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H2CAST Etzel – Making energy transition work. | Detail

Zukunft sucht Leerrohr

Deutschlands Industrie stellt auf grünen Wasserstoff um. 2025 sollen Schiffe erste Mengen liefern. Doch damit das Gas zum Ziel kommt, braucht es Terminals, Speicher, Pipelines. Wie schnell können die entstehen?

Die saubere Zukunft von Thyssenkrupp beginnt im Matsch. Es ist Ende Dezember, als der Stahlkonzern auf das Gelände seines Duisburger Stahlwerks geladen hat. Und wer festes Schuhwerk hat, ist klar im Vorteil. Politiker, Konzernvertreter und Journalisten stapfen durch die aufgewühlte Erde, um schließlich gemeinsam in einen frisch ausgehobenen Graben zu blicken. Darin lugt aus dem Boden ein dunkles Rohr hervor – mehr gibt es nicht zu sehen. 

Und doch soll mit diesem Erdloch eine neue Ära beginnen. Bisher verschlingt Europas größtes Stahlwerk in Duisburg fünf Millionen Tonnen Kohle im Jahr, genug, um 83 000 Zugwaggons zu füllen. Bis zum Jahr 2045 soll sich das ändern. Die Pipeline, die das Werk an ein Fernleitungsnetz des Gaseunternehmens Air Liquide anbindet, ist der erste Schritt: Sie soll die Fabrik von 2024 an mit ersten Mengen Wasserstoff versorgen, Ende 2026 soll eine noch größere Leitung folgen. In Duisburg zeige sich heute, wie der Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft gelingen könne, lobt Mona Neubaur, Wirtschaftsministerin von Nordrhein-Westfalen.

„Wasserstoff ist das einzige Element, mit dem wir Kohlenstoff bei der Stahlherstellung ersetzen können“, betont Bettina Hübschen, die für die Stahlwerke von Thyssenkrupp die Umstellung auf das saubere Gas organisiert. In rund zwei Jahren soll eine Versuchsanlage starten, in vier Jahren der erste von vier Hochöfen in Duisburg umgestellt sein. Finaler Wasserstoffbedarf pro Jahr: 720 000 Tonnen. Es bräuchte 3800 Windräder, um diese Menge herzustellen – so viele, wie derzeit in ganz Nordrhein-Westfalen stehen.

 

Der Champagnereffekt im Krieg

Auch wegen solcher Zahlen sprachen meinungsstarke Energieexperten und Politiker vor Kurzem noch vom „Champagner der Energiewende“, vom raren Wasserstoff. Doch seit Russlands Angriff auf die Ukraine sind es die Preise für Erdgas, die an Champagner erinnern – Flüssigerdgas (LNG) zu verbrennen sei in weiten Teilen Europas nun teurer als mit Grünstrom erzeugten Wasserstoff, meldeten die Energiemarktanalysten von BloombergNEF im Juli. „Der Druck, in dieser Dekade schon nennenswerte Mengen Wasserstoff nach Europa zu bekommen, ist deutlich größer geworden“, sagt Jens Burchardt, Wasserstoffexperte bei der Beratungsgesellschaft Boston Consulting Group.

Für das Duisburger Werk zumindest stehen die Absichtserklärungen schon. BP, RWE und der norwegische Energiekonzern Equinor haben Thyssenkrupp Wasserstoff per Pipeline zugesagt. Kurz nach Neujahr vereinbarte Vizekanzler Robert Habeck mit Norwegens Ministerpräsident Jonas Gahr Störe Wasserstoffimporte inklusive einer neuen Leitung durch die Nordsee. Schon in zwei Jahren wollen E.On und Uniper wiederum Ammoniak per Schiff aus Kanada einführen, in dem der Wasserstoff chemisch gebunden und so leichter zu transportieren ist. „Ab dem Jahr 2025 werden erhebliche Volumina Wasserstoff nach Europa kommen“, erwartet Jorgo Chatzimarkakis, Chef von Hydrogen Europe, dem Interessenverband der europäischen Wasserstoffwirtschaft.

Aber ist Deutschland darauf vorbereitet? Derzeit wohl kaum. So schnell wie beim einflussreichen Großkonzern Thyssenkrupp werden anderswo bisher keine Wasserstoffleitungen gebaut. Er wolle ja auf Wasserstoff umstellen, klagt ein mittelständischer Stahlunternehmer aus Südwestfalen. Nur wann sein Werk einen Pipelineanschluss bekomme, stehe in den Sternen. Allein im Ruhrgebiet, in Mitteldeutschland und bei Brunsbüttel verbinden heute ein paar Wasserstoffpipelines Chemiebetriebe, insgesamt sind sie 420 Kilometer lang. Das deutsche Erdgasnetz erstreckt sich, zählt man die Verteilnetze in den Städten mit, über mehr als 600 000 Kilometer. Um etwa das Stahlwerk in Duisburg mit importiertem Wasserstoff zu versorgen, sind aber auch neue Terminals an den Küsten nötig. Zwar ist von Wilhelmshaven bis Lubmin ein Dutzend solcher Anlagen geplant, in den Niederlanden und Belgien existieren weitere. Doch die meisten sind zunächst nicht für Wasserstoff gedacht, sondern für LNG.

Im Entwurf der neuen Wasserstoffstrategie, die das Bundeswirtschaftsministerium in Kürze vorstellen dürfte, wird das Problem nun aufgegriffen: Ein zügiger Aufbau einer Terminal-, Netz- und Speicherinfrastruktur für Wasserstoff sei unerlässlich, heißt es darin. Eine neue Gesellschaft solle das Wasserstoffnetz bauen und betreiben, und zwar mit staatlicher Beteiligung. Pläne, die sogleich für Kritik sorgten: Die privatwirtschaftlichen Akteure seien deutlich effizienter, das heutige Erdgasnetz zügig in ein Wasserstoffnetz zu verwandeln, betont Timm Kehler, Vorstand des Branchenverbands Zukunft Gas.

 

Besser etwas robuster planen

Aber nicht nur auf politischer Ebene sind Fragen offen – auch auf technischer Ebene muss die Industrie viel Pionierarbeit leisten. Wie lassen sich LNG-Terminals zu Wasserstoffanlagen umbauen? Wie kann man das Gas massenhaft speichern? Und wie die Erdgasleitungen in ein deutschlandweites Wasserstoffnetz umbauen? Die Suche nach Antworten beginnt in Stade in Niedersachsen. Am hiesigen Seehafen, der sich an der Unterelbe ausbreitet, soll ein neuer Hafenabschnitt entstehen, an dem ein schwimmendes Importterminal für Flüssigerdgas installiert wird. „Ab Ende des Jahres wird hier einmal die Woche ein LNG-Schiff anlegen“, sagt Johann Killinger, Geschäftsführer des Betreibers Hanseatic Energy Hub. Schon bald soll auch der Bau eines zweiten, deutlich größeren Terminals beginnen, das die schwimmende Anlage im Jahr 2027 ablösen soll. Das Terminal soll so aufgebaut sein, dass es nicht nur Flüssigerdgas umsetzen kann – sondern auch wasserstoffhaltiges Ammoniak.

„Ammoniak hat eine höhere Dichte als Erdgas“, erläutert Killinger, „das müssen wir beim Bau der Anlage von vornherein einplanen.“ Alle Fundamente, alle Pipelines und Tanks der 32 Hektar großen Chemieanlage werden darum heute schon schwerer und robuster konzipiert, als es für Erdgas nötig wäre. Und überall, wo später Ammoniak durchfließen soll, muss ein Material eingesetzt werden, das der Chemikalie, die schnell zu Rostschaden führt, standhält. „Der Mehraufwand ist beträchtlich“, sagt Killinger. „Doch es würde noch teurer, die gesamte Anlage erst später umzurüsten.“

Zu diesem Ergebnis kommen auch Forscher des Fraunhofer Instituts für Systemund Innovationsforschung (ISI) in Karlsruhe in einer aktuellen Studie: Bei guter Planung könnten 70 Prozent der Investitionen in ein LNG-Terminal für ein Ammoniakterminal weitergenutzt werden. Doch es sei schwer vorhersehbar, wann welche Mengen von Ammoniak, grünem Methan oder anderen Molekülen in Zukunft nachgefragt würden, so steht es ebenfalls in der Studie. „Es gibt ein Risiko, dass die LNG-Infrastruktur als gestrandeter Vermögenswert endet“, so die Autoren.

 

Vier Mal höher als der Kölner Dom

Das will Killinger vermeiden – und plant sein Terminal als „Baukastensystem für die Energiewende“, wie er es nennt. Mit ersten Ammoniaklieferungen nach Stade rechnet er in fünf Jahren. Dann könnten erst einmal kleinere, extra dafür gebaute Tanks die Chemikalie aufnehmen. Steigt die Nachfrage, könnte einer der beiden großen LNG-Tanks umgewidmet werden. Laut Killinger müssten dazu Pumpen, Kompressoren und Dichtungen ausgetauscht werden – „Teile, die ohnehin regelmäßig erneuert werden müssen“. Per Schiff oder Zugwaggon würde das Unternehmen das Ammoniak an Chemieunternehmen liefern, die es als Grundstoff etwa für die Produktion von Düngemitteln benötigen. Oder es ließe sich in Stade aufspalten, um daraus Wasserstoff zu gewinnen. Bloß sind die Anlagen dafür, sogenannte Cracker, in der nötigen Größe noch nie gebaut worden. Obendrein verbraucht die Umwandlung viel Energie. Wie teuer der auf diesem Wege importierte Wasserstoff wird, ist darum nicht genau vorherzusagen. Immerhin: Die Mengen, die das riesige Stahlwerk in Duisburg benötigt, könnte eine Anlage wie in Stade liefern.

Dafür müsste der Wasserstoff allerdings von der Küste ins Ruhrgebiet gelangen – und das zuverlässig rund um die Uhr. Im ostfriesischen 800-Seelen-Ort Etzel, 100 Kilometer westlich von Stade, arbeitet ein Team um Ingenieur Carsten Reekers daran, dass das bald möglich wird. Dort, auf dem Gelände des Unternehmens Storag Etzel, grasen Kühe, brüten Kiebitze in den Wiesen, rasten Wandergänse im Marschland. Ein Geflecht aus Rohren, Ventilen, Druckmessern kündet von dem, was sich tief unter der Erde verbirgt: einer der größten Untergrundspeicher Deutschlands für Gas und Erdöl. In 800 Meter Tiefe beginnend, sind hier seit den 1970er-Jahren 75 Kavernen in einen Salzstock gespült worden, je 600 Meter tiefe Hohlräume, in denen der Kölner Dom vier Mal übereinander Platz hätte. Das Gas, das hier auf Vorrat liegt, hält in diesem Winter Kraftwerke und Heizungen am Laufen.

 

100-facher Druck eines Reifens

Reekers, Leiter des Kavernenbetriebs, plant weiter voraus. Ende des Jahres hat sein Team eine halb fertiggestellte Kaverne mit einer kleinen Menge Wasserstoff befüllt. Ein erster Test, ob der Untergrundspeicher auch mit dem flüchtigen Gas, das 14 Mal leichter ist als Sauerstoff, dicht hält. „Alles lief wie im Bilderbuch“, schwärmt Reekers.

Wie beim Erdgas erwarten Forscher auch beim Wasserstoff über das Jahr eine schwankende Nachfrage und mögliche Versorgungslücken. Darum brauche es bis zum Jahr 2050 Speicher mit bis zu 73 Terawattstunden Kapazität, erwartet das Bundeswirtschaftsministerium. Die ersten zwei Kavernen in Etzel will Reekers im Laufe des Jahres für diese Nutzung vorbereiten. Die Rohrverbindung, die rund 1000 Meter in die Tiefe führt, müsse in der Regel ausgetauscht werden, sagt er. Genauso wie die Dichtung am unteren Rohrende, Packer genannt.

Wo die Leitung ans Tageslicht kommt, schließt ein vier Meter hoher Stahlverschluss sie ab, zehn Tonnen schwer, der dem 100-fachen Druck eines Autoreifens über viele Jahre standhalten muss. Auch der muss für den Wasserstoffbetrieb neu gebaut und ausgetauscht werden. Genauso wie viele Verdichter, Messgeräte, Dichtungen. Und weil die Salzkavernen mit Resten von Erdgas und Öl verschmutzt sind, werden künftig Filteranlagen nötig sein, die den Wasserstoff nach Entnahme aus dem Speicher säubern.

Im Jahr 2026 will Reekers bereit sein, falls Anfragen nach Speichern für Wasserstoff eintrudeln. Bisher macht sich das grüne Gas noch rar: Für den Test der ersten zwei Kavernen lässt Storag Etzel es per Lkw anliefern – 150 Fuhren aus Innsbruck in Tirol. Viel naheliegender wäre es, das Gas durch die bestehenden Erdgasleitungen durchs Land zu pumpen. Und auch das wird nun erprobt. Zwischen Bad Bentheim in Niedersachsen und Legden in Nordrhein-Westfalen etwa beginnen dieses Jahr die Umbauarbeiten. Hier wird ein Pipelineabschnitt nicht mehr für Erdgas benötigt, weil die Förderung in den Niederlanden gedrosselt wurde. Er ist Teil von GetH2, einem Pilotprojekt verschiedener Energieversorger und Industrieunternehmen. Es soll ein Wasserstoffnetz schaffen, das bis 2030 wichtige Industriezentren verbindet – eine Wasserstoffproduktion in Lingen im Emsland etwa und den Chemiepark von Evonik in Marl.

 

 

 

„Bis zum Jahr 2027 wollen wir das erste deutschlandweite Wasserstoffnetz fertig haben“
FRANK HEUNEMANN, Geschäftsführer von Nowega

FRANK HEUNEMANN, Geschäftsführer von Nowega

 

 

 

Robomolche und echte Eidechsen

Nach einer Reihe von Studien und Tests sind sich die Betreiber sicher: Bestehende Stahlrohre des Gasnetzes lassen sich grundsätzlich auch für Wasserstoff nutzen. „Zwar können die in seltenen Fällen auftretenden, winzigen Wasserstoffeinzelatome leichter in Mikrorisse im Material eindringen“, sagt Frank Heunemann, Geschäftsführer beim Gasnetzbetreiber Nowega. Über Jahrzehnte könne das die Pipelinewände beeinträchtigen. Doch die geschädigten Stellen ließen sich gut eingrenzen: Mithilfe von Robotern, so genannten Molchen, prüfen die Betreiber den Zustand der Leitungen regelmäßig. Nur wo die Wände zu schadhaft für den Wasserstoffbetrieb geworden sind, muss ein Stück Pipeline ausgetauscht werden.

Auf jeden Fall müssen Armaturen erneuert werden, mit denen sich Erdgasleitungen alle fünf bis zehn Kilometer absperren lassen – etwa zur Wartung. Ihre Dichtungswerkstoffe sind in der Regel nicht geeignet für den dauerhaften Kontakt mit Wasserstoff. „Der Eingriff ist überschaubar“, sagt Heunemann. Wenn das Wasserstoffnetz gegen Ende des Jahrzehnts größer wird, müssen auch die ersten Verdichterstationen umgebaut werden. Die Anlagen erhöhen mit drehenden Schaufeln, ähnlich einer Flugzeugturbine, den Druck in der Pipeline, damit das Gas voranströmt. „Wasserstoff hat eine geringere Dichte als Erdgas“, sagt Heunemann, „darum müssen sich die Verdichter in höherem Tempo drehen.“ Um der stärkeren Belastung standzuhalten, braucht es Schaufeln aus neuen Materialien.

Erste Teile des GetH2-Netzes sollen 2024 auf Wasserstoff umgestellt sein. Der Zeitplan hängt von Ereignissen ab, die Heunemann und seine Mitstreiter kaum beeinflussen können: der Zusage von Fördermitteln der EU, Brutzeiten von Zauneidechsen, die auf Streckenabschnitten leben, enge Wartungszyklen von Raffinerien, in denen die Pipelines angeschlossen werden können. Beim Duisburger Stahlwerk von Thyssenkrupp haben sie deshalb vorgesorgt: Wenn der erste umgebaute Hochofen 2026 in Betrieb geht, soll er erst einmal mit einem Mix aus Wasserstoff und Erdgas laufen – bis genug grünes Gas zur Verfügung steht.

 

"Zukunft sucht Leerrohr", WiWo Print vom 13.01.2023. Autor: Andreas Menn