Wasserstoffspeicher gelten als technische Voraussetzung für einen funktionierenden Wasserstoffmarkt. Sie puffern die fluktuierende Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen und sichern die Versorgung in verbrauchsstarken Perioden und Dunkelflauten. Außerdem schaffen sie eine Versorgungssicherheit, ohne die viele Industriekunden ihre Investitionsentscheidungen für eine Umstellung auf Wasserstoff zurückstellen.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) beziffert den Speicherbedarf bis 2030 auf 2 bis 7 TWh. Bis 2045 steigt dieser Bedarf laut BMWE-Szenarien auf 32 bis 80 TWh an. Nach Schätzungen des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches e.V.  (DVGW) geht der Speicherbedarf mit 94 TWh noch darüber hinaus. Als Haupttreiber gelten wasserstoffbetriebene Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und H₂-Kraftwerke.

Die befragten Marktakteure erwarten allerdings, dass der tatsächliche Bedarf eher am unteren Rand dieser Bandbreite liegt. Sie begründen das mit einem langsameren Wasserstoffhochlauf als noch vor zwei Jahren angenommen sowie mit einer stärkeren Rolle von Wasserstoffderivaten.

Zwei Speichertechnologien, eine offene Frage

Für die unterirdische Wasserstoffspeicherung kommen in Deutschland zwei Technologien infrage: Salzkavernen und Porenspeicher.

Salzkavernen entstehen durch das künstliche Ausspülen tiefer Salzstöcke. Sie zeichnen sich durch geringe Durchlässigkeit, hohe Druckstabilität und eine schnellere Ein- und Ausspeicherung aus. Deutschland betreibt derzeit 29 Standorte mit Kavernenspeichern für Erdgas, vor allem im Nordwesten und in der Mitte des Landes. Das technische Potenzial für den Neubau von Kavernenspeichern liegt zwischen 4.090 und 11.000 TWh.

Porenspeicher lagern Gas im Porenraum von Sandstein unter einer undurchlässigen Deckschicht. Sie ermöglichen größere Speichervolumina, erfordern aber längere Ein- und Ausspeicherzeiten und einen höheren Reinigungsaufwand. Deutschland betreibt 14 Erdgasporenspeicher, überwiegend in Süddeutschland. Für Wasserstoff sind Porenspeicher technisch noch nicht vollständig erprobt. Das technische Potenzial für Neubauten reicht von 3.200 bis 27.300 TWh.

Ein wesentlicher technischer Unterschied zwischen Wasserstoff und Erdgas liegt in der Energiedichte: Wasserstoff weist mit 3,54 kWh/m³ nur rund ein Viertel des Brennwerts von Erdgas (H-Gas: 10 bis 13,1 kWh/m³) auf. Bei gleicher Energiemenge benötigt Wasserstoff damit ein etwa viermal so großes Speichervolumen.

Umbau oder Neubau

Deutschland verfügt über bestehende Erdgasspeicher, die sich grundsätzlich für eine Umwidmung auf Wasserstoff eignen. Das Umwidmungspotenzial liegt laut BMWE bei bis zu 36 TWh – rund 31 TWh aus Erdgas- und 5 TWh aus Erdölkavernen. Doch selbst eine vollständige Umwidmung aller bestehenden Anlagen würde den prognostizierten Bedarf nicht decken. Neubauten sind unumgänglich.

Die Zeiträume für eine Realisierung sind lang: Eine Umwidmung bestehender Kavernen dauert nach Einschätzung der befragten Marktteilnehmer vier bis sieben Jahre. Ein Neubau mit vorhandener oberirdischer Infrastruktur (Brownfield) nimmt sechs bis zehn Jahre in Anspruch. Ein Greenfield-Neubau übersteigt in der Regel zehn Jahre Planungs- und Bauzeit. Angesichts eines erkennbaren Speicherbedarfs ab 2030 ergibt sich daraus ein enger Zeitkorridor für Investitionsentscheidungen.

Bisher hemmen regulatorische Verpflichtungen den Umbau: Betreiber von Erdgasspeicheranlagen müssen eine Außerbetriebnahme mindestens zwölf Monate im Voraus anzeigen. Das im November 2025 vom Bundeskabinett beschlossene Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz soll diese Frist auf sechs Monate verkürzen. Gleichzeitig soll die Bundesnetzagentur künftig binnen vier Monaten Einwände erheben können.

Neue Gesetze sollen Verfahren beschleunigen

Unterirdische Speicher in Salzkavernen oder Porenreservoiren fallen unter das Bundesberggesetz (BBergG). Betreiber benötigen gültige Betriebspläne, die bei größeren Vorhaben eine Umweltverträglichkeitsprüfung auslösen. Auch die Umwidmung bestehender Erdgasspeicher zieht eine neue Genehmigungspflicht nach sich.

Eine zum 22. Dezember 2025 beschlossene Änderung des BBergG setzt für die Genehmigung von H₂-Untergrundspeichern eine Zweijahresfrist. Das Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz, am 3. November 2025 in den Bundestag eingebracht, sieht darüber hinaus vor, dass Speicher ab 25 Tonnen Kapazität (entspricht ca. 1 GWh) in ein beschleunigtes digitales Genehmigungsverfahren aufgenommen werden. Wasserstoffprojekte erhalten den Status eines Vorhabens von „überragendem öffentlichen Interesse“, was in Abwägungsentscheidungen höheres Gewicht erhält. Widerspruch und Anfechtungsklage entfalten künftig keine automatische aufschiebende Wirkung mehr.

Die befragten Marktteilnehmer berichten von uneinheitlichen Erfahrungen mit Behörden: Digitalisierungsgrad und Bearbeitungsgeschwindigkeit variieren stark. Als positives Referenzmodell nennen mehrere Interviewte die Genehmigungspraxis bei LNG-Terminals – insbesondere die enge Zusammenarbeit zwischen Behörden, Vorhabenträgern und klar benannten Ansprechpersonen. Ein weiterer Engpass: Entscheidende technische Regelwerke für Wasserstoffspeicher fehlen noch, was rechtssichere Entscheidungen der Genehmigungsbehörden erschwert.

Finanzierungslücke: Marktakteure fordern erlösbasierte Contracts for Difference

Das zentrale Hemmnis beim Speicherausbau ist wirtschaftlicher Natur. Investitionen in H₂-Speicher sind nach Einschätzung der befragten Marktteilnehmer derzeit weder über Eigenkapital noch über externe Investoren darstellbar. Zwei Unsicherheiten überlagern sich: Zum einen ist unklar, welche Erlöse Speicherbetreiber mit der Ein- und Ausspeisung von Wasserstoff erzielen können. Zum anderen steht offen, ab wann ausreichende Wasserstoffmengen zu wettbewerbsfähigen Preisen auf dem Markt verfügbar sein werden.

Das BMWE hatte im April 2025 ein Weißbuch zum Thema H₂-Speicher veröffentlicht. Darin priorisiert die damalige Bundesregierung die Nachfrageförderung als zentrale Maßnahme, um durch eine gesteigerte Nachfrage Planungssicherheit für Speicherprojekte zu erzeugen. Die befragten Marktakteure begrüßen diesen Ansatz grundsätzlich, bewerten ihn alleinstehend aber als nicht ausreichend: Eine dauerhaft hohe Zahlungsbereitschaft der Abnehmer lasse sich damit nur schwer erreichen.

Ein Amortisationskonto – analog zum Finanzierungsmechanismus des H₂-Kernnetzes – halten einige Interviewte zwar für wirksam, stufen es aber aufgrund der politischen Kosten als unwahrscheinlich ein. Mit deutlicher Mehrheit sprechen sich die Befragten für erlösbasierte Contracts for Difference (CfD) aus: Der Staat garantiert dabei für einen begrenzten Zeitraum einen Mindesterlös. Über einen Ausschreibungsmechanismus ließe sich die geförderte Speicherkapazität auf einen aus Studien abgeleiteten Mindestbedarf begrenzen. Dieses Modell schaffe Investitionssicherheit, ohne dauerhaft in den Markt einzugreifen.

Drei Handlungsempfehlungen

Das Whitepaper leitet aus den Interviews drei Empfehlungen ab:

1. Finanzierungsmodell etablieren:

Die Nachfrageförderung allein reicht nicht aus, um das Henne-Ei-Problem zu lösen. Erlösbasierte CfD für eine ausgeschriebene Mindestspeicherkapazität werden als das geeignete Instrument eingestuft. Bestehende Fördermechanismen wie IPCEI und PCI brauchen mehr Flexibilität und eine schnellere Bewilligung.

2. H₂-Infrastruktur ganzheitlich planen:

Netz- und Speicherinfrastruktur müssen koordiniert aufgebaut werden. Im genehmigten H₂-Kernnetz sind bereits 12 Speicherprojekte berücksichtigt. Fallen Speicher aus, muss die benötigte Flexibilität durch zusätzliche Transportkapazitäten kompensiert werden – etwa zwischen Nord- und Süddeutschland.

3. Regulatorische Potenziale nutzen:

Genehmigungsverfahren müssen schneller werden. Dazu gehören einheitliche technische Regelwerke, eine bessere Ressourcenausstattung der Behörden und eine Vereinfachung der Umweltverträglichkeitsprüfung bei Umwidmungen. Zusätzlich sprechen sich viele Marktteilnehmer für eine Reduzierung der Anforderungen an grünen Wasserstoff und einen stärkeren Einsatz von blauem Wasserstoff in der Hochlaufphase aus.

(Quelle: PSvdL Consulting/2026)