Erdölraffinerie-Wasserstoffmarkt Größe und Anteil 2026-2035

Marktgröße des Wasserstoffs in Erdölraffinerien

Der globale Markt für Wasserstoff in Erdölraffinerien wurde 2025 auf 148,7 Mrd. USD geschätzt. Dies wird durch die Position des Raffineriesektors als größter industrieller Verbraucher von Wasserstoff gestützt, wobei die weltweite Wasserstoffnachfrage in der Raffination 2023 43 Mt erreichte und bis 2024 und 2025 weiter wächst. Der Markt soll bis 2035 auf 257,9 Mrd. USD anwachsen und im Zeitraum 2026–2035 mit einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 5,7 % expandieren. Ein Zwischenwert von 156,2 Mrd. USD wird für 2026 erwartet. Diese Wachstumsprognose basiert auf dem neuesten Bericht von Global Market Insights Inc.

wird durch strengere Kraftstoffqualitätsstandards und Raffinerie-Kapazitätserweiterungen in der Asien-Pazifik-Region und im Nahen Osten gestützt. Langfristig führt eine Verschiebung hin zu kohlenstoffarmem Wasserstoff – einschließlich blauem Wasserstoff mit CCS und elektrolytischem grünem Wasserstoff – zu einer schrittweisen Neugestaltung der Produktionskosten entlang der Wertschöpfungskette.

Hohe Kapital- und Produktionskosten

Die Kapitalintensität bleibt ein zentrales Hindernis und trägt etwa 25 % zur Unterdrückung der CAGR bei. SMR-Anlagen emittieren durchschnittlich 9–12 Tonnen CO₂ pro Tonne produziertem Wasserstoff – eine Belastung, die durch CO₂-Bepreisung in Europa und Kanada zunehmend in die Projektwirtschaftlichkeit einfließt. Blauer Wasserstoff durch ATR mit CCS erfordert Kapitalinvestitionen in Höhe von mehreren hundert Millionen bis mehreren Milliarden Dollar, wobei die Projektwirtschaftlichkeit weiterhin von politischen Fördermechanismen abhängt.

Infrastruktur- & Versorgungsengpässe

Die physische Wasserstoffinfrastruktur – Pipelines, Speicher, Reinigungsterminals und Netzanschlüsse für die Elektrolyse – ist im Vergleich zum Nachfragewachstum unterentwickelt und unterdrückt damit etwa 20 % der potenziellen CAGR. Neue Abnahmevereinbarungen für emissionsarmen Wasserstoff beliefen sich 2024 auf nur 1,7 Mtpa (unterzeichnet), gegenüber 2,4 Mtpa im Jahr 2023, wobei nur 20 % davon verbindliche Vereinbarungen darstellen – ein Zeichen für die Lücke zwischen Pipeline-Ambitionen und bankfähigen Infrastrukturverpflichtungen. Handelsmärkte für Wasserstoff hängen von industriellen Gaspipelines ab, die auf etablierte Cluster konzentriert sind, sodass Raffinerien außerhalb dieser Netzwerke auf eigene Produktionsanlagen angewiesen sind.

Markttrends im Wasserstoffbereich der Erdölraffinerien

Wandel hin zu grünem & kohlenstoffarmem Wasserstoff

Der bedeutendste strukturelle Trend, der diesen Markt prägt, ist der regulatorisch und kommerziell getriebene Übergang von ungemindertem grauem Wasserstoff zu kohlenstoffarmen Produktionsmethoden. Auf Projektebene erhielt Galp im Mai 2026 die Umwelt- und Kapitalgenehmigung für eine 240-Millionen-Euro-Anlage für grünen Wasserstoff in seiner Raffinerie in Sines (Portugal), die 100 MW alkalische Elektrolyse in zehn Modulen einsetzt und eine jährliche Produktion von 15.000 Tonnen erwarten lässt – das größte einzelne Projekt für grünen Wasserstoff in Europa bei Inbetriebnahme. Gleichzeitig hatte TotalEnergies bis zum ersten Quartal 2026 mehr als 200.000 Tonnen pro Jahr an kohlenstoffarmem Wasserstoff für seine europäischen Raffinerieaktivitäten vertraglich gesichert.

Jenseits Europas erreichte Chinas Kapazität zur Produktion von grünem Wasserstoff 1,2 Mt im Jahr 2025 – fast die Hälfte der weltweiten Gesamtmenge – angetrieben durch die großflächige Elektrolyse von Sinopec an seiner Anlage in Kuqa, Xinjiang. China macht etwa 65 % der weltweit installierten Wasserelektrolyse-Kapazität aus. In unserer H1-2026-Umfrage unter 280 Einkaufs- und Betriebsverantwortlichen von Raffinerien in 14 Ländern berichteten 58 %, dass sie entweder einen Vertrag für die Versorgung mit kohlenstoffarmem Wasserstoff abgeschlossen oder die finalen Verhandlungen dazu aufgenommen hatten – ein Anstieg gegenüber 31 % vor 24 Monaten.

Der Trend spaltet sich entlang technologischer Linien auf: Märkte mit starken erneuerbaren Energieressourcen und CO₂-Bepreisung priorisieren grünen Wasserstoff, während Regionen mit kostengünstiger Gasversorgung und geeigneter Geologie – die Golfküste der USA, der Mittlere Osten und der Nordsee-Korridor im Vereinigten Königreich – blauen Wasserstoff mit CCS als bevorzugtem kurzfristigen Dekarbonisierungspfad vorantreiben.

Steigende Wasserstoffnachfrage in der Hydrierverarbeitung

Die Wasserstoffnachfrage in Raffinerien wird durch die weltweite Verbreitung von Hydrierverarbeitungskapazität verstärkt, getrieben sowohl durch strengere Kraftstoffspezifikationen als auch durch die zunehmende Schwere der verarbeiteten Rohölsorten in Wachstumsmärkten. Indiens Bharat-Stage-VI-Standard (entspricht Euro 6) hat das Land zu einem der wasserstoffintensivsten Raffinerieländer der Welt gemacht, wobei der indische Raffineriesektor insgesamt etwa 6,5 Millionen Tonnen Wasserstoff pro Jahr verbraucht – hauptsächlich in Form von grauen Wasserstoff aus Dampfreformierung.

Fortschritte bei der Effizienzsteigerung der Hydrierbehandlung – darunter neu gestaltete Reaktorkonfigurationen, verbesserte Wasserstoff-Öl-Mischsysteme und Upgrades im Wasserstoff-Recycling-Management – erhöhen die Wasserstoffnutzung pro Einheit. Allerdings übersteigen die Ausweitungen des Durchsatzes die Effizienzgewinne mehr als auszugleichen.^{[5]Erdölverarbeitung, hydrocarbonprocessing.com} Die Wasserstoffnachfrage des Raffineriesektors stieg 2023 deutlich an, wobei das Wachstum vor allem in China (+0,9 Mt) und im Mittleren Osten (+0,5 Mt) konzentriert war, während die OECD-Märkte weitgehend stabil blieben – eine Entwicklung, die direkt die regionale CAGR-Zusammensetzung widerspiegelt.

Der zugrundeliegende Treiber ist strukturell bedingt: Da Raffinerien in Wachstumsmärkten von leichten, schwefelarmen Rohölen zu schwereren, schwefelreicheren Rohstoffen wechseln, um die Inputkosten zu optimieren, steigt der Wasserstoffverbrauch pro Barrel deutlich an. Raffinerien, die in Indien, China und dem Mittleren Osten neue Hydrocracking-Einheiten in Betrieb nehmen, planen Wasserstoffbedarfswerte, die deutlich über den OECD-Durchschnittswerten liegen – bedingt durch die schwereren Rohölsorten und höheren Produktqualitätsziele in den jeweiligen Projektspezifikationen.

Modernisierung und Kapazitätsausbau von Raffinerien

Die weltweite Raffineriekapazität unterliegt einer deutlichen geografischen Umverteilung, wobei Nettozuwächse vor allem im asiatisch-pazifischen Raum und im Mittleren Osten konzentriert sind, während OECD-Märkte ihre Kapazitäten im Zuge der Spitzenlastdynamik bei traditionellen Kraftstoffen rationalisieren. Jede großangelegte Raffinerieneuplanung führt zu einem proportionalen Anstieg der Wasserstoffnachfrage: Ein integriertes Raffinerie-Petrochemie-Komplex mit 400.000 b/d benötigt typischerweise zwischen 150.000 und 250.000 Nm³/Stunde Wasserstoffversorgung.

Im Mittleren Osten werden Modernisierungsprogramme bestehender Komplexe durch Integration von Petrochemie-Koproduktion, Energieeffizienzsteigerungen durch Wasserstoffrückgewinnung und den Übergang zu kohlenstoffärmeren Kraftstoffen die Betriebsdauer verlängern. Saudi Aramcos Jafurah-Feld für unkonventionelles Gas, das bis 2030 eine Produktion von 2 Milliarden Standardkubikfuß pro Tag anstrebt, ist speziell darauf ausgelegt, die inländische Raffinerie-Wasserstoffversorgungskette und die aufstrebende Exportinfrastruktur für blauen Wasserstoff des Königreichs zu speisen.

Analyse des Wasserstoffmarkts für Erdölraffinerien

Nach Typ

Grauer Wasserstoff

Grauer Wasserstoff hielt 2025 einen Anteil von 77,6 % am Wasserstoffmarkt aus Erdölraffinerien, gestützt durch den etablierten Kostenvorteil der Dampfreformierung von Methan (SMR) aus Erdgas zu einem Preis von 1–3 USD pro Kilogramm. SMR-Anlagen sind in Raffinerieprozesse auf industrieller Ebene in allen wichtigen Produktionsregionen integriert: Die Wasserstoffanlage von Air Liquide Engineering & Construction in Yanbu, Saudi-Arabien, betreibt zwei weltweit führende SMR-Einheiten mit einer Gesamtkapazität von 340.000 Nm³/Stunde und versorgt hauptsächlich den Raffineriekomplex direkt vor Ort.

Trotz seiner dominierenden Position spiegelt die CAGR von 3,2 % für grauen Wasserstoff eine Technologie wider, die sich in Hochlohnmärkten der Sättigung nähert, wo CO₂-Bepreisungsmechanismen seine Wirtschaftlichkeit mindern. Europäische CO₂-Preise und Kanadas CO₂-Steuer erhöhen schrittweise die effektiven Kosten ungemilderter SMR-Prozesse, während die EU-Red-III-Vorgaben für RFNBO die Marktanteile in europäischen Raffinerieanwendungen direkt begrenzen. Die Kompression des Marktanteils in diesem Segment über den Prognosezeitraum spiegelt das schnellere Wachstum blauer und grüner Alternativen wider, nicht eine absolute Schrumpfung der Nachfrage nach grauem Wasserstoff.

Blauer Wasserstoff

Blauer Wasserstoff nimmt 2025 einen Marktanteil von 8,7 % ein und verzeichnet mit einer CAGR von 9,1 % das zweitstärkste Wachstum unter den drei Typsegmenten. Die geplante Anlage von ExxonMobil für kohlenstoffarmen Wasserstoff in Baytown, Texas, soll täglich 1 Milliarde Kubikfuß kohlenstoffarmen Wasserstoffs durch autotherme Reformierung produzieren, wobei über 98 % des anfallenden CO₂ abgeschieden und jährlich 7 Millionen Tonnen erfasst werden sollen. Die Inbetriebnahme ist für 2027–2028 geplant und wird die weltweit größte Anlage für kohlenstoffarmen Wasserstoff sein.^{[6]U.S. Department of Energy, energy.gov}

Das britische Projekt H2Teesside hat die finale Investitionsentscheidung für seine erste Phase getroffen, und der Bau soll bis 2027–2028 die Wasserstoffproduktion unterstützen, gestützt auf die CCS-Infrastruktur des East Coast Cluster. Das Wachstum von blauem Wasserstoff konzentriert sich regional auf Märkte mit geeigneter CO₂-Speichergeologie, starker industrieller Wärmenachfrage und etablierter Erdgasinfrastruktur – wie die US-Golfküste, das Nordsee-Becken, die Arabische Halbinsel und Teile Australiens.

Grüner Wasserstoff

Grüner Wasserstoff macht 2025 einen Marktanteil von 13,7 % aus und verzeichnet mit einer CAGR von 12,7 % das schnellste Wachstum unter den Typsegmenten, angetrieben durch die Kombination aus regulatorischen Vorgaben, sinkenden Elektrolyseur-Kosten und strategischen Investitionen von Industriegasunternehmen und Ölkonzernen. Die Produktionskosten liegen derzeit bei 6–7 USD pro Kilogramm, sollen aber bis 2030 in Regionen mit Zugang zu günstigem Ökostrom auf etwa 2,5 USD pro Kilogramm sinken – eine Reduktion um rund 60 %, die die Wettbewerbsfähigkeit grundlegend verändern wird.

Auf Infrastrukturseite verbindet das 200-MW-Projekt „Elygator“ von Air Liquide im Hafen von Rotterdam, bei dem 2025 die ersten Elektrolyseure geliefert wurden und eine Inbetriebnahme für 2027 geplant ist, die Pipeline mit der Raffinerie von TotalEnergies in Antwerpen. Dies schafft ein replizierbares Modell für die Versorgung mit grünem Wasserstoff im Raffineriemaßstab.

Nach Liefermodus

Die captive Wasserstoffproduktion beansprucht 74,7 % des Wasserstoffmarkts für Erdölraffinerien im Jahr 2025, was die betrieblichen und versorgungssicherheitsbezogenen Präferenzen großer integrierter Raffineriebetreiber widerspiegelt. Vor-Ort-SMR-Anlagen, die auf individuelle Raffinerienachfrageprofile kalibriert sind und oft mit der Rückgewinnung von Abgas aus Rohöldestillationseinheiten integriert sind, bleiben für Raffinerien mit wettbewerbsfähigen Rohstoffgaspreisen die kostengünstigste Versorgungsoption. Große staatliche Ölkonzerne wie IOCL, PetroChina, Sinopec und Saudi Aramco betreiben captive Wasserstoffnetzwerke, die mehrere Raffineriestandorte umfassen und durch interne Pipelinekorridore verbunden sind, wodurch ein Lastausgleich zwischen den Prozessanlagen ermöglicht wird.

Mit der Beschleunigung der Investitionen in grünen Wasserstoff werden vor-Ort-Elektrolyseure zu einer neuen Modalität innerhalb der Captive-Kategorie. Galp's Elektrolyseur in Sines und IOCLs Anlage in Panipat stellen beide eine hauseigene Produktion von erneuerbarem Wasserstoff dar, die direkt in Raffinerieprozesse integriert ist – ein hybrides Captive-Erneuerbare-Modell, das die Vorteile der Versorgungssicherheit beibehält und gleichzeitig regulatorische Vorgaben erfüllt. Die jährliche Wachstumsrate (CAGR) des Captive-Segments von 4,6 %, die unter dem Marktdurchschnitt von 5,7 % liegt, spiegelt seine hohe Basis und das gemessene Tempo der Neuinvestitionen in captive Kapazitäten wider.

Handelswasserstoff

Das Handelswasserstoffsegment, das 2025 25,3 % des Marktes ausmacht, verzeichnet mit einer jährlichen Wachstumsrate von 8,5 % das schnellste Wachstum aller Liefermodi. Dies wird durch die Expansion der Pipelinenetze der Industriegasunternehmen in große Raffineriecluster und das Entstehen langfristiger Liefervereinbarungen für kohlenstoffarmen Wasserstoff vorangetrieben. Führungskräfte der Lieferkette, die in großen europäischen und asiatischen Raffineriebetrieben befragt wurden, gaben an, dass 54 % aktiv die Verlagerung von 15–30 % der aktuellen Captive-Grauwasserstoffmengen zu Handelsanbietern für kohlenstoffarmen Wasserstoff bis 2028 prüfen – eine Neuausrichtung, die den adressierbaren Markt für Air Liquide, Linde, Air Products und die Messer Group deutlich erweitern würde.

Die geografische Konzentration der Handelsinfrastruktur in Nordwesteuropa und an der US-Golfküste begrenzt weiterhin die Marktdurchdringung in Lateinamerika, dem Nahen Osten und Südostasien. In diesen Märkten zwingt das Fehlen von Wasserstoff-Pipelinenetzen Raffinerien, zwischen kostspieligen Erweiterungen der Captive-Kapazität und teurerem flüssigem Wasserstoff oder Lieferungen per Druckgasbehälter zu wählen. Infrastrukturinvestitionen wie das Pipelinenetz von Air Products in den Industriekorridoren Saudi-Arabiens und die Planung neuer Wasserstoff-Pipelines in den Raffinerieclustern an der Westküste Indiens stellen frühe Anzeichen für die Entwicklung des Handelsmarktes dar.

Nach Regionen

Nordamerikanischer Markt für Wasserstoff in Erdölraffinerien

Nordamerika machte 2025 11,2 % des globalen Marktes für Wasserstoff in Erdölraffinerien aus und verzeichnete eine jährliche Wachstumsrate von 4,5 %, was auf eine ausgereifte Raffinerieflotte hindeutet, die einer selektiven Modernisierung statt einer Nettokapazitätserweiterung unterliegt. Die Vereinigten Staaten produzieren jährlich etwa 10 Millionen metrische Tonnen Wasserstoff, wobei der Großteil in den Raffinerie- und Ammoniakproduktionsindustrien entlang des Industriekorridors der Golfküste verbraucht wird.

CF Industries treibt sein Blue Point-Projekt in Louisiana voran – ein 3,7–4 Mrd. USD teures Projekt für kohlenstoffarmen Ammoniak und blauen Wasserstoff, das die autotherme Reformierung und CO₂-Abscheidung nutzt und jährlich 2,3 Millionen metrische Tonnen CO₂ erfassen soll. Die Bauarbeiten sollen 2025 anlaufen und die kommerzielle Produktion ist für 2029 geplant. Kanadas nationale Wasserstoffstrategie sieht das Land bis Anfang der 2030er Jahre als bedeutenden Exporteur von kohlenstoffarmem Wasserstoff vor, wobei die für CO₂-Abscheidung günstige Geologie Albertas blauen Wasserstoff zum kommerziell tragfähigsten kurzfristigen Weg für inländische Raffinerien macht.

Europäischer Markt für Wasserstoff in Erdölraffinerien

Europa hielt 2025 einen Anteil von 16,7 % am globalen Wasserstoffmarkt für Erdölraffinerien und wächst mit einer jährlichen Wachstumsrate von 4,8 %, wobei die Marktentwicklung durch die EU-Richtlinie RED III und die industriellen Dekarbonisierungsziele der Region geprägt wird. Die Niederlande nehmen eine Schlüsselposition in der europäischen Wasserstofflandschaft ein: Der Hafen von Rotterdam beherbergt die fortschrittlichste Wasserstoffversorgungsinfrastruktur des Kontinents, wobei das Projekt „Shell’s Holland Hydrogen 1“ Anfang 2026 an die niederländische nationale Wasserstoff-Pipeline angeschlossen wird.

Deutschland, Frankreich, Italien und das Vereinigte Königreich beherbergen jeweils bedeutende Wasserstoffverbraucher in Raffinerien, die mit nationalen Wasserstoffstrategien im Einklang stehen, die eine schrittweise Verdrängung von fossilem Wasserstoff vorschreiben. Repsols genehmigter Elektrolyseur in der Raffinerie Cartagena in Spanien – eine Investition von über 300 Millionen Euro mit einem Inbetriebnahmeziel 2029 und der IPCEI-Anerkennung durch die Europäische Kommission – unterstreicht den Wandel der Region von politischen Verpflichtungen hin zu kapitalgebundenen Umsetzungen. Europäische Raffinerien werden bis 2030 etwa 0,5 Millionen Tonnen grünen Wasserstoffs pro Jahr benötigen, um die RED-III-Verpflichtungen zu erfüllen.

Asien-Pazifik-Wasserstoffmarkt für Erdölraffinerien

Asien-Pazifik dominiert 2025 mit einem Anteil von 61,7 % und einer jährlichen Wachstumsrate von 6 %, angetrieben durch die Rolle der Region als größter Raffineriekapazitätsstandort weltweit und als Zentrum für die Einführung neuer Wasserstoffproduktionstechnologien. China verfügt über etwa 65 % der globalen installierten Wasserelektrolyse-Kapazität, wobei Sinopecs Anlage in Kuqa, Xinjiang, die erste großtechnische kommerzielle Elektrolyse-Wasserstoffanlage des Landes ist und jährlich 20.000 Tonnen produziert.

Japan treibt die Entwicklung von blauem Wasserstoff durch INPEX’ Demonstrationsprojekt in Kashiwazaki, Präfektur Niigata, voran, das im Juni 2025 gestartet wurde – Japans erster vollständig integrierter Test der Wertschöpfungskette von der Wasserstoffproduktion bis zur Nutzung unter Verwendung von inländischem Erdgas mit CO₂-Abscheidung und -Speicherung (CCUS).

Naher Osten & Afrika-Wasserstoffmarkt für Erdölraffinerien

Die Region Naher Osten & Afrika hielt 2025 einen Marktanteil von 6,9 % und verzeichnet ein Wachstum von 5,9 % pro Jahr – über dem globalen Durchschnitt – gestützt auf Saudi-Arabiens ehrgeiziges Investitionsprogramm für blauen Wasserstoff und die Raffinerieausbaupläne der VAE, Katars und Kuwaits.

Die VAE betreiben mit ADNOC einen Raffinerie- und Petrochemiekomplex in Ruwais mit einer Gesamtkapazität von über 900.000 Barrel pro Tag, wobei die Wasserstoffstrategie fest in die Netto-Null-2050-Verpflichtung eingebettet ist. Die Kuwait Petroleum Corporation führt ein nationales Modernisierungsprogramm für Raffinerien im Komplex Al-Ahmadi durch und erhöht damit die Nachfrage nach eigenem Wasserstoff durch den Ausbau der Hydrocracking-Kapazität.

Lateinamerika-Wasserstoffmarkt für Erdölraffinerien

Lateinamerika repräsentierte 2025 3,5 % des globalen Wasserstoffmarkts für Erdölraffinerien, verzeichnete jedoch mit einer jährlichen Wachstumsrate von 7,7 % das schnellste Wachstum weltweit. Dies spiegelt sowohl die noch unzureichende Infrastruktur für kohlenstoffarmen Wasserstoff als auch die durch politische Maßnahmen gestützten Investitionszusagen in Brasilien, Chile und Argentinien wider. Brasilien verabschiedete 2025 ein bundesweites Wasserstoffgesetz, das Steuerbefreiungen für Wasserstoffprojekte einführt, wobei sich das Entwicklungsportfolio nun auf über 140 Projekte beläuft – die überwiegende Mehrheit davon zielt auf grünen Wasserstoff ab und nutzt die hervorragenden Wind- und Solarressourcen des Landes.

Petrobras treibt den Bau einer Pilotanlage in der Raffinerie Replan in São Paulo voran, die alkalische und PEM-Elektrolyseur-Technologien kombiniert und über ein Budget von 90 Millionen US-Dollar in Zusammenarbeit mit dem SENAI-Institut für Innovation in erneuerbaren Energien verfügt.

Marktanteil im Wasserstoffbereich der Erdölraffinerien

Der globale Markt für Wasserstoff in Erdölraffinerien zeigt eine moderate Konsolidierung, wobei die fünf größten Akteure Saudi Aramco, Sinopec, ExxonMobil Corporation, Air Liquide S.A. und IOCL zusammen etwa 40 % des Marktanteils im Jahr 2025 halten. Saudi Aramco führt den Markt mit einem Anteil von 12,5 % an, eine Position, die durch die beispiellose Skalierung seiner integrierten Upstream- bis Downstream-Betriebe in Saudi-Arabien und seine wachsende Präsenz in der Infrastruktur für kohlenstoffarmen Wasserstoff gestützt wird, insbesondere durch den Erwerb einer 50 %-Beteiligung an der Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG) in Jubail.

Die Plätze zwei und drei belegen Sinopec und ExxonMobil, was die Dominanz von groß angelegten staatlichen Ölunternehmen und integrierten Majors in wasserstoffintensiven Raffinerie-Betrieben weltweit widerspiegelt. In unserem Q4-2025-Expertenpanel mit 12 leitenden Wasserstoffstrategie-Exekutiven aus acht großen raffineriebesitzenden Unternehmen bestätigten alle 12, dass sich der Wettbewerbsvorteil im nächsten Jahrzehnt weniger durch die reine Produktionskapazität als vielmehr durch den Zugang zu kostengünstigem, politisch gefördertem und dekarbonisiertem Wasserstoffangebot entscheiden wird.

Die Wettbewerbslandschaft im Jahr 2025 spaltet sich in Unternehmen, die aktiv kohlenstoffarme Wasserstoffpfade integrieren, und solche, die konventionelle graue Wasserstoffversorgungsketten aufrechterhalten und dabei Übergangsfristen evaluieren. Industriegasunternehmen wie Air Liquide, Linde und Air Products nehmen zunehmend eine strategische Zwischenposition ein und bauen eine an Pipelines angeschlossene Infrastruktur für kohlenstoffarmen Wasserstoff in der Nähe großer Raffineriecluster auf, wobei sie sich durch langfristige Abnahmeverträge für 15–20 Jahre an Lieferbeziehungen binden.

Fusionen und Übernahmen (M&A) gestalten die Wettbewerbslandschaft aktiv um. Der 2024 von Saudi Aramco getätigte Erwerb einer 50 %-Beteiligung an BHIG von Air Products Qudra sicherte die Wasserstoffversorgung für Aramcos Raffinerien und schuf einen kommerziellen Brückenkopf im aufkommenden kohlenstoffarmen Wasserstoffnetz des Königreichs. Eine genauere Betrachtung der jüngsten Transaktionen offenbart eine gemeinsame strategische Logik: Marktführer nutzen M&A und Joint Development Agreements nicht nur, um Kapazitäten zu erhöhen, sondern um sich strukturell entlang der aufkommenden Wertschöpfungskette für kohlenstoffarmen Wasserstoff neu zu positionieren – noch vor regulatorischen und kostenseitigen Wendepunkten.

Unternehmen im Wasserstoffbereich der Erdölraffinerien

Hauptakteure im Markt für Wasserstoff in Erdölraffinerien sind: ADNOC, Air Liquide S.A., Air Products and Chemicals, Inc., BP plc, Chevron Corporation, China Petroleum & Chemical Corp., Equinor ASA, ExxonMobil Corporation, Indian Oil Corporation Ltd (IOCL), Kuwait Petroleum Corporation, Linde plc, Messer Group GmbH, Petrobras, PetroChina Company Ltd, Reliance Industries Ltd, Rosneft Oil Company, Saudi Aramco, Shell plc, Taiyo Nippon Sanso Corporation und TotalEnergies SE.

ADNOC betreibt einen der größten integrierten Raffinerie-Petrochemie-Komplexe im Nahen Osten, der sich um das Raffineriekomplex Ruwais in Abu Dhabi konzentriert. Das Unternehmen hat die Entwicklung seiner Wasserstoffstrategie in sein Netto-Null-2050-Ziel eingebettet und bewertet aktiv sowohl die Produktion von blauem Wasserstoff unter Nutzung der unterirdischen CO₂-Speicherressourcen der VAE als auch grünen Wasserstoff aus solarbetriebenen Elektrolyseverfahren, die mit dem Ziel des Landes von 44 GW erneuerbarer Energien bis 2050 im Einklang stehen.

Air Liquide

betreibt weltweit über 40 Wasserstoffproduktionsanlagen und verwaltet umfangreiche Wasserstoff-Pipelinenetze in wichtigen Raffinerieclustern, darunter die US-Golfküste, Nordwesteuropa und den Nahen Osten. Die Elygator-Projekte des Unternehmens im Hafen von Rotterdam, bei dem die ersten Elektrolyseure 2025 geliefert werden, sowie das 200-MW-Projekt Normand'Hy in der Normandie sind führende Verpflichtungen zur Versorgung mit grünem Wasserstoff, die darauf abzielen, grauen Wasserstoff in den Raffinerieanlagen von TotalEnergies in Antwerpen und der Normandie zu ersetzen.

Air Products hält strategische Wasserstoffversorgungsanlagen für Raffineriekunden weltweit vor, darunter das Joint Venture Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG) in Jubail, Saudi-Arabien, an dem Saudi Aramco 2024 eine 50%-Beteiligung erwarb und Wasserstoff sowie Stickstoff an Raffineriekunden in der östlichen Provinz des Königreichs liefert. Das Unternehmen treibt den NEOM-Grünwasserstoffkomplex in Saudi-Arabien voran, der täglich 600 Tonnen erneuerbaren Wasserstoff mit 4 GW kombinierter Solar- und Windkraft produzieren soll, wobei die schrittweise Inbetriebnahme ab 2026 beginnt.

BP treibt das Projekt H2Teesside im Vereinigten Königreich voran, das für seine erste Phase die endgültige Investitionsentscheidung getroffen hat und bis 2027–2028 den Bau einer Wasserstoffproduktion aus Erdgas mit CCS vorantreibt und industrielle Kunden im Industriecluster Teesside versorgt. Das Projekt ist kommerziell mit der CCS-Transport- und Speicherinfrastruktur des East Coast Cluster verbunden, was die Abhängigkeit zwischen der Produktion von blauem Wasserstoff und der dedizierten CO₂-Speicherinfrastruktur verdeutlicht.

Chevron integriert die Eigenversorgung mit Wasserstoff in sein US-Raffinerienetzwerk, mit bedeutenden Wasserstoffanlagen in Richmond, Kalifornien, und El Segundo, Kalifornien, die den strengen Verpflichtungen des kalifornischen Low Carbon Fuel Standard nachkommen. Das Unternehmen bewertet Übergänge zu kohlenstoffarmem Wasserstoff, darunter blauer Wasserstoff mit CCS für die US-Westküste, wo die Kombination aus kalifornischer CO₂-Bepreisung und dem 45V-Steuergutschrift des IRA bedeutende politische Anreize für Investitionen schafft.

Sinopec ist Chinas führender Raffineriebetreiber und verbraucht in großem Umfang Wasserstoff für das Hydrocracking und die Entschwefelung in einem Netzwerk von über 20 Raffinerien, was es zu einem der größten Einzelverbraucher von Wasserstoff in Asien macht. Das Unternehmen hat Chinas erstes großtechnisches elektrolytisches Wasserstoffprojekt in Kuqa, Xinjiang, eine Anlage mit 20.000 Tonnen pro Jahr, in Betrieb genommen und betreibt weiterhin mehrere Demonstrations- und kommerzielle Projekte, die grünen Wasserstoff in Raffinerierohstoffströme integrieren.

Equinor treibt Wasserstoffstrategien voran, die auf Norwegens Erdgasreserven und die CCS-Infrastruktur der Nordsee ausgerichtet sind, wobei die CO₂-Speicheranlage Sleipner zu den weltweit am längsten betriebenen Offshore-Kohlendioxidspeicheranlagen gehört und bewährte geologische Speicherkapazitäten für die potenzielle Produktion von blauem Wasserstoff bietet. Equinor beteiligt sich an der HyDeal Ambition, einer europäischen Initiative zur Versorgung industrieller Kunden mit grünem Wasserstoff, und bewertet die Integration von Wasserstoff in seine Raffinerie Mongstad in Norwegen.

ExxonMobil nimmt eine zentrale Position im globalen Wasserstoffmarkt durch seine geplante Wasserstoffanlage in Baytown, Texas, ein, die als weltweit größte Anlage mit einer Produktion von 1 Milliarde Kubikfuß pro Tag und einer CO₂-Abscheidung von über 98 % durch autotherme Reformierung geplant ist, sowie durch strategische Joint Ventures mit Air Liquide und Aramco.

IOCL ist Indiens größtes Unternehmen im downstream-Bereich der Ölindustrie und einer der wichtigsten Raffinerie-Wasserstoffverbraucher in Asien. Es betreibt Wasserstoffnetzwerke in 11 Raffinerien mit einer Gesamtkapazität von über 80 MMTPA.

Das Unternehmen baut Indiens größte grüne Wasserstoffanlage an seiner Raffinerie in Panipat mit dem Ziel, bis 2027 jährlich 10.000 Tonnen zu produzieren und damit ein kommerzielles Vorbild für die Integration von grünem Wasserstoff in südasiatischen Raffinerieprozessen zu schaffen. Im Rahmen der indischen Nationalen Mission für Grünen Wasserstoff ist die IOCL der Hauptabnehmer für heimisch produzierten grünen Wasserstoff.

Linde ist weltweit das größte Industriegasunternehmen nach Marktkapitalisierung und ein bedeutender Wasserstoffproduzent sowie Pipelinenetzbetreiber mit globaler Wasserstoffversorgungsinfrastruktur, die sich über die US-Golfküste, Nordwesteuropa, Südkorea und Südostasien erstreckt. Die HYCO-Anlagentechnologie des Unternehmens wird an zahlreichen Raffineriestandorten weltweit eingesetzt, und Linde entwickelt aktiv elektrolytische Wasserstoffversorgungsinfrastrukturen für Raffinerie-Dekarbonisierungsanwendungen in Europa und Asien.

Saudi Aramco ist globaler Marktführer mit einem Anteil von 12,5 % im Jahr 2025 und betreibt Wasserstoffaktivitäten, die die weltweit größten captive-grauen Wasserstoffproduktionssysteme umfassen sowie ein wachsendes Portfolio an Investitionen in kohlenstoffarme Technologien. Der im Jahr 2024 erfolgte Erwerb einer 50 %-Beteiligung an BHIG in Jubail begründet ein kommerzielles Netzwerk für blauen Wasserstoff in der Ostprovinz, während die Entwicklung des Jafurah-Gasfelds mit einem Ziel von 2 Mrd. scfd bis 2030 die langfristige Rohstoffbasis für die Skalierung des blauen Wasserstoffs des Königreichs liefert.

Nachrichten aus der Wasserstoffindustrie für Erdölraffinerien:

• Apr 2026: Petronor und H2SITE unterzeichneten eine strategische Vereinbarung zur Implementierung der proprietären Membrantrenntechnologie von H2SITE in Petronors Raffinerie im spanischen Baskenland – dies stellt die erste kommerzielle Integration fortschrittlicher Wasserstoffmembrantechnologie in einen SMR-Raffinerieprozess dar und zielt auf höhere Wasserstoffreinheit sowie verbesserte CO₂-Abscheidungsleistung ab.
• 2026: INA begann mit dem Bau seiner 60-Millionen-Euro-Anlage für die Produktion und Verteilung von grünem Wasserstoff in der Raffinerie Rijeka in Kroatien, die einen 10-MW-Elektrolyseur und ein benachbartes 11-MW-Solarkraftwerk umfasst. Die erste Wasserstoffproduktion ist für 2027 geplant und wird durch bis zu 15 Millionen Euro aus Kroatiens Nationalem Wiederaufbau- und Resilienzplan unterstützt.
• Jun 2025: INPEX nahm die Inbetriebnahme des ersten integrierten Demonstrationsprojekts für blauen Wasserstoff und Ammoniak in Kashiwazaki, Präfektur Niigata, Japan, auf – dies markiert Japans ersten vollständig integrierten Test der Wertschöpfungskette von der Wasserstoffproduktion bis zur Nutzung unter Verwendung von heimisch gefördertem Erdgas aus dem Minami-Nagaoka-Gasfeld mit CCUS-basierter CO₂-Speicherung.
• 2025: Eni und BlackRocks Global Infrastructure Partners sicherten sich 670 Millionen US-Dollar an Projektfinanzierung für das HyNet North West CCS-Cluster im Vereinigten Königreich – eine Anlage, deren CCS-Speicherinfrastruktur direkt die Produktion von blauem Wasserstoff für Raffinerie- und Industriekunden in der Liverpool-Bucht-Region ermöglicht, wobei Vertex Hydrogen als Hauptproduzent für blauen Wasserstoff bestimmt wurde.
• Dez 2024: Brasilien wählte 12 Projekte für sauberen Wasserstoff unter einer bundesweiten Initiative mit etwa 1 Mrd. US-Dollar staatlicher Unterstützung aus – Projekte, die sich auf die Produktion von erneuerbarem Wasserstoff in den Regionen Nordosten und Süden Brasiliens konzentrieren und gemeinsam die politische Grundlage für das anschließende bundesweite Wasserstoffgesetz 2025 legen.

Marktkonzentrationswert

Der globale Markt für Wasserstoff in Erdölraffinerien erreicht auf der Konzentrationsskala einen Wert von 5 von 10, was auf eine moderate Konsolidierung hinweist, bei der die fünf größten Akteure – Saudi Aramco (12,