Wasserstoff-Pipeline ohne Abnehmer - warum die Kosten am Ende auf der Stromrechnung landen

Deutschland hat eine zentrale Wasserstoff-Pipeline über rund 400 Kilometer betriebsbereit gemacht, jedoch fehlen angeschlossene Lieferanten und feste Abnahmeverträge. Dadurch steigen langfristig Strompreise, weil fixe Kapitalkosten in das Energiesystem zurückfließen. Gleichzeitig wachsen Netzentgelte, sobald die Finanzierung über regulierte Renditen abgesichert wird. Für die Energiewende zählt dieser Effekt doppelt, weil Kapital gebunden bleibt, obwohl Netz, Speicher und Erzeugung es dringender brauchen. Auch die Industriepolitik verliert Spielraum, wenn Infrastruktur ohne Markt die Kostenbasis der Unternehmen erhöht (cleantechnica: 11.01.26).

Wasserstoff-Pipeline und Regulierungsmodell: Kosten laufen weiter

Das Grundproblem ist nicht Technik, sondern Auslastung. Eine große Leitung gilt regulatorisch als „genutzt“, sobald sie verfügbar ist und daher werden Abschreibung und Verzinsung über Jahrzehnte eingepreist. Damit entstehen fixe jährliche Rückholbeträge, selbst wenn kaum Moleküle fließen. Dieser Mechanismus schiebt Kosten in Netzentgelte und er wirkt indirekt auf die Strompreise, weil Stromkunden die Systemlasten typischerweise mittragen.

400 km Wasserstoff-Pipeline ohne Abnehmer: Wie Fehlplanung bei Wasserstoff Strompreise, Netzentgelte und Industrie belastet

Zudem verzerren Einheiten die Debatte. Oft wird Wasserstoff in Terawattstunden geplant, obwohl er als Massenstrom gehandhabt wird. 1 Kilogramm enthält rund 33,3 Kilowattstunden chemische Energie und 1 Terawattstunde entspricht etwa 30.000 Tonnen. Mit dieser Umrechnung schrumpft der vermeintliche Großmarkt deutlich, während die Infrastruktur bereits auf sehr hohe Durchsätze ausgelegt ist.

Energiewende braucht Effizienz, nicht Umwege

Wasserstoff entsteht meist über Elektrolyse und dabei gehen große Energiemengen verloren. Für eine Terawattstunde Wasserstoffenergie werden grob rund 1,5 Terawattstunden Strom benötigt, während Verdichtung, Speicherung und Verteilung weitere Verluste hinzufügen. Deshalb liefert direkte Elektrifizierung häufig mehr Nutzen pro Kilowattstunde und sie stabilisiert die Energiewende schneller.

Dieser Effektnachteil trifft den Verkehr besonders stark, weil Antriebsketten mit Brennstoffzellen oder Motoren deutlich weniger Endnutzen liefern als Batterien. Dadurch entstehen weniger zahlungsbereite Abnehmer und die Wasserstoff-Pipeline bleibt unterausgelastet. Das verstärkt die Kostenspirale, weil Fixkosten dann auf wenige Kilogramm verteilt werden.

Industriepolitik gerät in eine Kostenfalle

Historisch kam viel Wasserstoffnachfrage aus Raffinerien, doch dieser Bedarf fällt mit dem Rückgang fossiler Kraftstoffe weg. In der Petrochemie bleibt zwar eine stabile Nutzung, aber die Mengen sind begrenzt, weil Steamcracker eher Wasserstoff erzeugen als verbrauchen. Damit trägt die Chemie allein keine nationale Leitungslogik, obwohl sie für die Industriepolitik als Ankerbranche gilt.

Im Stahlbereich wurde wasserstoffbasierte Direktreduktion als Kernlösung verkauft. Doch Kostendruck im Exportgeschäft setzt harte Grenzen, während mehr Elektrostahl aus Schrott einen großen Teil der Primärproduktion ersetzt. Zusätzlich wächst die Option, Vorprodukte wie „grünes Eisen“ zu importieren, statt große Mengen im Inland zu erzeugen. Diese Alternativen sind industrieökonomisch plausibel und sie verändern die Nachfragebasis, auf der eine Wasserstoff-Pipeline kalkuliert wurde.

Strompreise und Netzentgelte steigen durch Fixkosten und Opportunitätskosten

Selbst wenn der direkte Aufschlag pro Kilowattstunde moderat wirkt, bleibt er nicht isoliert. Ein großes Netzprojekt addiert sich zu anderen Systemposten und erhöht damit die Strompreise über lange Zeiträume. Gleichzeitig steigen Netzentgelte, sobald anfangs niedrige Tarife durch nachgelagerte Kostennachholung ersetzt werden. Dieser Pfad wirkt wie eine stille Hypothek auf den Strommarkt.

Noch schwerer wiegt die Opportunität. Milliarden, die in eine unterausgelastete Leitung fließen, fehlen beim Ausbau von Übertragungs- und Verteilnetzen, Speichern, Wind und Solar. Das bremst die Energiewende, weil Engpässe länger bestehen und teure Redispatch-Maßnahmen häufiger werden. Außerdem schwächt es die Industriepolitik, weil energieintensive Produktion eine höhere Kostenbasis trägt.

Eine sinnvollere Strategie setzt auf kleinere, regionale Netze für echte stoffliche Anwendungen. Für den Transport bieten sich zudem Derivate wie Ammoniak oder Methanol an, weil sie leichter handelbar sind und Lieferketten bereits existieren. Damit wird aus dem Energieträger wieder ein gezielter Rohstoff, und ein Pipeline-Megaprojekt verliert seinen Anspruch.

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