Wasserstoff statt Erdöl: 400 MW Elektrolyse machen diese Stadt zum H₂-Zentrum
Zwei Konzerne, zwei Elektrolyseure, eine Stadt: In einer 60.000-Einwohner-Stadt im Emsland speist RWE jetzt grünen Wasserstoff ins Netz, bp baut nebenan seine größte Anlage für den Energieträger. Zusammen entstehen hier 400 MW Elektrolyseleistung – mehr als doppelt so viel, wie Deutschland bislang installiert hat.
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, seit 2002 betreibt sie bp. Nun steht der Standort vor dem größten Umbau seiner Geschichte.
Gleich zwei Konzerne bauen in der 60.000-Einwohner-Stadt Elektrolyseure im Industriemaßstab, unabhängig voneinander, aber wenige Kilometer entfernt: RWE errichtet auf dem Gelände seines Gaskraftwerks Emsland eine 300-MW-Anlage und speist seit Anfang August erste Mengen ins Netz ein. bp baut direkt neben seiner Raffinerie den größten Elektrolyseur seiner Konzerngeschichte. Warum eignet sich ausgerechnet diese Stadt so gut für die Wasserstoffwirtschaft, und wie realistisch sind die Zeitpläne?
Inhaltsverzeichnis
Das RWE-Projekt: 300 MW im Verbund mit Pipeline und Abnehmern
Auf dem Gelände des RWE-Gaskraftwerks Emsland läuft seit Sommer 2026 der Inbetriebnahmeprozess für die ersten beiden Elektrolyseure mit je 100 MW, geliefert von Linde Engineering und ITM Power. Ein dritter 100-MW-Alkali-Elektrolyseur von Sunfire soll 2027 folgen; die Montage übernimmt der Mannheimer Industriedienstleister Bilfinger. Der Bund und das Land Niedersachsen fördern das Projekt mit fast einer halben Milliarde Euro.
Anfang August hat RWE erstmals in Deutschland grünen Wasserstoff aus einer industriellen Elektrolyse über eine Pipeline an einen Industriekunden geliefert. Die ersten Mengen aus Lingen flossen laut einer RWE-Mitteilung vom 4. August über ein rund 120 km langes Leitungsnetz der Fernleitungsnetzbetreiber Nowega und OGE sowie der Evonik-Tochter Syneqt zum Chemiepark Marl im nördlichen Ruhrgebiet, wo sie in der Produktion zum Einsatz kommen. Damit arbeiten Erzeugung, Transport und Abnahme im Projekt GET H2, das die Zusammenarbeit koordiniert, erstmals im Verbund zusammen.
Zertifizierung nach RED-III
Der Wasserstoff erfüllt nach Angaben von RWE die EU-Anforderungen für erneuerbare Kraftstoffe nicht-biologischen Ursprungs (RFNBO). Kunden erhalten dafür Nachhaltigkeitsnachweise und können die Mengen auf ihre Dekarbonisierungsziele anrechnen. Der für diese Zertifizierung notwendige, oft als langwierig und komplex beschriebene Prozess bremst viele Projekte in Deutschland aus.
Auch TotalEnergies hat sich Wasserstoff aus RWEs Elektrolyse in Lingen gesichert. Ein 15-Jahres-Vertrag soll jährlich bis zu 30.000 t für die TotalEnergies-Raffinerie im rund 600 km entfernten Leuna bereitstellen. Nikolaus Valerius, CEO der RWE Generation SE, kündigte an, die Anlagen in den kommenden Monaten auf den kommerziellen Betrieb vorzubereiten.
Das bp-Projekt: Der größte Elektrolyseur des Konzerns
Wenige Kilometer entfernt, direkt an der Raffinerie, verfolgt bp ein Vorhaben: „Lingen Green Hydrogen„. Der geplante 100-MW-Elektrolyseur soll bis zu 11.000 t grünen Wasserstoff pro Jahr produzieren, so viel wie keine andere Anlage im bp-Konzern weltweit. Die finale Investitionsentscheidung (FID) fiel bereits Ende 2024 als eine der wenigen in der deutschen Wasserstoffbranche. Die Investition bewegt sich im mittleren bis hohen dreistelligen Millionenbereich und erhält eine IPCEI-Förderung von Bund und Land Niedersachsen. Die Montage übernimmt, wie beim Nachbarprojekt von RWE, Bilfinger.
Der Verwendungszweck unterscheidet sich jedoch vom RWE-Nachbarn:. bp will mit dem grünen Wasserstoff vor allem den grauen ersetzen, den die eigene Raffinerie bislang aus Erdgas gewinnt und in ihren Prozessen einsetzt. Überschüsse können über das Wasserstoff-Kernnetz an Industriekunden gehen. Den Ökostrom für die Elektrolyse bezieht der Konzern nach eigenen Angaben zunächst über einen Abnahmevertrag für Offshore-Windenergie aus der Nordsee.
Fortschritt auch beim RWE-Nachbarn
Nach einer bp-Mitteilung vom 23. Juli sind vier vorgefertigte Rohrbrückenmodule eingetroffen, die in Spanien gebaut und per Schiff nach Lingen gebracht wurden. Jedes Modul ist rund 30 m lang und wiegt etwa 100 t; sie sollen später die Anlagenteile miteinander verbinden. Zuvor hatte bp im Juni die mechanische Fertigstellung der Anbindung an die bestehende Raffinerie gemeldet. Den ersten grünen Wasserstoff erwartet der Konzern nach eigenen Angaben in der zweiten Hälfte von 2027.
Zusammengerechnet käme Lingen mit beiden Projekten auf 400 MW Elektrolyse. Perspektivisch könnten es 800 MW werden, sollte bp wie angedeutet auf 500 MW ausbauen. Zum Vergleich: In ganz Deutschland existierten laut einer Studie des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln (EWI) zuletzt nur rund 185 MW Elektrolyseleistung. Allein die 200 MW, die RWE bis Jahresende ans Netz bringen will, würden diesen Bestand also mehr als verdoppeln.
Warum Lingen?
Warum wählen zwei Konzerne unabhängig voneinander denselben Standort? Zunächst sind die Bedingungen im Emsland für die Elektrolyse ungewöhnlich günstig. Es gibt eine bestehende Industrieinfrastruktur mit Raffinerie und Kraftwerk, erfahrenes Personal und einen direkten Anschluss an das entstehende Wasserstoffkernnetz. Die Leitungen von GET H2 Nukleus gehören zu dessen ersten Abschnitten, und beide Elektrolyseure hängen daran.
Auch die Infrastruktur drumherum wächst schneller als anderswo:
- Speicher: In Gronau-Epe will RWE Gas Storage West Ende 2026 mit der Befüllung eines Kavernenspeichers beginnen, nach Unternehmensangaben des ersten kommerziellen Wasserstoffspeichers dieser Art in Europa. In Betrieb gehen soll er Mitte 2027. Die dafür nötige 10 km lange Neubauleitung von Heek nach Epe ist seit Ende 2025 fertig.
- Weitere Anbindungen: Eine Leitung zwischen dem Chemiepark Marl und der bp-Raffinerie in Gelsenkirchen-Scholven ist laut RWE inzwischen fertiggestellt. Bis 2027 wollen OGE und Nowega zusätzlich eine bestehende Leitung von Legden nach Dorsten auf Wasserstoff umstellen und eine Verbindung von Dorsten nach Marl neu bauen.
- Abnehmer: Beide Projekte starten mit gesicherter Nachfrage, RWE über Lieferverträge wie den mit TotalEnergies, bp über den Eigenbedarf der Raffinerie.
An vielen anderen Standorten scheitern Großprojekte genau an diesem letzten Punkt: Es fehlt die verbindliche Nachfrage.
Was in Lingen trotzdem offen bleibt
Reibungslos verläuft die Transformation nicht. Die Zeitpläne beider Projekte haben sich mehrfach verschoben, ursprünglich war für die RWE-Anlage 2026 als Vollausbau vorgesehen. Und grüner Wasserstoff ist mit derzeit mindestens 7 bis 8 €/kg deutlich teurer als sein graues Pendant.
Politisch hat sich 2026 etwas bewegt, allerdings vor allem für den Verkehrssektor. Das Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz, das Planung und Genehmigung vereinfachen soll, ist seit April 2026 in Kraft. Mit der Novelle der THG-Quote gilt zudem erstmals eine verbindliche RFNBO-Unterquote, die 2026 bei 0,1 % des Energiegehalts der abgesetzten Kraftstoffe beginnt.
Für die Industrie fehlt ein vergleichbares Instrument bislang. Die Vorgaben der EU-Richtlinie RED III zum Einsatz von RFNBO in industriellen Prozessen sind in Deutschland noch nicht umgesetzt, und die Folgen sind spürbar. Der Energieträger ist kaum verfügbar, weil nur wenige in die großvolumige Produktion investieren. Der Grund: Jenseits des Raffineriesektors finden sich kaum Abnehmer, die bereit sind, die Mehrkosten zu zahlen.
Vom Sonderfall zum Vorbild?
Warum es in Lingen anders läuft? Hier fragt nicht nur jemand nach Wasserstoff, hier braucht ihn jemand. Erzeugung, Pipeline, Speicher und feste Abnahmeverträge greifen ineinander. Ob Lingen damit zum Vorbild für den Rest des Landes wird, hängt davon ab, wie schnell die Politik ähnliche Bedingungen auch andernorts schaffen kann.
Die Bewährungsprobe in Lingen steht derweil noch bevor: Bislang läuft die RWE-Anlage trotz erster Lieferungen im Inbetriebnahmemodus, bp montiert noch. Wie wirtschaftlich beide Elektrolyseure im kommerziellen Dauerbetrieb arbeiten, muss sich zeigen.
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