Viel Speicherpotenzial in Norddeutschland

Viel Speicherpotenzial in Norddeutschland

Der Salzstock als H2-Speicher

Für einen erfolgreichen Markthochlauf von Wasserstoff sind Speicher unverzichtbar. Als solche eignen sich Salzkavernen gut. Die künstlichen Hohlräume, mehr als tausend Meter tief im Salzgestein, befinden sich vor allem im Nordwesten Deutschlands. Bislang werden sie für fossile Ressourcen wie Erdöl und Erdgas genutzt. In Zukunft sollen sie auch zur Einlagerung von Wasserstoff dienen.

Wer sich nach Harsefeld begibt, einer kleinen Gemeinde in Niedersachsen bei Stade, sieht sich von Wiesen, Feldern und mit einer Hecke bewachsenen Erdwällen, dort „Knicks“ genannt, umgeben. Mittendrin betreibt Storengy Deutschland seit 1992 einen Erdgasspeicher. Nun will die Tochter des französischen Netzbetreibers Engie hier einen der ersten Wasserstoffspeicher Deutschlands errichten.

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Unter der Erde liegende Salzkavernen haben sich schon lange bewährt, um große Mengen Gas sicher zu speichern, erklärt Gunnar Assmann, Projektleiter Wasserstoffspeicherung bei Storengy. „Kavernenspeicher sind technisch geschaffene Hohlräume im Salzgestein, das eine natürliche und dichte Barriere bildet.“ Deshalb möchte das Unternehmen im Rahmen seines Projektes SaltHy zwei Salzkavernen für die Einlagerung von Wasserstoff, der regional mithilfe von Ökostrom aus Windenergieanlagen an Land oder auf See klimaneutral erzeugt werden kann, errichten.

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Norddeutschland ist für den Aufbau einer Wasserstoffspeicher-Infrastruktur aus mehreren Gründen prädestiniert: Zum einen wegen der Nähe zu On- und Offshore-Windparks sowie den künftigen Verbrauchszentren in der Industrie. Außerdem beherbergt die Region rund 80 Prozent der europäischen Kapazitäten für Salzkavernenspeicher. Und es gibt dort schon viele Gasfernleitungen, die für den Transport von Wasserstoff umgerüstet werden können. Deshalb wird auch der Aufbau des von der EU geplanten Fernleitungsnetzes für Wasserstoff, des sogenannten European Hydrogen Backbones, im Nordwesten Deutschlands beginnen. An dieses Netz soll die erste Kaverne von SaltHy (Storage Alignment with Load and Transport of Hydrogen) durch eine Verbindungsleitung angeschlossen werden.

Wasserstoff für die Stahl- und Chemieindustrie
Zwischen 2030 und 2032 soll in Harsefeld die erste Kaverne in Betrieb gehen. Über den Bau der zweiten Kaverne wird das Unternehmen im Jahr 2028 entscheiden; je nachdem, wie sich der H2-Markt bis dahin entwickelt hat. Diese könnte dann 2034 in Betrieb gehen. Beide sind jeweils für eine Menge von bis zu 7.500 Tonnen Wasserstoff ausgelegt. „Das würde beispielsweise den Bedarf eines regionalen Stahlwerks, das 140 Tonnen Wasserstoff pro Tag benötigt, für rund zwei Monate decken“, erklärt Assmann.

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Das H2-Gas wird am Standort Harsefeld in einer obertägigen Anlage behandelt, bevor es unter Tage eingelagert wird. Der Speicherdruck beträgt je nach Menge über 200 bar. In der Transportleitung ist der Druck mit maximal etwas über 80 bar auf jeden Fall geringer. Deshalb wird das Gas vor der Einspeicherung in der Kompressorstation verdichtet und gekühlt. Bei Bedarf kann der Wasserstoff wieder entnommen, aufbereitet und für den Weitertransport ins Netz eingespeist werden.

Eine Machbarkeitsstudie von Storengy Deutschland kam im Jahr 2022 zu einem positiven Ergebnis, ebenso wie eine Marktabfrage bei Unternehmen im März dieses Jahres. „Viele der angekündigten H2-Projekte, für die eine Anbindung an einen Wasserstoffspeicher relevant sein wird, haben einen hohen Reifegrad und befinden sich in Norddeutschland“, teilt das Unternehmen mit – und sieht den Bedarf an neuen unterirdischen Wasserstoffspeichern in Deutschland bestätigt.

Momentan laufen in Harsefeld Kartierungsarbeiten sowie Vorbereitungen für den Genehmigungsprozess. Die unterirdischen Speicher unterliegen dem Bergrecht und müssen von den entsprechenden Landesbehörden bewilligt werden. Planung, Genehmigungsverfahren, Bau und Betrieb solcher Speicher sind eine komplexe Angelegenheit, erläutert der Verfahrensingenieur Assmann, der selbst seit mehr als 30 Jahren im Energiesektor arbeitet. Der Aufwand sollte also nicht unterschätzt werden. Die ersten Unterlagen möchte Storengy noch in diesem Jahr einreichen.

Die Investitionsentscheidung für den untertägigen Teil des Speichers soll Anfang kommenden Jahres fallen. Angesichts des langen Realisierungszeitraums erfolgen die Investitionen gestaffelt in mehreren Schritten, um das Risiko zu vermindern. Das Unternehmen geht dabei finanziell in Vorleistung, damit der Speicherbedarf für Wasserstoff, der sich aus der Marktumfrage ergeben hat, gedeckt werden kann.

H2-Speicher entlasten Stromnetz
Die Bauarbeiten könnten ab 2026 mit dem Abteufen durch erste Bohrungen beginnen, sagt Assmann. Je nach Größe dauert die Solung einer Kaverne – also die Ausspülung mit Wasser – drei bis fünf Jahre. Hier plant man analog zu den Erdgasspeichern einen ungefähr zylindrischen Hohlraum von gut 200 Metern Höhe und circa 60 bis 70 Metern Durchmesser. Wegen der hohen Leistung beim Ein- und Ausspeichern trügen die Kavernen auch zur Entlastung des Stromnetzes bei.

In der Umgebung von Harsefeld sowie in der Metropolregion Hamburg sind große Industriebetriebe ansässig, die künftig viel Wasserstoff brauchen werden, um ihre Produktionsprozesse zu defossilisieren. Neben der metallverarbeitenden Industrie betrifft das auch die Chemiebranche. Zum Beispiel das Werk von Dow im rund 20 Kilometer entfernten Stade. Als Kooperationspartner wird der global agierende Konzern, der an der Unterelbe einen der größten Produktionsstandorte für Chlorchemie in Europa betreibt, das bei der Aussolung der Kaverne anfallende Salz weiterverarbeiten.

Der Hafen von Stade samt Ammoniak-Terminal macht die Stadt an der Unterelbe zu einem Knotenpunkt für Handel, Logistik und industrielle Entwicklung. Über ihn könnte Wasserstoff beispielsweise in Form von Ammoniak importiert werden. Deshalb wird die Region derzeit als Drehscheibe für grünen H2 ausgebaut.


Gunnar Assmann, Projektleiter Wasserstoff bei Storengy Deutschland

Politik sollte Zeitplan für Bedarf erstellen
Storengy Deutschland, das hierzulande mit sechs Standorten für Erdgasspeicher einen Marktanteil von acht Prozent hat, plant neben denen in Harsefeld noch weitere Wasserstoffspeicher. Aus geologischer Sicht eignen sich laut Assmann auch die norddeutschen Standorte in Lesum und Peckensen. Was jedoch aus seiner Sicht seitens der Politik noch fehlt, ist ein Zeitplan für zumindest die kommenden zehn Jahre, in dem die jährlichen Bedarfe für Umwidmung und Neubau von Wasserstoffspeichern hinterlegt sind. Bislang sei offen, welche Kapazitäten bis wann für die H2-Speicherung verfügbar sein sollten. Oder wie die Speicher gefördert und der Zugang zu ihnen geregelt werden soll.

In Frankreich, wo das Mutterunternehmen ebenfalls seit Jahrzehnten Erdgasspeicher betreibt, entwickelt Storengy mit Industriepartnern einen großen Speicher-Demonstrator für grünen Wasserstoff. Eine Salzkaverne in Étrez in der Region Auvergne-Rhône-Alpes trägt mit einer Speicherkapazität von 44 Tonnen Wasserstoff nach Angaben des Unternehmens in Verbindung mit Elektrolyse und Anwendungen in der Chemieindustrie und Schwerlastmobilität zum Aufbau des dortigen „Zero Emission Valley“ bei.

Da vorerst nicht auf fossile Energie verzichtet werden kann, können entsprechende Speicher nicht sofort umgerüstet werden. „Wir werden die Versorgung mit Erdgas noch länger über die bestehenden Speicher absichern müssen“, sagt Assmann. Deshalb sei es notwendig, für den entstehenden Wasserstoffmarkt neue Speicher zu bauen. Erst wenn die Speicher mit fossilem Erdgas nicht mehr gebraucht würden, könnten diese bei Bedarf für die Einlagerung grüner Gase fit gemacht werden.


Betriebsleiter Ralf Possenriede am Standort Harsefeld

Ein Investmentfonds exklusiv für Wasserstoff

Ein Investmentfonds exklusiv für Wasserstoff

Interview mit Carmen und Gerd Junker, Grünes Geld GmbH

Die derzeitige wirtschaftliche Unsicherheit hinterlässt auch im Wasserstoffsektor ihre Spuren. Der seit langem erhoffte Ramp-up bei der Fertigung von Elektrolyseuren oder Brennstoffzellen-Lkw lässt ebenso auf sich warten wie der Hochlauf der Produktion von grünem Wasserstoff. Entsprechend verhalten ist die Reaktion an den Börsen. Nach der Betrachtung der H2-Wirtschaft durch den Analysten Max Deml in der letzten HZwei-Ausgabe befragen wir heute Carmen und Gerd Junker, Gründer der Grünes Geld GmbH, zu ihrer Sichtweise auf den H2-Markt.

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HZwei: Sehr geehrte Frau Junker, Sie betreuen inzwischen seit vier Jahren gemeinsam mit Ihrem Ehemann und Geschäftspartner einen eigenen Wasserstofffonds. Sie sind gelernte Betriebswirtschaftlerin und Wirtschaftspsychologin und haben mit 22 Jahren bereits eine eigene Sparkassen-Filiale geleitet. Wie sind Sie zum Thema Wasserstoff gekommen?

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Carmen Junker: Im Jahr 2001 gründete ich mein unabhängiges Finanzberatungsunternehmen, das ich sechs Jahre später in die Grünes Geld GmbH wandelte. Seit 2007 widmen wir uns gemeinsam mit großer Leidenschaft dem Bereich der ethisch-ökologischen Finanzanlagen, wobei wir uns besonders auf den Cleantech-Sektor spezialisiert haben. Schon früh erkannten wir die zentrale Bedeutung von Wasserstoff als unverzichtbares Element für die Energiespeicherung.

In Gesprächen mit unseren Mandanten wurde immer wieder deutlich, dass eine essenzielle Lösung für die Speicherung erneuerbarer Energien über längere Zeiträume benötigt wird – insbesondere in Zeiten, in denen weder genügend Sonne noch Wind verfügbar sind. Während sich Batterietechnologien kontinuierlich weiterentwickelten, wurde uns spätestens Ende 2018 klar, dass Wasserstoff die einzig tragfähige Lösung für die Industrie und langfristige Energiespeicherung darstellt. Allerdings fehlten am Markt entsprechende Investitionsmöglichkeiten, weshalb wir unsere umfassende Expertise in der Vermögensverwaltung einsetzten, um ein eigenes risikogestreutes und rechtssicheres Anlageprodukt zu entwickeln. Der Weg zur Realisierung war zwar etwas länger als erwartet, doch letztlich konnten wir am 15. Dezember 2020 mit dem GG Wasserstoff den ersten Wasserstoffaktienfonds in Deutschland und Österreich auf den Markt bringen.

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Sehr geehrter Herr Junker, Sie haben als Diplom-Ingenieur für Elektrotechnik und Wirtschaftsingenieurwesen einen technischen Background und verfügen über jahrelange Führungserfahrung in einer mittelständischen Aktiengesellschaft. Was hat Sie dazu bewogen, die thematische Ausrichtung Ihrer 2007 gegründeten Gesellschaft stärker zum Wasserstoff zu verschieben?

Gerd Junker: Die Frage nach Speichertechnologien gibt es im Bereich der erneuerbaren Energien ja schon immer, schließlich sind neben den grundlastfähigen Energien Erdwärme, Bioenergie oder Wasserkraft die Windkraft und Photovoltaik intermittierend. Viele Jahre hat sich die Diskussion primär um Batteriespeicher gedreht, ab Ende der 2010er Jahre dann auch immer öfter um Wasserstoff. Die gravimetrische Energiedichte ist ja rund 100-mal höher, und genau das wird bei vielen Anwendungen benötigt. Unsere Mandanten fragten nach Geldanlagen in diesem Bereich, aber es gab praktisch nichts mit vernünftigem Risikokonzept. Da wir schon viele Jahre Erfahrung im Asset Management hatten, war die Auflage des GG Wasserstoff als erster und nach wie vor einziger deutscher Wasserstofffonds eine logische Konsequenz.

Frau Junker, können Sie bitte unserer Leserschaft kurz erklären, was genau Sie machen?

Carmen Junker: Der GG Wasserstoff ist ein voll regulierter Investmentfonds, der Kapital von Anlegern sammelt. Der Fonds (ISIN: A2QDR5) kann problemlos über ein Wertpapierdepot bei Sparkassen, Banken oder Online-Brokern erworben werden. Die Grünes Geld Vermögensmanagement GmbH, die den Fonds mit ihrer Expertise im Wasserstoffsektor berät, unterstützt den offiziellen Fondsmanager Hansainvest bei der Auswahl der 30 bis 40 vielversprechendsten Aktien von Wasserstoffunternehmen weltweit. Für die Sicherheit der Anleger ist entscheidend, dass die erfahrene Kapitalverwaltungsgesellschaft Hansainvest aus Hamburg die professionelle und rechtssichere Verwaltung des Fonds übernimmt. Unsere Aufgabe bei der Grünes Geld Vermögensmanagement GmbH besteht darin, die fundiertesten Investitionsmöglichkeiten entlang der gesamten Wertschöpfungskette des Wasserstoffs zu identifizieren und zu empfehlen.

Sie kombinieren also die Anteile verschiedener börsennotierter Unternehmen, die im Wasserstoffsektor aktiv sind, zu einem Fonds – dem GG Wasserstoff Fonds. Sie unterscheiden dabei in Pure Player und Blended Player. Bitte erläutern Sie diese Unterscheidung.

Carmen Junker: Pure Player sind Unternehmen, die sich praktisch ausschließlich dem Wasserstoffthema verschrieben haben. Das können Elektrolyseurhersteller oder Brennstoffzellenproduzenten sein oder alles, was man im Umfeld der Nutzung von Wasserstoff oder dessen Derivaten benötigt. Meist sind das eher kleinere, jüngere Unternehmen mit höheren Kursschwankungen und langfristig hohem Wachstumspotenzial. Im Fußball wäre das der Sturm.

Blended Player hingegen beschäftigen sich neben dem Thema Wasserstoff auch mit anderen Geschäftsfeldern. Typisches Beispiel wäre das Unternehmen Linde, das Weltmarktführer beim Industriegas Wasserstoff ist, aber auch viele andere Gase liefert und andere Industrieanlagen baut. Diese Unternehmen sind meist größer und haben einen ruhigeren Kursverlauf, oder, um im Bild des Fußballs zu bleiben, hier handelt es sich um Mittelfeld und Abwehr.

Wie können sich potenzielle Interessenten an Ihrem Fonds beteiligen?

Carmen Junker: Sie können den Fonds GG Wasserstoff ganz einfach über Ihren Berater erwerben, indem Sie ihn darum bitten, den Fonds in Ihr Wertpapierdepot aufzunehmen. Wenn Sie einen Onlinebroker nutzen, können Sie den Fonds dort direkt kaufen, oft zu günstigen Konditionen über Börsen wie Hamburg, Stuttgart, Gettex oder Tradegate. Für unerfahrene Anleger bieten wir auf der Website www.wasserstofffonds.de ausführliche Informationen zum Kaufprozess sowie unsere Kontaktdaten an. Falls Sie noch kein Depot besitzen, kann der Fonds auch über die Grünes Geld GmbH als Vermittler erworben werden. Der Kauf des Fonds ist in der Regel ab einem Betrag von 500 Euro möglich oder über einen monatlichen Sparplan, beispielsweise ab 100 Euro. Ein monatlicher Sparplan nutzt den Cost-Average-Effekt und ermöglicht es, langfristig günstig einzukaufen – daher empfehlen wir diese Option besonders.

Herr Junker, Ihr Fonds hat seit 2021 eine Performance von -48 Prozent. Können Sie erläutern, wie diese Entwicklung zustande gekommen ist?

Gerd Junker: Wer die Kolumne zu den Wasserstoffaktien im HZwei-Magazin verfolgt, hat ja gesehen, dass die Wasserstoffaktien genau im Jahr 2021 ihren Höhepunkt erreichten – aus heutiger Sicht eine absolute Übertreibung. In den kleinen Sektor der Wasserstoffaktien ist damals unglaublich viel Geld geflossen, was zu übertriebenen Kursen führte. Seitdem sind die Pure Player meist um 90 bis 95 Prozent gefallen, so dass zwar erhebliche Kursrückgänge auftraten, das Sicherheitskonzept mit den Blended Playern jedoch gut funktioniert hat.

Gründe für die niedrigeren Kurse sind neben der erheblichen Übertreibung im Jahre 2021 auch der wesentlich verzögerte Hochlauf der Wasserstoffindustrie, der jetzt erst so langsam in die Gänge kommt – unter anderem, weil staatliche Förderzusagen wie IPCEI ja erst mit drei Jahren Verzögerung dieses Jahr gekommen sind oder der amerikanische IRA wohl erst nach den Wahlen konkret ausformuliert wird. Wir schließen uns dem Chef des größten deutschen Pure Players, ThyssenKrupp Nucera, an, der betont, dass der Wasserstoffhochlauf verzögert ist, aber weiterhin genauso erwartet wird wie geplant.

Der dritte große Hemmschuh waren die in nie dagewesener Schnelligkeit gestiegenen Zinsen um das Jahr 2022. Hohe Zinsen machen kapitalintensive Investitionen, wie sie beim Aufbau der Wasserstoffindustrie notwendig sind, einfach sehr teuer. Aber im Sommer hat die Europäische Zentralbank bereits einmal die Zinsen gesenkt, dem werden sicherlich noch weitere Zinsschritte folgen.

Wie haben Sie die vergangenen Jahre wahrgenommen, in denen ja immer wieder vom baldigen Markteintritt der Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnik gesprochen wurde, der dann aber ausblieb?

Gerd Junker: Das eine sind die Zukunftsvisionen und die guten Aussichten – auch die großen Versprechungen der Politik. Für uns als Fondsmanager sind allerdings die regelmäßig berichteten Geschäftszahlen die wichtigere, weil verlässlichere Quelle. Das ist die ungeschönte Wahrheit. Hier hätten wir ein schnelleres und regelmäßigeres Ansteigen erwartet, aktuell wachsen besonders die Pure Player zu langsam. Im Fonds sind wir deshalb bei den Blended Playern übergewichtet.

In einem Ihrer letzten Webinare sprachen Sie über SAF, also Sustainable Aviation Fuels, sogenanntes grünes Kerosin. Wie schnell sehen Sie die Entwicklung in diesem Segment?

Gerd Junker: Lassen Sie mich hier beispielhaft die H2Global-Auktion im Juli für nachhaltiges Kerosin aufführen. Hier scheiterte leider die Auktion, während die Ausschreibung für grünes Ammoniak ja sehr erfolgreich war. Zwar wurde ein ähnlich großes Volumen ausgeschrieben, doch es gab überhaupt keine Bieter. Geld oder Wille waren an der Stelle nicht das Problem. Dass keine Gebote eingingen, lag an dem strengen Regulierungskorsett, das die Europäische Union vorgibt. Die Bürokratie und das Mikromanagement sind der größte Hemmschuh für den Ausbau der Wasserstoffwirtschaft und der SAF. Leider sehen wir in der Europäischen Union auch keine wirkliche Beschleunigung und setzen für dieses Segment eher auf Investitionen in anderen Wirtschaftsräumen.

Seit Januar 2024 hat der Fonds 15 Prozent verloren, allein 5 Prozent im August. Was war jetzt im August der Auslöser für diese Verluste?

Carmen Junker: Jetzt, zum Zeitpunkt dieses Interviews, ist der August erst zur Hälfte vorbei, die Augustperformance steht also noch nicht fest. Aber der starke Rücksetzer im August hat nur wenig mit den Wasserstoffwerten zu tun, sondern mit den allgemeinen Börsenturbulenzen, die durch die Auflösung des Carry-Trades mit in Japan günstig geliehenem Geld, das dann im starken Dollarraum in Aktien investiert wurde, zu tun. In solchen Situationen fallen alle Aktien, die kleineren wie im Wasserstoffbereich besonders stark. Die Jahresperformance bisher ist in den weiter oben genannten Gründen zu suchen. Wenn die Zinsen weiter fallen und die Wasserstoffprojekte endlich umgesetzt werden, sollte das recht schnell zu steigenden Kursen führen.

Was hören Sie aktuell aus der Wirtschaft? Überwiegt derzeit immer noch eine gewisse Verunsicherung und Investitionshemmung, oder gibt es bereits eine Entspannung?

Gerd Junker: Die Investitionshemmung ist bestimmt vorhanden, aber die Stimmung ist entspannter, als man denken könnte. Vor kurzem haben wir auf dem Wasserstoff-Gipfel des Handelsblatts einen Manager gehört, der sagt: Bei größeren Industrieprojekten hat man eine typische Umsetzungszeit von fünf bis zehn Jahren und meist irgendwelche Verzögerungen. Das ist bei Wasserstoffprojekten nicht anders. Wir kommen einfach in der Realität an.

Sie schreiben auf Ihrer Homepage, die historische Performance lasse „keine Rückschlüsse auf die zukünftige Performance“ zu. Welche Entwicklung erwarten Sie für die nächsten Monate?

Carmen Junker: Für die nächsten Monate kann man an der Börse kaum eine seriöse Auskunft geben. Ganz langfristig bringen Aktienmärkte weltweit zwischen sechs und neun Prozent Rendite. Sollte die Aufholjagd der Wasserstoffaktien beginnen, kann man mit dieser Rendite plus noch mal ein bisschen was obendraufrechnen.

Bitte picken Sie mal drei Aktien heraus, die Sie derzeit als besonders interessant erachten.

Gerd Junker: Mit „derzeit als besonders interessant“ meinen wir Unternehmen, denen wir über die nächsten Jahre gute Aussichten attestieren – möglicherweise entwickeln sich deren Aktien dann auch positiv. Aber das soll absolut keine Anlageempfehlung sein. Jeder, der an der Börse ist, muss sich selbst ein Bild machen.

Bei den Pure Playern wäre eine SFC Energy aus Brunnthal bei München interessant. Die bieten Stromversorgungslösungen auf Basis von Brennstoffzellen an. Dort wurde im Jahre 2022 bereits die Gewinnzone erreicht, das Management ist erfahren und vertrauenswürdig und die Bewertung ist aktuell relativ niedrig.

Die englische Ceres Power entwickelt Solid-Oxid-Brennstoffzellen und Elektrolyselösungen, die sie über Lizenzmodelle an große Player in aller Welt vergibt. Ohne eigene Produktion kann man das Modell schneller skalieren. Nach vielen Jahren des Geschäftsaufbaus werden jetzt auch die Geschäftszahlen besser, die Bewertung an den Börsen ist ohnehin attraktiv.

Bei den Blended Playern gefällt uns eine Gaztransport & Technigaz SA aus Frankreich gut. Deren Abteilung Elogen baut PEM-Elektrolyseure. Diese könnten in fertigen Containern geliefert werden, die dann einfach an jeden Ort der Welt gebracht und betrieben werden können. Gaztransport & Technigaz SA entwickelt darüber hinaus Lösungen für den Wasserstofftransport auf Schiffen. Die Geschäftszahlen sind exzellent und die Bewertung an den Börsen aus unserer Sicht günstig.

Letzte Frage: Was unterscheidet Ihren Fonds von anderen Finanzprodukten und Indizes?

Carmen Junker: Zunächst ist hervorzuheben, dass der GG Wasserstoff der einzige deutsche Investmentfonds ist, der sich exklusiv auf das Segment Wasserstoff konzentriert. Im Vergleich dazu sind andere Anlageformen, wie beispielsweise Zertifikate, für viele Anleger aufgrund des Kontrahentenrisikos weniger geeignet. Passive Produkte stellen in einem dynamischen Wachstumssektor, in dem die Finanzmärkte noch ineffizient bepreisen, ebenfalls keine optimale Lösung dar. Unsere besondere Stärke liegt in der einzigartigen Kombination unseres Fondsmanagements: Auf der einen Seite eine erfahrene Bankerin und Börsenexpertin, auf der anderen Seite ein Ingenieur. Diese Expertise ist für einen Technikfonds von unschätzbarem Wert.

Interviewer: Sven Geitmann

H2CE – Stärkung der H2-Regionen in Mitteleuropa

H2CE – Stärkung der H2-Regionen in Mitteleuropa

Regionen-Serie: Berlin-Brandenburg

Das von der Gemeinsamen Landesplanungsabteilung Berlin-Brandenburg initiierte und als Leadpartner geleitete Projekt H2CE zielt auf die Unterstützung mitteleuropäischer Regionen bei der Integration von Wasserstoff in die regionale Energieplanung ab. Das Projekt läuft seit April 2023 über drei Jahre bis März 2026. Die Projektpartnerschaft besteht aus zwölf Partnern aus sieben Ländern (Deutschland, Polen, Österreich, Tschechien, Slowakei, Italien und Kroatien).

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Das EU-Förderinstrument Interreg soll unter anderem die transnationale Zusammenarbeit von Akteuren aus der Hauptstadtregion mit verschiedenen Projektpartnern verbessern, um somit Lösungen für territoriale Herausforderungen in staatenübergreifenden Kooperationsräumen bzw. Makroregionen entwickeln zu können. Interreg unterstützt somit die Kooperation von verschiedensten Akteuren über Grenzen hinweg.

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Der Aktionsbereich „Interreg B – transnationale Zusammenarbeit“ beinhaltet Projekte kleinerer und größerer Konsortien in transnationalen Kooperationsräumen. Durch die Projekte können Lösungen für territoriale Herausforderungen in diesen Kooperationsräumen entwickelt werden. Die Länder Berlin und Brandenburg sind unter anderem am Programmraum Mitteleuropa beteiligt.

Das Projekt H2CE ist in der Programmpriorität „Unterstützung der Energiewende zu einem klimaneutralen Mitteleuropa“ einzuordnen, welche im Programmzeitraum 2021 bis 2027 einen Schwerpunkt darstellt. Für dieses Projekt stehen Gesamtmittel in Höhe von 2,39 Mio. Euro zur Verfügung. Die EU-Förderung durch den Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) beträgt 80 Prozent.

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Stärkung der H2-Fähigkeit von Regionen
H2CE widmet sich der gemeinsamen Herausforderung der Regionen, eine intelligente Integration von Wasserstofflösungen und erneuerbaren Energien in die regionale Energiewende einzubringen. Durch verschiedene Projektaktivitäten werden Entscheidungshilfen für regionale Planungsinstitutionen entwickelt und in der transnationalen Zusammenarbeit Lösungen erarbeitet. Regionale Behörden und Verwaltungen sollen Kompetenzen für das Setzen der Rahmenbedingungen für die Integration von Wasserstoff in ihre Planungsaktivitäten erwerben.

Sie sollen in die Lage versetzt werden, die regionale Energiewende proaktiv zu steuern und zu unterstützen, ihre Zusammenarbeit mit Industrie und Projektträgern verbessern und somit zur Beschleunigung des Hochlaufs der regionalen Wasserstoffwirtschaft beitragen. „H2-Fähigkeit“ ist hierbei als Kompetenzerwerb unabhängig von der Bedeutung des Themas Wasserstoff für die jeweilige Region zu verstehen. H2CE verbessert die Möglichkeiten der teilnehmenden Regionen, die Bedeutung des Themas Wasserstoff in ihrem spezifischen Kontext zu beurteilen.

Folgende Projektaktivitäten sollen zur Verbesserung der „H2-Fähigkeit“ beitragen:
Das erste Arbeitspaket widmet sich der H2-Fähigkeit der Regionen im engeren Sinne, d. h., dass die teilnehmenden Regionen eine Analyse zur Bedeutung von Wasserstoff in energiewirtschaftlicher und planerischer Hinsicht durchführen, welche ihnen die Grundlage für eine Wasserstoffstrategie oder einen Aktionsplan ermöglicht. In einigen der teilnehmenden Regionen werden Letztere im Rahmen dieses Projekts durchgeführt. Bei diesem Prozess werden die Regionen mittels entwickelter Leitfäden unterstützt. Des Weiteren wird in diesem Arbeitspaket der strategische Ansatz von der regionalen Ebene auf eine transnationale Ebene angehoben. Die Erarbeitung einer transnationalen Wasserstoffstrategie der teilnehmenden Regionen schließt die Arbeit in diesem Arbeitspaket ab.

Das zweite Arbeitspaket befasst sich mit dem Entwickeln und Testen von Unterstützungsmechanismen für die Integration von Wasserstoff in die regionalen und lokalen Energiesysteme. Es geht darum, wie Behörden und Institutionen, die sich mit der regionalen Energieplanung befassen, solche Unterstützungsprozesse initiieren und umsetzen können. Die Unterstützungsmechanismen reichen vom Erarbeiten und Testen von Energiezellenmodellen, partizipativen Ansätzen beim Aufbau von fachlichen Kompetenzen der Stakeholder bis hin zu Instrumenten, die Anreize schaffen sollen. Dazu gehört ebenfalls ein GIS-basiertes Tool, welches die H2-Aktivitäten in einer Region zusammenfasst und somit Entscheidungsträger und Stakeholder bei ihrer Arbeit unterstützt.

Das abschließende dritte Arbeitspaket befasst sich aufbauend auf die anderen Arbeitspakete mit der Netzwerkbildung der sich mit der „H2-Fähigkeit“ beschäftigenden Regionen in Mitteleuropa und mit dem Wissenstransfer der auf regionaler, interregionaler und transnationaler Ebene erarbeiteten Lösungen. Zu diesem Zweck wird eine interaktive Plattform geschaffen, die jede interessierte Region auch nach Abschluss des Projekts nutzen kann. Das durch das Projekt geschaffene Netzwerk „H2-fähiger Regionen in Mitteleuropa“ soll somit institutionalisiert werden.

Mehrwert für die Hauptstadtregion Berlin-Brandenburg
Die Gemeinsame Landesplanungsabteilung hat dieses Projekt aufgrund des Potenzials von grünem Wasserstoff als Bestandteil der Energiewende für die Planungsregionen der Hauptstadtregion angestoßen. Zudem bettet sich das Projekt in die Zielstellung der Scandria Alliance als Entwicklungskorridor ein.

Abgesehen von der Gesamtkoordination des Projekts hat die Gemeinsame Landesplanungsabteilung die Leitung des ersten Arbeitspakets übernommen. Dabei entwickelt sie mit fachlicher Unterstützung des Reiner Lemoine Instituts die im Projekt zu erarbeitende Zusammenfassung der regionalen Analysen der in der Projektpartnerschaft beteiligten Regionen, die Leitfäden zur Erarbeitung von regionalen Wasserstoff-Strategien und Aktionsplänen sowie im Abschluss eine transnationale Strategie.

Die für Berlin und Brandenburg geltenden Wasserstoffstrategien können durch das Projekt in ihrer Umsetzung aus regionalplanerischer Sicht unterstützt werden. Verschiedene Planungsregionen und regionale Netzwerke von H2-Akteuren werden aktiv in die Projektarbeit mit eingebunden und assoziiert. Die Gemeinsame Landesplanung verfolgt damit die Schöpfung von Synergien mit den fortschreitenden energiepolitischen und -planerischen Prozessen in der Hauptstadtregion und setzt durch die transnationale Zusammenarbeit in Mitteleuropa auf den Wissenstransfer und die Zusammenarbeit mit anderen Regionen in Europa und insbesondere im deutsch-polnischen Verflechtungsraum.

Der Nordwesten Brandenburgs (Planungsregion Prignitz-Oberhavel) ist über den Projektpartner Regionalentwicklungsgesellschaft Ostprignitz-Ruppin als Region aus der Hauptstadtregion vertreten und wird im Rahmen des Projekts einen Wasserstoff-Aktionsplan entwickeln, für den eine Wasserstoff-Potenzialstudie 2023 bereits den Grundstein gelegt hat. Hierbei ist die Unterstützung des regionalen H2-Netzwerks für Nordwest-Brandenburg PROOH2V unerlässlich.

Die Stadt- und Überlandwerke Lübben / Spreewald entwickeln im Rahmen des Projekts ein Energiezellenmodell, welches sowohl auf andere Brandenburger Regionen wie auch Regionen aus ganz Mitteleuropa übertragbar sein kann.

Die Gemeinsame Landesplanungsabteilung wirkt durch Beteiligung an landesweiten Vernetzungsaktivitäten in Berlin und Brandenburg und spezifischen Veranstaltungen des Projekts einschließlich Anschlussveranstaltung auf einen effizienten Wissenstransfer hin.

Zudem ist die Gemeinsame Landesplanungsabteilung assoziierter Partner in weiteren H2-Projekten aus Interreg-B-Programmen, und zwar in HyEfRe (CE) und HyTruck (Ostsee).


H2CE-Projekttreffen in Mestre/Venedig im November 2023, Besuch bei der Firma SAPIO, Quelle: H2CE-Projekt

Autoren: Pedro Brosei, Gemeinsame Landesplanungsabteilung Berlin-Brandenburg, Potsdam
Marcus Schober, Reiner Lemoine Institut gGmbH

Bundesnetzagentur genehmigt Wasserstoff-Kernnetz

Bundesnetzagentur genehmigt Wasserstoff-Kernnetz

Manchmal geht es schnell. In genau drei Monaten hat die Bundesnetzagentur hat das Wasserstoff-Kernnetz in der von den Fernleitungsnetzbetreibern vorgeschlagenen Form genehmigt, inklusive Konsultation und Überarbeitung des Antrags. Die Netzbetreiber können nun mit der Umsetzung beginnen und stehen schon in den Startlöchern.

Die Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes schaffe Planungssicherheit für alle Beteiligten, erklärt Bundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz, Robert Habeck. Gemeint sind damit laut Habeck Wasserstoff-Erzeuger im In- und Ausland, die Betreiber von Kraftwerken und Speichern und die künftigen industriellen Nutzer. Mindestens ebenso dringlich haben die Netzbetreiber auf die Genehmigung gewartet, denn einige von ihnen wollen schon 2025 die ersten Kunden mit Wasserstoff beliefern. Dass es nun so schnell ging, liegt nicht nur am politischen Druck, sondern auch an der Vorbereitung. Der Antragsentwurf vom 23. November 2023 hatte bereits eine Konsultation durchlaufen. Die Konsultationsphase für den eigentlichen Antrag war dann gerade mal zwei Wochen lang und endete am 6. August.

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Seit dem Antragsentwurf im November 2023 haben sich die Pläne immer wieder etwas verändert. Das genehmigte Wasserstoff-Kernnetz umfasst 9.040 Kilometer an Leitungen und 13 Grenzübergangspunkte in europäische Nachbarländer. Der Antrag vom 22. Juli 2024 enthielt noch 9.666 km Leitungslänge. Die Kosten sollen dadurch um fast eine Milliarde Euro sinken, von 19,8 auf 18,9 Milliarden Euro. Von den derzeit vorgesehenen Leitungen sollen rund 56 Prozent umgestellte Erdgas-Leitungen sein, die übrigen 44 Prozent sollen neu gebaut werden. Dieses Verhältnis hat sich seit dem Antragsentwurf leicht in Richtung Neubau verschoben. Das liegt an einem Teilabschnitt der JAGAL-Leitung von Gascade. Diese Leitung bringt Erdgas von der polnischen Grenze über Mallnow in Brandenburg nach Rückersdorf bei Gera. Der besagte Abschnitt wird laut Bundesnetzagentur weiter für den Erdgas-Transport benötigt. Für das Wasserstoff-Kernnetz muss Gascade nun also eine neue Leitung bauen.

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Das Wasserstoff-Kernnetz soll nach und nach bis 2032 in Betrieb gehen sollen. Die Einspeiseleistung soll dann bei 101 GW liegen, die Ausspeiseleistung bei 87 GW. So zumindest lautet der jetzige Ausgangspunkt. Alle Leitungen, deren Inbetriebnahme für 2028 oder später vorgesehen ist, werden von der Bundesnetzagentur im Zuge der zweijährlichen Netzentwicklungsplanung für Gas und Wasserstoff überprüft. So soll die Netzplanung immer an den sich entwickelnden Bedarf angepasst werden. Für den ersten integrierten Netzentwicklungsplan (NEP) liegt bereits ein Entwurf des Szenariorahmens vor. Den NEP soll die Bundesnetzagentur dann 2026 genehmigen.

„Die Planungsphase des Kernnetzes war intensiv. Wir haben in kurzer Zeit einen rechtlichen Rahmen geschaffen, der den Marktakteuren Sicherheit gibt und gleichzeitig die nötige Flexibilität bietet, um auf veränderte Bedingungen beim Markthochlauf reagieren zu können“, sagt Habeck.

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„Mit dem genehmigten Wasserstoff-Kernnetz können die Netzbetreiber nun schrittweise die Infrastruktur für Wasserstoff aufbauen und betreiben. Erste Leitungen werden ab dem nächsten Jahr umgestellt“, sagt Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur. Das „nächste Jahr“ ist 2025 und beginnt schon in gut drei Monaten. Zu den Netzbetreibern, die bereits 2025 erste Kunden beliefern wollen, gehören Ontras und Gascade.

Einen ausführlichen Artikel über die Pläne zum Wasserstoff-Kernnetz lesen Sie in der nächsten Ausgabe der HZwei.

Wasserstoff scheibchenweise

Wasserstoff scheibchenweise

Metallhydridspeicher als Komplettsystem

In den scheibenförmigen Pellets aus Metallhydridpulver von GKN Hydrogen lässt sich Wasserstoff über lange Zeit sicher speichern. Der Wasserstoffpionier aus dem norditalienischen Pfalzen hat ein Speicher-Komplettsystem im Containerformat entwickelt und gehört seit August 2024 zum britischen Maschinenbaukonzern Langley.

Zugegeben: Dass Metallhydride als Wasserstoffspeicher viele praktische Eigenschaften haben, ist nicht neu. Sie sind kompakt, sie brauchen weder hohe Drücke noch niedrige Temperaturen. Selbst bei einem Brand sind sie verhältnismäßig sicher, denn der größte Teil des Wasserstoffs ist fest im Metall gebunden. Deshalb versuchten Entwickler schon in den 1970er Jahren, sie in Wasserstoffautos einzusetzen. Doch bis heute gibt es kein Auto, das auf diese Technologie setzt. Einer der Gründe dafür ist, dass man bei entsprechenden Tests im Vergleich zur Wasserstoffmenge viel zu viel schweres Metall spazieren fuhr. Auch das Wärmemanagement erwies sich an Bord als schwer zu handhaben.

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Relativ neu ist hingegen der Ansatz, die Metallhydridspeicher einfach in stationären Anwendungen zu nutzen. Speicher für Inselstromnetze, Quartierskonzepte und Industriebetriebe bleiben in der Regel, wo sie sind. Auch für Wasserstoffmobilität kann man den Speicher nutzen – dann aber im Wesentlichen, um den Wasserstoff an der Tankstelle zu bevorraten.

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Wenn es sein muss, kann man den Wasserstoff in den Containern auch transportieren. Am besten geht das per Schiff oder Zug, in den Weiten der Prärie auch mal mit sogenannten Roadtrains. „Aktuell entwickeln wir in den USA einen sogenannten Mobile Refueler. Damit bringen wir den Wasserstoff in abgelegene Gebiete und schaffen dort eine Lkw-basierte Tankmöglichkeit“, sagt Dirk Bolz, Marketingleiter bei GKN Hydrogen.



Abb. 2:
Dirk Bolz, Marketingleiter bei GKN Hydrogen

Dass es sich beim verwendeten Material um eine Eisen-Titan-Legierung handelt und ein Speichercontainer für 250 kg Wasserstoff mitsamt der nötigen Peripherie über 30 Tonnen wiegt, fällt bei diesen Anwendungen kaum noch ins Gewicht. Damit umschifft GKN Hydrogen ein Hauptproblem der Technologie. 

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Auch für andere Herausforderungen fand das Unternehmen Lösungen: „Unser Spezialwissen und geistiges Eigentum steckt vor allem in zwei Bereichen. Einer ist das Produktionsverfahren – das heißt, wie man aus Metallpulver ein gebundenes Material presst“, sagt Bolz. Anfangs formte man das Pulver noch zu kleinen Pellets, heute sind es eher runde, flache Scheiben. „Der andere Bereich ist das Be- und Entladen des Speichers – das heißt, die thermische Zyklierung des Speichers.“

Die eigentliche Speichereinheit ist als Rohr-in-Rohr-System aufgebaut (s. Abb. 1). Im inneren Rohr umströmt der Wasserstoff die Scheiben aus gepresstem Metallpulver. Im äußeren Rohr fließt ein Wärmeträgermedium. Dieses führt die Wärme ab, die entsteht, wenn der Wasserstoff sich an das Metall bindet. Umgekehrt dient Wärmezufuhr dazu, den Speicher zu entladen.

Zehn Jahre Forschung an Wasserstoffspeichern

Die Firmengeschichte von GKN reicht bis zu den Anfängen der Industrialisierung zurück. Sie begann im 18. Jahrhundert in einer Eisenhütte in Dowlais in Südwales. Das Unternehmen beschäftigte sich seither mit verschiedenen Industrietechnologien, darunter der Herstellung von Stahl, Schrauben und Antriebswellen für Pkw. Die GKN Powder Mellallurgy mit Hauptsitz in Bonn ist in der internationalen Firmenfamilie der Spezialist für pulverförmige Metalle. Seit gut einem Jahrzehnt tüfteln die Entwickler dort an der Anwendung von Metallhydriden für die Wasserstoffspeicherung. Gefertigt wird das Metallpulver in den rund um den Globus verteilten Werken des Unternehmens.

Die Fertigung der containerbasierten Komplettsysteme war bis 2023 im Werk von GKN Sinter Metals in Bruneck in Südtirol angesiedelt. Dort entstanden die ersten Pilotanwendungen. „Das war am Anfang eine Off-Grid-Lösung für ein Ferienhaus und Demonstratoren an unseren Standorten. Es folgten schon bald die ersten vollintegrierten Power-to-Power-Systeme, die vom Elektrolyseur und Speicher bis zur Brennstoffzelle alles beinhalteten“, erzählt Bolz. Vor einem Jahr zog GKN Hydrogen in die 3.000-Einwohner-Gemeinde Pfalzen vor den Toren Brunecks, wo nun die Speichersysteme produziert und weiterentwickelt werden.

Levelized Cost of Storage entscheidet

Als Industrieunternehmen ist für GKN klar, dass der Preis ein zentrales Entscheidungskriterium für die Kundschaft ist. Bei den aktuellen Stückzahlen liegen die Investitionskosten für ein Metallhydrid-Speichersystem je nach Anwendung etwa beim anderthalbfachen eines vergleichbaren Druckspeichers, so Bolz. „Doch je nach Einsatzgebiet liegen die TCO, also die Total Cost of Ownership, unserer Speicher gleichauf oder sogar unter denen von Druckspeichern. Das liegt an den deutlich geringeren Wartungskosten.“ Er empfiehlt daher, auf die projektspezifischen Levelized Cost of Storage (LCOS) zu schauen.

Da sich die Kernkomponenten des Speichers nicht bewegen, fallen im Vergleich zu Hochdrucksystemen mit Kompressoranlage die Wartungskosten niedriger und die Lebenserwartung des Speichers höher aus. Auch der Wirkungsgrad ist höher. Denn ist der Wasserstoff einmal im Metall gebunden, bleibt er dort – im Gegensatz zu Gas- oder gar Flüssigspeichern, bei denen sich ein Teil der Moleküle über die Zeit verabschiedet. Zudem arbeitet der Metallhydridspeicher bei geringem Druck, was je nach Druckstufe bei Erzeugung und Anwendung deutlich Energiekosten sparen kann.

Vergleich und Abgrenzung zur Batterie

Neben den reinen Wasserstoffspeichern bietet GKN Hydrogen auch fertige Power-to-Power-Lösungen an, in denen Elektrolyseur und Brennstoffzelle schon enthalten sind. Diese ähneln in Bezug auf die Maße und die Energiedichte gewerblichen Batteriesystemen. Das Speichersystem HY2MEDI findet mitsamt Brennstoffzelle und Elektrolyseur in einem 20-Fuß-Container Platz. Es fasst 120 kg Wasserstoff. Daraus kann es mit der eingebauten Brennstoffzelle etwa 2 MWh elektrische Energie liefern. Zum Vergleich: Der Batteriespeicher eines bekannten Herstellers im selben Format hat eine Kapazität von 1,9 MWh.

Doch ihre Stärken haben die Metallhydride und die Batterien jeweils in recht unterschiedlichen Anwendungen. Wo viele, kurze Speicherzyklen gefragt sind, hat die Batterie klar die Nase vorn. Den Zyklenwirkungsgrad beziffert der Batteriehersteller mit „bis zu 98 Prozent“. Beim Metallhydridspeicher liegt die rein elektrische Effizienz lediglich bei 32 Prozent. Wer zugleich Wärmebedarf hat, kann immerhin einen nennenswerten Teil der Verluste noch zum Heizen nutzen und kommt auf einen Gesamtwirkungsgrad um 70 Prozent. „Der Einsatzbereich unserer Speicher bei Gebäuden oder Back-up-Lösungen für kritische Infrastrukturen liegt bei längeren Speicherzeiträumen, ab etwa zwei Tagen bis hin zu mehreren Wochen oder Monaten.“


Abb. 3: Das komplette Speichersystem von GKN Hydrogen ist als Containerlösung erhältlich

„In der Industrie sind dann eher die Speichermengen und die Zyklierungsdynamik ausschlaggebend“, betont Bolz daher. Denn wird die Energie lange nicht abgerufen, steigen bei der Batterie die Verluste – nicht aber beim Metallhydrid. Punkten kann der Metallhydridspeicher auch bei der Zyklenfestigkeit. Nach 3.500 Zyklen liegt die Kapazität laut GKN noch immer bei 99 Prozent des Anfangswerts. Auch danach zeigt sich der chemische Speicher bislang stabil. „Wir haben bisher etwa 6.000 Zyklen mit unseren Speichern gefahren. Dabei haben wir keine mechanische Abnutzung oder chemische Degradation beobachtet“, sagt Bolz.

Vorteile bei der Sicherheit

Sowohl Wasserstoff als auch Batterien benötigen besondere Sicherheitsvorkehrungen, vor allem in Bezug auf den Explosions- und Brandschutz. Bei Batterien gibt es mittlerweile viele Erfahrungen, die Berührungsängste sinken auch bei Anwendungen in Wohngebäuden. Neue Batteriematerialien werden zudem in naher Zukunft deutlich mehr Brandsicherheit bringen.

Wasserstoff in Drucktanks ist jenseits von Industrieanwendungen dagegen weitgehend neu. Gerade mit Anwendungen in Wohnhäusern oder -quartieren gibt es wenig Erfahrung und viel Skepsis. Da könnte der Metallhydridspeicher helfen.

„Nur etwa vier Prozent des in unserem Speicher eingelagerten Wasserstoffs liegen als Gas vor. Der Rest ist chemisch gebunden, also fest“, erklärt Bolz. Das reduziert die Brandlast und das Explosionsrisiko auf ein Minimum. Was im Vergleich zu Batterien bisher fehlt, sind die Routinen im behördlichen Genehmigungsverfahren. Bisher würden die Behörden noch dieselben Nachweise fordern wie für Hochdruckspeicher, so Bolz. Er geht aber davon aus, dass sich das bald ändert. „Wir sind gerade dabei, mit Simulationen und Testinstallationen zu belegen, dass unsere Speicher die sichersten sind, die es auf dem Markt gibt.“

Gerade auch das Thema Sicherheit hat für GKN erst kürzlich die Tür in den japanischen Markt geöffnet. Für Hochdruckspeicher mit 10 bar und mehr gelten dort nämlich strenge Sicherheitsauflagen. Deshalb hat Mitsubishi Corporation Technos, ein japanisches Handelsunternehmen für Industriemaschinen, vor wenigen Monaten ein Memorandum of Understanding mit GKN Hydrogen unterzeichnet.

Übernahme durch Langley Holdings

Im Sommer meldete GKN Hydrogen noch eine große Neuigkeit: Seit Anfang August gehört das Unternehmen zur britischen Langley Holdings. Diesem Schritt waren mehrere Umbauten bei GKN vorausgegangen. Im Jahr 2018 kaufte die Luftfahrt- und Beteiligungsgesellschaft Melrose Industries die GKN-Gruppe. Die GKN Hydrogen war damals noch eine Business Unit, sie wurde erst 2021 zu einem eigenen Unternehmen innerhalb der Gruppe. Im Jahr 2023 trennte Melrose einen Teil der GKN-Firmen als Dowlais Group ab, darunter die GKN Hydrogen.

Der neue Besitzer Langley ist ein familiengeführtes britisches Unternehmen, das in den 1970ern als Zulieferer für die Kohleindustrie begonnen hatte und seither zu einem der größten britischen Privatunternehmen angewachsen ist. Mit 90 Niederlassungen und 5.000 Mitarbeitenden rechnet Langley für 2024 mit einem Umsatz von rund 1,5 Mrd. US-Dollar. Etwa die Hälfte davon soll aus der Power Solutions Division stammen, zu der auch GKN Hydrogen fortan gehören soll. Weitere Firmen in diesem Bereich sind Bergen Engines, ein norwegischer Hersteller von mittelschnelllaufenden Motoren, die italienische Marelli Motori, ein Hersteller von Elektromotoren und Generatoren, und die deutsche Piller Group, ein Anbieter für Systeme zur unterbrechungsfreien Stromversorgung.

Guido Degen, CEO von GKN Hydrogen, bezeichnet die Übernahme als Chance für das Unternehmen, die Entwicklung zu beschleunigen. Man freue sich auf die „potenziellen Synergien“ mit den anderen Firmen des Geschäftsbereichs. GKN Hydrogen sah sich schon vor der Übernahme fertig zum Durchstarten. „Stand heute haben wir weltweit 27 Systeme gebaut und installiert“, sagte Bolz im Frühsommer. Damit kommt GKN Hydrogen auf eine Speicherkapazität von 60 MWh weltweit. „Das ist kein Laborstatus mehr, sondern ein Technology Readiness Level von 9. Die Fertigungsabläufe sind standardisiert. Eine skalierte Serienfertigung, mitsamt den daraus resultierenden Kostenvorteilen, ist jederzeit möglich – wir sind quasi auf das prognostizierte Wachstum der Branche vorbereitet.“

Dena-Studie fordert stabile Möglichkeiten zur Refinanzierung für Wasserstoff-Speicher

Dena-Studie fordert stabile Möglichkeiten zur Refinanzierung für Wasserstoff-Speicher

Die Deutsche Energie-Agentur dena hat eine neue Studie über den Bedarf an Wasserstoff-Speichern und ihre Finanzierung veröffentlicht. An der Studie waren auch das Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI und die Beratungsfirma Guidehouse beteiligt. Auftraggeber war das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK).

Wasserstoff-Speicher sind laut der Studie ein zentrales Element einer zukünftigen Wasserstoffwirtschaft und des zukünftigen Energiesystems. Sie sollen vor allem für Versorgungssicherheit bei der Stromerzeugung sorgen. Große Speicherkapazitäten würden benötigt, um das saisonale Gefälle der Nachfrage durch Wasserstoff-Kraftwerke zu überbrücken, so die dena. Dass es bei Planung und Bau der Wasserstoff-Speicher nicht recht voran geht, liegt laut der dena vor allem an der „Unsicherheiten über die künftige Entwicklung der Wasserstoffwirtschaft“.

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Der bislang angekündigte Zubau von Wasserstoffspeichern decke den erwarteten Bedarf bis etwa 2030. Dann soll der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft allerdings erst richtig losgehen. Auch bei den angekündigten Speicher-Projekten stünden die finalen Investitionsentscheidungen zudem noch aus, so die dena.

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Corinna Enders, Vorsitzende der dena-Geschäftsführung, sagte: „In einem klimaneutralen Energiesystem sind Wasserstoffspeicher zentral für die Versorgungssicherheit und die Stabilität des Energiesystems. Die aktuelle Studie zeigt wie der Aufbau der Wasserstoffspeicher angeschoben werden kann. Dabei sind stabile und frühzeitig kommunizierte Finanzierungsinstrumente von hoher Bedeutung, um Investitionen in den Bau von Wasserstoffspeichern anzustoßen. Der entsprechende politische und notwendige regulatorische Rahmen sollte schnell gesteckt werden.“

Die Studie behandelt technische, ökonomische und finanzielle Aspekte des Speicherausbaus. Sie baut auf einer Szenario-Analyse sowie wie zahlreichen Stakeholder-Interviews auf. Das Autorenteam leitet daraus mehrere Empfehlungen ab.

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Da der Bau von großen Wasserstoff-Speichern viel Vorlaufzeit braucht und lange dauert, sollte er in den nächsten Jahren angestoßen werden. Das gilt insbesondere für Kavernenspeicher.

Damit die Speicher rechtzeitig und in ausreichender Kapazität fertig werden, brauche man ein „politisches Zielbild“ und staatliche Unterstützung. Ohne diese Faktoren sei die Marktsituation in der Hochlaufphase zu riskant.

Um eine Finanzierung für ihre Wasserstoff-Speicher zu erhalten, müssten die Speicherbetreiber vor allem davon ausgehen können, dass am Ende auch genügend Wasserstoff zu einem entsprechenden Preis nachgefragt wird. Sonst liefen sie Gefahr, auf den Kosten sitzen zu bleiben. Werde dieses Risiko zu hoch, würden zu wenige Firmen in Wasserstoff-Speicher investieren.

Mit welchem Finanzierungsmodell man diese Risiken staatlich abpuffern kann, soll unter anderem im von der Bundesnetzagentur (BNetzA) festzulegenden Regulierungsrahmen geregelt werden. Wenn es nach der dena-Studie geht, sollen sowohl dieser Regulierungsrahmen als auch das Finanzierungsmodell für Wasserstoff-Speicher so schnell wie möglich fertig werden. Bestenfalls sollten sie Mitte 2026 vorliegen, so die Studie. Schon bevor sie tatsächlich eingeführt werden, sollte das Konzept an die Stakeholder kommuniziert werden.

Als Fördermechanismus schlägt die dena-Studie erlösbasierte Differenz-Verträge vor, auf englisch „Contracts-for-Difference“. Diese würden für frühzeitige und effektive Investitionsanreize in der Markthochlaufphase sorgen. Damit die Förderung nicht teurer wird als nötig, sollten sich Firmen in wettbewerblichen Ausschreibungen um die Differenz-Verträge bewerben. Wie viel Speicher-Kapazität für Wasserstoff ausgeschrieben werden soll, sollte von den politischen Zielen der Bundesregierung abhängen. Um die Förderung zu finanzieren, schlägt die dena-Studie ein sogenanntes Amortisationskonto vor. Auf diesem soll später Geld aus der Privatwirtschaft eingehen, wenn die Wasserstoff-Speicher mehr Kundschaft haben und Gewinne machen.

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