Wasserstoff-Hochlauf zwischen Anspruch und Wirklichkeit

Wasserstoff soll Emissionen in schwer zu elektrifizierenden Anwendungen senken – insbesondere in energieintensiven Industrien wie Chemie und Stahl – und zugleich als Flexibilitäts- und Speicheroption im Energiesystem dienen. Politisch ist der Wasserstoffhochlauf gesetzt, beispielsweise mit Plänen wie der Nationalen Wasserstoffstragie in Deutschland. Ausgehend von heute rund 55 TWh (überwiegend aus fossilen Quellen, sogenannter grauer oder blauer Wasserstoff) erwarten die Autor*innen der Studie bis 2030 eine kombinierte Wasserstoff- und Derivatnachfrage von 95 bis 130 TWh. Für 2045 nennen sie einen Bereich von 360 bis 500 TWh Wasserstoff, hinzu kommen etwa 200 TWh Derivate. Ein großer Teil dieser wachsenden Nachfrage soll über Importe gedeckt werden (2030: ca. 50–70%).

Kostenlücke, Regulierung, Infrastruktur-Taktung

In der Projektpraxis klafft jedoch eine Lücke zwischen Plänen und Umsetzung. Die vom BDEW in Auftrag gegebene Studie spricht von „Policy-Reality-Gap“. Die von Capgemini Invent durchgeführte Studie verweist nämlich auf eine verlangsamte Projektdynamik: Zwischen 2024 und Ende 2025 wurden mehrere Flaggschiffprojekte pausiert oder abgesagt – teils trotz Förderzusagen. Als zentrale Bremsen nennt die Studie regulatorische Unsicherheiten, marktwirtschaftliche Risiken und Infrastrukturverzug. Ein harter ökonomischer Kern ist die Kostenlücke: Fossilbasierte Herstellung bei rund 3,5 €/kg vs. elektrolytischer (RFNBO-konformer) Wasserstoff im besten Fall bei etwa 7 €/kg; zusätzliche RFNBO-Anforderungen könnten die Kosten bis 2030 um weitere 3–4 €/kg erhöhen.

Warum „Risikotreiber“ in der Praxis entscheidend sind

Die Studie unterscheidet Risiken (was schiefgehen kann) von Risikotreibern (warum es schiefgeht) und bewertet zudem, wie gut Marktakteure Treiber selbst handhaben können. Besonders kritisch: Die fehlende Nachfrage- und Zahlungsbereitschaft wird als ohne externe Unterstützung kaum lösbar eingeschätzt – und erhöht damit die Eintrittswahrscheinlichkeit mehrerer Top-Risiken. Die Studie listet insgesamt 11 Risiken und beschreibt sie anhand von Risikotreibern und Wirkungen.

• R1 Abnahmerisiko: fehlende langfristige, verbindliche Abnahmeverträge (typisch 15–20 Jahre) → Unterauslastung, Erlösunsicherheit, blockierte FIDs.
• R2 Finanzierungsrisiko: hohe Risikoaufschläge, harte Anforderungen der Kapitalgeber (u. a. Eigenkapitalquoten, fehlende Non-Recourse-Finanzierung, Abnahmeanforderungen) + heterogene Förderlogik → eingeschränkte Bankability, blockierte FIDs.
• R3 Ordnungspolitisches Risiko: unsichere/wechselnde Regeln, fehlender Bestandsschutz (Grandfathering), komplexe RFNBO-Anforderungen und Förderbedingungen → Investitionsentwertung, Marktzugang unsicher.
• R4 Marktpreisrisiko: strukturelle Lücke zwischen Bereitstellungskosten und Zahlungsbereitschaft, fehlende Referenzpreise/Absicherung → fragile Preisbildung, schwache Nachfrage, Refinanzierungsprobleme.
• R5 Produktionskostenrisiko: Strombeschaffung nach RFNBO-Kriterien (Zusätzlichkeit/Korrelation/Regionalität), Strompreisvolatilität, auslaufende Entlastungen (Netzentgelte), Technologie-/Betriebsrisiken der Elektrolyse → gefährdete Wirtschaftlichkeit.
• R6 Marktliquiditätsrisiko: keine liquiden Spot-/Terminmärkte, kaum Hedging, bilaterale Deals dominieren → Volatilität, geringe Planbarkeit.
• R7 Lieferkettenrisiko: Abhängigkeit von global konzentrierten Komponenten (Elektrolyseure/Stacks/Kompressoren etc.), geringe Redundanzen, unsichere Importrouten → Zeitplan-/Kosten- und Resilienzrisiken.
• R8 Infrastrukturrisiko: verzögerte Netze/Terminals/Speicher, unklare Netzentgelte (insb. Verteilnetz), regionale Nachteile → Stillstandskosten, Nachfrageverschiebung, FID-Verzögerungen.
• R9 Vertragsrisiko: fehlende Standardverträge/Standardprodukte, Laufzeit-Mismatch (Produzenten 15–20 Jahre vs. Abnehmer 3–5 Jahre), internationale Sourcing-Komplexität → hohe Transaktionskosten, langsame Clusterbildung.
• R10 Arbeitsmarktrisiko: Engpässe bei H₂-Kompetenzen in Planung/Bau/Betrieb; administrativer Aufwand bindet Personal → Verzögerungsfaktor
• R11 Technisches Produktrisiko: fehlende Großskalenerfahrung, Material-/Reinheits-/Prozessintegration (z. B. Versprödung, NOx-Themen, Qualitätsanforderungen) → Anlaufprobleme, Effizienzverluste, meist beherrschbar.

Die Studie hebt die ersten fünf dieser Risiken hervor, die für den Wasserstoffhochlauf entscheidender sind als der Stand der Technik. Sie wirken direkt auf Planung, Auslegung und die finale Investitionsentscheidung. Im Zentrum steht das Abnahmerisiko (R1). Solange langfristige Offtake-Verträge fehlen, bleiben Mengen und Laufzeiten unsicher. Das ist kein „weiches“ Marktthema. Es prägt die Auslegung. Betroffen sind Skalierung, Redundanzen und Speicher- bzw. Pufferkonzepte. Auch Lastprofile und Capex-/Opex-Annahmen hängen daran. Viele potenzielle Abnehmer zögern mit verbindlichen Zusagen. Sie warten auf Instrumente, die Preis- und Abnahmerisiken abfedern.

Eng damit verbunden ist das Finanzierungsrisiko (R2). Kapitalgeber stellen hohe Anforderungen. Risikoaufschläge steigen. Planbarkeit fehlt oft. Unklare oder zu kurze Abnahmeverträge verschärfen das Problem. So wird Fremdkapital schwerer verfügbar. FIDs rücken nach hinten, obwohl die Technik steht. „Bankability“ wird damit zur technischen Nebenbedingung. Performance und Verfügbarkeit werden früh hinterfragt. Gleiches gilt für O&M-Konzepte, Garantien sowie Nachweis- und Dokumentationsregime.

Als potenziellen Showstopper beschreibt die Studie das ordnungspolitische Risiko (R3). Ein Kernpunkt ist fehlender Investitionsschutz („Grandfathering“). Dazu kommen komplexe RFNBO-Vorgaben. Gemeint sind etwa Zusätzlichkeit, zeitliche und räumliche Korrelation sowie Zertifikate. Förderseitige Fristen und Produktionspflichten erhöhen den Druck. Für Projektteams heißt das: Compliance muss von Anfang an mitgeplant werden. Messkonzepte, Daten- und IT-Strukturen sowie auditfähige Dokumentation gehören ins Grunddesign. Sonst drohen teure Redesigns. Besonders dann, wenn Regeln später nachgeschärft werden.

Ein weiteres Feld ist das Marktpreisrisiko (R4). Viele Abnehmer können Mehrkosten nicht einfach weitergeben. Gleichzeitig fehlen in der frühen Marktphase Standards. Es gibt zu wenig Referenzpreise. Absicherungsmöglichkeiten sind begrenzt. Das erhöht die OPEX-Unsicherheit. Es führt zu „Stop-and-go“ in der Projektentwicklung. Und es macht Investitionsrechnungen fragiler. Zusätzliche Kosten entstehen häufig an der Schnittstelle zur Infrastruktur. Die Studie nennt teure, individuelle Anschlüsse. Dazu zählen Verdichter- und Druckregelstationen. Hier beeinflussen sich Netz- und Anlagenbauentscheidungen direkt.

Schließlich ist da das Produktionskostenrisiko (R5). Die Studie sieht eine hohe Eintrittswahrscheinlichkeit. Mehrere Faktoren wirken gleichzeitig. Dazu zählen RFNBO-konformer Strombezug und auslaufende Netzentgeltentlastungen. Hinzu kommen Unsicherheiten bei Effizienz und Verfügbarkeit der Elektrolyseure. Für die Praxis ist klar: Wirtschaftlichkeit und Bankability stehen und fallen mit Strombeschaffung, Betriebsstrategie und realistischen Performance-Annahmen.

Handlungsempfehlungen

Die Studie leitet aus den identifizierten Risiken ein Maßnahmenpaket ab, das entlang der Wertschöpfungskette ansetzt. Im Upstream geht es vor allem um Planungssicherheit und Kostenentlastung. Ein zentraler Punkt ist konsequenter Investitionsschutz durch Grandfathering mit klaren Stichtagen. Das soll ausdrücklich auch Netzentgelte, Förderkonditionen und RFNBO-Kriterien umfassen. Zusätzlich wird eine befristete Verlängerung der Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure über 2029 hinaus empfohlen. Diese Verlängerung soll an Ausbauziele und Systemdienlichkeit gekoppelt werden. Parallel dazu plädiert die Studie für eine zügige nationale Umsetzung der RED III. Insgesamt wird ein technologieneutraler Ansatz betont. Dazu gehört auch, kohlenstoffarmen Wasserstoff in der Hochlaufphase als Brücke mitzudenken.

Im Midstream stehen Markt- und Infrastrukturaufbau im Vordergrund. Die Studie fordert standardisierte, handelbare Produkte und Vertragswerke. Das soll Transaktionskosten senken und Investitionsentscheidungen beschleunigen. Gleichzeitig müsse das Wasserstoffkernnetz schneller entstehen. Der Ausbau soll sich an industriellen Clustern sowie Importkorridoren orientieren. Speicher und Terminals werden dabei als notwendige Bausteine mitgedacht. Flankierend verweist die Studie auf eine konsequente Umsetzung des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes. Als Ergänzung in der Hochlaufphase werden staatliche Garantien und Bürgschaften genannt. Zudem werden Preisdifferenzmechanismen wie CfDs als Instrumente beschrieben, um Preis- und Erlösrisiken abzufedern.

Downstream zielt das Maßnahmenbündel auf Nachfrage und Zahlungsbereitschaft. Die Studie empfiehlt Leitmärkte für klimafreundliche Grundstoffe zu schaffen, darunter auch chemische Basisprodukte. Als Hebel nennt sie Quoten und öffentliche Beschaffung. Ergänzend sollen Übergangsinstrumente die Kostenlücke in der Anwendungsphase schließen. Dazu zählen OPEX-Förderungen und Bürgschaften, auch mit Blick auf die Verteilnetzebene. Außerdem werden transparente Cap/Floor-Preisbandbreiten vorgeschlagen, gegebenenfalls indexgebunden. Damit sollen Abnehmer verlässlicher kalkulieren können und Projekte eher FID-reif werden.