Warum Wasserstoffspeicher in Deutschland kaum vorankommen
Warum Wasserstoffspeicher in Deutschland stocken: Technik ist da, doch Finanzierung, Regeln und Genehmigungen bremsen den Ausbau.
Salzkavernen gelten als eine der wichtigsten Optionen für die großskalige Speicherung von Wasserstoff. Doch der Ausbau stockt.
Foto: Smarterpix / Sopotniccy
- Wasserstoffspeicher sind eine zentrale Voraussetzung für einen funktionierenden Wasserstoffmarkt. Sie gleichen Schwankungen bei der Produktion aus erneuerbaren Energien aus und sichern die Versorgung.
- Deutschland benötigt laut Szenarien bis 2030 etwa 2 bis 7 TWh Speicherkapazität. Bis 2045 könnte der Bedarf auf 32 bis 80 TWh steigen.
- Technisch kommen vor allem Salzkavernen und Porenspeicher infrage. Salzkavernen gelten derzeit als technologisch reifer und ermöglichen schnellere Ein- und Ausspeicherprozesse.
- Ein wesentliches Problem ist die geringe Energiedichte von Wasserstoff. Für die gleiche Energiemenge wird etwa viermal so viel Speicherraum benötigt wie bei Erdgas.
- Der Ausbau stockt vor allem aus wirtschaftlichen Gründen. Unklare Erlösmodelle und unsichere Marktperspektiven schrecken Investoren ab.
- Auch lange Genehmigungsverfahren und fehlende technische Regelwerke bremsen Projekte zusätzlich.
Wasserstoff gilt als wichtiger Baustein der Energiewende. Er soll Stahlwerke, Chemieanlagen und Kraftwerke versorgen. Er soll auch dann Energie liefern, wenn Wind und Sonne schwächeln. Doch dafür reicht es nicht, nur Elektrolyseure und Pipelines zu bauen. Das System braucht auch Speicher. Und genau dort wird die Lücke sichtbar.
Denn Wasserstoff fällt nicht gleichmäßig an. Grüner Wasserstoff entsteht vor allem dann, wenn viel erneuerbarer Strom vorhanden ist. Der Verbrauch in Industrie und Energiewirtschaft folgt aber anderen Mustern.
Speicher sollen diese Differenz ausgleichen. Sie nehmen Wasserstoff bei hoher Einspeisung auf und geben ihn in Zeiten hoher Nachfrage wieder ab. Besonders wichtig wird das in Dunkelflauten und in Phasen mit starker Last im Stromsystem. Das Whitepaper von PSvdL Consulting macht klar: Ohne Speicher fehlt dem künftigen Wasserstoffmarkt ein zentraler Puffer.
Inhaltsverzeichnis
- Der Bedarf wächst, aber der Hochlauf bleibt langsamer als gedacht
- Zwei Untergrundspeicher stehen bereit, aber nicht gleich gut
- Wasserstoff braucht mehr Platz als Erdgas
- Umbau ist möglich, aber langsam
- Der eigentliche Bremsklotz ist nicht die Technik, sondern das Geschäftsmodell
- Politik setzt auf Nachfrageförderung
- Genehmigungen dauern lange und Regeln fehlen
- Auch Importabhängigkeit spricht für mehr Speicher
- Ohne Speicher droht der Wasserstoffmarkt stecken zu bleiben
Der Bedarf wächst, aber der Hochlauf bleibt langsamer als gedacht
Die Größenordnungen sind erheblich. Laut den im Whitepaper zusammengefassten BMWE-Szenarien liegt der Speicherbedarf in Deutschland bis 2030 bei 2 bis 7 TWh. Bis 2045 steigt er auf 32 bis 80 TWh. Der DVGW kommt sogar auf bis zu 94 TWh. Haupttreiber sind wasserstofffähige Kraftwerke, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und große Industrieabnehmer.
Gleichzeitig erwarten viele Marktakteure inzwischen eher einen Bedarf am unteren Rand dieser Spanne. Der Grund: Der Wasserstoffhochlauf verläuft langsamer, als noch vor ein oder zwei Jahren erwartet wurde. Außerdem könnten Wasserstoffderivate wie Ammoniak oder Methanol eine größere Rolle spielen als zunächst angenommen.
Zwei Untergrundspeicher stehen bereit, aber nicht gleich gut
Technisch kommen in Deutschland vor allem zwei Speicherarten infrage: Salzkavernen und Porenspeicher. Beide sind aus dem Erdgasbereich bekannt. Für Wasserstoff sind sie aber nicht gleich weit entwickelt.
Option 1: Salzkavernen
Salzkavernen gelten derzeit als die reifere Option. Sie entstehen, indem tiefe Salzstöcke ausgespült werden. Das Ergebnis sind dichte Hohlräume mit hoher Druckstabilität. Wasserstoff lässt sich dort vergleichsweise schnell ein- und ausspeichern. Der Reinigungsaufwand ist geringer als bei Porenspeichern. Deutschland verfügt laut Whitepaper über 29 Standorte mit Kavernenspeichern für Erdgas, vor allem im Nordwesten und in der Mitte des Landes. Das technische Neubaupotenzial ist enorm und wird mit 4090 bis 11.000 TWh beziffert.
Option 2: Porenspeicher
Porenspeicher funktionieren anders. Sie lagern Gas in porösem Gestein, etwa Sandstein, unter einer dichten Deckschicht. Sie bieten oft größere geometrische Volumina, sind aber träger. Ein- und Ausspeicherung dauern länger. Dazu kommt ein höherer Aufwand bei der Gasaufbereitung.
In Deutschland sind 14 Erdgas-Porenspeicher in Betrieb, viele davon in Süddeutschland. Für Wasserstoff gelten sie technisch noch nicht als vollständig ausgereift, auch wenn Pilotprojekte gezeigt haben, dass das Prinzip funktionieren kann. Das technische Neubaupotenzial ist auch hier groß und liegt laut Whitepaper zwischen 3200 und 27.300 TWh.
Wasserstoff braucht mehr Platz als Erdgas
Ein technischer Punkt wird oft unterschätzt: Wasserstoff enthält pro Kubikmeter deutlich weniger Energie als Erdgas. Bei Normbedingungen liegt der Brennwert von Wasserstoff bei 3,54 kWh/m³. Erdgas kommt auf etwa 10 bis 13,1 kWh/m³. Für die gleiche Energiemenge ist also ein deutlich größeres Speichervolumen nötig.
Das Whitepaper spricht von etwa dem Vierfachen. Genau deshalb reicht eine simple Umwidmung bestehender Erdgaslager nicht aus. Selbst wenn alle geeigneten Anlagen umgerüstet würden, bliebe zusätzlicher Neubau notwendig.
Hinzu kommt das Thema Kissengas. Ein Teil des Gases bleibt dauerhaft im Speicher, um den Druck aufrechtzuerhalten. Bei Kavernen sind dafür laut Whitepaper 20 bis 40 % der Gesamtfüllung nötig, bei Porenspeichern sogar 50 bis 80 %. Gerade bei Wasserstoff stellt sich damit schnell die Frage, wer dieses Gas bereitstellt und zu welchen Kosten. Auch das beeinflusst die Wirtschaftlichkeit.
Umbau ist möglich, aber langsam
Deutschland verfügt grundsätzlich über umwidmungsfähige Speicher. Das BMWE sieht ein Umwidmungspotenzial von bis zu 36 TWh, davon rund 31 TWh aus Erdgaskavernen und etwa 5 TWh aus Erdölkavernen. Das klingt viel, deckt aber den langfristigen Bedarf nicht vollständig.
Außerdem dauern solche Projekte Jahre. Marktteilnehmende gehen laut Whitepaper davon aus, dass die Umwidmung bestehender Kavernen 4 bis 7 Jahre braucht. Ein Neubau mit vorhandener oberirdischer Infrastruktur dauert 6 bis 10 Jahre. Ein Greenfield-Projekt liegt in der Regel bei mehr als 10 Jahren.
Entscheidend ist noch ein zweiter Punkt: Unterirdisch mag eine Umwidmung einfacher erscheinen als ein Neubau. Oberirdisch sieht das oft anders aus. Verdichter, Aufbereitung, Leitungen und Sicherheitstechnik müssen meist neu gebaut oder grundlegend angepasst werden. Das Whitepaper zitiert dazu eine klare Aussage: „Der Unterschied zwischen Umwidmung und Neubau ist in vielen Aspekten nicht groß, überirdisch ist meist in beiden Fällen ein Neubau notwendig.“
Der eigentliche Bremsklotz ist nicht die Technik, sondern das Geschäftsmodell
Genau hier wird der Artikel interessant. Denn technisch wäre ein Ausbau machbar. Das Hauptproblem liegt in der Finanzierung. Speicherbetreiber wissen heute nicht, welche Erlöse sie später für Ein- und Ausspeicherung erzielen können. Gleichzeitig ist offen, wann große Wasserstoffmengen zu wettbewerbsfähigen Preisen verfügbar sein werden.
Diese Kombination aus Preis- und Mengenrisiko schreckt Investoren ab. Das Whitepaper fasst die Lage folgendermaßen zusammen: Investitionen in H₂-Speicher sind derzeit weder über Eigenkapital noch über externe Investoren attraktiv darstellbar.
Politik setzt auf Nachfrageförderung
Die bisherige politische Linie setzt vor allem auf Nachfrageförderung. Das heißt: Erst wenn Industrie und Energiewirtschaft mehr Wasserstoff nutzen, sollen sich Speicherprojekte rechnen. Viele Marktakteure halten das für zu wenig. Sie plädieren stattdessen für erlösbasierte Contracts for Difference. Der Staat würde dabei für einen begrenzten Zeitraum einen Mindesterlös garantieren.
Liegt der Markterlös darunter, gleicht er die Differenz aus. Das würde Risiken mindern und Investitionen überhaupt erst finanzierbar machen. Im Whitepaper heißt es dazu: „Für die Speicher-Förderung ist ein Blick auf die Mechanismen im Strommarkt zu Kraftwerken oder Offshore-Wind lohnend: Oft sind erlösbasierte CfD im Einsatz.“
Genehmigungen dauern lange und Regeln fehlen
Auch die Regulierung bremst. Unterirdische Wasserstoffspeicher fallen unter das Bundesberggesetz. Dafür sind Betriebspläne nötig, häufig auch Umweltverträglichkeitsprüfungen. Selbst Umwidmungen bestehender Erdgasspeicher lösen in der Regel neue Genehmigungen aus.
Ende 2025 wurde das Bergrecht geändert. Für H₂-Untergrundspeicher gilt nun eine Zweijahresfrist. Zudem soll das Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz Verfahren digitalisieren und Vorhaben ab 25 Tonnen Speicherkapazität in beschleunigte Prozesse aufnehmen.
Auf dem Papier klingt das nach Fortschritt. In der Praxis berichten Unternehmen aber weiter von stark unterschiedlichen Erfahrungen mit Behörden. Ein Problem ist der geringe Digitalisierungsgrad. Ein anderes sind fehlende technische Regelwerke. Wenn die Normen und Standards nicht klar sind, tun sich Genehmigungsbehörden schwer mit rechtssicheren Entscheidungen.
Auch Importabhängigkeit spricht für mehr Speicher
Ein weiterer Punkt wird in der Debatte oft zu klein gedacht: Deutschland wird einen Teil seines Wasserstoffs importieren müssen. Importbasierte Systeme brauchen meist zusätzliche Puffer. Denn Lieferketten können schwanken, Häfen können Engpässe erleben, und auch die Umwandlung von Derivaten kostet Zeit. Speicher erhöhen hier die Resilienz des Gesamtsystems.
Gleichzeitig ist offen, wie stark grüner Wasserstoff in der Hochlaufphase tatsächlich dominieren wird. Viele Marktakteure sprechen sich laut Whitepaper für pragmatischere Regeln und eine stärkere Rolle von blauem Wasserstoff aus. Der würde aus Erdgas gewonnen, das entstehende CO₂ würde abgeschieden und gespeichert. Weil solche Mengen potenziell gleichmäßiger verfügbar wären, könnte das den Flexibilitätsbedarf in der frühen Phase etwas verringern. Politisch ist das allerdings umstritten.
Ohne Speicher droht der Wasserstoffmarkt stecken zu bleiben
Deutschland hat geeignete Geologie, bestehende Speicherstandorte und technisches Know-how. Der Engpass liegt deshalb nicht zuerst im Untergrund. Er liegt bei fehlenden Erlösmodellen, langen Verfahren und einem Markt, der noch nicht verlässlich genug ist. Genau das macht Wasserstoffspeicher zum stillen Flaschenhals der Energiewende.
Oder anders gesagt: Pipelines allein schaffen noch keinen Markt. Erst wenn Wasserstoff auch in großen Mengen gespeichert, vorgehalten und bedarfsgerecht wieder abgegeben werden kann, wird aus dem politischen Projekt ein belastbares Energiesystem.
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