Das Modellprojekt war nicht ganz billig. 13,5 Millionen Euro hat die Power-to-Gas-Anlage von Uniper im Hamburger Stadtteil Reitbrook gekostet. Knapp die Hälfte davon übernahm der Steuerzahler – über das Nationale Innovationsprogramm Wasser- und Brennstoffzellentechnologie (NIP). Uniper baute die kompakte Anlage, die 225 Kubikmeter Wasserstoff (H2) pro Stunde produzieren und ins Erdgasnetz einspeisen konnte. Dazu spaltete sie Wasser mit Windenergie per Elektrolyse in Sauerstoff und Wasserstoff auf. 2015 und 2016 war das. Und heute?

„Die Anlage steht im sogenannten ruhenden Betrieb, weil sich aufgrund fehlender Rahmenbedingungen in Deutschland keine tragfähigen Geschäftsmodelle realisieren lassen“, sagt René Schoof, bei Uniper zuständig für Speicheranlagen. Das Gleiche gelte für eine weitere Anlage in Brandenburg. Schoof ist Teilnehmer eines parlamentarischen Abends Ende vergangenen Jahres in Berlin. Abgesandte großer Industrieunternehmen diskutieren darüber, ob Deutschland eine Produktion von „grünem“ Wasserstoff aus Ökostrom im großindustriellen Maßstab braucht. Die Uniper-Anlagen sind ein gutes Beispiel dafür, woran es bei dieser Idee noch hakt: Die Herstellung des klimaneutral hergestellten Gases lohnt sich finanziell nicht, es ist im Vergleich zu Erdgas zu teuer.

Lobbyverband verspricht 70.000 neue Arbeitsplätze

Für Werner Diwald, den Vorsitzenden des Deutschen Wasserstoff- und Brennstoffzellenverbands (DWV), ist der Fall trotzdem klar. Seit Jahren predigt er unermüdlich, dass eine langfristige Speicherung von Wind- und Sonnenstrom in großen Volumen nur mit Wasserstoff möglich ist. Dieser kann – in Reinform oder umgewandelt in Methan – über das Erdgasnetz transportiert, rückverstromt oder zu synthetischen Kraftstoffen weiterverarbeitet werden.

Audi E-Gas-Anlage
Im Emsland stellt Audi mit Ökostrom Wasserstoff her – und daraus synthetisches Erdgas. Foto: Audi
70.000 neue Arbeitsplätze bis 2030 und ein Marktpotenzial von jährlich rund 40 Milliarden Euro bis 2050 stellt Diwald in Aussicht, wenn hierzulande eine Wasserstoff-Industrie entsteht. Und endlich wieder Technologieführerschaft – die bei Photovoltaik-Anlagen und Batterien für die E-Mobilität an China ging. Kritiker warnen hingegen vor den hohen Energieverlusten, wenn Strom bis zu seiner Nutzung drei- bis viermal umgewandelt wird: Am Ende bleibt nur etwa ein Drittel der eingesetzten Energie übrig.

Industrie in den Startlöchern

Dennoch steht die Industrie in den Startlöchern. „Die Technologien sind da, und sie sind bereit“, sagt Roland Käppner, Chef der Sparte Energiespeicher und Wasserstoff bei Thyssen-Krupp. Die Elektrolyse müsse nur noch billiger werden. Auch Politik und Wissenschaft sind sich einig, dass der Umbau der Energiewirtschaft ohne die Nutzung von H2 kaum machbar ist. Experten der Forschungsinstitute Fraunhofer ISE und Fraunhofer IPA und der Beratungsfirma E4tech entwickelten im Auftrag des Verkehrsministeriums einen Fahrplan zur Etablierung der Elektrolyse.

Fazit: Zum Erreichen der Klimaziele müssten bis 2050 zwischen rund 100 und über 200 Gigawatt Leistung installiert werden. Auch volkswirtschaftlich wäre die H2-Wirtschaft von Vorteil, ermittelte die Energieagentur Dena: Die Systemkosten einer integrierten Strom- und Wasserstoffwirtschaft wären um rund 500 Milliarden Euro niedriger als bei reiner Stromwirtschaft. 

Lösung für ehemalige Braunkohlereviere?

Der Aufbau einer Wasserstoffindustrie könnte zudem den Wegfall zehntausender Arbeitsplätze abfedern, insbesondere in den ehemaligen Braunkohlerevieren im Rheinland, der Lausitz und in Helmstedt, die vom Strukturwandel betroffen sind. Das sagt Oliver Wittke (CDU), Parlamentarischer Staatssekretär im Wirtschaftsministerium. Außerdem ließen sich  der Luft- und Seeverkehr, Teile des Schwerlastverkehrs sowie bestimmte Industrieprozesse nur mit Wasserstoff-basierten, synthetischen Kraftstoffen dekarbonisieren.


Bei allem Zuspruch für H2 gibt es unterschiedliche Auffassungen, wie und in welchem Tempo eine H2-Wirtschaft gefördert werden soll. Wittke mahnt, wegen der ohnehin schon teuren Energiewende die Kosten im Blick zu behalten. „Wir können nur Rahmenbedingungen setzen und erste Förderimpulse geben“, sagt er. Darunter fällt das Energieforschungsprogramm „Real­labore der Energiewende“.

„Reallabore“ – der Begriff kommt in der Wirtschaft nicht sonderlich gut an. Sie will endlich weg von Pilotprojekten. „Wir müssen aufhören darüber zu reden, Studien zu machen und Forschung und Entwicklung zu fördern“, sagt Thyssen-Krupp-Manager Käppner. Ähnlich sieht das auch Uniper-Mann Schoof. „Wir brauchen Marktanreizprogramme, wir brauchen Markthochlaufprogramme“, sagt er und warnt mit Blick auf die nationalen Klimaziele: „2050 ist nicht mehr so weit weg.“ Wenn die Weichen jetzt nicht gestellt würden, sei eine 80-prozentige Dekarbonisierung der Energieversorgung nicht mehr zu erreichen. Doch wie bringt man die Industrie zum Investieren?

Alles dreht sich um Geschäftsmodelle

Armin Schnettler, Leiter des Forschungsbereichs Energie und Elektronik bei Siemens, warnt: „Wir sollten keine weitere Subventionswirtschaft aufbauen.“ Er plädiert für die richtigen Rahmenbedingungen, damit Wasserstoff eine Chance im Markt hat. Schnettler meint vor allem einen „fairen“ Strompreis. Auch für die Fraunhofer-Wissenschaftler liegt hier der zentrale Hebel: Nur wenn der für den grünen Wasserstoff benötigte Strom von Abgaben, Umlagen und Steuern befreit werde, sei er wettbewerbsfähig. Darüber hinaus könne eine Bezuschussung der Investitionskosten Unternehmen dazu animieren, Geld für neue Projekte in die Hand zu nehmen. Viele Experten plädieren zudem für die Einführung eines ausreichend hohen CO2-Preises.

Heiß diskutiert werden auch Geschäftsmodelle der H2-Wirtschaft. Ein Beispiel: Der Übertragungsnetzbetreiber Tennet und die Fernleitungsnetzbetreiber Gasunie und Thyssengas planen den Bau der mit 100 Megawatt bislang größten Power-to-Gas-Pilotanlage in Deutschland. Sie soll in Niedersachsen Offshore-Wind in Gas umwandeln. Dieses kann über Erdgasleitungen ins Ruhrgebiet transportiert, an H2-Tankstellen geliefert oder in Kavernen gespeichert werden.

Der Leidensdruck fehlt

„Das Geschäftsmodell ist simple Arbitrage“, sagt Gerald Linke, Vorstandschef des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW): Die Betreiber rechnen damit, dass der Strom häufig genug so günstig sein wird, dass sich das mit ihm erzeugte grüne Gas gewinnbringend verkaufen lässt. „Das ist nur mit dem massiven Zubau von Erneuerbaren erklärbar“, sagt Linke. 

Ein anderes Geschäftsmodell könne sein, Wasserstoff in Methan umzuwandeln, weil er dann praktisch zum Nulltarif über das Erdgasnetz von Norden nach Süden transportiert und rückverstromt werden kann. Dies setze jedoch voraus, dass die Bundesnetzagentur den Ausbau des Strom- und des Gasnetzes koordiniere, sagt Linke. Dazu müsse der regulatorische Rahmen geändert werden. Die Speicherung von Strom in H2 sei auch noch kein Marktmodell: Es fehle an „Leidensdruck“, um das Vorhalten von Flexibilität bei fluktuierendem Ökostrom ordentlich zu bepreisen.

Anlage in Werlte als Vorbild

Für aussichtsreicher hält Linke die Produktion von Brennstoffen für die Mobilität. Ein Beispiel ist die Power-to-Gas-Anlage von Audi im emsländischen Werlte. Seit 2013 produziert sie jährlich 1.000 Tonnen synthetisches Gas („E-Gas“), das ins Erdgasnetz eingespeist wird. Bei dem Verfahren wird  per Elektrolyse Wasserstoff hergestellt und dann unter Zufuhr von CO2 aus einer benachbarten Biogasanlage zu Methan weiterverarbeitet. Das E-Gas verkauft Audi als Treibstoff für sein Modell A3 g-tron. 


Um die Nachfrage anzuschieben, drängt die Wasserstoff-Lobby darauf, die europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) möglichst schnell in deutsches Recht umzusetzen. Sie sieht vor, dass strombasiertes H2 auf die Treibhausgas-Minderungsquoten der Mineralölhersteller angerechnet werden kann. BP-Chef Wolfgang Langhoff hat in Aussicht gestellt, dass dies die Grundlage für den Bau einer eigenen Power-to-Gas-Anlage von BP im Emsland sein könnte. 

Offshore-Testfeld könnte H2 produzieren


Hoffnungen setzt die Industrie auch auf Offshore-Anlagen. Die Bundesregierung plant ein Testfeld vor der Küste von Rostock-Warnemünde, das zur alleinigen Produktion von Wasserstoff genutzt werden soll. Dies dürfte auch das erste „Reallabor“ werden. Unterstützt wird diese Idee von Tennet. Das Unternehmen plant ab 2030 eine künstliche Insel in der Nordsee, auf der tausende von Windanlagen Strom für die Anrainerstaaten produzieren sollen. Die „Energie-Insel“ könnte auch große Volumen grünen Wasserstoffs produzieren, der dann an Land transportiert wird.


Trotz allem: Die Kapazitäten für Power-to-Gas in Deutschland allein dürften nicht ausreichen, um die Klimaziele bis 2030 zu erreichen. Laut Dena müsste in einem Technologiemix-Szenario, in dem Erdgas und Erdöl weiterhin Marktanteile haben, grüner Wasserstoff importiert werden. Bei einer 80-prozentigen Reduktion von CO2 etwa müssten 50 Prozent aus sonnenreichen Regionen wie Nordafrika kommen, wo die Produktionskosten – inklusive Transport – deutlich niedriger als in Europa sind. Immerhin könnten deutsche Firmen die nötigen Elektrolyseure exportieren. Doch auch für den Export, sagt DWV-Chef Diwald, müsse man in Deutschland funktionierende Anlagen vorführen können.

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Tennet plant in der Nordsee eine Energie-Insel, die Windstrom und Wasserstoff produzieren soll. (Foto: Tennet TSO)