H₂ ist ein effizienter Energieträger mit langer Historie, der klimaneutral produzierbar ist. Die Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff ist derzeit nicht ausreichend. Es gibt bei der Nutzung für Industrie, Mobilität und Wärme eine Konkurrenzsituation. Zentral ist die perspektivische Bezahlbarkeit.
Wachsende Anteile fluktuierender erneuerbarer Energien und ein schwer zu steuernder Verbrauch erfordern eine vorausschauende Flexibilitätsplanung und immer stärkere Ausgleichsmaßnahmen. Auf molekularer Ebene bietet Wasserstoff das größte Potenzial, Energie kostengünstig zu speichern und zu transportieren.
Zur Umsetzung der Klima- und Wasserstoffstrategie befinden sich vielfältige Maßnahmen in der Planung: Vom grünen und blauen Wasserstoff über Derivate und die Sektorenkopplung bis zu PtX. Eine erfolgreiche Wärmewende benötigt regional und international eine langfristige und nachhaltige Entwicklung.
Soll H₂ zunächst nur für Industrie und Verkehr genutzt werden? Die Wasserstoffleiter ist ein Versuch den H₂-Einsatz aus heutiger Sicht zu priorisieren: vom z.B. „unvermeidlichen“ Stahleinsatz bis zur „nicht wettbewerbsfähigen“ Gebäudeheizung. Das Wiki zielt im Gebäudesektor auf eine zeit- und fallbezogene Einordnung.
Mit H₂ können Gebäude und Quartiere mit Wärme und Strom klimaneutral bedient werden. H₂ kann lokal und regional gewonnen, gespeichert und genutzt werden oder aus einem zukünftigen zentralen Gasnetz bezogen werden. Der technischen Machbarkeit stehen heute hohe Anlaufkosten gegenüber.
Angestrebt wird für Gebäude und Wärmenetze eine durchgehende Quantifizierung z.B. der H₂-bezogenen Treibhausgas-Emissionsfaktoren mit Hinweisen zur Herkunft. Das betrifft auch die Verbrennung von Erdgas mit H₂-Anteilen und Koppelprodukte (Wärme, O₂) bei gleichzeitiger Stromerzeugung.
Hier finden Sie zukünftig Praxisbeispiele mit Zahlen und Hintergründen zur Versachlichung der Debatte um Wasserstoff als Energieträger der Wärmewende.
Wasserstoff und Erdgas als Duo zur Lösung der Wärmewende?
Wasserstoff für Lastausgleich und Speicherung in regionalen Konzepten
Wasserstoff in Systemen mit hoher Autarkie auf der Gebäudeebene
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Diskussion
Bezahlbarer und sauberer Wasserstoff für die Wärmewende
Zur Einordnung zukünftiger Wasserstoffkosten für die Wärmeversorgung in Deutschland erschien im November 2023 eine Kurzstudie des DVGW (Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches) [DVGW-2023]. Diese kommt im Anhang zu der zentralen Aussage, dass sowohl für 2035 als auch für 2045 für die überwiegende Anzahl unsanierter Gebäude eine Beheizung mit grünem Wasserstoff (Grüngas Therme, grüner H2) gegenüber der Beheizung mit Wärmepumpen kostengünstiger ist. Die Jahreskosten für eine 78 m² Wohnung in einem üblichen MFH werden im Jahr 2035 mit ca. 1.400 bis 2.150 Euro für die Beheizung mit grünem Wasserstoff (H2-Grüngastherme) angegeben.
Mögliche Folgerungen aus der scheinbaren günstigen Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff in 10 Jahren können sein, das H2 neben Fernwärme und Wärmepumpen in der Wärmeplanung als zentraler Energieträger zum Einsatz kommt. Für Gebäudeeigentümer ergibt sich so die scheinbar günstige Option ohne Änderungen an der Gebäudehülle wie bisher weiter zu heizen und auf Basis der Informationen der Gaslobby eine vergleichsweise günstige Lösung umzusetzen.
Die DVGW-Studie bringt zur H2-Beheizung einer 78 m² Wohnung Wärmekosten von bis zu 2.150 EUR pro Jahr im Spiel (H2-Preis ca. 12 (NO) – 17 (D, AUS) ct/kWh). Unter Beachtung der erhöhten Kosten gemäß BCG-Studie vom Oktober 2023 [inside-digital 2023] wird ein Preisniveau von ca. 2.500 € pro Jahr erreicht. Die Kostenaufschlüsselung in der DVGW-Studie indiziert Wärmekosten in Höhe von ca. 2.000 € pro Jahr, dies ist das etwa 4-fache der im Langzeitprojekt ReConGeb festgelegten Zielwerte für wärmegebundene Nebenkosten effizienter Gebäude (s. Grafik).
Gem. Expertenkommission zum Energiewende-Monitoring [Expertenkommission 2014] mussten die 10% der einkommensschwächsten Haushalte 2023 ca. 1.600 EUR für Energie (Wärme und Strom) ausgeben. Das entspricht einem Anteil von rund zwölf Prozent ihres Haushaltseinkommens und bedeutet gem. Definition der Verbraucherzentrale Bundesverband Energiearmut (s. SDG 1), diese liegt vor, wenn ein Haushalt mehr als 10% seines Nettoeinkommens für Energie ausgibt. Zum Vergleich regelt SDG-Indikator 11.3 die Überlastung durch Wohnkosten, hier werden Ausgaben für Wohnen von mehr als 40 % des verfügbaren Haushaltseinkommens als Überlastung angesehen. Der Anteil der Personen, die in Haushalten leben, die mehr als 40 % ihres verfügbaren Haushaltseinkommens für Wohnen ausgeben, soll deshalb bis zum Jahr 2030 auf 13 % gesenkt werden. Das UN-Nachhaltigkeitsziel 11.3 ist gefährdet.
Die Gaswirtschaft bringt mit der DVGW-Studie Heizkosten ins Spiel, die durch Überlastung der Mietenden den sozialen Frieden gefährden.
Die DVGW-Studie selbst zeigt einen Weg zur Reduktion dieser überbelasten Kosten in Form der Dämmung von Gebäuden auf. Aus Sicht der Umwelt besteht zudem die Gefahr, das statt des grünen Wasserstoffes günstigerer blauer oder grauer Wasserstoff zum Einsatz kommt, der direkt aus Erdgas mit ggf. Abscheidung von CO2 produziert wird und keine Klimaneutralität erzielt.
Um o.g. Fallstricke zu vermeiden, bedarf es dringend der Definition von Wärme-Zielkosten in einem zukünftigen Energiesystem. Dieses Wiki stellt zunächst möglichst unabhängige Studien und nachfolgend Praxisbeispiele vor. Es will Gebäude und Quartiere vorstellen, die mit einer geeigneten Kombination von Maßnahmen Zielkosten nachweisbasiert erreichen und erfolgreich in Strategien für Quartiere oder Kommunen einbezogen sind.
Zum Verständnis der bestimmenden Kostenelemente bei der Beschaffung und dem Vertrieb gibt das Wiki einen vertieften Einblick in die H2-Produktionskosten.
In den letzten Jahren wurden zahlreiche Studien zur möglichen Preisentwicklung für die Bereitstellung von Wasserstoff weltweit, in Europa und in Deutschland erstellt. Der weltweite Blick ist relevant, um Entwicklungstrends und geographische Einflüsse (Sonneneinstrahlung, Windenergienutzung) auf die Wasserstoff-Preisbildung zu verstehen. Der europäische Blick hilft vielversprechende Importoptionen im räumlich nahen Europa zu erkennen und die deutschen Studien wägen zusätzlich aber, wie viel von der erwarteten H2-Nachfrage durch heimische Produktion gedeckt werden kann und wie viel Wasserstoff importiert werden muss.
Für die heimische Produktion von Wasserstoff müssen neben seiner Herstellung (grün – Elektrolyse, blau – Methanreformierung mit Endlagerung von CO2) auch die künftigen H2-Transport- bzw. -verteilkosten berücksichtigt werden. Für den Wasserstofftransport (international und überregional mit den Optionen in gasförmig in Pipelines, verflüssigt oder gasförmig per Schiff oder in Form der H2-Derivate Ammoniak, Methanol oder LOHC) und Wasserstoffverteilung wurden verschiedenen logistische Konzepte untersucht. Für die Wasserstoffverteilung ist aus Sicht der Versorgung von Haushaltswärme vor allen Dingen das Gasverteilnetz relevant.
Für die Wasserstoff-Importpfade sind also neben den Transport- und Verteilkosten innerhalb Deutschlands die sogenannten Bereitstellungskosten, bestehend aus Wasserstoffherstellkosten am Produktionsort und internationale bzw. europäische Transportkosten frei Pipeline-Ausspeisungsort bzw. Anlandehafen zu berücksichtigen. Diese sind in den meisten Studien bereits als Kostenbestandteil berücksichtigt.
Wasserstoffbereitstellungskosten auf Basis internationaler Studien
Im Global Hydrogen Review 2023 wird szenarienbasiert aufgezeigt [IEA-2023], in welcher Größenordnung die Herstellkosten in Abhängigkeit von der eingesetzten Primärenergie aber auch der Weltregion erwartet werden (siehe #Abb. 1). Als direktes Ergebnis der regional stark variierenden Stromkosten ist die Kostenbandbreite des erneuerbar hergestellten Wasserstoffs (Wind, PV) viel höher als beim fossil basierten Wasserstoff. Dennoch ergibt sich in allen Fällen eine Überschneidung der Herstellkosten. D.h., dass es Weltregionen gibt, in denen sich grüner Wasserstoff bereits ab 2030 ähnlich kostengünstig herstellen lässt wie blauer Wasserstoff. Je nach Nachfrageort müssen dann aber entsprechende Transportkosten addiert werden.
Die Kostenbandbreiten heute (2022) und künftig (2030) variieren dabei stark z.B. für Erdgas/CCS mit 57-220 EUR/MWhH2 (2022) und 27-63 EUR/MWh (2030), für Wind onshore mit 108-360 (2022) und 60-246 EUR/MWh (2030) sowie für PV mit 111-345 (2022) und 51-156 EUR/MWh (2030).
Ein weiteres zentrales Ergebnis des IEA-Berichtes ist, dass die Kosten für via Pipeline transportierten Wasserstoff frei Deutschland (Annahme hier: Nordwesteuropa) für das Jahr 2030 die Kosten aller anderen internationalen Transportoptionen unterbieten (#Abb. 2). Dieses liegt vor allen Dingen auch an den hohen Kosten für die zudem verlustbehaftete Rückwandlung der H2-Energieträger wir Ammoniak (NH3) oder LOHC (liquid organic hydrogen carriers) in Wasserstoff. Das ist auch der Grund dafür, dass sich die IRENA-Studie von 2022 dafür aussprach, dass synthetisch hergestellte flüssige Energieträger trotz ihrer einfachen Handhabung vor allen Dingen für die Verwendungsfälle anbieten, indem diese hinterher als solche direkt verwendet werden (z.B. Ammoniak für die Düngemittelherstellung) [IRENA-2022].
Die Pipelinetransportkosten (hier: aus Nordafrika) selber machen dabei nur 6-9 EUR/MWhH2 von den gesamten Bereitstellungskosten von ca. 75 EUR/MWh aus. Allerdings ist die Pipelineoption aus deutscher Sicht nur relevant für Transporte innerhalb Europas sowie aus Nordafrika oder aus dem Osten. Diese vergleichen sich dann laut dem IEA-Szenario für Nordwesteuropa (dazu zählt auch Deutschland) mit heimischen Wasserstoffherstellkosten frei Produktionsanlage von ca. 93 EUR/MWh.
Wasserstoffbereitstellungskosten von H2-Importen aus der Sicht Deutschlands
Unter Berücksichtigung der spezifischen Bedarfserfordernisse Deutschlands wurden die Wasserstoff-Importkosten aus verschiedenen Weltregionen und mit Hilfe verschiedener Transportvektoren analysiert [FhG-ISE-2023]. Auch hier fällt der Vergleich der H2-Bereitstellungskosten von Wasserstoff via Pipeline (nur europäische (Spanien) oder europanahe Pfade (Nordafrika oder Ukraine) das Ergebnis eindeutig zugunsten des Pipelinetransports aus (#Abb. 3).
Grüner Wasserstoff aus Spanien via Pipeline kostet danach in 2030 138-144 €/MWhH2, aus Nordafrika 138-165 €/MWh und aus der Ukraine 150-165 €/MWh. Als Flüssigwasserstoff tiefkalt transportierter Wasserstoff (LH2) aus Südamerika kostet in 2030 171-318 €/MWh, aus Südafrika 231-270 €/MWh und aus Australien 216-231 €/MWh. Dabei liegen die Bereitstellungskosten via LH2 in der gleichen Größenordnung wie die mit Methanol, LOHC oder Ammoniak. Im Vergleich zu den Ergebnissen internationaler Studien, geht man in Deutschland also von signifikant höheren Kosten für importierten grünen Wasserstoff aus.
Wasserstoffkosten für die heimische Produktion
Nach einer Metastudie des Wuppertal-Instituts aus dem Jahr 2024 ist die Bandbreite der H2-Bereitstellungskosten basierend auf einer Auswertung von insgesamt 12 Studien sehr groß [Wuppertal-Institu-2024]. In 2030 soll grüner Wasserstoff danach 45-204 €/MWh (importiert und heimisch) kosten, wobei die Bandbreite für die heimische grüne H2-Produktion auf Basis von vier Studien 69-135 €/MWh ist. In 2050 schrumpft die Bandbreite der H2-Kosten insgesamt (importiert und heimisch) dann auf 42-108 €/MWh insgesamt bzw. auf Basis der Angaben von drei Studien auf 66-84 €/MWh für heimisch produzierten Wasserstoff.
Die zentralen Aussagen dieser Studie für 2030 und 2050 sind demnach, dass die kostengünstigste Variante des H2-Imports danach mit 69-120 €/MWh die Rohrleitungsvariante (aus Nordafrika oder Südeuropa) ist, die heimische Produktion von grünem Wasserstoff mit ca. 69-135 €/MWh (2030) und 66-84 €/MWh (2050) aber ähnlich preisgünstig sein dürfte. Aus dieser Einsicht nährt sich daher die offen geführte Diskussion um die künftige Aufteilung von Wasserstoff-Importen zur heimischen H2-Produktion aus PV-Strom sowie On- und Offshore-Windstrom.
Zusammengefasst ist gem. zitierter Studienlage von langfristigen grünen H2-Produktionskosten an günstigen Standorten weltweit in der Größenordnung von 75 €/MWh oder darunter auszugehen.
Steigende Netznutzungsentgelte
Um die künftigen Wasserstoffkosten für den Endnutzer im Wärmemarkt zu bestimmen, wurden auch die Netznutzungsentgelte für die H2-Bereitstellung über das Gastransport und -verteilnetz (hier: Daten für 2045) beleuchtet. Das EWI aus Köln hat im Auftrag und unter Verwendung zentraler H2-Bedarfsannahmen des DVGW eine Analyse vorgelegt, die in Abhängigkeit von der angenommenen Zinsentwicklung von knapp einer Verdoppelung der Netznutzungsentgelte im Gasnetz nach dem Umbau des Erdgas- auf ein künftiges H2-Gasnetz ausgeht [ewi-2024]. Als Basis wird für die Netznutzungsentgelte bei der Erdgasbereitstellung im Versorgungsmittel heute (2023) von 1,0 auf ca. 1,8 ¢/kWh ausgegangen (# Abb. 4).
Der Kostenanstieg für die Haushalte von 1,8 ¢/kWh (2023) auf 2045 ca. 3,3 ¢/kWh für die Haushaltskunden, also um einen Faktor 1,8, ist mit einem signifikant höheren Anstieg der erwarteten Netznutzungsentgelte im Stromsektor zu vergleichen. Letztere erwachsen vor allen Dingen aus der Notwendigkeit des Stromnetz- und hier insbesondere des Verteilnetzausbaus zum Anschluss von Wärmepumpen und elektrischen Ladestationen für Batteriefahrzeuge. So geht z.B. McKinsey von einer Erhöhung der Stromnetzentgelte vom langjährigen Mittelwert von 9 ¢/kWh auf 23-25 ¢/kWh, d.h. einen Faktor 2,7 bis 2035 aus [Mc Kinsey-2024]. Eine Studie des ewi zur Entwicklung der Netznutzungsentgelte für Haushalte bis 2035 geht von einer Steigerung um 18 ¢/kWh, d.h. auf Basis der für 2023 dokumentierten Netzentgelte von 9,5 ¢/kWh [Strom-Report- 2024] von einem Faktor 2,9 aus.
Zusammenfassung
Fasst man die Erwartungen zur H2-Kostenentwicklung frei Endverbraucher im Haushalt aus verschiedenen Studien und verschiedene Zeithorizonte zusammen, so ergibt sich folgendes Bild:
Die Gasversorgungskosten insgesamt setzen sich aus den Bestandteilen Beschaffung, Marge und Vertrieb, Gasspeicherumlage, Netzgebühren (oder Netznutzungsentgelte), Umsatzsteuer und Gassteuer zusammen. Im (einfachsten) Fall des künftigen 1:1 Ersatzes von Erdgas durch Wasserstoff müssten zusätzlich die Aufwendungen für die Heizgeräteumstellung bzw. Neubeschaffung und deren veränderte Betriebskosten berücksichtigt werden.
Die Analyse unter Hinzuziehung internationaler und deutscher Studien im Vergleich der unterschiedlichen Logistikoptionen für den Wasserstofftransport zeigt, dass ein Transport via Pipeline aus Süd- oder Nordeuropa sowie aus Nordafrika oder Osteuropa nach Deutschland die kostengünstigste Variante darstellt. Während die Internationale Energieagentur(IEA) 2030 von H2-Bereitstellungskosten von ca. 8-9 ¢/kWh inklusive Transportkosten ausgeht (orange) zeigt das FhG-ISE Kosten in Höhe von ca. 15 ¢/kWh.
Für das B2C-Geschäft (Endverbraucher) identifizierte BCG gem. [inside-digital 2023] Faktoren, die dazu führen könnten, dass grüner Wasserstoff ab 2030 zwischen 15 und 24 ¢/kWh kosten könnte, einige Experten erwartetenn sogar Preise von bis zu 30 ¢/kWh, dies ist das doppelte der Preise gem. DVGW-Studie.
Die Studienlage zeigt eine hohe Varianz in den Kostenprognosen. Die Analyse von Studien zu Wasserstoffbezugskosten hilft beim Verständnis, in welchem Maß sich der Gasbezug für Endverbraucher künftig verteuern kann.
Moleküle gesucht
Warum Wasserstoff überhaupt eine Rolle spielt
Die Bedeutung von Wasserstoff im künftigen deutschen Energiesystem erschließt sich im Allgemeinen erst aus einer Analyse energiesystemischer Zusammenhänge, insbesondere dem Anteil fluktuierender Energien an der sektorscharfen Energiegestehung sowie der dafür erforderlichen Energieinfrastrukturen für Strom (Elektronen) und Moleküle (feste, flüssige und gasförmige Energieträger).
Zum Einen hat sich seit 1990 der Primärenergieeinsatz Deutschlands von insgesamt 4.140 TWh pro Jahr auf 2.980 TWh/a, d.h. um ca. 28% verringert. Bis 2030 soll er um insgesamt 41,5%, und bis 2045 sogar auf ca. 1.790 TWh/a, also um insgesamt 56,7% ggb. 1990 weiter sinken. Diese Veränderung begründet sich allerdings nicht nur aus Einsparungsanstrengungen sondern aus von dem ggb. fossilen Energien anderen Bewertungsansatz erneuerbarer Energien (Wirkungsgrad 100%).
Der Anteil erneuerbarer Energien hat sich seit 1990 von 54 TWh auf 585 TWh in 2023 erhöht, d.h. um fast 20% und soll bereits bis 2045 nach einer Studie von Agora Energiewende (2021) auf nahezu 100% des Gesamtprimärenergieverbrauches weiter anwachsen. Allerdings besteht dabei noch große Unsicherheit, welcher Anteil erneuerbar hergestellten Stromes in den unterschiedlichen Verbrauchssektoren direkt zum Einsatz kommen soll bzw. über den Umweg einfacher speicher- bzw. transportierbarer flüssiger (synthetische Kraftstoffe, Methanol, Ammoniak) oder gasförmiger (Wasserstoff) Energieträger. Dieses vor allen Dingen, da die direkte Speicherung von Strom in Batterien und der Transport via Hochspannungsnetzen als deutlich investitionsintensiver gelten.
Da der Flexibilitätsbedarf bei einem noch großen Anteil speicherbarer Primärenergie (Kohle, Erdöl, Erdgas) kaum ins Gewicht fällt, wird die Herausforderung zur Maßnahmenumsetzung in der Öffentlichkeit erst sehr spät erkennbar, im schlimmsten Fall, wenn hochinvestive Maßnahmen bereits in die falsche Richtung gelenkt wurden. So wurde in einer 2019 veröffentlichten Studie analysiert, welchen Einfluss der mittel- und langfristige konsequente Aufbau batterie- oder wasserstoffbetriebener Fahrzeugflotten auf die Strominfrastruktur und hier insbesondere des engpaßbedrohten Verteilnetzes haben würde. Ergebnis war, dass vor allen Dingen in der Eskalation dieses Ausbaus mit der konsequenten Einführung von Wärmepumpen und stark zunehmenden Einspeisung von PV- und Windstrom im Verteilnetz mit drastischen Versorgungsengpässen zu rechnen sein wird. Diese werden dabei mehr in Kleinstädten und ländlichen Regionen als in Ballungsgebieten erwartet. So meldeten vor Kurzem zumindest temporär auch eine süd- und eine norddeutsche Region Engpässe im Stromverteilnetz aufgrund einer beherzten Anschlussnachfrage von Wallboxen zur Batterie-Pkw-Ladung sowie Anschlüssen von elektrischen Wärmepumpen für Privathaushalte.
Zusammengefasst gilt die Erkenntnis, dass Wasserstoff als Energieträger und seine Derivate investitionskostenintensive Stromnetzengpässe vermeiden helfen. Eine konsequent koordinierte Planung von Strom- und anderen Energieinfrastrukturen (insbesondere Gasnetz) wird bereits kurzfristig erforderlich sein, um verlorene Stromnetz-Investitionen zu vermeiden. Obwohl im Maßnahmendetail sektoraler Verwendung z.T. noch kontrovers diskutiert herrscht Einigkeit darüber, dass Wasserstoff eine tragende Rolle im künftigen Energiesystem spielen wird.
Politische Maßnahmen
Evolution des Wasserstoffeinsatzes über die Sektoren
Die nationale Wasserstoff-Strategie Deutschlands in ihrer ersten Fortschreibung vom Juli 2023 legt die Leitplanken für mögliche Entwicklungspfade zu seiner Herstellung und Nachfrage bis 2030 fest. Danach soll eine Elektrolysekapazität von 10 GW für die Herstellung von grünem Wasserstoff und eine H2-Gesamtnachfrage von 95-130 TWhH2/a inkl. der H2-Derivate Ammoniak und Methanol unterstützt werden. Damit soll die deutsche Industrie bei der Kompetenz- und Kapazitätsentwicklung eines internationalen Wasserstoffleitmarktes unterstützt werden. Bis 2045 soll sich die H2-Nachfrage sogar auf 360-500 TWhH2/a an Wasserstoff sowie etwa 200 TWhH2-Der./a an Wasserstoffderivaten erhöhen.
In Erfüllung der nationalen Klima- und Wasserstoffstrategie befinden sich derzeit vielfältige konkrete Maßnahmen in Planung oder Umsetzung, wie z.B.:
- H2-Kernetz: Initiierung und Aufbau einer bundesweit wachsenden H2-Gastransport-, -verteil- und -speicherinfrastruktur als zentraler Bestandteil des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG),
- H2-Beschleunigungsgesetz: Entbürokratisierung beim Aufbau grüner H2-Erzeugungskapazitäten,
- Kraftwerksstrategie: Einführung flexibler und H2-tauglicher Stromerzeugungskapazitäten,
- H2Global: Institutionalisierung eines Förderinstrumentes für Entwicklung internationaler H2-Märkte mit einem Fokus auf den H2-Importen nach Deutschland,
- H2-Importstrategie: Öffentliche Unterstützung bei der Etablierung deutscher H2-Importpfade,
- IPCEI (Important Projects of Common European Interest): substanzielle Ko-Förderung großer europäischer H2-Implemetierungsprojekte entlang voller H2-Wertschöpfungsketten in Deutschland,
- Renewable Energy Directive (RED III) und Alternative Fuels Infrastructure Regulation (AFIR): Nationale Umsetzung der Einführung erneuerbar hergestellter Mobilitätskraftstoffe und deren Bereitstellungsinfrastruktur sowie
- Carbon Management Strategie (CMS): Regelung der Bedingungen für die Bereitstellung von blauem Wasserstoff (CO2-armer H2) in Deutschland.
Ein Hauptaugenmerk der H2-Bereitstellung liegt dabei in der Erfüllung der europäischen Klimaschutzziele. Diese sollen vor allen Dingen durch die Priorisierung grünen, d.h. CO2-frei hergestellten Wasserstoffs erzielt werden. Damit soll grundsätzlich zwar auch der Einsatz von blauem, d.h. CO2-arm hergestelltem Wasserstoff ermöglicht werden. Dieses jedoch nur unter der Bedingung, dass blauer Wasserstoff nur temporär und als produktionskostendämpfende Maßnahme importiert und des Weiteren nicht öffentlich gefördert wird. Letzteres Argument beruht auf der Annahme, dass grüner im Gegensatz zu blauem Wasserstoff erst mittelfristig ein wettbewerbliches Kostenniveau erreichen wird, da auch die erneuerbaren Erzeugungskapazitäten sowohl für die heimische Produktion als auch Importe erst mittel- bis langfristig zur Verfügung stehen.
Eine weitere Alternative zur Herstellung von blauem Wasserstoff aus Erdgas mit Hilfe der Dampfreformierung und Endlagerung des so als Nebenprodukt der H2-Herstellung entstehenden Wasserstoffs stellt die Methanpyrolyse dar. Bei dieser entsteht als Nebenprodukt fester Kohlenstoff, der danach so genutzt (CCUS: Carbon Capture & Utlilization) oder ebenfalls endgelagert (CCS: Carbon Capture & Storage) werden muss, um die H2-Produktion zumindest CO2-arm und damit kompatibel mit den Vorgaben der Klimapolitik zu machen. Die Methanpyrolyse befindet sich jedoch im Vergleich zur Methan-Dampfreformierung noch in der frühen Entwicklung. Auch die Entstehung von neuen Märkten für festen Kohlenstoff ist dabei noch ungewiss.
Sog. H2-Derivate wie Ammoniak oder Methanol spielen für die H2-Endanwendung eher keine Rolle. Stattdessen sollen sie für den kostengünstigen grünen H2-Transport über lange Strecken oder die H2-Speicherung in großen Mengen zum Einsatz kommen, bedürfen jedoch ca. 30% des Energieeinsatzes für die Umwandung aus und zurück in reinen Wasserstoff. Alternativ kommen die Derivate in relevanten Anwendungen (Ammoniak: Düngemittelherstellung; Methanol: Chemie- und Kunststoffindustrie) direkt zum Einsatz und sparen so den Umwandlungsschritt zurück in H2. Ammoniak und Methanol können aber einen Teil der H2-Importe nach Deutschland über weitere Entfernungen kostengünstiger übernehmen und damit den Import via dem H2-Gasnetz über kürzere Strecken (innerhalb Europas und aus Nordafrika) übernehmen. Derzeit geht das BMWK von einer Aufteilung heimischer zu den importierten H2-Mengen im Verhältnis von ca. 30:70 aus, was sich aber noch zugunsten größerer heimisch produzierter H2-Anteile ändern könnte.
Zwei weitere wichtige Begriffe, deren Verständnis bzw. Veranschaulichung des künftigen systemischen Beitrags von Wasserstoff im Energiesystem wichtig sind, sind „Sektorenkopplung“ und „Power-to-X (PtX)“. Unter Sektorenkopplung wird im Allgemeinen die gleichzeitige Erschließung relevanter Energie-Endverbrauchssektoren (Stromgestehung, Verkehr, Haushalte, Industrie, Gewerbe, Landwirtschaft und Sonstige) durch eine wirtschaftlich effizientere Nutzung gemeinsam genutzter H2-Transport-, -Verteil- sowie –Speicherinfrastrukturen. Zum Anderen wird unter Sektorenkopplung aber auch die abgestimmte Entwicklung der öffentlichen Energieinfrastrukturen für Strom und Wasserstoff unter Aufsicht der Bundesnetzagentur verstanden, die zwar bereits mehrfach eingefordert aber noch nicht umgesetzt wurde. Letztere Aufgabe ist hochkomplex, da die dynamische Nutzung und entsprechende Auslegung beider Infrastrukturen durch Simulationen aufeinander abzustimmen sein wird.
Mit dem Begriff PtX wird die Begriffsfamilie der aus erneuerbarem Strom hergestellten und auf Molekülen basierenden flüssigen oder gasförmigen Energieträger bezeichnet. Zu Beginn aller Energieträgerketten steht dabei Wasserstoff als einfachstes Molekül, aus dem in nachfolgenden Schritten je nach Verwendungszusammenhang bzw. mit dem Kalkül der einfacheren Transportier- und Speicherbarkeit sogenannte H2-Derivate wie z.B. Methanol, Ammoniak und gasförmige und flüssige Kohlenwasserstoff mit ihren jeweiligen Vor- und Nachteilen hergestellt werden. Alleinige Ausnahme ist PtH, bei dem erneuerbare direkt in Wärme umgesetzt wird. Mit jeder Umwandlung (hin zu H2 und ggfs. zurück) geht jedoch jeweils ein energieraubender Prozessschritt einher, dessen Relevanz für die unterschiedlichen Prozess daher jeweils genau zu prüfen ist.
Die Entwicklung der Nutzung von Wasserstoff bis ca. 2010 konzentrierte sich auf die Anwendung im Pkw, da hier am ehesten Kostenparität mit den fossilen Kraftstoffen erwartet wurde, Ein noch breiterer Akteurskonsenz zur Einführung der Batteriemobilität hat jedoch mittlerweile die Entwicklungsziele hin zum H2-Einsatz in der Großindustrie, vaD. der Stahlherstellung und Chemieindustrie („alternativlos“) und im Schwerlastverkehr, vaD Stadtbussen, Langstrecken-Lkw und Sonder-Nutzfahrzeugen („Kostenparität“) verschoben. Dabei spielte der gezielt kostengünstigere und regional fokussierte Aufbau der H2-Gasnetzinfrastruktur eine entscheidende Rolle. Für die Wasserstoff-Verwendung in allen anderen Sektoren wie z.B. der Schiff- oder Luftfahrt, in der Landwirtschaft und vor allen Dingen im Wärmesektor gibt es ebenfalls vielfältige Entwicklungsanstrengungen, für deren Umsetzung jedoch noch mengenmäßige, technische, logistische sowie wirtschaftliche Herausforderungen und Lösungen breiter diskutiert werden.
Dynamische Einordnung
Wasserstoff-Nutzungen im Gebäudesektor
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Die Endkundenpreise für grünen Wasserstoff sollen gem. [DVGW 2023] langfristig nicht über denen von Erdgas liegen. Der Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW e.V.) erwartet 2045 ein vergleichbares Niveau, für 2035 wird ein Kostenniveau von 12-17 ct/kWh erwartet.
text.
Ausblick H₂ in Gebäuden
Zukünftige H₂-Anwendungen in Gebäuden und Quartieren
Die Bereitstellung von Wasserstoff (H2) als Energieträger kann zentral, dezentral oder kombiniert dezentral und zentral erfolgen.
Zentrale H2-Bereitstellung
Wasserstoff lässt sich in Pipelines effizient gasförmig transportieren. Dazu kann weitestgehend die bestehende Gasinfrastruktur nach einer Umrüstung genutzt werden. Die Umstellung der Gasnetze ist mehrstufig geplant. In einem ersten Schritt soll im Rahmen der Hydrogen Backbone Initiative ein reines H2 Kernnetz entlang der Erdgas-Transportleitungen durch Umrüstung paralleler Leitungsstränge und Lückenschlüsse durch Neubau bis 2030 aufgebaut werden. An dieses zentral-organisierte H2 Kernnetz sollen parallel zum Aufbau die großen H2-Bedarfsträger der “hard to abate” Industrie angeschlossen werden. An dieses zum aktuellen Erdgasnetz parallel aufgebaute H2 Kernnetz könnten in weiterer Folge auch die Verteilnetze angeschlossen bzw. auf H2 oder eine Beimischung von H2 zu Erdgas umgestellt werden.
Dezentrale H2-Bereitstellung
Der Energieträger H2 lässt sich dezentral mittels der Elektrolyse-Technologie aus Wasser (H2O) mit Strom abspalten. Anschließend kann dieser als saisonale Langzeitspeicher Vor-Ort mittels unterschiedlicher Technologien über lange Zeiträume (Sommer/Winter) speichern. Bei Bedarf kann mittels der Brennstoffzelle der Wasserstoff unter Beigabe des Luftsauerstoffs wieder in Strom und Wärme rückgewandelt werden.
Kombinierte dezentrale und zentrale H2-Bereitstellung
Auch eine kombinierte dezentrale und zentrale H2 Bereitstellung in Analogie zu Strom ist ebenfalls möglich.
H2-Anwendungen in Gebäuden und Quartieren
• Verbrennung von H2 in Brenner
• Verstromung von H2 in Brennstoffzelle
• Kombinierte Nutzung über Hubkolbenmotor oder Brennstoffzelle
H2 als Ersatz für Erdgas zur Bereitstellung von Raumwärme und Warmwasser
H2 als Ersatz für Erdgas bei Combined Heat and Power (CHP) Geräten
Umweltbewertung und Kennwerte
Methodik der H₂-Umweltbewertung und Kennwerte der Wasserstoff-Anwendungen in Gebäuden und Quartieren
# Die Bereitstellungskosten und CO2-Emissionen von Wasserstoff geben Orientierung, sind jedoch alleine keine ausreichenden Kriterium für seine Sinnhaftigkeit. Weitere Kriterien sind die Versorgungssicherheit, die immer eine heimische Produktion favorisiert, die Diversifizierung der Importquellen, um mögliche Importabhängigkeiten klein zu halten sowie die mit weiten Energietransportstrecken verbundenen negativen Umwelteinflüsse.
Einzelnachweise
[DVGW 2023] Was kostet der Wasserstoff in Zukunft? Eine Einordnung zukünftiger Wasserstoffkosten für die Wärmeversorgung in Deutschland DVGW-Studie zu Wasserstoffkosten für die Wärmeversorgung in Deutschland, 26. Oktober 2023, erstellt durch Frontier Economics , abgerufen 2024-11-1: https://www.dvgw.de/medien/dvgw/leistungen/publikationen/dvgw-frontier-h2-preise-und-kosten-factsheet.pdf
[EWI-2024] Abschätzung zukünftiger Wasserstoffnetznutzungsentgelte Analyse basierend auf einem Wasserstoffszenario des DVGW, Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln gGmbH (EWI) im Auftrag des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches e.V. (DVGW), August 2024, https://www.ewi.uni-koeln.de/cms/wp-content/uploads/2024/04/Endbericht_Abschaetzung-zukuenftiger-Wasserstoffnetznutzungsentgelte.pdf.
[Expertenkommission 2014] Expertenkommission zum Energiewende-Monitoring, Monitoringbericht Zusammenfassung, Berlin · Bochum · Freiburg · Nürnberg, Juni 2024; https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/XYZ/zusammenfassung-monitoringbericht-expertenkommission-zum-energiewende-monitoring.pdf?__blob=publicationFile&v=6
[FhG-ISE-2023] Site-specific, comparative analysis for suitable Power-to-X pathways and products in developing and emerging countries, Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme für H2Global, Mai 2023, https://files.h2-global.de/H2G_Fraunhofer-ISE_Site-specific-comparative-analysis-for-suitable-Power-to-X-pathways-and-products-in-developing-and-emerging-countries.pdf.
[IEA-2023] Gloabl Hydrogen Review, International Energy Agency, Dezember 2023, https://iea.blob.core.windows.net/assets/ecdfc3bb-d212-4a4c-9ff7-6ce5b1e19cef/GlobalHydrogenReview2023.pdf.
[inside-digital 2023] 2023-10-19 „Studie enthüllt: Grüner Wasserstoff noch teurer als befürchtet“, download unter https://www.inside-digital.de/news/studie-enthuellt-gruener-wasserstoff-noch-teurer-als-befuerchtet
[IRENA-2022] Global hydrogen trade to meet the 1.5°C climate goal: Part I – Trade outlook for 2050 and way forward, International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi, https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2022/Jul/IRENA_Global_hydrogen_trade_part_1_2022_.pdf.
[Mc-Kinsey-2024] Zukunftspfad Stromversorgung – Perspektiven zur Erhöhung der Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit der Energiewende in Deutschland bis 2035, ohne Auftraggeber, Januar 2024, https://www.mckinsey.de/~/media/mckinsey/locations/europe%20and%20middle%20east/deutschland/news/presse/2024/2024-01-17%20zukunftspfad%20stromversorgung/januar%202024_mckinsey_zukunftspfad%20stromversorgung.pdf.
[Strom-Report-2024] Abgerufen 2025-01-04: https://strom-report.com/netzentgelte/
[Wuppertal-Institut-2024] Perspektiven für die Erzeugung von grünem Wasserstoff in Europa und
für H2-Importe nach Deutschland. Kurzstudie des Wuppertal-Instituts für den Landesverband Erneuerbare Energien NRW e.V. (LEE NRW), August 2024, https://epub.wupperinst.org/frontdoor/deliver/index/docId/8417/file/8417_Hydrogen.pdf.