Langzeitspeicher Wasserstoff

Langzeitspeicher Wasserstoff - kann man damit Geld verdienen?

Das Geschäftsmodell der Wasserstoff-Langzeitspeicher für Dunkelflauten ist ein klassisches Beispiel für ein System-Backup, das über den reinen Stromhandel allein (Arbitrage) aktuell kaum wirtschaftlich tragfähig wäre. Dennoch ist es eine Chance, ein zentrales Hindernis bei der Transformierung der Energieversorgung aus dem Weg zu räumen.

Wenn ein Speicher nur 1–2 Mal im Jahr gefüllt und geleert wird (saisonale Speicherung, Lagerumschlag), müssen die Kosten der Infrastruktur auf sehr wenige verkaufte Kilowattstunden umgelegt werden. Das führt zu extrem hohen Preisen pro ausgespeicherte Einheit.

Wie wird (dennoch) Geld verdient?

Da der "Lagerumschlag" gering ist, verschiebt sich das Geschäftsmodell von der Mengenvermarktung hin zur Bereitstellung von Sicherheit.

Kapazitätszahlungen (der wichtigste Pfeiler): Der Betreiber wird primär dafür bezahlt, dass er die Kapazität vorhält (siehe Erdgasspeicher). In Deutschland wird hierfür im Rahmen der Kraftwerksstrategie und des geplanten Kapazitätsmarktes ein Rahmen geschaffen. Betreiber erhalten feste Prämien pro vorgehaltenem Megawatt (MW) Leistung, unabhängig davon, ob sie gebraucht werden.
Arbitrage (Preisdifferenzen): Auch wenn es selten passiert: Wenn eine Dunkelflaute eintritt, schießen die Börsenstrompreise massiv in die Höhe. In diesen wenigen Stunden verdient der Speicher sehr hohe Margen, da er günstigen Überschussstrom (vom Sommer/Windspitzen) zu extremen Spitzenpreisen verkauft.
Systemdienstleistungen: Wasserstoffspeicher (bzw. die angeschlossenen Elektrolyseure und Kraftwerke) können zur Netzstabilität beitragen (z. B. Regelleistung). Dafür erhalten sie Entgelte von den Übertragungsnetzbetreibern.
Staatliche Absicherung (CfDs): Diskutiert werden sogenannte Contracts for Difference (CfDs). Der Staat garantiert dem Betreiber einen Mindesterlös. Liegt der Marktpreis darunter, zahlt der Staat die Differenz; liegt er darüber, führt der Betreiber die Gewinne an den Staat ab. Das senkt das Risiko für Investoren drastisch.

Warum Wasserstoff für Langzeit ideal ist

Obwohl der Wirkungsgrad der Kette (Strom -> H2 -> Strom) mit ca. 35 % bis 40 % recht niedrig ist, schlägt Wasserstoff andere Technologien bei der Langzeitspeicherung aus einem Grund: Die Entkopplung von Leistung und Energie.

Batterien: Umso mehr Energie (Wh) man in Batterien speichern möchte, desto mehr Batteriezellen muß man kaufen. Die Kosten steigen linear mit der Speicherdauer.
Wasserstoff: Wenn die Kaverne (der Speicher) erst einmal vorhanden ist, ist er extrem günstig. Auch die Vergrößerung ist langfristig gesehen sehr kostengünstig. Die Kosten für die Speicherkapazität (€/kWh} sind bei Wasserstoffkavernen um Faktoren niedriger als bei Batterien. Teuer sind lediglich die Elektrolyseure (Einspeichern) und die Kraftwerke/Brennstoffzellen (Ausspeichern).

Als Langzeitspeicher sind zumindest Lithium-Ionen-Batterie die ungeeignete Wahl. Wie weit Alternativen, zum Beispiel Redox-Flow-Batterien, besser abschneiden, ist in diesem Text nicht Teil der Überlegungen.

Funktioniert das Geschäftsmodell?

Rein marktwirtschaftlich (ohne Subventionen) funktioniert es heute noch nicht, da die Preise für CO2 und fossiles Erdgas noch nicht hoch genug sind, um die hohen Investitionskosten (CAPEX) allein durch seltene Dunkelflauten-Ereignisse zu decken.

Als politisches/regulatorisches Modell funktioniert es jedoch: Da die Volkswirtschaft bei einem Blackout Schäden in Milliardenhöhe erleiden würde, ist der Staat bereit, die "Versicherungsprämie" (Kapazitätsmarkt) zu zahlen. Für einen Betreiber ist das Modell dann hochattraktiv, da er planbare, feste Einnahmen für die Bereitstellung der Infrastruktur erhält, ergänzt durch "Bonus-Gewinne" in extremen Mangellagen. Übrigens sind auch die geplanten Erdgas-Kraftwerke nur deswegen für Betreiber interessant, weil sie über einen sehr langen Zeitraum diese „Versicherungsprämie“ zugesichert bekommen.

Kraftwerksstrategie als Investitionsanreiz

Stand Anfang 2026 besteht die Kraftwerksstrategie aus folgenden Kernbestandteilen, deren Ziel es ist, die Investitionsrisiken für Betreiber trotz der geringen Auslastung (niedrige Zyklenzahl) abzufedern.

1. Das Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG): Dies ist das Hauptinstrument zur Absicherung der Rückverstromung. Die Bundesregierung hat sich Anfang 2026 mit der EU-Kommission auf die Ausschreibung von insgesamt 12,5 Gigawatt (GW) steuerbarer Kapazität geeinigt.

Investitionszuschüsse (CAPEX-Förderung): Betreiber von wasserstofffähigen Gaskraftwerken und speziellen Langzeitstromspeichern (500 MW-Kontingent) erhalten direkte Zuschüsse zu den Baukosten. Dies senkt die Hürde für den massiven Anlagenbau, der sich sonst erst nach Jahrzehnten amortisieren würde.
Betriebskostenförderung (OPEX-Förderung): Für Kraftwerke, die frühzeitig auf 100 % Wasserstoff setzen (sogenannte "Sprinter-Anlagen"), übernimmt der Staat über Differenzverträge (Contracts for Difference) einen Teil der Mehrkosten für den teureren Wasserstoff im Vergleich zu Erdgas.
H2-Ready Verpflichtung: Die Förderung ist an die Bedingung geknüpft, dass Anlagen spätestens acht Jahre nach Inbetriebnahme voll auf Wasserstoff umgestellt werden müssen.

2. Der Kapazitätsmechanismus (Zukunftslösung): Ab 2026 startet die Übergangsphase in einen umfassenden Kapazitätsmarkt. Dies ist der entscheidende Hebel für Langzeitspeicher:

Anstatt nur für die gelieferte Energie () bezahlt zu werden, erhalten Betreiber eine Vergütung für die gesicherte Leistung ( pro Jahr). Diese "Bereitstellungsgebühr" garantiert feste Einnahmen, auch wenn der Speicher aufgrund eines milden Winters das ganze Jahr über ungenutzt bleibt. Es ist faktisch eine staatlich organisierte Versicherungsprämie für die Versorgungssicherheit.

3. Förderung der Infrastruktur (Kernnetz & Speicher): Damit der Wasserstoff überhaupt zum Speicher und zum Kraftwerk gelangt, wird die Infrastruktur separat gestützt. Über ein Amortisationskonto für das Wasserstoff-Kernnetz sichert der Bund über die KfW ein Kreditvolumen von rund 24 Milliarden Euro ab. Da die Netzentgelte am Anfang (bei wenigen Nutzern) extrem hoch wären, deckelt der Staat diese und finanziert die Differenz vor. Die Betreiber zahlen dies erst ab den 2030er Jahren zurück, wenn der Markt hochgelaufen ist.

Als gerade in diesen Tagen mal wieder sehr aktuelles Thema gilt die Reduktion der Abhängigkeiten europäischen Union (Wider-European Interest). Große Speicherprojekte (Salzkavernen) profitieren oft von europäischen Fördertöpfen (IPCEI Wasserstoff), die als Anschubfinanzierung Milliardenbeträge für die erste Generation von industriellen Großspeichern bereitstellen.

Ein Betreiber von Versorgungsreserven verdient sein Geld heute primär durch staatlich garantierte Verfügbarkeitszahlungen und Bauzuschüsse, nicht durch den täglichen Stromhandel. Ohne diese staatliche Flankierung wäre das Vorhalten von "Dunkelflauten-Reserven" bei nur 1–2 Zyklen pro Jahr privatwirtschaftlich nicht finanzierbar. Der Preis für ein Kilowattstunde gespeicherte Energie mit grünem Wasserstoff läge derzeit gegenüber Erdgas um etwa das 10-fache höher – sofern überhaupt ausreichend grüner Wasserstoff vorhanden wäre. Der Weg ist also noch länger und steinig.