der unterschiedlichen Brennwerte der Gase kritisch. Für mehr Wasserstoff müssten dann eigene Leitungen her.