Wasserstoffnetze: Analyse untersucht erhöhte Investitionsrisiken

Investitionen in das Wasserstoffnetz sind derzeit mit höheren Risiken verbunden als in bestehende Netzinfrastrukturen. Um den Markthochlauf zeitnah zu ermöglichen, werden die regulatorischen Rahmenbedingungen für das Wasserstoffkernnetz derzeit festgelegt. „Damit sollen Kosten und Risiken von Investitionen in das Wasserstoffnetz fair und nachhaltig zwischen Netzbetreibern und Staat aufgeteilt werden“, sagt Dr. Philip Schnaars, Head of Research Area Regulation am EWI. „Insgesamt ist offen, ob die derzeit vorgesehenen Rahmenbedingungen ausreichen, um ausreichend Investitionen in das Wasserstoffkernnetz anzureizen.“

Vor dem Hintergrund der aktuellen Planungen um das Wasserstoffkernnetz diskutiert ein Team des Energiewirtschaftlichen Instituts (EWI) an der Universität zu Köln das Investitionsumfeld von Wasserstoffnetzinvestitionen im Impulspapier „Grüne Transformation braucht Investitionen: Herausforderungen beim Wasserstoffnetz“, welches im Auftrag der Open Grid Europe GmbH (OGE) erstellt wurde. Neben Schnaars waren Tobias Sprenger und Martin Lange an der Erstellung beteiligt.

Investitionsentscheidungen in das Wasserstoffkernnetz

Für den Aufbau des Wasserstoffkernnetzes müssen nach Entwurf der Fernleitungsnetzbetreiber in den kommenden zehn Jahren jährlich rund 2 Mrd. Euro investiert werden, was mehr als einer Verdopplung des historischen Investitionsniveaus der Fernleitungsnetzbetreiber entspricht. Dafür ist im aktuellen Gesetzentwurf eine privatwirtschaftliche Finanzierung geplant. Das Impulspapier zeigt: Ob private Kapitalgeber ihre Mittel investieren, hängt jedoch davon ab, inwiefern Investitionen in das Wasserstoffkernnetz im Vergleich zu anderen Anlagemöglichkeiten – wie Investitionen in das Stromnetz – vorteilhaft sind. Dabei ist wichtig, in welcher Höhe die Investoren für ihr eingesetztes Kapital vergütet werden (Kapitalverzinsung) und welchen Risiken die Investition unterliegt.

Hierbei kann davon ausgegangen werden, dass Investitionen in Wasserstoffnetze im Vergleich zu bestehenden Infrastrukturen derzeit höheren Risiken unterliegen (siehe Abbildung 1). Dies liegt insbesondere an:

• Risiko durch Unterauslastung: Fehlende Nachfrage aufgrund hoher Preise und Netzentgelte, konzentriertere Nachfrage und höhere Preiselastizität, unzureichende Import- und Erzeugungskapazitäten, fehlende Leitungsinfrastruktur in anderen Ländern
• Risiko durch unbekannte Regulatorik: Unsicherheit zur Kapitalverzinsung nach dem Jahr 2028, Ungewissheit über Umgang mit gesteigerten Volumenrisiken, fehlende Erfahrungswerte bei der Anerkennung von Kosten, Unklarheit zur Ausgestaltung von Effizienzanforderungen

„All diese Faktoren sorgen dafür, dass Investitionen in Wasserstoffnetze derzeit tendenziell höheren Risiken unterliegen“, sagt Tobias Sprenger, Head of Research Area Hydrogen am EWI. „Derzeit ist unklar, ob angesichts dieser Risiken die notwendigen Investitionen realisiert werden.“

Reicht das Amortisationskonto zur Minderung der Risiken aus?

Der aktuelle Gesetzentwurf sieht ein Amortisationskonto vor, über welches der Bund Risiken für die Netzbetreiber reduzieren möchte. Wesentliches Element ist die Reduktion der Netzentgelte zu Beginn des Markthochlaufs. Über Zuschüsse sollen zu hohe Netzentgelte vermieden werden, die die Nutzung von Wasserstoff unwirtschaftlich machen würden. Der entstehende Fehlbetrag soll durch spätere Netzentgeltüberschüsse durch die Netzbetreiber zurückgezahlt werden. Hierdurch wird ein Teil der Investitionsrisiken auf den Staat übertragen, was sich investitionsfördernd auf mögliche Kapitalgeber auswirken kann. Es verbleiben dennoch – beispielsweise über den vorgesehenen Selbstbehalt am Ausgleich des Amortisationskontos – Risiken beim Netzbetreiber.