Wenige Technologien haben einen so steilen Erwartungsbogen durchlaufen wie der Wasserstoff. Vor wenigen Jahren galt er als Universallösung der Energiewende – als Treibstoff für Autos, Lkw und Flugzeuge, als Heizmedium, als Speicher, als Exportschlager. Inzwischen sind Dutzende Projekte gestrichen, Elektrolyseur-Hersteller haben Kapazitäten abgebaut, und aus manchem angekündigten Hochlauf wurde ein Rückzug auf Raten. Wer daraus den Tod der Wasserstoffwirtschaft ableitet, irrt allerdings ebenso wie die Euphoriker von gestern. Übrig bleibt ein kleinerer, aber realer Markt – und die Frage, wo genau er liegt.
Vom Hype zur Ernüchterung
Die Nationale Wasserstoffstrategie des Bundes formulierte ehrgeizige Ziele: zehn Gigawatt heimische Elektrolysekapazität bis 2030, dazu großskalige Importe. Die Realität hinkt weit hinterher – installiert ist bislang nur ein Bruchteil, viele finale Investitionsentscheidungen wurden verschoben. Die Gründe sind ökonomisch banal: Grüner Wasserstoff kostet ein Mehrfaches von Erdgas und auch deutlich mehr als grauer, aus Erdgas erzeugter Wasserstoff. Solange die Differenz nicht durch CO2-Preise, Förderungen oder Abnahmeverpflichtungen geschlossen wird, fehlt Elektrolyseprojekten der Business Case – und Abnehmern der Grund zum Umstieg. Ein klassisches Henne-Ei-Problem: keine Nachfrage ohne günstiges Angebot, kein Angebot ohne gesicherte Nachfrage.
Hinzu kamen gestiegene Zinsen und Baukosten, die kapitalintensive Projekte weltweit verteuerten, sowie langsame Förderbescheide. Das Ergebnis ist keine Absage an den Energieträger, sondern eine Marktbereinigung: Übrig bleiben Projekte mit gesicherten Abnehmern, Förderzusagen aus IPCEI-Programmen und Anbindung an die entstehende Netzinfrastruktur.
Wo Wasserstoff wirtschaftlich trägt
Am belastbarsten ist die Nachfrage dort, wo es zur Dekarbonisierung schlicht keine Alternative gibt. An erster Stelle steht die Stahlindustrie: Die Direktreduktion von Eisenerz mit Wasserstoff ersetzt den Hochofenprozess und ist der einzige großtechnisch absehbare Weg zu grünem Stahl. Mehrere deutsche Hersteller bauen entsprechende Anlagen mit staatlicher Förderung – jede einzelne benötigt Wasserstoffmengen, die ganze Elektrolyseparks auslasten. An zweiter Stelle stehen Raffinerien und die Chemie, die schon heute große Mengen grauen Wasserstoff verbrauchen – für Entschwefelung, Ammoniak und Methanol. Hier muss keine neue Nachfrage geschaffen, sondern vorhandene ersetzt werden; die Abnehmer existieren, die Infrastruktur teilweise auch.
Drittens kommen wasserstofffähige Gaskraftwerke als Rückversicherung des Stromsystems: Die Kraftwerksstrategie des Bundes sieht neue Kapazitäten vor, die später auf Wasserstoff umgestellt werden sollen, um Dunkelflauten abzusichern. Und viertens gibt es Nischen mit eigener Logik – etwa Ammoniak als Schiffskraftstoff, synthetische Kraftstoffe für die Luftfahrt und industrielle Hochtemperaturprozesse, die sich schlecht elektrifizieren lassen. Gemeinsam ist diesen Anwendungen: Es sind Großabnehmer an wenigen Standorten – ideal für Pipelineanschluss, ungeeignet für flächige Verteilnetze. Wie eng Stromsystem und Wasserstoffbedarf zusammenhängen, zeigt auch unsere Analyse zu Rechenzentren und Stromnetz: Beide Debatten drehen sich letztlich um dieselbe knappe Ressource – bezahlbaren grünen Strom.
Wasserstoff gewinnt dort, wo es keine Alternative gibt – und verliert fast überall dort, wo die Steckdose konkurriert.
Wo der Hype endet: Verkehr, Heizung, Breitenanwendung
Ebenso wichtig wie die Gewinner sind die entschiedenen Verlierer. Beim Pkw ist das Rennen gelaufen: Batterieelektrische Fahrzeuge sind effizienter, günstiger und verfügen über eine wachsende Ladeinfrastruktur; das Wasserstoff-Tankstellennetz schrumpft. Auch beim Lkw deutet die Entwicklung klar auf die Batterie – die großen Hersteller priorisieren elektrische Antriebe, Wasserstoff bleibt allenfalls für Spezialanwendungen im Gespräch. Bei der Gebäudeheizung haben Wärmepumpe und Fernwärme den Wettbewerb praktisch entschieden: Wasserstoff im Verteilnetz wäre um ein Mehrfaches teurer, die kommunale Wärmeplanung rechnet fast nirgends ernsthaft damit.
Der physikalische Grund ist stets derselbe: Die Kette Strom–Elektrolyse–Wasserstoff–Rückverwandlung verliert bei jedem Schritt Energie. Wo direkte Elektrifizierung möglich ist, ist sie um Faktoren effizienter. Wasserstoff ist deshalb kein Konkurrent der Steckdose, sondern ihr Lückenfüller – wertvoll genau dort, wo Kabel und Batterie nicht hinreichen. Unternehmen, die ihre Energie- oder Produktstrategie auf breite Wasserstoff-Verfügbarkeit zu Erdgaspreisen gebaut haben, sollten diese Annahme dringend revidieren.
Netze, Import, Elektrolyse: Der Stand der Infrastruktur
Das größte reale Infrastrukturprojekt ist das Wasserstoff-Kernnetz: rund 9.000 Kilometer Leitungen, die bis Anfang der 2030er-Jahre Erzeugungs-, Import- und Verbrauchsschwerpunkte verbinden sollen – zu etwa 60 Prozent durch Umwidmung vorhandener Erdgasleitungen, was Kosten und Bauzeiten drastisch senkt. Die Bundesnetzagentur hat die Planung genehmigt; erste Abschnitte gehen schrittweise in Betrieb. Für Industriestandorte wird die Nähe zum Kernnetz zum Standortfaktor, ähnlich wie einst der Gasanschluss.
Bei der Erzeugung bleibt Deutschland dauerhaft Importland: Der Großteil des künftigen Bedarfs soll aus Regionen mit günstigem Wind- und Solarstrom kommen – Nordsee-Anrainer, Iberische Halbinsel, Nordafrika, Golfstaaten –, per Pipeline oder als Ammoniak per Schiff. Heimische Elektrolyse wird vor allem netzdienlich betrieben werden, dort wo Windstrom sonst abgeregelt würde. Für die Elektrolyseur-Industrie ist der Weltmarkt zugleich Chance und Bedrohung: Deutsche und europäische Hersteller verfügen über starke Technologie, konkurrieren aber mit chinesischen Anbietern, deren Preise teils weit darunterliegen – eine Konstellation, die an die Photovoltaik-Geschichte erinnert und industriepolitisch entsprechend nervös diskutiert wird.
Realistische Chancen für den Mittelstand
Wo also kann ein Mittelständler realistisch verdienen? Am wenigsten dort, wo die Schlagzeilen hinzeigen – eigene Elektrolyseprojekte oder Wasserstoffproduktion sind Kapital- und Regulierungsspiele für Konzerne und Stadtwerke-Konsortien. Die belastbaren Chancen liegen eine Ebene tiefer, in der Zulieferkette: Armaturen, Ventile, Verdichter, Dichtungen, Rohrleitungsbau, Sensorik und Messtechnik müssen wasserstofftauglich ausgelegt, zertifiziert und geliefert werden – klassische Domänen des deutschen Maschinen- und Anlagenbau-Mittelstands. Dazu kommen Dienstleistungen: Anlagenplanung, Schweiß- und Prüftechnik, Genehmigungsbegleitung, Wartung, Schulung von Fachkräften für den Umgang mit Wasserstoff.
Ein zweites Feld ist die Umrüstung beim Abnehmer: Brenner, Öfen und Prozesse in Glas-, Keramik- und Metallindustrie H2-ready zu machen, wird über Jahre Ingenieur- und Handwerksleistung binden. Wer hier Referenzen aufbaut, solange der Markt klein ist, verhandelt später aus der Position des erfahrenen Anbieters. Nüchternheit bleibt trotzdem Pflicht: Aufträge kommen schubweise mit den Förderentscheidungen, und wer sein Geschäft allein auf Wasserstoff baut, hängt am Tropf der Politik. Als zusätzliches Standbein neben bestehendem Kerngeschäft ist die Wasserstoff-Wertschöpfung dagegen eine der wenigen Stellen, an denen der Umbau des Energiesystems planbare Industrieaufträge erzeugt. Gerade Familienunternehmen, die ohnehin ihre Zukunftsfelder sortieren – etwa im Zuge der Unternehmensnachfolge –, sollten dieses Feld prüfen. Auch die Absicherung wächst mit: Neue Anlagen und Prozesse verändern das Risikoprofil, wie unser Beitrag zur Absicherung von Cyber- und Betriebsrisiken im Mittelstand am Beispiel der IT zeigt. Weitere Branchenanalysen bündelt das Ressort Wirtschaft.
Häufige Fragen
Warum ist grüner Wasserstoff so teuer?
Weil seine Herstellung viel Strom verbraucht und die Anlagen kapitalintensiv sind. Bei der Elektrolyse geht ein erheblicher Teil der eingesetzten Energie verloren, hinzu kommen Kosten für Transport, Speicherung und gegebenenfalls Umwandlung in Ammoniak. Günstig wird grüner Wasserstoff nur mit sehr billigem Ökostrom und hohen Anlagenauslastungen – Bedingungen, die eher in Sonnen- und Windregionen als in Deutschland herrschen.
Kommt Wasserstoff für Heizungen und Autos noch?
Sehr wahrscheinlich nicht in der Breite. Bei Pkw und Gebäudewärme haben sich batterieelektrische Antriebe und Wärmepumpen technisch wie wirtschaftlich durchgesetzt; die Effizienznachteile des Wasserstoffpfads sind dort nicht aufholbar. Restanwendungen sind denkbar – etwa in einzelnen Netzgebieten oder Spezialfahrzeugen –, aber Investitionsentscheidungen sollten nicht auf flächendeckenden Wasserstoff in diesen Sektoren wetten.
Was ist das Wasserstoff-Kernnetz und wann kommt es?
Das Kernnetz ist ein von der Bundesnetzagentur genehmigtes Fernleitungsnetz von rund 9.000 Kilometern, das bis Anfang der 2030er-Jahre schrittweise in Betrieb geht. Rund 60 Prozent entstehen durch Umstellung vorhandener Erdgasleitungen. Es verbindet Importpunkte an den Küsten, Speicher und die großen Industrieabnehmer – zunächst als Rückgrat für Großverbraucher, nicht als Verteilnetz in die Fläche.
Wie steigt ein Zulieferer sinnvoll in den Wasserstoffmarkt ein?
Über vorhandene Kompetenzen: prüfen, welche eigenen Produkte – Armaturen, Behälter, Sensorik, Fertigungsleistungen – sich wasserstofftauglich qualifizieren lassen, früh die nötigen Werkstoff- und Dichtheitszertifizierungen angehen und Referenzprojekte mit Pilotkunden oder Netzbetreibern suchen. Branchennetzwerke, Cluster und die Förderlandschaft von Bund und Ländern helfen beim Zugang. Wichtig ist ein zweites Standbein, da die Auftragslage von Förderzyklen abhängt.
