Europas Wasserstoffwirtschaft verliert an Schwung. Deutschland und seine Nachbarn bleiben vorn, doch viele Projekte stocken. Dies zeigt der aktuelle H2-Marktradar von Team Consult.

 

In ihren fortlaufenden Marktbeobachtungen zählt die Berliner Energieberatung Team Consult in Nordwesteuropa 128 Wasserstoffproduktionsanlagen. Deren Gesamtkapazität liegt bei 503 MW (Stand: Oktober 2025). Weitere 327 Projekte befinden sich laut H2-Marktradar im Planungsstadium (28.500 MW) oder sind bereits im Bau (867 MW).

Europa bleibt laut dem regelmäßig erscheinenden Überblick das Zentrum der H2-Entwicklung. Neben dem Ausbau der Elektrolyseure entsteht auch der Großteil der weltweiten Wasserstoffspeicher in Europa. So werden 86 Prozent aller global verfolgten Speicherprojekte auf europäischem Boden umgesetzt. Schwerpunkte liegen laut Team Consult in Deutschland, Österreich, Polen, Großbritannien und Frankreich. Auf Basis der bislang veröffentlichten Vorhaben könnten bis 2030 Wasserstoffspeicher mit einer Gesamtkapazität von bis zu 10 Milliarden kWh entstehen.

Als erstes, in Umsetzung befindliche Wasserstoffspeicherprojekt nennen die Berliner Marktbeobachter den Kavernenspeicher von RWE Gas Storage West in Gronau-Epe (Nordrhein-Westfalen). Er soll bis 2028 in Betrieb gehen. Salzkavernen gelten laut Team Consult als bevorzugte Speicherform, da sie technisch für großvolumige Speicher geeignet sind.

Zahl der Projektabsagen wächst

Doch während neue Vorhaben von Unternehmen angekündigt werden, wächst auch die Zahl der Projektabsagen. So wurden seit Oktober vergangenen Jahres 18 Elektrolyseprojekte in Nordwesteuropa eingestellt. Gründe sind laut Team Consult eine sinkende Risikobereitschaft großer Energie- und Mineralölkonzerne und fehlende Abnahmeverträge. Dazu kommen die strengeren regulatorischen Anforderungen, insbesondere durch die Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III. Als Beispiel für letzteres führt Team Consult etwa die stündliche Korrelation zwischen Stromerzeugung und Elektrolyse an.

Wie schwierig die Lage inzwischen ist, zeige etwa der Rückzug von BP aus dem niederländischen Projekt „H2-Fifty“ (250 MW). Das Unternehmen begründete den Schritt mit den ökonomischen Rahmenbedingungen. Auch kleinere Projekte scheitern zunehmend an Finanzierungsproblemen, unzureichender Förderung und bürokratischen Hürden.

Team Consult verweist auf eine Analyse des Hydrogen Council. Demnach sind bei 37 Prozent der weltweiten Projektabsagen Finanzierung und Bürokratie ausschlaggebend, bei 21 Prozent fehlende Regulierung und Marktmodelle.

Geografisch unterschiedliche Produktionskosten

Die Internationale Energieagentur (IEA) zeigt in ihrer aktuellen Analyse deutliche Unterschiede bei den erwarteten Produktionskosten für grünen Wasserstoff bis 2030. In Südeuropa sollen sie aufgrund hoher Sonneneinstrahlung und günstiger Kapitalkosten niedriger liegen als in Nordafrika, während China wegen geringerer Investitionskosten für Elektrolyseure einen Kostenvorteil hat.

Laut Team Consult, das sich auf den „IEA Hydrogen Review 2025“ beruft, verursache vor allem der teure Offshore-Windstrom die hohen Produktionskosten für grünen Wasserstoff. Hinzu kämen die Investitionen in die Elektrolyseure selbst. Diese würden außerhalb Chinas rund 1.600 US-Dollar (umgerechnet etwa 1.378 Euro) pro Kilowatt Elektrolyseurleistung kosten und die Gesamtkosten weiter erhöhen.
 


Die aktuelle Ausgabe des H2-Marktradars vom 21. Oktober  stellt Team Consult auf seiner Internetseite zum Download bereit.