Akteure arbeiten mit Hochdruck am H2-Kernnetz
Ein Kernnetz mit knapp 10.000 Kilometern Leitungslänge soll das Rückgrat der deutschen Wasserstoffversorgung werden. Noch 2024 sollen die Arbeiten starten. Eckpfeiler für den Verlauf, die Regulierung und Finanzierung des Netzes stehen bereits. Von der 60-Milliarden-Lücke im Bundeshaushalt ist das Wasserstoffkernnetz zwar nicht direkt betroffen, wohl aber viele der anzuschließenden Projekte.
Das Tempo ist für ein deutsches Infrastrukturprojekt mehr als ungewöhnlich. „Die Bagger müssen 2024 rollen, damit 2025 der erste Wasserstoff fließen kann“, sagte Thomas Gößmann, Vorstandsvorsitzender der FNB Gas, als er Mitte November 2023 gemeinsam mit dem Bundeswirtschafts- und Klimaschutzminister Robert Habeck auf einer Pressekonferenz die Pläne für das neue Wasserstoffkernnetz vorstellte.
Die Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas, kurz FNB Gas, hat die Planungen für die künftige Wasserstoffautobahn koordiniert und am 15. November zur Genehmigung bei der Bundesnetzagentur eingereicht. Rund 9.700 Leitungskilometer soll das Kernnetz bis 2032 in Deutschland umfassen. Im Vergleich zu den im Juli 2023 von den Fernnetzbetreibern vorgelegten Plänen sind das 2.000 Kilometer weniger.
Um das Tempo zu halten, laufen nun mehrere Prozesse parallel. Die Bundesnetzagentur prüft den Antrag bereits, während bis zum 8. Januar 2024 noch die Konsultationen liefen, bei denen Dritte Änderungswünsche anmelden konnten. Innerhalb des ersten Quartals 2024 wollen die Fernnetzbetreiber unter Berücksichtigung der Rückmeldungen ihren finalen Entwurf für das Kernnetz vorlegen, den die Bundesnetzagentur dann – so die Hoffnung – schnell genehmigt.
Kernnetz für Wasserstoff, den es noch nicht gibt
Das Wasserstoffkernnetz soll ein Henne-Ei-Problem der Dekarbonisierung lösen: Ohne Wasserstoff lohnt sich der Bau von Infrastruktur nicht, und ohne Infrastruktur gibt es keinen Wasserstoffhochlauf. Mit dem Wasserstoffkernnetz setzt die Bundesregierung nun die Henne ins Nest. „Wir wollen jetzt ein Netz für einen Energieträger aufbauen, der noch nicht da ist“, machte Habeck Mitte November bei der Pressekonferenz deutlich.
Die meisten der auszubrütenden Eier – also die Wasserstoffprojekte – existieren bisher ebenfalls nur auf dem Papier. Die Anschlussleistung muss bei mindestens 100 MW liegen. Kleinere Projekte sollen im nächsten Schritt auf einer untergeordneten Netzebene angeschlossen werden. Schwer dekarbonisierbare Industrien sind ein Schwerpunkt, aber auch Reallabore und Elektrolyseure sind darunter – insbesondere in Regionen mit viel H2-Erzeugung. So ist zum Beispiel eine Neubauleitung zu Offshore-Windparks in der Nordsee verzeichnet.
Viele Projekte haben von der EU den Status „Important Project of Common European Interest“ (IPCEI) oder „Project of Common Interest“, kurz PCI, verliehen bekommen. Für IPCEI-Projekte gibt es Ausnahmen vom ansonsten strengen Wettbewerbsrecht der EU: Sie dürfen deutlich höhere Zuschüsse erhalten. Der IPCEI-Status bringt zudem die Aussicht auf schnellere Genehmigungen und eine Förderung aus EU-Töpfen.
Tab. 1: Ausspeisemengen nach Art der Projekte in TWh, Mehrfachnennungen sind möglich
| KWK-Anlagen | 157 |
| Eisen und Stahl | 50 |
| IPCEI, PCI- und Reallabor-Projekte | 49 |
| Chemie | 32 |
| Raffinerien | 30 |
| Speicher | 11 |
| Glasindustrie (inkl. Glasfaser) | 2 |
| mittlere bis große Produktionsstätten für Keramik und Ziegelprodukte | 1 |
| gesamt | 279 |
Quelle: FNB Gas
Das nach jetzigem Stand vorgesehene H2-Kernnetz soll laut Antragsentwurf eine Ausspeisung von 279 TWh decken. Die Industriezweige Stahl, Chemie, Raffinerien, Glas, Keramik und Ziegeleien machen davon 115 TWh aus, KWK-Anlagen 157 TWh. Der für 2030 erwartete Bedarf liegt in der fortgeschriebenen Wasserstoffstrategie je nach Szenario bei 95 bis 130 TWh, inklusive Derivaten wie Ammoniak und Methanol, zuzüglich des zu ersetzenden grauen Wasserstoffs für Industrieanwendungen. Nach 2030 soll der Wasserstoffbedarf „stark ansteigen“.
Etwa 30 bis 50 Prozent des erwarteten Bedarfs an Wasserstoff werde Deutschland selbst decken können, erklärte Habeck. Im Vergleich zu Öl, Erdgas und Kohle, die zu nahezu 100 Prozent importiert werden, sei das eine deutliche Verringerung der Abhängigkeit.
Finanzierung über Netzentgelte
Rund 19,8 Mrd. Euro soll das Kernnetz nach Kalkulation der Fernnetzbetreiber kosten. Einspielen sollen sich diese rein privatwirtschaftlich über die Netzentgelte – so zumindest sieht der Idealfall aus. Doch eine jahrzehntelange Investition in eine Infrastruktur für einen Energieträger, der noch eine ganze Weile auf politische Unterstützung angewiesen sein wird, ist kein Selbstläufer. Und auf der Verbraucherseite würde die direkte Entgeltfinanzierung bedeuten, dass die Entgelte für die ersten Kunden immens hoch wären, da sie das gesamte Netz zunächst allein finanzieren müssten.
Um diese absehbaren Probleme zu vermeiden, hat die Bundesregierung die mittlerweile dritte Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) in dieser Legislatur angeschoben. Der Entwurf vom 15. November setzt zwei Eckpfeiler. Erstens will die Regierung die Netzentgelte anfangs begrenzen. Das „Hochlaufentgelt“ soll im gesamten Kernnetzgebiet einheitlich sein und von der Bundesnetzagentur festgelegt werden. Die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung steht bereits im Gesetzentwurf: Sie soll bis Ende 2027 bei 6,69 Prozent liegen und danach dreijährlich neu festgesetzt werden.
Und zweitens soll die Refinanzierung zeitlich gestreckt werden. Erst im Jahr 2055 soll das Kernnetz die Investitionen mitsamt Renditen wieder eingespielt haben. Das ist Jahre nach dem Zeitpunkt, zu dem Deutschland klimaneutral sein soll.
Dreh- und Angelpunkt ist dabei ein sogenanntes Amortisationskonto, das Einnahmen und Ausgaben zeitlich und räumlich ausgleichen soll. Dass das Amortisationskonto in den Anfangsjahren im Minus sein wird, ist absehbar und auch im Gesetz so vorgesehen. Führen soll es die staatliche Förderbank KfW, die somit eine Art Überziehungskredit einräumen muss – auch wenn dies nicht die offizielle Formulierung ist. Doch nach und nach soll sich das Konto füllen und spätestens im Jahr 2055 ausgeglichen sein. Bleibt dann noch ein Minus, sollen die Netzbetreiber davon 24 Prozent selbst tragen – der Rest geht auf Staatskosten.
„Der Gesetzentwurf enthält viele wichtige Grundlagen für die Finanzierung des Wasserstoffkernnetzes. Einige Aspekte müssen allerdings noch geklärt werden. Wichtig ist, dass es nun vorwärts geht“, bilanziert Barbara Fischer, Geschäftsführerin der FNB Gas.
IPCEI-Projekte bangen um Finanzierung
Doch das Wasserstoffkernnetz kann sich nur amortisieren, wenn auch die vorgesehenen Projekte Realität werden. „Das H2-Kernnetz ist Teil eines größeren Szenarios, das von den Förderbescheiden für die Umstellung von Stahlwerken bis zu unserer Kraftwerksstrategie reicht“, sagte Habeck bei der Pressekonferenz zur Vorstellung des Kernnetzes im November, einen Tag vor dem Urteil des Bundesverfassungsgerichts zum Klima- und Transferfonds. Wer also im Jahr 2024 mit einem Förderbescheid für ein Wasserstoffprojekt rechnen darf, war bei Redaktionsschluss unklar und ist es vermutlich beim Erscheinen dieser Ausgabe immer noch.
Bereits ab April 2025 sind laut dem Entwurf der Fernnetzbetreiber die ersten Inbetriebnahmen für Leitungsabschnitte geplant. Bei den meisten handelt es sich um Umstellungen von Erdgasleitungen.
| Leitungsabschnitt | Betrieb ab | Nenndurchmesser (DN) |
Länge (km) |
Druckstufe (bar) | Projekt |
| Schepsdorf-Frenswegen | 04/2025 | 450 | 20,6 | 64 | GET H2 (IPCEI) |
| Frenswegen-Bad Bentheim | 04/2025 | 400 | 19,7 | 64 | GET H2 (IPCEI) |
| GET H2 Emsbüren-Bad Bentheim | 04/2025 | 400 | 14,5 | 70 | GET H2 (IPCEI) |
| GET H2 Bad Bentheim-Ledgen | 04/2025 | 400 | 31,3 | 70 | GET H2 (IPCEI) |
| Hanekenfähr-Schepsdorf (Neubau) | 04/2025 | 500 | 5,8 | 64 | GET H2 (IPCEI) |
| Bad Lauchstädt-Milzau | 06/2025 | 500 | 8,5 | 40 | Energiepark Bad Lauchstädt (Reallabor) |
| Milzau-Leuna | 06/2025 | 500 | 10,9 | 40 | Energiepark Bad Lauchstädt (Reallabor) |
| OPAL (Lubmin-Uckermark) | 12/2025 | 1400 | 112,3 | 100 | Flow – making hydrogen happen (PCI) |
| OPAL (Uckermark-Radeland) | 12/2025 | 1400 | 169,5 | 100 | Flow – making hydrogen happen (PCI) |
| JAGAL (Radeland-Bobbau) | 12/2025 | 1200 | 114,0 | 100 | Flow – making hydrogen happen (PCI) |
Quelle: FNB Gas
Dabei sollen laut der Liste der Fernnetzbetreiber bereits im April 2025 die ersten Anlagen Wasserstoff ins Kernnetz ein- und ausspeisen können. Die entsprechenden Netzabschnitte befinden sich in Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen und führen zu den Anlagen des „GET H2 Nukleus“, einem H2-Ökosystem mit IPCEI-Status, der höhere Zuschüsse von Bund und Land erlaubt. In Lingen will RWE einen 100-MW-Elektrolyseur mit Windstrom betreiben. Der Wasserstoff soll durch umgewidmete und neue Leitungen bis zum Chemiepark Marl und zur Ruhr Oel Raffinerie in Gelsenkirchen gelangen, und eine Kaverne in Gronau-Epe soll als Speicher dienen.
Doch bei Redaktionsschluss warteten die Projektpartner noch auf die Notifizierung aus Brüssel, die eigentlich schon zum Jahresende 2022 hätte erfolgen sollen. Erst wenn die EU grünes Licht gibt, dürfen Bund und Länder die Förderbescheide ausstellen, was angesichts der aktuellen Haushaltslage für Nervosität sorgt.
Rund um den GET H2 Nukleus in Nordrhein-Westfalen soll der Wasserstoff bereits im April 2025 fließen
Insgesamt 62 Wasserstoff-IPCEI gibt es in Deutschland, einige haben allerdings schon einen Förderbescheid erhalten. Dazu gehören zum Beispiel ein BASF-Elektrolyseur in Ludwigshafen, ein Stahlwerk der Salzgitter Flachstahl und das Werk von Thyssenkrupp in Duisburg. Viele Unternehmen haben bereits auf eigenes Risiko mit den Maßnahmen begonnen, um die knappen Zeitpläne einzuhalten. Ein Lichtblick dabei ist, dass „nur“ 70 Prozent der Zuschüsse in den IPCEI-Projekten vom Bund stammen, die übrigen 30 Prozent kommen von den jeweiligen Ländern.
Reallabore: Zuschuss über Energieforschungsprogramm
An zweiter Stelle auf der Projektliste steht der Energiepark Bad Lauchstädt, dessen Anschluss im Juni 2025 vorgesehen ist. Ein 30-MW-Elektrolyseur soll dort unter Einsatz von erneuerbarem Strom aus einem Windpark in der Nähe grünen Wasserstoff produzieren. Über eine umgestellte Erdgaspipeline von Ontras soll dieser zu den Chemiefabriken in Mitteldeutschland gelangen. Auch ein Speicher ist vorgesehen – zunächst oberirdisch, später soll eine eigens gesolte Salzkaverne folgen.
Insgesamt sind Kosten von rund 150 Mio. Euro veranschlagt, davon 34 Mio. Euro aus Bundesmitteln. Den Bescheid für die erste Ausbaustufe erhielt das Reallabor bereits im Jahr 2021. Seit dem ersten Spatenstich im Juni 2023 ist in Bad Lauchstädt der Leitungsumbau im Gange. Ontras trennt den umzustellenden Abschnitt nach und nach vom Erdgasnetz und tauscht Armaturen aus. Jüngster Schritt war der Einbau einer Molchschleuse (s. Abb. 3), um intelligente Messsonden – sogenannte Molche – im laufenden Betrieb in die Leitung einbringen zu können.
Im Reallabor Energiepark Bad Lauchstädt soll ab Juni 2025 der Wasserstoff von Bad Lauchstädt bis Leuna fließen können. Hier zu sehen ist die Molchschleuse, durch die intelligente Messsonden in die Leitungen gelangen können.
Foto: Tom Schulze
Das BMWK listet auf seiner Webseite sechs laufende Reallabore für Sektorenkopplung und Wasserstoff auf, vier davon sind bereits 2021 mit Zuschüssen aus dem 7. Energieforschungsprogramm gestartet. „Wir sind allerdings bisher das einzige großtechnische Reallabor entlang der gesamten H2-Wertschöpfungskette, das bereits eine positive Investitionsentscheidung getroffen hat und in der Umsetzung ist“, sagt Cornelia Müller-Pagel, Projektleiterin des Konsortiums. Dass es auch anders kommen kann, zeigt das Reallabor Westküste100, für das die Raffinerie Heide gerade die Umstellung auf grünen Wasserstoff abgeblasen hat (s. Editorial). Insgesamt finden sich in der Projektliste der Fernnetzbetreiber allerdings nur wenige Reallabore.
PCI-Projekte: Zuschüsse von der EU möglich
Bis Dezember 2025 sollen schließlich mehrere Leitungsabschnitte in Betrieb gehen, die Wasserstoff von Lubmin bis nach Bobbau bei Bitterfeld bringen sollen. Sie gehören zum Projekt „Flow – making hydrogen happen“. Laut den Plänen der Fernnetzbetreiber handelt es sich dabei um die zentrale ostdeutsche Importleitung des künftigen Wasserstoffkernnetzes, die Wasserstoff aus dem Ostseeraum und aus Elektrolyseanlagen entlang der Trasse einsammeln und in die Verbrauchszentren bringen soll.
Perspektivisch will der Netzbetreiber Gascade die Leitung bis nach Baden-Württemberg fortsetzen, heißt es in der Pressemitteilung. Ende November 2023 erklärte die EU die Pipeline zu einem Project of Common Interest (PCI). Laut Bundesnetzagentur sollen PCI Lücken in der Infrastruktur des europäischen Energienetzes schließen und sich durch einen wirtschaftlichen, sozialen und ökologischen Nutzen für mindestens zwei Mitgliedstaaten auszeichnen. „Projekte mit PCI-Status haben die Möglichkeit, sich für europäische Förderinstrumente wie CEF oder Horizon Europe zu bewerben. Nationale Förderinstrumente sind davon unberührt, insofern spielen die Diskussionen rund um den Klima- und Transformationsfonds hier keine Rolle“, erklärt Gascade-Pressesprecher Arne Kupetz.
Die EU-Töpfe sind gut gefüllt. Im Unterprogramm CEF Energy der Connecting Europe Facility (CEF) hat die EU in den letzten zehn Jahren 4,7 Mrd. Euro an Zuschüssen an 107 Projekte verteilt – also im Schnitt 44 Mio. Euro pro Projekt. Im Forschungsprogramm Horizon Europe, das von 2021 bis 2027 läuft, sind 15,1 Mrd. Euro für Klima, Energie und Mobilität reserviert. Projekte auf der PCI-Liste der EU sollen zudem schneller genehmigt werden können.
Tempo machen bei unklarer Sicht
Dass die ersten Projekte so schnell in Betrieb gehen können, ist nur realistisch, weil es sich bei den ersten Teilleitungen fast komplett um umgewidmete Erdgasleitungen handelt. Das soll insgesamt bei 60 Prozent der Leitungskilometer der Fall sein. Dabei handelt es sich zu einem großen Teil um die Leitungen, in denen bisher sogenanntes L-Gas transportiert wurde. Das Erdgas, das einen etwas geringeren Brennwert als das heute gängige H-Gas hat, stammt aus den Niederlanden, die ihre Erdgasförderung bis zum Ende des Jahrzehnts schrittweise einstellen wollen. Vor allem in Nordrhein-Westfalen und Rheinland-Pfalz sollen so Fernleitungen für Wasserstoff verfügbar werden.
Parallel gehe man auch von einem Abnehmen des Erdgasverbrauches aus, erklärt Gößmann auf der Pressekonferenz. Die finanzielle Wirkung lässt sich der Kalkulation der Fernnetzbetreiber entnehmen: Die Neubauleitungen an Land machen zwei Drittel der veranschlagten Investitionen aus, die Umwidmung nur knapp 17 Prozent. Der Rest verteilt sich auf Verdichterstationen und neue Offshore-Leitungen.
Neubauleitungen machen nur 40 Prozent der Leitungslänge im Kernnetz aus, aber zwei Drittel der veranschlagten Investitionen (in Milliarden Euro)
| Verdichterstationen | 1,7 |
| Leitungen (inkl. Kosten für Nebenanlagen, wie GDRM-Anlagen) | |
| – umzustellende Leitungen der FNB | 3,1 |
| – Neubauleitungen der FNB | 12,8 |
| – Offshore-Leitungen der FNB | 1,6 |
| – umzustellende Leitungen der weiteren potenziellen Netzbetreiber | 0,2 |
| – Neubauleitungen der weiteren potenziellen Netzbetreiber | 0,3 |
| Gesamtinvestitionen | 19,8 |
Quelle: FNB Gas
Die bisherigen Pläne für das Kernnetz gehen von einem zügigen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft aus. Doch in der Energiewende kam schon vieles anders als gedacht. Deshalb ist eine gewisse Dynamik gleich eingeplant. Ein gemeinsamer Netzentwicklungsplan für Erdgas- und Wasserstoffnetz soll künftig als Planungsinstrument dienen. Er soll alle zwei Jahre neu erstellt werden und jeweils zehn Jahre in die Zukunft reichen.
Doch bevor es losgeht, sind noch einige Hürden zu nehmen – und die sind nicht kleiner geworden. Die meist langwierigen Genehmigungsprozesse abzukürzen, wie Habeck es mithilfe eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes vorhat, ist dabei nur eine der anstehenden Aufgaben. Der für 2023 angekündigte Entwurf des Gesetzes stand bei Redaktionsschluss noch aus. Eine weitere Hürde bleibt die Finanzierung. Denn selbst wenn der Bund nun das Geld für die IPCEI-Projekte zusammenkratzt, ist das Vertrauen dennoch ins Wanken geraten.
Ob die Projekte in der angepeilten engen Taktung umgesetzt werden, wird man sehen müssen. Ebenso wird nur der Praxistest zeigen, ob es genügend Investoren gibt, die ihr Geld zu den anvisierten Konditionen im deutschen Wasserstoffnetz anlegen wollen. Auch wenn einige Bagger 2024 wirklich rollen, wird das Wasserstoffkernnetz damit noch nicht zu einem Selbstläufer.
Autorin: Eva Augsten
Danke für die gute Übersicht.
Kürzlich wurde noch ein Zweig von Ingolstadt nach Regensburg aufgenommen.
Um all die Bedarfe für Kerosin in den hier angeschlossenen Raffinerien zu decken, wäre es ein Gutes, die Subvention dieses Flugtreibstoffes endlich zu beenden.
Das wäre wohl auch doppelt hilfreich – da damit auch der klimaschädliche Absatz im Zaum gehalten wird.