Europa ist vom Erreichen der Klimaziele 2050 – der Reduktion des CO₂-Ausstoßes um 95 % im Vergleich zum Jahr 1990 – noch rund 70 % entfernt. Entsprechend groß ist der Handlungsdruck. Es gilt, nicht nur die fossile Strom- und Wärmeerzeugung zu dekarbonisieren: Auch Kohle, Öl und Erdgas als Rohstoff für die chemische Industrie, die Stahl­erzeugung und die Baustoffherstellung stellen eine Herausforderung dar. Hier besteht Potenzial für den Einsatz von Wasserstoff. Hinzu kommen Flugzeuge, Hochseeschiffe und Schwerlastwagen als mobile Verbraucher mit synthetischen Kraftstoffen. Vor allem Wärme zum Heizen und Kraftstoffe für die Mobilität werden durch Strom ersetzt.

Bedenkt man, dass der Wasserstoff weitestgehend strombasiert durch Elektrolyse hergestellt wird und für synthetische Kraftstoffe zusätzlich noch CO₂ aus der Atmosphäre ebenfalls mit Strom gewonnen werden muss, wird klar, dass es in erster Linie eine ausreichende erneuerbare Infrastruktur zur Erzeugung, Transport und Verteilung von Strom geben muss. Der Bedarf an erneuerbarem Strom wird sich bis 2050 verdoppeln. Damit ist es nicht getan: Wasserstoff muss großindustriell so nah wie möglich an der Stromquelle, also nahe an Wind- und Solarparks erzeugt werden, um die Stromnetze zu entlasten. Zum Transport des Wasserstoffs lassen sich die vorhandenen Erdgasnetze nutzen, die dazu jedoch ertüchtigt werden müssen. Alternativ kann die Elek­trolyse dezentral beim Verbraucher angesiedelt werden, was zusätzliche Kapazitäten im Stromnetz erfordert, um den Strom zum Elektrolyseur zu bringen. Der Bedarf an Wasserstoff kann ferner nicht allein im Inland gedeckt werden. Schon deshalb werden Pipelinekapazitäten erforderlich sein.
Zu Recht wird Wasserstoff als Schlüssel zur umfassenden Energiewende gesehen, wie er auch in der Wasserstoffstrategie des Bundes zum Ausdruck kommt. Die Infrastruktur in Form von Strom- und Gasnetzen sowie Speichern ist aber die Grundvoraussetzung. Es ist schon ein erster Schritt in die richtige Richtung getan: So sind im Netzentwicklungsplan Gas 2030 eine Reihe von Elektrolyseprojekten sowie der daraus resultierende Bedarf an Wasserstoffnetzen aufgenommen worden.

„Der Bedarf an erneuerbarem Strom 
wird sich bis 2050 verdoppeln."

Eine für die deutsche Indus­trie wirtschaftliche Versorgung mit Strom und Wasserstoff erfordert eine Strategie, die auch die infrastrukturellen Fragen beantwortet:

Sollte der Wasserstoff lokal produziert werden oder über eine Wasserstoff-Pipeline bzw. -Verteilnetz bezogen werden?

Eine lokale Wasserstoffproduktion erhöht die Versorgungssicherheit, reduziert die Importabhängigkeit, vermeidet Transportkosten und ermöglicht den Ausbau lokaler Wertschöpfungsketten. Ein lokaler Absatzmarkt bedingt jedoch auch gesicherte Abnahmeverpflichtungen und festgelegte Geschäftsstrukturen. Ein Ausbau oder eine Umwidmung von Netzen wäre mit Kosten verbunden, weil bestehende Rohre entsprechend angepasst werden müssen.
Da Deutschland über eine umfangreiche Erdgasinfrastruktur verfügt, wird eine Umstellung der bestehenden Gasinfrastruktur nicht so kostenintensiv ausfallen wie der Ausbau neuer Netze. Eine Pipeline wird der deutschen Wasserstoff­industrie einen Wettbewerbsvorteil bei der Herstellung nachhaltiger Produkte verschaffen. Die Beimischung in das Erdgasnetz kann die Wasserstoffwirtschaft besonders in der frühen Markteinführungsphase unterstützen.
Überdies existiert in Deutschland eine ungleichmäßige Verteilung von Angebot und Nachfrage, da die Quellen im Norden und in Mitteldeutschland mit reichlich Potenzial für erneuerbaren Überschussstrom liegen. Der Verbrauchsschwerpunkt hingegen liegt in Süd-West-Deutschland, wo die Standortbedingungen für ­Power-to-Gas-Anlagen (PtG) ungeeignet sind. Transportnetze können diese Entfernung überbrücken.

„Die Beimischung in das Erdgasnetz kann die Wasserstoffwirtschaft
in der frühen Markteinführungsphase unterstützen."

Wo werden zukünftig Wasserstoff und synthetische Brennstoffe kostengünstig erzeugt?

Nord- und Nordostdeutschland verfügen über optimale Standortfaktoren für PtG-Anlagen, mit Überschussstrom aus erneuerbaren Energien (EE), vielen Biogasanlagen als wichtige CO₂-Quellen für die Methanisierung sowie eine ausgeprägte Erdgasinfrastruktur. Durch den Ausbau von EE-Anlagen können sich die Voraussetzungen für PtG auch in anderen Regionen verbessern, jedoch werden tendenziell der Norden und Nordosten die Vorreiter bleiben.
Die Schwerpunkte des Wasserstoffbedarfs bilden die Industriecluster im Ruhrgebiet, Mitteldeutschland sowie in der Region Unterelbe/Weser/Ems. So beläuft sich im Cluster Mitteldeutschland der aktuelle Wasserstoffverbrauch aller Chemieparks und Raffinerien auf 11 TWh/a, im Ruhrgebiet beträgt er 20 TWh/a. 
Grundsätzlich wäre es möglich, die Wasserstofferzeugung lokal anzusiedeln. Aufgrund der auch nach der Fertigstellung der „Nord-Süd-Stromautobahnen“ bestehenden Knappheit an Stromtransportkapazität erscheint es strategisch und wirtschaftlich sinnvoller, den Wasserstoff erzeugungsnah an der Küste herzustellen und per Pipeline zu den Verbrauchsschwerpunkten zu transportieren.

Welche Standorte in Deutschland werden perspektivisch mit Wasserstoff über Gasnetze versorgt werden?

Die Verteilung von Wasserstoff via Pipeline ist wirtschaftlich, wenn große Mengen transportiert werden sollen und die Erzeugungsmöglichkeiten vor Ort ungeeignet sind. Da sowohl der energetische als auch der stoffliche Wasserstoffverbrauch sich regional weiterhin auf die Industriecluster konzentrieren werden, erscheint der Ausbau des Wasserstoffnetzes hier am sinnvollsten. So soll die längste Wasserstoffpipeline Deutschlands (240 km) im Ruhrgebiet durch das Projekt GET H2 Nukleus (vgl. Seite 4) an Elektrolyseanlagen in Lingen über Nutzung vorhandener Erdgasfernleitungen mit grünem Wasserstoff versorgt werden. GET H2 sieht weitere Anbindungen von industriellen Zentren an Regionen mit hohem Anteil erneuerbarer Energien vor.
Auch die Region Unterelbe-Weser-Ems strebt eine Windwasserstoff-Wirtschaft an – mit dem Ausbau der bestehenden 30 km langen Pipeline zwischen Brunsbüttel und Heide. Überdies ist der Industrie-Hub nah an den Einspeisepunkten zum Strom- und Gasnetz und ergänzt diese mit hohen Erzeugungsleistungen erneuerbarer Energien sowie einem hohen Bestand an Gasspeichern. 
Standortfaktoren wie Reichweite zu Netzanschlüssen, zu Kavernenspeichern, zu industriellen Verbrauchszentren und günstige EE-Erzeugungsmöglichkeiten determinieren die Wirtschaftlichkeit eines Netzanschlusses.

Wie ist der Import von Wasserstoff bzw. ­synthetischen Brennstoffen einzuschätzen?

Langfristig wird Wasserstoff aus Regionen mit günstigen und hohen Erzeugungskapazitäten importiert werden müssen, um den Bedarf für den Heimatmarkt zu decken. Seitens der Bundesregierung gab es schon Gespräche mit der Regierung Marokkos für die Errichtung einer Wasserstoffallianz. Nordafrika verfügt über mehrere Gaspipeline-Verbindungen nach Europa mit einer Kapazität von mehr als 60 GW. Eine Umwidmung dieser Pipelines kann das Exportpotenzial erneuerbarer Energien und Wasserstoff in Nordafrika erschließen.
Um die Importstrategie zu vervollständigen, muss die Infrastruktur des Absatzmarktes angepasst werden. Daher fordert VCI Nord (Verband der Chemischen Industrie, Landesverband Nord) einen raschen Ausbau der Hafeninfrastruktur sowie den sofortigen Bau von Importterminals. Die norddeutschen Häfen sind mit der Entladung von Gasen bereits erfahren und verfügen zudem auch über die vorhandene Pipe­linestruktur.
Auch andere Länder möchten Häfen als Kreuzweg des Wasserstoffs verwenden. Dies verdeutlicht etwa das Projekt Green Octopus in den Niederlanden und Belgien. Hier sollen zusätzlich 2.000 km vorhandene Erdgastransportleitungen auf Wasserstoff umgestellt werden mit Grenzübergangspunkten nach Deutschland.

"Für industriellen Großbedarf wird eine Pipeline
die langfristig wirtschaftlichere Lösung sein."

Welche Handlungsoptionen haben Unternehmen mit kurzfristigem Wasserstoffbedarf?

Aufgrund der hohen Anschaffungs- und Betriebskosten von Elektrolyse­anlagen ist bei einem kurzen Bedarfshorizont eine Beschaffung über den Markt sinnvoll. Durch eine Wasserstoffpipeline können sich Unternehmen Wasserstoff auch über die Netze besorgen. Allerdings dürfte für viele Unternehmen entweder eine Anbindung an eine Wasserstoffpipeline räumlich nicht möglich sein bzw. noch sehr lange dauern. Daher kommt in Einzelfällen und bei kurz- oder mittelfristigem Bedarf eine lokale Wasserstofferzeugung in Frage. Elektrolyseanlagen sind gut skalierbar und können mit dem Bedarf wachsen. So bietet sich eine lokale Erzeugung für Tankstellen abseits der Wasserstoff-Pipelines an. Für industriellen Großbedarf wird eine Pipeline die langfristig wirtschaftlichere Lösung sein.

Wie Unternehmen ihre „Wasserstoffposition“ strategisch sichern

Zukünftig ist mir einer Reduzierung des Wasserstoffpreises zu rechnen, wenn entsprechende Produktionskapazitäten ausgebaut und verschiedene Maßnahmen, wie z. B. die Einführung einer CO₂-Bepreisung, umgesetzt werden. Durch den steigenden Bedarf wird Wasserstoff eine marktorientierte Preisgestaltung ähnlich wie beim Erdgas erfahren. Verbraucher können langfristige Abnahmeverträge abschließen oder den Marktpreis absichern. Unternehmen sollten früh in den Markt einsteigen und strategisch in Bezug auf Standortauswahl und Investitionen in Infrastruktur planen. Somit können sie nicht nur die verschiedenen Geschäftsmodelle erschließen, sondern auch zusätzliche Einnahmequellen sichern. 
Zusammengefasst sind Umrisse einer Infrastrukturstrategie für Wasserstoff erkennbar, vor allem mit Impulsen auf Seiten industrieller Anwender und Gasnetzbetreiber. Die nationale Wasserstoffstrategie, die stark auf die Technologieführerschaft setzt, muss um eine Infra­strukturstrategie ergänzt werden. Es bedarf zudem verlässlicher Rahmenbedingungen für die Investoren in industrielle Wasserstofferzeugung, damit diese die Investitionen tatsächlich vollumfänglich durchführen.