Importziel Deutschland: Finanzielle statt technologische Hürden

Warum ist Deutschland ein attraktives Zielland? 

neue energie: Deutschland plant bis 2030 10 GW Elektrolyseleistung, will jedoch 70 % des Wasserstoffs und seiner Derivate wie Ammoniak und Methanol importieren – welche Gründe stehen hinter dieser Importstrategie? 

Auch die neue Bundesregierung hat Wasserstoff im Koalitionsvertrag verankert und fördert den Ausbau mit Programmen und Initiativen. Welcher Hebel ist am wichtigsten?

Robert Schwarz: Hierzu sind gleich zwei wirksame Hebel zu nennen, 1) die Investitionsförderung zum Anreiz neuer Projekte und eine 2) Förderung der Differenzkosten für den Import von Wasserstoff. Die H₂Global Stiftung fördert den Wasserstoffimport nach Deutschland, indem sie die Preisdifferenz zwischen Einkaufs- und Abnahmepreisen von Wasserstoffprojekten ausgleicht. Ein Doppelauktions-Modell ermöglicht es Exporteuren, den niedrigsten Lieferpreis und Importeuren den höchsten Kaufpreis anzubieten. Der Staat übernimmt die Differenz über „Contracts for Difference“ (CfDSteht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.Steht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.), bis die Preislücke geschlossen ist. Die HINT.CO GmbH, eine Tochtergesellschaft der Stiftung, setzt dieses Modell um. Sie bietet Exporteuren langfristige Abnahmevereinbarungen und gewährt Abnehmern Zugang zu grünem Wasserstoff und seinen Derivaten. Gleichzeitig sollen diese Verträge Investitionen in erneuerbare Energien sowie in die Produktion von wasserstoffbasiertem Ammoniak und Methanol anregen.

Wie hoch ist der realistische Wasserstoffbedarf Deutschlands bis 2030 – und wie entwickelt er sich bis 2045?

Robert Schwarz: In den nächsten fünf Jahren könnte der Wasserstoffbedarf in Deutschland auf 95–130 TWh steigen, verglichen mit etwa 55 TWh jährlich, die derzeit vorwiegend aus Dampfreformierung stammen.¹ Laut dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) soll Deutschland bis dahin eine Elektrolysekapazität von 79 bis 100 GW erreichen, was eine jährliche Produktion von 190 bis 245 TWh Wasserstoff bedeutet. Diese Menge könnte je nach Szenario rund die Hälfte des prognostizierten Bedarfs decken.² 

Welche Faktoren sind entscheidend für den Ausbau skalierbarer Wasserstoffprojekte? 

Der Strompreis macht derzeit 70 bis 80 Prozent der Produktionskosten für Wasserstoff aus. Kostensenkungen werden vor allem durch technologische Fortschritte bei der Elektrolyse, günstigeren erneuerbaren Strom und den Ausbau der Erneuerbaren erwartet, etwa durch die Nutzung von Überschussstrom statt dessen Abriegelung. Gleichzeitig erschwert die hohe Regulierungsdichte, insbesondere gemäß RED-II, die Projektentwicklung und den Markthochlauf. Die neue Große Koalition hat die Notwendigkeit erkannt, das regulatorische Umfeld zu vereinfachen und dies im Koalitionsvertrag festgehalten – ein wichtiger Schritt in Richtung einer beschleunigten Umsetzung.

Wie realistisch sind die Pläne zum Wasserstoffkernnetz mit Blick auf Netzanbindung, Kapazitäten und Investitionszeitrahmen?

Robert Schwarz: Die Anbindung an ein Wasserstoffkernnetz in Deutschland – das bis 2032 für etwa 19 Milliarden Euro errichtet werden wird – stellt sowohl technisch als auch wirtschaftlich eine Herausforderung dar, ist jedoch machbar. Laut DVGW wären für die Umrüstung des 550.000 km langen Gasnetzes Investitionen von lediglich 4 Milliarden Euro bis 2045 erforderlich. Dies ist vor allem dadurch begründet, dass ein überwiegender Teil der Infrastruktur bereits H₂-ready ist. Die wirtschaftliche Nutzung des Netzes setzt jedoch voraus, dass ausreichend Erzeugungs- und Speicherkapazitäten sowie eine stabile Nachfrage vorhanden sind. Die Anfangsinvestitionen in der noch jungen Wasserstoffwirtschaft bergen dabei Risiken. Eine projektbezogene Herangehensweise, die Produzenten, Netzbetreiber und Offtaker einbezieht, könnte jedoch die Final Investment Decision beschleunigen und so den Markthochlauf fördern.

Infrastruktur, Importwege & Wasserstoffträger

Wasserstoff ist auf vielen Wegen transportierbar – per Pipeline, Schiff oder als Derivat. Welche Rolle spielen künftig Ammoniak, Methanol und Carrier wie LOHC?

Moritz Schwencke: Derzeit importieren wir fossile Energieträger wie Öl und Gas, die künftig durch grüne Alternativen wie Ammoniak und Methanol ersetzt werden müssen. Besonders im Schiffstransport spielt Ammoniak eine Schlüsselrolle, da es den höchsten Reifegrad für Transport und Speicherung bietet. Eine ausgereifte maritime Infrastruktur für den Ammoniaktransport existiert bereits und wird weiter ausgebaut, etwa durch den geplanten Ammoniak-Cracker in Hamburg.

Grüne Lieferketten im Schiffstransport sind jedoch noch rar, da der Transport großer Energiemengen momentan hauptsächlich mit verflüssigtem Methan (LNG) erfolgt. LNG dient als Brückentechnologie mit reduzierten CO₂-Emissionen, jedoch erfordert die Umwandlung von Wasserstoff zu „Green LNG“ – durch Methanisierung mit CO₂ – ein umfassendes CO₂-Management. Der Vorteil liegt in der Nutzung der bestehenden LNG-Infrastrukturen. Nachhaltige Kraftstoffe auf Basis von grünem Wasserstoff, wie Power-to-Liquid (PtL) und Power-to-Gas (PtX), stellen wichtige Alternativen für den Schiffs- und Luftverkehr dar, sind jedoch noch nicht verfügbar. Die skalierbare Produktion von grünem Methanol, Ammoniak und LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carriers) gilt als Schlüssel für die Schaffung klimaneutraler Lieferketten.

Wirtschaftlichkeit & Preisentwicklung 

Wie entwickeln sich die Preise für grünen Wasserstoff, und welche Faktoren sind entscheidend für eine Kostenreduktion?

Robert Schwarz: Der Preis für grünen Wasserstoff ist derzeit stark von den Kosten der Elektrolyse und dem Preis für erneuerbaren Strom (LCOE) abhängig, die zusammen 70 bis 80 Prozent der Produktionskosten ausmachen. Aufgrund der noch nicht ausreichend liquiden Märkte fehlen etablierte Preisbildungsmechanismen, was grünen Wasserstoff teurer macht als fossilen Wasserstoff. Aktuell liegen die Produktionskosten für grünen Wasserstoff bei etwa 3 bis 10 €/kg, abhängig von Strompreisen, Kapitalkosten und der Effizienz der Elektrolyse. In den kommenden zehn Jahren wird jedoch eine Kostenparität mit fossilen Energieträgern wie Erdgas, Kohle und Mineralöl erwartet. Schlüssel zur Kostenreduktion sind die Skalierung von Elektrolyseprojekten, eine effiziente Energiebeschaffung, eine stabile Lieferkette und langfristige Abnahmeverträge.

Regulatorik & Marktunsicherheiten

Der regulatorische Rahmen ist komplex: RED II/III, Herkunftsnachweise, grüne Wasserstoff-Kriterien, Zertifikate Handel. Welche Vorgaben bereiten die größten Herausforderungen für den Markthochlauf?

Moritz Schwencke: Die strengen und technisch komplexen EU-Vorgaben zur geografischen und zeitlichen Korrelation der Stromherkunft stellen eine erhebliche Herausforderung dar und treiben die Produktionskosten für grünen Wasserstoff in die Höhe. Fehlende Harmonisierung und langsame Anerkennungsprozesse von Zertifizierungssystemen erschweren zudem den grenzüberschreitenden Handel und bremsen Investitionen. Trotz der geplanten Vereinfachungen durch die neue Bundesregierung bleibt die Zertifizierung eine regulatorische Hürde, insbesondere auf nationaler Ebene.

Die Emissionsgrenze von 28,2 gCO₂/MJ in der RED II/III für erneuerbaren und CO₂-armen Wasserstoff erschwert die Projektumsetzung und bremst Importe, da Transporte – sei es per Schiff, Lkw oder Bahn – zusätzliche Emissionen verursachen. Eine mögliche Lösung könnte die temporäre Erhöhung der Grenze oder ein Stufenmodell sein. Die komplexen Anforderungen an die räumliche und zeitliche Korrelation sowie die Additionalität von Strom- und Wasserstofferzeugung werden durch Übergangs- und Ausnahmeregelungen jedoch teilweise gemildert.

Wie entscheidend ist eine europäische Lösung für den Wasserstoffhandel?

Moritz Schwencke: Das angekündigte europäische Zertifizierungssystem dürfte den Markthochlauf von grünem Wasserstoff erheblich erleichtern. Mit der Ende 2024 erfolgten Anerkennung von Zertifizierungssystemen wie ISCC, CertifHy und REDcert für erneuerbare Kraftstoffe nicht-biologischen Ursprungs (RFNBOs) erhalten Unternehmen mehr Flexibilität, da sie das für ihre Bedürfnisse passende System wählen können. Zudem wird das EU-CTS-System in Verbindung mit dem Zertifikatehandel für CO₂-Emissionen durch steigende CO₂-Preise die Kostendifferenz zwischen grünem und grauem Wasserstoff verringern, was den Markthochlauf von grünem Wasserstoff weiter beschleunigen sollte.

Wie sind Importe aus Drittstaaten zu integrieren?

Moritz Schwencke: Wir konzentrieren uns zunächst auf Wasserstoffprojekte in Deutschland sowie ein Methanol-Projekt in Schweden. Der nördliche EU-Raum stellt für uns die erste Wachstumsregion dar, da wir hier mit einem gut bekannten rechtlichen Rahmen, regulatorischem Rückenwind und Fördermöglichkeiten rechnen können. In den nächsten 1 bis 3 Jahren werden weitere Projekte in der erweiterten EU folgen, bevor wir uns später auch Märkten in Brasilien, Chile, Namibia und Australien zuwenden.

Für uns als Projektentwickler ist ein klar definiertes Zertifizierungssystem entscheidend, um Doppelzertifizierungen zu vermeiden und einheitliche Nachhaltigkeitsstandards für alle Unternehmen zu gewährleisten. Die COP28-Initiative, die 36 Nationen und 21 bilaterale Partnerländer umfasst, verdeutlicht die Notwendigkeit bi- und multilateraler Lösungen für den globalen Wasserstoffmarkt.

Marktdesign & Investitionssicherheit

Die Industrie steht in den Startlöchern – aber der Sprung bleibt aus. Welche Schritte müssen folgen?

Moritz Schwencke: Trotz politischer Unterstützung stockt der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft. Seit 2021 wächst die Lücke zwischen Ankündigungen und realisierten Projekten, und echte Marktakteure bleiben weiterhin rar. Der Engpass liegt weniger in der Technologie als in der Finanzierung: Ohne staatlich gesicherte Erlösmodelle bleibt die Investitionssicherheit gering – Abnahmeverträge allein reichen nicht aus, um das Finanzierungsrisiko zu decken. Im Gegensatz zu Wind- und Solarprojekten fehlt es bei Wasserstoffprojekten an einer staatlich garantierten Einspeisevergütung, was die Finanzierung erschwert. Ein Blick auf die Photovoltaik zeigt jedoch, wie anfängliche Förderung und Skalierung zu einer Kostenreduktion von über 90 % beim Sonnenstrom in Deutschland geführt haben.

Die Regulatorik muss bei Wasserstoff daher deutlich entschärft werden. Positiv zu vermerken ist die farbneutrale Förderung – auch für blauen Wasserstoff – im Koalitionsvertrag, die dem Markt Rückenwind verleiht und Herstellern wertvolle Praxiserfahrung ermöglicht. Der Koalitionsvertrag adressiert zentrale Hürden wie Deregulierung, farbneutrale Förderung, Zertifikatvergabe, Infrastrukturausbau und Förderprogramme – nun muss die Umsetzung schnell erfolgen.

Robert Schwarz: Für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sind der European Hydrogen Backbone (EHB) und eine leistungsfähige inländische Transportstruktur, einschließlich der „last mile“, entscheidend. Die geringe Verfügbarkeit dieser Infrastruktur erschwert die Planbarkeit für Unternehmen und verzögert Investitionen. Treiber bleiben vor allem die politischen Zielvorgaben, die Schaffung von Investitionssicherheiten sowie technologische Innovationen.

¹  vgl. Whitepaper: Auf dem Weg zum Leitmarkt für Wasserstofftechnologien

²  vgl. DVGW e.V.: Der Import von Wasserstoff