Marktgröße und Marktanteil für Wasserstoffpipelines – Wachstumstrends und Prognose (2026–2031)

Globale Trends und Erkenntnisse im Wasserstoffpipeline-Markt

Industrielle Dekarbonisierung und Wasserstoffnachfrage

Schwer dekarbonisierbare Sektoren etablieren Wasserstoff als langfristigen industriellen Einsatzstoff und nicht mehr nur als Pilotbrennstoff. Dieser Wandel bringt Pipelineinvestitionen näher an die Nachfrage aus den Bereichen Stahl, Chemie, Raffinierung und Industriecluster heran. Eine vollständige Dekarbonisierung der EU-Rohstahlproduktion würde 6 bis 8 Millionen Tonnen Wasserstoff pro Jahr erfordern, vergleichbar mit der aktuellen globalen Wasserstoffnachfrage. Allein der deutsche Stahlsektor könnte bis 2030 über das nationale Netz 850.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr benötigen. Salzgitter AG schloss eine 7-jährige Vereinbarung mit EWE über 10.000 Tonnen grünen Wasserstoff pro Jahr ab 2030, mit geplanter Lieferung über das deutsche Kernnetz. Eine im Jahr 2025 veröffentlichte Studie ergab, dass Prozesspfade für grünen Wasserstoff zur Direktreduktion von Eisenerz bis 2035 in der Europäischen Union wettbewerbsfähig werden könnten, was die längerfristige Netzplanung unterstützt.

Staatliche Förderung und Regulierung der Wasserstoffinfrastruktur

Öffentliche Mittel unterstützen die Wasserstoffversorgung und sollen Transportprojekten gleichzeitig eine klarere Einnahmenbasis verschaffen. Die britische Regierung bestätigte im Juni 2025 mehr als 500 Millionen GBP für ihr erstes regionales Wasserstofftransport- und -speichernetz, das Produzenten und Industrienutzer in Merseyside, Teesside und dem Humber verbinden soll. Die KfW verpflichtete sich zu einer Kreditfazilität von 24 Milliarden EUR (27,76 Milliarden USD) für das Amortisierungskonto des deutschen Wasserstoffkernnetzes, wobei der Bund 76 % des Rückzahlungsrisikos übernimmt^{[1]KfW, „Wasserstoff-Kernnetz, Eine Investition in die Zukunft für Deutschland”, KfW Newsroom, kfw.de}. Im Juni 2026 konsultierte die Bundesnetzagentur einen Plan für ein 9.241 km langes Wasserstoffnetz bis 2037 mit Gesamtkosten von 24,3 Milliarden EUR (28,11 Milliarden USD). Eine uneinheitliche Umsetzung des Gas- und Wasserstoffrahmens der Europäischen Union kann zu Tarifunterschieden über Grenzen hinweg führen und endgültige Investitionsentscheidungen verzögern. Die britische Konsultation vom Juli 2025 zu einem wirtschaftlichen Rahmen für 100-prozentige Wasserstoffpipelinenetze zeigt, dass der Regulierungsrahmen noch in der Entwicklung ist.

Umwidmung von Erdgasübertragungsanlagen

Die Umwidmung von Erdgasanlagen ist ein zentrales Element des Wasserstoffpipeline-Markts, da sie einen Weg bietet, die Netzabdeckung zu erweitern, ohne jeden Abschnitt von Grund auf neu bauen zu müssen. Ein Artikel aus dem Jahr 2025 in Hydrogen Safety berichtete, dass die Umrüstung die Übertragungskosten im Vergleich zu Neubauten um 80 % senken kann. Das European Hydrogen Backbone erwartet, dass umgewidmete Anlagen 60 % seines geplanten 53.000 km langen Netzes bis 2040 ausmachen werden. GASCADE rüstete im Jahr 2025 400 km Hochdruck-Erdgaspipelines in Nordostdeutschland um und schuf damit die erste großmaßstäbliche Übertragungsumrüstung dieser Art. Eine Studie aus dem Jahr 2026 skizzierte einen probabilistischen Integritätsbewertungsrahmen zur Qualifizierung älterer Gaspipelines für den Wasserstoffbetrieb. Bestehende Netzeigentümer haben einen praktischen Vorteil, da ihre Pipelines, Inspektionshistorien und Wegerechte vor Erreichen des gleichen Stadiums eines Greenfield-Projekts auf Umrüstbarkeit bewertet werden können.

Grenzüberschreitende Wasserstoffkorridore und Importinfrastruktur

Grenzüberschreitende Korridore verbinden kostengünstige Versorgungsgebiete mit industriellen Nachfragezentren, erfordern jedoch abgestimmte Entscheidungen über mehrere Regulierungssysteme hinweg. Im Juli 2026 trat die unterseeische BarMar-Pipeline zwischen Barcelona und Marseille in die Phase des Front-End-Engineering-Designs ein, mit angestrebtem Betriebsbeginn im Jahr 2032. Der H2Med-Korridor soll bis 2030 10 % des europäischen Wasserstoffverbrauchs decken und hat mehr als 35,56 Millionen EUR (41,14 Millionen USD) an Unterstützung aus der Fazilität „Connecting Europe” erhalten. Gasunie, Open Grid Europe und Thyssengas unterzeichneten im Mai 2026 eine Vereinbarung zur Entwicklung eines Niederlande-Deutschland-Verbindungsstücks bei Zevenaar-Elten bis 2031 unter Nutzung umgewidmeter Infrastruktur. Der SoutH2-Korridor nahm seinen ersten 15 km langen Abschnitt in Bayern in Betrieb, während eine Studie des SunsHyne-Korridors keine technischen oder wirtschaftlichen Hindernisse für eine weitere Entwicklung feststellte. Der Fortschritt im Wasserstoffpipeline-Markt wird von koordinierten Tarifgenehmigungen, Zertifizierungsregeln und verbindlichen Verladerverbindlichkeiten entlang dieser Routen abhängen.

Hohe Kapitalkosten und langsame Genehmigungsverfahren

Kapitalkosten und lange Genehmigungszeiträume bleiben unmittelbare Einschränkungen für die Projektrealisierung. Der Niederländische Rechnungshof berichtete im Dezember 2025, dass das nationale Wasserstoffnetz einen geringen anfänglichen Durchsatz und potenzielle Anlaufverluste verzeichnete, trotz eines staatlichen Fördermechanismus von bis zu 750 Millionen EUR (ca. 867,72 Millionen USD)^{[2]Niederländischer Rechnungshof, „Wasserstoffnetz unter starkem Druck, unwirksame Förderung zum Ausgleich von Anlaufverlusten”, Niederländischer Rechnungshof, english.rekenkamer.nl}. Der Rechnungshof befand den Mechanismus unter den damaligen Nachfragebedingungen als unwirksam und erhöhte damit das Risiko ungenutzter Infrastruktur. Viele Abschnitte des 9.040 km langen deutschen Kernnetzes erfordern noch Genehmigungen, Tarifgenehmigungen und Zertifizierungen vor der Inbetriebnahme. Wasserstoffprojekte werden häufig nach Verfahren bewertet, die für Erdgas konzipiert wurden, obwohl Wasserstoff andere Zünd-, Auftrieb-, Material- und Leckagemerkmal aufweist. Normen wie ASME B31.12 und Nederlands Normalisatie Instituut (NEN) 3650 schreiten voran, ihre Umsetzung bleibt jedoch über die Rechtsordnungen hinweg uneinheitlich.

Wasserstoffversprödung, Permeation und Leckagerisiko

Das Materialverhalten unter Hochdruck-Wasserstoffbedingungen beeinflusst Sicherheit, Inspektionspläne, Betriebskosten und Anlagenverfügbarkeit. Eine im Jahr 2025 veröffentlichte Studie ergab, dass X70-Pipelinestahl unter Wasserstoffeinwirkung Duktilitätsverluste von 20 % bis 80 % erfahren kann, während die Bruchzähigkeit in reinem Wasserstoff bei 10 MPa um mehr als 50 % sinken kann. Eine Überprüfung aus dem Jahr 2026 stellte fest, dass Wasserstoff das Risswachstum beschleunigen kann und möglicherweise häufigere Inspektionsintervalle als bei Erdgaspipelines erfordert. Die Qualifizierungsaufgabe ist bei umgewidmeten Anlagen schwieriger, bei denen Schweißaufzeichnungen, Legierungszusammensetzung und frühere Inspektionsdaten unvollständig sind. Diese Unsicherheiten stärken die Argumente für Materialprüfung und probabilistische Bruchbewertung vor der Umrüstung und unterstützen auch die Nachfrage nach Verbundrohren in Anwendungen, bei denen das Risiko der Stahlversprödung schwer zu beherrschen ist.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Nach Pipelinetyp: Feste Netze dominieren im großen Maßstab, mobile Lieferung unterstützt den Zugang auf der letzten Meile

Feste Pipelines hielten im Jahr 2025 einen Marktanteil von 71,67 % am Wasserstoffpipeline-Markt, was ihre Rolle bei der Hochdruckübertragung und regionalen Verteilung widerspiegelt. Wasserstoff wird hauptsächlich von zentralisierten Produktionsstandorten zu Industrieclustern transportiert, was permanente Netze begünstigt. GASCADEs 400-km-Umrüstung in Deutschland demonstrierte den erreichbaren Maßstab, wenn vorhandene Übertragungsinfrastruktur verfügbar ist. Feste Infrastruktur bietet einen direkten Weg zwischen Versorgung und großen Industrienutzern, erfordert jedoch Kapitalverpflichtungen, bevor jede Kundenverbindung vollständig genutzt wird.

Mobile Pipelines werden bis 2031 voraussichtlich mit einer CAGR von 17,67 % wachsen. Sie verwenden hauptsächlich Hochdruck-Rohranhänger, die komprimierten Wasserstoff bei 200–500 bar transportieren. Dieses Modell bedient Tankstellen und kleinere Industriekunden außerhalb der Abdeckung des festen Netzes. Japans Plan für 30 große Wasserstofftankstellen entlang von Schnellstraßen wird eine Anhängerverteilung erfordern, bis dedizierte Verbindungen diese Standorte erreichen. Mobile Lieferung kann auch genutzt werden, um die Nachfrage zu testen, bevor eine permanente Verbindung gebaut wird. Sobald Anhängermengen eine stetige Nutzung auf einem Korridor etablieren, haben Betreiber eine klarere Grundlage für Investitionen in eine feste Pipeline. ASME B31.12 bleibt eine wichtige Design- und Druckbewertungsreferenz für feste Wasserstoffpipelines in Nordamerika. DNV-RP-F318 und ISO 19880 leiten Offshore- und internationale Einsätze, während Normen für Verbundrohre noch finalisiert werden.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Nach Pipelinestruktur: Metallpipelines verankern die Übertragung, Verbundwerkstoffe expandieren in der Verteilung

Metallpipelines entfielen im Jahr 2025 auf 67,34 % des Marktanteils am Wasserstoffpipeline-Markt. API 5L- und ISO 3183-qualifizierte Kohlenstoff- und niedriglegierten Stähle bleiben die primären Materialien für die Hochdruck-Fernübertragung. Tenaris, Vallourec, JFE Steel und voestalpine Tubulars unterhalten wasserstoffgeeignete Portfolios, die durch ASME B31.12-Konstruktionsdaten unterstützt werden. Etablierte Installationsmethoden und niedrigere Kosten pro Kilometer bei großen Durchmessern unterstützen den Einsatz von Metall auf Hauptleitungsstrecken, und bestehende Qualifizierungsunterlagen machen Metall zu einer vertrauten Wahl für große Übertragungsbetreiber.

Kunststoffe und Verbundwerkstoffe werden bis 2031 voraussichtlich mit einer CAGR von 19,24 % wachsen. Ihre Beständigkeit gegen Wasserstoffversprödung und die Installation in Endloslängen machen sie nützlich für städtische Querungen und eingeschränkte Wegerechte. SoluForce verlegte ein flexibles Verbundrohr unter der Kanalquerung des Oosterhornkanals in den Niederlanden in einem einzigen Zug und eliminierte dabei Schweißverbindungen an dieser Querung. Eine im Jahr 2025 begutachtete Studie validierte thermoplastische Verbundpipelines mit einem PA12-Liner und Kohlefaserverstärkung bei Drücken bis zu 10 MPa. Das getestete System verzeichnete einen Berstdruck über 60 MPa und eine geringe Wasserstoffpermeation. Gas Networks Ireland begann 2025 mit der Erprobung der Verbundwerkstofftechnologie von Purapipe International, mit erwarteten Ergebnissen Ende 2026. Metall bleibt für große Hochdruckkorridore geeignet, während Verbundwerkstoffe in der Verteilung, bei Querungen und in maritimen Anwendungen an Bedeutung gewinnen.

Nach Pipelinestatus: Neubau führt die aktuellen Ausgaben an, Umwidmung beschleunigt die Netzerweiterung

Neubaupipelines entfielen im Jahr 2025 auf 58,58 % des Wasserstoffpipeline-Markts. Zweckgebaute Systeme sind in Ländern wichtig, in denen Gasnetze fehlen oder nicht in der Nähe aufkommender Versorgungs- und Nachfragezentren liegen. China baut die 1.000 km lange Kangbao-Caofeidian-Pipeline und die 400 km lange Pipeline von der Inneren Mongolei nach Peking als erste Schritte in Richtung eines geplanten 6.600 km langen Fernwasserstoffnetzes. Neubau gibt Betreibern direkte Kontrolle über Materialien, Betriebsdruck und Streckenauswahl.

Umgewidmete Erdgaspipelines werden bis 2031 voraussichtlich mit einer CAGR von 18,38 % wachsen. Das European Hydrogen Backbone erwartet, dass umgerüstete Anlagen bis 2040 60 % seines geplanten 53.000 km langen Netzes ausmachen werden. Gasunie strukturierte über Hynetwork 75 % des niederländischen nationalen Netzes um umgerüstete Erdgaspipelines und entwickelte einen generischen Bewertungsrahmen auf Basis von NEN 3650 zur Qualifizierung von Hochdruckanlagen. Das EU-geförderte PilgrHYm-Projekt entwickelt einen prä-normativen Rahmen für die Integritätsbewertung von Gasrohren, die für Wasserstoff umgewidmet werden. In Hamburg wurde eine 1973 gebaute 13 km lange Pipeline für Wasserstoff bei 25 bar umgewidmet, mit geplanten Aufrüstungen auf 70 bar. Einheitliche Qualifizierungsmethoden können sowohl die Zertifizierungszeit als auch die Umrüstungskosten reduzieren.

Nach Anwendung: Industrieller Rohstoff verankert die Nachfrage, Mobilität und Betankung gewinnen an Dynamik

Industrieller Rohstoff und Raffinierung entfielen im Jahr 2025 auf 43,21 % des Wasserstoffpipeline-Markts. Chemische und petrochemische Anlagen sind etablierte Wasserstoffverbraucher und können über dedizierte Verbindungen innerhalb von Industrieclustern versorgt werden. Rotterdam und Deutschlands Chemiezentren rund um Ludwigshafen und Leverkusen veranschaulichen dieses konzentrierte Nachfragemuster. Die Stahlproduktion wird zu einer immer wichtigeren Anwendung, da Dekarbonisierungsprogramme größere Wasserstoffmengen erfordern. Die Nachfrage nach grünem Stahl wird bis 2030 voraussichtlich 4,49 Millionen Tonnen erreichen, und die Stahlherstellung könnte bis dahin 5 Millionen Tonnen Wasserstoff benötigen. Stromerzeugung und Heizung bleiben aufkommende Anwendungen, da ein fester Pipeline-Abnahmevertrag noch nicht in dem Maßstab etabliert wurde, der bei Rohstoffanwendungen zu beobachten ist.

Wasserstoffmobilität und Betankung werden bis 2031 voraussichtlich mit einer CAGR von 17,93 % wachsen. Dekarbonisierungsanforderungen im Schwerlastgüterverkehr, in der Schifffahrt und im Luftverkehr erhöhen den Bedarf an einer zuverlässigen Betankungsversorgung. Eine Studie aus dem Jahr 2026 ergab, dass die Pipeline-Lieferung auf wichtigen Frachtrouten in den Vereinigten Staaten Kostenvorteile gegenüber der LKW-Lieferung bieten könnte. Die Studie identifizierte ein Modell, das Pipeline-Lieferung von einem Produktionszentrum zu einem Reservoir mit Rohranhängern für die Endlieferung kombiniert, was zu Abgabekosten von 6,87–7,26 USD/kg führt. Hexagon Purus lieferte im ersten Quartal 2026 13 Wasserstoffverteilungsmodule und sicherte sich einen Auftrag aus Europa für Verteilungseinheiten zur Unterstützung der Betankung in Mitteleuropa. Häfen in Rotterdam, Hamburg und Singapur formalisieren auch Versorgungskorridore für Ammoniak, Industriewärme und maritime Bunkerversorgung.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Geografische Analyse

Europa hielt im Jahr 2025 einen Marktanteil von 38,45 % am Wasserstoffpipeline-Markt. Diese Position spiegelt regionale Politikziele, nationale Netzpläne und die frühe Infrastrukturentwicklung in niederländischen und deutschen Wasserstoffnetzen wider. Deutschlands Entwicklungsplankonsultation vom Juni 2026 umfasste ein 9.241 km langes Netz bis 2037 mit geschätzten Kosten von 24,3 Milliarden EUR (28,11 Milliarden USD). Snam stellte 200 Millionen EUR für ein Wasserstoff-Backbone als Teil seines 14 Milliarden EUR (16,19 Milliarden USD) umfassenden Investitionsplans für 2026–2030 bereit. Enagás startete 2025 eine öffentliche Konsultation zu seinem 2.600 km langen spanischen Wasserstoff-Backbone. Der Nordisch-Baltische Wasserstoffkorridor erhielt im Juli 2025 einen Zuschuss der Europäischen Union von 6,8 Millionen EUR (7,86 Millionen USD) für Machbarkeitsstudien zu einem 2.500 km langen Verbindungsstück, das Finnland, Estland, Lettland, Litauen, Polen und Deutschland verbindet. Die Einhaltung des Gas- und Dekarbonisierungsrahmens der Europäischen Union bleibt für Genehmigungen und Tarifgestaltung wichtig.

Asien-Pazifik wird bis 2031 voraussichtlich eine CAGR von 18,12 % verzeichnen und ist damit die am schnellsten wachsende Region im Wasserstoffpipeline-Markt. Japan plant, die Wasserstoffversorgung von 4 Millionen Tonnen pro Jahr auf 12 Millionen Tonnen pro Jahr bis 2040 zu steigern, und treibt ein Programm im Wert von 2,7 Milliarden USD für flüssige Wasserstoffterminals, Träger und eine 4 km lange Pipeline in Kawasaki voran, die 1 Million Tonnen pro Jahr transportieren kann. Südkorea bestätigte staatliche Mittel für eine 37,2 km lange Pipeline, die den Industriekomplex Saemangeum zu Kosten von über 160 Milliarden KRW (0,11 Milliarden USD) versorgt. China baut dedizierte Strecken und plant ein größeres Netz. Der Energy Industries Council verfolgte 221 regionale Wasserstoffprojekte mit einem potenziellen Investitionsvolumen von 407 Milliarden USD, obwohl bis 2026 nur 6,46 GW von 56,35 GW grüner Wasserstoffkapazität im Bau waren. In Nordamerika schuf der PIPES Act von 2025 einen dedizierten Sicherheitsrahmen für Wasserstoffpipelines in den Vereinigten Staaten. Cadiz und RIC Energy evaluieren einen 220 Meilen langen Korridor in Kalifornien im Rahmen eines Memorandums of Understanding vom Juli 2026.

Südamerika, der Nahe Osten und Afrika befinden sich in früheren Phasen der Infrastrukturentwicklung. Brasilien und Argentinien verfügen über Wind- und Solarressourcen, die die Produktion von grünem Wasserstoff für den Export unterstützen könnten, wobei die Planung in Südamerika auf Hafencluster wie Pecém in Brasilien ausgerichtet ist. Der Nahe Osten ist stärker auf Exportprojekte ausgerichtet, darunter Saudi-Arabiens NEOM-Projekt und Omans geplanter Korridor vom Hafen Duqm. Gasunie unterzeichnete im April 2025 eine gemeinsame Entwicklungsvereinbarung für einen Flüssigwasserstoff-Importkorridor von Oman in die Niederlande und nach Deutschland. Afrikanische Märkte, insbesondere Südafrika und Marokko, ziehen Investitionen an, die mit der europäischen Importnachfrage verbunden sind. Die Entwicklung inländischer Pipelines in diesen Regionen wird von einer stärkeren lokalen industriellen Abnahme abhängen.