Energie aus Nordafrika: H2 oder HVDC?

(Bild: BarneyElo, Pixabay)

Der Deutsche Energiebedarf wird im Moment nur zu 17 % aus regenerativen Quellen gedeckt, wenn auch mit steigender Tendenz von einem halben Prozent pro Jahr (statista.de).

Für eine vollständige Dekarbonisierung fehlen also noch 83 %. Der überwiegende Teil davon, nämlich 71 % des Gesamtbedarfs, wird gegenwärtig durch Importe gedeckt (weltenergierat.de). Dafür, schreibt pv-magazine.de, müssen wir unsere Photovoltaikfläche verzehnfachen und unsere Windenergiegewinnung vervierfachen – ein Ziel, das viele wegen der Akzeptanzprobleme der Deutschen für unerreichbar halten.

Ein Ausweg ist möglicherweise, anstatt Öl und Gas zukünftig Strom und Wasserstoff in großem Maßstab zu importieren. Dann würden die gigantischen Solarfelder nicht auf deutschen Wiesen, sondern Spanischen, nordafrikanischen oder Saudi-Arabischen Wüstenflächen stehen und Allen wäre geholfen. Ein weiterer Vorteil seien die Kosten: da der Kapazitätsfaktor in Deutschland nur um 0,1 liegt, d.h. eine 1 kW-Anlage produziert in 10 Stunden nur soviel Strom, wie sie bei einer Stunde voller Leistung brächte, liegt dieser Faktor in Nordafrika bei 0,2 oder höher (globalsolaratlas.com). Für dieselbe jährliche Energiemenge ist nur halb soviel Solarfläche wie bei uns nötig, weshalb dort produzierter Solarstrom nur etwa die Hälfte – oder weniger – kostet. Die dortigen Ländern hätten einen leichten Zuverdienst (was natürlich den Energiepreis wieder etwas erhöhen würde) und wir wären einen Teil unserer Energiesorgen los.

Für diese Lösung gibt es grob zwei Pfade:

  • Elektrolytisch hergestellter Wasserstoff, der entweder direkt verflüssigt wird oder mit Luftstickstoff zu Ammoniak umgewandelt und dann verflüssigt wird – was etwas weniger aufwändige Transportschiffe erfordert. Er kann auch per Pipeline transportiert werden.
  • Direktleitung des Solarstroms, vielleicht gepuffert mit Speichern für die Stunden nach Sonnenuntergang, über HVDC-Leitungen.

Wie sieht es mit den Kosten aus? Regenerativer Strom ist in der MENA-Region (Middle East, North Africa) und Südeuropa erheblich billiger als bei uns. In Portugal wurden dieses Jahr Solarstromprojekte für 1,12 Eurocent/kWh vereinbart. 2030 dürften die Solarstromkosten deutlich unter 1 c/kWh liegen. In Deutschland liegen die Stromgestehungskosten für Solarstrom bereits unter 4 c/kWh (solarify.de). Der Bundesverband neue Energiewirtschaft erwartet in seinem Positionspapier für 2030 Solarstrom-Gestehungskosten in Deutschland um die 2,5 c/kWh, wobei durch Speicherung noch einmal 1 ±0,5 c hinzu kämen.

Man kann Strom mit Hochspannungs-Gleichstromleitungen (HVDC – High Voltage Direct Current) über tausende von Kilometern mit geringen Verlusten übertragen. In China gibt es einige sehr weite Verbindungen, die Windstrom aus dem Westen in die Industriezonen im Osten leiten. Singapur wird ab 2027 über das Suncable-Projekt ein Fünftel seines Stroms von einem australischen Solarfeld beziehen – über ein 3700 km langse HVDC Unterseekabel. Dieser Strom soll 3,4 UScent/kWh kosten. Ein Speicher in Australien wird dann auch noch in den Abendstunden Strom liefern (Forbes).

Für eine 3000 km – Leitung würde das die Kilowattstunde um 1,5 – 2,5 c/kWh teurer werden lassen (EIA-Studie).

Das bedeutet, dass die Transportkosten für MENA-Strom höher sind als die entsprechende Verdopplung der Deutschen Solarfläche. MENA-Strom hat allerdings den Vorteil, dass er wegen der geringeren Bewölkung dort zuverlässiger ist als deutscher Strom. Und wir haben erheblich weniger Landschaftsverlust.

Die Kosten für Wasserstoff bestehen aus den Stromkosten, den Kosten für die Elektrolyse, die hauptsächlich durch die hohe Investition für die Elektrolyseure bestimmt ist und den Transportkosten.

Für 2030 können wir einmal für den Süden 1 c/kWh und für Deutschland 2,5 c/kWh Stromkosten ansetzen. Eventuell sinnvolle Speicherkosten von 1 c/kWh fallen überall an.

Die Elektrolyseurkosten im Jahr 2030 sind von Prognos mit 2 – 8 c/kWh angegeben, in der EWI-Studie mit 1,5 – 2,4 c/kWh. Sie fallen für alle Herstellungsregionen gleich an.

Bei den Transportkosten kommt es laut EWI-Studie stark auf den Transportweg an. Wenn eine existierende Pipeline umgewidmet und für Wasserstoff verwendet werden kann, wie dies für Südspanien der Fall ist, sind sie mit ca. 0,4 c/kWh niedrig. Muss jedoch ein Schiff verwendet werden, steigen sie wegen der dafür notwendigen Verflüssigung – oder der Umwandlung in Ammoniak und der darauffolgenden Verflüssigung – auf um die 3 c/kWh an.

Mit etwas Optimismus landen wir also 2030 bei einem Wasserstoffpreis von um die 5 c/kWh für lokale Herstellung, um die 4 c/kWh für Südspanien (Pipeline-Transport) und um die 6 c/kW für MENA-Produktion.

Strom per HVDC würde um die 3,5 c/kWh kosten, analog zum Sunline-Projekt, was etwa dem Preis für lokal gewonnenem Strom entspricht.

Facit: Strom aus dem Süden ist für uns nicht billiger als lokaler, weil der Stromtransport den Kostenvorteil auffrisst. Für Wasserstoff können wir bei Pipeline-Transport einen kleinen Kostenvorteil retten, wenn die Pipeline schon existiert und nur umgewidmet werden muss. Bei Schiffstransport jedoch wird der Wasserstoff erheblich teurer.

Da wir sehr viel Strom und auch Wasserstoff für die Dekarbonisierung der Wirtschaft brauchen werden, kann es sein, dass es wegen auftretender Flächenkonkurrenz notwendig wird, Strom, Wasserstoff oder beides aus dem Süden zu beziehen. Hierbei ist Südspanien die günstigste Exportregion, da sowohl Strom- als auch Wasserstoff-Transportinfrastruktur bereits besteht. Strom aus Nordafrika würde am besten per HVDC-Leitung nach Europa transportiert und erst dort in Wasserstoff umgewandelt, weil die Transportkosten für Wasserstoff per Schiff höher wären.

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