Elektrolyse-Wasserstoff gilt oft als zu teuer und nicht effizient. Das ist aber sehr pauschal. Weil der Markt erst am Anfang steht, müsste man schon sagen, dass die Produktion von grünem Wasserstoff heute noch zu teuer ist. Doch Projekte im industriellen Maßstab wie in Lingen (RWE), Emden (EWE) oder Hamburg-Moorburg (Hamburger Energiewerke, Luxcara) befinden sich immerhin schon im Bau. Frühere Erfahrungen mit erneuerbaren Energien zeigen, dass die Produktionskosten zu Beginn eines Markthochlaufs oft unüberwindbar hoch scheinen. Jedoch sinken sie in der frühen Phase der Massenproduktion überproportional und flachen dann mit zunehmender Reife ab.
In der Photovoltaik lagen die Levelized Costs of Electricity (LCOE) in Deutschland mit Beginn des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in den frühen 2000er Jahren bei etwa 80 Cents und sind seither um etwa 95 Prozent gefallen (Freiflächen-PV im Süden Deutschlands). So eine massive Kostensenkung, vor allem durch Skaleneffekte und Effizienzverbesserungen, haben selbst überzeugte Pioniere weder vorher gesehen noch für möglich gehalten. Und bei Windenergie an Land sanken die Stromgestehungskosten in Deutschland seit 1990 von 25 Cent je kWh auf aktuell etwa fünf Cent je kWh für gute Wind-Standorte, somit um etwa 80 Prozent.
Grüner, per Elektrolyse hergestellter Wasserstoff (gH2) gilt bei Kosten von drei bis vier Euro pro Kilogramm als wettbewerbsfähig mit fossilen Energieträgern – insbesondere bei künftig steigenden Preisen für CO2-Emissionen. Bei den ersten industriellen gH2-Projekten, die zwischen 2028 und 2030 in Betrieb genommen werden, liegen die Produktionskosten für grünen Wasserstoff noch bei etwa zehn Euro pro Kilogramm (ohne Netzentgelte). Davon entfallen etwa zwei Euro auf die kostentreibende EU-Regulierung (RED III: Additionalität, Synchronizität). Weitere zwei Euro könnten durch „frühe Optimierungen“ eingespart werden (siehe hierzu beispielsweise das „Positionspapier“ von RWE aus dem Dezember 2025). Somit lägen wir bei Inbetriebnahmen ab 2028/2030 in einem unterstützenden regulativen Umfeld ohne Netzentgelte und nach ersten Kostenoptimierungen bei Produktionskosten von etwa sechs Euro je Kilogramm.
Der größte Kostenblock für grünen Wasserstoff ist bekanntlich der Grünstrom; das sind rund 65 Prozent. Ein erster Schritt wäre, verstärkt überschüssigen Grünstrom für die Elektrolyse zu nutzen statt die Anlagen bei drohenden Netzengpässen auszuschalten. Über neun TWh Strom aus Wind und Solar wurden in Deutschland im Jahr 2024 laut Bundesnetzagentur abgeregelt. Neben der Nutzung von Grünstrom mit negativen Preisen wird auch der Umbau unseres Energiesystems zugunsten der Erneuerbaren in Verbindung mit Batteriespeichern die Herstellungskosten künftig senken.
Ein weiterer wichtiger Faktor für Kostensenkungen ist die Effizienz eines Elektrolyseurs und des Systems. Derzeit benötigt ein Elektrolyseur für ein Kilogramm Wasserstoff je nach Technologie und Hersteller (PEM, alkalisch) etwa 45 bis 55 kWh Strom. Der theoretische Wert liegt jedoch bei etwa 35 kWh/kg. Dies bedeutet, dass Ineffizienzen zukünftig minimiert werden können. Ebenso wie bei den Beispielen für PV- und Windstrom können die Wirkungsgrade deutlich steigen. Betrachtet man allein die möglichen Effizienzsteigerungen bei Elektrolyseuren, könnte bei einem LCOE von fünf Cent je kWh, einem geringen Strombedarf von nur 45 kWh/kg und 65 Prozent Stromkosten ein Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) von etwa 3,50 Euro je Kilogramm erreicht werden.
Auch bei den Kapitalkosten (CAPEX, Capital Expenditures bzw. Investitionsausgaben) sind künftig weitere Einsparungen zu erwarten. Die Ausweitung der Produktion sowie Skaleneffekte bei der Herstellung von Elektrolyseuren senken die Stück-Kosten pro Megawatt (MW) Leistung. Durch die Standardisierung der Produktion und die Modularisierung von Elektrolyseuren und Anlagen (z. B. über 50-MW-Module wie „Alpha 50“ von ITM Power) können die Investitionskosten für Projekte je MW und damit die LCOH deutlich reduziert werden.
Der Einsatz notwendiger Materialien (z. B. wertvolle Metalle) kann ebenfalls reduziert werden. Die Produktionsabläufe für Elektrolyseure werden weiterentwickelt, u. a. durch Innovationen. Durch das Zusammenspiel aus Skalierung, Standardisierung und technologischer Innovation sinken in Zukunft auch die Kosten für die Anlagenausrüstung (Balance of Plant, BoP) – also alle Komponenten einer Wasserstoffproduktionsanlage mit Ausnahme des eigentlichen Elektrolyseurs (z. B. Stromversorgungssysteme, Wassermanagement, Gasreinigung, Kompressoren, Kühlsysteme).
Die Projektentwicklungskosten (Development Expenses, DEVEX) lassen sich ebenfalls reduzieren, indem die Abläufe für die Projektentwicklung sowie die Genehmigungsverfahren (Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz) standardisiert und vereinfacht werden. Die FEED-Phase (Front-End-Engineering and Design) bietet ebenfalls Sparpotenzial. Weitere Kosten lassen sich im Bereich der Betriebsführung (Operations & Management, O&M) einsparen, also ab Inbetriebnahme der Anlage sowie durch höhere Mengengerüste. Außerdem können einzelne Aufgaben der Überwachung durch ein Remote Monitoring zentralisiert werden.
Zu guter Letzt lassen sich auch bei den (Projekt-)Finanzierungskosten in Zukunft Kosten senken, u. a. durch folgende Maßnahmen:
• niedrigere Zinsen für Fremdkapital (wenngleich das Zinsniveau als externer Faktor nur über das Timing durch die Wasserstoffwirtschaft nutzbar ist).
• geringere Anforderungen an die Risiko- und Margenaufschläge von Eigen- und Fremdkapitalinvestoren, beispielsweise aufgrund zunehmender Reife und Finanzierungsstandards sowie möglicher Bürgschaften, die zu geringeren Risikoaufschlägen führen.
• längere Laufzeiten der Finanzmodelle von über 20 Jahren (bei Projekten im arabischen Raum üblich), beispielsweise mit einem Repowering nach 15 Jahren anstelle einer Laufzeit von 20 Jahren mit Endwert.
Fazit
Unter der Annahme von Produktionskosten in den Jahren 2028/2030 in Höhe von etwa sechs Euro je Kilogramm in einem unterstützenden regulativen Umfeld sowie dem Wegfall von Netzentgelten gehe ich davon aus, dass das Zusammenspiel der oben genannten Stellhebel, Maßnahmen und Entwicklungen die LCOH für neue Anlagen bis 2038/40 auf mindestens drei bis vier Euro je Kilogramm reduzieren wird. Das entspricht einer Kostensenkung um 33 bis 50 Prozent. Damit lägen die Produktionskosten schließlich im Bereich der Kostenparität für fossile Energieträger.
