Abb. 1: Vergleich der annuitätischen Gesamtkosten der Produktion von grünem Wasserstoff (1) ohne
Privilegierung, (2) mit dauerhafter Privilegierung und (3) bei Fortschreibung des Status quo. (Bild: Stiftung Umweltrecht/FfE)
Erheblicher Einfluss regulatorischer Rahmenbedingungen
Die Berechnungen der Wasserstoffgestehungskosten basieren auf den zuvor beschriebenen Annahmen und verdeutlichen den Einfluss der regulatorischen Rahmenbedingungen auf die Produktionskosten. In Abb. 1 werden die Gesamtkosten der Wasserstoffproduktion mit und ohne regulatorische Privilegierungen bis 2040 gegenübergestellt. Zur Einordnung der zukünftigen Produktionskosten von grünem Wasserstoff wurden drei Entwicklungspfade definiert, die unterschiedliche regulatorische Szenarien abbilden.
Pfad 1: Gesamtkosten ohne Privilegierung
Es wird angenommen, dass weder die Netzentgeltbefreiung noch die Strompreiskompensation bestehen. Auch die restlichen SIP fallen in voller Höhe an und werden mit konstanten Werten fortgeschrieben. Ihre relative Bedeutung nimmt im Zeitverlauf ab, da eine steigende Effizienz des Elektrolyseurs zu sinkendem Stromverbrauch führt. Zudem müssen Stromerzeugung und -verbrauch für die Wasserstoffproduktion aufgrund einer vorgesehenen Verschärfung des Kriteriums der Gleichzeitigkeit ab 2030 innerhalb derselben Stunde erfolgen. Dadurch reduziert sich der Stromverbrauch ebenfalls.
Pfad 2: Gesamtkosten mit dauerhafter Privilegierung
Hier bleiben alle SIP-Befreiungen langfristig in Kraft. Die Strompreiskompensation endet mit Auslaufen der Förderrichtlinie nach dem Abrechnungsjahr 2030. Dieser Pfad zeigt die Wasserstoffkosten bei langfristigen Entlastungen, jedoch ohne Zusatzeinnahmen durch die Strompreiskompensation ab 2031.
Pfad 3: Fortschreibung des Status quo
Dieser Pfad orientiert sich an der geltenden Rechtslage. Da aktuell keine Änderungen beschlossen worden sind, bleiben die o. g. Privilegierungen beim Strombezug für die Elektrolyse bestehen – unter der Annahme einer dauerhaften Befreiung von der KWKG- und Offshore-Netz-umlage. Die Netzentgeltbefreiung endet jedoch 2029. Ab 2030 werden Netzentgelte einbezogen und das strengere Kriterium der Gleichzeitigkeit greift. Die Strompreiskompensation endet nach dem Abrechnungsjahr 2030.
Ohne regulatorische Privilegierungen betragen die Produktionskosten 13,7 €/kg H2. Hauptkostentreiber sind die genuinen Strombezugs- und Investitionskosten, gefolgt von den SIP. Bei Nutzung der aktuellen Privilegierungen sinken die Kosten auf 7,5 €/kg H2. Dies entspricht dem derzeit gültigen regulatorischen Rahmen. SIP entfallen nahezu vollständig, was Einsparungen von über 4,6 €/kg H2 ermöglicht; die Strompreiskompensation trägt rund 2 €/kg H2 bei.
Diese Erlöspotenziale sind jedoch als Maximalwerte zu verstehen. Insbesondere die zu erbringenden ökologischen Gegenleistungen für die Inanspruchnahme der Strompreiskompensation sind in der Praxis teils schwer erfüllbar. Insgesamt zeigt die Analyse ein Einsparpotenzial – unter idealen Bedingungen – von über 6 €/kg H2.
Der Kostenrückgang zwischen 2025 und 2030 resultiert aus sinkenden Strompreisen und steigenden Erlösen durch die an den CO2-Preis gekoppelte Strompreiskompensation. Mit deren Auslaufen im Jahr 2031 steigen die Produktionskosten erneut. Am günstigsten ist Pfad 2 mit dauerhaften Befreiungstatbeständen. Gegenüber Pfad 3 („Status quo“) ermöglicht allein die Netzentgeltbefreiung eine zusätzliche Einsparung von 2 €/kg H2.
Stromkosten bleiben zentraler Aspekt für die Wirtschaftlichkeit
Die Stromkosten bleiben der zentrale Hebel für die Wirtschaftlichkeit der grünen Wasserstoffproduktion. Regulatorische Entlastungen bei den SIP sowie zusätzliche Einnahmemöglichkeiten durch die Strompreiskompensation können die Produktionskosten deutlich senken. Der unmittelbar im Elektrolyseverfahren zur Wasserstofferzeugung genutzte Strom ist gegenwärtig weitgehend von den SIP befreit. Für den sonstigen zur Produktion erforderlichen (Betriebs-)Strom gilt dies nur eingeschränkt. Insgesamt fehlt es an langfristiger Planungssicherheit: Viele Entlastungen sind befristet oder komplex in der Umsetzung. Die künftige Ausgestaltung des regulatorischen Rahmens bleibt ein Unsicherheitsfaktor – und zugleich ein zentrales Steuerungsinstrument für den Markthochlauf von grünem Wasserstoff.
Quellen
[1] Dieser Beitrag ist im Rahmen des vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) geförderten Projekts „Trans4Real – Wissenschaftliche Transferforschung für Reallabore zu Sektorenkopplung und Wasserstofftechnologien“ entstanden.
[2] Bundesnetzagentur/Bundeskartellamt: Monitoringbericht 2024, 28.02.2025, S. 23.
[3] Bundesnetzagentur: Rahmenfestlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes), Diskussionspapier, Mai 2025, S. 43 f.
[4] Umfasst ist nur der Strom, der an den Elektroden angelegt wird, Bundesfinanzhof, Urteil vom 30.06.2015, VII R 52/13, Leitsatz 2.
[5] Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD, Verantwortung für Deutschland, 21. Legislaturperiode, April 2025, Rz. 957 f. und 1501 f. Siehe auch die Einigung der Bundesregierung zum Bundeshaushalt 2025 und zu den Eckwerten 2026 bis 2029 vom 24.06.2025, wonach eine Verstetigung der Absenkung der Stromsteuer vorgesehen ist (https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Pressemitteilungen/Finanzpolitik/2025/06/2025-06-24-2-entwurf-bhh-2025-eckwerte-bis-2029.html).
[6] Gemäß Ziffer 5.2.2 Förderrichtlinie werden für die Berechnung der Strompreiskompen-sation nicht die tatsächlichen indirekten CO2-Kosten, sondern Durchschnittswerte in Ansatz gebracht.
[7] Eine Darstellung der vergangenen Kostenschätzungen sowie eine Erläuterung der hier getroffenen techno-ökonomischen Annahmen findet sich in FfE (2025): Von der Theorie zur Praxis: Warum grüner Wasserstoff teurer ist als gedacht, S. 7 ff. Online abrufbar unter www.ffe.de/veröffentlichungen/von-der-theorie-zur-praxis-warum-gruener-wasserstoff-teurer-ist-als-gedacht
[8] Der Begriff „grüner Wasserstoff“ wird hier synonym verwendet mit dem Begriff „erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs“ i. S. v. Art. 2 Abs. 2 Nr. 36 Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EU) 2023/2413 vom 18.10.2023 (im Englischen Renewable Fuels of Non Biological Origin – RFNBO).
[9] Für eine Darstellung der Varianten verweisen wir auf FfE (2023): Wie ist grüner Wasserstoff laut dem Delegated Act der EU definiert? Online abrufbar unter www.ffe.de/veroeffentlichungen/wie-ist-gruener-wasserstoff-laut-dem-delegated-act-der-eu-definie-rt/
[10] Prinzipiell könnten zusätzliche Erlöse durch den Verkauf von Überschussstrom erzielt werden.
[11] Hintergründe zu den Annahmen finden sich in FfE (2025): Von der Theorie zur Praxis: Warum grüner Wasserstoff teurer ist als gedacht, S. 11 ff. Online abrufbar unter www.ffe.de/veröffentlichungen/von-der-theorie-zur-praxis-warum-gruener-wasserstoff-teurer-ist-als-gedacht
B. Hoffmann, Wissenschaftlicher Referent, Stiftung Umweltenergierecht, Würzburg; V. Ziemsky, Senior Research Associate, S. Mohr, Senior Research Consultant, Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE), München
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VZiemsky@ffe.de