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Der Teile- und Materialmangel in der deutschen Industrie hat nach Angaben des Ifo-Instituts zugenommen. In der September-Konjunkturumfrage des Instituts beklagten im Durchschnitt 77 % der Unternehmen Nachschubprobleme bei Vorprodukten und Rohstoffen. Im August waren es 69 %. Am meisten klagt über Lieferengpässe die deutsche Autoindustrie (97 %); im Maschinenbau sind es 89 % und in der chemischen Industrie 67 % (Grafik). Das Institut hat wegen der Lieferprobleme seine Wachstumsprognose für das Jahr 2021 auf 2,5 % gesenkt.<div position="anchor" content-type="graphic" xml:lang="en"><img position="anchor" id="jats-graphic-4" xlink:href="urn:x-wiley:18680054:media:nadc20214119293:nadc20214119293-gra-0002">

</div>Quelle: Ifo-Konjunkturumfrage

Meldung

Klagen über Materialmangel

Der Teile- und Materialmangel in der deutschen Industrie hat nach Angaben des Ifo-Instituts zugenommen. In der September-Konjunkturumfrage des Instituts beklagten im Durchschnitt 77 % der Unternehmen Nachschubprobleme bei Vorprodukten und Rohstoffen. Im August waren es 69 %. Am meisten klagt über...

Deutscher Netzstrom oder importierte Kraftstoffe: Eine betriebswirtschaftliche Kostenbetrachtung soll helfen, den besten Mix aus batterie- und wasserstoffbetriebenen Fahrzeugen und solchen auf Basis synthetischer Kraftstoffe zu finden. Als Energiequellen dienen Sonne und Wind.
Wind- und Sonnenenergie stehen unbegrenzt zur Verf&uuml;gung und kosten nichts. Kosten entstehen beim Umwandeln und beim Transport zum Verbraucher. Daf&uuml;r m&uuml;ssen Menschen in Solar- und Windanlagen und in die Transportinfrastruktur investieren. Deshalb ist hier das wirtschaftlich entscheidende Bewertungskriterium, wie viel Kilowattstunden sich pro investiertem Euro nutzen lassen.
Die H&ouml;he der Investition h&auml;ngt von der installierten Leistung ab, der Ertrag hingegen vom Windaufkommen oder von der Intensit&auml;t der Solareinstrahlung. So kostet beispielsweise eine Onshore-Windanlage mit einer bestimmten Leistung in Deutschland etwa gleich viel wie in Chile. In Chile l&auml;sst sich jedoch zirka zweimal soviel elektrische Energie gewinnen, weil das Windaufkommen dort etwa doppelt so hoch ist.
F&uuml;r die in Deutschland aus Wind und Sonne gewonnene elektrische Energie (gr&uuml;ner Strom) ist das Stromnetz auszubauen. Die Energie aus Chile ist nach Deutschland zu transportieren. Beides muss in die &ouml;konomische Bewertung einflie&szlig;en.
<h2>Stromnetzkosten</h2>
F&uuml;r mehr regenerative Energien in Deutschland m&uuml;ssen weitere Photovoltaik(PV)- und Windkraftanlagen installiert werden. Weil das Stromangebot zeitlich nicht immer mit der Nachfrage zusammenf&auml;llt, wird &Uuml;berschussstrom entstehen.
F&uuml;r die elektrische Leistung, die maximal in Deutschland n&ouml;tig ist, muss es ein Back-up geben, um die Netzsicherheit zu erhalten. Wenn Kraftwerke auf Basis fossiler Energietr&auml;ger als so ein Back-up dienen, vergr&ouml;&szlig;ert sich der CO2-Fu&szlig;abdruck des Stroms, und zudem erh&ouml;ht sich der Strompreis.
Elektrische Langzeitspeicher sind als Back-up denkbar. Sie w&uuml;rden das CO2-Problem weitestgehend l&ouml;sen, w&auml;ren aber etwa bei saisonaler Speicherung nicht bezahlbar &ndash; also beim &Uuml;bertragen der &Uuml;berschussenergie aus dem Sommer in den Winter. Batteriesysteme, wie sie etwa in Fahrzeugen oder bei H&auml;usern dem Tag-Nachtausgleich dienen &ndash; meist Lithiumionenbatterien &ndash;, haben zwar eine hohe Leistungsdichte, sind jedoch f&uuml;r das Speichern gr&ouml;&szlig;erer Energiemengen weniger geeignet als etwa Flussbatterien.
Den &Uuml;berschussstrom zu nutzen, etwa um Wasserstoff zu produzieren, ist eine weitere Option (power-to-X, PTX). Die wirtschaftlich nutzbare Menge an &Uuml;berschussstrom ist jedoch verh&auml;ltnism&auml;&szlig;ig gering.1)
Die bisher aufgef&uuml;hrten Punkte betreffen alle Stromnutzer. Strom im Transportsektor zu nutzen erfordert zudem, die Ladeinfrastruktur auszubauen. Die Ludwig-B&ouml;lkow-Systemtechnik errechnet etwa f&uuml;r den Fall, dass die gesamte Ladestruktur in Deutschland ausschlie&szlig;lich mit gr&uuml;nem Strom versorgt wird, Kosten f&uuml;r Netzstrom von bis zu 150 Eurocent pro kWh.2) Insgesamt ergibt sich:
<list list-type="simple"><list-item></list-item></list>
Die Kosten f&uuml;r das Netz machen den gr&ouml;&szlig;ten Posten beim Nutzen von Netzstrom aus.
<list-item></list-item>
Je mehr dezentrale PV-Anlagen es gibt, die direkt mit Stromspeichern und Ladestationen verbunden sind, desto weniger kostet Netzstrom.


<h2>Mit Wind aus Marokko</h2>
Besonders windreiche Gegenden gibt es in Chile, Island, Kanada, Australien und an den K&uuml;sten Afrikas. Eine Windkraftanlage an der K&uuml;ste Marokkos f&uuml;hrt je nach Szenario zu unterschiedlichen Kosten f&uuml;r Stromerzeugung und -transport nach Deutschland (Abbildung S. 36 oben).5) Die spezifischen Kosten beziehen sich auf die Stromkosten bei Eintritt in ein vorhandenes stabiles Netz. Ber&uuml;cksichtigt sind im Folgenden Lieferungen
<figure><img src="https://media.graphcms.com/xCgsnJpRSdSMH2FIMbXF" />
<figcaption><label>Abb. 1: </label>Einfluss der Transportdistanz auf die spezifischen Kosten. Die Werte vor dem Transport ergeben sich aus der Stromgewinnung mit einem 1,5-GW-Windpark (roter Punkt; Hochspannungs-Gleichstrom-&Uuml;bertragung, HG&Uuml;); dazu kommen die Kosten f&uuml;r H2 (gr&uuml;ner Punkt) und dazu dann die Kosten f&uuml;r die PH-LOHC (brauner Punkt; perhydro liquid organic hydrogen carrier, PH-LOHC).</figcaption>
</figure>
<list list-type="simple"><list-item></list-item></list>
&uuml;ber Hochspannungs-Gleichstrom-&Uuml;bertragung (HG&Uuml;) &ndash; zum einen &uuml;ber Kabel und zum anderen &uuml;ber Freileitung sowie
<list-item></list-item>
&uuml;ber Wasserstoffherstellung in einer Elektrolyse vor Ort und dessen Transport &ndash; zum einen gasf&ouml;rmig in einer Pipeline und zum anderen in Hochseetankern als hydrierter organischer Wasserstofftr&auml;ger (perhydro liquid organic hydrogen carrier, PH-LOHC).


<h2>Chemische Energietr&auml;ger</h2>
Der LOHC ist in diesem Beispiel N-Ethylcarbazol (NEC). Dibenzyltoluol (DBT) ist zwar stabiler, weniger giftig und bleibt fl&uuml;ssig; DBT hat jedoch eine h&ouml;here Reaktionsenthalpie als NEC (65,4 kJ&middot;mol&ndash;1 beziehungsweise 53,2 kJ&middot;mol&ndash;1).3,4) Die Energieverluste &uuml;ber die gesamte Prozesskette w&auml;ren bei DBT also h&ouml;her als bei NEC.
In diesem Szenario wird PH-LOHC nach dem Schiffstransport zu LOHC dehydriert. Das H2 gelangt wie das H2 aus der Pipeline &uuml;ber ein bestehendes Erdgasnetz in ein Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk und wird dort mit 60 Prozent Wirkungsgrad verstromt.5)
<h2>Kabel, Pipeline oder Schiff</h2>
Die Kosten leitungsgebundener &Uuml;bertragungstechniken wie Kabel, Freileitung oder Pipeline wachsen mit ihrer L&auml;nge. Bei Stromgewinnungskosten vor Ort von 5 Eurocent pro kWh steigen die Kosten f&uuml;r den HG&Uuml;-Transport nach einer Strecke von 6000 km auf das 14- bis 20-Fache. Dagegen kostet Elektrolyse-H2 18 Eurocent pro kWh, aber der Transport via Pipeline verteuert ihn nur auf das 4-Fache. Die Hydrierung eines LOHC zu PH-LOHC f&uuml;hrt zu insgesamt 27 Eurocent pro kWh, die Transportkosten schlagen aber kaum zu Buche. Grund daf&uuml;r ist die Annahme, dass Transporte die Roh&ouml;llogistik nutzen, die wenig kostet und voraussichtlich wegen des sinkenden &Ouml;lverbrauchs zunehmend weniger ausgelastet sein wird.
Im Kostenminimum &ndash; also bei optimierten Investitionskosten und &Uuml;bertragungsverlusten &uuml;ber die gesamte &Uuml;bertragungskette &ndash; besitzt die HG&Uuml;-Strom&uuml;bertragung einen Wirkungsgrad von 60 Prozent, die &Uuml;bertragung via Pipeline 40 Prozent und die &Uuml;bertragung via LOHC 30 Prozent. Damit ergibt sich:
<list list-type="simple"><list-item></list-item></list>
Die Kosten f&uuml;r den Energietransport korrelieren nicht mit dem energetischen &Uuml;bertragungswirkungsgrad.
<list-item></list-item>
Energietransport &uuml;ber weite Strecken ist mit einem fl&uuml;ssigen Energietr&auml;ger am wirtschaftlichsten.
<list-item>
Bei Fl&uuml;ssigkeiten spielt die Transportdistanz wegen der geringeren Transportkosten eine untergeordnete Rolle.
</list-item>


<h2>Wasserstoff, synthetische Kraftstoffe oder Netzstrom</h2>
Weil beim Fl&uuml;ssigkeitstransport mit Hochseetankern die Transportkosten verglichen mit den Erzeugungskosten gering sind, wird der Windpark rechnerisch in dem gegen&uuml;ber Marokko noch windreicheren Chile angesiedelt. Als fl&uuml;ssige Energietr&auml;ger dienen synthetische Kraftstoffe (E-Fuels) oder LOHC (Abbildung S. 35).
<figure><img src="https://media.graphcms.com/TU0vKujREyD8UBWsuqzv" />
<figcaption><label>Abb. 2: </label>Die Szenarien bei Energieimport f&uuml;r Brennstoffzellenfahrzeuge (fuel cell, FC), f&uuml;r Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor (internal combustion engine, ICE) und f&uuml;r batteriebetriebene (battery electric vehicle, BEV); PH-LOHC: perhydro liquid organic hydrogen carrier.</figcaption>
</figure>
In beiden F&auml;llen wird Wasserstoff vor Ort in Chile aus Wasser und Windstrom gewonnen. H2 hydriert dann entweder LOHC zu PH-LOHC oder CO2 aus der Umgebungsluft zu E-Fuels wie Methanol, Benzin oder Diesel. Die Fl&uuml;ssigkeiten gelangen per &Ouml;ltanker nach Rotterdam, anschlie&szlig;end mit Binnenschiffen zu einem Verteiler und schlie&szlig;lich per Tanklaster zu den Tankstellen.6)
F&uuml;r brennstoffzellenbetriebene Fahrzeuge (fuel cell, FC) muss in Wasserstofftankstellen investiert werden. Dort wird PH-LOHC zu LOHC dehydriert. LOHC geht den Weg zur&uuml;ck zum chilenischen Windpark. H2 wird verdichtet und gespeichert und bei Bedarf auf die f&uuml;rs Tanken notwendigen Dr&uuml;cke und Temperaturen gebracht.
Fahrzeuge mit Verbrennungsmotoren (internal combustion engine, ICE) f&uuml;r E-Fuels nutzen in dieser Kostenbetrachtung bereits bestehende Tankstellen.
Das dritte Szenario geht von Batteriefahrzeugen aus (battery electric vehicle, BEV). Diese laufen mit heimischem Wind- oder PV-Strom, der &uuml;ber das deutsche Stromnetz an die Ladestellen gelangt. Der Import gr&uuml;nen Stroms aus Chile wurde wegen der hohen Transportkosten ausgeschlossen.
<h2>Was Energie kostet</h2>
Spezifische Energiekosten (Abbildung unten) unterscheiden sich von kilometerspezifischen Verbrauchskosten, in die der Wirkungsgrad der Antriebe einflie&szlig;t.
<figure><img src="https://media.graphcms.com/mWQoBDaNTqiR9I3glyM8" />
<figcaption><label>Abb. 3: </label>Spezifische Energiekosten f&uuml;r die Prozessketten der Szenarien sowie zum Vergleich f&uuml;r fossilen Diesel und f&uuml;r Wasserstoff aus Erdgaspyrolyse. Beim BEV-Szenario zeigt der graue Pfeil, wie stark die Kosten steigen k&ouml;nnten (Striche: Stand im Jahr 2021). Er w&uuml;rde umso k&uuml;rzer ausfallen, je weniger deutscher Netzstrom f&uuml;r den Transportsektor und zur Herstellung gr&uuml;nen Wasserstoffs verwendet werden muss.</figcaption>
</figure>
Die Fertigungskosten f&uuml;r H2 aus Erdgas &uuml;ber Pyrolyse basieren auf einem spezifischen Investment von 4000 Euro pro Jahrestonne H2 ohne Gutschrift f&uuml;r den anfallenden Pyrolyse-Kohlenstoff oder dessen Entsorgungskosten. Das spezifische Investment in Windkraftanlagen sowohl in Chile als auch in Deutschland betr&auml;gt in dieser Betrachtung 1500 Euro pro kW, das spezifische Investment f&uuml;r PV-Anlagen 535 Euro pro kW, wie f&uuml;r den gr&ouml;&szlig;ten deutschen Solarpark Weesow-Willmersdorf in Brandenburg angek&uuml;ndigt.7)
Die Transportkosten f&uuml;r fl&uuml;ssige Energietr&auml;ger mit hohem Energieinhalt wie MeOH, Benzin und Diesel sind geringer als die der LOHC-Variante. Denn bestenfalls lassen sich NEC mit 5,8 Gew.-% H2 und DBT mit 6,2 Gew.-% H2 beladen. Bei einer zentralen Erdgaspyrolyse sind energiebezogen die Herstellkosten zwar nicht h&ouml;her als bei erd&ouml;lbasiertem Diesel. Der LKW-Transport von H2 zur Tankstelle ist aber verglichen mit dem von Diesel viel teurer (Abbildung unten).
Beim BEV-Szenario sind Kosten des Stromtransports von Wind- und PV-Anlagen zu Ladestationen zu ber&uuml;cksichtigen. Die Entgelte f&uuml;r das Nutzen des Stromnetzes in Deutschland betragen derzeit 8 Eurocent pro kWh. Dies enth&auml;lt weder die Kosten f&uuml;r Ladestationen noch die f&uuml;r den Netzausbau, um die zus&auml;tzlichen Strommengen aus regenerativen Quellen aufzunehmen und zu verteilen.
Damit liegen die steuer- und abgabenbereinigten spezifischen Energiekosten an der Ladestation f&uuml;r Wind- und PV-Strom aus Deutschland im Mittel bei etwa 14 Eurocent pro kWh. An der Tankstelle betragen die Kosten f&uuml;r E-Fuels demnach zwischen 17 und 18 Eurocent pro kWh und die f&uuml;r H2 aus LOHC etwa 27 Eurocent pro kWh.
<h2>Kraftstoffkosten</h2>
Auf den spezifischen Energiekosten basieren die spezifischen Kraftstoffkosten (Abbildung rechts). Mit derzeitigen Netzentgelten sind die spezifischen Kraftstoffkosten f&uuml;r BEV wegen des h&ouml;heren Tank-to-Wheel-Wirkungsgrads halb so hoch wie f&uuml;r Fahrzeuge mit ICE. Wenn die Kosten f&uuml;r den Ausbau und das Stabilisieren des Stromnetzes sowie der Ladestationsinfrastruktur jedoch &uuml;ber 28 Eurocent pro kWh steigen, werden die Kraftstoffkosten eines BEV h&ouml;her sein als die eines ICE-Fahrzeugs.
<figure><img src="https://media.graphcms.com/O7PPzBMFSgKfz4q1rs97" />
<figcaption><label>Abb. 4: </label>Spezifische Kraftstoffkosten als Funktion des energetischen Wirkungsgrads Tank-to-Wheel. Referenz: mit fossilem Diesel betrieben, Verbrauch: 6 L&middot;100 km&ndash;1, mittlerer energetischer Wirkungsgrad: 30 Prozent. Brennstoffzellen(FC)-, ICE: Verbrennungsmotor(ICE)-, Batterie(BEV)-fahrzeug; LOHC: liquid organic hydrogen carrier; Pfeile: Prognose Wirkungsgrad&auml;nderungen.</figcaption>
</figure>
Es ist k&uuml;nftig nicht nur mit steigenden Preisen f&uuml;r Netzstrom zu rechnen, sondern es wird voraussichtlich auch der Gesamtwirkungsgrad der BEV sinken. Denn f&uuml;r m&ouml;glichst kurze Ladezeiten werden die Ladeverluste steigen. Nicht gemeint sind hier die &uuml;blichen Alterungsprozesse, sondern die Verlustleistung, die durch gro&szlig;e Ladestr&ouml;me entsteht. Diese Verlustleistung steigt proportional zur Ladeleistung im Quadrat. Kurze Ladezeiten ben&ouml;tigen hohe Ladeleistungen. Reduzieren l&auml;sst sich die Verlustleistung durch Erh&ouml;hen der Batteriespannung &ndash; etwa von 400 V auf 800 V, was bereits geschieht &ndash; und durch Senken des Widerstands. Der Batterieinnenwiderstand h&auml;ngt dabei vom Ladezustand ab.
Die spezifischen Kraftstoffkosten f&uuml;r ICE-Fahrzeuge k&ouml;nnten dagegen sinken, wenn beispielsweise das gesamte Windpotenzial in Chile technisch gehoben w&uuml;rde und der Wirkungsgrad von Verbrennungsmotoren steigt.
Da FC-Fahrzeuge im Realbetrieb einen Systemwirkungsgrad von 50 Prozent haben, sind diese in Verbindung mit H2 aus LOHC keine attraktive Alternative zu BEV- und ICE-Fahrzeugen.
Pyrolyse-H2 w&auml;re eine Alternative, wenn es nur darum geht, vor&uuml;bergehend H2 mit geringem CO2-Fu&szlig;abdruck in ausreichenden Mengen kosteng&uuml;nstig zur Verf&uuml;gung zu stellen. Daf&uuml;r w&auml;re aber das Ziel der 100-prozentigen Defossilierung aufzugeben. In diesem Fall m&uuml;ssten zudem konventionelle Erdgasreformierungen zu Wasserstoff mit CO2-Abscheidung und -Speicherung (Carbon Capture and Storage, CCS) betrachtet werden, wie etwa vom Weltklimarat empfohlen.
<h2>AUF EINEN BLICK</h2>
F&uuml;r l&auml;ngere Strecken ist der Transport fl&uuml;ssiger Energietr&auml;ger kosteng&uuml;nstiger als der Stromtransport via Hochspannungs-Gleichstrom-&Uuml;bertragung oder der Wasserstofftransport in eigens daf&uuml;r gebauten Gaspipelines.
Wenn die Netzkosten &uuml;ber 28 Eurocent pro Kilowattstunde steigen, ist es kosteng&uuml;nstiger, die Energie f&uuml;r Mobilit&auml;t als E-Fuels f&uuml;r Fahrzeuge mit Verbrennungsmotoren zu importieren.
&Uuml;ber fl&uuml;ssige organische Wasserstofftr&auml;ger importierter Wasserstoff lohnt sich f&uuml;r Fahrzeuge nicht.
<figure><img src="https://media.graphcms.com/ynt3TWrCT0Cskfo7LzDs" />
<figcaption><label>Abb. 5: </label>Grafik: bht2000/Adobe Stock</figcaption>
</figure>
<h2>Der Autor</h2>
Der promovierte Verfahrenstechniker Otto Machhammer ist Berater f&uuml;r die wirtschaftliche Bewertung von Prozessketten in der Energie- und Chemieindustrie. Er verf&uuml;gt &uuml;ber mehr als 35 Jahre Berufserfahrung. <a href="mailto:m+@machhammer.consulting">m+@machhammer.consulting</a>
<div><img src="https://media.graphcms.com/TddesYTP2GSF3NsqmiQP" /></div>

<ul class="references">
<li>1 O. Machhammer, C. Henschel, Chem. Ing. Tech. 2021, 93, 553</li>
<li>2 U. B&uuml;nger, J. Michalski, Chem. Ing. Tech. 2018, 90, 113</li>
<li>3 D. Teichmann, W. Arlt, P. Wasserscheid, Int. J. Hydrogen Energy 2012, 37, 18118</li>
<li>4 P. Runge, C. S&ouml;lch, J. Albert, P. Wasserscheid, G. Z&ouml;ttl, Appl. Energy 2019, 233&ndash;234, 1078</li>
<li>5 O. Machhammer, C. Siebels, G. Huber, Chem. Ing. Tech. 2021, 93, 673</li>
<li>6 O. Machhammer, Chem. Ing. Tech. 2021, 93, 641</li>
<li>7 <a href="https://energie.de" target="_blank" rel="noopener">energie.de</a>, <a href="https://t1p.de/o6rd" target="_blank" rel="noopener">t1p.de/o6rd</a>, (Stand 11.07.2021)</li>
</ul>

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