Die Rechnung kommt 2055

In Deutschland entsteht gerade ein Leitungsnetz für Wasserstoff. 9.040 Kilometer, Investitionsvolumen rund 18,9 Milliarden Euro. Es heißt Kernnetz, es wird gebaut, und die erste Auszahlung aus seiner Finanzierung ist im März 2025 geflossen, die nächste im März 2026.

Die interessante Frage ist nicht, ob das Netz kommt. Es kommt. Die interessante Frage ist, wer es bezahlt und wann.

Foto: Baustelle der Süddeutschen Erdgasleitung bei Stetten. Leitungen dieser Art sind der größte Einzelposten in der Wasserstoffrechnung — und der einzige, der in keinem heutigen Preis steht — via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Laserlicht

Das Entgelt, das die Kosten nicht deckt

Wer eine Leitung nutzt, zahlt ein Netzentgelt. Für das Wasserstoffnetz ist es politisch festgelegt worden, damit die ersten Nutzer nicht abgeschreckt werden. Es heißt Hochlaufentgelt und beträgt für 2026 genau 25,55 Euro je Kilowatt und Jahr.

Die Bundesnetzagentur schreibt zu diesem Entgelt selbst, dass es unter dem kostendeckenden Niveau liegt. Die Differenz, die den Netzbetreibern damit fehlt, verschwindet nicht. Sie wird in einem eigenen Konto gesammelt, dem Amortisationskonto, und dort gestreckt — bis 2055.

Zwischenfinanziert wird das mit einem Darlehen der KfW von bis zu 24 Milliarden Euro, abgesichert durch eine nachrangige Garantie des Bundes.

Damit steht die Sache so:

Der Transport steckt in keinem Preis, den heute jemand für Wasserstoff nennt. Er ist gestundet. Kommen später die Mengen, zahlen die Nutzer ihn nach — dann steigt der Preis. Kommen die Mengen nicht, greift die Garantie, und dann zahlt ihn die Allgemeinheit.

Wem eine Leitung gehört, wenn sie längst bezahlt ist, und was das über Jahrzehnte ausmacht, beschreiben wir in einer eigenen Reihe.

Wem gehört die Leitung, wenn sie bezahlt ist?

Die Mengen, für die gebaut wird

Eric Ries hat in „The Lean Startup" eine einfache Reihenfolge beschrieben: erst die kleinste Fassung bauen, an der sich prüfen lässt, ob jemand das Produkt will — dann skalieren. Der teuerste Fehler, den er beschreibt, ist der umgekehrte Weg: mit viel Kapital etwas Fertiges bauen und die Nachfrage erst danach suchen.

Neuntausend Kilometer Leitung sind der zweite Weg. Also lohnt der Blick auf das, was hindurchfließen soll.

Erzeugung im Inland. In Deutschland sind rund 200 Megawatt Elektrolyse installiert. Das ergibt bei realistischer Auslastung etwa 0,5 Terawattstunden Wasserstoff im Jahr, rund 17.000 Tonnen. Das Ziel der Nationalen Wasserstoffstrategie für 2030 lautet 10 Gigawatt — das Fünfzigfache. Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln hält davon 1,5 Gigawatt für gesichert und maximal 8,7 Gigawatt für erreichbar, wenn jedes angekündigte Projekt käme.

Die Pipeline wächst nicht, sie schrumpft. Zwischen August 2024 und Dezember 2025 sind rund 3 Gigawatt geplanter Projekte aus der Projektdatenbank verschwunden. Im Saarland wurden alle drei Vorhaben gestoppt. ArcelorMittal hat seine Wasserstoffpläne für grünen Stahl europaweit eingestellt. Bei 14 von gut 20 für 2026 angekündigten Projekten fehlt die abschließende Investitionsentscheidung oder der Baubeginn.

Import. Der einzige tatsächlich abgeschlossene Liefervertrag über das staatliche Programm H2Global bringt 397.000 Tonnen Ammoniak aus Ägypten nach Rotterdam, verteilt auf 2027 bis 2033. Umgerechnet auf den Wasserstoffgehalt sind das gut 0,3 Terawattstunden im Jahr.

Europa. Die dritte Auktion der Europäischen Wasserstoffbank, abgeschlossen im Februar 2026, fördert neun Projekte in sieben Ländern mit zusammen rund 4,3 Terawattstunden im Jahr.

Und hier steht der Satz, an dem sich die Größenordnung ablesen lässt:

Was europaweit über die Wasserstoffbank gefördert wird, deckt nicht einmal den heutigen Wasserstoffbedarf, den allein die deutschen Raffinerien schon jetzt extern zukaufen — rund 8 Terawattstunden, davon 5,7 aus Erdgas.

Das Netz ist also nicht zu groß für die Nachfrage von morgen. Es ist zu groß für jede Menge, die heute belastbar bestellt ist.

Die Rechnung, die den Überschuss betrifft

Es gibt einen Vorschlag, der auf den ersten Blick alles löst: den Überschussstrom, der sonst abgeregelt wird, in Elektrolyseure schicken. Der Strom ist da, er kostet nichts, manchmal ist der Preis sogar negativ. Warum also nicht.

Weil ein Elektrolyseur fast nur aus Anlagenkosten besteht. Die Anlage kostet dasselbe, ob sie das ganze Jahr läuft oder acht Wochen.

Rechnen wir es durch. Ein Elektrolyseur kostet 2026 rund 1.000 Euro je Kilowatt Leistung. Über zwanzig Jahre bei 6 Prozent Kapitalkosten sind das etwa 87 Euro je Kilowatt und Jahr; für festen Betrieb und Wartung kommen etwa 30 Euro dazu. Zusammen rund 117 Euro je Kilowatt und Jahr — unabhängig davon, wie oft die Anlage läuft. Für ein Kilogramm Wasserstoff braucht sie 50 bis 55 Kilowattstunden Strom.

Das ist derselbe Elektrolyseur, dieselbe Investition. Nur die Verteilung ändert sich — und mit ihr der Preis, um das Fünffache.

Der Vergleich, der das einordnet: Das Fraunhofer-Institut für Energieinfrastrukturen und Geothermie beziffert die vollständigen Bezugskosten für einen Industriebetrieb mit gleichmäßiger Abnahme im Jahr 2035 auf 4,41 bis 8,43 Euro je Kilogramm — Erzeugung, Transport, Speicherung, alles zusammen.

Bei 800 Betriebsstunden füllt allein die Anlage diese Spanne fast aus. Bevor eine einzige Kilowattstunde Strom bezahlt ist. Selbst wenn der Strom verschenkt würde, wäre der Wasserstoff nicht günstig.

Und die Anlagen, um die es ginge, gibt es nicht. 2024 wurden rund 9,4 Terawattstunden erneuerbarer Strom abgeregelt. Wollte man diese Menge in 800 Stunden durch Elektrolyseure schicken, bräuchte es rund 11,7 Gigawatt Elektrolyse — etwa das Neunundfünfzigfache des heutigen Bestands, mehr als das 10-Gigawatt-Ziel für 2030, gebaut dafür, eine Stunde von elf zu laufen. Kosten allein für diese Anlagen: rund 12 Milliarden Euro.

Was eine Milliarde kauft

Zum Vergleich eine Kontrollrechnung. Eine Milliarde Euro kauft bei 100 Euro je Megawattstunde zehn Terawattstunden Wasserstoff, also 300.000 Tonnen. Das entspricht:

• rund 18 Jahresproduktionen der gesamten heute in Deutschland installierten Elektrolyse,
• rund 2,3 Jahresproduktionen aller neun Projekte der dritten EU-Wasserstoffbank-Auktion zusammen,
• dem Vierfachen der gesamten H2Global-Importmenge aus Ägypten über sieben Jahre.

Diese Bestellung ist zu keinem Preis lieferbar. Nicht, weil sie zu teuer wäre, sondern weil es die Menge nicht gibt.

Wer die Anlagen baut

Für einige Beteiligte ist Wasserstoff ein Produktkatalog. Elektrolyseure und Gasturbinen stehen im selben Sortiment; wer beides herstellt, verdient sowohl daran, dass Wasserstoff erzeugt wird, als auch daran, dass er verstromt wird. Womit ein solcher Konzern tatsächlich sein Geld verdient, haben wir uns an einem Beispiel angesehen.

Siemens Energy: womit verdient der Konzern?

Dieselbe Logik steckt hinter dem Etikett „H2-ready" bei neuen Gaskraftwerken — ein Versprechen auf einen Brennstoff, den es in der nötigen Größenordnung nicht gibt.

Biogas, LNG, Gaskraftwerk, H2-ready

Warum uns das angeht

Der Maßstab, um den es hier geht, ist einfach: Wie viel Klimaschutz bekommt man für einen investierten Euro?

Wir stehen mit unserer Forderung in derselben Stunde wie der Elektrolyseur. Es ist derselbe Strom, es sind dieselben rund 800 Stunden im Jahr. Der Unterschied liegt darin, was zusätzlich gebaut werden muss, um ihn zu nutzen.

Für den Wasserstoffweg: Elektrolyseur, Verdichtung, Speicher, Leitung, Rückverwandlung. Rund 12 Milliarden Euro allein für die Elektrolyse, das Netz noch nicht gerechnet.

Für das Laden: nichts. Das Auto steht ohnehin da, der Akku ist bezahlt, die Ladesäule ist gebaut. Es fehlt eine Regel, die den Strom dieser Stunde dorthin lässt — die zeitliche Erweiterung des Paragrafen 13k im Energiewirtschaftsgesetz. Sie kostet keine Anlage.

Wenn Kassen knapp sind, fällt Klimaschutz als Erstes hinten herunter. Genau deshalb ist es keine Nebensache, wohin das Geld geht, das noch da ist. Kapital, das in die teuerste verfügbare Umwandlungskette fließt, fehlt an der Stelle, an der dieselbe Kilowattstunde ohne Umweg etwas bewegt.

Quellen

• Bundesnetzagentur: Festlegung zum Hochlaufentgelt für das Wasserstoff-Kernnetz (14.07.2025)
• BMWE: Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes — erste Auszahlung ist erfolgt (24.03.2025)
• KfW: Wasserstoff-Kernnetz und Amortisationskonto
• dena: Elektrolysekapazitäten in Deutschland
• pv magazine: Deutschland wird das Ziel von zehn Gigawatt Elektrolyseleistung bis 2030 wohl verfehlen (20.01.2026)
• H2Global: Ergebnisse der Pilotauktion
• Fertiglobe: Zuschlag zu 1.000 Euro je Tonne Ammoniak frei Europa
• Hydrogen Europe: Ergebnisse der 3. Auktion der EU-Wasserstoffbank
• Europäische Kommission: European Hydrogen Bank
• Fraunhofer CINES: Anwendungsspezifische Wasserstoffbezugskosten in Deutschland 2035 (Juni 2026)
• Nationaler Wasserstoffrat: Update der Bedarfsprognose (Juni 2026, PDF)
• Eric Ries: The Lean Startup

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