Wasserstofferzeugung in Offshore-Windparks – Ein praktikables Modell?

Die Produktion von grünem Wasserstoff, durch Elektrolyseure in Kombination mit Erneuerbare- Energien-Anlagen, ist ein wesentliches Element bei der importunabhängigen Bereitstellung des klimafreundlichen Energieträgers.

Technisch besteht dabei eine große Herausforderung u.a. in einer möglichst konstanten Verfügbarkeit des erneuerbaren Stroms, denn Elektrolyseure laufen dann am effizientesten, wenn Sie ohne Unterbrechung bzw. mit konstanter Leistung betrieben werden können. Dies kann den volatilen Erneuerbaren Energieträgern Wind und Solar zum Nachteil gereichen. In diesem Kontext zeigt sich ein Vorteil von Offshore-Windparks gegenüber Onshore-Windparks, denn auf hoher See verfügen die Windenergieanlagen aufgrund der konstanten Winde teilweise über die doppelte Anzahl von Volllaststunden, verglichen mit Standorten an Land.

Am 27. Januar 2025 führte EEHH eine Forumssitzung zum Thema Offshore Wind & Wasserstoffproduktion durch. Im Rahmen der Veranstaltung wurden unterschiedliche Konzepte für die Produktion von Wasserstoff in Kombination mit Offshore-Windparks vorgestellt und diskutiert. Im ersten Vortrag von Herrn Berges (NorthH2 Projektgesellschaft mbH) zum North-Sea Hydrogen Projekt wurde erklärt, wie eine Demonstrator Plattform innerhalb des bestehenden Windparks Alpha Ventus aufgebaut wird. Dabei werden die bestehenden Strukturen umgewidmet und auf einer der bisherigen Plattformen des Windparks die Komponenten für die Elektrolyse installiert (neben dem Elektrolyseur bspw. die Meerwasser- Entsalzung und die Kompression). Unterhalb der Plattform entstehen eine Unterwasserkühlung und eine H2-Unterwasserspeicherung. Über den Betrieb sollen Erfahrungen mit dem Einsatz der Komponenten unter Offshore Bedingungen sowie für die Wartung gesammelt werden, um bei weiter von der Küste entfernten zukünftigen Wasserstoffproduktionen einen möglichst automatisierten Betrieb des Elektrolyseurs realisieren zu können.

Im zweiten Vortrag von Olaf Klose (OneSubsea) ging es um technische Anwendungen die aus den Erfahrungen der Öl-. Und Gasindustrie auf den Offshore-Wind/Wasserstoff-Bereich übertragen werden können. So können Elemente, die für Windparks und Elektrolyse benötigt werden, auf den Meeresboden verlegt werden. Dies gilt z.B. für die Kühlung der Elektrolyseure, die um ein Vielfaches leichter ist, wenn die Kühlrippen 30 Meter unter der Wasseroberfläche von kalter Strömung umspült werden. Dazu gehören auch AC-Wandler, so dass von den bisherigen AC/DC Wandlern nur noch die DC-Komponenten auf Converter Plattformen oberhalb der Wasseroberfläche verbleiben. Viele Unterwassertechnologien sind schon viele Jahrzehnte bei der Offshore Öl- und Gasförderung im Einsatz und können dazu beitragen eine schnelle Transformation im Bereich Elektrolyse voranzutreiben, könnten aber auch für „reine“ Offshore Windparks Optimierungspotentiale bieten.

Grundlegend kann zwischen der Wasserstoffproduktion unmittelbar in Offshore-Windparks und der Wasserstoffproduktion an Land, durch Übertragung des Stroms per Seekabel, unterschieden werden. Die Ergebnisse der Veranstaltung umfassten im Kern:

Ab ca. 120 km - 150 km Entfernung des OWP vom Land ist eine Offshore Elektrolyse eine sinnvolle Alternative, darunter sollte Strom produziert werden (ggf. auch für eine Elektrolyse an Land). Die Kosten für eine Pipeline liegen bis zu 80 Prozent unter den Kosten für die Anbindung von Offshore-Windparks durch Seekabel. Bei vielen Komponenten können Erfahrungen aus der Öl- und Gasindustrie genutzt werden. Die Regulatorik ist vorhanden, es fehlt jedoch noch an Transparenz. Erste Demonstrationsprojekte wie das Northsea Hydrogen Projekt oder H2 Mare starten.

Ein entscheidender Vorteil für die Wasserstoffproduktion im Offshore-Windpark liegt demnach neben der höheren Anzahl von Vollaststunden, vor allem bei größerer Küstenentfernung, in den geringeren Kosten für Pipelineanbindung im Vergleich zu HGÜ-Seekabeln. Hier können zudem Skalierungseffekte durch die Anbindung mehrerer H2-Offshore-Windparks erwartet werden. Gleichwohl bringt die Wasserstoffproduktion auf hoher See eine ganze Reihe von zusätzlichen Herausforderungen mit sich. Zum einen müssen die hochsensiblen Bauteile für den Elektrolyseprozess (Elektrolyseur, Wasseraufbereitung etc.) den rauen Bedingungen auf dem Meer, z.B. im Hinblick auf Korrosion, standhalten können. Auch die Risiken bzgl. kritischer Infrastruktur insbesondere im Ostseeraum sind in der jüngeren Vergangenheit gestiegen und werden zukünftig vsl. eine stärkere Rolle spielen.

Als Alternative zur Wasserstoffproduktion im Windpark, besteht die Möglichkeit den offshore erzeugten Strom erst an Land zur Wasserstoffproduktion einzusetzen. Erste Pilotvorhaben nach diesem Konzept werden bereits realisiert. So z.B. im Zeevonk-Projekt von Vattenfall in den Niederlanden. Hier soll ein 2 GW Offshore-Windpark mit einem 1 GW Elektrolyse-Park an Land kombiniert werden. Die geringen Kosten für die Stromanbindung an Land sind deshalb vorhanden, weil der Park dicht an der Küste liegt. Das primäre Ziel ist der Stromverkauf. Wasserstoff ist eher „das Nebenprodukt“. Die Inbetriebnahme ist bis 2029 geplant.

Im Rahmen der Norddeutschen Wasserstoffstrategie (NWS) wurde ein Ziel von 1 GW Offshore-Elektrolyseleistung bis 2030 formuliert. Das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrgraphie (BSH) hat im, am 30. Januar 2025 veröffentlichten, Flächenentwicklungsplan 2025 für die deutsche Nord- und Ostsee, ein Gebiet mit einer Fläche von bis zu 100 km2 zur „sonstigen Energiegewinnung“ (SEN-1) ausgewiesen. Diese Fläche befindet sich in der deutschen AWZ in der Nordsee. In der Ostsee sind in der deutschen AWZ bislang keine Flächen zur sonstigen Energiegewinnung vorgesehen.