Machbarkeit eines Offshore-H2-Backbones

Bildtitel: Abb. 3: H2-Backbone in der Nordsee
Autor: Claas HĂŒlsen, Ton van Wingerden, Daan Geerdink
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22. Juli 2023

Machbarkeit eines Offshore-H2-Backbones

DNV-Studie analysiert Aufbau und Kosten

Die Energiewende in Europa kann nur gelingen, wenn auch CO2-intensive Sektoren zĂŒgig dekarbonisiert werden. Dabei wird grĂŒner Wasserstoff sehr wahrscheinlich eine zentrale Rolle spielen, denn in vielen energieintensiven Anwendungen gibt es keine andere CO2-neutrale Alternative. Die fĂŒr die Erreichung der KlimaneutralitĂ€t notwendigen Mengen an Wasserstoff sind allerdings fĂŒr Europa sehr hoch. Zur Dekarbonisierung der heutigen H2-Produktion in Europa wĂŒrden etwa 250 TWh H2 benötigt. Bis 2050 geht die EU in ihrer Wasserstoffstrategie von 2.250 TWh aus.

Wie die Energiekrise im vergangenen Jahr gezeigt hat, ist die ImportabhĂ€ngigkeit von EnergietrĂ€gern strategisch risikoreich. Insofern sollten im Bereich Wasserstoff grĂ¶ĂŸere Erzeugungsmengen in Europa produziert werden, um nicht in vergleichbare AbhĂ€ngigkeiten zu geraten, wie sie heute bei den fossilen EnergietrĂ€gern gegeben sind.

Als unabhĂ€ngiges Beratungsunternehmen hat DNV in diesem Zusammenhang fĂŒr Gascade und Fluxys untersucht, inwiefern eine Offshore-Wasserstofferzeugung ökonomisch und strategisch sinnvoll ist und wie ĂŒber eine großskalierende Einbindung einer Offshore-Elektrolyse in ein europĂ€isches Netz ein signifikanter Beitrag zur europĂ€ischen Versorgungssicherheit realisiert werden kann.

Offshore-Windenergie ist am wirtschaftlichsten

Ausgangspunkt der Untersuchungen ist zunĂ€chst der Vergleich von fĂŒnf H2-Wertschöpfungsketten, die hinsichtlich ihrer H2-Gestehungskosten untersucht werden. Dabei wird von einer Produktion in Mitteleuropa hinsichtlich der Wind- und Solarprofile ausgegangen. Verglichen werden die Produktionsketten Onshore-Wind, Onshore-PV und Offshore-Wind mit einer Onshore-Elektrolyse und einer HVAC- oder HVDC-Anbindung sowie Offshore-Wind mit einer Offshore-Elektrolyse und einer Pipelineanbindung.

Die Ergebnisse der Modellierung zeigen, dass die Produktion von Wasserstoff mittels Offshore-Windenergie grundsĂ€tzlich am wirtschaftlichsten ist. Dies ist insbesondere in den hohen Volllaststunden – rund 5.000 – der Elektrolyse begrĂŒndet, die bei Offshore-Windenergie erzielt werden können und durch die die Kapitalkosten im VerhĂ€ltnis zur Produktion am vorteilhaftesten sind.

Bei der Nutzung von Offshore-Windenergie stellt sich weiterhin die Frage, ob die Elektrolyse eher onshore oder offshore erfolgen sollte. Auch dieser Aspekt wird in der Studie im Detail untersucht. Ein Vergleich der Bedeutung der EnergieĂŒbertragungskosten auf die Gesamt-LCOH zwischen den drei Optionen

1) kabelgebundene HVAC-Anbindung (Elektrolyse onshore) und

2) kabelgebundene HVDC-Anbindung (Elektrolyse onshore) gegenĂŒber

3) pipelinegebundene WasserstoffĂŒbertragung (Elektrolyse offshore)

zeigt, dass bis zu einer Entfernung von etwa 125 km von der KĂŒste die HVAC-Übertragung im Vergleich zur HVDC-Übertragung kostengĂŒnstiger ist. In Entfernungen darĂŒber hinaus wird allerdings die Pipelineanbindung, bezogen auf die gesamten LCOH, gĂŒnstiger. Die Elektrolyse sollte folglich fĂŒr weiter entfernte Offshore-Gebiete auf See erfolgen. FĂŒr die Studie wird diese Grenze bei 100 km gezogen, da eine Pipeline auch mehrere Offshore-Windparks einbinden kann (s. gelb-schraffierter Bereich in Abb. 2).

Betrachtet man als weiteren Faktor noch die Landnutzung, die bei einer Onshore-Elektrolyse signifikante FlÀchen in Anspruch nimmt, so hat die Offshore-Elektrolyse noch einen weiteren Vorteil: Die ohnehin schon sehr intensive Landnutzung onshore wird nicht noch weiter intensiviert. Der kompakte Aufbau, der offshore möglich ist, ist deutlich vorteilhafter.

89 Gigawatt in der Nordsee in Planung

In einem nĂ€chsten Schritt wird in der Studie das Offshore-Winderzeugungspotential fĂŒr FlĂ€chen mit einer KĂŒstenentfernung von mehr als 100 km in der Nord- und Ostsee untersucht. Dabei werden nur solche FlĂ€chen berĂŒcksichtigt, die bislang von den entsprechenden LĂ€ndern fĂŒr Windprojekte ausgewiesen wurden. Die entsprechenden Auswertungen zeigen, dass sich unter BerĂŒcksichtigung eines 100-km-Kriteriums aktuell in der Nordsee 89 GWel Leistung aus Offshore-Windenergie in meist sehr frĂŒhen Planungsphasen befinden. In den SeeflĂ€chen der Nordsee besteht aber noch weit mehr Potential, allerdings ist dies derzeit nicht fĂŒr eine Windenergienutzung ausgewiesen.

WĂŒrde das ermittelte Potential (89 GW) in der Nordsee ausschließlich fĂŒr die Erzeugung von Wasserstoff genutzt werden, dann entsprĂ€che dies einer H2-Produktionsmenge von rund 350 TWh/a bzw. 9000t/a. Eine solche Menge wĂŒrde je nach zugrunde gelegter Prognosestudie 15 bis 20 Prozent des Wasserstoffbedarfs Europas im Jahr 2050 abdecken.

In der Ostsee ist das Potential aufgrund der geringeren KĂŒstenentfernungen deutlich niedriger, zumindest, wenn das 100-km-Kriterium hart berĂŒcksichtigt wird. Eine vertiefende Betrachtung des Produktionspotentials im Ostseeraum wurde in der Studie nicht vorgenommen. Allerdings könnte ein entsprechender Offshore-Backbone in der Ostsee auch eine landseitige H2-Produktion in Schweden und Finnland effizient nach Mitteleuropa fĂŒhren und dazu mit einer seeseitigen Produktion kombiniert werden.

Unterschiede zwischen Erdgas- und H2-Pipelines

Aufbauend auf den Ergebnissen der Wirtschaftlichkeit und des möglichen FlĂ€chenpotentials, wird in der Studie anschließend die mögliche technische Umsetzung detailliert. Hierbei geht es weniger um die Offshore-Elektrolyse selbst, sondern spezifisch um die Optionen, die Offshore-Wasserstofferzeugung ĂŒber ein Offshore-Pipelinenetz mit einem Onshore-Netz zu verbinden. Dabei sind zahlreiche Fragen zu klĂ€ren, um einen Wasserstoff-Backbone zu schaffen, der sicher betrieben werden kann.

Vergleicht man beispielsweise den Transport von Erdgas, der in Offshore-Umgebungen ĂŒblich ist, mit dem Transport von Wasserstoff, der bisher noch nicht in Offshore-Umgebungen durchgefĂŒhrt wurde, so mĂŒssen mehrere Aspekte berĂŒcksichtigt werden: Erstens haben Erdgas und Wasserstoff einen unterschiedlichen Energiegehalt, wenn sie durch eine Pipeline transportiert werden. Erdgas besteht hauptsĂ€chlich aus Methan (CH4) und hat normalerweise einen Energiegehalt zwischen 34 und 43 MJ/mÂł (oberer Heizwert).

Wasserstoff hingegen hat einen viel geringeren volumetrischen Energiegehalt als Erdgas (etwa 12,7 MJ/mÂł). Das bedeutet, dass beim Transport von Wasserstoff durch eine Pipeline ein viel grĂ¶ĂŸeres Gasvolumen erforderlich ist, um die gleiche Energiemenge wie die von Erdgas zu transportieren. Wasserstoff ist jedoch auch ein viel leichteres Gas als Erdgas.

Bei normaler Temperatur und normalem Druck hat ein Kubikmeter Wasserstoff zum Beispiel etwa ein Neuntel der Masse eines Kubikmeters Erdgas, was zu einem viel höheren Durchfluss bei gleichen Druckunterschieden fĂŒhrt. Die Kombination dieser beiden Aspekte (niedriger Heizwert und leichtes Gas) hat eine ausgleichende Wirkung, so dass der Energiefluss von Wasserstoff und der von Erdgas dennoch vergleichbar sind.

DarĂŒber hinaus ist Wasserstoff auch im Stahl viel diffuser als Erdgas und fördert daher die Versprödung von Pipelines infolge zyklischer Belastungen. Dieser Effekt wird durch eine Vermeidung von zyklischen Belastungen, die Nutzung von weniger hochwertigen StĂ€hlen (die weicher und damit weniger rissanfĂ€llig sind) und die Verwendung einer dickeren Rohrleitungswand beherrschbar. Dies schrĂ€nkt jedoch im Allgemeinen auch die Wiederverwendbarkeit bestehender Erdgaspipelines fĂŒr den Wasserstofftransport deutlich ein.

Zusammenfassend kommt die Studie daher zu dem Schluss, dass sich aufgrund seiner unterschiedlichen volumetrischen, gravimetrischen und molekularen Eigenschaften der Transport von Wasserstoff von dem von Erdgas in Offshore-Pipelines stark unterscheidet. Offshore-Wasserstoffpipelines sollten mithin spezifische Auslegungskriterien erfĂŒllen, um eine angemessene TransportkapazitĂ€t zu gewĂ€hrleisten und sicher und dauerhaft betrieben werden zu können. Aufgrund der vorgenommenen Analysen, die in diesem Artikel nur stichpunktartig aufgezeigt werden, kommen die Autoren zu dem Schluss, dass eine Umwidmung bestehender Offshore-Pipelines in den meisten FĂ€llen unwirtschaftlich ist, insbesondere dann, wenn die Pipeline Teil eines integrierten und mehrere Windparks verbindenden Systems sein soll.

Hohes Druckniveau möglich

Als abschließender Schritt wird in der Studie die technische Umsetzung eines Wasserstoff-Backbones in der Nordsee detailliert. Dabei werden u. a. Fragen zum Routing, zum Druckregime, den Pipelinekosten und der notwenigen SpeicherkapazitĂ€t aufgrund einer fluktuierenden H2-Produktion erörtert. Das in der Studie skizzierte Netz verbindet die Windparks in der Nordsee mit Anlandepunkten in sechs Nordseeanrainerstaaten. FĂŒr die Anbindung wurden in den LĂ€ndern Anschlusspunkte an die geplanten Onshore-Backbones gewĂ€hlt. Das hierdurch gebildete Netz hat eine GesamtlĂ€nge von 4.500 km und weist generell eine Nord-SĂŒd-Flussrichtung auf.

In der Studie wird keine komplette hydraulische Analyse vorgenommen, sondern es erfolgen einige NĂ€herungsberechnungen. Um beispielsweise den erforderlichen Eingangsdruck fĂŒr den Transport von Wasserstoff von Norwegen nach Deutschland zu ermitteln, wurden fĂŒr die notwendigen Pipelineabschnitte entsprechende Berechnungen durchgefĂŒhrt (s. Abb. 3).

Der angenommene Rohrleitungsdurchmesser betrĂ€gt 48 Zoll. Mit diesen Parametern wurde der erforderliche Eingangsdruck fĂŒr unterschiedliche KapazitĂ€ten der Pipeline berechnet. FĂŒr eine H2-KapazitĂ€t von 25 GW, die an diesen Pipelineabschnitt angeschlossen ist, wird beispielsweise ein Einlassdruck von 192 bar berechnet. Dies ist ein sehr hohes Druckniveau fĂŒr H2-Offshore-Pipelines.

Das DNV Joint Industry Project (JIP) H2Pipe untersucht derzeit Konstruktion, Bau und Betrieb von Offshore-H2-Pipelines mit einem Druck von bis zu 250 bar. Obwohl diese Pipelines noch nicht kommerziell verfĂŒgbar sind, sehen DNV und die JIP-Partnerunternehmen keine grĂ¶ĂŸeren technischen EinschrĂ€nkungen fĂŒr die Verwirklichung solcher Pipelines. Die wirtschaftliche Machbarkeit in Bezug auf die Materialauswahl der Pipelines und der ZusatzausrĂŒstung muss allerdings in den kommenden Jahren nachgewiesen werden.

Neben dem Pipelinesystem wird in der Studie auch der Speicherbedarf analysiert. Der Anschluss an ausreichende SpeicherkapazitĂ€ten ist notwendig, um ein nahezu kontinuierliches Versorgungsprofil zu erhalten. Die Studie zeigt hierzu auf, dass etwa 30 Prozent der Jahresproduktion als Voraussetzung fĂŒr diese auf fluktuierenden erneuerbaren Energien basierende H2-Versorgung gespeichert werden mĂŒssen. In der Studie wird entsprechend von einem Anschluss an Salzkavernenspeicher in Norddeutschland und den Niederlanden ausgegangen.

Kostenberechnung

FĂŒr das skizzierte Netz werden anschließend die Kosten abgeschĂ€tzt. FĂŒr die Nordsee betrĂ€gt die GesamtlĂ€nge des geplanten Backbones 4.200 km. Geht man von einem Rohrdurchmesser von 36 bis 48 Zoll aus, so liegt der Preis zwischen 3.000 und 4.500 €/m Pipeline.

GemĂ€ĂŸ den getĂ€tigten Annahmen liegen die zusĂ€tzlichen LCOH fĂŒr das Pipelinesystem zwischen 0,13 und 0,20 €/kg Wasserstoff, d. h. 4,0 bis 6,6 €/MWh. Da die nivellierten Gesamtkosten fĂŒr Offshore-Wasserstoff im Bereich von 3 bis 5 €/kg liegen, bedeutet dies einen Zusatz von nur 2,6 bis 6,7 Prozent, bezogen auf die direkten Produktionskosten.

Neben den Pipelines muss ein entsprechendes Kompressionsregime berĂŒcksichtigt werden. Die Kosten fĂŒr einen Kompressor variieren erheblich mit der GrĂ¶ĂŸe. Die maximale KapazitĂ€t heutiger Kompressoren liegt bei etwa 16 MWel (Eingangsleistung). Unter der Annahme zentraler Kompressoren fĂŒr eine Windfarm, eines Ausgangsdrucks der Elektrolyseure von 30 bar, einer Eingangsleistung fĂŒr das Wasserstoff-Backbone von 200 bar, einer Anordnung von vier Kompressoren mit jeweils 50 Prozent der erforderlichen GesamtkapazitĂ€t und 200 Prozent der Installationskosten belaufen sich die Investitionen fĂŒr einen 1-GWel-Windpark auf 46 Mio. Euro und fĂŒr einen 2-GWel-Windpark auf 66 Mio. Euro. Damit liegen die zusĂ€tzlichen LCOH zwischen 0,06 und 0,08 €/kg Wasserstoff, was einem Wert von 2,0 bis. 2,7 €/MWh entspricht. Da die nivellierten Gesamtkosten fĂŒr Offshore-Wasserstoff im Bereich von 3 bis 5 €/kg liegen, bedeutet dies einen Zusatz von 1,2 bis 2,7 Prozent.

Insgesamt bewegen sich die Kosten fĂŒr Pipeline und Verdichtung bei etwa zehn Prozent der gesamten spezifischen Kosten des Wasserstoffs. ZusĂ€tzlich zu den Kosten fĂŒr die Pipeline und die Verdichtung muss auch die Speicherung als dritte Komponente berĂŒcksichtigt werden, die zu den LCOH hinzukommt. HierfĂŒr kommen die Ergebnisse zu einem Wert von zusĂ€tzlichen 0.22 bis 0.35 €/kg H2.

Mit den ermittelten Systemkomponenten werden in der Studie Investitionskosten von 35 bis 52 Mrd. Euro abgeschĂ€tzt, um den skizzierten Nordsee-Wasserstoff-Backbone zu bauen. In Verbindung mit den Ergebnissen der LCOH-Analyse kann Wasserstoff aus Nordsee-Offshore-Windparks damit zu spezifischen Kosten von etwa 4,69 bis 4,97 €/kg im Jahr 2030 nach Mitteleuropa geliefert werden. Aus Sicht der Autoren sind diese Kosten konkurrenzfĂ€hig mit Importen.

Zur Umsetzung des skizzierten Systems ist ein koordiniertes und zĂŒgiges Vorangehen der relevanten Anrainerstaaten unumgĂ€nglich. Nur so können die notwendigen Netzwerk- und Skaleneffekte realisiert werden, und ein Offshore-Backbone kann bis 2050 einen Beitrag zur Wasserstoffversorgung von Europa leisten.

Quellenangabe: DNV

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