Deutschland ist zugleich größter Nachfragemarkt, führender Baustandort und stark auf Importe angewiesen. Das und mehr steht im Clean Hydrogen Report 2026 von Hydrogen Europe.

 

Deutschland steht beim Hochlauf erneuerbaren Wasserstoffs in Europa an der Spitze – sowohl bei der erwarteten Nachfrage als auch bei den Projekten im Bau. Nach dem jährlichen Clean Hydrogen Report des Dachverbandes Hydrogen Europe besteht hierzulande jedoch weiter eine erhebliche Lücke zwischen dem politisch ausgelösten Bedarf und den bislang gesicherten Produktionskapazitäten.

Für 2030 rechnet der Dachverband in Deutschland mit einer durch EU- und nationale Vorgaben ausgelösten Nachfrage nach RFNBO-Wasserstoff (erneuerbaren, aber nicht biologischen Ursprungs) von 700.000 Tonnen pro Jahr. Damit ist Deutschland der größte einzelne Markt in der EU – fast doppelt so groß wie die Niederlande mit 400.000 Tonnen. Die Schätzung beruht auf den europäischen Vorgaben der EU-Erneuerbaren-Richtlinie (RED III) und der ReFuelEU-Verordnung sowie auf den nationalen Umsetzungs- und Entwurfsregelungen.

Für die Industrie sieht die RED III vor, dass 2030 mindestens 42 Prozent des eingesetzten Wasserstoffs aus der RFNBO-Kategorie stammen sollen. Die Verpflichtung richtet sich zunächst an die Mitgliedstaaten, nicht automatisch an einzelne Unternehmen.

Bautätigkeit: Deutschland vor Schweden

Mit 1.300 MW Elektrolyseleistung im Bau ist Deutschland europaweit führend, gefolgt von Schweden mit 800 MW. Zusammen entfallen damit mehr als die Hälfte der europäischen Bauprojekte auf beide Länder. Insgesamt befinden sich in Europa 3.700 MW im Bau; 677 MW sind in Betrieb.

Zu den deutschen Großprojekten zählen nach der Erhebung unter anderem das GET-H2-Nukleus-Projekt in Lingen mit 300 MW, der Hamburg Green Hydrogen Hub mit 100 MW sowie das Stahlprojekt Salzgitter Salcos mit 100 MW. Während in Europa Raffinerien und die Stahlindustrie die im Bau befindlichen Elektrolysekapazitäten dominieren (54 Prozent und 31 Prozent), ist Deutschland vor allem wegen seiner großen chemischen und stahlbezogenen Industrie ein zentraler Abnehmermarkt.

Deutschland beim politischen Rahmen vergleichsweise weit

Hydrogen Europe bewertet die deutsche Umsetzung der RED III im Verkehrssektor positiv. Die nationalen Quoten reichen dem Verband zufolge bis 2040, sind ambitioniert genug, um auch den direkten Einsatz von RFNBO als Kraftstoff zu fördern und werden durch eine hohe Sanktion bei Nichterfüllung abgesichert. Negativ bewertet wird allerdings, dass die Schifffahrt aus der deutschen Regelung ausgenommen ist. 

Beim Industriesektor fällt das Urteil zurückhaltender aus: Trotz der Größe des deutschen Marktes fehle bislang ein vollständig belastbarer Plan, um das 42-Prozent-Ziel für 2030 zu erreichen. Als positives Beispiel nennt der Bericht staatliche Beihilfen für die drei großen deutschen Primärstahlhersteller, die an einen schrittweise steigenden Einsatz von RFNBO gekoppelt sind.

Kapazitätslücke trotz Führungsposition

Für Deutschland errechnet Hydrogen Europe einen zusätzlichen Bedarf von 5.800 MW Elektrolyseleistung bis 2030. Dem stehen in der Projektpipeline 4.500 MW gegenüber. Deutschland liegt mit der Differenz hinter Polen und Belgien, aber deutlich vor Italien, das einen kleineren Abstand von 700 MW aufweist.

Spanien und Finnland haben nach der Analyse dagegen einen großen potenziellen Produktionsüberschuss. Das unterstreicht die Bedeutung grenzüberschreitender Wasserstofflieferungen: Deutschland wird nach Einschätzung des Verbandes auf Importe und europäische Pipelineverbindungen angewiesen sein, um seinen Bedarf wirtschaftlich zu decken.

Netzentgelte und Importabhängigkeit als Risiken

Ein weiterer Standortfaktor sind die Stromnetzentgelte. Deutschland gehört laut Bericht zu den Ländern mit hohen Netzentgelten; Elektrolyseure profitieren derzeit jedoch von einer besonderen Entgeltbefreiung. Die Bundesnetzagentur hatte im August 2026 vorgeschlagen, diese Befreiung von August 2029 an schrittweise zu beenden; für ausschließlich erneuerbaren oder niedrigkarbonigen Wasserstoff produzierende Anlagen wären dann Kapazitätsentgelte von 5 Cent pro Kilo Wasserstoff vorgesehen.

Zum Vergleich: In Frankreich liegen Netzentgelte und Abgaben für Elektrolyseure laut Bericht bei 15 Cent, in Polen können sie mehr als 5 Euro ausmachen. Netzentgelte machen bei einem typischen netzgebundenen Projekt in Europa laut Hydrogen Europe rund ein Viertel der Produktionskosten aus. Ob die nationalen Ziele erreichbar sind, hängt nach der Analyse weniger an der Zahl angekündigter Projekte als daran, ob ausreichend gesicherte Abnahmeverträge, Infrastruktur und planbare Rahmenbedingungen entstehen. (geo)