Stand: 09. February 2026
Berlin
Auf einen Blick
Wasserstoff bleibt in der EU strategisch, aber EU-Berichte und Marktanalysen zeigen: Förderlogik und Prioritäten kippen Richtung Elektrifizierung und „H2 nur dort, wo es wirklich nötig ist“. Für Deutschland bedeutet das: unsichere Zuschüsse für einige Projekte, härtere Wirtschaftlichkeitsprüfungen – und neue Risiken (wie Chancen) für Industrie, Jobs und Strompreise.
Das Wichtigste
- EU-Analysen (Stand Januar 2026) beschreiben keinen abrupten Ausstieg, aber eine stärkere Fokussierung auf kosteneffiziente Anwendungen und direkte Elektrifizierung; Branchenberichte erwarten 2026 eine Verschiebung weg von besonders teuren „RFNBO-only“-Pfaden.
- Deutschland plant laut BMWK-Strategieupdate mindestens 10 GW Elektrolyse bis 2030 und rechnet für 2030 mit einem hohen Importanteil (rund 50–70% der Versorgung, je nach Szenario).
- Die Infrastruktur-Pipeline in Europa ist groß, aber nicht reif: Der ENTSOG-TYNDP 2024 erfasst Hunderte Projekte (darunter rund 200 wasserstoffbezogene Einreichungen) – viele davon als „less advanced“, also mit erhöhtem Umsetzungs- und Finanzierungsrisiko.
Was neu ist
Mehrere aktuelle Quellen zeichnen ein gemeinsames Bild: Wasserstoff bleibt politisch gesetzt – aber mit engerer Zweckbindung. Der Bericht „The European hydrogen policy landscape“ des European Hydrogen Observatory (Clean Hydrogen JU) dokumentiert für den Stand Januar 2026 weiterhin ambitionierte EU- und nationale Zielpfade, gleichzeitig aber auch eine stärkere Betonung von Ausschreibungs- und Auktionsdesigns, die Wirtschaftlichkeit und Förderbedarf stärker gegeneinander abwägen. In derselben Auswertung werden für Auktionsrunden der European Hydrogen Bank Größenordnungen bis in den hohen dreistelligen Millionenbereich genannt (einmal explizit 992 Mio. Euro als Auswahl-/Budgetvolumen in einer Runde). Parallel verschiebt sich die Markterzählung. Die Branchenplattform H2-View berichtete am 08. Januar 2026, Analysten erwarteten für 2026 eine Verschiebung zu „non-RFNBO“-Ansätzen, weil die RFNBO-Compliance (u.a. zusätzliche Anforderungen an erneuerbaren Strombezug und Nachweisführung) Projekte verteuern kann. Und ING schrieb am 22. Januar 2026, Wasserstoff stecke weiterhin „in der Pilotphase“ – mit Finanzierungs- und Skalierungshemmnissen, die öffentliche Budgets und private Investoren zunehmend härter bewerten. Ein zweiter, oft übersehener Punkt: Nicht nur die Förderung, auch die Infrastrukturplanung wird nüchterner. Der ENTSOG-TYNDP 2024 (Entwurf, veröffentlicht im Konsultationskontext 2025) listet eine große Zahl an Wasserstoff-Transport-, Speicher- und Umstellungsprojekten, aber ein erheblicher Teil ist als „less advanced“ eingestuft. Das ist kein Skandal – es ist ein Risikoindikator: Viele Projekte hängen noch an Genehmigungen, Netzanbindung, Abnahmeverträgen und Finanzierung.Was das für dich bedeutet
Für deutsche Unternehmen heißt der Kurswechsel vor allem: Rechne in 2026/27 mit strengeren Business-Case-Prüfungen in Förderprogrammen und Beihilfeverfahren. Projekte, die Wasserstoff als „Allzwecklösung“ verkaufen (z.B. für Anwendungen, die sich effizient elektrifizieren lassen), geraten schneller unter Druck. Das trifft besonders Vorhaben ohne gesicherten, langfristigen Abnahmevertrag (Offtake) oder ohne Zugang zu sehr günstigem erneuerbarem Strom. Für Jobs und Mittelstand ist die Lage zweischneidig. Einerseits kann ein Förder-Stretch die Auftragslage von Anlagenbauern, Projektierern, Komponentenlieferanten und Ingenieurbüros dämpfen – besonders dort, wo Vorhaben noch nicht investitionsreif sind. Andererseits entsteht mit der Priorisierung von Elektrifizierung (Netze, Speicher, Wärmepumpen, Industrie-Elektroöfen, Ladeinfrastruktur) eine neue Investitionswelle, die Teile der Wertschöpfung auffangen kann. Welche Seite gewinnt, hängt davon ab, wie schnell Deutschland Planungs- und Genehmigungsprozesse für Netze und Industrieumbau tatsächlich beschleunigt. Für Förderprogramme gilt: Nimm „Wasserstoff“ künftig als Spitzenwerkzeug, nicht als Standard. In der Praxis bedeutet das für Entscheider: Förderanträge sollten die Alternativen (direkte Elektrifizierung) transparent vergleichen und begründen, warum Wasserstoff technisch nötig oder systemisch sinnvoll ist (z.B. sehr hohe Prozesstemperaturen, chemische Feedstocks, bestimmte Teile der Schwerindustrie). Alles, was nach „H2 um jeden Preis“ aussieht, wird schwerer. Für Strompreise ist der Effekt nicht trivial. Mehr Elektrifizierung erhöht den Strombedarf – und damit den Druck auf Netzausbau, Flexibilität und Erzeugung. Gleichzeitig ist direkte Stromnutzung in vielen Anwendungen effizienter als der Umweg über Wasserstoff. Systemisch kann das die Gesamtkosten senken, auch wenn einzelne Preisbestandteile (z.B. Netzentgelte durch Investitionen) kurzfristig steigen können. Für Kommunen und Industrie zählt deshalb: Lastmanagement, flexible Tarife, eigene Erzeugung/PPA und Netzdienlichkeit werden wichtiger als die Frage „H2 oder nicht H2“. Wie es weitergehtFazit
Die EU wendet sich nicht von Wasserstoff ab – sie versucht, die Technologie aus dem Hype zurück in eine Kostenlogik zu zwingen. Für Deutschland ist das eine unbequeme, aber auch gesunde Nachricht: Wer heute Projekte baut, braucht einen belastbaren Stromzugang, klare Abnehmer und einen ehrlichen Vergleich zur Elektrifizierung. Die großen Gewinner in 2026/27 sind nicht die lautesten Wasserstoff-Ankündigungen, sondern die Projekte, die in Netz-Realität, Genehmigungszeit und Euro pro Tonne CO₂ bestehen.Welche Wasserstoff-Projekte siehst du in deiner Region als „no regrets“ e z.B. Industrie-Feedstock, Hafenlogistik, saisonale Speicherung e und welche würdest du heute lieber direkt elektrifizieren?
