{"id":4356,"date":"2024-11-11T11:39:22","date_gmt":"2024-11-11T11:39:22","guid":{"rendered":"https:\/\/sustainable-data-platform.org\/?page_id=4356"},"modified":"2026-04-10T17:33:35","modified_gmt":"2026-04-10T18:33:35","slug":"h2","status":"publish","type":"page","link":"https:\/\/sustainable-data-platform.org\/en\/h2\/","title":{"rendered":"h2"},"content":{"rendered":"
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sdp-WiKi Wasserstoff<\/div><\/div><\/div><\/div>
Thema<\/a><\/div><\/div><\/div><\/div>
H\u2082-Kennwerte<\/a><\/div><\/div><\/div><\/div>
H\u2082-Praxis<\/a><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div>
Wasserstoff in der W\u00e4rmewende: Chancen und Risiken <\/div><\/div>

Um Greenwashing vorzubeugen, will dieses Wiki aufzeigen, wo Wasserstoff (H\u2082) nachweisbasiert einen Beitrag f\u00fcr eine soziale, \u00f6kologische und \u00f6konomische W\u00e4rmewende leisten kann.<\/p>\n<\/div><\/div><\/div>

About us<\/div><\/div><\/a><\/div><\/div><\/div><\/div>
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Unser Anliegen: sdp-Wikis dienen der Unterst\u00fctzung methodischer Konsistenz und transparenter Nachhaltigkeitskriterien.<\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div> <\/div>\n <\/div>\n <\/div>\n <\/div><\/ss3-loader><\/div><\/div>

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Tina<\/div>
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Diskussion um sauberen und bezahlbaren Wasserstoff in der W\u00e4rmewende <\/a><\/div><\/div>

H\u2082 ist ein effizienter Energietr\u00e4ger mit langer Historie, der klimaneutral produzierbar ist. Da die Verf\u00fcgbarkeit von gr\u00fcnem Wasserstoff noch nicht ausreichend ist, konkurrieren Industrie, Mobilit\u00e4t sowie W\u00e4rme um diesen Energietr\u00e4ger.
\nEin zentraler Punkt f\u00fcr dessen zuk\u00fcnftige Bedeutung wird seine perspektivische Bezahlbarkeit sein.<\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div>

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Molek\u00fcle gesucht – Warum Wasserstoff \u00fcberhaupt eine Rolle spielt
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Wachsende Anteile erneuerbarer Energien – deren Verf\u00fcgbarkeit wetterbedingten Schwankungen unterliegt – und ein schwer zu steuernder Energieverbrauch, erfordern eine vorausschauende Flexibilit\u00e4tsplanung und immer st\u00e4rkere Ausgleichsma\u00dfnahmen. Auf molekularer Ebene bietet Wasserstoff hier das gr\u00f6\u00dfte Potenzial, Energie kosteng\u00fcnstig zu speichern und zu transportieren.<\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div>

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Politische Ma\u00dfnahmen – Evolution des Wasserstoffeinsatzes \u00fcber die Sektoren
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Zur Umsetzung der Klima- und Wasserstoffstrategie befinden sich vielf\u00e4ltige Ma\u00dfnahmen in der Planung: vom gr\u00fcnen und blauen Wasserstoff \u00fcber Derivate und die Sektorenkopplung bis zu PtX, zur Nutzung von Strom\u00fcbersch\u00fcssen.
\nEine erfolgreiche W\u00e4rmewende ben\u00f6tigt regional und international eine langfristige und nachhaltige Entwicklung.<\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div>

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Dynamische Einordnung der Wasserstoff-Nutzungen im Geb\u00e4udesektor <\/a><\/div><\/div>

Soll H\u2082 zun\u00e4chst nur f\u00fcr Industrie und Verkehr genutzt werden? Die Wasserstoffleiter ist ein Versuch den H\u2082-Einsatz aus heutiger Sicht zu priorisieren: vom z. B. \u201eunvermeidlichen\u201c Stahleinsatz bis zur \u201enicht wettbewerbsf\u00e4higen\u201c Geb\u00e4udeheizung.
\nDas Wiki zielt im Geb\u00e4udesektor auf eine zeit- und fallbezogene Einordnung. <\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div>

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Ausblick auf zuk\u00fcnftige H\u2082 Anwendungen in Geb\u00e4uden und Quartieren
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Mit Wasserstoff k\u00f6nnten Geb\u00e4ude und Quartiere mit W\u00e4rme und Strom klimaneutral bedient werden.
\nWasserstoff w\u00fcrde dabei idealerweise lokal und regional gewonnen, gespeichert und genutzt oder aus einem zuk\u00fcnftigen zentralen Gasnetz bezogen.
\nDer technischen Machbarkeit von morgen stehen heute allerdings hohe Anlaufkosten gegen\u00fcber.<\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div>

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Methodik der H\u2082-Umweltbewertung\u00a0und Kennwerte von H\u2082-Anwendungen
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Angestrebt wird f\u00fcr Geb\u00e4ude und W\u00e4rmenetze eine durchgehende Quantifizierung z. B. der H\u2082-bezogenen Treibhausgas-Emissionsfaktoren mit Hinweisen zur Herkunft.
\nDas betrifft auch die Verbrennung von Erdgas mit Wasserstoff-Anteilen und Koppelprodukte (W\u00e4rme, O\u2082) bei gleichzeitiger Stromerzeugung. <\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div> <\/div>\n <\/div>\n <\/div>\n <\/div><\/ss3-loader><\/div><\/div>

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Ein<\/div>
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Dieses Wiki dient der transparenten H\u2082-Umweltbewertung und Herleitung von Kennwerten f\u00fcr einen erfolgreichen Wasserstoffeinsatz im Geb\u00e4udesektor<\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div>

2-KPI(1)<\/div>
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Zentrale Indikatoren zur Bewertung nach SDG7 (saubere und bezahlbare Energie):
\n\u2013 Spezifische CO\u2082-Emissionen [gCO\u2082\/kWh(Hi)]
\n\u2013 W\u00e4rmekosten [EUR\/m\u00b2WF]<\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div>

3-KPI(2)<\/div>
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Weitere Indikatoren:
\n\u2013 Investitionen, Umr\u00fcstungsaufwand [EUR\/Bezug]
\n\u2013 Spez. Prim\u00e4renergiebedarf (Ressourcenverf\u00fcgbarkeit) [kWhPE\/kWhth]
\n\u2013 Systemdienlichkeit Netz und W\u00e4rme (mit Kopplung Sektoren)
\n\u2013 Autarkiegrad (z.B. Geb\u00e4ude oder regional), [-]
\n\u2013 Dezentralisierungsgrad [-]
\n\u2013 Sicherheit Endnutzung [z.B. Explosionsgefahr]
\n\u2013 Technology Readyness Level<\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div> <\/div>\n\n <\/div>\n <\/div>\n <\/div>\n

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Wasserstoff in der Praxis <\/div><\/div>
Beispiele aus der Geb\u00e4ude-Praxis <\/div><\/div><\/div><\/div>

Hier finden Sie zuk\u00fcnftig Praxisbeispiele mit Zahlen und Hintergr\u00fcnden zur Versachlichung der Debatte um Wasserstoff als Energietr\u00e4ger der W\u00e4rmewende.<\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div>

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Wasserstoff und Erdgas als Duo zur L\u00f6sung der W\u00e4rmewende?<\/p>\n<\/div><\/div><\/div>

Beispiel der H\u2082-Nutzung in der bestehenden Gas-Infrastruktur<\/a><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div>
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Wasserstoff f\u00fcr Lastausgleich und Speicherung in regionalen Konzepten<\/p>\n<\/div><\/div><\/div>

Beispiele f\u00fcr regionale Wasserstoff-Systeme <\/a><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div>
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Wasserstoff in Systemen mit hoher Autarkie auf der Geb\u00e4udeebene<\/p>\n<\/div><\/div><\/div>

Beispiele f\u00fcr Geb\u00e4ude Wasserstoff-Systeme <\/a><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div> <\/div>\n <\/div>\n <\/div>\n <\/div><\/ss3-loader><\/div><\/div>
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We work for better decisions based on open methods and valid data! Like what you see?<\/div><\/div>
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Ihr Beitrag f\u00fcr eine bessere Datenlage<\/p>\n<\/div><\/div><\/div>

Die Arbeiten zur Verbesserung der offenen Methodik auf der sustainable data platform erfolgen ehrenamtlich. \u00dcber Ihre Mitarbeit freuen wir uns.<\/p>\n<\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div><\/div> <\/div>\n <\/div>\n <\/div>\n <\/div><\/ss3-loader><\/div><\/div>

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zum Seitenanfang<\/a><\/div>\n<\/div>\n\n\n\n
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Diskussion<\/p>\n\n\n\n

Bezahlbarer und sauberer Wasserstoff f\u00fcr die W\u00e4rmewende<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Wasserstoffkosten f\u00fcr die W\u00e4rmeversorgung in Deutschland<\/p>\n\n\n\n

Zur Einordnung zuk\u00fcnftiger Wasserstoffkosten f\u00fcr die W\u00e4rmeversorgung in Deutschland erschien im November 2023 eine Kurzstudie des DVGW (Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches) [DVGW-2023-1<\/strong>]. Diese zeigt im Anhang [DVGW-2023-2<\/strong>], dass f\u00fcr Mehrfamilienh\u00e4user der Effizienzklasse D (mittlere Effizienz) eine Beheizung mit gr\u00fcnem Wasserstoff in einer Gr\u00fcngastherme gegen\u00fcber der Beheizung mit W\u00e4rmepumpen kosteng\u00fcnstiger ist.<\/p>\n\n\n\n

M\u00f6gliche Folgerungen aus der scheinbaren g\u00fcnstigen Verf\u00fcgbarkeit von gr\u00fcnem Wasserstoff in 10 Jahren k\u00f6nnen sein, dass H2<\/sub> neben Fernw\u00e4rme und W\u00e4rmepumpen in der W\u00e4rmeplanung als zentraler Energietr\u00e4ger zum Einsatz kommt. F\u00fcr Geb\u00e4udeeigent\u00fcmer ergibt sich so die scheinbar g\u00fcnstige Option ohne weitere \u00c4nderungen z.B. an der Geb\u00e4udeh\u00fclle so wie bisher weiter zu heizen. Die annoncierten Kosten werden in der nachfolgenden Grafik im Kontext sozialvertr\u00e4glicher Heizkosten f\u00fcr typische MFH eingeordnet.<\/p>\n\n\n\n

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Die Grafik zeigt als grobe Absch\u00e4tzung die langfristige Entwicklung der Heizkosten f\u00fcr \u00fcbliche MFH mit den Kostenanstiegen 2022 und einer ersten Herleitung f\u00fcr einen Zielkorridor sozialvertr\u00e4glicher Heizkosten f\u00fcr MFH.
Datengrundlage: Differenzierung nach Energietr\u00e4gern und Ausblick f\u00fcr Wasserstoff und W\u00e4rmepumpen gem. [Heizspiegel 2024], [Heizspiegel 2022], Prognosen gem. [DVGW-2023], [inside-digital 2023], [ifeu 2024], Korridor gem. [Stiftung Energieeffizienz 2025].<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Die Prognose der Heizkosten f\u00fcr \u201eH2<\/sub>-Gr\u00fcngasthermen\u201c (violett) erfolgt gem. DVGW- und BCG-Studien 2023. Die in der DVGW-Studie [DVGW 2023-2<\/strong>] herangezogenen H2<\/sub>-Preise von ca. 12 (NO) \u2013 17 (D, AUS) ct\/kWh sind gem. [inside-digital 2023<\/strong>] im Vergleich zur im Oktober 2023 erstellten BCG-Studie zu gering angesetzt (vgl. auch [Umweltinstitut M\u00fcnchen 2024<\/strong>]). Zur Ber\u00fccksichtigung dieser Anpassung sowie aller gem. Heizkosten-Verordnung umgelegten Kostenbestandteile erfolgt ein pauschaler Zuschlag von 30%. Damit w\u00fcrden die \u201eGesamtkosten\u201c f\u00fcr eine 78 m\u00b2 Wohnung in einem MFH (Klasse D ca. 140 kWh\/(m\u00b2a)) im Jahr 2035 ca. 2.300 EUR\/a und im Jahr 2045 ca. 2.100 EUR\/a betragen.<\/p>\n\n\n\n

Die historischen Heizkosten sind f\u00fcr verschiedene Energietr\u00e4ger gem. Heizspiegel der co2online gGmbH f\u00fcr Deutschland dargestellt [Heizspiegel 2024<\/strong>]. In den Vergleichswerten sind die Anteile f\u00fcr Raumw\u00e4rme und Warmwasserbereitung enthalten. F\u00fcr den Heizspiegel 2024 (Daten ab 2015) hat co2online 144.137 Geb\u00e4udedaten zentral beheizter Wohngeb\u00e4ude aus ganz Deutschland ausgewertet (ca. 35 % MFH). Schwankungen und Differenzen ergeben sich durch z.B. das zunehmend w\u00e4rmere Klima, verst\u00e4rktes Sparverhalten ab 2022 und unterschiedliche Endenergieverbrauchswerte (Erdgas und \u00d6l ca. 135, Fernw\u00e4rme ca. 110, Pellets ca. 100, W\u00e4rmepumpen (Strom) ca. 35 kWh\/(m\u00b2a)). Preisgleitklauseln f\u00fcr Fernw\u00e4rme bewirken eine verz\u00f6gerte Weitergabe von Schwankungen der Gaspreise. Die Werte wurden mit Verbandszahlen von 2010 bis 2023 f\u00fcr \u201ewarme Betriebskosten\u201c auf Plausibilit\u00e4t gepr\u00fcft [GdW 2024<\/strong>].<\/p>\n\n\n\n

Als Zielwerte (gr\u00fcn) f\u00fcr effiziente Geb\u00e4ude (<80 kWh\/(m\u00b2a)) werden die Benchmark-Werte f\u00fcr w\u00e4rmegebundene Nebenkosten aus dem Langzeitprojekt ReConGeb herangezogen [Stiftung Energieeffizienz 2021<\/strong>]. In rot sind die abgesch\u00e4tzten allgemeinen Grenzkosten f\u00fcr MFH angegeben. Diese wurden gem. [Techem 2024<\/strong>] auf Plausibilit\u00e4t gepr\u00fcft. Demnach konnten Mieter 2023 trotz des warmen Klimas und einem maximalen, vermutlich nicht mehr zu steigernden, Sparverhaltens die Preisanstiege nicht mehr kompensieren.<\/p>\n\n\n\n

Die DVGW-Studie bringt H2<\/sub>-Gr\u00fcngasthermen ins Spiel, mit deren Einsatz absehbar sozialvertr\u00e4gliche Heizkosten nicht realisierbar sind.<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Wasserstoff und Klimaschutz im Geb\u00e4udebestand<\/p>\n\n\n\n

Bei hohen Kosten und geringer Verf\u00fcgbarkeit von Wasserstoff besteht die Gefahr, dass statt des gr\u00fcnen Wasserstoffes g\u00fcnstigerer blauer oder grauer Wasserstoff zum Einsatz kommt, der direkt aus Erdgas mit ggf. Abscheidung von CO2<\/sub> produziert wird und keine Klimaneutralit\u00e4t erzielt.<\/p>\n\n\n\n

Um die angestrebten Klimaschutzziele im Geb\u00e4udesektor einzuhalten, m\u00fcssen die spezifischen CO2<\/sub>-Emissionen auf die dazu erforderlichen Grenzwerte zugeschnitten werden. Aus diesem Grund ist mittels Zertifikaten die Einhaltung der CO2<\/sub>-Ziele nachzuweisen. Dies verhindert, dass statt des gr\u00fcnen Wasserstoffes blauer oder grauer Wasserstoff mit voraussichtlich geringeren Kosten zum Einsatz kommt.<\/p>\n\n\n\n

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Die Grafik stellt die Klimaschutzwirkung von Wasserstoff f\u00fcr Geb\u00e4ude mit typischen, geringen und sehr geringen Verbrauchswerten dar. Die orange Linie zeigt einen Treibhausgas-Reduktionspfad f\u00fcr erdgasbeheizte Best\u00e4nde, hier wurde bislang durch die Reduktion der spezifischen Energieverbrauchswerte f\u00fcr Heizw\u00e4rme und Warmwasser (von 120 auf 50 kWh\/(m\u00b2a)) eine Klimawirkung erzielt (f\u00fcr die spezifischen CO2<\/sub>-Emissionen von Erdgas ist vereinfacht keine Spannbreite angegeben). Das ehemalige Programm “50 Solarsiedlungen NRW” hatte Zielwerte von ca. 10 kgCO2<\/sub>\/(m\u00b2a). Diese, inzwischen versch\u00e4rften, Ziele wurden durch nachweislich hocheffiziente erdgasbeheizte Geb\u00e4ude eingehalten [Schreckenberg 2015<\/strong>].<\/p>\n\n\n\n

Um das CO2<\/sub>-Reduktionspotential von Wasserstoff im Geb\u00e4udesektor zu bewerten, zeigt die Grafik die Emissionen von mit blauem und gr\u00fcnem Wasserstoff beheizten Geb\u00e4uden. Die spezifischen CO2<\/sub>-Emissionen variieren je nach Quelle ([UBA-2022<\/strong>], [DVGW-2022<\/strong>]) f\u00fcr blauen Wasserstoff zwischen 80 und 360 gCO2e<\/sub>\/kWh, die von gr\u00fcnem Wasserstoff zwischen 40 und 180 gCO2e<\/sub>\/kWh. Die Unsicherheit in den Werten ist durch die Spannbreite angedeutet, sie ist gr\u00f6\u00dfer als der Toleranzbereich nach [CNB 2025<\/strong>] und verhindert eine belastbare Bewertung. Ohne belastbare CO2<\/sub>-Faktoren f\u00fcr konkrete H2<\/sub>-Produkte k\u00f6nnen allenfalls grobe Tendenzen abgesch\u00e4tzt werden. Es ist zu vermuten, dass blauer Wasserstoff \u00e4hnlich wie Erdgas auch in sehr sparsamen Geb\u00e4uden keine klimavertr\u00e4gliche W\u00e4rmeversorgung erm\u00f6glicht. Gr\u00fcner Wasserstoff scheint dieses Potential aufzuweisen, wenn die in [UBA-2022<\/strong>] und [DVGW-2022<\/strong>] benannten Qualit\u00e4ten aus z.B. inl\u00e4ndischer Produktion mit ca. 40 gCO2e<\/sub>\/kWh zur Anwendung kommen.<\/p>\n\n\n\n

In der W\u00e4rmeleitplanung fehlt die Grundlage zur Ausweisung von Fokusgebieten mit Nutzung der bestehenden Gas-Infrastruktur f\u00fcr gr\u00fcnen Wasserstoff. In sparsamen Geb\u00e4uden ist die Klimavertr\u00e4glichkeit im Einzelfall anhand zertifizierter CO2<\/sub>-Faktoren nachzuweisen.<\/p>\n\n\n\n

Pauschal ist Wasserstoff kein Energietr\u00e4ger f\u00fcr einen klimaneutralen Geb\u00e4udebestand, seine Eignung ist im Einzelfall nachzuweisen.<\/strong><\/p>\n\n\n\n

H2-Kostenentstehung<\/strong><\/p>\n\n\n\n

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Die Grafik zeigt f\u00fcr ein sparsames erdgasbeheiztes Geb\u00e4ude die Kostenbestandteile des W\u00e4rmepreises (links) sowie die Zusammensetzung das Gas-Arbeitspreises (rechts) mit Beschaffungskosten, Vertrieb, Netzentgelten und Steuern.<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Einblick in die H2<\/sub>-Produktionskosten zeigt <\/strong>bestimmende Kostenelemente bei Beschaffung und Vertrieb.<\/strong><\/p>\n\n\n\n

In den letzten Jahren wurden zahlreiche Studien zur m\u00f6glichen Preisentwicklung f\u00fcr die Bereitstellung von Wasserstoff weltweit, in Europa und in Deutschland erstellt. Der weltweite Blick ist relevant, um Entwicklungstrends und geographische Einfl\u00fcsse (Sonneneinstrahlung, Windenergienutzung) auf die Wasserstoff-Preisbildung zu verstehen. Der europ\u00e4ische Blick hilft vielversprechende Importoptionen im r\u00e4umlich nahen Europa zu erkennen und die deutschen Studien w\u00e4gen zus\u00e4tzlich aber, wie viel von der erwarteten H2<\/sub>-Nachfrage durch heimische Produktion gedeckt werden kann und wie viel Wasserstoff importiert werden muss.<\/p>\n\n\n\n

F\u00fcr die heimische Produktion von Wasserstoff m\u00fcssen neben seiner Herstellung (gr\u00fcn \u2013 Elektrolyse, blau \u2013 Methanreformierung mit Endlagerung von CO2<\/sub>) auch die k\u00fcnftigen H2<\/sub>-Transport- bzw. -verteilkosten ber\u00fccksichtigt werden. F\u00fcr den Wasserstofftransport (international und \u00fcberregional mit den Optionen in gasf\u00f6rmig in Pipelines, verfl\u00fcssigt oder gasf\u00f6rmig per Schiff oder in Form der H2<\/sub>-Derivate Ammoniak, Methanol oder LOHC) und Wasserstoffverteilung wurden verschiedenen logistische Konzepte untersucht. F\u00fcr die Wasserstoffverteilung ist aus Sicht der Versorgung von Haushaltsw\u00e4rme vor allen Dingen das Gasverteilnetz relevant.<\/p>\n\n\n\n

F\u00fcr die Wasserstoff-Importpfade sind also neben den Transport- und Verteilkosten innerhalb Deutschlands die sogenannten Bereitstellungskosten, bestehend aus Wasserstoffherstellkosten am Produktionsort und internationale bzw. europ\u00e4ische Transportkosten frei Pipeline-Ausspeisungsort bzw. Anlandehafen zu ber\u00fccksichtigen. Diese sind in den meisten Studien bereits als Kostenbestandteil ber\u00fccksichtigt.<\/p>\n\n\n\n

Wasserstoffbereitstellungskosten auf Basis internationaler Studien<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Im Global Hydrogen Review 2023 wird szenarienbasiert aufgezeigt [IEA-2023<\/strong>], in welcher Gr\u00f6\u00dfenordnung die Herstellkosten in Abh\u00e4ngigkeit von der eingesetzten Prim\u00e4renergie 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 h\u00f6her als beim fossil basierten Wasserstoff. Dennoch ergibt sich in allen F\u00e4llen eine \u00dcberschneidung der Herstellkosten. D.h., dass es Weltregionen gibt, in denen sich gr\u00fcner Wasserstoff bereits ab 2030 \u00e4hnlich kosteng\u00fcnstig herstellen l\u00e4sst wie blauer Wasserstoff. Je nach Nachfrageort m\u00fcssen dann aber entsprechende Transportkosten addiert werden.<\/p>\n\n\n\n

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CCUS: Carbon Capture, Use and Storage<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Die Kostenbandbreiten heute (2022) und k\u00fcnftig (2030) variieren dabei stark z.B. f\u00fcr Erdgas\/CCS mit 57-220 EUR\/MWhH2<\/sub> (2022) und 27-63 EUR\/MWh (2030), f\u00fcr Wind onshore mit 108-360 (2022) und 60-246 EUR\/MWh (2030) sowie f\u00fcr PV mit 111-345 (2022) und 51-156 EUR\/MWh (2030).<\/p>\n\n\n\n

Ein weiteres zentrales Ergebnis des IEA-Berichtes ist, dass die Kosten f\u00fcr via Pipeline transportierten Wasserstoff frei Deutschland (Annahme hier: Nordwesteuropa) f\u00fcr das Jahr 2030 die Kosten aller anderen internationalen Transportoptionen unterbieten. Dieses liegt vor allen Dingen auch an den hohen Kosten f\u00fcr die zudem verlustbehaftete R\u00fcckwandlung der H2<\/sub>-Energietr\u00e4ger wir Ammoniak (NH3<\/sub>) oder LOHC (liquid organic hydrogen carriers) in Wasserstoff. Das ist auch der Grund daf\u00fcr, dass sich die IRENA-Studie von 2022 daf\u00fcr aussprach, dass synthetisch hergestellte fl\u00fcssige Energietr\u00e4ger trotz ihrer einfachen Handhabung vor allen Dingen f\u00fcr die Verwendungsf\u00e4lle anbieten, indem diese hinterher als solche direkt verwendet werden (z.B. Ammoniak f\u00fcr die D\u00fcngemittelherstellung) [IRENA-2022<\/strong>].<\/p>\n\n\n\n

Die Pipelinetransportkosten (hier: aus Nordafrika) selber machen dabei nur 6-9 EUR\/MWhH2<\/sub> von den gesamten Bereitstellungskosten von ca. 75 EUR\/MWh aus. Allerdings ist die Pipelineoption aus deutscher Sicht nur relevant f\u00fcr Transporte innerhalb Europas sowie aus Nordafrika oder aus dem Osten. Diese vergleichen sich dann laut dem IEA-Szenario f\u00fcr Nordwesteuropa (dazu z\u00e4hlt auch Deutschland) mit heimischen Wasserstoffherstellkosten frei Produktionsanlage von ca. 93 EUR\/MWh.<\/p>\n\n\n\n

Wasserstoffbereitstellungskosten von H2<\/sub>-Importen aus der Sicht Deutschlands<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Unter Ber\u00fccksichtigung der spezifischen Bedarfserfordernisse Deutschlands wurden die Wasserstoff-Importkosten aus verschiedenen Weltregionen und mit Hilfe verschiedener Transportvektoren analysiert [FhG-ISE-2023<\/strong>]. Auch hier f\u00e4llt der Vergleich der H2<\/sub>-Bereitstellungskosten von Wasserstoff via Pipeline (nur europ\u00e4ische (Spanien) oder europanahe Pfade (Nordafrika oder Ukraine) das Ergebnis eindeutig zugunsten des Pipelinetransports aus.<\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n

Gr\u00fcner Wasserstoff aus Spanien via Pipeline kostet danach in 2030 138-144 \u20ac\/MWhH2<\/sub>, aus Nordafrika 138-165 \u20ac\/MWh und aus der Ukraine 150-165 \u20ac\/MWh. Als Fl\u00fcssigwasserstoff tiefkalt transportierter Wasserstoff (LH2<\/sub>) aus S\u00fcdamerika kostet in 2030 171-318 \u20ac\/MWh, aus S\u00fcdafrika 231-270 \u20ac\/MWh und aus Australien 216-231 \u20ac\/MWh. Dabei liegen die Bereitstellungskosten via LH2<\/sub> in der gleichen Gr\u00f6\u00dfenordnung wie die mit Methanol, LOHC oder Ammoniak. Im Vergleich zu den Ergebnissen internationaler Studien, geht man in Deutschland also von signifikant h\u00f6heren Kosten f\u00fcr importierten gr\u00fcnen Wasserstoff aus.<\/p>\n\n\n\n

Wasserstoffkosten f\u00fcr die heimische Produktion<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Nach einer Metastudie des Wuppertal-Instituts aus dem Jahr 2024 ist die Bandbreite der H2<\/sub>-Bereitstellungskosten basierend auf einer Auswertung von insgesamt 12 Studien sehr gro\u00df [Wuppertal-Institut-2024<\/strong>]. In 2030 soll gr\u00fcner Wasserstoff danach 45-204 \u20ac\/MWh (importiert und heimisch) kosten, wobei die Bandbreite f\u00fcr die heimische gr\u00fcne H2<\/sub>-Produktion auf Basis von vier Studien 69-135 \u20ac\/MWh ist. In 2050 schrumpft die Bandbreite der H2<\/sub>-Kosten insgesamt (importiert und heimisch) dann auf 42-108 \u20ac\/MWh insgesamt bzw. auf Basis der Angaben von drei Studien auf 66-84 \u20ac\/MWh f\u00fcr heimisch produzierten Wasserstoff.<\/p>\n\n\n\n

Die zentralen Aussagen dieser Studie f\u00fcr 2030 und 2050 sind demnach, dass die kosteng\u00fcnstigste Variante des H2<\/sub>-Imports danach mit 69-120 \u20ac\/MWh die Rohrleitungsvariante (aus Nordafrika oder S\u00fcdeuropa) ist, die heimische Produktion von gr\u00fcnem Wasserstoff mit ca. 69-135 \u20ac\/MWh (2030) und 66-84 \u20ac\/MWh (2050) aber \u00e4hnlich preisg\u00fcnstig sein d\u00fcrfte. Aus dieser Einsicht n\u00e4hrt sich daher die offen gef\u00fchrte Diskussion um die k\u00fcnftige Aufteilung von Wasserstoff-Importen zur heimischen H2<\/sub>-Produktion aus PV-Strom sowie On- und Offshore-Windstrom.<\/p>\n\n\n\n

Zusammengefasst ist gem. zitierter Studienlage von langfristigen gr\u00fcnen H2<\/sub>-Produktionskosten an g\u00fcnstigen Standorten weltweit in der Gr\u00f6\u00dfenordnung von 75 \u20ac\/MWh oder darunter auszugehen.<\/p>\n\n\n\n

Steigende Netznutzungsentgelte<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Um die k\u00fcnftigen Wasserstoffkosten f\u00fcr den Endnutzer im W\u00e4rmemarkt zu bestimmen, wurden auch die Netznutzungsentgelte f\u00fcr die H2<\/sub>-Bereitstellung \u00fcber das Gastransport und -verteilnetz (hier: Daten f\u00fcr 2045) beleuchtet. Das EWI aus K\u00f6ln hat im Auftrag und unter Verwendung zentraler H2<\/sub>-Bedarfsannahmen des DVGW eine Analyse vorgelegt, die in Abh\u00e4ngigkeit von der angenommenen Zinsentwicklung von knapp einer Verdoppelung der Netznutzungsentgelte im Gasnetz nach dem Umbau des Erdgas- auf ein k\u00fcnftiges H2<\/sub>-Gasnetz ausgeht [ewi-2024<\/strong>]. Als Basis wird f\u00fcr die Netznutzungsentgelte bei der Erdgasbereitstellung im Versorgungsmittel heute (2023) von 1,0 auf ca. 1,8 \u00a2\/kWh ausgegangen (# Abb. 4).<\/p>\n\n\n\n

Der Kostenanstieg f\u00fcr die Haushalte von 1,8 \u00a2\/kWh (2023) auf 2045 ca. 3,3 \u00a2\/kWh f\u00fcr die Haushaltskunden, also um einen Faktor 1,8, ist mit einem signifikant h\u00f6heren 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 W\u00e4rmepumpen und elektrischen Ladestationen f\u00fcr Batteriefahrzeuge. So geht z.B. McKinsey von einer Erh\u00f6hung der Stromnetzentgelte vom langj\u00e4hrigen Mittelwert von 9 \u00a2\/kWh auf 23-25 \u00a2\/kWh, d.h. einen Faktor 2,7 bis 2035 aus [Mc Kinsey-2024<\/strong>]. Eine Studie des ewi zur Entwicklung der Netznutzungsentgelte f\u00fcr Haushalte bis 2035 geht von einer Steigerung um 18 \u00a2\/kWh, d.h. auf Basis der f\u00fcr 2023 dokumentierten Netzentgelte von 9,5 \u00a2\/kWh [Strom-Report- 2024<\/strong>] von einem Faktor 2,9 aus.<\/p>\n\n\n\n

Zusammenfassung<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Fasst man die Erwartungen zur H2<\/sub>-Kostenentwicklung frei Endverbraucher im Haushalt aus verschiedenen Studien und verschiedene Zeithorizonte zusammen, so ergibt sich folgendes Bild:<\/p>\n\n\n\n

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\u00dcbersicht der H2<\/sub>-Produktionskosten einschlie\u00dflich Transport aus Studien der IEA, des FhG-ISE und Wuppertal Instituts mit Angaben zur Varianz (grau). F\u00fcr Verbraucher kommen weitere Kostenbestandteile wie die in EWI-2024 angegebenen Gasverteilnetz-Nutzungsentgelte (2023: 1,8 ct\/kWh (CH4), 2045: 3,3 ct\/kWh(H2) hinzu, Quelle: Dr. Ulrich B\u00fcnger, Diagramm Stiftung Energieeffizienz.<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n

Die Gasversorgungskosten insgesamt setzen sich aus den Bestandteilen Beschaffung, Marge und Vertrieb, Gasspeicherumlage, Netzgeb\u00fchren (oder Netznutzungsentgelte), Umsatzsteuer und Gassteuer zusammen. Im (einfachsten) Fall des k\u00fcnftigen 1:1 Ersatzes von Erdgas durch Wasserstoff m\u00fcssten zus\u00e4tzlich die Aufwendungen f\u00fcr die Heizger\u00e4teumstellung bzw. Neubeschaffung und deren ver\u00e4nderte Betriebskosten ber\u00fccksichtigt werden.<\/p>\n\n\n\n

Die Analyse unter Hinzuziehung internationaler und deutscher Studien im Vergleich der unterschiedlichen Logistikoptionen f\u00fcr den Wasserstofftransport zeigt, dass ein Transport via Pipeline aus S\u00fcd- oder Nordeuropa sowie aus Nordafrika oder Osteuropa nach Deutschland die kosteng\u00fcnstigste Variante darstellt. W\u00e4hrend die Internationale Energieagentur(IEA) 2030 von H2<\/sub>-Bereitstellungskosten von ca. 8-9 \u00a2\/kWh inklusive Transportkosten ausgeht (orange) zeigt das FhG-ISE Kosten in H\u00f6he von ca. 15 \u00a2\/kWh. <\/p>\n\n\n\n

F\u00fcr das B2C-Gesch\u00e4ft (Endverbraucher) identifizierte BCG gem. [inside-digital 2023<\/strong>] Faktoren, die dazu f\u00fchren k\u00f6nnten, dass gr\u00fcner Wasserstoff ab 2030 zwischen 15 und 24 \u00a2\/kWh kosten k\u00f6nnte, einige Experten erwarteten sogar Preise von bis zu 30 \u00a2\/kWh, dies ist das Doppelte der Preise gem. DVGW-Studie.<\/p>\n\n\n\n

Die Studienlage zeigt eine hohe Varianz in den Kostenprognosen. Die Analyse von Studien zu Wasserstoffbezugskosten hilft beim Verst\u00e4ndnis, in welchem Ma\u00df sich der Gasbezug f\u00fcr Endverbraucher k\u00fcnftig verteuern kann.<\/strong><\/p>\n\n\n\n

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Molek\u00fcle gesucht<\/p>\n\n\n\n

Warum Wasserstoff \u00fcberhaupt eine Rolle spielt<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Die Bedeutung von Wasserstoff im k\u00fcnftigen deutschen Energiesystem erschlie\u00dft sich erst, wenn die Zusammenh\u00e4nge im komplexen internationalen Energiesystem betrachtet werden. Hier gilt es das zeitlich schwankende Zusammenspiel von Energieangebot und -Nachfrage in den verschiedenen Sektoren mit M\u00f6glichkeiten der Speicherung und des Transports zu beachten. Zudem ist der Blick auf den Ausbau der Energieinfrastruktur f\u00fcr Strom (Elektronen) und Molek\u00fcle (feste, fl\u00fcssige und gasf\u00f6rmige Energietr\u00e4ger) mit den verbundenen Gesch\u00e4ftsmodellen und Investitionen zu richten.<\/p>\n\n\n\n

Zum Einen hat sich seit 1990 der Prim\u00e4renergieeinsatz Deutschlands von insgesamt 4.140 TWh pro Jahr auf 2.980 TWh\/a, d.h. um ca. 28% verringert [UBA 2023<\/strong>]. 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 (Effizienzziel gem. [#BMWi 2019<\/strong>]). Diese Ver\u00e4nderung begr\u00fcndet sich allerdings nicht nur aus Einsparungsanstrengungen sondern aus von dem ggb. fossilen Energien anderen Bewertungsansatz erneuerbarer Energien (Wirkungsgrad 100%).<\/p>\n\n\n\n

Der Anteil erneuerbarer Energien hat sich seit 1990 von 54 TWh auf 585 TWh im Jahr 2023 erh\u00f6ht, d.h. auf fast 20% des Gesamtprim\u00e4renergieverbrauches. Bis bereits 2045 soll er nach einer Studie von Agora Energiewende [Agora 2021<\/em><\/strong>] auf nahezu 100% des Prim\u00e4renergieverbrauches weiter anwachsen. Allerdings besteht dabei noch gro\u00dfe Unsicherheit, welcher Anteil erneuerbar hergestellten Stromes in den unterschiedlichen Verbrauchssektoren direkt zum Einsatz kommen soll bzw. \u00fcber den Umweg einfacher speicher- bzw. transportierbarer fl\u00fcssiger (synthetische Kraftstoffe, Methanol, Ammoniak) oder gasf\u00f6rmiger (Wasserstoff) Energietr\u00e4ger. Dieses vor allen Dingen, da die direkte Speicherung von Strom in Batterien und der Transport via Hochspannungsnetzen als deutlich investitionsintensiver gelten.<\/p>\n\n\n\n

Da der Flexibilit\u00e4tsbedarf bei einem noch gro\u00dfen Anteil speicherbarer Prim\u00e4renergie (Kohle, Erd\u00f6l, Erdgas) kaum ins Gewicht f\u00e4llt, wird die Herausforderung zur Ma\u00dfnahmenumsetzung in der \u00d6ffentlichkeit erst sehr sp\u00e4t erkennbar, im schlimmsten Fall, wenn hochinvestive Ma\u00dfnahmen bereits in die falsche Richtung gelenkt wurden. So wurde in einer 2019 ver\u00f6ffentlichten Studie analysiert, welchen Einfluss der mittel- und langfristige konsequente Aufbau batterie- oder wasserstoffbetriebener Fahrzeugflotten auf die Strominfrastruktur und hier insbesondere des engpa\u00dfbedrohten Verteilnetzes haben w\u00fcrde. Ergebnis gem. [Ludwig-B\u00f6lkow-Stiftung 2019<\/strong>] war, dass vor allen Dingen in der Eskalation dieses Ausbaus mit der konsequenten Einf\u00fchrung von W\u00e4rmepumpen und stark zunehmenden Einspeisung von PV- und Windstrom im Verteilnetz mit drastischen Versorgungsengp\u00e4ssen zu rechnen sein wird. Diese werden dabei mehr in Kleinst\u00e4dten und l\u00e4ndlichen Regionen als in Ballungsgebieten erwartet. So meldeten vor Kurzem zumindest tempor\u00e4r auch eine s\u00fcd- und eine norddeutsche Region Engp\u00e4sse im Stromverteilnetz aufgrund einer beherzten Anschlussnachfrage von Wallboxen zur Batterie-Pkw-Ladung sowie Anschl\u00fcssen von elektrischen W\u00e4rmepumpen f\u00fcr Privathaushalte [SWR 2023<\/strong>], [Zeit 2024<\/strong>] .<\/p>\n\n\n\n

Zusammengefasst gilt die Erkenntnis, dass Wasserstoff als Energietr\u00e4ger und seine Derivate investitionskostenintensive Stromnetzengp\u00e4sse 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 Ma\u00dfnahmendetail sektoraler Verwendung z.T. noch kontrovers diskutiert herrscht Einigkeit dar\u00fcber, dass Wasserstoff eine tragende Rolle im k\u00fcnftigen Energiesystem spielen wird.<\/p>\n\n\n\n

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Politische Ma\u00dfnahmen<\/p>\n\n\n\n

Evolution des Wasserstoffeinsatzes \u00fcber die Sektoren<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Die nationale Wasserstoff-Strategie Deutschlands in ihrer ersten Fortschreibung vom Juli 2023 legt die Leitplanken f\u00fcr m\u00f6gliche Entwicklungspfade zu seiner Herstellung und Nachfrage bis 2030 fest. Danach soll eine Elektrolysekapazit\u00e4t von 10 GW f\u00fcr die Herstellung von gr\u00fcnem Wasserstoff und eine H2<\/sub>-Gesamtnachfrage von 95-130 TWhH2<\/sub>\/a inkl. der H2<\/sub>-Derivate Ammoniak und Methanol unterst\u00fctzt werden. Damit soll die deutsche Industrie bei der Kompetenz- und Kapazit\u00e4tsentwicklung eines internationalen Wasserstoffleitmarktes unterst\u00fctzt werden. Bis 2045 soll sich die H2<\/sub>-Nachfrage sogar auf 360-500 TWhH2<\/sub>\/a an Wasserstoff sowie etwa 200 TWhH2<\/sub>\/a an Wasserstoffderivaten erh\u00f6hen.<\/p>\n\n\n\n

In Erf\u00fcllung der nationalen Klima- und Wasserstoffstrategie befinden sich derzeit vielf\u00e4ltige konkrete Ma\u00dfnahmen in Planung oder Umsetzung, wie z.B.:<\/p>\n\n\n\n