Photovoltaik und Wasserstoff: Wie Deutschland erneuerbare Energie koppelt

Wenn Sonnenstrom in großer Menge anfällt, entstehen zwei Herausforderungen: Erstens muss er genutzt werden, statt verloren zu gehen. Zweitens braucht das Energiesystem flexible Speicher und Träger für Zeiten, in denen Sonne und Wind schwächer sind. Eine der viel diskutierten Lösungen ist die Umwandlung von erneuerbarem Strom in Wasserstoff. Dieser Prozess erlaubt saisonale Speicherung, bietet einen Brennstoff für bestimmte Industrieprozesse und eine Möglichkeit, Energie über Ländergrenzen zu handeln. Die folgenden Abschnitte beschreiben, wie Photovoltaik und Elektrolyse zusammenwirken, welche Größenordnungen realistisch sind und wo heute schon konkrete Projekte laufen.

Der zentrale technische Baustein ist die Elektrolyse. Dabei wird Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt, wenn elektrischer Strom durch eine Elektrolysezelle fließt. Es gibt verschiedene Elektrolyse-Technologien, die wichtigsten im Vergleich sind alkalische Elektrolyse und PEM (Proton Exchange Membrane). Kurz gesagt: Elektrolyse benötigt Strom, Wasser und eine Anlage zur Sammlung und Verdichtung des erzeugten Gases.

Die Effizienz einer Elektrolyseanlage beschreibt, wie viel Strom gebraucht wird, um eine Kilogramm Wasserstoff zu erzeugen. Praktisch liegen moderne Anlagen bei rund 60–75 % Wirkungsgrad, das entspricht grob 50 kWh/Strom pro Kilogramm H2 inklusive Peripherie.

Die Zahl 50 kWh/kg ist eine vereinfachte Orientierungsgröße, die häufig in Analysen verwendet wird. Diese Zahl stammt aus internationalen Bewertungen; eine wichtige Quelle ist die IEA (Global Hydrogen Review 2023). Diese Veröffentlichung ist aus dem Jahr 2023 und damit älter als zwei Jahre, bleibt aber fachlich relevant für technische Größenordnungen.

Für die Praxis heißt das: 1 Tonne Wasserstoff benötigt etwa 50 MWh Strom. Wer also PV-Strom in nennenswertem Umfang in Wasserstoff umwandeln will, braucht erhebliche PV-Kapazitäten, zusätzliche Elektrolyseanlagen und Speicher- bzw. Transportinfrastruktur.

Die Tabelle unten fasst zentrale Merkmale in vereinfachter Form zusammen.

Die genannten Werte stammen aus der Fraunhofer‑ISE‑Analyse zu Transformationspfaden für ein klimaneutrales Deutschland (2024). Sie liefern eine Orientierung dafür, welche Größenordnungen in Szenarien für Mitte dieses Jahrhunderts betrachtet werden.

In Deutschland laufen inzwischen zahlreiche Demonstrations- und Großprojekte, die zeigen, wie Solarstrom und Elektrolyse kombiniert werden können. Typische Konstellationen sind lokale Anlagen auf Industrieflächen, gekoppelte Systeme in Häfen für den Export von Wasserstoffderivaten und größere Elektrolyseparks nahe erneuerbarer Erzeugung im Norden des Landes.

Die Nationale Wasserstoffstrategie der Bundesregierung hat das Ziel, heimische Elektrolysekapazitäten auszubauen. Die Fortschreibung von 2023 legt ein Mindestziel von ≥10 GW Elektrolyse bis 2030 fest. Diese Zielsetzung ist Teil einer größeren Import- und Infrastrukturstrategie, weil ein erheblicher Teil des künftigen H2-Bedarfs als Import geplant ist. Die Regierungsdokumente stammen aus 2023 und sind damit älter als zwei Jahre; sie sind jedoch wichtig, um politische Zielrichtungen nachzuvollziehen.

Praxisnahe Beispiele:

• Industriestandorte koppeln PV‑Dächer und Elektrolyse direkt an Fertigungsprozesse, um bewegliche CO2‑intensive Brennstoffe zu ersetzen.
• Hafenbasierte Anlagen erzeugen H2 aus Offshore‑Wind und PV, wandeln es zu Ammoniak oder Methanol und nutzen bestehende Logistikketten für Export.
• Regionale Energieparks kombinieren große PV‑Freiflächen mit Batteriespeichern und Elektrolyse, um saisonale Schwankungen auszugleichen.

Wichtig ist die Netzintegration: Elektrolyseanlagen sind flexible Verbraucher. Sie können direkt bei hoher Erzeugung laufen oder als Regelteilnehmer im Strommarkt dienen. In den Fraunhofer‑Szenarien für 2045 wird Elektrolyse großteils in Norddeutschland angesiedelt, dort, wo Wind- und Solarpotenzial hoch ist und Platz für Infrastruktur vorhanden ist.

Praktisch bedeutet das für Betreiber: Standortwahl, Zugang zu Langzeit-Abnahmeverträgen und Netzanbindung sind oft wichtiger als die reine Anlagenkosten. Ohne verlässliche Nachfrage bleiben Projekte risikohaft.

Die Chancen liegen in mehreren Bereichen zugleich: Wasserstoff kann fossile Brennstoffe in bestimmten Industrieprozessen ersetzen, saisonale Flexibilität liefern und als handelbares Gut internationale Abhängigkeiten reduzieren. Photovoltaik als preiswerter Erzeuger bietet Kostenvorteile, besonders wenn Flächen und Netzanbindung passen.

Auf der anderen Seite stehen Risiken und Spannungsfelder. Technisch kostet grüner Wasserstoff heute noch deutlich mehr als fossiler Wasserstoff. Politisch entscheiden Fördermechanismen, Abnahmegarantien und Standards darüber, ob Projekte finanziell tragfähig werden. Die IEA warnt, dass zwar viele Projekte angekündigt sind, aber nur ein kleiner Teil tatsächlich Finanzierungszusagen (FID) erhält. Die IEA‑Analyse von 2023 bleibt eine nützliche Bezugsgröße, ist jedoch älter als zwei Jahre.

Weitere Risiken im Überblick:

• Netzausbau: Stromnetze müssen Nord‑Süd‑Kapazitäten stärken, sonst entstehen lokale Engpässe.
• Flächenkonkurrenz: PV‑Freiflächen brauchen Planungssicherheit gegenüber Landwirtschaft und Naturschutz.
• Importabhängigkeit: Ein hoher Importanteil kann Länderverwundbar machen, daher sind Diversifizierung und Zertifizierung wichtig.
• Wirtschaftliche Realisierung: Ohne langfristige Abnehmer und klare CO2‑Preissignale bleiben viele Projekte unsicher.

Gleichzeitig zeigen Modellrechnungen: In Szenarien mit starkem EE‑Ausbau sinken die Kosten für grünen Wasserstoff deutlich. Ein zügiger PV‑Ausbau reduziert die Erzeugungskosten und macht Elektrolyse wirtschaftlicher, insbesondere wenn Anlagen auf lokalen Stromüberschüssen laufen.

Langfristige Studien zeichnen verschiedene Pfade. Ein technikoffener Pfad setzt auf ein starkes Wachstum bei PV und Wind und sieht in einigen Szenarien bis zu 420 GW Photovoltaik sowie rund 65 GW Elektrolysekapazität bis 2045. Solche Projektionen zeigen, welche Systemanpassungen nötig wären: große H2‑Speicher, umfangreicher Netzausbau und ein europäisches/regionales Marktdesign für Handel und Zertifikate.

Für Kommunen und Unternehmen heißt das: Frühzeitiges Planen schafft Vorteile. Wer Flächen, Netzanbindung oder industrielle Abnehmer organisiert, kann schneller Investoren und Förderungen anziehen. Für private Haushalte bleibt die unmittelbare Relevanz meist indirekt: Wasserstoff könnte Preise stabilisieren, lokale Klimaziele unterstützen und Arbeitsplätze in Regionen mit großem Erzeugungspotenzial schaffen.

Praktisch realistische Schritte in den kommenden Jahren sind:

1. Ausbau von PV‑Kapazitäten auf Dächern und Freiflächen, um kurzfristig mehr erneuerbaren Strom bereitzustellen.
2. Förderung von Elektrolyse‑Pilotprojekten an industriellen Standorten und Häfen, gekoppelt an klare Abnahmevereinbarungen.
3. Gezielter Netzausbau in Nord‑Süd‑Richtung und Ausbau von H2‑Infrastruktur für Speicher und Transport.

Diese Schritte erscheinen plausibel, weil sie technische, wirtschaftliche und politische Hebel gleichzeitig ansprechen. Studien und Regierungsdokumente aus den letzten Jahren untermauern diese Linie, auch wenn genaue Zeitpläne und Mengen heute noch variieren.

Photovoltaik und Wasserstoff können zusammen einen wichtigen Beitrag zur Energiewende leisten, wenn Ausbau, Nachfrage und Infrastruktur kohärent geplant werden. Technisch ist die Umwandlung von Strom in Wasserstoff heute möglich; wirtschaftlich hängt der Erfolg von Skaleneffekten, verlässlichen Abnehmern und einem verlässlichen politischen Rahmen ab. In Modellen spielen große PV‑Mengen und Elektrolysekapazitäten eine Rolle, doch ohne Netzausbau, Speicher und klare Märkte bleiben Risiken. Wer lokal knapp verfügbare Flächen, Netzzugang und langfristige Abnahmeverträge organisiert, schafft die Voraussetzungen dafür, dass Photovoltaik erzeugter Strom als grüner Wasserstoff sinnvoll eingesetzt werden kann.