Viel Platz, billiger Strom, gut ausgebildete Menschen, eine solide Infrastruktur und Häfen: Finnlands Nordosten hat für den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft einiges zu bieten. Im Jahr 2023 hat Finnlands Regierung den Plan gefasst, bis zu 10 Prozent des europäischen Wasserstoffbedarfs beisteuern zu wollen. Dabei handelt es sich zwar „nur“ um einen Regierungsbeschluss und nicht um ein Gesetz, doch die Gemeinden im Nordosten sind entschlossen, Unternehmen aus der Wasserstoff-Wertschöpfungskette bei sich anzusiedeln. Bei der Nordic Hydrogen Week im Februar trommelten die Regionen gemeinsam für ihre Standorte. Rund 2.000 Gäste seien dafür angereist, so die Veranstalter.
In Seelappland haben sich die fünf Gemeinden Tornio, Keminmaa, Kemi, Simo und Tervola entlang des Bottnischen Meerbusens zusammengeschlossen, um für ihre Region als Wasserstoffstandort zu werben. Janne Rautio von Kemi Digipolis will deshalb „die richtigen Leute an den richtigen Ort bringen“ – und hat einen Ortstermin für Interessenten und potenzielle Investoren organisiert. Durch ein Winterwunderland mit tief verschneiten Nadelbäumen geht es zuerst zu einer Zellstofffabrik, dann in einen Seminarsaal.
Markku Kivistö von Business Finland untermauert Rautios These mit Zahlen: Finnland nutze zu 96 Prozent CO2-freien Strom – einschließlich Kernenergie – bei Strompreisen von rund 50 Euro pro Megawattstunde. Der finnische Inlandsmarkt sei sehr klein, deshalb verstehe man ganz Europa als eine Art Heimatmarkt. „Finnland ist die offenste Volkswirtschaft der Welt“, sagt Kivistö. Und Seelappland, so ist er überzeugt, ist der beste Standort, den es in Europa für die Wasserstofferzeugung gibt.
Biogenes CO2 für E-Fuels
Der Ortstermin in Seelappland startet mit einer Rundfahrt durch eine Zellstofffabrik, die Metsä Bioproduct Mill in Kemi. Eigentümer der erst zwei Jahre alten und 2 Milliarden Euro teuren Anlage ist die Metsäliitto-Genossenschaft, in der rund 90.000 finnische Waldbesitzer organisiert sind. Auf dem Gelände nehmen vollautomatische Kräne die ankommenden Holzstämme aus Nordfinnland und Schweden entgegen. Sie lernen und verbessern sich selbst, Menschen sind hier nicht zu sehen. Die Stämme werden zu Holzhackschnitzeln, diese werden mit Chemikalien ausgekocht, um Zellulose zu gewinnen. Die Reststoffe werden verbrannt und erzeugen die Energie, die die Pulp Mill antreibt – ein nahezu geschlossener Kreislauf. Laut Betreiber ist die Anlage mit 4 Millionen Tonnen biogenem CO2 pro Jahr die größte singuläre biogene CO2-Quelle Europas.
Im Seminarraum angekommen, erläutert Minna Mentzer von der Metsä Group die Klimastrategie des Konzerns. Mit 12 Millionen Tonnen jährlich mache der Konzern rund 6 Prozent der biogenen CO2-Emissionen in ganz Europa aus, so Mentzer. Metsä will diese Ressource abscheiden und für E-Fuels verwerten. Die CO2-Abscheidung wird allerdings nicht in Kemi erprobt, sondern am Standort Rauma. Dort lief ein halbes Jahr lang eine Pilotanlage in Seecontainern, entwickelt gemeinsam mit dem Technologiepartner Andritz. Die Kapazität: eine Tonne CO2 pro Tag. Das Ergebnis sei ermutigend, so Mentzer – die abgeschiedenen Konzentrationen lagen höher als erwartet, der Energieverbrauch im akzeptablen Rahmen. Es zeigt sich aber auch, dass die Abwärme bei weitem nicht ausreicht. Die Energiekosten für das Auffangen und gegebenenfalls Verflüssigen wären der bedeutendste Kostenfaktor der Abscheidung. Der Einsatz von Wärmepumpen werde geprüft, Details stehen aber noch aus.
Metsä plant einen stufenweisen Ausbau: Der nächste Schritt soll eine industrielle Demonstrationsanlage mit 30 bis 100 Kilotonnen pro Jahr sein, im Vollausbau wären 300 bis 1.000 Kilotonnen pro Jahr möglich – immer noch weit unter der theoretischen Gesamtkapazität des Standorts Kemi.
Nun steht die Entscheidung über die nächsten Schritte an. Die Zeit drängt, denn um die aktuell verfügbaren Fördermittel für die Demonstrationsanlage beanspruchen zu können, muss Metsä diese bis 2030 in Betrieb nehmen. Zugleich ist der Markt für das biogene CO2 kaum entwickelt. Und auch die langfristige Klimapolitik scheint unsicher. „Sie wird derzeit in Frage gestellt“, sagt Mentzer.
Als Anwendungsbeispiel zeigt Mentzer Beton mit biogenem CO2 des finnischen Start-ups Carbonaide. Doch sie schränkt ein: „Der Markt ist noch unentwickelt." Der Aufbau neuer, komplexer Wertschöpfungsketten erfordere Zusammenarbeit vieler Partner – von der Abscheidung über Transport und Speicherung bis zur Nutzung. Zeitlich gibt es eine harte Deadline: Für die aktuell verfügbaren Fördermittel muss zumindest die Demonstrationsanlage bis 2030 laufen. „Die Regulierung birgt Risiken“, warnt Mentzer. „Sie könnte geändert werden. Sie wird derzeit in Frage gestellt.“
© Messukeskus / Northern Power Business Forum 2026
E-Fuels aus Kohlenmonoxid
Juha Erkkilä von Outokumpus Projekt-EvoCarbon präsentiert einen Ansatz, bei dem man auf den ersten Blick einen Tippfehler vermuten könnte. Der Stahlhersteller Outokumpu will nicht CO2 abscheiden, sondern CO, das in der Stahlerzeugung anfällt. Da es ein höheres Energieniveau hat als CO2, lassen sich damit E-Fuels mit geringerem Energieaufwand herstellen als mit CO2. Die Haupttreiber für die Dekarbonisierung sind für Outokumpu das europäische Emissionshandelssystem (ETS) und der Carbon Border Adjustment Mechanism.
Mit Norsk e-Fuel hat der Stahlhersteller eine Absichtserklärung unterzeichnet, 2026 soll eine Machbarkeitsstudie starten. Am Standort Tornio im benachbarten Koivuluoto soll eine Anlage 80.000 bis 100.000 Tonnen e-SAF jährlich produzieren. Für Outokumpu würde das eine direkte CO2-Reduktion von rund 200.000 Tonnen jährlich bedeuten, etwa 20 Prozent der globalen Direktemissionen des Konzerns. Bei positivem Ergebnis der Machbarkeitsstudie rechnet Norsk e-Fuel mit einer Investitionsentscheidung um 2028 und einem Produktionsstart 2032.
1.500 km Wasserstoffnetz geplant
Der finnische Gasnetzbetreiber Gasgrid hat vom Staat den Auftrag erhalten, einen Großteil der industriellen Kunden des Landes in den frühen 2030er Jahren an ein Wasserstoffnetz anzuschließen. Dafür steht nun erstmal die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) an. Es sind 1.500 Kilometer Transportpipeline vorgesehen, bei 70 Gemeinden und 14.000 Grundstückseigentümern im Untersuchungsgebiet. Damit ist das Wasserstoffnetz historisch der größte UVP-Prozess des Landes. Die Prüfung begann im Frühjahr 2025, Anfang 2027 soll die finale Routenplanung festgelegt werden.
Ähnlich wie beim deutschen Kernnetz sammelt auch Gasgrid in Finnland Absichtserklärungen von Wasserstoffinteressenten, um sie in der Planung zu berücksichtigen. Bisher ist von 2 Millionen Tonnen die Rede, so Gasgrid. Im Gegensatz zu Deutschland soll das finnische Wasserstoffnetz komplett neu gebaut werden – ohne Umwidmung von Erdgaspipelines. Und: Obwohl Gasgrid ein Transmission System Operator ist und auch nur Übertragungsnetze betreiben wird, übernimmt das Unternehmen zunächst auch die Planung auf untergeordneter Verteilnetzebene.
Bühne für Wasserstoff in Oulu
Zum Northern Power Forum in Oulu am nächsten Tag waren laut Veranstalter rund 700 Gäste gekommen. Es ging vor allem um die Wasserstoffgewinnung und Anwendungen im großen Stil: die Stahlerzeugung, E-Fuels für den Flugverkehr und Treibstoffe für Schiffe.
Die Rennfahrerin und Moderatorin Emma Kimiläinen führte gemeinsam mit Herkko Plit, Gründer und CEO von P2X Solutions, durchs Programm. Bürgermeister Ari Alatossava wirbt begeistert für seine Stadt: Oulu ist jung (Durchschnittsalter 40 Jahre), gebildet (ein Drittel der Menschen hat einen Hochschulabschluss) und international (mit Einwohnern aus 140 Ländern). Zudem ist die Stadt mit ihren knapp 220.000 Einwohnern in diesem Jahr Kulturhauptstadt Europas.
An Ehrgeiz und Vision fehlt es den Finnen auch beim Wasserstoff nicht. Mikael Lindvall, Chief Technology Officer von Blastr Green Steel, setzt zum Beispiel darauf, jährlich 2,5 Millionen Tonnen „grünen“ Flachstahl herzustellen. Das Unternehmen will dafür eine komplette Wertschöpfungskette aufbauen. Die Produktion der Pellets aus direkt reduziertem Eisen (DRI) soll laut dem derzeitigen Plan im Vereinigten Königreich geschehen, die eigentliche Stahlproduktion dann in Inkoo, im Süden Finnlands. Das Unternehmen trägt gerade all die Bausteine zusammen, die der eigentlichen Investitionsentscheidung vorausgehen. Der Händler und Verarbeiter Vogten Staal hat seine Absicht erklärt, bei Blastr Green Steel einzukaufen. Die Stadt Inkoo hat das Stahlwerk im Bebauungsplan vorgesehen. Und CTO Lindvall ist überzeugt: „Die Endverbraucher werden Stahl mit niedrigen Emissionen bevorzugen. Aber er muss auch bei den Kosten wettbewerbsfähig sein.“ Und so gilt wie bei vielen Projekten: Die finale Investitionsentscheidung steht noch aus – das Jahr 2027 stand auf der Konferenz im Raum.
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H2 Markt für Schifftreibstoffe ist zäh
Werden die Verbraucher das Produkt wirklich kaufen? Das ist die Frage, die auch die angehenden Hersteller grüner Schiffstreibstoffe umtreibt. „Wenn wir den Startknopf für die Produktion drücken, müssen wir sehen, dass der Bedarf wirklich da ist“, sagt Hege Økland von Hy2Gen. Bisher gebe es keine langfristigen Abnahmezusagen. Das Unternehmen mit Hauptsitz in Wiesbaden will an einer Reihe von Standorten in Europa grünen Wasserstoff herstellen. Doch das Flaggschiffprojekt des Unternehmens zur Ammoniakherstellung in Norwegen hat sich zwischen der Konferenz und dem Redaktionsschluss dieser Ausgabe ohnehin verflüchtigt – der Netzbetreiber hat die Anschlusszusage über 270 MW zurückgezogen. Sofern sie nicht auf Drop-in-Fuels setzen, müssten Reedereien zudem in neue Schiffe investieren. Ilkka Rytkölä von der finnischen Werft Meyer Turku beschreibt die Kundenreaktion: „Der Bedarf schien da zu sein. Doch als sie den Preis hörten, war der Bedarf plötzlich nicht mehr da“.
Ähnlich wie Lindvall von Blastr Green Steel sieht auch Økland die Endkunden als wichtige Verbündete. Umweltfreundliche Logistik sei ein gutes Marketinginstrument. Und auch in der Kreuzfahrtindustrie sieht sie einen wichtigen Kundenkreis, vor allem, wenn es um die Zufahrt zu sensiblen Bereichen wie den norwegischen Fjorden geht. Auch die öffentliche Hand könne ein guter Partner für erste Demoprojekte sein – so zum Beispiel mit der Wasserstofffähre, die ab 2026 im Linienbetrieb zu den Lofoten fahren soll. Die Politik spielt laut Økland nicht nur als Unterstützung eine große Rolle, sondern in jüngster Zeit auch als aktive Bremse. Als die Schifffahrtsorganisation IMO im vorigen Frühjahr ein Klimaziel etablieren wollte, hätten mehrere Länder dieses erst auf Druck der USA blockiert. „Es war sehr gute Arbeit des IMO-Sekretariats, dass dann noch eine Vereinbarung zustande kam“, sagt sie.
Luftverkehr unter Kostendruck
Knallhart und direkt schlägt der Kostendruck im Flugverkehr zu. Kaum jemand bucht einen Flug, ohne mindestens eine Preisvergleichsmaschine angeworfen zu haben. Entsprechend knapp sind die Margen in der Branche. Laut Antti-Mikael Kaljunen, beim Branchenverband IATA für Nachhaltigkeitsthemen zuständig, rechnet der Sektor für 2026 mit einer Gewinnmarge von 3,9 Prozent im Schnitt. Um die Luftfahrt bis 2050 bilanziell klimaneutral zu machen, gibt es finanziell daher wenig Spielraum. Den Löwenanteil sollen technologisch die Sustainable Aviation Fuels (SAF) mit 65 Prozent beisteuern. Der Rest soll vor allem durch CO2-Abscheidung und Kompensation (19 Prozent) sowie neue Technologien wie Wasserstoff und Elektroflugzeuge eingespart werden – doch das dürfte noch eine Weile dauern. Die Auftragsbücher der großen Flugzeugbauer seien für das nächste Jahrzehnt gefüllt. Bis Flugzeuge mit komplett neuen Antriebskonzepten abheben könnten, werde es etwa 30 Jahre dauern, heißt es.
Bisherige Produktionszahlen von SAF sind bescheiden, mit 2,4 Millionen Tonnen rechnet der Verband für 2026 (2025: 1,9 Mio. t). Diese werden fast vollständig aus Biomasse hergestellt, oft alte Speisefette, aber auch Alkohol aus Mais und Zuckerrüben. Ihr Anteil liegt in Summe bei weniger als einem Prozent der Flugkraftstoffe. Die Krux an den Bio-SAF sind die limitierten Rohstoffe. Daher gehen Rechnungen davon aus, dass bis 2050 rund 176 Millionen Tonnen E-SAF produziert werden müssen. Wächst der Flugverkehr wie erwartet, werden E- und Bio-SAF allerdings immer noch nicht reichen, um den Bedarf zu decken. Die Kosten für die E-SAF lägen zudem beim Zwölffachen der fossilen Kraftstoffe – das muss sich bei der Skalierung noch drastisch ändern. Im Gegensatz zum Stahl beim Auto sind die Spritpreise für die Fluggesellschaften auch keine Nebenbaustelle. Sie machen laut Zita Baranova von Air Baltic etwa 30 Prozent der Kosten aus.
Jeremiah Dutton, EIT Inno Energy, betont die Bedeutung von sicheren Rahmenbedingungen, auch für die Finanzierung. „Die Sicherheit der Rendite ist wichtig.“ Eine Option seien Contracts for Difference. Auch ein kleiner verpflichtender SAF-Anteil würde helfen für die Abnahme. Ohne sichere Rahmenbedingungen und kalkulierbare Renditen werde es keine Finanzierung geben. Und Kaljunen schlägt vor, die nötigen Fördermittel bei Subventionen für fossile Brennstoffe einzusparen. „Verwendet dieses Geld sinnvoller“, sagt er.
Wasserstoff aus kleinen Panels
Man hätte die Konferenz nach diesen Diskussionen mit einem flauen Gefühl verlassen können. Doch am Ende gab es noch etwas Greifbares zu sehen: Ein Modul, das Wasserstoff direkt aus Sonnenlicht erzeugt, entwickelt von einem jungen Start-up aus Oulu. Das Modul, das vom Team auf die Bühne gefahren wird, ist ähnlich groß wie ein Solarpanel. Darin spaltet Sonnenlicht das enthaltene Wasser photokatalytisch, ganz ohne Stromzufuhr. Auf der Bühne sieht man in dem Modul die kleinen Gasbläschen aufsteigen.
Die Erprobung im Freiland auf den kanarischen Inseln steht noch bevor, ebenso der Aufbau einer Produktion oder gar eines wirtschaftlichen Use Cases. Aber immerhin bringt Zun H – gesprochen „Sun Age“ – die Aufbruchstimmung zurück auf die Bühne.
© Eva Augsten
