Das Wasserstoff-Kernnetz gilt als Herzstück der deutschen Energiewende. Die Baukosten wurden zum Zeitpunkt der Genehmigung durch die Bundesnetzagentur, im Oktober 2024, offiziell mit 19,8 Milliarden Euro beziffert. Doch Fraunhofer-Modellierungen kommen aktuell bereits auf einen regulatorischen Gesamtkostensatz von über 50 Milliarden Euro, sobald Finanzierungskosten, umgewidmete Bestandsanlagen und Betriebsausgaben eingerechnet werden. Beschaffungsüberschreitungen könnten laut neuesten Berichten weitere 5 Milliarden Euro hinzufügen.
Deutschland finanziert das Netz über ein reguliertes Kostendeckungsmodell: Netzbetreiber bauen die Infrastruktur und refinanzieren sie über Nutzungsentgelte. Da die Wasserstoffnachfrage in der Anlaufphase niedrig ist, werden Entgelte gedeckelt. Fehlbeträge fließen in ein staatlich abgesichertes Kreditkonto, das sogenannte Amortisationskonto. Die KfW stellt dafür eine Kreditlinie bereit. Bis 2055 muss das Amortisationskonto ausgeglichen sein, andernfalls trägt der Staat mindestens 76 Prozent des offenen Saldos.
Nachfrage bleibt unter den Erwartungen
Das Finanzierungsmodell geht davon aus, dass das Netz bis 2040 nahezu vollständig ausgelastet ist. Dafür müsste Wasserstoff in der Fernwärme, bei der Stromerzeugung, in industriellen Prozessen und im Verkehr eine tragende Rolle spielen. Die IEEFA kommt in ihrer Sektoranalyse zu dem Schluss, dass die tatsächliche Nachfrage 2045 eher am unteren Rand oder sogar unterhalb der offiziellen Szenarien liegen wird.
Die Begründung: Direktelektrifizierung ist in weiten Teilen wirtschaftlicher. Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge verdrängen Wasserstoff aus dem Gebäude- und Transportsektor. Wasserstoffkraftwerke gelten wegen ihrer Kosten und ihres niedrigen Wirkungsgrads als ungeeignet für die Grundlastversorgung. Für die Industrie besteht Unsicherheit vor allem, wenn Deutschland auf Importe von Wasserstoffderivaten wie e-Ammoniak oder e-Methanol umschwenkt, die direkt über Seehäfen ankommen und die Pipelineinfrastruktur umgehen.
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) bestätigte im September 2025 in einem Monitoring-Bericht: Es gebe „kaum marktgetriebene Nachfrage“ nach erneuerbarem oder kohlenstoffarmem Wasserstoff in Europa. Hanna Schumacher, Leiterin der Abteilung Wasserstoff- und Gasinfrastruktur im Wirtschaftsministerium, sagte im Oktober 2025, der Wasserstoffhochlauf sei „nicht so gut gelaufen wie erhofft“.
Wenn das Amortisationskonto zur Steuerlast wird
Die IEEFA modellierte zwei alternative Nutzungsszenarien. Im Szenario „Gradual“ erreicht die Auslastung bis 2050 rund 75 Prozent. Das Amortisierungskonto weist 2055 einen Restbetrag von 14,6 Milliarden Euro auf. Im Szenario „Limited“ stagniert die Auslastung bei rund 20 Prozent der Netzkapazität ab 2037. Der Kontostand beläuft sich dann auf 45,7 Milliarden Euro. Der Staat würde mindestens 34,7 Milliarden Euro übernehmen müssen.
Eine Anhebung der Netzentgelte löst das Problem nicht. Das Fraunhofer-Institut bewertet Entgelte ab rund 35 Euro pro Kilowatt gebuchter Kapazität pro Jahr als „nicht mehr marktgängig“. Ab diesem Niveau unterdrücken höhere Entgelte die Nachfrage, statt Einnahmen zu steigern. Im Szenario „Limited“ wären Entgelte von über 100 Euro pro Kilowatt notwendig. Das liegt weit außerhalb jedes wirtschaftlich tragbaren Rahmens.
Die Differenz zwischen dem Szenario mit schnellem und dem mit begrenztem Wasserstoffhochlauf beträgt rund 45 Milliarden Euro an zusätzlichem öffentlichem Finanzierungsbedarf. Darin enthalten sind neben den Netzkosten auch längere Laufzeiten für LNG-Terminals (rund 5,1 Milliarden Euro Mehrbelastung) sowie verlängerte Kapazitätszahlungen für wasserstofffähige Kraftwerke (rund 4,8 Milliarden Euro).
Blauer Wasserstoff: Strategiewechsel mit Risiken
Als Reaktion auf die schleppende Nachfrage hat Deutschland im Februar 2026 das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz verabschiedet. Es stuft blauen Wasserstoff als im „übergeordneten öffentlichen Interesse“ ein. Blaue Wasserstoffprojekte erhalten damit denselben beschleunigten Genehmigungszugang wie grüne.
Blauer Wasserstoff liegt derzeit bei rund vier Euro pro Kilogramm, verglichen mit über sechs Euro für grünen. Das macht ihn kurzfristig attraktiver. Allerdings bleibt er strukturell abhängig von volatilen Gaspreisen, von der Leistungsfähigkeit der CCS-Technologie und von künftigen CO₂-Preisen. Die IEEFA warnt: Ein Wechsel zu blauem Wasserstoff würde ein zusätzliches Netz an CO₂-Pipelines erfordern und Deutschland erneut an volatile Gasmärkte binden. Genau die Abhängigkeit, die das Land nach dem Einmarsch Russlands in die Ukraine überwinden wollte.
Rund 400 Kilometer des Wasserstoff-Kernnetzes sind bereits fertiggestellt und unter Druck gesetzt. Das entspricht etwa vier Prozent des geplanten Gesamtnetzes. Angeschlossen ist kein einziger Lieferant, kontrahiert kein einziger Abnehmer.
IEEFA-Empfehlungen: Infrastruktur an bestätigter Nachfrage ausrichten
Die IEEFA empfiehlt, den Netzausbau phasenweise an bestätigte Industrieabnahmen zu knüpfen. Neue Nachfrageförderung soll nur gewährt werden, wenn unabhängige Prüfungen belegen, dass Wasserstoff gegenüber Elektrifizierung oder Derivatimporten wirtschaftlich konkurrenzfähig ist. Das Amortisierungskonto soll transparent ausgewiesen werden; bei Unterschreitung definierter Auslastungsschwellen sollen automatisch Politiküberprüfungen ausgelöst werden.
Für die Industrie empfiehlt das Institut den Aufbau von Importkorridoren für Derivate wie Ammoniak und Methanol parallel zur Pipelineplanung. Importe dieser Produkte nutzen bestehende Hafeninfrastruktur und umgehen das Pipelinenetz vollständig.
Zum gesamten Report
