Wir möchten mit Ihnen über Wasserstoff reden.
Wasserstoff wird ein wesentlicher Baustein unserer zukünftigen Energieversorgung sein. Dementsprechend bewegt sich viel auf gesetzgeberischer und behördlicher Ebene. Netzbetreiber sowie Wasserstofferzeuger und -verbraucher, von denen der erfolgreiche Wasserstoffhochlauf letztlich abhängt, sehen sich hierdurch jeweils ihren eigenen Herausforderungen, Chancen und Risiken ausgesetzt.
Mit unserem Veranstaltungsformat „H2 Talks“ möchten wir die unterschiedlichen Perspektiven zusammenführen. Gemeinsam mit Vertreter:innen der mit dem Wasserstoffhochlauf befassten Unternehmen und Behörden diskutieren wir über juristische Fragen, sei es aus dem Bereich des Planungsrechts, des Regulierungsrechts oder des allgemeinen Vertragsrechts. Der Fokus der Veranstaltung liegt auf einem praktischen Erfahrungsaustausch unter Fachleuten zu aktuellen Themen.
Der nächste Termin steht unter der Überschrift
„Erste Erfahrungen mit dem Aufbau des Wasserstoffkernnetzes – Wo stehen wir und wie geht es weiter?“
und findet am 7. Oktober 2025 von 11:00 bis 15:00 Uhr im Hamburger Büro von GvW, Poststraße 9 - Alte Post, 20354 Hamburg, statt.
Corinna Lindau und Saskia Soravia von GvW werden einen Überblick über aktuelle genehmigungsrechtliche Fragen geben, u.a. im Zusammenhang mit der Durchführungsverpflichtung der am Wasserstoffkernnetz beteiligten Unternehmen sowie zu den geplanten Neuregelungen des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes. Dr. Reinald Günther, ebenfalls GvW, wird die regulierungsrechtlichen Vorgaben darstellen. Besonders freuen wir uns überdies auf Impulsvorträge von Nadine Yape (Syndikusrechtsanwältin, Thyssengas GmbH) und Anton Kettritz (Abteilungsleiter Genehmigungsverfahren, Gasunie Deutschland), die von ihren praktischen Erfahrungen mit Umstellungsprojekten berichten werden.
Wir freuen uns, wenn wir Ihr Interesse geweckt haben und Sie mit dabei sind. Bitte melden Sie sich bis spätestens 22. August 2025 hier an
Nachdem das Gesetzgebungsverfahren für das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz im Zuge der Neuwahlen ins Stocken geraten war, hat das Bundeswirtschaftsministerium nunmehr einen neuen Referentenentwurf vorgelegt, der am 7. Juli 2025 in die Länder- und Verbändebeteiligung gegeben wurde.
Delegierte Verordnung zur Bewertung von Emissionseinsparungen bei kohlenstoffarmen Brennstoffen beschlossen
Am 8. Juli 2025 hat die Europäische Kommission eine delegierte Verordnung zur Bewertung von Treibhausgasemissionseinsparungen bei kohlenstoffarmen Brennstoffen angenommen.
Die Verordnung ergänzt die Richtlinie (EU) 2024/1788 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff (sog. Gas-/Wasserstoff-Binnenmarktrichtlinie). Diese definiert unter anderem zentrale Rechtsbegriffe wie kohlenstoffarmer Wasserstoff und kohlenstoffarmes Gas.
Wir berichteten hierzu bereits im H2-Newsletter Juli 2024:
Nach Art. 2 Nr. 11 der Richtlinie ist kohlenstoffarmer Wasserstoff solcher, „dessen Energiegehalt aus nicht erneuerbaren Quellen stammt und der gegenüber fossilen Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs mindestens 70 % Treibhausgasemissionen einspart.“
Die neue delegierte Verordnung legt nun methodische Vorgaben zur Berechnung dieser Emissionseinsparungen für sogenannte Low-Carbon-Fuels fest. Darunter fallen gemäß Art. 2 Nr. 13 der Richtlinie
Nicht erfasst werden wiederverwertete kohlenstoffhaltige Kraftstoffe, die bereits unter die delegierte Verordnung (EU) 2023/1185 zur Umsetzung von Art. 27 Abs. 3 RED II fallen. Diese bleiben aus dem Anwendungsbereich der neuen Berechnungsmethodik ausgenommen.
Ziel: Einheitliche Lebenszyklusbewertung
Die im Anhang der delegierten Verordnung enthaltene Methodik soll künftig europaweit einheitlich bestimmen, wie viele Treibhausgasemissionen bei der Herstellung eingespart werden müssen, damit ein Brennstoff als „kohlenstoffarm“ gilt. Die Kommission hat gemäß Art. 9 Abs. 5 der Binnenmarktrichtlinie bis zum 5. August 2025 diese Methodik durch einen delegierten Rechtsakt festzulegen.
Zentrale Elemente sind:
a. Lebenszyklusanalyse (Life-Cycle Assessment): Berücksichtigt werden Emissionen aus
b. Ausschluss der Doppelanrechnung: Es wird verhindert, dass vermiedene Emissionen mehrfach angerechnet werden.
Die Kommission weist in Ziff. 4 der Begründung darauf hin, dass das Erderwärmungspotenzial von Wasserstoff derzeit noch nicht ausreichend wissenschaftlich erforscht sei. Eine spätere Einbeziehung in die Methodik ist jedoch vorgesehen, sobald belastbare Erkenntnisse vorliegen.
Einbeziehung von CCS und langlebigen Produkten
Emissionsmindernd können auch solche CO₂-Mengen berücksichtigt werden, die im Rahmen von Carbon Capture and Storage (CCS) dauerhaft in geologischen Formationen gespeichert werden – ein Verfahren, das insbesondere bei sogenanntem blauem Wasserstoff zum Tragen kommt. Ebenfalls anerkannt wird die chemische Bindung von abgeschiedenem Kohlenstoff in langlebigen Produkten.
Nach Art. 3 der delegierten Verordnung soll die Kommission bis 1. Juli 2028 zudem weitere Optionen zur Emissionsminderung prüfen – insbesondere die Nutzung von kohlenstoffarmem Atomstrom.
Verfahren und Inkrafttreten
Die delegierte Verordnung wird nun dem Europäischen Parlament und dem Rat übermittelt, die zwei Monate Zeit haben, um ihn zu prüfen. Auf Antrag kann der Prüfungszeitraum um zwei weitere Monate verlängert werden.
Sofern keine Einwände erhoben werden, tritt die delegierte Verordnung in Kraft. Dies entspricht dem in Art. 290 AEUV vorgesehenen Kontrollmechanismus, der dem Europäischen Parlament und dem Rat eine nachträgliche Kontrolle über delegierte Rechtsakte der Kommission ermöglicht.
Bundesnetzagentur genehmigt Szenariorahmen Gas/Wasserstoff
Am 30. April 2025 hat die Bundesnetzagentur den „Szenariorahmen Gas/Wasserstoff 2025–2037/2045“ mit Anpassungen genehmigt.
Damit ist ein zentraler Zwischenschritt für die künftige Planung der Gas- und Wasserstoffinfrastruktur in Deutschland erreicht.
Grundlage ist die neue gesetzliche Regelung des § 15b EnWG: Die Fernleitungsnetzbetreiber sowie die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen sind gemäß Absatz 1 verpflichtet, alle zwei Jahre – erstmals im Jahr 2024 – gemeinsam einen Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff zu erstellen und an die zentrale Koordinierungsstelle KO.NEP zu übermitteln.
Nach Absatz 2 muss der Szenariorahmen mindestens drei Szenarien abbilden, die sich auf einen Zeitraum von zehn bis fünfzehn Jahren erstrecken und die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen im Rahmen der klima- und energiepolitischen Ziele der Bundesregierung erfassen. Zusätzlich sind drei Szenarien für das Jahr 2045 vorgesehen, um langfristige Entwicklungspfade im Hinblick auf die Klimaneutralität zu berücksichtigen.
Die Konsultationen zum Netzentwicklungsplan Gas und zum Netzentwicklungsplan Wasserstoff wurden erstmals gemeinsam durchgeführt. Mit dieser parallelen Konsultation wurde ein wichtiger Schritt hin zu einer besser abgestimmten, sektorüber-greifenden Infrastrukturplanung vollzogen (dazu bereits unser Update zum Netz-entwicklungsplan Wasserstoff vom Februar 2025).
Die von der Bundesnetzagentur nun genehmigte Fassung enthält:
Die Genehmigung durch die Bundesnetzagentur erfolgt auf Grundlage von § 15b Abs. 5 EnWG und bildet die regulatorische Voraussetzung für die anschließende Erstellung des Netzentwicklungsplans. Sie berücksichtigt die Ergebnisse der Öffentlichkeitsbeteiligung, die zuvor im Rahmen der Veröffentlichung und Konsultation gemäß Abs. 4 durchgeführt wurde.
Mit dem genehmigten Szenariorahmen liegt nun der strategische Rahmen für die zukünftige Entwicklung einer zukunftsfähigen, resilienten und klimaneutralen Energieinfrastruktur in Deutschland vor. Die kommenden Planungen im Gas- und Wasserstoffbereich können damit auf einer konsistenten und sektorenübergreifend abgestimmten Szenarienbasis aufbauen.
Hochlaufentgelt für das Wasserstoff-Kernnetz beschlossen
Am 14. Juli 2025 hat die Große Beschlusskammer Energie bei der Bundesnetzagentur die Festlegung zur Bestimmung des Hochlaufentgeltes für das Wasserstoff-Kernnetz beschlossen (Az.: GBK-24-02-2#4).
Die Höhe des Hochlaufentgelts ist gegenüber dem Entwurf der Festlegung von Ende März 2025 (s. hierzu Ausgabe 02/25) unverändert bei 25 EUR/kWh/h/a für ein nicht unterbrechbares Jahreskapazitätsprodukt geblieben. Trotz Einwänden im Rahmen der Anhörung erachtet die Große Beschlusskammer dieses Hochlaufentgelt weiterhin nicht als prohibitiv hoch. Insbesondere hält sie einen Vergleich mit dem Briefmarkenentgelt für das Erdgasnetz nicht für überzeugend, da es bei dem Wasserstoff-Kernnetz um einen neuen Energieträger und eine neue Infrastruktur gehe. Eine weitere Ausdifferenzierung werden die Netzentgelte für das Wasserstoff-Kernnetz durch die Ergänzungsfestlegung zur Festlegung „WANDA“ (Az.: GBK-24-01-2#1) (s. hierzu Ausgabe 02/25) und durch die Festlegung „WaKandA“ (Az.: BK7-25-01-015) (s. hierzu Ausgaben 07 und 09/24) erfahren.
Auf dem Weg zu einem gemeinsamen Wasserstoffmarkt in Europa
(Gastbeitrag von Henriette Breitkopf – Rechtsreferendarin beim Brandenburgischen Oberlandesgericht, ehemalige wissenschaftliche Mitarbeiterin bei GvW)
Die im April 2025 veröffentlichte Machbarkeitsstudie „UK-Germany Joint Feasibility Study on the Trade of Hydrogen“, erstellt von Arup, der Deutschen Energie-Agentur (dena) und Adelphi im Auftrag des ehemaligen Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) sowie des britischen Department for Energy Security and Net Zero (DESNZ), analysiert umfassend die Möglichkeiten und Herausforderungen eines künftigen Wasserstoffhandels zwischen Deutschland und Großbritannien.
Grundlagen und Ziele
Die Studie hebt folgende zentrale Handlungsfelder hervor, die für die Entwicklung eines internationalen Wasserstoffmarktes notwendig sind: Die Entwicklung von Onshore- und Offshore-Wasserstoffinfrastrukturen, die Angleichung der technischen Anforderungen für den Handel mit molekularem Wasserstoff und die Unterstützung bei der Etablierung eines entsprechenden Marktes, der den Handel zwischen Erzeugern und Abnehmern ermöglichen soll.
Infrastruktur und zentrale Maßnahmenbereiche
Im Rahmen der Bewertung der Infrastruktur wurden vier Routenoptionen untersucht: eine direkte Verbindung zwischen dem britischen und deutschen Festland, eine Anbindung an das Offshore-Wasserstoffnetz AquaDuctus sowie Verbindungen über die Niederlande oder Belgien. Hingegen sei es unwahrscheinlich, dass bestehende Öl- und Gaspipelines in der Nordsee kurzfristig für den Wasserstofftransport umgerüstet werden können, da sie vertraglich an die Erdgasversorgung gebunden sind und umfangreiche technische sowie regulatorische Herausforderungen bestehen.
Die rechtzeitige Bereitstellung der Onshore-Netze sei entscheidend für die Realisierung der Verbindungsleitung. In Deutschland wurde der Vorschlag für das Wasserstoff-Kernnetz im Juli 2024 vorgelegt und im Oktober genehmigt. In Großbritannien arbeite der National Energy System Operator (NESO) an einem räumlichen Strategieplan für Energie (SSEP), der bis Ende 2026 veröffentlicht werden soll und die Grundlage für den zentralisierten strategischen Netzplan (CSNP) bildet. Dieser Plan wird aufzeigen, wie Produktion, Speicherung und Transport von Wasserstoff optimal verbunden werden können.
Als zentrales Infrastrukturprojekt wird außerdem die Offshore-Wasserstoffpipeline AquaDuctus genannt, die erneuerbaren Wasserstoff aus Offshore-Windparks in der deutschen Nordsee mit dem Festland und über die deutsche Wasserstoffinfrastruktur mit europäischen Verbrauchern verbindet. AquaDuctus soll die nationalen Wasserstoffnetze der Nordseeländer miteinander verknüpfen und so den Weg für einen europaweiten Offshore-Wasserstofftransport per Pipeline ebnen.
Die Studie identifiziert fünf zentrale Maßnahmenbereiche für die Entwicklung des pipelinegestützten Wasserstoffhandels zwischen Großbritannien und Deutschland:
1. Entwicklung der Voraussetzungen für den technischen Handel mit dem Wasserstoffmolekül
2. Ermöglichung des kommerziellen Handels mit dem Wasserstoffmolekül zwischen den beiden Märkten ohne bzw. mit minimalen Hemmnissen
3. Entwicklung eines Geschäftsmodells für den Interkonnektor
4. Entwicklung des regulatorischen Rahmens für den Interkonnektor
5. Angleichung der Bereitstellung der breiteren Wasserstoff-Wertschöpfungskette
Innerhalb dieser Maßnahmenbereiche legt die Studie vier Schwerpunkte fest, um die Umsetzung der Maßnahmen nach der Veröffentlichung dieser Studie zu initiieren und zu unterstützen:
Ausblick
Die Studie kommt zu dem Schluss, dass ein pipelinegestützter Wasserstoffhandel zwischen Großbritannien und Deutschland technisch möglich ist. Dies setzt jedoch voraus, dass man die Infrastrukturplanung eng miteinander abstimmt, technische und regulatorische Standards harmonisiert sowie tragfähige Geschäftsmodelle und rechtliche Rahmenbedingungen entwickelt. Der am 17. Juli 2025 unterzeichnete Freundschaftsvertrag zwischen Großbritannien und Deutschland unterstreicht die Absicht, im Bereich Wasserstoff insbesondere in der Nordsee zusammenzuarbeiten und die Entwicklung der erforderlichen Infrastruktur zu beschleunigen. Vor dem Hintergrund der aktuellen Diskussionen um den Bundeshaushalt 2025 und der im Entwurf vorgesehenen Kürzungen für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft erscheint es allerdings angezeigt, die weitere Entwicklung aufmerksam zu beobachten. Es lässt sich nicht ausschließen, dass eine geringere staatliche Unterstützung auf nationaler Ebene künftig auch internationale Projekte und Investitionen beeinflusst, wie sie beim angestrebten Wasserstoffhandel mit Großbritannien geplant sind. Die Wahrscheinlichkeit ist hoch, dass weniger Förderung in Deutschland auch die Zusammenarbeit mit Großbritannien beim Wasserstoffhandel mittel- bis langfristig beeinträchtigen könnte. Insofern bleibt abzuwarten, inwieweit die politischen Rahmenbedingungen den ambitionierten Ausbau eines gemeinsamen europäischen Wasserstoffmarktes weiterhin unterstützen werden.
Wasserstoff ist Kraftstoff und Speichermedium. „Grün“ hergestellter Wasserstoff ist CO2-neutral und kann so einen entscheidenden Beitrag zur Dekarbonisierung der Energieerzeugung leisten.
Lassen Sie sich von uns entlang der Wertschöpfungskette in Produktion, Klassifizierung und Vertrieb, Verteilung, Speicherung und Nutzung von Wasserstoff beraten.
