Gasspeicher unter Druck, Offshore-Wasserstoff und Wärmepumpen im Aufwind

Gasspeicher werden langsamer befüllt – Druck auf Europa wächst

Die Europäische Union füllt ihre Gasspeicher laut WELT derzeit so langsam wie seit Jahren nicht. Gleichzeitig plant die EU, mitten im anstehenden Winter den Bezug russischen Flüssiggases zu stoppen.

Damit treffen eine zurückhaltende Speicherbefüllung und ein geplanter Einschnitt bei den Importen aufeinander. Der Artikel beschreibt diese Entwicklung als riskanten Gas-Poker der EU und stellt die wachsenden Herausforderungen für Brüssel und die europäischen Energiemärkte heraus.

Infobox: Laut WELT werden die Gasspeicher der Europäischen Union derzeit nur langsam befüllt. Parallel soll der Bezug russischen Flüssiggases im anstehenden Winter beendet werden.

Rechtsgrundlage für Offshore-Wasserstoff aus der Nordsee

Der Bund schafft erstmals eine Rechtsgrundlage für Elektrolyseure auf See. Wie ingenieur.de berichtet, sieht der Referentenentwurf zur Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes kombinierte Anschlüsse für Strom und Wasserstoff vor.

Windparks sollen ihre Energie künftig wahlweise als Strom oder als Wasserstoff an Land schicken können. Die Stellungnahmefrist endete am 17. August; innerhalb der Bundesregierung war der Entwurf zu diesem Zeitpunkt noch nicht abgestimmt.

Die Nordsee soll nach den Plänen der Anrainerstaaten zum „grünen Kraftwerk Europas“ werden. Deutschland plant vor seinen Küsten bis 2045 Windräder mit 70 GW Leistung. Die Initiative AquaVentus plant seit 2020 Elektrolyseure mit 10 GW Leistung in der deutschen Nordsee.

Mit dieser Elektrolysekapazität ließen sich laut dem Bericht pro Jahr rund 1 Mio. t grüner Wasserstoff erzeugen. Das entspräche etwa 33 TWh oder rund einem Drittel des Wasserstoffbedarfs, den die Nationale Wasserstoffstrategie für 2030 in Deutschland veranschlagt.

Netzkosten und Anschluss entfernter Windgebiete

Im zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans Strom 2037/2045 veranschlagen die Übertragungsnetzbetreiber je nach Szenario rund 365 bis 392 Mrd. € an Investitionen in das Übertragungsnetz bis 2045. Ein wachsender Teil davon entfällt auf die Anbindung von Offshore-Windparks.

Je weiter die Windgebiete auf das Meer hinauswandern, desto länger und teurer werden die Seekabel. Für das geplante Gebiet N-19, das rund 400 km vor der deutschen Küste liegt, kalkuliert AquaVentus für die elektrische Anbindung nach Wilhelmshaven Kosten von rund 11 Mrd. €.

Der Verein hält den Transport von Wasserstoff per Pipeline für weit entfernte Windgebiete deshalb für die wirtschaftlichere Lösung. Nach Branchenrechnung könnten durch Hochsee-Elektrolyseplattformen bis zu 59 Mrd. € an Netzkosten eingespart werden.

Infobox: Offshore-Wasserstoff soll insbesondere bei weit entfernten Windgebieten eine Alternative zu zusätzlichen Stromkabeln bieten. AquaVentus sieht ein Einsparpotenzial von 56 bis 59 Mrd. € bei den Offshore-Netzanbindungssystemen.

WindSeeG-Novelle erlaubt Pilotanlagen

Der Anfang August vorgelegte Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie soll das bisherige Anschlussverbot für sogenannte sonstige Energiegewinnungsbereiche streichen. Elektrolyseure werden erstmals ausdrücklich im Gesetz genannt und definiert.

Die Bundesregierung begründet die Änderung damit, dass kombinierte Anlagenkonzepte potenziell Systemkosten durch den Wegfall kostenintensiver Stromnetzinfrastruktur senken könnten. Eine Offshore-Anbindungsleitung wird in der Begründung des Entwurfs mit 5 bis 10 Mrd. € angesetzt.

Gleichzeitig bleibt das Ministerium vorsichtig. Offshore-Elektrolyse sei aufgrund des noch frühen Entwicklungsstadiums bislang nicht wirtschaftlich darstellbar. Zunächst soll die Technologie unter realen Bedingungen erprobt werden.

Auf regulären Windpark-Flächen sind lediglich Pilotanlagen vorgesehen. Ihre Erzeugungskapazität soll auf 2,5 % der zugewiesenen Netzanbindungskapazität begrenzt werden. Bei heute üblichen Flächen entspräche das 7,5 MW bis 10 MW Elektrolyseleistung.

Der Entwurf definiert als Pilotenergiegewinnungsanlage eine der jeweils ersten drei Anlagen eines Typs, mit denen eine wesentliche Innovation erprobt wird. Zusätzlich sollen Stromspeicher zugelassen werden, begrenzt auf die Menge, die sich dort in 15 Minuten einspeisen ließe.

Neues Ausschreibungsdesign für Offshore-Windparks

Die Novelle sieht außerdem ein zweistufiges Ausschreibungsdesign vor. Zunächst wird geprüft, ob ein Bieter das Projekt ohne Förderung umsetzen will.

Greift niemand zu, soll ein zweiseitiger Differenzvertrag, ein sogenannter Contract for Difference, Erlöse absichern und Übergewinne abschöpfen. Außerdem soll die Regellaufzeit neuer Offshore-Windparks von 25 auf 35 Jahre verlängert werden.

Der Entwurf erlaubt ferner eine Überbauung der Netzanschlüsse um bis zu 20 %. Der jährliche Ausschreibungskorridor soll ab 2027 auf 2000 bis 4800 MW angepasst werden. Als Hintergrund nennt der Bericht teilweise erfolglose Ausschreibungen des Jahres 2025 und gestiegene Investitionskosten.

Infobox: Die Novelle öffnet den Rechtsrahmen für kombinierte Strom- und Wasserstoffanschlüsse, begrenzt Offshore-Elektrolyse zunächst jedoch auf Pilotvorhaben und ausgewählte Flächen.

AquaVentus fordert weitere Flächen und Ausbauziele

AquaVentus begrüßt die Anerkennung kombinierter Anschlusskonzepte, kritisiert aber die Beschränkung auf die Pilotfläche SEN-1. Nach Ansicht des Vereins kann die Bundesnetzagentur den Nutzen der Sektorenkopplung für künftige Gebiete nicht in die Netzplanung einbeziehen, solange Elektrolyseure nur dort zugelassen werden.

„Diese Novelle macht bereits die nächste Novelle notwendig und droht veraltet zu sein, bevor sie überhaupt beschlossen ist“, kritisiert AquaVentus-Geschäftsführer Robert Seehawer laut ingenieur.de.

Der Verein fordert, Windkapazitäten in sonstigen Energiegewinnungsbereichen auf das 70-GW-Ausbauziel anzurechnen und weitere Flächen zu öffnen. Eine Ramboll-Studie sieht dafür vor allem in den Gebieten N-14, N-16 und N-19 Potenzial.

Für die Zeit nach SEN-1 schlägt AquaVentus ein eigenes Ziel von mindestens 4000 MW Erzeugungs- und Umwandlungskapazität bis 2045 vor. Langfristig sollen bis zu 10.000 MW erreicht werden.

Infobox: AquaVentus will über SEN-1 hinaus weitere Offshore-Flächen öffnen und bis 2045 mindestens 4000 MW Erzeugungs- und Umwandlungskapazität erreichen. Langfristig hält der Verein bis zu 10.000 MW für möglich.

VKU warnt vor überdimensioniertem Offshore-Ausbau

Der Verband kommunaler Unternehmen bewertet die Entwicklung zurückhaltender. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing stellt das 70-GW-Ziel infrage und verweist auf den Abschattungseffekt durch die Verdichtung der Windparks.

Der VKU plädiert für eine Senkung des Ausbauziels in deutschen Gewässern auf rund 50 GW. Zugleich unterstützt der Verband die vorgesehene Öffnung für Projekte in Hoheitsgewässern europäischer Partnerländer.

„Jeder Euro, den wir für teure Offshore-Netze ausgeben, muss sich am Ende im Energiesystem rechnen“, sagt Ingbert Liebing laut ingenieur.de.

Weniger Windleistung auf See würde nach dieser Argumentation weniger Überschussstrom und damit auch einen geringeren Bedarf an Elektrolyseuren bedeuten. Der VKU befürwortet daher einen Ausbau mit Augenmaß und eine möglichst umfassende Optimierung des Energiesystems.

Infobox: Der VKU spricht sich für rund 50 GW Ausbauziel in deutschen Gewässern aus und warnt vor hohen Netzkosten sowie sinkenden Stromerträgen je Anlage durch die Verdichtung der Windparks.

AquaDuctus soll Wasserstoff von der Nordsee an Land bringen

Das zentrale Infrastrukturprojekt von AquaVentus ist AquaDuctus. Der erste Abschnitt der Wasserstoff-Pipeline soll rund 200 km in die Nordsee hineinreichen und eine Transportleistung von 20 GW bieten.

Anlanden soll die Leitung im ostfriesischen Dornum. Von dort soll sie in das deutsche Wasserstoff-Kernnetz führen. Das Projekt ist als IPCEI-Vorhaben Hy2Infra gelistet; für das AquaDuctus-Teilprojekt sind 200 Mio. € Fördermittel zugesagt.

Als Ausgangspunkt ist die Pilotfläche SEN-1 vorgesehen. Auf der rund 100 km² großen Fläche soll zunächst das erste Gigawatt der langfristig geplanten 10 GW entstehen.

Die Pipeline soll SEN-1 mit dem Festland verbinden. Im Sommer sollen kleinere Pilotprojekte die technische Machbarkeit des Vorhabens nachweisen.

Infobox: AquaDuctus soll Wasserstoff mit 20 GW Transportleistung über einen rund 200 km langen ersten Abschnitt nach Dornum bringen. Für das Teilprojekt sind 200 Mio. € Fördermittel zugesagt.

Zentrale Plattformen sollen Wartung erleichtern

Offshore-Windparks erreichen in Deutschland laut BDEW etwa 3500 bis 4500 Volllaststunden im Jahr. Anlagen an Land kommen hingegen nur auf 2000 bis 3000 Volllaststunden.

Ein Elektrolyseur auf See könnte dadurch besser ausgelastet werden als eine vergleichbare Anlage an Land. Die Investitionskosten würden auf mehr produzierte Kilogramm Wasserstoff verteilt.

Ursprünglich war vorgesehen, die Elektrolyse auf sogenannten Balkonen direkt an den Windrädern zu installieren. Durchgesetzt hat sich laut Robert Seehawer jedoch das Konzept zentraler Plattformen, auf denen die Elektrolyseure gebündelt stehen.

Die Bündelung soll die Wartung vereinfachen. Bei einem Ausfall offshore müssen Monteure per Schiff oder Helikopter ausrücken. Je weniger Standorte betreut werden müssen, desto besser soll sich der Aufwand beherrschen lassen.

Infobox: Offshore-Wind weist laut BDEW 3500 bis 4500 Volllaststunden auf, während Onshore-Anlagen 2000 bis 3000 erreichen. Zentrale Elektrolyseplattformen sollen Wartungsaufwand und Standortzahl reduzieren.

Offshore-Elektrolyse bleibt kostenintensiv

AquaVentus setzt technologisch auf PEM-Elektrolyseure. Diese Anlagen sind kompakter als alkalische Systeme und eignen sich besser für schnelle Lastwechsel, wie sie bei schwankender Windproduktion auftreten.

Alkalische Elektrolyseure seien zwar in der Anschaffung günstiger, benötigten jedoch mehr Fläche. Auf Offshore-Plattformen ist Platz besonders kostspielig.

Die Offshore-Elektrolyse kommt nach der Einschätzung von Robert Seehawer insgesamt etwa doppelt so teuer wie eine vergleichbare Anlage an Land. In die Kalkulation fließen höhere Investitionen für Plattform und Meeresumgebung sowie Kosten für Betrieb, Wartung und Redundanz ein.

Der Wasserstoff verlässt den PEM-Elektrolyseur mit rund 30 bar Druck. Für den Pipeline-Transport wird er auf einer zentralen Kompressor-Plattform, auf der die Mengen mehrerer Elektrolyseplattformen zusammenlaufen, auf rund 100 bar verdichtet.

Infobox: PEM-Elektrolyseure sollen wegen ihrer kompakten Bauweise und ihrer Eignung für schnelle Lastwechsel eingesetzt werden. Der erzeugte Wasserstoff wird von rund 30 bar auf rund 100 bar verdichtet.

Pipeline soll zehnfache Transportkapazität eines Kabels bieten

Das zentrale volkswirtschaftliche Argument von AquaVentus ist der Vergleich zwischen Pipeline und Stromkabel. Eine Wasserstoff-Pipeline mit 20 GW Transportkapazität koste etwa die Hälfte eines Stromkabels, das gerade einmal 2 GW übertragen könne.

Damit soll die Offshore-Wasserstoffproduktion die zehnfache Transportkapazität zum halben Preis ermöglichen. Zusätzlich könnte Wasserstoff bei starkem Wind Überschüsse aufnehmen, die sonst abgeregelt würden oder die Börsenpreise nach unten drückten.

Das vorgesehene Prinzip der Sektorenkopplung sieht vor, dass bei billigem oder negativ bepreistem Strom die Wasserstoffproduktion läuft. Bei knappem und teurem Strom soll die Energie über ein kleiner dimensioniertes Kabel an Land fließen.

Auch die Übertragungsnetzbetreiber berücksichtigen diese Logik in ihrem Marktmodell. Im aktuellen Netzentwicklungsplan springen die modellierten Elektrolyseure an, sobald der Strompreis unter rund 33 €/MWh fällt.

Infobox: AquaVentus vergleicht eine Pipeline mit 20 GW Transportkapazität mit einem Stromkabel von 2 GW. Wasserstoff soll vor allem bei Stromüberschüssen und weit von der Küste entfernten Windgebieten Vorteile bieten.

Frontier Economics sieht Chancen, aber keinen vollständigen Wirtschaftlichkeitsnachweis

Matthias Janssen und Gregor Brändle von Frontier Economics bewerten den Pipeline-Kabel-Vergleich als anschauliche Größenordnung, aber nicht als vollständigen Wirtschaftlichkeitsnachweis. Ein direkter Vergleich sei problematisch, weil Strom und Wasserstoff unterschiedliche Energieträger mit unterschiedlichen Endnutzungen seien.

Der Pipeline-Kabel-Vergleich sei „als anschauliche Größenordnung hilfreich, aber kein vollständiger Wirtschaftlichkeitsnachweis“, schreiben Matthias Janssen und Gregor Brändle laut ingenieur.de.

Entscheidend sei nicht allein, ob eine Pipeline pro Gigawatt günstiger sei als ein Kabel. Bewertet werden müsse das Gesamtsystem aus Stromerzeugung, Umwandlung, Pipeline, Kabeln und Netzintegration.

Die höheren Investitionskosten der Offshore-Elektrolyse könnten durch niedrigere Transport- und Netzintegrationskosten überkompensiert werden. Dies gelte besonders für weit von der Küste entfernte Windgebiete.

Der Business Case entstehe laut Frontier Economics durch günstigeren Energietransport, eine flexiblere sektorübergreifende Nutzung der Infrastruktur und geringere Abregelung. Die Elektrolyseure selbst seien nicht zwingend billiger.

Infobox: Frontier Economics hält Offshore-Wasserstoff für einen möglichen Systemvorteil, warnt aber vor einem verkürzten Vergleich von Pipeline und Kabel. Entscheidend seien Nachfrage, Infrastruktur, Regulierung und die Gesamtkosten des Systems.

Offshore-Wasserstoff bleibt ein schwieriger Investorenfall

Frontier Economics bezeichnet Offshore-Wasserstoff als „guten Systemfall, aber keinen einfachen Investorenfall“. Projekte würden nur entstehen, wenn Nachfrage, Regulierung, Infrastruktur und Risikoabsicherung zusammenpassten.

Der Bericht verweist auf die Zurückhaltung großer Akteure: Statkraft hat seine grünen Wasserstoffprojekte gestoppt, während Shell, Equinor und BP ihre Pläne kürzen. Frontier Economics wertet diese Entwicklung nicht als Todesurteil, aber als Realitätscheck.

AquaVentus-Geschäftsführer Seehawer hält Offshore-Wasserstoff bei großer Skalierung, weit draußen auf See und mit günstigem Pipelinetransport für sinnvoll. Die WindSeeG-Novelle verbessert die rechtlichen Voraussetzungen, beschränkt neue Konzepte aber zunächst auf einen engen Erprobungsrahmen.

Die Pilotfläche SEN-1 muss nun zeigen, ob Offshore-Wind, Elektrolyse und Pipelinetransport technisch und wirtschaftlich zusammenspielen. Ausgeschrieben ist die Fläche laut ingenieur.de bislang nicht; AquaVentus nennt kein offizielles Zieljahr für den Start.

Infobox: Die Technologie erhält einen neuen Rechtsrahmen, steht aber vor offenen Fragen bei Finanzierung, Nachfrage, Infrastruktur und Regulierung. SEN-1 soll als Pilotprojekt den Nachweis für das Gesamtkonzept liefern.

Wärmepumpen führen 2026 beim Absatz

Im ersten Halbjahr 2026 wurden in Deutschland deutlich mehr Heizgeräte verkauft als im Vorjahreszeitraum. Wie Utopia.de unter Berufung auf den Bundesverband der Deutschen Heizungsindustrie berichtet, setzte die Branche von Januar bis Juni insgesamt rund 352.000 Wärmeerzeuger ab.

Das waren 19 Prozent mehr als im ersten Halbjahr 2025. Wärmepumpen legten besonders stark zu und erreichten 194.500 verkaufte Geräte, ein Plus von 40 Prozent.

Gasheizungen kamen auf 134.000 Geräte und verzeichneten ein Plus von 1 Prozent. Außerdem wurden 9.500 Ölheizungen verkauft, ein Rückgang von 11 Prozent, sowie 14.000 Biomasseheizungen, ein Rückgang von 1 Prozent.

Infobox: Wärmepumpen waren im ersten Halbjahr 2026 mit 194.500 verkauften Geräten die stärkste Heizungsgruppe. Insgesamt stieg der Absatz auf rund 352.000 Wärmeerzeuger.

Heizungsmarkt bleibt unter früherem Niveau

Trotz des Wachstums liegt das Marktvolumen laut Utopia.de weiterhin deutlich unter dem Niveau früherer Jahre. Im ersten Halbjahr 2023 setzten die Hersteller 667.500 Geräte ab; mehr als die Hälfte davon waren Gasheizungen.

Für das Gesamtjahr 2026 rechnet der Bundesverband der Deutschen Heizungsindustrie mit einem Absatz von rund 700.000 Heizungsanlagen. Gegenüber 2025 zeichne sich damit eine leichte Stabilisierung ab.

Im vergangenen Jahr lag der Absatz von Heizungen in Deutschland nach Angaben des Verbandes bei 627.000 Geräten. Das war der niedrigste Stand seit 15 Jahren. Darunter waren 299.000 Wärmepumpen.

Für eine schnellere Modernisierung des Gebäudebestands und die Erreichung der Klimaziele sei zusätzliche Marktdynamik erforderlich. Nach Angaben des Verbandes sind circa vier Millionen Heizungen älter als 30 Jahre; über 40 Prozent der 21,5 Millionen Heizungen in Deutschland entsprächen nicht dem Stand der Technik.

Infobox: Der Verband erwartet 2026 rund 700.000 verkaufte Heizungsanlagen. Der Markt bleibt damit unter dem Absatz des ersten Halbjahres 2023 und soll vor allem durch die Modernisierung des Gebäudebestands weiter belebt werden.

Gas- und Ölheizungen bleiben nach geändertem Heizungsgesetz möglich

Das vom Bundestag beschlossene Gebäudemodernisierungsgesetz ermöglicht weiterhin den Einbau neuer Gas- und Ölheizungen. Ab 2029 müssen diese jedoch einen Mindestanteil von zehn Prozent klimafreundlichen Brennstoffen enthalten.

Dieser Mindestanteil steigt schrittweise bis 2040 auf 60 Prozent. Im Gesetz wird diese Regelung als „Biotreppe“ bezeichnet.

Gasheizungen sind in der Anschaffung zwar günstiger als Wärmepumpen. Utopia.de berichtet jedoch unter Berufung auf eine Studie des Fraunhofer Instituts, dass die „Biotreppe“ die Gaskosten erhöhen wird.

Bis 2030 gilt außerdem weiterhin eine Förderung für Wärmepumpen, die die Anschaffungskosten deutlich senkt. Die förderfähige Investitionssumme sinkt ab Februar 2027 halbjährlich um 750 Euro.

Infobox: Neue Gas- und Ölheizungen bleiben möglich, müssen aber ab 2029 mindestens zehn Prozent klimafreundliche Brennstoffe enthalten. Für Wärmepumpen gilt die Förderung laut Utopia.de noch bis 2030; ab Februar 2027 sinkt die förderfähige Investitionssumme halbjährlich um 750 Euro.

Arminia Bielefeld lässt Energie Cottbus keine echte Torchance

Im Fußball-Taktikcheck der Neuen Westfälischen steht der Heimsieg von DSC Arminia Bielefeld gegen Energie Cottbus im Mittelpunkt. Die Bielefelder verdichteten demnach das Zentrum hervorragend und ließen Cottbus keinen Spielraum.

Das eingesetzte 4:4:2 erwies sich dabei als nützlich. Die Expertenanalyse hebt insbesondere hervor, dass Energie Cottbus keine echte Torchance zugelassen wurde.

Trainer Oliver Kirch habe laut dem Bericht allen Grund, mit der Leistung seiner Mannschaft zufrieden zu sein. Der Taktikcheck bewertet damit vor allem die defensive Organisation und die zentrale Raumkontrolle der Bielefelder.

Infobox: Arminia Bielefeld überzeugte gegen Energie Cottbus durch eine kompakte Zentrumsverteidigung im 4:4:2. Laut Neuer Westfälischer Zeitung ließ der DSC keine echte Torchance zu.

Quellen:

• Energie: Niedriger Füllstand der Gasspeicher – warum der Druck auf Europa jetzt wächst
• Offshore-Wasserstoff aus der Nordsee: Das Warten hat ein Ende – fast
• 2. Liga: Abwehr-Chef Toni Leistner könnte Energie Cottbus helfen
• Vegan essen im Stadion: So schneiden Energie Cottbus, Dynamo Dresden, Hertha, Union ab
• DSC-Taktikcheck: Wie Arminia Bielefeld gegen Energie Cottbus keine echte Torchance zuließ
• Wärmepumpe vs. Gasheizung: Diese Heizung ist 2026 am beliebtesten