Wasserstoff in Deutschland: Der Hochlauf stockt – diese 10 Projekte laufen trotzdem

Trotz schleppendem Hochlauf entsteht in Deutschland schon heute das Fundament der Wasserstoffwirtschaft von 2050. Zehn Projekte von Sunfire, Siemens Energy, Lhyfe, Shell, Uniper, Ontras, EWE, Ineratec, Salzgitter und H2 Mobility zeigen, was möglich ist. Dazu geben Führungskräfte aus den Unternehmen exklusive Einblicke.

Gelbe Rohrleitung mit Kennzeichnungspfeil und der Aufschrift „Wasserstoff" sowie zwei Gefahrensymbolen für entzündliche Stoffe.

Kennzeichnung einer Wasserstoffleitung: Der Aufbau von Erzeugung, Netzen und Anwendungen läuft – aber langsamer als geplant.

Foto: picture alliance/dpa | Hendrik Schmidt

Wie sieht die deutsche Wasserstoffwirtschaft im Jahr 2050 aus? Wer eine Antwort sucht, sollte zunächst auf den Ist-Zustand schauen. Und der ist ernüchternd. Ende 2025 standen in Deutschland Elektrolyseure mit einer Gesamtleistung von knapp 0,2 GW. Die Nationale Wasserstoffstrategie der Bundesregierung peilt bis 2030 mindestens 10 GW an, der VDI e.V. hält in seinem aktuellen Impulspapier „Impulse zum Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft“ selbst eine korrigierte Spanne von 5 GW bis 10 GW für „zunehmend unwahrscheinlich“.

Woran es hakt, hat der VDI-Zukunftsdialog unter Leitung von Prof. Michael Sterner in einem knapp einjährigen Prozess mit Fachleuten aus Industrie, Wissenschaft, Politik und Zivilgesellschaft analysiert. Das Ergebnis: Der Hochlauf scheitert nicht an der Technik, sondern an einem zu hohen Risiko für Erzeuger auf der einen und Anwender auf der anderen Seite.

H2-Erzeuger investieren nicht ohne gesicherte Abnahme.
Potenzielle H2-Anwender stellen ohne gesichertes Wasserstoffangebot nicht um.

Das Papier spricht von einem „Mengenrisiko“ und einem „Erlösrisiko„, die sich gegenseitig blockieren. Ein klassisches Henne-Ei-Problem, das sich durch alle drei Wertschöpfungsstufen zieht: Erzeugung, Infrastruktur und Anwendung. Eine begleitende Umfrage unter 316 Fachleuten bestätigt das. Die größten Hemmnisse sind demnach nicht technischer, sondern politisch-administrativer Natur: fehlende langfristige Rahmenbedingungen und zu langsame Genehmigungsverfahren.

Und trotzdem geht es voran. Quer durch Deutschland zeigen Projekte schon heute, dass die Technik funktioniert und das Henne-Ei-Problem lösbar ist, wenn Abnehmer und Erzeuger sich frühzeitig binden, bestehende Infrastruktur klug umgewidmet wird und Importrouten entstehen. Zehn dieser Vorreiterprojekte stellen wir hier entlang der Wertschöpfungskette vor, von der 300-MW-Elektrolyse in Lingen über das mitteldeutsche H2-Startnetz bis zum grünen Stahl aus Salzgitter. Zu jedem Vorhaben beantworten Expertinnen und Experten aus den beteiligten Unternehmen drei Fragen – darunter auch die, wie ihr Konzept ins Jahr 2050 passt.

Top Stellenangebote

Zur Jobbörse

1. Erzeugung mit AEL: Lingen Green Hydrogen
- Fakten zum Projekt
- Drei Fragen an Nils Aldag, Sunfire-CEO
2. Erzeugung mit PEM: Trailblazer Oberhausen
- Fakten zum Projekt
- Drei Fragen an Alexey Ustinov, Leiter Nachhaltige Energiesysteme bei Siemens Energy
3. Produktion: H2-Aspen in Schwäbisch Gmünd (Lhyfe)
- Fakten zum Projekt
- Drei Fragen an Luc Graré, Leiter Mittel- und Osteuropa bei Lhyfe
4. Produktion: Refhyne I und II in Wesseling (Shell Energy)
- Fakten zum Projekt
- Drei Fragen an Frank Kießlich, Business Opportunity Manager Rheinland Electrolysers bei Shell
5. Import: Unipers Demo-Ammoniakcracker Gelsenkirchen
- Fakten zum Projekt
- Drei Fragen an Holger Kreetz, COO von Uniper
6. Transport: Ontras H2-Startnetz Mitteldeutschland
- Fakten zum Projekt
- Drei Fragen an Tino Falley, Ontras H2-Programmmanager
7. Ökosystem: Clean Hydrogen Coastline (EWE)
- Fakten zum Projekt
- Drei Fragen an Dr. Geert Tjarks, Leiter Projektentwicklung Wasserstoff im EWE-Konzern
8. Nutzung: e-Fuels aus dem Era One in Frankfurt am Main (Ineratec)
- Fakten zum Projekt
- Drei Fragen an Tim Böltken, CEO und Mitgründer von Ineratec
9. Nutzung: SALCOS – Grüner Stahl bei Salzgitter
- Fakten zum Projekt
- Drei Fragen an Heike Denecke-Arnold, CEO Salzgitter Flachstahl GmbH und Leiterin des Geschäftsbereichs Stahlerzeugung
10. Nutzung: Europas leistungsstärkste Wasserstofftankstelle (H2 Mobility)
- Fakten zum Projekt
- Drei Fragen an Franz Fronzke, Geschäftsführer und COO von H2 Mobility
Fazit: Was bis 2050 noch passieren muss

1. Erzeugung mit AEL: Lingen Green Hydrogen

Sunfire-Elektrolyseure, 100 MW, AEL Technologie

Der Dresdener Elektrolyseurhersteller Sunfire liefert die Technologie (100 MW, AEL) für das Projekt.

Foto: Sunfire

Fakten zum Projekt
Standort	Lingen (Ems), Niedersachsen
Geplante Inbetriebnahme	2026 (200 MW), 2027 (volle 300 MW)
Kapazität	300 MW, 5,6 t grüner Wasserstoff pro Stunde
Sunfire-Technologie	Druck-Alkali-Elektrolyse (Sunfire-HyLink Alkaline)
Besonderheit	Langzeit-Abnahmevertrag mit TotalEnergies: 30.000 t grüner Wasserstoff pro Jahr (2030–2044), jährliche CO₂-Einsparung: 300.000 t

Im niedersächsischen Lingen entsteht eines der größten Wasserstoffprojekte Deutschlands: Ab 2027 wird hier mit 300 MW Leistung bis zu 5,6 t grüner Wasserstoff pro Stunde produziert – genug, um eine Großstadt wie Hannover theoretisch einen ganzen Tag lang mit klimaneutralem Energieträger zu versorgen. Das Projekt GET H2 Nukleus verbindet RWEs Infrastruktur mit moderner Elektrolyse-Technologie. Sunfire liefert dabei einen 100-MW-Alkali-Elektrolyseur, ein Drittel der 300-MW-Gesamtkapazität.

Das Besondere: Der Wasserstoff hat bereits einen festen Abnehmer, bevor die erste Anlage läuft. RWE und TotalEnergies haben einen wegweisenden Langzeitvertrag geschlossen: 30.000 t grüner Wasserstoff pro Jahr fließen ab 2030 für 14 Jahre in die Total-Raffinerie in Leuna. Dort ersetzt er fossilen Wasserstoff in der Kraftstoffproduktion und spart jährlich 300.000 t CO₂ ein, so viel wie 140.000 Pkw ausstoßen. Grüner Wasserstoff wird in Lingen nicht nur produziert, sondern auch wirklich gebraucht.

Drei Fragen an Nils Aldag, Sunfire-CEO

Sunfire-CEO Nils Aldag — Nils Aldag. Foto: Sunfire

Was ist Ihr Beitrag zum H2-Hochlauf in Deutschland?

Wir treiben den Wasserstoff‑Hochlauf in Deutschland mit unseren zuverlässigen Elektrolyseuren voran – entwickelt und gefertigt in Deutschland. Dafür konzentrieren wir uns ausschließlich auf grünen Wasserstoff und kombinieren zwei Schlüsseltechnologien: die Druck-Alkali-Elektrolyse (AEL) als robustes Fundament der heutigen Wasserstoffwirtschaft und die Hochtemperatur-Elektrolyse (SOEC) für höchste Effizienz und Kostenvorteile. Großprojekte wie unser 100‑MW‑Elektrolyseur für RWE in Lingen (GET H2 Nukleus) zeigen unsere industrielle Umsetzungsstärke.

Was ist die größte Herausforderung, vor der Ihr Projekt aktuell steht?

Entscheidend für den Projekterfolg ist eine enge, verlässliche Zusammenarbeit, und genau die erleben wir auch in Lingen. Durch frühere Pilotprojekte haben Sunfire und RWE bereits wertvolle Erfahrungen gesammelt, auf die wir nun im 100‑MW‑Projekt aufbauen. Die eigentliche Herausforderung liegt im regulatorischen Umfeld: Für einen echten Markthochlauf braucht es weiterhin wirksame Anreize, um Nachfrage und Zahlungsbereitschaft zu erhöhen. Während die Umsetzung der RED III im Verkehrssektor bereits funktioniert, geht es etwa bei der Stahl- und Chemieindustrie noch zu langsam voran. Der zügige Ausbau des Wasserstoff-Kernnetzes ist entscheidend, damit Abnahmeverträge auch tatsächlich erfüllt werden können.

Wie sieht die Wasserstoffinfrastruktur im Jahr 2050 aus – und welche Rolle spielt Ihr Projekt dabei?

2050 wird grüner Wasserstoff ein zentraler Energieträger und Grundlage für ein sicheres, unabhängiges und wettbewerbsfähiges Europa sein. Dafür entsteht eine Infrastruktur, die Erzeugung, Transport und Nutzung verzahnt. Projekte wie GET H2 Nukleus sind echte Vorreiter und zeigen, dass grüne Wasserstoffprojekte großskalig umsetzbar sind. Und Sunfire bringt die Technologie und Umsetzungsstärke dafür ein. Mit der Total-Raffinerie in Leuna hat RWE für die Elektrolyse in Lingen bereits einen Ankerkunden gefunden und liefert von 2030 bis 2044 jährlich rund 30.000 t grünen Wasserstoff. Ein starkes Signal für den Wasserstoffhochlauf und Dekarbonisierung von Raffinerien!

2. Erzeugung mit PEM: Trailblazer Oberhausen

Die PEM-Elektrolyseure produzieren seit 2024 grünen Wasserstoff für Air Liquide.

Foto: Andreas Hackl/Hacklfoto/Siemens Energy

Fakten zum Projekt
Standort	Oberhausen
Projektstart	2021
Inbetriebnahme	2024
Kapazität	20 MW, bis zu 2900 t erneuerbarer Wasserstoff pro Jahr
Technologie	PEM-Elektrolyse (Siemens Energy Elyzer P-300)
Partner	Siemens Energy, Air Liquide
Besonderheit	Erstes staatlich gefördertes Elektrolyseprojekt im Rahmen der deutschen Wasserstoffstrategie. Erste Anlage in Deutschland mit offizieller RFNBO-Zertifizierung (ISCC-EU).

Im Chemiepark von OQ Chemicals in Oberhausen produziert seit 2024 eine 20-MW-Elektrolyseanlage bis zu 2900 t grünen Wasserstoff pro Jahr. Das Projekt Trailblazer von Air Liquide und Siemens Energy war die erste Elektrolyseanlage, die im Rahmen der deutschen Wasserstoffstrategie staatlich gefördert wurde. Die Förderung durch das BMWK lief seit Juli 2021, die Inbetriebnahme erfolgte 2024.

Der Siemens Energy Elyzer P-300 wurde direkt an das über 220 km lange Wasserstoff-Pipelinenetz von Air Liquide angeschlossen. Industriekunden in Nordrhein-Westfalen – Chemieindustrie, Raffinerien und Mobilitätsanbieter – werden seither über die bestehende Infrastruktur beliefert, ohne dass neue Pipelines gebaut werden mussten. Im April 2025 kam ein weiterer Meilenstein hinzu: Als erste Anlage in Deutschland erhielt Trailblazer die offizielle RFNBO-Zertifizierung nach ISCC-EU-Standard. Die Erkenntnisse aus diesem 20-MW-Projekt fließen heute in zehnmal größere Anlagen wie Normand’Hy (Frankreich) und ELYgator (Niederlande) ein.

Drei Fragen an Alexey Ustinov, Leiter Nachhaltige Energiesysteme bei Siemens Energy

Was ist Ihr Beitrag zum H2-Hochlauf in Deutschland?

Im Rahmen unserer Partnerschaft mit Air Liquide haben wir eines der ersten Schlüsselprojekte in Deutschland realisiert: Air Liquide Trailblazer. Wir lieferten einen Siemens Energy Elyzer P-300-Elektrolyseur für die 20-MW-PEM-Anlage im Industriepark Ruhrchemie, die jährlich bis zu 2900 t erneuerbaren Wasserstoff in das bestehende Pipelinenetz einspeist. 2024 in Betrieb genommen, wurde damit erstmals ein großer Elektrolyseur direkt in eine bestehende H₂-Infrastruktur integriert – ein wichtiger Schritt, um industrielle Verbraucher in der Rhein-Ruhr-Region zuverlässig mit kohlenstoffarmem Wasserstoff zu versorgen.

Was ist die größte Herausforderung, vor der Ihr Projekt aktuell steht?

Das Projekt lieferte wichtige Erkenntnisse für Bau und Betrieb, die in die nächste Generation von Elektrolyseurprodukten aus unserer gemeinsamen Gigafabrik in Berlin einfließen. Die erfolgreiche Integration in eine bestehende Pipeline-Infrastruktur erforderte umfangreiche Genehmigungs- und Sicherheitsprozesse. Ein Meilenstein: Als erstes Projekt in Deutschland erhielt die Anlage im April 2025 die RFNBO-Zertifizierung. Die Erfahrungen aus diesem 20-MW-Projekt fließen nun in zehnmal größere Industrieprojekte ein, wie Air Liquide Normand’Hy in Frankreich und ELYgator in den Niederlanden – jeweils 200 MW.

Wie sieht die Wasserstoffinfrastruktur im Jahr 2050 aus – und welche Rolle spielt Ihr Projekt dabei?

Es entsteht ein europäisches Wasserstoff-Ökosystem mit grenzüberschreitenden Pipelines, Industrieclustern und standardisierten Zertifizierungen. Um die industrielle Transformation voranzutreiben, braucht es drei Dinge: zuverlässige und vereinfachte regulatorische Anforderungen, schnellere Planungs- und Genehmigungsverfahren sowie marktgestaltende Mechanismen, die Investitionen in heimische Elektrolysetechnologien sichern. Das Trailblazer-Projekt zeigt bereits heute, wie erneuerbarer Wasserstoff in bestehende Netze integriert werden kann – ein Baustein für die Skalierung und breiteren Zugang zu kohlenstoffarmem Wasserstoff bis 2050.

3. Produktion: H2-Aspen in Schwäbisch Gmünd (Lhyfe)

Die 10-MW-Anlage von Lhyfe in Schwäbisch Gmünd wurde im Oktober 2025 eingeweiht.

Foto: Lhyfe.

Fakten zum Projekt
Standort	Schwäbisch Gmünd, Baden-Württemberg
Projektstart	2023
Inbetriebnahme	Oktober 2025 (Einweihung), kommerzieller Betrieb ab 2026
Kapazität	10 MW, bis zu 4 t grüner Wasserstoff pro Tag
Technologie	PEM-Elektrolyse, modulare Container-Architektur
Besonderheit	Erste Lhyfe-Produktionsanlage außerhalb Frankreichs. Vertrieb via eigener Tube-Trailer-Flotte statt Pipeline.

Auf einem 1 ha großen Industriegelände in Schwäbisch Gmünd produziert Lhyfe seit diesem Jahr bis zu 4 t grünen Wasserstoff pro Tag. Die 10-MW-Anlage ist die erste Produktionsstätte des aus der Region von Nantes stammenden Unternehmens außerhalb Frankreichs.

Anders als viele geförderte Einzelprojekte zielte das Unternehmen von Anfang an auf den freien Markt. Die Nachfrage kommt vor allem aus der Mobilität: Busflotten in ganz Deutschland werden von hier aus über regionale Tankstellen beliefert, die zum Beispiel H2 Mobility betreibt. Auch Forschungszentren, Brennstoffzellenhersteller und spezialisierte Industriebetriebe gehören zum Kundenstamm. Bis H2-Pipelines verfügbar sind, setzt Lhyfe für den Transport auf eine eigene Flotte von Tube-Trailern.

Drei Fragen an Luc Graré, Leiter Mittel- und Osteuropa bei Lhyfe

Was ist Ihr Beitrag zum H2-Hochlauf in Deutschland?

Als Pionier haben wir frühzeitig in die Produktion von grünem Wasserstoff investiert, und dieser Ansatz zahlt sich aus. Unsere Umsätze wachsen rasant; allein im vergangenen Jahr erzielten wir mit dem Verkauf von Wasserstoff einen Umsatz von 10 Mio. €. Anstatt darauf zu warten, dass alle Elemente des Wasserstoff-Ökosystems – wie beispielsweise das Wasserstoff-Backbone – verfügbar sind, haben wir in eine eigene Flotte von Tube-Trailern investiert, um Wasserstoff direkt zu unseren Kunden zu transportieren. Selbst wenn das Wasserstoff-Backbone künftig zur Verfügung steht, wird es nicht möglich sein, alle potenziellen Kunden innerhalb eines angemessenen Zeitraums anzubinden. Eine flexible Logistik bleibt daher unerlässlich.

Was ist die größte Herausforderung, vor der Ihr Projekt aktuell steht?

Die größte Herausforderung, vor der wir heute stehen, ist die langsame Umsetzung des erforderlichen regulatorischen Rahmens, insbesondere die Umsetzung der RED III in deutsches Recht.

Wie sieht die Wasserstoffinfrastruktur im Jahr 2050 aus – und welche Rolle spielt Ihr Projekt dabei?

Bis 2050 soll die Wasserstoffinfrastruktur ein integraler Bestandteil des Energiesystems sein und als zentraler Energieträger fungieren: Sie unterstützt die Systemstabilität, stärkt die Energieversorgungssicherheit und dient als unverzichtbares, vollständig dekarbonisiertes Industriegas und Rohstoff. Unser Projekt wird in diesem zukünftigen System eine wichtige Rolle spielen – zumal es bis dahin bereits seit nahezu 25 Jahren in Betrieb sein wird.

4. Produktion: Refhyne I und II in Wesseling (Shell Energy)

Refhyne 2 nähert sich der Fertigstellung.

Foto: Shell Energy and Chemicals Park Rheinland

Fakten zum Projekt
Standort	Wesseling, Shell Energy and Chemicals Park Rheinland
Projektstart	REFHYNE 1: 2021; REFHYNE 2: Baubeginn November 2024
Inbetriebnahme	REFHYNE 1: 2021; REFHYNE 2: 2027
Kapazität	REFHYNE 1: 10 MW; REFHYNE 2: 100 MW (bis zu 16.000 t H₂/Jahr)
Technologie	PEM-Elektrolyse (Polymer-Elektrolyt-Membran), H₂-Qualität nach EN 17124:2018 bei 30 bar
Partner	ITM Power, Linde, TECNALIA, ERM, SINTEF AS, CONCAWE
Förderung	EU Horizon 2020 (Fördervereinbarung Nr. 101036970, koordiniert von CINEA)
Besonderheit	Zweistufiges Konzept: REFHYNE 1 als Pilotanlage und Testfeld, REFHYNE 2 als Skalierung auf industriellen Maßstab. Zusammen decken beide Elektrolyseure ca. 10 % des jährlichen Wasserstoffbedarfs am Standort. RFNBO-Zertifizierung.

Im Shell Energy and Chemicals Park Rheinland in Wesseling betreibt der Mineralölkonzern bald zwei PEM-Elektrolyseure für die Dekarbonisierung seiner Raffinerie. REFHYNE 1, seit 2021 in Betrieb, dient als 10-MW-Pilotanlage und Testfeld für Datenqualität, Automatisierung und RFNBO-Zertifizierung. REFHYNE 2, für das am 5. März 2026 Richtfest gefeiert wurde, skaliert die Technologie auf 100 MW und soll ab 2027 bis zu 16.000 t erneuerbaren Wasserstoff pro Jahr produzieren.

Zusammen decken beide Elektrolyseure etwa 10 % des jährlichen Wasserstoffbedarfs des Standorts. REFHYNE 2 besteht aus 10 Modulen à 10 MW mit jeweils 15 Stacks (0,7 MW) und produziert Wasserstoff bei 30 bar mit Strom aus Solar- und Windenergie. Ziel von Shell ist es, mit dem grünen Wasserstoff den CO2-Fußabdruck der in der Raffinerie hergestellten Kraftstoffe und Chemikalien zu reduzieren.

Drei Fragen an Frank Kießlich, Business Opportunity Manager Rheinland Electrolysers bei Shell

Was ist Ihr Beitrag zum H₂-Hochlauf in Deutschland?

Mit unseren Elektrolyseuren REFHYNE 1 und 2 leistet Shell einen zweifachen Beitrag zum deutschen Wasserstoffhochlauf: Wir produzieren reale Mengen erneuerbaren Wasserstoffs zur Dekarbonisierung des Raffineriebetriebs und schaffen gleichzeitig erstmals ein vollständig integriertes End-to-End-System aus Energiebezug mit Herkunftsnachweisen, zertifizierter Elektrolyse und nachweisbarer Klimawirkung. REFHYNE 1 diente dabei als Pilotanlage und Testfeld für Datenqualität, Automatisierung und Zertifizierungstools, während REFHYNE 2 den Beleg für die Skalierung zum großindustriellen Maßstab liefert. Unsere Erfahrungen aus beiden Projekten fließen aktiv in die Weiterentwicklung von Regulierung und Marktmechanismen ein, sodass der Wasserstoffhochlauf möglichst verlässlich, skalierbar und wirtschaftlich erfolgen kann.

Was ist die größte Herausforderung, vor der Ihr Projekt aktuell steht?

Die zentrale Herausforderung ist die Wirtschaftlichkeit: Erneuerbarer Wasserstoff bleibt ohne verlässliche Nachfrageinstrumente teurer als konventioneller. Zusätzlich erschweren dynamische und teils verzögerte Regulierungsdetails – etwa bei RED III, Netzentgelten oder Vorgaben zu zeitlicher Korrelation – die Planung sowie die Abläufe in der Praxis und erhöhen Compliance-Risiken. Erfolgskritisch ist etwa die Verknüpfung realer Erzeugungsdaten mit Zertifizierungsanforderungen, sowie aktuell die Unsicherheit über künftige Matching-Regeln. Solange diese regulatorischen Rahmenbedingungen nicht klar und langfristig verlässlich gestaltet sind, stehen großindustrielle Wasserstoff-Projekte vor schwer zu beantwortenden Fragen der Auslastung und der Investitionssicherheit. Hinzu kommen Herausforderungen beim Infrastrukturausbau, die Investitionen risikoreicher machen und Projekte in Europa verzögern können.

Wie sieht die Wasserstoffinfrastruktur im Jahr 2050 aus – und welche Rolle spielt Ihr Projekt dabei?

Mit den REFHYNE-Anlagen zeigt Shell schon heute, dass nachhaltige Erzeugung im industriellen Maßstab funktioniert, und liefert konkrete Blaupausen für Betrieb, Nachweisführung und Integration in bestehende Anlagenstrukturen. Damit schaffen die Anlagen Erfahrungswerte, auf denen die künftige Infrastruktur aufbauen kann. Bei optimaler Entwicklung wird Wasserstoff 2050 ein zentraler Bestandteil des Energiesystems sein: mit weitgehend ausgebauten Netzen, industriellen Großelektrolyseuren und klar etablierten, harmonisierten Regulierungsmechanismen. Die Nutzung dürfte sich dabei auf industrielle Prozesse und schwer zu dekarbonisierende Verkehrsträger konzentrieren.

5. Import: Unipers Demo-Ammoniakcracker Gelsenkirchen

Rendering des Ammoniak-Demo-Crackers am Uniper-Kraftwerksstandort in Gelsenkirchen-Scholven. Bild: Uniper

Fakten zum Projekt
Standort	Gelsenkirchen-Scholven
Projektstart	2025 (Baubeginn April 2025)
Geplante Inbetriebnahme	Ende 2026, Testbetrieb ab Anfang 2027
Kapazität	Bis zu 28 t Ammoniak/Tag (≈ 4 t Wasserstoff/Tag)
Technologie	Katalytisches Ammoniak-Cracking
Partner	Uniper & Thyssenkrupp Uhde
Besonderheit	Eine der ersten industriellen Demonstrationsanlagen für Ammoniak-Cracking weltweit. Blaupause für Wasserstoff-Importterminal Wilhelmshaven (HITW).

Auf dem Kraftwerksgelände in Gelsenkirchen-Scholven entsteht eine der weltweit ersten industriellen Demonstrationsanlagen für Ammoniak-Cracking. Ab Ende 2026 will der Düsseldorfer Gasimporteur und -händler hier täglich bis zu 28 t Ammoniak in etwa 4 t Wasserstoff und Stickstoff spalten – eine Schlüsseltechnologie für den internationalen Wasserstoffhandel. Die Bauarbeiten haben im April 2025 begonnen.

Die Anlage dient als Blaupause für Unipers geplantes Wasserstoff-Importterminal in Wilhelmshaven (HITW), wo die Technologie großindustriell zum Einsatz kommen soll. Ammoniak eignet sich wegen seiner höheren Energiedichte als Trägermedium für den Wasserstoff-Transport über große Distanzen, vor allem per Schiff. Während der direkte Wasserstofftransport technisch und wirtschaftlich aufwändig ist, lässt sich Ammoniak vergleichsweise einfach verflüssigen und in großen Mengen verschiffen. Uniper hat sich bereits Lizenzpakete für bis zu sechs kommerzielle Cracking-Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 7200 t Ammoniak pro Tag von Thyssenkrupp Uhde gesichert.

Drei Fragen an Holger Kreetz, COO von Uniper

Holger Kreetz, COO von Uniper. Foto: Uniper

Was ist Ihr Beitrag zum H2-Hochlauf in Deutschland?

Uniper engagiert sich entlang der gesamten Wasserstoff-Wertschöpfungskette: vom Handel und Import über Ammoniak-Cracking, Elektrolyse und Speicherung bis hin zur Nutzung in H₂-ready-Kraftwerken. Ein konkretes Beispiel ist die Versuchsanlage in Gelsenkirchen-Scholven. Sie schließt eine zentrale Lücke für den internationalen Wasserstoffmarkt, indem sie demonstriert, wie im industriellen Maßstab Wasserstoff sicher und effizient aus importiertem Ammoniak freigesetzt werden kann. Damit schafft das Projekt die technologische Grundlage für Wasserstoffimporte im großen Stil – und ist ein entscheidender Baustein, um Deutschland schnell, zuverlässig und klimafreundlich mit Wasserstoff zu versorgen.

Was ist die größte Herausforderung, vor der Ihr Projekt aktuell steht?

Die zentrale Herausforderung für die Projektumsetzung besteht darin, die Technologie unter realen industriellen Bedingungen zur Marktreife zu führen: Materialbeständigkeit, NOx-Reduktion, Katalysator-Performance und Energieeffizienz müssen zuverlässig validiert werden. Für das große Ganze – den erfolgreichen Wasserstoffhochlauf – braucht es vor allem ausreichende Nachfrage. Ein wichtiges positives Signal ist die Umsetzung der EU-Richtlinie RED III im Verkehrssektor durch die Weiterentwicklung der THG-Minderungsquote, die den Markthochlauf unterstützen und zusätzliche Nachfrageimpulse setzen kann. Darüber hinaus wird eine steigende Wasserstoffnachfrage aus der Industrie, etwa in den Bereichen Stahl, Chemie und anderen energieintensiven Branchen, entscheidend sein. Ebenso wichtig sind tragfähige Geschäftsmodelle für Importterminals, ein verlässlicher regulatorischer Rahmen sowie ausreichende Investitionsanreize.

Wie sieht die Wasserstoffinfrastruktur im Jahr 2050 aus – und welche Rolle spielt Ihr Projekt dabei?

Im Jahr 2050 könnte Wasserstoff ein zentraler Baustein der europäischen Energieversorgung sein. Vor allem Kraftwerke und Industrie-Cluster, wo konkreter Bedarf besteht, würden dann über das H₂-Kernnetz und H₂-Speicher versorgt. Um die wachsende Nachfrage zu decken, dürfte die heimische Produktion allein nicht ausreichen – Europa wäre in erheblichem Maße auf Importe angewiesen. Genau hier würde unser Wasserstoff-Importterminal in Wilhelmshaven (HITW) ansetzen, das auf den Erfahrungen und technologischen Erkenntnissen aus Gelsenkirchen-Scholven aufbaut. Die Demonstrationsanlage liefert die entscheidenden Erkenntnisse für industrielle Cracking-Anlagen und ist damit ein technologischer Wegbereiter für Europas zukünftige Wasserstoffimporte. Ohne den dort gewonnenen Know-how-Transfer wäre ein skalierbares, effizientes Importsystem kaum umsetzbar.

6. Transport: Ontras H2-Startnetz Mitteldeutschland

Das Ontras H2-Startnetz verbindet auf 600 km die Industriestandorte Berlin, Leipzig, Magdeburg, Salzgitter und Mittelsachsen. Das erste Teilstück ist seit April 2025 in Betrieb.

Foto: Ontras

Fakten zum Projekt
Standort	600 km in Mittel- und Ostdeutschland (Sachsen-Anhalt, Niedersachsen, Brandenburg, Sachsen)
Projektstart	Dezember 2022
Geplante Inbetriebnahme	Erstes Teilstück seit April 2025 in Betrieb, danach sukzessive ab 2027
Technologie	80 % Umstellung bestehender Erdgasleitungen, 20 % Neubau
Ankerkunden	BMW-Werk Leipzig (ab Ende 2027), TotalEnergies
Besonderheit	Teil des deutschlandweiten Wasserstoff-Kernnetzes. IPCEI-gefördertes Großprojekt Green Octopus Mitteldeutschland. BMW-Werk Leipzig wird weltweit erste Autofabrik mit direktem H2-Netzanschluss.

In Ost- und Mitteldeutschland entsteht in den kommenden Jahren das Ontras H2-Startnetz und verbindet auf rund 600 km die Industriestandorte Berlin, Leipzig, Magdeburg, Salzgitter und Mittelsachsen mit Erzeugern, Importpunkten und Speichern. Rund 80 % der Leitungen entstehen durch Umstellung bestehender Erdgaspipelines, nur 20 % müssen neu gebaut werden. Dieser Ansatz spart Zeit und Kosten.

Erste Abnehmer gibt es bereits: Ab Ende 2027 wird das BMW-Werk Leipzig als weltweit erste Autofabrik direkt ans Wasserstoffnetz angeschlossen. Der erste Abschnitt des Startnetzes ging bereits 2025 beim Energiepark Bad Lauchstädt in Betrieb. Das „Reallabor der Energiewende“ in Sachsen-Anhalt soll zeigen, wie Wasserstofftransport in der Praxis funktioniert.

Drei Fragen an Tino Falley, Ontras H2-Programmmanager

ONTRAS H2 Programmmanager Tino Falley — Tino Falley. Foto: Ontras

Was ist Ihr Beitrag zum H2-Hochlauf in Deutschland?

Als wichtiger Teil des deutschlandweiten Wasserstoff-Kernnetzes verbinden wir künftig Erzeugungs- und Importpunkte mit industriellen Verbrauchszentren in Mittel- und Ostdeutschland und ermöglichen verlässliche Transportwege. Im Rahmen des Ontras H2-Startnetzes arbeiten wir mit Hochdruck an der Umsetzung von insgesamt ca. 600 km H2-Transportleitungen. Somit leisten wir einen wichtigen Beitrag zum Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und tragen einen bedeutenden Teil zur Dekarbonisierung der hiesigen Industrie bei. Über unsere Zieltermine zur Transportbereitschaft informieren wir transparent auf ontras-h2-startnetz.de.

Was ist die größte Herausforderung, vor der Ihr Projekt aktuell steht?

Lieferverträge wie zwischen RWE und der TotalEnergies Raffinerie Mitteldeutschland zeigen uns, dass der Markthochlauf grundsätzlich vorankommt und die Branche weiterhin ein Commitment für die Transformation hat. Gleichzeitig bleibt das Marktumfeld herausfordernd: Die regulatorischen und finanziellen Rahmenbedingungen reichen derzeit nicht aus, was sich in einer zurückhaltenden Investitionsbereitschaft weiterer Marktakteure zeigt – obwohl diese für ein volkswirtschaftlich sinnvolles H2-Netz notwendig wären. Für die weitere Entwicklung ist daher entscheidend, dass politische Anreize für Produktion und Nachfrage verbessert werden. Erst wenn diese Hürden abgebaut sind, kann der Hochlauf an Tempo gewinnen.

Wie sieht die Wasserstoffinfrastruktur im Jahr 2050 aus – und welche Rolle spielt Ihr Projekt dabei?

2050 ist Wasserstoff ein zentrales Rückgrat unserer industriellen Wertschöpfung. Das deutschlandweite Wasserstoff-Kernnetz bildet dafür die Grundlage. Mit dem Ontras H2-Startnetz legen wir heute einen entscheidenden Grundstein. Um in Zukunft weitere H2-Transportrouten zu erschließen, braucht es jedoch heute langfristig verlässliche und investitionsfreundliche politische Rahmenbedingungen. Sonst riskieren wir, dass potenzielle Kunden weiter abwarten, notwendige Entscheidungen verschoben werden und der Hochlauf ins Stocken gerät – mit langfristigen Folgen für Wettbewerbsfähigkeit, Klimaziele und die effiziente Nutzung der bereits geplanten H2-Infrastruktur im ganzen Land.

7. Ökosystem: Clean Hydrogen Coastline (EWE)

Die 320-MW-Elektrolyseanlage in Emden soll Ende 2027 in Betrieb gehen und jährlich bis zu 26.000 t grünen Wasserstoff produzieren. Bild: EWE

Fakten zum Projekt
Standort	Nordwestdeutschland (Emden, Huntorf, Jemgum, Leer, Sandkrug, Sande, Wiefelstede, Bremerhaven) sowie Rüdersdorf bei Berlin
Projektstart	2022
Geplante Inbetriebnahme	Elektrolyse Emden und H2-Speicher Huntorf: voraussichtlich Ende 2027
Kapazität	320 MW Elektrolyse, bis zu 26.000 t Wasserstoff/Jahr
Technologie	PEM-Elektrolyse (Siemens Energy), Kavernenspeicher (Huntorf), 5 Wasserstoffleitungen (H2Coastlink 1-5)
Partner	Siemens Energy (Elektrolyse), Salzgitter Flachstahl GmbH (erster langfristiger Abnehmer)
Besonderheit	IPCEI-Projekt mit systemischem Ansatz: Erzeugung, Speicherung und Transport von Anfang an integriert. H2Coastlink umfasst fünf Leitungsabschnitte mit einer Gesamtlänge von rund 239 km plus Anschluss an Hyperlink (Gasunie) und H2ercules (OGE) für die überregionale Anbindung. Gigawatt-Skalierung vorgesehen.

In Emden baut EWE eine Wasserstofferzeugungsanlage mit einer Leistung von 320 MW, die voraussichtlich Ende 2027 fertiggestellt wird und direkt ins Wasserstoff-Kernnetz einspeist. Mit bis zu 26.000 t grünem Wasserstoff pro Jahr soll sie vor allem Stahlindustrie und Petrochemie beliefern. Einen ersten großen Abnehmer hat EWE bereits gefunden: Ab 2030 soll die Salzgitter Flachstahl GmbH über zunächst sieben Jahre jährlich rund 10.000 t grünen Wasserstoff aus Emden beziehen.

Der Elektrolyseur ist Teil des mehrteiligen Gesamtprojekts Clean Hydrogen Coastline. Insgesamt investiert EWE rund eine Milliarde Euro in Wasserstoffprojekte und Aktivitäten. Mehrere Teilprojekte werden über das europäische IPCEI-Programm durch Bund und Länder gefördert. In dem Nordwest-Projekt plant EWE Erzeugung, Speicherung und Transport von Anfang an integriert. Die Elektrolyse in Emden wird über fünf Leitungsabschnitte (H2Coastlink 1-5) mit Kavernenspeichern in Huntorf verbunden.

Ende Juni 2026 erfolgte der Spatenstich für H2Coastlink 1, die erste Wasserstoffpipeline im Nordwesten. Die 24 Kilometer lange Leitung zwischen Emden und Leer soll im Herbst 2027 in Betrieb gehen und den Elektrolyseur mit dem Wasserstoff-Kernnetz verbinden. EWE betreibt 37 Salzkavernen und verfügt damit über 15 % der deutschen Kavernenspeicher, die perspektivisch für Wasserstoff geeignet sind. Über Anschlusspunkte an Gasunie (Hyperlink), OGE (H2ercules) und eine 70-km-Leitung von Wilhelmshaven nach Leer wird Clean Hydrogen Coastline zudem Teil des deutschlandweiten Kernnetzes.

Drei Fragen an Dr. Geert Tjarks, Leiter Projektentwicklung Wasserstoff im EWE-Konzern

Was ist Ihr Beitrag zum H2-Hochlauf in Deutschland?

Unser Ziel ist es, systemischen Wert durch Wasserstoff zu schaffen und Industriekunden grünen Wasserstoff zur Dekarbonisierung bereitzustellen. Dafür sind wir hauptsächlich auf der Versorgungsseite aktiv, mit einem großen Fokus auf der heimischen Wasserstofferzeugung via Elektrolyse an systemdienlichen Standorten. Das verknüpfen wir mit unterirdischen Wasserstoffspeichern und Leitungen, die zum Kunden führen. Mit unserem mehrteiligen IPCEI-Projekt „Clean Hydrogen Coastline“ waren wir schon relativ früh am Markt und sehen uns in einer First-Mover-Rolle, die den Markt mit gezielten Investitionen aktiv aufbaut und mitgestaltet. Unser Ansatz ist dabei bewusst systemisch gedacht: Erzeugung, Speicherung und Transport werden von Beginn an integriert geplant. Mit dem Baustart der ersten H₂Coastlink-Pipeline und dem Liefervertrag mit Salzgitter Flachstahl wird dieser Ansatz nun Schritt für Schritt Realität.

Was ist die größte Herausforderung, vor der Ihr Projekt aktuell steht?

Alle Wasserstoffprojekte in Deutschland haben aus unserer Sicht zwei große Herausforderungen. Zum einen fehlt die Abnahme im großen Stil: Die Zahlungsbereitschaft passt nicht zu dem, was wir für die Produktion von grünem Wasserstoff brauchen. Zum anderen wird die Preisstruktur auf der Herstellungsseite durch regulatorische Vorgaben beeinflusst, die aus unserer Perspektive kontraproduktiv wirken. Mit unserer 320-MW-Wasserstofferzeugungsanlage, die gerade in Emden entsteht, könnten wir ab Ende 2027 im Jahr bis zu 26.000 t liefern. Mit Salzgitter Flachstahl haben wir bereits einen langfristigen Liefervertrag über jährlich rund 10.000 t ab 2030 geschlossen. Das ist ein wichtiges Signal für den Markthochlauf. Perspektivisch sehen wir für uns eine Skalierung bis in den Gigawatt-Bereich. Die Herausforderung ist es, die Mengen zu wettbewerbsfähigen Preisen in den Markt zu bringen. Bisher funktioniert die Skalierung unter den derzeitigen politischen Rahmenbedingungen noch nicht. Die Technik ist verfügbar und die Projekte sind realisierbar – entscheidend ist jetzt ein regulatorischer Rahmen, der Investitionen und Markthochlauf tatsächlich ermöglicht.

Wie sieht die Wasserstoffinfrastruktur im Jahr 2050 aus – und welche Rolle spielt Ihr Projekt dabei?

Aus unserer Perspektive ist Wasserstoff 2050 ein elementarer Bestandteil des Energiesystems; zur Strukturierung von Energie, zur Dekarbonisierung der Industrie und aus vielen Systemwertaspekten heraus. „Clean Hydrogen Coastline“ wird dafür ein wichtiger Startpunkt sein. Mit dem Bau der ersten Pipeline und der Anbindung an das Wasserstoff-Kernnetz wird diese Infrastruktur bereits heute konkret sichtbar. Wir befähigen den Markt, Wasserstoff nutzen zu können. Darüber hinaus generieren wir wichtige Erkenntnisse zu ingenieurstechnischen Fragestellungen wie dem optimalen Betrieb oder dem Zusammenspiel von Elektrolyse und Speichern. Gerade die Kopplung von Elektrolyse, großskaligen Kavernenspeichern und Transportinfrastruktur liefert wichtige Erfahrungen für das zukünftige Wasserstoffsystem. Unser IPCEI-Projekt wird damit wichtige Erfahrungen liefern, sowohl für uns als auch für Investoren und Folgeprojekte.

8. Nutzung: e-Fuels aus dem Era One in Frankfurt am Main (Ineratec)

Era One im Industriepark Höchst: Die laut Betreiber größte Power-to-Liquid-Anlage Europas produziert seit Mai 2025 bis zu 2500 t e-Fuels pro Jahr.

Foto: Ineratec

Fakten zum Projekt
Standort	Frankfurt am Main, Industriepark Höchst
Projektstart	Spatenstich 2023
Inbetriebnahme	Mai 2025 (offizielle Eröffnung Juni 2025)
Kapazität	Bis zu 2500 t e-Fuels pro Jahr
Technologie	Power-to-Liquid (Reverse Water-Gas Shift + Fischer-Tropsch-Synthese, mikrostrukturierte Reaktoren)
Investitionsvolumen	>40 Mio. € (Gesamtfinanzierung: 70 Mio. € inkl. EIB und Breakthrough Energy Catalyst)
Partner	Infraserv Höchst (CO₂ aus Biogasanlage, H₂ aus Chlorproduktion)
Besonderheit	Europas größte Power-to-Liquid-Anlage. Erste kommerzielle e-Fuel-Produktion in Europa. Modularer Aufbau, ab 2026 Upgrading zu drop-in e-SAF.

Im Frankfurter Industriepark Höchst produziert Ineratec seit Mai 2025 bis zu 2500 t e-Fuels pro Jahr – laut Unternehmen ist es Europas größte Power-to-Liquid-Anlage. Sie nutzt CO2 aus einer Biogasanlage und grünen Wasserstoff als Nebenprodukt der Chlorproduktion, beide direkt aus dem Industriepark. In mikrostrukturierten Reaktoren wird über Fischer-Tropsch-Synthese synthetisches Rohöl hergestellt, das zu e-Diesel, e-Kerosin und nachhaltigen Kunststoffen weiterverarbeitet wird.

Die e-Fuels sind „drop-in ready“, können also ohne Anpassungen in bestehenden Flugzeugtriebwerken und Schiffsantrieben eingesetzt werden. Ab 2026 erweitert Ineratec Era One um Isomerisierung und Hydrocracking, um e-SAF direkt in normkonformer Qualität zu produzieren. Bis 2030 will das Unternehmen die jährliche Produktion durch weitere Projekte vervielfachen, um die ReFuelEU-Aviation-Verordnung zu erfüllen, die fixe e-Fuel-Quoten für den Flugzeugbetrieb vorsieht.

Drei Fragen an Tim Böltken, CEO und Mitgründer von Ineratec

Ineratec CEO und Mitgründer Tim Böltken. — Tim Böltken. Foto: Ineratec

Was ist Ihr Beitrag zum H2-Hochlauf in Deutschland?

Wir nutzen grünen Wasserstoff aus erneuerbaren Energien sowie CO2 zur Herstellung von e-Fuels. Diese e-Fuels sind synthetische Alternativen zu fossilen Kraftstoffen und können diese 1:1 in bestehender Infrastruktur ersetzen. Damit stärken wir die Wasserstoffwirtschaft dort, wo Elektrifizierung an ihre Grenzen stößt: in Luft- und Schifffahrt, für die resiliente Kraftstoffversorgung kritischer Infrastruktur und Verteidigung, sowie weiteren schwer elektrifizierbaren Anwendungen. Power-to-Liquid hat in Deutschland – unter anderem durch Initiativen wie Kopernikus P2X – den Sprung aus der Forschung in die Industrie geschafft. Damit e-Fuels nun skalieren und „Made in Germany“ zum Exporterfolg wird, braucht es klare Rahmenbedingungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette: von CO2 und Wasserstoff bis zur Abnahme der Kraftstoffe. Ein Hebel mit wachsender Bedeutung ist dabei die dezentrale e-Fuel Produktion, die Europas Resilienz stärkt und fossile Importabhängigkeiten reduziert.

Was ist die größte Herausforderung, vor der Ihr Projekt aktuell steht?

Der nächste Schritt vom synthetischen Rohprodukt zum einsatzbereiten Kraftstoff ist das „Upgrading“. Ziel ist es, unseren Kunden e-Kerosin und e-SAF direkt in Drop-in-Qualität zur Verfügung zu stellen. Dafür erweitern wir Era One um zusätzliche Aufbereitungsschritte, Isomerisierung und Hydrocracking, mit denen aus dem synthetischen Rohöl Kraftstoffe entstehen, die sich unter realen Einsatzbedingungen bewähren – bei extremen Temperaturen und in bestehenden Motoren. Mit diesem Ausbau schließen wir eine entscheidende Lücke in der Wertschöpfungskette: von grünem Wasserstoff und CO2 bis zum marktreifen, normkonformen e-Fuel. So bringen wir Power-to-Liquid einen weiteren Schritt aus der Pilotphase in den industriellen Alltag.

Wie sieht die Wasserstoffinfrastruktur im Jahr 2050 aus – und welche Rolle spielt Ihr Projekt dabei?

Im Jahr 2050 wird Wasserstoff Teil eines integrierten Energiesystems sein. Neben Leitungen und Speichern entstehen dezentrale Produktionsanlagen, die erneuerbaren Strom, Wasserstoff und CO2 direkt in transportfähige Moleküle umwandeln. Era One ist der Wegbereiter dieser Entwicklung. Auf ihn folgen weitere Anlagen – Era Two, Era Three und darüber hinaus – die zeigen, wie Power-to-Liquid industriell skaliert werden kann. Diese Infrastruktur versorgt insbesondere Sektoren, die langfristig auf flüssige Energieträger angewiesen sind, sowie die chemische Industrie, die synthetische Kohlenwasserstoffe als Grundstoffe für Alltagsprodukte benötigt. So wird Wasserstoff wirksam in die industrielle Praxis überführt.

9. Nutzung: SALCOS – Grüner Stahl bei Salzgitter

Bau im laufenden Betrieb: Die Direktreduktionsanlage (rechts, 140 m hoch) und der Elektrolichtbogenofen (links) entstehen mitten auf dem Werksgelände – eine „Operation am offenen Herzen“.

Foto: Salzgitter

Fakten zum Projekt
Standort	Salzgitter
Projektstart	2015; Investitionsentscheidung SALCOS Stufe 1: 2023
Geplante Inbetriebnahme	Sommer 2027
Kapazität	1,9 Mio. t CO₂-armer Rohstahl (SALCOS Stufe 1), 30 % CO₂-Reduktion in Primärstahlerzeugung
Technologie	100-MW-Elektrolyse (Andritz/Hydrogen Pro), Direktreduktionsanlage (Energiron ZR®), Elektrolichtbogenofen (EAF)
Investitionsvolumen	2,7 Mrd. € (SALCOS Stufe 1), davon ca. 1,322 Mrd. € Förderung (Bund + Land Niedersachsen)
Partner	Energiron, Tenova, Danieli, DSD Montagetechnik, Primetals, Kranbau Köthen, Andritz, Siemens Energy, Uniper, EWE
Besonderheit	Bau im laufenden Betrieb („Operation am offenen Herzen“). Einzigartige DRP-EAF-Route in Europa. Ankerprojekt des Wasserstoffkernnetzes mit bis zu 150.000 t H₂-Bedarf/Jahr. Reduktion um 95 % CO₂ bis Mitte 2030er-Jahre technisch möglich (= 1 % der deutschen Emissionen).

Deutschlands erste großskalige Direktreduktionsanlage (DRI-Anlage) für grünen Stahl entsteht in Salzgitter. Ab Sommer 2027 will der Konzern in der ersten Programmstufe von SALCOS jährlich 1,9 Mio. t CO2-armen Rohstahl erzeugen. Bis Mitte der 2030er-Jahre sollen die drei Hochöfen komplett durch eine DRP-EAF-Route ersetzt werden, was technisch eine CO2-Reduktion um 95 % ermöglicht – und 1 % der gesamten deutschen Emissionen einsparen würde.

Das Prinzip: In der Direktreduktion reagiert Wasserstoff mit dem Sauerstoff im Eisenerz (Eisenoxid) direkt im festen Zustand und wandelt dieses in Eisenschwamm um. Statt CO2 entsteht Wasser. Eine 100-MW-Elektrolyse von Andritz produziert dafür ab 2027 rund 9000 t grünen Wasserstoff pro Jahr. Da SALCOS perspektivisch bis zu 150.000 t H2 jährlich benötigt, bestellt Salzgitter zusätzlichen Wasserstoff.

Der Bau erfolgt im laufenden Betrieb mitten auf dem Werksgelände. Mit einem Investitionsvolumen von 2,7 Mrd. € für Stufe 1, wovon 1,322 Mrd. € durch Bund und Land Niedersachsen gefördert werden, war SALCOS das erste IPCEI-Wasserstoff-Vorhaben Deutschlands.

Drei Fragen an Heike Denecke-Arnold, CEO Salzgitter Flachstahl GmbH und Leiterin des Geschäftsbereichs Stahlerzeugung

Was ist Ihr Beitrag zum H2-Hochlauf in Deutschland?

Als einer der größten industriellen Wasserstoffabnehmer Deutschlands lösen wir mit SALCOS das zentrale Henne-Ei-Problem: Ohne verlässliche Großabnehmer wie uns investiert niemand in Netze und Erzeugung – ohne Infrastruktur kann keine Industrie transformieren. Mit unserem Bedarf von bis zu 150.000 t pro Jahr schaffen wir genau die Planungssicherheit, die der Markt jetzt braucht. Aber auch wir sind nur ein Teil des großen Ganzen, das heißt es wird weitere verlässliche H₂-Abnehmer brauchen. Darüber hinaus treiben wir den Aufbau aktiv voran: durch eigene 100-MW-Elektrolyse, Beteiligungen an Infrastrukturprojekten und Kooperationen entlang der gesamten Wertschöpfungskette.

Was ist die größte Herausforderung, vor der Ihr Projekt aktuell steht?

Die größte Herausforderung liegt nicht in der Technologie, sondern im Umfeld: Strom-, Erdgas-, CO₂- und Wasserstoffkosten sind volatiler als zum Zeitpunkt der Förderantragstellung absehbar. Der Anschluss an das Wasserstoffnetz verzögert sich von ursprünglich 2027 auf 2029. Das führt zu einem verzögerten H₂-Hochlauf in unseren Anlagen – und zeigt, wie wichtig verlässliche Rahmenbedingungen für die Transformation sind.

Wie sieht die Wasserstoffinfrastruktur im Jahr 2050 aus – und welche Rolle spielt Ihr Projekt dabei?

Das Zielbild für 2050 ist klar: Wasserstoff wird eine etablierte Commodity sein, was Verfügbarkeit, Infrastruktur und Wirtschaftlichkeit angeht. SALCOS fungiert auf diesem Weg als zentrales Ankerprojekt des Wasserstoffkernnetzes und von H₂-Erzeugungsprojekten. Durch unseren Bedarf von bis zu 150.000 t/a für die Direktreduktionsanlage setzen wir einen entscheidenden Investitionsanreiz, der den Aufbau von Netzen und Erzeugungskapazitäten ermöglicht. Damit tragen wir zur notwendigen Planungssicherheit für den H₂-Hochlauf bei.

10. Nutzung: Europas leistungsstärkste Wasserstofftankstelle (H2 Mobility)

Luftaufnahme der im Mai 2025 eröffneten Tankstelle am Höherweg in Düsseldorf. Die MVA im Hintergrund liefert den Strom für die Wasserstoffproduktion.

Luftaufnahme der Tankstelle in Düsseldorf. Die MVA im Hintergrund liefert den Strom für die Wasserstoffproduktion.

Foto: H2 Mobility

Fakten zum Projekt
Standort	Düsseldorf, Höherweg
Projektstart	Spatenstich März 2024
Inbetriebnahme	Mai 2025 (Eröffnung 26. Mai 2025)
Kapazität	Bis zu 5 t Wasserstoff pro Tag
Technologie	Patentierte Hochleistungs-Verdichtertechnologie, 350/500/700 bar, bis zu 3 Fahrzeuge gleichzeitig
Förderung	3,137 Mio. € (BMVI/NIP2)
Partner	Stadtwerke Düsseldorf (2-MW-Elektrolyseur), Rheinbahn (20 Brennstoffzellenbusse)
Besonderheit	Europas leistungsstärkste öffentliche Wasserstofftankstelle. Kreislaufkonzept: Lokale H₂-Produktion aus Abfallenergie der Müllverbrennungsanlage. Neue Tankstellengeneration für Nutzfahrzeuge.

Am Düsseldorfer Höherweg hat H2 Mobility im Mai 2025 nach eigenen Angaben Europas leistungsstärkste öffentliche Wasserstofftankstelle eröffnet. Mit einer Tageskapazität von bis zu 5 t Wasserstoff kann sie den Bedarf von rund 100 Brennstoffzellen-Bussen oder Lkw decken. Die patentierte Hochleistungs-Verdichtertechnologie ermöglicht die gleichzeitige Betankung von bis zu drei Fahrzeugen in allen gängigen Druckstufen (350, 500 und 700 bar).

Ab 2026 versorgt ein 2-MW-PEM-Elektrolyseur der Stadtwerke Düsseldorf die Tankstelle mit lokal produziertem Wasserstoff. Der dafür notwendige Strom stammt aus biogenen Anteilen der Müllverbrennungsanlage der Stadtwerke. Einer der Hauptkunden ist die Rheinbahn, die bereits 20 Wasserstoffbusse (Solaris Urbino 12 Hydrogen) in ihrer Flotte betreibt. Die neue Tankstelle liegt unweit des Betriebshofs Lierenfeld und erspart den Bussen den bisherigen Umweg zur 350-bar-Tankstelle in Reisholz.

Drei Fragen an Franz Fronzke, Geschäftsführer und COO von H2 Mobility

Was ist Ihr Beitrag zum H₂-Hochlauf in Deutschland?

Ganz einfach, wir orientieren uns am Kundenbedürfnis. Für den Hochlauf braucht es positive Erfahrungen in der Praxis. Dafür bauen wir zuverlässige und leistungsstarke Tankstellen. Die HRS in Düsseldorf versorgt die Busse der Rheinbahn seit Tag eins wie am Schnürchen. Das Tanken funktioniert reibungslos und dauert zehn Minuten. Der Kunde konzentriert sich weiterhin auf sein Kerngeschäft. Wir weiten auch unsere Servicesparte aus. Im Rahmen von EPC-Projekten profitieren Unternehmen z.B. von unserer langjährigen Erfahrung in Planung, Bau und Betrieb von Wasserstofftankstellen. Wir entwickeln auch technisches Equipment und setzen eigene Trailer ein. Das alles schafft Vertrauen in Technik, Zuverlässigkeit und Performance. Am Ende entsteht Kundenzufriedenheit und Vertrauen im Markt.

Vor welcher größten Herausforderung stehen Sie aktuell in Ihrem Projekt?

Die Tankstelle ist seit letztem Jahr in Betrieb. Einige Komponenten der Tankstelle verwenden wir zum ersten Mal in dieser Größenordnung. Es war viel Abstimmung zwischen Engineering und Herstellerfirmen notwendig. Gleichzeitig hatten wir einen straffen Zeitplan und die Erwartung an uns selbst, dass die Busse der Rheinbahn von Anfang an reibungslos tanken können. All das ist uns durch Vertrauen und enge Zusammenarbeit mit unseren Partnern gelungen.

Wie sieht die H₂-Infrastruktur in Deutschland im Jahr 2050 aus – und welche Rolle spielt Ihr Projekt dabei?

H₂-Tankstellen wird es überall dort geben, wo Nachfrage und Infrastruktur zusammenkommen und die Leistung batteriebasierter Lösungen nicht ausreicht. Also vor allem im ÖPNV und in der Logistik. 2050 wird diese Tankstellendimension der Standard sein und neue Elemente besitzen, die wir heute noch nicht kennen. Denn die Weiterentwicklung der heutigen Systeme ist ein Kernelement unseres Handelns bei H2 Mobility.

Fazit: Was bis 2050 noch passieren muss

Die zehn Projekte zeigen: Motivierte und leistungsfähige Akteure gibt es auf allen Wertschöpfungsstufen. Doch fast alle Befragten konstatieren dasselbe – nicht die Technik bremst, sondern der Rahmen. Zu diesem Befund kommt auch der VDI-Zukunftsdialog.

„Nach der Veröffentlichung der ersten Ergebnisse des VDI-Zukunftsdialogs Wasserstoff im April 2025 konnten allerdings keine nennenswerten Fortschritte beim Wasserstoffhochlauf erzielt werden“, schreibt VDI-Direktor Adrian Willig im Vorwort des Impulspapiers. „Die vorliegende Publikation verdeutlicht, welche Schritte jetzt konkret angegangen werden müssen.“

In seinem Impulspapier hat der VDI 28 konkrete Maßnahmen erarbeitet und zu zwei Maßnahmenpaketen gebündelt:

Das erste stärkt die Erzeugung grünen Wasserstoffs, etwa über eine Grüngasquote und eine Differenzkostenförderung mit Doppelauktionen nach dem Vorbild von H2Global.
Das zweite setzt bei der industriellen Nachfrage an und soll das Mengenrisiko für Anwender senken, zum Beispiel, indem CO₂-armer Wasserstoff übergangsweise zugelassen wird.

Entscheidend ist aus Sicht des VDI, dass Mengen- und Erlösrisiko gemeinsam adressiert werden, mit Planungssicherheit deutlich über 2030 hinaus. Denn die Anlagen, die heute gebaut werden – ob Elektrolyseur, Pipeline oder Direktreduktionsanlage – müssen sich über Jahrzehnte amortisieren. Sie sind zugleich die Keimzellen des Energiesystems von 2050, in dem Wasserstoff erneuerbaren Strom saisonal speichert, die Industrie defossilisiert und Schiffe wie Flugzeuge antreibt.

Das Impulspapier ist Teil der VDI-Initiative „Zukunft Deutschland 2050„, die Empfehlungen für Schlüsseltechnologien des Standorts Deutschland entwickelt. Wer tiefer einsteigen will: Die vollständige Publikation gibt es hier kostenlos zum Download.

Ein Beitrag von:

Magnus Schwarz

Magnus Schwarz schreibt zu den Themen Wasserstoff, Energie und Industrie. Nach dem Studium in Aachen absolvierte er ein Volontariat und war mehrere Jahre als Fachredakteur in der Energiebranche tätig. Seit Oktober 2025 ist er beim VDI Verlag.