H2Direkt: Blaupause fürs Heizen mit reinem H2

H2Direkt: Blaupause fürs Heizen mit reinem H2

Die Thüga und Energie Südbayern (ESB) sowie Energienetze Bayern haben Teile ihres Gasnetzes in einem Testgebiet auf 100 Prozent Wasserstoff umgestellt. Mitte September 2023 wurde die H2-Einspeiseanlage des Forschungsprojekts H2Direkt in Hohenwart im Landkreis Pfaffenhofen in Betrieb genommen. Schon in dieser Heizperiode werden von dort aus zehn Kunden über das umgewidmete Gasnetz für zunächst 18 Monate mit reinem Wasserstoff versorgt.

„Die Umstellung eines Erdgasnetzes auf 100 Prozent Wasserstoff ist mit geringen technischen Umrüstungen machbar und der Betrieb ist sicher“, sagte Bayerns Wirtschaftsminister Hubert Aiwanger bei der Inbetriebnahme. H2Direkt sei damit eine Blaupause für eine klimafreundliche Energieversorgung.

Die Einspeiseanlage reduziert den Druck des gelieferten Wasserstoffs und speist ihn mit 250 Millibar in den entsprechenden Netzabschnitt ein. Den dafür benötigten grünen Wasserstoff liefert die Westfalen AG in Trailern per Lkw nach Hohenwart.

Das Forschungsinstitut DVGW-EBI hat zuvor grünes Licht für alle im Verteilnetzbereich verbauten Komponenten gegeben. H2-tauglich sind auch alle verbauten Komponenten in den Heizungsräumen der Haushalte, inklusive der ursprünglich vorhandenen volumetrischen Gaszähler, die für die Messrichtigkeit mit Wasserstoff durchaus geeignet sind. Wegen des größeren Volumenstroms von Wasserstoff werden sie trotzdem durch handelsübliche, aber größer ausgelegte Zähler ersetzt.

Die 100 Prozent H2-fähigen Brennwertthermen kommen vom Kooperationspartner Vaillant. Als Teil des Forschungsvorhabens werden zudem Regularien für die Messung von Wasserstoff aufgestellt. Das Messkonzept ist vom Eichamt beziehungsweise Landesamt für Maß und Gewicht (LMG) für den Feldtest freigegeben. H2Direkt ist Teil des TransHyDE-Projekts Sichere Infrastruktur und wird vom Bundesministerium für Bildung und Forschung gefördert. (s. Bericht S. 15)

Autor: Niels Hendrik Petersen

55-MW-Elektrolyseur zur Dekarbonisierung des Saarlands

55-MW-Elektrolyseur zur Dekarbonisierung des Saarlands

Regionen-Serie: Reallabor HydroHub Fenne

Am traditionsreichen Kraftwerksstandort Völklingen-Fenne, der in diesem Jahr seinen hundertsten Geburtstag feiert, plant Iqony aktuell die Energieversorgung der Zukunft für die Industrieregion Saarland. Iqony ist eine auf erneuerbare Energien, Wasserstoffprojekte, Energiespeicher, Fernwärmeversorgung und Dekarbonisierungslösungen spezialisierte Konzerntochter der STEAG.

Der Standort ist heute schon ein wichtiger Energieknotenpunkt für das südwestdeutsche Bundesland und die dortige Fernwärmeversorgung. Künftig kommt der „HydroHub Fenne“ hinzu und sorgt dafür, dass der Standort auch zukünftig ein wichtiger Baustein im saarländischen Energiesystem bleibt.

„Wir sehen den Standort aufgrund seiner bestehenden Infrastruktur als ideal geeignet an, um hier eine Wasserstofferzeugung aufzubauen. So können wir über den vorhandenen Netzanschluss hinreichend viel Strom aus erneuerbarer Erzeugung beziehen, um hier verbrauchsnah erneuerbaren Wasserstoff zu erzeugen“, erläutert Dr. Patrick Staudt, der das Thema Wasserstoff bei der Iqony Energies GmbH, einer im Saarland beheimateten Tochtergesellschaft der Iqony, betreut.

Dabei gilt es, die Bestimmungen der Renewable Energy Directive (RED) der Europäischen Union und deren Umsetzung in deutsches Recht zu beachten, damit der in Fenne erzeugte Wasserstoff auch als klimaneutral im Sinne der strengen Kriterien des EU-Rechts einzustufen ist. Damit dies gelingt, steht dem Projekt der unternehmenseigene Handelsbereich von Iqony zur Seite.

Ohne IPCEI-Notifizierung geht’s nicht

Abhängig von der Anzahl der Betriebsstunden wird der HydroHub Fenne künftig etwa 8.200 Tonnen grünen Wasserstoff pro Jahr produzieren. „Derzeit planen wir die Inbetriebnahme der Anlage für 2027 – vorausgesetzt, die letzten Aussagen über den Abschluss der IPCEI-Notifizierung durch die Europäische Union treffen zu“, sagt Patrick Staudt.

IPCEI steht für „Important Project of Common European Interest”. Bereits im Frühjahr 2021 hatte Iqony sich darum beworben, dass ihr saarländisches Wasserstoffprojekt als ein solches anerkannt wird. „Eine Anerkennung unseres Vorhabens als IPCEI ist die Voraussetzung dafür, dass die Bundesregierung uns bei der Investition finanziell fördern darf. Ohne IPCEI-Notifizierung geht das aufgrund des europäischen Wettbewerbs- und Beihilferechts nicht“, macht Dominik Waller, der sich gemeinsam mit Patrick Staudt um die Projektentwicklung kümmert, den Stellenwert der Entscheidung klar.

Tatsächlich sieht es für das Projekt in Fenne gut aus. Eine abschließende Entscheidung in Brüssel wird noch bis Ende 2023 erwartet – mehr als zwei Jahre nach dem ursprünglich geplanten Entscheidungszeitpunkt. „Wenn die Fördererlaubnis der EU vorliegt, wird es anschließend darum gehen, dass die Bundesregierung die konkrete Umsetzung der Förderung vornimmt. Das sollte im ersten Quartal 2024 geschehen sein, so dass wir mit Blick auf den Projektzeitplan noch im Soll liegen“, so Patrick Staudt.

Die öffentliche Förderung des Projekts ist notwendig, weil es bisher noch keinen funktionierenden Markt für Wasserstoff im Allgemeinen und grünen, also erneuerbaren Wasserstoff im Besonderen gibt. Wasserstoff kann der Industrie oder etwa auch dem öffentlichen Personennahverkehr helfen, CO2-Emissionen zu vermeiden. Dabei konkurriert der Wasserstoff allerdings wirtschaftlich mit anderen Energieträgern wie etwa Erdgas. Wirtschaftlich kann der Wasserstoff aktuell noch nicht mithalten, eben weil sich noch kein wettbewerblicher Markt entwickelt hat.

„Wir sehen hier ein klassisches Henne-Ei-Problem: Potenzielle Wasserstofferzeuger warten mit ihrer Investitionsentscheidung auf verbindliche Signale künftiger Abnehmer. Umgekehrt investieren potenzielle Abnehmer nicht in die Umstellung ihrer Prozesse und Anlagentechnik, solange sie keine Gewähr haben, dass in Zukunft der benötigte Wasserstoff in hinreichender Menge zur Verfügung steht. Aus diesem Dilemma kommt man nur heraus, indem die öffentliche Hand über Förderungen für Investitionssicherheit auf beiden Seiten sorgt“, weiß Dominik Waller.

Wie hoch die Förderung für den HydroHub in Fenne ausfällt und wie hoch die Investitionskosten insgesamt sein werden, kann Iqony aus wettbewerblichen Gründen nicht konkret beziffern. Klar sei aber, dass für das Projekt ein niedriger dreistelliger Millionenbetrag veranschlagt werde. „Genaueres lässt sich ohnehin erst sagen, sobald die Ausschreibung für die Anlagentechnik abgeschlossen ist“, so Patrick Staudt. Dies werde jedoch erst der Fall sein, wenn der Förderbescheid vorliege. Hier zeige sich also noch einmal, so Patrick Staudt, wie elementar wichtig der Abschluss des IPCEI-Verfahrens für die weitere Entwicklung des Projekts sei.

Abb. 2: Standortentwicklung

Ausschreibungen auf dem Markt

Eine weitere Auflage, die sich aus den Förderbedingungen für ein als IPCEI anerkanntes Projekt ergibt, ist, dass der erzeugte Wasserstoff nicht einfach so verkauft werden darf. „Wir sind angehalten, unser Produkt im Rahmen von Ausschreibungen auf den Markt zu bringen, so dass alle potenziellen Interessenten eine Chance haben, sich zu beteiligen“, so Dominik Waller. Dabei habe der Standort Fenne das Glück, dass er bereits über einen ausgedienten Gasleitungsanschluss verfüge, der künftig für die Anbindung des HydroHub Fenne an das erst noch entstehende Wasserstofftransportnetz genutzt werden könnte. „Auch deswegen beobachten wir die aktuelle Diskussion über die von der Bundesregierung vorgestellten Planungen für ein Wasserstoffkernnetz sehr aufmerksam – und sehen dabei insbesondere für das Saarland noch Nachbesserungsbedarf“, so Dominik Waller.

Dies gilt ausdrücklich nicht nur für die Andienung des künftigen Elektrolyseurs in Völklingen-Fenne durch den im November 2023 von der FNB Gas e.V. der Bundesnetzagentur vorgelegten Entwurf des Kernnetzes, sondern gerade auch für die bestehenden saarländischen Kraftwerksstandorte von STEAG bzw. Iqony in Bexbach und Quierschied (Kraftwerk Weiher). „An beiden Standorten wollen wir neue, wasserstofffähige Gaskraftwerke errichten – ganz so, wie es die Bundesregierung selbst als Ziel bis 2030 vorgegeben hat, damit wir alte Kohleblöcke abschalten, unsere nationalen Klimaziele erreichen und zugleich weiterhin Versorgungssicherheit auch dann gewährleisten können, wenn Energie aus Wind und Sonne einmal nicht in hinreichendem Maß zur Verfügung steht“, sagt Dr. Andreas Reichel, CEO von STEAG und Iqony.

Reichel ergänzt: „Die dafür notwendige Heranführung des Wasserstoff-Kernnetzes an diese beiden Standorte ist in den laufenden Planungen des Bundes noch nicht vorgesehen. Aber wir sind dankbar für die Zusicherung der saarländischen Landesregierung, sich in Berlin genau dafür einzusetzen.“ Dass dies geschehe, sei die Voraussetzung dafür, dass die Iqony bis 2030 die dort für die Versorgungssicherheit dringend benötigte neue Kraftwerkskapazität errichten könne und die grüne Transformation der Stromerzeugung auch im Saarland gelinge.

Denn mittel- und langfristig sollen diese und andere neue Gaskraftwerke mittels Wasserstoffeinsatz dann auch klimaneutral für gesicherte Energie sorgen. Wenn das H2-Kernnetz in der Planung des Bundes nicht heute in die unmittelbare Nähe der Standorte geführt wird, ist dies schlichtweg unmöglich. Trotz dieser noch offenen Fragen zeigt Iqony sich optimistisch, was die Realisierung seiner Wasserstoff- und Kraftwerksprojekte an der Saar angeht:

„Wir haben die ingenieurfachliche und energiewirtschaftliche Expertise aus mehr als 85 Jahren Erfahrung in Sachen Energie weltweit, wir haben die passenden Standorte und wir haben mit dem Bau und der Inbetriebnahme eines der weltweit modernsten Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke im nordrhein-westfälischen Herne Ende 2022 auch unter widrigen Corona-Umständen unter Beweis gestellt, dass wir anspruchsvolle technische Großprojekte ‚in time and budget‘ realisieren können – wenn man uns regulatorisch die Möglichkeit gibt“, so Andreas Reichel.

Mittelstand fordert mehr Sicherheiten

Mittelstand fordert mehr Sicherheiten

Gastbeitrag von André Steinau, CEO von GP Joule Hydrogen

Immerhin, die Ampelkoalition hat sich kurz vor Jahresende doch noch geeinigt. Und der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft wird – das zweite Immerhin – nicht komplett ausgebremst, sondern weitergehen. Aber: Unter anderem die „Zuschüsse zur Errichtung von Tank- und Ladeinfrastruktur“ werden im Klima- und Transformationsfonds 2024 um 290 Millionen Euro sinken (von 2,21 auf 1,92 Milliarden Euro), und – das zweite Aber – schon der bisherige Rahmen reichte und reicht für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in Deutschland schlicht nicht aus.

Das ist angesichts der enormen Relevanz, die die Wasserstoffproduktion bei der Erreichung der Ausbauziele der erneuerbaren Energien und damit auch bei der Erreichung der Klimaziele hat, besonders unverständlich. Die Erzeugung von Strom aus Wind und Sonne ist nun mal wetterabhängig. Dementsprechend muss alles, was dabei hilft, die Erneuerbaren in unser Gesamtenergiesystem zu integrieren, zwischenzuspeichern und zu den Verbrauchern zu transportieren, gefördert werden. Die Elektrolyse hat dabei einen besonders hohen Wert, da sie die Energie in Form von Wasserstoff zeitlich unabhängig nutzbar macht und die Verteilung der Energie über den Transport auf der Straße, der Schiene und in Pipelines erst ermöglicht.

Hier wächst ein gigantischer Markt. Nachhaltig und gleichzeitig überlebenswichtig, wollen wir die schlimmsten Folgen der Klimakatastrophe noch abwenden. In den USA wurde das erkannt. Dort werden im Rahmen des Inflation Reduction Act (IRA) viele Milliarden in den Aufbau der grünen Wasserstoffwirtschaft und damit auch in die Transformation der Industrie investiert.

Und hier? Hier werden Subventionen noch immer viel zu häufig so betrachtet, als wären sie Geschenke für risikoloses Unternehmertum. Das Gegenteil ist richtig. Allein bei den Wasserstoffprojekten, die GP Joule gerade umsetzt, reizen gut 30 Millionen Euro beantragte oder bewilligte Fördermittel fast 60 Millionen Euro private Investitionen an.

Doch Unsicherheit verschreckt Investoren, egal ob Banken, Unternehmerinnen und Unternehmer oder andere Kapitalgeber. Die Finanzierung grüner Wasserstoffprojekte wird immer schwieriger. Die Banken verlangen höhere Risikoprämien. Gleichzeitig sinkt die Förderung – siehe oben – eher, als dass sie anzieht. Die Bundesregierung verhält sich zögerlich. Einst angekündigte Förderprogramme lassen auf sich warten. Alles keine guten Signale.

Dabei müssten die versprochenen Förderaufrufe für Elektrolyseure, Wasserstofftankstellen und vor allem Brennstoffzellen-Lkw zügig auf die Straße gebracht werden, denn der Hochlauf der Wasserstofferzeugung braucht Abnahmesicherheit. Diese Sicherheit haben Wasserstofferzeuger, Infrastrukturbetreiber und Lkw-Hersteller nur, wenn Fahrzeuge gefördert werden.

Der Staat müsste mit einer kohärenten Politik aber nicht nur Sicherheits-, sondern auch Sicherheitengeber sein. Wenn die Finanzierung von Wasserstoffprojekten – auch aufgrund der internationalen Krisen von der Ukraine bis in den Nahen Osten – immer unmöglicher wird, wird es auch immer schwieriger, grünen Wasserstoff konkurrenzfähig günstig zu produzieren. Banken und Unternehmen aus der Kapital- und Finanzwelt suchen ja nach Wegen der Finanzierbarkeit von H2-Projekten. Doch dabei ist in der aktuellen Markthochlaufphase auch der Staat mit industrie- und wirtschaftspolitischen finanziellen Impulsen zwingend gefordert.

Vorschläge, wie diese Impulse aussehen können, wie der Staat zum Sicherheitengeber werden kann, gibt es genug: Statt einer reinen Investitionsförderung könnte eine Art feste Vergütung auf der Grundlage der Kapazität der Wasserstofftankstellen, die über einen Zeitraum von acht bis zehn Jahren unter der Bedingung einer anhaltend hohen Leistung der Tankstellen ausgezahlt wird, den jetzt benötigten Infrastrukturaufbau kommerziell möglich machen.

Auch könnte der Staat im wahrsten Sinne des Wortes Sicherheitengeber werden und für vergünstigte Kredite für Wasserstoffprojekte sorgen, zum Beispiel über ein KfW-Darlehensprogramm.

Für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft in Deutschland braucht es dringend starke Anreize. Die Instrumente liegen auf dem Tisch. Werden sie nicht genutzt, könnte Deutschland nach der Abwanderung der Solar- und Windkraftanlagenindustrie vor dem Wegbrechen des nächsten entscheidenden Pfeilers der Energiewende stehen. Es wäre nicht nur eine schlechte Nachricht fürs Klima, sondern auch für den Wirtschaftsstandort.

Picea 2 setzt auf Lithium statt Blei

Picea 2 setzt auf Lithium statt Blei

HPS stellt neue Produktgeneration vor

Energiespeicherung

Die Firma HPS Home Power Solutions hat eine neue Generation ihres saisonalen Energiespeichersystems vorgestellt. Die Picea 2 nutzt nun Lithiumbatterien, was die Installation im Haus aufgrund des geringeren Gewichts erleichtert. Mit doppelter Leistung ist das Gerät zudem für die Elektromobilität und Wärmepumpen gerüstet.

Der neue Forschungs- und Entwicklungsstandort befindet sich fast direkt neben dem Nachwuchszentrum des Bundesliga-Fußballvereins Union Berlin in einem Industriegebiet in Berlin-Niederschöneweide. Hier sollen künftig nicht nur Kicker, sondern auch Installateure und Partner geschult werden. Aber nicht nur das, auch die neue Version des Saisonspeichers soll hier gefertigt werden. „Die Montage vor Ort ist für uns sogar kostengünstiger, da die Transportkosten geringer ausfallen“, erläutert Firmengründer und CEO Zeyad Abul-Ella (im Dezember 2023 ausgeschieden und seitdem nur noch Aktionär) bei der ersten Präsentation des neuen Geräts einem exklusiven Kreis von Besuchern.

Neun Jahre nach der Gründung und gut fünf Jahre nach der ersten Präsentation eines Picea-Modells auf der Messe Energy Storage in Düsseldorf 2018 gibt es eine ganze Reihe von Weiterentwicklungen. Das Gerät muss mit der Zeit gehen. Mit Picea 2 hat sich deshalb die Ausgangsleistung auf nun 15 Kilowatt verdoppelt, was es ermöglicht, einen höheren Energiebedarf, beispielsweise für ein E-Auto oder eine Wärmepumpe, abzudecken. Bei einem Stromausfall gewährleistet die Ersatzstromversorgung, dass wichtige Verbraucher im Haushalt stabil mit Strom versorgt werden. „Für jede der drei Phasen des Drehstroms liefert das Gerät nun fünf Kilowatt Leistung“, erklärt Abul-Ella.

Die neue Generation des Speichers bietet auch eine erhöhte Anschlussleistung für Photovoltaikanlagen – und nimmt damit den Trend aus dem Markt auf. Durch neue Leistungselektronik konnte laut HPS die Effizienz gesteigert werden, womit nun höhere Selbstversorgungsgrade möglich sind. Der Nutzungsgrad inklusive Wärmenutzung beträgt 90 Prozent. Der elektrische Wirkungsgrad liegt zwischen 35 und 40 Prozent.

Kooperation mit kompetenten Partnern

Das Gerät nutzt nun einen externen Wechselrichter von SofarSolar, bei dem die Software für den Speicher entsprechend angepasst wurde. „Wir machen das, was wir richtig gut können. Bei allen anderen Komponenten setzen wir auf Kooperation mit Partnern“, sagt der gelernte Bauingenieur Abul-Ella. Das gilt für den Umrichter wie auch für die Lithium-Akkus.

Der AEM-Elektrolyseur kommt von der deutsch-italienischen Firma Enapter. Das Kürzel AEM steht für Anionen-Austausch-Membran. Die Technologie nutzt kostengünstigere Materialien wie Stahl statt Titan und kombiniert die Vorteile der Alkali-Elektrolyse mit der Flexibilität und der Kompaktheit der PEM-Elektrolyse. Enapter-Mitgründerin Vaitea Cowan ist ebenfalls bei der Produktvorstellung dabei, wie auch Hans-Peter Villis, ehemaliger EnBW-Chef sowie Teilhaber der ersten Stunde und heute Aufsichtsratsvorsitzender bei HPS.

Vorgaben an die Entwickler

„Eine harte Vorgabe an die technischen Entwickler war es, die Maße für die Einschubboxen für den Elektrolyseur und die Brennstoffzelle in der Energiezentrale der ursprünglichen Picea beizubehalten“, betont Abul-Ella. Die ersten Picea-Kunden seien Pioniere, sie sollten deshalb auch von den Innovationen profitieren und später einfach umrüsten können. Eine Weiterentwicklung im Elektrolysemodul kühlt den Wasserstoff auf 5 °C. Das ermöglicht, die vier- bis fünffache Menge des Gases aufzunehmen, weil die Feuchtigkeit nun vor der Speicherung entzogen wird.

Neu sind auch Statusanzeigen, die auf Knopfdruck am Gerät oder über die App über wichtige System- und Speicherzustände informieren. Das System besteht immer aus einer Energiezentrale und einem Wasserstoffspeicher mit einem Kompressor, der außerhalb des Hauses auf einem Betonfundament aufgestellt wird. Dieses Fundament ist zwingend notwendig.

Die Einheit der Energiezentrale hat ordentlich abgespeckt und wiegt nun 70 Prozent weniger: statt 2,2 Tonnen jetzt nur noch 700 Kilogramm. Grund ist der Wechsel von Blei- hin zu Lithiumbatterien der Firma Pylontech. Auch ist die Bauhöhe im Vergleich zum Vorgängergerät um 15 Zentimeter auf 1,85 Meter verringert. Klingt wenig, kann bei einer Installation im Keller aber entscheidend sein.

Die Picea 2 kostet ab 99.900 Euro

Das Picea-Modul wandelt den überschüssigen Solarstrom im Sommer in Wasserstoff um. So können große Energiemengen effizient und über lange Zeiträume gespeichert werden. Im Winter kann das Gas über eine Brennstoffzelle wieder in Strom und Wärme umgewandelt werden. Die langfristige Speicherkapazität liegt bei bis zu 1.500 Kilowattstunden elektrisch. In der kleinsten Version mit 16 Gasflaschen sind es 300 Kilowattstunden.

Die kleinste Version der Picea 2 kostet 99.900 Euro. Der Preis ist brutto gleich netto, da bei Speichern der Mehrwertsteuersatz von null Prozent gilt. Mit mehr Speicherkapazität steigen die Kosten auf bis zu 140.000 Euro. Das bezieht sich auf einen Neubau, bei dem die Installation mitgeplant werden kann. Im Bestand kann es noch etwas aufwändiger werden, so dass sich der Betrag gegebenenfalls auf bis zu 160.000 Euro erhöht.

Die Nachfrage scheint da zu sein. Denn bisher wurden über 500 Geräte der ersten Generation verkauft. Mehr als 100 sind bei Kunden installiert.

Autor: Niels Hendrik Petersen

Wasserstoff soll 2025 fließen

Wasserstoff soll 2025 fließen

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

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