Die Kosten für die Produktion von grünem Wasserstoff in Deutschland könnten durch die EU-Kriterien zu „renewable fuels of non-biological origin“ (RFNBOs) deutlich steigen, die Preise für Strom und CO₂ jedoch geringfügig sinken. Die Wasserstoffproduktion könnte um bis zu 20 Prozent teurer sein als ohne die Kriterien. Den größten Einfluss auf die Kosten zeigt die Verschärfung auf stündliche Korrelation. Weiterhin werden zusätzliche Kapazitäten an erneuerbaren Energien und Elektrolyse benötigt. Außerdem erschweren die Kriterien die Koordination zwischen Stakeholdern. Der Effekt ist dabei für einzelne Betreiber größer als aus Sicht des Gesamtsystems.

Das zeigt die Studie „Green Hydrogen Production under RFNBO criteria – Analyzing the system and business case perspective“ des Energiewirtschaftlichen Instituts (EWI) an der Universität zu Köln. In der Studie werden erstmals die volkswirtschaftlichen Effekte der EU-Kriterien den betriebswirtschaftlichen Herausforderungen der Elektrolyse-Betreiber gegenübergestellt. Die Analyse erfolgte mit zwei EWI-eigenen Modellen. Die Studie wurde von der Förderinitiative Wasserstoff und Moleküle der Gesellschaft zur Förderung des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln e.V. gefördert.

EU-Kriterien verhindern Synergien zwischen Strom- und Wasserstoffsektor

Die EU-Kriterien für grünen Wasserstoff geben vor, dass bei der Herstellung bestimmte Bedingungen erfüllt sein müssen:

• Zusätzlichkeit bedeutet, dass der für die Elektrolyse genutzte Strom aus neu gebauten Erneuerbare-Energien-Anlagen stammen muss.
• Gleichzeitigkeit schreibt vor, dass der grüne Strom dann erzeugt wird, wenn er auch für die Wasserstoffproduktion verwendet wird – im strengsten Fall in der gleichen Stunde.
• Unter räumlicher Korrelation versteht die EU, dass Stromerzeugung und Wasserstoffproduktion in der gleichen Stromgebotszone stattfinden müssen. Diese Regeln sollen sicherstellen, dass der Wasserstoff tatsächlich klimafreundlich ist und das Stromnetz nicht zusätzlich belastet wird.
• Der systemische Teil der Studie zeigt, dass die Kriterien (einschließlich stündlicher Korrelation) bei konstanter Wasserstoffnachfrage die durchschnittlichen Kosten für Wasserstoffproduktion in Europa etwas weniger als in Deutschland erhöhen – um etwa 8 Prozent. „Der Kostenanstieg bei Wasserstoffproduktion ist darauf zurückzuführen, dass diese Erneuerbare-Energien-Anlagen ausschließlich für die Wasserstoffproduktion aufgebaut werden und somit Synergien mit dem Strommarkt ungenutzt bleiben“, sagt Dr.-Ing. Ann-Kathrin Klaas, die die Studie zusammen mit Michaele Diehl, Nada Fadl, Julian Keutz, Tobias Leibfritz, Felix Schäfer und David Wohlleben verfasst hat. Gleichzeitig führen strengere RFNBO-Kriterien zu einer Senkung der Stromkosten, da überschüssiger Strom aus erneuerbaren Energien wieder in den Markt zurückgespeist wird. „Die Effekte auf das gesamte europäische Energiesystem sind aber insgesamt gering“, sagt Klaas.
  

  EU-Kriterien erhöhen Aufwand für Koordination und Vermarktung

  Bei einzelnen Elektrolyse-Projekten könnten die Auswirkungen der RFNBO-Kriterien größer sein. So könnten die Wasserstoffproduktionskosten in Deutschland mit den Kriterien bis zu 20 Prozent höher ausfallen im Vergleich zur unbeschränkten Teilnahme am Strommarkt. „Die Analyse zeigt, dass die Ausgestaltung der Korrelation signifikanten Einfluss auf die Zusammensetzung des EE-Portfolios sowie den Aufwand für Stromeinkauf und -verkauf und damit auch auf die Kosten für die Wasserstoffproduktion haben kann“, sagt Klaas. Weiterhin könnten durch die Kriterien die Marktrisiken für Wasserstoffproduzenten und der Einfluss der Unsicherheiten hinsichtlich Wetter- und Preisprognosen steigen.

  Die Analyse in dieser Studie wurde mit dem EWI-eigenen Energiesystemmodell HYEBRID durchgeführt. HYEBRID ist ein lineares Simulationsmodell, das Investitions- und Einsatzentscheidungen im europäischen Strom- und Wasserstoffmarkt optimiert. Im zweiten Teil der Studie kommt das neue EWI-Modell SOPHIAA zum Einsatz, um die Versorgung eines Elektrolyseurs mit Strom zu optimieren. Mit dem Modell wird das optimale Portfolio an Power Purchase Agreements mit EE-Anlagen und die Teilnahme am Strommarkt analysiert.

(Quelle: EWI/2025)