Wenn Stahl Strategien überdauert: Die Klimakosten von Deutschlands Wasserstoff-Pipeline*

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Der 400 km lange Abschnitt des deutschen Wasserstoff-Backbones ist inzwischen unter Druck gesetzt, mit fossilem Wasserstoff gefüllt und wartet. Es sind keine nennenswerten Lieferanten angeschlossen und keine vertraglich gebundenen Abnehmer entnehmen Moleküle. Allein diese Tatsache rechtfertigt es, innezuhalten und die Rechnung sorgfältig aufzumachen, denn große Infrastrukturentscheidungen werden nicht automatisch klimapositiv, nur weil sie neu etikettiert werden. Sie werden nur dann klimapositiv, wenn sie reale Dekarbonisierungsergebnisse liefern, die die Emissionen übertreffen, die in Materialien, Bau, Umrüstung und Betrieb gebunden sind.

Diese Pipeline begann ihr Leben nicht als Wasserstoffanlage. Sie wurde um 2020 als großdimensionierte Erdgas-Fernleitung gebaut, mit einem Innendurchmesser von etwa 1,4 m und einer Länge von rund 400 km. Sie entstand in einer Phase, in der die deutsche Energieplanung noch von Jahrzehnten anhaltend hoher Erdgasnachfrage ausging, abgesichert durch russische Lieferungen, und in der Gas als Brückenbrennstoff galt. In einem früheren Artikel dieser Reihe habe ich erläutert, warum diese Annahme bereits damals mehr als fragwürdig war und warum spätere Ereignisse sie unhaltbar gemacht haben. Schon bevor Wasserstoff ins Spiel kam, stellte diese Pipeline eine große, langfristige Klimaverpflichtung dar.

Eine Pipeline dieser Größe wird vom Stahl dominiert. Unter Verwendung typischer deutscher Fernleitungs­spezifikationen für Rohre der Klasse DN1400 mit einer Wandstärke von etwa 23 mm ergibt sich für 400 km Leitung eine Stahlmenge von rund 320.000 Tonnen. Das ist keine Rundungsdifferenz. Es entspricht etwa 1 % der in den letzten Jahren sichtbaren jährlichen Stahlnachfrage Deutschlands, gebunden in einem einzelnen linearen Asset, dessen einzige Funktion darin bestand, fossiles Methan zu transportieren. Stahl entsteht nicht ohne Kohlenstoff. Je nach Herstellungsroute hätte die Produktion dieser Menge Rohrstahl Emissionen von etwa 220.000 Tonnen CO₂e am unteren Ende verursacht, wenn überwiegend schrottbasierte Elektrolichtbogenöfen zum Einsatz kamen, und bis zu rund 750.000 Tonnen CO₂e am oberen Ende bei Hochofen-Konverter-Routen. Eine zentrale Schätzung auf Basis globaler Durchschnittswerte liegt bei etwa 600.000 bis 650.000 Tonnen CO₂e. Dieser Kohlenstoff wurde emittiert, bevor der erste Kubikmeter Gas floss.

Dieser gebundene Kohlenstoff ist versenkt. Er lässt sich nicht rückgängig machen. Die einzige verbleibende Frage ist, ob das Asset über seine Lebensdauer hinweg genug Klimanutzen liefert, um diese Emissionen zu rechtfertigen. Als die Pipeline Erdgas transportierte, war die Antwort angesichts der deutschen Klimaziele und des raschen Ausbaus von Wind, Solar und Elektrifizierung bereits zweifelhaft. Die Umrüstung der Pipeline auf Wasserstoff setzt das Konto nicht zurück. Sie fügt einem bereits hohen Saldo neue Posten hinzu.

Die Umrüstung selbst war nicht trivial. Eine Hochdruck-Gasfernleitung für den Wasserstoffbetrieb umzurüsten bedeutet, Verdichter, Dichtungen, Ventile, Mess- und Regeltechnik, Sicherheitssysteme sowie Rohrabschnitte zu ersetzen, die nicht wasserstofftauglich sind oder die Anforderungen an die Bruchmechanik nicht erfüllen. Für diese Analyse habe ich einen ambitionierten, aber plausiblen Umfang angenommen. Etwa 5 % der Leitungslänge werden durch neue Rohre ersetzt. Zwei Verdichterstationen werden vollständig für den Wasserstoffbetrieb umgerüstet oder neu gebaut. Neue Mess- und Regelstationen werden an zentralen Knoten installiert. Das entspricht öffentlichen Beschreibungen von Wasserstoff-Umrüstungsarbeiten und der technischen Realität. Wie ich im früheren Beitrag ausgeführt habe, führt das regulierte Anlagevermögensmodell von Gascade dazu, dass möglichst umfangreiche Umrüstungen vorgenommen werden, um die Kapitalbasis zu maximieren, auf die über Jahrzehnte Netzentgelte erhoben werden können.

Auf dieser Grundlage liegt die zusätzlich installierte Stahlmenge im Zuge der Umrüstung bei etwa 26.000 Tonnen. Rund 16.000 Tonnen entfallen davon auf Ersatzrohre. Der Rest verteilt sich auf großdimensionierte, wasserstoffgeeignete Ventile und Antriebe, Molchschleusen und Anbindungen, Rohrleitungen und Strukturen in Verdichterstationen, Mess- und Regelstationen sowie sonstigen Baustahl. Verdichterstationen erfordern zudem erhebliche Betonfundamente und Geräteplatten, was weitere mehrere tausend Tonnen CO₂e an zementbedingten Emissionen verursacht. Elektrische Systeme, Steuerungen, Analysatoren und sicherheitstechnische Instrumentierung tragen weiteren gebundenen Kohlenstoff bei, mengenmäßig gering, klimatisch aber nicht vernachlässigbar.

In der Summe liegen die zusätzlichen gebundenen Emissionen der Umrüstung in einer Bandbreite von etwa 25.000 bis 80.000 Tonnen CO₂e, mit einer zentralen Schätzung um 60.000 Tonnen CO₂e. Das ist neuer Kohlenstoff, emittiert in den 2020er-Jahren, zusätzlich zu den Hunderttausenden Tonnen, die bereits in der ursprünglichen Pipeline gebunden waren. In früheren Beiträgen dieser Reihe habe ich argumentiert, dass infrastrukturbasierte Wasserstoffstrategien Klimarisiken stillschweigend in die Zukunft verschieben. Dies ist einer der Mechanismen, durch die das geschieht.

Stahl und Beton sind nur ein Teil des Bildes. Nachdem die Pipeline umgerüstet war, wurde sie unter Druck gesetzt und mit Wasserstoff gefüllt. Bei etwa 55 bar enthält eine 400 km lange Pipeline mit 1,4 m Durchmesser rund 2,7 Millionen kg Wasserstoff als Leitungsfüllung. Dieser Wasserstoff ist nicht aus dem Nichts entstanden. Deutschland verfügt derzeit nicht über überschüssigen grünen Wasserstoff in dieser Größenordnung. Öffentliche Aussagen der Betreiber deuten darauf hin, dass für die Erstbefüllung konventioneller Industrie­wasserstoff verwendet wurde.

Grauer Wasserstoff aus Dampfreformierung von Erdgas verursacht typischerweise Emissionen von etwa 10 bis 12 kg CO₂e pro kg Wasserstoff, wenn vorgelagerte Gasförderung und Prozessenergie berücksichtigt werden. Die Befüllung der Leitung mit 2,7 Millionen kg Wasserstoff impliziert daher Emissionen von etwa 27.000 bis 32.000 Tonnen CO₂e allein dafür, Moleküle in ein ungenutztes Rohr zu bringen. Dieser Kohlenstoff wurde emittiert, ohne Energiedienstleistungen zu erbringen, industrielle Prozesse zu dekarbonisieren oder fossile Verbrennung zu vermeiden.

Ist der Wasserstoff einmal in der Leitung, bleibt er dort nicht verlustfrei. Selbst wenn eine Pipeline ungenutzt ist, treten Leckagen über Ventile, Dichtungen, Instrumentierung und Anschlüsse auf. Wasserstoffmoleküle sind klein und mobil, und die Alterung von Dichtungen ist in Wasserstoffsystemen ein bekanntes Problem. Leckageraten werden oft als Prozentsätze diskutiert, die beruhigend klein klingen, doch Prozentsätze auf große Inventare und lange Zeiträume angewandt summieren sich.

Ein schlechtes, aber plausibles Leckageszenario für einen ungenutzten Fernleitungsabschnitt liegt bei etwa 1 % der Leitungsfüllung pro Jahr. Bezogen auf 2,7 Millionen kg Wasserstoff sind das etwa 27.000 kg pro Jahr oder rund 74 kg pro Tag. Über einen Zeithorizont von 20 Jahren hat Wasserstoff aufgrund seiner indirekten Effekte auf Methan und Ozon ein Treibhauspotenzial von etwa dem 37-fachen von CO₂. Bei diesem GWP20 entspricht das jährliche Entweichen von 27.000 kg Wasserstoff etwa 1.000 Tonnen CO₂e pro Jahr. Dieser Effekt wiederholt sich jedes Jahr, in dem die Leitung unter Druck steht und ungenutzt bleibt. Es handelt sich nicht um ein einmaliges Ereignis.

An diesem Punkt der Rechnung sind mehrere Emissionskategorien klar. Hunderttausende Tonnen CO₂e im ursprünglichen Stahl gebunden. Zehntausende Tonnen CO₂e durch die Umrüstung hinzugefügt. Zehntausende Tonnen CO₂e emittiert, um Wasserstoff zur Befüllung der Leitung zu produzieren. Laufende jährliche Klimaeffekte durch Leckagen in der Größenordnung von etwa tausend Tonnen CO₂e pro Jahr. Was im Saldo fehlt, ist ebenso wichtig. Es wird keine Energie geliefert. Es wird kein fossiler Brennstoffeinsatz verdrängt. Es gibt bislang keinen industriellen Prozess, der durch dieses Asset dekarbonisiert wurde.

In einem früheren Artikel dieser Reihe habe ich das deutsche Wasserstoff-Backbone-Konzept mit Chinas industriellen Wasserstoffpipelines verglichen. Dieser Unterschied ist hier entscheidend. Chinas Pipelines verbinden bestehende grüne Wasserstoffproduktion mit bestehender Wasserstoffnachfrage in Stahl, Chemie und Raffinerien. Moleküle fließen, weil es bereits einen Grund dafür gibt. Die Pipeline ist auf die Nachfrage ausgelegt. Deutschlands Backbone wurde für Erdgas dimensioniert und gebaut, in der Annahme, dass der Bau der Leitung Nachfrage schaffen würde. Für Gas war das wahrscheinlich zutreffend, da es die Nutzung des Energieträgers und industriellen Einsatzstoffs in der Wirtschaft ausweitete, für Wasserstoff jedoch nicht. Energiesysteme funktionieren nicht auf diese Weise. Ohne Nachfrage steht die Infrastruktur still, und ihre Klimakosten laufen weiter auf.

Es ist auch ein erheblicher Opportunitäts­kostenblock darin enthalten, diesen Stahl im Boden zu belassen. Großdimensionierter Pipeline-Stahl ist hochwertiges Material, das Elektrolichtbogenöfen als Einsatzstoff benötigen, um die Stahlherstellung selbst zu dekarbonisieren. Rund 320.000 Tonnen Pipeline-Stahl könnten, wenn sie zurückgebaut und recycelt würden, eine relevante Menge an Primärstahlproduktion verdrängen. Selbst unter konservativen Annahmen würde das Recycling dieses Stahls in EAFs Hunderttausende Tonnen CO₂e vermeiden, verglichen mit der Herstellung der gleichen Menge neuen Stahls aus Eisenerz. Deutschland und Europa leiden bei der Umstellung weg von Hochöfen unter chronischem Mangel an geeignetem Schrott. Hochwertigen Stahl in einer ungenutzten Pipeline zu binden, ist keine neutrale Entscheidung. Es verzögert das Recycling und verlängert höhere Emissionen an anderer Stelle im System. In einem weiteren Beitrag habe ich die industrielle Zukunft von grünem Stahl in Europa bewertet und auf die hohe Wahrscheinlichkeit hingewiesen, dass grünes Eisen außerhalb des Kontinents hergestellt und als Massenware verschifft wird, anstelle von Eisenerz, während der Anteil von Stahlschrott steigt.

Das Belassen der Pipeline wird oft als Vorsicht dargestellt, als Warten darauf, dass Wasserstoffnachfrage entsteht. Aus Sicht der Klimabilanz ist Warten eine aktive Entscheidung. Es bedeutet, laufende Leckagen zu akzeptieren. Es bedeutet, die Rückgewinnung von Schrott zu verschieben. Es bedeutet zu akzeptieren, dass zusätzlicher Wasserstoff während Wartung, Druckentlastung und Wiederinbetriebnahme produziert und abgeblasen oder verloren geht. Die Alternative, Stilllegung und Recycling, verursacht einmalige Emissionen, stoppt aber den fortlaufenden Verlust und stellt Materialwert wieder her.

Dazu muss man den Planern keine böse Absicht oder Inkompetenz unterstellen. Es ergibt sich aus dem Verhalten infrastrukturbasierter Dekarbonisierungsstrategien, wenn Nachfrageannahmen nicht eintreten. Stahl ist real. Beton ist real. Verdichter und Ventile sind real. Molekülbasierte Nachfrageprojektionen sind es nicht. Wenn diese Projektionen sich nicht materialisieren, bleiben die physischen Assets bestehen, zusammen mit ihren Klimaverbindlichkeiten.

Die unbequeme Schlussfolgerung ist, dass diese Pipeline aus klimapolitischer Sicht derzeit als Schrott wertvoller ist als als Wasserstoffasset. Das Recycling des Stahls unterstützt die Dekarbonisierung eines weiteren schwer zu mindernden Sektors. Sie unter Druck zu halten verlängert eine Emissionskette, ohne Nutzen zu liefern. Dies früher als geplant einzugestehen, ist kein Scheitern von Klimazielen. Es ist ein Beispiel dafür, Klimabilanzierung ernst genug zu nehmen, um den Kurs zu ändern, wenn die Zahlen nicht mehr aufgehen.

Dies ist eine von ChatGPT übersetzte Fassung eines ursprünglich vom Autor auf Englisch verfassten Artikels. Etwaige Fehler liegen in der Verantwortung des Autors.

*This is a ChatGPT translated version of an article originally written by the author in English. All errors are the responsibility of the author.

Original article: When Steel Outlives Strategy: The Climate Cost of Germany’s Hydrogen Pipeline