Biogas, LNG, Gaskraftwerk, H2-Ready — die Mengen, die Bilanz und der Wasserstoff, der nie kommt

Über kaum einen Begriff der aktuellen Energiedebatte wird so leichtfüßig geredet wie über „H2-ready". Neue Gaskraftwerke sollen, so der Plan der Bundesregierung, mit diesem Etikett gebaut werden: heute mit Erdgas betrieben, morgen angeblich mit grünem Wasserstoff. Wer genauer hinschaut, stößt auf drei Mengen-Skalen, die schlicht nicht zueinander passen — Biogas, Erdgas und grüner Wasserstoff. Aus diesem Missverhältnis ergibt sich eine unbequeme, aber sehr nüchterne Frage: Werden diese Kraftwerke jemals tatsächlich grünen Wasserstoff verbrennen? Und falls nicht — gibt es einen solideren Weg, die Stunden zu überbrücken, in denen Wind und Sonne nicht liefern?

Drei Mengen, die nicht zusammenpassen

Beginnen wir mit den Größenordnungen, denn an ihnen entscheidet sich alles.

Biogas ist regional verfügbar, aber klein. In Deutschland laufen rund 9.000 Biogasanlagen mit etwa 6,4 GW installierter Leistung, die zusammen rund 31 TWh Strom pro Jahr erzeugen. Was als Methan ins Erdgasnetz eingespeist wird — Biomethan — liegt bei rund 12 TWh pro Jahr. Gemessen am gesamten deutschen Erdgasverbrauch von etwa 800 TWh sind das rund 1,5 Prozent. Als Dauerlieferant von Grundlast bleibt Biogas damit eine Nebenrolle.

Diese Betrachtung greift allerdings zu kurz, und der Einwand kommt unter anderem von Hans-Josef Fell: Entscheidend ist nicht, wie viel Biogas im Jahr liefert, sondern wann. Bisher laufen die Anlagen überwiegend gleichmäßig durch — die Vergütung hat das jahrelang so belohnt. Wird das Gas stattdessen gespeichert und gezielt in den Stunden verstromt, in denen Wind und Sonne ausfallen, wird aus derselben Jahresarbeit ein Speicherkraftwerk mit heimischem Brennstoff.

Die Größenordnungen dazu sind bekannt. Rund 4.600 Anlagen mit zusammen 3,7 GW erhalten bereits die Flexibilitätsprämie, etwa 2 GW sind eigens für flexible Fahrweise umgebaut. Eine Kurzstudie der Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg kommt zu dem Ergebnis, dass sich kurzfristig weitere 6 GW erschließen lassen — und dass die dafür nötigen Investitionen um den Faktor 1,9 bis 3,7 niedriger liegen als bei wasserstoffbasierten Reservekraftwerken. Auftraggeber war der Fachverband Biogas; das gehört dazugesagt.

Reicht das gegen eine Dunkelflaute? Allein nicht. 6,4 GW heute plus die kurzfristig erschließbaren 6 GW ergeben rund 12 GW — bei einem Brennstoff, der im Inland wächst statt per Schiff anzukommen. Zum Vergleich: Das im Juli 2026 beschlossene Versorgungssicherheitsgesetz schreibt in den ersten drei Runden zusammen 11 Gigawatt aus, 4,5 GW zum 8. September 2026, weitere 4,5 GW zum 29. Dezember 2026 und 2 GW zum 18. Mai 2027. Flexibilisiertes Biogas liegt damit in derselben Größenordnung wie das gesamte Ausschreibungsprogramm. Mitbieten darf es dort allerdings nicht: Zugelassen sind nur Erzeugungsanlagen an Standorten, an denen am 30. Juni 2026 noch kein Kraftwerk stand. Bestehende Biogasanlagen sind damit aus den ersten drei Runden strukturell ausgeschlossen; sie kämen erst in den Ausschreibungen ab Dezember 2027 in Frage, deren Menge die Bundesnetzagentur erst noch bestimmt. Der Engpass ist dabei nicht das Substrat: Die im Herbst eingelagerten Reserven werden auf über 120 TWh Energieinhalt beziffert, das ist die Größenordnung deutscher Gaskavernen. Der Engpass ist der Gasspeicher an der einzelnen Anlage. Er reicht heute typischerweise für wenige Stunden Volllast; für eine mehrtägige Dunkelflaute wären 80 bis 160 Stunden nötig. Das ist eine Investition in Speicher und Motorleistung — nicht klein, aber technisch bekannt und hierzulande baubar. Biogas ersetzt die Reserve also nicht vollständig, aber es ersetzt einen erheblichen Teil davon billiger als jede Wasserstoff-Variante.

Erdgas, vor allem als LNG, ist groß. Deutschland hat seit 2022 LNG-Importkapazität von rund 200 TWh pro Jahr aufgebaut — Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Stade, Mukran. Die tatsächlich importierten Mengen lagen 2025 bei etwa 70 bis 90 TWh, zunehmend aus den USA, also aus gefracktem Schiefergas. Die Klimabilanz dieses Gases ist problematisch: Über die gesamte Kette — Förderung, Verflüssigung, Schiffstransport, Wiedervergasung, Verbrennung — kommt LNG aus US-Schiefergas wegen des Methan-Schlupfs bei der Förderung und des hohen Energieaufwands der Verflüssigung an die Treibhausgas-Intensität von Steinkohle heran. Robert Howarth von der Cornell University hat 2024 gezeigt, dass LNG über der Vollkette Steinkohle übertreffen kann, sobald der Methan-Schlupf in der Förderung über etwa 2,4 Prozent liegt — und manche US-Förderfelder dokumentieren 3 bis 5 Prozent.

Ein Blick darauf, wo dieses Gas herkommt, gehört dazu. Unkonventionelles Fracking ist in Deutschland seit 2017 gesetzlich untersagt, in Frankreich seit 2011. Wir importieren also in großem Stil ein Förderverfahren, das wir im eigenen Land nicht zulassen wollen. Die Folgen für Grundwasser, Luft und Landschaft fallen im Permian-Becken in Texas und New Mexico an, nicht vor unserer Haustür — das Sankt-Florians-Prinzip über 8.000 Kilometer, im Englischen „not in my back yard“ genannt. Wie weit gemeldete und gemessene Methanmengen auseinanderliegen, haben wir in einem eigenen Text nachgezeichnet; woher das Gas in deutschen Heizungen stammt, in einem zweiten. Wer es lieber hört: Michael Liebreich hat dem Thema in seinem Podcast Cleaning Up eine eigene Folge gewidmet, Leaking Methane Needs an Urgent Fix.

Grüner Wasserstoff schließlich ist heute fast nicht vorhanden und wird auf absehbare Zeit knapp bleiben. Die Nationale Wasserstoffstrategie nennt für 2030 ein Ziel von 10 GW inländischer Elektrolyse-Kapazität. Selbst bei voller Auslastung entspräche das rund 60 TWh Wasserstoff pro Jahr — ein Ziel in weiter Ferne, das im heutigen Ausbautempo nicht erreichbar ist. Warum, steht weiter unten.

Wohin der knappe Wasserstoff dann sinnvollerweise geht, hat Michael Liebreich in seiner Wasserstoff-Leiter geordnet. Er sortiert die Anwendungen danach, wie unvermeidbar Wasserstoff dort ist und wie gut er sich gegen Alternativen behauptet. Oben stehen Ammoniak, Methanol, Raffinerien und Stahl — Anwendungen ohne echte Alternative. Die Verstromung von Wasserstoff, der nicht ohnehin gespeichert vorliegt, steht auf der untersten Sprosse. Was daraus für die deutsche Wasserstoffpolitik folgt, nehmen wir in der Reihe Wasserstoff, der Reihe nach auseinander.

Drei Stoffe, drei völlig verschiedene Mengenwelten. Wer Versorgungssicherheit belastbar plant, muss mit diesen Größenordnungen arbeiten, nicht gegen sie.

Was der Energiemais uns gelehrt hat

Ein kurzer Blick zurück lohnt sich, weil er zeigt, wie teuer ein gut gemeintes Mengen-Missverständnis werden kann. Zwischen 2004 und 2014 garantierte das EEG hohe Einspeisevergütungen für Biogas-Blockheizkraftwerke, mit Zusatzboni für den Einsatz nachwachsender Rohstoffe. In der Praxis hieß das: Energiemais. Auf rund einer Million Hektar wuchs Mais nicht für den Teller, sondern für den Fermenter — mit Folgen für Böden, Grundwasser und die Flächenkonkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion. Die EEG-Novelle 2014 kürzte die Vergütung und strich den Rohstoff-Bonus weitgehend; seither stagniert der Sektor. Die Lehre daraus ist mengenbezogen: Ein Energieträger, der nur in begrenzter Menge nachhaltig verfügbar ist, gehört dorthin gelenkt, wo er den größten Nutzen stiftet — und nicht über Subventionen in eine Rolle gedrängt, für die er zu klein ist.

H2-Ready: ein Etikett mit kurzer Halbwertzeit

Damit zur Kernfrage. Bundestag und Bundesrat haben im Juli 2026 das Versorgungssicherheitsgesetz beschlossen. Es schreibt neue Kraftwerksleistung in Runden aus, an die sich ein Verpflichtungszeitraum von 15 Jahren anschließt, und verlangt für Erdgaskraftwerke die Maßgabe „H2-ready". Bezahlt wird eine jährliche Leistungsvergütung; das Gesetz deckelt sie bei 244.000 Euro je Megawatt und Jahr. Für die ausgeschriebenen 11 Gigawatt liegt die gesetzliche Obergrenze damit in der Größenordnung von gut zwei Milliarden Euro im Jahr — ein Höchstwert, den die Auktion unterbieten soll, kein erwarteter Zuschlagspreis. Werden diese Anlagen jemals mit grünem Wasserstoff laufen? Drei nüchterne Gründe sprechen dagegen — und der erste ist nicht der Preis, sondern die Menge.

Erstens: den Wasserstoff gibt es nicht. Deutschland hat heute rund 200 Megawatt Elektrolyse am Netz. Daraus werden etwa 0,5 Terawattstunden Wasserstoff im Jahr, rund 17.000 Tonnen. Das Ziel der Nationalen Wasserstoffstrategie lautet 10 Gigawatt bis 2030, also das Fünfzigfache. Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln hält davon 1,5 Gigawatt für gesichert und kommt selbst dann, wenn jedes angekündigte Projekt käme, auf 8,7.

Und die Planungen schrumpfen, statt zu wachsen. Zwischen August 2024 und Dezember 2025 verschwanden rund 3 Gigawatt angekündigter Projekte wieder aus der Statistik — abgesagt oder seit Langem ohne Fortschritt. Im Saarland wurden alle drei Vorhaben gestoppt, ArcelorMittal hat seine Wasserstoffpläne für grünen Stahl europaweit eingestellt, und bei 14 von gut 20 für 2026 angekündigten Projekten fehlt bis heute die Investitionsentscheidung.

Der Import ersetzt das nicht. Der einzige tatsächlich abgeschlossene Liefervertrag über das staatliche Programm H2Global bringt 397.000 Tonnen Ammoniak aus Ägypten nach Rotterdam, verteilt auf die Jahre 2027 bis 2033 — umgerechnet gut 0,3 Terawattstunden Wasserstoff im Jahr, und das als Ammoniak, das erst unter weiteren Verlusten zurückgespalten werden müsste. Diese Rückspaltung läuft bei 700 bis 900 Grad; wird die Wärme aus dem Produkt selbst erzeugt, verbrennt rund ein Achtel des gewonnenen Wasserstoffs im eigenen Prozess. Im industriellen Maßstab ist das Verfahren noch nicht erprobt: Die erste große Demonstrationsanlage in Deutschland, von thyssenkrupp Uhde und Uniper in Gelsenkirchen-Scholven, soll Ende 2026 in Betrieb gehen. Warum dieser Umweg überhaupt gegangen wird, steht in Der Ammoniak-Umweg. Die dritte Auktion der Europäischen Wasserstoffbank, im Februar 2026 abgeschlossen, fördert neun Projekte mit zusammen rund 4,3 Terawattstunden im Jahr, europaweit.

Zum Vergleich: Allein die deutschen Raffinerien beziehen heute rund 8 Terawattstunden Wasserstoff von außen, davon 5,7 aus Erdgas. Die gesamte europäische Förderung deckt nicht einmal den Bedarf einer einzigen deutschen Branche. Ein 20-Gigawatt-Kraftwerkspark kommt in dieser Rechnung nicht vor.

Zweitens: wer ihn bekommt, steht längst fest. Stahl, Chemie mit Ammoniak und Methanol, Raffinerien — sie haben Verträge, Investitionen und Standortbindungen, die jede verfügbare Tonne binden. Und selbst wenn grüner Wasserstoff reichlich da wäre, bliebe die direkte stoffliche Nutzung sowie der Einsatz im schwer elektrifizierbaren Schwerlast- und Flugverkehr stets effizienter als die Rückverstromung in einer Gasturbine mit 35 bis 55 Prozent Wirkungsgrad. In der Reihenfolge der sinnvollen Verwendung steht die Rückverstromung ganz hinten. Gaskraftwerke stehen am Ende dieser Schlange.

Bei einem dieser Abnehmer lohnt allerdings ein zweiter Blick, und er führt in eine unbequeme Richtung: Der Stahl, für den in Deutschland Wasserstoff reserviert wird, wird hier möglicherweise gar nicht produziert.

Die Wirtschaftsprüfungsgesellschaft PwC hat im August 2026 die europäische Stahlwirtschaft durchgerechnet und kommt zu dem Ergebnis, dass Primärstahl in Mitteleuropa in keinem der untersuchten Szenarien dauerhaft wettbewerbsfähige Kosten erreicht. Einzig Skandinavien schafft das, und auch nur unter optimistischen Annahmen. Der Grund ist derselbe wie beim Wasserstoff: Wo Wind und Sonne billiger sind, ist alles billiger, was aus ihnen gemacht wird.

Daraus folgt nicht, dass grüner Stahl ausbleibt — sondern dass er anderswo entsteht. Das Ariadne-Projekt hat die Varianten durchgerechnet. Wasserstoff per Schiff nach Deutschland zu holen bringt bei 40 €/MWh Strompreisunterschied nur ein bis zwei Prozent Ersparnis, weil der Transport den Energievorteil auffrisst. Den bereits reduzierten Eisenschwamm zu importieren bringt dagegen 13 Prozent — fast so viel wie die vollständige Verlagerung der Produktion, die 18 Prozent brächte. Der entscheidende Unterschied liegt darin, was dabei hier bleibt: Es wandert nur der erste, energieintensivste Schritt ab. Walzen, Veredeln, Verarbeiten und die gesamte nachgelagerte Industrie bleiben in Deutschland.

Das ist keine Theorie mehr. In Namibia produziert HyIron am Standort Oshivela bereits Eisen mit Wasserstoff — ein Verbund namibischer und deutscher Unternehmen, dessen Verfahren zuvor in einer Pilotanlage in Lingen entwickelt wurde. 2026 wurde dort in einem industriellen Versuch australisches Erz mit nur 56 Prozent Eisengehalt verarbeitet, ohne den energieintensiven Pelletierschritt. In Australien sind über fünf Millionen Jahrestonnen grünes Eisen in Planung. Deutsches Kapital und deutsche Technik dort, wo die Sonne steht, Weiterverarbeitung und Wertschöpfung hier: Das ist eine realistischere Arbeitsteilung als der Versuch, den energieintensivsten Schritt am teuersten Standort zu machen.

Bleibt der Einwand, Stahl sei eine kritische Komponente, die man im eigenen Land haben müsse. Dieses Argument ist derzeit in Mode und gehört in jedem Einzelfall geprüft, statt als Formel zu dienen. Bei Stahl hält es nicht. Das Material ist ubiquitär und weltweit handelbar; Deutschland importierte 2025 Eisen und Stahl im Wert von 34 Milliarden Euro, und die drei größten Lieferanten — Italien, Österreich, China — kamen zusammen auf nicht einmal 30 Prozent davon. Grüner Stahl liegt zudem in Reichweite: Der schwedische HYBRIT-Verbund liefert seit 2021 fossilfreien Stahl, und in Boden entsteht mit Stegra ein Werk für fünf Millionen Jahrestonnen. Wer die Belieferung mit schwedischem Stahl für ein Sicherheitsrisiko hält, müsste erklären, welchen Konflikt mit Schweden er erwartet.

Für die Wasserstofffrage bedeutet das allerdings nicht, dass dadurch Mengen für Kraftwerke frei würden. Als ArcelorMittal seine europäischen Pläne stoppte, verschwand nicht nur die Nachfrage, sondern auch der Grund, die zugehörige Elektrolyse zu bauen. Wandert der energieintensive Schritt ab, wandert die Wasserstofferzeugung mit — beides hängt am selben billigen Strom. Die im Inland verfügbare Menge wächst dadurch nicht.

Drittens: die Kosten der ganzen Kette. Hier ist Vorsicht geboten, denn eine einzelne Preisangabe für grünen Wasserstoff führt in die Irre. Es gibt keinen Markt, auf dem sich ein Preis bildet — es gibt Grenzkosten, geförderte Auktionswerte und Modellrechnungen, und das sind drei verschiedene Größen.

Der Hydex Green, ein börsentäglich veröffentlichter Index, beziffert die Grenzkosten der Elektrolyse: 2026 zwischen 150 und 211 €/MWh, im Mittel der Wochenwerte rund 190. Das ist aber eine Untergrenze und kein Preis — enthalten sind nur Börsenstrom und Grünstromnachweis, geteilt durch den Wirkungsgrad. Der Elektrolyseur selbst, Verdichtung, Speicherung und Transport fehlen darin.

Was fehlt, ist erheblich. Das Wasserstoff-Kernnetz allein kostet 18,9 Milliarden Euro. Seine Netzentgelte sind politisch gedeckelt; die Bundesnetzagentur stellt ausdrücklich fest, dass das Hochlaufentgelt unter dem kostendeckenden Niveau liegt. Die Lücke wird über ein Amortisationskonto bis 2055 gestreckt, zwischenfinanziert durch ein KfW-Darlehen von bis zu 24 Milliarden Euro und abgesichert durch eine Garantie des Bundes. Der Transport steckt also in keinem heutigen Wasserstoffpreis. Er ist gestundet — und wird entweder später von den Nutzern bezahlt oder, wenn die Mengen ausbleiben, vom Steuerzahler.

Rechnet man die Kette zusammen, ergibt sich ein anderes Bild als jeder Einzelwert. Das Fraunhofer-Institut für Energieinfrastrukturen und Geothermie hat im Juni 2026 genau unseren Fall durchgerechnet — ein Spitzenlastkraftwerk mit 500 Volllaststunden im Jahr — und kommt für 2035 auf Bezugskosten von 8,77 bis 15,16 Euro je Kilogramm frei Kraftwerk, das sind 265 bis 460 €/MWh. Rund die Hälfte davon ist Infrastruktur, nicht Erzeugung. Derselbe Wasserstoff kostet einen Industriebetrieb mit gleichmäßiger Abnahme nur etwa die Hälfte: Der Unterschied ist allein die Auslastung, auf die sich Anschluss, Speicher und Transport verteilen. LNG-Gas kostet im Großhandel 25 bis 45 €/MWh.

Was das für eine konkrete Anlage bedeutet: Eine 1-GW-Turbine mit 500 Volllaststunden verbraucht rund 500 GWh Brennstoff im Jahr. Mit LNG sind das 13 bis 23 Mio. Euro Brennstoffkosten im Jahr. Mit grünem Wasserstoff sind es 133 bis 230 Mio. Euro. Das ist kein Aufschlag, das ist der sechs- bis achtzehnfache Preis für dieselbe Kilowattstunde Strom. Diese Differenz zahlt freiwillig niemand. Wer sie am Ende zahlt, ist offen — und genau dafür gibt es das Amortisationskonto: Was das Kernnetz heute mehr kostet, als seine gedeckelten Entgelte einbringen, wird bis 2055 gestreckt. Zwischenfinanziert wird es über einen KfW-Darlehensrahmen von bis zu 24 Milliarden Euro, abgesichert durch eine Garantie des Bundes. Kommen die Mengen, zahlen es die Nutzer. Kommen sie nicht, zahlt es der Bundeshaushalt — also die Steuerzahler, und zwar die von 2040 und 2050.

Und diese Zahlen sind noch nicht der Strompreis, sondern nur der Brennstoff. Eine Gasturbine setzt 35 bis 55 Prozent des Brennstoffs in Strom um, der Rest geht als Wärme verloren. Aus 265 bis 460 €/MWh Brennstoff werden damit rund 480 bis 1.300 €/MWh allein an Brennstoffkosten je erzeugter Megawattstunde Strom — also 48 bis 131 Cent je Kilowattstunde, bevor ein einziger Cent für das Kraftwerk selbst, für Netzentgelte, Abgaben oder Vertrieb dazukommt. Beim Endkunden landet man damit in der Größenordnung von einem Euro je Kilowattstunde, gegenüber heute rund 35 Cent im Haushaltstarif. Und dieser Wert hat wenig Aussicht zu sinken: Die Verluste der Umwandlungskette sind physikalisch gesetzt und keine Frage der Serienfertigung.

Hinzu kommt, was „H2-ready" rechtlich bedeutet. Das Versorgungssicherheitsgesetz verlangt in § 17, dass ein Erdgaskraftwerk „für den Betrieb mit Wasserstoff vorbereitet" ist — vorbereitet heißt dort: so geplant und gebaut, dass der Betrieb mit 100 Prozent Wasserstoff durch eine Änderung von Anlagenkomponenten erreicht werden kann. Dazu legt der Bieter ein Konzept für die Umstellung vor und verpflichtet sich selbst, die Anlage ab 2045 klimaneutral zu betreiben. Ein Datum, zu dem umgestellt sein muss, eine Mindestmenge Wasserstoff, eine Sanktion bei Nichtumstellung — all das steht nicht im Gesetz. Verlangt wird die Umrüstbarkeit, nicht die Umrüstung.

Die Konsequenz: „H2-ready" ist überwiegend ein ungedecktes Technologieoffenheits-Versprechen. Das Etikett verweist auf einen Brennstoff, der in der benötigten Größenordnung nicht existiert — die 60 Terawattstunden aus der Wasserstoffstrategie sind eine Planung, kein Bestand, und der Bestand ist derzeit knapp ein Prozent davon. Solange die Anlagen laufen, werden sie mit Erdgas laufen — und das ist, so ungewohnt es klingt, das bessere der beiden Szenarien.

Denn falls in diesen Turbinen doch einmal Wasserstoff landet, wird es aller Wahrscheinlichkeit nach kein grüner sein. Der Preisabstand entscheidet das von allein. Grauer Wasserstoff, aus Erdgas per Dampfreformierung ohne CO2-Abscheidung, kostet in der Erzeugung 104 bis 123 €/MWh, blauer mit Abscheidung 115 bis 134. Diese beiden Werte stammen aus dem Hydex-Index und sind reine Grenzkosten — Gas plus CO2-Zertifikate, ohne Kapitalkosten. Das erklärt auch, warum der Abstand zwischen grau und blau so klein aussieht: Die Anlagen zur CO2-Abscheidung, der Transport und die Einlagerung stecken in dieser Rechnung nicht drin, während der blaue Wasserstoff die CO2-Zertifikate spart, die der graue kaufen muss. Vollkostenrechnungen für blauen Wasserstoff liegen deutlich höher. Und anders als grüner fällt er dort an, wo er gebraucht wird: Raffinerien und Chemieparks erzeugen ihn seit Jahrzehnten auf dem eigenen Gelände, ohne Netz und ohne Speicher. Grüner Wasserstoff frei Kraftwerk kostet nach der Fraunhofer-Rechnung 265 bis 460 €/MWh. Grün kostet damit das Zwei- bis Viereinhalbfache von grau, im Mittel gut das Dreifache. Wer als Betreiber eine Wasserstoff-Quote erfüllen muss und die Wahl hat, greift zum billigeren. Hinzu kommt die Ausgangslage: Weltweit stammt der Wasserstoff bis heute zu über 95 Prozent aus fossilen Quellen, der Anteil mit niedrigen Emissionen liegt im niedrigen einstelligen Prozentbereich.

Damit kippt die Klimalogik ins Gegenteil. Grauer Wasserstoff im Kraftwerk heißt: Erdgas wird zuerst mit Verlusten zu Wasserstoff reformiert und dann mit Verlusten wieder verstromt. Unter dem Strich wird mehr Erdgas verbraucht und mehr CO2 freigesetzt als beim direkten Verbrennen desselben Gases in derselben Turbine — nur steht dann „Wasserstoff" auf dem Etikett. Eine Umstellungspflicht, die eine Menge vorschreibt, aber die Herkunft nicht verbindlich regelt, produziert genau dieses Ergebnis.

Der solidere Weg: vorhandenen Überschuss nutzbar machen

Hier lohnt der Perspektivwechsel. Die Reservekraftwerks-Strategie beantwortet die Frage: Was passiert in den wenigen hundert Stunden im Jahr, in denen Wind und Sonne zu wenig liefern? Es gibt aber ein Spiegelproblem am anderen Ende: Was passiert in den vielen Stunden, in denen Erneuerbare deutlich mehr liefern, als das System gerade aufnimmt?

In diesen Stunden wird abgeregelt — das heißt, Windräder und Solaranlagen werden gedrosselt, der Strom wird gar nicht erst erzeugt. 2024 ging es so um rund 9,4 TWh erneuerbaren Strom, der nie ins Netz floss. Beide Probleme sind zwei Seiten derselben Flexibilitäts-Knappheit. Jede Terawattstunde Last, die sich in eine Überschuss-Stunde verschieben lässt, senkt zugleich den Bedarf an Spitzenlast-Erzeugung am anderen Ende — und reduziert damit die Volllaststunden, für die Reservekraftwerke überhaupt gebraucht werden.

Genau hier setzt die von uns vorgeschlagene Erweiterung des Paragrafen 13k EnWG an. Sie macht es attraktiv, flexible Lasten — vor allem ladende Elektroautos — gezielt in die Stunden zu verschieben, in denen ohnehin Überschuss da ist. Die Entlastung erfolgt dabei nicht am Stromzähler, sondern als nachgelagerte Erstattung über ein Verrechnungskonto der Übertragungsnetzbetreiber; die Stromsteuer bleibt davon unberührt. Der Hebel ist eine Steuerung des Verbrauchs, keine zusätzliche Leitung und kein neues Kraftwerk.

Das ist die nüchterne Gegenrechnung zum H2-Ready-Etikett. Statt auf grünen Wasserstoff zu wetten, der zum Verstromen auf Jahre hinaus nicht in ausreichender Menge verfügbar sein wird, lässt sich der Strom nutzen, der heute schon im Übermaß da ist und mangels Abnahme abgeregelt wird. Versorgungssicherheit entsteht nicht durch ein Etikett auf einer Gasturbine, sondern auch durch Last, die zur richtigen Zeit am richtigen Ort ist.

Biogas behält dabei seine begrenzte, sinnvolle Rolle als regionale Reststoff-Quelle. LNG bleibt, was es sein sollte: eine Brücke der Versorgungssicherheit mit schlechter Klimabilanz, die man nicht zur Dauerlösung erklärt. Und der grüne Wasserstoff, der so oft als Begründung für neue Gaskraftwerke herhalten muss, wird dort gebraucht, wo es keine bessere Alternative gibt — in Stahl, Chemie und Schwerlast, nicht in der Rückverstromung. Wer die Mengen ernst nimmt, kommt zu einem klaren Ergebnis: Den vorhandenen Überschuss nutzbar zu machen, ist die verlässlichere und die billigere Versorgungssicherheit.

Quellen

• Gesetz zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten (StromVKG) im Volltext
• thyssenkrupp Uhde — Ammoniak-Cracker: Verfahren und Demonstrationsanlage
• Bundesnetzagentur — Monitoring Stromnetz / SMARD: Erdgas-, LNG- und Abregelungsdaten
• Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit — Klimaschutzprogramm
• Bundesministerium für Wirtschaft und Energie — Nationale Wasserstoffstrategie
• Howarth, R. (2024): The greenhouse gas footprint of liquefied natural gas (LNG), Energy Science & Engineering
• IEEFA — Analysen zur Klimabilanz von LNG
• Deutsches Biomasseforschungszentrum (DBFZ) — Biomasse-Szenarien
• FAU Erlangen-Nürnberg / Energie Campus Nürnberg (Sept. 2024): Biogas im künftigen Energiesystem — Potential und Wirtschaftlichkeit
• Fachverband Biogas — Biogasanlagen als Schlüssel zur sicheren Stromversorgung
• Hans-Josef Fell — Politikpapier: Ausbau von Biogasspeicherkraftwerken
• Michael Liebreich — Hydrogen Ladder Version 5.0
• PwC (August 2026): Die Zukunft der Stahlwirtschaft in Europa
• Ariadne-Projekt (Dez. 2024): Transformation der energieintensiven Industrie — Wettbewerbsfähigkeit durch strukturelle Anpassung und grüne Importe
• Statistisches Bundesamt — Außenhandel Eisen und Stahl 2025
• HyIron — Projekt Oshivela, Namibia
• HYBRIT (SSAB, LKAB, Vattenfall) — fossilfreier Stahl
• Fraunhofer CINES / IEG (Juni 2026): Anwendungsspezifische Wasserstoffbezugskosten in Deutschland 2035
• E-Bridge Consulting — Hydex, Preisindex für Wasserstoff (Green, Blue, Grey)
• dena — Elektrolysekapazitäten in Deutschland
• pv magazine (Januar 2026) — EWI: 10-GW-Ziel bis 2030 wird verfehlt
• Hydrogen Europe — Ergebnisse der 3. Auktion der Europäischen Wasserstoffbank
• H2Global — Ergebnisse der Pilotauktion (Ammoniak-Import aus Ägypten)
• Bundesnetzagentur — Festlegung des Hochlaufentgelts für das Wasserstoff-Kernnetz
• KfW — Wasserstoff-Kernnetz und Amortisationskonto
• Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) — Wirtschaftlichkeit von Wasserstoff
• Deutsche Umwelthilfe — Position zu LNG-Importterminals und Reservekraftwerken

Newsletter abonnieren? Hier auf der Startseite mit deiner E-Mail-Adresse.