ENNOH (European Network of Network Operators for Hydrogen), der Verband der europäischen Wasserstofftransportnetzbetreiber, und ENTSOG (European Network of Transmission System Operators for Gas), der Verband der Gasfernleitungsnetzbetreiber, haben einen gemeinsamen Bericht zu den Absicherungsoptionen für die EU-weite Wasserstoffinfrastruktur veröffentlicht. Der Bericht entstand auf Beschluss des Kopenhagener Energie-Infrastrukturforums (CEIF) vom Juni 2025, das beide Verbände mit der Ausarbeitung von Lösungsvorschlägen beauftragt hatte.
Der Bericht kommt zu dem Schluss: Der Wasserstoffmarkt stagniert in der Anlaufphase. Produktion und Nachfrage haben noch kein tragfähiges Niveau erreicht. Marktbasierte Preisbildungsmechanismen fehlen noch und der Regulierungsrahmen befindet sich noch in der Umsetzung. Unter diesen Bedingungen können Wasserstofftransportnetzbetreiber keine abschließenden Investitionsentscheidungen treffen.
Drei Risiken blockieren Investitionsentscheidungen
Die Verbände identifizieren drei strukturelle Risiken, die Investitionen in Wasserstoffinfrastruktur blockieren.
- Mengenrisiko: Infrastruktur muss vor dem Entstehen einer ausreichenden Nachfrage gebaut werden.
- Preis- und Regulierungsrisiko: Die künftige Zahlungsbereitschaft der Abnehmer hängt unter anderem vom Niveau der EU-Emissionshandelssystem-Aufschläge (EU-ETS) und von Strafmechanismen wie der ReFuelEU-Luftfahrtinitiative ab.
- Grenzüberschreitendes Risiko: Projekte unterliegen mindestens zwei nationalen Regulierungsregimen, erfordern die Koordination mehrerer Netzbetreiber und sind besonders für Transitländer schwer kalkulierbar.
Das strukturelle Investitionsdefizit ergibt sich daraus, dass die Erlöse aus Kapazitätsbuchungen in der Anlaufphase die genehmigten Kosten der Netzbetreiber nicht decken.
Nationale Instrumente reichen für grenzüberschreitende Vorhaben nicht aus
Der Bericht analysiert acht bestehende Instrumente, dazu gehören:
- die intertemporale Kostenallokation (ICA) mit Amortisierungskonto
- Langfristbuchungen von Transportkapazitäten
- befreite Projektstrukturen
- eine Sonderumlage (Dedicated Charge)
- grenzüberschreitende Kostenverteilung (CBCA)
- staatliche Garantien sowie direkte EU- und nationale Zuschüsse.
Keines dieser Instrumente ist für sich allein ausreichend. Deutschland kombiniert ICA, ein von der staatlichen Förderbank KfW finanziertes Amortisierungskonto und eine Bundesgarantie. Im Falle eines unzureichenden Markthochlaufs bis 2038 trägt der Staat 76 Prozent des Restrisikos, die Netzbetreiber 24 Prozent. Die Niederlande haben der Hynetwork Services B.V. ein Budget von bis zu 750 Millionen Euro als Verlustausgleich bereitgestellt, gültig bis Ende 2030. Dänemark setzt auf ICA, staatliche Subventionen und eine Mindestbuchungspflicht von 0,5 GWh/h pro Jahr für zehn Jahre.
Diese nationalen Lösungen funktionieren für Inlandsprojekte. Für grenzüberschreitende Infrastruktur bleiben sie unzulänglich, da die Vorteile des Ausbaus unionsweiter Wasserstoffkorridore auf EU-Ebene anfallen, das Risiko jedoch bei einzelnen Betreibern und Mitgliedstaaten verbleibt.
Verbände schlagen zwei EU-Mechanismen vor
ENNOH und ENTSOG fordern daher einen EU-weiten Absicherungsmechanismus, der sich auf Projekte mit dem Status eines Vorhabens von gemeinsamem Interesse (PCI) oder eines Vorhabens von gegenseitigem Interesse (PMI) konzentriert.
Der erste Mechanismus kombiniert eine intertemporale Kostenallokation (ICA) mit einer EU-Garantie. Ein europäisches Zweckunternehmen (Special Purpose Vehicle, SPV) soll in der Anlaufphase die Differenz zwischen den regulierten Tarifen und den genehmigten Erlösen der Netzbetreiber ausgleichen. Das SPV soll durch private und öffentliche Investoren, potenziell auch durch die Europäische Investitionsbank (EIB), finanziert werden. Sobald der Markt reift, zahlen die Wasserstofftransportnetzbetreiber die erhaltenen Mittel zurück. Verbleibende Fehlbeträge deckt die EU-Garantie als Sicherheitsnetz ab. Die Laufzeit des Mechanismus soll mindestens 25 bis 30 Jahre betragen.
Der zweite Mechanismus sieht langfristige Kapazitätsbuchungen durch ein europäisches SPV vor. Das SPV bucht Kapazitäten zusätzlich zu den Buchungen der Marktteilnehmer, um den Netzbetreibern ausreichende Betriebseinnahmen zu sichern. Die gebuchten Kapazitäten werden anschließend über eine Sekundärmarktplattform weitervermarktet. Auch hier greift im Fall eines unzureichenden Markthochlaufs eine EU-Garantie.
Fehlende Rechtsgrundlage als zentrales Hindernis
Beide Mechanismen setzen eine gesetzliche Grundlage voraus, die derzeit nicht existiert. Die Verbände fordern, eine EU-Garantie in die laufenden Gesetzgebungsverfahren zu TEN-E (Trans-Europäische Energie-Netze), die Fazilität „Connecting Europe“ (CEF) und den Europäischen Wettbewerbsfähigkeitsfonds (ECF) aufzunehmen. Ohne diesen Rahmen drohe der grenzüberschreitende Wasserstoffleitungsausbau hinter den EU-Klimazielen zurückzubleiben.
Über 100 Milliarden Euro Investitionsbedarf bis 2034
Laut einer im Auftrag der EU-Generaldirektion Energie erstellten Studie beläuft sich der Investitionsbedarf für ein europäisches Wasserstofftransportnetz bis 2034 auf bis zu 107 Milliarden Euro für rund 38.000 Kilometer Pipelines. Die REPowerEU-Strategie von 2022 sieht vor, bis 2030 zehn Millionen Tonnen erneuerbaren Wasserstoff in der EU zu erzeugen und weitere zehn Millionen Tonnen zu importieren.
ENNOH-Direktor Abel Enríquez betonte, der Bericht sei ein wichtiger Schritt zur Identifikation praxistauglicher Wege zur Absicherung grenzüberschreitender Wasserstoffinfrastrukturinvestitionen. ENTSOG-Generaldirektor Piotr Kuś ergänzte, die Kombination gezielter Absicherungsinstrumente mit einem klar definierten EU-Rahmen könne Projektträgern den Zugang zu den notwendigen Mitteln für den Aufbau von Wasserstoffnetzen eröffnen.
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