Wasserstoff-Pipeline: Warum sie Strompreise beeinflussen kann

Wenn künftig große Mengen „grünen“ Wasserstoffs durch neue Leitungen fließen, betrifft das nicht nur Industrie und Logistik — es berührt auch den Strommarkt. Wasserstoff wird meist per Elektrolyse aus Strom hergestellt. Deshalb bestimmen drei Dinge zugleich das Ergebnis: wie viel Pipeline‑Kapazität gebaut wird, wie die Bau‑ und Betriebskosten verteilt werden und wie die Elektrolyseure betrieben werden (dauerhaft oder flexibel).

Die Bundesnetzagentur hat ein Wasserstoff‑Kernnetz genehmigt und einen Mechanismus für die Refinanzierung vorgesehen. Details wie ein Hochlaufentgelt und ein langer Amortisationszeitraum ändern das Kalkül von Produzenten und Netzbetreibern. In einfachen Worten: Infrastrukturkosten und zusätzlicher Strombedarf können sich indirekt auf Strompreise in Deutschland auswirken — je nach Marktgestaltung stärker oder schwächer. Im Folgenden werden die Mechanik, Studienbefunde und plausible Szenarien systematisch beschrieben.

Eine “Wasserstoff‑Pipeline” ist ein Transportnetz, das Erzeugungsorte, Speicher und Abnehmer verbindet. Regulatorisch handelt es sich oft um ein Großprojekt mit hohen Anfangsinvestitionen (CAPEX) und zunächst geringem Verkehrsaufkommen. In Deutschland hat die Bundesnetzagentur ein Kernnetz mit mehreren Tausend Kilometern und Investitionsschätzungen im zweistelligen Milliardenbereich genehmigt; sie hat zugleich ein sogenanntes Hochlaufentgelt zur Refinanzierung vorgesehen. Dieses Entgelt soll anfängliche Mindererlöse ausgleichen und über Jahrzehnte verteilt werden.

Was ist ein Hochlaufentgelt? Kurz: ein pauschaler Kapazitätsaufwand, der für gebuchte Jahreskapazitäten berechnet wird. Die Behörde hat ein Referenzniveau genannt, das in öffentlichen Dokumenten und Berichten mit etwa 25 €/kW/h/a diskutiert wurde; die genaue Ausgestaltung ist entscheidend für die Verteilwirkung. Ein hoher, einheitlicher Aufschlag kann die Kosten dort bündeln, wo die Buchungen erfolgen (Produzenten, Händler oder Endanwender), und so Marktsignale verändern.

Wichtig ist die Unterscheidung zwischen Investitionskosten und Betriebskosten: CAPEX wird über Entgelte oder Gebühren verteilt, OPEX entsteht durch Wartung und Betrieb. Wenn die Refinanzierung über ein Netzentgelt oder ein separater Aufschlag erfolgt, fließen diese Beträge in die Kalkulationen der Wasserstoffproduzenten ein. Produzenten wiederum kalkulieren ihre Beschaffungskosten für Strom, was wiederum Auswirkungen auf die Nachfrage an den Strommärkten haben kann — ein indirekter Kanal zur Beeinflussung von Strompreisen.

Ein weiterer Aspekt: Repowering oder Repurposing bestehender Erdgasleitungen kann CAPEX deutlich senken. Weniger Neubau reduziert das Hochlaufentgelt und damit potenziell die Kostenüberwälzung auf Stromkunden. Die konkrete Ausgestaltung der Tarife, Rabatte für Ankerkunden und zeitliche Entgeltpfade beeinflussen, wer die Last letztlich trägt.

Elektrolyseure wandeln Strom in Wasserstoff um; ihr Strombedarf hängt von installierter Leistung, Volllaststunden und Wirkungsgrad ab. Studien für Deutschland geben breite Szenarien: die erwartete Wasserstoffnachfrage und damit der elektrische Input variieren stark je nach Szenario — von niedrigen einstelligen TWh‑Werten bis deutlich über 50 TWh im Jahr 2030 in ambitionierteren Pfaden. Solche Bandbreiten stammen aus Analysen wie denen von Fraunhofer und weiteren Systemstudien.

Wie wirkt sich zusätzliche Elektrolyse‑Nachfrage auf Strompreise aus? Kurzfristig über die Merit‑Order: Wenn Elektrolyseure jetzt verstärkt Strom zu bestimmten Zeiten nachfragen (z. B. 24/7), erhöhen sie die Nachfrage in dem Zeitpunkt und können dadurch Spotpreise anheben. Flexibler Betrieb dagegen (Laden vor allem in Zeiten hoher erneuerbarer Einspeisung) kann Preisdämpfend wirken. Entscheidend sind also Betriebsstrategie und Marktanreize.

Ein wichtiges Unterscheidungsmerkmal ist die Betriebsflexibilität. Betreibt ein Betreiber Elektrolyseure rund um die Uhr, erhöht das die Grundnachfrage nach Strom; betreibt er sie nur in Zeiten mit niedrigen Preisen, fungiert die Anlage als flexibler Lastträger, der Überschuss erneuerbarer Produktion absorbiert. Marktmodelle zeigen: Bei hoher Flexibilität und ausreichender Regelkapazität bleibt der Effekt auf durchschnittliche Jahrespreise moderat; bei starren 24/7‑Betrieben können lokale Preisausprägungen steigen.

Außerdem beeinflussen Netzengpässe die lokale Preisbildung: Elektrolyseure, die in Regionen mit schwacher Netzinfrastruktur massiv Strom ziehen, können dort die lokalen Preise stärker treiben. Netzbetreiber und Standortwahl sind daher operative Hebel, um unerwünschte Preisspitzen zu vermeiden.

Die Verteilungsfrage ist zentral: Wenn Pipeline‑Kosten über ein Hochlaufentgelt refinanziert werden, stellt sich die Frage, wer das Entgelt zahlt. Optionen sind direkte Belastung der Wasserstoffproduzenten, Umlage auf Endkunden, Bundeszuschüsse oder Mischformen. Jede Option hat Folgen für Investitionsanreize und für Strompreise.

Wird das Entgelt an Produzenten weitergegeben, erhöhen sich die Produktionskosten für grünen Wasserstoff. Produzenten könnten daraufhin versuchen, billigeren Strom zu sichern oder Produktion in Regionen mit niedrigeren Netzentgelten zu konzentrieren. Gelangen diese Mehrkosten auf die Stromnachfrage (etwa durch Erhöhung von Abnahmeverträgen), kann das den Strommarkt belasten. Wird das Entgelt über Netzentgelte sozialisiert, zahlen Endkunden anteilig — ein Mechanismus, der politische Akzeptanz und soziale Folgen hat.

Ein weiteres Risiko sind Doppelbelastungen: Wasserstoff‑Produzenten benötigen oft Anschlusslösungen, Speicher oder Inselnetze. Zusätzliche Netznutzungsentgelte oder Fördermechanismen für Elektrolyseure können die Gesamtkosten erhöhen. Gleichzeitig lassen sich durch gezielte Rabatte oder Ankerabnehmer‑Modelle First‑Mover‑Risiken abfedern, was den Markthochlauf beschleunigt, aber kurzfristig staatliche Mittel oder Quersubventionen erfordert.

Aus systemischer Sicht ist Transparenz entscheidend: klare MRV‑(Monitoring, Reporting, Verification)‑Regeln für Stromherkunft, standardisierte Angaben zu Netzentgelten und ein dynamisches Monitoring des Hochlaufs helfen zu erkennen, ob Kosten sich in den Strompreisen widerspiegeln. In der Praxis raten Studien zu regelmäßigen Reviews (z. B. alle 3 Jahre) und zu Triggern, die eine Anpassung der Entgelte ermöglichen, falls Marktparameter stark abweichen.

Vier einfache Szenarien fassen die Bandbreite zusammen: (A) flexibler Elektrolysebetrieb + moderate Entgelte; (B) 24/7‑Betrieb + moderate Entgelte; (C) flexibler Betrieb + hohes Hochlaufentgelt; (D) 24/7‑Betrieb + hohes Hochlaufentgelt. In Szenario A wirken Speicher und Elektrolyse preissenkend in Spitzenzeiten; in Szenario D dagegen addieren sich hohe Infrastrukturaufschläge und erhöhte Grundnachfrage — Folge sind höhere Spotpreise und mögliche Verstärkung lokaler Netzentgelte.

Quantitativ lässt sich das nur mit Stundenauflösung modellieren. Studien zeigen, dass zusätzliche Elektrolyse‑Lasten die Intraday‑Volatilität reduzieren können, wenn flexible Fahrpläne bevorzugt werden. Umgekehrt erhöht starres Lastverhalten das Preisniveau in Spitzenstunden. Die Bundesnetzagentur hat in regulatorischen Dokumenten Mechanismen beschrieben, die erste Lastpfade und Entgeltwerte abbilden; die konkreten Marktwirkungen hängen aber stark von der tatsächlichen Auslastung der Pipeline und dem Verhalten der Marktakteure ab.

Praktische Instrumente zur Begrenzung negativer Effekte sind: gezielte Rabatte für flexible Betriebsmodi, Anreize für Standortwahl in netzstarken Regionen, Kapazitätsauktionen für Elektrolyseure mit flexiblen Zuschlägen und Monitoring‑Trigger zur Anpassung des Hochlaufentgelts. Auch Kombinationen mit lokalen Batteriespeichern oder zeitvariablen Stromverträgen reduzieren das Risiko, dass Infrastrukturkosten direkt in allgemeine Strompreise übernommen werden.

Kurz gesagt: Infrastrukturkosten allein erhöhen nicht automatisch die durchschnittlichen Strompreise — sie verändern jedoch die Verteilung von Kosten und bieten mehrere Kanäle, über die Preise kurzfristig beeinflusst werden können. Steuerung und Marktmechanik entscheiden über die Richtung und Stärke dieses Effekts.

Eine Wasserstoff‑Pipeline ist mehr als ein Rohrsystem: Sie ist ein wirtschaftliches Objekt mit klaren Verteilungswirkungen. Entscheidend sind die Kombination aus Entgeltgestaltung, Betriebsflexibilität der Elektrolyseure und Netzstruktur. Wenn Pipelines über ein vergleichsweise hohes Hochlaufentgelt refinanziert werden und Elektrolyseure überwiegend 24/7 betrieben werden, entsteht ein stärkerer Aufwärtsdruck auf kurzfristige Strompreise und lokale Netzentgelte. Alternativ können flexible Betriebs‑ und Standortmodelle sowie gezielte Rabatte die Preiswirkung mildern.

Für Politik und Netzbetreiber gilt: klare Regeln, transparente Daten und Anreizstrukturen, die Flexibilität belohnen, sind der beste Schutz gegen unbeabsichtigte Preisfolgen. Für Verbraucher bleibt wichtig zu wissen, dass Infrastrukturkosten nicht automatisch die Stromrechnung explodieren lassen; vieles hängt von Design und Umsetzung ab.