Deutschlands größter Wasserstoff-Hub: Was passiert wirklich in Lubmin?
Neuer Eigentümer, alte Fragen: Mehr als 4 GW Elektrolyseleistung sind in Lubmin geplant, nach dem letzten Deal sogar ein Einzelprojekt mit 1,7 GW. Wie passt das zum deutschen Wasserstoffhochlauf?
Ein Gastanker entlädt Flüssigerdgas am LNG-Terminal im Hafen Lubmin. Die bestehende Energie-Infrastruktur am Greifswalder Bodden soll künftig auch Deutschlands größten Wasserstoff-Hub tragen.
Foto: picture alliance / imageBROKER | Holger Weitzel
Es ist die nächste Großankündigung von Lubmin, dem ostdeutschen Wasserstoff-Hub in spe: 1,7 GW Elektrolysekapazität, 160.000 t grüner Wasserstoff pro Jahr, das „potenziell größte Wasserstoffprojekt Deutschlands“. So steht es in der Mitteilung, die die Berliner PtX Development GmbH und der Asset-Manager KGAL am 15. April herausgegeben haben. Der Anlass: Die beiden Unternehmen haben die Mehrheit am Lubmin-Projekt des französischen Wasserstoffproduzenten Lhyfe übernommen.
Die Zahlen klingen – mal wieder – imposant. 1,7 GW entsprechen fast dem Zehnfachen der Elektrolyseleistung, die Deutschland Anfang 2026 laut einer Studie des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln (EWI) tatsächlich installiert hatte (185 MW). Doch bei genauerem Hinsehen wirft die Ankündigung Fragen auf.
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Lubmin: Aus fünf Projekten werden vier
Lubmin ist kein einzelnes Wasserstoffprojekt, sondern ein Cluster. Auf dem Gelände des ehemaligen Kernkraftwerks am Greifswalder Bodden planen oder bauen seit Jahren verschiedene Akteure parallel. Die Konstellation hat sich in den letzten anderthalb Jahren mehrfach verändert. Beteiligt waren bzw. sind:
- HH2E (2022/23): Das Hamburger Start-up kündigte ein 1-GW-Projekt mit der britischen Foresight Group als Investor an. Es war Teil einer Gesamtstrategie von 4 GW bis 2030, was etwa 40 % der damaligen deutschen Wasserstoffziele entsprochen hätte. Medien bezeichneten HH2E als „Habecks Flaggschiff“, die Firma selbst nannte sich „Frontrunner bei der grünen Wasserstofferzeugung“. Im November 2024 meldete HH2E Insolvenz an; der Mehrheitseigner Foresight Group hatte die Finanzierung des Lubmin-Werks abgelehnt.
- H2APEX: Die Rostocker arbeiten seit 2023 auf eigenen Flächen an einer Elektrolyseanlage. Die erste Ausbaustufe mit 100 MW soll 2028 starten, perspektivisch sind 600 MW geplant.
- Lhyfe: Ende 2023 kündigte der französische Wasserstoffproduzent ein Projekt mit 800 MW Elektrolysekapazität bis 2029 an. Situiert war es auf dem KKW-Gelände, in unmittelbarer Nachbarschaft zur PtX-Fläche.
- PtX Development: Die Berliner Projektentwicklungsgesellschaft gesellte sich 2024 mit einem separaten 1-GW-Projekt hinzu, durchfinanziert durch den KGAL-Fonds ESPF 6.
- Deutsche ReGas: Das Unternehmen aus Mecklenburg-Vorpommern, bereits Betreiber eines LNG-Terminals in Lubmin, plant einen Wasserstoff-Hub mit Elektrolyse und Ammoniak-Terminal. Das Projekt erhielt im Mai 2025 als erstes deutsches Vorhaben überhaupt eine Förderzusage der Europäischen Wasserstoffbank; 112 Mio. € aus dem EU-Innovationsfonds.
Zwei dieser Projekte haben inzwischen den Betreiber gewechselt: HH2E verkaufte nach dem Abschluss des Insolvenzplanverfahrens zum 1. Juli 2025 an H2APEX, Lhyfe nun im April 2026 an PtX Development und KGAL. Das „potenziell größte Wasserstoffprojekt Deutschlands“ mit 1,7 GW ist demnach kein sechstes Projekt, sondern die erweiterte Fortsetzung von Lhyfes ursprünglichem 800-MW-Vorhaben. Die neuen Eigentümer haben die Entwicklungsplattform mit eigenen Flächen um über 10 ha aufgestockt.
Addiert man alle Ankündigungen, liegen in Lubmin Pläne für mehr als 4 GW Elektrolysekapazität auf dem Tisch. Das entspräche dem Vierfachen dessen, was bp, RWE und andere am zweitgrößten deutschen H2-Standort Lingen vorhaben.
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Lhyfes Pläne für Lubmin
In einem Interview mit ingenieur.de sagte Luc Graré, Deutschland-Chef von Lhyfe, im Oktober 2025: „Wir entwickeln aktuell eine Anlage in Lubmin in Mecklenburg-Vorpommern, die bis zu 800 MW skalierbar ist. Das heißt nicht, dass wir sofort mit 800 MW starten – die erste Phase könnte bei 200 MW liegen, je nach Nachfrage.“
Graré skizzierte im selben Gespräch auch die Zuliefererpraxis des französischen Unternehmens: Für die größeren Anlagen schließe Lhyfe „langfristige Power Purchase Agreements (PPAs)“ mit Offshore-Windparks ab – „etwa für 200 MW bis 300 MW Leistung“. Lhyfe ist der einzige große Betreiber, der in Deutschland bereits realen Umsatz mit grünem Wasserstoff erzielt: 10 Mio. € waren für 2025 anvisiert, bei quartalsweise verdreifachtem Umsatz. Das ist laut Graré mehr, als alle anderen grünen Wasserstoffproduzenten zusammen mit dem Gas verdient haben.
Dass ein Akteur wie Lhyfe sechs Monate später die Mehrheit an seinem strategisch wichtigsten deutschen Projekt verkauft, ist erklärungsbedürftig. Eine Anfrage von ingenieur.de an Lhyfe zur Motivation des Verkaufs blieb bis Redaktionsschluss unbeantwortet.
Was PtX Development bringt
PtX Development, die neuen Mehrheitseigner, ist ein Berliner Projektentwickler, der 2020 gegründet wurde. Auf der Website positioniert sich das Unternehmen als „Initiator und Entwickler industrieller Wasserstoffproduktionsstandorte“. Geschäftsführer sind Alan Cadmus, Frank Masuhr und Konstantin Faller. Eigene Wasserstoffanlagen hat PtX bisher nicht in Betrieb. Als Finanzpartner fungiert der ESPF-6-Fonds der KGAL, eines Münchner Asset-Managers mit Schwerpunkt Energie und Infrastruktur. Beteiligt ist zudem die GP Joule Gruppe als integrierter Energieversorger mit Erfahrung bei erneuerbaren Energien.
Das Konstruktionsmodell ist nicht unüblich: Projektierer sichern Flächen, schaffen Genehmigungen, holen Investoren und treten dann an Betreiber ab. Für einen Standort dieser Größenordnung ist es dennoch bemerkenswert: Der erfahrenste operative Wasserstoffakteur Europas (Lhyfe) zieht sich zurück, ein deutlich jüngerer Projektentwickler mit Finanzpartner übernimmt und skaliert die Ankündigung von 800 MW auf 1,7 GW.
Branche unter Druck
Die Konsolidierung in Lubmin fällt in eine Phase, in der mehrere Wasserstoff-Großprojekte ins Stocken geraten oder ganz beendet werden. Im Saarland liegen alle drei geplanten Wasserstoffprojekte auf Eis: Der Essener Kraftwerksbetreiber Iqony hat sein 53-MW-Projekt in Völklingen-Fenne im Herbst 2025 gestoppt, RWE das 400-MW-Vorhaben in Saarlouis gecancelt, weil die Stahl-Holding-Saar ihren Wasserstoffbedarf von ursprünglich geplanten 50.000 auf 6.000 t reduziert hat. ArcelorMittal hat europaweit seine Wasserstoffpläne für die grüne Stahlproduktion gestoppt.
Graré bezeichnete die Lage im Oktober 2025 als „Valley of Death“. Viele Unternehmen hätten Schwierigkeiten bei der Finanzierung, die große Nachfrage aus der Industrie komme erst 2029/30. „Bis dahin könnten wir noch in einem Tal sein und weitere Insolvenzen und Projektstopps sehen.“
Lubmin als Abbild des deutschen H2-Hochlaufs
Lubmin verkörpert auf den ersten Blick den deutschen Wasserstofftraum: Offshore-Anbindung, Kernnetz, politischer Rückenwind, ein wachsendes Cluster aus industriellen Akteuren. Doch der wiederholte Betreiberwechsel bei immer größer werdenden Zahlen in den Pressemitteilungen passt zum Zustand der gesamten Branche, die mehr verspricht, als sie einhalten kann.
Das zeigt der Blick auf andere Großprojekte. Uniper hat in Wilhelmshaven ein Importterminal für grünes Ammoniak geplant, einen Pilot-Cracker in Gelsenkirchen-Scholven und einen 200-MW-Elektrolyseur direkt daneben, insgesamt bis zu 350.000 t Wasserstoff pro Jahr. Trotz fertiger Planung fehlt die finale Investitionsentscheidung. Holger Kreetz, COO von Uniper, erklärte gegenüber den VDI nachrichten: „Verlässliche Rahmenbedingungen für Elektrolyseure wie die Stromnetzentgeltbefreiung und vor allem die RED-III-Implementierung fehlen einfach noch.“
Open Grid Europe hat Ende 2024 gemeinsam mit Nowega eine 11-km-Wasserstoffleitung im Ruhrgebiet fertiggestellt – die steht still, weil Elektrolyseur und Speicher auf der anderen Seite noch nicht in Betrieb sind. „Wir warten jetzt auf den Transport“, so OGE-Technikchef Detlef Brüggemeyer.
Wie lange kann man in der Schwebe bleiben?
Ein Hauptgrund für das Hapern: Die im Oktober 2023 überarbeitete EU-Richtlinie RED III schreibt vor, dass bis 2030 mindestens 42 % des in der Industrie genutzten Wasserstoffs aus erneuerbaren Quellen stammen müssen. Bis Mai 2025 hätte Deutschland diese Quote in nationales Recht überführen müssen – bis heute ist das nicht geschehen. Ohne verbindliche Quote gibt es keine planbaren Abnahmeverträge, und ohne Abnahmeverträge keine FID. Der Bundesrechnungshof hat im Oktober 2025 einen „Realitätscheck“ der Nationalen Wasserstoffstrategie gefordert: Trotz mehr als 7 Mrd. € an Subventionen in den Jahren 2024 und 2025 verfehle der Bund seine Ziele. Das ursprüngliche 10-GW-Ausbauziel bis 2030 gilt auch im Bundeswirtschaftsministerium nicht mehr als realistisch. Wir hatten die Zusammenhänge im Oktober 2025 ausführlicher analysiert.
Vor diesem Hintergrund bekommt auch die Lubmin-Ankündigung ihre eigentliche Farbe. Nicht der Standort ist das Problem, nicht die neuen Akteure und nicht einmal die Hochskalierung von 800 MW auf 1,7 GW. Das Problem ist, dass alle Großprojekte dieser Größenordnung derzeit auf diese politische Zündung warten – und sich nicht sicher sein können, ob sie rechtzeitig kommt. Wie lange können Großprojekte wie die in Lubmin es sich leisten, in der Schwebe zu bleiben?
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