Zukünftig soll Erdgas weitgehend durch Wasserstoff und Methan aus erneuerbaren Quellen ersetzt werden. Für eine zuverlässige Energieversorgung sind Wasserstoffspeicher notwendig, um das klimaneutrale Gas auch in Zeiten hoher Nachfrage oder geringer erneuerbarer Erzeugung bereitstellen zu können. Neben dem Neubau können vorhandene Gasspeicher in Deutschland für die Speicherung von Wasserstoff genutzt werden.
Der Kavernenspeicher von EWE in Huntorf soll zukünftig für die großtechnische Speicherung von Wasserstoff umgerüstet werden.; © EWE/Thorsten-Ritzmann
Wasserstoffspeicher im Untergrund können große Energiemengen aufnehmen und Schwankungen von Angebot und Nachfrage im Energiesystem ausgleichen.
Mit einem Anteil von rund einem Viertel am deutschen Primärenergieverbrauch ist Erdgas nach wie vor eine tragende Säule des Energiesystems. Im Jahr 2024 wurden in Deutschland 844 TWh an Erdgas verbraucht. Davon entfielen rund 40 Prozent auf Haushalte und Gewerbe und 60 Prozent auf Industriekunden und den Energiesektor.
Als typisches Energieimportland deckt Deutschland fast seinen gesamten Gasbedarf durch Importe. Während leitungsgebundene Gasimporte aus vertraglichen Gründen relativ geringe Variationen zulassen, unterliegt der Verbrauch hingegen starken jahres- und tageszeitlichen Schwankungen – insbesondere bei Haushalts- und Gewerbekunden. Gasspeicher nehmen vor diesem Hintergrund eine zentrale Rolle in der deutschen Energieversorgung ein, indem sie die Versorgung im Falle einer überdurchschnittlichen Nachfrage oder von Lieferengpässen aufrechterhalten.
Deutschland hat die größten Speicherkapazitäten in der Europäischen Union
Während kurzfristige, lokal begrenzte Schwankungen des Gasbedarfs durch obertägige Speicherlösungen abgefedert werden können, stehen für den saisonalen Ausgleich, vor allem während der winterlichen Heizperiode, ausschließlich Untertagegassspeicher (UGS) zur Verfügung. Diese sind in der Lage, mehrere Millionen Kubikmeter Gas zu speichern und je nach Bedarf wieder abzugeben.
Ende 2023 standen in Deutschland 44 unterirdischen Gasspeichern mit einer nutzbaren Speicherkapazität unter Normbedingungen von 22,7 Milliarden Kubikmetern zur Verfügung. Das entspricht einer Energiemenge von rund 250 TWh und somit rund einem Drittel des bundesweiten Erdgasverbrauchs im Jahr 2024. Damit hat Deutschland die viertgrößten Kapazitäten weltweit und die größten innerhalb der Europäischen Union
Die in Deutschland aktiven unterirdischen Gasspeicher lassen sich in zwei Typen unterteilen: Kavernenspeicher und Porenspeicher.
Die im Gasspeicher enthaltene Gasmenge unterteilt sich in Arbeits- und Kissengas. Das Volumen des Arbeitsgases entspricht der Gasmenge, die ein- und ausgespeichert werden kann, und somit der eigentlichen Speicherkapazität. Die Höhe des Arbeitsgasvolumens hängt von verschiedenen Faktoren ab: Maßgebend ist neben dem geometrischen Volumen des Speichers und den physikalischen Eigenschaften des Gases auch der minimal und maximal zulässige Speicherdruck.
Beim Kissengas handelt es sich um den Teil, der zur Aufrechterhaltung des minimalen Drucks dauerhaft im Speicher verbleiben muss – einerseits um auch bei geringen Speicherfüllständen zügig das Gas entnehmen zu können, andererseits um die Stabilität und damit den Speicherraum zu erhalten. Bei Porenspeichern soll das Kissengas weiterhin verhindern, dass Schichtwasser die Betriebsbohrungen am höchsten Punkt des Speichers erreicht.
Bei Kavernenspeichern umfasst das Kissengasvolumen in der Regel 20 bis 40 Prozent des gesamten Speicherinhalts. In Porenspeichern ist der Anteil mit 50 bis 80 Prozent tendenziell höher, da bei der Ausspeicherung durch die porösen Strukturen größere Fließwiderstände überwunden werden müssen.
Neben den Kavernenspeichern werden aktuell 14 Porenspeicher betrieben, die in ganz Deutschland verteilt sind und eine Speicherkapazität von insgesamt 95 TWh besitzen. Dieser Typ von Gasspeichern befindet sich in natürlichen Porenräumen in Sedimentgesteinen, die von anderen gasdichten Schichten umgeben sind. Hierbei handelt es sich häufig um ehemalige Öl- und Gasfelder oder Salzwasser-Aquifere (Salzwasser führende Grundwasserleiter). Porenspeicher haben ein deutlich größeres geometrisches Volumen als Kavernenspeicher, jedoch dauert die Ausspeicherung von Gas länger, da das Gas in den Porenräumen von Gesteinsschichten gebunden ist. Sie kommen daher eher bei saisonalen Speicherprozessen zum Einsatz. In den Sommermonaten pumpt man große Mengen Gas in die Porenspeicher, die dann später im Winter, wenn die Heizsaison beginnt und der Bedarf über einen längeren Zeitraum höher liegt, wieder entnommen werden.
In Deutschland gibt es derzeit 29 Kavernenspeicher mit einer Speicherkapazität für Erdgas von 155 TWh. Kavernen sind gasdichte Hohlräume in geeigneten Salzformationen, die durch kontrolliertes Ausspülen von Salzgestein (Solung) mit Wasser geschaffen wurden. Diese befinden sich aufgrund der geologischen Voraussetzungen hauptsächlich im Nordwesten und in der Mitte Deutschlands. Kavernenspeicher besitzen ein kleineres geometrisches Volumen als Porenspeicher, jedoch kann das gespeicherte Gas bis zu zehn Mal schneller entnommen werden. Sie sind deshalb für einen flexiblen Speicherbetrieb geeignet, um kurzfristige Schwankungen der Nachfrage und tageszeitliche Bedarfsspitzen decken zu können.
Wasserstoff ist ein zentraler Baustein für die klimaneutrale Transformation des Energiesystems. Er lässt sich flexibel erzeugen und importieren – das stärkt die Versorgungssicherheit. Als Speichermedium für erneuerbare Energien aus Wind und Sonne hilft Wasserstoff, Angebot und Nachfrage zeitlich auszugleichen. Besonders in Bereichen, in denen eine direkte Elektrifizierung technisch oder wirtschaftlich schwierig oder unmöglich ist – etwa in der Industrie, dem Schwerlastverkehr oder der Luftfahrt – bietet Wasserstoff eine praktikable Lösung.
Deutschland ist auf den Import von Wasserstoff angewiesen
Da das Potenzial für die heimische Erzeugung begrenzt ist, wird Deutschland künftig große Mengen Wasserstoff importieren müssen. Prognosen gehen bis 2030 von einem Bedarf von 19 bis 62 TWh aus, bis 2045 könnte dieser auf 229 bis 692 TWh ansteigen. Die größten Mengen Wasserstoff werden voraussichtlich in der Industrie und für die Stromerzeugung benötigt. Auch in der Wärmeversorgung von Gebäuden kann er in Zukunft eine Rolle spielen.
Der Speicherbedarf wird deutlich steigen
Mit dem wachsenden Einsatz von Wasserstoff steigt auch der Bedarf an Speicherkapazitäten. Entscheidend sind dabei die zukünftige Gesamtgasnachfrage, deren Verteilung auf die verschiedenen Verbraucher und die Schwankungen bei der Stromerzeugung aus Erneuerbaren. Zahlreiche Studien zeigen einen deutlichen Anstieg des Speicherbedarfs für Wasserstoff in Deutschland. Für 2030 wird ein Bedarf von bis zu 8 TWh erwartet, bis 2045 könnten er auf 32–94 TWh ansteigen.
Bestehende Infrastruktur als Ausgangspunkt
Deutschland verfügt über die größten unterirdischen Gasspeicherkapazitäten in der Europäischen Union und eine gut ausgebaute Infrastruktur. Viele dieser Speicher liegen nahe an zukünftigen Wasserstoffbedarfsregionen und Produktionsstandorten – etwa im Norden Deutschlands – und sind oft bereits ans geplante Wasserstoff-Kernnetz angebunden. Daher bietet sich die Umstellung bestehender Gasspeicher von Erdgas auf Wasserstoff an.
Begrenzte Umstellungskapazitäten
Trotz hoher Speicherkapazitäten für Erdgas von rund 250 TWh reicht eine vollständige Umstellung nicht aus, um den künftigen Speicherbedarf für Wasserstoff zu decken. Aufgrund der geringeren Energiedichte von Wasserstoff liegt das theoretische Speicherpotenzial aller Gasspeicher bei nur etwa 50 TWh. Während Kavernenspeicher als gesichert auf Wasserstoff umstellbar gelten, würden die aktuellen Standorte mit einer speicherbaren Energiemenge von rund 30 TWh nicht oder nur knapp ausreichen. Bei der Umstellung von Porenspeichern verhält es sich jedoch anders: Eine Aussage dazu, ob diese für Wasserstoff geeignet sind, ist pauschal nicht möglich und muss an jedem Standort geprüft werden. Maximal könnten dadurch 20 TWh gespeichert werden.
Neubau notwendig – trotz Umstellung
Je nach Bedarfsszenario und Anzahl der umgestellten Speicher ergibt sich ein zusätzlicher Neubaubedarf für Wasserstoffspeichern für eine Energiemenge von bis zu 63 TWh. Deutschland bietet hierfür gute Voraussetzungen. Insbesondere im Norddeutschen Becken sind potenzielle Standorte für Kavernenspeicher gut erschließbar und aufgrund der Nähe zu möglichen Elektrolysestandorten sowie Wasserstoff-Importrouten besonders attraktiv. Zudem befinden sich unter der Nordsee große geologische Potenziale für neue Wasserstoffspeicher, jedoch ist die Erschließung dieser Standorte schwierig. Studien schätzen das technische Potenzial für den Neubau von Kavernenspeichern für Wasserstoff auf Werte zwischen 4.090 bis 11.000 TWh, für Porenspeicher auf Werte zwischen 3.200 bis 27.300 TWh. Einschränkungen für das technische Potenzial ergeben sich durch geologische, rechtliche und wirtschaftliche Faktoren.
Wirtschaftliche Unsicherheiten bremsen Investitionen
Ob neue Speicher entstehen, hängt stark von der Wirtschaftlichkeit ab. Unklar sind derzeit die Entwicklung von Angebot und Nachfrage, der tatsächliche Speicherbedarf für Wasserstoff sowie die Preisentwicklung und festzulegende Speicherentgelte. Verzögerungen in vorgelagerten Bereichen wirken sich direkt auf die Finanzierung von Speicherprojekten aus.
Allgemeine Eignung der bestehenden Gasspeicher für Wasserstoff
Was die technische Umstellbarkeit betrifft, gehen Studien davon aus, dass Kavernenspeicher aufgrund ihrer geologischen Voraussetzungen für die Speicherung von Wasserstoff grundsätzlich geeignet sind. Das wird aktuell in Demonstrationsprojekten überprüft.
Bei Porenspeichern verhält es sich jedoch anders: Eine Aussage dazu, ob diese Speicher für Wasserstoff geeignet sind, ist pauschal nicht möglich und unterliegt einer standortspezifischen Einzelfallprüfung. Genaue Prüfungen von Porenspeichern und weitere praktische Eignungstests sind insbesondere im Hinblick auf eine bundesweite Versorgungssicherheit unerlässlich. Denn aufgrund geologischer Bedingungen ist nicht überall eine Speicherung in Kavernen möglich; so zum Beispiel in Süddeutschland.
Ein positives Praxisbeispiel für die Speicherung von Wasserstoff in einer unterirdischen Porenlagerstätte ist das Projekt “Underground Sun Storage” unter der Leitung der RAG Austria AG. Dabei wurde im österreichischen Gampern nachgewiesen, dass im dortigen Porenspeicher ein sicherer und mit der Erdgasspeicherung vergleichbarer technischer Betrieb möglich ist. Die Qualität des ausgespeicherten Wasserstoffs entsprach hierbei den Anforderungen an die Einspeisung in eine Wasserstoffleitungsinfrastruktur.
Anpassung bestehender Gasspeicher für Wasserstoff
Bestehende Obertageanlagen von Gasspeichern müssen für den Betrieb mit Wasserstoff angepasst werden. Dies betrifft insbesondere Verdichter, Mess- und Regelungssysteme sowie Sicherheitseinrichtungen. Der damit verbundene Aufwand entspricht in etwa dem Neubau der Obertageanlage. Zur Einhaltung der derzeit noch diskutierten Gasqualitätsanforderungen kann insbesondere bei Porenspeichern zusätzlich eine Erweiterung der Gasaufbereitung erforderlich werden. Bei hohen Ausspeicherleistungen kann dies die Kosten für die Gasaufbereitung zusätzlich erhöhen. Zudem ist für die untertägigen Anlagen eine Anpassung der Förderinstallation auf wasserstoffgeeignete Materialien notwendig
Bei Erdgaskavernen ist in der Regel eine einfache Flutung ausreichend, um das restliche Erdgas zu entfernen. Soll die Speicherkapazität erweitert werden, ist eine zusätzliche Solung mit Wasser erforderlich. Bei Porenspeichern erfolgt die Entfernung des restlichen Erdgases durch die Verdrängung mit Wasserstoff. Je nach erforderlicher Ein- und Ausspeicherleistung müssen die Speicheranlagen
und die Bohrungen angepasst werden.
Langfristige Planung beim Aufbau von Speicherkapazitäten
Die Entwicklung von Wasserstoffspeichern unter Tage benötigt viel Zeit. Unabhängig davon, ob es sich um einen Neubau oder die Umstellung bestehender Speicher handelt, ist eine mehrjährige Planungs- und Realisierungsphase erforderlich. Bei einem neuen Kavernenspeicher ist von mindestens elf Jahren und bei einem Porenspeicher in einer ehemaligen Erdöl- oder Erdgaslägerstätte von mindestens zehn Jahre auszugehen. Wie lange Planung und Bau tatsächlich dauern, hängt stark von den Gegebenheiten vor Ort ab.
Was den Zeitbedarf für Genehmigungen, geologische Untersuchungen und die technische Planung betrifft, gehen verschiedene Quellen von rund drei Jahren aus. Daran schließen sich bei Neubauprojekten in der Regel weitere sechs bis acht Jahre Bauzeit bis zur Betriebsbereitschaft an. Bei Kavernenspeichern entfällt ein erheblicher Teil dieser Zeit auf die Solung, also die Herstellung des unterirdischen Hohlraums, die allein drei bis vier Jahre in Anspruch nehmen kann. Der Aufbau von Wasserstoffspeichern muss deshalb zügig vorangetrieben und beschleunigt werden. Nur so kann der prognostizierte steigende Speicherbedarf gedeckt werden.
Kosten variieren stark je nach Projekt, Standort und Speichertyp
Sowohl der Neubau als auch die Umstellung bestehender Untertagegasspeicher auf Wasserstoff sind mit hohen Investitionen verbunden. Generell ist der Investitionsbedarf stark projektspezifisch und von lokalen Randbedingungen abhängig, wie z. B. der avisierten Kapazität des geplanten Speichers, dem Zugang zu Frischwasser für die Solung, der Entsorgungsmöglichkeiten für die Sole, der Verfügbarkeit von Abnehmern oder der Entfernung zum Wasserstoffkernnetz. Die Umstellung eines Speichers umfasst unter anderem die Anpassung der Obertagetechnik, den Austausch der Verrohrung sowie die den Austausch des Erdgases gegen Wasserstoff. Allgemein sind die Kosten für die Umstellung bestehender Gasspeicher geringer als die für einen Neubau.
Der Neubau von Porenspeichern wurde in bisherigen Analysen im Vergleich zu Kavernenspeichern weniger berücksichtigt. Grund dafür ist der Forschungsbedarf hinsichtlich ihrer Eignung für Wasserstoff. Die Bandbreiten der in verschiedenen Studien berechneten Speicherkosten sind enorm und ergeben sich aus der starken Abhängigkeit von Speicherkapazität, Betriebsweise und zugrundeliegenden betriebswirtschaftlichen Parametern. Je höher die Speicherkapazität und die Anzahl der Speicherzyklen pro Jahr, desto geringer fallen die Kosten aus.
Unsicherheiten bei den zukünftigen Speicherkosten
Die zukünftigen Kosten für die unterirdische Speicherung von Wasserstoff sind aus verschiedenen Gründen mit erheblichen Unsicherheiten behaftet. Eine zentrale Rolle spielen dabei die ungeklärten Gasqualitätsanforderungen bei der Ausspeicherung. Infolge der standortspezifischen geologischen Eigenschaften des Untergrundes können zusätzliche Verunreinigungen durch die Speicherung auftreten. Dazu gehören Verunreinigungen durch Methan- und Schwefelverbindungen oder andere organische Säuren infolge geochemischer oder mikrobiologischer Aktivitäten.
Neben der Gasqualität stellt auch die Erstbefüllung mit Kissengas eine potenzielle ökonomische Herausforderung dar. Bei einem Kissengasvolumen von 20 bis 40 Prozent bei Kavernen- und 50 bis 80 Prozent bei Porenspeichern ist die Erstbefüllung mit schwer kalkulierbaren Kosten verbunden. Vor allem in der Markthochlaufphase der kommenden Jahre ist es schwer abzusehen, wie viel Wasserstoff tatsächlich zur Verfügung stehen wird und zu welchem Preis, was unter Umständen zu einer verzögerten Inbetriebnahme des Speichers führen kann
Nicht zu vernachlässigen ist zudem der höhere energetische Aufwand für die Verdichtung und Einspeicherung von Wasserstoff im Vergleich zu Erdgas. Demnach steigt beim Transport derselben Energiemenge der Energiebedarf auf das etwa 3,6- bis 3,7-fache an. Dies wirkt sich sowohl auf die Investitionskosten für die Verdichteranlagen als auch auf die laufenden Betriebskosten von Wasserstoffspeichern aus.
Wasserstoffhochlauf parallel zu aktuellem Betrieb der Gasinfrastruktur
Eine Umstellung bestehender Gasspeicher auf Wasserstoff ist insbesondere deshalb eine gute Möglichkeit, da die benötigten Speicherkapazitäten im Vergleich zum Neubau schneller und kosteneffizienter zur Verfügung gestellt werden können. Gleichzeitig ist der Umstellungsprozess aber auch mit Herausforderungen verbunden und erfordert eine sorgfältige und präzise Planung. Hierbei steht der steigende Bedarf an Wasserstoffspeichern der weiterhin notwendigen Erdgasspeicherung gegenüber. Das ergibt sich aus der Aufgabe, eine versorgungssichere und resiliente Energieversorgung sowohl in Deutschland als auch im europäischen Kontext sicherzustellen. Dadurch könnten auch längerfristig nicht alle Gasspeicher für eine Umstellung zur Verfügung stehen und ein höherer Neubaubedarf wird in diesem Fall erwartet.
Gasversorgung muss während Umstellung sichergestellt sein
Eine Umstellung ist nur möglich, wenn die verbleibenden Erdgasspeicher die erforderliche Mindestkapazität im System weiterhin abdecken können. Dabei muss berücksichtigt werden, dass während der Anpassung die entsprechenden Speicherkapazitäten zeitweise nicht mehr zur Verfügung stehen, was den Planungsaufwand zusätzlich erhöht. Dies unterstreicht die Notwendigkeit einer gemeinsamen und koordinierten Speicher- und Netzentwicklungsplanung für Erdgas und Wasserstoff.
Weiterhin ist die besondere Rolle Deutschlands als zentrale Speicherregion in Europa zu berücksichtigen. Demnach können Verzögerungen oder Ausbaurestriktionen in den Nachbarländern zu einem höheren Wasserstoffspeicherbedarf in Deutschland führen. So müssten bei fehlender Speicherkapazität beispielsweise in den Niederlanden die Standorte in Deutschland deren Bedarf nahezu
vollständig kompensieren.
Die Untertagegasspeicherung von Wasserstoff ist ein zentraler Baustein der Energiewende und ein wichtiges Element des zukünftigen Energiesystems. Ein schneller Aufbau der erforderlichen Speicherkapazitäten ist daher elementar. Dafür müssen Anreize geschaffen und bestehende Unsicherheiten zügig aufgelöst werden.
Schneller Aufbau von Speicherkapazitäten für Wasserstoff genau dort, wo sie das Energiesystem benötigt
Der Neubau oder die Umrüstung bestehender Untergrundspeicher auf Wasserstoff kann bis zu elf Jahre dauern. Im Hinblick auf den prognostizierten Speicherbedarf von bis zu 25 TWh bis zum Jahr 2035 besteht somit dringender Handlungsbedarf: Die erforderlichen Speicherkapazitäten müssen zügig auf- und ausgebaut werden. Genehmigungsverfahren müssen dafür vereinfacht und verkürzt werden. Geeignete Standorte sollten so gewählt sein, dass Kapazitäten dort entstehen, wo sie im Energiesystem am meisten benötigt werden – unabhängig vom Speichertyp. Dies ist insbesondere deshalb wichtig, da geologisch bedingt nicht überall Kavernenspeicher möglich sind – wie zum Beispiel in Süddeutschland – und Porenspeicher hier eine wichtige Rolle spielen.
Abbau bestehender Investitionsbarrieren durch transparente technische und regulatorische Anforderungen für den Speicherbetrieb
Es bestehen noch viele Unsicherheiten in Bezug auf die Einbindung potenzieller Untertagegasspeicherstandorte in das geplante Wasserstoff-Kernnetz. Dazu zählt insbesondere die aktuelle Diskussion um die Gasqualitätsanforderungen, die sich erheblich auf die Auslegung und den Investitionsbedarf der Gasaufbereitung und nachfolgend auch auf die Betriebskosten auswirken können. Offene Fragen bestehen auch hinsichtlich der zukünftigen Betriebsweise der Speicher an einzelnen Standorten (multizyklischer vs. saisonaler Betrieb), die wiederum einen großen Einfluss auf die Speicherkosten und die Wirtschaftlichkeit haben.
Aufgrund dieser sowie genereller Unsicherheiten beim Hochlauf des Wasserstoffmarktes ist die Investitionsbereitschaft in neue Untertagegasspeicher-Projekte aktuell eher zurückhaltend. Um Investitionen anzureizen und deren Risiko zu senken, ist es deshalb notwendig, entsprechende regulatorische Rahmenbedingungen zu schaffen, die eine verlässliche Entwicklung des Wasserstoffmarktes und die Etablierung geeigneter Finanzierungs- und Marktmechanismen für Untergrundspeicher ermöglichen.
Rolle der Speicher in Deutschland im europäischen Kontext berücksichtigen
Die strategische Bedeutung der deutschen Untertagegasspeicher für die europäische Energieunabhängigkeit sollte beim Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur und der Planung der erforderlichen Speicherkapazitäten berücksichtigt werden. Deutschland ist aktuell ein Transitland für Erdgas und könnte in dieser Rolle auch zukünftig agieren. Aufgrund seiner hohen Speicherpotenziale könnten voraussichtlich auch Bedarfe aus dem europäischen Ausland abgedeckt werden, insbesondere in Staaten mit Zubauhemmnissen oder ungünstigen geologischen Rahmenbedingungen.
