Anhaltende Hitzewellen und unterdurchschnittliche Niederschläge im Frühjahr und Sommer 2026 führen in Deutschland und Europa zu spürbarer Dürre, sinkenden Grundwasserständen und Niedrigwasser in Flüssen wie dem Rhein. Gleichzeitig werden für die Herstellung wichtiger Rohstoffe wie grünem Wasserstoff und Methanol beträchtliche Mengen Wasser benötigt. Wenn die Produktion erneuerbarer Kraftstoffe künftig verstärkt in Regionen mit viel Sonne und Wind stattfinden soll, stellt sich daher die Frage, woher dieses Wasser kommen kann.
Eine Antwort darauf liefert nun eine Studie des Forschungszentrums Jülich: Forschende zeigen, wie sich erneuerbares Methanol auch in wasserarmen Regionen herstellen lässt. Das dafür benötigte Kohlendioxid und Prozesswasser können gemeinsam aus der Umgebungsluft gewonnen werden.
„Sonnen- und windreiche Regionen bieten beste Voraussetzungen für die Herstellung grüner Kraftstoffe – leiden aber häufig unter Wasserknappheit“, sagt Erstautor Henrik Wenzel von der Jülicher Systemanalyse. Genau hier setzt das Forschungsprojekt DryHy an, welches vom Bundesministerium für Forschung, Technologie und Raumfahrt gefördert und durch das Institute of Energy Technologies (IET-1) des Forschungszentrums koordiniert wird: Es untersucht die erneuerbare Herstellung von Methanol in wasserarmen Regionen aus einer ganzheitlichen Perspektive. Die nun veröffentlichte Studie bewertet die dafür entwickelte Prozesskette aus techno-ökonomischer Sicht.
Wasser und CO2 aus einer Quelle
Grundlage ist die direkte Luftabscheidung (engl. Direct Air Capture), kurz DAC. Ein Filtermaterial bindet Kohlendioxid und nimmt dabei auch Luftfeuchtigkeit auf. Was bislang eher als störender Nebeneffekt galt, wird im untersuchten Konzept zum Vorteil: Das abgeschiedene Wasser fließt gemeinsam mit dem CO2 in die Methanolproduktion. Die Forschenden modellierten dafür die gesamte Prozesskette – einschließlich erneuerbarer Stromerzeugung, Elektrolyse, Energiespeichern, Wärmenutzung und Kühlung ohne zusätzlichen Wasserverbrauch.
Die Analyse umfasst mehr als 20.000 Regionen in 78 Ländern, die im Jahr 2050 voraussichtlich mindestens mittlerem Wasserstress ausgesetzt sein werden. In rund 97 Prozent dieser Regionen enthält die Luft im Jahresverlauf genug Wasser, um den Bedarf der Produktion vollständig zu decken. Selbst an sehr trockenen Standorten wäre die Herstellung grundsätzlich möglich, wenn die Anlage bevorzugt in feuchteren Stunden arbeitet und Wasser zwischenspeichert.
Wind und Sonne bestimmen die Kosten
„Unsere Ergebnisse zeigen, dass Wasserknappheit kein grundsätzliches Ausschlusskriterium für grünes Methanol sein muss“, sagt Jann Weinand, Leiter der Abteilung Integrierte Szenarien der Jülicher Systemanalyse. „Für günstige Produktionskosten ist eine ergiebige und möglichst gleichmäßige Versorgung mit erneuerbarem Strom meist wichtiger als eine hohe Luftfeuchtigkeit.“ Besonders vorteilhaft sind Standorte mit einer guten Kombination aus Wind- und Solarenergie.
An günstigen Standorten liegen die für 2050 projizierten Produktionskosten in einer Größenordnung von einigen Hundert €/t; an weniger geeigneten Standorten können sie ein Mehrfaches erreichen. Damit könnte grünes Methanol dort, wo Wind und Sonne besonders ergiebig sind, in die Nähe heutiger Marktpreise rücken. Der aktuelle europäische Vertragspreis liegt bei knapp 1.000 €/t. Dieser Vergleich ist jedoch nur eine Momentaufnahme: Marktpreise schwanken stark, während die Studie künftige Produktionskosten modelliert. Sinkende Technologiekosten und steigende CO2-Preise könnten den Abstand künftig verkleinern.
Offene Frage: Folgen für das lokale Klima
Im Rahmen des DryHy-Projekts wird zudem untersucht, wie sich die großtechnische Entnahme von Wasserdampf auf das lokale Klima auswirken könnte. Während das aktuelle Modell untersucht, wie Temperatur und Luftfeuchtigkeit die Anlage beeinflussen, kann so in Zukunft auch eine mögliche Rückwirkung auf Luftfeuchte, Wolken oder Niederschlag bewertet werden.
„Dass wir keine lokalen Süßwasservorräte beanspruchen, bedeutet nicht automatisch, dass die Entnahme aus der Atmosphäre in jeder Größenordnung folgenlos bleibt“, sagt Thomas Schöb, Leiter des Teams Energiesystemtransformation. „Vor dem Bau sehr großer Anlagen sollte diese Frage standortspezifisch untersucht werden.“
Modell zeigt Potenziale und Grenzen
Die Studie ist eine techno-ökonomische Modellrechnung, keine Untersuchung bestehender Fabriken. Regionale Unterschiede bei Finanzierung, Arbeitskosten und Infrastruktur sowie mögliche Materialengpässe sind nicht vollständig berücksichtigt. Auch die angenommene flexible Fahrweise der Hochtemperaturelektrolyse muss sich im industriellen Dauerbetrieb bewähren.
„Die Studie zeigt keine fertige Blaupause für jeden Standort“, betont Henrik Wenzel. „Sie zeigt aber, unter welchen Rahmenbedingungen das Konzept besonders vielversprechend ist – und welche technischen und ökologischen Fragen als nächstes beantwortet werden müssen.“
