Elektrolyseure in Windrädern

25.03.2022

Wasserstoff geht offshore

Statt per Kabel könnten Offshore-Windparks ihre Energie künftig auch per Pipeline an Land schicken: Projektpartner planen am äußersten Ende der deutschen Nordsee die Produktion von Wasserstoff. Das Projekt soll ein zentrales Problem lösen.

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Erzeugung von grünem Wasserstoff im Projekt Aquaventus in Offshore-Windparks in der Nordsee (Entenschnabel). — AquaVentus Förderverein/Jakob Martens

Offshore-Windrad mit Elektrolyseur: Die Visualisierung zeigt, wie Wasserstoff direkt auf See erzeugt werden könnte.

Von Peter Ringel

Weit draußen auf See bläst der Wind stark und stetig – ideal für die Erzeugung von Ökostrom. Doch je weiter draußen ein Offshore-Windpark steht, desto aufwendiger ist es, seinen Strom ans Festland zu bekommen. Denn dazu sind teure Hochspannungsseekabel und Konverterstationen nötig. Es gäbe allerdings eine Alternative: Statt die Energie in Form von Elektronen durch Kabel zu schicken, könnte sie in Molekülform durch Pipelines fließen, genauer gesagt: in Form von Wasserstoffmolekülen.

Das plant das Projekt Aquaventus. Dahinter stehen mehr als 90 Unternehmen und Verbände, die im äußersten Zipfel der deutschen Nordsee, dem sogenannten Entenschnabel, bis zum Jahr 2035 Windparks mit einer Leistung von zehn Gigawatt planen. Sie sollen rund 300 Kilometer vor Helgoland direkt auf See Elektrolyseure versorgen, die den Strom in grünen Wasserstoff umwandeln. So könnten jährlich rund eine Million Tonnen des Gases erzeugt werden, das für viele Sektoren unverzichtbar auf dem Weg in die Klimaneutralität ist.

Der Vorteil von Pipelines: Sie können fünfmal mehr Energie transportieren

Per Pipeline lässt sich Wasserstoff deutlich günstiger an Land bringen als Strom per Kabel. „Um Wasserstoff aus einem Zehn-Gigawatt-Windpark abzutransportieren, reicht eine Pipeline mit ungefähr einem Meter Durchmesser“, erklärt Poul Skjaerbaek von Siemens Gamesa. Für den Stromtransport wären dagegen fünf Gleichstromkabel nötig. Auch eine Kurzstudie für das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) kommt zu dem Schluss, dass es günstiger ist, Wasserstoff auf See zu erzeugen statt an Land aus Offshore-Strom, der per Kabel angelandet wird. Je größer und küstenferner ein Windpark ist, desto größer ist demnach der Kostenvorteil einer Röhre.

Die Stromerzeugung schwankt – der Elektrolyseur passt sich daran an

„Wir nutzen den Windstrom so direkt wie möglich“, erklärt Matthias Müller von Siemens Energy. Im netzunabhängigen Betrieb lasse sich das Zusammenspiel von Windrad und Elektrolyseur optimieren. Dabei setzt das Unternehmen auf die sogenannte PEM-Technologie. Die sei im Vergleich zur alkalischen Elektrolyse besser auf die variierende Stromerzeugung der Turbine auslegbar und so autarker zu betreiben, sagt Müller: „Auf See wollen wir nicht mit komplexen chemikalischen Systemen hantieren.“

Die Anlagen werden so ausgelegt, dass der Wasserstoff per Pipeline abtransportiert wird. Ideen, das Gas vor Ort in Salzkavernen, Ballons oder sogar in den Türmen der Windräder zu speichern, spielen keine Rolle. Auch aus Gründen der Sicherheit, erklärt Skjaerbaek: „Wir installieren die Elektrolyseure außerhalb des Turms, um bei einem Leck kein explosives Gasgemisch in der Anlage zu haben.“

Geplanter Windpark zur Produktion von grünem Wasserstoff auf See: Die Visualisierung zeigt, wie die Elektrolyseure auf Plattformen an den Windrädern angebracht werden. — AquaVentus Förderverein/Jakob Martens

Forschungsprojekte wie H2-Mare zielen darauf, die Wasserstofftechnologie hochseetauglich zu machen. Siemens Gamesa plant, bis 2026 zwei 14-Megawatt-Prototypen auf See zu errichten. Dabei werden Elektrolyseure von Siemens Energy samt Entsalzungsanlage auf einer Plattform an den Türmen angebracht. Für die Wasserstoffproduktion sind vor allem elektrische Anpassungen nötig, die Mechanik der Windturbinen bleibt unverändert, erläutert Skjaerbaek.

Aquaventus: Die Karte zeigt, wo die Offshore-Windparks in der Nordsee stehen sollen, in denen grüner Wasserstoff produziert und über Pipelines abtransportiert werden soll. Infografik: Benedikt Grotjahn — Infografik: Benedikt Grotjahn

Der Wasserstoff der Prototypen soll den Plänen von Aquaventus zufolge nach Helgoland fließen. Auf der Insel wird das Gas zu synthetischen Kraftstoffen wie Methanol weiterverarbeitet oder an ein organisches Trägermedium (LOHC) gebunden, das per Tanker in den Hamburger Hafen geht.

Ein Schiffstransport soll auch in Druckbehältern oder verflüssigt erprobt werden. Stefan Thimm vom Bundesverband der Windparkbetreiber Offshore (BWO) sieht das skeptisch: „Ein Abtransport des Wasserstoffs mit Schiffen ist unnötig teuer und kompliziert.“ Er favorisiert Pipelines, am besten gleich bis zu Industriekunden etwa an Rhein und Ruhr.

Der Bedarf an Wasserstoff ist enorm. Ein Großteil muss importiert werden

Das Projekt zielt allerdings nicht nur auf die heimische Produktion. Es präsentiert sich als „Baustein für die großvolumige Import-Infrastruktur im Sinne der Nationalen Wasserstoffstrategie.“ Diese sieht vor, dass ein klimaneutrales Deutschland den Großteil seines Gasbedarfs einführt. Der Offshore-Wasserstoff aus den erhofften Zehn-Gigawatt-Windparks würde nicht einmal für die Hälfte der deutschen Stahlproduktion reichen. Mit Windkraft an Land und auf See dürften sich laut Thimm kaum mehr als zehn Prozent des Wasserstoffbedarfs decken lassen. Es fehlt schlicht an Flächen, die auch auf See begrenzt sind. Bis 2035 werde sich schon das Ziel von 40 Gigawatt Offshore-Leistung für die Stromversorgung nur unter großen Anstrengungen erreichen lassen. „Wasserstoff darf das nicht kannibalisieren“, betont der BWO-Geschäftsführer, „die Elektrifizierung ist effizienter und hat Vorrang.“

Bedarf an grünem Wasserstoff in Deutschland: Die Infografik zeigt, wie viel H2 die verschiedenen Sektoren bis 2045 brauchen werden. Infografik: Benedikt Grotjahn — Infografik: Benedikt Grotjahn

Trotz der stärkeren Winde auf See wäre es aktuell teurer, Wasserstoff offshore zu produzieren als onshore mit Wind oder Sonne. Allerdings sind auf See größere Kostensenkungen zu erwarten. „Das wird nicht in den nächsten drei oder vier Jahren passieren,“ sagt Matthias Müller. Der Siemens-Energy-Ingenieur setzt auf Skaleneffekte, wenn die Technologie im Großmaßstab zum Einsatz kommt. Müller, der das vom BMBF geförderte Leitprojekt H2-Mare koordiniert, erinnert an die Entwicklung im Stromsektor: „Vor 15 Jahren hat auch niemand erwartet, wie stark die Kosten pro Kilowattstunde aus Offshore-Windparks sinken.“

Erst in den Dreißigerjahren wird in der Branche mit einer marktreifen Offshore-Gasproduktion gerechnet. Damit grüner mit fossil erzeugtem Wasserstoff konkurrieren kann, muss die Technik weiterentwickelt und industriell hergestellt werden. Zugleich braucht es höhere CO₂-Preise und Anreize für Anwendungen. Wer Raffinerien, Stahlwerke oder Gaskraftwerke auf grünen Wasserstoff umstellt, soll dafür belohnt werden. Gleiches gilt für den Strommarkt, wenn ein flexibler Elektrolyseur das Netz entlastet oder Wasserstoff bei Flauten verstromt wird. „Für all das brauchen wir ein Marktdesign“, sagt BWO-Chef Thimm.

Wann kommt der erste Wasserstoff-Windpark? Die Vorbereitung läuft

Ein grober gesetzlicher Rahmen für „sonstige Energiegewinnungsbereiche“ auf See ist vorhanden, viele Details sind allerdings noch offen. Noch in diesem Jahr soll das BSH das Windvorranggebiet SEN-1 ausschreiben. Zum Zug kommt, wer besonders viel, effizient und billig Energie produziert. Weitere Kriterien sind Transport, Technologiereife, Skalierbarkeit und Umweltschutz. In dem knapp 28 Quadratkilometer großen Gebiet könnte ein Wasserstoff-Windpark mit 290 Megawatt und einer zentralen Elektrolyseplattform entstehen.

Mit der Ausschreibung allein ist es nicht getan. „Neben fairen Bedingungen für die Flächenvergabe braucht es eine geeignete Förderung“, meint Urs Wahl von Aquaventus. Dabei seien diverse Modelle denkbar. Ein garantierter Preis für offshore produzierten Wasserstoff wird eher nicht erwartet. Aber was dann? Wirtschaftsminister Robert Habeck hat sogenannte Carbon-Contracts for Difference genannt, um der Industrie die Transformation zu ermöglichen. Das staatliche Instrument gleicht Mehrkosten einer klimafreundlichen Stahl-, Chemie- oder Zementproduktion aus. Eine Verknüpfung mit Offshore-Wasserstoff ist denkbar.

Eine Förderung eröffne Chancen für die heimische Industrie, argumentiert Wahl: „Die Technik ist natürlich auch für den Export interessant.“ Das wurde allerdings auch im Ausland erkannt. Weltweit stehen Pilotvorhaben in den Startlöchern. Wie bei Erdgas und Strom könnte so auch beim Wasserstoff ein europäisches Netz entstehen. Auch eine Anbindung an die von Dänemark geplante künstliche Energieinsel ist eine Option.

Wenn wir bis 2045 klimaneutral sein wollen, müssen wir jetzt anfangen, grünen Wasserstoff auf den Weg zu bringen

Stefan Thimm, BWO

Diskutiert wird zudem, alte Erdgasröhren für Wasserstoff umzuwidmen. Die fossile Infrastruktur für erneuerbare Energien zu nutzen, hätte neben wirtschaftlichen Vorteilen einen hohen Symbolwert.

Selbst manche Befürworter der Energiewende reagieren allerdings skeptisch auf die ambitionierten Wasserstoffpläne. Zunächst müsse die Stromerzeugung dekarbonisiert werden, ehe man erneuerbare Erzeugungskapazitäten für die wenig effiziente Herstellung von Wasserstoff und Folgeprodukten wie Treibstoffe nutzt. Thimm entgegnet auf die Bedenken: „Wenn wir bis 2045 klimaneutral sein wollen, müssen wir jetzt anfangen, grünen Wasserstoff auf den Weg zu bringen.“

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