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Ein Blick nach Deutschland: Stand der Entwicklung des deutschen WasserstoffkernnetzesWasserstoffkernnetz und Netzentwicklungsplan Mit dem Entwurf des integrierten Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff liegt ein überarbeitetes Gesamtbild für das deutsche Wasserstoffnetz bis 2037 vor. Die Netzbetreiber planen insgesamt rund 9.200 km Wasserstoffleitungen, davon etwa 2.000 km als bereits genehmigtes Kernnetz, dessen Bau bzw. Umwidmung überwiegend bis 2027 starten und bis 2030 abgeschlossen sein soll. Das Investitionsvolumen steigt gegenüber dem genehmigten Kernnetz allerdings deutlich auf rund 24,9 Mrd. Euro, wobei Kostensteigerungen insbesondere aus Neubauabschnitten resultieren und bereits im Hochlaufentgelt der Bundesnetzagentur berücksichtigt wurden. Nur wenige Leitungen des 2024 bestätigten Kernnetzes fallen im aktuellen NEP-Entwurf weg; gleichzeitig werden zahlreiche Projekte zeitlich gestreckt, um sie an neue Szenarien und Machbarkeitsstudien anzupassen. Die Netzentwicklungsplanung stützt sich auf mehrere Szenarien – von einem wasserstoffintensiven Pfad über ein stark elektrifiziertes Energiesystem bis hin zu einem Versorgungssicherheitsszenario. Beim Wasserstoffnetz werden Kernnetzleitungen schon dann aufgenommen, wenn sie in einem der Langfristszenarien benötigt werden; zusätzliche Leitungen über das Kernnetz hinaus müssen in allen drei Langfristszenarien erforderlich sein, um in den Vorschlag aufgenommen zu werden. Bis Mitte 2026 sollen Konsultation, Ergänzungen zu marktbasierten Instrumenten (z. B. „Spread-Produkt“ als Alternative zum physischen Netzausbau) und die Modellierung für 2045 abgeschlossen und der NEP von der Bundesnetzagentur genehmigt werden. Stockender Wasserstoffhochlauf und politischer Handlungsdruck Trotz der ambitionierten Infrastrukturplanung bleibt der reale Markthochlauf deutlich hinter den politischen Zielbildern von Nationaler Wasserstoffstrategie, REPowerEU und EU Green Deal zurück. Zahlreiche Projekte entlang der Wertschöpfungskette werden verzögert, pausiert oder trotz zugesagter Förderung zurückgezogen – ausgelöst durch hohe Kosten, regulatorische Unsicherheit und fehlende Abnahme- und Finanzierungsmodelle. Der BDEW warnt deshalb vor einem „Policy-Reality-Gap“: die politischen Ambitionen (u. a. 95 – 130 TWh H₂- und Derivatbedarf 2030 und 360 – 500 TWh H₂ plus rund 200 TWh H₂-Derivate im Jahr 2045) stehen in starkem Kontrast mit der schleppenden Projektumsetzung. Vor diesem Hintergrund fordert der BDEW ein zentrales Wasserstoffgesetz („H2G“), das Ausbauziele, einheitliche Definitionen, Infrastrukturplanung (inkl. Produktion, Terminals, Speicher) sowie Fördermechanismen bündelt. Das Gesetz soll ähnlich wie das EEG für erneuerbare Energien als „Ermöglicher“ des Hochlaufs wirken, unter anderem durch klare Zielvorgaben, Contracts for Difference zur Schließung der Kostenschere zu fossilen Brennstoffen, staatliche Garantien und flankierende Instrumente wie (zeitlich befristete) Netzentgeltentlastungen. Einzelinstrumente wie Grüngasquoten im Wärmemarkt werden als sinnvoll, aber „nicht hinreichend“ bewertet, um den Wasserstoffhochlauf systemisch zu tragen. Hauptrisiken im deutschen Wasserstoffhochlauf Eine vom BDEW beauftragte Capgemini-Studie zeichnet ein differenziertes Risikobild entlang der gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette in Deutschland. Besonders kritisch sind: Abnahmerisiko: Fehlende langfristige, verlässliche Abnahmeverträge, geringe Zahlungsbereitschaft und unsichere Leitmärkte verhindern, dass Projekte bankfähig werden und Final Investment Decisions getroffen werden. Finanzierungsrisiko: Hohe Eigenkapitalanforderungen, eingeschränkte Projektfinanzierung und ein heterogener Förderrahmen erschweren die Bereitstellung von Fremdkapital; selbst mit CAPEX-Förderung sinken die gewichteten Kapitalkosten oft nur begrenzt. Ordnungspolitisches Risiko: Komplexe und teils unklare Vorgaben (v. a. RFNBO-Kriterien, RED-III-Umsetzung, sich ändernde Rahmenbedingungen) bedrohen Investitionsschutz und wirken als potenzieller „Showstopper“. Marktpreis- und Produktionskostenrisiko: Die Kostenlücke zwischen RFNBO-konformem Wasserstoff und fossilen Alternativen, hohe Strompreise, auslaufende Stromnetzentgeltbefreiung und technologische Unsicherheiten treiben die Produktionskosten. Daneben belasten Marktliquiditäts- und Infrastrukturrisiken (fehlende standardisierte Produkte, geringe Handelstiefe, zeitkritischer Ausbau von Kernnetz, Speichern und Verteilnetzen) sowie Lieferketten- und Vertragsrisiken (konzentrierte OEM-Strukturen, Single-Sourcing, fehlende Standardverträge) die Projektdynamik. Arbeitsmarkt- und technische Produktrisiken gelten demgegenüber eher als verzögernd denn als strukturell blockierend, erhöhen aber den Koordinations- und Kostenaufwand. Handlungsempfehlungen: Vom Kernnetz zur funktionsfähigen Wasserstoffwirtschaft Die Studie kommt zu dem Schluss, dass isolierte Einzelmaßnahmen die Vielzahl der Ursachen nicht adressieren und daher nicht ausreichen, um den Hochlauf im politisch gewünschten Tempo zu erreichen. Gefordert wird ein abgestimmtes Maßnahmenbündel entlang der gesamten Wertschöpfungskette, das Bankability, Infrastruktur und Nachfrage gleichzeitig stärkt. Auf Upstream-Seite stehen eine Entschärfung bzw. zeitliche Streckung der RFNBO-Vorgaben, Investitionsschutz durch Grandfathering-Regeln sowie eine Verlängerung der Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure im Fokus, um künstliche Engpässe und Kostensprünge zu vermeiden. Im Midstream sollen der zügige Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes entlang industrieller Cluster und Importkorridore, Standardisierung von Wasserstoffprodukten und -verträgen sowie CfD-Modelle und staatliche Garantien die Rolle von „Midstreamern“ als Risikopuffer stärken. Downstream wird auf verbindliche Leitmärkte (z. B. grüner Stahl, chemische Grundstoffe), Einsatzquoten, gezielte öffentliche Beschaffung und OPEX-Förderung gesetzt, um Nachfrageanker zu schaffen und die Kostenlücke für industrielle Abnehmer temporär abzufedern. Über allem steht die Forderung nach einem zentralen H2-Gesetz, das diese Instrumente bündelt, Prioritäten setzt und für verlässliche, transparente Rahmenbedingungen sorgt – damit aus Infrastrukturplänen und Studien tatsächlich Pipelineprojekte, Investitionen und klimawirksame Anwendungen werden. Quelle: 260211-BDEW-Broschure-Risikominimierung_entlang_der_Wasserstoff-Wertschöpfungskette.pdf |
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