Mindestanteile für grünen Wasserstoff in der Industrie: Die Folgen der RED III
Am 30.11.2023 trat die dritte Neufassung der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (Renewable Energy Directive III, RED III) der EU in Kraft. [1] Sie soll über die vorhergehenden Fassungen hinaus den Einsatz von erneuerbaren Energien fördern. Unter anderem setzt sie auch verbindliche Ziele für die Anteile erneuerbarer Quellen in verschiedenen Endenergiesektoren in den kommenden Jahren. Ein derartiges Ziel betrifft die Nutzung von Wasserstoff im Industriesektor: Bis 2030 sollen 42 % des eingesetzten Wasserstoffs in der Industrie erneuerbar sein, bis 2035 sogar 60 %. Aktuell ist weniger als 1 % des weltweit verwendeten Wasserstoffs erneuerbar. [2]
Wasserstoff wird in vielen Prozessen der Chemie- und Mineralölindustrie stofflich eingesetzt. Die Dekarbonisierung der Stahlindustrie wird zu weiterem stofflichen Verbrauch in der Zukunft führen. Auch der energetische Einsatz von Wasserstoff ist möglich, etwa zur Bereitstellung von Hochtemperaturwärme oder zur Stromproduktion.
Der Bedarf an Wasserstoff in der Industrie wird also in den nächsten Jahren zunehmen. Die RED III trägt dazu bei, dass dieser Anstieg vor allem eine Zunahme der Nutzung von grünem Wasserstoff und einen Phase-Out für fossilen Wasserstoff bedeutet. Gleichzeitig stellt sie die betroffenen Industrieunternehmen vor weitere Herausforderungen: Einerseits müssen hochintegrierte Prozesse, in denen Wasserstoff produziert wird oder genutzt werden kann, umgestellt und neue Lieferketten etabliert werden. Andererseits sind die Unternehmen nun außerdem in der Verantwortung, für die Erfüllung der Mindestanteile an grünem Wasserstoff zu sorgen.
Um die Hintergründe und Konsequenzen der RED III für die Industrie verständlicher zu machen und den Blick auf einige weniger beachtete Fragestellungen zu richten, werden in diesem Beitrag die rechtlichen Anforderungen der RED III, die dadurch entstehenden Wasserstoffbedarfe und Kosten sowie mögliche Umsetzungshilfen erläutert.
Was ist in der RED III gefordert?
Der neu hinzugefügte Artikel 22a der RED III bezieht sich auf den Quotienten zwischen zwei Energiemengen: Die Energiemenge der genutzten strombasierten Kraftstoffe geteilt durch die Energiemenge des genutzten Wasserstoffs muss in den Jahren 2030 bzw. 2035 bei mindestens 42 % bzw. 60 % liegen (siehe Abbildung 1). Für die Umsetzung sind die Mitgliedsstaaten verantwortlich. Genauer werden strombasierte Kraftstoffe als RFNBO (erneuerbare Kraftstoffe nicht-biologischen Ursprungs, renewable fuels of non-biological origin) definiert, zu denen auch grüner Wasserstoff gehört. [3]
Dabei spielt es in der Berechnung keine Rolle, ob der Wasserstoff bzw. RFNBO für energetische oder stoffliche Zwecke genutzt wird: Beide Arten der Nutzung werden im Verbrauch berücksichtigt. Um Doppelbilanzierungen – etwa bei der Nutzung von Wasserstoff für die bereits in der RED II abgedeckten Verkehrskraftstoffe – zu vermeiden und keinen Anreiz für die Verlagerung auf stärker verschmutzende Prozesse zu schaffen, nennt der Artikel aber drei Arten von Verbräuchen, die in der Berechnung der Energiemengen nicht mit einbezogen werden:
- Wasserstoff und RFNBO, die als Zwischenprodukt zur Herstellung konventioneller Verkehrskraftstoffe genutzt werden
- Wasserstoff, der aus industriellem Restgas gewonnen wird und zum Ersatz dieses Gases eingesetzt wird
- Wasserstoff, der in der Industrie als Nebenprodukt gewonnen wird
Eine rechtliche Feinheit sorgt noch für Unklarheiten bezüglich der genauen Definition des Begriffes RFNBO: Nach Artikel 27, Absatz (6) der RED III darf Elektrizität als vollständig erneuerbar gezählt werden, wenn sie die Kriterien eines bis zum 31. Dezember 2021 von der EU-Kommission zu erlassenden delegierten Rechtsaktes erfüllt. Dieses Datum lag bei Veröffentlichung der RED III bereits in der Vergangenheit. Dem allgemeinen Verständnis nach handelt es sich hierbei um den gleichen delegierten Rechtsakt, der bereits für die vorherige Neufassung der RED (Richtlinie 2018/2001, kurz RED II) erlassen wurde. In der RED II bezieht sich der Begriff RFNBO allerdings nur auf Kraftstoffe für den Verkehrssektor. Die Verallgemeinerung auf sämtliche Sektoren fand erst mit der RED III statt. Konsequenterweise spricht auch der bisher vorhandene delegierte Rechtsakt nur über die Erzeugung von RFNBO „für den Verkehr“. [4] Die Industrie und andere Sektoren werden nicht explizit genannt. Es könnte also in einer künftigen Regelung auch eine Unterscheidung nach Sektoren getroffen werden. Es ist aber in der Diskussion, dass die Regeln noch verallgemeinert werden.
Welche Mengen an grünem Wasserstoff werden durch die Industriequote notwendig?
Drei Industriezweige stehen bei der Nutzung von Wasserstoff besonders im Vordergrund:
- Mineralölindustrie
- Chemieindustrie
- Stahlindustrie
Durch die in der RED III genannten Ausnahmen fällt der aktuelle Verbrauch in der Mineralölindustrie jedoch fast vollständig aus der Berechnung heraus: Ein Großteil des in Raffinerien genutzten Wasserstoffs wird entweder als Nebenprodukt gewonnen oder zur Produktion von konventionellen Verkehrskraftstoffen genutzt und ist damit bereits in den Vorgaben für den Verkehr in der RED II enthalten. [5] Zukünftige Verbräuche von grünem Wasserstoff in Raffinerien wiederum hängen stark von den zukünftigen Lieferketten für strombasierte Kraftstoffe ab – und auch hier stünde wieder die Produktion von Kraftstoffen im Vordergrund.
In der Chemieindustrie bestehen in Deutschland bereits heute relevante Verbräuche von etwa 37 TWh Wasserstoff, insbesondere für die Synthese von Ammoniak und Methanol. Dabei wird er fast ausschließlich aus fossilen Rohstoffen gewonnen. Aufgrund von Umstellungen der Prozessketten im Zuge der Defossilierung und dem Einsatz für die Erzeugung von Hochtemperaturwärme wird der Wasserstoffbedarf in der Chemieindustrie in den kommenden Jahren voraussichtlich steigen. Projektionen variieren zwischen 30 – 50 TWh im Jahr 2030 und zwischen 40 – 90 TWh im Jahr 2035. [6]
Der aktuelle Verbrauch von Wasserstoff in der Stahlindustrie ist vernachlässigbar. Durch die Umstellung der CO2-intensiven Hochofenroute auf das Direktreduktionsverfahren zur Primärstahlherstellung ist aber in den kommenden Jahren ein deutlicher Anstieg zu erwarten. Welche Mengen in der Stahlindustrie tatsächlich verbraucht werden, hängt von der zukünftigen Verfügbarkeit grünen Wasserstoffs und der Nachfrage nach (grünem) Stahl ab. Schätzungen zufolge bewegt sich der Verbrauch im Jahr 2030 in Deutschland zwischen 13 und 20 TWh und im Jahr 2035 zwischen 23 und 30 TWh. [7] Das entspricht Rohstahlmengen von 6,5 bis 10 Mio. t im Jahr 2030 bzw. 11,5 bis 15 Mio. t im Jahr 2035. Dies wären bereits relevante Anteile an der aktuellen Produktionsmenge von etwa 34,5 Mio. t im Jahr 2023.
Damit ergeben sich für die beiden Industriezweige Chemie und Stahl Wasserstoffbedarfe von etwa 57 TWh im Jahr 2030 und 92 TWh im Jahr 2035. Um die Mindestanteile in der RED III zu erfüllen, müssen demnach im Jahr 2030 etwa 24 TWh grüner Wasserstoff zur Verfügung stehen. Bis zum Jahr 2035 erhöht sich diese Menge auf 55 TWh grünen Wasserstoff. (Siehe Abbildung 2)
Was bedeutet diese Menge an grünem Wasserstoff für die Unternehmen?
Um diese Menge an grünem Wasserstoff vollständig in Deutschland herzustellen, müsste ein enormer Ausbau der Elektrolyse erfolgen. Ein Elektrolyseur, der die strengen Kriterien des delegierten Rechtstaktes für den vollständig erneuerbaren Strombezug erfüllt, erreicht in Deutschland etwa 5000 Volllaststunden.
Eine mögliche Alternative stellt der Import von grünem Wasserstoff dar. Ebenso wie die Wasserstoffbedarfe in den Industrien bewegen sich die auch Projektionen für künftige Wasserstoffpreise in großen Spannbreiten. Sie werden unter anderem durch Technologieentwicklung, Exportland, Importroute und -form sowie die Entwicklung eines globalen Marktes beeinflusst. Für das Jahr 2030 ermittelt der Studienvergleich des Wuppertal-Instituts einen mittleren Preis von etwa 109 € / MWh (Kostenjahr 2025). [8] Bis zum Jahr 2035 wird ein leichter Kostenrückgang auf etwa 89 € / MWh erwartet. [9] Die sich ergebenden Kosten für den notwendigen grünen Wasserstoff betragen damit etwa 2,6 Mrd. € für das Jahr 2030 und 4,9 Mrd. € für das Jahr 2035.
Dabei sind die Kosten für den Transport innerhalb Deutschlands sowie für die Umstellung der Prozessrouten in den beiden Industrien noch nicht mit einbezogen. Zum Vergleich: Die Produktion der gleichen Menge an grauem Wasserstoff aus Dampfreformierung würde Erdgaskosten von 0,9 bzw. 2 Mrd. € nach sich ziehen.
Was sind mögliche Umsetzungsmaßnahmen für die Industriequote?
Die RED III hat noch keine unmittelbar bindende Wirkung für Unternehmen. Stattdessen müssen die Mitgliedstaaten für die Einhaltung der Mindestanteile sorgen. Obwohl viele Industrieunternehmen bereits Dekarbonisierungsstrategien entwickeln, sind deren Umsetzungen immer an Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen gebunden. Eine freiwillige Umsetzung der Vorgaben der RED III durch einzelne Unternehmen erscheint aufgrund der hohen Mehrkosten unwahrscheinlich. Es sind also staatliche Anreiz- und Lenkungsmaßnahmen erforderlich, um die RED-III-Ziele einzuhalten.
Die naheliegendste Herangehensweise ist eine direkte Übertragung der nationalen Ziele auf die Unternehmensebene: Jedes Unternehmen würde verpflichtet, bis 2030 42 % und bis 2035 60 % der Energiemenge des eingesetzten Wasserstoffs aus RFNBO zu verwenden. Ergänzend könnte ein Handelssystem für Wasserstoff-Zertifikate eingeführt werden, welche die Übertragung der Verpflichtung zur Nutzung von RFNBO von einem Unternehmen auf ein anderes ermöglichen. Ein ähnliches System existiert bereits zur nationalen Umsetzung der Vorgaben für die Nutzung von erneuerbaren Energien im Verkehrssektor in der RED II: Hier sind die Inverkehrsbringer von Kraftstoffen dazu verpflichtet, für einen steigenden Anteil an erneuerbaren Energiequellen in den Kraftstoffen zu sorgen.
Es besteht jedoch ein zentraler Unterschied zum Industriesektor: Kraftstoffverbraucher haben kaum Flexibilität, wo sie ihre Kraftstoffe kaufen. Ein Großteil muss den Kraftstoff in Europa kaufen, wo die entsprechende RED II gilt. Für Kunden der Chemie- und Stahlindustrie gilt das nicht: Sind die wirtschaftlichen Voraussetzungen gegeben, kann eine Umstellung der Lieferkette auf außereuropäische Produzenten erfolgen. Bei der Ausgestaltung einer Industriequote muss daher darauf geachtet werden, dass sie nicht zu nachteiligen Effekten führt: Eine simple Quotenvorschrift für die Industrie würde europäischen Stahl sowie Chemieprodukte teurer machen. Aufgrund geringer Margen in beiden Industrien müsste ein Teil der Zusatzkosten an die Kunden oder Verbraucher weitergegeben werden. Für die Produzenten außerhalb der EU würde Mindestquote nicht gelten, sie hätten also einen Kostenvorteil. Damit wird die Produktion innerhalb Europas auf dem internationalen Markt weniger konkurrenzfähig. Auf innereuropäischen Märkten kann der Kostenunterschied prinzipiell durch Ausgleichszölle aufgefangen werden. Eine Ausgleichsbestimmung, wie sie etwa für den europäischen CO2-Preis EU-ETS in Form des Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) eingeführt wird, gibt es aber für die Nutzung von grünem Wasserstoff noch nicht.
Als Konsequenz wird eine Verlagerung der Produktion in das außereuropäische Ausland attraktiver. Dies hätte negative Folgen für den Industriestandort Europa, aber würde darüber hinaus auch die Transformation der Industrie zur Klimaneutralität behindern: Anstelle der Umstellung auf grünen Wasserstoff würde so eine Neuinvestition in fossile Produktionskapazitäten bewirkt. Neben ordnungsrechtlichen Vorgaben sind also Unterstützungsmaßnahmen notwendig, um die Transformation aktiv zu gestalten.
Die „Important Projects of Common European Interest“ (IPCEI)-Förderlinie der EU erlaubt es Mitgliedstaaten, Industrieunternehmen für innovative Projekte, die für die strategischen Ziele der EU eine wichtige Rolle spielen, über die üblicherweise geltenden beihilferechtlichen Regelungen Finanzieruntgsmittel zur Verfügung zu stellen und damit die Finanzierungslücke zu schließen. Mit Hy2Move is am 29.05.2024 nach Hy2Tech, Hy2Use und Hy2Infra die vierte Welle der Wasserstoff-IPCEI von der Kommission genehmigt worden. Insgesamt wird durch die IPCEI in Deutschland die Förderung von 31 Unternehmen in den verschiedensten Bereichen möglich. In einem ähnlichen Verfahren wurden durch die Kommission staatliche Beihilfen für die Stahlhersteller Salzgitter, ThyssenKrupp, Saarstahl und AcelorMittal genehmigt. Alle Stahlhersteller erhalten jeweils zwischen 1 und 3 Mrd. € für die Transformation der Produktionsprozesse sowie teilweise für den laufenden Bezug von grünem Wasserstoff.
Neben dieser projektbezogenen Finanzierung besteht eine Reihe weiterer Instrumente, die mit entsprechender Ausweitung die Transformation beschleunigen können. Dazu zählen die Klimaschutzverträge, der EU-Emissionshandel, das kürzlich veröffentlichte Konzept für grüne Leitmärkte und die Auktionen der H2-Global-Stiftung der European Hydrogen Bank. Schließlich ist der Infrastrukturausbau ein kritischer Faktor. Auch hier kann auf nationaler und europäischer Ebene beschleunigend gewirkt werden, um die für die Industrie notwendigen Mengen an Wasserstoff verfügbar zu machen und Planungssicherheit für Unternehmen zu schaffen.
Fazit
Die Mindestquote für die Nutzung von RFNBO im Industriesektor stellt Unternehmen und Nationalstaaten vor große Herausforderungen. Richtig angegangen kann sie aber einen großen Treiber in der Transformation zu einer klimaneutralen Industrie darstellen.
Weitere Informationen
Literatur
[1] Europäische Kommission (2023): Renewable Energy Directive, https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/renewable-energy-directive-targets-and-rules/renewable-energy-directive_en (abgerufen am 03.06.2024)
[2] IEA (2023): Global hydrogen production by technology in the Net Zero Scenario, 2019-2030, https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/global-hydrogen-production-by-technology-in-the-net-zero-scenario-2019-2030-3 (abgerufen am 03.06.2024)
[3] Richtlinie (EU) 2023/2413 des europäischen Parlaments und des Rates vom 18. Oktober 2023, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=OJ:L_202302413 (abgerufen am 03.06.2024)
[4] Delegierte Verordnung (EU) 2023/1184 der Kommission vom 10. Feburar 2023, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32023R1184 (abgerufen am 03.06.2024)
[5] acatech, DECHEMA (Hrsg.): Wasserstoff-Kompass – Handlungsoptionen für die Wasserstoffwirtschaft, Handlungsfeld Raffinerien (2023), https://dechema.de/Forschung/Studien+und+Positionspapiere/2024+03+H2+Kompass/_/H2K_IND_Raffinierien.pdf (abgerufen am 03.06.2024)
[6] acatech, DECHEMA (Hrsg.): Wasserstoff-Kompass – Präsentation zu Wasserstoff in der Chemieindustrie, https://www.wasserstoff-kompass.de/fileadmin/user_upload/img/news-und-media/dokumente/Chemische_Industrie.pdf (abgerufen am 03.06.2024)
[7] acatech, DECHEMA (Hrsg.): Wasserstoff-Kompass – Factsheet Wasserstoff in Stahlsektor (2022), https://www.wasserstoff-kompass.de/fileadmin/user_upload/img/news-und-media/dokumente/Fact_sheet_Stahl.pdf (abgerufen am 03.06.2024)
[8] Merten, F. & Scholz, A. (2023). Meta-Analysis of the Costs of and Demand for Hydrogen in the Transformation to a Carbon-Neutral Economy. Wuppertal Institute. https://epub.wupperinst.org/frontdoor/deliver/index/docId/8417/file/8417_Hydrogen.pdf (abgerufen am 03.06.2024)
[9] ENTSO-E // ENTSO-G (2022), TYNDP 2022 Scenario Building Guidelines, https://2022.entsos-tyndp-scenarios.eu/wp-content/uploads/2022/04/TYNDP_2022_Scenario_Building_Guidelines_Version_April_2022.pdf (abgerufen am 03.06.2024)
