12.04.2023

Wie grün ist grüner Wasserstoff?

Der Erlass des Delegated Acts (DA) zur Definition von grünem Wasserstoff durch die EU-Kommission [1] gibt zukünftigen Elektrolyseur-Betreibern Planungssicherheit: Sobald bis Juni 2023 die Zustimmung von Rat und Parlament erfolgt ist, ist geklärt, welche Bedingungen Strom erfüllen muss, sodass mit ihm produzierter Wasserstoff auch rechtlich als grün gilt. Dabei spielen neben der Voraussetzung, dass der verwendete Strom aus erneuerbaren Energien stammen muss, insbesondere die Kriterien der Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch sowie der Zusätzlichkeit der Stromerzeugungsanlage eine wichtige Rolle.

In den Regelungen des DA gibt es einige Ausnahmen und Übergangsfristen. Zusammen mit der Komplexität des Strommarktes werden so „grüne“ Strombezugsstrategien für Elektrolyseurbetreiber möglich, die die oben genannten Kriterien teilweise umgehen oder negative Auswirkungen auf die Transformation des Energiesystem haben können. Wir haben solche Strategien identifiziert und als Diskussionsgrundlage im Rahmen dieses Artikels beschrieben.

Fall 1: Geographische Nähe zu Wasserstoffabnehmern

Derzeit besteht Deutschland aus einer Stromgebotszone, sodass es der DA beispielsweise erlaubt, einen Elektrolyseur im industriereichen Süden Deutschlands zu betreiben, der über ein Power Purchase Agreement (PPA) Stromlieferungen aus einer norddeutschen Windkraftanlage bezieht. Im Norden Deutschlands kann Strom aus Windkraftanlagen oft günstiger produziert werden als im Süden.

Perspektivisch erhöht dies jedoch die Belastung der ohnehin stark beanspruchten Nord-Süd-Verbindung des Stromnetzes. Im Jahr 2021 beliefen sich die Gesamtkosten der Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen nach § 13 EnWG auf etwa 2,3 Milliarden Euro [2] . Die Inbetriebnahme von großen Elektrolyseurkapazitäten zur Produktion grünen Wasserstoffs in Süddeutschland könnte diese Kosten weiter in die Höhe treiben. Die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) hat auf EU-Ebene Vorschläge für eine Aufteilung Deutschlands in mehrere Gebotszonen veröffentlicht [3], [4]. Die Aufteilung der Gebotszone wird derzeit auch in Deutschlands diskutiert [5]. Diese Maßnahme stellt eine Anpassung des Strommarktes an die physikalischen Grenzen der Netze dar und könnte Netzengpässe verringern. Da in einer süddeutschen Gebotszone ein höherer Preis für Strom aus erneuerbaren Energien als im Norden Deutschlands zu erwarten wäre, wäre der Betrieb von Elektrolyseuren in Süddeutschland zur Produktion grünen Wasserstoffs dann wirtschaftlich weniger attraktiv als heute.

Fall 2: Redispatch-Maßnahme „verhindern“

Im Rahmen von Redispatch-Maßnahmen werden Windkraftanlagen in Norddeutschland häufig abgeregelt, denn die Netze können den Grünstrom, der in entsprechenden Wetterlagen erzeugt wird, aufgrund ihrer derzeit unzureichenden Kapazität nicht aufnehmen. Ein Elektrolyseur in Norddeutschland hätte derzeit daher die Gelegenheit, von Netzengpässen zu profitieren und grünen Wasserstoff zu produzieren, indem zur Elektrolyse Strommengen abgenommen werden, die sonst von Abregelung betroffen wären. Im Jahr 2021 betrug die von Abregelung im Rahmen von Redispatch-Maßnahmen betroffene Ausfallarbeit von EEG-vergüteten Anlagen insgesamt 5.818 GWh [2]. Der Strombezug nur aus Redispatch-Maßnahmen bietet für einen Elektrolyseur-Betreiber geringe Planungssicherheit. Die Kombination dieser Strategie mit einem PPA könnte die Wirtschaftlichkeit der Produktion grünen Wasserstoffs erhöhen.

Besitzt ein Betreiber hingegen einen Elektrolyseur auf der Lastseite eines Netzengpasses (in Deutschland etwa im Süden), so wäre ein Strombezug über verhinderten negativen Redispatch nicht möglich. Allerdings würde er durch die zusätzliche Last im Süden den Dispatch eines fossilen Kraftwerks notwendig machen, während er marktseitig Grünstrom über den PPA bezieht.

Artikel 27 Absatz 3 der EU-Richtlinie 2018/2001 untersagt prinzipiell die Doppelzählung der Grünstromeigenschaft. In Deutschland werden bei Abregelung einer Stromerzeugungsanlage aus erneuerbaren Energien (EE-Anlage) im Zuge von Redispatch-Maßnahmen aktuell keine Herkunftsnachweise für die abgeregelte Strommenge ausgestellt. Der Anlagenbetreiber wird dafür entschädigt [6]. Während einer solchen Maßnahme bezieht ein Elektrolyseur, der ein PPA mit einer abgeregelten Anlage abgeschlossen hat, lediglich Graustrom. Damit ist in diesem Fall sichergestellt, dass dieselbe Strommenge nicht doppelt zur Produktion grünen Wasserstoffs vermarktet wird.

Fall 3: Monatliche Gleichzeitigkeit für konstanten Elektrolyseur-Betrieb nutzen

Grundsätzlich ist für die Produktion grünen Wasserstoffs Strom aus erneuerbaren Energien zu verwenden. Artikel 19 der EU-Richtlinie 2018/2001 [7] gibt vor, dass für den Nachweis von Energie aus erneuerbaren Quellen Herkunftsnachweise entwertet werden müssen. In Deutschland wird die Stromkennzeichnung im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sowie in der Herkunfts- und Regionalnachweis-Durchführungsverordnung (HkRNDV) geregelt. Der Erzeugungszeitpunkt von Herkunftsnachweisen (HKN) wird in Deutschland in monatlicher Auflösung angegeben. Sie können über das gesamte Kalenderjahr des Erzeugungspunktes hinweg zur Stromkennzeichnung verwendet werden.

Bei der Produktion grünen Wasserstoffs mit Strom aus erneuerbaren Energien bestehen höhere Anforderungen an die zeitliche Auflösung der Stromkennzeichnung als derzeit in Deutschland vorgeschrieben. Dies betrifft insbesondere die Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch. In diesem Kontext hat das Umweltbundesamt (UBA) 2021 eine Reform der „optionalen Kopplung“ vorgeschlagen [8], welche die Ausstellung, Transaktion und Entwertung von HKN an Stromlieferungen koppelt. Der Vorschlag wurde seitens der Gesetzgebung zwar inzwischen umgesetzt, jedoch ist die vormals nach §12 i EEV (a.F.) vorgeschriebene Anwendung des Kopplungsmerkmals für grünen Wasserstoff derzeit in Deutschland nicht verpflichtend vorgeschrieben.

Nach der aktuellen Regelung liegt bei der Produktion von grünem Wasserstoff in Deutschland also die „Gleichzeitigkeit“ von Erzeugung und Verbrauch des im Rahmen eines PPA übertragenen Stroms bereits vor, wenn, wie im DA beschrieben, die Strommengen innerhalb eines Monats (bis 2029) bzw. einer Stunde (ab 2030) bilanziell übereinstimmen. Dies ermöglicht einem Betreiber bis Ende 2029, die „grüne Eigenschaft“ des Stroms einer erneuerbaren Anlage frei über den Monat zu verschieben, solange die Gesamtmenge aus produziertem Grünstrom gleich oder größer als des für die Wasserstoffproduktion als grün in Anspruch genommenen Stroms ist.

Ein Elektrolyseur, der Strom über ein PPA mit einer EE-Anlage geliefert bekommt, könnte damit die folgende Strategie verfolgen: Der Elektrolyseur läuft kontinuierlich bei Nennleistung durch. Wenn Strom aus der EE-Anlage verfügbar ist, wird er für den Betrieb des Elektrolyseurs genutzt und überschüssiger EE-Strom wird als Graustrom verkauft. Die Herkunftsnachweise für den verkauften Strom werden behalten. Produziert die EE-Anlage eine geringere Leistung als die Nennleistung des Elektrolyseurs, wird die notwendige Differenz am Strommarkt hinzugekauft und mit den einbehaltenen Herkunftsnachweisen als Grünstrom gekennzeichnet. Solange über einen Monat weniger Strom am Markt eingekauft wird als überschüssiger Strom aus der EE-Anlage verkauft wird, darf sämtlicher produzierter Wasserstoff als erneuerbar bezeichnet werden, ansonsten gilt er anteilig als erneuerbar. Eine stilisierte Darstellung findet sich in Abbildung 1.

Abbildung 1: Stilisierte Beschreibung von Fall 3. Betrieb des Elektrolyseurs bei konstanter Leistung mittels monatlicher Bilanzierung von Erzeugung und Verbrauch von Grünstrom.

Für den Betreiber erlaubt diese Betriebsstrategie eine planbare Wasserstoffproduktion. Allerdings muss er Strom zu Zeiten geringer EE-Verfügbarkeit (also hoher Strompreise) kaufen, und zu Zeiten hoher EE-Verfügbarkeit (also niedriger Strompreise) verkaufen. Das Verfolgen der hier beschriebenen Strategie wird also nicht die höchsten Erlöse erzielen.

Der Betrieb mit weitgehend konstanter Leistung hätte außerdem eine Erhöhung der Grundlast im Gesamtsystem zur Folge, da die Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch nicht nur in monatlicher Auflösung gegeben ist. Im Zuge der Energiewende werden grundlastfähige, fossile Kraftwerke stillgelegt, was voraussichtlich den Strompreis in Zeiten niedriger EE-Verfügbarkeit weiter in die Höhe treiben und eine umfassende Flexibilisierung von steuerbaren Lasten wie z. B. Elektrolyseuren erforderlich macht.

Fall 4: Absicherung gegen hohe Strompreise mit Terminkontrakt

Wie oben erläutert, stellt Fall 3 den Betreiber vor die Schwierigkeit, dass überschüssige bzw. fehlende Strommengen „gegen den Markt“ gehandelt werden müssen. Eine teilweise Absicherung dagegen kann auf der Einkaufsseite über einen Terminkontrakt erreicht werden.

Hier schließt der Elektrolyseurbetreiber zusätzlich zu seinem Strombezug aus einer EE-Anlage einen Terminkontrakt für eine langfristige, konstante Stromlieferung ab, die genau den Verbrauch des Elektrolyseurs konstanter Leistung deckt. Der Strom, der über den Terminkontrakt geliefert wird, muss dabei nicht notwendigerweise aus erneuerbaren Energien stammen.

Die Energie aus der EE-Anlage wird vollständig als Graustrom am Markt verkauft. Der Betreiber des Elektrolyseurs behält dabei die Herkunftsnachweise über die verkauften Strommengen. Laut DA können Erzeugung und Verbrauch des Grünstroms bis Ende 2029 über einen Monat hinweg bilanziert werden. Um die Kriterien des DA für die Produktion von grünem Wasserstoff zu erfüllen, muss ein Betreiber also wenig anders machen als ohne den DA. Die einzige zusätzliche Notwendigkeit besteht im Bezug von Grünstromzertifikaten aus der gleichen Gebotszone über ein PPA, die im selben Monat erzeugt und entwertet werden.

Wie in Fall 3 erhöht sich durch die hier beschriebene Strategie die Grundlast im Stromnetz, da die Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch mittels PPA teilweise umgangen wird. Durch die Absicherung mit einem Terminkontrakt ist hier jedoch ein höheres Potenzial für einen wirtschaftlichen Betrieb gegeben.

Fall 5: Marktpreisorientierter Elektrolyseurbetrieb mit monatlicher Grünstrom-Deckung

Elektrolyseure können flexibel auch bei geringeren Leistungen als der Nennleistung betrieben werden und damit beispielsweise auf Strompreisschwankungen reagieren. Eine höhere Produktionsleistung in Zeiten niedriger Strompreise würde eine (teilweise) Abschaltung bei hohen Strompreisen ausgleichen. Für die gleiche Menge produzierten Wasserstoffs wird dazu im Vergleich zum durchgängigen Betrieb ein größer dimensionierter Elektrolyseur benötigt. Die dafür notwendigen höheren Investitionskosten werden durch die geringeren Stromkosten bis zu einem gewissen Punkt überkompensiert.

In Zeiten hoher Strompreise kann der Elektrolyseur heruntergefahren werden. Der über ein PPA bezogene Strom kann dann gewinnbringend als Graustrom verkauft werden. Wie in den Fällen 3 und 4 werden dabei die Herkunftsnachweise behalten. Damit kann zu Zeiten günstigen Stroms zugekaufter Graustrom „grün gefärbt“ werden.

Sind die Strompreise hingegen niedrig, würde der Elektrolyseur voll betrieben. Läuft die EE-Anlage, kann der selbst produzierte Strom eingesetzt werden, ansonsten wird günstiger Strom vom Strommarkt bezogen und dafür die in diesem Monat angesammelten Grünstromzertifikate entwertet.

Aus der Perspektive des Stromsystems verschiebt diese Strategie die Nachfrage in Zeiten niedriger Strompreise. Der Strompreis korreliert mit den CO2-Emissionen der Stromproduktion. Daher kann ein marktpreisgeführter Elektrolyseurbetrieb die Verringerung der Treibhausgasemissionen im Energiesystem unterstützen. Gleichzeitig ergibt sich ein Anreiz für den Zubau weiterer EE-Anlagen, die einen Großteil ihrer Energieerzeugung in diesen Zeiträumen niedriger Strompreise erbringen. Während hoher Strompreise ergibt sich hingegen keine zusätzliche Nachfrage, sondern möglicherweise sogar eine zusätzliche Einspeisung.

Fazit

Der Delegated Act der EU-Kommission definiert Kriterien für grünen Wasserstoff, die grundsätzlich geeignet sind, die Energiewende zu beschleunigen. Bei der Einhaltung dieser Voraussetzungen gibt es allerdings auch einen gewissen Spielraum, der Produktionsstrategien mit negativen Auswirkungen auf das deutsche Stromsystem ermöglicht.

Zum einen wurden Produktionsstrategien identifiziert , welche die Belastung der deutschen Stromnetze verstärken und über Maßnahmen wie Redispatch zusätzliche Kosten für das Gesamtsystem verursachen können. Zum anderen wurden Strategien identifiziert, welche die im DA erlaubte Bilanzierung von Stromerzeugung und -verbrauch über einen Monat (bis 2029) hinweg nutzen. Dies kann zu einer Erhöhung der Grundlast im Gesamtsystem führen. Deren Deckung wird in Deutschland derzeit durch Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern gesichert.

Der DA-gemäße Betrieb von Elektrolyseuren in Süddeutschland würde durch den Bau zusätzlicher EE-Anlagen die Energiewende unterstützen (Fall 1). Allerdings würde auch die Belastung der deutschen Stromnetze weiter erhöht. Dies wäre insbesondere der Fall, wenn die deutsche Gebotszone in der derzeitigen Form erhalten bleibt.

Mit dem Betrieb von Elektrolyseuren auf beiden Seiten eines Netzengpasses (Fall 2) könnte ein Wasserstoffproduzent unter Mitnahme der durch Redispatch-Maßnahmen von Abregelung betroffenen Strommengen seine Planungssicherheit erhöhen. Diese Strategie könnte allerdings, wie in Fall 1, die Auslastung der deutschen Stromnetze verstärken. Eine Strategie, die rein auf dem Verhindern von Redispatch-Maßnahmen durch Wasserstoffproduktion beruht, bietet voraussichtlich eine unzureichende Planungssicherheit für den Strombezug.

Zum Betrieb eines Elektrolyseurs bei konstanter Leistung (Fall 3) mit Strom aus einem PPA besteht kein wirtschaftlicher Anreiz. Wird allerdings über einen Langfristkontrakt zusätzlich Graustrom gekauft und mittels einbehaltenen Herkunftsnachweisen aus verkauftem PPA-Strom grün gefärbt (Fall 4), kann dies die Wirtschaftlichkeit erhöhen. Insbesondere bei hohen Kosten für den Bau von Elektrolyseuren ist eine konstant hohe Auslastung eines Elektrolyseurs wirtschaftlich sinnvoll. Falls diese Strategie nicht durch Regulierung unterbunden wird, kann sich die Grundlast im Gesamtsystem erhöhen.

Beim marktpreisgetriebenen Betrieb (Fall 5) eines Elektrolyseurs erfolgen Erzeugung und Verbrauch von Strom aus erneuerbaren Energien zwar bis Ende 2029 nicht gleichzeitig, doch ein marktbasierter Anreiz für die Produktion von CO2-armen Wasserstoff existiert.

 

Literatur

[1] Commission delegated regulation (EU) …/… of 10.2.2023 supplementing Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council by establishing a Union methodology setting out detailed rules for the production of renewable liquid and gaseous transport fuels of non-biological origin. Ausgefertigt am 2023-2-10; Brüssel: Europäische Kommission, 2023.

[2] Bericht Netzengpassmanagement Gesamtes Jahr 2021. Bonn: Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2022.

[3] Decision No 11/2022 of the European Union agengy for the cooperation of energy regulators. Brussels: European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER), 2022.

[4] Annex 1 to the decision on the alternative bidding zone configurations to be considered in the bidding zone review process – List of alternative bidding zone configurations to be considered for the bidding zone review. Brussels: European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER), 2922.

[5] Storch, Lorenz: Neue Preiszonen: Muss Bayern bald mehr für Strom bezahlen? In https://www.br.de/nachrichten/bayern/neue-preiszonen-muss-bayern-bald-mehr-fuer-strom-bezahlen,TTJI1C6. (Abruf am 2023-3-28); München: BR24, 2023.

[6] BDEW-Leitfaden zur Berechnung der Ausfallarbeit Redispatch 2.0. Berlin: Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V., 2020.

[7] Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the promotion of the use of energy from renewable sources (Text with EEA relevance.) (RED). Ausgefertigt am 11-12-20; Brussels, Belgium: The European Parliament and the Council, 11.

[8] Umweltbundesamt: Vorschlag zur Weiterentwicklung der Kopplung von Herkunftsnachweisen an den zugrundeliegenden Strom – Bericht des Umweltbundesamtes nach § 12l Absatz 2 der Erneuerbare- Energien-Verordnung. Berlin: Umweltbundesamt, 2021.