Energieforschung in Australien by Bundesverband der Deutschen Industrie e.V.

Energieforschung in Australien Aktuelle Entwicklungen und Empfehlungen für die deutsche Energieforschungspolitik

acatech – Deutsche Akademie der Technikwissenschaften e.V. BDI – Bundesverband der Deutschen Industrie e.V.

Inhaltsverzeichnis Über das Projekt .................................................................................................................................... 1 Executive Summary .............................................................................................................................. 2 I Status Quo: Energiepolitik in Australien .......................................................................................... 3 Energiesystem und Strommarkt .......................................................................................................... 3 Aktuelle Herausforderungen der Energiepolitik .................................................................................. 6 II Förderstrukturen und Forschungsfelder ....................................................................................... 10 Förderstrukturen und Institutionen .................................................................................................... 10 Schwerpunkte der Energieforschung ................................................................................................ 12 III Schnittstelle Wasserstoff ............................................................................................................... 19 Der Weg zur Australischen Wasserstoffstrategie ............................................................................. 19 Entwicklungen der Deutschen Wasserstoffstrategie ........................................................................ 22 IV Implikationen für Deutschland ...................................................................................................... 23 Nationale Wasserstoffstrategie ......................................................................................................... 23 Empfehlungen zu ausgewählten Technologiefeldern ....................................................................... 25 Strukturelle und strategische Empfehlungen .................................................................................... 26 Anhang ................................................................................................................................................. 29 Literaturverzeichnis ............................................................................................................................ 30

Über das Projekt Das Kooperationsprojekt „Wege in die Energiezukunft. Transformationspfade der Energiesysteme in internationaler Perspektive“ zwischen der Deutschen Akademie der Technikwissenschaften (acatech) und dem Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) untersucht energiepolitische Entwicklungen mit Schwerpunkt auf Energieforschung in ausgewählten G20-Ländern. Die Gegenüberstellung von beobachteten Forschungsansätzen mit Best-Practice-Beispielen der Technologieentwicklung dient als Grundlage für das Aufzeigen von Chancen und Handlungsoptionen für Deutschland im internationalen Kontext. Das durch das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) geförderten Projekts wird von Holger Lösch (BDI) und Professor Dr. Robert Schlögl (Max-Planck-Gesellschaft) geleitet. Kern des Projekts bildeten drei Fact Finding Missions: Delegationsreisen von hochrangigen Vertreterinnen und Vertretern aus Wissenschaft, Wirtschaft, Politik und Medien. Die erste Delegationsreise in die USA stand im April 2017 unter dem Eindruck des Umbruchs durch die neu gewählte Trump-Regierung. Die zweite Reise führte im März 2018 nach China, Südkorea und Japan und war geprägt durch große und ambitionierte Visionen. Die dritte und letzte Delegationsreise führte im Herbst 2019 nach Australien. In jedem der drei Länder fanden Treffen mit Regierungsstellen, Unternehmen, wissenschaftlichen Institutionen sowie mit den deutschen Botschaften statt. Das Programm umfasste ferner Besichtigungen von Forschungs- und Industrieeinrichtungen. Die Ergebnisse wurden jeweils in einem Impulspapier zusammengefasst. Dieses Papier befasst sich mit den Erkenntnissen der dritten Delegationsreise nach Australien. Neben dem Länderprofil der Energiepolitik Australiens sowie dem Aufzeigen von prioritären Forschungsfeldern und relevanten Forschungsprojekten fasst das Papier den Weg zur Australian Hydrogen Strategy sowie die Entwicklungen zur deutschen Wasserstoff-Strategie zusammen. Abschließend werden konkrete Handlungsempfehlungen für die deutsche Energieforschungspolitik formuliert.

Projektleitung:

Prof. Dr. Robert Schlögl

Holger Lösch

Ansprechpartner:

Dr. Ulrich Glotzbach

Dr. Carsten Rolle

glotzbach@acatech.de

C.Rolle@bdi.eu

Christoph Stemmler

Jill Thesen

stemmler@acatech.de

j.thesen@ifg.bdi.eu

Executive Summary Die Energiepolitik in Australien ist maßgeblich von politischen sowie institutionellen Unsicherheiten auf nationaler Ebene geprägt. Diese sind nicht zuletzt auf die unterschiedlichen Interessenlagen des Landes zurückzuführen: Auf der einen Seite der Reichtum an fossilen Rohstoffen und deren Export und auf der anderen Seite das enorme Potential für erneuerbare Energien. Zu dieser Spaltung kommen hohe Strompreise sowie das Bestreben nach Versorgungssicherheit hinzu. Während es an einer klaren Linie in der Energiepolitik auf nationaler Ebene fehlt, haben die meisten Bundesstaaten ambitionierte energiepolitische Maßnahmen und Instrumente eingeführt. Trotz wechselhafter und teilweise inkonsistenter Energiepolitik besitzt Australien eine breit angelegte und exzellente Energieforschung, die ein großes Spektrum an Themen abdeckt. Die Ausrichtung der Energieforschung ist technologieoffen, orientiert sich jedoch stark an den Exportmärkten für Kohle und Gas. Im Fokus stehen insbesondere die Forschung zur Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid (Carbon Capture and Storage, CCS), aber auch zu emissionsarmen Zukunftstechnologien wie Batteriespeicher und zur Herstellung und Anwendung von Wasserstoff. Forschungsschwerpunkte können vom Chief Scientist als unabhängiger Berater der Regierung gesetzt werden, der unter anderem 2018 den Anstoß zur Entwicklung der nationalen Australian Hydrogen Strategy (AHS) gab. Der Fokus der AHS liegt auf der Eigenversorgung sowie dem Export von Wasserstoff, um sich so als First Mover an der Spitze eines zukünftig umkämpften, globalen Wasserstoff-Marktes zu positionieren. Bei der Produktion von Wasserstoff spricht Australien von „sauberen Wasserstoff“, welcher sowohl die Herstellung durch Elektrolyse unter Anwendung von erneuerbarem als auch mithilfe von beispielsweise Dampfreformierung oder Kohlevergasung und nachgeschaltetem CCS umfasst. Mit der Ankündigung der deutschen Nationalen Wasserstoffstrategie (NSW) ergibt sich ein optimales Gelegenheitsfenster für eine bilaterale Wasserstoffpartnerschaft zwischen beiden Ländern: Während Australien über ein immenses Erzeugungspotential für Wasserstoff und hervorragende Kompetenzen beim Aufbau und Betrieb großer Anlagen und Infrastrukturen verfügt, fehlt es an entsprechenden Wasserstoff-Technologien sowie der Kompetenz bei der Veredlung von Grundstoffen. Deutschland hingegen ist weltweit Marktführer im Bereich Elektrolysetechnologien und wird zukünftig einen großen Bedarf an Wasserstoffimporten haben. Demnach sollte die Machbarkeit einer Wasserstoffbrücke von Australien nach Europa geprüft werden. Ein solches Vorhaben wäre ein Vorbild für weitere Handelsbeziehungen und würde somit den Grundstein für ein supranationales Handelssystem für speicherfähige erneuerbare Energieträger legen. Neben der Etablierung von Wasserstoffpartnerschaften sollte Deutschland Forschung zu alternativen Produktionsmöglichkeiten von Wasserstoff sowie zur Skalierbarkeit von Rohstoffeinsatz, Materialsynthesen und Prozessen stärken. Von zentraler Bedeutung ist auch die Forschung zu Transporttechnologien, um die Wasserstoffmengen und Transportdistanzen zu erhöhen. Außerdem bedarf es auch einer Neubewertung von CCS und Carbon Capture and Utilization (CCU) als komplementäre Bausteine des Klimaschutzes. Generell sollte Deutschland die Vernetzung von Forschungseinrichtungen und der Industrie bei Zukunftstechnologien verstärken und die Breite der Energieforschung bewahren. Nicht zuletzt sollte die Klima- und Energiepolitik durch eine integrierte Energiewende über Netze und Tanker global gedacht sowie ein Energiewende-Benchmarking zur Identifikation internationaler Best-Practice-Beispiele eingeführt werden.

I Status Quo: Energiepolitik in Australien Bevölkerung

25 Millionen / 3 pro km²

Primärenergieverbrauch (PEV)

6.171,7 Petajoule

Anteil erneuerbarer Energien am PEV

6,2 %

PEV pro Kopf

243,9 Gigajoule

Jährliche CO2-Emissionen

416,6 Mt

Jährliche CO2-Emissionen pro Kopf

16,7 t

Anteil an globalen Emissionen

1,2 %1

Anteil Exporte an Primärenergiegewinnung

66,8 %

Tabelle 1: Kennzahlen Australiens für 2018 (Quellen: The World Bank 2019, BP 2019, Climate Analytics 2019, DoEE 2019-1)

Australiens anhaltendes Bevölkerungs- und Wirtschaftswachstum führten in den letzten 20 Jahren zu einer Zunahme des Primärenergieverbrauchs (PEV) um fast 30 Prozent. Dabei deckt der Anteil an Erneuerbaren Energien am PEV nur 6,2 Prozent. Zudem gehört Australien zu den Ländern mit den höchsten pro Kopf CO2-Emissionen, welche fast doppelt so hoch sind wie in Deutschland.2 Sinkende Kosten für die Stromerzeugung aus Wind und Sonne sowie die steigende globale Nachfrage nach emissionsarmen Energieträgern könnten allerdings ein Umdenken der australischen Energiepolitik bedeuten.

Energiesystem und Strommarkt Australiens Energie wird nach wie vor überwiegend durch fossile Brennstoffe bereitgestellt (vgl. Abbildung 1): Im Wirtschaftsjahr3 2017/18 lag ihr Anteil insgesamt bei 93,8 Prozent. Erdöl machte dabei 38,7 Prozent, Kohle 29,9 Prozent und Erdgas 25,2 Prozent aus. Gleichzeitig werden erneuerbare Energien (EE) in den meisten Bundestaaten zunehmend wichtiger. 100

Anteil in Prozent

80 60 40 20 0 NSW

VIC

QLD

Braun- und Steinkohle

Erdöl

Erdgas

TAS

Australien

Erneuerbare Energien

Abbildung 1: Anteil der Energieträger am PEV New South Wales (NSW); Victoria (VIC); Queensland (QLD); Western Australia (WA); South Australia (SA); Tasmania (TAS); Northern Territory (NT) und Australien insgesamt 2017/18 (Quelle: DoEE 2019-1). Das Australian Capital Territory ist in NSW enthalten.

Unter Berücksichtigung der energiebedingten Exporte steigt Australiens Anteil an den globalen CO2-Emissionen auf rund 5 Prozent (Climate Analytics 2019). 2

BP 2019.

Ein Wirtschaftsjahr läuft in Australien von Juli bis Juni des darauffolgenden Jahres.

Insgesamt fördert Australien dreimal so viel Energie, wie es letztendlich verbraucht. Zudem ist der Energieexport siebenmal so groß wie der Import (vgl. Abbildung 2). Das liegt nicht zuletzt an den immensen Vorkommen fossiler Ressourcen: Es besitzt weltweit die drittgrößten Kohlereserven 4 und die größten Uranvorkommen5. Das Land exportiert rund 70 Prozent der heimisch geförderten Kohle und ist damit der größte Kohlexporteur der Welt. Zudem verfügt Australien über enorme Erdgasreserven und hat in den letzten zwei Jahrzehnten eine umfassende Gasexport-Infrastruktur aufgebaut.6 Australien könnte bis 2022 Katar als größten Exporteur von Flüssiggas (LNG) ablösen.7 Zudem exportiert das Land rund 12 Prozent des weltweiten Uran-Bedarfs und liegt damit hinter Kasachstan und Kanada an dritter Stelle.8

16.000

12.000 10.000 8.000

Exporte

6.000 4.000 2.000 0

Importe

Energieimporte und -Exporte in Petajoule (PJ)

14.000

-2.000 -4.000 2008–09 2009–10 2010–11 2011–12 2012–13 2013–14 2014–15 2015–16 2016–17 2017–18

Braun- und Steinkohle

Erdgas

Erdöl

Abbildung 2: Australische Energieimporte und -Exporte in Petajoule (PJ) der letzten 10 Jahre (Quelle: DoEE 2019-1)

Kaum ein Land hat bessere Ausgangsbedingungen für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien: Im Durchschnitt hat der australische Kontinent die weltweit höchste jährliche Sonneneinstrahlung pro Quadratmeter9 und verfügt über tausende Kilometer windreicher Küstenabschnitte. Der äußerste Südosten des Landes, inklusive der Insel Tasmanien, ist außerdem durchzogen von Flüssen und bietet damit gute Bedingungen für die Nutzung von Wasserkraft. Australien hat das Potential, den heimischen Strombedarf zu 100 Prozent durch erneuerbare Quellen zu decken.10 Dennoch bleibt das Land bisher weit hinter den eigenen Möglichkeiten zurück. Im Jahr 2018 erzeugten Windkraftanlagen, Sonnenenergie, Wasserkraft und Biomasse 49,3 TWh Strom – das

BP 2019.

World Nuclear Association 2019.

DoEE 2019-1, IEA 2018.

IEA 2019-1.

World Nuclear Association 2019.

GA 2019.

Während viele Studien die Versorgung durch 100 Prozent als machbar sehen (z.B. Riesz et al. 2016; Blakers et al. 2017; Elliston et al. 2017), halten Forscher des Energy Transition Hub 200 Prozent erneuerbaren Strom für technisch möglich (Ueckerdt et al. 2019).

entspricht einem Anteil von 18,9 Prozent am Strommix (vgl. Abbildung 3). Photovoltaikanlagen machen den Großteil der Erzeugung aus erneuerbaren Energien aus. Jeder fünfte Haushalt verfügt inzwischen über eine Photovoltaikanlage auf dem Dach und nur Deutschland hat pro Kopf mehr installierte PV-

Stromerzeugung in Terawattstunden (TWh)

Kapazität.11 300 Gesamterzeugung 250 200 150 100 Erneuerbare 50 0 2008-09

Biomasse

2009-10

Solar

2010-11

Wind

2011-12

Wasserkraft

2012-13

2013-14

2014-15

2015-16

2016-17

Sonstige

Erdöl

Erdgas

Braunkohle

2017-18

Steinkohle

Abbildung 3: Bruttostromerzeugung in Australien der letzten 10 Jahre (Quelle: DoEE 2019-1)

Australiens Nationaler Elektrizitäts-Markt (NEM) integriert die Übertragungs- und Verteilnetze von Queensland, New South Wales, Victoria, South Australia und Tasmanien, während Western Australia und das Northern Territory nicht mit dem NEM verbunden sind. Die in die Jahre gekommene Stromversorgung ist den neuen Anforderungen nicht gewachsen und wenig flexibel: Es gehen immer mehr alte Kohlekraftwerke vom Netz, während vermehrt Wind- und Solaranlagen zugebaut werden. Interkonnektoren zwischen einzelnen Bundesstaaten sind rar, sodass Angebot und Nachfrage zwischen den Staaten nicht immer ausgeglichen werden kann. Die Belastungen des NEM werden zudem durch Extremwettereignisse verstärkt. Vor allem die lokalen Netze in den Bundesstaaten sind störungsanfällig: Im Schnitt kommt es im Jahr zu 1,5 Ausfällen mit einer Dauer von je 200 Minuten. Gleichzeitig stieg der Gaspreis durch die langfristigen Exportverträge in der Vergangenheit beträchtlich.12,13 In der Folge haben sich die Großhandelspreise für Strom im NEM (mit Ausnahme von Queensland) in den letzten fünf Jahren mehr als verdoppelt.14 Für Haushalte ist der Strompreis seit 2009 ebenfalls um fast 100 Prozent gestiegen.15 Im Vergleich liegen die Preise damit knapp 30 Prozent unter denen in Deutschland und ungefähr auf dem Niveau von Japan.16

REN21 2019.

IEA 2018.

Der gleichzeitige Anstieg des Gasanteils in der Stromerzeugung ist mit der zunehmenden, altersbedingten Schließung von Kohlekraftwerken, insbesondere Braunkohle, zu erklären. 14

AER 2019.

Australian Bureau of Statistics 2019.

IEA 2019-2.

Aktuelle Herausforderungen der Energiepolitik Die Energiepolitik in Australien ist maßgeblich von politischen sowie institutionellen Unsicherheiten geprägt und unterliegt stark den wirtschaftlichen Interessen der eigenen fossilen (Export-)Industrie. Hinzukommen hohe Strompreise, das Bestreben nach Versorgungssicherheit sowie unterschiedliche Interessenslagen zwischen nationaler Ebene und der Ebene der Bundesstaaten. Kontinuierlich steigende Treibhausgasemissionen Im Rahmen des Pariser Klimaabkommens hat sich Australien dazu verpflichtet seine Emissionen bis 2030 um 26 bis 28 Prozent im Vergleich zu dem Niveau von 2005 zu senken. Betrachtet man dabei Australiens Nettoemissionen inklusive Landnutzung, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft (LULUCF) sind die gesamten Treibhausgasemissionen (THG) zwischen 2005 und 2018 um 12 Prozent gesunken. Diese Darstellung verzerrt allerdings die Tatsache, dass die THG-Emissionen ohne die LULUCF um 6,4 Prozent gestiegen sind. Dieser Anstieg ist auf die Zunahme der Emissionen in einigen Sektoren zurückzuführen.

Prozentuale Veränderung der Emissionen gegenüber 1989-90 (%)

80% 60% 40%

Stromerzeugung Energiewirtschaft*

20%

Verkehr Industrieprozesse

Landwirtschaft Abfall und Abwasser

-20%

Diffuse Emissionen -40% -60%

Abbildung 4: Prozentuale Zu- und Abnahme der THG-Emissionen in den Sektoren gegenüber 1989-90 (Quelle: DoEE 2019-2). *Energiewirtschaft ohne Stromerzeugung

So trugen Diffuse Emissionen aus dem LNG Export und der zunehmende Energiebedarf der Energiewirtschaft in den letzten Jahren zu diesem Anstieg bei. Insbesondere aber im Verkehrssektor steigen die Emissionen seit 1990 kontinuierlich. Da Australien keine Emissionsgrenzwerte für Fahrzeuge hat, wird das Land zunehmend zum ”dumping ground” für alte, klimaschädlichere Modelle, die in anderen Ländern nicht mehr verkauft werden. Insgesamt ist die Anzahl an Benzin-Fahrzeugen seit 2009 von über 13 Millionen auf über 14 Millionen gestiegen und die Anzahl an Diesel-Fahrzeugen hat sich sogar von knapp 2 Millionen auf 4,7 Millionen mehr als verdoppelt.17 Da es weder direkte noch indirekte Anreize zur Förderung von E-Autos oder sonstigen alternativen Antrieben gibt,18 ist die bisherige Verbreitung vergleichsweise gering.

DoEE 2019-1.

IEA 2018.

Inkonsistente Energie- und Klimapolitik auf nationaler Ebene Seit 2010 mussten in Australien vier Premierminister aufgrund von Differenzen innerhalb ihrer eigenen Parteien bezüglich Fragen zur Energiewende und des Klimawandels ihr Amt niederlegen. 19 Zuletzt löste der seit August 2018 im Amt des Premierministers tätige Scott Morrison seinen Vorgänger Malcom Turnbull nach dessen Rücktritt als Parteivorsitzender der konservativen Liberals ab. Turnbull trat wegen heftigen Widerstands innerhalb der Partei gegen die von ihm vorgeschlagene National Energy Guarantee, die neben der Versorgungssicherheit auch die Reduktion von Treibhausgasemissionen im Stromsektor vorsah, zurück.20 Auf nationaler Ebene verfolgen die Liberals traditionell eine Energie- und Klimapolitik, bei der wirtschaftliche Interessen und somit überwiegend fossile Energieträger im Vordergrund stehen, während die Opposition der Labor Partei einen klimapolitisch motivierten Kurs fährt. Beispiele dafür sind die Abschaffung des von Premierministerin Gillard (Labor) 2012 eingeführten CO2-Preises durch den 2013 gewählten Tony Abbott (Liberals).21 Dieser hatte außerdem den Haushalt der ebenfalls von Gillard 2012 eingeführten Australian Renewable Energy Agency (ARENA), welche EE-Projekte fördert, um A$ 500 Millionen im Jahr 2016 gekürzt.22 Neben wirtschaftlichen Interessen einer fossilen (Export-)Industrie ist das politische Narrativ der Liberals vor allem von Fragen der Versorgungssicherheit geprägt 23. So löste der Bundestaaten-weite Stromausfall in South Australia im September 2016 eine heftige Diskussion über die Zuverlässigkeit des australischen Energiesystems aus, wobei die konservative Regierung den hohen Anteil an erneuerbaren Energien im Strommix dafür verantwortlich machte. 24 Als Reaktion auf den Stromausfall wurde der Chief Scientist Alan Finkel als unabhängiger Berater der Regierung beauftragt Empfehlungen zur Verbesserung der Versorgungsicherheit und Zuverlässigkeit des NEM zu formulieren (sog. “Finkel Review”). Der Vorschlag für ein Clean Energy Target25 war die einzige von 50 Empfehlungen des Berichts, die von der Regierung abgelehnt wurde. 26 Damit fehlt es Australien auf nationaler Ebene an glaubhaften Instrumenten zur effektiven THGEmissionsminderungen. Zwar hat der 2015 ins Leben gerufene National Energy Productivity Plan (NEPP) zum Ziel, die heimische Energieproduktivität – also die erzeugte Wirtschaftsleistung pro eingesetzter Einheit Energie – bis 2030 um 40 Prozent zu steigern, 27 allerdings beinhaltet der NEPP keine entsprechenden Energieeffizienzmaßnahmen für die Stromerzeugung oder den Industriesektor. Zur Förderung von erneuerbaren Energien führte Australien 2001 das Renewable Energy Target (RET) ein, welches ein Quotensystem mit Zertifikaten für die installierte Leistung aus großen EE-Anlagen (>100 MW) darstellt. Ein Zertifikat entspricht dabei 1 GWh, welches entsprechend einer individuellen Quote von einer „liable entitiy“ (überwiegend Stromversorgungsunternehmen) gekauft oder generiert werden muss, um das übergeordnete Mengenziel pro Jahr zu erreichen. Dieses Mengenziel wurde

Doherty 2018.

Dalzell 2018.

Parliament of Australia 2015.

Parliament of Australia 2016.

Bevor Scott Morrison Premierminister wurde, brachte er 2017 ein Stück Kohle ins Parlament, um sich für dessen Bedeutung zur die Versorgungssicherheit und der Wirtschaft Australiens auszusprechen und der Opposition eine ideologische Angst vor Kohle zu bescheinigen. 24

Hutchens 2017.

Im Rahmen des Clean Energy Target sollten neue emissionsarme Generatoren wie Wind, Gas oder die Kombination von Kohle mit CCS Anreize für den Markteintritt erhalten. 26

Climate Council 2018.

COAG Energy Council 2015.

2015 von 41 TWh in 2020 auf 33 TWh in 2020 reduziert. Im September 2019 wurde bekannt gegeben, dass das RET bereits erreicht wurde.28,29 Das bedeutet, dass bis zum Ende des RET, welches 2030 ausläuft, weiterhin mindestens 33 TWh von erneuerbaren Energien kommen, es aber keinen Anreiz für zusätzliche EE-Leistung gibt. Die Einführung alternativer Förderungsmechanismen durch die amtierende, konservative Regierung auf Bundesebene ist derzeit nicht geplant. Im Februar 2019 wurde zwar der frühere Emissions Reduction Fund, welcher Projekte zur Emissionsminderung finanzierte, durch den Climate Solutions Fund (CSF) weitergeführt, allerdings basiert dieser auf einem freiwilligen CO2-Zertifikatssystem

und

stellt

damit

keinen

ernsthaften

Anreiz

für

die

notwendigen

Emissionsminderungen dar. Insgesamt

machen

die

wiederholten

Richtungswechsel

der

nationalen

Energiepolitik

die

Rahmenbedingungen für Investitionen der australischen Energieindustrie unsicher und schwer planbar. Fragmentierte Energie- und Klimapolitik der Bundesstaaten Das Fehlen einer klaren energiepolitischen Linie auf nationaler Ebene, die richtungsweisend für die bundesstaatliche Ebene agieren könnte, führt zu einer Fragmentierung der Energie- und Klimapolitik zwischen den einzelnen Bundestaaten. THGEmissionsreduktionsziel

EE- Ziel im Stromsektor

Förderprogramm30 für “Large-scale”Projekte*

Förderprogramm für “Smallscale”-Projekte

Anteil EE am Strommix

ACT

Net zero in 2045

100 % in 2020

Reverse auction seit 2011

In NSW enthalten

TAS

Net zero in 2050

100 % in 2022

Feed-in-Tariff

95 %

QLD

Net zero in 2050

50 % in 2030

Feed-in-Tariff

VIC

Net zero in 2050

25 % in 2020, 40 % in 2030

Reverse auction seit 2017

17 %

Net zero in 2050

51 %

NSW

Net zero in 2050

17 %

50 % in 2030

Tabelle 2: Klima- und energiepolitische Instrumente der Bundesstaaten (Quelle: Climate Council 2018). *Gemäß dem nationalen RET wird zwischen “Large-scale”-Projekten (≥100 kWh) und “Small-scale”-Projekten (<100 kWh) unterschieden.

Die Implementierung von klima- und energiepolitischen Instrumenten zur Defossilisierung des Energiesystems scheint in Bundestaaten mit großen Erdgasvorkommen wie dem Northern Territory (NT) und Western Australia (WA), die gleichzeitig nicht an den NEM angeschlossen sind, schwieriger zu sein. Auf der anderen Seite zeigen sich die Kohle-Bundestaaten Victoria (VIC) und Queensland (QLD) mit ihren THG-Emissionsreduktions- und Erneuerbaren-Zielen ambitionierter. South Australia

Clean Energy Regulator 2019.

Die erneuerbare Stromerzeugung von LRET betrug 2018 39 TWh (DoEE-2019-1), dabei wird der Beitrag von „small-scale“EE-Analgen nicht mit einberechnet. 29

Damit sind Instrumente gemeint, die es dem Erzeuger von erneuerbaren Energien ermöglichen, eine Direktzahlung pro erzeugter Energieeinheit zu erhalten.

(SA) als sonnenreichster Bundestaat hat bei dem zweithöchsten Anteil an erneuerbaren Energien im Strommix sein EE-Ziel 2018 abgeschafft31 und seitdem nur noch ein THG-Emissionsreduktionsziel. Das Australian Capital Territory (ACT) und Tasmanien (TAS) verfolgen auf den ersten Blick die ambitioniertesten Ziele. Allerdings ist das ACT als zweitkleinster Bundesstaat eine von New South Wales (NSW) umschlossene Enklave und betrachtet den Anteil an erneuerbare Energien am Strommix bilanziert, rechnet also auch erneuerbare Energien-Projekte, die das ACT in anderen Bundesstaaten errichtet. Von dem hohen Anteil an erneuerbaren Energien in Tasmanien sind knapp 90 Prozent Wasserkraft,32 eine etablierte Energiequelle, die keine zusätzliche Förderung benötigt. Überwiegend sind die Bundestaaten damit ambitionierter als die nationale Ebene und erscheinen motivierter zu sein die regionalen Energiesysteme zunehmend zu defossilisieren. Zusammen mit Nachfragesignalen für synthetische, emissionsarme Energieträger, insbesondere aus Ländern wie Japan, Korea und Deutschland, ergibt sich für die nationale Regierung die Chance die heimischen Potentiale zu nutzen und sich in einem internationalen Transformationsprozess der Energiesysteme zu behaupten.

Climate Council 2018.

DoEE 2019-1.

II Förderstrukturen und Forschungsfelder Die fehlende klare energiepolitische Linie beeinflusst die Ausrichtung der Forschungsfelder und Förderstrukturen in der Energieforschung. Gleichzeitig schafft es Australien breit angelegte und exzellente Forschungsaktivitäten vorzuweisen, die ein großes Spektrum an Energiethemen abdecken. Dies lässt sich vor allem auf die stark interdisziplinär arbeitenden und finanzkräftigen Universitäten zurückführen.

Förderstrukturen und Institutionen Die staatlichen Ausgaben für Energieforschung und -Entwicklung (F&E) stiegen von insgesamt A$ 485 Millionen im Jahr 2010 auf ein Rekordhoch von insgesamt A$ 961 Millionen im Jahr 2013 (vgl. Abbildung 5). Seitdem brachen die staatlichen Ausgaben ein und fielen 2016 auf ein Tief von insgesamt A$ 170 Millionen. Im Verhältnis zu den Ausgaben pro BIP, lag Australien 2017 im unteren Drittel der IEA Mitgliedstaaten. Mit einem Anteil von 30 Prozent ging 2018 der größte Anteil an fossile Brennstoffe, dicht gefolgt von erneuerbaren Energien mit einem Anteil von knapp 28 Prozent. Die Ausgaben für Energieeffizienz und Wasserstoff inklusive Brennstoffzellen lagen mit über 20 Prozent fast gleichauf. Für letzteres bedeutete dies einen Anstieg von über 10 Prozentpunkte im Vergleich zum Vorjahr.33 1.000

Australische Dollar in Millionen

800

Sonstige (Energie-, Speicher- & Querschnittstechnolgien) Wasserstoff und Brennstoffzellen

600 Kernenergie Erneuerbare Energien 400 Energieeffizienz Fossile Brennstoffe

200

0 2008

2010

2012

2014

2016

2018*

Abbildung 5: Nationales F&E-Budget 2008-2018, *geschätzt (Quelle: IEA 2019-3)

Die Zuständigkeit für Energiethemen wechselte in den vergangenen Jahren mehrfach. So wurde von 2001 bis 2007 die Verantwortlichkeit vom Department of Industry, Tourism and Resources verwaltet und im Anschluss vom neu gegründeten Department of Resources, Energy and Tourism übernommen. Dieses wurde wiederum 2013 aufgelöst. Das nachfolgende Department of Industry, Innovation and Science (DIIS) übernahm anschließend die Kompetenz für Energiethemen bis diese 2016 an das

IEA 2019-3.

Department of the Environment and Energy (DoEE) übergeben wurde 34. Seitdem beaufsichtigt das DoEE die für die Energieforschung entscheidenden Institutionen: die Australian Renewable Energy Agency (ARENA) und die Clean Energy Finance Corporation (CEFC).35 ARENA ist eine unabhängige Agentur der Bundesregierung, deren Aufgabe es ist, die Wettbewerbsfähigkeit von Technologien für erneuerbare Energien im heimischen Markt zu verbessern und das Angebot an erneuerbaren Energien zu erhöhen. Sie gewährt Zuschüsse für F&E-Programme und investiert in die frühe Kommerzialisierung. Seit der Einführung im Jahr 2012 hat ARENA 486 erneuerbare Energien Projekte mit rund A$ 146 Millionen gefördert (Stand: 12.12.2019), inklusive der Projekte, die im Gründungsjahr von der Agentur mit übernommen wurden. Obwohl die Förderung von ARENA zu 2022 ausläuft, kann die Agentur noch bis Ende 2023 ihre restlichen Gelder verwenden. Ab 2020 bleiben ARENA noch über A$ 200 Millionen zur Förderung von F&E.36 Ab einem fortgeschrittenen Stadium der Innovationskette fördert die CEFC Projekte und Unternehmen im Bereich erneuerbaren Energien, Energieeffizienz sowie emissionsarmen Technologien. Die kommerziellen Investitionen in diese Technologien werden auf Grundlage des CEFC Investment Mandate Direction, dem DoEE und des Finanzministeriums getätigt, welche die politische Ausrichtung sowie die Erwartungen der Regierung an die Investitionen vorgeben. Ebenso wie ARENA wurde die CEFC 2012 eingeführt und insgesamt mit einem Budget von A$ 10 Milliarden ausgestattet. 37 Der Clean Energy Innovation Fund (CEIF) wurde 2016 eingerichtet, um A$ 200 Millionen in Unternehmen zu investieren damit diese den Sprung von der Demonstrationsphase hin zur kommerziellen Nutzung zu schaffen. Dabei greift der CEIF auf die Mittel der CEFC zurück und wird gemeinsam mit ARENA verwaltet.38

Abbildung 6: Förderstrukturen Energieforschung (Quelle: IEA 2018, redaktionell geändert)

Die Commonwealth Scientific and Industrial Research Organization (CSIRO) ist Australiens nationale Forschungseinrichtung und vergleichbar mit der deutschen Fraunhofer-Gesellschaft. CSIRO hat ein breit angelegtes Portfolio und forscht im Bereich Energie zu Themen der erneuerbaren und

Der Premierminister Morrison kündigte im Dezember 2019 an, dass die Kompetenzen ab Februar 2020 vom neuen Department of Industry, Science, Energy and Resources übernommen werden sollen. 35

IEA 2018.

ARENA 2019-1, 2019-2.

IEA 2018, CEFC 2019.

IEA 2018.

emissionsarmen Technologien, Stromnetz und Energiespeicherung, Erdgas, Energiemodellierung und –prognose sowie Energieeffizienz und Produktivität. Das CSIRO ist auch für die internationale wissenschaftliche Zusammenarbeit, die Ausbildung von Forschungspersonal, die Veröffentlichung von Forschungsergebnissen, den Technologietransfer anderer Forschungsarbeiten, die Bereitstellung wissenschaftlicher Dienstleistungen und die Verbreitung von Informationen über Wissenschaft und Technologie zuständig. Dem CSIRO ist es untersagt direkt zu Tätigkeiten der nationalen Regierung Stellung zu beziehen. Das Australian Research Council (ARC) ist eine weitere entscheidende Forschungseinrichtung Australiens, welche die Regierung in Forschungsfragen berät, das National Competitive Grants Program verwaltet sowie die Forschungsqualität an den australischen Hochschulen bewertet und die Exzellenz der Forschung sicherstellt. Neben dem CSIRO und dem ARC spielt das Universitätssystem in Australien eine besondere Rolle in der Energieforschung. Generell sind Australiens beste Universitäten im Vergleich zu Deutschland groß und haben oft über 60.000 Studierende. Davon kommt rund ein Drittel aus dem Ausland, überwiegend aus Asien. Universitäten wie beispielsweise die University of Sydney haben ein Budget von mehreren Milliarden A$ und müssen somit wie Unternehmen geleitet werden. Solche Universitäten fördern umfangreich den Aufbau von Start-Ups, da Anteile an diesen Firmen und Patente als Einnahmequellen gesehen werden. Neben Förderungen von Institutionen wie ARENA und CEFC spielen auch private Investoren für die universitäre Forschung eine große Rolle. Eine weitere Besonderheit der Förderstruktur in der Forschung bietet das Cooperative Research Centre (CRC) Programm des Department of Industry, Innovation and Science (DIIS), welches Zuschüsse für Zusammenschlüsse aus Industrie und Forschung, den CRC, zwischen drei und zehn Jahren gewährt. Damit wird versucht Forschung und Entwicklung in Richtung Nutzung und Vermarktung zu lenken. Im Energiesektor gibt es zurzeit zwei solcher Zentren. Zum einen das Future Fuels CRC zur Erforschung alternativer Brenn- und Kraftstoffe, um unter anderem das heimische Gasnetz zu defossilisieren, volatilen Wind- und Solarstrom zu speichern sowie alternative Kraftstoffe im Verkehrsbereich bereitzustellen. Zum anderen das im Sommer 2019 neu gegründete Future Battery Industries CRC, welches insbesondere die Zellfertigung und Materialforschung bei Batterien im Fokus hat. Das CO2CRC zur Erforschung von Technologien zur Reduktion von Treibhausgasen fiel 2014 aus der staatlichen Förderung und wird seitdem als private not-for-profit Forschungseinrichtung betrieben. Der Climate Solutions Fund (CSF), welcher im Februar 2019 zur Aufstockung des vorigen Emissions Reduction Fund eingeführt wurde, unterstützt mit weiteren A$ 2 Milliarden die Durchführung von Projekten, die zu Emissionsminderungen beitragen und damit zur Skalierung und Verbreitung von Energieforschungsprojekten.

Schwerpunkte der Energieforschung Die Ausrichtung der Energieforschung ist technologieoffen, orientiert sich jedoch stark an den Exportmärkten für Kohle und Gas. Insbesondere die Forschung zur Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid (Carbon Capture and Storage, CCS) steht im Vordergrund, um das Nutzungspotential für fossiler Energieträger auch in einer verstärkt von Klimapolitik geprägten Welt zu erhalten. Im Fokus stehen aber auch emissionsarme Zukunftstechnologien wie Batteriespeicher und die Herstellung und

Anwendung von Wasserstoff39. Forschungsschwerpunkte können auch vom DIIS berufenen Chief Scientist Dr. Alan Finkel gesetzt werden, der mit der „Finkel Review“ den Anstoß zur WasserstoffWirtschaft gab. Stationäre Batteriespeicher Australien ist der größte Lithiumproduzent der Welt: 2018 förderte das Land 51.000 t Lithiumerz und konnte damit seine Produktion seit 2015 um fast 300 Prozent steigern. 40 Obwohl fast zwei Drittel der globalen Lithium-Produktion aus Australien stammen, sind die USA, China, Korea und Deutschland führend bei der Forschung zu Batteriespeichern. Mit der 100 MW Hornsdale Power Reserve im Bundesstaat South Australia besitzt Australien jedoch die größte stationäre Batteriespeicher-Einheit der Welt. Allerdings wurde diese vom US-amerikanischen Unternehmen TESLA gebaut. Die Wertschöpfung findet – wie für Australien typisch – in anderen Ländern statt. Um diesem Trend zu begegnen und die Forschungsaktivitäten im Land zu bündeln und zu beschleunigen, wurde im Sommer 2019 das Future Battery Industries CRC gründet, das für die kommenden sechs Jahre insgesamt mit A$ 25 Millionen vom DIIS gefördert wird und rund A$ 110 Millionen von privaten Forschungseinrichtungen

erhält.

Dieser

Verbund

von

Regierungs-,

Industrie-,

und

Forschungsorganisationen setzt sich zum Ziel, eine heimische Batterieproduktion aufzubauen, die Materialverarbeitung zu verbessern und neue Batteriesysteme zu entwickeln. 41 Einen alternativen Batteriespeicher entwickelt das australische Unternehmen Gelion Technologies in Zusammenarbeit mit der Universität Sydney. Ihre ZinkBrom-Batterien nutzen kostengünstigere Materialien, die global besser verfügbar sind und deren großskalige Förderung mit weniger Sozial- und Umweltrisiken behaftet sind. Die Batterien können zudem zu 100 Prozent entladen werden, ohne negative Folgen für Haltbarkeit und Lebensdauer, wie es bei klassischen Lithium-Ionen-Batterien noch der Fall ist. Gleichzeitig sind sie nicht brennbar und können fast vollständig recycelt werden. Der Markthochlauf soll über große, stationäre Anwendung erfolgen, da die Batterien in der Form „Endure“ noch zu schwer sind. Mittelfristig wird auch an einer „Xtreme“-Variante geforscht, die leichter und schneller zu laden sein soll. Ein erster Demonstrator der Endure Technologie steht an der Universität Sydney und versorgt bei Nacht eine Laterne mit Strom.

Abbildung 7: Gelion Endure-Stack (Maschmeyer 2019)

Carbon Capture and Storage (CCS) Australiens Reichtum an fossilen Rohstoffen führt das Land in eine Zwickmühle: Einerseits bekennt es sich zu den Zielen des Pariser Klimaschutzabkommens, andererseits basiert die heimische Energieversorgung noch zu mehr als 90 Prozent auf fossilen Quellen. Daher wird in Australien schon seit längerer Zeit intensiv an Technologien zur Abscheidung und Speicherung von CO 2 geforscht (vgl. Abbildung 8). Die natürlichen Voraussetzungen dafür sind gut: Schätzungen von 2009 gehen davon

In diesem Papier bezeichnet ”grün” jenen Wasserstoff, der mittels Wasserelektrolyse unter Anwendung von erneuerbarem Strom erzeugt wird. ”Grauer” oder „schwarzer“ Wasserstoff wird aus dem Prozess der Erdgasreformierung gewonnen und wird als ”blau” bezeichnet sobald Carbon Capture and Storage oder Carbon Capture Usage (CCS/CCU)-Verfahren nachgeschaltet werden (vgl. BCG 2019). 39

Statista 2019.

Curtin University 2019.

aus, dass das gesamte Speicherpotential bei 90 Gt liegt und somit die jährlichen Emissionen der heimischen Wirtschaft für mehrere Jahrzehnte gespeichert werden könnten. Alleine das GippslandBecken vor der Küste des Bundesstaates Victoria weist eine Kapazität von über 31 Gt auf.42 Ein nennenswertes Forschungsvorhaben ist das Otway Forschungs- und Demonstrationsprojekt im Bundesstaat Victoria, das vom CO2CRC und dem CSIRO geleitet wird und weltweit das größte seiner Art ist. Seit 2008 wurden dort 80.000 t CO2 in verschiedensten geologischen Formationen gespeichert. Im Sommer 2019 ging das Forschungsprojekt in seine dritte Phase, bei der 15.000 t zusätzliches CO2 in fünf neue Kavernen eingespeichert und mit seismischem 4D-Monitoring bis 2022 genau beobachtet werden sollen. Ziel ist die Reduktion der Kosten für das Monitoring, die derzeit noch 40 bis 60 Prozent der Lagerkosten ausmachen.43 Das größte Speicherpotential liegt in den Off-Shore Gebieten vor der Küste Australiens. Im CarbonNet Projekt, das sowohl von der Nationalen als auch von der Regierung Victorias seit 2010 gefördert wird, erforschen CSIRO, CO2CRC und die Universität Melbourne die Machbarkeit der industriellen, unterirdischen CO2-Speicherung. Nach mehreren Jahren intensiver Forschung mittels 3D-Modellierung wurde die Pelican-Lagerstätte im Gippsland-Becken ausgewählt, die pro Jahr mindestens 5 Millionen Tonnen CO2 über 25 Jahre – insgesamt 125 Millionen Tonnen – speichern können soll. In der nächsten Forschungsphase werden Proben aus 1.500 m unterhalb des Meeresbodens entnommen, um die Beschaffenheit der modellierten Gesteine zu validieren. Noch befindet sich das Projekt in der Entwicklungsphase und es wird erwartet, dass die Speicherung Ende der 2020er Jahre beginnen kann – fast 20 Jahre nach Projektbeginn.44

Abbildung 8: Bestehende und geplante Projekte zur Abscheidung und Speicherung (CCS) von CO2 in Australien (Quelle: Raab 2019)

The State of Victoria 2016.

Raab 2019.

The State of Victoria 2019.

Wasserstoff-Wirtschaft Die Forschungsbemühungen in Australien zum Wasserstoff sind vielfältig und können in die Bereiche Herstellung, Anwendung und Transport unterschieden werden. Systemische Ansätze, die alle Aspekte einer Wertschöpfungskette erproben, gibt es bisher nicht. Größere Demonstrations-Vorhaben, die Herstellungsverfahren und Transport erforschen, befinden sich noch in der Planungsphase und werden voraussichtlich in den kommenden fünf Jahren den Betrieb aufnehmen. Dabei sind bereits deutsche Unternehmen wie die Siemens AG 45 oder Thyssenkrupp AG46 aktiv an Projekten in Australien beteiligt. Drei verschiedene Verfahren zur Herstellung von Wasserstoff werden derzeit in Australien erprobt: Elektrolyse, Methanpyrolyse und die Kohlevergasung. Sowohl bei der Elektrolyse, also der Spaltung von Wasser in Sauerstoff und Wasserstoff unter Verwendung von erneuerbarem Strom, als auch bei der Kohlevergasung ist das Land auf ausländisches Knowhow, insbesondere aus Deutschland und Japan angewiesen. Die Methanpyrolyse wird intensiv von heimischen Unternehmen und Instituten erforscht. Bei der Methanpyrolyse wird Methan (CH4) mit einem Katalysator unter Zufuhr von Wärme in seine Bestandteile Wasserstoff und Kohlenstoff gespalten. Der Vorteil gegenüber der einer Kombination aus Dampfreformierung und unterirdischer Speicherung von CO 2 ist, dass Kohlenstoff im festen Aggregatszustand gebunden wird und so die Kosten für die unterirdische Lagerung entfallen. Zudem kann der Kohlenstoff Grundlage für weitere Anwendungen sein, zum Beispiel als Schmierstoff oder in der Batterieherstellung. Beim Hazer Prozess, der von der australischen Hazer Group unter anderem in Zusammenarbeit mit der Universität Sydney entwickelt wurde, dient Eisenerz als Katalysator zur Produktion von blauem Wasserstoff. Derzeit können rund 83 Prozent des Kohlenstoffs als eine Art synthetisches Graphit gebunden werden. Der Prozess ist damit aber nicht frei von Emissionen: Rund vier Tonnen CO2 fallen so bei der Herstellung einer Tonne Wasserstoff an.47 Allerdings liegt der Fokus auf der Verwendung von Biogas aus Abfall- und Kläranlagen, sodass die CO2-Bilanz letztendlich besser sein wird. Forschungsbedarf besteht insbesondere noch bei der Umwandlungsrate, sodass langfristig über 90 Prozent des Kohlenstoffs gebunden werden. Bisher gibt es noch keine kommerzielle Anlage, dennoch geht das Unternehmen davon aus Wasserstoff zu einem Preis von A$ 4-9 pro kg produzieren zu können.48 Das Asian Renewable Energy Hub plant auf 6.500 km² Wind- und Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 15 GW in der Pilbara Region, Western Australia, zu errichten. Davon sollen 3 GW regionalen Energieverbrauchern zur Verfügung stehen und die restlichen 12 GW zur Herstellung von grünem Wasserstoff verwendet werden. 49 Wenn das Projekt 2025/2026 mit der geplanten Kapazität 45

In Tonsley bei Adelaide baut die Siemens AG für die Australian Gas Infrastructure Group (AGIG) einen 1,25 MW PEMElektrolyseur des Typs SILYZER 200. Ende 2019 bzw. Anfang 2020 soll die Anlage ihren Betrieb aufnehmen. Die benötigte Elektrizität kommt dabei zunächst aus dem Netz und später aus einer Photovoltaikanlage. Der Wasserstoff soll in das lokale Netz des Tonsley Innovation Districts eingespeist werden. 46

Die Thyssenkrupp AG entwickelt zusammen mit dem australischen Unternehmen H2U in Port Lincoln, SA, eine 30 MW Elektrolyseanlage mit einer zusätzlichen Einheit zur Produktion von grünem Ammoniak. Eine wasserstoffbetriebene Gasturbine mit einer Leistung von 10 MW und eine 5 MW Brennstoffzelle sollen Strom für das umliegende Netz liefern. 47

Zum Vergleich: Bei der gängigen Dampfreformierung von Methan fallen rund 9 bis 10 Tonnen CO2 pro Tonne Wasserstoff an (Hazer 2019, Sun/Elgowainy 2019). 48

Hazer 2019.

Bei einer angenommenen jährlichen Stromproduktion von 40 TWh für die Wasser-Elektrolyse und einem Wirkungsgrad der Elektrolyseure von 70 Prozent entspricht das einer jährlichen Wasserstoffproduktion von rund 850.000 t pro Jahr. Weitere Verluste wurden nicht berücksichtigt.

fertiggestellt wird, produziert es jährlich 50 TWh Strom. Das Projekt wird über ein Konsortium aus privatem Unternehmen50 in Zusammenarbeit mit dem Energy Change Institute der Australian National University realisiert. Über die 10 Jahre lange Bauphase sollen 3.000 Jobs entstehen, während für den auf mehr als 50 Jahre angelegten Betrieb 400 neue Stellen geschaffen werden sollen. Der produzierte Wasserstoff soll vor allem nach Japan und Südkorea exportiert werden. 51 Die Forschung zur Anwendung von Wasserstoff in der australischen Wirtschaft konzentriert sich stark auf die Gasversorgung und die damit einhergehenden Auswirkungen auf Pipeline-Materialien, Endgeräte und die Sicherheit im Umgang mit unterschiedlichen Konzentrationen von Wasserstoff. Nennenswerte Forschungsanstrengungen zu Brennstoffzellen und der Anwendung im Verkehrswesen fehlen, nicht zuletzt aufgrund der Abwesenheit von entsprechenden Umweltregularien auf nationaler Ebene. Erste Wasserstofftankstellen sollen aber in den kommenden Jahren in einigen Bundesstaaten installiert werden. Während in Deutschland bereits Beimischquoten im Gasnetz von 10 Volumen-Prozent diskutiert und in Teilen schon höhere Anteile erprobt werden, ist die Forschung dazu in Australien noch am Anfang. Jemena, der größte Strom- und Gasversorger des Landes, möchte im Westen von Sydney die Beimischung von 2 Volumen-Prozent Wasserstoff testen, welches mittels eines 500 kW Elektrolyseurs hergestellt werden soll.52 In der Hauptstadt Canberra testet der Gasversorger Evoenergy gemeinsam mit dem Canberra Institute of Technology seit Ende 2018 die Auswirkungen von 100 Prozent Wasserstoff an verschiedenen Materialien (vgl. Abbildung 9). Das Besondere an der Testanlage: Handwerker, deren Sicherheit letztendlich gewährleistet werden muss, werden auch an dieser Anlage geschult. Aus den ersten Ergebnissen wird deutlich, dass die Umstellung auf eine WasserstoffWirtschaft mit deutlich veränderten Anforderungen an Material und Mensch einhergeht.53

Abbildung 9: Evoenergy's Testanlage für 100 Prozent Wasserstoff (Eigene Aufnahme)

Dem Konsortium gehören InterContinental Energy, CWP Energy Asia, Vestas und die Macquire Group an.

AREH 2019.

Jemena 2019.

CIT 2019.

Um den produzierten Wasserstoff auch über längere Distanzen in andere Abnehmer-Staaten transportieren zu können, sind verschiedene Transportmedien und Aggregatzustände des Wasserstoffs denkbar. Das von einem Konsortium54 unter Leitung von Kawasaki Heavy Industries geförderte $A 500 Millionen Hydrogen Energy Supply Chain (HESC) Projekt hat zum Ziel, blauen Wasserstoff im Latrobe Valley, dem zweitgrößten Braunkohlevorkommen der Welt, herzustellen und ab 2021 verflüssigt per Tanker nach Japan zu exportieren. Dazu muss er konstant auf -253 °C runtergekühlt werden. Der Vorteil: In diesem Aggregatszustand ist die Dichte 800-mal größer, sodass mehr Wasserstoff transportiert werden kann. Bisher ist allerdings insbesondere der dauerhafte Kühlbedarf während des Transports und der damit verbundene Energieeinsatz problematisch. Die Isolierung des Tankers von Kawasaki Heavy Industries, der in der Pilotphase eingesetzt werden soll, ist aber nach eigener Auskunft bereits in der Lage die Strecke Australien-Japan ohne zusätzliche Kühlung durchzuführen.55 In der Pilotphase soll ein Schiff mit einem Fassungsvermögen von 1.250 m³ alle drei Monate Wasserstoff nach Japan fahren. Ein weiteres potentielles Transportmedium ist grüner Ammoniak (NH3). Der norwegische Chemiekonzern Yara plant gemeinsam mit dem französischen Energieversorger ENGIE die Umstellung der eigenen Ammoniakproduktion in West Australia auf grünen Wasserstoff. Das Vorhaben befindet sich derzeit in der Machbarkeitsprüfung. Langfristig möchte Yara nur noch grünen Ammoniak in Australien produzieren und exportieren.56 Zu alternativen, effizienteren Verfahren der Ammoniaksynthese forscht die Monash University. Die dort entwickelten Ammoniak-Brennstoffzellen (vgl. Abbildung 10) sollen Ammoniak effizienter herstellen als der seit Anfang des 20. Jahrhunderts verwendete Haber-Bosch-Prozess. Dafür kommen neu entwickelte elektrochemische Katalysatoren zum Einsatz.57 Bisherige Testläufe dieses Verfahrens liefen aber erst in kleinem Maßstab 60 Stunden kontinuierlich. Dennoch sieht man dort das Potential, ab 2025 bisherige Verfahren dauerhaft zu ersetzen.

Abbildung 10: Ammoniak-Brennstoffzelle der Monash University in Melbourne (Eigene Aufnahme)

Da Australien bereits über eine große Ammoniakproduktion und -Exportinfrastruktur verfügt, könnte es ohne größere Infrastrukturinvestitionen exportiert werden. Großer Forschungsbedarf besteht allerdings noch beim „cracken“ des Ammoniaks, der Rückumwandlung in Wasserstoff und Stickstoff. An diesem

Zum HESC Konsortium zählen Kawasaki Heavy Industries, J-Power, Iwatani, Marubeni, JXTG Nippon Oil & Energy Corporation, Ministry of Economy, Trade and Industry (METI) und New Energy and Industrial Technology Development (NEDO) sowie von australischer Seite AGL, die Regierung des Bundesstaates Victoria und die Bundesregierung. 55

HySTRA 2019.

Rijksen 2018.

Monash 2017.

Prozess forscht das CSIRO in Melbourne mittels eines Membran-Reaktors (vgl. Abbildung 11). Die Membran besteht aus Vanadium, als Katalysator kommt Palladium zum Einsatz. Die Eignung potentieller weiterer Edel- und Nicht-Edelmetalle werden noch validiert. Zurzeit können auf diesem Weg am CSIRO nur weniger als 5 kg Wasserstoff pro Tag gewonnen werden. Forschung und Anwendung im größeren Maßstab scheinen mit diesem Verfahren bisher noch nicht möglich. 58

Abbildung 11: Ammoniak-Cracker am CSIRO in Clayton (Eigene Aufnahme)

Service 2018.

III Schnittstelle Wasserstoff Transformationen der Energiesysteme finden in vielen Ländern bisher überwiegend im Stromsektor statt, dennoch können nicht alle Verbrauchssektoren direkt elektrifiziert werden: Hier können synthetische, CO2-arme, stoffliche Energieträger wie Wasserstoff eine Alternative darstellen. Insbesondere energiearme Länder wie Japan und Korea haben ein großes Interesse an der Entwicklung ganzer Wasserstoff-Wertschöpfungsketten, um ihre Energiesysteme langfristig zu defossilisieren. Das australische Beratungsunternehmen ACIL Allen rechnet in diesem Zusammenhang mit einer globalen Nachfrage an Wasserstoff im mittleren Szenario von 1.025,2 PJ/ 8,5 Millionen Tonnen in 2030 und 4.183,2 PJ/ 34,8 Millionen Tonnen in 2040. 59 Dieses Potential haben sowohl Australien als auch Deutschland erkannt und angekündigt bis Ende 2019 jeweils eine nationale Wasserstoffstrategie zu veröffentlichen. Hierbei liegt in den Unterschieden beider Strategien das Potential einer Kooperation: Australien will sich neben der Nutzung von Wasserstoff für das heimische Energiesystem insbesondere als Wasserstoff-Exporteur positionieren und braucht dafür entsprechende Technologien und Nachfragesignale, während Deutschland einen großen Bedarf an Wasserstoff-Importen haben wird und gleichzeitig über die entsprechenden Technologien verfügt.

Der Weg zur Australischen Wasserstoffstrategie Obwohl es bisher noch kein Land gibt, das CO2-armen Wasserstoff im großen Stil exportiert, positionieren sich auch andere Länder wie Norwegen, Bahrain oder Marokko als potentielle Exporteure. Damit gilt es für Australien das Gelegenheitsfenster zu nutzen und sich als First Mover an der Spitze zu positionieren. Dazu hat Australien die besten Voraussetzungen: Stark gefallene Kosten für erneuerbare Energien gepaart mit exzellenten Erzeugungspotentialen. 60 Laut dem Bericht von ACIL Allen beläuft sich das Exportpotential von Wasserstoff aus Australien im mittleren Szenario auf rund 60,3 PJ/ 502.000 Tonnen in 2030 und 166,2 PJ/ 1,3 Millionen Tonnen in 2040. Demnach liegt der potentielle direkte wirtschaftliche Beitrag der Wasserstoffproduktion allein für den Export bei A$ 201 Millionen bis A$ 903 Millionen im Jahr 2030. China, Japan, Korea und Singapur werden bisher als aussichtsreichste Importmärkte identifiziert. Neben dem enormen Exportpotential bietet die Erzeugung von Wasserstoff die Möglichkeit die Resilienz des anfälligen australischen Stromsystems zu steigern und als flexible Last und systemischer Langzeitspeicher zu fungieren. Bereits im Finkel Review vom Juni 2017 wurde Wasserstoff als eine vielversprechende Alternative zu Erdgas sowie als Speichertechnologie für das anfällige australische Stromsystem präsentiert. Zur 18. Sitzung des COAG Council im August 2018 veröffentlichte die Hydrogen Strategy Group unter der Leitung von Alan Finkel ein Briefing-Papier, um das Council von dem Potential einer australischen Wasserstoffindustrie und dem dafür nötigen politischen Willen zu überzeugen. Daraufhin beschloss das Council in der Sitzung, dass Alan Finkel in enger Absprache mit leitenden Beamten einen Vorschlag für die Entwicklung einer Australian Hydrogen Strategy (AHS) im Dezember 2018 vorlegen sollte. In diesem Vorschlag wurden die Elemente der zukünftigen AHS dargelegt, nach denen sich die Strategie zu allererst auf den Export fokussieren soll. Neben der Entstehung eines Inlandmarktes riet Alan Finkel

ACIL Allen 2018.

Die Power-to-X Roadmap des Weltenergierats (WEC/Frontier Economics 2018) kategorisiert Australien als möglichen ExportGiganten in einem internationalen Wasserstoffhandel.

in dem Vorschlag dem Council dazu, drei sogenannte ”Kick-Start”-Projekte zu implementieren, solange die AHS noch in der Entwicklung ist: 1) Einspeisung von bis zu 10 Prozent Wasserstoff im heimischen Gasnetz; 2) Potentialanalyse für den Bau von Wasserstoff-Tankstellen für Schwerlastverkehr; 3) Sicherstellung des Profils Australiens bei internationalen Handelspartnern als potentieller Exporteur von Wasserstoff.

Abbildung 12: Zeitstrahl relevanter Ereignisse der Wasserstoffstrategie (Eigene Darstellung)

Daraufhin beschloss das COAG Council im Dezember 2018 die Einführung der Hydrogen Taskforce mit Alan Finkel als Leiter mit dem Ziel bis Dezember 2019 die AHS für 2020 – 2030 zu formulieren. Zur Anregung der öffentlichen Diskussion über die australische Wasserstoffindustrie wurde im März 2019 ein Diskussionspapier mit dem Vorschlag zur Entwicklung der AHS und wichtigen politischen Fragen veröffentlicht sowie Roundtables mit Stakeholdern von Mai bis Juni 2019 durchgeführt. Im Juni 2019 begann das erste Kick-Start-Projekt mit einer ersten Bewertung des Betankungspotenzials für Schwerlastfahrzeuge. Im Juli 2019 wurde mit dem zweiten Projekt begonnen, für das ein Bericht über notwendige regulatorische Änderungen für bis zu 10 Prozent Wasserstoff in Gasnetzen erstellt wurde. Im selben Monat wurden Ergebnisse der Konsultationen mit der Industrie und der breiten Öffentlichkeit veröffentlicht, die in Form von neun Diskussionspapieren zu unterschiedlichen Fragestellungen gesammelt wurden. Das dritte und letzte Kick-Start-Projekt zur Stärkung des Profils Australiens bei wichtigen Handelspartnern als potenzieller Exporteuer wird bereits von regionalen Regierungen, Austrade und anderen australischen Unternehmen angestrebt.61 Am 22. November 2019 verabschiedete das COAG Energy Council schließlich die von Alan Finkel und der Hydrogen Taskforce vorgestellte Strategie.62 Während der Sitzung wurde eine vom Energieminister der Australian Capital Territory (ACT) vorgebrachte Abstimmung über die ausschließliche Nutzung von grünem Wasserstoff von Bundesminister für Energie Angus Taylor nicht zur Abstimmung zugelassen. Die Strategie spricht daher von „sauberem“ Wasserstoff, der entweder über regenerativen Strom und Elektrolyse oder fossile Energie und „erheblichen“ Einsatz von CCS produziert wird. Insgesamt identifiziert die Strategie 57 Aktionsfelder. Schlüsselelement der Strategie ist die Etablierung von heimischen Wasserstoff-Hubs, die eine große und gesicherte Nachfrage im Land generieren sollen. Als potentiellen Hubs werden Häfen, Städte oder entlegene Gebiete (beispielsweise große Minen, die bisher über Diesel-Generatoren versorgt werden) identifiziert. Damit soll das Knowhow zur Produktion, Transport und Nutzung von sauberem Wasserstoff in Australien umfassend demonstriert werden.

COAG Energy Council 2019-1, DIIS 2019.

COAG Energy Council 2019-2

Gleichzeitig wird sich das Land für ein Zertifizierungssystem für international gehandelten Wasserstoff einsetzen. Zudem soll der Erfolg der Strategie einem kontinuierlichen Monitoring unterlegen. Bis 2025 strebt das Land an, die Grundlagen seiner Wasserstoff-Wirtschaft aufzubauen und zu demonstrieren. Die heimische Verbreitung von sauberem Wasserstoff soll über industrielle Anwendungen, den Wärmesektor, die Beimischung ins Gasnetz sowie für den Langstreckenverkehr etabliert werden. Dazu sollen weitere Pilot- und Demonstrationsprojekte gefördert werden, die Anforderungen an Infrastrukturen für Wertschöpfungsketten untersucht und letztendlich in den Wasserstoff-Hubs getestet werden. Dafür sollen unter anderem bilaterale Wasserstoffpartnerschaften geschlossen werden, um Standards zu harmonisieren und Lieferketten zu etablieren. Ab 2025 sollen dann Liefer- und Wertschöpfungsketten im großen Maßstab errichtet werden. Dazu werden massive Investitionen in Transportinfrastrukturen notwendig sein. Gleichzeitig sollen die internationalen Technologie- und Marktentwicklungen konstant beobachtet werden. Entwicklungen der Bundesstaaten Aufgrund der großen Bedeutung des Wasserstoffs als Energieträger haben sich auch einige Bundesstaaten der Thematik angenommen. So hat South Australia bereits im September 2017 eine Roadmap für Wasserstoff formuliert, die fünf Aktionsfelder umfasst, mit denen die Erzeugung von grünem Wasserstoff für den Export und den heimischen Verbrauch beschleunigt werden soll. Diese wurden anschließend im Wasserstoff-Aktionsplan vom September 2019 konkretisiert. Wie auch auf nationaler Ebene wird vor allem Asien als prioritärer Exportmarkt gesehen. Der Kohle-Bundesstaat Queensland veröffentlichte im Mai 2019 seine Wasserstoffstrategie 2019–2024 mit der A$ 19 Millionen bereitgestellt werden, um zu einem Exporteur von grünem Wasserstoff zu werden. Der erste erfolgreiche Transport von grünem Wasserstoff nach Japan gelang bereits im März 2019. 63 Der Bundesstaat Western Australia veröffentlichte im Juli 2019 seine Wasserstoffstrategie, welche ebenfalls den Fokus auf grünen Wasserstoff sowie den Exportmärkten in Asien legt. Außerdem kündigte der Bundesstaat Victoria an, ein Wasserstoff-Investitionsprogram sowie eine Strategie zu entwickeln. Hierbei liegt der Fokus allerdings nicht auf grünem Wasserstoff, sondern auf der Vergasung von Braunkohle. Die Braunkohle Victorias ist aufgrund ihres hohen Wasseranteils nicht für den Export geeignet. Daher werden alternative Verwendungszwecke gesucht, mit denen die Förderung der reichhaltigen Vorkommen langfristig gesichert werden kann. Mit dem zum Teil staatlich geförderten Hydrogen Energy Supply Chain Projekt im Latrobe Valley läuft dazu schon ein Pilotvorhaben Insgesamt zeigt sich Australien sowohl aus nationaler wie auch auf der Ebene der Bundesstaaten motiviert das Potential von Wasserstoff als Energieträger zu erschließen und sich damit als First-Mover an der Spitze eines zukünftig umkämpften, globalen Wasserstoff-Marktes zu positionieren. In Anbetracht der Entwicklungen in anderen Ländern zum Thema Wasserstoff, insbesondere Japan, Korea und Deutschland ergeben sich Gelegenheitsfenster für internationale Partnerschaften.

Der Export nach Japan erfolgte über den flüssigen organischen Wasserstoffspeicher Methylcyclohexan (C7H14). Der Strom für die Elektrolyse wurde mittels solarthermischen Kraftwerks an der Queensland University of Technology hergestellt. Verantwortlich ist die JXTG Nippon Oil and Energy Corporation. Die Japanischen Firmen haben entlang der gesamten Lieferkette Technologie bereitgestellt (Queensland Government 2019).

Entwicklungen der Deutschen Wasserstoffstrategie Derzeit entwickelt Deutschland ebenfalls eine Nationale Wasserstoffstrategie (NSW), die bis Ende 2019 vom Bundeskabinett beschlossen werden soll. Dazu wurde im November 2019 eine StakeholderKonferenz abgehalten, auf der die Minister des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi), des Bundesministeriums für Bildung und Forschung (BMBF), des Bundesministeriums für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) sowie des Bundesministeriums für Verkehr und digitale Infrastruktur (BMVI) gemeinsam das Papier „Wasserstoff und Energiewende“ 64 als Diskussionsbeitrag veröffentlichten. In diesem Papier erklären die vier Ministerien eine NSW entwickeln zu wollen, die Deutschland international zu einem führenden Anbieter von Wasserstofftechnologien macht. Hierzu soll zunächst die Etablierung des heimischen Wasserstoffmarktes im Mittelpunkt stehen, um die Erzeugung von grünem Wasserstoff im industriellen Maßstab umzusetzen. Allerdings könne Deutschland aufgrund der begrenzten Verfügbarkeit von erneuerbarem Strom und Fragen der sozialen Akzeptanz seinen Bedarf an Wasserstoff nicht gänzlich durch die heimische Produktion decken und müsse deshalb auch Importstrukturen für Wasserstoff entwickeln. Hierbei wird der Import von blauem Wasserstoff nicht ausgeschlossen. Generell werden die Industrie und Verkehr als prioritäre Anwendungsfelder von Wasserstoff und dessen Folgeprodukte gesehen. Als Teil der NSW soll ein Aktionsplan erarbeitet werden, der notwendige Schritte für die Umsetzung der Strategie festlegt. Der Konferenz vorausgegangen war unter anderem der Dialogprozess Gas 2030 des BMWi, an dem zahlreiche Stakeholder aus Industrie, Forschung und Politik teilnahmen. Neben den Entwicklungen auf Bundesebene, gibt es auch Ansätze einiger Bundesländer Strategien für eine zukünftige Wasserstoffindustrie zu formulieren. Zu nennen ist hier die im November 2019 erschienene norddeutsche Wasserstoffstrategie der Länder Bremen, Hamburg, MecklenburgVorpommern, Niedersachsen und Schleswig-Holstein. Aufgrund der Standortvorteile im Norden Deutschlands zielt die Strategie auf die gesamte Wertschöpfungskette einer möglichst vollständig grünen Wasserstoff-Wirtschaft ab. Das Ziel ist bis 2025 mindestens 500 MW und bis 2030 mindestens fünf GW Elektrolyseleistung zu installieren. Dabei werden vor allem Mobilität und Industrie als prioritäre Anwendungsfelder betrachtet sowie die Vorbereitung einer Importinfrastruktur.65 Neben dieser Länderübergreifenden Strategie, wurde im September 2019 das Zentrum Wasserstoff.Bayern (H2.B) gegründet, um die Bayerische Wasserstoffstrategie bis Mai 2020 zu entwickeln. Hierbei soll der Fokus insbesondere auf Wasserstoff in der Mobilität liegen, wobei blauer Wasserstoff keinesfalls ausgeschlossen wird. Eine Gemeinsamkeit besteht auch hier in der Absicht internationale Partnerschaften einzugehen.66

BMWi/BMVI/BMBF/BMZ 2019.

Ministerielle AG 2019.

H2.B 2019.

IV Implikationen für Deutschland Aus den Erfahrungen der Fact Finding Mission nach Australien ergeben sich Implikationen für Deutschland. Dabei steht das Potential einer bilateralen Wasserstoffpartnerschaft an erster Stelle. Zudem lassen sich technologie-spezifische sowie strukturelle und strategische Empfehlungen und Handlungsfelder für Deutschland ableiten.

Nationale Wasserstoffstrategie Nationale Wasserstoffstrategie als Chance ergreifen und Wasserstoffpartnerschaften als Pfeiler der Energiewende etablieren In den Grundsatzstudien zum zukünftigen deutschen Energiesystem vom Akademienprojekt „Energiesysteme der Zukunft“ (ESYS), dem Bundesverband der deutschen Industrie (BDI) und der Deutschen Energie-Agentur (dena) wurden Wasserstoff und synthetische Brenn- und Kraftstoffe als wichtiger Pfeiler eines emissionsarmen Energiesystems identifiziert. 67 Mit der Entwicklung der Nationalen Wasserstoffstrategie hat Deutschland die Chance, die Weichen für eine Wasserstoffindustrie mit großen industriepolitischen Potentialen zu stellen und damit die sektorübergreifende Defossilisierung des Energiesystems voranzutreiben. Andere Länder wie Japan und Südkorea haben bereits Strategien oder Roadmaps formuliert und größere Handelsprojekte mit potentiellen Exporteuren angestoßen. In einem umkämpften Markt für Wasserstoff ist die Sicherstellung von verlässlichen Importen CO2-armer, stofflicher Energieträger essentiell. Um einen entscheidenden Beitrag zu Emissionsreduktion leisten zu können, braucht es das langfristige Bekenntnis zu grünem Wasserstoff. Während derzeit weniger als 1 GW Elektrolysekapazität zur Verfügung steht, geht die Nationale Organisation Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie (NOW) von einem zukünftigen Bedarf von bis zu 275 GW aus.68 Sicher ist, dass Deutschland diesen Bedarf nicht über die heimische Produktion von Wasserstoff decken kann. Wie bereits von der BDI Roadmap für klimafreundliche Gase 201969 empfohlen, braucht es eine öffentliche Diskussion über die Notwendigkeit und den Umfang von Energieimporten sowie einer ernsthaften Auseinandersetzung mit potentiellen Exportländern. Dazu bedarf es auf der einen Seite einer Forschungs- und Entwicklungsstrategie zu potentiellen Transport- und Speichermöglichkeiten von grünen Energieträgern. Auf der anderen Seite braucht es auch eine Importstrategie, durch die potentielle Produzentenländern identifiziert werden können, die für eine Partnerschaft mit Deutschland in Frage kommen. Dazu müssen politische und ökonomische Anreizsystemen für diese Produzentenländer entwickelt werden, beispielsweise durch Nachfrage-Prognosen oder gesicherte, langfristige Lieferverträge. Ein erster Schritt in diese Richtung kann eine (bilaterale) Machbarkeitsstudie sein, die die Potentiale und notwendigen Rahmenbedingungen einer langfristigen Partnerschaft aufzeigt. Angelehnt an das im November 2019 veröffentlichte Positionspapier des BDI zur nationalen Wasserstoffstrategie70, wird empfohlen eine ressortübergreifende Koordinierungsstelle zur Ausgestaltung solcher Partnerschaften zu errichten.

ESYS/BDI/dena 2019.

NOW 2018.

BDI 2019-1.

BDI 2019-2.

Potentiale einer Deutsch-Australischen Wasserstoffpartnerschaft Australien hat ein immenses Potential für die Energieerzeugung aus regenerativen Quellen und verfügt über hervorragende Kompetenzen beim Aufbau und Betrieb von entlegenen Produktionsstätten und Infrastrukturen, insbesondere für den Export von Rohstoffen. Zudem ist die Energieforschung in Australien breit aufgestellt und auf einem sehr hohen internationalen Niveau. Allerdings fehlt es an der Kompetenz bei der Veredlung von Grundstoffen sowie entsprechenden Wasserstoff-Technologien, insbesondere im Bereich der Elektrolyse und Sektorkopplung. Deutschland hingegen ist weltweit Marktführer im Bereich Elektrolysetechnologien und wird zukünftig einen großen Bedarf an CO2-armen Wasserstoffimporten haben. Der Studienvergleich von ESYS, BDI und dena geht von einem jährlichen Bedarf von wasserstoffbasierten, synthetischen Energieträgern in Höhe von 78 bis 908 TWh im Jahr 2050 aus.71 Zusammen mit einer stabilen demokratisch-politischen Kultur und westlich-geprägten Gesellschaft ist

Australien

ein

ausgezeichneter

Partner

für

ein

langfristiges

und

großskaliges

Kooperationsvorhaben. Ein Unterfangen in dieser Dimension wäre bisher einzigartig: Noch gibt es kein Land, das CO2-armen Wasserstoff im industriellen Maßstab exportiert oder importiert. Hinzukommt, dass beide Länder bis Ende 2019 ihre jeweilige nationale Wasserstoffstrategie vorlegen wollen. Dieses Gelegenheitsfenster sollte genutzt werden, um die Machbarkeit einer Wasserstoffbrücke von Australien nach Deutschland und Europa zu prüfen. Eine

solche

Machbarkeitsstudie

muss

Zusammenspiel

zwischen

Industrie

und

Forschungseinrichtungen beider Länder volks- und betriebswirtschaftliche, naturwissenschaftlichtechnische, regulatorische und logistische Fragestellungen beantworten und entsprechende Lösungsansätze bieten. Entlang der gesamten Wertschöpfungskette von Erzeugung, Transport über Rückgewinnung bis letztendlich zur Nutzung des Wasserstoffs müssen Barrieren identifiziert und mögliche Handlungsoptionen aufgezeigt werden. Beide Länder verfügen bereits über Pilot- und Demonstrationsanlagen im ein- bis zweistelligen MW-Bereich; die gesamte Wertschöpfungskette und die daraus folgenden Herausforderungen sind aber bisher noch völlig unbekannt. Im Rahmen dieser Machbarkeitsstudie müssen Grundsatzentscheidungen bezüglich Technologieentwicklung, Zertifizierung, Infrastrukturen und Transportmedien getroffen werden. Gleichzeitig sollten deutsche Schlüsselbranchen identifiziert werden, die zunächst für die Abnahme des grünen Wasserstoffs in Frage kämen, sodass gesicherte Anwendungspfade entstehen können. Letztendlich müssen erste Business-Cases erarbeitet werden, die eine nachfolgende großflächige Wertschöpfungs- und Lieferkette für grünen Wasserstoff ermöglichen. Aufgrund der zu erwartenden langen Vorlaufzeiten für Projekte dieser Art müssen solche Geschäftsmodelle zeitnah etabliert werden. Die Erkenntnisse zwischen zwei technologisch, wissenschaftlich und industriell gleichwertigen Partnern würden letztendlich auch für andere interessierte Länder (Arabischer Raum, Nordafrika, Osteuropa) zur Verfügung stehen und den Aufbau entsprechender Strukturen vor Ort erleichtern. Ein solches Vorhaben wäre ein Vorbild für weitere Handelsbeziehungen und würde somit den Grundstein für ein supranationales Handelssystem für speicherfähige erneuerbare Energieträgern72 legen.

Die große Spannweite ergibt sich unter anderem aufgrund unterschiedlicher Annahmen zu THG-Reduktionszielen, Kosten für Importe sowie Transformationsgeschwindigkeiten in Nachfragesektoren (ESYS/BDI/dena 2019). 72

Leopoldina 2019.

Empfehlungen zu ausgewählten Technologiefeldern Alternative Produktionsmöglichkeiten von Wasserstoff fördern, neue Materialen entwickeln Die Elektrolyse in ihrer jetzigen Form ist noch nicht am Ende ihrer möglichen Optimierung angelangt und auch nicht die einzige Möglichkeit, Wasserstoff CO2-arm herzustellen. Vor allem die PEMElektrolyse ist aktuell nicht im notwendigen Maßstab skalierbar, da die als Katalysator benötigten Edelmetalle wie Platin, Palladium und Rhodium oder Iridium nicht kostengünstig und risikofrei zur Verfügung stehen. Zudem muss die großskalige, automatisierte Fertigung solcher Elektrolyseure im industriellen Maßstab erst noch erprobt werden. Die Skalierbarkeit von Rohstoffeinsatz, Materialsynthesen und Prozessen für aus der Grundlagenforschung resultierende wesentliche Verbesserungen ist daher von höchster Priorität. Dazu gehört auch die Erforschung der Hochtemperaturelektrolyse, die grünen Wasserstoff wesentlich effizienter produzieren kann. Deutschland sollte verstärkt an Elektrolyse-Technologien forschen, um seine internationale Spitzenposition nicht zu verlieren und langfristig vom wachsenden Markt für Elektrolyseure zu profitieren. Gleichzeitig werden nicht alle Länder ausschließlich auf grünen Wasserstoff setzen. Es ist absehbar, dass Länder mit großen Erdgas-Reserven wie Australien, die USA oder Norwegen weiterhin klimafreundliche Anwendungsfelder und Wertschöpfung für ihre fossilen Rohstoffe suchen werden. Verfahren wie die Methanpyrolyse und die damit einhergehende Produktion von blauem Wasserstoff können eine weitere Säule der Wasserstoff-Wirtschaft sein und den nötigen Markthochlauf beschleunigen. Neben dem Hazer Prozess aus Australien, gibt es noch viele weitere Möglichkeiten Methan klimafreundlich thermisch umzuwandeln. 73 Dabei muss Wasserstoff nicht unbedingt das Endprodukt sein, sondern kann direkt mit CCU-Verfahren gekoppelt werden um beispielsweise Methanol herzustellen.74 Letztendlich müssen deshalb auch Fragen der Herkunftsnachweise und Zertifizierung für Wasserstoff und Folgeprodukte geklärt sein, die derzeit auf europäischer Ebene diskutiert werden. Denn nach bisherigem Technologiestand für die Erzeugung von blauem Wasserstoff ist dieser im Gegensatz zu grünem Wasserstoff nicht klimaneutral. Forschung zu Transporttechnologien erweitern, Wasserstoffmengen und Transportdistanzen erhöhen Die Produktion von Wasserstoff ist nur der erste, vergleichsweise einfache Schritt der Wertschöpfungskette. Aufgrund des geringen Volumens und der großen Flüchtigkeit eignet sich gasförmiger Wasserstoff nicht für den Export über sehr weite Entfernungen. Stattdessen gibt es eine Vielzahl von Transportmedien oder Aggregatszuständen, beispielsweise flüssiger Wasserstoff, Methanol (CH3OH) oder Ammoniak (NH3), die jeweils ihre unterschiedlichen Vor- und Nachteile haben. Bei einigen Transportmedien, insbesondere solche die eine Kohlenstoffquelle benötigen wie Methanol, muss zur Schließung des Stoffkreislaufs das Kohlendioxid zum Ausgangsort zurücktransportiert werden.75 Dabei kann es sein, dass eine andere Transportinfrastruktur genutzt werden muss. Bei Ammoniak als Transportmedium besteht noch Forschungsbedarf bei der Rückumwandlung in Wasserstoff und Stickstoff: Viele Prozesse nutzen noch seltene und teure Platinmetalle als Katalysatoren und Ammoniak lässt sich teilweise nicht vollständig vom Wasserstoff trennen, sodass

KIT 2019.

BASF 2019.

Falls das benötigte CO2 über Direct Air Capture aus der Atmosphäre entnommen wurde entfällt der Rücktransport des CO 2.

der Ammoniak in der Folge beispielsweise PEM-Brennstoffzellen für Wasserstoff beschädigen kann. In Deutschland wird im Rahmen des Kopernikus-Projekts „P2X“ insbesondere zu flüssigen organischen Wasserstoffträgern geforscht.76 Im Sinne einer technologieoffenen Energieforschung müssen zeitnah alle Optionen mit Nachdruck verfolgt werden. Die Kostenstrukturen einzelner Optionen sind derzeit ebenfalls unbekannt.77 Carbon Capture and Storage (CCS) und Carbon Capture and Utilization (CCU) als komplementäre Bausteine des Klimaschutzes neu bewerten Die Szenarien des IPCC zur Einhaltung des 1,5°C Ziels machen deutlich, dass die derzeitigen Ambitionen nicht ausreichen. Zugleich erhöhen die Entwicklungen in der EU sowie in Deutschland hin zur THG-Neutralität bis 2050 den Druck Emissionen massiv zu reduzieren. In der Vision der EUKommission für eine klimaneutrale und wettbewerbsfähige Wirtschaft wird der Einsatz von CCS als nach wie vor erforderlich gesehen, insbesondere in energieintensiven Industrien.78 Zudem bieten CCSTechnologien bei Verfahren zu Wasserstoff-Herstellung aus fossilen Energieträgern die Möglichkeit der CO2-Abschneidung. Trotz scheinbar günstiger natürlicher Bedingungen, wie beispielsweise in Australien, können die Vorlaufzeiten solcher Projekte im notwendigen großen, industriellen Maßstab weit mehr als 20 Jahre in Anspruch nehmen. Daher sollten die Möglichkeiten zum Einsatz solcher Verfahren in Deutschland zumindest wieder öffentlich diskutiert werden, beispielsweise für die Speicherung nicht vermeidbare industrielle Prozessemissionen. Langfristig sollten allerdings im Sinne der Kreislaufwirtschaft Verfahren zur stofflichen Verwertung von CO2 – CCU – weiter erforscht und zügig eingesetzt werden, wie beispielsweise Direct Air Capture, das derzeit noch sehr energieintensiv und teuer ist. Aber auch bei industriellen Grundprozessen, die schwer ohne die Nutzung von Kohlenstoff auskommen können (z.B. Zementherstellung), wird CCU ein unverzichtbarer Teil des Energiesystems werden. Wasserstoff kann im Zusammenspiel mit einer Kohlenstoffquelle als Grundstoff für weitere Power-to-X Verfahren dienen, bei denen synthetische Kohlenwasserstoffe wie Methan, Methanol, Kerosin oder aber Diesel hergestellt werden können. Wertschöpfung und Knowhow zu solchen Verfahren sollten Teil der deutschen Industrie- und Forschungsstrategie sein.

Strukturelle und strategische Empfehlungen Expertise bündeln: Forschungseinrichtungen und Industrie bei Zukunftstechnologien besser vernetzen Mit den Reallaboren und den Kopernikus-Projekten bestehen in Deutschland hervorragende Instrumente zur Konzipierung und Erprobung neuer Technologien. Zudem besitzt Deutschland mit Einrichtungen wie der Max-Planck- und der Fraunhofer-Gesellschaft eine international hochrenommierte außeruniversitäre Energieforschung. Dennoch fehlt es oft an der Marktfähigkeit der Innovationen. Dazu kann es sinnvoll sein, Industrie und Forschung von Anfang zusammen zu denken: Mit den Cooperative-Research-Centern (CRC) besitzt Australien zu Themen wie CCS, alternativen Kraftstoffen und Batteriespeichern Kompetenzzentren, die die Expertise der Industrie und Forschung frühzeitig bündeln. Diese Bündelung hat in Australien dazu geführt, dass im Bereich der CCSTechnologie zu den globalen Spitzenreitern gehört.

BMBF 2019.

Schlögl 2019.

Europäische Kommission 2018.

Deutschland zeichnet sich bisher durch seine dezentrale Forschung aus. Für Schlüsseltechnologien kann es jedoch sinnvoll sein, solche Kompetenzzentren zu entwickeln, um die Forschung zu beschleunigen und die spätere Markteinführung inklusive der dazu notwendigen Geschäftsmodelle gleich mit zu denken. So kann sich Deutschland auch gegenüber größeren oder finanzkräftigeren Konkurrenten im internationalen Wettbewerb durchsetzen. Wasserstoff ist nur ein Teil der Lösung: Breite der Energieforschung in Deutschland bewahren Die vielfältigen Anwendungsmöglichkeiten von Wasserstoff und den Folgeprodukten erfahren weltweit einen Hype. Japan möchte bis 2050 eine vollständige Wasserstoff-Wirtschaft etablieren – China und Südkorea setzen ebenfalls vermehrt auf das vielseitige Molekül. Im Bereich der BrennstoffzellenTechnologie sind diese Länder Deutschland weit voraus. Andere Staaten wie Marokko aber auch Australien sehen das enorme wirtschaftliche Potential für den Export. Obwohl solche PtXAnwendungen ein enormes Potential für die Defossilisierung des Energiesystems haben, gilt es in Deutschland die Breite in der Energieforschung bewahren: Themen wie direkte Elektrifizierung, Energieeffizienz und Stoffkreisläufe sind nach wie vor ein essentieller Bestandteil für das Gelingen der deutschen und globalen Energiewende. In diesem Sinne sollte auch technologieoffen geforscht werden. Vor dem Hintergrund des fortschreitenden Klimawandels und der zu erwartenden Verfehlung der deutschen Emissionsreduktionsziele im Jahr 2030 müssen alle Technologien verfolgt werden. Große deutsche Studien zum zukünftigen Energiesystem zeigen ebenfalls die notwendige Breite an Technologien, die in Deutschland in allen Sektoren erforderlich sein wird.79 Klima- und Energiepolitik global denken Die Gespräche mit den australischen Partnern sowie die derzeitigen energie- und klimapolitischen Entwicklungen in Australien, insbesondere zum Thema Wasserstoff, haben gezeigt, wie unterschiedlich die Schaffung neuer (emissionsarmer) Industrien motiviert sein kann. Solange Australien die Möglichkeit einer Wasserstoffindustrie nicht in Zusammenhang mit einer nachhaltigen Klimapolitik sieht, wird die Herstellung und der Export grauem Wasserstoff verfolgt und damit keine langfristigen CO2 Emissionsreduzierungen erreicht werden. Blauer Wasserstoff führt zwar zu Emissionsminderungen, ist aber nach derzeitigem Entwicklungsstand nicht THG-Neutral. Australien ist durch den Fokus auf eine Exportindustrie von seinen Abnehmerländern abhängig, aber dementsprechend auch bereit, flexibel auf Marktchancen zu reagieren. Dadurch ergibt sich die Möglichkeit durch eine international integrierte Klimapolitik, die sich deutlich zu grünem Wasserstoff bekennt, eine Energiewende und Transformationsprozesse hin zur Defossilisierung auch in Exportländern wie Australien zu unterstützen. Hierbei braucht es, wie bereits im acatech/BDI Impulspapier zur Energieforschung in Asien 80 angeregt wurde, eine vernetzte Energiewende, bei der Energie international über Netze und Tanker transportiert wird und dabei ökonomische Vorteile gegenüber der Nutzung fossiler Brenn- und Kraftstoffe geschaffen werden. Zudem sollte das von der Bundesregierung angestrebte Ziel eines globalen CO 2-Preises im jüngst beschlossenen Klimapaket auch nach außen getragen werden. Australien besaß von 2012 bis 2013 ein CO2-Fixpreis-Emissionshandelssystem. Das Preisniveau lag bei $A 23 (ca. 14 €) zu einer Zeit, da im EU-ETS der Preis bei 5 Euro pro Tonne CO2 stagnierte. Ursprünglich war geplant, das australische in das europäische System zu integrieren, wozu es allerdings aufgrund der veränderten politischen Situation in Australien nicht kam. Angesichts des zunehmenden politischen Drucks zur

ESYS/BDI/dena 2019.

acatech/BDI 2018.

Emissionsminderung, sollten diese Bemühungen wieder aufgenommen werden. Eine Integration kann auch den Handel mit synthetischen Energieträgern zwischen beiden Ländern befördern, in dem die vermiedenen Emissionen Australien positiv zugerechnet werden und es auch bei anderen Gütern keinen Grenzausgleich bräuchte. Kontinuierliches Energiewende-Benchmarking ausgewählter G20-Länder Klimaschutz und Energiewende werden global unterschiedlich wahrgenommen. Die Gespräche mit den australischen Partnern haben gezeigt, wie groß die Diskrepanz zwischen den Erwartungen, die nicht zuletzt durch Medienberichte geprägt sind, und den tatsächlichen Positionen vor Ort sein kann. Um solche Erkenntnisse gewinnen und kontinuierlich erweitern zu können, bedarf es einem EnergiewendeBenchmarking ausgewählter G20-Länder. Das Benchmarking bietet die Möglichkeit Best-PracticeBeispiele zu identifizieren und damit internationale Vergleichswerte für die deutsche Energiewende zu erhalten. Darüber hinaus hat ein solches Vorhaben auch den Vorteil, dass gleichzeitig Kooperationsfelder identifiziert und Kooperationen auf Staats- und Wirtschaftsebene angestoßen werden können. Diese können dann Anknüpfungspunkte für die deutsche Energie- und Industriepolitik darstellen, sodass sich Deutschland beispielsweise rechtzeitig als Importeur von grünem Wasserstoff und synthetischen Kraftstoffen sowie als Exporteur von PtX-Technologien positionieren und die entsprechenden Märkte erschließen kann.

Anhang

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