Zusammenfassung – siehe auch „The Perfect Storm“ – mein offener Brief an Constanze Stelzenmüller
Dieses Papier analysiert umfassend die Reformierung von Rohöl zu Wasserstoff direkt an der Ölquelle am Persischen Golf und vergleicht verschiedene Transport- und Speicheroptionen wie Rohöl-Tanker und Wasserstoff-Pipelines. Weitere Themen sind die geologischen Bedingungen für CO₂-Speicherung, die Rolle von Wasser und Salz, das Nebenprodukt Helium sowie die vollständige Wertschöpfungsrechnung pro Barrel. Darüber hinaus werden regulatorische Aspekte wie CO₂-Zertifikate und die Auswirkungen auf den europäischen Markt sowie die Suche der Golfstaaten nach neuen Rahmenbedingungen beleuchtet. Abschließend werden konkrete Fragestellungen und technische Herleitungen für interne Entscheidungsprozesse dargestellt. Es ist eine Unterstützung der CapGemini-DENA Initiative zu CCS „Carbon-Capture & Storage“ in Europa.
1. TRANSPORT: ROHÖL-TANKER VS. H₂-PIPELINE – DIE BILANZ
Dein Argument war, dass H₂-Transport aufwändiger ist als Rohöl-Transport und man deshalb das Rohöl nach Europa holen und CCS hier machen sollte. Das ist für eine Übergangsphase ohne Pipeline richtig. Mit Pipeline kehrt sich die Bilanz um.
Rohöl-Tanker (dein Modell):
Ein Rohöl-Tanker verbraucht auf der Strecke Golf nach Rotterdam etwa 0,2 bis 0,3 Megajoule pro Tonnenkilometer. Bei 136 Kilogramm Rohöl pro Barrel und 12.000 Kilometern Seeweg ergibt das einen Transportenergieaufwand von 327 bis 490 Megajoule pro Barrel. Das entspricht 5,6 bis 8,4 Prozent des Rohöl-Energieinhalts von 5.800 Megajoule pro Barrel – also rund sieben Prozent Energieverlust nur für den Transport.
H₂-Pipeline (mein Modell):
Eine Wasserstoff-Pipeline verbraucht 0,2 bis 0,5 Prozent des H₂-Energieinhalts pro 1.000 Kilometer Leitungslänge für Kompressorenstationen. Der kürzeste realistische Korridor von Golffeldern nach Europa verläuft via Maghreb und ist etwa 5.000 Kilometer lang. Bei 59 Kilogramm Wasserstoff pro Barrel mit einem Energieinhalt von 7.080 Megajoule ergibt das einen Transportenergieaufwand von 71 bis 177 Megajoule – das sind ein bis 2,5 Prozent des H₂-Energieinhalts. Die Pipeline ist damit energetisch zwei bis viermal günstiger als der Rohöl-Tanker.
LH₂-Tanker (Übergangslösung ohne Pipeline):
Ein einziger Grund warum die Produktion von Wasserstoff in Europa günstiger wäre: Verflüssigung von Wasserstoff auf minus 253 Grad Celsius kostet 10 bis 15 Kilowattstunden pro Kilogramm, das entspricht 36 bis 54 Megajoule pro Kilogramm oder 2.124 bis 3.186 Megajoule pro Barrel. Das sind 30 bis 45 Prozent des H₂-Energieinhalts – klar unwirtschaftlich. Für die Übergangsphase bis 2032 ist Ammoniak als H₂-Carrier die wirtschaftlichere Option: NH₃ lässt sich bei minus 33 Grad Celsius verflüssigen, in bestehender LPG-Infrastruktur transportieren und am Zielort wieder in Wasserstoff cracken. Die Transportverluste inklusive Cracking liegen bei 15 bis 22 Prozent – schlechter als die Pipeline, aber deutlich besser als LH₂.
Zwischenfazit Transport:
Dein Argument gilt für die Übergangsphase ohne Pipeline und für LH₂-Transport. Mit einer Maghreb-Pipeline gilt das Gegenteil. Die Investition in die Pipeline ist der kritische Engpass, nicht die Technologie.
2. GEOLOGIE: CO₂-SPEICHERUNG AM GOLF VS. IN EUROPA
Das haben wir besprochen, ich fasse es für die Weiterleitung zusammen.
Europäische CO₂-Speicherung:
Die verfügbaren Kapazitäten in europäischen Aquiferen und erschöpften Nordseefeldern betragen schätzungsweise 60 bis 130 Gigatonnen CO₂. Das klingt viel, aber das strukturelle Problem ist nicht die Kapazität, sondern die Verifikation und die politische Durchsetzbarkeit. Das CCS-Gesetz von 2012 hat onshore CCS in Deutschland durch Länder-Veto de facto unmöglich gemacht. Offshore Nordsee funktioniert, aber erfordert neue Pipeline-Infrastruktur und hat offene Haftungsfragen über geologische Zeiträume. Das Northern Lights Projekt in Norwegen zeigt, dass es geht – zu Kosten von 50 bis 100 Euro pro Tonne CO₂ für externe Einleiter.
Das spezifische Szenario das vorgeschlagen wurde – CCS an europäischen Raffinerien – hat den zusätzlichen Nachteil, dass Raffinerie-Abgase typisch nur 8 bis 15 Volumenprozent CO₂ enthalten. Diese Verdünnung macht die Abscheidung teuer: 60 bis 100 Euro pro Tonne allein für die Abscheidung, insgesamt 85 bis 145 Euro pro Tonne inklusive Transport und Injektion. Bei einem ETS-Preis von aktuell 65 Euro pro Tonne ist das ohne Subvention kein positiver Business Case.
Golf-CCS als integrierter Prozessschritt:
Die Reformierungsanlage produziert nach der PSA-Abtrennung einen Gasstrom von 95 bis 99 Volumenprozent CO₂-Reinheit. Das ist der beste denkbare Ausgangsstoff für CCS, weil keine aufwändige Voranreicherung aus einem verdünnten Gasstrom nötig ist. Die Gesamtkosten für Abscheidung, Kompression auf 100 bis 300 Bar und Injektion in die erschöpfte Lagerstätte liegen bei 17 bis 38 Dollar pro Tonne. Das ist der Faktor zwei bis vier günstiger als die besten europäischen Referenzprojekte.
Hinzu kommt die geologische Überlegenheit erschöpfter Ölfelder als CO₂-Speicher. Das Cap Rock dieser Formationen hat nachweislich jahrmillionenlang Kohlenwasserstoffe unter Druck gehalten. Das ist der beste geologische Beweis den es gibt – besser als jedes Gutachten für einen europäischen Aquifer. Die vorhandene Bohrlochwartung und -infrastruktur reduziert die Injektionskosten erheblich. Und es gibt keinen Bundesrat, kein NIMBY-Problem und keine offene Haftungsfrage über Generationen.
3. WASSER UND SALZ: DAS GELÖSTE PROBLEM
Jetzt zu den Punkten die wir noch nicht hatten. Der Wasserverbrauch bei der Dampfreformierung ist ein häufiges Gegenargument gegen Reformierungsanlagen in ariden Regionen. Er ist lösbar, und zwar durch eine Ressource die am Ölfeld sowieso anfällt.
Prozesswasserbedarf:
Die Dampfreformierung benötigt brutto 500 bis 600 Kilogramm Prozessdampf pro Barrel Rohöl. Nach Kondensation und Kreislaufrückführung beträgt der Netto-Frischwasserverbrauch 50 bis 80 Kilogramm pro Barrel – das sind 50 bis 80 Liter. Das klingt nach viel, relativiert sich aber durch das, was bei der Ölförderung sowieso anfällt.
Formationswasser als Lösung:
Bei jedem geförderten Barrel Öl kommen in den Golfstaaten drei bis fünf Barrel Formationswasser mit hoch – altes Lagerstättenwasser das mit dem Öl aus der Formation aufsteigt. Bei einer Anlage mit 10.000 Barrel Tageskapazität bedeutet das 30.000 bis 50.000 Barrel Formationswasser täglich, entsprechend 4,77 bis 7,95 Millionen Liter. Der Prozesswasserbedarf der Reformierungsanlage beträgt 500 bis 800 Kubikmeter täglich. Das Formationswasser übersteigt den Bedarf um das Sechs- bis Zehnfache. Nach Standard-Wasseraufbereitung – Ölabtrennung, Enthärtung, Umkehrosmose – ist es als Prozessdampfquelle vollständig nutzbar. Die Anlage ist wasserneutral im Kontext der Gesamtfeldoperation.
Das Salz:
Bei der Aufbereitung des Formationswassers oder bei Meerwasserentsalzung als Alternative entsteht Sole als Konzentrat. Pro Barrel Rohöl fallen 4,6 bis 7,4 Kilogramm Salz an, bei einer 10.000-Barrel-Anlage täglich 46 bis 74 Tonnen. Das ist kein Entsorgungsproblem, sondern ein Nebenprodukt: Als Industriesalz verkaufbar zu 30 bis 80 Dollar pro Tonne ergibt das einen Jahreserlös von 800.000 bis 2.000.000 Dollar pro Anlage. Atmosphärisch ist das Salz bei geschlossenem Anlagenbetrieb irrelevant – kein messbarer Beitrag zum natürlichen Salzkreislauf der Atmosphäre.
4. HELIUM: DAS ÜBERSEHENE NEBENPRODUKT
Das Erdgas aus dem Katar North Field – dem weltgrößten Erdgasfeld, dem einzigen das für einen Erdgas-SMR-Pfad neben der Rohöl-Reformierung relevant ist – enthält 0,04 Volumenprozent Helium. Das klingt nach wenig, ist aber durch die schiere Menge bedeutend: QatarEnergy produziert daraus heute bereits etwa 31 Millionen Kubikmeter Helium jährlich als Nebenprodukt der LNG-Produktion, was rund 30 Prozent der Weltjahresproduktion entspricht.
Helium entsteht ausschließlich durch radioaktiven Alpha-Zerfall von Uran-238 und Thorium-232 im Erdgestein – acht Heliumatome pro Uranatom auf dem Zerfallsweg zu stabilem Blei. Es akkumuliert über Jahrmillionen in Gasfallen. Das Katar-Basement ist uranreich und tektonisch stabil genug für diese Akkumulation.
Nach der Wasserstoffreinigung in der PSA-Einheit reichert sich das Helium im sogenannten PSA-Off-Gas auf ein bis zwei Volumenprozent an. Mit einem zusätzlichen He-Extraktionsmodul von 20 bis 40 Millionen Dollar Investition kann es auf 99,999 Prozent Reinheit aufgereinigt und zu 10 bis 15 Dollar pro Kubikmeter verkauft werden.
Das ist für die DENA-Diskussion relevant, weil Helium auf der EU-Critical-Raw-Materials-Liste steht. Ein GPCIA-Vertrag mit Katar der He-Gewinnung als Nebenprodukt einschließt, gibt dem Regulierungsrahmen eine zweite Rechtsbasis neben CBAM und EU-ETS: den EU Critical Raw Materials Act von 2024. Das stärkt die Begründung für den Delegierten Rechtsakt erheblich.
Für Siemens Healthineers, den Schwesterkonzern von Siemens Energy, ist das von direkter Bedeutung: Supraleitende MRT-Magnete kühlen bei 4,2 Kelvin mit flüssigem Helium. Die Versorgungssicherheit für Helium ist ein operatives Risiko in der MRT-Produktion. Eine europäisch gesicherte He-Lieferkette aus Katar-SMR-Anlagen ist kein peripheres Thema.
5. DIE VOLLSTÄNDIGE WERTSCHÖPFUNGSRECHNUNG PRO BARREL
Jetzt die Gesamtkalkulation die zeigt warum das für die Golfstaaten wirtschaftlich dominant ist – und warum der regulatorische Rahmen den CapGemini mit DENA aufbaut der entscheidende Hebel ist.
Klassisches Petrodollar-Modell pro Barrel:
Ein Barrel arabisches Leichtöl erzielt am Markt aktuell etwa 80 Dollar. Nach Abzug der Förderkosten von drei bis fünf Dollar und Logistikkosten von zwei bis drei Dollar verbleiben etwa 72 Dollar Nettoerlös, fakturiert in Dollar, recycelt nach dem Kissinger-Abkommen von 1973/74 in US-Staatsanleihen.
H₂-Reformierungsmodell pro Barrel:
Die Reformierung eines Barrels arabischen Leichtöls erzeugt verifiziert 56 bis 62 Kilogramm Wasserstoff ohne SOEC-Integration, steigerbar auf 89 bis 96,5 Kilogramm mit SOEC-Integration durch Nutzung der Prozessabwärme. Das CO₂ von 430 Kilogramm wird geologisch reinjiziert. Ich verwende im Folgenden den konservativen Basiswert von 59 Kilogramm Wasserstoff:
| Erlösposition | Basis | Betrag |
| H₂-Verkauf (59 kg, Preis 3,42 €/kg) | 59 × 3,42 | 201,8 €/bbl |
| CO₂-Zertifikat EU-ETS (α=0,50, ETS 120 €/t) | 0,4094 t × 120 € × 0,50 | 24,6 €/bbl |
| Schwefelnebenprodukt (1,8% S in Öl) | 2,45 kg × 0,12 €/kg | 0,3 €/bbl |
| Salznebenprodukt | 6 kg × 0,05 €/kg | 0,3 €/bbl |
| Bruttoerlös | 227,0 €/bbl | |
| OPEX (Katalysatoren, Wartung, Personal, Wasser) | −15,0 €/bbl | |
| Kapitaldienstkosten (annualisiert) | −18,0 €/bbl | |
| Nettoerlös | ~194,0 €/bbl | |
| Klassischer Vergleich | ~66 €/bbl | |
| Mehrerlös | +128 €/bbl (+194%) |
Bei H₂-Preis 3,42 €/kg – dem Niveau das IEA und IRENA für 2030 bis 2032 projizieren – erreicht die Steigerung 330 Prozent gegenüber klassischem Export. Mit SOEC-Integration und 96,5 Kilogramm Wasserstoff pro Barrel ist diese Schwelle bereits bei heutigen H₂-Preisen von 1,95 €/kg erreichbar.
Transportkosten korrekt eingerechnet:
Dem gegenüber stehen die Transportkosten des Wasserstoffs nach Europa. Bei der Pipeline-Variante: 1,5 Prozent Energieverlust auf 5.000 Kilometer entspricht 106 Megajoule pro Barrel, was bei H₂-Preis 3,42 €/kg einem Wertverlust von etwa 3,0 €/bbl entspricht. Das ist vernachlässigbar gegenüber dem Mehrerlös von 128 €/bbl.
Bei der Ammoniak-Übergangslösung bis zur Pipeline: Cracking-Verluste von 15 bis 22 Prozent auf den H₂-Energieinhalt bedeuten einen Wertverlust von etwa 30 bis 44 €/bbl. Das reduziert den Mehrerlös auf 84 bis 98 €/bbl – immer noch 127 bis 148 Prozent Steigerung gegenüber klassischem Export. Wirtschaftlich dominant auch in der Übergangslösung.
6. CO₂-ZERTIFIKATSLOGIK UND PETRO-EURO: DER REGULATORISCHE HEBEL
Das ist der Teil der direkt in dein Terrain fällt. CBAM-Verordnung 2023/956, Artikel 2 Absatz 3 und Artikel 35 ermächtigen die Kommission zu Delegierten Rechtsakten die die Berechnungsmethodik für eingebettete Emissionen erweitern. Das bedeutet: Die Kommission kann ohne ordentliches Gesetzgebungsverfahren anerkennen, dass verifizierte Upstream-CCS-Leistungen in Partnerländern als CBAM-Reduktionsfaktor wirken.
Die konkrete Konstruktion: Förderländer die CO₂ geologisch reinizieren und das durch akkreditierte Verfahren nach ISO 14064-3 mit vollständigem MRV-Protokoll (Messung, Berichterstattung, Verifizierung) nachweisen, erhalten einen Anteil des EU-ETS-Zertifikatserlöses als Grüne Prämie. Standard-Parameter: α = 0,50, das heißt 50 Prozent des CO₂-Werts geht an das Förderland, 50 Prozent verbleibt im EU-System für Innovation Fund und Modernisation Fund.
Bei ETS 120 €/t und dem verifizierten CO₂-Nettofaktor von 0,4094 Tonnen pro Barrel bedeutet das 24,6 Euro Grüne Prämie pro Barrel an das Förderland und denselben Betrag als Rückfluss in EU-Klimafonds. Für Saudi-Arabiens EU-Exportanteil von 1,5 bis 2,0 Millionen Barrel täglich ergibt das 6,74 bis 8,98 Milliarden Euro jährlich in beide Richtungen.
Der Petro-Euro-Mechanismus:
Diese Zahlungen erfolgen in Euro. Zusätzlich wird der Wasserstoff in Euro fakturiert, weil europäische Technologie und europäischer Regulierungsrahmen den Standard setzen. Die Golfstaaten akkumulieren damit zum ersten Mal substantielle Euro-Überschüsse aus dem Energiehandel. Diese Euro-Überschüsse suchen sichere Anlageformen. Der tiefste Euro-denominierte Anleihemarkt ist EU-Staatsschulden. Der strukturelle Recycling-Effekt – analog zum Petrodollar-Recycling in US-Treasuries – senkt EU-Anleiherenditen schätzungsweise um 25 bis 40 Basispunkte. Bei 13 Billionen Euro EU-Staatsverschuldung entspricht das 32,5 bis 52 Milliarden Euro jährlicher Zinsentlastung für alle EU-Mitgliedsstaaten. Für Deutschland allein mit 2,7 Billionen Euro Bundesschuld: 6,75 bis 10,8 Milliarden Euro jährlich.
Ich kennzeichne das transparent als probabilistischen Effekt der vom tatsächlichen Recycling-Verhalten der Golfstaaten abhängt. Er ist aber strukturell präzediert durch den Petrodollar-Mechanismus und damit keine Spekulation, sondern eine quantifizierbare Analogie.
7. DIE GOLFSTAATEN SUCHEN AKTIV EINEN NEUEN RAHMEN
Das geopolitische Fenster erklärt warum diese Überlegungen gerade jetzt relevant sind. Die Zitate stammen aus der NYT-Berichterstattung von Vivian Nereim aus Riad, März 2026 – direkte öffentliche Aussagen führender Akteure:
Abdulaziz Sager, Chairman des Gulf Research Center Saudi-Arabien: „All that we have with the U.S. today does not provide the guarantee we need now. Will that stop any attack against us? No.“ Und: „We suffer in the Gulf because he started the war. We told him the consequences. We were never consulted.“
Majed al-Ansari, offizieller Sprecher des katarischen Außenministeriums: „In truth, one of the most significant outcomes of this war is the shattering of the concept of a regional security system in the Gulf. The security framework in the Gulf was based on certain axioms. Many of these axioms have been bypassed.“
Anwar Gargash, diplomatischer Berater des Präsidenten der VAE: „Today, we move forward to manage a complex regional landscape with greater leverage, sharper insight and a more solid capacity to influence and shape the future.“
Was diese Männer beschreiben, ist das Ende der Operationsbasis des Petrodollar-Systems das Henry Kissinger 1973/74 als Reaktion auf den Nixon-Schock konstruiert hat: Dollar-Fakturierung aller Ölexporte gegen amerikanischen Militärschutz. Der Iran-Krieg 2026 hat diesen Vertrag invertiert: Ein amerikanisch initiierter Angriff ohne Konsultation der Golfstaaten produzierte iranische Vergeltungsschläge gegen genau jene Staaten deren Petrodollar-Recycling das US-Treasury-System stützt. Das Schutzversprechen hat die Bedrohung erzeugt die es verhindern sollte.
Diese Staaten suchen jetzt einen wirtschaftlichen Rahmen der ihnen höhere Erlöse sichert, einen technologischen Partner der liefern kann, und einen regulatorischen Rahmen der ihre CO₂-Abscheidungsleistungen zertifiziert und monetarisiert. Das ist genau der Rahmen der aus CBAM plus EU-ETS plus GPCIA-Vertrag entstehen würde.
8. DER MARKT DER DANACH ENTSTEHT – FÜR EUROPÄISCHE INDUSTRIEUNTERNEHMEN
Der Netzausbau in Europa dem Siemens Energy, GE Vernova und andere gerade mit 15 bis 20 Prozent Wachstum jährlich bedienen, folgt einem klassischen S-Kurven-Effekt. Nach 2035 flacht das Wachstum auf vier bis sechs Prozent ab. Solar 2012 bis 2015 und Wind 2016 bis 2019 zeigen was dann passiert: Überkapazitäten, Margenverfall, Konsolidierung. Der Petro-Euro-Rahmen ist das strukturelle nächste Wachstumsfeld.
Adressierbarer Gesamtmarkt europäischer Technologieunternehmen:
| Unternehmen | Technologie | TAM 2026–2045 |
| Siemens Energy | Silyzer-Elektrolyse, Grid, CO₂-Kompression, H₂-Turbinen, SOEC | 280–445 Mrd. USD |
| Linde Engineering | Dampfreformierung, PSA, kryogene H₂-Infrastruktur, He-Extraktion | 60–100 Mrd. USD |
| Air Liquide | H₂-Infrastruktur, -Logistik, regionale Netzwerke | 30–50 Mrd. USD |
| Thyssenkrupp Uhde | Alkalische Großelektrolyse, Ammoniak-Synthese | 25–40 Mrd. USD |
| Gesamt Europa | 395–635 Mrd. USD |
Das sind 20 bis 32 Milliarden Dollar jährlich für europäische Industrieunternehmen, direkt nach dem Netzausbau-Plateau. Der Recurring-Revenue-Anteil durch Stack-Ersatz (Silyzer alle 7 bis 10 Jahre) und Wartungsverträge liegt bei 22 bis 28 Prozent EBIT-Marge gegenüber acht bis zwölf Prozent im Netzgeschäft.
9. KONKRETE FRAGEN
Der regulatorische Engpass ist nicht die Technologie. Die ist fertig. Der Engpass ist der Delegierte Rechtsakt der die Upstream-CCS-Leistung am Golf in EU-ETS-Zertifikate übersetzt und damit den Business Case schließt.
Meine konkrete Frage: Ist Artikel 2 Absatz 3 CBAM-VO der richtige Rechtspfad, oder gibt es in der DENA-Arbeit einen schnelleren regulatorischen Ansatz? Und wo wäre der natürliche Andockpunkt zwischen deinem europäischen CCS-Konzept und einem erweiterten GPCIA-Rahmen für Golfstaaten?
Das vollständige technische Papier mit allen Massenbilanzen, Energiebilanzen, CAPEX/OPEX-Kalkulationen, dem vollständigen GPCIA-Vertragsentwurf in Deutsch und Englisch mit Anhängen A bis E (MRV-Protokoll, Formelset, Zahlungsschema, IT-Schnittstellen, Beispiel-SPA) sowie der vollständigen makroökonomischen Quantifizierung liegt vor und kann ich Ihnen auf Anfrage zukommen lassen. Die wesentlichen Abschnitte für eine politisch/regulatorische Verwendung sind: Kapitel 1 für die Prozesstechnik, Kapitel 7 für die vollständige GPCIA-Konstruktion mit Tabellen T1 bis T4, und Kapitel 5 für die makroökonomischen Implikationen.
10. DAS WASSER.
Bei der Dampfreformierung von Erdöl zu Wasserstoff wird Wasser als Prozessdampf eingesetzt. Pro Barrel Rohöl braucht man brutto etwa 500 bis 600 Kilogramm Wasserdampf, von dem der Großteil im Kreislauf zurückgewonnen wird. Der Nettoverbrauch an Frischwasser beträgt nur 50 bis 80 Kilogramm pro Barrel – das sind 50 bis 80 Liter. Weniger als Sie in zwei Tagen duschen.
Woher kommt dieses Wasser am Golf? Aus dem Bohrloch selbst. Bei jedem Barrel Öl das gefördert wird, kommen drei bis fünf Barrel Formationswasser mit hoch – Wasser das seit hunderten von Millionen Jahren tief im Gestein eingeschlossen war, uraltes Tethys-Meerwasser mit 50.000 bis 250.000 Milligramm gelösten Salzen pro Liter. Dieses Wasser wird heute als Abfall reinjiziert oder entsorgt. Nach einfacher Aufbereitung kann es den gesamten Prozesswasserbedarf der Reformierungsanlage decken und hat dabei noch das Sechsfache des Bedarfs als Reserve.
Das Salz das bei der Wasseraufbereitung entsteht landet in konzentrierter Sole. Pro Tag fallen bei einer mittelgroßen Anlage von 10.000 Barrel Tageskapazität etwa 60 Tonnen Salz an. Das wird entweder als Industriesalz verkauft – für etwa 50 Dollar die Tonne, also 3.000 Dollar täglich als kleiner Nebenerlös – oder bei Küstennähe ins Meer eingeleitet oder in Evaporationsbecken verdunstet. In die Atmosphäre gelangt direkt nichts davon, jedenfalls nicht bei einem geschlossenen Anlagenbetrieb.
Jetzt das Verblüffende – was passiert wenn der Wasserstoff hier in Europa verbrannt wird.
Was passiert klimatisch, wenn der gesamte Wasserstoff aus diesen Anlagen in Europa in Brennstoffzellen oder Gasturbinen genutzt wird. Das hab ich durchgerechnet und die Ergebnisse sind tatsächlich interessant.
Die Reaktion in der Brennstoffzelle lautet schlicht: Wasserstoff plus Sauerstoff ergibt Wasser. Pro Kilogramm Wasserstoff entstehen neun Kilogramm reines Wasser. Keine CO₂-Emissionen. Kein Stickoxid. Nur Wasser.
Wir reformieren in einem vollständigen Szenario das gesamte EU-relevante Golf-Exportvolumen – grob drei Millionen Barrel täglich als Rohöl plus das entsprechende Erdgasvolumen. Daraus entstehen etwa 200.000 Tonnen Wasserstoff pro Tag. Wenn der gesamte Wasserstoff in Europa in Brennstoffzellen genutzt wird, entstehen dabei:
200.000 Tonnen H₂ × 9 kg H₂O / kg H₂
- = 1.800.000 Tonnen Wasser pro Tag
- = 1,8 Milliarden Liter täglich
- = 1,8 Kubikkilometer Wasser pro Jahr
Das klingt nach viel. Ist es aber nicht, wenn man es in Relation setzt.
Der natürliche globale Wasserkreislauf bewegt täglich etwa 1.170 Kubikkilometer Wasser durch Verdunstung und Niederschlag. Die 1,8 Kubikkilometer jährlich aus Brennstoffzellen-Wasserstoff in Europa entsprechen 0,0042 Prozent des täglichen natürlichen Wasserumsatzes. Das ist so als würden Sie in einen Olympia-Schwimmpool einen Teelöffel Wasser geben und fragen ob der Spiegel steigt.
Konkret auf Europa heruntergebrochen: Europa hat eine Landfläche von etwa 10,5 Millionen Quadratkilometern. 1,8 Kubikkilometer Wasser gleichmäßig über diese Fläche verteilt ergibt eine Wasserschicht von:
1,8 km³ = 1,8 × 10⁹ m³ / 10,5 × 10¹² m² Fläche
- = 0,000171 m
- = 0,171 mm pro Jahr
Das sind 0,17 Millimeter zusätzlicher Niederschlag pro Jahr über ganz Europa. Der durchschnittliche europäische Jahresniederschlag beträgt etwa 750 Millimeter. Der Zusatz wäre also 0,023 Prozent des natürlichen Niederschlags.
Würde der Grundwasserspiegel steigen?
Nein, messbar nicht. Selbst wenn das gesamte zusätzliche Wasser als Regen niederginge und vollständig ins Grundwasser versickerte, wäre die Steigung des Grundwasserspiegels so minimal dass sie in keiner Messung von natürlichen Schwankungen zu unterscheiden wäre. Zum Vergleich: Der Grundwasserspiegel schwankt in Deutschland natürlich um 50 bis 200 Zentimeter je nach Jahreszeit und Region. 0,17 Millimeter pro Jahr ist um den Faktor 300 bis 1.000 kleiner als diese natürliche Schwankung.
Würden Flusspegel steigen?
Nein, ebenfalls nicht messbar. Der Rhein führt täglich etwa 60 Millionen Kubikmeter Wasser. Das gesamte Jahreswasser aus Brennstoffzellen europaweit wäre im Rhein in etwa 30 Tagen durchgeflossen – als Hintergrundgeräusch das in keiner Pegelmessung auftaucht.
Würde sich die Atmosphäre erwärmen oder abkühlen?
Das ist die interessanteste Frage. Wasserdampf ist tatsächlich das stärkste natürliche Treibhausgas – stärker als CO₂ in seiner direkten Wirkung. Aber: Der atmosphärische Wasserdampfgehalt ist nicht durch menschliche Emissionen kontrollierbar. Er ist thermodynamisch kontrolliert: Bei jeder Temperatur gibt es eine maximale Wasserdampfkonzentration (Sättigungsdampfdruck). Wenn wir mehr Wasser in die Atmosphäre geben, kondensiert es einfach aus – als Wolken oder Regen – und kehrt sofort in den Kreislauf zurück.
Die atmosphärische Verweilzeit von Wasserdampf beträgt etwa neun bis zehn Tage. Danach ist er als Regen wieder gefallen. Es gibt also keine Akkumulation von Wasserdampf in der Atmosphäre durch Brennstoffzellen.
Zum Vergleich: Die Menschheit verdunstet durch Bewässerungslandwirtschaft, Industrie und Kraftwerke täglich etwa 100 Kubikkilometer Wasser zusätzlich in die Atmosphäre. Das ist das 55-fache unseres gesamten Jahres-Brennstoffzellen-Wassers an einem einzigen Tag. Der Effekt auf das Klima ist dennoch wissenschaftlich kaum nachweisbar weil der natürliche Kreislauf ihn schluckt.
Temperatureffekt: rechnerisch nicht messbar. Weit unterhalb der Nachweisgrenze jedes Klimamodells.
Was wirklich klimarelevant ist:
Das CO₂ das wir NICHT emittieren. Wenn derselbe Wasserstoff durch klassische Verbrennung von Erdöl oder Erdgas erzeugt worden wäre, hätten wir für 200.000 Tonnen Wasserstoff täglich etwa 1,4 Millionen Tonnen CO₂ täglich in die Atmosphäre geblasen. Das ist der Unterschied der zählt. Nicht das Wasser das entsteht, sondern das CO₂ das nicht entsteht. CO₂ hat eine atmosphärische Verweilzeit von 100 bis 1.000 Jahren. Wasserdampf von neun Tagen. Das ist der fundamentale Unterschied zwischen einem echten Klimaproblem und einem Nicht-Problem.
Der Kreis der sich schließt:
Das Wasser das vor Millionen von Jahren als Tethys-Meer die arabische Platte bedeckte, versickerte ins Gestein, wurde zum Formationswasser in den Ölreservoirs, wird heute mit dem Öl mitgefördert, nach Aufbereitung als Prozessdampf in den Reformer eingespeist, zu Wasserstoff umgewandelt, nach Europa transportiert, in Brennstoffzellen zu reinem Wasser oxidiert und regnet irgendwann über Europa wieder ab.
11. CO₂-Mengen:
Das System das ich dir beschrieben habe – Rohöl und Erdgas zu Wasserstoff, CO₂ zurück in die Erde – reinjiziert bei Vollausbau bis 2045 etwa 728 Millionen Tonnen CO₂ pro Jahr dauerhaft in erschöpfte Lagerstätten. Die EU emittiert heute 2.700 Millionen Tonnen pro Jahr. Das System deckt also etwa 27 Prozent der heutigen EU-Emissionen ab – wenn es vollständig läuft.
Aber es läuft nicht von heute auf morgen. Wenn wir 2027 mit der ersten Pilotanlage anfangen und konsequent hochskalieren, sieht der Zeitplan so aus: 2030 sind etwa drei Prozent der EU-Emissionen abgedeckt. 2035 etwa achtzehn Prozent. 2040 über fünfzig Prozent – dann gemeinsam mit dem Rest des Green Deals, mit Erneuerbaren, mit Elektromobilität. Und 2045 reinjiziert das System mehr CO₂ als die gesamte Europäische Energiewirtschaft überhaupt noch emittiert. Europa könnte netto klimanegativ werden – früher als 2050.Was das für die Temperatur bedeutet: Zusammen mit allen anderen Maßnahmen weltweit – der gesamte Prozess vermeidet oder sequestriert über zwanzig Jahre etwa 14 Milliarden Tonnen CO₂ weltweit, das entspricht etwa 1,8 ppm weniger atmosphärischem CO₂ als ohne das System. Das vermeidet eine Erwärmung von etwa 0,02 Grad Celsius. Klingt klein. Ist aber ungefähr fünf Prozent der gesamten Erwärmung die uns noch von 1,5 Grad trennt. Kein System rettet das Klima allein. Aber fünf Prozent eines Puzzles sind ein echtes Puzzlestück.