Wasserstoff statt Erdöl: Diese Stadt wird Deutschlands H₂-Zentrum
Bilfinger baut in Elektrolyseure mit insgesamt 400 MW für bp und RWE. Das ist mehr, als ganz Deutschland bisher hat. Was läuft hier anders?
Die BP-Raffinerie in Lingen (Luftaufnahme mit einer Drohne).
Foto: picture alliance/dpa | Lars Penning
Lingen im Emsland, rund 30 km nördlich von Rheine: Hier steht seit 1953 eine der wichtigsten Raffinerien Deutschlands. Erst gehörte sie zur Wintershall, dann zu Mobil Oil, seit 2002 betreibt sie bp. Nun steht sie vor dem größten Umbau ihrer Geschichte.
Denn bp will den Standort bis 2030 in ein „integriertes Energiezentrum“ verwandeln. Kernstück der Transformation ist das Projekt „Lingen Green Hydrogen“. Ein 100-MW-Elektrolyseur soll ab 2027 bis zu 11.000 t grünen Wasserstoff pro Jahr produzieren, so viel wie keine andere Anlage im bp-Konzern weltweit. Am Donnerstag (5 Februar) gab der Mannheimer Industriedienstleister Bilfinger den Auftrag zum Bau bekannt.
Und bp ist nicht der einzige Großkonzern, der in Lingen Wasserstoffpläne hegt: Auch RWE baut hier mit Bilfinger einen Elektrolyseur mit ungewöhnlich großer Leistung. Warum eignet sich die 60.000-Einwohner-Stadt so gut für die Wasserstoffwirtschaft, und wie realistisch sind die Projekte wirklich?
Inhaltsverzeichnis
Wo der H2-Traum Realität werden soll
Das bp-Projekt ist eines der wenigen Wasserstoffprojekte mit finaler Investitionsentscheidung (FID): Schon Ende 2024 gab der britische Mineralöl-Riese sie bekannt. Doch dann wurde es still um Lingen Green Hydrogen. Erst jetzt steht fest, dass Bilfinger die Montage und Installation der Anlage übernimmt.
In Hochphasen sollen mehr als 200 Fachkräfte auf der Baustelle arbeiten, teilte das Unternehmen mit. Die Investition bewegt sich im mittleren bis hohen dreistelligen Millionenbereich und erhält eine IPCEI-Förderung von Bund und Land Niedersachsen. Den Ökostrom für die Elektrolyse will der Konzern aus eigenen Offshore-Windparks in der Nordsee beziehen, für die er 2023 den Zuschlag erhielt.
Der Elektrolyseur ist nicht die erste Maßnahme zur Transformation des Standorts. Seit Februar 2022 produziert die Raffinerie nachhaltigen Flugkraftstoff (SAF) aus gebrauchtem Speiseöl.
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Weitere Baustellen nebenan
Wenige Kilometer entfernt ist ein anderes Großprojekt schon etwas weiter. Auf dem Gelände des RWE-Gaskraftwerks Emsland baut der Essener Energiekonzern im Rahmen des Projektes Get H2 eine 300-MW-Anlage. Die ersten 200 MW– zwei PEM-Elektrolyseure von Linde Engineering und ITM Power – sollen 2026 in Betrieb gehen, ein dritter 100-MW-Alkali-Elektrolyseur von Sunfire folgt 2027. Unter Volllast könnte die Anlage dann 5,6 t grünen Wasserstoff pro Stunde erzeugen.
Bereits seit 2023 testet RWE auf dem Gelände verschiedene Elektrolyse-Verfahren in Pilotanlagen. Der Bau der dritten Anlage liegt ebenfalls in den Händen von Bilfinger. Den Wasserstoff hat sich eine weitere Raffinerie gesichert: TotalEnergies zieht ihn über einen 15-Jahres-Vertrag für seine Raffinerie im 600 km entfernten Leuna. 30.000 t sollen jährlich über das Wasserstoffkernnetz ins ostdeutsche Chemiedreieck gelangen. Der Bund und das Land Niedersachsen fördern das Projekt mit fast einer halben Milliarde Euro.
Zusammengerechnet könnte Lingen also auf 400 MW Elektrolyse bis 2030 kommen. Perspektivisch könnten es sogar 800 MW werden, wenn bp wie geplant auf 500 MW ausbaut. Mehr sind derzeit nur in Lubmin an der Ostseeküste geplant. Zum Vergleich: In ganz Deutschland existieren laut einer aktuellen Studie des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln (EWI) derzeit nur rund 185 MW Elektrolyseleistung.
Warum Lingen?
Wenn die Wasserstoff-Wette irgendwo aufgehen kann, dann hier im Emsland. Denn die Bedingungen sind optimal: eine bestehende Industrieinfrastruktur mit Raffinerien und Kraftwerken, erfahrenes Personal und ein direkter Anschluss an das (geplante) Wasserstoffkernnetz.
In Lingen startet das Projekt Get H2 Nukleus: ein rund 130 km langes Pipelinenetz, das die Stadt mit dem Evonik-Chemiepark in Marl und der bp-Raffinerie in Gelsenkirchen verbindet. Größtenteils werden dafür bestehende Erdgasleitungen umgestellt, nur 15 km zwischen Marl und Gelsenkirchen müssen laut den zuständigen Gasnetzbetreibern neu gebaut werden. Das Netz soll als erstes reguliertes Wasserstoffnetz Deutschlands mit diskriminierungsfreiem Zugang funktionieren: Jeder Produzent und jeder Abnehmer kann es nutzen.
Speicher und Abnehmer vorhanden
Angebunden wird auch ein Kavernenspeicher der RWE Gas Storage West in Gronau-Epe, der Schwankungen zwischen Erzeugung und Verbrauch ausgleichen soll. In einer nächsten Ausbaustufe ist die Verlängerung bis an die niederländische Grenze geplant. Lingen wird damit ein möglicher Knotenpunkt der europäischen Wasserstoffinfrastruktur.
Entscheidend ist aber auch: Es gibt bereits feste Abnehmer. Die bp-Raffinerie nutzt bislang grauen Wasserstoff aus Erdgas in ihren Prozessen, der schrittweise durch grünen ersetzt werden soll. Und auch für die RWE-Produktion stehen langfristige Lieferverträge. An vielen anderen Standorten in Deutschland scheitern Großprojekte genau daran: Es fehlt die verbindliche Nachfrage.
Von der Erdöl- zur Wasserstoffstadt
Ganz reibungslos verläuft die Transformation allerdings nicht. Die Zeitpläne beider Projekte haben sich leicht verschoben, und grüner Wasserstoff ist mit aktuell mindestens 7 bis 8 €/kg noch deutlich teurer als sein graues Pendant.
Ob sich die Produktion langfristig rechnet, hängt auch davon ab, wie schnell die Bundesregierung die EU-Vorgaben zur Nutzung von grünem Wasserstoff in nationales Recht umsetzt. Bislang ist das nicht passiert – und die Folgen sind andernorts deutlich spürbar. Holger Klaassen, Energiedirektor beim Kupferhersteller Aurubis, berichtete auf dem Handelsblatt Energiegipfel 2026 von einem wasserstofffähigen Ofen, den sein Unternehmen bereits installiert hat: „Aber der Wasserstoff ist nicht so richtig da.“
Energieexperte Michael Sterner von der Technischen Hochschule Regensburg bezifferte den nötigen Anschub in der gleichen Diskussion auf 5 bis 10 Mrd. € „damit wir diesen Hochlauf anschieben“. Ohne Wettbewerbsfähigkeit, so Sterner, „wird der ganze Hochlauf nicht kommen“. Auch Thomas Schulz, CEO von Bilfinger, wurde auf dem Gipfel deutlich: „Dieses permanente Drumherum-Reden funktioniert nicht. Wir machen uns industriell extrem schwach, wenn wir jetzt nicht anfangen zu agieren.“
Was läuft in Lingen anders?
Die kurze Antwort: Hier fragt nicht nur jemand nach Wasserstoff. Hier braucht ihn jemand. Die bp-Raffinerie will ihren grauen Wasserstoff durch grünen ersetzen, TotalEnergies hat sich per 15-Jahres-Vertrag 30.000 t pro Jahr gesichert. Hinzu kommen 130 km Pipeline, ein Kavernenspeicher und eine milliardenschwere Förderkulisse.
Während anderswo Abnehmer fehlen, Genehmigungen stocken und EU-Zertifizierungskriterien Projekte ausbremsen, greifen in Lingen Erzeugung, Infrastruktur und Nachfrage ineinander. Davon soll nicht zuletzt das Klima profitieren: Das Get-H2-Gesamtprojekt beziffert sein Potenzial zur CO₂-Einsparung auf bis zu 16 Mio. t bis 2030.
Ob Lingen damit zum Vorbild für den Rest des Landes wird, hängt davon ab, wie schnell andere Standorte ähnliche Bedingungen schaffen. Im Emsland scheinen sie derzeit optimal zu sein.
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