Grüner Wasserstoff - Transport und Speicherung können Kosten verdoppeln

»Ein wesentlicher Grund für den stockenden Hochlauf des deutschen Wasserstoffmarktes ist, dass Investoren keine Sicherheit über die zukünftig zu erwartenden Kosten haben«, erläutert Prof. Martin Wietschel, leitender Autor der Studie, den Hintergrund. »Zwar gibt es bereits viele Analysen zu den Erzeugungskosten von grünem Wasserstoff, aber auf Abnehmer in Industrie und Energiewirtschaft kommen auch Kosten für Transport und Speicherung zu.« Die resultierenden Bezugskosten haben Wietschel und sein Team nun in der Studie »Anwendungsspezifische Wasserstoffbezugskosten in Deutschland 2035« erstmals systematisch für 2035 ermittelt und zwischen verschiedenen Anwendungsfällen verglichen.

Maßgeblichen Einfluss auf die Bezugskosten hat das jeweilige Nachfrageprofil. Bei stromgeführten Wasserstoffturbinen entsteht der Wasserstoffbedarf für die Rückverstromung genau dann, wenn grüner Wasserstoff nicht erzeugt wird. Er muss daher vollständig aus Speichern bedient werden, wodurch die Speicherkosten steigen.

Hinzu kommen Netzentgelte für das Wasserstoffkernnetz. Diese fallen an den Ein- und Ausspeisepunkten an, also beim Erzeuger, bei der Ein- und Ausspeicherung sowie beim Verbraucher. Gerade hier steigen die Kosten dadurch, dass Spitzenlastkraftwerke nur wenige Stunden im Jahr laufen. Denn das Hochlaufentgelt für das Kernnetz ist aktuell ein jährlicher Festpreis für die vorgehaltene Ein- oder Ausspeiseleistung. »Wird die gebuchte Ausspeiseleistung nur mit 500 Volllaststunden im Jahr beansprucht, steigen die spezifischen Transportkosten je Kilogramm ausgespeistem Wasserstoff«, erklärt Dr. Benjamin Pfluger vom Fraunhofer IEG, Co-Autor und Experte für Energieinfrastrukturen. Das Fraunhofer IEG brachte seine Kompetenzen im Bereich der umfassenden technischen und ökonomischen Analyse von Wasserstoffinfrastrukturen und -speichern in die Studie ein.

Insgesamt müssen Kraftwerksbetreiber mit Netzanschluss mit 8,77 bis 15,16 Euro je Kilogramm rechnen (265–460 €/MWh), rund die Hälfte davon für Infrastruktur. »Angesichts dieser hohen Kosten ist es schwer vorstellbar, dass sich solche Kraftwerke im Energy-Only-Markt wirtschaftlich betreiben lassen«, so Pfluger. »Denkbar sind Alternativen mit Vor-Ort-Elektrolyse oder erneuerbarem Methanol.«

Für industrielle Abnehmer, die Wasserstoff als Energieträger bzw. chemischen Grundstoff nutzen, bleiben die Infrastrukturkosten vergleichsweise moderat. Bei zeitlich konstanter Abnahme (»Bandlast«) liegen sie selbst im Maximalfall bei 16 Prozent der Gesamtkosten. Die Bezugskosten 2035 betragen 4,41 bis 8,43 Euro je Kilogramm. Die Netzentgelte werden im Vergleich zu Kraftwerken über sehr viele Volllaststunden umgelegt, wodurch die spezifischen Transportkosten geringer ausfallen. Auch die Speicherkosten fallen geringer aus, da die Forschenden eine größere Zahl an Ein- und Ausspeicherzyklen pro Jahr annehmen.

Komplett ohne Speicherkosten kommen Industriebetriebe aus, wenn sie ihre Wasserstoffnutzung flexibel in die Zeiten verlegen, in denen grüner Wasserstoff erzeugt wird. Durch vor Ort produzierten Wasserstoff entfallen auch die Transportkosten. »Ob es unterm Strich günstiger ist, die Produktion eines Betriebs zu flexibilisieren oder auf kontinuierliche Versorgung aus Wasserstoffnetz und -speichern zu setzen, muss für jeden Einzelfall berechnet werden«, ordnet Lukas Jansen ein, der für die Studie die modellbasierten Analysen durchführte.

Die für die Studie entwickelten Analysemethoden nutzen die CINES-Forschenden nun, um potenzielle Abnehmer und Erzeuger von Wasserstoff in Industrie und Energiewirtschaft zu beraten.»Wasserstoff-Investments werden absehbar mit struktureller Unsicherheit behaftet bleiben«, blickt Studienleiter Martin Wietschel voraus. »Gerade unsere Analysen zeigen, wie sehr künftige Regulatorik und Entgelte die Wirtschaftlichkeit beeinflussen. Der CINES-Ansatz setzt daher darauf, Unternehmen in die Lage zu versetzen, mit dieser Unsicherheit umzugehen.« Anstelle von Punktprognosen ermitteln die Forschenden Kostenbandbreiten, die sie in Abhängigkeit von Faktoren wie Regulatorik, technischer Auslegung sowie der künftigen Entwicklung des Energiesystems modellieren, vergleichen und optimieren. Dies bildet eine belastbare Basis für strategische Handlungsoptionen, Risikoanalysen und Hedging. (Weitere Informationen zum CINES-Beratungsangebot)

Die Ergebnisse der Studie werden im Rahmen eines Webinars am 6. Juli um 15:00–16:30 Uhr vorgestellt und diskutiert. Die Veranstaltung richtet sich an Akteure aus Industrie, Energiewirtschaft, Politik und Forschung. (Anmeldung)

Originalpublikation:
Wietschel, Martin; Jansen, Lukas; Pfluger, Benjamin; Frischmuth, Felix; Weissenburger, Bastian (2026): Anwendungsspezifische Wasserstoffbezugskosten in Deutschland 2035. Karlsruhe, Kassel, Cottbus, Berlin: Fraunhofer CINES. (Download)