Dezentraler Wasserstoff halbiert Stromkosten im Gesamtsystem

Wasserstoff bleibt die Zukunft und wird es immer bleiben, zumindest für Verbrennermotoren und Gasthermen. Er ist wahlweise Anfang, Mythos, Klimbim, Champagner, Traumtänzerei oder Unsinn. Gleichzeitig ist er unverrückbarer Teil jeder Energiesystembetrachtung und macht es günstiger und schafft in einigen Studien sogar Importunabhängigkeit von Brennstoffen. Auf der Regierungsbank sowie bei den Akteuren der Erneuerbaren ist man sich jedoch unsicher, ob man ihn einfach jetzt noch nicht braucht oder nie brauchen wird, was energiepolitisch auf dasselbe herauskommt. Gefühltes vs. erarbeitetem Wissen? Ein Kommunikationsproblem?

Infolge der gesunkenen Kosten für erneuerbare Stromzeugung und Batteriespeicher wird der Stromtransport zum neuen Kostentreiber im Energiesystem. Dieser wird in Simulationen gerne erst nachgelagert betrachtet, weil transportiert werden müsse der Strom ja ohnehin. Dies ist aber unter Berücksichtigung der Netzauslastung nicht richtig, siehe Bild 1 vs. 2:

Co-Location für Wasserstoff bedeutet hier dezentrale Wandlung und Einspeisung nahe der Erzeugungsanlage ohne vorherige Einspeisung ins Stromnetz. Der Netzentwicklungplan NEP 2023 sieht eine Netzleistung von 630 Gigawatt für Strom in 2038 vor gegenüber aktuell mehr als 200 Gigawatt. Daraus errechnet beispielsweise das EWI Köln ein Invest von mehr als 600 Milliarden Euro zuzüglich den zweifachen Betrag für deren Betrieb über den Abschreibungszeitraum. Die Stromnetzentgelte haben sich in den letzten fünf Jahren bereits verdoppelt und werden sich so noch einmal 2,5-fachen. Faktisch sind wir aber bereits jetzt hinsichtlich verfügbarer Einspeisepunkte in Mangellage.

In dem hier zu Grunde liegendem Modell verändert sich der Jahresstrombedarf durch zunehmende Elektrifizierung in allen Sektoren von 500  auf 1.150 Terawattstunden  2038, während gleichzeitig die Maximallast von 80  auf 192 Gigawatt steigt, vornehmlich wegen des Wärmepumpeneinsatzes im Winter. Durch Stromspeicherung in Batterien (Stundenspeicher) und Wasserstoff (Jahresspeicher) kann die Netzleistung zum einen auf den tatsächlichen Maximalbedarf in Gigawatt gesenkt werden und zum anderen auf unsichere und teure Gasimporte verzichtet werden. Der Transport von Wasserstoff über Pipelines und Gasverteilnetze ist um Faktor fünf günstiger als Strom, wie historische und aktuelle Netzentgelte für beide Netze zeigen. Dabei besitzt Wasserstoff gegenüber Erdgas zwar nur ein Drittel des volumetrischen Energiegehalts; lässt sich aber mit 10-fach geringerem Aufwand pumpen. Transport und Speicherung von Wasserstoff in Pipelines beziehungsweise Salzkavernen ermöglichen sowohl orts- als auch zeitgerechte Verteilung von Stromüberschüssen etwa nach Süddeutschland oder in andere windkraftarme Regionen. Für den (Erd-)Gaspfad erhöhen sich die Systemkosten zusätzlich, weil dort Stromüberschüsse nicht genutzt werden, siehe dazu Gasbeitrag/Abregelung Erneuerbare in Tabelle 1.

Mit Biomethan (10 Eurocent) oder importierten grünen Gasen (Ammoniak: 7,5 Eurocent) erhöhen sich die Brennstoffkosten je Kilowattstunde noch über die von Erdgas (3,4 Eurocent) hinaus. Die Lernkurve bei Batterien folgt der für Photovoltaik und Wind und alle drei setzen sich fort. Für Elektrolyseure und Brennstoffzellen wird dies im gleichen Maße erfolgen. Salzkavernen für Wasserstoff liegen laut EWI bei 0,32 Euro je Kilowattstunde Speicherkapazität, das heißt fast Faktor 81 unter den prognostizierten 30 US-Dollar (26 Euro) für Ionen-Batterien. Kavernen sind dadurch in der Speichertiefe auf beliebig viel Stunden skalierbar (in Tabelle 1: 498 Stunden). Ionen-Batteriespeicher sind durch das teure Elektrodenvolumen auf einige Stunden begrenzt. Der diskutierte 10-prozentige Gas-, respektive H2-Beitrag in Tabelle 1 kommt nur auf 2,4 Speicherzyklen pro Jahr, kostenrelevant sind die Volllaststunden (in Tabelle 1: 1.178 Stunden).

Batteriespeicher in Co-Location mit Photovoltaik-Anlagen können effektiv die Mittagsspitzen auffangen, welche derzeit den Netzbedarf hochsetzen. Die Branche befindet sich bei den Freiflächen in der Lernphase und es braucht möglicherweise zusätzliche Anreize, die bei den Heimspeichern schon nicht mehr benötigt werden. Außerdem können gezielt Lastspitzen reduziert werden (in Tabelle 1 berücksichtigt). Stromnetzausbau ist teuer und rein börsengetriebene Stand-alone-Großspeicher oder Gasimport sind keine geeigneten Gegenmaßnahmen. Umgewidmete Gasnetze und Salzkavernen für dezentral gesammelten und rückverstromten Wasserstoff kommen auf 62 Milliarden Euro Investment, also eine Größenordnung weniger und sind gleichzeitig schneller unterwegs als der Stromnetzausbau. Auch wenn man Stromnetze rückbauen kann, wer wird uns diesen Ostfriesenwitz als erfolgreiche Strategie abkaufen?

Durch Co-Location von Wasserstoffnetzanschlüssen und Batteriespeichern lässt sich der Netzbedarf auf 30 Prozent gegenüber der Planung im NEP 2023 reduzieren, wobei die Umschaltung von Einspeisung auf Einspeicherung idealerweise der lokalen Netzbelastung folgt – sei es digital oder anhand der (ohnehin gemessenen) Netzspannung vor Ort.

Fazit

Aufgrund der fortgeschrittenen Lernkurven ist der Stromnetzausbau keine Vorbedingung mehr für den Ausbau der Erneuerbaren. Die Kombination aus Batteriespeichern und Wasserstoff-Rückverstromung in Co-Location ist im Gesamtsystem um 45 Prozent günstiger als weiterer Netzausbau mit Stand-alone-Batteriespeichern und Gaskraftwerken.

Die Markteinführung Wasserstoff funktioniert am besten wieder über eine allgemeine Einspeiseregelung, also Einspeisung in das Kernnetz oder in umgewidmete Verteilnetze mit ehemals Stadtgas, etwa solche, deren Betreiber sich ohnehin vom Erdgas lösen wollen.

— Der Autor Paul Grunow ist promovierter Physiker aus Berlin und hat die Unternehmen Solon, Q-Cells und PI Berlin mitgegründet und investiert über seine Trinity Solarbeteiligungen in die Energiewende. —