Eine geplante Wasserstoff-Pipeline zwischen Finnland und Deutschland quer durch die Ostsee nimmt konkrete Formen an. Beim Ministertreffen der International Energy Agency (IEA) in Paris unterzeichneten Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) und die finnische Umwelt- und Klimaministerin Sari Multala eine gemeinsame Absichtserklärung zur Vertiefung der bilateralen Wasserstoffkooperation.
Die Erklärung beschreibt das gemeinsame Verständnis beider Länder zur Zusammenarbeit beim Aufbau von Wasserstoffinfrastruktur, bei der Entwicklung von Technologien sowie bei Investitionen entlang der Wertschöpfungskette. Ziel ist es, die Marktbedingungen für eine Wasserstoffwirtschaft zu verbessern und konkrete nächste Schritte festzulegen, wie es in der Erklärung heißt.
Beide Seiten verständigten sich darauf, wirtschaftliche Bedingungen zu schaffen, um Investitionen in die Produktion erneuerbarer Energien zu leiten und die Dekarbonisierung der Industrie sowie die Weiterverarbeitung von Wasserstoff zu fördern. Dazu zählen auch Derivate wie synthetisches Methan, Ammoniak oder erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs (RFNBO).
Die Kooperation baut auf europäischen Initiativen zum Hochlauf eines Wasserstoffmarktes auf, darunter genehmigte IPCEI-Projekte (Important Project of Common European Interest) sowie als „Vorhaben von gemeinsamem Interesse“ (PCI) eingestufte Wasserstoffinfrastruktur- und Elektrolysevorhaben. Auch bestehende Formate wie der Baltic Energy Market Interconnection Plan (BEMIP) sollen genutzt werden.
Beide Länder wollen Investitionsbedingungen schaffen, die neue Wasserstoff-Wertschöpfungsketten ermöglichen. Dabei gehe es um Anreize von der Erzeugung erneuerbarer Energien über die Wasserstoffproduktion bis zur Nutzung in Industrie und anderen Sektoren. Angestrebt wird ein Wasserstoffmarkt im gesamten Ostseeraum, der durch entsprechende Infrastruktur verbunden ist. Ein bereits im Vorfeld als Vorhaben von gemeinsamem Interesse gekennzeichnetes Pipelineprojekt zwischen Finnland und Deutschland könnte dafür die Grundlage bilden.
Deutschland signalisiert zudem, Investitionen deutscher Unternehmen in den finnischen Wasserstoffsektor unterstützen zu wollen. Finnland betont zugleich das Ziel, einen möglichst hohen Anteil der heimischen erneuerbaren Energie im eigenen Land weiterzuverarbeiten. Bis 2035 soll ein landesweiter Wasserstoffmarkt entstehen, der auf regionalen „Hydrogen Valleys“ und nationaler Infrastruktur basiert.
Die AHK Finnland (Deutsch-Finnische Handelskammer) sowie der H2Cluster Finland haben den Prozess der gemeinsamen Erklärung durch ihre Marktexpertise begleitet. Beide Organisationen arbeiten seit mehreren Jahren zusammen, um deutsche und finnische Marktakteure aus der Wasserstoffwirtschaft zusammenzubringen.
„Vor zwei Jahren haben wir als AHK die deutschen Ministerien zum ersten Mal auf das große Potenzial Finnlands für eine Wasserstoffkooperation hingewiesen. Jetzt, nach zwei Jahren intensiver politischer Arbeit, wird mit der Unterzeichnung der gemeinsamen Absichtserklärung der Grundstein für eine Mehrwert schaffende Wasserstoffpartnerschaft zwischen unseren Ländern gelegt“, so Dr. Jan Feller, Geschäftsführer der Deutsch-Finnischen Handelskammer (AHK Finnland). „Deutsche und finnische Unternehmen arbeiten bereits seit mehreren Jahren gemeinsam an Wasserstoffprojekten. Finnische Pilotprojekte nutzen viele deutsche Technologien, darüber hinaus laufen in Finnland bereits mehrere Entwicklungsprojekte deutscher Unternehmen. Wir freuen uns sehr, dass Deutschland und Finnland nun auch auf Regierungsebene die Zusammenarbeit intensivieren. Dies wird dazu beitragen, unter anderem Investitionsentscheidungen zu beschleunigen“, so Feller weiter.
Neben dem Infrastrukturausbau wollen beide Länder bei Technologien zur Dekarbonisierung enger kooperieren, etwa bei Elektrolyseuren, bei Umwandlungstechnologien sowie bei intelligenten Netzen. Zur Umsetzung der Vorhaben soll eine bilaterale Arbeitsgruppe auf Fachebene eingerichtet werden, die regelmäßig tagt und den Austausch zu politischen und regulatorischen Fragen koordiniert. Überdies sind Treffen auf Beamtenebene vorgesehen. Organisationen wie die Deutsche Energie-Agentur (Dena), Germany Trade and Invest oder der Hydrogen Cluster Finland sollen die Vernetzung von Unternehmen unterstützen und Investitionen anstoßen.
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Podcast “Cleaning up” by Michael Liebreich:
“Why, There will never be a hydrogen economy!”
“Is green hydrogen a ‘miracle fuel’ or an expensive illusion? Can we decarbonize without it? And what happens when hydrogen hype meets hard economics?
This week on Cleaning Up, Michael Liebreich debates Erik Rakhou, author of Touching Hydrogen Future, in a no-holds-barred discussion moderated by Andrew Critchlow of S&P Global Commodity Insights.
Together, they contest one of the most contentious topics in energy today: hydrogen. Liebreich argues that hydrogen is plagued by physics-driven cost barriers and limited real-world applications, while Rakhou defends its potential as a critical tool for industrial decarbonization, energy resilience, and long-term security.
From the potential of green vs. blue hydrogen, to global ammonia trade routes, Europe’s pipeline ambitions, and China’s hydrogen cost curve, this debate pulls no punches.
Topics include:
• Whether there’ll ever be a hydrogen-based economy
• Why hydrogen economics remain so challenging
• The role of carbon pricing vs. subsidies
• e-Fuels and hydrogen’s place in transport, steel, and aviation
• Why electrification trumps hydrogen”
https://m.youtube.com/watch?v=FSWDgNWeVjk
War nicht auch die Hindenburg mit Wasserstoff gefüllt?
Wasn´t it Hydrogen that burned Hindenburg 89 years ago?
Vor 20 Jahren waren viele Experten der Meinung PV und Windstrom wären nicht konkurenzfähig .
Es kam anders .
Bald wird es E- Autos , Waschmaschinen und sonstige Dinge auf Grünstahbasis zu kaufen geben .
In den Produkten sind die höheren Kosten unbedeutend .
Viele Konsumenten interessieren sich für Klimaschutz und bevorzugen Grünstahlprodukte .
Als Produzent schafft man sich damit Wettbewerbsvorteile .
Zusammensetzung der Kosten für grünen H2 nach Liebreich:
10% Elektrolyseur
40% grüner Strom
40% Schwerindustrie (Leitungen, Drucktanks, Komressionsanlagen
10% sonstiges
Elektrolyseure werden noch Lernkurven haben wie PV und Wind. Selbst wenn sie umsonst wären machten sie grünen H2 nur 10% billiger.
Grüner Strom (40% der Kosten)wird nicht mehr so viel billiger werden.
Und bei dem Schwerindustrieanteil gibt es keine Lernkurve mehr.
„Drucktanks“
ist das nicht Wasserstoff_1.0_Technologie? (ohne adiab. Expandertech. (Materialforschung 2026?, Grosstech., lokale, dezentrale Anwendungen?) bei Entnahme?)
@RGS,
„Why, There will never be a hydrogen economy!”
Sicher?
Lass mal 10 Jahre ins Land gehen (wenn überhaupt).
Nur mal ein kleiner Hinweis:
Hier in Norwegen!!! gibt es hitzige (politisch als auch gesellschaftlich) Debatten über den Ausstieg aus der Öl und Gasproduktion.
Die Saudis und der Chines haben es schon begriffen, wenn man das gefühlsmäßig vielleicht auch noch nicht so wahrnimmt.
Auch der Ami wird es irgendwann begreifen.
Öl und Gas ist mit Sicherheit nicht die Zukunft.
Zumindest nicht zum in die „Luft blasen“.
Warum stellt man die Elektrolyseure nicht als Container in die Industriegebiete und baut eine vernünftige Stromtrasse statt einer Pipeline?
Stehe echt auf dem Schlauch bei dem Thema:)
Sind Elektrolyseure in Containern soviel teurer als tausende KM wasserstofffähiges Rohr?
Absolut richtig. Vermutlich ist der Pipeline-Errichter ein Freund oder Verwandter der Gas-Kathi. Anders ist dieser Irrsinn nicht zu erklären. Aber nur so funktioniert die Politik der CDU/CSU inkl. AFD.
Vetternwirtschaft wohin man sieht.
„Sind Elektrolyseure in Containern soviel teurer als tausende KM wasserstofffähiges Rohr?“
Kurze Antwort: Ja, da Energie über lange Strecken eher günstig über „Moleküle“ und teurer über Elektronen transportiert. Genau deshalb die Ideen
Längerer Vergleich, wenn auch natürlich etwas hinkend:
1) Northstream 2 hatte 55Mrd m^3/a Transportkapazität Erdgas. Mit einem Heizwert von ca. 10 kWh/m^3, Wirkungsgrad Erdgas -> Strom von 50%, einer Länge von 1224 km und Kosten von ca. 10 Mrd€ ergibt das eine Baukosten von 216.875€/GW/km
2) Alternativ HVDC Leitung: Südlink kostet ca. 13Mrd€ für 700 km und 4GW -> 4.642.857 €/GW/km also ca. das 20-fache.
Natürlich schwer zu vergleichen, da am Ende der Gasleitung/der Stromleitung andere „Nutzer“ des Mediums sind und dementsprechend die Kosten andere sind. Aber der reine Vergleich Kosten/Leitung/Länge ist deutliche zugunsten von Pipelines.
Lobbyismus, Dummheit, Interessenkonflikte, Bürokratie wären da mögliche Ursachen.
Warum macht man es in Deutschland nicht einfacher mit der Herstellung von Wasserstoff?
Warum muss man Versuchen den Irgendwoher zu importieren?
Warum plant man mit neuen Gaskraftwerken, obwohl man schon feststellt das es mit dem aktuellen Verbrauch schon eng wird mit den Speichern?
Warum macht man sich von neuen Playern abhängig?
„Aber der reine Vergleich Kosten/Leitung/Länge ist deutliche zugunsten von Pipelines“
es kommt darauf an, wo der Zwischenspeicher dann ist und wer an den Verlusten nutzbringend teilhaben könnte (Gasheizung -> logisch Abwärme im Heizungsumfeld, Elektrolyseur -> am Kraftwerk, Gaskraftwerk -> Abwärme am Kraftwerk, evtl. Fernwärme, Brennstoffzelle -> Strom und Abwärme am Kraftwerks- oder Heizungstandort, etc., saisonal(Sommer/Winter)/Wetter/Lastnachfrage, etc., Amortisationszeiten(Abschreibung)/InvestitionsKosten/Technologiewandel/Wettbewerberangebote(Importkosten?)/Strukturwandel(D.), etc. )
Was mich allerdings überrascht, daß LNGina auf einmal zweigleisig fährt… 🤔
(sie hat wahrscheinlich auch keine Wahl, sich erneuerbaren Zukunftstechnologien weiter zu verwehren)
Uwe Dyroff schrieb:
„Was mich allerdings überrascht, daß LNGina auf einmal zweigleisig fährt…“
Tut sie nicht, Wasserstoff in relevanten Mengen ist und bleibt auf absehbare Zeit ein Veredelungsprodukt von Erdgas oder, seltener, Kohle. Sie ist da voll in ihrem Element. Es soll mit Kohlenwasserstoffen und Kohlenwasserstoffprodukten die „die Dekarbonisierung der Industrie“ erreicht werden. Ein „interessanter“ Ansatz, der wohl nur über ihre Herkunft erklärbar ist. Warum sie aber ihren Kindern und möglichen Enkeln kein besseres Erbe hinterlassen will, darüber kann ich nur spekulieren.
Naja, wo in der Nachbarschaft des Kanzleramtes sieht man ‚Zukunftsverhalten oder -kunst‘?
oder doch öfter das neoliberale Motte: gekonnt gekürzt, ‚unten‘
Naja, wo in der Nachbarschaft des Kanzleramtes sieht man ‚Zukunftsverhalten oder -kunst‘? oder doch öfter das neoliberale Motto: gekonnt gekürzt, ‚unten‘
„…Wasserstoff in relevanten Mengen ist und bleibt auf absehbare Zeit ein Veredelungsprodukt von Erdgas …“
@Dirk,
da habe ich ein Verständnisproblem: wozu braucht man eine H2 Pipeline von Finnland nach DE?
Finnland ist meines Wissens nach nun nicht gerade gesegnet mit Gas oder Kohle.
Mit der Energieversorgungsstruktur von Finnland bin ich auch nicht so im Bilde.
Uwe Dyroff schrieb:
„Finnland ist meines Wissens nach nun nicht gerade gesegnet mit Gas oder Kohle.“
Finnland ist auch nicht gesegnet mit überschüssigem Strom, es ist ein Stromimporteur.
Dafür hat Finnland aber erhebliche Überkapazitäten um LNG anzulanden. Da kann man doch auch Wasserstoff draus machen. Im Moment liegen wohl noch 80-90% der errichteten LNG-Kapazitäten ungenutzt. Wenn man nur eine Pipeline hätte … Da muss ja nicht unbedingt Wasserstoff durch.
Teile die Meinung von Volker
Besser ein grosses Stromkabel von Finnland nach Deutschland und ausgebaute Stomnetze in Deutschland. Dann könnten die Elektrolyseure direkt bei den Gaskraftwerken stehen.
Ein Stromkabel ist auch weniger anfällig als eine Rohrverbindung. Den Strom kann man über ein anderes Kabel umleiten, ein Rohr nicht.
aus strom h2 herstellen und anschliessend wieder verbrennen, da kriegt man maximal 1/6 der ursprünglichen energie zurück. das ist nicht effizient und was nicht effizient ist, das ist teuer. natürlich gibt es diverse anwendungen für grünen wasserstoff insbesondere in der industrie – aber als kraftstoff oder zur heizung einfach zu teuer, schlicht und einfach zu teuer.
Je nach Technologie, vlt. zwischen (25%-)1/3-50% der eingesetzten el. Energie?
(Elektrolyseur ~75%, Brennstoffzelle/GuD-Kraftwerk (50-)65%, ohne Leitungs-/Speicherungsverluste, damit ca. (37-)49%)
( ‚H2-Pipeline meets Nordstream2‘? )
ehrlich und kompetent, wie Ihre Krankenkasse (+30% Beitragserhöhung seit 3 Jahren) schrieb:
„(Elektrolyseur ~75%, Brennstoffzelle/GuD-Kraftwerk (50-)65%, ohne Leitungs-/Speicherungsverluste, damit ca. (37-)49%)“
Ohne Kompression geht das nicht. Da würde ich doch noch deutlich nach unten korrigieren.
„Ohne Kompression geht das nicht“
Effizienz mit Kompressionstechnologie (zur Specherung, Hochdruckelektrolyseur? -> tendenziell niedrigerer Wirkungsgrad, jedoch vergleichbar zu Niedrigdruck-Elektrolyse, direktSolar ca. 10-25%?):
zwischen ca. 20-38% (und 1-5% je Tag an Leckageverlusten (gekühlte Tanks (0.5-2%) bzw. komprimierter Wasserstoff im Tank)?, also ca. 60-300 Tage bei 1-5%, bis man unter 5% des ursprünglich eingefüllten Speicherungsinhalts (100%) erreicht hat. Methan hat etwa 1/5 der Leckageverluste, jeweils etwa.)
ehrlich und kompetent, wie Ihre Krankenkasse (+30% Beitragserhöhung seit 3 Jahren) schrieb:
„Effizienz mit Kompressionstechnologie (zur Specherung, Hochdruckelektrolyseur?“
Naja, der Hochdruckelektrolyseur kann zwar statischen Druck erzeugen, aber nicht den benötigten dynamischen Druck, um derartig kleine Moleküle in grosser Menge auf eine lange Reise durch lange Pipelines zu schicken. Das müssen dann doch schon noch die Gasturbinen erledigen, mit erheblichen Verlusten.
Das mag sein, dann sind wir aber nicht bei einer Einzeltechnologie, sondern beim Gesamtkonzept (wenn Leitungsverluste zu den Umwandlungsverlusten, einer Technologiesparte gerechnet werden)?
Schiffsdistanzen (für LH2(bspw. 25bar)-Exportländer nach D.) liegen zwischen 6000-20000km (4000km Marokko, Kanada, Katar, SA, Chile, Australien (, USA, Brasilien?) )
„Boil-Off Raten (BOR) bei aktuellen Lagerbehältern etwa 0,05 – 0,075 %/d“
Schiffstransport (ca. 3Wochen f. 6000km, zuk. bis 14d (inkl. Lagerung im Hafen)): „Angaben zu BOR aus 1998 Angaben zwischen 0,1 – 0,6 %/d“ „BOR von LH2-Carriern ca. 9-mal höher als von vergleichbaren LNG-Carriern“
„Suiso Frontier (90t LH2): 1kg_LH2: ca. 33kWh/kg, Verflüssigung ca. 12(zuk. 8)kWh/kg, Schiffstransport(inkl. Rückfahrt) ca. 26(zuk. 1.5)kWh/kg“
weitere Optionen: GreenLNG, Ammoniak, LOHC (alle Optionen zw. 55-75%, als Effizienz der Prozesskette)
~ „bis ca. 9000km ist eine Pipeline (meist) effizienter (höherer Ausnutzungsgrad für den Transport, für NH3 für Direktnutzung, gefolgt von LH2) für H2-Transport“ (DGVW EBI, 2024)
Druckwasserstoff(Pipeline) – Flüssigwasserstoff(Schiffstransport) – Leckageverluste H2 (min, max) je 1000km:
Pipeline: 0.04%-0.24% Schiff: 0.006-0.27% (Öko-Institut e.V.)
Geeigneter wäre es, wenn man dann (lokal, ohne Transport, saisonal) an ‚Redox-Flow Zwischenspeicherung‘ (Druckluft?) weiterarbeitet oder man ist wieder bei HGÜ aus der Eu-Mena-Gesamtregion (mit diversen anderen Risiken, auch kulturbezogen)?
Womit sollen die Elektrolyseure in Finnland denn betrieben werden? Solar und Windenergie im notwendigen Umfang wird es dort voraussichtlich nicht geben. Also kommt Strom aus den neuen Kernkraftwerken und grün ist dieser Wasserstoff dann mitnichten.
Thomas aus Marl schrieb:
“ … Also kommt Strom aus den neuen Kernkraftwerken und grün ist dieser Wasserstoff dann mitnichten.“
Das wäre noch der beste Fall, sehr viel wahrscheinlicher ist aber, dass Finnland dann seine ca 90% brachliegenden LNG Anlagen dann endlich mal ein wenig auslasten kann.
Grüner wird er dabei aber in der Tat nicht.
@ RGS
Richtig , die Stacks sind nicht die alleinigen Kosten .
Es kommt immer auf die Projektgröße und andere Faktoren an .
Für die Kosten der Peripherie kann man nicht Standardwerte annehmen , wie Liebreich es tut .
Bei Solarprojekten , ob nun Dach oder Freifläche , machen die Kosten der Solarmodule auch nur noch Bruchteile aus .
Das 9000 Km Wasserstoff Kernnetz in Deutschland ist 2030 fertig gestellt .
Elektrolyseure können idealerweise installiert werden wo :
– Viele Solar und Windstrom vorhanden ist .
– Das Wasserstoff Kernnetz verläuft .
– Wärmesenken vorhanden sind , wie zum Beispiel Erdgasbefeuerte Fernwärmenetze .
– Idealerweise 200 MW bis 300 MW Elektrolyse Kapazität je Standort .
@Dirk Jessen
Das Wasserstoffkernnetz wird schrittweise gebaut mit dem wachsenden Bedarf. Wo soll der herkommen. Die Finanzierungskosten sollen rein privatwirtschaftlich getragen werden, zwischenfinanziert vom Bund.
Letztlich soll das Netz durch die Netzentgelte bezahlt werden. Wir werden sehen, ob das funktioniert. Ich glaube nicht. Eine Pleite der Betreiberfirma ist sehr wahrscheinlich.
Aktuell kostet ein kg Wasserstoff aus Erdgas 1-2€. Grüner Wasserstoff wird niemals so billig werden.
Wir haben auch nicht den EE Strom um ihn für Wasserstoff zu verschwenden.
Elektrolyseure müssen rund um die Uhr laufen um wirtschaftlich zu sein.
Wird Wasserstoff in Amoniak energieaufwendig umgewandelt, um ihn zu verschiffen um ihn dann wieder in H2 umzuwandeln erzeugt das weitere Kosten und Energieverluste.
Im Schwerlastverkehr, bei Zügen und bei der Energieversorgung wird kein Markt für H2 entstehen, dann elektrisch ist das billiger und verlässlicher.
Es steht zu befürchten, dass eine Produktion von Wasserstoff aus subventionierter finnischer Kernenergie erfolgen wird. Wertschöpfung in Deutschland findet nur für die Transportleistung der Gasversorger statt. Der Wasserstoff wird dann über sabotageanfällige Leitungen durch die Ostsee aufwändig nach Deutschland transportiert und hier in Heizungen und Autos abgefackelt. Wie viel effizienter ist da die direkte Nutzung von regenerativem Strom für E-Fahrzeuge und Wärmepumpenheizungen? Ganz abgesehen von der Wertschöpfung bei dezentraler Energieerzeugung vor Ort. Das Vorhaben der Wirtschaftsministerin passt nur allzu gut in die Gesamtstrategie die Gaslobby um jeden Preis zu unterstützen!