Gasunie entwickelt das Wasserstofftransportnetz in den Niederlanden. © N.V. Nederlandse Gasunie

Mit einer geplanten Elektrolysekapazität von vier Gigawatt (GW) bis 2035 positioniere sich das Land demnach „konsequent als europäische Drehscheibe für Produktion, Import sowie Verteilung von Wasserstoff“ und profitiere dabei „von einer einzigartigen Kombination aus strategischer Hafenlage, umrüstbarer Gasinfrastruktur, leistungsfähiger Forschungslandschaft und einer ausgeprägten Kooperationskultur“, so die Autoren der Auslandshandelskammer Niederlande (AHK).

Bemerkenswert sei die strukturelle Lücke zwischen geplanter Produktionskapazität und bisher gesicherter Abnahme. Letztere verbleibe über den gesamten Zeithorizont auf sehr niedrigem Niveau, was „ein deutliches Signal für den enormen Infrastrukturbedarf ist“, der Produktion und Verbrauch erst verbindet.

Parallel dazu befinde sich der Markt in einer „deutlichen Reifungsphase“. Standen bisher 119 Projekte im Konzeptstadium und 82 betriebsbereit, kehre sich dieses Verhältnis bis 2030 vollständig um, so die Autoren: „Rund 270 von den mehr als 300 Projekten werden dann operationell sein.“

Elektrolyse und Wasserstoffproduktion

Obwohl einige niederländische Unternehmen auch eigene Elektrolyselösungen entwickeln, bestehe ein erheblicher Bedarf an spezialisierten Zulieferkomponenten, den lokale Akteure nicht vollständig abdeckten. Gefragt seien insbesondere Hersteller von Membranstacks und Elektrodenkomponenten für PEM- und alkalische Elektrolyseure, Lieferanten von Katalysatorschichten, Bipolarplatten und Dichtungsmaterialien sowie Anbieter von Leistungselektronik, Gleichrichtern und Steuerungssystemen für Großelektrolyseure. 

Hinzu komme Bedarf an Gas- und Wasseraufbereitungstechnik, die eine kontinuierliche, hochreine Wasserstoffproduktion gewährleistet. Im Bereich der grünen Wasserstoffproduktion dominierten sowohl internationale Großkonzerne als auch spezialisierte niederländische Technologieunternehmen.

• Shell Nederland B.V. baut mit dem Projekt Holland Hydrogen I (200 MW) die derzeit größte Anlage für erneuerbaren Wasserstoff in Europa auf dem Gelände der Tweede Maasvlakte in Rotterdam. Die Anlage soll täglich bis zu 60 Tonnen grünen Wasserstoff produzieren (mehr dazu).
• HyCC B.V. (Hydrogen Chemistry Company), Spezialist für großskalige Elektrolyseanlagen, entwickelt mehrere Projekte in Rotterdam, Delfzijl und Amsterdam mit einem Gesamtvolumen von mehreren Hundert Megawatt (mehr dazu).
• VoltH2 Operating B.V. entwickelt und betreibt Elektrolyseure, darunter eine 50-Megawatt-Anlage in Delfzijl sowie Projekte in Vlissingen, Terneuzen und Gelsenkirchen mit einer potenziellen Produktionskapazität von insgesamt fast 200 Megawatt (mehr dazu).
• Alquion B.V., ein im April 2026 gegründeter Zusammenschluss von Battolyser Systems und VDL Hydrogen Systems, hat eine Batterie-Elektrolyseur-Technologie („Flexolyser“) entwickelt, die Stromspeicherung und Wasserstoffproduktion in einem System vereint (mehr dazu).
• XINTC B.V. entwickelt wartungsarme Elektrolyseure aus Kunststoff ohne seltene Rohstoffe, die direkt an fluktuierende erneuerbare Energiequellen angeschlossen werden können.
• Air Liquide und Total Energies investieren gemeinsam in Elektrolyseprojekte in Rotterdam (200 MW) und Zeeland (250 MW) (mehr dazu).
• Eneco, RWE, Equinor und Shell installieren im Rahmen des Konsortiums NortH2 eine Anlage für grünen Wasserstoff im Gigawatt-Maßstab. Die Elektrolyse wird zunächst im Eemshaven stattfinden. Möglicherweise kann die H2-Produktion in einer späteren Phase durch Elektrolyse auf See weiter ausgebaut werden.

Speicherung vorrangig in Salzkavernen

Für die großskalige Wasserstoffspeicherung setzten die Niederlande überwiegend auf die Umnutzung von Salzkavernen.

• Der niederländische staatliche Ferngasnetzbetreiber Gasunie BV entwickelt über seine Tochter Hystock BV in Zuidwending (Provinz Groningen) vier Salzkavernen mit einer Gesamtkapazität von rund 216 GWh. Die erste Kaverne soll bis 2031 in Betrieb gehen; die Nachfrage übersteige bereits die verfügbare Kapazität. Kooperationspartner ist der Salinenbetreiber Nobian (mehr dazu).
• Koninklijke Vopak N.V. positioniert sich als Betreiber von Terminalinfrastruktur und Importlagern in den Seehäfen Rotterdam und Amsterdam. Das Unternehmen entwickelt gemeinsam mit internationalen Partnern wie Hydrogenious LOHC Technologies GmbH Speicher und Umschlagskonzepte für flüssige Wasserstoffträger wie Ammoniak und LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carrier).
• H2Storage B.V. spezialisiert sich auf Hochdruckspeicherung in Leichtbau-Kompositzylindern (bis 700 bar) für dezentrale Anwendungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette.
• Proton Ventures B.V. entwickelt modulare Ammoniakproduktionsanlagen und Speicher auf Basis erneuerbarer Energien. Ammoniak dient dabei als Wasserstoffträger und ermöglicht dezentrale Langzeitspeicherung.
• Demaco Holland B.V. liefert kryogene Lösungen für Flüssigwasserstoff-Projekte (LH2). Das Portfolio umfasst Ladeinfrastrukturen, vakuumisolierte Transferleitungen und Kopplungssysteme. Seit 2024 ist Demaco Teil von OPW Clean Energy Solutions, einem internationalen Verbund für kryogene Speicher-, Verteil- und Strömungssteuerungssysteme.

Das Marktpotenzial für grünen Wasserstoff in den Niederlanden gilt als „sehr groß“ – nicht zuletzt aufgrund staatlicher Unterstützung, so die Studie. 

SWOT-Analyse für deutsche Unternehmen auf dem niederländischen Wasserstoffmarkt. © AHK Niederlande

Der Markt befinde sich im Übergang von der Planungs- zur Umsetzungsphase. Die Beschaffungsentscheidungen für Technologien, Komponenten und Dienstleistungen in den meisten laufenden Projekten fielen zwischen 2025 und 2028. Die AHK empfiehlt einen rechtzeitiger Eintritt über Referenzprojekte, Testinfrastrukturen oder als Zulieferer in bestehenden Konsortien, da Beschaffungsentscheidungen in Großprojekten erfahrungsgemäß früh und auf Basis etablierter Partnerschaften getroffen würden. Die niederländische Regierung bereite eine gesetzliche Verpflichtung vor, womit die Nachfrage nach grünem Wasserstoff verbindlich abgesichert und Industrieunternehmen schrittweise zur Abnahme und Nutzung grünen Wasserstoffs verpflichtet würden. 

Der niederländische Markt für Wasserstoffprojekte befindet sich in einer „deutlichen Reifungsphase“ und bietet auch für deutsche Unternehmen noch Platz für Geschäftsmodelle. © AHK Niederlande

Das Kabinett stelle für das Jahr 2026 Fördermittel für der nachhaltige Energieerzeugung in Höhe von rund acht Milliarden Euro zur Verfügung. Parallel dazu werde der Aufbau eines landesweiten Wasserstoff-Backbones vorangetrieben, um Industriecluster, Häfen und Importterminals miteinander zu verbinden. Die deutsch-niederländische Kooperation konzentriert sich insbesondere auf den Import von grünem Wasserstoff, den Ausbau grenzüberschreitender Infrastruktur sowie die industrielle Nutzung in energieintensiven Industrien. Im Mai 2025 kündigten Deutschland und die Niederlande gemeinsame Investitionen von jeweils 300 Millionen Euro im Rahmen der H2Global-Stiftung an, um den Import von grünem Wasserstoff nach Nordwesteuropa wirtschaftlich attraktiver zu gestalten.

Die Zielmarktanalyse „Niederlande: Grüner Wasserstoff – Infrastruktur, Speicherung, und Distribution. Zielmarktanalyse 2026“ gibt es kostenfrei als PDF (40 Seiten).
GES bietet eine Wasserstoffgeschäftsreise vom 22.09-24.09.2026: Grüner Wasserstoff: Infrastruktur, Speicherung und Distribution in den Niederlanden.
Eine Übersicht aller laufenden und geplanten Projekte bietet die interaktive Wasserstoffkarte.

Wir stellen die Länderanalysen für Wasserstoffmärkte der Exportinitiative Energie des BMWE in lockerer Folge vor. Bisher erschienen: 

Wasserstoffmärkte (1): Norwegen unterstützt die Wertschöpfungskette im Land und den Export

Wasserstoffmärkte (2): Großbritannien sieht sich als Vorreiter bei CCUS-Technologien

Wasserstoffmärkte (3): Vietnam hat großes Potenzial für grünen Wasserstoff

Wasserstoffmärkte (4): Jordanien bietet Chancen für industrielle Anwendungen

Wasserstoffmärkte (5): Kanada punktet mit grünem Wasserstoff und Biokraftstoff

Wasserstoffmärkte (6): Südafrika kann grünen Wasserstoff für 1,55 Euro produzieren

Wasserstoffmärkte (7): Namibia sucht Investoren für Wasserstoff, Wind- und PV-Strom

Wasserstoffmärkte (8): Indonesien will grünen Wasserstoff für Industrie und Export

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Der Hafen von Rotterdam positioniert sich mit der Maasvlakte seit geraumer Zeit als Drehscheibe für grünen Wasserstoff und Kraftstoffe. © Port of Rotterdam Authority / Danny Cornelissen

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Transportkette von grünem Wasserstoff über Derivate bis zum Endprodukt hochwertiger Chemikalien (high value chemicals, HVC). © Fraunhofer IEG

Die Fallstudie untersucht die Route vom italienischen Triest nach Karlsruhe. Demnach kostet der Transport von Wasserstoffgas in einer umgenutzten Pipeline mit einer Länge von knapp 700 Kilometern 3,90 Euro pro Megawattstunde und in einer neu zu bauenden Pipeline 11,40 Euro. Flüssige Derivate wären schon für 0,40 sowie 1,90 Euro pro Megawattstunde zu transportieren. Das dazu entwickelte Modell „HyTROM+“ bildet flüssige Wasserstoffderivate wie Methanol, Fischer-Tropsch-Rohöl oder Kerosin im Pipelinetransport ab und vergleicht diese mit dem Pipelinetransport der gasförmigen Rohstoffe Wasserstoff und CO2. HyTROM+ zeige auch, dass die Wiederverwendung bestehender Öl- und Gasleitungen für flüssige Energieträger Investitionskosten deutlich reduziert, so die Studie.

Wirtschaftliche Importwege

„Unser Modell kann belastbare Entscheidungsgrundlagen für Politik und Pipelinebetreiber schaffen“, sagt Erstautorin Natalia Pieton von Fraunhofer IEG. Es lasse sich „nun leichter klären, welche Energieträger und Importwege technisch sinnvoll und wirtschaftlich robust sind“. Für den Import von Energiemolekülen seien flüssige Wasserstoffderivate eine echte Option, „da sie leicht zu transportieren und zu speichern sind“.

Wasserstoffgas zu transportieren, könne nur dort sinnvoll sein, wo es als direkter Rohstoff benötigt werde. In Sektoren wie Raffinerie, Chemie und Schwerverkehr könnten Derivate die günstigere Ausgangsbasis der Wertschöpfung sein. Dies könne jedoch auch bedeuten, dass potenzielle Wertschöpfung in Länder mit günstigem erneuerbarem Strom zur Produktion von Wasserstoff und weiteren Veredelung zu Derivaten ausgelagert werde.

Transport in schwierigem Gelände über die Alpen

Der untersuchte Alpenkorridor diene als Stresstest: Wenn flüssige Derivate selbst in schwierigem Gelände kostengünstig transportierbar seien, gelte das erst recht für flachere Regionen. Die Ergebnisse ließen sich auf andere Importachsen übertragen. Weitere Untersuchungen zu Lieferkosten, die die Transport- und Produktionskosten beinhalten, seien der notwendige nächste Schritt.

Die Fraunhofer IEG entwickelte das Modell HyTROM+ aufbauend auf dem Modell HyTROM (Hydrogen Transport Route Optimization) des Fraunhofer ISI, gemeinsam mit dem Karlsruher Institut für Technologie (KIT), der ETH Zürich, der Technischen Universität Dänemark (DTU) und dem Fraunhofer CINES. 

Die Ergebnisse der Studie „Transporting the future: A methodology and case study for pipeline imports of hydrogen derivatives to Germany“ sind im Fachmagazin „Energy Strategy Reviews“ erschienen und als PDF (26 Seiten) abrufbar.

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Transporte von flüssigen H2-Derivaten per Pipeline von Triest über die Alpen bis Karlsruhe sind zehnmal günstiger als der Transport von Gas. © Snam SA

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Als Standort wird Gunsan City in der Region Saemangeum an der Westküste des Landes genannt, knapp 200 Kilometer südöstlich von Seoul. Das Vorhaben werde durch Rahmenabkommen sowohl mit der südkoreanischen Regierung als auch mit der Regierung der Provinz Jeonbuk unterstützt. Die Gesamtinvestitionen belaufen sich den Angaben zufolge auf geschätzt rund neun Billionen Won (5,3 Milliarden Euro).

H2-Infrastruktur für Mobilität und Versorgung

Davon sollen etwa 575 Millionen Euro für eine 200 Megawatt leistende Elektrolyseanlagen genutzt werden. Der damit produzierte Wasserstoff aus erneuerbaren Energien sei unter anderem für Tankstellen bestimmt. Damit einher gehe der Aufbau von Verteilnetzen und weiterer Infrastruktur für den Betrieb von Straßenbahnen, Pkw, Bussen und Schwerlastverkehr. Auch wolle man die Grundlage „für die Etablierung eines integrierten Wasserstoffökosystems mit Produktion, Versorgung, Speicherung und Nutzung“ schaffen.

Hyundai zelebrierte 2025 den Baubeginn der Brennstoffzellenfabrik in Ulsan, wo zuvor Verbrennungsmotoren gebaut wurden. Die PEM-Fabrik soll 2027 in Betrieb. © Hyundai Motor Company

Bereits 2025 wurde mit dem Bau einer Anlage zur Herstellung von PEM-Elektrolyseuren und Wasserstoffkomponenten am vormaligen Standort für Verbrennungsmotoren in Ulsan begonnen, etwa sieben Autostunden von Saemangeum entfernt (wir berichteten).

Die Anlage an der Ostküste des Landes soll jährlich 30.000 Brennstoffzelleneinheiten sowie PEM-Elektrolyseure für verschiedene Sektoren wie Pkw, Nutzfahrzeuge, Busse, Baumaschinen und Schiffe in Serie produzieren.Die Fertigstellung sei für 2027 geplant.

Solarportfolio im Gigawattbereich

Um den nachhaltigen Betrieb des Innovations-Hubs in Saemangeum sicherzustellen, wolle der Konzern bis 2035 eine Solarleistung im Gigawatt-Maßstab entwickeln. Dafür sind rund 753 Millionen Euro vorgesehen. Für den energieintensiven Betrieb der geplanten Rechenzentren der „AI Hydrogen Smart City“ werde dann zuverlässig umweltfreundlicher Grundlaststrom bereitgestellt und „das gesamte technologische Portfolio“ der Gruppe „in ein industrielles Ökosystem“ mit KI, Wasserstoff und Robotik integriert.

Für die weitere Zukunft plane die Gruppe, ihre Smart-City-Lösungen und urbanen KI-Anwendungen global auszuweiten, basierend auf den in Saemangeum gewonnenen Erfahrungen. Die Investition in Saemangeum solle „erhebliche wirtschaftliche Vorteile bringen und eine ausgewogene regionale Entwicklung fördern“. Hyundai schätzt die Wertschöpfung auf umgerechnet etwa 9,26 Milliarden Euro. Auch erwarte man die Schaffung von 71.000 direkten und indirekten Arbeitsplätzen in Korea.

Baubeginn noch 2026

Erste Visionen einer Smart City hatte HMG bereits 2022 und 2024 auf der Kongressmesse „World Cities Summit“ in Singapore vorgestellt. Auch seinerzeit war bereits die Versorgung ausschließlich mit Wasserstoff geplant, der per intelligenter Systeme bis in die Häuser strömen könnte, um dort Brennstoffzellen zu versorgen. Der Aufbau des jetzt gereiften Innovationszentrums solle noch in diesem Jahr starten. 

Korea positioniere sich als „globaler Marktführer“ bei der Produktion sauberer Energie und wasserstoffbetriebener Mobilität. Um den Übergang des Landes zu einer Wasserstoffwirtschaft zu beschleunigen, plane Hyundai, die Elektrolyseurkapazität systematisch auch in anderen Regionen des Landes auszubauen. Angestrebt werde eine Gesamtleistung von vorerst einem Gigawatt. „Was wir in Saemangeum planen, ist nicht nur eine komplette Umwälzung der Region, sondern wir schaffen Koreas industrielle Zukunft“, sagt Jaehoon Chang, Vice Chair of Hyundai Motor Group.

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Erste Ideen einer Smart City hatte HMG bereits 2022 auf der Kongressmesse „World Cities Summit“ in Singapore vorgestellt – jetzt will der Konzern erste reale Erfahrungen sammeln und noch in diesem Jahr mit dem Bau eines wasserstoffversorgten Innovationszentrum beginnen. © Hyundai Motor Group

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Der Wasserstoff von RAG Austria aus Österreich wird bei Burghausen an Bayernets nach Deutschland übergeben. © RAG Austria AG

Die Initiatoren des Projekts „H2 cross border“ bauen seit 2021 eine länderübergreifende Wertschöpfungskette für Wasserstoff von der Produktion über die Speicherung und den Transport bis zum Endverbraucher auf. Beteiligt sind neben RAG und Bayernets auch die Bayerngas GmbH und Shell Energy Deutschland GmbH. Die Meggle Group, Hersteller von Milcherzeugnissen aus Wasserburg am Inn, wurde als Abnehmer gewonnen.

Bereits seit September 2024 werde von RAG mittels Elektrolyse erzeugter und durch TÜV Süd zertifizierter grüner Wasserstoff in das bestehende Erdgasnetz in Österreich beigemischt und in Burghausen an Bayernets übergeben. Im Januar waren es rund 630 Megawattstunden, so die Unternehmen. Die Menge habe seit der ersten Lieferung nahezu versechsfacht werden können. Der Transport per Pipeline von Österreich nach Deutschland erfolge mithilfe von Shell Energy und das Gas werde anschließend an Meggle weitergeleitet.

Deutschland bremst Markthochlauf

Dass es in Deutschland weiterhin kein funktionsfähiges Register gebe und das Umweltbundesamt keine klare Zeitschiene kommuniziere, „bremst den Markthochlauf erheblich und sendet ein problematisches Signal an Investoren und Projektentwickler“, sagt Jenn. Ohne ein „handelbares und interoperables Register“ bleibe grüner Wasserstoff „im grenzüberschreitenden Kontext ein regulatorisches Provisorium“.

Während RAG und Meggle in der durch die Regulierungsbehörde Energie-Control Austria betriebenen österreichischen Datenbank registriert seien, können die ausgestellten Zertifikate nicht über Staatsgrenzen hinweg übertragen werden. „Infolgedessen verbleiben die Herkunftsnachweise auf dem österreichischen Konto und können vom Abnehmer in Deutschland weder genutzt noch angerechnet werden.“

Bei der zuständigen Behörde habe man auch für 2026 keine verbindliche Bestätigung für eine Inbetriebnahme erhalten. „Das deutsche Umweltbundesamt verlangsamt den Wasserstoffhochlauf durch übermäßige Bürokratie“, kritisiert RAG-Geschäftsführer Markus Mitteregger. „Dabei brauchen wir die grenzüberschreitende Anerkennung des grünen Wasserstoffs jetzt, um Projekte weiterhin realisieren zu können.“ Ohne sofortiges Umdenken „bleiben notwendige Investitionen und Skalierungsprojekte blockiert“.

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Die grenzüberschreitende Lieferung von grünem Wasserstoff ist technisch machbar und wird praktiziert – der Export des Herkunftsnachweises aus erneuerbaren Quellen scheitert aber an deutscher Bürokratie, bemängeln die am Transfer beteiligten Firmen. © Bayernets GmbH

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Transport: Schweres Gerät war für die großen Bauteile erforderlich. © Storag Etzel GmbH / Gasunie

„Diese Fahrt war nicht nur ein logistischer Höhepunkt“, sondern auch ein symbolischer Meilenstein, so das Unternehmen. Mit der Ankunft dieser Komponenten seien nun „wichtige Grundbausteine der obertägigen Wasserstoffreinigungsanlage für die Endmontage vor Ort“. Die Inbetriebnahme ist für Frühjahr 2026 vorgesehen. Storag Etzel und der niederländische staatliche Gasversorger Gasunie NV wollen dort die sichere und energetisch optimierte Speicherung von Wasserstoff in zwei Salzkavernen im realen Betrieb untersuchen. Modulare Anlagen sollen den Energieträger unter Einsatz von verschiedenen Verfahren trocknen, reinigen und verdichten. Die Qualität werde kontinuierlich überwacht und ausbalanciert. Nach der Inbetriebnahme erfolge eine intensive Testphase, deren Ergebnisse gegen Ende des Jahres 2026 erwartet werden.

Aufbau: Grundbausteine der obertägigen Wasserstoffreinigungsanlage werden vor Ort montiert. Die Inbetriebnahme ist für Frühjahr 2026 vorgesehen. © Storag Etzel GmbH / Gasunie

H2Cast bilde einen wichtigen Grundstein für die zukünftige Wasserstoffwirtschaft und ist eine Initiative von Unternehmen der Energiebranche aus Deutschland und den Niederlanden unter Leitung von Gasunie und Storag Etzel. Im Mai 2025 begann die Befüllung der Kavernen mit rund 90 Tonnen Wasserstoff – etwa 300.000 Kubikmeter –, der von Plug Power im 90 Kilometer südlich des Speichers gelegenen Werlte produziert wurde.

Nun werden die oberirdischen Anlagen gebaut. Der Kavernenspeicher liegt strategisch günstig mit Anbindung an den deutsch-niederländischen Wasserstoffmarkt und in unmittelbarer Nachbarschaft zu Deutschlands einzigem Tiefwasserhafen in Wilhelmshaven mit H2-fähigen Pipelineanbindungen. Fördermittel kommen vom Land Niedersachsen und dem Bundeswirtschaftsministerium (BMWE).

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Angekommen: Bauteile für die oberirdischen Anlagen wurden aus Rotterdam angeliefert. © Storag Etzel GmbH / Gasunie

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Die Umstellung bestehender Erdgasleitungen der OPAL-Trasse, die vor 15 Jahren verlegt wurde, begann im Frühjahr 2025. © Gascade Gastransport GmbH

Die Wasserstoffinfrastruktur sei für den Markt „ab sofort verfügbar“. Damit schaffe Gascade Planungssicherheit für den Wasserstoffhochlauf, sagt Geschäftsführer Ulrich Benterbusch: „Die Umstellung bestehender Erdgasleitungen mit einem Durchmesser von 1,4 Metern auf Wasserstoff ist eine technische Pionierleistung.“ Das Projekt sei „ein starkes Signal für die deutsche Wasserstoffwirtschaft und den Industriestandort Ostdeutschland“. Man schaffe damit die Voraussetzungen, „um Wasserstoff aus dem europäischen Ostseeraum, internationale Wasserstoffimporte über den Hafen Rostock sowie grünen Wasserstoff, der an der Ostseeküste – insbesondere am Standort Lubmin – produziert wird, aufnehmen zu können“, ergänzt Geschäftsführer Christoph von dem Bussche.

Anbindung an das Kernnetz bis 2029

Die Umstellung bestehender Erdgasleitungen der OPAL-Trasse, die vor 15 Jahren verlegt wurde, begann im Frühjahr 2025. In Lubmin wurden kleine Restmengen Erdgas, die technisch nicht umgepumpt werden konnten, offen abgefackelt. Der nun betriebsbereite Teil von „Flow“ sei der erste Schritt zu einer weiterführenden Kernnetzanbindung der Industriezentren in Süddeutschland bis zum Jahr 2029. Im Rahmen des Programms würden außerdem Leitungen nach Polen, Tschechien und auch in Richtung Bayern und Österreich umgestellt oder neu gebaut.

Das heute staatliche Unternehmen Gascade Gastransport GmbH ist eine Tochtergesellschaft der WIGA Transport Beteiligungs-GmbH & Co. KG, welche wiederum eine 100-prozentige Tochter der Securing Energy for Europe GmbH (SEFE) mit Sitz in Berlin ist. SEFE war einst als Gazprom Germania GmbH Teil des russischen Gazprom-Imperiums, das 2022 von der Bundesrepublik verstaatlicht wurde.

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Der Fernleitungsnetzbetreiber Gascade hat 400 Kilometer Erdgasleitung auf Wasserstoff umgestellt. © Gascade Gastransport GmbH

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Gase können auch bei den Infrastrukturen klimarelevante Emissionen verursachen. © FNB Gas e.V.

Dabei untersuchten die Autoren die Emissionen des reinen Betriebs der Infrastruktur: Transport von Gasen durch das Netz, Komponenten wie Verdichterstationen, Armaturen oder Rohrleitungen. Denn Wasserstoff habe ähnlich wie die Treibhausgase CO2 oder Methan Auswirkungen auf das Klima: „Wasserstoff selbst besitzt zwar keine infrarotabsorbierenden Eigenschaften, er beeinflusst jedoch chemische Prozesse in der Atmosphäre“, so die Wissenschaftler. So verzögere er beispielsweise den Abbau von Methan und verstärke dadurch dessen Treibhausgaseffekt, was somit indirekt zur globalen Erwärmung beitrage.

Indirekte GWP-Effekte höher als bei CO2

Während CO2 ein „Global Warming Potential“ (GWP) von 1 zugewiesen wird, liege das GWP von Wasserstoff – je nach Studienlage – zwischen 4 und 12. Zum Vergleich: Methan hat über einen Zeitraum von 100 Jahren ein GWP von etwa 30. „Die indirekten Effekte von Wasserstoff sind damit zwar geringer als die von Methan, aber höher als die von CO2 – zumindest, wenn man ausschließlich die GWP-Metrik als Vergleichsgröße heranzieht.“

Gleichzeitig warnt das Forschungsteam vor Fehlinterpretationen dieser Zahlen: Das GWP sei „eine massenbasierte Kennzahl, die die Klimawirkung pro ausgestoßenem Kilogramm Gas“ beschreibe. „Da Wasserstoff jedoch das Gas mit der höchsten gravimetrischen Energiedichte ist, enthält ein Kilogramm Wasserstoff deutlich mehr Energie als dieselbe Masse anderer Energieträger – etwa Erdgas, dessen Hauptbestandteil Methan ist.“

Vergleiche der Klimawirksamkeit ausschließlich auf Basis des GWP pro Kilogramm könnten daher irreführend sein, wenn sie nicht in Relation zur transportierten Energiemenge gesetzt würden. Ziel der Studie sei daher auch, „differenzierte Informationen bereitzustellen und vorschnellen Schlussfolgerungen zur Klimawirksamkeit von Wasserstoff und der zugehörigen Infrastruktur vorzubeugen“.

Umweltfreundliche Erzeugung und Infrastruktur

Die Herkunft des Wasserstoffs wurde nicht berücksichtigt. Allerdings könne der Umbau zu einem klimafreundlichen Wasserstoffnetz nur gelingen, wenn neben dem Netzbetrieb auch die Erzeugung und die übrige Infrastruktur berücksichtigt und gezielt dekarbonisiert werde. Dazu zählten sowohl Prozesse in der Vorkette – einschließlich Import – als auch ein zukünftiges klimaneutrales Stromnetz in Deutschland, etwa für den Betrieb von Verdichterstationen.

Die Analyse entstand im Rahmen des Forschungsprojekts „H2Klim“. Im Fokus stand, die Bedeutung der Klimawirkung von Wasserstoff im Rahmen der zukünftigen Umstellung des deutschen Erdgasfernleitungsnetzes auf H2-Transport abzuschätzen. Dafür skizzierten die Forschenden den Status quo und aktuelle Transformationspläne für das deutsche Fernleitungsnetz und arbeiteten den Stand der Forschung zur Klimawirkung auf. Darauf aufbauend schätzten sie die Netto-Klimaeffekte des Fernleitungsnetzbetriebs durch den Energieträgerwechsel von Erdgas zu Wasserstoff ab. Die Untersuchung wurde von der Deutschen Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e.V. und der Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V. unterstützt.

Die Studie „From natural gas to hydrogen: Climate impacts of current and future gas transmission networks in Germany“ wurde im Fachjournal Frontiers in Energy Research im Rahmen der Special Issue „Climate Implications of Hydrogen Energy Systems“ veröffentlicht und ist kostenfrei als PDF erhältlich.

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Schweißarbeiten beim Bau einer Gasleitung: Die Klimaeffekte lassen sich beim Wasserstoff gegenüber Erdgas erheblich senken. © FNB Gas e.V. / Thyssengas GmbH

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Regierung verspricht Tausende Arbeitsplätze

Dieser Infrastruktur-Schub werde dazu beitragen, saubere Energie zu liefern und gleichzeitig Tausende von qualifizierten Arbeitsplätzen in den Regionen und in der Lieferkette schaffen, etwa in Merseyside (im Nordwesten Englands bei Liverpool) sowie Teesside (in Schottland an der Nordostküste) und Humber (Ostküste). Dadurch werde sichergestellt, dass Gemeinden die Abhängigkeit von den volatilen internationalen Märkten für fossile Brennstoffe reduzieren könnten.

„Durch den Aufbau von Wasserstoffnetzen sichern wir heimische Energie, die die britische Industrie für kommende Generationen mit Strom versorgen wird“, sagt Energieminister Ed Miliband. Die Finanzierung werde den Energieträger für das britische Energiesystem erschließen, „wo er zur Dekarbonisierung von Industriezweigen wie Raffinerien und Schwerlasttransporten beitragen und gleichzeitig eine langfristige Energiespeicherung ermöglichen kann, die in Zeiten von Spitzenbedarf nutzbar ist“.

H2-Projekte schon auf der HAR2-Shortlist

Die Region Humber an der Ostküste Englands mit den Zuflüssen Ouse und Trent ist beispielsweise eine der CO2-intensivsten Industrieregionen der Insel. Entlang der Flussmündung sind bereits eine ganze Reihe von Unternehmen mit Wasserstoffprojekten aktiv, darunter der Energiekonzern Uniper SE, der Mineralölkonzern Phillips 66 Ltd., der norwegische Öl- und Gaskonzern Equinor ASA und der britische Versorger SSE Thermal (wir berichteten mehrfach).

Im April hatte die britische Regierung nach einer zweiten Ausschreibung für Wasserstoffprojekte (HAR2, Second Hydrogen Allocation Round) 27 Bewerber für die Shortlist ausgewählt, die mit dem Energieträger ihre Herstellungs- und Industrieverfahren dekarbonisieren. Darunter sind auch Vorhaben in den Regionen Tees und Humber. Im Rahmen der ersten Wasserstoffzuteilungsrunde (HAR1) hatte die Regierung im Dezember 2023 elf Projekte mit einer Produktionskapazität von insgesamt 124 Megawatt ausgewählt und mit zwei Milliarden Pfund bedacht.

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Killingholme-Kraftwerk von Uniper, wo künftig auch Wasserstoff zur Versorgung der Humber-Region produziert werden soll. Im April 2024 verkündeten Uniper und der Ölkonzern Phillips 66 eine Kooperationsvereinbarung mit dem Ziel, im „Humber H2ub“ grünen Wasserstoff für die dortige Raffinerie von Phillips 66 zu produzieren. Das Projekt steht auf der Shortlist der HAR2-Ausschreibung zur Förderung mit Regierungsmitteln. © Uniper SE

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Michael Nikolaides, Leiter Produktionsnetzwerk und Logistik BMW Group: „Wichtiger Meilenstein, um Erfahrungen im Serienbetrieb zu erlangen und diese Technologie voranzutreiben.“ © BMW Group

Gefördert durch die Clean Hydrogen Partnership, werden zur Erprobung insgesamt 16 FCEV in europäischen Ländern eingesetzt. BMW nutzt zwei Sattelzugmaschinen des Typs „S-eWay Fuel Cell“ der Iveco Group. Die Reichweite beträgt nach Herstellerangaben bis zu 800 Kilometer, die Tankzeit für 70 Kilogramm komprimierten Wasserstoff bei 700 bar Druck weniger als 20 Minuten.

Erfahrungen sammeln mit FCEV-Technologie bei Lkw

„Erstmalig werden jetzt im Serienbetrieb für die deutsche Automobilproduktion wasserstoffbetriebene Lkw eingesetzt“, sagt Michael Nikolaides, Leiter Produktionsnetzwerk und Logistik BMW Group. „Dieses Projekt ist ein wichtiger Meilenstein, um Erfahrungen zu erlangen und diese wichtige Technologie voranzutreiben.“ Damit solle „der Weg für die Kommerzialisierung von Brennstoffzellen-Lkw in Europa geebnet“ werden.

Die Betankung mit 70 Kilogramm Wasserstoff dauert 20 Minuten, die Reichweite liegt bei 500 Kilometer. © BMW Group

Durch kurze Betankungszeiten und höhere Reichweiten könnten Wasserstoff-Lkw auf der mehr als 500 Kilometer langen Strecke Leipzig-Landsberg eine wichtige Ergänzung für E-Lkw darstellen, welche bei der BMW Group ebenfalls im Einsatz sind. Darüber hinaus böten die H2-Lkw einen „flexiblen Logistikeinsatz“ unabhängig von Ladeinfrastruktur oder Netzausbau.

„Die Auslieferung unserer ersten beiden Sattelzugmaschinen an BMW ist ein wichtiger Schritt, um die Praxistauglichkeit und Skalierbarkeit des wasserstoffbetriebenen Fernverkehrs unter Beweis zu stellen“, sagt Giandomenico Fioretti, Head of Alternative Propulsion Business Development.

Das Leipziger BMW-Werksgelände verfügt über fünf Indoor-Wasserstofftankstellen mit automatisierten Tankvorgänge für brennstoffzellenbetriebene Gabelstapler und Routenzüge. © BMW Group

BMW hatte auf dem Leipziger Werksgelände bereits 2013 eine erste Indoor-Wasserstofftankstelle für die interne Werkslogistik errichtet, um Gabelstapler und Routenzüge zu betanken. Heute verfüge das Werk den Angaben zufolge über eine der größten Flotten mit brennstoffzellenbetriebenen Flurförderfahrzeugen Europas. Fünf Wasserstofftankstellen ermöglichten voll automatisierte Tankvorgänge.

Überdies verwende BMW im Werk Leipzig in seiner Lackiererei fünf bivalente Brenner, die neben Erdgas auch Wasserstoff nutzen könnten. Weitere Brenner würden sukzessive umgerüstet, sodass langfristig auf den Einsatz von Erdgas komplett verzichtet werden könne.

Brennstoffzellen-Pkw werden in das Portfolio integriert

Im Pkw-Segment bereitet BMW nach der Erprobung der Pilotflotte des Modells „iX5 Hydrogen“ nun die Produktion von Fahrzeugen mit Wasserstoffantrieb im Jahr 2028 vor. Das Serienmodell werde nahtlos in das bestehende BMW-Fahrzeugportfolio integriert, sodass ein bestehendes Modell zusätzlich in einer Brennstoffzellen-Antriebsvariante angeboten werde. Der Konzern betrachte die FCEV-Technologie ausdrücklich „als Ergänzung zu den bereits etablierten Antriebstechnologien“ wie Batterie-Elektrofahrzeuge (BEV), Plug-in-Hybrid-Elektrofahrzeuge (PHEV) und Verbrennungsmotoren (ICE).

Das BMW-Pilotvorhaben mit wasserstoffbetankten Fahrzeugen in Zusammenarbeit mit Iveco, DHL und Teal Mobility ist Teil des europäischen H2Haul-Projekts. © BMW-Group

Das Pilotvorhaben ist Teil des europäischen „H2Haul“-Projekts zur Förderung der Wasserstoffmobilität im Güterverkehr. Die BMW Group arbeitet dabei mit Iveco, DHL und Teal Mobility zusammen. Die beiden ausgelieferten Maschinen gehören zu einer Flotte von insgesamt zwölf wasserstoffbetriebenen Fahrzeugen, die Iveco im Rahmen von H2Haul in Deutschland, Frankreich und der Schweiz einsetze, „um die Zukunftsfähigkeit von Brennstoffzellen-Lkw zu demonstrieren“. Neben der Beteiligung an H2Haul wurde unter der Konsortialführung von BMW auch das Forschungsprojekt HyCET zur Erprobung von Lkw mit H2-Verbrennungsmotoren initiiert. Dabei würden in Zukunft zwei 40-Tonnen-Lkw sowie ein 18-Tonnen-Lkw in der Logistik eingesetzt. Gefördert wird das Projekt durch das Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV). Verbundpartner in diesem Projekt sind DHL, Volvo Trucks, Deutz, Keyou und Total Energies.

Im Vergleich zur Brennstoffzelle habe der Verbrennungsmotor zwar einen höheren Verbrauch, könne aber „aufgrund der Ähnlichkeit zum etablierten Dieselmotor mit geringeren Produktionskosten punkten“. Brennstoffzellen-Lkw und H2‑Verbrenner nutzten die gleichen Strecke und dieselben Tankstellen. Im Vergleich der beiden Antriebstechnologien solle der bestmögliche Einsatzbereich der jeweiligen Technologie gefunden werden.

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Die BMW Group schickt zwei Brennstoffzellen-Lkw in den Pilotbetrieb zwischen den Standorten Leipzig, Landsberg und Nürnberg, um die Praxistauglichkeit dieser Technologie zu erproben. © BMW Group

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Weltweite Pipeline für grüne Wasserstoffprojekte. © Rystad Energy Hydrogen Solution (Whitepaper)

Grüner Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien hergestellt wird, sei die sauberste, aber derzeit noch teuerste Form zur Herstellung des Energieträgers. Blauer Wasserstoff aus Erdgas sei zwar kosteneffizienter, werde aber weithin als Übergangskraftstoff angesehen, „bis erschwingliche und zuverlässige Alternativen in größerem Umfang verfügbar“ seien, heißt es in einem Whitepaper des Energieforschungsunternehmens.

Stand der Vorhaben einzelner Länder zur Entwicklung von Wasserstoffstrategien. © Rystad Energy Hydrogen Solution (Whitepaper)

Flüssigerdgas (LNG) werde bereits in großem Umfang für den Transport und die Stromerzeugung verwendet, und dessen Infrastruktur könnten auch für den Transport von Wasserstoff angepasst werden. Dies könne „eine gute Lösung sein“, denn angesichts des boomenden Ammoniakhandels bestehe „die dringende Notwendigkeit, das Potenzial der bestehenden Anlagen voll auszuschöpfen“, so Minh Khoi Le, Leiter der Wasserstoffforschung bei Rystad Energy.

Ströme aus Amerika, Afrika und Australien

Aktuell gebe es weltweit 220 Ammoniak-Infrastrukturprojekte mit einer Gesamtumschlagskapazität von mehr als sechs Millionen Tonnen. Australien, das eine Spitzenposition als Exporteur von sauberem Ammoniak anstrebe, verfüge derzeit nur über sieben Terminals mit einer Gesamtlagerkapazität von etwa 173.000 Tonnen. „Ohne eine wesentliche Erweiterung bis 2040 könnten damit nur zwei bis drei Tage der geplanten sauberen Ammoniakexporte bewältigt werden.“ Den Rystad-Schätzungen zufolge steigen die weltweiten Exporte von sauberem Ammoniak bis 2050 auf 121 Mio. tpa, wozu Afrika 40,7 Mio. tpa und Australien 35,9 Mio. beitrügen.

Ausgewählte Projekte zur Produktion von Wasserstoff: Finanzierung und Baustart 2023. © Rystad Energy Hydrogen Solution (Whitepaper)

Um die voraussichtlichen monatlichen Ammoniakausfuhren Australiens zu bewältigen, müsse die Terminalkapazität dort um das Zehnfache erhöht werden. Projekte wie das Western Green Hydrogen Hub und das Australia Renewable Energy Hub gehörten zu den größten Wasserstoffprojekten weltweit, die Ammoniak als Transportmedium in Betracht zögen.

Sowohl der private als auch der öffentliche Sektor unterstützten die Entwicklung einer globalen Wasserstoffwirtschaft, wobei große Unternehmen Vereinbarungen mit Ammoniakherstellern unterzeichnen und Regierungen Importverträge versteigerten. So habe etwa der 2015 als Joint Venture von Tepco Fuel & Power und Chubu Electric Power gegründete japanische Energiehändler JERA eine Ausschreibung gestartet, um sich ab 2027 jährlich bis zu 500.000 Tonnen Ammoniak zu sichern. Verhandelt werde laut Rystad derzeit mit Herstellern wie CF Industries und Yara. In Deutschland hätten die Energiekonzerne Eon, Uniper und RWE mit internationalen Firmen wie Everwind (Kanada), Greenko (Indien) und Hyphen (Namibia) Absichtserklärungen zu Ammoniak abgeschlossen.

Große Nachfrage aus der Schifffahrtsindustrie

Derzeit könnten allerdings nur 30 Prozent der weltweiten Flüssiggasflotte Ammoniak transportieren, und lediglich 50 der großen Gastanker seien dazu überhaupt in der Lage. Um der steigenden Nachfrage gerecht zu werden, habe die in Singapur ansässige Eastern Pacific Shipping Pte. Ltd. bei der chinesischen Jiangnan Shipbuilding Group vier große Ammoniaktanker (VLAC, Very Large Ammonia Carrier) in Auftrag gegeben. Diese seien mit einem Fassungsvermögen von jeweils 93.000 Kubikmetern die größten Frachter der Welt. „Die Ammoniak-Schifffahrtsbranche befindet sich zwar noch im Anfangsstadium, wächst aber rasch“, so Rystad. Um die angekündigten 121 Millionen Tonnen Ammoniak zu transportieren, würden allerdings rund 200 VLAC benötigt. Investitionsvolumen: 20 Milliarden Dollar.

Neben den Neubauten wachse, so Rystad, auch das Interesse an der Umrüstung von LPG-Schiffen für den Ammoniaktransport. Derzeit stünden über 1.450 solcher Tanker zur Verfügung. Die Umrüstung dieser Schiffe auf Ammoniak böten „eine solide Umstellungsstrategie für Reeder“, zumal die Nachfrage nach LPG im Zuge der Bemühungen um Dekarbonisierung „voraussichtlich zurückgehen wird“, heißt es in dem Papier.

Rystad Energy, Whitepaper: „The global markets for Hydrogen and CCUS. Where are the challenges and opportunities?“ Kostenfrei als PDF (20 Seiten, Registrierung erforderlich).

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Derzeit gibt es noch zu wenige Ammoniaktanker für die von Rystad erwartete Transportkapazität. Es können nur 30 Prozent der weltweit bestehenden Flüssiggasflotte Ammoniak transportieren. © Ammonia Energy Association

Der Beitrag Whitepaper: Wasserstoff-Großprojekte setzen auf Ammoniak als Transportmittel erschien zuerst auf Power-to-X.