Wasserstoff aus Überschussstrom: Wann es funktioniert – und wann nicht
In Neumünster soll Strom, der heute abgeregelt wird, zu grünem Wasserstoff werden. Wie wird der Plan tragfähig?
Blick auf den geplanten Standort: Baubeginn ist für 2027 vorgesehen, die Inbetriebnahme bei planmäßigem Verlauf für 2028 – Voraussetzung ist der Netzanschluss durch TenneT und SH Netz.
Foto: Infener
An windreichen Tagen stehen in Schleswig-Holstein oft Windräder still. Der Grund ist nicht Wartung, sondern dass die Anlagen gedrosselt oder abgeschaltet werden. Das Stromnetz kann ihre Energie nämlich nicht abtransportieren. 2025 wurden laut der Bundesnetzagentur 9,4 TWh Strom aus Erneuerbaren Energien aus diesem Grund abgeregelt, wofür die Anlagenbetreiber rund 433 Mio. € Entschädigung erhielten. Auf die Windkraft entfielen rund 6,6 TWh.
Einen Teil davon will ein Konsortium künftig in grünen Wasserstoff verwandeln. Am 21. April unterzeichneten die Stadtwerke München (SWM) und der Schweizer Projektentwickler Infener AG einen Letter of Intent für eine Beteiligung am geplanten Wasserstoff-Hub Neumünster. Allein in Schleswig-Holstein wurden im Jahr zuvor rund 812 GWh Grünstrom abgeregelt. Kostenpunkt: 78,4 Mio. €. Der dezentrale Hub in Neumünster soll diese Energie vor Ort in Wasserstoff umwandeln, statt sie verfallen zu lassen.
So weit die Theorie. Ein genauer Blick auf das Projekt zeigt, dass die Praxis komplizierter ist.
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Das Wasserstoff-UFO aus Neumünster
Der Elektrolyseur in Neumünster soll mit 50 MW Leistung bis zu 5000 t grünen Wasserstoff pro Jahr erzeugen. Betreiber Infener wurde 2023 in der Schweiz gegründet und entwickelt ähnliche H2-Hub-Projekte in ganz Europa, etwa im fränkischen Münnerstadt. Bekanntheit erlangte das Unternehmen durch seine ungewöhnlichen Designs: Diese zeigen die H2-Anlagen oft im UFO-Format. Gebaut ist allerdings noch keine.
Technologisch tendiert Infener nach eigenen Angaben zur alkalischen Elektrolyse (AEL). „AEL-Systeme bieten hohe technologische Reife, robuste Betriebsweise bei dynamischen Lastprofilen und vergleichsweise günstige Investitionskosten“, begründet Joel Vogl, CEO und Gründer von Infener, gegenüber ingenieur.de. Die endgültige Festlegung folge in der Detailplanung.
Der Baubeginn ist für 2027 vorgesehen, die Inbetriebnahme bei planmäßigem Verlauf für 2028. Voraussetzung dafür ist jedoch ein Anschluss der Anlage ans Stromnetz. Dieser befinde sich derzeit mit dem Übertragungsnetzbetreiber Tennet und dem Verteilnetzbetreiber Schleswig-Holstein Netz in der Entwicklung. Tennet errichtet das benötigte Umspannwerk, SH Netz verlegt die Leitungen.
Die Idee
Die Pressemitteilung formuliert die Projektlogik so: Dezentrale Elektrolyseure wie der H2-Hub Neumünster könnten Überschussstrom vor Ort in Wasserstoff umwandeln, statt ihn ungenutzt verpuffen zu lassen. Das entlaste die Netze und verwandle „ein Kostenproblem in Wertschöpfung“, so Infener. In ähnlicher Weise argumentieren viele Projektierer für dezentrale H2-Projekte in ländlichen Regionen.
Joel Vogl sieht Neumünster gar als Muster für den deutschen Markt: „Die Zukunft der Wasserstoffwirtschaft liegt nicht nur in Mega-Projekten an der Küste, sondern in dezentralen Hubs, die dort produzieren, wo Wasserstoff gebraucht wird.“ Das Projekt zwischen Hamburg und Kiel könne zur „Blaupause für diese neue Infrastruktur“ werden.
Das Konzept basiert allerdings auf einer ökonomischen Annahme, die nur unter bestimmten Bedingungen trägt.
Volllaststunden entscheiden über die Wirtschaftlichkeit
Auf Nachfrage konkretisiert Vogl das geplante Betriebsprofil in Neumünster. Der Hub soll mit 4000 bis 5000 Volllaststunden pro Jahr fahren – also etwa der Hälfte der 8760 Stunden, die ein Jahr hat. Volllaststunden sind die Stunden, in denen ein Elektrolyseur im Vollbetrieb läuft; sie entscheiden über die Wirtschaftlichkeit der Investition. Das Problem: Nutzt man nur Strom aus Abregelung (auch „negativer Redispatch“ genannt), erreicht man nicht die benötigten Volllaststunden für den ökonomischen Betrieb.
„Ein rein abregelungsgetriebener Betrieb wäre wirtschaftlich nicht tragfähig“, erläutert Vogl. Stattdessen werde der Hub hybrid betrieben: Eine Grundlastversorgung über langfristige Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPA) werde mit der flexiblen Aufnahme von Überschussstrom kombiniert. Die meiste Zeit läuft der Elektrolyseur also mit im Voraus eingekauftem Grünstrom. Der Überschussstrom-Anteil der Anlage ist ein Versorgungsbonus. Eine Analyse des Reiner-Lemoine-Instituts bestätigt das: „Ein wirtschaftlicher Betrieb von Elektrolyseuren allein mit Energieüberschüssen ist derzeit noch nicht möglich.“
Der schleswig-holsteinische Projektierer GP Joule beschreibt diesen Zusammenhang in einer Stellungnahme aus dem Jahr 2024 unter dem Stichwort „systemdienliche Elektrolyse„: Elektrolyseure rechnen sich nur dort, wo erneuerbarer Strom regional verfügbar ist – idealerweise gekoppelt mit der Auskopplung von Prozesswärme. Erst dann können sie auch flexibel jene Strommengen aufnehmen, „die keine andere Abnahme findet“, also auch abregelungsbedrohten Grünstrom. Demgegenüber würden selbst große Elektrolyseure, die direkt an Industrie (Abnehmer) und Wasserstoff-Kernnetz (Infrastruktur) stehen, „selten ihre volle Kapazität abrufen“, weil ihnen genau diese regionale Stromverfügbarkeit fehlt.
Wasserstoff-Achse München-Neumünster
Ein Hub wie Neumünster ist also kein reines Auffangbecken für abgeregelten Strom, sondern wie jeder Elektrolyseur auf eine stabile Grundlastversorgung angewiesen, wie sie zum Beispiel PPAs bieten. Vor diesem Hintergrund lohnt sich die Frage, was die Stadtwerke München (SWM) mit einem Hub im rund 800 km entfernten Neumünster zu tun haben.
SWM-Gasbeteiligungs-Chef Gregor Neunzert bezeichnet den Hub als „aussichtsreiches Pilotprojekt, um uns strategisch für den erwarteten Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu positionieren“. Man bringe technische Expertise „im Bau und Betrieb von Energieerzeugungsanlagen oder von Strom-, Gas- oder Wasserstoff-Leitungen“ ein und lerne im Gegenzug vom Elektrolyseur-Know-how der Partner. Mittelfristig wolle man am „Aufbau eines liquiden Wasserstoff-Commodity-Handels in Deutschland“ teilhaben.
Die SWM versorgen München seit Jahrzehnten mit Strom; Bilanzkreismanagement, Grundlastverträge und kurzfristiger Handel sind ihr Tagesgeschäft. Diese Mischung muss ein hybrid betriebener Elektrolyseur leisten: PPA-Grundlast als Basis, schnelles Zu- und Abschalten je nach Marktsignal. Was die SWM in Neumünster lernen, ist also womöglich weniger Wasserstoff-Chemie als die Choreografie eines Elektrolyseurs zwischen Grundlast und Spotmarkt.
Was für den Neumünster-Hub entscheidend ist
Vogl schildert auf Rückfrage das Kernproblem neuer Wasserstoffprojekte: „Netzanschlüsse für Projekte dieser Größenordnung dauern in Deutschland oft länger als die eigentliche Projektentwicklung.“ Begrenzte Kapazitäten bei Netzbetreibern, komplexe Genehmigungsverfahren und ein zunehmender Wettbewerb um Anschlusskapazitäten bremsen die Entwicklung neuer Elektrolyseprojekte strukturell aus. „Die politischen Rahmenbedingungen für Wasserstoff sind grundsätzlich positiv, aber zwischen strategischer Zielsetzung und operativer Umsetzung klafft noch eine Lücke“, sagt Vogl.
Ist grüner Wasserstoff also die Lösung für das Abregelungsproblem? Eigentlich nicht. Elektrolyseure sind komplexe und kostspielige Anlagen, deren Bau und Betrieb sich nur über viele Volllaststunden rechnen. Man kann sie nicht einfach dort hinsetzen, wo gerade viel Überschussstrom entsteht.
Man kann sie aber an Standorten errichten, an denen dauerhaft günstiger Grünstrom verfügbar ist. Dann können sie womöglich auch Abregelungsspitzen auffangen. Damit das gelingt, muss das Stromnetz bereitstehen. Ergo: Erst braucht es neue Trassen und Umspannwerke, bevor sich abgeregelter Grünstrom sinnvoll verwerten lässt. Die Lösung des Abregelungsproblems lautet also nicht mehr Wasserstoff, sondern mehr Stromnetz.
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