Der Markt für grünen Wasserstoff wird wachsen. Für seine Produktion in den Stromnetzen werden Elektrolyseure benötigt. Doch um sie effizient und netzdienlich ins Energiesystem zu integrieren, muss die Einbindung in den Regelenergiemarkt für die Betreiber wirtschaftlich attraktiver gemacht werden.

Grüner Wasserstoff soll eine Schlüsselrolle im klimaneutralen Energiesystem der Zukunft spielen – vor allem in Bereichen, die schwer oder gar nicht zu elektrifizieren sind, wie die Stahl- und Chemieindustrie oder der Flug- und Schiffsverkehr. Aber auch als Brennstoff in Gaskraftwerken, für die CO2-arme Stromproduktion oder als Speicher für Strom aus erneuerbaren Energien, der nicht sofort benötigt wird. Eine Produktion grünen Wasserstoffs in industriellem Maßstab gibt es noch nicht. Voraussetzung dafür ist der zügige Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft inklusive der erforderlichen Infrastruktur. Die Politik unterstützt das: Die neue Bundesregierung will Deutschland laut Koalitionsvertrag bis 2030 zum „Leitmarkt für Wasserstofftechnologien“ machen und dafür ein „ambitioniertes Update“ der 2020 verabschiedeten Nationalen Wasserstoffstrategie erarbeiten. Zahlreiche Förderprogramme laufen bereits. Auf europäischer Ebene wird das Thema ebenfalls vorangetrieben: Auch die EU-Kommission hat 2020 eine Wasserstoffstrategie verabschiedet. Im Dezember 2021 legte sie ein Regelwerk vor, um den Markthochlauf von Wasserstoff institutionell und rechtlich zu flankieren. Geplant ist unter anderem die Einrichtung eines europäischen Netzwerks der Wasserstoffnetzbetreiber, das sich mit der grenzüberschreitenden Koordinierung beim Ausbau der Infrastruktur und mit technischen Vorschriften befassen soll. „Wir wollen, dass Europa zum Vorreiter wird und die weltweit ersten Marktregeln für diese wichtige Energiequelle und Speichermöglichkeit festlegt“, erklärte EU-Energiekommissarin Kadri Simson.

Wasserstoff für Helgolands Dekarbonisierung

Für einen schnellen Markthochlauf in Deutschland will die Ampelregierung unter anderem die Elektrolyseleistung zur Produktion von Wasserstoff aus Grünstrom bis 2030 auf zehn Gigawatt (GW) erhöhen, doppelt so viel wie in der ursprünglichen Wasserstoffstrategie vorgesehen. Dafür strebt sie insbesondere einen Ausbau der Offshore-Windenergie an. Elektrolyseure, die an große Windparks auf See angeschlossen sind, könnten direkt vor Ort Wasserstoff herstellen, der dann per Pipeline zum Festland transportiert wird. Das größte Vorhaben dieser Art betreibt die Initiative AquaVentus, der gut 90 Unternehmen, Forschungseinrichtungen und Organisationen angehören. Sie will in der deutschen Nordsee, in Gebieten Richtung Doggerbank, 10 GW Erzeugungsleistung für grünen Wasserstoff aus Offshore-Windenergie sowie Infrastruktur für dessen Transport an Land errichten. Eine Million Tonnen grüner Wasserstoff pro Jahr könnten den Plänen zufolge so produziert werden.

Noch ist das Zukunftsmusik. Ab 2023 soll der erste Prototyp im Hafen Mukran auf Rügen gebaut werden. „Hier wird erstmalig der Betrieb eines integrierten Elektrolyseurs plus Entsalzungsanlage auf der Plattform eines Offshore-Monopiles unter den rauen klimatischen Bedingungen der Küstenumgebung erprobt“, erklärt Jörg Singer, Bürgermeister von Helgoland und Vorstandsvorsitzender von AquaVentus. Dieses Projekt ist auch Teil des vom Bundesforschungsministerium geförderten Wasserstoffleitprojekts TransHyDE. Ab 2025 sollen zwei Pilotanlagen im Küstenmeer vor Helgoland installiert werden, um zunächst in einem einjährigen Probebetrieb grünen Wasserstoff zu produzieren und dann in den kommerziellen Betrieb überzugehen. „Dieser Wasserstoff wird zur Dekarbonisierung Helgolands eingesetzt werden, dessen Wärmeversorgung dann auf LOHC-Abwärme umgestellt werden kann“, so Singer. Die Wärme ist ein Nebenprodukt, das entsteht, wenn Wasserstoff mittels einer chemischen Reaktion in einem flüssigen organischen Wasserstoffträger (englisch Liquid Organic Hydrogen Carrier – LOHC) gespeichert wird. Das ist auf Helgoland geplant, um das Produkt beispielsweise als CO2-freien Antrieb für Schiffe nutzen zu können. Die volle Kapazität von 10 GW will AquaVentus bis 2035 erreichen – und den Wasserstoff dann in ein Wasserstoffnetz an Land einspeisen. „Mit dem Aufbau eines solchen Netzes rechnen wir bis 2030“, sagt Singer. Die Abnehmer stehen noch nicht fest. Doch daran, dass es dann einen Markt für den Wasserstoff von AquaVentus gibt, hat er keinen Zweifel: „Der Bedarf an grünem Wasserstoff in Deutschland und Europa wird ein Vielfaches von dem betragen, was wir produzieren können.“

Attraktiver als die fossile Konkurrenz

Da die Elektrolyse noch sehr teuer ist, ist sie zunächst auf staatliche Förderung angewiesen – so wie die Technologien zur Nutzung von Wind- und Solarenergie in der Anfangszeit. Auch die verschiedenen Teilprojekte von AquaVentus sind nur realisierbar, weil sie gefördert werden. „Im Zuge der Dekarbonisierung wird die Rentabilität steigen“, ist Singer überzeugt. „Ein steigender CO2-Preis macht klimaneutrale Energieträger attraktiver, und irgendwann wird es keine fossilen Konkurrenzprodukte mehr geben.“ Geringe Erlöse, hohe Einschränkungen. Neue Stromerzeugungsanlagen, die ausschließlich der Wasserstoffherstellung dienen, wie bei AquaVentus geplant, sind laut Andrea Appel vom VDE allerdings nicht die alleinige Lösung. „Der Bedarf an grünem Strom steigt rapide an, und wir haben jetzt schon ein Problem mit den benötigten Flächen“, gibt die Projektmanagerin Wasserstoffentwicklung zu bedenken. „Es ist also fraglich, ob wir uns reine Wasserstoff-Windparks in großem Stil leisten können.“ Zudem brauche es für den notwendigen Umbau des Energiesystems flexible Speicher, die das Stromnetz stabilisieren und Schwankungen ausgleichen. „Dafür könnten Elektrolyseure eingesetzt werden“, erklärt Appel. Denn diese können innerhalb von Sekunden hoch- oder heruntergefahren werden.

Praktisch funktioniert das so: Für die Bereitstellung von – positiver wie negativer – Regelenergie erhält der Betreiber Geld: den Leistungspreis. Im Falle eines Abrufs gibt es zusätzlich den Arbeitspreis. Dieses Modell haben im bayrischen Haßfurt das dortige Stadtwerk und Green Planet Energy (ehemals Greenpeace Energy) gewählt. Sie betreiben seit 2016 gemeinsam einen Elektrolyseur. „Die Anlage kann positive und negative Regelenergie liefern, indem die Leistung je nach Bedarf erhöht oder reduziert wird“, erklärt Markus Eichhorn, technische Führungskraft im Stadtwerk Haßfurt. Der Elektrolyseur war eine Zeit lang in das virtuelle Kraftwerk des Dienstleisters Next Kraftwerke eingebunden, nach Unternehmensangaben das größte virtuelle Kraftwerk Europas. Er kümmerte sich um die Steuerung der Anlage und den Verkauf der Regelenergie. Aber: „Die Erlöse waren zu gering und die Einschränkungen im Betrieb zu hoch“, so Eichhorn. Der Elektrolyseur, der eine Kapazität von 1,25 Megawatt (MW) hat, läuft jetzt ausschließlich mit überschüssigem Wind- und Solarstrom aus dem Verteilnetz der Stadtwerke. Der Großteil des produzierten Wasserstoffs wird als Beimischung ins Erdgasnetz eingespeist und über ein sogenanntes Windgas-Produkt von Green Planet Energy finanziert: Die Kunden bezahlen einen Förderbeitrag von 0,40 Cent pro Kilowattstunde, ein Teil davon geht ans Stadtwerk Haßfurt. Dieses betreibt mit einem geringen Teil des Wasserstoffs seit 2019 außerdem ein Blockheizkraftwerk. Der Strom, der neben dem Hauptprodukt Wärme dort anfällt, wird ins Verteilnetz eingespeist. „Auf diese Weise läuft der Elektrolyseur wirtschaftlich“, sagt Eichhorn.

Regelenergiemarkt als kleiner Baustein im Betrieb

Next Kraftwerke hat aktuell nach eigenen Angaben fünf Elektrolyseure in Deutschland im virtuellen Kraftwerk und weitere fünf aus dem europäischen Ausland. Wie viele davon Regelleistung bereitstellen, wollte das Unternehmen allerdings nicht öffentlich machen. Auch ob das für die Betreiber wirtschaftlich sei, könne er pauschal nicht sagen, so Unternehmenssprecher Jan Aengenvoort. „Die Preise fluktuieren enorm und sind je nach Produkt sehr verschieden.“ Die Erfahrung machen auch die Mainzer Stadtwerke, die ihre Elektrolyseleistung selbst vermarkten. Für sie ist der Regelenergiemarkt nur ein kleiner Baustein im Betrieb. „Allein damit könnten wir die Anlagen nicht wirtschaftlich betreiben“, sagt Jonas Aichinger, Geschäftsbereichsleiter Innovationsmanagement bei den Stadtwerken. „Der Leistungspreis ist extrem im Keller.“ Die drei Mainzer Elektrolysesysteme, die zusammen auf 4 MW Dauerlast und 6 MW in der Spitze kommen, sind im Verteilnetz eingebunden und laufen vor allem dann, wenn der benachbarte Windpark viel Strom erzeugt. „Bilanziell beziehen wir Börsenstrom. Und der ist besonders billig, wenn viel Windstrom im Netz ist“, erklärt Aichinger. Die Elektrolyseure stellen dem Übertragungsnetz auf diese Weise negative Regelenergie zur Verfügung, aber nur als „Lückenfüller“. Die Vermarktung des produzierten Wasserstoffs läuft ähnlich wie in Haßfurt: Ein Teil wird ins örtliche Erdgasnetz eingespeist und von Green Planet Energy vergütet, ein anderer Teil geht per Lkw an Industriekunden in der Region sowie an einige Wasserstofftankstellen. „Die Nachfrage nach grünem Wasserstoff ist noch nicht sehr hoch“, sagt Aichinger. „Aber wir gehen davon aus, dass sie steigen wird.“ Darauf setzt auch ein Zusammenschluss mehrerer Akteure in Hamburg-Moorburg. Sie planen einen Elektrolyseur viel größerer Dimension am Standort des 2021 stillgelegten Kohlekraftwerks. Dessen Betreiber Vattenfall will zusammen mit Shell, Mitsubishi Heavy Industries und der kommunalen Gesellschaft Wärme Hamburg eine Anlage mit 100 MW Kapazität bauen, die noch skalierbar ist. Wann sie in Betrieb gehen wird, hängt davon ab, wie lange der Rückbau des Kohlekraftwerks dauert; anvisiert ist etwa 2025. Auch die Finanzierung ist noch nicht gesichert: Die Projektpartner haben Fördermittel im Rahmen des EU-Programms „Important Projects of Common European Interest“ (IPCEI) beantragt. „Diese Anschubförderung ist entscheidend dafür, dass das Projekt realisiert werden kann“, sagt Lutz Wiese, Pressesprecher von Vattenfall. Mit einem Bescheid rechnet er Mitte dieses Jahres. Der Strom für den Betrieb des Mega-Elektrolyseurs soll aus Wind- und Solarkraftwerken in der Region kommen, und die potenziellen Abnehmer für den grünen Wasserstoff sehen die künftigen Betreiber ebenfalls im Umfeld des Standorts. Der entstehende „Green Energy Hub“ schließt den Plänen zufolge auch die notwendigen Logistikketten und Speichermöglichkeiten für Wasserstoff ein. Eine Vermarktung von Flexibilitäten in Form von Regelenergie sei zwar grundsätzlich denkbar, so Wiese. „Eine netzdienliche Fahrweise des Elektrolyseurs könnte jedoch die Produktion einschränken.“ Da die potenziellen Kunden auf die Versorgung mit Wasserstoff angewiesen seien, komme die Einbindung ins Übertragungsnetz nur infrage, solange die Nachfrage gedeckt werden kann. Kurzum: „Voraussichtlich wird sie nicht erfolgen.“

„Wenn Wasserstoff auch als Langzeitspeicher in unserem Energiesystem dienen soll, ist es wichtig, diese Funktion so zu vergüten, dass die Anlagen wirtschaftlich betrieben werden können“, betont VDE Expertin Andrea Appel.

Es fehlen noch Standards und Normen

Je höher der Anteil Strom aus erneuerbaren Energien mit ihrer schwankenden Produktion im Netz ist, desto mehr intelligente Steuerung und Flexibilität ist vonnöten. „Dazu ist es notwendig, dass Mindestanforderungen einheitlich erfüllt werden, und dafür braucht es Standards und Normen“, sagt Appel. Neben einer Reihe nationaler und internationaler Akteure widmet sich die vom VDE getragene Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (DKE) der Identifizierung von Normungslücken, um sie im nächsten Schritt zu schließen. Eine umfassende Aufgabe, so Andrea Appel: „Rund um die Herstellung, Einbindung und Verwendung von Wasserstoff sind längst noch nicht alle Themen ausreichend genormt und standardisiert.“