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Europa will große Mengen grünen Wasserstoff produzieren, doch zwischen politischen Ausbauzielen und tatsächlich finanzierten Industrieprojekten klafft weiterhin eine Lücke. Hohe Investitionskosten, fehlende Abnahmeverträge und vor allem die Versorgung mit ausreichend günstigem erneuerbarem Strom erschweren vielen Projekten den Schritt zur finalen Investitionsentscheidung.
Genau an diesem Punkt setzt Sparc Hydrogen an. Das Joint Venture, an dem Sparc Technologies (ISIN: AU0000115750) und Fortescue (ISIN: AU000000FMG4) jeweils 36% und die University of Adelaide die verbleibenden 28% halten, entwickelt eine Technologie zur direkten solaren Wasserstoffproduktion. Nach Berechnungen des Unternehmens können bei einem klassischen grünen Wasserstoffprojekt rund 85 % der nivellierten Produktionskosten mit der Bereitstellung einer ausreichend verlässlichen erneuerbaren Stromversorgung zusammenhängen. Sparc Hydrogen versucht, genau diese Kostenabhängigkeit aus dem Prozess herauszunehmen.
Grüner Wasserstoff hat ein Stromproblem
Bei der klassischen Elektrolyse beginnt die Wasserstoffproduktion nicht am Elektrolyseur. Zunächst muss Strom erzeugt werden - möglichst günstig, erneuerbar und über möglichst viele Stunden im Jahr verfügbar. Photovoltaik- oder Windanlagen, Netzanschlüsse, Stromspeicher und weitere elektrische Infrastruktur werden damit zu einem Teil der Gesamtrechnung.
Sparc Hydrogen ersetzt diese Prozesskette durch Photocatalytic Water Splitting, kurz PWS. Linear-Fresnel-Spiegel konzentrieren Sonnenlicht bis auf das 30-Fache und lenken es auf einen Reaktor. Dort nutzt ein Photokatalysator beziehungsweise ein photoelektrochemisches Material die Lichtenergie unmittelbar, um Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff aufzuspalten. Elektrizität ist für die eigentliche Wasserspaltung nicht erforderlich.
Damit verschiebt Sparc auch die wichtigste wirtschaftliche Kennzahl. Bei der Elektrolyse dominieren Strompreis und Auslastung die Wirtschaftlichkeit, während bei direkter solarer Wasserstofferzeugung der Solar-to-Hydrogen-Wirkungsgrad, kurz STH, entscheidender wird. Sparc Hydrogen schätzt, dass ein STH-Wirkungsgrad zwischen 12 und 15% seine Technologie wirtschaftlich auf ein ähnliches Niveau wie einen mit Photovoltaik gekoppelten Elektrolyseur bringen könnte. Dieser Wert ist bislang ein Unternehmensziel und noch kein kommerziell belegtes Ergebnis.
Mehr als 10% sind bereits erreicht
Die technische Lücke zu diesem Ziel ist inzwischen überschaubarer geworden. Im Mai 2026 erreichten Tests mit Material von SunHydrogen (ISIN: US86738R1086) im Labor einen Solar-to-Hydrogen-Wirkungsgrad von mehr als 10%. Nun muss Sparc zeigen, dass sich solche Werte im SHARP-Pilotreaktor unter realer Sonneneinstrahlung wiederholen und über längere Zeit stabil halten lassen.
Genau darin liegt der Unterschied zwischen einem interessanten Laborwert und einer kommerziellen Technologie. Photokatalysatoren müssen nicht nur hohe Spitzenwirkungsgrade erreichen, sondern jahrelang mit Sonnenlicht, Temperaturschwankungen und wiederkehrenden Betriebszyklen zurechtkommen. Gleichzeitig müssen Reaktoren günstig genug gebaut werden, damit der eingesparte Elektrolyseur nicht durch teure neue Hardware ersetzt wird.
Sparc hat mit seiner SHARP-Pilotanlage inzwischen Technology Readiness Level 6 erreicht. Die Anlage produzierte im Dezember 2025 erstmals Wasserstoff und läuft seit ihrer Inbetriebnahme im Februar 2026 autonom während der verfügbaren Sonnenstunden. Damit befindet sich PWS nicht mehr ausschließlich im Labor, aber weiterhin deutlich vor einer großtechnischen Kommerzialisierung.
thyssenkrupp nucera zeigt, wie groß die Konkurrenz bereits baut
Die Messlatte setzt unter anderem thyssenkrupp nucera (ISIN: DE000NCA0001). Der Elektrolysespezialist liefert für Moeves Onuba-Projekt in Spanien alkalische Elektrolyseure mit insgesamt 300 MW Leistung. Das Projekt soll nach Fertigstellung rund 45.000 Tonnen grünen Wasserstoff jährlich produzieren.
Allein dieser Größenunterschied zeigt Sparcs Herausforderung. Während Sparc Hydrogen zunächst Pilotdaten sammelt und über eine nächste Demonstrationsanlage spricht, werden konventionelle Elektrolyseprojekte bereits in Hunderten Megawatt geplant. Das Onuba-Projekt erhielt seine finale Investitionsentscheidung 2026 und verdeutlicht damit zugleich, dass klassische Elektrolyse unter geeigneten wirtschaftlichen Bedingungen durchaus finanzierbar ist.
Für Sparc muss PWS deshalb langfristig mehr bieten als eine wissenschaftlich elegante Alternative. Eine kommerzielle Anlage müsste bei Gesamtkosten, Infrastrukturbedarf oder Betriebsbedingungen Vorteile besitzen, die den Reifegrad etablierter Elektrolysetechnologien kompensieren.
Yara zeigt, was 24 MW Elektrolyse in der Praxis bedeuten
Auch Yara International (ISIN: NO0010208051) liefert einen interessanten Vergleich. Im norwegischen Herøya betreibt der Düngemittelhersteller einen 24-MW-PEM-Elektrolyseur, der erneuerbaren Wasserstoff für die Ammoniakproduktion liefert. Die Anlage besitzt eine Kapazität von rund zehn Tonnen Wasserstoff pro Tag und ermöglicht eine jährliche Produktion von etwa 20.000 Tonnen erneuerbarem Ammoniak.
Das Projekt zeigt gleichzeitig, wie viele zusätzliche Komponenten hinter einem Elektrolyseur stehen. Yaras eigene Projektunterlagen nennen neben Elektrolyseur und Gleichrichter unter anderem Transformator, Wasseraufbereitung, Wasserstoffseparation, Hochspannungsinfrastruktur und weitere Anlagentechnik. Sparc Hydrogen versucht nicht, jede dieser Komponenten vollständig überflüssig zu machen, wohl aber die zentrale Strom-zu-Wasserstoff-Kette deutlich zu vereinfachen.
Eine weitere mögliche Besonderheit ist die Wasserqualität. Sparc Hydrogen erklärt, dass PWS mit weniger aufbereitetem Wasser arbeiten kann, während Elektrolyseure typischerweise hohe Anforderungen an die Wasserreinheit stellen. Auch dieser potenzielle Vorteil muss allerdings unter industriellen Bedingungen validiert werden.
Europa könnte zum entscheidenden Testmarkt werden
Sparc Hydrogen betrachtet Europa ausdrücklich als wichtigen Zielmarkt außerhalb Australiens. Das ist nachvollziehbar: Die Region versucht, bestehende Wasserstoffnachfrage in Raffinerien, Chemie, Düngemitteln und künftig teilweise Stahl auf emissionsärmere Produktion umzustellen. Gleichzeitig zeigen aktuelle Projekte, wie schwierig Wirtschaftlichkeit und Finanzierung bleiben können.
Der nächste Schritt ist deshalb entscheidend. Sparc Hydrogen spricht bereits mit Wasserstoffentwicklern, strategischen Partnern und potenziellen Abnehmern über eine größere kommerzielle Demonstrationsanlage innerhalb der kommenden zwei bis drei Jahre. Standort, Investitionssumme und Produktionskapazität stehen bislang allerdings nicht fest.
Die vielleicht spannendste Zahl bleibt deshalb zunächst 85%. Wenn Stromversorgung tatsächlich einen so großen Teil der Wirtschaftlichkeit konventionellen grünen Wasserstoffs bestimmt, adressiert Sparc Hydrogen einen zentralen Kostenblock. Ob PWS diesen Vorteil wirklich realisieren kann, entscheidet sich nun an drei Zahlen: dauerhaft mehr als 10% Wirkungsgrad, das Erreichen der angestrebten 12 bis 15% - und am Ende vor allem an den Kosten pro Kilogramm Wasserstoff.
Quellen:
EUBizNews - Sparc Hydrogen und Europa
Sparc Technologies - Annual Report und Eigentümerstruktur
thyssenkrupp nucera - 300-MW-Onuba-Projekt
Yara - Renewable Hydrogen Plant Herøya
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Sparc Technologies Limited
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ISIN: AU0000115750
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