Für die Finanzierung von H2 Projekten (System aus Elektrolyseur, Verdichtung, Speicherung, Tankstelle) wäre eine (teilweise) Haftungsübernahme oder -freistellung über die Bürgschaftsbank Baden_Württemberg sehr hilfreich für KMUs oder eigens gegründete Beteibergesellschaften. Sonst wird es für Marktteilnehmer die nicht die öffentliche Hand oder einen finanzstarken Konzern im Rücken haben extrem schwierig eine Finanzierung des Projekts auf die Beine zu stellen.

Die direkte Verwendung von Bio-Methan z.B. in CNG-Fahrzeugen sollte Vorrang vor der Umwandlung in E und H2 haben, da dann weniger Umwandlungsverluste entstehen. In diesem Sinne hat sich auch Herr Wochner vom Umweltministerium BW in den Smart-Grid-Gesprächen v. 14.10.20 geäußert.
Vor allen Dingen ist die Tankstelleninfrastruktur für CNG schon heute vorhanden und Bio-Methan (z.Zt. bereits 50%) kann direkt einen wesentlichen Beitrag zur CO2- und Schadstoffreduzierung leisten.

Neben der Speicherung von Wasserstoff in Hochdrucktanks, sollte auch die Speicherung in flüssiger Form betrachtet werden. Die Verflüssigung von Wasserstoff scheint aufgrund der niedrigen Temperatur (-253°C) sehr energieaufwendig zu sein, aber die tiefe Temperatur könnte man "speichern" (mittels Regeneratoren), so dass der Wirkungsgrad für die Verflüssigung erheblich gesteigert werden kann.
Flüssiger Wasserstoff mit seiner hohen Dichte gegenüber gasförmigen Wasserstoff erlaubt einen einfachen Transport in Tankwagen in dem Fall, wo keine Pipelines zur Verfügung stehen. Dies würde sich z.B. bei der Versorgung von Tankstellen anbieten.
Die Betankung von Fahrzeugen (LKW, Züge, Schiffe, evtl. Fflugzeuge) mit flüssigem Wasserstoff würde eine drucklose Betankung erlauben, die auch sehr viel schneller erfolgen kann, also eine Hochdruckbetankung, bei der die Kompressionswärme abgeführt werden muss.
Flüssig-Wasserstoff-Pipelines würden den Einsatz von supraleitenden Kabeln begünstigen, die den Strom verlustfrei transportieren können.
Konzeptlösungen und Demonstrationsanlagen haben diese Möglichkeiten bereits aufgezeigt und müssten für die breite Anwendung weiterentwickelt werden.

Abhängig vom EE-Ausbau in BW können sich erhebliche PtG-Erzeugungspotenziale ergeben. Diese werden aber eher in kleinere bis mittelgroße Anlagenkonzepte münden (1 - 25 MW). Weiterhin sollte auch das EE-Gas-Erzeugungspotenzial aus Biomasse (Biogas, SNG) berücksichtigt werden. Durch Kopplung mit PtG lassen sich hohe Energie- und Kohlenstoffausnutzungsgrade erzielen. Daher sollte verstärkt in die Weiterentwicklung dieser Verfahren investitiert werden (z.B. Demonstrationsanlage Biomassevergasung + PtG).
Da BW seinen Energiebedarf nicht selbst decken kann, ist auch die nationale und internationale Beschaffung von EE-Gasen (EE-H2, EE-Methan) ein wichtiger Untersuchungsschwerpunkt. Hierfür bietet sich einerseits der Transport über das bestehende Ferngasleitungsnetz aber auch in verflüssigter Form (LH2, EE-LNG) über die Binnenschifffahrt und die Bahn an.
Die flächendeckend vorhandenen Erdgasverteilnetze müssen für die Zumischung von Wasserstoff ertüchtigt werden. Außerdem ist lokale Umstellung auf reine Wasserstoffnetze zu bewerten.

Neben der Elektrolyse sollten weitere grüne Produktionspfade, insbesondere auf Basis von Biomassen, entwickelt werden. Selbst wenn es hier regionale Beschränkungen gibt könnte geeignete Technologie exportiert werden in Regionen, die bessere Voraussetzungen bzgl. Biomassen haben; und im Gegenzug könnte mit der exportierten Technologie grün erzeugter Wasserstoff importiert werden.

Die notwendigen Skalen legen, insbesondere für den Import von grünem Wasserstoff, die Entwicklung von kryogenen Speicher- und Verteillösungen nahe. Dazu sollten innnovative Lösungen zur (Rück-)Verflüssigung, Mehrfachnutzen (Kraft-Wäre-Kälte) und Synergien mit effizientem Stromtransport (z.B. mittels Supraleitung) weiter erforscht, entwickelt und demonstriert werden.
Modellregionen sollten diesen Aspekt der skalierbaren, effizienten Speicherung, Transport und Verteilung (auch mit LH2) besonders betonen und über Meta-Projekte verknüpft werden.

An für Import und Verteilung strategisch relevanten Stellen (mit Nähe zu Binnenhafen und Gastransportleitungen) sollten, öffentlich gefördert, Handelspunkte für grünen Wasserstoff eingerichtet werden.

In ländlichen Stromnetzen kommt es schon derzeit durch zuviel PV-Strom zu Stromüberschüssen an über 1.000 Stunden im Jahr, die einen Netzausbau im regionalen Verteilnetz von der Niederspannung über Umspannstationen über die Mittelspannung bis zur Hochspannung erfordern. Der politisch gewollte weitere Ausbau von PV-Anlagen wird somit vor allem im ländlichen Raum nicht zu einem Ersatz von Graustrom sondern zu Netzausbaukosten und Abregelungen überschüssigen Stroms führen.
Eine dezentrale Wasserstofferzeugung wird dann wirtschaftlicher wenn zur Finanzierung nicht nur Strompreisdifferenzen sondern auch Einsparungen aus dadurch vermiedenen Netzausbaukosten und vermiedenen Netzverlusten aus Neztbelastungen durch hohe Rückspeiselasten bereitstehen. Hierfür sollte das Regulierungsrecht geändert werden, denn derzeit ist es z.B. Netzbetreibern untersagt anstelle von Netzausbauten und Steuertechniken, zur Reduzierung von Einspeisern, Strom dezentral zu speichern, sei es als Batteriespeicher oder als Transformation in Wasserstoff.

Über die regionalen Netzentgelte bezahlen vorwiegend die Bewohner des ländlichen Raumes die zusätzlichen Kosten durch die Integration von dezentralen Einspeisungen. So hat sich z.B. die Übernahme des städtischen Stromnetzes der Stadt Stuttgart zu einem Anstieg der Entzentgelte der NetzeBW geführt! Leider verweigert die Ministerialverwaltung in den Großstädten, wie z.B. in persönlichen Anfragen die Minister Untersteller und Altmaier, den gesetzlichen Arbeitsauftrag, die regionalen Kosten aus der Integration von erneuerbaren Stromeinspeisungen über eine Umlage bundesweit auch auf Großstädte zu verteilen.

Die Kosten aus der Umwandlung von Stromüberschuss aus erneuerbaren Energien in Wasserstoff anstelle von Netzausbauten dürfen nicht über die regionalen Netzentgelte der Verteilnetzbetreiber finanziert werden.
Die Ministerialverwaltung sollte endlich ihrem Auftrag des Bundesgesetzgebers Folge leisten und über eine Rechtsverordnung die regionalen Netzkosten durch erneuerbare Energien über eine Umlage gleichmäßig auf alle verteilen.

Für die großskalige Umsetzung sind die Lagerung, der Transport und die Anwendungstechnologien entscheidend. Aufgrund der physikalischen Eigenschaften von Wasserstoff ist dies technisch sehr anspruchsvoll. Klimaneutrale Synthetische Fuels haben einfache Lagerbedingungen und können auf eine globale Logistik und globale Anwendungstechnologien zurückgreifen.
Deshalb ist bei der Erzeugung, Speicherung und Verteilung von grünem Wasserstoff die Weiterverarbeitung zu Synthetischen Fuels ein wichtiger Lösungspfad. Die Umsetzung ist schnell und international möglich. Sie bietet Chancen für den Maschinen- und Anlagenbau.

Für den Import von Wasserstoff werden Anlagen in sonnenreichen Staaten notwendig sein. Am Anfang in Italien und Spanien und danach wie bei DESERTEC in Nordafrika. Wenn BW rechtzeitig dort Verträge schließt und Firmenanteile erwirbt, dann wären einerseits Einnahmen für das Land gesichert und man könnte diese Technologie optimal nutzen. Langfristig wären Pipelines von diesen Staaten durch Europa sinnvoll.