Grüner Wasserstoff – Was aus regulatorischer Sicht zu beachten ist

Wer ist betroffen?

(Gas)-Netzbetreiber, (Gas-)Speicherbetreiber, Direktvermarkter und Anlagenbetreiber aus dem Bereich der Erneuerbaren Energien, Industrieunternehmen, Unternehmen des Wärme- und Verkehrssektors, dort insbesondere aus den Bereichen Schiff, Luftfahrt und Nutzfahrzeuge, Tankstellenbetreiber sowie Banken, Kreditinstitute und Investoren.

Welcher Wasserstoff ist „grün“?

Grüner Wasserstoff wird im EEG 2023 als Wasserstoff definiert, der elektrochemisch durch den Verbrauch von Strom aus Erneuerbaren Energien hergestellt wird, wobei der Wasserstoff zur Speicherung oder zum Transport auch in anderen Energieträgern chemisch oder physikalisch gespeichert werden kann. Einzelheiten sollen noch in einer Verordnung geregelt werden:

• So sollen in der Verordnung Bestimmungen zu räumlichen und zeitlichen Voraussetzungen der Strom- und Wasserstoffproduktion sowie zu dem Inbetriebnahmezeitpunkt der EE-Anlage, die zur Stromproduktion genutzt wird, aufgenommen werden. Auch für die Nachweisführung im Rahmen vertraglicher Beziehungen soll es Regelungen geben.
• Diese Verordnung ist bislang noch nicht in Kraft. Die Ausgestaltung hängt aber maßgeblich von der Delegierten Verordnung zur Erneuerbare-Energien-Richtlinie (2018/2001) ab, die am 20. Juni 2023 im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht wurde („DV“).
• Die DV gestattet für die Produktion von „erneuerbarem“ Wasserstoff grundsätzlich sowohl den Strombezug über eine Direktleitung, als auch über das öffentliche Netz bzw. eine Kombination aus beidem. Wird Strom über das öffentliche Netz bezogen, erfordert dies z.B., dass 
  • ein PPA abgeschlossen wird und nur Strom aus neuen, ungeförderten EE-Anlagen für die Wasserstoffproduktion genutzt werden darf (Kriterium der „Zusätzlichkeit“), wobei eine Übergangfrist bis zum 1. Januar 2038 gilt für Wasserstofferzeugungsanlagen, die vor dem 1. Januar 2028 in Betrieb genommen werden und
  • die Strom- und Wasserstoffproduktion aus Erneuerbaren Energien zeitgleich und in derselben Gebotszone erfolgen muss („Geographische“ und „Zeitliche Korrelation“), wobei diese „Zeitliche Korrelation“ ein monatliches Matching von Strom- und Wasserstoffproduktion erfordert. Dies gilt jedoch nur für die Produktion bis zum 31. Dezember 2029 gilt – danach werden die Anforderungen strenger.

Welche Folgen hat dies für den Strombezug des Elektrolyseurs?

Strom aus neuen EE-Anlagen wird zunehmend über langfristige PPAs vermarktet, d.h. ohne Inanspruchnahme einer EEG-Förderung. Dies eignet sich grundsätzlich auch für die Belieferung von Elektrolyseuren und wird in der DV auch
ausdrücklich berücksichtigt. Insofern ist folgendes zu beachten:

• Die DV stellt strenge Anforderungen auch an PPAs. So ist der PPA-Abschluss zwischen Stromerzeuger und Elektrolyseurbetreiber erforderlich.
• Das Förderverbot (s.o.) führt teilweise noch zu Unklarheiten, insbesondere in Bezug auf die Förderung von lediglich Überschussmengen.
• Den Anforderungen der DV sollte durch entsprechende vertragliche Regelungen Rechnung getragen werden.
• Sollen Lieferverträge über Wasserstoff geschlossen werden, ist derzeit Zurückhaltung hinsichtlich der Lieferung ausdrücklich „grünen“ oder „erneuerbaren“ Wasserstoffs geboten. 

Wie wird die „grüne“ Eigenschaft nachgewiesen?

Das Gesetz zu Herkunftsnachweisen für Gas, Wasserstoff, Wärme und Kälte aus erneuerbaren Energiequellen (HkNRG) regelt Herkunftsnachweise u.a. für Wasserstoff. Der Gesetzestext, der weitere Verordnungsermächtigungen enthält, sieht insbesondere Folgendes vor:

• Für gasförmige Energieträger, Wärme und Kälte jeweils aus erneuerbaren Energiequellen sollen zwei Herkunftsnachweisregister geschaffen werden.
• Wird für die Wasserstoffproduktion Strom aus dem Netz bezogen, werden für den Wasserstoff nur dann Herkunftsnachweise ausgestellt, wenn für den Strom, der für die Produktion genutzt wird, ebenfalls Herkunftsnachweise entwertet wurden (d.h. auch, dass nur Strom ohne EEG-Förderung erfasst ist).
• Die Ausstellung soll pro an den Letztverbraucher gelieferter MWh erfolgen.
• Wasserstoff-Lieferungen dürfen nur Wasserstoffherkunftsnachweise erhalten.

Welche neuen Ausschreibungskonzepte gibt es im EEG und worauf ist zu achten? 

Mit dem EEG 2023 wurden zwei neue Ausschreibungsverfahren eingeführt. 

Zum einen sollen künftig innovative Konzepte mit wasserstoffbasierter Stromspeicherung gefördert werden. Vorgesehen sind derzeit im Jahr 2024 ein Gebotstermin am 1. Juli (600 MW) und in den Jahren 2025-2028 jeweils Gebotstermine am 1. Januar und 1. Juli (700 bis 1000 MW). Auch hier ist eine weitere Verordnung derzeit noch abzuwarten.

Die bisherigen Anforderungen ähneln denen von Anlagenkombinationen gemäß der Innovationsausschreibungsverordnung (InnAusV):

Gefördert werden Anlagenkombinationen aus Onshore-Windenergieanlagen oder PV-Anlagen mit (chemischem) Speicher mit Wasserstoff als Speichergas.

Dabei sind folgende Anforderungen vorgesehen:

• Der gespeicherte Wasserstoff darf ausschließlich durch Elektrolyse unter Einsatz des in den EE-Anlagen der Anlagenkombination erzeugten Stroms produziert und nicht zuvor in das Netz eingespeist werden.
• Der gespeicherte Wasserstoff soll ausschließlich für die Stromerzeugung verwendet werden und dafür darf auch kein anderer Strom, bspw. aus dem Netz, verwendet werden.

Für Beteiligte bedeutet dies, dass die technischen Voraussetzungen zur Einhaltung der Fördervoraussetzungen bei jedem Projekt sichergestellt und in der Projektdokumentation berücksichtigt werden müssen.

Zudem soll es Ausschreibungen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Grünem Wasserstoff geben, wobei der Förderanspruch nur für einen Teil der in einem Kalenderjahr erzeugten Strommenge besteht. Damit möchte der Gesetzgeber der zunächst begrenzten Verfügbarkeit von Wasserstoff gerecht werden.

Vorgesehen sind in den Jahren 2024 – 2026 die Gebotstermine 1. Juni und 1. Dezember (1000-1400 MW). Auch hier werden Einzelheiten noch in einer Verordnung geregelt:

• Die Verordnung soll etwa abweichend von den bisherigen Förderungsregelungen auch eine technologieneutrale Marktprämie ermöglichen.
• Auch vielfältige zusätzliche Anforderungen sollen möglich sein, wie etwa zur Anlagenflexibilität, Abwärme und zu den zu erbringenden Nachweisen.

Was gilt beim leitungsgebundenen Transport von Wasserstoff? 

Dem Erfordernis nach einer umfangreichen Wasserstoffinfrastruktur für Speicher und Transport hat der Gesetzgeber bereits mit der EnWG-Novelle 2021 Rechnung getragen.

• Wasserstoffnetzbetreiber und -speicherbetreiber können sich der Regulierung nach dem EnWG freiwillig, aber unwiderruflich, durch Erklärung gegenüber der Bundesnetzagentur (BNetzA) unterwerfen (sog. Opt-In).
• Sodann gelten umfangreiche Regelungen etwa für Betreiber von Wasserstoffnetzen, die grundsätzlich für die Versorgung jedes Kunden offenstehen sollen.
• So müssen die Betreiber Dritten den Anschluss und den Zugang zu der Infrastruktur zu angemessenen und diskriminierungsfreien Bedingungen gewähren, sofern der Anschluss oder der Zugang für Dritte erforderlich ist.
• Betreiber von Wasserstoffnetzen, die sich der Regulierung unterworfen haben, unterliegen zudem verschiedenen Entflechtungsvorgaben wie der getrennten Buchführung.
• Zudem gibt es Sonderregelungen des EnWG im Hinblick auf das das Planfeststellungs- und
  Genehmigungsrecht.

Bei der Umrüstung bestehender Erdgasleitungen bedarf es unter bestimmten Voraussetzungen lediglich der Durchführung eines Anzeigeverfahrens, d.h. die Anzeigepflicht wird durch Pflichten, bestimmte Unterlagen und Gutachten vorzulegen, flankiert.

Die Entgelte für die Wasserstoffnetzbetreiber müssen kostenbasiert sein. Sie werden im Rahmen der Regulierung daher auch der Höhe nach begrenzt. Hier sind einige zentrale Unterschiede im Vergleich zu Gasnetzentgelten zu beachten,
insbesondere die fehlende Anwendbarkeit der Anreizregulierung.

Fazit und was jetzt zu tun ist

• Die Wasserstoffregulierung bietet neue Chancen, befindet sich weiter im Wandel, die neuen Förderungsbestimmungen und die Delegierte Verordnung bieten jedoch die erste erhoffte Rechtssicherheit.
• Unternehmen, die von den Regelungen betroffen sind, sollten die weiteren Entwicklungen genau im Blick behalten.
• Bei der Entwicklung und Finanzierung wasserstoffbasierter Projekte ist dem sich weiterhin verändernden Rechtsrahmen durch eine entsprechend ausgewogene Vertragsgestaltung Sorge zu tragen.
• Besondere Vorsicht ist auch bei der Eingehung von Lieferverpflichtungen durch Wasserstoffproduzenten geboten (z.B. die Verpflichtung, „erneuerbaren“ Wasserstoff zu liefern).
• PPAs bieten eine Basis für die Beschaffung von Grünstrom für die Produktion von grünem Wasserstoff, haben aber die (strengen) Anforderungen der Delegierten Verordnung zu beachten und sollten entsprechend ausgestaltet werden.

Sie können den Insight hier als PDF herunterladen.