„Für unsere Kunden ist die Ungewissheit eine Herausforderung“

E&M: Herr Tjarks, immer mehr Unternehmen legen H2-Projekte auf Eis. Sind Sie der „Last Man Standing“ der Wasserstoffbranche?

Dr. Geert Tjarks: Es gibt schon noch einige Akteure, die Projekte konkret vorantreiben. Unser Gefühl ist, dass es - wie bei neuen Technologien immer - einen Hype gegeben hat. Aber nicht jedes angekündigte Projekt war von Beginn an ausreichend industriell oder infrastrukturell unterlegt. Zur Wahrheit gehört natürlich auch: Der Markt hat sich langsamer entwickelt als erwartet. Die politischen Weichenstellungen und der regulatorische Rahmen sind an vielen Stellen nicht in dem Tempo und der Klarheit weiterentwickelt worden, wie das für Investitionsentscheidungen in diesen Größenordnungen erforderlich wäre. 

E&M: Im vergangenen Jahr hat EWE-CEO Stefan Dohler an dieser Stelle gesagt, dass große Hemmnis bei der Umsetzung von Elektrolyseprojekten seien die EU-Regularien. Ist das immer noch so?

Tjarks: Ja, die Einschätzung unseres CEO stimmt auch heute noch. Insbesondere bei den Strombezugskriterien hat es seit letztem Jahr leider keine wesentlichen Erleichterungen gegeben. Bei den Kriterien geht es darum, in Bezug auf Emissionsreduktion ein möglichst perfektes System aufzubauen − und das ist natürlich teuer. Und: Das Instrument hatte für die Markteinführung eine Übergangsfrist vorgesehen. Die ist nun nicht mehr synchron mit dem tatsächlichen Markthochlauf. Hier besteht aus unserer Sicht Anpassungsbedarf, damit Investitionen planbar bleiben. 

E&M: Was müsste dafür konkret passieren?

Tjarks: Wir haben aus Projektsicht einen ganz dringenden Appell: die Verschiebung der Zusätzlichkeitsfrist. Diese endet Ende 2027. Bis dahin müssen die als IPCEI-geförderten Anlagen kommerziell in Betrieb gegangen sein, um bis 2038 von den Zusätzlichkeitsanforderungen befreit zu sein (Anm.: IPCEI steht für „Important Projects of Common European Interest“, bedeutende Projekte von gemeinsamem europäischem Interesse). Wir reden in Summe von Projekten in einer Größenordnung zwischen 500 MW und 1 GW, die schon bei leichtem Projektverzug − und schon zwei, drei Schlechtwetterwochen können dazu führen − nicht mehr in die Ausnahmeklause fallen würden und deutlich höhere Wasserstoffgestehungskosten hätten. Das ist das, was gerade wirklich drängt. Gleichzeitig läuft der Prozess zur Überarbeitung der RFNBO-Kriterien. Dabei sollte geprüft werden, ob das Instrument in seiner jetzigen Form sowohl wirtschaftlich tragfähig als auch systemisch sinnvoll ausgestaltet ist. Aus unserer Sicht führt die aktuelle Ausgestaltung vor allem dazu, dass Wasserstoff teurer wird ohne, dass die angestrebte Emissionsreduktion sichergestellt ist. Hier braucht es eine realistische, systemorientierte Weiterentwicklung. 
 
E&M: Wie schaut es auf nationaler Ebene aus?

Tjarks: Auf nationaler Ebene gibt es zwei ganz relevante Themen. Das eine: Es gibt eine bestehende 20-jährige Netzentgeltbefreiung, wenn eine Anlage bis 2029 in Betrieb geht. Mit dieser Regelung haben alle Projekte geplant, die jetzt in der Umsetzung sind. Nun steht im Raum, dass die Bundesnetzagentur diese Regelung möglicherweise auch rückwirkend aufheben könnte. Das würde die Wirtschaftlichkeit der Elektrolyseure ganz massiv beeinträchtigen, denn die Stromnetzentgelte sind für den Wasserstoffpreis einer der größten Hebel. Wir sprechen hier schnell über rund 1,50 Euro pro Kilogramm, die zusätzlich anfallen würden.

Zweitens ist die Rolle der Elektrolyse im Stromsystem noch nicht ausreichend honoriert. Wasserstofferzeugungsanlagen werden regulatorisch nicht als Flexibilität behandelt, die dem System dient und helfen kann, sondern wie ein Industriekunde – also eine reine Stromsenke. Uns fehlt die Honorierung des Systemwertes der Elektrolyse, die sich bisher in der Netzentgeltlogik nicht widerspiegelt. 

E&M: Wie wichtig ist die H2-Fähigkeit der in der Kraftwerkstrategie geplanten Kraftwerke für den Wasserstoffhochlauf?

Tjarks: Für die aktuelle Projektlage und alles, was bis Mitte der 30er Jahre noch in die Planung und Umsetzung gehen soll, sind die Kraftwerke noch nicht die relevanten Akteure − das sind eher Stahlwerke oder Raffinerien, vielleicht der Verkehrssektor. Trotzdem ist die Kraftwerksstrategie mit ihrer Wasserstoffoption ein wichtiges Signal. Wir müssen Investoren erklären, dass sie langfristig investieren können und ihr Kapital über Jahrzehnte in einem stabilen Marktumfeld arbeitet. Und da können die Kraftwerke ein ganz entscheidender Abnehmer sein. Insbesondere, weil dadurch die Rolle des Wasserstoffs auch auf der Stromseite honoriert wird. Wenn deutlich wird, dass Wasserstoff langfristig auch als Stromspeicher dienen und Resilienzvorteile bieten kann. Dass diese Rolle dem Wasserstoff auch politisch zugeschrieben wird, wäre für uns ein wichtiges Signal. 

E&M: Der Stahlhersteller Arcelor Mittal hat unlängst die Umstellung auf Grünstahlproduktion gestoppt. Wie sehr trifft sie das?

Tjarks: Das trifft uns natürlich schon, weil Stahlwerke wie Arcelor Mittal wichtige und attraktive Kunden für grünen Wasserstoff sind. Insgesamt ist das eine sehr industriepolitische Frage: Wie viel Wertschöpfung wollen wir in Deutschland halten? Wenn politisch entschieden wird − und das war mit den Förderzusagen der Bundesregierung der Fall − dass die Stahlwerke in Deutschland bleiben sollen, dann müssen sie auch in der Lage sein, Wasserstoff wirtschaftlich nutzen zu können. Und das können sie erst dann, wenn wir die richtigen Preissignale setzen können und sie ihrerseits die richtige Unterstützung erfahren. Das sollte aus unserer Sicht immer zweigleisig erfolgen: niedrige Kosten in der Erzeugung und gezielte Unterstützung für die Anwender. 

E&M: Sie gehen davon aus, dass die Nachfrage da sein wird, wenn Sie die Kapazitäten zur Verfügung stellen können?

Tjarks: Ja, wenn die Kapazitäten zu wettbewerbsfähigen Preisen verfügbar sind. Das Problem der politischen Diskussion war, dass lange fast ausschließlich auf die Mengen geschaut wurde und nicht auf die Preise. Beides hängt unmittelbar zusammen. IPCEI-Projekte mit Netzentgeltbefreiung ermöglichen Preise, die zwischen fünf und sechs Euro pro Kilogramm liegen. Das ist ein Preisniveau, das ein Stahlwerk in einer ersten Marktphase tragen kann. Es braucht dann aber in einem entwickelten Markt die Perspektive auf fallende Preise. De facto steigen die Preise jedoch wieder, weil Anforderungen wie die Zusätzlichkeit und die Netzentgelte hinzukommen. Für unsere Kunden, die Investitionen langfristig planen, ist die Ungewissheit in Bezug auf sichere Versorgung zu vertretbaren Preisen eine Herausforderung. 

E&M: Angenommen, Ihre Forderungen − Wegfall der Gleichzeitigkeit, Befreiung von den Netzentgelten − würden erfüllt. Könnten Sie dann diese sinkende Preisperspektive bieten?

Tjarks: Nach unseren Kalkulationen: ja. Das hat auch wieder mehrere Facetten. Das eine sind die politischen Rahmenbedingungen. Das andere sind technische Potenziale, die wir bislang noch gar nicht heben konnten. Wir haben ein Team von über 50 kompetenten Ingenieurinnen und Ingenieuren, die aber gerade nicht an der Verbesserung der Systeme arbeiten. Stattdessen sind sie damit beschäftigt, regulatorischen Vorgaben zu navigieren und unter diesen Bedingungen einen Business Case zu entwickeln. Der regulatorische Rahmen lässt uns kaum Spielraum, die technischen Potenziale, die es noch gibt, voll auszuschöpfen.