Der Rechner lässt eine Elektrolyse Stunde für Stunde laufen: gespeist aus einem Wind- und PV-Verbund über eine Direktleitung, aus dem Netz zu Börsenpreisen oder vereinfacht über Volllaststunden. Er zeigt, was ein Kilogramm Wasserstoff kostet, wovon das abhängt und was Anlagengröße, Technik, Batterie und Flexibilität daran ändern.
Gestehungskosten: Die Elektrolyse zahlt für jede Kilowattstunde, die sie aus dem Park nimmt, dessen Gestehungskosten aus Investition und Betrieb, getrennt nach Wind und PV. Den Überschuss verkauft der Park auf eigene Rechnung; Gewinn oder Verlust daraus steht im Hinweis unter dem Ergebnis, nicht in den Wasserstoffkosten. Ohne Netzanschluss für den Überschuss trägt die Elektrolyse den ganzen Park, auch den abgeregelten Strom.
Börsenwert: Jede Kilowattstunde kostet den Börsenpreis der Stunde, den der Park beim Verkauf erzielt hätte; negative Preise zählen als null. So rechnet ein Betreiber, der auch ans Netz verkaufen könnte. Die FfE bewertet Strom für Elektrolyse auf diese Weise.
Liefervertrag: ein fester Preis je gelieferter Kilowattstunde nach dem Modell „pay-as-produced“ (Power Purchase Agreement, PPA). Was die Elektrolyse nicht braucht, verkauft der Abnehmer am Markt weiter; das Ergebnis daraus steht ebenfalls im Hinweis.
Bei kleinem Strom sinkt die Zellspannung, die Zelle arbeitet je Kilogramm effizienter. Pumpen, Kühlung, Gasreinigung und Steuerung brauchen aber auch bei Teillast Strom, deshalb steigt der Verbrauch des Gesamtsystems bei sehr kleiner Last wieder. Das Modell bildet beides ab: Die Zellspannung steigt linear mit der Stromdichte (Regler „Kennlinie“), dazu kommt ein fester Eigenbedarf.
Unter der Mindestlast steht die Anlage still. Bei der alkalischen Elektrolyse begrenzt der Gasübertritt durch das Diaphragma die Teillast: Bei wenig Gasproduktion steigt der Wasserstoffanteil im Sauerstoff, und die Anlage muss weit unter der unteren Explosionsgrenze von rund 4 % abschalten.
Jede Stunde des gewählten Wetterjahrs, nach Auslastung sortiert. Die Fläche unter der Linie entspricht den Volllaststunden; der Sprung auf null zeigt, wie viele Stunden die Anlage unter der Mindestlast stillsteht.
Änderung der Gestehungskosten in €/kg, wenn jeweils ein Wert variiert wird und alle anderen bleiben.
Die Seite „Speicher · H₂“ des Gesamtrechners rechnet ohne Zeitreihe. Diese Werte bilden das Stundenergebnis dort ab; der Strombezugspreis enthält dafür auch Batterie, Leitung, Wasser und Erlöse. Werte für Wasserstoff als Backup-Brennstoff stehen auf der Seite Backup.
Vier Verfahren spalten Wasser elektrisch: die alkalische Elektrolyse (AEL), die Protonenaustauschmembran-Elektrolyse (PEM), die Anionenaustauschmembran-Elektrolyse (AEM) und die Hochtemperatur-Elektrolyse mit Festoxidzellen (SOEC). Sie unterscheiden sich im Elektrolyten, in den Werkstoffen und darin, wie gut sie schwankendem Strom aus Wind und PV folgen.
Kurz: Für einen Wind- und PV-Verbund stehen 2026 zwei erprobte Verfahren zur Wahl. AEL ist günstiger und hält länger, PEM startet schneller und kommt mit kleinerer Mindestlast aus. Im Rechner kostet Wasserstoff aus AEL am Standort Hessen 6,89 €/kg, aus PEM 7,32 €/kg (Voreinstellungen 2026: 15 MW Elektrolyse an 42 MW Wind und 20 MWp PV). Den Ausschlag geben Investition und Verbrauch; die schnellere Regelung der PEM zählt bei Stundenwerten kaum. AEM ist bis 5 MW am Markt, ihre Lebensdauer ist unabhängig aber nicht belegt. SOEC braucht Abwärme und fast durchgehenden Betrieb.
Ein Elektrolyseur zerlegt Wasser mit Gleichstrom in Wasserstoff und Sauerstoff. Die vier Techniken unterscheiden sich darin, welches Ion durch den Elektrolyten wandert: Hydroxid-Ionen (OH⁻) bei der alkalischen und der Anionenaustauschmembran-Elektrolyse, Protonen (H⁺) bei der Protonenaustauschmembran-Elektrolyse, Oxid-Ionen (O²⁻) bei der Hochtemperatur-Elektrolyse. Daraus folgen Werkstoffe, Temperatur und Kosten: Im sauren Milieu der PEM halten nur Edelmetalle wie Iridium und Platin sowie Titan, im alkalischen Milieu genügen Nickel und Stahl.
Thermodynamisch braucht die Spaltung bei 25 °C mindestens 1,23 Volt je Zelle; ohne Wärmezufuhr von außen sind es 1,48 Volt (thermoneutrale Spannung). Technische Zellen arbeiten bei 1,7 bis 2,2 Volt. Mehr Strom je Zellfläche bringt mehr Wasserstoff aus demselben Stack und senkt die Investition je Kilogramm, erhöht aber die Spannung und damit den Stromverbrauch. Der Wirkungsgrad auf den Heizwert bezogen ist 1,25 Volt geteilt durch die Zellspannung, bei 1,9 Volt also 66 %. Bei 700 bis 850 °C sinkt der elektrische Anteil; einen Teil der Energie liefert Wärme, deshalb kommt die SOEC mit deutlich weniger Strom aus.
Ein Stack besteht aus Dutzenden bis Hunderten in Reihe geschalteter Zellen. Zur Anlage gehören Transformator und Gleichrichter, Wasseraufbereitung, Laugen- oder Wasserkreislauf, Gastrennung, Reinigung und Trocknung, Kühlung, Steuerung und oft ein Verdichter. Herstellerangaben zum Verbrauch beziehen sich häufig auf den Stack; für die Kostenrechnung zählt der Verbrauch der ganzen Anlage.
Investition: installierte Gesamtanlage mit Nebenanlagen, Bau, Netzanschluss und Risikozuschlag für eine Anlage um 15 MW mit westlichem Lieferanten. Verbrauch: Systemwert bei Nennlast zu Beginn der Lebensdauer, bezogen auf den Heizwert; bei SOEC mit elektrisch erzeugtem Dampf (mit Abwärme rund 40 kWh/kg). Quellen: IEA Global Hydrogen Review 2026, European Hydrogen Observatory 2025, Danish Energy Agency 08/2026, US-Energieministerium 12/2024, Weltbank/ESMAP 02/2026; für AEM zusätzlich Enapter-Datenblätter und die Kennzahlen der europäischen Wasserstoffpartnerschaft (SRIA). Für 2035 ist die Änderung von 2030 auf 2035 aus den Datenblättern der Danish Energy Agency auf die Werte für 2030 übertragen (AEL und PEM 100 MW, SOEC 10 MW); die AEM-Werte für 2035 sind eine eigene Schätzung. Alle Werte stehen als Voreinstellung im Rechner, je nach gewähltem Jahr der Inbetriebnahme, und lassen sich dort ändern.
Das älteste Verfahren arbeitet mit 20 bis 30 % Kalilauge, Nickelelektroden und einem porösen Diaphragma zwischen den Gasräumen. Zellflächen bis 3 m² machen die Stacks je kW billig. Es gibt zwei Bauarten: atmosphärische Anlagen in 20-MW-Modulen (thyssenkrupp nucera) und Druckanlagen mit 15 bis 35 bar (Sunfire, John Cockerill, Nel), die sich die erste Verdichterstufe sparen.
Die Schwäche liegt in der Teillast. Bei wenig Gasproduktion dringt Wasserstoff durch das Diaphragma in den Sauerstoff, und die Anlage muss weit vor der Explosionsgrenze abschalten. Die dänische Energieagentur (Danish Energy Agency, DEA) nennt 25 % Mindestlast je Modul, die Weltbank 25 bis 30 % für Druckanlagen und 10 % für moderne atmosphärische Anlagen. Ein Kaltstart dauert rund eine Stunde; häufige Lastwechsel setzen Elektroden und Diaphragma zu. China fertigt fast nur AEL, mit über 32 GW Kapazität im Jahr; Stacks wurden dort Ende 2025 für unter 80 US-Dollar je kW ausgeschrieben (IEA).
Eine feste, saure Polymermembran leitet Protonen und trennt die Gase. Das saure Milieu verlangt Iridium an der Anode, Platin an der Kathode und Titan in den Bipolarplatten. Dafür verträgt die Zelle Stromdichten von 2 bis 3 A/cm², liefert Wasserstoff mit rund 30 bar und folgt Lastsprüngen in Sekunden. Die DEA nennt 12 bis 15 Minuten für einen Kaltstart und 15 bis 17,5 % Mindestlast je Modul; Hersteller geben 5 % an.
Iridium ist der Engpass. Heute stecken rund 300 kg je GW in den Anoden, die Branche will bis 2030 auf 100 kg kommen, Spitzenwerte liegen bei 55 kg (IEA). Mit 0,7 t je GW, wie DEA und Weltbank noch rechnen, reichte die Weltförderung von rund 8 t im Jahr rechnerisch für 11 GW PEM im Jahr. Membran und Elektrodenbinder enthalten per- und polyfluorierte Alkylsubstanzen (PFAS). Für sie läuft ein EU-weites Beschränkungsverfahren: Der Risikobewertungsausschuss der Europäischen Chemikalienagentur befürwortete am 2.3.2026 ein Gruppenverbot, die Stellungnahme des sozioökonomischen Ausschusses wird bis Ende 2026 erwartet; eine pauschale Ausnahme für Fluorpolymere lehnen beide Ausschüsse ab Verfahren.
Bei 700 bis 850 °C leitet eine Keramik Sauerstoff-Ionen. Ein Teil der Spaltenergie kommt als Wärme: Mit Dampf von außen braucht die Anlage 37 bis 40 kWh Strom je kg und dazu 9 bis 10 kWh Wärme (DEA, US-Energieministerium). Ohne Abwärme muss der Dampf elektrisch erzeugt werden; dann sind es rund 48 kWh/kg, wie im Rechner voreingestellt.
Für schwankenden Strom eignet sich SOEC schlecht. Temperaturwechsel schädigen die Keramik, ein Kaltstart dauert rund acht Stunden, die Mindestlast liegt bei 20 bis 80 %. Die Zellen altern mit 0,5 bis 1 % je 1.000 Stunden vier- bis sechsmal so schnell wie AEL. Die größte Anlage hat 2,6 MW (Sunfire bei Neste in Rotterdam). Sinnvoll ist SOEC, wo Industrie Abwärme liefert und der Elektrolyseur fast durchgehend läuft, etwa in Raffinerien oder bei der Synthese von E-Fuels.
Westliche Anlagen kosteten 2025 installiert 1.900 bis 2.500 US-Dollar je kW, rund 1.700 bis 2.200 €/kW, und damit kaum weniger als 2024 (IEA Global Hydrogen Review 2026). In China gefertigte Anlagen kosten dort 500 bis 1.100 US-Dollar je kW. Die Umfrage des European Hydrogen Observatory (EHO) ergab für eine 100-MW-Anlage 2025 2.075 €/kW (AEL) und 2.196 €/kW (PEM), für 20 MW im Jahr 2024 2.310 und 2.503 €/kW. Kleine Anlagen sind je kW teurer: 10 MW kosten rund das 1,4-Fache von 100 MW (DEA). Die Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) setzt für Anlagen im niedrigen zweistelligen MW-Bereich 3.120 €/kW an; spanische Projekte mit Investitionsentscheidung liegen bei 2.900 bis 3.300 €/kW, allerdings mit Netzanschluss, Leitungen oder Speichern im Projektumfang.
Der Stack macht nur rund 13 % der Kosten aus, Nebenanlagen rund 27 %, Planung, Bau und Risikozuschlag rund 60 % (IEA, aus einer Grafik abgelesen). Deshalb senken billige Stacks aus China die Gesamtkosten in Europa nur um 5 bis 25 % (IEA 2025).
Warum frühere Kostenprognosen zu niedrig lagen:
| AEL | PEM | AEM | SOEC | |
|---|---|---|---|---|
| Mindestlast je Modul | 25 % (DEA), atmosphärisch 10 % (Hersteller) | 17,5 % (DEA), 5–10 % (Hersteller) | 8,5 % bei vielen Stacks, Einzelgerät 60 % (Enapter) | 20 % je Modul, 80 % je Stack (DEA) |
| Laständerung auf / ab | 5 / 10 % je Sekunde | 10 / 20 % je Sekunde | +10 % in 21 s (Enapter, Kleingerät) | 0,8 / 0,2 % je Sekunde |
| Kaltstart | rund 60 min | 12–15 min | 20–30 min | rund 480 min |
| Warmstart | 5–20 min | unter 8 min | 225 s (Enapter) | 45–60 min |
DEA 08/2026 (Stand 2025), Weltbank/ESMAP 02/2026, Enapter-Datenblätter 2025/2026 (Herstellerangaben).
Für Wind und PV zählen Mindestlast und Startverhalten mehr als die Rampe; Stundenwerten folgt auch AEL ohne Mühe. Im Rechner bewegt die Mindestlast das Ergebnis erst, wenn der Elektrolyseur im Verhältnis zum Park groß ist. Bei den Voreinstellungen (15 MW an 62 MW Wind und PV, Hessen) ändern 5 statt 20 % Mindestlast die Kosten um 0,05 €/kg. Bei 30 MW verteuern 40 % Mindestlast den Wasserstoff um 1,15 €/kg gegenüber 5 %, in Süddeutschland mit seinem PV-Profil um 2,36 €/kg Rechnung.
Warmhalten kostet 1 bis 2 % der Nennleistung (Weltbank). Wie stark häufige Starts die Stacks altern lassen, ist nicht beziffert; die DEA rechnet Starts und steile Rampen in zusätzliche Betriebsstunden um, nennt aber keinen Wert. Der Feldtest Demo4grid mit 4 MW Druck-AEL in Österreich erreichte 2 % Lastabsenkung je Sekunde statt der angestrebten 10 % und brauchte für einen Kaltstart 4 bis 6 Stunden.
Druck-AEL und PEM reagieren schnell genug für Regelleistung (DEA). Präqualifizierte Elektrolyseure und Erlöse daraus in Deutschland ließen sich nicht belegen; der Rechner setzt dafür nichts an.
Die Anionenaustauschmembran-Elektrolyse (AEM) verbindet die feste Membran der PEM mit dem alkalischen Milieu der AEL. Iridium und Titan entfallen, Nickel und Stahl genügen. Am Markt sind Geräte von 2,4 kW bis rund 1 MW je Container; die größten Anlagen hatten 2025 4 bis 5 MW, eine mit 20 MW ist im Bau.
Kurz: Mit Werten unabhängiger Quellen kostet AEM-Wasserstoff 2026 im Rechner 11,11 €/kg, mit PEM 7,32 €/kg (Hessen, Verbund, Voreinstellungen). Den Unterschied machen die Stacks: Die Weltbank schätzt ihre Lebensdauer auf 10.000 bis 20.000 Betriebsstunden. Ein Elektrolyseur im Verbund ist fast 7.900 Stunden im Jahr in Betrieb, oft in Teillast; das ergibt zehn Stacktausche in 20 Jahren. Herstellerangaben sind deutlich besser, im Feld aber nicht unabhängig bestätigt. Mit den Vorgaben für eine Inbetriebnahme 2030 (1.700 €/kW, 50 kWh/kg, 30.000 Stunden Stack-Lebensdauer) liegt AEM mit 5,98 €/kg gleichauf mit PEM (5,99 €/kg); 2035 läge sie mit 5,05 €/kg knapp unter AEL (5,18 €/kg), allerdings mit eigenen Schätzwerten. Bis dahin passt AEM zu kleinen Anlagen, bei denen Druckwasserstoff ohne Verdichter, geringe Mindestlast und der Verzicht auf Iridium zählen.
Die Membran leitet Hydroxid-Ionen (OH⁻) von der Kathode zur Anode:
OH⁻ wandert etwa dreimal langsamer als ein Proton in der PEM. Dünnere Membranen oder mehr ionenleitende Gruppen gleichen das aus, beides geht zu Lasten der Haltbarkeit (IRENA 2020). Die Zellen arbeiten bei 40 bis 60 °C; manche Membranen zersetzen sich oberhalb von 60 bis 70 °C (Weltbank/ESMAP).
Elektrolyt: Der Marktführer Enapter fährt mit 1-prozentiger Kalilauge und tauscht sie einmal im Jahr; die AEL braucht 20 bis 30 %. Reines Wasser würde den Laugenkreislauf sparen, hält in Versuchen aber bisher nur kurz oder nur mit Edelmetall-Katalysatoren.
Werkstoffe: Nickel-Eisen- und Nickel-Molybdän-Katalysatoren statt Iridium, vernickelter Edelstahl und Nickelschaum statt platin- oder goldbeschichtetem Titan. Titan macht etwa die Hälfte der PEM-Stackkosten aus (IRENA). Die Weltbank sieht deshalb ein theoretisches Kostensenkungspotenzial von 30 bis 50 % gegenüber PEM; gegenüber AEL sind AEM-Stacks heute eher teurer, weil die Membran mehr kostet und die Zellen klein sind (unter 300 cm², AEL bis 3 m²).
PFAS: Kohlenwasserstoff-Membranen umgehen die fluorierten Membranen der PEM. Fluorpolymere können aber in Dichtungen und Verstärkungsgeweben stecken; „PFAS-frei“ ist deshalb je Bauteil zu prüfen.
| Membran (Hersteller) | Chemie | Belegter Stand |
|---|---|---|
| Aemion (Ionomr, Kanada) | methyliertes Polybenzimidazol, ohne perfluorierte Sulfonsäure | laut Übersichtsartikel 2026 unverträglich mit Nickel-Anoden |
| PiperION (Versogen, USA) | Poly(aryl-piperidinium); verstärkte Variante auf ePTFE | 300-kW-Stack entworfen, bei 10 kW getestet |
| Sustainion (Dioxide Materials, USA) | Imidazolium-basiert | über 10.000 h im Labor mit 1-molarer Kalilauge |
| fumasep FAA-3 (Fumatech BWT, Deutschland) | Polyaromat mit Etherbindungen | in Studien unter 1.000 h |
| DURAION (Evonik, Deutschland) | anionenleitendes Polymer, „keine PFAS zugesetzt“ | Pilotanlage Marl, Membranen für bis 2,5 GW im Jahr (Juni 2026) |
Alle Werte sind Herstellerangaben für neue Geräte. Die Weltbank nennt die 51 bis 53 kWh/kg ausdrücklich „claims; limited field validation“.
| Enapter | AEM EL 4.1 | AEM Flex 120 | AEM Nexus 1000 |
|---|---|---|---|
| Leistung | 2,4 kW | 112 kW | 933 kW |
| Wasserstoff | 1,08 kg am Tag | 2,16 kg/h | 18,2 kg/h |
| Verbrauch des Systems | 53,3 kWh/kg | 51,3 kWh/kg | 51,3 kWh/kg |
| Ausgangsdruck | bis 35 bar Überdruck | bis 31 bar | bis 31 bar |
| Lastbereich | 60–100 % | 12–100 % | 8,5–100 % |
| Start | kalt rund 20 min | heiß in 225 s | heiß in 225 s |
Die kleine Mindestlast großer Systeme kommt aus der Bauweise: Ein Nexus 1000 enthält 420 Stack-Module, die strangweise abgeschaltet werden; ein einzelnes Modul läuft nur zwischen 60 und 100 %. Enapter empfiehlt höchstens fünf Starts am Tag und einen je Stunde, weil häufige Starts die Stacks altern lassen. Den Wasserstoff liefert das System mit 31 bis 35 bar, ohne Verdichter. Enapters Angabe, an PV erzeuge AEM bis zu 53 % mehr Wasserstoff als eine „durchschnittliche“ AEL, ist methodisch nicht offengelegt.
Ein Übersichtsartikel (Journal of Materials Chemistry A, Januar 2026) stellt fest, dass AEM-Elektrolyseure nach Stand der Technik meist weniger als 200 Stunden halten; die besten veröffentlichten Systeme erreichen rund 3.000 Stunden. Die Ausnahme ist ein Laborversuch mit über 10.000 Stunden bei 0,7 µV/h, aber mit 1-molarer Kalilauge (Motealleh u. a. 2021, Hersteller der Membran).
Banken verlangen laut Weltbank 20.000 bis 40.000 nachgewiesene Stack-Stunden, bevor sie AEM-Projekte normal finanzieren. Die europäischen Forschungsprojekte 2020 bis 2023 (ANIONE, CHANNEL, NEWELY) erreichten Kurzstacks im kW-Bereich; CHANNEL scheiterte am Betrieb mit 30 bar Druckunterschied, weil Wasserstoff übertrat.
| Kennzahl | Stand 2020 | Ziel 2024 | Ziel 2030 |
|---|---|---|---|
| Verbrauch bei Nennleistung | 55 kWh/kg | 53 kWh/kg | 48 kWh/kg |
| Investition (ohne Bau und Planung) | 1.000 €/kW | 550 €/kW | 300 €/kW |
| Alterung | über 1,0 %/1.000 h | 0,9 %/1.000 h | 0,5 %/1.000 h |
| Kaltstart | 1.800 s | 450 s | 150 s |
| Stromdichte | 0,5 A/cm² | 0,6 A/cm² | 1,5 A/cm² |
| Kritische Rohstoffe | 1,7 mg/W | 0,4 mg/W | 0 |
Clean Hydrogen Partnership, Strategic Research and Innovation Agenda 2021–2027, Annex 2, Tab. 5 (Februar 2022). Die AEM-Werte gelten bei Atmosphärendruck, die Werte für AEL und PEM bei 30 bar; direkt vergleichbar sind sie deshalb nicht. Das Ziel 2030 entspricht bei 10 % Mehrverbrauch am Lebensende rund 20.000 Stunden Stack-Lebensdauer. Die geförderten Projekte meldeten bis 2024 nur Einzelzellwerte, im Mittel 51,9 kWh/kg.
Die Fertigungskapazität für AEM lag im Juli 2025 bei 75 MW im Jahr, 0,1 % der rund 61 GW für alle Elektrolyseure (Weltbank nach S&P). Die IEA weist AEM in ihren Statistiken nicht getrennt aus. Belegte Projekte: 4 MW für Opificio Idrogeno Marche (Italien), 2 MW auf Jeju (Südkorea), 0,5 MW Power to Hydrogen im Hafen Antwerpen-Brügge.
| Enapter AG | 2024 | 2025 | 1. Halbjahr 2026 |
|---|---|---|---|
| Umsatz | 21,4 Mio. € | 22,1 Mio. € | 10,8 Mio. € |
| EBITDA | −6,9 Mio. € | −18,1 Mio. € | −4,5 Mio. € |
| Auftragsbestand | rund 50 Mio. € | 36 Mio. € | 28,8 Mio. € |
2025 nahm Enapter gelieferte Stacks zurück (rund 4,5 Mio. € Aufwand). Im August 2026 gab das Unternehmen den Campus in Saerbeck an einen Gläubiger ab, zog die Prognose 2026 zurück und kündigte an, künftig weniger selbst zu fertigen und auch alkalische Elektrolyseure anzubieten. Stacks montiert seit August 2026 ein Partner in Shenzhen. Weitere Anbieter sind klein oder im Entwicklungsstadium: Wolong Enapter und AEMHY (China), Power to Hydrogen und Versogen (USA), Cipher Neutron (Kanada); Evonik, Ionomr und Fumatech liefern Membranen.
| Kennzahl | heute | 2030 | 2035 | Grundlage |
|---|---|---|---|---|
| Investition installiert | 3.100 €/kW | 1.700 €/kW | 1.400 €/kW | Weltbank über 3.500 US-Dollar je kW; 2030 auf PEM-Niveau, Herstellerziel 25–50 % darunter; 2035 mit dem Rückgang der PEM |
| Verbrauch System | 53 kWh/kg | 50 kWh/kg | 49 kWh/kg | Enapter 51,3–53,3; Ziel der Partnerschaft 48 |
| Stack-Lebensdauer | 15.000 h | 30.000 h | 40.000 h | Weltbank 10.000–20.000 h; Finanzierer verlangen 20.000–40.000 h |
| Mehrverbrauch bis Tausch | 15 % | 15 % | 12 % | über 1 % bzw. 0,5 % je 1.000 h |
| Kosten je Stacktausch | 20 % | 15 % | 15 % | Weltbank: Tausch bis 15 % der Gesamtinvestition; AEM-Werte fehlen |
| Mindestlast | 8,5 % | 5 % | 4,5 % | Nexus 1000; Weltbank 5 % |
| Fixe Betriebskosten | 5 %/a | 3,5 %/a | 3 %/a | Weltbank über 5 % |
Mit 60.000 Stunden Stack-Lebensdauer, 10 % Mehrverbrauch und 3 % Betriebskosten käme AEM schon 2026 auf 7,82 €/kg; den Rest des Abstands zu PEM macht die höhere Investition Rechnung. Die Werte für 2035 sind eine eigene Schätzung. Alle lassen sich unter „Elektrolyseur: Technik und Alterung“ ändern.
Größter offener Punkt: die Lebensdauer von Membran und Bindemittel großer Stacks im Dauerbetrieb. Unabhängige Langzeitdaten aus Anlagen im MW-Maßstab gibt es nicht; ob 51 bis 53 kWh/kg nach Jahren noch gelten, ist offen. Dazu kommt das Anbieterrisiko: Der Marktführer restrukturiert und bietet künftig auch alkalische Elektrolyseure an.
Weltweit liefen Ende 2025 über 4 GW Elektrolyse, zwei Drittel davon in China. Außerhalb Chinas sind die Anlagen seit 2022 teurer geworden und 2025 kaum billiger; in Deutschland arbeiteten im Januar 2026 181 MW.
Kurz: Der Hochlauf bleibt weit hinter den Zielen. Deutschland verfehlt das Ziel von 10 GW bis 2030 voraussichtlich; selbst wenn alle angekündigten Projekte gebaut würden, wären es 8,7 GW (EWI, 01/2026). Fabriken sind zu unter 10 % ausgelastet, westliche Anbieter ziehen sich zurück, chinesische unterbieten sie um ein Vielfaches. Die Gestehungskosten in Deutschland liegen heute je nach Studie bei 7 bis 10 €/kg; Prognosen sinkender Kosten lagen bisher fast immer zu niedrig.
| Stand | Weltweit | Anmerkung |
|---|---|---|
| Ende 2024 | rund 2 GW | Zubau 2024 rund 600 MW; AEL 1,3 GW, PEM 0,72 GW, SOEC 3 MW (IEA 2025, Weltbank 2026) |
| Ende 2025 | über 4 GW | China rund zwei Drittel des Bestands und drei Viertel des Zubaus; Europa rund 0,65 GW, USA rund 0,45 GW (IEA 2026, aus Grafik abgelesen) |
| Ende 2026 | rund 7 GW erwartet | nur Projekte mit Investitionsentscheidung; EU bis 2,4 GW, rund 6 % ihres Ziels von 40 GW für 2030 |
| bis 2030 | 28 GW mit Investitionsentscheidung | angekündigt rund 320 GW, 30 % weniger als ein Jahr zuvor; davon gelten rund 240 GW als unwahrscheinlich (IEA 2026) |
Die größte Anlage steht seit Juli 2025 in Chifeng (China): 500 MW, netzfern an Wind und PV, für Ammoniak. Anlagen über 100 MW liefen 2025 nur in China. In Europa entstehen Stegra in Schweden (rund 740 MW AEL, Produktion nicht vor Anfang 2027), Shell Holland Hydrogen 1 (200 MW, Start Ende 2026) und Air Liquide Normand’Hy (200 MW PEM).
Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln (EWI) zählte im Januar 2026 181 MW in Betrieb und 1,3 GW im Bau oder mit Investitionsentscheidung; bis Ende 2027 könnten es 1,5 GW sein. Fast 3 GW nahm das EWI aus seiner Datenbank, weil Projekte abgesagt wurden oder lange nichts mehr von ihnen zu hören war; von den für 2025 geplanten Projekten wurden rund 30 % rechtzeitig fertig.
| Jahr | Westliche Anlagen, installiert | China |
|---|---|---|
| 2023 | 2.000 (AEL) bis 2.450 (PEM) US-Dollar je kW | – |
| 2024 | 2.000–2.600 US-Dollar je kW | – |
| 2025 | 1.900–2.500 US-Dollar je kW | 500–1.100 US-Dollar je kW; Stacks in Ausschreibungen unter 80 US-Dollar je kW |
| 2030, Prognose | 1.500–1.900 US-Dollar je kW | Szenario mit beschlossener Politik: 680 US-Dollar je kW |
IEA Global Hydrogen Review 2024 bis 2026. Der Sprung 2023 geht zum Teil auf eine neue Abgrenzung mit Risikozuschlag zurück. 1 US-Dollar entsprach 2025 im Mittel 0,885 €.
Je Verdopplung der weltweit installierten Leistung erwartet die IEA 13 % Kostensenkung beim Stack, 2 bis 5 % bei den Nebenanlagen und 8 % bei Planung und Bau; die DEA setzt für ganze Anlagen 14 % (AEL), 17 % (PEM) und 20 % (SOEC) an. Weil der Stack nur ein Achtel der Kosten ausmacht, sinkt eine westliche Anlage auch bei schnellem Zubau langsamer, als billige Stacks vermuten lassen.
Die weltweite Fertigungskapazität stieg 2025 auf rund 58 GW im Jahr; ausgeliefert wurden unter 5 GW. China hat über 35 GW Kapazität und knapp 200 Anbieter, bekam 2025 aber nur 4,7 GW Aufträge; im November 2025 verpflichteten sich 40 chinesische Hersteller, auf Dumpingangebote zu verzichten (IEA 2026).
| Quelle | Bezug | €/kg | Wesentliche Annahmen |
|---|---|---|---|
| FfE (06/2025) | 2025 | 9,80 | 3.120 €/kW, 10 % Kapitalkosten, Windstrom zum Marktwert, 5.840 Volllaststunden |
| Fraunhofer CINES (07/2026) | heute, Nordwesteuropa | 7,50–8,50 | kostenbasierte Indikatoren |
| ebd. | Gebote aus Deutschland, Wasserstoffbank | 6,5–9,2 | Inbetriebnahme im Mittel nach 3,7 Jahren |
| ebd. | 2035 | 3,8–7,3 (Mittel 5,9) | 1.200 €/kW, 7,2 % real, Liefervertrag mit stündlichem Abgleich |
| European Hydrogen Observatory | Daten 2023 | 9,70 (AEL), 10,23 (PEM) | Großhandelsstrom mit Netzentgelten und Steuern |
| Dieser Rechner | Inbetriebnahme heute, Verbund | 5,91 / 6,89 / 7,93 | Küste / Hessen / Süden, AEL, Strom zu Gestehungskosten; mit Börsenwert 7,40 / 7,63 / 7,93 |
| Dieser Rechner | Inbetriebnahme 2030 | 4,85 / 5,62 / 6,57 | wie oben mit den Vorgaben für 2030 (Elektrolyse 1.600 €/kW); mit Börsenwert 6,37 / 6,42 / 6,67 |
| Dieser Rechner | Inbetriebnahme 2035 | 4,41 / 5,18 / 6,06 | Vorgaben für 2035 (Elektrolyse 1.450 €/kW); mit Börsenwert 5,96 / 6,04 / 6,24 |
Die Spanne geht vor allem auf drei Annahmen zurück: was der Strom kostet (Gestehungskosten neuer Anlagen oder entgangener Marktpreis), was die Anlage kostet (1.700 oder 3.100 €/kW) und welcher Zins gilt (4 oder 10 %). Mit Investition, Zins und Strombewertung der FfE ergibt der Rechner für Hessen 9,46 €/kg. Rechnungen um 4 €/kg unterschätzen laut FfE Systemkosten, Stacktausch und Strombezug.
Drei Dinge entscheiden in Deutschland über die Kosten: wie viele Stunden Wind und PV den Elektrolyseur auslasten, was der Strom kostet und welche Abgaben darauf liegen. Eine Direktleitung vom Park zum Elektrolyseur vermeidet Netzentgelte, Umlagen und Stromsteuer; ein zusätzlicher Netzanschluss macht den Überschuss verkaufbar.
Kurz: Mit den Voreinstellungen (15 MW AEL, 42 MW Wind, 20 MWp PV, Direktleitung, Stand der Technik 2026) kostet Wasserstoff an der Küste 5,91 €/kg, in Hessen 6,89 €/kg und in Süddeutschland 7,93 €/kg. Kann der Park seinen Überschuss nicht verkaufen, liegen die Kosten selbst bei der günstigsten Größe 1,2 bis 1,7 €/kg höher. PV im Verbund senkt die Kosten vor allem im Süden. Eine Batterie als Puffer für den Elektrolyseur rechnet sich in keinem der Fälle.
Wind: Eine mittlere Anlage mit Inbetriebnahme 2026 kommt am Referenzstandort des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) auf 3.455 Volllaststunden (Deutsche WindGuard 2024). Über die Standortgüte ergeben sich für Neuanlagen im Norden 2.750 bis 3.450, in der Mitte 2.050 bis 2.750 und im Süden 1.550 bis 2.100 Stunden Ableitung. Fraunhofer ISE rechnet mit älteren Anlagenklassen 15 bis 30 % niedriger. Zwei Drittel der Windflächen im Süden haben laut Umweltbundesamt weniger als 60 % Standortgüte.
PV: Freiflächenanlagen nach Süden erzeugen 1.000 bis 1.130 kWh je kWp (PVGIS, eigene Abfrage), Ost-West-Anlagen rund 17 % weniger, einachsig nachgeführte 15 bis 30 % mehr.
Ergänzung: Wind liefert 59 bis 63 % seiner Jahreserzeugung im Winterhalbjahr, PV nur 24 bis 26 %. Die Monatserträge sind deutlich gegenläufig (Korrelation −0,7 bis −0,9), die Stundenwerte kaum (−0,2) eigene Auswertung Energy-Charts 2024/25. Für den Elektrolyseur zählt vor allem der saisonale Ausgleich.
| Gleicher Elektrolyseur (15 MW) an 42 MW Wind | ohne PV | +20 MWp PV | +40 MWp PV |
|---|---|---|---|
| Küste Nord | 6,27 €/kg · 5.441 h | 5,91 €/kg · 6.287 h | 5,75 €/kg · 6.689 h |
| Mittelgebirge Hessen | 7,85 €/kg · 4.445 h | 6,89 €/kg · 5.585 h | 6,54 €/kg · 6.114 h |
| Süddeutschland | 9,96 €/kg · 3.562 h | 7,93 €/kg · 4.885 h | 7,26 €/kg · 5.590 h |
Rechner, AEL 2026, Strom zu Gestehungskosten, Überschuss verkauft; Wetterjahre 2023–2025 Rechnung.
Ein kleiner Elektrolyseur läuft fast durchgehend, ein großer nimmt mehr vom Wind- und PV-Strom auf, steht aber öfter still. Bei den Voreinstellungen (15 MW an 62 MW Wind und PV, Hessen) gehen 69 % der Erzeugung in die Elektrolyse, 27 % werden verkauft und 5 % abgeregelt. Fraunhofer CINES kommt für 2035 mit Lieferverträgen aus 15 Kombinationen von Wind- und PV-Regionen auf 3.500 bis 4.900 Volllaststunden, die FfE mit zweifach überbautem Wind auf 4.610 Stunden. Projektentwickler erwarten für einen wirtschaftlichen Betrieb rund 5.000 Stunden (FfE).
Wie groß „richtig“ ist, hängt am Netzanschluss. Kann der Park seinen Überschuss verkaufen, zahlt die Elektrolyse nur den Strom, den sie nutzt; dann senkt jede Betriebsstunde mehr die Kosten, und die Größe folgt aus dem Wasserstoffbedarf. Ohne Verkauf trägt die Elektrolyse den ganzen Park. Dann liegt das Optimum an der Küste bei 25 MW (7,07 €/kg), in Hessen bei 20 MW (8,24 €/kg) und im Süden bei 17 MW (9,60 €/kg), also bei 0,3 bis 0,4 MW Elektrolyse je MW Wind und PV Rechnung. Die Grafik „Wie groß soll der Elektrolyseur sein?“ auf der Rechnerseite zeigt beide Fälle.
Die Leitung selbst kostet wenig: 3 km zu 300 € je Meter machen 0,06 €/kg aus. Wichtiger ist, was sie vermeidet: Netzentgelte, Umlagen und Stromsteuer fallen nur auf Strom aus dem Netz an. Wird derselbe Parkstrom über das Netz geliefert, steigen die Kosten in Hessen von 6,89 auf 7,69 €/kg, vor allem durch 13,9 €/MWh Umlagen nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) und für die Anbindung von Windparks auf See (Offshore-Netzumlage). Grüner Wasserstoff nach EU-Recht ist mit beiden Wegen möglich; mit der Direktleitung entfällt der Nachweis der zeitlichen Gleichzeitigkeit, solange kein Netzstrom bezogen wird.
Eine Batterie verschiebt Überschuss in Stunden, in denen der Elektrolyseur unter Nennlast läuft. Das hebt die Auslastung wenig und kostet viel: 20 MWh an der Anlage in Hessen bringen 180 Volllaststunden mehr und verteuern den Wasserstoff um 0,51 €/kg; auch ohne Netzanschluss rechnet sie sich nicht Rechnung. Je MWh Batterie wandern im Jahr nur 40 bis 170 MWh zusätzlich in den Elektrolyseur, das sind 40 bis 170 Vollzyklen eigene Abschätzung. Günstiger puffert man, indem man den Elektrolyseur kleiner auslegt und den Überschuss verkauft. Großbatterien verdienen ihr Geld am Strommarkt: In Deutschland waren im Oktober 2026 21,95 GW mit 34,43 GWh installiert, nach 12,2 GW und 18,1 GWh im November 2024 (Energy-Charts).
Eigene Auswertung der Day-Ahead-Preise Deutschland-Luxemburg (Energy-Charts, Stundenmittel). Mittelpreis 2023 95,2 €/MWh, 2024 78,5 €/MWh, 2025 89,3 €/MWh, 2026 bis Ende September 107,7 €/MWh. Negative Preise gab es 2023 in 300, 2024 in 457, 2025 in 576 und 2026 bis September in 471 Stunden; SMARD zählt für 2025 573, die Abweichung entsteht durch die Umstellung auf Viertelstunden im Oktober 2025. Ein Elektrolyseur, der nur in diesen Stunden läuft, kommt auf weniger als 600 Volllaststunden.
Die Börsenpreise werden extremer: 2025 gab es mehr negative Stunden als 2024, aber weniger Stunden unter 50 €/MWh. Unter 20 €/MWh lagen 832 (2023), 1.055 (2024) und 1.159 Stunden (2025). Seit dem Krieg im Nahen Osten ab Ende Februar 2026 sind die Gaspreise stark gestiegen; der Frontmonat am niederländischen Gasmarkt (TTF) stand am 19.10.2026 bei 88 €/MWh. Der Monatsmittelpreis für Strom lag im September 2026 bei 145 €/MWh und vom 1. bis 24. Oktober bei 162 €/MWh.
| Mittelpreis der N billigsten Stunden | 2023 | 2024 | 2025 |
|---|---|---|---|
| 1.000 Stunden | 4 €/MWh | −2 €/MWh | −5 €/MWh |
| 2.000 Stunden | 30 €/MWh | 18 €/MWh | 20 €/MWh |
| 4.000 Stunden | 58 €/MWh | 42 €/MWh | 50 €/MWh |
| 6.000 Stunden | 73 €/MWh | 56 €/MWh | 66 €/MWh |
Eigene Auswertung der Day-Ahead-Preise (Energy-Charts) für dieses Projekt.
Nur Netzstrom: Ein Elektrolyseur, der nur bei Preisen bis 20 €/MWh läuft, erreicht rund 1.000 Volllaststunden; der Wasserstoff kostet dann 18,76 €/kg, weil die Investition auf zu wenig Kilogramm verteilt wird. Am günstigsten wird es bei einer Preisschwelle um 120 €/MWh mit 7,56 €/kg und 7.000 Stunden. Grün ist dieser Wasserstoff aber nicht: Ohne eigenen Park oder Liefervertrag zählt Netzstrom nicht als erneuerbar. Nach der EU-Methode mit dem Strommix (344 g CO₂ je kWh, Schätzung des Umweltbundesamts für 2025) entstehen rund 20 kg CO₂ je kg Wasserstoff, etwa doppelt so viel wie bei grauem Wasserstoff aus Erdgas Rechnung, Hessen, AEL 2026.
Netzstrom als Ergänzung im Verbund: In Stunden bis 20 €/MWh oder unter dem 0,36-Fachen des CO₂-Preises gilt Netzstrom nach den EU-Regeln als zeitgleich erneuerbar, bei 80 €/t CO₂ also bis 28,8 €/MWh. Lässt man im Verbund Netzbezug bis 30 €/MWh zu, sinken die Kosten in Hessen um 0,10 €/kg; 97 % des Bezugs zählen als erneuerbar. Der Effekt ist klein, weil billige Stunden meist Stunden mit viel Wind und PV sind, in denen der eigene Park ohnehin liefert.
„Nutzen statt Abregeln“ (§ 13k Energiewirtschaftsgesetz, EnWG) geltend: Seit Oktober 2024 können zusätzliche Verbraucher in Entlastungsregionen Strom aufnehmen, der sonst wegen Netzengpässen abgeregelt würde. Seit 1.10.2026 gilt das Zielmodell der Übertragungsnetzbetreiber: Regionen bei 50Hertz (Hamburg, Nordosten) und TenneT, noch keine bei Amprion und TransnetBW; Gebote mit eigenem Preis, Erstattung der Differenz zu einem Referenzpreis von höchstens rund 400 €/MWh und der variablen Netzentgelte, Umlagen und Steuern. Elektrolyseure führt das Konzept als Segment, das erst langfristig erwartet wird; die bisher zugeteilten Mengen waren sehr gering (FfE).
Wo Überschuss anfällt: 2025 wurden 9,4 TWh Strom aus erneuerbaren Anlagen wegen Netzengpässen abgeregelt, rund 3,5 % der Erzeugung (Bundesnetzagentur über SMARD). Früher traf es vor allem Wind im Norden und auf See, heute zunehmend PV in Bayern, meist wegen Engpässen im Verteilnetz; im zweiten Quartal 2026 hatte erstmals mehr als die Hälfte der Abregelung ihre Ursache im Verteilnetz (52 %). Ein Elektrolyseur im Norden nimmt eher nächtlichen Winterwind auf, einer im Süden eher sommerlichen Mittags-PV-Strom.
| Bestandteil | Strom aus dem Netz | Direktleitung ohne Netzbezug |
|---|---|---|
| Netzentgelt | 0 für 20 Jahre bei Inbetriebnahme bis 4.8.2029 (§ 118 Abs. 6 EnWG) geltend; danach nach dem Entwurf der Bundesnetzagentur rund 4–7 €/kW·a Kapazitätspreis für grünen Wasserstoff Entwurf | 0; ein Reserveanschluss kostet einen „angemessenen Beitrag“ |
| KWKG- und Offshore-Netzumlage | 13,87 €/MWh (2026) geltend; die Befreiung für grünen Wasserstoff (§ 25 EnFG) greift mangels Verordnung nicht | 0 |
| Aufschlag für besondere Netznutzung | 15,59 €/MWh für die erste GWh, danach 0,50 €/MWh geltend | 0 |
| Stromsteuer | 20,50 €/MWh, für Elektrolyse im Produzierenden Gewerbe Entlastung nach §§ 9a, 9b StromStG; nach § 9b bleiben 0,50 €/MWh geltend | befreit, wenn der Anlagenbetreiber den Strom am Ort selbst verbraucht (§ 9 Abs. 1 Nr. 1 StromStG, mit Erlaubnis); sonst wie links |
| Summe der staatlichen Bestandteile | rund 15 €/MWh ≈ 0,84 €/kg; mit Besonderer Ausgleichsregelung rund 3,5 €/MWh Rechnung | rund 0 |
Rechnung bei 40 GWh Strom im Jahr und 55 kWh/kg. KWKG = Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, EnFG = Energiefinanzierungsgesetz, StromStG = Stromsteuergesetz.
Größter offener Punkt: die Abgaben für Anlagen, die nach 2029 in Betrieb gehen. Ob sie Netzentgelte zahlen, entscheidet die Bundesnetzagentur mit AgNes erst zum Jahresende; die Befreiung von KWKG- und Offshore-Netzumlage scheitert seit Jahren an einer fehlenden Verordnung. Ab 2030 zählt Netzstrom zudem nur noch in der gleichen Stunde oder in sehr billigen Stunden als erneuerbar. Mit Direktleitung und eigenem Park ist ein Projekt von beidem weitgehend unabhängig.
Ein Stromsystem mit viel Wind und PV braucht für Dunkelflauten steuerbare Kraftwerke, die selten laufen. Soll ihr Brennstoff Wasserstoff sein, zählt die ganze Kette: Erzeugung, saisonale Speicherung, Transport und Rückverstromung. Diese Seite rechnet die Kette durch und gibt die Werte für den Gesamtrechner aus.
Backup-Kraftwerke laufen in Zielszenarien nur wenige hundert Stunden im Jahr. Dann dominiert die Kapitalkostenumlage; der Brennstoffpreis entscheidet, sobald die Anlage länger läuft.
Im Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045 der Übertragungsnetzbetreiber stehen 2045 61 bis 81 GW Wasserstoffkraftwerke, die nur 395 bis 517 Stunden im Jahr laufen und 31 bis 33 TWh Strom erzeugen; dafür braucht es rechnerisch 51 bis 82 TWh Wasserstoff 2. Entwurf 03/2026. Andere Studien liegen für 2045 bei 42 bis 72 GW (EWI 2024) oder 68 GW (Ariadne 2025). Wie viel steuerbare Leistung das System braucht und wie viel davon Wasserstoff verbrennt, hängt an Wetterjahr, Importen und Speichern und ist entsprechend umstritten.
Kurzfristig gilt das Stromversorgungskapazitätssicherungsgesetz (StromVKG, in Kraft seit 22.7.2026) geltend. Die Bundesnetzagentur schreibt zunächst 2 × 4,5 GW neue Kraftwerke aus, die mindestens 10 Stunden durchgehend liefern können; Gebotstermine 8.9. und 29.12.2026, Höchstwert 244.000 € je MW und Jahr über 15 Jahre, Zuschläge der ersten Runde bis 3.11.2026. Neue Anlagen müssen wasserstofffähig sein und spätestens 2045 klimaneutral laufen; bis dahin dürfen sie Erdgas verbrennen. Vor 2045 sollen mindestens 4 GW auf Wasserstoff umgestellt werden (Bundesumweltministerium, 10.7.2026).
Saisonal speichert man Wasserstoff in Salzkavernen. Das EWI rechnet für Modellkavernen mit 35 bis 266 GWh Arbeitsgas mit 30 bis 84 Mio. € Investition und mit Speicherkosten von 0,66 bis 1,75 €/kg (20 bis 52 €/MWh) bei zwei Zyklen im Jahr; bei einem Zyklus verdoppeln sie sich (EWI 03/2024, Zins 10 %). Rund 30 % des Gases bleiben als Kissengas dauerhaft im Speicher, das Verdichten braucht 0,7 bis 2,2 kWh je kg. Für die Dunkelflaute oben ist eine Kaverne mit 500.000 m³ in 1.000 m Tiefe angesetzt; sie fasst rund 4.000 t Arbeitsgas.
In Deutschland gibt es Testkavernen (Uniper in Krummhörn, EWE in Rüdersdorf) und erste kommerzielle Umrüstungen: RWE Gronau-Epe ab 1.7.2027, EWE Huntorf Ende 2027. Storengy plant zwei neue Kavernen bei Stade für 2032 und 2034. Projekte mit Investitionsentscheidung oder EU-Förderstatus kommen zusammen auf rund 0,7 TWh (BDEW 10/2025). Studien sehen für 2045 einen Bedarf von 32 bis über 130 TWh; die bestehenden Erdgaskavernen ließen sich für rund 31 TWh umrüsten. Eine Umrüstung dauert 6 bis 8 Jahre, eine neue Kaverne rund 11 Jahre (DVGW 11/2025).
Im Wasserstoff-Kernnetz fällt an jedem Ein- und Ausspeisepunkt das Hochlaufentgelt an, 2026 25,55 € je kWh/h gebuchter Leistung und Jahr geltend. Je MWh hängt das an der Auslastung: Bei einer Einspeisung mit 4.000 bis 8.000 Stunden sind es 3 bis 6 €/MWh, an der Ausspeisung zu einem Kraftwerk mit 500 Stunden 51 €/MWh. Ein Tagesprodukt kostet rund 9,9 €/MWh je Volllasttag Rechnung. Ob die gebuchte Leistung auf den Brenn- oder den Heizwert bezogen ist, ließ sich nicht klären; beim Brennwert lägen die Werte je MWh Heizwert um 18 % höher. Die Voreinstellung von 30 €/MWh für Speicherung und Transport zusammen ist eine eigene Setzung.
Fraunhofer ISE setzt 2024 für wasserstofffähige Gasturbinen 550 bis 1.200 €/kW bei 40 % Wirkungsgrad an, für Gas-und-Dampf-Kraftwerke (GuD) 1.100 bis 2.400 €/kW bei 60 bis 62 %, für Brennstoffzellen 5.000 bis 8.000 €/kW bei 53 %. Seither sind Gasturbinen knapp geworden: Wood Mackenzie erwartet bis Ende 2027 rund 600 US-Dollar je kW allein für die Turbine, fast das Dreifache von 2019, bei Lieferzeiten bis zu sechs Jahren. Die ISE-Werte dürften für Bestellungen 2026 zu niedrig sein.
Reiner Wasserstoffbetrieb ist in kleinen und mittleren Turbinen gezeigt, etwa in einer 12-MW-Turbine von Siemens Energy mit Trockenverbrennung (2023). Große Maschinen laufen im Feld mit 30 bis 50 % Wasserstoff, 100 % kündigen die Hersteller für etwa 2030 an. Wasserstoff verbrennt rund 290 K heißer als Erdgas; ohne Gegenmaßnahmen steigen die Stickoxide stark, was neue Brenner oder eine Abgasreinigung verlangt.
Bis rund 570 Einsatzstunden ist die Gasturbine günstiger als ein GuD mit 60 % Wirkungsgrad (mit 61 % für 2035: bis rund 560 Stunden), wenn Wasserstoff 150 €/MWh kostet Rechnung mit ISE-Werten. Brennstoffzellen lohnen sich erst bei mehreren tausend Stunden.
Mit den Voreinstellungen kostet Backup-Strom aus Wasserstoff (Elektrolyse in Hessen, Gasturbine, 500 Stunden) rund 90 ct/kWh, aus Erdgas bei 40 €/MWh und 80 €/t CO₂ rund 34 ct/kWh. Die CO₂-Vermeidung kostet damit rund 1.400 € je Tonne (Brennstoffmehrkosten ohne CO₂-Preis geteilt durch die vermiedene Emission). Das ändert sich erst mit deutlich höheren CO₂-Preisen oder billigerem Wasserstoff: Mit den Annahmen des Szenariorahmens zum Netzentwicklungsplan für 2045 (400 €/t CO₂, Wasserstoff 75 bis 88 €/MWh) wäre Wasserstoff günstiger als Erdgas mit CO₂-Kosten (93 €/MWh).
Brennstoff frei Kraftwerk = Gestehungskosten aus dem Rechner (oder Importpreis) + Speicherung + Transport, umgerechnet mit 33,33 kWh je kg (Heizwert). Backup-Strom = (Investition × Annuitätsfaktor + fixe Betriebskosten) ÷ Einsatzstunden + Brennstoff ÷ Wirkungsgrad + variable Betriebskosten. Erdgas: Börsenpreis je MWh Brennwert × 1,108 je MWh Heizwert, CO₂ mit 0,202 t je MWh Heizwert. Lebenszyklus-Emissionen von Wasserstoff aus Wind und PV: 1,0 kg CO₂e je kg (IEA 2024, Spanne 0,4 bis 2,7) plus Netzstrom, soweit er nicht als erneuerbar zählt. Dunkelflaute: Leistung × Dauer ÷ Wirkungsgrad.
Der Gesamtrechner führt Wasserstoff an zwei Stellen: als Gestehungskostenrechnung auf der Seite „Speicher · H₂“ und als Backup-Brennstoff in der Systemrechnung (Gruppe B). Die Werte unten gehören zu den gleichnamigen Reglern dort und folgen den Einstellungen dieses Rechners. Jeder Wert lässt sich einzeln kopieren; „Alle Werte kopieren“ legt die ganze Liste in die Zwischenablage.
Alle Zahlen mit Bezugsjahr und Fundstelle. Rechtsangaben sind gekennzeichnet: geltend geltendes Recht, Entwurf Entwurf oder laufendes Verfahren, Daten Statistik und Studien, Modell eigene Annahme oder Rechnung.
Eigene Auswertungen (Energy-Charts, PVGIS, ERA5) und Rechnungen sind im Text als solche gekennzeichnet. Recherche: 25.10.2026. Nicht prüfen ließen sich unter anderem Marktindizes für Stromlieferverträge in Deutschland, Erlöse aus Regelleistung für Elektrolyseure, der Beschluss zu AgNes und die Ergebnisse der ersten StromVKG-Runde.