Lässt grüner Wasserstoff Windenergieanlagen weiterdrehen?

In zahlreichen Fällen ist ein Repowering durch fehlende Voraus­setzungen nicht möglich, auch wenn der Gesetzgeber sich hier bemüht nachzubessern (wie mit der Überarbeitung des § 16b des BImSchG im August dieses Jahres). Ist Repowering keine Option, bleibt die Frage nach einer lohnenden Alternative. Denn viele der Anlagen sind durch­aus noch einsatzfähig und erfüllen die technischen Voraussetzungen, um Weiterbetriebszertifikate für mehrere Jahre zu erhalten. Klassische Alternativen sind:

• Netzeinspeisung (Voll/Überschuss) ohne feste Vergütung (bei aktuellen Stromhandelspreisen realisierbar, doch ohne Planungssicherheiten)
• Direktvermarktung (wie auch Power Purchase Agreements; PPA)

Wenn sich solche Konzepte allerdings für Betreiber:innen finanziell nicht lohnen, steht oftmals nur noch der Rückbau als Ultima Ratio – ein Rück­schlag nicht nur für die Pionierinnen und Pioniere der Windenergiebran­che, sondern für die gesamte Energiewende.

Zeitgleich mit dem Ende der ersten EEG­Förderungen stellte die Bundes­regierung im Juni 2020 die nationale Wasserstoffstrategie vor. Das Ziel: Bis 2030 sollen 5 GW Erzeugungsleistung für die Wasserelektrolyse und damit zur Herstellung von grünem Wasserstoff installiert werden1. Hierfür wird ein Bedarf an grünem Strom von jährlich 20 TWh angegeben – fast exakt die Energiemenge, die von den bis 2030 ausgeförderten und nicht repowerbaren WEA produziert wird! Können also die ausgeförderten WEA zur Deckung dieses Bedarfs beitragen und sich auf diesem Weg eine rentable Weiterbetriebsoption sichern? Um dies zu beantworten, müssen zunächst weitere Fragen gelöst werden:

Warum überhaupt mit Wasserstoff auseinandersetzen?

Als chemischer Energieträger kann Wasserstoff sowohl energetisch als auch zur stofflichen Nutzung eingesetzt werden, und das zeitlich hoch flexibel, da das Molekül einfach gespeichert werden kann. So kann Wasser in Elektrolyseuren unter Einsatz von Strom in Sauerstoff (O) und Wasserstoff (H2) aufgespalten und zur Langzeitspeicherung der Energie eingesetzt werden. Mit einer Speicherdauer von Stunden bis Monaten kann der problematische saisonale Versatz zwischen Verfügbarkeit und Bedarf an erneuerbarer Energie zwischen Sommer und Winter ausgegli­chen werden. Außerdem kann die Wasserstofftechnologie (Elektrolyseur und Brennstoffzelle) das Netz bei Stromschwankungen entlasten oder stabilisieren und so zur Versorgungssicherheit mit 100 % erneuerbaren Energien beitragen. Diese Eigenschaften machen Wasserstoff zu einem Schlüsselelement in der „Energiewende 2.0“!

Doch wo wird Wasserstoff eingesetzt und gibt es nicht effizientere Alternativen?

Ein möglicher Anwendungsfall findet sich im Mobilitätssektor. Schon jetzt etablieren sich mehr und mehr Brennstoffzellenfahrzeuge, im privaten aber auch im Bereich der kommunalen Fahrzeuge oder öffentlichen Trans­portmittel. Sein großes Potenzial zur Dekarbonisierung entfaltet Wasser­stoff allerdings dort, wo es keine Alternativen, also keine Möglichkeit zur Elektrifizierung gibt. Darunter fallen unter anderem die Stahlindustrie, die chemische Grundstoffindustrie aber auch Zementwerke und Raffinerien. Doch auch im Logistiksektor scheiden batterieelektrische Antriebe für wei­te und schwere Transporte zu Wasser, zu Land oder in der Luft aus. Hier kann Wasserstoff zu der notwendigen Dekarbonisierung beitragen.

Insgesamt können durch den direkten Einsatz von grünem Wasserstoff im gesamten Industriesektor nahezu 60 % der globalen CO2­Emissionen vermieden werden. Der prognostizierte Bedarf an grünem Wasserstoff wird daher enorm steigen – ihn gilt es in den kommenden Jahren und Jahrzehnten zu decken.

Wo soll der ganze Wasserstoff herkommen?

Perspektivisch soll grüner Wasserstoff im großen Stil aus großtechni­schen, zentralen Elektrolyseuren in Deutschland bezogen oder importiert werden – bisher noch Zukunftsmusik, da sich entsprechende Projekte erst in der (frühen) Planung befinden. Eine Alternative, die bereits heute umgesetzt werden kann, ist die dezentrale Wasserstofferzeugung nah am H2­Einsatzort mit kleinen (< 1MW) bis mittelgroßen (< 5MW) Elektroly­seuren, zudem mit konkreten Vorteilen und Verkaufsargumenten für den so erzeugten Wasserstoff:

• Die Transportstrecken und resultierende Kosten sind kleiner
• Der CO2­Fußabdruck wird minimiert, welchen auch grüner Wasserstoff bei seinem Transport hinterlässt
• Notwendigkeit zum Redispatch wird verringert
• Der Wasserstoff kann günstiger als Strom transportiert werden

Doch wie kann der Wasserstoff zu seinem Einsatz­ort transportiert werden und welche Speicher­möglichkeiten gibt es?

Ist eine direkte Abnahme oder ein Anschluss an ein lokales Wasserstoff­/Gasnetz nicht möglich, muss das Gas zwischengespeichert werden. Für kleine bis mittelgroße Elektrolyseure hat sich der Druckgasspeicher etab­liert. Auf sogenannten Tube Trailern (Gastank­LKW­Anhänger) sind solche Druckgasspeicher direkt mit dem Transportmittel kombiniert. Die Tube Trailer werden mit zwischengeschaltetem Kompressor an den Elektroly­seur angeschlossen, befüllt und durch den nächsten Anhänger mit leeren Speichern abgelöst. Auf den Trailern werden die vollgetankten Tubes zum Einsatzort des Wasserstoffs gebracht, wobei jede Ladung problemlos 500kg H2 bei 200bar fassen kann. Diese Mobilität ermöglicht auch in ab­gelegenen Gebieten eine Wasserstoffinfrastruktur.

Hier kommen die Windenergieanlagen ins Spiel!

Die Erzeugung von grünem Wasserstoff mittels Elektrolyse direkt am Windpark stellt ein mögliches Szenario dar. Grundsätzlich ergeben sich durch die gesetzlichen Voraussetzungen verschiedene Betriebskonzepte, eine WEA mit einem Elektrolyseur zu verbinden.

Bei der ersten Variante sind die H2­Gestehungskosten am geringsten, da weder Netzentgelte noch Umlagen für den eingesetzten Strom anfallen. Doch auch ein PPA mit einem Elektrolyse­Unternehmen kann rentabler als mit anderen Abnehmer:innen sein. Denn Hersteller:innen von grünem Wasserstoff sind von der EEG­Umlage und bestimmten Netzentgelt­ver­bundenen Abgaben befreit, sodass diese tendenziell bereit sind, einen höheren Preis pro kWh zu zahlen. Denn aus der Perspektive von Elektro­lysebetreiber:innen gibt es kaum günstigere Strombezugsarten als aus ausgeförderten EE­Anlagen.

Aber sind die Investitionskosten rund um Wasser­stoff heute nicht immer noch unwirtschaftlich hoch? Kann sich daraus wirklich ein Weiterbetrieb mit Potenzial ergeben?

Ja, in dieser Weiterbetriebsoption steckt Potenzial! Und ja, die Investi­tionskosten sind hoch, doch durch Lern­ und Skaleneffekte haben diese bereits abgenommen – eine Entwicklung, die sich in den kommenden Jahren fortsetzen wird. Um einem Abwarten und Hinauszögern von Investitionen entgegenzuwirken (denn das würde die Entwicklung von Lern­ und Skaleneffekte verlangsamen), hat die Bundesregierung für die aktuelle frühe Phase des H2­Markthochlaufs Fördermittel bereitgestellt. Mit über 7 Mrd. Euro sollen Projekte zur Erreichung der Ziele der nationa­len Wasserstoffstrategie gefördert werden. Ein frühes Handeln kann hier den Zugang zu Fördermitteln sichern.

Doch auch ohne Fördergelder und mit den aktuellen Investitionskos­ten zeigen sich attraktive Investitionskostenrechnungen. Wie hoch das Potenzial für konkrete ausgeförderte Anlagen ist, muss im Einzelfall analysiert werden. Für diese Einzelfallbetrachtung müssen sowohl die Stromerzeugung (WEA), die Wasserstoffgewinnung (Elektrolyse) als auch die anschließenden Schritte (Speicherung, Transport, Anwendung) der Wasserstoff­Wertschöpfungskette berücksichtigt werden. Nur so lassen sich die spezifischen H2­Gestehungskosten berechnen und das optimierte System über den Business Case bewerten.

Betreiber:innen, die sich mit der Frage zum Post­EEG­Weiterbetrieb auseinandersetzen, sollten daher die Wasserstoff­Potenziale nicht außer Acht lassen. Hier bedarf es einer konkreten Betrachtung und, auf dieser belastbaren Grundlage, einer bewussten Entscheidung für oder gegen einen Weiterbetrieb mit kombinierter Erzeugung grünen Wasser­stoffs. So können Sie (erneut) Pionier:innen werden und die „Energie­wende 2.0“ aktiv mitgestalten.

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