Grüner Wasserstoff: Kosten könnten sich 2035 verdoppeln

Wasserstoffturbinen sollen künftig Strom liefern, wenn Windräder wenig produzieren und Solaranlagen kaum helfen. Doch diese seltenen Einsatzstunden machen den Brennstoff teuer. Grüner Wasserstoff muss vorher erzeugt, transportiert und gespeichert werden. Am Kraftwerk kommt deshalb weit mehr an als ein Produkt aus Wasser und Ökostrom.

Für Deutschland im Jahr 2035 nennt eine Analyse des Fraunhofer IEG und des Fraunhofer-Exzellenzclusters CINES große Unterschiede bei den Bezugskosten. Die reine Herstellung von grünem Wasserstoff liegt demnach bei 3,80 bis 7,30 Euro pro Kilogramm. Bei Wasserstoffturbinen mit Anschluss an das Netz steigen die Kosten jedoch auf 8,77 bis 15,16 Euro pro Kilogramm. Umgerechnet sind das 265 bis 460 Euro pro Megawattstunde.

Warum die Kosten für grünen Wasserstoff so stark schwanken

„Wasserstoff gilt als Schlüsseltechnologie für die Dekarbonisierung der Industrie, doch meist werden nur die Erzeugungspreise betrachtet“, sagt Dr. Benjamin Pfluger vom Fraunhofer IEG. Für Abnehmer zählt am Ende aber der Preis am Einsatzort. Dazu gehören Pipelines, Netzentgelte, Speicher und die Frage, wie zuverlässig Wasserstoff zu bestimmten Zeiten verfügbar sein muss.

Der große Kostentreiber liegt im Nachfrageprofil. Ein Industriebetrieb kann Wasserstoff über viele Stunden im Jahr gleichmäßig nutzen. Ein Spitzenlastkraftwerk braucht ihn dagegen selten, dann aber mit hoher Leistung. Die Infrastruktur muss trotzdem bereitstehen. Netzkapazität, Speicherzugang und Anschlussleistung kosten Geld, auch wenn die Anlage nur wenige hundert Stunden läuft.

Netzgebühren treffen Kraftwerke besonders hart

Bei Wasserstoffturbinen können Transport und Speicherung laut Analyse höher ausfallen als die eigentlichen Produktionskosten. Der Aufschlag für Infrastruktur liegt dort zwischen 34 und 131 Prozent. Bei der Industrie sind es 8 bis 16 Prozent. Bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen nennt die Analyse 17 bis 44 Prozent.

Der Grund liegt in der Auslastung. Netzentgelte für das Wasserstoffkernnetz fallen an Ein- und Ausspeisepunkten an. Wer Kapazität bucht, bezahlt für die vorgehaltene Leistung. Eine Anlage mit 8000 Betriebsstunden verteilt diese Kosten auf viele Kilogramm Wasserstoff. Eine Wasserstoffturbine mit weniger als 500 Volllaststunden verteilt sie auf sehr viel weniger Brennstoff.

© Fraunhofer CINES Die Grafik zeigt, wie stark Transport, Netzgebühren und Speicherung die Kosten für Wasserstoffkraftwerke im Jahr 2035 nach oben treiben können. © Fraunhofer CINES

Die Fraunhofer-Analyse nennt keine einzelnen Betreiber. In die betroffene Gruppe fallen aber Unternehmen, die wasserstofffähige Reservekraftwerke planen oder bestehende Anlagen dafür vorbereiten – darunter EnBW, Uniper, RWE, LEAG, Iqony und ENGIE Deutschland. Entscheidend ist dabei nicht der Firmenname, sondern das Einsatzprofil: Selten laufende Kraftwerke müssen Netzkapazität und Speicher vorhalten, obwohl sie nur wenige Stunden im Jahr Wasserstoff abrufen.

Speicher verteuern seltene Einsätze massiv

Dazu kommt der Speicherbedarf. Stromgeführte Wasserstoffturbinen laufen vor allem in knappen Stromstunden. Dann ist Strom teuer, und Elektrolyseure produzieren kaum grünen Wasserstoff. Der Brennstoff muss also vorher in Speichern gelagert werden. Auch das verursacht Kosten für Ein- und Ausspeisung, technische Anlagen und vorgehaltene Kapazität.

Pfluger formuliert die wirtschaftliche Folge deutlich: „Angesichts dieser hohen Kosten ist es schwer vorstellbar, dass sich solche Kraftwerke im Energy-Only-Markt wirtschaftlich betreiben lassen.“ Gemeint ist ein Marktmodell, bei dem Kraftwerke ihr Geld im Wesentlichen über den verkauften Strom verdienen. Für Anlagen mit sehr wenigen Einsatzstunden reicht das bei solchen Brennstoffkosten kaum aus.

Industrie nutzt Wasserstoff deutlich günstiger

Für industrielle Abnehmer fällt die Rechnung weniger drastisch aus. Bei gleichmäßiger Abnahme, etwa in Teilen der Stahl-, Chemie- oder Raffinerieindustrie, liegen die Bezugskosten 2035 bei 4,41 bis 8,43 Euro pro Kilogramm. Die Infrastrukturkosten bleiben dort im höchsten Fall bei 16 Prozent der Gesamtkosten.

Noch günstiger wird es, wenn Betriebe flexibel arbeiten können. Wer Wasserstoff dann nutzt, wenn viel Wind- oder Solarstrom verfügbar ist, braucht weniger Speicher. Produziert ein Standort den Wasserstoff direkt vor Ort, entfallen außerdem Transportkosten. Solche Lösungen passen aber nur zu Anlagen, die ihre Produktion anpassen können. Viele Industrieprozesse laufen aus technischen und wirtschaftlichen Gründen möglichst gleichmäßig.

Importe drücken den Preis nicht automatisch

Auch Wasserstoffimporte lösen das Kostenproblem nicht von selbst. Für Transporte aus außereuropäischen Regionen muss Wasserstoff oft erst in ein Derivat wie Ammoniak umgewandelt werden. Nach dem Schiffstransport folgt die Rückumwandlung in Wasserstoff. Dabei gehen Energie und Geld verloren. Die Analyse nennt für diesen Importpfad 2035 Kosten, die nicht pauschal unter heimischer Produktion an guten Standorten liegen.

Prof. Martin Wietschel, leitender Autor der Analyse, verweist auf die Unsicherheit im Markt. „Ein wesentlicher Grund für den stockenden Hochlauf des deutschen Wasserstoffmarktes ist, dass Investoren keine Sicherheit über die zukünftig zu erwartenden Kosten haben“, sagt er. Für Unternehmen hängt die Rechnung damit stark vom eigenen Verbrauch ab. Grüner Wasserstoff kann für Dauerabnehmer kalkulierbar bleiben. Für selten laufende Kraftwerke wird er dagegen schnell zum teuren Reservebrennstoff.

Kurz zusammengefasst:

Grüner Wasserstoff kostet nicht nur Geld bei der Herstellung, sondern auch bei Transport, Speicherung und Bereitstellung am Einsatzort.
Laut Fraunhofer können diese Zusatzkosten 2035 besonders für Wasserstoffturbinen hoch ausfallen, weil sie selten laufen und trotzdem Speicher sowie Netzkapazität brauchen.
Für industrielle Dauerabnehmer bleibt grüner Wasserstoff deutlich besser kalkulierbar, weil sie Infrastrukturkosten auf viele Betriebsstunden verteilen können.

Übrigens: Während Transport und Speicher grünen Wasserstoff für manche Abnehmer teuer machen, arbeiten Forscher an einer anderen Stellschraube: günstigeren Bauteilen im Elektrolyseur. Eine Titanoxid-Schicht soll teure Metalle teilweise ersetzen und die Anlagen bezahlbarer machen – mehr dazu in unserem Artikel.