Wasserstoff trägt seit zwei Jahrzehnten die Hoffnung auf eine saubere Schwerindustrie. Am 12. August 2026 bestätigte das Kieler Energiewendeministerium das Aus für HyScale 100 an der Raffinerie Heide, ausgelegt auf bis zu 2,1 Gigawatt Elektrolyse. Fast 900 Millionen Euro Bundes- und Landesmittel waren für das Vorhaben vorgesehen, gebaut wurde nie eine Anlage.
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Damit steht die deutsche Industrie vor einer unbequemen Rechnung. Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln zählt derzeit 181 Megawatt installierte Elektrolyseleistung im Land. Das Regierungsziel für 2030 lautet 10.000 Megawatt. Selbst bei vollständiger Umsetzung aller Ankündigungen kämen nach EWI-Rechnung nur rund 8.700 zusammen.
Das Wichtigste in Kürze
- 2,1 Gigawatt: So groß war HyScale 100 in Heide geplant, das größte deutsche Wasserstoffprojekt. Am 12. August 2026 erklärte das Land Schleswig-Holstein das Vorhaben für beendet.
- 181 Megawatt: So viel Elektrolyseleistung für Wasserstoff steht laut EWI heute in Deutschland. Weitere 1,3 Gigawatt sind im Bau oder finanziert, bis Ende 2027 könnten 1,5 Gigawatt laufen.
- Unter ein Prozent: So klein ist der Anteil emissionsarmer Herstellung an der Weltproduktion von knapp 100 Millionen Tonnen Wasserstoff pro Jahr, meldet die Internationale Energieagentur.
- 15,25 Euro: So viel kostet ein Kilogramm Wasserstoff an einer typischen deutschen Tankstelle. Das Netz schrumpfte binnen eines Jahres von rund 90 auf etwa 50 öffentliche Standorte.
Bluff oder Wissen? Der Wasserstoff-Check
1 Wie viel Strom kostet ein Kilogramm Wasserstoff aus dem Elektrolyseur? Aufklappen ↓
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2 Welche Erfindung machte Wasserstoff zum industriellen Massengut? Aufklappen ↓
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3 Wofür verbraucht die deutsche Industrie ihren Wasserstoff heute vor allem? Aufklappen ↓
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4 Was verbirgt sich hinter dem Begriff weißer Wasserstoff? Aufklappen ↓
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5 Wie viele öffentliche Wasserstofftankstellen bleiben in Deutschland übrig? Aufklappen ↓
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Was ist Wasserstoff und wie entsteht das Gas?
Wasserstoff ist das leichteste und häufigste Element des Universums und stellt rund drei Viertel der sichtbaren Materie. Die Atomkerne entstanden in den ersten Minuten nach dem Urknall, vor rund 13,8 Milliarden Jahren. Jüngere Materie gibt der Kosmos seither nicht mehr her, jedenfalls nicht in dieser Form. Jedes Wasserstoffatom in einer deutschen Raffinerie ist damit älter als die Erde selbst.
Auf der Erde sieht die Lage anders aus. Das Gas bindet sich chemisch so bereitwillig, dass freier Wasserstoff in der Atmosphäre nur in Spuren unterhalb eines Millionstels vorkommt. Der gesamte irdische Wasserstoffvorrat steckt in Wasser, in Erdgas, in Erdöl und in jedem organischen Molekül. Ein Förderrohstoff im klassischen Sinn liegt damit nicht vor. Wasserstoff verhält sich eher wie ein Energieträger, den jemand erst herstellen muss.
Deshalb kennt die Branche keine Lagerstätten, sondern Herstellungspfade. Die Farbenlehre sortiert sie. Grauer Wasserstoff stammt aus der Dampfreformierung von Erdgas und deckt heute den Weltbedarf. Blau meint denselben Pfad mit abgeschiedenem Kohlendioxid, türkis die Pyrolyse mit festem Kohlenstoff als Nebenprodukt. Grün bedeutet Elektrolyse mit Strom aus Wind und Sonne.
Die Physik gibt den Takt vor. Ein Kilogramm trägt 33,3 Kilowattstunden Heizwert, ein Elektrolyseur braucht dafür je nach Wirkungsgrad 50 bis 55 Kilowattstunden Strom. Der Unterschied verlässt die Anlage als Abwärme. Bei Normaldruck wiegt ein Kubikmeter Wasserstoff nur 90 Gramm, verflüssigt wird das Gas erst bei minus 253 Grad Celsius. Beide Werte machen den Transport zum eigentlichen Kostentreiber.
Eine Ausnahme von der Regel existiert dennoch. Natürlicher oder weißer Wasserstoff entsteht spontan in der Erdkruste, wenn Grundwasser auf eisenreiches Gestein trifft. Unter dem lothringischen Folschviller vermuten französische Forscher 46 Millionen Tonnen, Anfang 2026 bestätigte eine 3,5 Kilometer tiefe Bohrung mehrere gasführende Schichten. Im malischen Bourakébougou läuft seit 2012 die kommerzielle Förderung, das Dorf bezieht seinen Strom aus einem Generator am Bohrloch.
Die Kostenspanne zwischen den Pfaden bleibt beachtlich. Grauer Wasserstoff kostet in der Herstellung ein bis zwei Euro je Kilogramm, für grünen rechnet eine Fraunhofer-Analyse vom Sommer 2026 mit 3,80 bis 7,30 Euro. Netzanschluss, Transport und Speicherung heben den Bezugspreis auf 8,77 bis 15,16 Euro je Kilogramm und verdoppeln damit die reine Produktion. Kein anderer Industrierohstoff verteuert sich auf dem Weg vom Werk zum Kunden derart stark.
- Kein Bergbau: Freier Wasserstoff kommt auf der Erde praktisch nicht vor, jedes Kilogramm wird hergestellt.
- 50 bis 55 Kilowattstunden Strom je Kilogramm zieht die Elektrolyse, der Energieinhalt liegt bei 33,3.
- Weiße Ausnahme: Lothringen und Mali zeigen, dass die Erdkruste den Wasserstoff auch selbst liefert.
Wie kam der Wasserstoff aus dem Labor in die Weltwirtschaft?
Henry Cavendish beschrieb 1766 vor der Royal Society ein brennbares Gas, das bei der Reaktion von Metall mit Säure entsteht. Antoine Lavoisier gab dem Stoff 1783 seinen Namen: hydrogène, der Wasserbildner. Damit hatte die Chemie ihr erstes Element, das aus einem Verbrennungsprodukt hergeleitet wurde. Der Name Wasserstoff hielt sich im Deutschen als wörtliche Übersetzung.
Der Aufstieg begann in der Luft. Noch im Dezember 1783 stieg Jacques Charles mit einem gasgefüllten Ballon über Paris auf und legte 36 Kilometer zurück. Ein halbes Jahrhundert später baute William Grove 1839 seine mit Wasserstoff betriebene galvanische Gasbatterie, den Urahn jeder Brennstoffzelle. Beide Erfindungen blieben zunächst Kuriositäten für Salons und Labore. Ein Markt für Wasserstoff entstand daraus über hundert Jahre lang nicht.
Zum Massengut wurde das Gas erst durch die Landwirtschaft. Fritz Haber gelang 1909 die Synthese von Ammoniak aus Stickstoff und Wasserstoff, Carl Bosch übersetzte den Laborversuch in Hochdrucktechnik. Im September 1913 nahm die BASF ihr Werk in Oppau in Betrieb. Aus einem chemischen Kunststück wurde eine Industrie. Den nötigen Wasserstoff lieferte damals Wassergas aus Koks, nicht Erdgas.
Deutschland stand dabei im Zentrum. Die Reichsregierung finanzierte den Ausbau, weil Kunstdünger und Sprengstoff aus derselben Quelle flossen. Leuna folgte 1917 mit deutlich größerer Kapazität. Beide Standorte bestimmen die Chemiegeografie des Landes bis heute. Der Nobelpreis ging 1918 an Haber und 1931 an Bosch.
Parallel dazu entstand der Luftschiffbau. Die Zeppeline der Zwischenkriegszeit hoben mit Wasserstoff ab, weil Helium unter amerikanischer Exportkontrolle stand. Am 6. Mai 1937 verbrannte die LZ 129 Hindenburg bei der Landung in Lakehurst, 36 Menschen starben. Der Ruf des Gases hat sich von diesen Bildern nie ganz erholt.
Aus heutiger Sicht wirkt der Bogen fast ironisch. Ein Stoff, der den Hunger von Milliarden Menschen bekämpfen half, gilt in der öffentlichen Erinnerung vor allem als brennendes Luftschiff. Die eigentliche Karriere des Wasserstoffs spielte sich unsichtbar ab, in Reaktoren, Rohrleitungen und Katalysatorbetten der chemischen Industrie. Genau diese Unsichtbarkeit prägt die Debatte bis heute.
- 1766 und 1783: Cavendish isolierte den Wasserstoff, Lavoisier taufte den Wasserbildner.
- Oppau 1913: Die Ammoniaksynthese von Haber und Bosch schuf den ersten Massenmarkt.
- Lakehurst 1937: Ein Unglück mit 36 Toten prägt das öffentliche Bild bis heute.
Wie hat Wasserstoff die Weltkarte verändert?
Kein anderes Element hat einen Rohstoffkrieg so gründlich entwertet wie Wasserstoff. Zwischen 1879 und 1884 kämpften Chile, Peru und Bolivien um die Salpeterfelder der Atacama, Bolivien verlor dabei seinen Zugang zum Meer. Der Preis dieses Krieges war Stickstoffdünger. Genau den machte die Ammoniaksynthese binnen weniger Jahre aus Luft und Wasserstoff verfügbar.
Für das Deutsche Reich war die Rechnung militärisch. Die britische Seeblockade schnitt ab 1914 die Salpeterlieferungen aus Südamerika ab, ohne Nitrat versiegten Munitionsproduktion und Düngerbedarf gleichermaßen. Der Ausbau von Oppau und Leuna hielt beide Ströme aufrecht und verlängerte den Krieg um Jahre. Chiles Salpeterwirtschaft brach nach 1918 zusammen und riss ganze Städte in der Wüste mit sich. Ein einziges Verfahren mit Wasserstoff entwertete damit eine ganze Volkswirtschaft.
Das nächste Kapitel schrieb Norwegen. Norsk Hydro gewann im Kraftwerk Vemork bei Rjukan Wasserstoff durch Elektrolyse für die Ammoniakproduktion, als Nebenprodukt fiel schweres Wasser an. Nach der deutschen Besetzung wurde die Anlage zum Ziel alliierter Kommandounternehmen: Im Februar 1943 sprengte ein norwegisches Sabotageteam die Elektrolysezellen, im Februar 1944 versenkte ein Sprengsatz die Fähre mit dem verbliebenen Bestand. Ohne diese Sabotage hätte das deutsche Uranprojekt seinen Moderator behalten.
Militärisch endete die Geschichte 1952. Der amerikanische Test Ivy Mike zündete am 1. November eine Fusionsbombe auf Basis schweren Wasserstoffs und setzte damit die Zerstörungskraft frei, die den Kalten Krieg definierte. Die zivile Nutzung des Wasserstoffs blieb dagegen jahrzehntelang eine Angelegenheit von Raffinerien und Düngemittelwerken, unsichtbar und unpolitisch.
| Akteur | Rolle in der Wasserstoffkette | Politischer Hebel |
|---|---|---|
| China | größter Verbraucher mit rund 28 Millionen Tonnen und führender Anlagenbauer | Preisführerschaft bei alkalischen Elektrolyseuren, rund 173 Euro je Kilowatt |
| Vereinigte Staaten | zweitgrößter Verbraucher mit rund 13 Millionen Tonnen | Steuergutschriften für die heimische Produktion, Exportambitionen bei Flüssigerdgas |
| Europäische Union | Nachfrager mit Importbedarf, Regelsetzer für grüne Nachweise | RFNBO-Quote von 42 Prozent für die Industrie bis 2030, Innovationsfonds-Auktionen |
| Ägypten und Golfstaaten | künftige Exporteure von grünem Ammoniak | Zugriff auf Sonnenstandorte, Hafeninfrastruktur und staatliche Beteiligungen |
Heute verschiebt sich die Machtfrage vom Molekül zur Maschine. Chinesische Hersteller decken nach Branchenangaben mehr als die Hälfte des Weltmarkts für alkalische Elektrolyseure ab und verkaufen sie für umgerechnet rund 173 Euro je Kilowatt, etwa 80 Prozent unter europäischen Preisen für dieselbe Bauart. Europa hält technologisch bei Membran- und Hochtemperaturzellen für Wasserstoff dagegen, verliert aber jede Ausschreibung, in der allein der Investitionspreis zählt.
Die Importstrategie der Europäischen Union verlagert die Abhängigkeit unterdessen nach Süden. Über das Instrument H2Global ging der erste Zuschlag an Fertiglobe aus den Vereinigten Arabischen Emiraten, produziert wird in Ägypten, geliefert ab 2027. Ein Blick auf die Landkarte der alten Erdöllieferanten zeigt in Ägypten, Saudi-Arabien, Oman und Namibia dieselbe geografische Logik in neuen Farben. Ein Bruch mit der Vergangenheit sieht anders aus.
Die fossile Vorgeschichte wirkt dabei bis heute nach. Über 99 Prozent des weltweit erzeugten Wasserstoffs stammen aus Erdgas und Kohle, weshalb jede Störung im Gasmarkt unmittelbar auf die Chemieindustrie durchschlägt. Europas Gaspreiskrise verteuerte auf diesem Weg auch den Mineraldünger, ohne dass ein einziger Elektrolyseur beteiligt gewesen wäre. Der Wasserstoffpreis der Chemie hängt also weiterhin am Gaspreis.
Als politisches Druckmittel taugt das Molekül bislang wenig, als Standortfaktor umso mehr. Länder mit billigem Ökostrom und Hafenzugang ziehen jene Industrien an, die ihren Wasserstoff lieber am Erzeugungsort verarbeiten als ihn zu verschiffen. Die Verlagerung von Ammoniak- und Eisenvorstufen nach Nordafrika, Kanada und Australien folgt genau dieser Logik. Europa verliert dabei nicht nur Lieferwege, sondern Wertschöpfung.
Wasserstoffnachfrage 2023 nach Ländern
Drei Bruchstellen der Versorgung
Warum ist Wasserstoff für die Weltwirtschaft so wichtig?
Die Welt verbraucht knapp 100 Millionen Tonnen Wasserstoff im Jahr, und weniger als ein Prozent davon entsteht emissionsarm. Die Internationale Energieagentur zählte für 2023 rund 97 Millionen Tonnen Wasserstoff, für 2024 knapp 100. Fast alles stammt aus Erdgas und Kohle.
Die Nachfrage konzentriert sich stark. China allein steht für rund 28 Millionen Tonnen und damit für fast ein Drittel der Weltmenge, die Vereinigten Staaten folgen mit 13 Millionen Tonnen. Deutschland liegt nach Angaben des Bundesumweltministeriums bei rund 60 Terawattstunden Wasserstoff, umgerechnet etwa 1,8 Millionen Tonnen. Raffinerien nehmen davon etwa ein Drittel ab, die Ammoniaksynthese gut ein Viertel.
Anders als Erdöl oder Kupfer reist dieses Gut kaum. Wasserstoff entsteht überwiegend direkt am Werkstor und wandert über wenige Kilometer Rohrleitung in den Reaktor nebenan. Ein Weltmarktpreis existiert deshalb nicht, an keiner Börse notiert ein Kontrakt. Jede Menge wird bilateral zwischen zwei Werken ausgehandelt. Der Handel beginnt erst mit den geplanten Importketten. Wasserstoff ist damit der einzige Grundstoff dieser Größenordnung ohne eigenen Weltmarkt.
Genau deshalb baut Deutschland ein Netz, bevor der Markt existiert. Die Bundesnetzagentur genehmigte im Oktober 2024 ein Wasserstoff-Kernnetz von 9.040 Kilometern Länge mit erwarteten Investitionskosten von 18,9 Milliarden Euro. Rund 60 Prozent der Strecke entstehen durch Umstellung vorhandener Erdgasleitungen, der Vollausbau soll bis 2032 stehen. Im laufenden Jahr kommen allerdings nur 142 Kilometer hinzu, davon zwei Kilometer Neubau.
Wo kein Marktpreis existiert, dient eine Auktion als Ersatzmaßstab. Über die Plattform H2Global erhielt Fertiglobe den Zuschlag für grünes Ammoniak aus Ägypten zu einem Produktionspreis von 811 Euro je Tonne, der Vertragspreis inklusive Lieferung nach Europa liegt bei 1.000 Euro. Daraus errechnet sich ein Wasserstoffpreis von weniger als 4,50 Euro je Kilogramm, ein Wert, den in Deutschland kein Elektrolyseur derzeit erreicht.
Die Verwundbarkeit zeigt sich, sobald eine Anlage stillsteht. Ohne Wasserstoff läuft keine Entschwefelung im Raffineriebetrieb, ohne Entschwefelung verlässt kein zulassungsfähiger Diesel das Werk. Ohne Ammoniak wiederum steht die halbe europäische Düngerproduktion. Der Effekt erreicht die Landwirtschaft binnen einer Saison. Ein Wasserstoffausfall wirkt deshalb schneller als jede Energiekrise.
- 97 Millionen Tonnen Weltnachfrage 2023, davon rund 28 in China und 13 in den USA.
- Kein Börsenpreis: Wasserstoff entsteht am Werkstor und wird bilateral gehandelt.
- 9.040 Kilometer Kernnetz für 18,9 Milliarden Euro, 2026 wachsen davon 142 Kilometer.
In welchen Produkten steckt Wasserstoff und was fällt ohne das Gas weg?
Der größte Wasserstoffkonsument im Alltag steht auf dem Frühstückstisch, nicht in der Garage. Über Ammoniak und Kunstdünger hängt ein erheblicher Teil der weltweiten Nahrungsmittelproduktion am Wasserstoff. Der Umweltwissenschaftler Vaclav Smil schätzt, dass synthetischer Stickstoffdünger die Ernährung etwa der Hälfte der Menschheit trägt. Ohne Wasserstoff bliebe dieser Dünger unerreichbar.
Die zweite große Menge verschwindet in der Raffinerie. Hydrotreating spaltet Schwefel aus Diesel und Benzin, damit die Kraftstoffe die europäischen Grenzwerte einhalten. Schwere Rohölsorten brauchen dabei mehr Wasserstoff als leichte, weshalb der Verbrauch mit sinkender Rohölqualität steigt. Ein Liter Dieselkraftstoff trägt insofern immer ein wenig Wasserstoff in sich, ohne dass an der Zapfsäule je davon die Rede wäre.
Danach wird die Liste unübersichtlich und überraschend. Methanol aus Wasserstoff und Kohlendioxid steht am Anfang vieler Kunststoffe, Klebstoffe und Lacke. Die Fetthärtung macht aus flüssigem Pflanzenöl streichfähige Margarine, die Halbleiterfertigung nutzt hochreinen Wasserstoff als Trägermedium. Sogar die Floatglaswanne arbeitet unter einer Schutzatmosphäre aus Stickstoff und Wasserstoff.
| Anwendung | Anteil und Größenordnung | Ersatz bei Lieferausfall |
|---|---|---|
| Raffinerien, Entschwefelung | rund ein Drittel des deutschen Verbrauchs | kein gleichwertiger Ersatz, Kraftstoff verfehlt die Grenzwerte |
| Ammoniak und Stickstoffdünger | gut ein Viertel des deutschen Verbrauchs | kein gleichwertiger Ersatz, das Element steckt im Produkt |
| Methanol und Chemiegrundstoffe | Vorstufe für Kunststoffe, Lacke, Klebstoffe | kein gleichwertiger Ersatz in der bestehenden Anlagentechnik |
| Direktreduktion von Eisenerz | Duisburger Anlage mit 2,5 Millionen Tonnen Jahreskapazität | Erdgas als Übergangslösung, Klimabilanz verschlechtert sich |
| Brennstoffzellen im Verkehr | Nischenmenge, rund 50 öffentliche Wasserstofftankstellen | Batterieantrieb, im Fernverkehr technisch umstritten |
Interessant wird die Sache bei der Frage nach dem Ersatz. Beim Eisen und Stahl lässt sich eine Direktreduktionsanlage zunächst mit Erdgas betreiben, thyssenkrupp Steel plant genau das für den Anlauf in Duisburg zum Jahresende 2026. Das Produkt bleibt dasselbe, nur die Klimabilanz ändert sich.
Bei Dünger und Entschwefelung fehlt dieser Ausweg. Der Wasserstoff sitzt dort im Molekül selbst, nicht in der Prozesswärme. Kein anderes Element übernimmt seine Rolle. Ein Lieferstopp träfe die Landwirtschaft und die Kraftstoffversorgung gleichzeitig, und zwar unabhängig davon, ob das Gas grau oder grün hergestellt wurde.
Die Mengen dahinter lassen sich sauber ausrechnen. Ammoniak trägt knapp 18 Prozent seines Gewichts als Wasserstoff, eine Tonne Mineraldüngervorstufe bindet damit rund 180 Kilogramm des Gases. Ein mittelgroßes Ammoniakwerk verbraucht auf diese Weise mehr Wasserstoff als sämtliche Brennstoffzellenfahrzeuge Deutschlands in einem Jahrzehnt. Die Größenordnungen liegen um Zehnerpotenzen auseinander.
Für Verbraucher bleibt der Zusammenhang unsichtbar. Genau darin liegt das Problem der öffentlichen Debatte. Diskutiert wird der Wasserstoff im Auto, entschieden wird er in Reaktoren, die niemand je betritt. Ein Lieferausfall würde deshalb zuerst dort auffallen, wo ihn kaum jemand vermutet: im Preis für Brot, Dünger und Dieselkraftstoff.
Wie setzt sich der Preis eines Kilogramms Wasserstoff an der Tankstelle zusammen?
Ein Kilogramm kostet an einer typischen deutschen Zapfsäule 15,25 Euro, und der Rohstoff selbst macht davon rund ein Drittel aus. Ein Brennstoffzellen-Pkw kommt mit knapp einem Kilogramm etwa hundert Kilometer weit. Die Fahrt kostet damit ungefähr so viel wie mit einem durstigen Benziner. Für einen Antrieb, der als Zukunftstechnologie beworben wird, ist das eine magere Bilanz.
Der Weg vom Elektrolyseur zur Zapfpistole erklärt den Aufschlag. Verdichtung und Vorkühlung auf 700 bar verbrauchen allein 8 bis 10 Kilowattstunden Strom je Kilogramm, hinzu kommt der Trailertransport vom Erzeuger zur Station. Beide Schritte fallen unabhängig davon an, wie günstig der Wasserstoff produziert wurde.
Den größten Einzelposten verursacht die Station selbst. Eine öffentliche Anlage mit einer einzigen Zapfsäule kostet über eine Million Euro. Diese Investition verteilt sich auf eine sehr überschaubare Zahl von Betankungen. Je leerer der Vorplatz, desto höher der Anteil der Fixkosten je Kilogramm Wasserstoff, ein Mechanismus, den jeder Rückbau weiter verschärft. Genau hier dreht sich die Spirale aus wenigen Fahrzeugen und wenigen Stationen.
Bündelung dreht die Rechnung um. Seit dem 1. Januar 2026 tanken Kunden des Mietanbieters hylane an ausgewählten Standorten von H2 Mobility in Düsseldorf und im Rhein-Neckar-Raum für rund acht Euro netto je Kilogramm. Möglich wird der Preis durch vertraglich zugesicherte Abnahmemengen, leistungsfähige Stationen und den Handel mit der Treibhausgasminderungsquote.
Auch der Wechselkurs mischt mit. Elektrolyseure, Kompressoren und Speicher werden international in US-Dollar kalkuliert. Ein schwacher Dollar verbilligt jede importierte Anlage. Beim EZB-Referenzkurs vom 18. August 2026 von 1,1576 Dollar je Euro kostet ein chinesischer Alkali-Elektrolyseur für 200 Dollar je Kilowatt umgerechnet rund 173 Euro, ein europäisches Gerät derselben Bauart ein Vielfaches.
Der Vergleich mit dem fossilen Pfad bleibt trotzdem ernüchternd. Grauer Wasserstoff aus der Dampfreformierung kostet in der Herstellung ein bis zwei Euro je Kilogramm, grüner nach Fraunhofer-Rechnung 3,80 bis 7,30 Euro. Solange kein Kohlendioxidpreis diese Lücke schließt, entscheidet sich jeder Einkäufer im Zweifel für den billigen Pfad. Kein Beschaffungsleiter zahlt freiwillig das Dreifache für dasselbe Molekül Wasserstoff.
Wer verdient an Wasserstoff und wer zahlt drauf?
Am zuverlässigsten verdient bislang, wer Anlagen und Rohre baut, nicht wer das Gas herstellt oder kauft. Chinesische Hersteller von Wasserstoff-Elektrolyseuren gewinnen die Preiskämpfe, europäische Netzbetreiber bekommen ihre Investition über ein staatlich abgesichertes Amortisationskonto zurück. Die eigentliche Wasserstoffwirtschaft bleibt derweil klein, gemessen an den 181 Megawatt Elektrolyse im Land.
Auf der Verliererseite stehen zunächst die Regionen. Heide in Dithmarschen hatte sich auf ein Industriecluster eingerichtet, mit Flächen, Personalplanung und kommunalen Vorleistungen. Nach dem Aus von HyScale 100 bleibt eine Erwartung ohne Anlage. Ähnliche Geschichten kennt inzwischen auch das Saarland, wo sämtliche Wasserstoff-Großprojekte auf Eis liegen.
Der zweite Verlierer sitzt am Steuer. Speditionen und Flottenbetreiber, die auf Wasserstoff-Lkw gesetzt haben, verlieren mit jeder geschlossenen Station ein Stück Reichweite. Zwischen Ende 2024 und Ende 2025 meldeten die Betreiber 42 Schließungen, das öffentliche Netz schrumpfte von rund 90 auf etwa 50 Standorte. Eine Investitionsentscheidung von 2022 sieht heute anders aus als geplant.
Ökonomisch erinnert die Lage an ein bekanntes Muster in umgekehrter Richtung. Der klassische Ressourcenfluch beschreibt Länder, deren Rohstoffreichtum Industrie und Institutionen verdrängt. Hier verdrängt nicht der Reichtum, sondern die Fördermittel: Kapital, Personal und politische Aufmerksamkeit wandern in eine Technologie, deren Absatzmarkt noch verhandelt wird. Chiles Salpeterstädte erzählen die härteste Variante dieser Geschichte.
Norwegen zeigt die Gegenprobe. Norsk Hydro baute seine Elektrolyse vor über hundert Jahren dort, wo der Strom aus Wasserkraft ohnehin billig und die Abnahme durch die eigene Düngerproduktion gesichert war. Beide Bedingungen fehlen in Norddeutschland bislang. Genau daran scheitern die Wasserstoffprojekte reihenweise. Ein Vorbild liegt also seit einem Jahrhundert vor der Haustür.
| Gruppe | Position | Konkreter Betrag oder Effekt |
|---|---|---|
| Chinesische Anlagenbauer | Gewinner | über 50 Prozent Weltmarktanteil bei alkalischen Elektrolyseuren, rund 173 Euro je Kilowatt |
| Fernleitungsnetzbetreiber | Gewinner | 18,9 Milliarden Euro Investition für 9.040 Kilometer, abgesichert über ein staatliches Amortisationskonto |
| Exporteure am Golf und in Nordafrika | Gewinner | 1.000 Euro je Tonne grünes Ammoniak inklusive Lieferung, Laufzeit 2027 bis 2033 |
| Steuerzahler | Verlierer | rund 2,9 Milliarden Euro im Bundeshaushalt 2026, überwiegend für bestehende Förderzusagen |
| Flottenbetreiber mit Wasserstoff-Lkw | Verlierer | 42 Stationsschließungen binnen eines Jahres, Netz von rund 90 auf etwa 50 Standorte |
Eine dritte Gruppe verdient still und zuverlässig. Planungsbüros, Gutachter und Projektentwickler rechnen Machbarkeitsstudien ab, unabhängig davon, ob am Ende ein Elektrolyseur entsteht. Bei HyScale 100 wurden nach Angaben des Kieler Ministeriums 2024 und 2025 keine geförderten Maßnahmen mehr durchgeführt, die Vorarbeiten davor liefen jedoch bezahlt weiter.
Der Vergleich mit dem Petrostaat trägt dabei nur halb. Ein Ölstaat verdient real und verlernt darüber die Industriepolitik, Deutschland dagegen verdient an seinem Wasserstoff bislang nichts und betreibt trotzdem Industriepolitik für ihn. Die Gemeinsamkeit liegt in der Verzerrung: Ein einzelner Erwartungswert bindet Kapital, Personal und politische Aufmerksamkeit.
Deutschland hat den Rohrleitungsbau finanziert, bevor irgendjemand verbindlich zugesagt hat, das Gas auch abzunehmen. Diese Reihenfolge ist der eigentliche Konstruktionsfehler der deutschen Wasserstoffpolitik.
— Markus Seyfferth, Chefredakteur Dr. Web
- Anlagenbau schlägt Gasverkauf: Der sichere Ertrag steckt in Elektrolyseuren und Rohrleitungen.
- 42 Schließungen in zwölf Monaten treffen genau die Flotten, die früh eingestiegen sind.
- Norsk Hydro zeigt seit hundert Jahren, dass billiger Strom und gesicherte Abnahme zusammengehören.
Wie mächtig ist die Wasserstoff-Lobby?
Die Wasserstofflobby braucht keine Hinterzimmer, weil ihre Ziele längst als Staatsziele formuliert sind. Der Nationale Wasserstoffrat berät die Bundesregierung offiziell, Verbände wie der Deutsche Wasserstoff-Verband und die Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber liefern die Zahlenbasis. Die Nationale Wasserstoffstrategie von 2023 übernahm den Zielwert von zehn Gigawatt. Kritik an dieser Zahl kam damals kaum aus der Branche selbst.
Die Summen sind öffentlich und beachtlich. Allein für die dritte IPCEI-Welle Hy2Infra genehmigte die Europäische Kommission im Februar 2024 eine deutsche Förderung von 4,6 Milliarden Euro für 23 Projekte, kofinanziert zu 30 Prozent durch die Länder. Über alle Wellen hinweg sollen mehr als acht Milliarden Euro an Bundes- und Landesmitteln fließen und Investitionen von rund 33 Milliarden Euro auslösen.
Im laufenden Haushalt schlägt das mit rund 2,9 Milliarden Euro zu Buche, weitere 3,5 Milliarden stehen in der mittelfristigen Finanzplanung. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft mahnt gleichwohl eine stärkere Priorisierung neuer Vorhaben an, weil die vorhandenen Mittel überwiegend alte Zusagen bedienen. Neue Projekte finden damit kaum noch Platz im Etat.
Die stärkste Absicherung liegt beim Netz. Die Investition von 18,9 Milliarden Euro in das Kernnetz wird über ein Amortisationskonto mit staatlicher Absicherung getragen, damit die Netzbetreiber nicht auf den Anfangsjahren ohne Kundschaft sitzen bleiben. Diese Konstruktion nimmt privaten Investoren fast das gesamte Mengenrisiko ab. Ein vergleichbares Instrument gibt der Bund keinem einzigen Wasserstoffabnehmer an die Hand.
Sprachlich arbeitet die Branche mit drei Begriffen. Wasserstoff gilt als Schlüsseltechnologie, als Brückentechnologie und als unverzichtbarer Baustein der Klimaneutralität, je nach Adressat. Fachliche Gegenstimmen aus der Fraunhofer-Forschung ordnen dagegen sehr genau, in welchen Anwendungen der Wasserstoff sinnvoll ist und in welchen Wärmepumpe oder Batterie überlegen bleiben.
Fair bleibt der Hinweis, dass ohne Vorleistung nie ein Markt entsteht. Wasserstoffnetze, Speicher und Elektrolyseure lassen sich schlecht in der Reihenfolge bauen, in der ein Lehrbuch das vorschlagen würde. Die Frage lautet also nicht, ob der Staat vorlegt, sondern wie lange er das ohne verbindliche Abnahmezusagen für Wasserstoff tut.
- 4,6 Milliarden Euro für 23 IPCEI-Projekte, insgesamt über acht Milliarden aus Bund und Ländern.
- 2,9 Milliarden Euro im Bundeshaushalt 2026, überwiegend gebunden an alte Zusagen.
- Amortisationskonto: Der Staat trägt das Mengenrisiko des Kernnetzes in den Anlaufjahren.
Wie kommt die Industrie vom grauen Wasserstoff los?
Der Umstieg gelingt sektorweise unterschiedlich schnell, und die Chemie liegt vorn, während der Verkehr zurückfällt. Ammoniak- und Methanolanlagen brauchen ohnehin Wasserstoff als Molekül, für sie zählt allein die Herkunft. Ein Wechsel des Herstellungspfads verändert dort keine einzige Anlage hinter dem Reaktor. Die Chemie braucht also keinen neuen Prozess, sondern nur billigeren grünen Wasserstoff.
Am schwierigsten wird der Stahl. Die Duisburger Direktreduktionsanlage mit 2,5 Millionen Tonnen Jahreskapazität soll Ende 2026 anlaufen, zunächst allerdings mit Erdgas, weil grüner Wasserstoff in ausreichender Menge fehlt. Erst Ende 2027 soll der erste Wasserstoff fließen, danach steigt der Anteil nach Verfügbarkeit. Der Konzern verhandelt derzeit die Förderbedingungen neu.
Im Gebäudebereich hat sich die Debatte weitgehend erledigt. Wärmepumpen liefern aus derselben Kilowattstunde Strom ein Vielfaches der Heizwärme, die ein Wasserstoffkessel erreicht. Dieser Wirkungsgradabstand lässt sich technisch nicht aufholen. Beim Pkw gilt Vergleichbares gegenüber der Batterie, im schweren Fernverkehr bleibt die Frage offen.
Für den Nachschub zählt vor allem der Strom. Ein Elektrolyseur mit 50 bis 55 Kilowattstunden Bedarf je Kilogramm rechnet sich nur an Standorten mit dauerhaft günstigem Angebot, also dort, wo Windkraft und Photovoltaik zusammen viele Volllaststunden liefern. Norddeutschland erfüllt die erste Bedingung, an den Netzentgelten scheitert bislang die zweite.
Der Zeitplan spricht eine klare Sprache. Heute stehen 181 Megawatt, weitere 1,3 Gigawatt sind im Bau oder finanziert, bis Ende 2027 könnten 1,5 Gigawatt laufen. Selbst bei Umsetzung aller Ankündigungen erreicht Deutschland nach EWI-Rechnung rund 8,7 Gigawatt im Jahr 2030 und verfehlt damit das Regierungsziel.
Übersehen wird dabei gern die billigste Maßnahme. In Raffinerien und Chemieparks fällt wasserstoffhaltiges Restgas an, das sich mit Membran- oder Druckwechseladsorption zurückgewinnen lässt. Jede so gesparte Tonne Wasserstoff kostet weniger als jede neu erzeugte. Dieser Hebel steht ohne neue Netze zur Verfügung. In der Förderdebatte kommt der Punkt praktisch nicht vor.
- Chemie zuerst: Ammoniak und Methanol brauchen den Wasserstoff ohnehin, nur die Herkunft ändert sich.
- Stahl später: Duisburg startet Ende 2026 mit Erdgas, der erste Wasserstoff kommt Ende 2027.
- 8,7 statt 10 Gigawatt: Selbst alle Ankündigungen zusammen verfehlen das Ziel für 2030.
Was bedeutet das Aus von HyScale 100 für Deutschland?
Das Scheitern des größten deutschen Elektrolysevorhabens kostet unmittelbar kein Geld, entwertet aber sechs Jahre Planung und eine regionale Industriestrategie. Am 12. August 2026 bestätigte das Kieler Energiewendeministerium das Aus für HyScale 100 an der Raffinerie Heide. Die Raffinerie nannte fehlende Planungssicherheit als Grund. Damit endet das Vorhaben, das Norddeutschland zum Wasserstoffzentrum machen sollte.
Der finanzielle Befund fällt zwiespältig aus. Rund 900 Millionen Euro aus Bundes- und Landesmitteln waren für den Wasserstoffstandort vorgesehen oder eingeplant, ein Ministeriumssprecher betont jedoch, durch die Nichtumsetzung sei kein Geld verloren gegangen. Verloren ging trotzdem etwas: die Zeit, in der Heide auf ein Cluster mit bis zu 2,1 Gigawatt Elektrolyse hin geplant hat, samt Flächen und Fachkräfteakquise.
Für Verbraucher bleibt der Effekt indirekt, aber spürbar. Fahrer eines Brennstoffzellenwagens zahlen an einer typischen Station 15,25 Euro je Kilogramm und finden dafür ein Netz von noch rund 50 öffentlichen Standorten vor. Vor einem Jahr waren rund 90 Zapfpunkte in Betrieb.
Unternehmen trifft eine andere Uhr. Die europäische Erneuerbaren-Richtlinie verlangt bis 2030 einen RFNBO-Anteil von 42 Prozent am industriellen Wasserstoffverbrauch, für Deutschland entspricht das etwa sieben Terawattstunden grünem Gas. Das Kernnetz wächst im laufenden Jahr um 142 Kilometer, wovon zwei Kilometer Neubau sind.
| Szenario bis Ende 2027 | Annahme | Folge für Einkauf und Investition |
|---|---|---|
| Optimistisch | RED-III-Quote wird national verbindlich, mehrere Projekte erreichen die Investitionsentscheidung | 1,5 Gigawatt am Netz, erste Wasserstoff-Lieferverträge unter zehn Euro je Kilogramm |
| Realistisch | Förderzusagen laufen weiter, Nachfrage bleibt hinter der Planung | Kernnetz wächst langsam, Industrie deckt den Bedarf über Importe und grauen Wasserstoff |
| Pessimistisch | weitere Großprojekte scheitern, Haushaltsmittel werden umgewidmet | Elektrolyse bleibt unter einem Gigawatt, das Wasserstoff-Tankstellennetz schrumpft weiter |
Politisch steht die Bundesregierung damit vor einer Korrektur. Die Nationale Wasserstoffstrategie hält am Zehn-Gigawatt-Ziel für 2030 fest, das EWI hält 8,7 Gigawatt selbst im günstigsten Fall für die Obergrenze. Mehr als 20 Projekte mit Inbetriebnahme 2026 haben zum großen Teil noch keine Finanzierungszusage. Vierzehn davon summieren sich auf über ein Gigawatt.
Bemerkenswert bleibt dabei die Reihenfolge der Absagen. Erst verschwand 2023 das kleine Reallabor Westküste 100 mit 30 Megawatt, dann 2026 der große Nachfolger mit bis zu 2,1 Gigawatt. Beide Male lautete die Begründung sinngemäß gleich. Wo dieselbe Ursache zweimal zum selben Ergebnis führt, liegt kein Pech mehr vor, sondern ein Strukturproblem.
Praktisch lohnen drei Schritte. Industrielle Einkäufer sollten Lieferverträge an Abnahmeflexibilität statt an Zielmengen knüpfen, Flottenbetreiber sollten die Standortliste ihres Anbieters vertraglich absichern. Kommunen mit Wasserstoffplänen brauchen einen Zeitpunkt, ab dem sie ohne verbindliche Abnahme umsteuern. Ein Wasserstoffcluster ohne Abnehmer bleibt ein Bebauungsplan.
- 12. August 2026: Schleswig-Holstein erklärt HyScale 100 mit bis zu 2,1 Gigawatt für beendet.
- 42 Prozent RFNBO-Quote bis 2030 verlangt rund sieben Terawattstunden grünen Wasserstoff für Deutschland.
- Abnahme vor Ausbau: Verträge sollten an Flexibilität hängen, nicht an politischen Zielmengen.
Glossar: 17 wichtige Fachbegriffe rund um Wasserstoff
Alkalische Elektrolyse
Älteste großtechnische Bauart des Wasserstoff-Elektrolyseurs, die mit einer Kalilauge als Elektrolyt arbeitet. Die Technik gilt als robust und günstig, reagiert allerdings träge auf schwankenden Strom. Chinesische Hersteller dominieren dieses Segment.
Ammoniak
Verbindung aus Stickstoff und Wasserstoff, Grundstoff für Mineraldünger und zugleich möglicher Transportträger für importiertes Gas. Rund ein Viertel des deutschen Wasserstoffs fließt in die Ammoniaksynthese.
Amortisationskonto
Finanzierungsinstrument für das Wasserstoff-Kernnetz, das Anfangsverluste der Netzbetreiber zwischenfinanziert und später über Netzentgelte ausgleicht. Der Bund sichert den Saldo ab und übernimmt damit das Mengenrisiko der Anlaufjahre.
Blauer Wasserstoff
Aus Erdgas gewonnenes Gas, bei dem das entstehende Kohlendioxid abgeschieden und eingelagert wird. Die Klimabilanz hängt an der Abscheiderate und an den Methanverlusten der Vorkette.
Brennstoffzelle
Wandler, der Wasserstoff und Sauerstoff direkt in Strom und Wasser umsetzt. William Grove beschrieb das Prinzip 1839, den Durchbruch brachte erst die Raumfahrt der 1960er-Jahre.
Dampfreformierung
Standardverfahren der Wasserstoffherstellung, bei dem Erdgas unter Hitze mit Wasserdampf reagiert. Der Prozess deckt heute den weltweiten Bedarf und setzt dabei erhebliche Mengen Kohlendioxid frei.
Direktreduktion
Verfahren, das Eisenerz ohne Hochofen mit Erdgas oder Wasserstoff zu Eisenschwamm reduziert. Die Duisburger Anlage von thyssenkrupp Steel soll 2,5 Millionen Tonnen im Jahr liefern.
Elektrolyseur
Anlage, die Wasser mit elektrischem Strom in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt. Der Bedarf liegt bei 50 bis 55 Kilowattstunden je Kilogramm, der Energieinhalt des Produkts bei 33,3 Kilowattstunden.
Grauer Wasserstoff
Aus fossilen Quellen ohne Kohlendioxidabscheidung hergestelltes Gas, meist per Dampfreformierung. Der Herstellungspreis liegt bei ein bis zwei Euro je Kilogramm und bildet damit die Messlatte für jeden grünen Wasserstoff.
Grüner Wasserstoff
Per Elektrolyse mit Strom aus erneuerbaren Quellen erzeugtes Gas. Die reinen Produktionskosten liegen nach Fraunhofer-Rechnung bei 3,80 bis 7,30 Euro je Kilogramm, mit Transport und Speicherung deutlich darüber.
H2Global
Deutsches Auktionsinstrument für Wasserstoffprodukte, das langfristige Lieferverträge im Ausland abschließt und die Mengen kurzfristig in Europa weiterverkauft. Die Differenz trägt der Bund. Der erste Zuschlag ging an Fertiglobe für Ammoniak aus Ägypten.
IPCEI
Kurzform für wichtige Vorhaben von gemeinsamem europäischem Interesse, ein beihilferechtlicher Rahmen der Europäischen Union. Für die Welle Hy2Infra genehmigte die Kommission deutsche Wasserstoff-Fördermittel von 4,6 Milliarden Euro.
Kernnetz
Das genehmigte deutsche Wasserstoff-Fernleitungsnetz mit 9.040 Kilometern Länge und 18,9 Milliarden Euro erwarteten Investitionskosten. Rund 60 Prozent der Strecke entstehen durch Umstellung bestehender Erdgasleitungen.
PEM-Elektrolyse
Bauart des Wasserstoff-Elektrolyseurs mit protonenleitender Polymermembran, die schnell auf schwankende Stromangebote reagiert und höhere Stromdichten erlaubt. Der Preis liegt über der alkalischen Variante, weil Iridium und Platin als Katalysator nötig sind.
RFNBO
Europäische Kategorie für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs, unter die grüner Wasserstoff und seine Folgeprodukte fallen. Die Erneuerbaren-Richtlinie verlangt bis 2030 einen Anteil von 42 Prozent am industriellen Verbrauch.
Türkiser Wasserstoff
Aus Methanpyrolyse gewonnener Wasserstoff, bei dem fester Kohlenstoff statt Kohlendioxid anfällt. Der Ansatz steckt technisch noch in der Erprobung, der feste Kohlenstoff lässt sich jedoch leichter lagern als ein Gas.
Weißer Wasserstoff
Natürlich in der Erdkruste entstandener Wasserstoff, der etwa aus der Reaktion von Wasser mit eisenreichem Gestein hervorgeht. Unter dem lothringischen Folschviller vermuten Forscher 46 Millionen Tonnen, in Mali läuft seit 2012 eine kommerzielle Förderung.
FAQ: Wasserstoff: Hoffnungsträger oder teure Illusion?
Warum ist grüner Wasserstoff so viel teurer als grauer?
Der Unterschied liegt im Energieeinsatz. Ein Elektrolyseur braucht 50 bis 55 Kilowattstunden Strom für ein Kilogramm mit 33,3 Kilowattstunden Heizwert, während die Dampfreformierung billiges Erdgas direkt umsetzt. Grauer Wasserstoff kostet in der Herstellung ein bis zwei Euro je Kilogramm, grüner nach Fraunhofer-Rechnung 3,80 bis 7,30 Euro. Netzanschluss, Transport und Speicherung heben den Bezugspreis auf 8,77 bis 15,16 Euro.
Was bedeuten die Farben beim Wasserstoff?
Die Farben beschreiben den Herstellungsweg, nicht den Wasserstoff selbst. Grau steht für Dampfreformierung aus Erdgas, blau für denselben Weg mit abgeschiedenem Kohlendioxid, türkis für Methanpyrolyse mit festem Kohlenstoff als Nebenprodukt. Grün meint Elektrolyse mit erneuerbarem Strom, weiß den natürlichen Wasserstoff aus der Erdkruste. Chemisch ist jedes dieser Moleküle identisch.
Wie viele Wasserstofftankstellen bleiben in Deutschland noch übrig?
Rund 50 öffentlich zugängliche Wasserstofftankstellen sind derzeit in Betrieb. Zwischen Ende 2024 und Ende 2025 meldeten die Betreiber 42 Schließungen, das Netz schrumpfte damit von etwa 90 Stationen. H2 Mobility nimmt vor allem ältere Pkw-Säulen mit 700 bar vom Markt, weil kleine Anlagen aus der Anfangszeit wirtschaftlich nicht mehr tragen.
Erreicht Deutschland das Ziel von zehn Gigawatt Elektrolyse bis 2030?
Nach der Analyse des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln vermutlich nicht. Installiert sind 181 Megawatt Wasserstoff-Elektrolyse, weitere 1,3 Gigawatt befinden sich im Bau oder sind finanziert, bis Ende 2027 könnten 1,5 Gigawatt laufen. Selbst bei Umsetzung sämtlicher angekündigter Projekte kämen bis 2030 rund 8,7 Gigawatt zusammen.
Wofür verwendet die deutsche Industrie ihren Wasserstoff heute?
Vor allem für Raffinerien und Ammoniak. Rund 60 Terawattstunden Wasserstoff verbraucht Deutschland pro Jahr, davon etwa ein Drittel für die Entschwefelung von Kraftstoffen und gut ein Viertel für die Ammoniaksynthese und damit für Mineraldünger. Stahl und Verkehr spielen mengenmäßig bisher kaum eine Rolle, sollen aber den künftigen Zuwachs tragen.
Kann natürlicher Wasserstoff die Elektrolyse ersetzen?
Bislang nicht, der Ansatz bleibt aber bemerkenswert. Unter Folschviller in Lothringen vermuten Forscher 46 Millionen Tonnen weißen Wasserstoff, eine 3,5 Kilometer tiefe Bohrung bestätigte Anfang 2026 mehrere gasführende Schichten. Im malischen Bourakebougou fördert ein Betreiber seit 2012 kommerziell und versorgt das Dorf mit Strom. Für einen industriellen Beitrag zur Wasserstoffversorgung fehlen Fördertechnik, Reservenachweise und Infrastruktur.
Quellen
TechZeitGeist | Kein Wasserstoffwerk trotz Millionenplanung: Was das Aus für HyScale 100 zeigt | https://www.techzeitgeist.de/hyscale100-wasserstoff-projekt-aus-planungssicherheit/ | besucht am 19.08.2026
Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln | Elektrolysehochlauf in Deutschland verläuft stockend | https://www.ewi.uni-koeln.de/en/news/ewi-analysis-electrolysis-ramp-up-in-germany-is-proceeding-slowly/ | besucht am 19.08.2026
pv magazine Deutschland | Deutschland wird Ziel von zehn Gigawatt Elektrolyseleistung bis 2030 wohl verfehlen | https://www.pv-magazine.de/2026/01/20/deutschland-wird-ziel-von-zehn-gigawatt-elektrolyseleistung-bis-2030-wohl-verfehlen/ | besucht am 19.08.2026
Internationale Energieagentur | Global Hydrogen Review 2025, Executive summary | https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2025/executive-summary | besucht am 19.08.2026
Internationale Energieagentur | Global Hydrogen Review 2024, Hydrogen demand | https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2024/hydrogen-demand | besucht am 19.08.2026
Bundesnetzagentur | Bundesnetzagentur genehmigt Wasserstoff-Kernnetz | https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2024/20241022_H2Kernnetz.html | besucht am 19.08.2026
Bundesministerium für Wirtschaft und Energie | Wichtiger Schritt für globalen Wasserstoffhochlauf, Importe über H2Global ab 2027 | https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2024/07/20240711-h2global.html | besucht am 19.08.2026
Bundesministerium für Wirtschaft und Energie | Offizieller Startschuss für die Umsetzung von 23 IPCEI-Wasserstoff-Projekten in Deutschland | https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2024/07/20240715-ipcei-wasserstoff-projekte.html | besucht am 19.08.2026
Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit | Wo wird Wasserstoff in Deutschland bereits eingesetzt? | https://www.bundesumweltministerium.de/faq/wo-wird-wasserstoff-in-deutschland-bereits-eingesetzt | besucht am 19.08.2026
Zentrum Wasserstoff.Bayern | Häufig gestellte Fragen zu Wasserstoff | https://h2.bayern/infothek/faqs/ | besucht am 19.08.2026
HZwei | Zahl der öffentlich zugänglichen Wasserstofftankstellen sinkt auf rund 50 | https://www.hzwei.info/mobilitaet/h2-infrastruktur-zahl-der-oeffentlich-zugaenglichen-wasserstofftankstellen-sinkt-auf | besucht am 19.08.2026
Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien | Wasserstoff-Lkw rücken näher an Kostenparität, hylane und H2 Mobility senken Preis auf 8 Euro je Kilogramm | https://www.iwr.de/news/wasserstoff-lkw-ruecken-naeher-an-kostenparitaet-hylane-und-h2-mobility-senken-preis-auf-8-euro-pro-kilogramm-news39424 | besucht am 19.08.2026
Blackout News | Grüner Wasserstoff: Fraunhofer sieht hohe Kosten für Kraftwerke | https://blackout-news.de/energie/gruener-wasserstoff-fraunhofer-sieht-hohe-kosten-fuer-kraftwerke/ | besucht am 19.08.2026
Euractiv | Europa und China im Wettlauf um die Elektrolyseur-Vormachtstellung | https://www.euractiv.de/section/energie-und-umwelt/news/europa-und-china-im-wettlauf-um-die-elektrolyseur-vormachtstellung/ | besucht am 19.08.2026
marketSTEEL | Thyssenkrupp könnte DRI-Anlage zunächst ohne Wasserstoff betreiben | https://www.marketsteel.de/news-details/thyssenkrupp-koennte-dri-anlage-zunaechst-ohne-wasserstoff-betreiben.html | besucht am 19.08.2026
Nationaler Wasserstoffrat | Umsetzung RED III in nationales Recht, RFNBO-Quote für die Industrie | https://www.wasserstoffrat.de/fileadmin/wasserstoffrat/media/Dokumente/2024/2024-03-01_NWR-Stellungnahme_Umsetzung_RED_III_Industriequote.pdf | besucht am 19.08.2026
chemie.de | Ein gigantisches Wasserstoffvorkommen im Nordosten Frankreichs? | https://www.chemie.de/news/1181236/ein-gigantisches-wasserstoffvorkommen-im-nordosten-frankreichs.html | besucht am 19.08.2026
Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft | Stärkere Priorisierung neuer Wasserstoffprojekte im Bundeshaushalt einplanen | https://www.bdew.de/presse/staerkere-priorisierung-neuer-wasserstoffprojekte-im-bundeshaushalt-einplanen/ | besucht am 19.08.2026
taz | Natürliche Wasserstoff-Vorkommen: Schlummernder Energieträger | https://taz.de/Natuerliche-Wasserstoff-Vorkommen/!5919208/ | besucht am 19.08.2026
Europäische Zentralbank | Euro foreign exchange reference rates, Kurs vom 18.08.2026 | https://www.ecb.europa.eu/stats/policy_and_exchange_rates/euro_reference_exchange_rates/html/index.en.html | besucht am 19.08.2026
