Die Wasserstoffwirtschaft: Wie viel kostet es, Wasserstoff zu verpacken und zu liefern?
In dieser Serie haben wir uns zunächst das Farbspektrum von Wasserstoff (H₂) genauer angesehen und anschließend die regionalen Faktoren untersucht, die die am besten geeigneten Produktionswege bestimmen. Wir haben festgestellt, wie man kohlenstoffarmen Wasserstoff produziert und welcher Ansatz je nach Umweltbedingungen, wie Verfügbarkeit der Rohstoffe und Energiekosten, am besten geeignet ist. Die Produktion von Wasserstoff ist jedoch nur der erste Schritt in einer viel größeren Wertschöpfungskette.
Nachdem ein Wasserstoffmolekül erzeugt wurde, beginnt es eine komplexe Reise zum Endverbraucher. Die „Midstream“-Phase ist technisch anspruchsvoll und verursacht erhebliche Kosten in der gesamten Wertschöpfungskette. Sie umfasst die Verpackung, den Transport und die Lagerung von Wasserstoff. Für jede Organisation, die ein realistisches und profitables Wasserstoffprojekt aufbauen möchte, ist es entscheidend, jede Phase zu verstehen, da sie die endgültigen „gelieferten“ Kosten von Wasserstoff erheblich beeinflussen.
„Verpackung“ von Wasserstoff für den Transport: Verschiedene Wege
Wasserstoff ist das leichteste Element im Universum, was bedeutet, dass es in seinem natürlichen gasförmigen Zustand eine sehr geringe Dichte hat. Um ihn wirtschaftlich zu transportieren, muss er „verpackt“ werden, um seine Energiedichte zu erhöhen und so die Transportkosten zu senken. Es gibt verschiedene Strategien dafür:
Verflüssigter Wasserstoff (LH₂)
Durch das Abkühlen von Wasserstoff auf kryogene -253 °C (-423 °F) wird er flüssig. Dies erhöht seine Dichte erheblich – um etwa den Faktor 790 – und macht ihn zu einer effektiven Möglichkeit, große Mengen über lange Strecken, insbesondere auf dem Seeweg, zu transportieren.
Die Verflüssigung von Wasserstoff im großen Maßstab erfordert relativ wenig Energie – etwa 8 bis 10 kWh pro Kilogramm Wasserstoff. Die Entwicklung von großtechnischen Anlagen zur Wasserstoffverflüssigung und der notwendigen LH2-Speicherinfrastruktur an Export- und Importterminals ist jedoch noch weit von der Marktreife entfernt.
Zusätzlich haben LH2-Transportbehälter, die für den Transport größerer Mengen LH2 benötigt werden, derzeit einen eher niedrigen Technologiereifegrad. Fortschritte in der LH₂-Tanktechnologie, die die Isolationsqualität bestimmen, werden die Wasserstoffkosten beeinflussen, da Verluste durch Verdampfungs-Gas (BOG) den gelieferten Preis an den Importterminals erhöhen. Das Ziel wird sein, das Verdampfungs-Gas auf die Menge zu beschränken, die für den Antrieb und die Energieversorgung der LH₂-Transportschiffe benötigt wird, um das Abfackeln überschüssigen Wasserstoffs zu vermeiden.
Sobald die LH2-Versandtechnologien ausgereift sind, könnte die hohe Effizienz dieses Weges ihn zu einer sehr attraktiven Option für den Wasserstoffferntransport machen.
Komprimierter gasförmiger Wasserstoff (CGH2)
Wenn kein Pipelineanschluss in der Nähe des Wasserstoffverbrauchers vorhanden ist, ist eine praktische Lösung für den Kurzstreckentransport, Wasserstoffgas auf hohe Drücke (200–700 bar) in Hochdruckbehältern zu komprimieren, die in 20- oder 40-Fuß-Containern oder auf speziellen Anhängern untergebracht sind. Mit 700-bar-Anhängern kann Wasserstoff in großem Umfang an Endverbraucher geliefert werden, wenn die Vorschriften den Transport bei diesem Druckniveau erlauben, ohne dass Kompressionsanlagen bei den Verbrauchern installiert werden müssen.
Die Abschreibung der hohen Kosten, die mit Hochdruckbehältern oder -containern verbunden sind, muss über die gesamte Rundreise berücksichtigt werden, einschließlich des Befüllens, der Lagerung und der Entnahme des Wasserstoffs aus dem Behälter. Während einer Rundreise kann die Abschreibung leicht zwischen 0,20 und 0,40 € pro kg Wasserstoff und Tag betragen, was darauf hinweist, dass eine lange Rundreisedauer den CGH2-Containertransport und die Lagerung pro kg Wasserstoff eher unattraktiv macht.
| GH2-Container-/Anhängertransportkosten | ||
|---|---|---|
| Rundreisedauer (Tage) | Wasserstoffkosten für Container-/Anhängerabschreibung pro kg H2 min (EUR) | Wasserstoffkosten für Container-/Anhängerabschreibung pro kg H2 max (EUR) |
| 1 | 0,2 | 0,4 |
| 2 | 0,4 | 0,8 |
| 3 | 0,6 | 1,2 |
| 4 | 0,8 | 1,6 |
| 5 | 1 | 2 |
| 6 | 1,2 | 2,4 |
| 7 | 1,4 | 2,8 |
| 8 | 1,6 | 3,2 |
| 9 | 1,8 | 3,6 |
| 10 | 2 | 4 |
Mehrere Projektentwickler haben bereits erkannt, dass der Containertransport über lange Strecken mit langen Rundreisen keine praktikable Lösung ist.
Wasserstoff-Pipelineeinspeisung und -transport
Wasserstoffpipelines können genutzt werden, wenn sie sich sowohl in der Nähe der Wasserstoffproduktion als auch des Verbrauchs befinden. Auf den Pipeline-Druck komprimiert, kann der Wasserstoff vom Einspeisepunkt der Pipeline zum Verbraucher fließen. Wenn Wasserstoff durch druckbeaufschlagte Elektrolyseure in der Nähe der Verbraucher produziert wird, sind Kompressoren möglicherweise nicht einmal erforderlich, um die Moleküle von der Produktion zum Verbrauch zu bewegen.
Die geschätzten Kosten für den Wasserstofftransport per Pipeline liegen voraussichtlich zwischen 0,07 und 0,23 € pro Kilogramm pro 1 000 km. Diese Preisspanne wird durch verschiedene pipelinebezogene Parameter bestimmt, wie:
- Pipeline-Durchmesser und Material: Grössere Durchmesser senken die Kosten pro kg Wasserstoff, erhöhen aber die Investitionskosten.
- Wasserstoffnachfrage: Höhere Durchsatzmengen senken die nivellierten Kosten.
- Kompressorstationen: Für lange Strecken erforderlich, was sowohl die Investitions- als auch die Betriebskosten erhöht.
- Pipeline-Druck und Gelände: Beeinflussen die Baukomplexität und den Energieverbrauch.
- Umnutzung vs. Neubau: Die Umnutzung bestehender Erdgasleitungen kann Kosten senken, erfordert aber möglicherweise erhebliche Aufrüstungen wegen Wasserstoffversprödung und Leckagerisiken.
Wasserstoffträger
Um den Transport zu erleichtern, beinhalten die unten beschriebenen Methoden die chemische Bindung von Wasserstoff an ein stabiles flüssiges Molekül. Die drei führenden Träger sind:
Ammoniak (NH₃)
Wasserstoff wird mit Stickstoff aus Luftzerlegungsanlagen in einer Haber-Bosch-Ammoniakproduktionsanlage kombiniert, und das resultierende Ammoniak kann als Flüssigkeit unter mäßigem Druck transportiert werden.
Der Hauptvorteil dieses Wasserstofftransportweges besteht darin, dass Ammoniakproduktionsprozesse sowie die Infrastruktur für großflächige Lagerung und Versand bereits gut etabliert und teilweise vorhanden sind. Obwohl die Nutzung von Ammoniak als Wasserstoffträger eine der ineffizientesten Methoden zum Transport von Wasserstoff ist – die Effizienz des Prozesses liegt bei <25 % – macht die Reife der kritischsten Elemente dieses Weges dies zur bevorzugten Lösung für heutige Projekte.
| Ammoniak-Verpackung | kWh pro kg H2 |
|---|---|
| Elektrolyse | 55 |
| Luftzerlegungsanlage (N2) | 0,66 |
| Ammoniak-(Haber-Bosch-)Produktionsanlage | 63 |
| Ammoniak-Cracker (Rückumwandlung zu Wasserstoff) | 14 |
| Gesamtenergiebedarf | 132 |
| Rundreiseeffizienz | 25 % |
Tabelle: Energiebedarf und Effizienz (im Vergleich zum Energiegehalt von Wasserstoff (33 kWh/kg (unterer Heizwert – LHV)) für Ammoniak als Wasserstoff-Verpackungsweg
Flüssige organische Wasserstoffträger (LOHC)
Wasserstoff wird an eine stabile organische Flüssigkeit gebunden – LOHC (z. B. kovalente Bindung an Benzyltoluol).
Die „Hydrierung“ findet am Produktionsstandort unter erhöhten Temperaturen statt und verbraucht etwa 9 kWh Energie. Später wird der Wasserstoff am Einsatzort durch Desorption aus dem LOHC freigesetzt, was zusätzliche ca. 10 kWh Energie erfordert.
LOHC können unter normalen atmosphärischen Bedingungen mit Standard-Produkttankern und Straßentankfahrzeugen über lange Strecken transportiert werden und bieten ein hohes Maß an Sicherheit. Neben der LOHC-Hydrierungsausrüstung am Ort der Wasserstoffproduktion und der Wasserstoff-Desorptionsausrüstung am Verbrauchsort muss eine Infrastruktur für beide Zustände des LOHC, mit und ohne an das LOHC gebundenen Wasserstoff, bereitgestellt werden, um eine zirkuläre Logistik des flüssigen Wasserstoffträgers zu ermöglichen.
| LOHC-Verpackung | kWh pro kg H2 |
|---|---|
| Elektrolyse | 55 |
| LOHC-Hydrierung | 9 |
| LOHC-Dehydrierung | 10 |
| Gesamtenergiebedarf | 74 |
| Rundreiseeffizienz | 45 % |
Tabelle: Energiebedarf und Effizienz (im Vergleich zum Energiegehalt von Wasserstoff (33 kWh/kg (unterer Heizwert – LHV)) für LOHC als Wasserstoff-Verpackungsweg
Metalle als Energieträger
Metalle können auch zur Speicherung oder zum Transport größerer Energiemengen verwendet werden, selbst ohne Wasserstoff. Der Energiespeichermechanismus besteht in diesem Fall in der Herstellung von Metallen wie Aluminium oder Eisen aus deren Oxiden.
Wenn diese Metalle mit Wasser (H2O) in Kontakt kommen, reduzieren sie das Wasser zu Metalloxid (Al2O3 oder Fe3O4) und setzen dabei Wasserstoff frei.
Während die Eisenoxidationsreaktion endotherm ist, ist die Aluminiumoxidationsreaktion, sobald sie gezündet wird, exotherm und erzeugt Wärme bei sehr hohen Temperaturen (etwa 1000 °C), die für industrielle Prozesse zurückgewonnen werden kann.
Aluminium: 2Al + 3H2O → Al2O3 + 3H2
| Aluminium mit maximaler Wärmerückgewinnung | kWh pro kg H2 | Aluminium ohne Wärmerückgewinnung | kWh pro kg H2 |
|---|---|---|---|
| Aluminiumoxid-Elektrolyse | 124 | Aluminiumoxid-Elektrolyse | 124 |
| Wasserstofferzeugung (Dampfreduktion) Wärmerückgewinnung 100 % | -38 | Wasserstofferzeugung (Dampfreduktion) keine Wärmerückgewinnung | 0 |
| Gesamtenergiebedarf | 86 | Gesamtenergiebedarf | 124 |
| Rundreiseeffizienz | 38 % | Rundreiseeffizienz | 27 % |
Tabelle: Energiebedarf und Effizienz (im Vergleich zum Energiegehalt von Wasserstoff (33 kWh/kg (unterer Heizwert – LHV)) für Aluminium als Wasserstoff-Verpackungsweg
Nachfolgend eine Übersicht über Prozesseffizienzen und Kostentreiber, die hauptsächlich vom Stromverbrauch dieser Prozesse beeinflusst werden.
Die richtige Transport- und Verpackungsart wählen
Der Bedarf an Wasserstofftransport entsteht hauptsächlich aus zwei Gründen:
- Die Deckung des Energieimportbedarfs von Regionen, die die Nachfrage nicht durch eigene Produktion und Speicherung erfüllen können.
- Die Wasserstoffproduktion kann in abgelegenen Exportregionen mit niedrigeren Energiepreisen kostengünstiger sein, was auch die Verpackungs- und Transportkosten im Vergleich zu lokal produziertem und gespeichertem Wasserstoff reduziert.
Die Entfernung des Wasserstofftransports sowie Umweltfaktoren wie Energiekosten, Rohstoff- und Infrastrukturverfügbarkeit bestimmen die gewählte Methode der Wasserstoffproduktion und -verpackung sowie die Transportart vom Produktionsstandort bis zum Einsatzort.
Die folgende Infografik zeigt den Entscheidungsprozess zur Auswahl der optimalen Verpackungs- und Transportmethode für Wasserstoff:
Alternative Energietransportvektoren: Synthetische Kohlenwasserstoffe (z. B. Methan)
Synthetische Kohlenwasserstoffe können als Energieträger für die Speicherung und den Transport von Energie verwendet werden.
Synthetische Kohlenwasserstoffe, die als Energieträger genutzt werden, werden nicht zurück in Wasserstoff umgewandelt. Daher ist ein direkter Vergleich mit anderen Wertschöpfungsketten nur begrenzt aussagekräftig, da diese Kohlenwasserstoffe direkt als kohlenstoffarmes Ausgangsmaterial in der chemischen und petrochemischen Industrie oder als Kraftstoff verwendet werden können. Dennoch kann eine Betrachtung aus einem anderen Blickwinkel nützliche Erkenntnisse liefern.
Einer der einfachsten Kohlenwasserstoffe – synthetisches Methan – wird durch den Sabatier-Prozess synthetisiert: CO2 + 4H2 → CH4 + 2H2O.
Synthetisches Methan kann über die bestehende Erdgasinfrastruktur transportiert werden: Es kann in Pipelines eingespeist, in unterirdischen Kavernen gespeichert oder bei –163 °C verflüssigt für den Versand per LNG-Tanker und -Anhänger transportiert werden.
Allerdings teilen Kohlenwasserstoffe – einschließlich Methanol und synthetischem Kerosin – als Energieträger eine gemeinsame Herausforderung. Neben der Notwendigkeit von grünem Wasserstoff benötigen diese Energieträger auch Kohlendioxid (CO2), das gemäß den Emissionsvorschriften bezogen wird, was bedeutet, dass ausreichend biogenes CO2 oder CO2 aus der direkten Luftabscheidung (DAC) gesichert werden muss.
Beide CO2-Lieferketten in diesem Pfad sind kritisch.
- Herausforderungen bei der Versorgung mit biogenem CO2: Um die Produktion synthetischer Kohlenwasserstoffe zu skalieren, müssen große Mengen biogenen CO2 in der Nähe der Produktionsanlage verfügbar sein oder dorthin transportiert werden. Eine knappe oder fragmentierte biogene CO2-Lieferkette könnte die Erweiterung synthetischer Kohlenwasserstoffanlagen erheblich einschränken.
- Herausforderungen bei der Versorgung mit CO2 aus direkter Luftabscheidung: Da die CO2-Konzentration in der Atmosphäre relativ niedrig ist (~420 ppm), erfordert das Abscheiden dieser Moleküle erhebliche Kapital- und Betriebsausgaben. Mit der aktuellen Technologie liegen die Kosten für direkte Luftabscheidung bei etwa 800–900 € pro Tonne CO2, mit Prognosen, die auf 150–350 € pro Tonne sinken, wenn sich die Technologie weiterentwickelt und skaliert.
Die folgende Tabelle vergleicht die Kosten von synthetischem Methan mit denen von grünem Wasserstoff, unter Berücksichtigung von CO2 aus biogenen Quellen und direkter Luftabscheidung.
| Kostenvergleich Methan am Produktionsstandort | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Produktion | Rohstoffkosten [0,5 kg H2 & 2,74 kg CO2 pro kg CH4] | Gesamte Rohstoffkosten [€ pro kg CH4] | Anlagen CAPEX/OPEX 1,0-2,5 [€ pro kg CH4] | Gesamtkosten € pro kg Methan | Energiekosten (Niederheizwert) [€/kWh] |
| Synmethan (biogenes CO2 zu 30 €/t) | H2: ~1,23 €/kg CH4 CO2: ~0,08 €/kg CH4 | 1,31 | ~2 | 3,31 | 0,24 |
| Synmethan (DAC CO2 zu 800 €/t) | H2: ~1,23 €/kg CH4 CO2: ~2,19 €/kg CH4 | 3,42 | ~2 | 5,42 | 0,39 |
| Fossiles Methan, importiert in die EU (TTF 10/2025) | 31,44 € pro Megawattstunde (MWh) | / | / | 1,75 | 0,13 |
Die obige Tabelle zeigt die Bandbreite der Kostenszenarien für synthetisches Methan, ohne Transportkosten in die EU.
Vor dem Transport per Pipeline oder LNG-Tanker werden die Kosten für synthetisches Methan auf etwa geschätzt:
- ~190 % des handelbaren TTF-Erdgases (biogenes CO2 zu 30 € pro Tonne)
- ~300 % des handelbaren TTF-Erdgases (DAC CO2 zu 800 € pro Tonne)
Die Perspektive von Burckhardt Compression
Die Reise eines Wasserstoffmoleküls von der Produktion bis zur Endnutzung zeigt uns, dass der Midstream-Bereich ein komplexes Netzwerk miteinander verbundener Technologien ist. Dieses physische Rückgrat zuverlässig und wirtschaftlich zu gestalten, ist eine der zentralen Herausforderungen der Wasserstoffwirtschaft.
Innerhalb dieser Komplexität spielt die Kompressionstechnologie eine entscheidende Rolle – von der Ermöglichung des Hochdrucktransports bis zur sicheren und skalierbaren Speicherung. Die Effizienz dieser Kompressionssysteme ist ein zentraler wirtschaftlicher Faktor, da jeder Kilowattstunde, die durch Ineffizienz verloren geht, die Kosten für den gelieferten Wasserstoff erhöht und die Rentabilität des Projekts verringert.
Um diesen Anforderungen gerecht zu werden, ist anwendungsspezifisches Fachwissen erforderlich. Burckhardt Compression bietet dies entlang jeder Stufe der Wertschöpfungskette und liefert maßgeschneiderte Kompressorlösungen, die die Energiewende unterstützen.
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Was als Nächstes in der Serie kommt
Im letzten Artikel dieser Serie schliessen wir den Kreis, indem wir uns auf die Endanwendungen konzentrieren, die die Wasserstoffwirtschaft antreiben. Von der Stahlherstellung und dem Schiffsverkehr bis hin zu Wasserstofftankstellen und Netzstabilisierung untersuchen wir, warum Wasserstoff die bevorzugte Lösung für schwer zu reduzierende Sektoren ist – und was es braucht, um ihn zuverlässig bereitzustellen.
Aktuelles
Burckhardt Compression kündigt Führungswechsel in der Services Division an
Ad hoc-Mitteilung gemäss Art. 53 KR
12. Januar 2026