Frau Klaas, die vorige Bundesregierung hatte sich in ihrer Wasserstoffstrategie das Ziel gesetzt, bis 2030 eine heimische Elektrolyseleistung von 10 Gigawatt aufzubauen. In einer aktuellen Studie kommen Sie zu dem Schluss, dass sich dieses Ziel aller Voraussicht nach nicht mehr erreichen lässt – warum?
Weil viele angekündigte Projekte bis dahin wahrscheinlich nicht mehr realisiert werden. Ende 2025 waren in Deutschland Elektrolyseure mit einer Kapazität von insgesamt knapp 200 Megawatt in Betrieb. Das entspricht einer installierten Leistung von etwa 80 Windrädern. Derzeit gibt es zudem 22 Projekte mit insgesamt 1,3 Gigawatt, für die Unternehmen bereits finale Finanzierungsentscheidungen getroffen haben. Diese Projekte sollen binnen zwei Jahren realisiert werden, sodass wir 2027 bundesweit bei etwa 1,5 Gigawatt landen. Andere größere Projekte stehen kurz vor der Finanzierungsentscheidung. Aber jetzt zögert man, weil Unsicherheit besteht, ob der produzierte Wasserstoff auch Abnehmer finden wird. Es geht dabei um mehrere Projekte von je 100 Megawatt, viele davon in Norddeutschland. Sollten die nicht realisiert werden, dürfte der Wasserstoffhochlauf in Deutschland deutlich länger dauern.
Ist die Sorge vor einer zögerlichen Nachfrage nach grünem Wasserstoff berechtigt?
Grüner Wasserstoff ist derzeit noch deutlich teurer als erwartet. Prognosen und Studien gingen früher davon aus, dass sich seine Produktionskosten langfristig auf 2 bis 3 Euro pro Kilogramm reduzieren würden. Unsere aktuellen Analysen ergeben, dass wir 2030 ungefähr bei 5 bis 6 Euro pro Kilogramm liegen könnten. Hinzu kommen Kosten für die Speicherung oder den Transport. Langfristig könnten die Produktionskosten von grünem Wasserstoff auf 3 bis 4 Euro sinken. Das ist aber immer noch viel. Die Betreiber der Elektrolyseure können keine Abnahmeverträge abschließen – und ohne Abnahmevertrag startet kaum ein Elektrolyseurprojekt.
Wie kommt es zu dieser Diskrepanz?
Vor einigen Jahren gab es einen regelrechten Wasserstoffhype. Doch der Markt hat sich viel langsamer entwickelt als erwartet. Am Anfang wurden die Kosten für den Aufbau großer Elektrolyseure schlicht unterschätzt, vor allen Dingen, was die Nebenkosten angeht, den Anschluss ans Strom- und Wasserstoffnetz und das ganze Engineering. Wenn man das alles zusammenzählt, liegen wir aktuell bei Investitionskosten für einen Elektrolyseur von etwa 2.000 Euro pro Kilowatt.
Könnten neue effiziente Elektrolysetechnologien helfen, den Wasserstoffpreis zu senken?
Hier muss man zwischen den Investitionskosten für den Elektrolyseur und den gesamten Produktionskosten von Wasserstoff unterscheiden. Die Investition macht etwa die Hälfte des Wasserstoffpreises aus. Hier lassen sich mit neuen effizienten Technologien und Innovationen sicher Einsparungen erzielen. Die andere Hälfte sind die Kosten für den grünen Strom, den man für die Elektrolyse benötigt.
Kann die Politik Einfluss nehmen, um den Hochlauf der Elektrolyse zu beschleunigen?
Ja, vor allem, indem sie mehr Planungssicherheit schafft. Einen wahren Hemmschuh sehen viele Projektierer in der aktuellen Debatte zu den Stromnetzentgelten. Momentan sind Elektrolyseure, die vor Mitte 2029 in Betrieb gehen werden, von den Netzentgelten befreit. Für Anlagen, die danach in Betrieb gehen, sollen dann – Stand heute – klassische Netzentgelte gezahlt werden. Das könnte bis zu 20 Prozent Mehrkosten bedeuten. Aktuell wird über die Reform der Stromnetzentgelte beraten. Dabei diskutiert man auch darüber, die Entgeltbefreiung für Elektrolyseure über 2029 hinaus weiterzuführen. Noch ist alles offen. Daher besteht viel Unsicherheit im Markt. Auch hier zeigt sich, dass die Politik mit einem deutlich schnelleren Hochlauf des Wasserstoffmarktes gerechnet hatte und regulativ eingegriffen hat. Aus Sicht der Projektierer wäre eine Befreiung über 2029 hinaus sinnvoll.
Sind diese Schwierigkeiten ein rein deutsches Phänomen?
In der EU haben wir insgesamt etwa 600 Megawatt Elektrolyse in Betrieb. Deutschland hat mit seinen knapp 200 Megawatt den größten Anteil. Darüber hinaus sind Elektrolyseure aktuell vor allem in Dänemark, Spanien und Norwegen in Betrieb. Es gibt verschiedene Initiativen, eine europaweite, grenzüberschreitende Infrastruktur aufzubauen, wie das European Hydrogen Backbone. Die deutschen Fernleitungsbetreiber sind da viele Kooperationen mit allen umliegenden Ländern eingegangen. Grundsätzlich steht der Wasserstoffhochlauf in den anderen europäischen Ländern aber am gleichen Punkt und vor ähnlichen Problemen wie Deutschland.
Und die wären?
Hinderlich sind derzeit vor allem die europäischen RFNBO-Kriterien. Die Abkürzung steht für Renewable Fuels of Non-Biological Origin, also für erneuerbare Energien, die nicht aus Pflanzen oder anderen biologischen Produkten stammen. Hier gibt es strenge Vorgaben für den Strombezug von Elektrolyseuren. Die Betreiber dürfen nur dann produzieren, wenn sie einen Direktvertrag mit einer erneuerbaren Energieanlage wie einem Windpark eingehen, ein so genanntes Power Purchase Agreement, kurz PPA. Weiter gilt, dass der Elektrolyseur pro Monat nur so viel Strom verbrauchen darf, wie die Energieanlage erzeugt. Diese „monatliche Gleichzeitigkeit“ soll ab 2030 noch verschärft werden auf stündliche Gleichzeitigkeit. Das macht den Betrieb eines Elektrolyseurs unflexibel, weil er sehr stark an die zeitliche Verfügbarkeit des Stroms gebunden ist. Ein Elektrolyseur kann heute nicht direkt am Strommarkt teilnehmen, sondern ist über Direktverträge gebunden. Auch hier gilt: Man hatte mit einem schnellen Wasserstoffhochlauf gerechnet und wollte den Markt regulieren. Jetzt erweist sich das als Hemmschuh.
Was kann man sonst tun, um den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und der Elektrolysekapazität zu beschleunigen?
Ich sehe grundsätzlich drei Ansatzpunkte: Erstens kann man auf der Produktionsseite versuchen, Kosten zu senken, etwa durch Innovationen. Zweitens kann man versuchen, auf der Nachfrageseite die Zahlungsbereitschaft zu erhöhen. Das ließe sich erreichen, in dem man fossile Energien verteuert – zum Beispiel über CO2-Bepreisung. Allerdings würde das bei dem derzeit angespannten Energiemarkt den Druck auf die Industrie noch weiter erhöhen und könnte dazu führen, dass energieintensive Produktion ins Ausland verlagert wird.
Und der dritte Ansatz?
Eine Kopplung der Wasserstofferzeuger und der Abnehmer über Vermittler, sogenannte Midstreamer. Diese Händler bündeln Angebot und Nachfrage und aggregieren damit größere Mengen. Das ist heute schon im Strom- und Gasmarkt der Fall. Diese Bündelung kann künftig zu Einsparungen durch Skaleneffekte führen, weil große Wasserstoffmengen gehandelt, gespeichert und transportiert werden. Aktuell wird darüber gesprochen, dass über die Midstreamer regulatorisch finanzielle Unterstützung gegeben wird. Ein konkretes Beispiel für solch einen Stakeholder im Wasserstoffmarkt ist H2Global. Diese Stiftung koordiniert im Auftrag der Bundesregierung Auktionen zum Import von grünem Wasserstoff. In einer Auktionsrunde hat ein Projekt in Ägypten gewonnen, wo grünes Ammoniak hergestellt wird. In Ammoniak lässt sich Wasserstoff auf chemischem Weg speichern und transportieren. Von 2027 an soll das grüne Ammoniak dann nach Deutschland geliefert werden. Subventioniert wird das Projekt über Bundesmittel. Diese werden über den Midstreamer verwaltet, der die Auktion organisiert.
Wie wird sich der Wasserstoffmarkt und mit ihm die Elektrolyse in den kommenden Jahren entwickeln?
Alle aktuellen Klimaneutralitätsstudien zeigen, dass wir Klimaneutralität in Deutschland und Europa nicht ohne grünen Wasserstoff erreichen werden. Es gibt Industrien und Produktionsprozesse, die auf Wasserstoff als grünem Energieträger angewiesen sind, zum Beispiel die Stahlindustrie. Metallerze werden dort bislang in Hochöfen durch Kokskohle aufgeschmolzen. Als klimaneutrale Alternative sollen künftig Direktreduktionsöfen zum Einsatz kommen, in denen Wasserstoff genutzt wird. Aktuell ist das wegen der hohen Wasserstoffproduktionskosten aber oft keine wirtschaftliche Option. Es braucht ein Bündel an Maßnahmen, um das zu ändern. Auch eine gezielte staatliche Förderung könnte den Hochlauf beschleunigen. Die Stahlhersteller in Deutschland erhalten beispielsweise eine Förderung, die die Investition in neue Anlagen wie Direktreduktionsöfen unterstützt. Klar ist aber auch, dass jede Förderung befristet sein muss, denn Subventionen ohne zeitliches Ende kann sich der Staat nicht leisten. 
