Europäische politische Entscheidungsträger schenken dem Offshore-Wasserstoffbericht von DNV zu viel Vertrauen
Vor ein paar Tagen habe ich eine durchgewühlt DNV-Bericht zur Herstellung von Offshore-Wasserstoff mit Strom aus Offshore-Windparks. Die grundlegende Schlussfolgerung wurde in der Überschrift zum Ausdruck gebracht: „Offshore-Wasserstoff wäre zehnmal teurer als bereits teures LNG, doch Europa meint es ernst.“ Die 3,21 € pro Kilogramm grünen Offshore-Wasserstoffs, die der Bericht als günstigstes Szenario vorsah, machten die Schlussfolgerungen des Berichts bereits unsinnig, aber es ist interessant, sich die Kuriositäten in den Annahmen anzusehen, die dazu führten, dass Offshore-Wasserstoff am billigsten war.
Im ursprünglichen Artikel habe ich einige der Annahmen notiert, die das Unternehmen getroffen hat, und das hat mich dazu veranlasst, mehr über die Metriktabelle nachzudenken, die es verwendet hat, um die kühne Behauptung aufzustellen, dass die Offshore-Herstellung von Wasserstoff in Zukunft die billigste Form von grünem Wasserstoff sein würde dass Europa sich stark darauf einlassen sollte. Zu diesen Annahmen gehörten, dass Wasserstoff ein primärer Energieträger und kein industrieller Rohstoff ist, dass daraus MWh und GWh als Einheiten für Wasserstoff verwendet werden, der Bedarf an Wasserstoff sieben- bis zwölfmal höher ist, wenn die Hauptnachfragegebiete schrumpfen, und die eine oder andere Behauptung dass die Bewegung von Molekülen durch Pipelines effizienter war als die Bewegung von Elektronen durch HGÜ.
Letzteres war interessant, da die HGÜ-Verluste über 1.000 km im Bereich von 3 % bis 3,5 % liegen, der Bericht in den Anhängen auf Seite 68 jedoch Verluste von 6,5 % über 150 km für diese Übertragungsart zwischen der Leitung und der Leitung angibt Konvertierungsstationen. Das unterscheidet sich ganz außerordentlich von dem, was die Getriebeindustrie sieht. Im Gegensatz dazu behaupten sie, dass die Gesamtverluste der Pipeline und der Kompressoren für Wasserstoff nur 1,5 % betragen. Und offenbar ist dieses seltsame Missverhältnis ein wichtiger Faktor.
„Dies ist vor allem auf die kompaktere Bauweise von Pipelines im Vergleich zu Kabeln und die höhere Effizienz der Offshore-Elektrolyse zurückzuführen, da beim Transport weniger Strom verloren geht, da keine langen Stromkabel verwendet werden müssen.“
Angesichts der Tatsache, dass die Hauptverursacher Öl, Gas und Wasserstoff sind, haben sie möglicherweise nur ein gewisses persönliches Interesse daran, alle Vorteile für ihre bevorzugte Technologie auszunutzen, und stellen bei der HGÜ, bei der es sich natürlich um die neue Pipeline handelt, eine kleine Herausforderung dar.
Sie behaupten auch, dass Pipelines – Sie wissen schon, diese großen, hupenden Stahlrohre mit Betonfundamenten alle paar Meter – weniger Platz benötigen als HGÜ-Kabel. Dies scheint den seltsamen Behauptungen der Atomindustrie zu ähneln, dass der Platzbedarf ein großer Faktor sei. Sie scheinen zu denken, dass Umspannwerke riesig und die Landebereiche der Pipelines klein sind, obwohl beide in Wirklichkeit ziemlich klein sind.
Aber Kommentare in den darauffolgenden Tagen brachten mich dazu, über einige der anderen Annahmen auf Seite 68 nachzudenken. Eine davon war, dass der Bau und Betrieb von Unterwasserpipelines pro Kilometer und pro MW Kapazität weniger kostete als HGÜ-Leitungen. Wie viel günstiger? Nun, in der DNV-Berichtswelt liegen die Kapitalkosten pro MW Kapazität pro Kilometer für eine Unterwasser-Wasserstoffpipeline – und zur Erinnerung: Unterwasser-Wasserstoffpipelines gibt es nicht und Wasserstoffpipelines gibt es kaum – bei 500 bis 615 Euro HGÜ kostet 800 €. Dann kosten die HGÜ-Umwandlungsstationen 885.000 Euro pro MW, während die Wasserstoffkompression nur 15.000 Euro pro MW kostet.
Hinzu kommen die Betriebskosten. Wussten Sie, dass der Betrieb von HGÜ-Kabeln, die einfach daliegen, keine beweglichen Teile haben und nur sehr begrenzte Inspektionsanforderungen haben, viel teurer ist als der Betrieb von Pipelines mit vielen beweglichen Teilen in den Kompressoren, Pipeline-Inspektionsmolchen und externen Inspektionsanforderungen? Das erscheint ziemlich seltsam, doch sie beziffern die Gesamtbetriebskosten der HGÜ auf 6,8 % der Kapitalkosten pro Jahr, während die entsprechenden Gesamtkosten der Pipeline einschließlich der Offshore-Plattform nur 5,5 % betragen. Und denken Sie daran: Da die HGÜ-Kosten viel höher angesetzt wurden, sind auch die zusätzlichen 1,3 % der Betriebskosten viel höher.
Zur Erinnerung an den vorherigen Artikel wird im Bericht nicht auf die Personalausstattung Bezug genommen. Vielleicht ist es in den Betriebskosten enthalten. Eine Offshore-Plattform mit Entsalzung, Elektrolyse, Kompression und einer Reihe anderer Komponenten ist eine chemische Produktionsanlage im industriellen Maßstab, die rund um die Uhr Personal benötigt. Ein Offshore-Windpark mit HGÜ-Verbindungen zum Land erfordert kein festangestelltes Offshore-Personal. Doch irgendwie sprechen die DNV-Zahlen für eine riesige, mit Personal ausgestattete Industrieanlage 100 km von der Küste entfernt.
Ist das wahr? Es ist schwer zu sagen. Wie alle Zahlen auf Seite 68 enthalten sie keinen Hinweis auf Quellen, die zu diesen Zahlen gelangen. Ich konnte sie nach ein paar Stunden Googeln der Referenzen nicht bestätigen. Das einzige externe Papier, das sie zitieren, das DNV-Ausblick zur Energiewende, enthält genau keine dieser Zahlen. Ich weiß, ich bin hingegangen und habe nachgeschaut. Die Zahlen kamen auf Seite 68 an, als wären sie aus dem Äther gerissen, um kaum die bemerkenswerte Komplexität der Offshore-Herstellung von Wasserstoff zu veranschaulichen, da es sich um die billigste Form von grünem Wasserstoff handelt.
Gibt es sonst noch etwas Bemerkenswertes zu den Annahmen? Nun, sie behaupten, dass die Elektrolyse von Onshore-Solarenergie zu Wasserstoff in jedem Modellszenario bei weitem die teuerste Option ist, während Offshore-Windenergie zu Wasserstoff auf See in Zukunft die günstigste Option sein wird. Worauf könnten sie dies stützen? Erstens: Offshore-Windkapazitätsfaktoren von 57 % und Kosten pro MWh von 32,12 € im Jahr 2030, niedriger als bei Onshore-Windkraft oder Solarenergie.
Nun, ich liebe Offshore-Windenergie, verstehen Sie mich nicht falsch, und sie hat tatsächlich hohe Kapazitätsfaktoren. Aber der Durchschnitt für Offshore-Windenergie liegt unter 50 %, und es ist schwer vorstellbar, dass sie pro MWh günstiger sein wird als Onshore-Wind- und Solarenergie. Doch genau diese Behauptung wird in dem Bericht aufgestellt, um die Herstellung von Wasserstoff über 100 Kilometer von der Küste entfernt zu rechtfertigen.
Gibt es sonst noch etwas Erstaunliches an den Zahlen? Ja, der Kapazitätsfaktor von 11 % für Onshore-Photovoltaik. Das trifft für Nordeuropa in etwa zu, aber wenn man bedenkt, dass der Wasserstoff oder die Elektrizität nach Süden zu großen Bevölkerungszentren fließt und im Süden in der Nähe von Elektrolyseanlagen Solar-Photovoltaikanlagen gebaut werden können, ist dies ein großer Teil der Mängel dieses Berichts. Ja, der Bericht treibt die Onshore-Solarkosten künstlich in die Höhe und senkt die Kapazitätsfaktoren im Vergleich zu Offshore-Windenergie.
Das bedeutet natürlich nicht, dass die Herstellung von Wasserstoff mit Solarenergie billig sein wird. Aber der Bericht feilt wirklich an allen Hebeln, um sicherzustellen, dass die vorher festgelegte Schlussfolgerung auch tatsächlich geliefert wird.
Der Löwenanteil des Berichts, nach den sehr seltsamen Zusammenfassungen der Produktionsszenarien, handelt von dem nicht existierenden, aber von den Öl- und Gasarten so sehr erhofften europäischen Wasserstoff-Rückgrat aus riesigen Pipelines, die Tausende von Kilometern zurücklegen und Wasserstoff zu allen Industrie- und Verkehrsknotenpunkten befördern der Kontinent. Acht Seiten bereiten den Grundstein für den zutiefst unwahrscheinlichen massiven Anstieg der Wasserstoffnachfrage. Elf Seiten reichen aus, um alle Optionen zur Herstellung von Wasserstoff außer Offshore neben Offshore-Windenergie auszuschließen. Auf fünf Seiten wird deutlich, wie viel Wasserstoff offshore hergestellt werden könnte, wofür riesige neue Pipelines erforderlich wären.
Und dann sind neunzehn Seiten dem nicht existierenden, aber glänzenden geplanten Rückgrat einer Wasserstoffpipeline gewidmet, die Europa mit neuen Molekülquellen verbinden soll.
Wie ich vor einem Jahr festgestellt habe, basieren Behauptungen, dass Wasserstoffpipelines pro MW erheblich günstiger seien als HGÜ, größtenteils auf schlechten Systemgrenzen und schrecklichen Annahmen. Vieles davon ist natürlich auf die Voreingenommenheit der Leute zurückzuführen, die die Studien durchführen.
Zu diesem Punkt:
„Die Studie wurde von DNV im Auftrag von GASCADE und Fluxys durchgeführt, einem Konsortium von Pipeline-Betreibern, das die Energiewende in Europa aktiv unterstützen und zu mehr Energiesicherheit beitragen möchte.“
Also wurde DNV, das, wie ich im ersten Artikel erwähnt habe, oft großartige Arbeit leistet, von Pipeline-Unternehmen mit tanzenden Dollarzeichen beauftragt, um herauszufinden, dass Pipelines für Wasserstoff offensichtlich die beste Lösung seien, und zwar nicht nur ein paar Pipelines, sondern lange Pipelines aus großen Gewässern in ganz Europa. DNV setzte eine Reihe von Öl-, Gas- und Wasserstofftypen ein. Wer hätte gedacht, dass ein Bericht, der von Pipeline-Bauern und -Betreibern gekauft und bezahlt wurde, deren Mitarbeiter eine starke Vorliebe für Energiemoleküle haben, genau das gefunden hätte, was die Käufer wollten?
Aber wer hätte gedacht, dass europäische Politiker nicht in der Lage wären, dies zu durchschauen? Man geht davon aus, dass sie die Provenienz genau kennen, sie aber aus eigenen Gründen für ausreichend glaubwürdig halten.
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