Europas 50-Milliarden-Euro-Wette auf Wasserstoff

Am 20. Mai hat die Europäische Kommission ein deutsches Beihilfeprogramm über 1,3 Mrd. EUR für erneuerbaren Wasserstoff genehmigt (Brussels Times, Politiken). Zugleich haben niederländische und deutsche Netzbetreiber eine gemeinsame Entwicklungsvereinbarung für einen grenzüberschreitenden Korridor unterzeichnet, der bis 2031 in Betrieb gehen soll. In Nord-, Süd- und Mitteleuropa fließen damit zweistellige Milliardenbeträge in ein künftiges Wasserstoffnetz. Der wirtschaftliche Kern bleibt allerdings offen: Grüner Wasserstoff kostet heute drei- bis fünfmal so viel wie die fossile Alternative, während Projekte schneller gestrichen werden, als neue Vorhaben tatsächlich in die Bauphase kommen.

Vier Leitungen, ein Abnehmer

Dänemark will grünen Wasserstoff über den Danish Hydrogen Backbone nach Süden leiten. Der SoutH2-Korridor soll Angebot aus Nordafrika über Italien nach Österreich und Deutschland bringen. Spaniens Unterseeleitung BarMar zwischen Barcelona und Marseille zielt auf einen Start im Jahr 2032. Die Niederlande positionieren Rotterdam als Importdrehscheibe für Nordwesteuropa.

Alle vier Korridore laufen wirtschaftlich auf denselben Kunden hinaus: die deutsche Schwerindustrie. Deutschland rechnet bis 2030 mit einem Bedarf von 2,6 bis 3,6 Mio. Tonnen Wasserstoff im Jahr für Stahl, Chemie und Raffinerien und geht selbst davon aus, 50 bis 70 Prozent davon importieren zu müssen. Die von Dänemark geplanten 78.000 Tonnen im Jahr würden also nur etwa 2 bis 3 Prozent dieses deutschen Bedarfs decken.

Wer die Kostendifferenz trägt

Grüner Wasserstoff, der per Elektrolyse aus Wasser und erneuerbarem Strom hergestellt wird, kostet in Europa derzeit je nach Standort und Strompreis 4,50 bis 8,50 EUR je Kilogramm. Grauer Wasserstoff aus Erdgas liegt bei rund 1,50 EUR je Kilogramm. Die Differenz dürfte nicht einfach mit der Zeit verschwinden. Strom macht bis zu 60 Prozent der Produktionskosten von grünem Wasserstoff aus, und die europäischen Strompreise bleiben strukturell höher, als es für internationale Wettbewerbsfähigkeit nötig wäre.

Die Staaten schließen diese Lücke mit Subventionen. Das deutsche Programm zahlt Erzeugern bis zu zehn Jahre lang einen festen Zuschlag pro Kilogramm, zwischen 0,44 und 3,49 EUR. Das größere fiskalische Risiko liegt aber in den Leitungen selbst. Für das deutsche Wasserstoff-Kernnetz könnten sich die Systemkosten einschließlich Finanzierung und Betrieb auf knapp 50 Mrd. EUR summieren; abgesichert werden sie am Ende über Netzentgelte und öffentliche Mittel. Bleibt die Auslastung niedrig, hat der Staat zugesagt, bis 2055 mindestens 76 Prozent der Unterdeckung zu tragen. Für die Steuerzahler könnte daraus eine Rechnung von 34,7 Mrd. EUR entstehen.

In den Niederlanden zeigt sich dasselbe Muster in kleinerem Maßstab: Die Kostenschätzung für das Netz stieg binnen zwei Jahren von 1,5 Mrd. EUR auf 3,8 Mrd. EUR. Spanien hat 2,8 Mrd. EUR an öffentlicher Unterstützung zugesagt, betreibt aber erst 30 Megawatt Elektrolyseleistung bei einem Ziel von 12 Gigawatt bis 2030.

Käufer und Entwickler ziehen sich bereits zurück

Weltweit wurden 2025 rund 60 große Projekte für grünen Wasserstoff gestrichen, zusammen mit einer geplanten Kapazität von 4,9 Mio. Tonnen im Jahr. Iberdrola senkte seine Wasserstoffziele für 2030 um zwei Drittel. Shell und Equinor stoppten jeweils Vorhaben in Norwegen. Der Engpass liegt inzwischen weniger beim Angebot als bei der Nachfrage: Europa kann jährlich Elektrolyseure mit 13,1 Gigawatt Leistung herstellen, findet aber nicht genügend Käufer, die den drei- bis fünffachen Preis gegenüber fossilem Wasserstoff zahlen wollen.

Auch die deutschen Zahlen zeigen, wie groß der Abstand zwischen Ziel und Realität noch ist. National vorgesehen sind 10 Gigawatt Elektrolyseleistung bis 2030. Installiert sind derzeit nur 955 Megawatt, also weniger als 10 Prozent.

Eine EU-Regeländerung wird die Kostendifferenz zusätzlich vergrößern. Von 2030 an müssen Produzenten grünen Wasserstoffs ihren Stromverbrauch stündlich mit erneuerbarer Erzeugung abgleichen, nicht mehr nur monatlich. CE Delft schätzt, dass dies die Produktionskosten um rund 27,5 Prozent erhöhen wird. Die Regel hat einen nachvollziehbaren Zweck: Ohne sie würden Elektrolyseure bestehende grüne Strommengen verbrauchen und das Netz indirekt wieder stärker in Richtung fossiler Erzeugung drücken. Für die Wirtschaftlichkeit macht sie den Hochlauf aber schwieriger.

Europa baut seine Wasserstoffleitungen auf der Annahme, dass die Kosten sinken und die Käufer tatsächlich kommen. Beides kann eintreten. Falls die Lernkurve bei Wasserstoff aber langsamer verläuft als einst bei Solarmodulen, wird die entscheidende Frage sein, wie lange Steuerzahler die Differenz finanzieren sollen.