400 km Wasserstoffpipeline ohne Nutzer wird Deutschlands Strompreise erhöhen*

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Deutschland hat kürzlich den ersten rund 400 km langen Abschnitt seines nationalen Wasserstoff-Backbones fertiggestellt und unter Druck gesetzt. Die Leitungen liegen im Boden, die Verdichter funktionieren, und das System ist technisch betriebsbereit. Es gibt nur ein Problem. Es sind keine nennenswerten Wasserstofflieferanten angeschlossen und keine relevanten Abnehmer vertraglich gebunden. Es handelt sich dabei nicht um eine Verzögerung bei der Inbetriebnahme oder um eine vorübergehende Fehlanpassung. Es ist ein strukturelles Nachfrageversagen. Der Grund, warum dies weit über die Wasserstoffpolitik hinaus von Bedeutung ist, ist einfach. Die Kosten dieser Infrastruktur verschwinden nicht. Sie werden über Jahrzehnte bestehen bleiben und über höhere Stromrechnungen bezahlt werden.

Die ursprüngliche Absicht hinter Deutschlands Wasserstoff-Backbone war einfach und politisch attraktiv. Wasserstoff wurde als zukünftiger Energieträger dargestellt, der Erdgas in mehreren Sektoren ersetzen sollte. Vorgeschlagen wurde ein nationales Übertragungsnetz von rund 9.000 km Länge, mit einzelnen Korridoren, die auf 10 GW bis 20 GW ausgelegt sind. Die Idee war, zunächst die Infrastruktur zu bauen und anschließend Angebot und Nachfrage entstehen zu lassen. Wasserstoff sollte Stahl, Chemie, Transportkraftstoffe, regelbare Stromerzeugung und die Schwerindustrie versorgen. In politischen Dokumenten und beauftragten Studien stieg der angenommene Wasserstoffbedarf bis 2030 und darüber hinaus schnell in den Bereich von 100 TWh bis 130 TWh. In dieser Größenordnung erschien ein nationaler Backbone plausibel.

Als Anmerkung zur Wahl der Einheiten, die viele falsche Annahmen über Wasserstoff stützen, lohnt sich ein Blick auf Deutschlands Entscheidung, TWh zu verwenden. Beim unteren Heizwert enthält 1 kg Wasserstoff etwa 33,3 kWh nutzbare chemische Energie. Die Konvention des unteren Heizwerts bedeutet, dass die im bei der Verbrennung entstehenden Wasserdampf gebundene latente Wärme nicht berücksichtigt wird, da sie in den meisten realen Systemen nicht zurückgewonnen wird. Auf dieser Basis entspricht 1 TWh Wasserstoff etwa 30.000 Tonnen Wasserstoff.

Ein wiederkehrender analytischer Fehler, den ich in der europäischen Wasserstoffpolitik hervorgehoben habe, ist der anhaltende Missbrauch von Energieeinheiten zur Beschreibung eines Problems, das im Kern ein Stoffstromproblem ist. Wasserstoff ist kein Strom. Er ist ein industrieller Einsatzstoff, der in Kilogramm und Tonnen gemessen und gehandelt wird. Dennoch beschreiben europäische Strategien Wasserstoffbedarf und Infrastruktur wiederholt in TWh und übernehmen damit die Sprache von Stromsystemen und Gasnetzen. Diese Wahl der Einheit verankert eine falsche Analogie und suggeriert, Wasserstoff sei ein frei beweglicher Energieträger, der sich wie Elektronen durch die Wirtschaft bewegt. Sie verschleiert Massenbilanzbeschränkungen, verdeckt Volumen- und Verdichtungsverluste und lässt Pipelines mit Übertragungsleitungen vergleichbar erscheinen.

Eine weitere Unterscheidung, die in Wasserstoffmodellen häufig fehlt, ist der Unterschied zwischen einer an einen Verbraucher gelieferten TWh Strom und einer gelieferten TWh Wasserstoff. Eine TWh Strom kommt beim Zähler des Kunden mit Übertragungs- und Verteilverlusten von typischerweise 5% bis 8% an, und nahezu die gesamte Energie kann direkt in nutzbare Wärme oder Arbeit umgewandelt werden. Eine TWh Wasserstoff hingegen stellt chemische Energie dar, die erst nach einer langen Kette von Verlusten verfügbar ist. Die Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse verbraucht typischerweise etwa 1,5 TWh Strom. Die Verdichtung auf Pipeline-Drücke, Speicherung und Verteilung verringern die verfügbare Energie um weitere 5% bis 15%.

Wird der Wasserstoff anschließend zum Heizen genutzt, führen Verbrennungsverluste dazu, dass weniger nutzbare Wärme beim Endverbrauch ankommt als bei direkter elektrischer Beheizung aus dem ursprünglichen Strom. Wird der Wasserstoff zur Verrichtung von Arbeit eingesetzt, etwa zur Bewegung eines Fahrzeugs, vervielfachen sich die Verluste. Brennstoffzellen oder Motoren wandeln nur einen Bruchteil der chemischen Energie des Wasserstoffs in Bewegung um, sodass der Gesamtwirkungsgrad von Strom zu Rad häufig unter 30% liegt. Praktisch bedeutet dies, dass eine TWh Strom nahezu eine TWh Nutzenergie liefert, während eine TWh Wasserstoff oft zwei bis drei TWh vorgelagerte Stromerzeugung erfordert, um ein gleichwertiges oder geringeres Ergebnis zu erzielen. Die Verwendung von TWh verankert den Primärenergie-Trugschluss in der deutschen und europäischen Energiepolitik.

Wird der Wasserstoffbedarf in Tonnen ausgedrückt, wird er sofort korrekt als industrieller Stoffbedarf und nicht als Energiestrom eingeordnet. Deutschlands realistischer Endzustandsbedarf an Wasserstoff liegt bei einigen hunderttausend Tonnen pro Jahr, vergleichbar mit anderen spezialisierten chemischen Einsatzstoffen und völlig unvereinbar mit der durch nationale Energieinfrastruktur implizierten Größenordnung. In dieser Perspektive erscheint Wasserstoff als etwas, das dort produziert wird, wo es am günstigsten ist, dorthin transportiert wird, wo es benötigt wird — wahrscheinlich in Zwischenprodukten wie HBI, Ammoniak oder Methanol — und sparsam in spezifischen Prozessen eingesetzt wird. Er rechtfertigt kein landesweites Übertragungsnetz. Werden dieselben Mengen hingegen in TWh ausgedrückt, werden Planer dazu verleitet, in Kategorien von Stromsystemen und Pipelines zu denken statt in Chemie und Lieferketten. Diese Einheitenwahl blähte die wahrgenommene Größenordnung auf, verwischte die Unterscheidung zwischen Energie- und Stoffnutzung und half, einen Wasserstoff-Backbone zu rechtfertigen, der nur dann sinnvoll erscheint, wenn Wasserstoff fälschlich als allgemeiner Energierohstoff klassifiziert wird.

Das unmittelbare Problem ist, dass keine der Wasserstoffmengenannahmen, unabhängig von der verwendeten Einheit, der Konfrontation mit Physik, Ökonomie oder beobachtetem Marktverhalten standhält. Beginnen wir mit dem Angebot. Deutschland ist kein Niedrigstrompreisland. Industrielle Strompreise liegen seit Jahren im internationalen Vergleich hoch, und Elektrolyse wandelt Strom nur verlustbehaftet in Wasserstoff um. Selbst optimistische Systemannahmen erfordern 50 kWh bis 55 kWh Strom pro Kilogramm Wasserstoff. Bei deutschen Strompreisen ist heimischer grüner Wasserstoff selbst ohne Berücksichtigung von Verdichtungs-, Speicher- und Verteilungskosten kaum wettbewerbsfähig gegenüber Importen. Der Ausbau der Elektrolysekapazitäten hinkt den Zielen hinterher, und es gibt keinen glaubwürdigen Pfad, um im Inland wettbewerbsfähig Wasserstoff in der Größenordnung von mehreren zehn TWh zu produzieren.

Importe sollten diese Lücke schließen. Häfen wie Rostock und Wilhelmshaven wurden als Einfallstore für Wasserstoff und Wasserstoffderivate hervorgehoben. In der Praxis bevorzugen Exporteure jedoch den Versand fertiger Moleküle wie Ammoniak, Methanol oder Eisenprodukte statt gasförmigen Wasserstoffs. Dedizierte Wasserstoffpipelines aus anderen Ländern wurden verzögert, verkleinert oder stillschweigend aufgegeben, als Abnehmer sich weigerten, zu den erforderlichen Preisen Verträge zu unterzeichnen. Deutschland baute Übertragungskapazität, bevor eine Versorgung im erforderlichen Umfang gesichert war, und die Lieferanten erschienen nicht.

Die Nachfrageseite ist der Punkt, an dem die Strategie tatsächlich zusammenbricht. Die Ölraffination war historisch der größte Wasserstoffverbraucher in Deutschland und nutzte jährlich etwa 25 TWh bis 30 TWh, entsprechend 750.000 bis 900.000 Tonnen, für Hydrocracking und Entschwefelung. Diese Nachfrage existiert nur, weil Deutschland fossile Kraftstoffe raffiniert. In jedem glaubwürdigen Dekarbonisierungspfad geht die Kraftstoffraffination stetig zurück und verschwindet schließlich. In einem Endzustand ohne raffinierte fossile Kraftstoffe fällt der Wasserstoffbedarf der Raffinerien auf null. Es gibt kein ausgleichendes Wachstum aus der Petrochemie, da deutsche Raffinerien kraftstofforientiert sind. Etwa 85% bis 90% des in Deutschland verarbeiteten Rohöls werden zu Kraftstoffen und nicht zu chemischen Einsatzstoffen.

Die Petrochemie bleibt bestehen, aber ihr Wasserstoffbedarf ist deutlich geringer, als oft impliziert wird. Steamcracker verbrauchen keinen Wasserstoff. Sie erzeugen ihn typischerweise als Nebenprodukt in einer Größenordnung von etwa 1,5% bis 3% der Einsatzmasse. Etwas Wasserstoff wird für selektive Hydrierung und Reinigungsprozesse in Aromaten- und Spezialchemie benötigt, doch die Mengen sind begrenzt. Eine konservative Obergrenze liegt bei 5 kg bis 10 kg Wasserstoff pro Tonne petrochemischem Produkt. Auf Deutschlands Chemieproduktion angewendet ergibt dies etwa 4 TWh bis 8 TWh beziehungsweise 120.000 bis 240.000 Tonnen Wasserstoffbedarf. Dies ist der größte dauerhafte Wasserstoffeinsatz in einem kraftstofffreien Deutschland und liegt um eine Größenordnung unter den Annahmen der Backbone-Planer.

Ammoniak wird häufig als weiterer Ankerkunde für heimischen Wasserstoff dargestellt, doch die ökonomische Realität weist in eine andere Richtung. Die Ammoniakproduktion in Deutschland hat bereits gezeigt, wie stark sie von Energiepreisen abhängt, mit Stilllegungen oder Teillastbetrieb bei hohen Strom- und Gaspreisen. Wettbewerbsfähig ist Deutschland nicht bei der Massenproduktion von Ammoniak, sondern bei der nachgelagerten, höherwertigen Weiterverarbeitung, die Ammoniak als Zwischenprodukt nutzt, etwa in Düngemitteln, Salpetersäure und Spezialchemikalien. In einem realistischen Endzustand würde Deutschland grünes Ammoniak aus Regionen mit reichlich günstiger Elektrizität und etablierten Exportlogistiken importieren und dieses Ammoniak im Inland zu höherwertigen Derivaten weiterverarbeiten. Dies erhält industrielle Beschäftigung und Wertschöpfung, während die Kosten des Energiesystems minimiert werden. In diesem Modell verschwindet der inländische Wasserstoffbedarf für die Ammoniaksynthese weitgehend, abgesehen von einigen Nischen- oder Übergangsanlagen, und die Behandlung von Ammoniak als stabiler inländischer Wasserstoffabnehmer verkennt die Funktionsweise chemischer Wertschöpfungsketten und des Welthandels.

Stahl ist das Herzstück der deutschen Wasserstofferzählung und eine ihrer vielen Schwachstellen. Strategiedokumente gehen von etwa 14 Mio. t bis 15 Mio. t inländischer DRI-Kapazität auf Wasserstoffbasis bis 2030 aus, was einem Wasserstoffbedarf von etwa 28 TWh bis 29 TWh beziehungsweise 840.000 bis 870.000 Tonnen entspricht. Dies setzt voraus, dass deutsche Stahlhersteller große DRI-Module mit grünem Wasserstoff betreiben, der im Inland produziert oder geliefert wird. Diese Annahme scheitert aus mehreren Gründen. Deutschland produziert bereits etwa 35 Mio. t bis 37 Mio. t Rohstahl pro Jahr, verbraucht davon jedoch nur etwa 26 Mio. t bis 27 Mio. t im Inland. Der Rest wird auf wettbewerbsintensive Weltmärkte exportiert. Kosten sind entscheidend.

Derzeit produziert Deutschland etwa ein Drittel seines Stahls in Elektrolichtbogenöfen. Die USA liegen bei rund 71%. Deutschland kann dieses Niveau aufgrund von Produktmix und Restverunreinigungen nicht erreichen, kann aber plausibel 45% bis 55% EAF-Anteil durch bessere Schrottsortierung und -mischung erzielen. Allein diese Verschiebung verdrängt einen großen Teil der Primärstahlproduktion ohne jeglichen Wasserstoff. Der verbleibende Bedarf an sauberem Eisen lässt sich am besten durch den Import von HBI decken, das dort produziert wird, wo Strom günstig ist, oder durch den Einsatz von biomethanbasierter DRI im Inland vor wasserstoffbasierter DRI. Biomethan mit CO₂-Abscheidung erzeugt einen konzentrierten biogenen CO₂-Strom zur Speicherung und vermeidet Wasserstoff vollständig. Unter diesem rationalen Pfad fällt der inländische Wasserstoffbedarf für Stahl auf null.

Diese Obergrenze von etwa 55% EAF ist übrigens nicht zwingend dauerhaft, sondern spiegelt die heutigen Bedingungen von Schrottqualität und Produktmix wider. Deutschlands Einschränkung ist materiell, nicht konzeptionell. Sein Schrottstrom ist stärker verunreinigt, und die Stahlnachfrage ist auf hochwertige Flach- und Präzisionsprodukte ausgerichtet. Mit der Zeit könnten sich beide Beschränkungen abschwächen. Ein Pfad ist die aktive Schrotttriage, bei der stark kupfer- oder zinnhaltiger Schrott gezielt separiert und exportiert wird, während die saubersten Fraktionen für die inländische EAF-Produktion genutzt werden. Dieser Ansatz behandelt Schrottqualität als strategische Ressource statt als homogenen Abfallstrom. Ein weiterer Pfad ist die künftige Kommerzialisierung von Verunreinigungsentfernungsverfahren, die derzeit auf Labore oder Pilotanlagen beschränkt sind. Da importierte grüne Eiseneinheiten strukturell teurer bleiben als fossiles Eisen und der CO₂-Preis weiter steigt, könnten Verfahren zur selektiven Entfernung von Kupfer oder anderen Reststoffen aus Schrott an der Grenze wettbewerbsfähig werden. Sollten sich eine oder beide Entwicklungen materialisieren, könnte Deutschland den schrottbasierten EAF-Anteil über die heutige plausible Obergrenze hinaus steigern. Für den Moment spiegelt diese Grenze jedoch aktuelle Ökonomie und Metallurgie wider, nicht eine unveränderliche physikalische Schranke.

Der Verkehr war ein weiterer großer angenommener Nachfragetreiber. In der Realität dominieren batterieelektrische Fahrzeuge den Straßenverkehr bei Kosten und Effizienz. Wasserstoff-Lkw konnten nicht skalieren und werden aufgegeben, während batterieelektrische Lkw Marktanteile gewinnen. Wasserstoffzüge sind faktisch tot, Alstom hat den Bereich vollständig verlassen, und deutsche Verkehrsunternehmen geben ihre Wasserstoffpläne auf. Kraftstoffe für Luftfahrt und Schifffahrt, bei denen Wasserstoff indirekt als Hydrotreating-Input für Biokraftstoffe erscheint, sind importierte Moleküle. Deutschland wird E-Fuels nicht im Inland in großem Maßstab mit teurem Strom produzieren, und E-Fuels werden bestenfalls eine Nischenrolle zur Schließung verbleibender Biokraftstofflücken spielen. Den Verkehrs- und E-Fuel-Sektor auf null inländischen Wasserstoffbedarf zu setzen, ist nicht aggressiv. Es spiegelt bereits sichtbare Marktergebnisse wider.

Die Stromerzeugung wird häufig als zukünftige Wasserstoffsenke über wasserstofffähige Gaskraftwerke genannt. Kapazität ist jedoch keine Nachfrage. Ein Kraftwerk, das wenige hundert Stunden pro Jahr als Versicherung läuft, verbraucht keine TWh Brennstoff. Wasserstoff ist eine teure Art, regelbare Leistung bereitzustellen, verglichen mit Batterien, Netzen und Nachfragesteuerung. Der jährliche Wasserstoffverbrauch für Strom in Deutschland dürfte, falls er überhaupt existiert, in Bruchteilen einer TWh liegen.

Werden all diese Sektoren ehrlich betrachtet, kollabiert Deutschlands realistischer stationärer Wasserstoffbedarf. Statt 110 TWh bis 130 TWh liegt er bei etwa 4 TWh bis 14 TWh beziehungsweise 120.000 bis 420.000 Tonnen. Der untere Bereich entspricht allein der Petrochemie, der obere schließt Rest-Ammoniak oder Nischenanwendungen ein. Im Mittel benötigt Deutschland etwa 0,5 GW bis 1 GW kontinuierlichen Wasserstofffluss. Selbst unter Berücksichtigung von Spitzen decken 2 GW das System ab, wobei Pufferung durch Speicher sinnvoller wäre als eine 2-GW-Pipeline.

Demgegenüber steht der im Bau befindliche Wasserstoff-Backbone. Allein der in Betrieb genommene 400-km-Abschnitt wird mit einer Kapazität von rund 20 GW angegeben. Bei Vollauslastung entspricht dies etwa 175 TWh beziehungsweise 5,25 Mio. t Wasserstoff pro Jahr. Gegenüber einem realistischen Bedarf von 4 TWh bis 8 TWh ist dies eine Überdimensionierung um etwa das 22- bis 44-Fache. Selbst gegenüber großzügigen Spitzenannahmen ist das System um eine Größenordnung zu groß. Das ist kein Rundungsfehler. Es ist eine grundlegende Fehlanpassung zwischen Infrastruktur und Bedarf.

Deutschlands Wasserstoff-Backbone verankert zudem ein gravierendes Stückkostenproblem, das zu Beginn der Lebensdauer der Pipeline durch subventionierte Anlauftarife vorübergehend verdeckt wird. In den ersten Jahren werden die Netzentgelte bewusst deutlich unter den Vollkosten angesetzt, um Wasserstoff für hypothetische Nutzer erschwinglich erscheinen zu lassen, während die Unterdeckung aufgeschoben und über die regulierte Vermögensbasis sozialisiert wird. Dies erzeugt den Eindruck moderater Transportkosten, ist jedoch ein buchhalterisches Artefakt und keine ökonomische Realität. Selbst mit künstlich niedrigen Transportentgelten gibt es keine Abnehmer, da die Produktion teuer bleibt. Für das Kernnetz wird ein jährlicher Kapital- und Renditebedarf in der Größenordnung von 500 Mio. $ bis 700 Mio. $ erwartet.

Bei der vorgesehenen Auslastung von rund 175 TWh pro Jahr beziehungsweise 5,25 Mio. t Wasserstoff entspräche dies Netzkosten von etwa 0,10 $ bis 0,15 $ pro Kilogramm. Diese scheinbar günstige Zahl ist implizit in Strategiedokumenten angenommen. Im realistischen Endzustand jedoch liegt Deutschlands inländischer Wasserstoffbedarf näher bei 120.000 bis 240.000 Tonnen pro Jahr. Verteilt auf dieses Volumen steigen die gleichen fixen Netzkosten auf etwa 2 $ bis 5 $ pro Kilogramm Wasserstoff, noch bevor Produktion, Verdichtung, Speicherung oder Verteilung berücksichtigt werden. Die anfängliche Subvention verschiebt dieses Ergebnis lediglich zeitlich. Sobald die aufgeschobenen Kosten nachgeholt werden, sorgt die etwa 44-fache Diskrepanz zwischen ausgelegter Kapazität und tatsächlicher Nutzung dafür, dass der Pipeline-Transport pro Einheit prohibitiv teuer wird. Dies verstärkt die schwache Nachfrage und zementiert eine langfristige Subventionslast, die Stromkunden über Jahrzehnte tragen müssen.

Die finanziellen Folgen ergeben sich aus Deutschlands Regulierungsmodell. Wasserstoffpipelines werden als regulierte Vermögenswerte behandelt. Die Fernleitungsnetzbetreiber finanzieren den Bau mit Fremd- und Eigenkapital und übernehmen die Anlagen in die regulierte Vermögensbasis. Sie erhalten eine genehmigte Rendite und schreiben die Anlagen über 30 bis 40 Jahre ab. Eine tatsächliche Auslastung ist für die Kostendeckung nicht erforderlich. Während der Anlaufphase werden die Wasserstofftarife bewusst unter den Kosten angesetzt, um hypothetische Nutzer anzulocken. Die entstehende Unterdeckung wird angesammelt und sozialisiert.

Wenn die Wasserstoffnachfrage ausbleibt, werden die Leitungen nicht abgeschrieben. Es gibt keinen Auslöser für eine Wertberichtigung. Die Anlagen gelten als genutzt, weil sie verfügbar sind. Da nur wenige Wasserstoffkunden Netzentgelte zahlen, werden die Kosten auf das breitere Energiesystem verlagert. In der Praxis bedeutet dies höhere Stromnetzentgelte, Umlagen und Bundeszuschüsse, finanziert durch Steuerzahler und Stromkunden.

Die Kosten des Kern-Wasserstoffnetzes werden auf etwa 20 Mrd. $ geschätzt. Über 40 Jahre verteilt acknowledges annualisierte Rückflüsse einschließlich Renditen in der Größenordnung von 500 Mio. $ bis 700 Mio. $ pro Jahr. Deutschland verbraucht jährlich etwa 500 TWh Strom. Auf alle Stromkunden umgelegt entspricht dies etwa 1 $ bis 1,5 $ pro MWh oder rund 0,001 $ bis 0,0015 $ pro kWh. Für sich genommen wirkt dieser Betrag moderat. Er steht jedoch nicht isoliert. Er addiert sich zu anderen fixen Systemkosten und erhöht das Grundniveau der Strompreise über Jahrzehnte.

Der wichtigere Effekt ist der Opportunitätsverlust. 20 Mrd. $, investiert in Netzausbau, Wind, Solar, Speicher und Flexibilität, würden Großhandelspreise senken, Engpässe reduzieren und die Elektrifizierung beschleunigen. In unterausgelasteten Pipelines gebunden, erzielt dieses Kapital stattdessen regulierte Renditen, ohne wirtschaftlichen Nutzen zu stiften. Das Ergebnis sind höhere Strompreise als notwendig, was die Verbreitung von Wärmepumpen, Elektrofahrzeugen und industrieller Elektrifizierung verlangsamt. Der überdimensionierte Wasserstoffausbau untergräbt indirekt genau die Energiewende, die er eigentlich unterstützen sollte.

Nichts davon war unvorhersehbar, doch es stellt ein vollständiges Versagen der technoökonomischen Analyse und der Governance in Deutschland dar. Bei der Überprüfung der deutschen Wasserstoffannahmen habe ich Arbeiten von Organisationen untersucht, die in Forschung und Politikberatung weithin als maßgeblich gelten, darunter Fraunhofer-Institute, Agora Energiewende, die Deutsche Energie-Agentur (dena), das Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung (PIK), Modellierungsgruppen der Europäischen Kommission sowie Beratungsunternehmen wie DNV, die eng mit Gasfernleitungsnetzbetreibern zusammenarbeiten.

Bei der Durchsicht dieser Studien zeigte sich ein konsistentes Muster. Wasserstoffpreise wurden routinemäßig auf Niveaus angesetzt, die von der physikalischen Realität entkoppelt waren, oft auf Basis optimistischer Lernkurven für Elektrolyseure, während Kosten für Verdichtung auf Pipeline-Druck, Speicherverluste, Verdampfungsverluste, Rückverstromung und Verteilung stillschweigend ausgeklammert wurden. Die zugrunde gelegten Strompreise stammten häufig aus Best-Case-Stunden erneuerbarer Erzeugung statt aus systemweiten Durchschnittspreisen, obwohl Elektrolyseure für Wirtschaftlichkeit hohe Volllaststunden benötigen. Parallel dazu war die Nachfrage selten durch unterzeichnete Verträge oder glaubwürdiges Kaufverhalten abgesichert. Stattdessen behandelten Modelle Wasserstoffnachfrage als Ergebnis politischen Willens und nahmen an, dass Industrieprozesse sich anpassen würden, sobald Infrastruktur existiert, unabhängig von den Kosten. Diese umgekehrte Kausalität erlaubte es, Nachfrage in die Modelle hineinzurechnen, statt sie durch Wettbewerbsfähigkeit zu verdienen.

In einem besonders einprägsamen Fall zeigte ein Balkendiagramm in einem Bericht des PIK die Energiekosten von grünem Wasserstoff bei etwa der Hälfte der Kosten pro MWh des zur Erzeugung verwendeten Stroms — ein energetisch unmögliches Ergebnis. Weder die beteiligten Forschenden noch die Gutachter bemerkten diese massive Diskrepanz. Stattdessen gingen sie davon aus, die Stromkosten seien korrekt eingegeben worden und der Wasserstoffpreis würde sich entsprechend anpassen, ohne zu erkennen, dass unrealistisch niedrige Wasserstoffpreise fest in die Modelle einprogrammiert waren.

Ein weiteres wiederkehrendes Problem war institutionelle Voreingenommenheit. Gasfernleitungsnetzbetreiber und ihnen nahestehende Forschungspartner waren tief in die Szenarienentwicklung eingebunden und produzierten wenig überraschend Pfade, in denen umgewidmete Gasleitungen zu Wasserstoff-Backbones wurden. Diese Studien verglichen Wasserstoff- und Stromübertragung häufig anhand von Energieeinheiten, verschleierten volumetrische Ineffizienzen und verstärkten die falsche Gleichsetzung von Elektronen- und Molekültransport. Wasserstoff wurde als systemweiter Energieträger dargestellt statt als begrenzter chemischer Einsatzstoff. Dadurch wurde die wahrgenommene Größenordnung aufgebläht und nationale Infrastruktur gerechtfertigt. Nachfrage aus Stahl, Verkehr und Stromerzeugung wurde wiederholt überschätzt, indem angenommen wurde, Wasserstoff werde selbst dort gewählt, wo einfachere elektrifizierte Alternativen bereits günstiger waren oder sich klar in diese Richtung entwickelten.

Besonders auffällig war, dass sich diese Annahmen im Zeitverlauf nicht der Realität annäherten. Als sich Hinweise häuften, dass Wasserstoff-Lkw scheiterten, industrielle Abnehmer sich weigerten, langfristige Verträge zu den erforderlichen Preisen zu unterzeichnen, und Elektrolyseprojekte ins Stocken gerieten, wurden die Modelle nicht entsprechend angepasst. Stattdessen wiederholten neue Berichte ähnliche Annahmen mit geringfügigen Parameteränderungen und bestätigten so stets die gleichen Schlussfolgerungen. Die analytischen Fehler waren weder verborgen noch technisch. Sie waren strukturell und für jeden sichtbar, der Massenbilanzen, Kostenstrukturen oder Handelsdynamiken überprüfte. Diese Kritikpunkte wurden veröffentlicht, diskutiert und verworfen. Deutschland mangelte es nicht an Warnsignalen. Es entschied sich dennoch weiterzumachen, und die Konsequenzen sind nun in Stahl, Beton und regulierten Vermögenswerten verankert, die die Strompreise über Jahrzehnte prägen werden.

Das tiefere Versagen ist konzeptionell. Wasserstoff ist dort sinnvoll, wo chemische Prozesse ihn erfordern. Als Mittel zur Speicherung oder zum Transport von Energie schneidet er im Vergleich zum direkten Transport von Elektronen schlecht ab. Deutschland verwischte diese Unterscheidung, baute Politik auf dieser Unschärfe auf und band dann Kapital in nationalem Maßstab. Das Ergebnis ist eine unter Druck stehende Pipeline ohne Moleküle, ohne Kunden und mit einem langen Kostennachlauf.

Deutschland hat noch eine Wahl. Es kann den Ausbau des Wasserstoff-Backbones jetzt stoppen, bevor weiteres Kapital in Anlagen fließt, die wirtschaftlich nie genutzt werden. Es kann die Wasserstoffinfrastruktur auf regionale Industriegasnetze in einstelligen GW-Größenordnungen zuschneiden statt auf nationale Energiekorridore. Es kann Investitionen in das Stromsystem umlenken, dort, wo die Dekarbonisierung tatsächlich stattfindet. Tut es das nicht, werden Stromkunden weiterhin für eine Wasserstofffantasie zahlen, die nie zur Realität passte.

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Dies ist eine von ChatGPT übersetzte Fassung eines ursprünglich vom Autor auf Englisch verfassten Artikels. Etwaige Fehler liegen in der Verantwortung des Autors.

*This is a ChatGPT translated version of an article originally written by the author in English. All errors are the responsibility of the author.

Original article: 400km Hydrogen Pipeline With No Users Will Raise Germany’s Electricity Prices