50 % günstiger: Neue Sunfire-Elektrolyseure sollen Wasserstoff bezahlbar machen

Wer eine Fabrik für grünen Wasserstoff bauen will, braucht vor allem eines: Geld. Die Elektrolyseure selbst sind dabei nur ein Teil der Rechnung. Hinzu kommen Gebäude, Kühlung, Rohrleitungen, Steuerungstechnik und die Montage. Zusammen ergibt all das die „Total Installed Costs (TIC)“. Und die sind so hoch, dass einige Projekte gar nicht über die Planungsphase hinauskommen.

Der Dresdner Elektrolyseurhersteller Sunfire will gegensteuern: Sein neues 50-MW-Modul könne die Gesamtkosten für Großprojekte um bis zu 50 % senken, meldete das Unternehmen am 14. April. Das wäre ein enormer Sprung und könnte den stockenden Wasserstoffhochlauf beschleunigen. Doch wie soll das funktionieren?

Warum grüner Wasserstoff so teuer ist

Grüner Wasserstoff entsteht durch Elektrolyse: Wasser wird mit erneuerbarem Strom in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten. Dabei gibt es verschiedene Elektrolysetechnologien. Die meisten davon sind bewährt, aber kostspielig. In Deutschland liegt der Preis für grünes H₂ derzeit bei mindestens 5 bis 7,50 € pro kg. Das ist ein Vielfaches dessen, was konventioneller „grauer“ Wasserstoff aus Erdgas kostet.

Ein wesentlicher Kostentreiber sind die Investitionen in die Gesamtanlage (CAPEX). Bisherige Elektrolyseprojekte im industriellen Maßstab bestehen oft aus vielen Einzelmodulen. Jedes davon braucht eigene Anschlüsse, eigene Steuerung und eigene Kühlung. Zudem ist insbesondere bei alkalischen Anlagen ein schützendes Gebäude nötig, das über die Module gesetzt wird.

Bei einem 100-MW-Projekt mit 10 MW-Modulen von Sunfire bedeutet das zum Beispiel: zehn Module, zehn Schnittstellen.

So soll der Kostensprung gelingen

Das neue Modul HyLink Alkaline 23 soll die fünffache Leistung des Vorgängers in einer einzigen Einheit bündeln: 50 MW statt 10 MW.

Das Herzstück bleibt Sunfires 30-bar-Druck-Alkali-Stack der zweiten Generation, der bereits in mehreren Wasserstoffanlagen im Einsatz ist. Für das neue Modul hat das Unternehmen aber nicht einfach nur alte Module aneinandergeschraubt. CTO Christian von Olshausen nannte in der Presseerklärung mehrere Hebel, die den Kostensprung ermöglichen sollen:

• Größere Module: Durch die Verfünffachung der Modulleistung sinkt der Bedarf an Einzelkomponenten, Schaltschränken und Stromversorgungseinheiten pro installiertem MW.
• Outdoor-Betrieb: Das neue Modul ist laut von Olshausen vollständig wetterfest ausgelegt. Ein kostspieliges Elektrolysegebäude entfällt damit komplett.
• Integrierte Schnittstellen: Komponenten wie Luftkühlung und zentrale Anlagensteuerung sind bereits im Modul integriert. So müssen sie nicht mehr vor Ort verbunden werden.
• Hoher Vorfertigungsgrad: Durch die Vormontage im Werk soll sich die Installationszeit auf der Baustelle verkürzen.

Von zehn Modulen auf zwei

Was die neuen Module in der Praxis bewirken könnten, zeigt ein Blick auf laufende Projekte von Sunfire. In Lingen im Emsland baut RWE im Rahmen des Get-H2-Projekts unter anderem einen 100-MW-Alkali-Elektrolyseur von Sunfire. Mit der bisherigen Architektur braucht der Energieversorger dafür zehn 10-MW-Module. Mit dem neuen System wären es nur zwei gewesen.

Der spanische Energiekonzern Repsol hatte im Januar gleich zwei 100-MW-Anlagen für Raffinerien in Cartagena und Bilbao bei Sunfire bestellt, ebenfalls auf Basis der bisherigen 10-MW-Module. Beide Aufträge sind sogenannte Folgeaufträge: Repsol hatte zuvor bereits einen kleineren 10-MW-Elektrolyseur bei Sunfire bestellt.

CEO Nils Aldag unterstreicht das: „Unsere aktuellen 100-MW-Projekte sind auch Folgeaufträge von Bestandskunden.“ Die Botschaft: Wer einmal mit Sunfire gebaut hat, kommt wieder. Und beim nächsten Mal womöglich mit dem neuen System.

Sunfires Doppelstrategie: AEL und SOEC

Das neue 50-MW-Modul betrifft nur eine von zwei Technologielinien, die Sunfire im Portfolio hat. Neben der Druck-Alkali-Elektrolyse (AEL) entwickeln die Dresdner auch Hochtemperatur-Elektrolyseure auf Basis der Festoxid-Technologie (SOEC). Diese arbeiten bei rund 850 °C und können industrielle Abwärme nutzen, etwa aus Raffinerien oder Stahlwerken. Damit brauchen sie deutlich weniger Strom und erreichen nach Angaben des Unternehmens Wirkungsgrade von bis zu 84 %.

Die AEL-Technologie gilt dagegen als robuster, günstiger und flexibler einsetzbar, also auch dort, wo keine Abwärme vorhanden ist. Mit dem neuen 50-MW-Modul forciert Sunfire also dieses breitere Marktsegment, wo sich Raffinerien und Chemieanlagen als Kunden anbieten.

Auch Rheinmetall hat Interesse an der AEL-Technologie gezeigt: Der Rüstungskonzern hat kürzlich eigene edelmetallfreie Elektroden für die alkalische Elektrolyse vorgestellt, die eine höhere Leistungsdichte bei niedrigeren Materialkosten ermöglichen. Die Düsseldorfer kooperieren in ihrem Projekt „Giga PtX“ mit Sunfire.

Was „bis zu 50 %“ wirklich heißt

Der in der Pressemitteilung genannte Wert bezieht sich auf die Gesamtanlagenkosten, also TIC, und nicht direkt auf den Wasserstoffpreis. Die Betriebskosten, vor allem der Strompreis, bleiben der größte Einzelposten bei der Wasserstoffproduktion. Ein effizienteres Moduldesign allein reicht da nicht.

Zudem gilt das Einsparpotenzial vor allem für Neuanlagen im dreistelligen Megawattbereich, bei denen die Vorteile der Modulgröße und des Outdoor-Betriebs voll zum Tragen kommen. Bei kleineren oder bereits geplanten Projekten dürfte der Effekt geringer ausfallen.

Wenn Sunfire die Kostensenkung aber in der Praxis umsetzen kann, wäre dies ein bedeutender Schritt. Denn die CAPEX sind der Hebel, an dem Projektentwickler und Finanzierer ihre Entscheidungen festmachen. Jedes Prozent weniger TIC macht eine finale Investitionsentscheidung wahrscheinlicher – und damit letztlich auch den Wasserstoffhochlauf.