GE Vernova Gas Power ist einer der weltweit größten Hersteller von Gasturbinen und gehört zum Energieunternehmen GE Vernova. Christian Verhoeven ist Chief Technology Officer des Gas Power Business von GE Vernova in der Schweiz und leitet das globale Engineering-Team für Dampfturbinentechnologie.
Herr Verhoeven, Deutschland braucht in den nächsten zwei Jahrzehnten einen erheblichen Zuwachs an regelbarer Kraftwerksleistung. Die nun zerbrochene Ampel-Koalition setzte vor allem auf Wasserstoffkraftwerke und wasserstofffähige Kraftwerke. Ist das aus Herstellersicht realistisch?
Ganz klar ja. Wir haben bereits heute einige Maschinen, die im Testbetrieb mit hundert Prozent Wasserstoff laufen. Dabei handelt es sich vor allem um kleinere Maschinen. Bei den größeren Gasturbinen dauert es bis 2030 oder 2032. Wir haben in Deutschland auch schon wasserstofffähige Maschinen verkauft. Die sogenannten Aero-Derivatives, also umgebaute Flugzeugturbinen, sind heute schon wasserstofffähig.
Wasserstofffähig bedeutet, dass noch kleinere Umrüstungen nötig sind?
Das Verbrennungssystem der Maschinen kommt heute schon mit Wasserstoff klar. Umgerüstet werden müssen vor allem die Zuleitungen, die Tanks, und so weiter.
Von welchen Umrüstungskosten sprechen wir hier?
Die Turbinen sind nicht der größte Kostenfaktor bei Kraftwerken. In den Business-Case fließen viele Kostenblöcke ein, etwa auch, wie viel das Land kostet. Bei sogenannten H2-ready-Kraftwerken ist der Umbau bereits vorgesehen. Häufiger kommt dagegen die Frage, was ist mit den bereits bestehenden Kraftwerken? Hier kommt es auch darauf an, wie groß der Verschleiß, wie gut der Stand der Technik ist. Am Ende ist es eine wirtschaftliche Frage: Lohnt sich die Modernisierung oder schwenke ich auf eine andere Technologie um?
Was könnte die Alternative sein?
Als erstes frage ich mich, ob ich ein Kraftwerk modernisiere oder neu baue. Dann stellt sich die Frage, ob ich ein thermisches Kraftwerk womöglich durch erneuerbare Energien ersetze. Die Stromgestehungskosten von Erneuerbaren sind etwa gegenüber Kohlekraftwerken stark gesunken. Die dritte Frage ist dann: Ab wann ersetze ich einen fossilen durch einen CO2-neutralen Verbrennungsprozess. Das lässt sich am Ende nur über die Wirtschaftlichkeit bestimmen. Die Brennstoffkosten sind bei Kraftwerken einer der wichtigsten Faktoren.
Also die Kosten von Wasserstoff.
Die Kostenspanne zwischen Wasserstoff und Erdgas ist heute noch völlig unklar. Am Ende braucht es ein Modell, das die fossilfreie Verbrennung finanziert. Das geht entweder durch konkrete Anreize, Wasserstoff zu verbrennen oder durch Kapazitätszahlungen für bereitgestellte Leistung. Möglich ist auch ein Hybridmodell aus beidem, was auch unsere Empfehlung wäre. Das wird notwendigerweise ein Rechenmodell für die techno-ökonomische Tragbarkeit erfordern. Außerdem müssen die Kosten wettbewerbsfähig und bezahlbar bleiben.
Die Ampel-Koalition ist Geschichte und bis die neue Bundesregierung loslegt, wird es dauern. Was bedeutet das für die Branche?
Der Handlungsbedarf ist da – fast unabhängig davon, welche politische Couleur gerade die Mehrheit hat. Es gilt das energiepolitische Trilemma: Nachhaltigkeit, Bezahlbarkeit und Verlässlichkeit. Daran muss sich jede Regierung ausrichten. Aber die jüngsten Ereignisse haben natürlich einen Einfluss auf die Geschwindigkeit, mit der das passiert. Viele Ziele der jetzigen Bundesregierung waren ambitiös. Der Zeitplan ist straff. Da müssen sich die Akteure gut vorbereiten, um das zu erreichen. Es braucht sicher auch noch Anpassungen bei den Rahmenbedingungen.
Können Sie ein Beispiel nennen?
Die Bundesregierung hat mit der Roadmap "Systemstabilität", der Dekarbonisierung von Kraftwerken und der Carbon-Management-Strategie wichtige Eckpfeiler vorangebracht. Allerdings fehlt es zwischen diesen noch an der Abstimmung. Wenn das Wasserstoffkernnetz etwa nicht rechtzeitig kommt, braucht es CO2-Abscheidung, um Kraftwerke zu betreiben. Bislang ist Carbon Capture bei neuen Kraftwerken überhaupt kein Thema. Wir empfehlen, da dringend nachzubessern.
CCS, also CO2-Abscheidung und -Speicherung bei Kraftwerken, ist also dringend notwendig?
Ja, bei Gaskraftwerken ist dies sicherlich eine gute Option und sollte nicht per Gesetz vorweg ausgeschlossen werden. Selbst bei Kohlekraftwerken könnte das noch ein Thema werden, wenn diese Anlagen doch noch länger laufen müssen als bislang geplant.
Wo hapert es noch?
Auch die Erzeugung von Wasserstoff ist noch ungelöst. Die Großzahl der Elektrolyseure muss erst noch gebaut werden. Da haben wir Zweifel, dass das alles rechtzeitig auf den Weg kommt. Und dann wird die Bundesregierung auch die CO2-Ziele nicht erreichen können.
Warum sollte ich als Kraftwerksbetreiber eigentlich heute schon in H2-ready-Anlagen investieren?
Viele Betreiber investieren heute schon in wasserstofffähige Kraftwerke. Daran zeigt sich schon, dass alle damit rechnen, dass H2 kommt. Aber es gibt natürlich ein Risiko. Der Gesetzgeber sollte sicherstellen, dass diese Anlagen laufen dürfen, selbst wenn es nicht ausreichend Wasserstoff gibt. Unsere Anlagen sind in der Regel aus Sicherheitsgründen so ausgelegt, dass mit mehreren Brennstoffen funktionieren. Zum Beispiel Dual-Fuel-Maschinen, die mit Diesel fahren können. Das muss man bei H2 sicher auch weiterdenken. Deswegen ist die Technologieoffenheit so wichtig. Das würde sonst nicht nur die Betreiber finanziell treffen, sondern das ganze Land. Die Kosten für "Stranded Assets" würden die Stromkunden und Steuerzahler tragen.
Das Interview führte Julian Korb
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