Die Beimischung von Wasserstoff ins bestehende Erdgasnetz wird in der öffentlichen Debatte oft als unsinnige Idee abgetan. Marcel Corneille vom Ingenieurbüro Emcel sieht darin jedoch einen Business Case, der nicht nur technisch machbar, sondern bereits heute wirtschaftlich darstellbar ist – und das ohne große Infrastrukturinvestitionen.
[Bild: Emcel GmbH]
Das Grundprinzip: Grüner Wasserstoff ins Verteilnetz
Das Konzept ist einfacher, als es auf den ersten Blick erscheint. Grüner Wasserstoff, produziert durch Elektrolyse aus erneuerbaren Energien, wird in ein lokales Erdgasverteilnetz eingespeist. Der Kunde am Ende der Leitung bezahlt einen kleinen Aufpreis für das so entstandene „Grüngas“ – ähnlich wie beim bekannten Ökostromtarif im Strommarkt.
Das Gasnetz in Deutschland besteht nicht aus einem einzigen System, sondern aus vielen kleinen, voneinander trennbaren Teilnetzen. Diese Struktur ermöglicht eine sehr kleinteilige, lokale Umsetzung – größtenteils ohne signifikante Eingriff in das übergeordnete Kernnetz.
Regulatorischer Rahmen und technische Machbarkeit
Rein regulatorisch sind zehn Volumenprozent Wasserstoffbeimischung ins Erdgasnetz möglich und zulässig. In der Realität steht aber erstmal der Einsteig mit einer Beimischungsrate von ein bis zwei Prozent an, und selbst dazu reichen die aktuell verfügbaren Wasserstoff-Mengen bei nicht aus. Zunächst wird es also wohl einen sehr geringen Wasserstoff-Anteil im Netz geben. Das muss aber nicht schlecht sein, denn bei so geringen Anteilen sind keine zusätzlichen Prüf- und Nachweispflichten erforderlich. Ein Pain Point, der somit wegfällt – das macht den Einstieg leichter.
Der schrittweise Hochlauf ist aber natürlich ausdrücklich gewünscht: Erst ein bis zwei Prozent, dann aber perspektivisch zehn, zwanzig Prozent und langfristig die vollständige Umstellung einzelner Netze auf 100 Prozent Wasserstoff. Entscheidend ist dabei die Investitionssicherheit für Netzbetreiber: Wer heute in Erzeugungskapazitäten investiert, braucht einen Zeithorizont von mindestens zehn Jahren, um Anlagen wirtschaftlich amortisieren zu können.
Das Erlösmodell: Bilanziell und flexibel
Die Zahlen sprechen für sich: Emcel rechnet mit einem erzielbaren Wasserstoff-Preis von etwa 6 bis 12 Euro pro Kilogramm, mit einem typischen Mittelwert von rund 10 €/kg. Zum Vergleich: Der mittlere Day-Ahead-Strompreis lag 2024 bei knapp unter 8 Cent pro Kilowattstunde – ein Niveau, bei dem Elektrolyse wirtschaftlich darstellbar ist.
Noch interessanter wird das Bild, wenn man die Preisstruktur des Strommarkts ausnutzt: 2024 gab es über 4.000 Stunden mit Strompreisen unter 8 Cent, rund 2.500 Stunden unter 6 Cent und mehr als 1.000 Stunden unter 2 Cent pro Kilowattstunde. Wer seinen Elektrolyseur gezielt auf diese Niedrigpreisfenster ausrichtet – manuell oder mithilfe von KI-gestützter Optimierung – kann die Produktionskosten erheblich senken und den Business Case weiter verbessern.
Noch nicht in dieser Kalkulation enthalten sind mögliche Zusatzerlöse aus Wärmeauskopplung, Sauerstoffverwertung, Netzdienlichkeit oder zukünftigen Treibhausgasquoten. Diese könnten den Case zusätzlich attraktiver machen, je nach Standort und Rahmenbedingungen.
Saisonalität und Flexibilität
Ein häufig genanntes Gegenargument ist die saisonale Asymmetrie: Im Winter wird mehr Gas verbraucht, gleichzeitig ist das solare Stromangebot gering. Im Sommer verhält es sich umgekehrt. Ein Problem, das berücksichtigt werden muss, aber gleichzeitig etwas realtiviert werden kann, denn: Zum einen wird der Durchsatz im Verteilnetz von Industriekunden mitbestimmt, die saisonale Schwankungen glätten. Un dzum anderen ist die erwähnte bilanzielle Verrechnung über das Jahr hinweg genau das Instrument, das dieses Problem löst: Überschüsse aus dem Sommer werden rechnerisch gegen den Winterverbrauch verrechnet. Es entsteht kein Druck, täglich oder stündlich eine bestimmte Einspeisung zu garantieren.
Potenziale für Stadtwerke und Grüngasanbieter
Der naheliegendste Adressat für den Business Case „H2-Einspeisung ins Erdgasnetz“ sind natürlich Stadtwerke und Grüngasanbieter mit direktem Zugang zu Endkunden. Bereits heute bieten erste Anbieter entsprechende Produkte an. Die Zahlungsbereitschaft für einen kleinen Aufpreis – vergleichbar mit dem Griff zum Bioprodukt im Supermarkt oder zum Ökostromtarif – ist in relevanten Kundensegmenten vorhanden.
Für Stadtwerke bietet das Modell einen weiteren strategischen Vorteil: Sie können heute schon Erzeugungskapazitäten aufbauen und Erfahrungen sammeln. Wenn morgen die Mobilitätsnachfrage anzieht oder eine Beimischungspflicht – wie zuletzt von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche in die Diskussion eingebracht – Realität wird, sind sie sofort bereit, technisch zu skalieren ohne noch mit Kinderkrankheiten und „Anfängerfehlern“ kömpfen zu müssen. Fehlinvestitionen entstehen keine, denn die Anlage arbeitet ja bereits wirtschaftlich.
Was das Modell besonders interessant macht, ist seine Eigenschaft als Brückeninvestition. Das klassische Henne-Ei-Problem der Wasserstoffwirtschaft – keine Tankstelle ohne Autos, keine Autos ohne Tankstelle – lässt sich damit umgehen. Wer heute einen Elektrolyseur für die Netzeinspeisung betreibt, hat eine profitable Grundlast. Steigt die Nachfrage im Mobilitätssektor, kann der Wasserstoff leicht dorthin umgeleitet werden – ohne dass die bisherige Infrastruktur obsolet wird.
Fazit
Wasserstoffbeimischung ins Erdgasnetz ist kein Zukunftsprojekt mehr. Es ist ein heute verfügbarer, regulatorisch abgesicherter und wirtschaftlich darstellbarer Ansatz, der gleichzeitig CO₂-Einsparungen ermöglicht und Flexibilität für den weiteren Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft schafft. Dass dieser Business Case bislang kaum im Fokus steht, liegt wohl vor allem an veralteten mentalen Modellen – entstanden in einer Zeit, als Strompreise für Elektrolyseure noch bei 30 Cent lagen. Diese Zeit ist vorbei – jetzt ist die Zeit, um mit Wasserstoff Geld zu verdienen.
Link zum Thema beim Emcel GmbH:
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