Warum erneuerbarer Wasserstoff in Europa teurer bleibt

Wasserstoff gilt als Schlüssel für eine klimafreundlichere Industrie und schwer zu elektrifizierende Bereiche wie die Stahlproduktion oder Fernverkehrssektoren. Gleichzeitig bemerken Nutzerinnen und Nutzer rasch: An vielen Stellen kostet grüner Wasserstoff deutlich mehr als die konventionelle Herstellung aus Erdgas. Auf dem Tankzoll für einen Lkw oder in der Kalkulation eines Düngemittelherstellers macht das einen direkten Unterschied. Die Preisfrage entscheidet, wo Wasserstoff tatsächlich eingesetzt wird — und welche Klimavorteile realistisch sind.

Fachstellen wie die Internationale Energieagentur (IEA), die European Hydrogen Observatory und Forschungsinstitute nennen ähnliche Ursachen: Stromkosten dominieren die Produktion, Elektrolyseure sind noch vergleichsweise teuer, und die Anlagen laufen oft mit niedriger Auslastung. Diese Kombination erzeugt derzeit einen deutlichen Preisaufschlag gegenüber fossilen Alternativen. Der folgende Text zerlegt die Komponenten, nennt belastbare Zahlen und ordnet ein, wie Politik und Märkte das Gefälle verringern könnten.

Die Herstellkosten von grünem Wasserstoff werden häufig als Levelised Cost of Hydrogen (LCOH) angegeben. Darin landen vor allem drei Faktoren: der Preis für den eingesetzten Strom, die Investitionskosten (CAPEX) für den Elektrolyseur und die jährliche Auslastung der Anlage. Weitere Posten sind Betrieb und Wartung, Kompression und Reinigung sowie Kapitalkosten.

“Strompreise und Auslastung bestimmen meist 50–70 % der LCOH.” — Einschätzung von Fachstellen nach 2024er‑Analysen.

Zahlen aus mehreren Analysen zeigen die Spannweite: Für Europa wird ein LCOH für Elektrolyse mit Netzstrom typischerweise zwischen etwa 4,1 und 16,1 €/kg angegeben, mit einem gewichteten Durchschnitt im mittleren einstelligen Bereich. Fossiler Wasserstoff aus Reformierung (SMR) liegt wesentlich darunter, oft um rund 3,2 €/kg ohne CO2‑Kosten. Ausschlaggebend sind regionale Strompreise: In Ländern mit sehr günstiger erneuerbarer Energie (z. B. bestimmte nordische Regionen) sind Werte nahe 4–5 €/kg erreichbar; in Regionen mit hohen Netzpreisen steigen die Kosten deutlich an.

Ein weiterer großer Hebel sind die Elektrolyseur‑Investitionen. Fraunhofer‑Analysen, die auf Daten aus 2021 basieren (diese Studie ist damit älter als zwei Jahre), rechneten CAPEX‑Werte, bei denen alkalische Systeme deutlich günstiger sind als PEM‑Systeme. Erwartet wird ein Rückgang der CAPEX mit steigender Produktionsgröße und technologischen Verbesserungen; aktuelle Markbeobachtungen aus 2024/2025 bestätigen diesen Trend.

Zur besseren Übersicht ein kurzer Vergleich der typischen Kostenarten (vereinfacht dargestellt):

Wichtig ist: Die Spannbreite ist groß, weil Annahmen zu Strompreis, Effizienz (kWh/kg), CAPEX und Kapitalkosten variieren. Die IEA und europäische Beobachter betonen, dass Marktpreise für erste Ausschreibungen 2024 median bei rund 7–8 €/kg lagen — ein Hinweis, dass real vertraglich abgesicherte Preise oft über den LCOH‑Rechnungen liegen, weil Risiko‑ und Logistikkosten einkalkuliert werden.

Aktuelle Nachfrage fällt vor allem in der Raffinerie‑ und Ammoniakproduktion an. Industrieanwendungen benötigen große Mengen, wenige Abnehmer können aber langfristige Verträge stemmen, die Investitionen rechtfertigen. Dort, wo elektrische Alternativen fehlen — etwa in bestimmten Stahlverfahren oder Langstreckenlogistik — bleibt Wasserstoff ein reales Einsatzfeld, auch wenn er teurer ist.

In der Praxis heißt das: Wenn ein Unternehmen für Prozess‑Wärme oder als Rohstoff auf Wasserstoff angewiesen ist, beeinflusst jeder Euro Unterschied pro Kilogramm die Wettbewerbsfähigkeit. Ein grüner Preis im Bereich von etwa 6–8 €/kg bedeutet gegenüber 3–4 €/kg für fossilen H2 heute meist einen erheblichen Mehrpreis. Für Anwendungen mit hohem Energieeinsatz pro Produkt kann das schnell zu zweistelligen Euro‑Mehrkosten pro Tonne Endprodukt führen.

Im Verkehr sind die Effekte ähnlich. Ein Wasserstoff‑Lkw verbraucht pro 100 km deutlich mehr kostenträchtigen H2 als ein Diesel‑Lkw entsprechenden Diesel‑Äquivalent. Deshalb wird grüner Wasserstoff derzeit bevorzugt dort eingesetzt, wo Batterie‑Alternativen unpraktisch sind oder eine hohe Energiedichte benötigt wird.

Erste Ausschreibungen und die EU‑Hydrogen Bank haben 2024 Preise gezeigt, die regional stark schwanken: Angebote aus windreichen Regionen lagen unter dem europäischen Median, während Gebiete mit teurem Strom höhere Zuschläge sahen. Solche Auktionen verdeutlichen: Verträge und Förderinstrumente können Lücke zwischen technologischer Rechnung und realem Marktpreis verringern — aber sie sind kein Allheilmittel.

Die Chancen sind klar: Mit fallenden Kosten für erneuerbare Energien, größerer Elektrolyseur‑Produktion und besseren Lieferketten kann grüner Wasserstoff deutlich billiger werden. Importstrategien aus sonnen- oder windreichen Regionen bieten zusätzliches Potenzial, die Versorgung zu diversifizieren. Politische Instrumente — etwa Contracts for Difference für H2‑Produzenten oder verbindliche Nachfragequoten für Industrie — können Investitionssicherheit schaffen.

Risiken bestehen ebenfalls: Infrastruktur‑Lücken (Pipelines, Speicherung) erhöhen Logistikkosten; Wasserverfügbarkeit und Landnutzung können lokale Konflikte erzeugen; technologische Pfade (AEL vs. PEM) konkurrieren um Industrienormen. Auch besteht die Gefahr, dass Betreiber in Regionen mit hoher Stromnachfrage konkurrieren und so lokale Preise erhöhen.

Ein weiteres Spannungsfeld ist die CO2‑Bilanzierung: Nur wenn Strom und Zertifizierung klar zugeordnet sind, bleibt der Klimnutzen bestehen. Unterschiedliche Regeln zur Herkunftsnachweisführung oder zu zeitlicher Additionalität treiben die Kosten in die Höhe. Politische Unklarheiten verzögern Investitionsentscheidungen und erhöhen den Risikozuschlag in frühen Verträgen.

Schließlich kann die Geschwindigkeit der Skalierung selbst problematisch sein: Werden viele Elektrolyseure gleichzeitig gebaut, besteht kurzfristig Druck auf Lieferketten und Preise für Komponenten — das dämpft kurzfristig Kostenreduktionen. Auf der positiven Seite zeigen Auktionen und Pilotprojekte, dass bei passender Standortwahl und längeren Vertragslaufzeiten bereits Preise weit unter aktuellen Marktschätzungen möglich sind.

Szenarien von Fachinstituten nennen mehrere Hebel für sinkende Preise: deutlich günstigere erneuerbare Strompreise, massiv höhere Elektrolyseur‑Fertigungskapazität, verbesserte Effizienz (weniger kWh pro kg H2) und bessere Projektökonomie durch längere Abnahmeverträge oder staatliche Absicherung. Wenn diese Effekte zusammenkommen, sind bis 2030 deutlich niedrigere LCOH denkbar.

Konkrete Projektionen zeigen: In ambitionierten Szenarien könnten LCOH in manchen Regionen bis 2030 auf Werte im Bereich von wenigen Euro pro Kilogramm fallen. Das setzt voraus, dass Elektrolyseur‑CAPEX wie in Modellrechnungen sinken und erneuerbare Erzeugung ausreichend günstig und verfügbar wird. Andernfalls bleiben Preise deutlich über fossilen Alternativen.

Für den Handel mit Wasserstoff könnte eine Kombination aus lokalen Produktionsstätten für Industriespitzen und günstigen Importen aus Sonnengürtel‑Regionen preislich attraktiv werden. Politische Maßnahmen, die Verbindlichkeit schaffen (z. B. verbindliche Marktprämien, Ausbau von Lade‑ und Verteilinfrastruktur), beschleunigen den Übergang.

Aus Verbrauchersicht bedeutet das: Dass grüner Wasserstoff überall preislich konkurrenzfähig wird, ist möglich, aber nicht automatisch. Der Weg hängt von Entscheidungen über Netzausbau, Investitionsförderung und Handelsregeln. Wer heute plant, sollte Technikoptionen, mögliche Förderinstrumente und die regionale Strompreisentwicklung in seine Kalkulation aufnehmen.

Erneuerbarer Wasserstoff kostet in Europa derzeit mehr als konventionell erzeugter Wasserstoff. Ausschlaggebend sind Strompreise, Investitionen in Elektrolyseure und die Auslastung der Anlagen. Die gute Nachricht: Viele Kostentreiber sind politisch oder technisch beeinflussbar. Mit günstigerem Strom, Skaleneffekten in der Elektrolyseur‑Produktion und stabilen Abnahmeverträgen können die Preise in den nächsten Jahren deutlich sinken. Bis dahin bleibt grüner Wasserstoff dort am sinnvollsten, wo Alternativen fehlen oder hohe Wertschöpfung die Mehrkosten trägt.