Wasserstoffökonomie: Transport und Speicherung erhöhen Kosten
Industriebetriebe, die ihren Verbrauch flexibel gestalten können und den Wasserstoff vor Ort selbst erzeugen, haben zukünftig Kostenvorteile. Denn in Kraftwerken erzeugter und über Netze transportierter Wasserstoff wird teurer sein.
06.07.2026 – Ähnlich wie beim Strom gilt es beim Wasserstoff nicht nur die Erzeugungskosten in den Blick zu nehmen, sondern auch die Kosten für Speicherung und Transport. Eine Analyse des Fraunhofer IEG ging genau dieser Frage nach. In einem Webinar am heutigen Nachmittag werden die Ergebnisse detailliert vorgestellt.
Zwar gibt es bereits viele Analysen zu den Erzeugungskosten von grünem Wasserstoff, aber auf Abnehmer in Industrie und Energiewirtschaft kommen auch Kosten für Transport und Speicherung zu. Die daraus resultierenden Bezugskosten haben Martin Wietschel und sein Team des Fraunhofer-Exzellenzclusters Integrierte Energiesysteme CINES in der Studie Anwendungsspezifische Wasserstoffbezugskosten in Deutschland 2035 erstmals systematisch für 2035 ermittelt und zwischen verschiedenen Anwendungsfällen verglichen.
Wasserstoffkraftwerke: Hohe Kosten durch Speicherbedarf und geringe Volllaststunden
Maßgeblichen Einfluss auf die Bezugskosten hat das jeweilige Nachfrageprofil. Bei stromgeführten Wasserstoffturbinen entsteht der Wasserstoffbedarf für die Rückverstromung genau dann, wenn grüner Wasserstoff nicht erzeugt wird. Er muss daher vollständig aus Speichern bedient werden, wodurch die Speicherkosten steigen.
Hinzu kommen Netzentgelte für das Wasserstoffkernnetz. Diese fallen an den Ein- und Ausspeisepunkten an, also beim Erzeuger, bei der Ein- und Ausspeicherung sowie beim Verbraucher. Gerade hier steigen die Kosten dadurch, dass Spitzenlastkraftwerke nur wenige Stunden im Jahr laufen. Denn das Hochlaufentgelt für das Kernnetz ist aktuell ein jährlicher Festpreis für die vorgehaltene Ein- oder Ausspeiseleistung. Wird die gebuchte Ausspeiseleistung nur mit 500 Volllaststunden im Jahr beansprucht, steigen die spezifischen Transportkosten je Kilogramm ausgespeistem Wasserstoff, lautet ein Fazit der Forschenden.
Insgesamt müssen Kraftwerksbetreiber mit Netzanschluss mit 8,77 bis 15,16 Euro Bezugskosten je Kilogramm Wasserstoff rechnen (265–460 €/MWh), rund die Hälfte davon für Infrastruktur. Angesichts dieser hohen Kosten sei es schwer vorstellbar, dass sich solche Kraftwerke im Energy-Only-Markt wirtschaftlich betreiben lassen. Denkbar seien Alternativen mit Vor-Ort-Elektrolyse oder erneuerbarem Methanol.
Vergleich der Wasserstoffbezugskosten 2035 für verschiedene Typen von Kraftwerken (Grafik: Fraunhofer CINES)
Industrie: Mehr Volllaststunden senken Kosten, bei flexibler Nachfrage noch mehr Kostenvorteile
Für industrielle Abnehmer, die Wasserstoff als Energieträger bzw. chemischen Grundstoff nutzen, bleiben die Infrastrukturkosten vergleichsweise moderat. Bei zeitlich konstanter Abnahme – im Strommarkt Bandlast genannt – liegen sie selbst im Maximalfall bei 16 Prozent der Gesamtkosten. Die Bezugskosten 2035 betragen 4,41 bis 8,43 Euro je Kilogramm. Die Netzentgelte werden im Vergleich zu Kraftwerken über sehr viele Volllaststunden umgelegt, wodurch die spezifischen Transportkosten geringer ausfallen. Auch die Speicherkosten fallen geringer aus, da die Forschenden eine größere Zahl an Ein- und Ausspeicherzyklen pro Jahr annehmen.
Vergleich der Wasserstoffbezugskosten im Jahr 2035 für Industriebetriebe mit diverser Charakteristik (Grafik: Fraunhofer CINES)
Komplett ohne Speicherkosten kommen Industriebetriebe aus, wenn sie ihre Wasserstoffnutzung flexibel in die Zeiten verlegen, in denen grüner Wasserstoff erzeugt wird. Durch vor Ort produzierten Wasserstoff entfallen auch die Transportkosten. Ob es unterm Strich günstiger ist, die Produktion eines Betriebs zu flexibilisieren oder auf kontinuierliche Versorgung aus Wasserstoffnetz und -speichern zu setzen, müsse für jeden Einzelfall berechnet werden.
Beratung: Mit Unsicherheit strategisch umgehen
Die für die Studie entwickelten Analysemethoden nutzen die CINES-Forschenden nun, um potenzielle Abnehmer und Erzeuger von Wasserstoff in Industrie und Energiewirtschaft zu beraten.
„Wasserstoff-Investments werden absehbar mit struktureller Unsicherheit behaftet bleiben“, blickt Studienleiter Wietschel voraus. „Gerade unsere Analysen zeigen, wie sehr künftige Regulatorik und Entgelte die Wirtschaftlichkeit beeinflussen. Der CINES-Ansatz setzt daher darauf, Unternehmen in die Lage zu versetzen, mit dieser Unsicherheit umzugehen.“ Anstelle von Punktprognosen ermitteln die Forschenden Kostenbandbreiten, die sie in Abhängigkeit von Faktoren wie Regulatorik, technischer Auslegung sowie der künftigen Entwicklung des Energiesystems modellieren, vergleichen und optimieren. Dies bildet eine belastbare Basis für strategische Handlungsoptionen, Risikoanalysen und Hedging. pf
