Wann darf Wasserstoff gewinnerhaltend als „grün“ verkauft werden? „Überzogene“ EU-Vorgaben behindern die Beschaffung von Ökostrom für die Elektrolyse, meinen zwei Projektierer.

 

Eine Durchführungsverordnung zur EU-Erneuerbaren-Richtlinie (RED) macht die Beschaffung von Ökostrom für Elektrolyseure via Power Purchase Agreements (PPA) unnötig kompliziert und teuer − das beklagten Manager von GP Joule und der Steag Iqony am 11. Februar auf einem Wasserstoffforum während der Leitmesse E-world in Essen.

PPA sind einer der anerkannten Wege, sich Grünstrom zu beschaffen, um mit seinem Einsatz in Elektrolyseuren Wasserstoff herzustellen. Der Weg wird sowohl von der GP-Joule-Gruppe als auch von der Steag-Iqony-Gruppe bevorzugt, die beide Elektrolyseure projektieren.

Das Problem: Die RED-III-Durchführungsverordnung, die im Juni 2023 in Kraft trat und in der 37. Bundesimmissionsschutzverordnung in nationales Recht umgesetzt wurde, verlangt, dass monatsscharf genau so viel Strom samt Herkunftsnachweisen (HKN) beschafft ist, um eine entsprechende Menge grünen Wasserstoffs zu erzeugen. Von 2030 an muss das sogar stündlich übereinstimmen.

Grünstrom „direkt oder über Mittler“

Und: Der Grünstrom muss vom Wasserstoffvermarkter „direkt oder über Mittler“ vom Erneuerbare-Anlagen-Betreiber bezogen werden (Paragraf 6 Absatz 1 Ziffer 2). Nur dann bekommt der Wasserstoffvermarkter etwa Zertifikate im Treibhausgas-Quotenhandel für den Automobilverkehr − ein entscheidender Erlösfluss, auf den er angewiesen ist.

Diese Vorgaben „verhindern“ nach Auffassung von Fabian Sösemann, Geschäftsführer der GP Joule plus, die Bildung von (Strom-) Portfolien aus verschiedenen Quellen mit unterschiedlichen Lastprofilen − ein grundlegendes Feature jedes Handels. Die Verordnungstexte lassen zwar auch „Mittler“ zu, zu denen auch Energietrader gehören.

Aber Brüssel habe den Begriff in einem Frage-und-Antworten-Katalog (FAQ) eng ausgelegt und eine „direkte Beziehung“ (direct relationship) zwischen Erneuerbare-Anlagen-Betreiber und Elektrolyseurbetreiber gefordert. „Die Rechtslage ist unnötig kompliziert“, klagt Fabian Sösemann. „Sie behindert den Ausbau grünen Wasserstoffs.“ Auf umstrittener rechtlicher Grundlage lasse sich eigentlich kein Geschäftsmodell rechtfertigen.

Für den GP-Joule-Mann wäre die beste Lösung, die EU-Durchführungsverordnung zu streichen. „Das wäre ein Befreiungsschlag“, sagte Sösemann. Das Ziel einer Gleichzeitigkeit von Grünstrom- und Wasserstoffproduktion ließe sich nach seinem Dafürhalten auch über die Zeitstempel der Ökostrom-Herkunftsnachweise erreichen.

In diesem Quartal weiterer 2-MW-Elektrolyseur im Norden

GP Joule betreibt seit drei Jahren in Schleswig-Holstein im Projekt „Efarm“ ein grünes Wasserstoff- Ökosystem mit gut 1 MW Elektrolyseurleistung und zwei Tankstellen. In diesem Quartal soll zusätzlich in Bremerhaven ein 2-MW-Elektrolyseur in Betrieb gehen, kündigte Lars Schneppenheim an und verwies auf das Vorhaben „Hy City Bremerhaven“ (wir berichteten). Er leitet das Projektentwicklungs-Team bei GP Joule Hydrogen.

Da in beiden Wasserstoffregionen der Tankstellenabsatz erst mit der Zahl der Fahrzeuge wächst, deckt GP Joule den entsprechend wachsenden Ökostrom-Bedarf ab, indem es immer mehr PPA von hinzukommenden Lieferanten sozusagen auf das erste PPA stapelt, alles, wie von den Verkäufern gewünscht, als Strombänder. „Wir optimieren dann durch gesteuerte Fahrweise des Elektrolyseurs auf die willkürliche Monatsvorgabe“, sagte Sösemann. Das treibe die Kosten. Innerhalb eines Kalendermonats „bleibt es aber sinnvoll, kostenoptimiert zu fahren“.
 
Gilt die heutige Regulierung auch 2029 noch?

Weitere Probleme mit der „direkten Beziehung“ erwähnte zuvor Florian Umlauf, Head of Green Sales bei der Steag-Iqony-Gruppe. So würde der Erneuerbare-Anlagen-Betreiber mangels zwischengeschaltetem Trader wider Willen zum Stromversorger − was mit zahlreichen regulatorischen Pflichten verbunden wäre.

Dabei lasten die technisch-wirtschaftlichen Herausforderungen der Ökostrombeschaffung einen Elektrolyseur-Projektierer schon genug aus: Für eine große grüne 100-MW-Elektrolyseanlage müssen aus einem Mix von Offshorewind, Onshorewind und Photovoltaik 300 MW beschafft werden. „Overcontracting“ oder bewusste Schaffung von Überkapazitäten nennt Umlauf das. Die Vollbenutzungsstunden pro Jahr − 4.000 offshore, 2.300 onshore, 1.000 solar − ließen sich naturgemäß nicht einfach addieren, um die gewünschten Volllaststunden des Elektrolyseurs zu bedienen.

Zudem: Die EE-Anlage und der Elektrolyseur müssen in derselben Strompreiszone stehen. Tun sie dass noch 2029, einem realistischen Inbetriebnahmejahr für einen so großen Elektrolyseur?