Von 320 auf 820 MW: Wie Deutschlands größtes Wasserstoff-Ökosystem noch größer wird

In Nordenham in der Wesermarsch soll ab 2032 eine Anlage mit bis zu 500 MW grünen Wasserstoff erzeugen. Dafür haben der Oldenburger Energieversorger EWE und der österreichische Stromkonzern Verbund am 9. Oktober ein Joint Venture angekündigt. Damit wächst Deutschlands größtes Wasserstoff-Ökosystem um eine weitere Anlage, noch bevor es überhaupt richtig angelaufen ist.

Was EWE in Ostfriesland zusammensetzt, gibt es hierzulande in diesem Maßstab bisher nicht: Erzeugung, Transport, Speicherung und Abnahme von grünem Wasserstoff, alle vier Glieder der Wertschöpfungskette auf enger Fläche aus einer Hand. Der 320-MW-Elektrolyseur in Emden ist im Bau, die 24 km lange Leitung nach Leer ebenfalls, die Salzkaverne Huntorf soll folgen. Als Abnehmer stehen seit Juni 2026 die Salzgitter AG und seit dem 6. Oktober auch der Hamburger Klebebandhersteller Tesa fest.

Mit JadeWeser, so der Name des Verbund-EWE-Joint Ventures, käme ein zweiter Erzeuger hinzu, die Gesamtkapazität stiege auf 820 MW. Die Schwachstelle des Systems aber bleibt dieselbe. Und die steckt im Kleingedruckten aus Brüssel.

Was EWE und Verbund in Nordenham planen

Das Projekt trägt den Namen „CHC Elektrolyse JadeWeser“ und soll von einer eigenen Projektgesellschaft getragen werden, an der die EWE Hydrogen GmbH und die Verbund Green Hydrogen GmbH beteiligt sind. Der Elektrolyseur ist mit bis zu 500 MW geplant und soll so rund 50.000 t pro Jahr produzieren. Angebunden werden soll die Anlage an das Wasserstoff-Kernnetz; den Betriebsstart plant EWE „voraussichtlich ab dem Jahr 2032“.

Eine finale Investitionsentscheidung für die Anlage gibt es noch nicht. Bliebe alles so wie jetzt, könne EWE sie nicht treffen, sagte Stefan Dohler, Vorstandsvorsitzender von EWE, laut news.at der Nordwest-Zeitung. Das Joint Venture ist damit zunächst eine Entwicklungsgesellschaft: Es sichert den Standort, bereitet Genehmigungen vor und wartet auf regulatorische Weichenstellungen Brüssel.

Die Wahl des Standorts im Süden von Nordenham begründen die Partner mit der vorhandenen Infrastruktur:

• ein 380-kV-Netzanschluss, der sich laut EWE bis in den Gigawattbereich ausbauen ließe
• gesicherte Flächen und Wasserverfügbarkeit
• die Nähe zum Kernnetz und zu Kavernenspeichern

„Neben einem ehemaligen Kernkraftwerk entsteht ein industrieller Knotenpunkt für die Produktion von grünem Wasserstoff“, sagt Jost Ahrens, Geschäftsführer der Verbund Green Hydrogen GmbH. Beide Unternehmen haben nach eigenen Angaben zusammen bereits Wasserstoffprojekte mit rund 400 MW in Bau oder Betrieb.

Nun also doch eine zweite Anlage

Eigentlich hatte Dohler noch im Juni bei der Vertragsunterzeichnung mit Salzgitter gesagt, unter den aktuellen Bedingungen plane EWE kein weiteres Elektrolyseur-Projekt, wie die Zeitung für kommunale Wirtschaft berichtete. Vier Monate später kündigt er mit Verbund das nächste an.

Der österreichische Konzern deckt nach eigenen Angaben über 40 % des Strombedarfs seines Landes und bringt laut EWE Erzeugungsportfolio und Kapital mit, EWE steuert Standort, Kavernen und Netzanbindung bei.

Nach den ersten Jahren des Hochlaufs ließen sich laut EWE vor allem jene Wasserstoffprojekte umsetzen, die über belastbare Infrastruktur, gesicherte Standorte, starke Finanzierungspartner und konkrete Abnehmer verfügten. Viele angekündigte Elektrolyseure in Deutschland erfüllen diese Bedingungen nicht und sind zuletzt gestrichen oder verschoben worden.

Wieso das Vorhaben in dieser Form einmalig ist

EWE nennt sein Gesamtvorhaben „Clean Hydrogen Coastline“ und investiert dafür bis zu 1 Mrd. €. Die Idee: nicht nur Wasserstoff erzeugen, sondern die gesamte Kette zusammenführen und so das Henne-Ei-Problem umgehen, das den Hochlauf seit Jahren bremst. Kein Abnehmer ohne Erzeuger, kein Erzeuger ohne Abnehmer. Mit den beiden Oktober-Meldungen sieht die Kette jetzt so aus:

• Erzeugung: 320-MW-Elektrolyseur in Emden (im Bau, Inbetriebnahme Ende 2027, rund 26.000 t pro Jahr) und ab 2032 bis zu 500 MW in Nordenham
• Transport: H₂Coastlink 1 (24 km von Emden nach Leer, seit Juli im Bau) mit Anschluss an das Kernnetz
• Speicherung: Umrüstung einer Salzkaverne in Huntorf
• Abnahme: Salzgitter AG (zunächst 10.000 t pro Jahr ab 2030) und Tesa (500 t pro Jahr ab 2028)

Beim Speicher hat EWE einen Startvorteil: Mit 37 Salzkavernen verwaltet der Konzern über 15 % der deutschen Erdgas-Kavernenspeicher, und die lassen sich potenziell auf Wasserstoff umrüsten.

Ein integriertes System aus allen vier Kettengliedern baut in diesem Maßstab in Deutschland bisher niemand im eigenen Konzern.

• Kleinere Reallabore wie Bad Lauchstädt kombinieren zwar ebenfalls Elektrolyse, Leitung und Kaverne, sind aber deutlich kleiner dimensioniert.
• Der beste Vergleich wäre Get H2 im Emsland: Dort liefert RWE seit August Wasserstoff aus Lingen nach Marl, ab 2027 sollen 300 MW Elektrolyse laufen, und in Gronau-Epe geht Mitte 2027 ein Kavernenspeicher in Betrieb. Allerdings teilen sich dort mehrere Unternehmen die Kette, von RWE über die Netzbetreiber OGE und Nowega bis zum Abnehmer Evonik. EWE dagegen hält Erzeugung, Leitung, Speicher und Vertrieb in einer Hand.

Dass EWE am Standort Emden allein ist, liegt daran, dass der norwegische Konzern Statkraft 2025 seine beiden Emder Elektrolyseur-Projekte auf Eis gelegt hat und seither Investoren sucht. Der Standortvorteil ist aber nach wie vor gegeben: Vor der Küste fällt häufig Offshore-Windstrom an, den das Netz nicht aufnehmen kann. Diesen Überschussstrom in Wasserstoff umzuwandeln, ist ein Eckpfeiler in EWEs Strategie.

Erzeugung: Warum Emden in einer anderen Liga spielt

Mit 320 MW und rund 26.000 t Jahresproduktion stellt der Emder Elektrolyseur alles in den Schatten, was bislang in Deutschland läuft. Der aktuell größte Elektrolyseur steht bei BASF in Ludwigshafen und kommt auf 54 MW.

Die großen Gewerke für das Projekt sind vergeben:

• Siemens Energy liefert die Elektrolyse
• Neuman & Esser die Verdichter
• Bilfinger die Balance-of-Plant-Komponenten, also alles von der Wasseraufbereitung bis zur Leittechnik
• die Arbeitsgemeinschaft aus Ludwig Freytag, Gebrüder Neumann und MBN übernimmt den Tief- und Hochbau.

inige Genehmigungen stehen noch aus, unter anderem nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz sowie wasserrechtliche Erlaubnisse.

Transport: Eine Pipeline für einen Markt, den es noch nicht gibt

Die Pipeline H₂Coastlink 1 verbindet den Elektrolyseur mit dem entstehenden Kernnetz und schließt dort an den HyperLink von Gasunie Deutschland und den geplanten Nordsee-Ruhr-Link IV von OGE an. In Betrieb gehen soll die Leitung im Herbst 2027, bestenfalls parallel zum Elektrolyseur. Ausgelegt ist sie für über 70.000 t pro Jahr, fast das Dreifache der Emder Produktion. Das ist Absicht: Die Leitung ist Teil des Kernnetzes und soll perspektivisch auch importierten Wasserstoff und die Erzeugung Dritter aufnehmen.

Nach Informationen der Nordwest-Zeitung kostet die Leitung rund 100 Mio. €, gefördert über das europäische IPCEI-Programm. Zwischen Einreichung der Planfeststellungsunterlagen und dem Beschluss lagen nur fünf Monate. Für ein Infrastrukturprojekt dieser Größe ist das ungewöhnlich schnell; der Neubau einer Wasserstoffleitung dauert laut Bundeswirtschaftsministerium insgesamt fünf bis acht Jahre, vor allem wegen der Genehmigungen. „Besonders bemerkenswert ist, dass das Planfeststellungsverfahren innerhalb von nur fünf Monaten abgeschlossen werden konnte“, sagt Heiko Fastje aus der Geschäftsleitung von EWE Netz.

Abnahme: Ein Stahlwerk, ein Klebebandwerk und viel Luft nach oben

Der erste Großabnehmer ist die Salzgitter AG. Ab 2030 soll Emden jährlich rund 10.000 t nach Salzgitter liefern, mit einer Option auf Aufstockung bis 30.000 t, die Laufzeit beträgt zunächst sieben Jahre. Der Wasserstoff soll in der neuen Direktreduktionsanlage zum Einsatz kommen, die ab Mitte 2027 in Betrieb gehen soll. Statt Eisenerz wie bisher mit Kohle und Koks im Hochofen zu verhütten, reduziert sie es mit Erdgas und schrittweise mit Wasserstoff. Statt CO₂ entsteht dabei Wasser.

Der Vertrag deckt allerdings nur einen Bruchteil dessen, was Salzgitter braucht. Das Transformationsprogramm Salcos benötigt im Vollausbau bis zu 150.000 t Wasserstoff pro Jahr. EWE liefert 10.000 t, eine eigene 100-MW-Anlage auf dem Hüttengelände soll weitere 9000 t erzeugen. Zusammen sind das rund 13 % des Bedarfs, selbst mit der Option auf 30.000 t wären es nur 26 %. Woher die übrigen rund 110.000 t kommen sollen, ist unklar. Salzgitter-Vorstandschef Gunnar Groebler knüpft den Vertrag denn auch an einen Appell: Es brauche „nach wie vor umfassende Maßnahmen, um die Kostenlücke zu schließen“. Sonst bleibe der Vertrag „eine Ausnahme“.

Der zweite Kunde ist kleiner, aber in einem Punkt neu. Tesa will ab Januar 2028 jährlich rund 500 t aus Emden beziehen, um in seinem Hamburger Werk Dampf zu erzeugen, bisher läuft das mit Erdgas. Zwei Dampfkessel, die wahlweise mit Erdgas oder Wasserstoff laufen, schaffen die Voraussetzung, der erste ist installiert. Der Anschluss an das Hamburger Wasserstoff-Industrie-Netz HH-WIN mit 25 MW Anschlussleistung soll bis Ende 2027 stehen. Die Emissionen des Werks sollen um rund 6000 t CO₂-Äquivalent pro Jahr sinken. „Grüner Wasserstoff ergänzt Elektrifizierung, Wärmespeicherung und intelligente Energiesteuerung dort, wo Prozesswärme nicht vollständig elektrifiziert werden kann“, sagt Tesa-Chef Kourosh Bahrami.

Tesa erhält für den Umbau einen Klimaschutzvertrag des Bundeswirtschaftsministeriums, der die Mehrkosten des grünen Wasserstoffs ausgleicht. Es ist laut EWE der erste Liefervertrag, bei dem auf Kundenseite dieses Instrument greift. Für den Emder Elektrolyseur bleibt die Rechnung dennoch dünn: 500 t sind knapp 2 % seiner Jahresproduktion. Zusammen mit Salzgitter sind damit rund 40 % der Emder Menge vertraglich gebunden. Für die 50.000 t aus Nordenham gibt es noch keinen einzigen Abnehmer.

Wie der Bund das fördert

Ohne öffentliches Geld liefe hier nichts. Der Bund fördert den Umbau der Stahlproduktion bei Salzgitter mit 925 Mio. € und die Wasserstofferzeugung in Emden mit 267 Mio. €. Hinzu kommen Mittel aus dem europäischen IPCEI-Programm, für Tesa der Klimaschutzvertrag und Förderung der IFB Hamburg. Im Bundeswirtschaftsministerium dürfte Katherina Reiche (CDU) den Vorgang aufmerksam verfolgen. Sie war bis zu ihrem Amtsantritt Vorsitzende des Nationalen Wasserstoffrates und kennt die Sorgen der Branche aus erster Hand. Ob sie auf europäischer Ebene Mehrheiten für eine Reform der strengen RFNBO-Kriterien organisieren kann, ist eine der ungelösten Fragen des Jahres.

50 % Mehrkosten: Was Brüssel vorschreibt

Das größte Risiko des Systems steht in den EU-Regeln für erneuerbaren Wasserstoff, kurz RFNBO. Sie schreiben vor, dass Elektrolyseure ihren Strom aus neuen Erneuerbare-Energien-Anlagen beziehen und die Produktion stündlich mit der Erzeugung abgleichen. Ein flexibler, preisoptimierter Betrieb ist damit kaum möglich. Die Lieferung an Salzgitter steht ausdrücklich unter dem Vorbehalt einer RFNBO-Zertifizierung, und auch Tesa hat EWE RFNBO-konformen Wasserstoff zugesichert.

EWE-CEO Dohler hatte schon 2025 gegenüber dem Fachportal H2News beziffert, dass diese Kriterien die Produktionskosten in Emden um etwa 88 % erhöhen würden, pro Kilogramm über 50 % Mehrkosten. Bis 2030 profitiert die Emder Anlage noch vom Bestandsschutz, erst danach greifen die strengeren Vorgaben. Die Lieferung an Salzgitter beginnt 2030.

Nach den heute geltenden Regeln gäbe es für Nordenham keinen Übergang mehr: Eine Anlage, die 2032 ans Netz geht, müsste Zusätzlichkeit und stündlichen Abgleich von Anfang an erfüllen. Die Beratungsfirma Capstone erwartet allerdings, dass die Kommission beide Pflichten auf 2032 oder 2033 verschiebt. Selbst dann läge JadeWeser am Rand der Frist. Das erklärt, warum Dohler die Vertragsmeldung mit Verbund mit einem Vorbehalt verbindet: „Für einen erfolgreichen Markthochlauf sind aber weiterhin regulatorische Anpassungen notwendig, wie zum Beispiel die RFNBO-Vorgaben der EU.“

Tatsächlich will die EU-Kommission laut einem im April 2026 bekannt gewordenen Aktionsplan ihre RFNBO-Kriterien rund zwei Jahre früher überprüfen als ursprünglich vorgesehen. Ein Ergebnis liegt noch nicht vor.

Was sich noch ändern müsste

Über die RFNBO-Reform hinaus fordern EWE, Verbund und Salzgitter:

• wettbewerbsfähige Strompreise für Elektrolyseure, einschließlich der Netzentgelte und indirekten Emissionskosten
• eine frühzeitige Verlängerung der Strompreiskompensation
• Instrumente, die die Nachfrage ankurbeln, etwa Quoten für grünen Stahl und weitere Produkte mit reduziertem CO₂-Fußabdruck

Der Deutsche Wasserstoff-Verband ergänzt die Liste um den termingerechten Aufbau des Kernnetzes. Denn ohne das Netz nützt der beste Liefervertrag wenig, weil die Lieferung von Emden nach Salzgitter oder Hamburg dann physisch nicht möglich wäre. „Der Liefervertrag zeigt, was möglich ist. Jetzt kommt es darauf an, aus solchen Leuchttürmen eine breite industrielle Bewegung zu machen“, hatte DWV-Vorstand Andreas Kuhlmann anlässlich der Unterzeichnung mit Salzgitter gesagt. In Ostfriesland und der Wesermarsch steht diese Bewegung inzwischen zumindest auf dem Papier.

Der Aufbau einer industriellen Wasserstoffwirtschaft ist eine der zentralen Aufgaben für die Zukunftsfähigkeit des Technologiestandorts Deutschland. Die VDI-Initiative „Zukunft Deutschland 2050″ begleitet diese Transformation mit faktenbasierten Analysen und Handlungsempfehlungen für Politik und Wirtschaft.

Mehr zur Initiative erfahren Sie hier: https://www.vdi.de/themen/zukunft-deutschland-2050