Effiziente Integration von Offshore-Windenergie durch Offshore-Wasserstoffproduktion

Executive Summary

Die Erschließung des Offshore-Windpotenzials Deutschlands und der Einsatz heimischer Elektrolyse sind entscheidend für die Erreichung einer bezahlbaren, sicheren Energieversorgung und die Erfüllung des deutschen Klimaneutralitätsziels für 2045. Allerdings sind die Kostenprognosen für den Anschluss von Offshore-Windparks durch Unterwasserkabel in letzter Zeit explodiert: Der aktuelle Netzentwicklungsplan sieht bis 2045 Kosten in Höhe von 158 Milliarden Euro für die Offshore-Übertragung vor, zusätzlich zu einer ähnlichen Größenordnung für das Onshore-Übertragungsnetz.

Um Netzanbindungskosten zu senken, schlägt das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) im aktuellen Flächenentwicklungsplan (FEP) das sogenannte «Overplanting» von Offshore-Stromkabeln in der deutschen Nordsee vor, insbesondere in den weit entfernten Offshore-Zonen 4 und 5 der Nordsee.

In dieser Studie untersuchen wir, wie eine Kombination von Stromnetzanschlüssen mit Wasserstoffpipelineanschlüssen und Offshore-Wasserstoffproduktion — von uns als «Offshore-Sektorkopplung» bezeichnet — den Vorschlag des BSH zum Elektrizitäts-Overplanting ergänzen kann, um die Kosten für die Integration von Offshore-Windenergie zu minimieren.

Unsere Analyse umfasst zwei Szenarien für den Ausbau der Offshore-Windenergie bis 2045: 70 GW, was dem gesetzlichen Ziel Deutschlands entspricht, und 55 GW, was einem konservativeren Ausbau unter Berücksichtigung von Nachlaufeffekten entspricht. Für jedes Szenario vergleichen wir drei Konfigurationen:

• Referenz: Geplanter Ausbau mit gleicher Offshore-Turbinen- und Stromkabelkapazität (kein Overplanting), wobei die Elektrolyseure zur Wasserstofferzeugung an Land stehen.
• Elektrizitäts-Overplanting: Überkapazitäten bei Windkraftanlagen im Verhältnis zu Kabeln und Elektrolyseuren an Land.
• Offshore-Sektorkopplung: Überschüssige Turbinenkapazität im Verhältnis zum Netzanschluss; Offshore-Elektrolyse mit einer Wasserstoffpipeline als Ergänzung zu den Stromverbindungen.

Die wichtigsten Ergebnisse auf einen Blick

Insbesondere steigt die Auslastung des Stromnetzes von 52 % bei reinem Elektrizitäts-Overplanting auf 65 % bei einer Offshore-Sektorkopplung im 70-GW-Szenario, sowie von 55 % auf 64 % im 55-GW-Szenario. Abregelung sinkt im Vergleich zu Overplanting von 14 % auf 11 % bei 70 GW und von 5 % auf 3 % bei 55 GW. Dies führt zu mehr nutzbarer Energie im Jahr 2045 (2,5 TWh im 70-GW-Szenario und 1 TWh im 55-GW-Szenario), wobei Strom- und Wasserstoffproduktion kombiniert werden.

1 Einleitung

Deutschland strebt bis 2045 Klimaneutralität an. Zentrale Elemente sind dabei Offshore-Windenergie und erneuerbarer Wasserstoff auf Basis von Elektrolyse mit erneuerbarem Strom. Die Zielwerte für die installierte Offshore-Windenergiekapazität liegen bei 30 GW bis 2030, 50 GW bis 2040 und 70 GW bis 2045.

Bis heute basieren die Planungsgrundsätze Deutschlands auf der Annahme, dass jeder Offshore-Windpark zu 100 % an das Stromnetz angeschlossen wird, mit Ausnahme eines 1-GW-Pilotgebiets (SEN-1), in dem alternative Anschlusskonzepte wie Offshore-Wasserstoff getestet werden sollen. Die Kostenprognosen für den Anschluss von Offshore-Windparks an Unterwasserstromkabel sind jedoch in letzter Zeit explodiert: Der aktuelle Netzentwicklungsplan sieht bis 2045 Offshore-Übertragungskosten in Höhe von 158 Milliarden Euro vor, zusätzlich zu einem ähnlichen Betrag für das Onshore-Übertragungsnetz.

Im Einklang mit den jüngsten Monitoring-Ergebnissen sollte eine kosteneffiziente heimische Elektrolyse die groß angelegten Wasserstoffimporte ergänzen und systemdienlich entwickelt werden. Die Wahrung der Kosteneffizienz ist dabei notwendig, um die Wettbewerbsfähigkeit und Bezahlbarkeit der deutschen Energieversorgung zu sichern.

In diesem Zusammenhang hat der aktuelle Flächenentwicklungsplan Offshore (FEP) des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) die Diskussion über ein Overplanting an Offshore-Windkraftkapazität im Verhältnis zu den Netzanschlüssen wiederbelebt, insbesondere in den Zonen 4 und 5 der Nordsee, das heißt den Zonen im sogenannten «Entenschnabel», die am weitesten von der deutschen Küste entfernt sind.

Der Vorschlag des BSH beinhaltet einen Zielkonflikt zwischen der Senkung der Kosten für den Anschluss der Offshore-Stromnetze und der Reduzierung der Strommengen, die von Offshore-Windparks zu den Verbraucher:innen transportiert werden: Einerseits reduziert die Dimensionierung der Kabel unterhalb der Offshore-Spitzenerzeugungskapazität die Kosten, da die Spitzenleistung selten erreicht wird. Andererseits begrenzt sie die maximal lieferbare Leistung und erfordert eine Abregelung der Energie, wodurch die Einnahmen eingeschränkt werden und der Bedarf an Subventionen für Offshore-Windenergie steigt.

AquaVentus möchte das Verständnis dafür vertiefen, wie die Offshore-Sektorkopplung mit gemischten Strom- und Wasserstoffanbindungen das Prinzip des Overplanting nutzen kann, um die Wirtschaftlichkeit von Projekten zu stärken und die Gesamtsystemkosten zu senken. Die vorliegende Studie untersucht, wie Offshore-Elektrolyse, die zusammen mit der Windenergieerzeugung an einem Standort erfolgt und über Stromkabel und Wasserstoffpipelines an das Festland angebunden ist, die effiziente Nutzung des Offshore-Windpotenzials in Deutschland verbessern kann.

2 Die Modellergebnisse zeigen, dass die Offshore-Sektorkopplung die kostengünstigste Nutzung des Offshore-Windpotenzials ermöglicht

2.1 Ansatz: Vergleich zwischen Offshore-Sektorkopplung und alternativen Konfigurationen

Wir untersuchen die Offshore-Sektorkopplung mit gemischten Strom- und Wasserstoff-Offshore-Anbindungen als Alternative zum Vorschlag des BSH, in den Zonen 4 und 5 der deutschen Nordsee ein reines Elektrizitäts-Overplanting zu implementieren. Im Vorschlag des BSH übersteigt die Offshore-Windkapazität die Kabelkapazität, und alle Anbindungen an Land sind ausschließlich für Strom vorgesehen. Wir vergleichen beide Optionen mit einer Baseline «Aktueller Ausbau», bei der die Kabelkapazität der Turbinenkapazität entspricht (das heißt keine Überkapazität) und alle Anbindungen ausschließlich für Strom vorgesehen sind.

Wir führen unseren Vergleich der verschiedenen Konfigurationen für zwei unterschiedliche Offshore-Windkraftausbau-Szenarien bis 2045 durch:

• Das erste Szenario umfasst 70 GW installierte Offshore-Windkapazität und spiegelt das gesetzliche Ausbauziel Deutschlands wider, wobei der aktuelle FEP den Rahmen für dessen Umsetzung vorgibt. In diesem Szenario legen wir die Elektrolyseurkapazität für alle Konfigurationen auf 10 GW fest.
• Das zweite Szenario geht von 55 GW aus, was einer Beschränkung der Offshore-Windkapazität aufgrund von Nachlaufeffekten entspricht. In diesem Szenario haben wir die Elektrolyseurkapazität für alle Konfigurationen auf 4 GW festgelegt.

Wir gehen von derselben Elektrolysekapazität für alle Konfigurationen innerhalb jedes Offshore-Windkraft-Szenarios aus (10 GW im 70-GW-Szenario und 4 GW im 55-GW-Szenario), anstatt sie innerhalb jeder Konfiguration zu optimieren. Dies steht im Einklang mit dem Design unseres eigenständigen Offshore-Systemmodells, das für jedes Offshore-Windkapazitätsszenario und jede Konfiguration die Offshore-Verbindungskonfiguration (d.h. die Kapazität des Stromkabels und der Wasserstoffpipeline) ermittelt, die die Nettoinfrastrukturkosten für die Integration von Offshore-Energie minimiert.

2.2 Zentrale Ergebnisse: Die Sektorkopplung im Offshore-Bereich ermöglicht die wirtschaftlichste Nutzung der Offshore-Windenergie

Beim Elektrizitäts-Overplanting und der Offshore-Sektorkopplung ergibt sich eine optimale Überkapazität der Offshore-Windkapazität von 36 % im Verhältnis zur gesamten Offshore-Transportkapazität. Im Fall der Offshore-Sektorkopplung, bei der eine Wasserstoffpipeline das Stromkabel ergänzt, ist es kostenoptimierend, eine geringere Kabelkapazität als beim reinen Overplanting (nur Strom) zu installieren, da die Pipeline eine zusätzliche, kosteneffiziente Transportroute bietet.

Wir stellen außerdem fest, dass die Offshore-Sektorkopplung das effektivste Mittel ist, um das Offshore-Windpotenzial in den Zonen 4 und 5 der deutschen Nordsee zu nutzen. Sowohl Overplanting (nur Strom) als auch Offshore-Sektorkopplung reduzieren die Netto-Infrastrukturkosten für die Integration des Offshore-Energiepotenzials im Vergleich zur Baseline-Konfiguration ohne Overplanting. Die Offshore-Sektorkopplung liefert dabei in beiden Offshore-Ausbau-Szenarien das wirtschaftlichste Ergebnis.

Die niedrigeren Netto-Infrastrukturkosten für die Integration von Offshore-Energie ergeben sich aus einer reduzierten Kapazität der Offshore-Stromkabel. Diese Reduzierung führt zwar zu einem leichten Rückgang der Einnahmen aus dem Verkauf von Strom zu Großhandelsmarktpreisen, und die Kosten für Elektrolyseure sind offshore höher als onshore. Jedoch sind die Einsparungen bei den Investitions- und Betriebskosten wesentlich größer.

Konkret senkt die Offshore-Sektorkopplung die Netto-Infrastrukturkosten für die Integration von Offshore-Energie um etwa 1.664 Millionen Euro pro Jahr im 70-GW-Szenario und um 477 Millionen Euro pro Jahr im 55-GW-Szenario. Zum Vergleich: Ein reines Overplanting im Strombereich senkt diese Kosten nur um 678 Millionen Euro bzw. 116 Millionen Euro pro Jahr.

Der Vorteil der Sektorkopplung ergibt sich aus drei Faktoren:

• Erstens sind die Gesamtkosten für die Offshore-Sektorkopplung am niedrigsten. Zwar sind die Investitions- und Betriebskosten für die Offshore-Elektrolyse höher als für die Onshore-Elektrolyse und es muss eine Wasserstoffpipeline gebaut werden. Doch diese Nachteile werden durch eingesparte Kabelinvestitionen und Effizienzgewinne beim Energietransport mehr als ausgeglichen. Wasserstoffpipelines bieten eine deutlich kostengünstigere Möglichkeit, große Energiemengen über große Entfernungen zu transportieren als Stromkabel.
• Zweitens verbessert die Flexibilität, entweder Strom oder Wasserstoff zu transportieren, die Auslastung der Offshore-Stromübertragungsinfrastruktur. Die Offshore-Kabel werden im Rahmen der Sektorkopplung zu 65 % ausgelastet, verglichen mit 52 % bei reinem Strom-Overplanting im 70-GW-Szenario und 64 % gegenüber 55 % im 55-GW-Szenario.
• Drittens reduziert die Offshore-Sektorkopplung auch die Abregelung im Vergleich zum Overplanting, da die Offshore-Windenergie flexibel entweder für die Elektrolyse oder für die Stromerzeugung genutzt werden kann.

Aufgrund der parallelen Infrastruktur für Strom- und Wasserstoffanschlüsse ermöglicht die Offshore-Sektorkopplung eine systemvorteilhafte Nutzung der Offshore-Windenergie. In Zeiten hoher Strompreise wird der Strom vorrangig an Land transportiert, wodurch der Wert der Stromerzeugung maximiert wird. Bei niedrigen oder negativen Strompreisen wird der Offshore-Strom stattdessen direkt für die Elektrolyse genutzt und als Wasserstoff an Land transportiert.

2.3 Sensitivitätsanalyse: Der Vorteil der Sektorkopplung ist robust

Wir testen die Sensitivitäten der Variablen, die den Vorteil der Offshore-Sektorkopplung am ehesten beeinflussen. Ziel ist es, die Robustheit unserer Ergebnisse gegenüber den wichtigsten Treibern der Offshore-Energieökonomie zu bewerten, insbesondere der installierten Elektrolyseurkapazität, der Höhe der Strompreise und der Kostendifferenz zwischen Offshore- und Onshore-Elektrolyseuren.

Angesichts der geringeren Kosten für den Energietransport steigen die Vorteile der Offshore-Wasserstoffproduktion mit der installierten Elektrolyseurkapazität. Wir testen verschiedene Sensitivitäten, indem wir die Elektrolyseurkapazität um ± 50 % variieren. Die Ergebnisse zeigen, dass die Offshore-Sektorkopplung in allen Sensitivitäten die wirtschaftlichste Konfiguration bleibt. Darüber hinaus steigt ihr wirtschaftlicher Vorteil gegenüber alternativen Konfigurationen mit höherer Elektrolyseurkapazität.

Bei den Strompreisen testen wir Sensitivitäten in einem Bereich von -20 % bis +20 % um das Standard-Großhandelspreisniveau. Niedrigere Strompreise verringern die Einnahmen aus dem Stromverkauf und erhöhen die Nettoinfrastrukturkosten für die Integration von Offshore-Energie im Fall von Elektrizitäts-Overplanting im Vergleich zur Offshore-Sektorkopplung, wodurch die Vorteile der letzteren verstärkt werden.

Abschließend testen wir die Sensitivität der Ergebnisse gegenüber den zusätzlichen Kosten der Offshore-Elektrolyse im Vergleich zur Onshore-Elektrolyse. Eine schnellere Kostenkonvergenz mit geringeren Kostenunterschieden erhöht den Vorteil der Offshore-Sektorkopplung. Über den gesamten Bereich hinweg bleibt der Vorteil der Minimierung der Nettoinfrastrukturkosten für die Integration von Offshore-Energie jedoch weitgehend unverändert, was die Robustheit der Ergebnisse bestätigt. Selbst unter der Annahme deutlich höherer Kosten für Offshore-Elektrolyseure halten folgende Erkenntnisse:

• Die Offshore-Wasserstoffproduktion ist die wirtschaftlichste Option für die heimische Wasserstofferzeugung aus Offshore-Windenergie und
• folglich ist Offshore-Sektorkopplung die wirtschaftlichste Option zur Integration des Offshore-Windpotenzials.

3 Gemischte Anschlusskonzepte ermöglichen effiziente Nutzung des Offshore-Windpotenzials in Deutschland

Verschiedene Herausforderungen behindern weiterhin den Einsatz der Sektorkopplung im Offshore-Bereich in Deutschland. Bestehende Standortausweisungen, Vergabeverfahren und Genehmigungsrahmen schränken die Entwicklung von Offshore-Elektrolyse und integrierten Strom- und Wasserstoff-Anbindungskonzepten ein.

3.1 Ausweitung der Gebiete für Offshore-Elektrolyse und Zulassung gemischter Offshore-Wasserstoff- und Stromanschlüsse

Derzeit hat das BSH eine Zone (SEN-1) für andere Energieerzeugungszwecke ausgewiesen, in der allgemein mit der Ansiedlung von Elektrolyseanlagen gerechnet wird. Dieses Pilotgebiet mit einer geplanten Kapazität von maximal 1 GW ist derzeit das einzige Offshore-Wasserstoffgebiet, das in der deutschen AWZ vorgesehen ist. Alle anderen Gebiete sind für reine Stromprojekte reserviert, was den Spielraum für die Skalierung von Offshore-Wasserstoff einschränkt.

3.2 Vorantreiben der gemeinsamen Planung von Strom- und Wasserstoffnetzen

Die gemeinsame Planung der Strom- und Wasserstoffübertragungsinfrastruktur ist sowohl aus systemischer Sicht als auch aus Investorensicht wichtig. Aus systemischer Sicht ermöglicht sie eine koordinierte Entwicklung von Netzen, die mit der Ausweitung der Wasserstofferzeugung, -speicherung und -nutzung sowie der Elektrifizierung zunehmend miteinander interagieren werden. Eine gemeinsame Raumplanung und eine einheitliche Modellierung können Doppelarbeit reduzieren, die Gesamtsystemkosten senken und die Widerstandsfähigkeit verbessern.

3.3 Ausweitung der rechtlichen Priorisierung auf Offshore-Elektrolyseprojekte

Eine weitere mögliche Stellschraube hinsichtlich der Genehmigung und des rechtlichen Status betrifft den Entwurf des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes. Das Gesetz kategorisiert Elektrolyseure an Land und in Küstengewässern als Projekte übergeordneten öffentlichen Interesses und schließt Offshore-Projekte in der AWZ von dieser Bestimmung aus. In der Praxis bedeutet dies, dass die Offshore-Elektrolyse nicht die gleiche rechtliche Priorität erhält.

3.4 Minderung des Investitionsrisikos

Investitionsrisiken bleiben eine zentrale Herausforderung im aufstrebenden Wasserstoffsektor, auch für Offshore-Projekte. Es wird erwartet, dass die Kosten für die Elektrolyse, einschließlich der Offshore-Elektrolyse, durch Skaleneffekte und Lerneffekte sinken werden. Frühzeitige Investitionen tragen zu diesem Prozess bei und schaffen Vorteile für den gesamten Sektor, auch wenn einzelne Investoren diesen Wert möglicherweise nicht realisieren können.

Zusammen führen diese Faktoren zu erheblicher Unsicherheit für Investoren sowohl im Onshore- als auch im Offshore-Wasserstoffbereich und unterstreichen die Notwendigkeit gezielter Maßnahmen zur Minderung des Investitionsrisikos und zur Stärkung des Marktvertrauens, auch für den Ausbau des Wasserstoffnetzes.