Offshore-Wasserstoff aus der Nordsee: Das Warten hat ein Ende – fast
Erstmals schafft der Bund eine Rechtsgrundlage für Elektrolyseure auf See: Der Referentenentwurf zum Windenergie-auf-See-Gesetz erlaubt kombinierte Anschlüsse für Strom und Wasserstoff. Jetzt streitet die Branche über den nächsten Schritt.
Elektrolyse-Plattform in der Nordsee: Mit diesen Anlagen will AquaVentus die Offshore-Wasserstoffproduktion testen, bevor es hinaus aufs Meer geht.
Foto: AquaVentus Förderverein/Jakob Martens
Die Nordsee soll das „grüne Kraftwerk Europas“ werden. So haben es die Anrainerstaaten 2022 in der Erklärung von Esbjerg festgehalten. Allein Deutschland plant vor seinen Küsten bis 2045 Windräder mit 70 GW Leistung.
Doch manchen reicht das nicht. Sie wollen auf dem Meer nicht nur Strom ernten, sondern auch Wasserstoff produzieren; allen voran die Initiative AquaVentus, die seit 2020 Elektrolyseure mit 10 GW Leistung in der deutschen Nordsee plant.
Bislang fehlte dafür der Rechtsrahmen. Den liefert das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) jetzt nach: Der Referentenentwurf zur Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) sieht erstmals kombinierte Anschlusskonzepte vor; Windparks dürfen ihre Energie also wahlweise als Strom oder als Wasserstoff an Land schicken. Die Stellungnahmefrist endete am 17. August, abgestimmt ist der Entwurf innerhalb der Bundesregierung noch nicht. Die Reaktionen aus der Branche sind gespalten.
Ob aus Offshore-Wasserstoff je ein Business Case wird, ist ohnehin umstritten – und ob die Novelle dafür reicht, erst recht. Dabei geht es um viel Geld: Bis zu 59 Mrd. € an Netzkosten ließen sich nach Branchenrechnung durch den Einsatz der Hochsee-Elektrolyseplattformen sparen.
Inhaltsverzeichnis
Woher der Gedanke kommt
Um zu verstehen, warum überhaupt jemand Elektrolyseure aufs Meer stellen will, hilft ein Blick in den aktuellen Netzentwicklungsplan (NEP). Im zweiten Entwurf des NEP Strom 2037/2045, den die Übertragungsnetzbetreiber im März 2026 vorgelegt haben, veranschlagen sie je nach Szenario rund 365 bis 392 Mrd. € an Investitionen ins Übertragungsnetz bis 2045. Ein wachsender Teil davon entfällt auf die Anbindung von Offshore-Windparks. Das Problem: Je weiter die Windgebiete aufs Meer hinauswandern, desto länger und teurer werden die Seekabel.
Besonders deutlich wird das am geplanten Gebiet N-19 rund 400 km vor der deutschen Küste. AquaVentus kalkuliert für die elektrische Anbindung nach Wilhelmshaven mit Kosten von rund 11 Mrd. €. Für weit entfernte Windgebiete hält der Verein den Wasserstofftransport per Pipeline deshalb für die wirtschaftlichere Lösung.
Rund 100 Unternehmen, Forschungseinrichtungen und Organisationen gehören AquaVentus an, darunter Schwergewichte wie RWE und EnBW. Ziel des Vereins ist es, Offshore-Wasserstoff technisch, wirtschaftlich und regulatorisch voranzubringen. Mit seinen anvisierten 10 GW Elektrolysekapazität ließen sich pro Jahr rund 1 Mio. t grüner Wasserstoff erzeugen. Das entspräche etwa 33 TWh oder rund einem Drittel des Wasserstoffbedarfs, den die Nationale Wasserstoffstrategie für 2030 in Deutschland veranschlagt.
Was die WindSeeG-Novelle ändert
Lange war das größte Hindernis ein Gesetz aus einer anderen Zeit. Das WindSeeG ist historisch aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz hervorgegangen und dadurch, wie AquaVentus-Geschäftsführer Robert Seehawer es formuliert, „sehr stromlastig“. Kombinierte Konzepte, bei denen Windstrom wahlweise ins Stromnetz oder in eine Offshore-Elektrolyse fließt, waren darin nicht vorgesehen.
Der Anfang August vorgelegte Referentenentwurf des BMWE, offiziell „Entwurf eines Gesetzes zur Optimierung und Absicherung des Ausbaus der Windenergie auf See“, soll das ändern. Das bisherige Anschlussverbot für sogenannte sonstige Energiegewinnungsbereiche wird gestrichen, Elektrolyseure werden erstmals ausdrücklich im Gesetz genannt und definiert. Damit setzt die Bundesregierung einen Auftrag aus dem Koalitionsvertrag um. Das Kalkül des Ministeriums deckt sich dabei mit der AquaVentus-Argumentation: Kombinierte Anlagenkonzepte könnten „potenziell die Systemkosten durch den Wegfall kostenintensiver Stromnetzinfrastruktur senken“, heißt es in der Begründung des Entwurfs. Allein eine Offshore-Anbindungsleitung schlägt dort mit 5 bis 10 Mrd. € zu Buche.
Das Ministerium bleibt trotzdem vorsichtig. „Offshore-Elektrolyse ist bislang jedoch auch aufgrund des noch frühen Entwicklungsstadiums nicht wirtschaftlich darstellbar“, stellt der Entwurf fest. Ziel sei deshalb zunächst die Erprobung solcher Konzepte, ermöglicht werden soll „das schnelle und möglichst unbürokratische Ausprobieren neuer Technologien unter realen Bedingungen“.
Ausschreibungsdesign und weitere Details
Die Sektorenkopplung wird also nur auf ausgewählten Flächen zugelassen, den sonstigen Energiegewinnungsbereichen – derzeit ist das ausschließlich SEN-1 (s. weiter unten). Innerhalb regulärer Windpark-Flächen sind lediglich Pilotanlagen erlaubt, deren Erzeugungskapazität auf 2,5 % der zugewiesenen Netzanbindungskapazität begrenzt ist. Bei heute üblichen Flächen sind das gerade einmal 7,5 MW bis 10 MW Elektrolyseleistung. Hinzu kommt eine zweite Hürde: Zugelassen ist nur, was der Entwurf als Pilotenergiegewinnungsanlage definiert, also eine der jeweils ersten drei Anlagen eines Typs, mit denen eine wesentliche Innovation erprobt wird.
Neben Elektrolyseuren lässt der Entwurf auch Stromspeicher auf den Flächen zu, begrenzt auf die Menge, die sich dort in 15 Minuten einspeisen ließe. Auch das soll helfen, die teuren Netzanbindungen besser auszulasten.
Die Novelle stellt außerdem das gesamte Ausschreibungsdesign um. Künftig wird zweistufig vergeben:
- Erst wird abgefragt, ob ein Bieter das Projekt ohne Förderung stemmen will.
- Greift niemand zu, kommt ein zweiseitiger Differenzvertrag (Contract for Difference, CfD) zum Zug, der Erlöse absichert und Übergewinne abschöpft.
Daneben verlängert der Entwurf die Regellaufzeit neuer Offshore-Windparks von 25 auf 35 Jahre, erlaubt eine Überbauung der Netzanschlüsse um bis zu 20 % und passt den jährlichen Ausschreibungskorridor ab 2027 auf 2000 bis 4800 MW an. Hintergrund sind die teilweise erfolglosen Ausschreibungen des Jahres 2025 und die gestiegenen Investitionskosten der Branche.
Gemischte Gefühle in der Branche
AquaVentus reagiert auf den Entwurf mit einer Mischung aus Jubel und Ärger. „Wir begrüßen ausdrücklich, dass der Nutzen kombinierter Anschlusskonzepte endlich erkannt und der Koalitionsvertrag umgesetzt wird“, so Geschäftsführer Seehawer. „Angesichts steigender Netzkosten ist das eine gute Nachricht.“ Nach Berechnungen des Vereins ließen sich von den im NEP 2037/2045 ausgewiesenen Investitionskosten für Offshore-Netzanbindungssysteme 56 bis 59 Mrd. € vermeiden, wenn Energie als Wasserstoff per Pipeline statt über zusätzliche Stromtrassen an Land käme.
Dass SEN-1 als erster Erprobungsschritt dient, hält der Verein für vernünftig. Nicht aber, dass es vorerst dabei bleibt. Denn solange nur dort Elektrolyseure ans Netz dürfen, kann die Bundesnetzagentur den Nutzen der Sektorenkopplung für künftige Gebiete gar nicht erst in die Netzplanung einbeziehen: Der aktuelle Netzentwicklungsplan lässt Offshore-Elektrolyse „mangels gesetzlichen Auftrags und regulatorischen Rahmens“ außen vor. AquaVentus spricht von einer „doppelten regulatorischen Lücke“.
Der Nutzen sei in zahlreichen Studien belegt, und gezwungen werde ohnehin niemand. Eine gesetzliche Öffnung schaffe eine Option, keine Verpflichtung. „Diese Novelle macht bereits die nächste Novelle notwendig und droht veraltet zu sein, bevor sie überhaupt beschlossen ist“, kritisiert Seehawer.
Der Verein fordert deshalb, Windkapazitäten in sonstigen Energiegewinnungsbereichen auf das 70-GW-Ausbauziel anzurechnen und weitere Flächen zu öffnen. Eine beauftragte Ramboll-Studie sieht dafür vor allem in den Gebieten N-14, N-16 und N-19 Potenzial. Für die Zeit nach SEN-1 schlägt AquaVentus ein eigenes Ziel von mindestens 4000 MW Erzeugungs- und Umwandlungskapazität bis 2045 vor, langfristig bis zu 10.000 MW.
Der VKU tritt auf die Bremse
Ganz anders liest sich die Stellungnahme des Verbands kommunaler Unternehmen (VKU). Dessen Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing stellt das 70-GW-Ziel selbst infrage: Mit der Verdichtung der Windparks steige der Abschattungseffekt, die Stromerträge je Anlage sänken. Der VKU plädiert deshalb für eine Senkung des Ausbauziels in deutschen Gewässern auf rund 50 GW und unterstützt die vorgesehene Öffnung für Projekte in Hoheitsgewässern europäischer Partnerländer.
„Jeder Euro, den wir für teure Offshore-Netze ausgeben, muss sich am Ende im Energiesystem rechnen“, so Liebing. „Deshalb brauchen wir einen Ausbau mit Augenmaß und größtmögliche Systemoptimierung. Das Bundeswirtschaftsministerium schlägt hier die richtige Richtung ein.“ Das hätte auch für den Offshore-Wasserstoff Folgen. Weniger Windleistung auf See bedeutet weniger Überschussstrom und damit weniger Bedarf an Elektrolyseuren, die ihn verwerten.
AquaDuctus: eine Pipeline als Rückgrat
Das prominenteste Projekt der Vereinsfamilie ist AquaDuctus, jene Wasserstoff-Pipeline, die das Kabel-Problem lösen soll. Rund 200 km soll der erste Abschnitt in die Nordsee hineinreichen und Platz für 20 GW Transportleistung bieten. Anlanden soll die Leitung im ostfriesischen Dornum, von dort geht es weiter ins deutsche Wasserstoff-Kernnetz, dessen Teil die Pipeline ist. Das Projekt ist als IPCEI-Vorhaben (Hy2Infra) gelistet; für das AquaDuctus-Teilprojekt sind 200 Mio. € Fördermittel zugesagt.
Eine leere Röhre nützt allerdings wenig. Deshalb drängt der Verein auf die Realisierung der Elektrolyseure auf See. Im Zentrum steht die Pilotfläche SEN-1, ein im Flächenentwicklungsplan ausgewiesenes Gebiet, auf dem die Windenergie primär als Wasserstoff abtransportiert werden darf. Auf der rund 100 km² großen Fläche soll zunächst das erste Gigawatt der langfristig geplanten 10 GW entstehen. Wenn das funktioniere, sagt Seehawer, lasse es sich anschließend relativ leicht hochskalieren.
AquaDuctus soll die Verbindung zwischen SEN-1 und dem Festland bilden. Aber das wird noch dauern. In diesem Sommer gehe es darum, kleinere Pilotprojekte „über die Ziellinie“ zu bringen, die die technische Machbarkeit des Vorhabens beweisen.
So soll die Technik funktionieren
Warum überhaupt auf See produzieren? Offshore-Windparks erreichen in Deutschland laut Branchenverband BDEW etwa 3500 bis 4500 Volllaststunden im Jahr, Anlagen an Land hingegen nur 2000 bis 3000. Ein Elektrolyseur auf See wäre also deutlich besser ausgelastet als sein Pendant an Land und verteilte seine Investitionskosten auf mehr produzierte Kilogramm Wasserstoff.
In den ersten Technologiekonzepten sollte die Elektrolyse auf sogenannten Balkonen direkt an den Windrädern stattfinden, also an jeder einzelnen Anlage, die dann alle in die gemeinsame Pipeline einspeisen. Durchgesetzt hat sich laut Seehawer ein anderes Konzept: zentrale Plattformen, auf denen die Elektrolyseure gebündelt stehen. Das mache die Wartung deutlich simpler. Denn wenn offshore etwas ausfalle, müssten Monteure per Schiff oder Helikopter ausrücken. Je weniger Standorte, desto beherrschbarer der Aufwand.
Der Preis des Meeres-Wasserstoffs
Technologisch setzt AquaVentus auf PEM-Elektrolyseure (Proton Exchange Membrane). Die wichtigsten Gründe:
- Sie sind kompakter als alkalische Anlagen; und Platz ist auf einer Offshore-Plattform extrem teuer.
- Sie vertragen schnelle Lastwechsel besser, können also der schwankenden Stromproduktion der Windräder unmittelbar folgen. Alkalische Elektrolyseure seien in der Anschaffung zwar günstiger, brauchten aber zu viel Fläche, so Seehawer.
Billig wird das trotzdem nicht. Seehawer schätzt, dass Offshore-Elektrolyse insgesamt etwa doppelt so teuer kommt wie eine vergleichbare Anlage an Land. In diese Kalkulation fließen nicht nur die höheren Investitionen für Plattform und Meeresumgebung ein, sondern vor allem die für Betrieb, Wartung und Redundanz.
Der fertige Wasserstoff verlässt den PEM-Elektrolyseur mit rund 30 bar Druck. Für die Pipeline reicht das nicht. Auf einer zentralen Kompressor-Plattform, auf der die Mengen mehrerer Elektrolyse-Plattformen zusammenlaufen, werde der Wasserstoff daher auf rund 100 bar verdichtet, erklärt Seehawer – erst dann strömt er durch AquaDuctus Richtung Küste.
Pipeline gegen Kabel
Das volkswirtschaftliche Kernargument von AquaVentus ist ein Infrastrukturvergleich. Eine Wasserstoff-Pipeline mit 20 GW Transportkapazität koste nur etwa die Hälfte eines Stromkabels, das gerade einmal 2 GW übertragen kann – die Offshore-Wasserstoffproduktion biete also die zehnfache Transportkapazität zum halben Preis, rechnet Seehawer vor. „Als Volkswirt sage ich auch, dass das wohlfahrtsoptimal ist, weil wir massive Netzausbaukosten für Kabel sparen, die ansonsten alle Bürger über die Netzentgelte tragen müssten.“
Hinzu kommt das Flexibilitäts-Argument. Wenn 70 GW Windleistung in der Nordsee platziert werden, entstehen bei Starkwind riesige Stromüberschüsse. Diese werden entweder abgeregelt, oder sie drücken die Börsenpreise nach unten. Die Offshore-Elektrolyse soll aus diesem Überschussstrom ein speicherbares Gut machen. Ist Strom billig oder gar negativ bepreist, läuft die Wasserstoffproduktion; ist er knapp und teuer, fließt er als Strom über ein kleiner dimensioniertes Kabel an Land.
Sektorenkopplung nennt die Branche dieses Prinzip. Selbst die Übertragungsnetzbetreiber rechnen in ihrem Marktmodell mit dieser Logik: Im aktuellen NEP springen die modellierten Elektrolyseure an, sobald der Strompreis unter rund 33 €/MWh fällt.
Was Frontier Economics denkt
Ganz so einfach ist die Rechnung nicht. Matthias Janssen und Gregor Brändle von der Wirtschaftsberatung Frontier Economics ordnen die Zahlen auf VDI-Anfrage schriftlich ein. Frontier hat bereits Studien im Auftrag von AquaVentus erstellt und kennt die zugrunde liegenden Modelle.
- Der Pipeline-Kabel-Vergleich sei „als anschauliche Größenordnung hilfreich, aber kein vollständiger Wirtschaftlichkeitsnachweis„. Daraus abzuleiten, dass Offshore-Wind grundsätzlich besser in Wasserstoff statt in Strom fließen sollte, wäre ein „klassischer Äpfel-mit-Birnen-Vergleich“ – schließlich würden hier unterschiedliche Energieträger mit unterschiedlichen Endnutzungen gegenübergestellt. Strom aus der Steckdose und Wasserstoff für den Stahlkocher sind eben keine austauschbaren Produkte.
- Entscheidend sei letztlich nicht, ob eine Pipeline pro Gigawatt billiger sei als ein Kabel – sondern ob das Gesamtsystem aus Stromerzeugung, Umwandlung, Pipeline, Kabeln und Netzintegration günstiger werde. Und das hänge maßgeblich davon ab, wie viel Strom und wie viel Wasserstoff tatsächlich nachgefragt würden.
Unter dem Strich könnten die höheren Investitionskosten der Offshore-Elektrolyse durch niedrigere Transport- und Netzintegrationskosten „überkompensiert“ werden, so Janssen und Brändle. Das gelte speziell für weit von der Küste entfernte Windgebiete, wo der Kostenvorteil des Wasserstofftransports am stärksten ins Gewicht falle. Der Business Case entstehe nicht dadurch, dass Offshore-Elektrolyseure billiger wären, sondern durch günstigeren Energietransport, eine flexiblere sektorübergreifende Nutzung der Infrastruktur sowie geringere Abregelung.
Lohnt es sich nun?
Offshore-Wasserstoff sei „ein guter Systemfall, aber kein einfacher Investorenfall“, schreiben die Frontier-Ökonomen. Die Projekte kämen nur, wenn Nachfrage, Regulierung, Infrastruktur und Risikoabsicherung zusammenpassten. Wie schwer der Investorenfall ist, zeigt ein Blick auf die großen Akteure: Statkraft hat seine grünen Wasserstoffprojekte gestoppt, Shell, Equinor und BP kürzen ihre Pläne. Für Frontier ist das „kein Todesurteil für Offshore-H2, aber ein Realitätscheck“.
Seehawer würde dem nicht widersprechen. Offshore-Wasserstoff ergebe „von hinten erzählt“ Sinn, sagt er: in großer Skalierung, weit draußen auf See, mit günstigem Pipelinetransport. „Im Kern schafft die Offshore-Elektrolyse einen neuen Business-Case für Offshore-Wind.“
Die WindSeeG-Novelle verbessert dafür jetzt die Voraussetzungen, beschränkt neue Konzepte aber vorerst auf einen engen Erprobungsrahmen. Pilotprojekte wie SEN-1 müssen also zeigen, ob Offshore-Wind, Elektrolyse und Pipelinetransport tatsächlich zusammenspielen. Doch ausgeschrieben ist die Fläche bis heute nicht, und AquaVentus nennt kein offizielles Zieljahr für den Start.
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