Wasserstoff: Knapp, teuer und trotzdem unvermeidlich

Trotz diverser Herausforderungen wird am Wasserstoff kein Weg vorbeiführen, weil in Zukunft große Strommengen aus Wind und Sonne anfallen.

An Wasserstoff führt kein Weg vorbei – aber nicht primär von der Nachfrageseite her betrachtet, sondern von der Angebotsseite. Denn wenn der geplante Ausbau der erneuerbaren Energien wie geplant voranschreitet, ergeben sich Mengen an Strom, die im Moment ihres Entstehens in einer steigenden Anzahl von Stunden niemand mehr wird abnehmen können.

Bis 2030 sollen laut EEG 215 Gigawatt Photovoltaikleistung installiert sein, dazu 115 Gigawatt Windkraft an Land und 30 Gigawatt auf See. Diese Strommengen fallen nicht gleichmäßig an, sondern geballt in Stunden mit viel Sonne und Wind. Die maximale Stromnachfrage liegt jedoch bei etwa 80 Gigawatt, an Sommertagen oft deutlich darunter. Selbst konservativ gerechnet können PV-Anlagen nach den Zubauszenarien zeitweise rund 130 Gigawatt liefern – Strom, für den es dann schlicht keine Abnehmer mehr gibt.

Batteriespeicher helfen kaum weiter. Zwar können sie aktuell rund 16 Gigawatt aufnehmen, aber nur für etwa anderthalb Stunden. An diesem Grundproblem wird sich auch mit weiterem Ausbau an Batterien wenig ändern. Und auch der Export überschüssigen Stroms stößt zunehmend an physische und ökonomische Grenzen. Bleibt als realistische Option vor allem eines: die Umwandlung von Strom in Gase – allen voran Wasserstoff.

Ohne Importe geht es nicht

Doch so zwingend der Einstieg in die Wasserstoffwirtschaft ist, so klar ist auch: Weil zugleich die Industrie massiv auf den Einsatz von Wasserstoff setzt, wird Deutschland seinen Bedarf nicht aus eigener Produktion decken können. Die Bundesregierung rechnet für 2030 mit einem Verbrauch von 95 bis 130 Terawattstunden Wasserstoff und Derivaten. Davon sollen 50 bis 70 Prozent importiert werden.

Langfristig wird die Lücke noch größer. Für das Jahr 2045 erwartet die Regierung einen Wasserstoffbedarf von 360 bis 500 Terawattstunden, hinzu kommen rund 200 Terawattstunden an Derivaten wie Ammoniak oder Methanol. Das übersteigt jede realistische heimische Erzeugung. Selbst wenn die gesamte heutige Stromproduktion Deutschlands – rund 500 Terawattstunden – ausschließlich in Wasserstoff umgewandelt würde, blieben wegen der Umwandlungsverluste gerade einmal etwa 300 Terawattstunden übrig.

Die Fragen liegen also auf dem Tisch: Woher soll der Wasserstoff kommen? In welcher Form wird er importiert? Und vor allem: zu welchem Preis?

Die Bundesregierung setzt auf Diversifizierung. In ihrer Importstrategie nennt sie Produktionspotenziale in Nord- und Ostsee, im Mittelmeerraum und am Schwarzen Meer, zugleich aber auch Partnerschaften mit Ländern wie Kanada oder Namibia. Über 30 Klima- und Energiepartnerschaften sollen den Zugang absichern. Ob das reicht, ist offen.

Wasserstoff bleibt teuer

Noch drängender als die Mengenfrage ist der Preis. Eine aktuelle Studie der Forschungsstelle für Energiewirtschaft spricht offen von einer „Diskrepanz zwischen idealisierten und realistischen Produktionskosten“. Der Strombezug macht rund die Hälfte der Kosten aus – wenig überraschend, wenn man bedenkt, dass ein Kilogramm Wasserstoff etwa 55 Kilowattstunden Strom benötigt.

Derzeit liegen die Vollkosten bei knapp 10 Euro pro Kilogramm. Bis 2040 könnten sie auf etwa 7,40 Euro sinken. Auch das liegt deutlich über dem, was viele Abnehmer zu zahlen bereit sind. Der Wasserstoffpreisindex HydexPlus kommt aktuell auf rund 6,29 Euro pro Kilogramm – allerdings unter optimistischen Annahmen. Bei dezentralen Anlagen, die netztechnisch Vorteile hätten, sind es eher 7 bis 9 Euro. Rechnet man Transport und Vermarktung hinzu, landen die Preise schnell bei 10 bis 15 Euro.

Für viele Anwendungen ist das zu viel. Im Verkehr wären 6 bis 8 Euro nötig, um mit Diesel konkurrieren zu können. In der Industrie liegt die Schmerzgrenze oft bei etwa 4 Euro. Und auch Kraftwerke stoßen dort an Grenzen: Ein Kilogramm Wasserstoff liefert rund 20 Kilowattstunden Strom. Bei vier Euro pro Kilogramm entfallen allein 20 Cent pro Kilowattstunde auf den Brennstoff.

Kraftwerke auf Vorrat

Trotzdem werden neue Gaskraftwerke heute fast durchweg „H2-ready“ gebaut. Der politische Druck ist hoch, und die Betreiber wollen sich die Option offenhalten. Technisch bedeutet das vor allem: mehr Platz, andere Materialien, besondere Sicherheitsvorkehrungen. Wasserstoff hat einen geringeren Heizwert als Erdgas, also müssen größere Gasmengen durch die Anlagen strömen.

Nach Angaben von EnBW ist eine spätere Umrüstung auf 100 Prozent Wasserstoff grundsätzlich möglich, etwa im Rahmen einer größeren Revision. Explosionsschutz, Entlüftung, Werkstoffversprödung – all das muss berücksichtigt werden. Der Branchenverband VGBE arbeitet daran, Erfahrungen aus der chemischen Industrie für die Energiewirtschaft nutzbar zu machen.

Was das kostet, bleibt weitgehend im Dunkeln. Konkrete Zahlen nennen die Betreiber nicht. Klar ist nur: Ohne Förderung rechnet sich der Betrieb nicht. Der VGBE formuliert es nüchtern: Unter den aktuellen Bedingungen ist die energetische Nutzung von Wasserstoff unwirtschaftlich.

Viel Förderung, wenig Wasserstoff

Damit schließt sich der Kreis. Die Wasserstoffwirtschaft hängt am Dreiklang staatlicher Förderung: für die Produktion, für Netze und für die Abnehmer. Wer den Wasserstoff am Ende zuerst nutzt, entscheidet sich weniger technisch als politisch.

Doch selbst diese Verteilungsfrage ist vorerst theoretisch. Denn noch fehlt der Wasserstoff selbst. Der Monitoringbericht zur Energiewende kommt zu einem ernüchternden Fazit: Das Ziel von 10 Gigawatt heimischer Elektrolyseleistung bis 2030 ist mit der aktuellen Projektpipeline kaum erreichbar.

An Wasserstoff führt kein Weg vorbei. Aber der Weg dorthin wird länger, teurer und steiniger, als es die politischen Zielmarken versprechen.