Offshore-Wasserstoff: Teurer Traum oder Business Case?
Windstrom auf hoher See in Wasserstoff verwandeln und per Pipeline an Land transportieren: Das Konzept klingt reizvoll und könnte den Netzausbau verschlanken. Doch noch ist von den Offshore-Elektrolyseuren wenig zu sehen. Was für die Idee spricht – und was dagegen.
Elektrolyse-Plattform in der Nordsee: So will AquaVentus die Offshore-Wasserstoffproduktion testen, bevor es hinaus aufs Meer geht (Rendering).
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. So plant die Initiative AquaVentus seit 2020 Elektrolyseure mit 10 GW Leistung in der deutschen Nordsee.
Zahlreiche Studien haben die Wirtschaftlichkeit von Offshore-Wasserstoff in den vergangenen Jahren untersucht, einige mit positivem Ergebnis. Aber während an Land die ersten Groß-Elektrolyseure entstehen, sind ihre Offshore-Pendants davon noch meilenweit entfernt. Warum halten Verbände, Unternehmen und Institute trotzdem an der Idee fest? Wie wird daraus jemals ein Business Case – oder bleibt Offshore-Wasserstoff eine teure Träumerei?
Inhaltsverzeichnis
- Woher der Gedanke kommt
- Wer hinter AquaVentus steckt
- AquaDuctus: eine Pipeline als Rückgrat
- So soll die Technik funktionieren
- Der Preis des Meeres-Wasserstoffs
- Pipeline gegen Kabel: Seehawers Rechnung
- Was Frontier Economics denkt
- Die größte Hürde steht im Gesetz
- Wenn die Großen aussteigen
- Warum nicht importieren?
- Lohnt es sich nun?
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 an der sogenannten Zone 19, einem geplanten Windgebiet rund 400 km vor der deutschen Küste. Auf Basis der NEP-Planungen kalkuliert Robert Seehawer, Geschäftsführer von AquaVentus, allein für die Kabel zur Anlandung nach Wilhelmshaven Kosten von rund 11 Mrd. €. „Dieser Ausbau wäre wirtschaftlich nicht effizient“, sagt der Volkswirt. Sein Gegenmodell: Elektrolyseure auf Plattformen in der Nordsee errichten, den Strom noch auf hoher See in Wasserstoff umwandeln und diesen per Pipeline an Land transportieren.
Eine Leitung mit 20 GW Transportkapazität koste nur halb so viel wie ein Stromkabel für 2 GW, rechnet Seehawer vor. Zudem ließen sich auch weiter entfernte Windgebiete zu günstigeren Konditionen erschließen. Ob diese Rechnung trägt, hängt allerdings von mehr ab als den Kosten für die Infrastruktur.
Wer hinter AquaVentus steckt
Rund 100 Unternehmen, Forschungseinrichtungen und Organisationen haben sich im Aquaventus e.V. mit Sitz auf Helgoland zusammengeschlossen – von Windparkbetreibern über Elektrolyseur-Hersteller bis zu Gasnetzbetreibern. „Der Offshore-Windausbau und die Elektrolyse sind so herausfordernd, dass kein einzelnes Unternehmen das allein stemmen kann“, erläutert Geschäftsführer Seehawer.
Der Verein will die technische, finanzielle und vor allem regulatorische Abstimmung zum Thema bündeln und so auf die Entwicklung eines rechtlichen Rahmens für die Offshore-Elektrolyse hinarbeiten. Denn der bestehende Rechtsrahmen bildet sie bislang nur lückenhaft ab. Die wichtigsten Regelungen fehlen oder wurden nie angewendet.
Mit den anvisierten 10 GW Elektrolysekapazität in der deutschen Nordsee 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 insgesamt veranschlagt.
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 sie mit einem Durchmesser von 48 Zoll in die Nordsee hineinreichen und Platz für 20 GW Energiekapazität 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 – 60 Mio. vom Land Niedersachsen, 140 Mio. vom Bund.
Doch eine leere Röhre nützt niemandem. 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. Hier will AquaVentus auf 100 km² das erste von zehn Gigawatt Elektrolyseleistung errichten. 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. Im Anschluss beantrage man die Fördergelder von Bund und EU. Es gebe Verzögerungen, ja – man füge sich „in den allgemeinen Trend ein, dass Projekte momentan etwas länger dauern und teurer werden als ursprünglich geplant“.
So soll die Technik funktionieren
Warum überhaupt auf See produzieren? Ein Hauptgrund ist der Wind selbst: 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). Zwei Eigenschaften machen sie für den Einsatz auf See attraktiv, wie auch unabhängige Technikquellen bestätigen:
- 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 auf rund 100 bar verdichtet, erklärt Seehawer – erst dann strömt er durch AquaDuctus Richtung Küste.
Pipeline gegen Kabel: Seehawers Rechnung
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. Und die Kosten für die Infrastruktur bezahle am Ende ja nicht der Windparkbetreiber, betont Seehawer, sondern die Verbraucher über die Netzentgelte auf der Stromrechnung. „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
Wie belastbar ist der Vergleich? Matthias Janssen und Gregor Brändle von der Wirtschaftsberatung Frontier Economics ordnen die Zahlen auf VDI-Anfrage schriftlich ein. Frontier hat selbst Studien für AquaVentus erstellt; die Ökonomen kennen die Modelle also von innen.
- Erstens: 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, zweitens, letztlich nicht, ob eine Pipeline pro Gigawatt billiger sei als ein Kabel, schreiben die Frontier-Ökonomen – 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.
Die größte Hürde steht im Gesetz
Technik vorhanden, Wirtschaftlichkeit zumindest plausibel – woran hakt es dann? An einem Gesetz, das aus einer anderen Zeit stammt: dem Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG). Es ist historisch aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz hervorgegangen und dadurch, wie Seehawer es formuliert, „sehr stromlastig“ – viele Paragrafen, die den Wasserstoffhochlauf regeln sollen, seien schlicht veraltet. Vor allem hybride Anschlusskonzepte fehlten, also Regeln, die es einer Offshore-Fläche erlauben, ihre Energie je nach Bedarf als Strom über das Kabel oder als Wasserstoff über die Pipeline abzuführen. Stattdessen gilt das Radial-Prinzip: Jeder Windpark bekommt sein eigenes Kabel. Punkt.
AquaVentus wartet nach eigenen Angaben auf einen Referentenentwurf, der die Sektorenkopplung auf See erlauben soll. Wie lange diese Baustelle schon offen ist, verdeutlicht Kirsten Westphal, die sowohl dem Vorstand von AquaVentus als auch der Hauptgeschäftsführung des BDEW angehört: Das WindSeeG sieht Ausschreibungen für sogenannte systemdienliche Elektrolyse vor, die spätestens 2024 hätten stattfinden müssen. Doch dazu sei es nie gekommen – weil sich nicht sauber definieren ließ, was „systemdienlich“ eigentlich heißt.
Und das WindSeeG ist nur eine von mehreren Baustellen. Westphal zählt „insgesamt sechs bis sieben Pakete“ auf, die schnell kommen müssten, darunter die Förderbedingungen für erneuerbare Energien, deren beihilferechtliche Genehmigung Ende des Jahres auslaufe, das Netzpaket sowie das Gas- und Wasserstoffpaket. Der BDEW fordert darüber hinaus ein übergreifendes „Wasserstoffgesetz“ nach dem Vorbild des früheren EEG. Das aktuelle „Flickwerk an Fördermitteln“, so Westphal, reiche nicht aus, um die gesamte Wertschöpfungskette zu hebeln. Und da es schon beim Onshore-Wasserstoff kaum vorangehe, sei der Offshore-Wasserstoff ein Thema, das eher langfristig eine Rolle spiele.
Wenn die Großen aussteigen
Wie ernst die Lage ist, zeigt der Blick auf die großen Energiekonzerne, die es sich leisten könnten: Statkraft hat die Entwicklung grüner Wasserstoffprojekte vollständig gestoppt, während Shell, Equinor und BP ihre Investitionspläne für Wasserstoff kürzen und sich wieder stärker aufs Öl‑ und Gasgeschäft fokussieren. Ist das das Ende für die Vision vom Wasserstoff aus der Nordsee?
Nein, sagen die Frontier-Ökonomen. Was gerade passiere, sei eine „Marktkonsolidierung“ nach dem Ende des großen Wasserstoffhypes, schreiben Janssen und Brändle. Und die sei nicht überraschend: Die erwarteten Kosten für grünen Wasserstoff lägen höher als noch vor einigen Jahren angenommen, während Nachfrage, Infrastruktur und Regulierung langsamer vorankämen als erhofft. Ohne Förderung sei grüner Wasserstoff mittelfristig in vielen Anwendungen schwer darstellbar – vor allem dort, wo mit der Elektrifizierung eine günstigere Alternative bereitsteht. Ihr Fazit: Der Rückzug der Investoren sei „kein Todesurteil für Offshore-H2, aber ein Realitätscheck.“
Hinzu kommt eine Konkurrenz um das Kapital der Energiekonzerne durch CO2-Speicherung unter der Nordsee. CCS liege für Öl- und Gaskonzerne oft näher am Kerngeschäft, so die Frontier-Ökonomen – Bohrplattformen, Pipelines und geologisches Wissen lassen sich weiternutzen, und die Erlöslogik ist simpler: Ein Emittent zahlt für Transport und Speicherung seines CO2. Beim grünen Wasserstoff dagegen müssen Erzeugung, Transport, Speicher und Nachfrage gleichzeitig neu entstehen.
Warum nicht importieren?
Die Frontier-Analysen deuten darauf hin, dass Pipeline-Importe aus nahegelegenen Regionen mit guten Sonnen- und Windbedingungen langfristig die günstigste Versorgungsoption sein könnten. Heimische Produktion sei deshalb aber nicht aus dem Rennen. Sie wäre voraussichtlich sogar günstiger als außereuropäische Importe per Schiff. Zudem bringe sie Systemvorteile mit, die kein Import liefern könne: weniger Netzausbau, besser ausgelastete Anschlüsse, weniger Abregelung.
Doch Resilienz und heimische Wertschöpfung seien ökonomisch erst dann ein Argument, wenn sie auch vergütet würden, betonen Janssen und Brändle. Bilde der Markt diese Vorteile nicht ab, brauche es politische Instrumente.
Selbst AquaVentus fährt inzwischen zweigleisig. Im September 2025 unterzeichnete die Initiative auf der Messe Offshore Europe in Aberdeen ein Memorandum of Understanding mit dem Verband Hydrogen Scotland für eine „Wasserstoff-Brücke“ über die Nordsee, sprich: Pipeline-Importe aus Schottland. Dafür könnte auch AquaDuctus zum Einsatz kommen. Heimische Produktion und Importe schließen sich in dieser Logik nicht aus, im Gegenteil. Sie teilen sich dieselbe Infrastruktur.
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. Seehawer würde dem vermutlich nicht widersprechen.
Offshore-Wasserstoff ergebe „von hinten erzählt“ Sinn, sagt Seehawer: in großer Skalierung, weit draußen auf See, mit günstigem Pipelinetransport. „Im Kern schafft die Offshore-Elektrolyse einen neuen Business-Case für Offshore-Wind.“
Der Weg dorthin führt über Pilotprojekte wie SEN-1, die beweisen müssen, dass das Zusammenspiel funktioniert. Doch für den Start von SEN-1 gibt es kein offizielles Zieljahr.
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