Der aktuelle Stand des Wasserstoff-Kernnetz: Zwischen Planungsmeilenstein und Marktrealität

Das Grundgerüst: 9.040 Kilometer für die Wasserstoffwirtschaft 

Am 22. Oktober 2024 genehmigte die Bundesnetzagentur das Wasserstoff-Kernnetz mit einer Länge von 9.040 Kilometer, die bis 2032 in Betrieb gehen sollen und einem geplanten Investitionsvolumen von rund 18,9 Milliarden Euro. Es verbindet künftige Erzeugungsstandorte, Importpunkte, Speicher und industrielle Verbrauchszentren über eine Fernleitungsinfrastruktur und ist für bis zu 101 GW Einspeise- und 87 GW Entnahmekapazität ausgelegt. Die Leitungen des Kernnetzes sollen zu rund 60 Prozent aus umgestellten Erdgastrassen und zu 40 Prozent aus Neubauleitungen besteht. Das Projekt wird von 18 Netzbetreibern gemeinsam getragen. 

Das Energiewirtschaftsgesetz erlaubt für einzelne Abschnitte eine Verschiebung der Inbetriebnahme bis 2037. Voraussetzung dafür ist, dass der jährliche Netzentwicklungsplan diese Verschiebung begründet. Dass diese Option bereits gezogen wird, zeigt der erste Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff vom März 2026: Zahlreiche Projekte werden zeitlich gestreckt, die Gesamtlänge des Wasserstoff‑Kernnetzes wächst auf 9.206 Kilometer bei Investitionen von 24,9 Milliarden Euro.

Erste Trassen sind in Betrieb 

Bereits im zweiten Quartal 2024 startete der Bau an einer rund 55 Kilometer lange Wasserstoff‑Pipeline zwischen Lingen und Bad Bentheim, wie der Fernleitungsnetzbetreiber Nowega in seinem Projektzeitplan ausweist. Nach Abschluss der Bauarbeiten im ersten Quartal 2025 nahm der Netzbetreiber die Leitung Ende März 2025 mit einer Erstbefüllung in Betrieb – sie gilt damit als erster praktisch genutzter Abschnitt des deutschen Wasserstoff‑Kernnetzes. 

Nach und nach zeigt sich der Fortschritt an mehreren bereits realisierten Abschnitten: Die rund 400 Kilometer lange Umstellungsleitung OPAL/JAGAL zwischen Lubmin und Bobbau/Bitterfeld-Wolfen ging im Dezember 2025 in Betrieb und wird in der deutschen Berichterstattung als bislang längste durchgehend mit Wasserstoff betriebene Pipeline der Welt bezeichnet. 

Im April 2025 folgte die erste Kernnetzleitung Ostdeutschlands, die den Energiepark Bad Lauchstädt mit der TotalEnergies-Raffinerie Leuna verbindet. Dort läuft seit Ende 2025 schrittweise ein 30-MW-Elektrolyseur an.  

Ergänzend dazu ging Ende 2025 die rund zehn Kilometer lange Neubauleitung Heek–Epe in Betrieb, die einen geplanten Wasserstoff-Kavernenspeicher anbindet. Im August 2026 folgte das rund 120 Kilometer lange GET H2 Nukleus-Leitungsnetz zwischen Lingen und Marl.  

Kapazitätsreservierung: Der Markt zieht spürbar an 

Seit dem 19. März 2026 können Erzeuger, Großabnehmer, Lieferanten und Händler im Wasserstoff-Kernnetz Ein- und Ausspeisekapazitäten für bis zu sieben Jahre im Voraus verbindlich buchen. Grundlage dafür bildet ein Marktinformationspaket, das die Netzbetreiber am 5. März 2026 veröffentlichten und das Clusterstruktur und Buchungsprozess festlegt. 

Bis zum Stichtag 23. Juli 2026 reservierten Marktteilnehmer in den Netzclustern knapp 6 GW an Kapazitäten zahlungspflichtig. Das entspricht einer Verdopplung gegenüber dem Ausgangswert und übertraf die Erwartungen der Netzbetreiber. Damit befindet sich das Kernnetz laut FNB Gas nun in der Anfangsphase der kommerziellen Vermarktung. 

Kritische Bestandsaufnahme  

So dynamisch die Kapazitätsreservierung verläuft, so deutlich fallen die Warnsignale entlang der übrigen Wertschöpfungskette aus. Der Bundesrechnungshof erklärte in einem Sonderbericht Ende Oktober 2025, die deutsche Wasserstoffstrategie erfülle zentrale Wirtschaftlichkeitskriterien nicht, obwohl allein 2024 rund 4,3 Milliarden Euro und 2025 mehr als 3 Milliarden Euro an Fördermitteln bereitgestellt wurden. Er forderte einen Realitätscheck und einen Plan B, da das Festhalten am aktuellen Kurs Klimaziele, industrielle Wettbewerbsfähigkeit und Bundesfinanzen gleichermaßen gefährde. 

Wolf-Peter Schill vom Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) beschreibt die Lage als branchenübergreifend schleppend. Als zentrale Hemmnisse werden immer wieder regulatorische Unsicherheit, hohe Investitions- und Betriebskosten sowie eine geringe Zahlungsbereitschaft der Abnehmer genannt. 

Auf eines dieser Hemmnisse hat der Gesetzgeber reagiert: Das im April 2026 in Kraft getretene Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz stuft Erzeugung, Speicherung, Import und Transport von Wasserstoff bis 2045 als überragendes öffentliches Interesse ein, verkürzt Genehmigungsfristen und führt vollelektronische Verfahren ein. An den wirtschaftlichen Hemmnissen ändert das jedoch nichts. 

Ausblick: Der Netzentwicklungsplan als nächste Weichenstellung 

Schnellere Verfahren beantworten damit die Frage nach dem Wie, nicht die nach dem Wie viel. Diese entscheidet sich an anderer Stelle. Der im März 2026 konsultierte Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2025 führt das 2024 genehmigte Wasserstoff‑Kernnetz fort und zeigt zusätzliche Maßnahmen bis 2037 auf. Auf Basis des aktuellen Szenariorahmens, der sich stark an gemeldeten industriellen Bedarfen orientiert, ergibt sich im Plan ein Umfang von 7.007 Kilometern neuer Wasserstoffleitungen mit rund 20,1 Milliarden Euro Investitionsvolumen – teilweise als Ergänzung, teilweise als Fortschreibung des bereits genehmigten Kernnetzes. 

Trotz ungelöster Fragen bei Erzeugung, Speicherung und Abnahme bleibt das Kernnetz der zentrale Hebel der Nationalen Wasserstoffstrategie: Mit wachsender Kapazitätsreservierung entsteht erstmals eine belastbare Datenbasis darüber, wo tatsächliche Nachfrage entsteht und wo die Politik nachsteuern muss.  

Das im April 2026 in Kraft getretene Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz soll die Umsetzung beschleunigen: Es stuft Erzeugung, Speicherung, Import und Transport von Wasserstoff bis 2045 als überragendes öffentliches Interesse ein, verkürzt Genehmigungsfristen und führt vollelektronische Verfahren ein.