Wasserstoff in der Dekarbonisierung

Welche Rolle spielt Wasserstoff in der Dekarbonisierung?

Wasserstoff ersetzt fossile Energieträger und Rohstoffe in Prozessen, die sich nicht oder nur schwer elektrifizieren lassen. Er dient als Reduktionsmittel, als chemischer Grundstoff und als speicherbarer Energieträger; bei seiner Nutzung entsteht Wasser, aber kein CO₂.

Klimawirksam ist Wasserstoff nur, wenn auch seine Herstellung emissionsarm ist. Weltweit wurden 2024 laut Internationaler Energieagentur (IEA) fast 100 Mio. t Wasserstoff erzeugt, davon weniger als 1 % emissionsarm. Auch in Deutschland wird Wasserstoff laut Bundesrechnungshof nahezu ausschließlich als grauer Wasserstoff aus Erdgas in der Chemieindustrie und in Raffinerien eingesetzt.

Der größte Hebel liegt in der Industrie. Sie verursachte 2025 nach Umweltbundesamt 144,1 Mio. t CO₂-Äq., rund zwei Drittel davon durch fossile Brennstoffe für Industrieöfen und Prozesswärme. Wie Wasserstoff dort neben Elektrifizierung und Kreislaufwirtschaft eingesetzt wird, erklärt die Seite zur Dekarbonisierung der Industrie. Den Gesamtrahmen beschreibt die Übersicht Was Dekarbonisierung bedeutet.

Welche Wasserstofffarben gibt es und wie klimafreundlich sind sie?

Die Farben des Wasserstoffs bezeichnen das Herstellungsverfahren, nicht das Gas selbst. Das EU-Recht arbeitet nicht mit Farben, sondern mit Schwellenwerten: Erneuerbarer und kohlenstoffarmer Wasserstoff müssen mindestens 70 % Treibhausgase gegenüber einem fossilen Vergleichswert von 94 g CO₂-Äq. je Megajoule einsparen, also höchstens 28,2 g CO₂-Äq. je Megajoule verursachen. Umgerechnet mit dem Heizwert von rund 120 MJ je kg sind das rund 11,3 kg CO₂-Äq. je kg Wasserstoff für den Vergleichswert und rund 3,4 kg für den Grenzwert.

Nur grüner Wasserstoff ist dauerhaft mit Klimaneutralität vereinbar; blauer und türkiser Wasserstoff gelten in der EU nur dann als kohlenstoffarm, wenn sie den Grenzwert von 28,2 g CO₂-Äq. je Megajoule nachweislich einhalten. Quellen: EU-Kommission, Europäisches Parlament (EPRS), IEA.

Wie viel Wasserstoff braucht Deutschland bis 2030 und 2045?

Die Bundesregierung rechnet für 2030 mit einem Bedarf von 95 bis 130 TWh Wasserstoff und Derivaten. Diesen Wert nennen die Nationale Wasserstoffstrategie vom 26. Juli 2023 und die Importstrategie vom 24. Juli 2024. 50 % bis 70 % davon sollen importiert werden.

Für 2045 erwartet die Importstrategie 360 bis 500 TWh Wasserstoff und zusätzlich rund 200 TWh Derivate wie Ammoniak, Methanol und synthetische Kraftstoffe. Den Großteil sollen Industrie, Kraftwerke sowie Schiff- und Luftfahrt nutzen.

In welchen Sektoren ist Wasserstoff sinnvoll und wo nicht?

Grüner Wasserstoff ist zu knapp und zu teuer für Anwendungen, die sich direkt mit Ökostrom versorgen lassen. Knapp ist er, weil Deutschland im April 2026 nur rund 2 % der für 2030 geplanten Elektrolyseleistung betrieb; teuer, weil er 2025 rund viermal so viel kostete wie grauer Wasserstoff. Agora Energiewende und Agora Industrie empfehlen deshalb, Strom direkt zu nutzen, wo immer das möglich ist, und Wasserstoff auf „No-regret“-Anwendungen zu konzentrieren.

• Stahl: In Direktreduktionsanlagen ersetzt Wasserstoff Koks als Reduktionsmittel für Eisenerz. Projekte und Stand beschreibt die Seite zu grünem Stahl und Wasserstoff in der Stahlherstellung.
• Chemie und Raffinerien: Ammoniak, Methanol und Raffinerieprozesse brauchen Wasserstoff bereits heute als Grundstoff. Hier ersetzt grüner direkt grauen Wasserstoff, siehe Dekarbonisierung der Chemieindustrie.
• Schiff- und Luftfahrt: Derivate wie Ammoniak, Methanol und synthetisches Kerosin ergänzen Elektromobilität, wo Batterien zu schwer sind. Quoten und Technologien erläutert die Seite zur Dekarbonisierung der Luftfahrt.
• Spitzenlast-Kraftwerke: Wasserstofffähige Gaskraftwerke sollen in Zeiten ohne Wind- und Solarstrom einspringen. Der Bundesrechnungshof weist darauf hin, dass die aktuelle Planung bis zu 20 GW technologieoffene Gaskraftwerke ohne verbindliche Umstellung auf Wasserstoff vorsieht.

Im Pkw ist Wasserstoff kaum sinnvoll, weil batterieelektrische Fahrzeuge den Strom wesentlich direkter nutzen; Details vergleichen die Seiten zu Emissionen von Elektroautos und zur Brennstoffzelle. Für die Gebäudewärme sieht Agora keine überzeugende Strategie für Wasserstoff in Haushalten; die Nationale Wasserstoffstrategie weist der Wärmeerzeugung bis 2030 eine eher nachrangige Rolle zu. Effizientere Wege beschreiben die Seiten zu Wärmepumpen und Sanierung im Gebäudebestand und zu Großwärmepumpen und Geothermie in Wärmenetzen.

Wie viel Energie geht in der Wasserstoffkette verloren?

Bei der Elektrolyse geht rund ein Drittel der eingesetzten Strommenge verloren. Die IEA setzt für Wasserelektrolyse 2024 einen Wirkungsgrad von 63 % bezogen auf den Heizwert an, für 2030 von 64 %. Jede weitere Umwandlung, etwa zu Ammoniak, synthetischem Kerosin oder zurück zu Strom, verursacht zusätzliche Verluste. Am deutlichsten wird der Unterschied bei Wärme.

Eine Wärmepumpe macht aus derselben Menge Ökostrom rund fünfmal so viel Wärme wie der Umweg über Wasserstoff; Transport-, Verdichtungs- und Speicherverluste des Wasserstoffs sind dabei noch nicht eingerechnet. Eingangswerte: Elektrolyse 63 % (IEA, Global Hydrogen Review 2025, Annahmen); Kesselwirkungsgrad 95 % und Jahresarbeitszahl 3 sind konservative Annahmen der Redaktion.

Zum Vergleich: Die Dampfreformierung von Erdgas erreicht nach IEA-Annahmen 76 % Wirkungsgrad, mit CO₂-Abscheidung 69 %. Grauer Wasserstoff ist damit energetisch und wirtschaftlich im Vorteil, solange CO₂-Emissionen nicht ausreichend bepreist sind.

Wie weit ist der Ausbau der Elektrolyse in Deutschland 2026?

Deutschland wird das Ziel von 10 GW Elektrolyseleistung bis 2030 deutlich verfehlen. Im April 2026 waren laut dena rund 193 MW in Betrieb und 1,2 GW im Bau, davon sollen 329 MW noch 2026 starten. Für 2030 sind 5,5 GW geplant, von denen nur 2,4 GW die Planungsphase FEED oder spätere Stufen erreicht haben.

Selbst wenn alle Anlagen im Bau rechtzeitig starten, erreicht Deutschland rund ein Siebtel des 10-GW-Ziels. Eingangswerte: dena, Elektrolysekapazitäten in Deutschland (Stand April 2026, mit Ständen 2020, 2023 und Ende 2024); Ziel: Nationale Wasserstoffstrategie 2023.

Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln (EWI) zählte zum 31. März 2026 181 MW in Betrieb und 1.271 MW mit Investitionsentscheidung oder im Bau. Fast 3 GW verschwanden aus der Projektdatenbank, weil Vorhaben abgesagt wurden oder keine Updates mehr erschienen. Zu den Absagen gehört das 50-MW-Projekt von EWE in Bremen, das nach dem Rückzug von ArcelorMittal aus der Wasserstoff-Umstellung seiner Werke im Juni 2025 gestoppt wurde (Hintergrund auf der Seite zur Wasserstoffnachfrage der Stahlindustrie).

Der Bundesrechnungshof hält das 10-GW-Ziel für unerreichbar und erwartet weniger als 5 GW bis 2030. In seinem Bericht vom 28. Oktober 2025 (Drucksache 21/2425) gibt er die Position des Bundeswirtschaftsministeriums wieder: Das Ministerium will das 10-GW-Ziel durch flexible, an der Nachfrage orientierte Ziele ersetzen, blauen Wasserstoff gleichbehandeln und CCS ausweiten. Seit 2. April 2026 gilt das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz. Es stellt Anlagen und Leitungen in das überragende öffentliche Interesse, verkürzt wasserrechtliche Verfahren und gilt seit dem Bundestagsbeschluss vom 26. Februar 2026 auch für Dampfreformierung mit CO₂-Abscheidung, also blauen Wasserstoff.

Fallbeispiel

RWE und Partner: GET H2 Nukleus, Lingen bis Marl (Stand Oktober 2026)

• RWE nimmt in Lingen (Emsland) zwei Elektrolyseanlagen mit je 100 MW schrittweise in Betrieb; bis Ende 2026 sollen 200 MW, ab 2027 die gesamte Anlage mit 300 MW laufen (RWE, 4. August 2026).
• Seit August 2026 fließt der Wasserstoff über ein rund 120 km langes Leitungsnetz von Nowega, OGE und der Evonik-Tochter SYNEQT in den Chemiepark Marl; er erfüllt die EU-Kriterien für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBO).
• Förderung durch Bund, Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen im Rahmen des IPCEI Hy2Infra; ein Kavernenspeicher soll Mitte 2027 in Betrieb gehen.

Einordnung

Was der Fall zeigt

Ein einziges Projekt verändert die nationale Statistik: Die 200 MW, die RWE bis Ende 2026 betreiben will, sind mehr als alle 193 MW, die im April 2026 in ganz Deutschland liefen. Auch mit 300 MW deckt Lingen aber nur 3 % des 10-GW-Ziels. Der Hochlauf hängt also an wenigen Großprojekten mit staatlicher IPCEI-Förderung und einem großen Ankerkunden am Ende der Leitung, hier einem Chemiepark. Für mittelständische Unternehmen ohne Leitungsanschluss folgt daraus: Grüner Wasserstoff aus solchen Projekten ist bis auf Weiteres für Großabnehmer reserviert.

Fallbeispiel

HH2E und H2APEX, Lubmin: Insolvenz und Neustart (Stand Oktober 2026)

• HH2E plante in Lubmin (Mecklenburg-Vorpommern) ab 2026 rund 6.000 t grünen Wasserstoff pro Jahr, bis 2030 rund 60.000 t (Berliner Zeitung, 8. November 2024).
• Am 8. November 2024 kündigte HH2E einen Insolvenzantrag in Eigenverwaltung an, nachdem der Mehrheitsinvestor Foresight Group eine Finanzierung kurz vor Vertragsunterzeichnung abgelehnt hatte.
• Seit 1. Juli 2025 gehört die HH2E Werk Lubmin GmbH der H2APEX-Gruppe; geplant ist eine erste Stufe mit 100 MW und bis zu 10.000 t pro Jahr, Baubeginn 2026, Inbetriebnahme 2028. Copenhagen Infrastructure Partners hält 70 % an dieser Stufe, die IPCEI-Förderung liegt bei 167 Mio. €, eine Investitionsentscheidung steht noch aus (h2-international, 2025).

Einordnung

Was der Fall zeigt

Das Projekt ist nicht gescheitert, aber es kommt mindestens zwei Jahre später als geplant, und das Ziel für 2030 schrumpfte von 60.000 t auf zunächst 10.000 t pro Jahr. Die Ursache war weder Technik noch Genehmigung, sondern Kapital: Ein einzelner Investor stieg aus. Bei Wasserstoffprojekten zählt deshalb nicht die angekündigte Leistung, sondern die Investitionsentscheidung. Wer als Unternehmen mit grünem Wasserstoff plant, sollte Lieferzusagen erst ernst nehmen, wenn das Projekt diese Stufe erreicht hat, und das ist in Lubmin im Oktober 2026 noch nicht der Fall.

Wie weit ist das Wasserstoff-Kernnetz in Deutschland?

Das Wasserstoff-Kernnetz ist genehmigt, aber erst zu einem kleinen Teil gebaut. Die Bundesnetzagentur genehmigte am 22. Oktober 2024 ein Netz von 9.040 km mit Investitionen von 18,9 Mrd. €. Rund 60 % sind umgestellte Erdgasleitungen, 40 % Neubau.

Bis Ende 2025 waren nach Angaben der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB Gas) mehr als 500 km fertiggestellt, darunter rund 400 km des Betreibers GASCADE, die im Dezember 2025 in Betrieb gingen. Seit 19. März 2026 können Unternehmen Transportkapazitäten reservieren; bis August 2026 waren es fast 6 GW, noch ohne verbindliche Buchung.

Der ursprüngliche Zieltermin 2032 verschiebt sich. Der Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff 2025, den die Bundesnetzagentur am 15. Juni 2026 zur Konsultation stellte, sieht ein Wasserstoffnetz von 9.241 km bis 2037 für 24,3 Mrd. € vor. Die Netzbetreiber begründen die zeitliche Streckung mit dem langsameren Markthochlauf. Finanziert wird das Netz über ein Amortisationskonto mit einem KfW-Darlehen von bis zu 24 Mrd. € und ein von der Bundesnetzagentur festgelegtes Hochlaufentgelt.

Wie will Deutschland Wasserstoff importieren?

Deutschland plant, 50 % bis 70 % seines Wasserstoffbedarfs 2030 über Pipelines und Schiffe zu importieren. Die Importstrategie vom 24. Juli 2024 setzt auf Pipelines aus Norwegen, Dänemark und dem Nord- und Ostseeraum, auf den Mittelmeerraum und Nordafrika sowie auf Schiffsimporte von Derivaten etwa aus Kanada und Namibia.

Das EWI zählte im März 2026 22 angekündigte Pipeline-Importprojekte mit zusammen rund 65 GWh pro Stunde Kapazität, elf davon mit Zieljahr bis 2030. Der Bundesrechnungshof hält keinen der für 2030 geplanten Importkorridore für realistisch.

Das Förderinstrument H2Global kauft grünen Wasserstoff und Derivate im Ausland per Auktion ein und verkauft sie in der EU an den Höchstbietenden weiter; die Preisdifferenz gleicht der Bund aus. Die Verpflichtungen dafür betragen 3,1 Mrd. €. Aus der ersten Runde stammt ein Zuschlag für grünes Ammoniak aus Ägypten mit Lieferungen ab 2027, eine zweite Runde mit fünf Losen soll Lieferungen ab 2029 sichern.

Welche EU-Regeln bestimmen, was grüner und kohlenstoffarmer Wasserstoff ist?

Die EU definiert grünen Wasserstoff über zwei Delegierte Verordnungen aus dem Jahr 2023. Die Delegierte Verordnung (EU) 2023/1184 legt fest, wann Strom für die Elektrolyse als erneuerbar gilt; die Delegierte Verordnung (EU) 2023/1185 regelt die Berechnung der Treibhausgaseinsparung von mindestens 70 %.

• Zusätzlichkeit: Elektrolyseure, die ab 1. Januar 2028 in Betrieb gehen, müssen Strom aus neuen, nicht geförderten Erneuerbare-Energien-Anlagen beziehen.
• Zeitliche Korrelation: Bis Ende 2029 muss die Stromerzeugung im selben Kalendermonat erfolgen, ab 1. Januar 2030 in derselben Stunde.
• Geografische Korrelation: Erneuerbare Anlage und Elektrolyseur müssen grundsätzlich in derselben Gebotszone liegen.

Industrieverbände halten diese Regeln für zu streng. Die EU-Kommission kündigte an, die Überprüfung vorzuziehen; ein Vorschlag lag laut einem gemeinsamen Verbändebrief vom 21. September 2026 noch nicht vor. Die Verbände fordern, die stündliche Korrelation und die volle Zusätzlichkeit auf 2035 zu verschieben.

Für Wasserstoff aus nicht erneuerbaren Quellen gilt seit dem Delegierten Rechtsakt vom 8. Juli 2025 dieselbe Schwelle von 70 % Einsparung; er betrifft vor allem blauen Wasserstoff. Das Wasserstoff- und Gasmarktpaket mit der Richtlinie (EU) 2024/1788 und der Verordnung (EU) 2024/1789 regelt zudem Betrieb, Entflechtung und Netzzugang für Wasserstoffnetze. Die Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EU) 2023/2413 verlangt, dass bis 2030 mindestens 42 % des in der Industrie eingesetzten Wasserstoffs erneuerbar sind. Der CO₂-Preis im EU-Emissionshandel verteuert zusätzlich grauen Wasserstoff aus Erdgas.

Was kostet grüner Wasserstoff im Vergleich zu grauem Wasserstoff?

Grüner Wasserstoff ist in Europa rund viermal so teuer wie grauer Wasserstoff aus Erdgas. Die EU-Regulierungsagentur ACER beziffert die Kosten für erneuerbaren Wasserstoff im Monitoringbericht 2025 auf durchschnittlich rund 8 € je kg.

Grüner Wasserstoff kostete 2025 in Europa etwa das Vier- bis Fünffache von grauem Wasserstoff; ohne Förderung oder Quoten ist er für Industriekunden damit nicht wettbewerbsfähig. Quelle: ACER, European hydrogen markets 2025 Monitoring Report, berichtet von pv magazine (Dezember 2025).

Die Lücke wurde zuletzt größer. Laut IEA sanken die Erdgaspreise, während die Kosten für Elektrolyseure stiegen: Installierte Systeme kosteten 2024 außerhalb Chinas 2.000 bis 2.600 US-Dollar je kW. Wacker Chemie nannte den Preisabstand zu grauem Wasserstoff 2026 als größtes Hindernis für die Nutzung des Kernnetzes.

Ein CO₂-Preis von 82,40 € je Tonne (EU-Emissionshandel, 5. Oktober 2026) reicht bei weitem nicht, um diese Lücke zu schließen. Jede mit grünem Wasserstoff vermiedene Tonne CO₂ kostet heute rund 540 €, mehr als das Sechseinhalbfache des Preises im EU-Emissionshandel.

Erst ab einem CO₂-Preis in der Größenordnung von 540 € je Tonne würde sich grüner Wasserstoff bei heutigen Kosten ohne Förderung rechnen. Eingangswerte: ACER/pv magazine (Kosten 2025), EU-Vergleichswert und Grenzwert (EPRS), Heizwert 120 MJ/kg, Börsenpreis für EU-Emissionsberechtigungen am 5. Oktober 2026 (S&P Global); ob ACER im grauen Wasserstoff bereits CO₂-Kosten einrechnet, ist in der Rechnung nicht berücksichtigt.

Instrumente wie Klimaschutzverträge, von denen das Bundeswirtschaftsministerium 2024 in einer ersten Runde 15 abschloss, gleichen deshalb die Differenz zwischen CO₂-Preis und Vermeidungskosten aus. Ohne sie oder verbindliche Quoten wie die RED-III-Vorgabe für die Industrie entsteht keine Nachfrage.

Was bedeutet der Wasserstoffhochlauf für Unternehmen?

Für die meisten mittelständischen Unternehmen ist Wasserstoff bis 2030 keine Option für die eigene Energieversorgung, sondern ein Thema in Einkauf und Berichterstattung. Die Rechnungen auf dieser Seite zeigen warum: zu wenig Elektrolyse, Leitungen erst für Großabnehmer, Vermeidungskosten von rund 540 € je Tonne.

• Scope 1, Prozesswärme: Wer heute Erdgas für Prozesswärme nutzt, prüft zuerst Wärmepumpen, Elektrodenkessel oder Abwärmenutzung. Für Mittelständler ist die Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) dabei der realistische Hebel; die großen Instrumente wie Klimaschutzverträge zielen auf die Grundstoffindustrie. Details beschreibt die Seite zur Dekarbonisierung der Industrie.
• Scope 3, Einkauf: Wasserstoff steckt als Vorprodukt in Ammoniak, Düngemitteln, Methanol und künftig in Grünstahl. Wasserstoff und Düngemittel fallen unter den EU-Grenzausgleichsmechanismus CBAM (Verordnung (EU) 2023/956, Anhang I); Importeure müssen die eingebetteten Emissionen melden; seit Beginn der Regelphase am 1. Januar 2026 fallen dafür CBAM-Zertifikate an.
• Berichterstattung: Wer nach DNK, VSME oder CSRD berichtet und grünen Wasserstoff oder Derivate bezieht, braucht Nachweise über das RFNBO-Kriterium bzw. den Grenzwert von 28,2 g CO₂-Äq. je MJ. Ohne Zertifikat lässt sich der Emissionsfaktor nicht belegen. Die Grundlagen erklärt die Seite zum Nachhaltigkeitsbericht.

Welche Entscheidungen bestimmen den Wasserstoffhochlauf bis 2030?

Drei Entscheidungen bestimmen den Hochlauf bis 2030: neue Elektrolyseziele des Bundes, die Überarbeitung der EU-Kriterien für grünen Wasserstoff und verbindliche Kapazitätsbuchungen im Kernnetz. Die IEA zählt weltweit nur 9 % der bis 2030 angekündigten emissionsarmen Produktion als investitionsentschieden; in Deutschland stehen große Vorhaben wie Lubmin noch vor dieser Entscheidung.

Für Deutschland heißt das: Wasserstoff kommt später und teurer als 2023 geplant, und er geht zuerst an Stahl, Chemie und Raffinerien. Den eigenen Ausgangspunkt bestimmt eine CO₂-Bilanz, etwa mit dem CO₂-Rechner.

Häufige Fragen zu Wasserstoff und Dekarbonisierung

Warum ist Wasserstoff wichtig für die Dekarbonisierung?

Wasserstoff ist wichtig, weil er fossile Energieträger und Rohstoffe in Prozessen ersetzen kann, die sich nicht direkt elektrifizieren lassen. Dazu zählen die Stahlherstellung, die Ammoniak- und Methanolproduktion, Raffinerien sowie Kraftstoffe für Schiff- und Luftfahrt. Klimawirksam ist er nur, wenn er grün oder mit CO₂-Abscheidung erzeugt wird.

Was ist der Unterschied zwischen grünem und blauem Wasserstoff?

Grüner Wasserstoff entsteht durch Elektrolyse mit erneuerbarem Strom, blauer Wasserstoff aus Erdgas, wobei das entstehende CO₂ abgeschieden und gespeichert wird. Beide gelten in der EU nur dann als klimafreundlich, wenn sie mindestens 70 % Treibhausgase gegenüber fossilen Energieträgern einsparen.

Was kostet grüner Wasserstoff pro Kilogramm?

Grüner Wasserstoff kostete 2025 in Europa rund 7 bis 10 € je kg, der Indexwert HYDRIX lag im Mittel bei 8,20 € je kg. Grauer Wasserstoff aus Erdgas kostete knapp über 2 € je kg und war damit rund viermal günstiger.

Erreicht Deutschland das Ziel von 10 GW Elektrolyseleistung bis 2030?

Nein, nach heutigem Stand nicht. Im April 2026 waren rund 193 MW in Betrieb und 1,2 GW im Bau. Der Bundesrechnungshof erwartet weniger als 5 GW bis 2030, das Bundeswirtschaftsministerium will das 10-GW-Ziel durch flexible, nachfrageorientierte Ziele ersetzen.

Ist Wasserstoff zum Heizen von Gebäuden sinnvoll?

In der Regel nicht. Aus 100 kWh Ökostrom werden über Elektrolyse und Wasserstoffkessel rund 60 kWh Wärme, mit einer Wärmepumpe bei einer Jahresarbeitszahl von 3 dagegen 300 kWh, also rund fünfmal so viel. Die Nationale Wasserstoffstrategie weist der Wärmeerzeugung bis 2030 nur eine nachrangige Rolle zu.

Lohnt sich grüner Wasserstoff beim heutigen CO₂-Preis?

Nein, ohne Förderung nicht. Grüner Wasserstoff kostete 2025 rund 6 € je kg mehr als grauer. Bei rund 11,3 kg CO₂-Äq. je kg grauem Wasserstoff kostet jede vermiedene Tonne CO₂ damit rund 540 €, mehr als das Sechseinhalbfache des Preises im EU-Emissionshandel von 82,40 € je Tonne am 5. Oktober 2026.