{"id":115713,"date":"2026-07-02T02:13:00","date_gmt":"2026-07-02T00:13:00","guid":{"rendered":"https:\/\/www.sonnenseite.com\/?p=115713"},"modified":"2026-07-01T12:15:03","modified_gmt":"2026-07-01T10:15:03","slug":"transport-und-speicherung-koennen-kosten-fuer-gruenen-wasserstoff-verdoppeln","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.sonnenseite.com\/de\/wirtschaft\/transport-und-speicherung-koennen-kosten-fuer-gruenen-wasserstoff-verdoppeln\/","title":{"rendered":"Transport und Speicherung k\u00f6nnen Kosten f\u00fcr gr\u00fcnen Wasserstoff verdoppeln"},"content":{"rendered":"\n

Welche Kosten kommen auf deutsche Wasserstoffabnehmer im Jahr 2035 zu? Transport und Speicherung k\u00f6nnen Kosten f\u00fcr Spitzenlastkraftwerke 2035 verdoppeln.<\/p>\n\n\n\n

Antworten auf diese Frage liefert eine Analyse des Fraunhofer IEG mit Partnern des Fraunhofer-Exzellenzclusters \u00bbIntegrierte Energiesysteme\u00ab CINES. Die Forschenden haben dies erstmals systematisch berechnet und ber\u00fccksichtigten nicht nur die Erzeugungskosten von gr\u00fcnem Wasserstoff, sondern auch Transport und Speicherung. Diese Infrastrukturkosten fallen f\u00fcr Kraftwerke deutlich st\u00e4rker ins Gewicht als f\u00fcr industrielle Abnehmer. Die Erkenntnisse der Analyse, die am 6. Juli in einem Webinar vorgestellt werden, helfen Abnehmern und Erzeugern von Wasserstoff in Industrie und Energiewirtschaft, besser f\u00fcr die Zukunft ger\u00fcstet zu sein.<\/p>\n\n\n

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\u00bbWasserstoff gilt als Schl\u00fcsseltechnologie f\u00fcr die Dekarbonisierung der Industrie, doch meist werden nur die Erzeugungspreise betrachtet\u00ab, sagt Dr. Benjamin Pfluger vom Fraunhofer IEG. \u00bbDoch Wasserstoff muss transportiert, gespeichert und zum richtigen Zeitpunkt bereitgestellt werden. Unsere Studie schlie\u00dft diese L\u00fccke und zeigt die Unterschiede der Bezugskosten zwischen industrieller Bandlast, flexiblen Industrieprozessen, Kraft-W\u00e4rme-Kopplung und Kraftwerken. Verbraucher aus Industrie und Energiewirtschaft zeigen wir den Weg auf, ihre Kosten strukturiert abzubilden.\u00ab<\/p>\n\n\n

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\u00bbEin wesentlicher Grund f\u00fcr den stockenden Hochlauf des deutschen Wasserstoffmarktes ist, dass Investoren keine Sicherheit \u00fcber die zuk\u00fcnftig zu erwartenden Kosten haben\u00ab, erl\u00e4utert Prof. Martin Wietschel, leitender Autor der Studie, den Hintergrund. \u00bbZwar gibt es bereits viele Analysen zu den Erzeugungskosten von gr\u00fcnem Wasserstoff, aber auf Abnehmer in Industrie und Energiewirtschaft kommen auch Kosten f\u00fcr Transport und Speicherung zu.\u00ab Die resultierenden Bezugskosten haben Wietschel und sein Team nun in der Studie \u00bbAnwendungsspezifische Wasserstoffbezugskosten in Deutschland 2035\u00ab erstmals systematisch f\u00fcr 2035 ermittelt und zwischen verschiedenen Anwendungsf\u00e4llen verglichen.<\/p>\n\n\n\n

Wasserstoffkraftwerke: Hohe Kosten durch Speicherbedarf und geringe Volllaststunden<\/h4>\n\n\n\n

Ma\u00dfgeblichen Einfluss auf die Bezugskosten hat das jeweilige Nachfrageprofil. Bei stromgef\u00fchrten Wasserstoffturbinen entsteht der Wasserstoffbedarf f\u00fcr die R\u00fcckverstromung genau dann, wenn gr\u00fcner Wasserstoff nicht erzeugt wird. Er muss daher vollst\u00e4ndig aus Speichern bedient werden, wodurch die Speicherkosten steigen.<\/p>\n\n\n\n

Hinzu kommen Netzentgelte f\u00fcr 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 f\u00fcr das Kernnetz ist aktuell ein j\u00e4hrlicher Festpreis f\u00fcr die vorgehaltene Ein- oder Ausspeiseleistung. \u00bbWird die gebuchte Ausspeiseleistung nur mit 500 Volllaststunden im Jahr beansprucht, steigen die spezifischen Transportkosten je Kilogramm ausgespeistem Wasserstoff\u00ab, erkl\u00e4rt Dr. Benjamin Pfluger vom Fraunhofer IEG, Co-Autor und Experte f\u00fcr Energieinfrastrukturen. Das Fraunhofer IEG brachte seine Kompetenzen im Bereich der umfassenden technischen und \u00f6konomischen Analyse von Wasserstoffinfrastrukturen und -speichern in die Studie ein.<\/p>\n\n\n\n

Insgesamt m\u00fcssen Kraftwerksbetreiber mit Netzanschluss mit 8,77 bis 15,16 Euro je Kilogramm rechnen (265\u2013460 \u20ac\/MWh), rund die H\u00e4lfte davon f\u00fcr Infrastruktur. \u00bbAngesichts dieser hohen Kosten ist es schwer vorstellbar, dass sich solche Kraftwerke im Energy-Only-Markt wirtschaftlich betreiben lassen\u00ab, so Pfluger. \u00bbDenkbar sind Alternativen mit Vor-Ort-Elektrolyse oder erneuerbarem Methanol.\u00ab<\/p>\n\n\n\n

Industrie: Vorteil bei Flexibilit\u00e4t<\/h4>\n\n\n\n

F\u00fcr industrielle Abnehmer, die Wasserstoff als Energietr\u00e4ger bzw. chemischen Grundstoff nutzen, bleiben die Infrastrukturkosten vergleichsweise moderat. Bei zeitlich konstanter Abnahme (\u00bbBandlast\u00ab) 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 \u00fcber sehr viele Volllaststunden umgelegt, wodurch die spezifischen Transportkosten geringer ausfallen. Auch die Speicherkosten fallen geringer aus, da die Forschenden eine gr\u00f6\u00dfere Zahl an Ein- und Ausspeicherzyklen pro Jahr annehmen.<\/p>\n\n\n\n

Komplett ohne Speicherkosten kommen Industriebetriebe aus, wenn sie ihre Wasserstoffnutzung flexibel in die Zeiten verlegen, in denen gr\u00fcner Wasserstoff erzeugt wird. Durch vor Ort produzierten Wasserstoff entfallen auch die Transportkosten. \u00bbOb es unterm Strich g\u00fcnstiger ist, die Produktion eines Betriebs zu flexibilisieren oder auf kontinuierliche Versorgung aus Wasserstoffnetz und -speichern zu setzen, muss f\u00fcr jeden Einzelfall berechnet werden\u00ab, ordnet Lukas Jansen ein, der f\u00fcr die Studie die modellbasierten Analysen durchf\u00fchrte.<\/p>\n\n\n\n

Beratung: Mit Unsicherheit strategisch umgehen<\/h4>\n\n\n\n

Die f\u00fcr die Studie entwickelten Analysemethoden nutzen die CINES-Forschenden nun, um potenzielle Abnehmer und Erzeuger von Wasserstoff in Industrie und Energiewirtschaft zu beraten.<\/p>\n\n\n\n

\u00bbWasserstoff-Investments werden absehbar mit struktureller Unsicherheit behaftet bleiben\u00ab, blickt Studienleiter Martin Wietschel voraus. \u00bbGerade unsere Analysen zeigen, wie sehr k\u00fcnftige Regulatorik und Entgelte die Wirtschaftlichkeit beeinflussen. Der CINES-Ansatz setzt daher darauf, Unternehmen in die Lage zu versetzen, mit dieser Unsicherheit umzugehen.\u00ab Anstelle von Punktprognosen ermitteln die Forschenden Kostenbandbreiten, die sie in Abh\u00e4ngigkeit von Faktoren wie Regulatorik, technischer Auslegung sowie der k\u00fcnftigen Entwicklung des Energiesystems modellieren, vergleichen und optimieren. Dies bildet eine belastbare Basis f\u00fcr strategische Handlungsoptionen, Risikoanalysen und Hedging. (Weitere Informationen zum CINES-Beratungsangebot >><\/a>)<\/p>\n\n\n\n

Webinar zur Studie am 6. Juli 2026<\/h4>\n\n\n\n