Energiewende durch Wasserstoff

Selbst wenn die ehrgeizigen Ausbauziele für die erneuerbaren Energien erreicht werden, zeigt die vorliegende Simulation, dass Deutschland 2045 rund 100 GW an Wasserstoff (H₂)-Kraftwerken benötigen wird. Trotz des enormen Bedarfs, der von der Politik noch nicht gesehen wird, verläuft der Ausbau von H₂-fähigen Kraftwerken sehr schleppend. Das reine Energy-Only-Market-Konzept versagt und muss um zusätzliche Anreize und Kapazitätsmärkte ergänzt werden.

Die Klimaproblematik spitzt sich weltweit zu (UN, 2022). Auch auf nationaler Ebene wird der Handlungsbedarf immer akuter. Das verdeutlichte nicht nur das Bundesverfassungsgerichtsurteil von 2021 zum Klimaschutzgesetz, sondern jüngst auch die Stellungnahme des Expertenrats für Klimafragen (2023) zum „Klimaschutzprogramm 2023“.

Unter dem öffentlichen Druck erhöhte die Politik ihre klimapolitischen Ambitionen mit Blick auf die Reduktion der Treibhausgasemissionen (THG) erheblich. Allein bis 2030 müsste sich nach unseren Berechnungen die jährliche Abbaurate der Emissionen vervierfachen! Meint es die Politik mit diesen Vorgaben ernst, müsste zügig ein weites Spektrum einschneidender Maßnahmen beschlossen werden. Dies beträfe nicht nur die Stromversorgung, sondern es stünden auch die Wärmeversorgung, die Mobilität, die industrielle und landwirtschaftliche Produktion sowie das Konsumverhalten unter Änderungszwang. Erschwerend kommen aber die Folgen des Ukrainekriegs und die Uneinigkeit unter den Regierungsparteien hinzu. Bisweilen agiert die Politik in dieser Gemengelage – wie beim Gebäudeenergiegesetz – geradezu kopflos. Immer mehr rächt es sich, dass nicht frühzeitig über alle Ministerien hinweg ein ganzheitlich konzipierter, vom Finalziel aus heruntergebrochener und den erforderlichen Vorlaufzeiten gerecht werdender „Masterplan Energiewende“ aufgelegt wurde.

Erhöhte Ausbauziele bei erneuerbaren Energien

Politisch wenig umstritten ist die Initiative des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWK), den Ausbau der erneuerbaren Energien (EE) zu beschleunigen (vgl. Tabelle 1). Angesichts des vollzogenen bzw. geplanten Abschaltens der Kern- und Kohlekraftwerke ist der Ersatz dieser Kapazitäten durch EE eine notwendige Bedingung für eine erfolgreiche Energiewende.

Abbildung 1
Einspeise-Verbrauchs-Simulation

Quelle: eigene Berechnungen.

Bezogen auf die Stromzufuhr wurden zum einen die vom Verband der Europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) gemeldeten Daten auf das angestrebte Ausbauszenario für 2045 hochgerechnet. Demnach wird die EE-Stromzufuhr zukünftig etwa zwischen 5 GW und 400 GW schwanken. Zum anderen wurden die beobachteten Verbräuche (schwarze Lastkurve) auf die Verbrauchsstruktur 2045 mithilfe vorgegebener und eigener, literaturgestützter Annahmen hochskaliert. Der Verlauf dieser fiktiven Kurve baut auf Daten der Bundesnetzagentur im Szenario eines „normalen“ Stromverlaufs auf und ergänzt diese um den zukünftigen Bedarf aus der Elektromobilität und aus dem Wärmepumpenbetrieb. Der dargestellte Stromverbrauch beinhaltet auch Netzverluste von knapp 10 % der übertragenen Leistung. Er beinhaltet nicht die Leistungsaufnahme von Elektrolyseuren. Die benötigte Verbraucherleistung schwankt nach dieser Berechnung zwischen ca. 45 GW und 165 GW.

Abbildung 1 verdeutlicht das „Wackelkontaktproblem“: In Starkwind-Phasen mit zugleich hoher Sonneneinstrahlung wird mit dem Erzeugungsmix der Zukunft zu viel Strom erzeugt, in „Dunkelflaute-Phasen“ hingegen zu wenig. Gemessen am zukünftig saisonal ebenfalls stärker schwankenden Bedarf werden sich so Zeiten mit einem ausgeprägten Einspeiseüberschuss (blau) und einem ebenfalls signifikanten -defizit (lila) abwechseln. Der hohe Kapazitätsanteil der Photovoltaikanlagen, deren Stromerzeugung besonders volatil ist und nachts sogar vollkommen ausbleibt, akzentuiert diese Problematik. Es überwiegen in der Summe die Überschüsse die Defizite, sodass über ein ganzes Jahr mehr Strom erzeugt als verbraucht wird. Das Versorgungsproblem besteht mithin weniger in der produzierten Jahresmenge an Strom als in der fehlenden Synchronisation von Erzeugung und Verbrauch. Im Fall von Einspeiseüberhängen muss die Leistung dabei entweder über Pump- oder Batteriespeicher oder durch Wasserstoff-Elektrolyse eingespeichert oder – sofern dort benötigt – ins Ausland exportiert werden. Alternativ könnte Lasten-Management betrieben werden. Angebotsseitig könnten dabei Anlagen in der Regel gegen eine Prämienzahlung abgeschaltet werden. Verbrauchsseitig ließe sich zeitlich vorgezogene Stromnachfrage insbesondere über günstige Preise oder im Zweifelsfall sogar über Abnahmeprämien anregen.

In Defizitphasen hingegen muss die fehlende Leistung aus heimischen Pump- und Batteriespeichern oder aus Wasserstoffspeichern in Verbindung mit H₂-(Turbinen-)Kraftwerken oder – soweit verfügbar – über Stromimporte ergänzt werden. Alternativ könnte auch hier Lastenmanagement dafür sorgen, dass Verbraucher durch finanzielle Anreize in diesen Phasen auf den Strombezug verzichten bzw. ihn zeitlich verschieben oder dass die benötigte Leistung durch Eingriffe des Netzbetreibers „gedimmt“ (z. B. Drosseln der Ladeintensität bei Elektroautos) oder durch gezieltes Abschalten ganzer Versorgungskreise (Brown-Out) reduziert wird. Gelingt die jederzeitige Synchronisation von Erzeugung und Verbrauch nicht, kommt es zu Blackouts mit dramatischen Konsequenzen. Technisch ist diese Synchronisation im Grundsatz machbar. Die in Abbildung 1 dokumentierten Dimensionen verdeutlichen aber, welche enormen Herausforderungen dabei zu bewältigen sind.

Erheblicher Zubau an H₂-Kraftwerken

Bei einer Beurteilung der aufgezeigten Synchronisationsalternativen zeigt sich nachfolgend, dass das Vermeiden einer Unterversorgung zwingend den Aufbau umfangreicher H₂-Kraftwerkskapazitäten voraussetzt, die zudem aus entsprechend dimensionierten Speichern mit Wasserstoff zu versorgen sind (wir gehen von Speicherkapazitäten von mindestens 120 TWh aus). In den Defizitphasen (vgl. Abbildung 1) liegt die maximale Ausfallleistung eines Jahres bei etwa 140 GW, mit häufigen Phasen, in denen mindestens 80 GW fehlen. Die größten Leistungsdefizite treten im Winter auf, zu einer Zeit, in der Photovoltaik-Anlagen kaum Leistung erbringen und in der lang andauernde Windflauten auftreten können. Zudem ist ausgerechnet in dieser Jahreszeit der Energiebedarf am größten.

Bezogen auf die in den Defizitphasen noch aufzubringende Residuallast halten wir – vorrangig gestützt auf die angegebene Quelle, aber auch auf Abschätzung des Westfälischen Energieinstituts – im Jahr 2045 folgenden Datenkranz für realistisch (vgl. Tabelle 2): Die Abschaltpotenziale werden in unserer Berechnung so behandelt wie ein stromlieferndes Kraftwerk. Denn in der netzstabilisierenden Wirkung ist es unerheblich, ob ein Kraftwerk die noch fehlende Leistung liefert oder ob das Defizit durch eine gleich große Drosselung des Verbrauchs beseitigt wird. Bei den Stromimporten wurde in unserem Normszenario unter Beachtung von McKinsey (2023) im ersten Schritt nur mit einer Importkapazität von 10 GW gerechnet. Sie soll zwar schon bis 2030 auf 35 GW oder mehr ausgebaut werden. Vor dem Hintergrund häufig zeitgleicher Engpassphasen muss das Ausland aber auch bereit sein, diese Kapazität zur Verfügung zu stellen, weil sie dort nicht selbst benötigt wird. Die Defizitspitzen eines Jahres von etwa 140 GW könnten somit zwar kurzfristig mit einem Leistungspotenzial von 185 GW ausgeglichen werden. Jedoch ist dieses Potenzial zeitlich nur begrenzt verfügbar. Maximal könnte in einer Defizitphase eine Strommenge von gut 800 GWh über die oben tabellierten Quellen mobilisiert werden. Das ist häufig angesichts der Dauer der Unterversorgung zu wenig. Daher bedarf es eines Back-ups durch H₂-Kraftwerke.

Tabelle 2
Normszenario Spitzenlastoptionen (Back-up-Möglichkeiten ohne H2-Kraftwerke)

^a BNetzA (2022, Tab. 19);  ^b linear hochgerechnet von 6,3 GW/37,4 GWh 2017 (Heimerl et. al., 2017) auf 11,1 GW;  ^c BNetzA (2022, 68), Szenarien A/B;  ^d McKinsey (2023);  ^e eigene Schätzung; BNetzA (2022, 4), Szenarien B/C; McKinsey (2023, 4) geht von 5 GW aus. ^f BNetzA (2022, Tab. 9).

Für die Modellierung des H₂-Kraftwerksbedarfs wird von der in Abbildung 2 präsentierten Vorstellung zur Befriedigung der Residuallast, d. h. der abgeforderten, aber von den EE-Anlagen nicht gedeckten Last, ausgegangen. Hier sind z. B. die Stunden 8.400 bis 9.800 des 6-Jahres-Zeitfensters dargestellt: Zunächst wird willkürlich eine vorhandene Nennleistung von H₂-Kraftwerken in Höhe von 80 GW angesetzt. Bei Gaskraftwerken wird üblicherweise unterstellt, dass 85 % davon (also 68 GW) gesichert abgerufen werden können (Energie-Lexikon, 2023). Im Fall von Versorgungsengpässen durch die EE-Anlagen dürften diese Kraftwerke zuerst als Puffer eingesetzt werden. Nur bei sehr kurzzeitigen Leistungsdefiziten (unter 15 Minuten), in denen größere H₂-Kraftwerke gegebenenfalls erst auf Betriebsleistung gebracht werden können, werden vorübergehend Pumpspeicherkraftwerke oder Großbatterien unterstützend zum Einsatz kommen. Ab Erreichen der Einspeisegrenze durch H₂-Kraftwerke springen dann die anderen in Tabelle 2 genannten Optionen als „Spitzenlastlösung“ ein. Diese Rollenverteilung, wonach zuerst die H₂-Kraftwerke die Grundlast, die anderen Optionen die Spitzenlast bedienen, resultiert aus zwei Überlegungen. Wenn die H₂-Kraftwerke die Spitzenlast decken würden, ergibt die Simulation erstens einen höheren Bedarf an H₂-Kraftwerken und zweitens wären diese Kraftwerke aufgrund ihrer größeren Trägheit im An- und Abfahren kaum in der Lage, in einem letzten Zugriff die stark volatilen Spitzen auszugleichen. Die Differenz zwischen der zu deckenden Residuallast und dem 68-GW-Beitrag der H₂-Kraftwerke (Strecke zwischen schwarzer Kurve und der Horizontalen bei 68 GW) quantifiziert den abzugebenden Leistungsbeitrag der Spitzenlastlösungen. Die lilafarbenen Flächen geben den von ihnen abgeforderten Strombedarf an.

In der Spitze werden im abgebildeten Zeitrahmen etwa 70 GW an Spitzenlastleistung benötigt, über den 6-Jahreszeitraum sind es maximal ca. 82 GW. Da die Gesamtleistung aus den Spitzenlastlösungen 185 GW beträgt (vgl. Tabelle 2), werden zwar punktuell die Leistungskapazitäten zu keinem Zeitpunkt ausgereizt, aber die Dauer der Leistungsverfügbarkeit reicht häufig nicht aus, um den Strombedarf zu decken. Wenn die Kapazitäten der Spitzenlastlösungen mehr als acht Stunden ununterbrochen benötigt werden, sind sie, abgesehen von den Importmöglichkeiten, erschöpft. Im Extremfall, in dem auch noch Versorgungssicherheit gegeben sein soll, wird ihre Leistung innerhalb eines 6-Jahreszeitraums nach dieser Simulation aber bei H₂-Kraftskapazitäten von 80 GW Nettonennleistung über 57 Stunden ununterbrochen benötigt. Die Residuallast-Quellen in Tabelle 2 müssten dann 2.100 GWh beitragen. Bei dem abrufbaren Potenzial von nur gut 800 GWh droht mithin ein Blackout.

In Abbildung 3 wurde die Simulationsrechnung nun mit unterschiedlichen Vorgaben für die H₂-Kraftwerksleistung variiert. Die Kurve (lila) gibt an, wie groß bei einer auf der Horizontalen vorgegebenen Nettonennleistung der Kraftwerke der auf der Vertikalen erforderliche Beitrag aus den Spitzenlastlösungen in Extremphasen sein müsste. Z. B. findet sich dort bei ca. 80 GW Nettonennleistung bzw. ca. 68 GW sicher verfügbarer Leistung auf der vertikalen Achse der zuvor ermittelte Bedarf von 2.100 GWh (bzw. 2,1 TWh). Da im „Normszenario“ der Tabelle 2 etwa 800 GWh Energie zu Verfügung stehen, werden im Umkehrschluss etwa 105 GW an H₂-Kraftwerksnennleistung benötigt. Dabei werden diese Kraftwerke durchschnittlich zu etwa 1.600 Volllaststunden pro Jahr laufen. Zugleich lässt sich mithilfe der Abbildung ablesen, wie groß der Kraftwerksbedarf unter anderen Annahmen für die Spitzenlastpotenziale wäre. Wenn Deutschland beispielsweise autark sein will, also ohne Importe von z. B. Kohle- oder Atomstrom auskommen will, stehen für Dunkelflauten länger als acht Stunden nur knapp 400 GWh Energie zur Verfügung. Dann bedürfte es 118 GW an H₂-Kraftwerksleistung. Bei voller Auslastung der geplanten zukünftigen Importkapazitäten (1.500 GWh) wären H₂-Kraftwerke mit einer Leistung von 104 GW erforderlich. Sofern noch größere Energiemengen aus Import gesichert zur Verfügung stehen, z. B. für fünf Tage, reichten auch geringere H₂-Kraftwerksleistungen aus.

Ausbaudynamik von Gaskraftwerken

Der langfristige H₂-Kraftwerksbedarf ist mithin viel größer als bislang offiziell veranschlagt. Die BNetzA geht davon aus, dass 2045 Gaskraftwerke mit einer Gesamtnennleistung von mehr als 35 GW zur Verfügung stehen werden. Bliebe dies so, müssten die „Spitzenlastlösungen“ einen Energiebeitrag von 5,5 TWh verfügbar machen können (vgl. Abbildung 3). Angesichts der engen Grenzen der anderen Lösungsoptionen in Tabelle 2 müsste das primär durch eine drastische Erhöhung von Importen organisiert werden. Nur müsste dann das Ausland während der längsten „Dunkelflaute“ innerhalb des betrachteten 6-jährigen Zeitraums eine Energie von gut 5.000 GWh, das 11,4-fache der deutschen Energieverfügbarkeit, ins deutsche Netz einspeisen können und wollen. Dies würde zu der absurden Situation führen, dass das Ausland extra für Deutschland Kraftwerke vorhalten müsste, statt dass Deutschland diese gleich selbst bei sich installiert.

Zusammenfassend werden bei Ausnutzen realistischer Lastenmanagement-, Pump- sowie Batteriespeicherpotenziale die erforderlichen Back-up-Kapazitäten an H₂-Kraftwerken am Ende des Transformationsprozesses nach dieser Simulationsrechnung je nach Importmöglichkeiten zwischen 90 und fast 120 GW, vermutlich aber eher bei gut 100 GW, liegen. Das entspricht einer Kapazität von über 80 großen Kernkraftwerken. Eine jüngst erschienene Studie von e.venture kommt mit 90 GW – als eine von wenigen Studien – zu einer ähnlichen Größenordnung.

Unstrittig ist, dass es auch schon mittelfristig bis 2030 erheblichen Bedarf an zusätzlichen Erdgaskraftwerken geben wird, die später mit Blick auf die THG-Neutralität auf Wasserstoffbetrieb umrüstbar sein sollten. Die BNetzA quantifiziert den noch erforderlichen Zubaubedarf bis 2031 z. B. auf 17 bis 21 GW. Eine Studie von McKinsey befürchtet sogar bis 2030 eine Versorgungslücke von 30 GW. Dabei wird sich der Bedarf mit fortschreitendem Kohleausstieg „spätestens“ bis 2038 kontinuierlich und deutlich erhöhen. Sollte der Ausstieg – wie auch diskutiert – gar 2030 erfolgen, akzentuiert sich die kurzfristige Zubaunotwendigkeit erheblich. Teilweise lassen sich allerdings auch vorhandene Erdgaskraftwerke später auf Wasserstoffbetrieb umrüsten. Betriebswirtschaftlich lohnenswert und technisch machbar erscheint dies aber allenfalls für die jüngeren Kraftwerke. Wenn man hier ein Maximalalter von derzeit zehn Jahren ansetzt, ließen sich nach unserer Auswertung der Kraftwerksliste der BNetzA Gaskraftwerke in einer Größenordnung von 5,5 GW mobilisieren. Zudem befinden sich ca. 3 GW bereits im Zubauprozess (vgl. Abbildung 4). Bis 2045 werden daher nach dieser Rechnung neue und noch nicht in Planung befindliche H₂– bzw. H₂-ready-Gaskraftwerke mit einer Gesamtleistung von gut (~100 GW – 5,5 GW – 3 GW ») 90 GW benötigt. Erfahrungsgemäß ist beim Zubau jedoch mit einem erheblichen Planungsvorlauf zu rechnen. Praktiker verweisen hier zumindest für größere Kraftwerke auf die „1-2-3-Regel“: demnach ist ein Jahr für die Planung, sind zwei Jahre für den Genehmigungsprozess und drei Jahre für die Fertigstellung nötig (Westfälische Nachrichten, 2023).

Trotz des mittel- und vor allem auch langfristigen Bedarfs ist die tatsächliche Ausbaudynamik bei Gaskraftwerken jedoch unstetig und sehr moderat. In den vergangenen zehn Jahren wurden in der Summe gut 6,3 GW an Erdgaskraftwerken zugebaut. Mit dem Ausbruch des Ukrainekriegs und den damit verbundenen Engpässen in der Gasversorgung sind 2022 die Erweiterungspläne indes geradezu eingebrochen. Während 2022 noch knapp 1,2 GW an Erdgaskraftwerken in Betrieb gingen und noch mehr Zubauten geplant wurden, verringern sich die prognostizierten Zahlen für 2025 auf 0,2 GW.

Energy-Only-Market: Selbstheilungskräfte …

Der hohe zukünftige Bedarf und die Zurückhaltung beim Neubau von (H₂-ready-)Gaskraftwerken stehen in starkem Kontrast zueinander. Zugleich lässt dies erhebliche Zweifel an der Strategie der früheren Bundesregierungen aufkommen. 2015 sprach sich die damalige große Koalition gegen „Kapazitätsmärkte“ zum Anreizen von Kraftwerksinvestitionen aus. In Kapazitätsmärkten werden Betreiber bereits für das reine Vorhalten von Erzeugungsanlagen entgolten, selbst wenn sie keinen Strom produzieren. Stattdessen wurde ein „Strommarkt 2.0“ präferiert, auf dem im „Energy-Only-Market“ (EOM) nur wirklich erzeugter Strom vergütet wird, weil dies kostengünstiger sei und dennoch Versorgungssicherheit gewährleiste. Das EOM-Konzept setzt auf die „Selbstheilungskräfte“ von Märkten: Entsteht auf einem Markt ein Engpass, treibt das die Absatzpreise nach oben. Bereits etablierte Anbieter erzielen außergewöhnlich hohe Profite. Das lockt neue Produzenten in den Markt, dadurch verfallen die Preise so lange, bis sich die Renditen wieder normalisiert haben. Rationale Akteure sehen dabei drohende Engpässe und Preiserhöhungen sogar vorher und investieren vorzeitig, sodass Engpässe – allein getrieben durch die Hoffnung auf hohe Gewinne – vermieden werden. Dabei müsste Investoren lediglich garantiert werden, dass engpassbedingte Preise sich am Markt auch durchsetzen können und nicht politisch „gedeckelt“ werden. Aus mehreren Gründen erscheint diese Marktgläubigkeit aber zumindest im EOM-Spotmarkt bzw. kurz- bis mittelfristigen Terminmarkt – also ohne langfristige Lieferverträge – als überoptimistisch.

… und das Prinzip Hoffnung

Ex ante ist für jede privatwirtschaftliche Investition ausschlaggebend, dass zumindest mit einer Vollkostendeckung gerechnet werden kann. Dabei stellt sich einzelwirtschaftlich gerade in einer derart außergewöhnlichen Umbruchphase das Problem erheblicher Kalkulationsunsicherheiten. Zur Verdeutlichung wird in Tabelle 3 eine Grobkalkulation für perspektivische Investitionen in kleine H₂-Kraftwerke und für baldige (H₂-ready-)Investitionen in größere Erdgaskraftwerke bzw. für kleinere Erdgas-Turbinen-Kraftwerke unter der Prämisse aufgestellt, dass die Anlagen, wie im Normszenario ermittelt, 1.600 Volllaststunden im Jahr Strom produzieren. Die Fokussierung auf kleine H₂-Kraftwerke resultiert aus der Annahme, dass diese Anlagen eher dezentral und möglichst nah am Verbraucher positioniert werden. Denn gerade kleine Kraftwerke wären eine naheliegende Option für die gleichzeitig zu vollziehende Wärmewende. Werden die Kraftwerke in Kraftwärmekoppelung (KWK) betrieben, ließe sich über Quartierslösungen die Abwärme aus der Stromerzeugung durch ein Nahwärmenetz zur Wärmeversorgung einsetzen. Zugrunde gelegt wurden aktuelle Preise für CO₂-Zertifikate und Wasserstoff bzw. Erdgas. Betreiber neuer größerer Erdgaskraftwerke benötigen demnach derzeit zur Vollkostendeckung (inklusive der angesetzten kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung) rund 130 Euro/MWh. Beim Betrieb von Gasturbinen wären rund 150 Euro/MWh und bei kleinen H₂-Kraftwerken ca. 540 Euro/MWh zu veranschlagen. Allerdings hängt diese Rechnung stark von den nur schwer zu prognostizierenden Einsatzzeiten, den Brennstoffkosten und – bei den fossilen Kraftwerken – von den CO₂-Zertifikatepreisen ab.