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

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 Tonnen grünen Wasserstoff. Ein starkes Signal für den Wasserstoffhochlauf und Dekarbonisierung von Raffinerien!

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.

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.

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.

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.

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

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 Tonnen 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.

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.

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.

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 Handels bei H2 Mobility.