Nachfrageunsicherheit und Investitionsbeschränkungen hemmen den Ausbau der Kapazitäten für kohlenstoffarmen Wasserstoff, so GlobalData.

(WK-intern) – Die globale Wasserstoffwirtschaft befindet sich im Wandel und steht 2026 vor einer entscheidenden Wende.

Grund dafür sind veränderte Marktbedingungen, sich wandelnde politische Rahmenbedingungen und zentrale Herausforderungen bei der Umsetzung.

Im Februar 2026 lag die aktive Kapazität für kohlenstoffarmen Wasserstoff bei rund 2,2 Millionen Tonnen pro Jahr (mtpa), verteilt auf über 460 Projekte im Betrieb – im Vergleich zu 104 im Jahr 2020. Trotz dieser Fortschritte wird der Ausbau durch Nachfrageunsicherheit und begrenzte Investitionen gebremst, erklärt GlobalData, eine führende Analyse- und Produktivitätsplattform.

Der Strategic Intelligence Report „Wasserstoff in der Öl- und Gasindustrie“ von GlobalData prognostiziert, dass die globale Wasserstoffproduktionskapazität bis 2030 82,3 mtpa erreichen könnte, wenn man die laufenden Entwicklungsprojekte berücksichtigt. Derzeit stammen jedoch nur etwa 2 % dieser Kapazität aus bereits in Betrieb befindlichen Projekten. Weitere 26 % stammen aus Anlagen in fortgeschrittenen Entwicklungsstadien, die mit höherer Wahrscheinlichkeit vor 2030 fertiggestellt werden. Die verbleibende Kapazität ist an Projekte gebunden, die sich noch in der frühen Entwicklungsphase befinden; rund 57 % der Kapazität befinden sich derzeit in der Machbarkeitsstudie.

Ravindra Puranik, Öl- und Gasanalyst bei GlobalData, kommentiert: „Trotz eines beeindruckenden Anstiegs der Anzahl aktiver Projekte zur Erzeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff liegen die Kapazitätserweiterungen weiterhin weit unter dem Niveau, das erforderlich ist, um die kurzfristigen Ziele des IEA-Szenarios für Netto-Null-Emissionen (NZE) zu erreichen.“

Die aktuelle Wasserstoffentwicklung ist durch einen bemerkenswerten Mangel an Großprojekten gekennzeichnet. Nur zehn der weltweit 2.335 geplanten Projekte verfügen über Kapazitäten von mehr als 1 Mio. Tonnen pro Jahr (mtpa), und einige wenige weitere überschreiten die Marke von 0,5 Mio. Tonnen pro Jahr. Von diesen zehn Projekten mit hoher Kapazität produzieren neun grünen Wasserstoff und eines blauen Wasserstoff.

Puranik fährt fort: „Obwohl sie den Großteil der Projektzahlen ausmachen, ist die kumulierte Kapazität von Initiativen für grünen Wasserstoff nach wie vor relativ gering. Ihre Produktion reicht daher nicht aus, um etablierte Energiequellen wie Erdgas oder erneuerbare Energien im Kraftwerksmaßstab zu verdrängen. Die Projektentwickler stehen beim Ausbau vor erheblichen Herausforderungen, darunter die Überwindung von Infrastrukturengpässen, die Sicherung langfristiger Abnahmeverträge und die Gewährleistung der Wirtschaftlichkeit. Solange keine größeren Fortschritte in der Entwicklungspipeline erzielt werden, wird der Anteil von Wasserstoff am globalen Energiemix voraussichtlich begrenzt bleiben.“

Unter den großen Öl- und Gaskonzernen ist BP führend im Bereich grüner Wasserstoff mit fast 3 Mio. Tonnen pro Jahr an aktiver und geplanter Kapazität, die auf Vorzeigeprojekten in Mauretanien, Australien und Europa basiert. Auch TotalEnergies hat seinen Fokus auf Projekte für grünen Wasserstoff verstärkt, ebenso wie führende Industriegasunternehmen wie Air Liquide und Air Products. Shell und Equinor werden voraussichtlich bis 2030 die führende Rolle bei der Erzeugung von blauem Wasserstoff einnehmen.

Puranik schlussfolgert: „Mit Blick auf 2030 wird erwartet, dass die weltweite Kapazität für kohlenstoffarmen Wasserstoff mit steigender Nachfrage, unterstützt durch erhöhte private Investitionen und förderliche politische Rahmenbedingungen, wachsen wird. Wasserstoff ist eine entscheidende Energiequelle, um die Klimaneutralitätsziele von Unternehmen zu erreichen. Um diese Ziele zu verwirklichen, müssen jedoch kurzfristig bestehende finanzielle, regulatorische und infrastrukturelle Hürden überwunden werden, damit angekündigte Projekte bis zum Ende des Jahrzehnts in operative Kapazitäten umgesetzt werden.“

Demand uncertainty and investment constraints hinder low-carbon hydrogen capacity additions, says GlobalData

The global hydrogen economy is evolving and is entering a new inflection point in 2026 amid shifting market realities, changing policy landscapes, and critical execution challenges. As of February 2026, active low-carbon hydrogen capacity stood at around 2.2 million tonnes per annum (mtpa), with over 460 projects in operation, compared to 104 in 2020. Despite the progress, the low-carbon hydrogen additions are constrained by demand uncertainty and limited investment, says GlobalData, a leading intelligence and productivity platform.

GlobalData’s Strategic Intelligence report, “Hydrogen in Oil and Gas,” reveals that global hydrogen production capacity could reach 82.3 mtpa by 2030, taking into account the active under development projects. Currently, only about 2% of this capacity comes from projects that are currently operational. Another 26% comes from plants in an advanced stage of development, which have a higher likelihood of completion before 2030. The remaining capacity is tied to projects that are still in early development, with around 57% of the capacity currently under the feasibility stage.

Ravindra Puranik, Oil and Gas Analyst at GlobalData, comments: “Despite an impressive increase in count of active low-carbon hydrogen projects, capacity additions remain far below the levels needed to meet the near-term targets set by the IEA Net Zero Emissions (NZE) scenario.”

The current hydrogen development landscape is characterized by a notable scarcity of large-scale projects. Only ten of the 2,335 upcoming projects worldwide have capacities exceeding 1 mtpa and a handful of others surpass the 0.5 mtpa mark. Among these ten high-capacity projects, nine are for green hydrogen, and one is intended to produce blue hydrogen.

Puranik continues: “Despite accounting for the bulk of the project numbers, the cumulative capacity of green hydrogen initiatives remains relatively modest. Thus, their output is not large enough to displace established energy sources, such as natural gas or utility-scale renewables. Developers face significant challenges in scaling up, including overcoming infrastructure constraints, securing long-term offtake agreements, and ensuring financial viability. Until more large-scale progress through the development pipeline, hydrogen’s share in the global energy mix will likely remain constrained.”

Among oil and gas majors, BP leads in green hydrogen, with nearly 3 mtpa of active and upcoming capacity anchored by flagship projects in Mauritania, Australia, and across Europe. TotalEnergies also has deepened its focus on green hydrogen projects, alongside industrial gas leaders like Air Liquide and Air Products. Meanwhile, Shell and Equinor are expected to lead in blue hydrogen capacity by 2030.

Puranik concludes: “Looking ahead to 2030, global low-carbon hydrogen capacity is expected to expand once demand picks up, backed by increased private investment and supportive policy frameworks, as it is a critical energy source to achieve corporate net-zero commitments. Nevertheless, achieving these ambitions will require overcoming persistent financial, regulatory, and infrastructure barriers in the near term to ensure that project announcements translate into operational capacity by the end of the decade.”

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