Jedes Offshore-Windziel rund um die Ostsee stößt früher oder später auf dieselbe Frage: Wohin mit dem Strom, wenn das Netz voll ist? Eine Antwort, die vom Bottnischen Meerbusen bis nach Süddänemark verfolgt wird, lautet: einen Teil davon in Wasserstoff umwandeln und die Moleküle per Pipeline transportieren. Dieser Hintergrund ordnet die Bausteine dieser Karte im aktuellen Stand – einen geplanten Unterwasser-Sammler, einen Handelskorridor, der vor dem Stahl entsteht, und die Elektrolyseprojekte, die beide speisen sollen.

Der Sammler: eine Pipeline unter der Ostsee

Das ehrgeizigste Vorhaben ist der Baltic Sea Hydrogen Collector (BHC), eine großskalige Offshore-Wasserstoffpipeline, die die Gasfernleitungsnetzbetreiber Gasgrid Finland und Nordion Energi gemeinsam mit den Entwicklern OX2 und Copenhagen Infrastructure Partners untersuchen. Das Konzept würde Finnland, Schweden, die Åland-Inseln und Deutschland verbinden, mit möglichen Abzweigen zu Energieinseln wie Gotland und Bornholm; als Zielhorizont haben die Partner 2030 genannt. Ihr Argument: Der Ostseeraum könnte bis zu 55 Prozent der im REPowerEU-Plan der EU vorgesehenen Menge an sauberem Wasserstoff liefern, und Produzenten wie industrielle Abnehmer investieren erst, wenn ein gesicherter Weg vom Angebot zur Nachfrage existiert.

Der BHC ist Teil des European Hydrogen Backbone, einer Netzvision von 31 Gasinfrastrukturunternehmen, und stützt sich auf die Marienborg-Erklärung von 2022, in der die acht Ostsee-Anrainer ein gemeinsames Offshore-Windziel von mindestens 19,6 GW bis 2030 festlegten und ein Potenzial von bis zu 93 GW anerkannten. Das Projekt befindet sich noch in der Studienphase; ob die Wirtschaftlichkeit trägt, soll genau diese Phase klären.

Der Korridor: erst Käufer und Verkäufer zusammenbringen

Das BHC-Team betont, dass eine Pipeline nicht von Infrastrukturunternehmen allein gebaut wird. Sein erstes Netzwerktreffen in Helsinki, organisiert mit den Projektunterstützern SEFE und VERBUND, brachte finnische und baltische Wasserstoffproduzenten in einem Speed-Dating-Format mit mitteleuropäischen Midstream-Unternehmen zusammen: Projektstand, realistische Zeitpläne, zentrale Unsicherheiten und die Signale, die jede Seite vor dem nächsten Schritt braucht. Kurzbeiträge kamen von Gasgrid-Chef Olli Sipilä, Markku Kivistö von Business Finland und Antti Ritala von der staatlichen Beteiligungsgesellschaft Tesi; H2Global leitete einen Workshop zu seinem Pipelinekonzept.

Die Logik antwortet auf eine bekannte Pattsituation. Produzenten bestellen keine Elektrolyseure ohne Abnahme, Käufer binden sich nicht ohne Angebot, und keiner bewegt sich ohne Transport. Die Korridorarbeit soll die kommerzielle Verbindung vor der physischen herstellen, damit bei einer Investitionsentscheidung für die Leitung die Mengen an beiden Enden bereits skizziert sind.

Die Projekte: woher die Moleküle kämen

Auf der Angebotsseite liegt die bislang größte Einzelzusage in Finnland. Das Projekt Cloudberry von Vetyalfa erhielt in der Wasserstoffauktion des EU-Innovationsfonds 224 Millionen Euro, den größten Zuschuss, den Finnland je aus dem Fonds bezogen hat. Vetyalfa bot den niedrigsten Preis aller Teilnehmer und zugleich die größte Menge: knapp 509.000 Tonnen Wasserstoff über zehn Jahre aus 500 MW Elektrolyse, mit einer Einsparung von mehr als 3,38 Millionen Tonnen Emissionen. Es war eines von neun ausgewählten Projekten aus sieben Ländern mit zusammen fast 1,1 GW Elektrolysekapazität und rund 1,09 Milliarden Euro Förderung; die Auktion war mehr als sechsfach überzeichnet. Die Förderverträge sollen im letzten Quartal 2026 unterzeichnet werden; danach haben die Gewinner zweieinhalb Jahre bis zur Investitionsentscheidung und fünf Jahre bis zur Inbetriebnahme.

Am südlichen Ende der Karte entwickeln ENGIE und European Energy bis zu 150 MW Elektrolyse in der Kommune Aabenraa in Dänemark, neben der E-Methanol-Anlage Kassø, die European Energy mit Mitsui betreibt. Die Anlage soll in das geplante dänisch-deutsche Hydrogen Backbone einspeisen und Industrie- und Mobilitätsnachfrage in Deutschland bedienen; sie wurde in der deutschen Auktion im Rahmen der Europäischen Wasserstoffbank ausgewählt, und ENGIE hat sich die Vermarktungsrechte für mehr als 20.000 Tonnen pro Jahr gesichert. Der Betriebsstart ist für etwa 2030 vorgesehen.

Wie die Teile zusammenpassen – und was fehlt

Zusammen gelesen skizzieren die Projekte eine Lieferkette. Die windreichen Länder Finnland und Schweden produzieren; ein in Helsinki verankerter Korridor stellt die Käufer auf; die dänisch-deutsche Grenze hat bereits einen Pipelineplan und ein E-Fuel-Cluster zum Andocken; und der Sammler würde das nördliche und das südliche Ende irgendwann unter dem Meer verbinden. Jeder Baustein hat einen anderen Reifegrad: Cloudberry hat Geld auf dem Tisch, das Projekt in Aabenraa einen Partner und einen Auktionszuschlag, die dänisch-deutsche Verbindung eine Trasse, der BHC eine Studie.

Die Lücken sind ebenso deutlich. Noch existiert kein Meter Offshore-Pipelinekapazität, die Elektrolyseprojekte hängen von günstigem und reichlich vorhandenem Strom ab, den der Offshore-Ausbau in der Ostsee im großen Maßstab erst liefern muss, und jeder der genannten Fördermechanismen – Innovationsfonds, Wasserstoffbank – ist wettbewerblich, nicht garantiert. Die nächsten Wegmarken sind die Unterzeichnung der Innovationsfonds-Verträge Ende 2026, die anschließenden Fenster für Investitionsentscheidungen und die Frage, ob die BHC-Partner von der Studie zu einem konkreten Trassen- und Finanzierungsvorschlag übergehen. Bis dahin bleibt die Wasserstoffkarte der Ostsee ein Plan mit einigen gut finanzierten Punkten – noch kein Netz.