Grüner Wasserstoff ist überall und nirgends. Praktisch jede Branche hat ihn fest eingeplant: Er soll Dunkelflauten überbrücken, Häuser heizen, Prozesswärme liefern, Bahnen und Busse bewegen, Lastwagen und Autos antreiben, Stahlwerke und Düngerfabriken dekarbonisieren, Länder und Kontinente energetisch miteinander verflechten. So zumindest die Visionen.

Der Stand der Dinge sieht derzeit so aus: Elektrolyseure, die es nicht gibt, sollen mit überschüssigem Strom, den es nicht gibt, Wasserstoff in ein Netz einspeisen, das es nicht gibt, um damit Kraftwerke zu betreiben, die es nicht gibt. Alternativ soll der Wasserstoff über Schiffe und Häfen, die es nicht gibt, aus Lieferländern herbeigeschafft werden, die es – Sie ahnen es schon – ebenfalls nicht gibt.

Dieses Interview ist zuerst in der Ausgabe 6/2024 von MIT Technology Review erschienen. Darin setzen wir uns kritisch mit dem Stand der Energiewende in Deutschland auseinander. Hier könnt ihr die TR 6/2024 als Print- oder pdf-Ausgabe bestellen.

Wo also soll man beginnen, diesen gordischen Knoten zu durchschlagen? Fangen wir mit der Erzeugung an. Bis 2030 will die Bundesregierung mit Fördermitteln und Überzeugungsarbeit genügend Elektrolyseure für 28 Terawattstunden Wasserstoff pro Jahr installieren. Dazu benötigen die Elektrolyseure eine elektrische Leistung von 10 Gigawatt – mehr, als alle deutschen Offshore-Windräder heute liefern können. Bereits installiert sind lediglich Elektrolyseure für 0,066 Gigawatt, also nicht einmal ein Prozent des Ziels, das schon in sechs Jahren erreicht werden soll.

Und selbst dieses ambitionierte Ziel ist nicht hoch genug gesteckt: Der damit erzeugte Wasserstoff würde voraussichtlich nur für 30 bis 50 Prozent des für 2030 prognostizierten Bedarfs reichen, machte Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck bei der Vorstellung seines Konzepts klar. Der Rest soll aus dem Ausland kommen. Doch woher und wie viel genau? Nach einer im Juni vorgestellten Prognose des Wasserstoff-Verbands könnten theoretisch 50 bis 70 Prozent des deutschen Wasserstoffbedarfs innerhalb Europas zu wirtschaftlichen Preisen beschafft werden. Im Süden und Norden der EU sei nämlich genügend Potenzial für erneuerbare Energien vorhanden, um ganz Europa vollständig mit grünem Wasserstoff zu versorgen. So könne es 2030 in der EU ein Überangebot von bis zu 90 Terawattstunden in Form von Wasserstoff geben, prognostiziert der Verband. 2040 könnten es sogar 234 Terawattstunden sein.

In einer Metaanalyse des Wuppertal Instituts heißt es sogar: „Heimischer grüner Wasserstoff ist konkurrenzfähiger als erwartet“. In der begleitenden Pressemitteilung setzt sich der Präsident des Wuppertal Instituts, Manfred Fischedick, daher auch für ein schnelles Hochfahren der Wasserstoffproduktion zuerst in Deutschland ein: „Die Stärkung einer heimischen, grünen Wasserstoffwirtschaft ist nicht zuletzt wegen der damit verbundenen Wertschöpfung im eigenen Land sinnvoll. Mit dem Import von Wasserstoff sind nicht zwangsläufig Kostenvorteile verbunden.“

Von einem schnellen Hochfahren ist hierzulande allerdings wenig zu bemerken: „Von 88 angekündigten Projekten liegt bislang nur bei 16 Projekten mit einer geplanten Erzeugungsleistung von insgesamt 0,3 Gigawatt eine finale Investitionsentscheidung vor, und damit nur für rund drei Prozent der angekündigten Elektrolysekapazität“, schreibt der Energiekonzern Eon, nachdem er Daten des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln ausgewertet hat.

Auch weltweit sieht Fatih Birol, Direktor der Internationalen Energieagentur, wenig Grund zum Optimismus. Birol, für den der deutsche Kernenergieausstieg ein „historischer Fehler“ war, sagte in einem Interview mit dem Handelsblatt: „Fest steht: Nur sieben Prozent der weltweiten Wasserstoffprojekte werden bis 2030 abgeschlossen sein. Die aktuell überzogenen Erwartungen könnten davon ablenken, dass es davor wichtigere Probleme zu lösen gibt.“

In Westeuropa sind nach Angaben seiner Behörde weniger als vier Prozent der für 2030 eingeplanten Projekte verwirklicht. Der Rest besteht aus Konzepten oder Machbarkeitsstudien. Dazu gehört beispielsweise die niedersächsische 100-Megawatt-Elektrolyseanlage „Lingen Green Hydrogen“ auf dem Gelände der dortigen BP-Raffinerie. Auch für das Elektrolyseprojekt „HydrOxy Hub“ in Duisburg-Walsum mit anvisierten 500 Megawatt gibt es lediglich eine Machbarkeitsstudie. Andere Vorhaben sind bereits im Planungsstadium gescheitert, wie das 30-Megawatt-Projekt des Firmenbündnisses H2-Westküste GmbH im schleswig-holsteinischen Heide. Die Raffinerie Heide, der Offshore-Windkraftbauer Ørsted und der Investor Hynamics wollten mit überschüssigem Windstrom Wasserstoff erzeugen, um ihn dem örtlichen Gasnetz beizumischen. Obwohl die Anlage bereits eine Förderzusage über 36 Millionen Euro erhielt, stellten die Investoren bei einer Nachkalkulation fest, dass sich die Anlage finanziell nicht lohnen würde, weil preiswerter Überflussstrom zu selten zur Verfügung stünde.

Um die Wasserstoffproduktion voranzutreiben, versteigerte die Europäische Wasserstoffbank im Frühjahr 2024 Zuschüsse in Höhe von insgesamt 720 Millionen Euro. Wer die niedrigsten Wasserstoffpreise bot, bekam den Zuschlag. Diesen erhielten sieben Projekte aus Portugal, Spanien, Norwegen und Finnland, die Wasserstoffpreise zwischen 5,80 und 8,77 Euro pro Kilogramm vortrugen. Zusammen wollen die erfolgreichen Bieter jetzt über einen Zeitraum von zehn Jahren gut 52 Terawattstunden grünen Wasserstoff produzieren. Deutschland war mit 11,62 Euro pro Kilogramm schlicht zu teuer und ging leer aus. Die Zuschüsse sollen die Preisdifferenz zwischen den Produktionskosten und dem Marktpreis für Wasserstoff ausgleichen, der derzeit von Wasserstoff aus fossilen Quellen bestimmt wird. Das Geld stammt aus Einnahmen des EU-Emissionshandelssystems.

Für die Verlierer hält die Bundesregierung allerdings ein lukratives Trostpflaster bereit: Eine weitere Auktion stellt 350 Millionen Euro für die besten Projekte in Deutschland zur Verfügung, die bei der EU-weiten Versteigerung nicht zum Zuge kamen.

Derweil rennt China der Welt anscheinend schon wieder davon. Die derzeit größte Fabrik für grünen Wasserstoff eröffnete der chinesische Ölkonzern Sinopec vor einem Jahr im Nordwesten Chinas, in Kuqa. Ein Solarpark mit 200 Megawatt erzeugt dort Strom für 667 Gigawattstunden Wasserstoff pro Jahr. Kugelförmige Tanks mit insgesamt 210 000 Kubikmetern speichern den Wasserstoff für schlechte Zeiten.

Der Vorsprung dürfte schwer aufzuholen sein, schon aus Mangel an Elektrolyseuren. Derzeit beobachtet die Beratungsgesellschaft Bloomberg New Energy Finance (BNEF) zwar Überkapazitäten bei den Elektrolyseur-Herstellern. Die Ursache: Subventionen für viele Wasserstoffprojekte in den USA und der EU sind nicht so schnell geflossen wie versprochen. Die Stiftung Wissenschaft und Politik (SWP) erwartet trotzdem einen Engpass bei den Produktionskapazitäten. Dawud Ansari, Mitautor der SWP-Studie, erklärt: „Elektrolyseure würden sich zum Flaschenhals entwickeln, sollten globale Pläne zum Wasserstoff eingehalten werden. Da die derzeit realisierten Projekte nur einen Bruchteil dieser Ziele erfüllen, hat sich – bis dato – kein Engpass ergeben.“

Damit nicht genug der Widersprüche: Bei so viel Überkapazität sollte man erwarten, dass die Preise fallen. Tatsächlich aber passiert das Gegenteil. „Die Kosten für die Herstellung und Installation von Elektrolyseuren sind in China, den USA und Europa im Vergleich zum Vorjahr um mehr als 50 Prozent gestiegen“, schreibt das Online-Portal Hydrogen Insight. Ursache seien, neben der Inflation, verzögerte staatliche Zuschüsse und Großprojekte. Deshalb konnten die Hersteller ihre Kosten nicht durch Massenproduktion senken.

Dazu kommt: 68 Prozent der Herstellungskapazität sitzt in China. Das schafft neue politische Abhängigkeiten. Und es spricht wenig dafür, dass sich diese Abhängigkeit künftig reduzieren wird. Derzeit kosten Elektrolyseure aus China laut BNEF im Schnitt 600 Dollar pro Kilowatt, solche aus den USA oder Europa dagegen rund 2500 Dollar.

Angesichts dieser Lage liegt auf der Hand: Wasserstoff wird weiterhin ein knappes und teures Gut bleiben. Wofür soll der wertvolle Stoff dann eingesetzt werden? Nicht jede Anwendung ist gleichermaßen sinnvoll. Wird grüner Wasserstoff beispielsweise durch eine Brennstoffzelle verstromt, bleiben nur rund 35 Prozent des ursprünglich zur Elektrolyse eingesetzten Stroms übrig. Das Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung (PIK) stellte in einer Studie klar, dass der Strom deshalb besser direkt genutzt wird. Bis 2050 sollten in der EU 42 bis 60 Prozent des Gesamtenergieverbrauchs aus Strom stammen, aber nur 9 bis 26 Prozent aus wasserstoffbasierter Energie. „Der Ausbau erneuerbarer Energien und die Umstellung auf elektrische Technologien, wo immer möglich, ist bei Weitem der schnellste und billigste Weg, um die Kohlenstoffemissionen zu senken“, sagt Studienautor Gunnar Luderer, Leiter der Gruppe Energiesysteme am PIK.

Der britische Energieexperte Michael Liebreich, Gründer von BNEF, hat in seiner berühmten „Wasserstoff-Leiter“ aufgelistet, wie sich das wertvolle Gas am sinnvollsten nutzen lässt. Für völlige Verschwendung hält Liebreich etwa die Verwendung von Wasserstoff für Autos, Busse, Bahnen oder Hausheizungen. Sie alle lassen sich besser elektrisch betreiben. Ganz oben auf seiner Leiter stehen „stoffliche“ Anwendungen, für die Wasserstoff unersetzlich ist: die Produktion von Düngemitteln etwa oder von klimafreundlichem Stahl. Laut dem Weißbuch Europäische Wasserstoff-Infrastrukturplanung des Bundesforschungsministeriums wird 2050 der Gesamtbedarf an Wasserstoff in Europa mindestens 700 Terawattstunden betragen, wovon allein 200 bis 300 Terawattstunden in die Stahlerzeugung gehen.

Auf der zweiten Stufe von Liebreichs Leiter steht unter anderem die Verwendung von Wasserstoff als langfristiger Energiespeicher, etwa zur Überbrückung von Dunkelflauten. Dafür braucht es große Speicher, vor allem aber auch Kraftwerke. Im Rahmen ihrer im Juli vorgestellten Kraftwerksstrategie plant die Bundesregierung jetzt den „zeitnahen“ Neubau von sogenannten H2-ready-Gaskraftwerken mit einer Leistung von insgesamt fünf Gigawatt. Weitere zwei Gigawatt sollen durch die Modernisierung bereits bestehender Gaskraftwerke hinzukommen. Diese Kraftwerke werden zunächst weiter mit Erdgas betrieben, sollen aber spätestens nach acht Jahren mit Wasserstoff laufen. Hinzu kommen Kraftwerke mit einer Leistung von 500 Megawatt, die sofort Wasserstoff verstromen können.

Der Begriff „H2-ready“ ist allerdings irreführend. Das Bundeswirtschaftsministerium bezeichnet damit Kraftwerke, die vor einem Betrieb mit Wasserstoff erst noch umgerüstet werden müssen. „Wasserstofffähige“ Kraftwerke sollten dagegen technisch nicht mehr geändert werden müssen. Da Politiker und Unternehmen diese beiden Begriffe oft synonym verwenden, eröffnen sie dem Greenwashing Tür und Tor. Das erste angeblich „wasserstofffähige“ Kraftwerk liefert seit einem Jahr Strom und Wärme für Leipzig. Dabei ist es noch nicht einmal „H2-ready“, wie die Faktenchecker bei Correctiv nachgewiesen haben; es verbrennt bis auf Weiteres fossiles Erdgas.

„Wir arbeiten darauf hin, dass wir den ersten Test mit Wasserstoff im Sommer 2026 durchführen“, sagte der Kraftwerksplaner der Stadtwerke Leipzig, Thomas Brandenburg, gegenüber MDR Aktuell. Dann werde jeweils für wenige Stunden Wasserstoff aus Lkw-Tankwagen verfeuert. „Es geht hierbei um die Demonstration der technischen Machbarkeit“, so Brandenburg.

Auch ist noch völlig offen, woher das Gas für den reinen Wasserstoffbetrieb des Leipziger Kraftwerks dereinst kommen soll. Eine Elektrolyseanlage in Leipzig ist erst im Planungsstadium und für den Bau einer Wasserstoff-Pipeline zum Chemiestandort Leuna, wo gerade eine große Elektrolyseanlage entsteht, läuft noch die Bewerbung um Fördermittel.

„Es gibt noch kein Kraftwerk auf der Welt, das kommerziell zu 100 Prozent mit Wasserstoff läuft“, so Brandenburger. „Kommerziell könnte es Anfang der 2030er Jahre tatsächlich losgehen. Das hängt davon ab, wie sich der CO2-Preis entwickeln wird und wie sehr das gefördert wird.“ Erst 2032 soll entschieden werden, wann welche Kraftwerke vollständig auf Wasserstoff umgestellt werden.

Unter dem Schlagwort „H2-ready“ können also noch über Jahre hinweg Erdgasanlagen gebaut werden, bei denen der Wasserstoffbetrieb auf sich warten lässt. Dazu kommt: Die Kraftwerksstrategie fördert nicht nur „grünen“ Wasserstoff (elektrolytisch aus Ökostrom erzeugt), sondern auch „blauen“, der aus fossilem Erdgas gewonnen wird, wobei das entstehende CO2 aufgefangen und eingelagert wird. „Blauer Wasserstoff verstetigt die Nutzung von fossilem Erdgas und ist klimaschädlicher als grüner Wasserstoff“, meint Michael Sterner, Leiter der Forschungsstelle Energienetze und Energiespeicher an der OTH Regensburg. Er setzt sich deshalb für Biogas ein: „Strom aus Reservekraftwerken auf Basis von Wasserstoff ist doppelt so teuer wie auf Basis von Biogas und langwieriger und riskanter in der Umsetzung.“

Eine weitere Voraussetzung für eine Wasserstoffwirtschaft ist ein Transportnetz. Den Rahmen dafür beschloss der Bundestag im April. In einer ersten Stufe soll ein Kernnetz die wesentlichen Wasserstoff-Standorte bis 2032 miteinander verbinden. Dazu gehören Elektrolyseure, große Verbrauchsstandorte, Industriezentren und Kraftwerke sowie unterirdische Speicher. Rund 60 Prozent des Kernnetzes entstehen durch umgewidmete Erdgasleitungen, der Rest durch Neubau. Eine gemeinsamer Plan für Erdgas- und Wasserstoffleitungen soll verhindern, dass Erdgasnutzer abrupt abgeschnitten werden.

Das Kernnetz soll knapp 20 Milliarden Euro kosten. Der Bund wird es mit drei Milliarden Euro fördern. Den Löwenanteil müssen jedoch die Nutzenden stemmen. Während des Aufbaus sind die Preise noch gedeckelt, später muss sich das Netz aber selbst tragen.

Die Pläne für ein europäisches Netz existieren lediglich als grober Entwurf (siehe Grafik). Erst 2025 soll ein Planungsgremium gegründet werden.

Derweil preschte das Bundeswirtschaftsministerium Ende Juli schon mal vor. In seiner Wasserstoff-Import-Strategie hat es die wichtigsten Pipeline-Korridore grob vorgezeichnet: Zuerst nach Dänemark und Norwegen, dann nach England. Belgien und die Niederlande sollen bis 2032 folgen. Skizziert sind auch Pipelines aus Frankreich, Spanien, Portugal, Italien und Österreich. Damit wolle sich Deutschland nach außen als zahlungsbereiter Importeur darstellen und nach innen der eigenen Wirtschaft eine verlässliche Versorgung signalisieren, interpretieren Experten diesen Schritt.

Während der langen Übergangszeit zu einem reinen Wasserstoffnetz lässt sich Wasserstoff auch in bestehende Erdgasleitungen beimischen. Eine Fraunhofer-Studie hat die derzeit in Deutschland laufenden Pilotprojekte zusammengestellt. Demnach können beispielsweise Kunststoffpipelines bei Drücken bis zu 16 bar zu hundert Prozent mit Wasserstoff gefahren werden. In Haushaltsnetzen ist technisch eine Beimischung bis zu 30 Prozent möglich. Das wäre ein unkomplizierter Einstieg in die Wasserstoffwirtschaft. Allerdings befinden sich ausgerechnet die Haushaltsanwendungen auf den unteren Stufen von Liebreichs Wasserstoff-Leiter. Und für die stoffliche Verwendung auf der oberen Stufe ist eine Mischung mit Erdgas Gift.