Elektrolyseure sind für lokale Flexmärkte prädestiniert: Bekanntlich können sie ihre Stromaufnahme kurzfristig anpassen, Netzengpässe entschärfen und gleichzeitig überschüssigen Wind- und Solarstrom in grünen Wasserstoff umwandeln. Doch dieses Potenzial bleibt in Deutschland bislang weitgehend ungenutzt. Während andere Länder lokale Flexibilitätsmärkte bereits in den Regelbetrieb überführt haben, hält Deutschland am kostenbasierten Redispatch fest – und bremst damit auch den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft.
Dabei hat Deutschland lokale Flexibilitätsmärkte selbst mitentwickelt und im Rahmen von Pilotprojekten wie enera technisch erprobt. International haben diese Ansätze große Aufmerksamkeit erregt. Andere Länder sind inzwischen einen Schritt weiter gegangen. In Großbritannien oder den Niederlanden gehören lokale Flexibilitätsmärkte bereits zum regulären Instrumentarium der Netzbetreiber. Deutschland dagegen setzt weiterhin vor allem auf kostenbasierten Redispatch. Damit bleiben große Teile des dezentralen Flexibilitätspotenzials ungenutzt – genau jene Ressourcen, die für eine erfolgreiche Energiewende und einen wirtschaftlich rentablen Wasserstoffhochlauf entscheidend wären.
Die paradoxe Realität
Moderne Netzregulierung kann Anreize schaffen, Netzengpässe effizient über den Markt zu lösen: Großbritannien koppelt Investitions‑ und Betriebsausgaben im sogenannten TOTEX‑Ansatz – Netzbetreiber können dadurch auch marktbasierte Flexibilität statt neuer Leitungen nutzen. Dort sind sie schon gelebte Praxis – etwa bei UK Power Networks DSO, wo seit 2024 ein Flexmarkt mit hunderttausenden flexiblen Anlagen und Dutzenden aktiven Anbietern läuft.
Obwohl Engpassmanagement und Netzausbau vor gewaltigen Aufgaben stehen, bleiben in Deutschland wertvolle, lastseitige Flexibilitäten ungenutzt – genau die Ressourcen, die eine erfolgreiche Energiewende braucht. Dies gilt auch für Offshore-Elektrolyse: Während in der Nordsee kombinierte Strom-Wasserstoff-Anbindungen technisch möglich wären, verhindern deutsche Regularien ihre netzdienliche Integration. Aus Offshore-Wind erzeugte Energie wird deshalb oft abgeregelt.
Lokale Flexibilitätsmärkte sollen Netzengpässe marktbasiert lösen. Netzbetreiber kaufen dabei gezielt Flexibilität ein – etwa von Batterien, Power-to-X, Industrieanlagen oder eben Elektrolyseuren. Betreiber können ihre Leistung gezielt dort anbieten, wo sie netzdienlich eingesetzt werden können.
Über Plattformen wie EPEX Localflex werden Flexibilitätsangebot und -bedarf in klar definierten Zonen zusammengebracht, meist über Auktionen. So wird netzdienliches Verhalten vergütet, Netzengpässe werden vermieden und der Netzausbau kann geringer ausfallen. Durch diese marktorientierte Beschaffung entsteht ein transparenter, diskriminierungsfreier Mechanismus, der neue Geschäftsmodelle ermöglicht und die Integration dezentraler Flexibilitäten erheblich beschleunigt.
Die Blockade im deutschen Regulierungsrahmen
Die Politik hat diesen Status quo geschaffen – und sie kann ihn auch ändern. Der Artikel 13a EnWG zementiert in der Praxis einen kostenbasierten Redispatch als Standard. Anstatt das europäische CleanEnergyPaket vollständig umzusetzen, ging Deutschland hier einen Sonderweg. Art. 14c EnWG könnte zwar die marktbasierte Flexibilitätsbeschaffung durch Verteilnetzbetreiber ermöglichen, bleibt aber bislang ungenutzt, sodass echtes Engpassmanagement über den Markt faktisch ausbleibt.
Hinzu kommt die Anreizregulierungsverordnung (ARegV), die die Kosten marktbasierter Flexibilitätsbeschaffung nicht anerkennt – ein klarer Fehlanreiz, der Netzbetreiber in Richtung CAPEXintensivem „fit & forget“ drängt. Und schließlich bremsen überhöhte Bedenken vor IncDecGaming die Diskussion, obwohl erprobte Gegenmaßnahmen vorliegen.
Immense Einsparungen möglich
Lokale Flexibilitätsmärkte aktivieren Ressourcen, die im Redispatch 2.0 bisher kaum vorkommen: Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur, industrielle Lasten, kleinere Erzeuger – und vor allem Elektrolyseure als Strom-Verbraucher zur Erzeugung von Wasserstoff. Statt Windparks abzuregeln und Kraftwerke für Redispatch zu bezahlen, könnten Netzbetreiber gezielt flexible Verbraucher aktivieren. Studien und Praxiserfahrungen zeigen, dass Netzausbaukosten signifikant sinken würden – in Großbritannien werden Einsparungen in dreistelliger Millionenhöhe ausgewiesen.
Die Größenordnung möglicher Einsparungen wäre auch in Deutschland beachtlich: Eine Studie von Frontier Economics im Auftrag von AquaVentus zeigt, dass die Integration von Offshore-Elektrolyseuren und Wasserstoffpipelines die Systemkosten im deutschen Energiesystem um bis zu 1,7 Milliarden Euro jährlich senken kann (s. HZwei 5-2025). Diese Schätzungen beziehen sich lediglich auf eine Art von flexiblem Erzeuger, nämlich Offshore Wasserstoff. Das Gesamtpotenzial steigt sprunghaft entlang der Vielfalt der Technologien, da auch Power-to-X Anlagen, Wärmepumpen, EV-Flotten, Batteriespeicher usw. in das Marktdesign einbezogen werden.
Entscheidend ist zudem: Flexmärkte ergänzen den Großhandelsmarkt, sie sind kein Paralleluniversum. Sie ermöglichen eine enge Koordination zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern und schaffen Transparenz, Wettbewerb und verlässliche Preissignale für Investitionen in Flexibilität – ein Hebel, der besonders für Geschäftsmodelle im Bereich Wasserstoff zählt. Und: Sie sind EU-kompatibel! Der kommende europäische „Network Code on Demand Response“ verankert lokale Flexmärkte als Standardinstrument für Engpassmanagement in Europa – eine neue Chance für Deutschland, international aufzuholen.
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Was das für den H2-Hochlauf bedeutet
Elektrolyseure werden dabei grundsätzlich eine wichtige Rolle spielen. In Zukunft vor allem auch solche, die Wasserstoff auf dem Meer herstellen. Im Gegensatz zu Onshore-Anlagen konkurrieren Offshore-Elektrolyseure nicht mit dem Netzanschluss, sondern ergänzen ihn. Wenn der Wind stark weht und Netzengpässe drohen, wandeln Offshore-Elektrolyseure Strom in Wasserstoff – der über eigene Pipelines abtransportiert wird. Das entlastet teure Seekabel und vermeidet Abregelung.
Zudem lassen sich auf diese Weise die Sektoren vom Strom- über den Wärme- bis in den Mobilitätssektor verbinden. Die dabei generierten Erlöse verbessern die Wirtschaftlichkeit. Wo heute Netzengpässe H2-Projekte verzögern, können Flexmärkte Standortentscheidungen erleichtern: Sie geben ein Preissignal, wo und wann Flexibilität besonders wertvoll ist, und helfen, Elektrolyse-Cluster systemdienlich zu integrieren. Für Betreiber entsteht ein doppelter Nutzen: Teilnahme am Großhandelsmarkt und zusätzliche regionale Flexvergütung – beides innerhalb klarer, regelbasierter Prozesse.
Weiterentwicklung statt Systembruch
Niemand fordert, den kostenbasierten Redispatch über Nacht abzuschaffen. Was wir brauchen, ist ein Hybridmodell: Der bestehende Redispatch bleibt für große Erzeugungsanlagen erhalten, ergänzt um eine marktbasierte Beschaffung für Lastflexibilitäten und kleinere Assets. Parallel dazu sind drei Regulierungsbausteine entscheidend:
1) Art. 14c EnWG reformieren und den Begriff „Flexibilitätsdienstleistungen“ explizit auf Engpassmanagement ausdehnen; fehlende Spezifikationen für Verteilnetzbetreiber sind gemeinsam zu entwickeln.
2) Flexkosten anerkennen: Flexbeschaffung als permanent nicht beeinflussbare Kosten in der Anreizregulierung einstufen – erst dann entsteht ein fairer Investitions- und Betriebsanreiz.
3) Prozesse standardisieren: Einheitliche Präqualifikation, marktneutrale Baselines, transparente Clearing-Regeln und abgestimmte Schnittstellen zwischen ÜNB und VNB.
So entsteht ein skalierbares Modell, welches Pilotwissen in den Regelbetrieb überführt – kompatibel mit europäischer Regulierung, anschlussfähig für die Energiewirtschaft und attraktiv für neue Flex-Investitionen.
IncDecGaming? Beherrschbar – und überschätzt
Die Sorge vor strategischem Bieterverhalten – sogenanntem Gaming – ist ernst zu nehmen, aber darf den Fortschritt nicht blockieren. Die Praxis – auch in deutschen Piloten – zeigt: Gate-Closure-Regeln, robuste Baseline-Methoden, Preisgrenzen und Marktüberwachung wirken. Zudem eignen sich kleine, verschiebbare Lasten wie Wärmepumpen oder viele Ladevorgänge nur bedingt für Gaming – der technische Aufwand steht in keinem Verhältnis zum potenziellen Ertrag, zumal das Entdeckungsrisiko hoch ist. Der messbare Nutzen lokaler Flexmärkte – weniger Netzengpässe, geringere Ausbaukosten, schnellerer Wasserstoff-Hochlauf – wiegt das theoretische Risiko deutlich auf. Die richtige Antwort lautet daher: gute Marktgestaltung, und nicht Verzicht auf Märkte.
Ein deutsches Comeback – jetzt
Deutschland hat ein innovatives Konzept mitentwickelt und im eigenen Energiesystem erprobt. Andere Länder haben es in den Regelbetrieb überführt – wir können das auch. Wer lokale Flexmärkte blockiert, blockiert Kosteneffizienz im Netzausbau und die Flexibilisierung unseres Stromsystems – und damit den H2-Hochlauf. Die Politik muss die Weichen richtig stellen: Wenn Regulierung und Marktgestaltung zusammen gedacht werden, hebt Deutschland sein Flexibilitätspotenzial, senkt Systemkosten, skaliert Innovation – und beschleunigt die Energiewende. Lokale Flexibilitätsmärkte könnten genau diesen Hebel liefern. Ohne sie bleibt ein großer Teil der Flexibilität im Energiesystem ungenutzt – und damit auch ein Teil des Wasserstoffpotenzials.
