Wasserstoffspeicher in Österreich - Viel Potenzial, viele Unsicherheiten, viel Handlungsbedarf

• Eine vom BMWET in Auftrag gegebene Studie “Wasserstoffspeicher in Österreich”, erstellt von der Österreichischen Energieagentur, dem AIT, der Montanuniversität Leoben und NHP Rechtsanwälte hat sich Bedarf und Potenziale von Wasserstoffspeichern in Österreich im Detail angesehen.
• Dank guter geologischer Vorrausetzungen gibt es hohes Potential für die Wasserstoffspeicherung, welches kurz- bzw. mittelfristige bei 3,2-5 TWh und langfristiges bei etwa 30 TWh liegt. Hierbei handelt es sich vor allem um poröse Lagerstätten.
• Allerdings bestehen große Unsicherheiten, vor allem aufgrund fehlender Praxiserfahrung. Schätzungen für Levelised Cost of Storage schwanken zwischen 42 €/MWh-127 €/MWh. Zudem ist ein entsprechender Rechtsrahmen vollkommen ausständig.

Wasserstoff kann eine bedeutende Rolle in der Energiewende spielen, da er in vielen Bereichen, wie industrielle Hochtemperaturprozessen, thermische Kraftwerken, schwere Maschinen oder der Schifffahrt eine nachhaltige Alternative zu fossilen Energieträgern darstellen kann – sofern er klimaneutral erzeugt wurde. Eine Wasserstoffwirtschaft besteht allerdings nicht nur aus Erzeugern, Infrastruktur und Verbrauchern: Auch Speicher werden notwendig sein, um saisonale Schwankungen bei Erzeugung und Verbrauch auszugleichen. Doch wie hoch ist dieses Potenzial in Österreich, welche Rolle können sie im Energiesystem spielen und welche Hindernisse bestehen? Eine Studie der Österreichischen Energieagentur, dem AIT, der Montanuniversität Leoben und NHP Rechtsanwälte im Auftrag des Bundesministerium für Wirtschaft, Energie und Tourismus hat sich im Detail mit diesen Fragen auseinandergesetzt.

Speicher erfüllen verschiedene Rollen im Energiesystem: Unterschiede zwischen Erzeugung bzw. Import und Verbrauch können ausgeglichen werden und durch die Lagerung eines Energieträgers Versorgungssicherheit und die Systemkosten reduziert werden. Während der Verbrauch in Industrie und Mobilität über das Jahr relativ konstant ist, werden sich gerade beim Einsatz in thermischen Kraftwerken auch beim Wasserstoffverbrauch erhebliche saisonale Schwankungen ergeben, weshalb für ein Gelingen der Energiewende auch hier erhebliche Speicherkapazitäten notwendig werden. Gleichzeitig ermöglichen es Wasserstoffspeicher Erzeugern den Betrieb von Elektrolyseanlagen stärker an günstige Marktgegebenheiten anzupassen, statt an Bedarf, was Preise langfristig stabilisieren kann. Laut integriertem österreichischen Netzinfrastrukturplan (ÖNIP) wird der österreichische Wasserstoffbedarf bis 2040 auf 48 TWh steigen - wovon 13 TWh auf flexible Gaskraftwerke entfallen werden. Demzufolge ergibt sich ein kostenoptimaler Speicherbedarf für Wasserstoff von etwa 1,2 TWh im Jahre 2030, welcher bis 2035 auf 6,8 TWh und 2040 auf 7,7 TWh ansteigen soll.

Glücklicherweise verfügt Österreich laut Studie über ein erhebliches geologisches Potenzial für die untertägige Speicherung von Wasserstoff: Kurz- bis mittelfristig liegen die Kapazitäten bei 3,2 bis 5 TWh, langfristig sind mehr als 30 TWh realistisch. Geologisch geeignete Standorte befinden sich in Oberösterreich, Salzburg und Niederösterreich, welche sich auch in unmittelbarer Nähe zu geplanten Wasserstoff-Leitungsnetzen befinden. Bei diesen geologischen Speichern handelt es sich um poröse Lagerstätten, andere Speicherarten (in Kavernen oder Aquiferen) sind in Österreich nicht relevant.

In der Anfangsphase werden sich die ersten kommerziellen Wasserstoffspeicher vor allem auf Neubauprojekte mit kleineren Kapazitäten konzentrieren – etwa entlang des geplanten Wasserstoff-Startnetzes in Oberösterreich oder in Ostösterreich. Mittelfristig soll jedoch die Umrüstung bestehender Erdgasspeicher zunehmend an Bedeutung gewinnen. Doch dies ist technisch alles andere als einfach: Aufgrund seiner kleinen molekularen Größe entweicht Wasserstoff deutlich einfacher als Erdgas und erfordert so den Einsatz von besonderen Materialen sowie einen höheren Wartungsaufwand. Noch herausfordernder ist die Tatsache, dass entsprechende Turboverdichter bislang am Markt fehlen, hohe Reinheitsanforderungen bei der Gasaufbereitung erzielt werden müssen und die obertägige Anlage neu errichtet oder wasserstofftauglich umgebaut werden muss. Zudem liegt die Energiedichte von Wasserstoff bei etwa einem Drittel von Erdgas, wodurch für die selbe gespeicherte Energiemenge die dreifache Speicherkapazität notwendig ist.

Schätzungen, welche Kosten für geologische Wasserstoffspeicher entstehen könnten. sind derzeit mit großen Unsicherheiten behaftet, da es derzeit noch keine kommerziell betriebenen Speicher (Neu- oder Umbau) gibt. Die vorliegenden Abschätzungen basieren auf Erfahrungen mit Erdgasspeichern, wenigen Demonstrationsprojekten und Studien. Maßgeblich beeinflusst werden die Investitionskosten und Levelised Cost of Storage (LCOS) von standortspezifischen Faktoren (Gestein, Tiefe, Porosität), Betriebsparametern (Zyklen, Leistung) und Netzanforderungen (Druck, Reinheit). Unter den getroffenen Annahmen ergeben sich laut Studien eine Schwankungsbreite beim LCOS von 42–127 €/MWh bei starker saisonaler Nutzung. Zusätzlich ist die Frage von Entgelten völlig offen. Aufgrund des niedrigeren Energiegehalts von Wasserstoff gegenüber Erdgas, des höheren Kompressionsaufwands und teurerer wasserstofftauglicher Komponenten könnten laut Studie künftige Speicherentgelte dementsprechend voraussichtlich 4,5- bis 5-mal höher liegen als aktuelle Erdgasspeicherentgelte. Der Wasserstoffspeichermarkt befindet sich in einer sehr frühen Phase mit illiquiden Märkten und hohen Unsicherheiten bei Mengen und Preisen. Bau- und Betriebskosten sind deutlich höher als bei Erdgasspeichern, bei gleichzeitig niedrigem anfänglichen Speicherbedarf und langen Vorlauf- sowie Refinanzierungszeiten. Ein zukünftiges Finanzierungsmodell für Österreich muss diese Kombination aus hohen Kosten, langer Bindung und hoher Unsicherheit adressieren. Die Studie gibt keine konkrete Modell­empfehlung, sondern beleuchtet lediglich Gestaltungsmöglichkeiten und entscheidungsrelevante Aspekte.

Laut Studie fehlt derzeit ein tragfähiger regulatorischer Rahmen für die geologische Speicherung von Wasserstoff, da die im aktuellen Gaswirtschaftsgesetz festgeschriebenen für Erdgasspeicher gültigen Bestimmungen nicht anwendbar sind. Dies bedeutet, dass sämtliche energiepolitischen Pläne sowie auch die Verfügbarkeit von flexiblen, mit Wasserstoff betriebenen thermischen Kraftwerken davon abhängt, ob und wie schnell die Bundesregierung diesen - im Regierungsprogramm vorgesehenen - Rechtsrahmen schaffen kann. Hier wird es neben technischen und regulatorischen Details vor allem darum gehen durch langfristige Finanzierungs- und Förderperspektiven Investitions- und Planungssicherheit zu schaffen.

Hierfür ist die Novelle mehrerer Gesetzesmaterien notwendig: Der untertägige Bereich betrifft das Mineralrohstoffgesetz (MinroG), welches derzeit Wasserstoffspeicher nicht kennt. Der obertägige Bereich fällt ins Gaswirtschaftsgesetz (welches spätestens nächstes Jahr novelliert werden soll), Anlagenrecht sowie in Landesmaterien wie Gewerbe- und Bauordnungen - zusätzlich sind weitere materielle Genehmigungen (z. B. aus Naturschutz-, Wasser-, Forstrecht) möglich. Genehmigungsverfahren und Behördenzuständigkeiten sind ebenfalls noch völlig unklar und, wie bei anderen montanrechtlichen Materien, von konkreten Einzelfällen abhängig.

Summa summarum zeigt die Studie, dass Österreich wie beim Erdgas geologisches Glück hat und auch beim Wasserstoff ausreichend Kapazitäten für den eigenen Speicherbedarf besitzt, welche in absehbarer Zeit genutzt werden können. Allerdings ist die Umrüstung bestehender Speicher eine technische Herausforderung und die Kosten für die geologische Speicherung von Wasserstoff deutlich höher als beim Erdgas - wenn auch noch sehr schwer abzuschätzen. Die Politik sollte hier durch die baldige Schaffung eines robusten Rechtsrahmens sowie einer langfristige Finanzierungs- und Förderperspektive rasch entschiedene Schritte setzen, da sonst ein kritischer Baustein bei der Energiewende zu fehlen droht.