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Der Erfolg der Wasserstoffwirtschaft hängt maßgeblich davon ab, ob grüner Wasserstoff zuverlässig, kostengünstig und in großen Mengen bereitgestellt werden kann. Für die künftige Energiesouveränität und industrielle Resilienz in Europa ist das von entscheidender Bedeutung. Ein schwimmender Offshore-Wasserstoffgenerator nutzt die Energie von Offshore-Windkraftanlagen unmittelbar vor Ort und wandelt sie über Elektrolyse in Wasserstoff um – ohne Anbindung an das landgestützte Stromnetz.
Das Prinzip ähnelt dem Betrieb eines Schiffes: Die erzeugte elektrische Energie wird direkt auf der Plattform verbraucht. Der größte Anteil fließt in den Elektrolyseur, der aus entsalztem Meerwasser Wasserstoff erzeugt. Zur Speicherung und zum Transport dient ein flüssiger Wasserstoffträger, ein sogenannter Liquid Organic Hydrogen Carrier (LOHC). Dieses Trägerfluid ermöglicht es, Wasserstoff unter Umgebungsdruck und bei Umgebungstemperatur sicher zu speichern und zu transportieren.
Für den Transport orientiert sich das Konzept an etablierten Lösungen der Offshore-Ölindustrie. Ähnlich wie bei schwimmenden Produktions-, Lager- und Verladeeinheiten (Floating Production Storage and Offloading Units, FPSO) wird der Energieträger nicht über Pipelines an Land transportiert. Stattdessen tauschen Shuttle-Tanker zum Beispiel monatlich das mit Wasserstoff beladene LOHC gegen entladenes Trägerfluid aus.
Die Tanker bringen das beladene LOHC zu großen Industriehäfen wie Hamburg, Antwerpen, Amsterdam, Rotterdam oder Dünkirchen. Diese Standorte verfügen bereits über eine leistungsfähige Infrastruktur mit Anbindungen an Binnenwasserstraßen und Eisenbahnnetze. Ein weiterer Vorteil: Auch bestehende Anlagen und Logistikstrukturen der Ölindustrie lassen sich weiter nutzen.
Nach der Dehydrierung – also der Freisetzung des Wasserstoffs – wird das entladene LOHC auf demselben Weg wieder zurück zur Offshore-Anlage transportiert und erneut beladen. Das System funktioniert damit im Grunde wie ein flüssiger Energiespeicher, der kontinuierlich zwischen Offshore-Anlage und Industrie zirkuliert.
Ein wesentlicher Kostenfaktor der Wasserstoffwirtschaft liegt weniger in der Produktion selbst als vielmehr in Transport, Speicherung und Umwandlung. Deshalb berücksichtigt das Konzept die gesamte Wertschöpfungskette – von der Erzeugung bis zur industriellen Nutzung.
Große Wasserstoffabnehmer wie Stahl- und Chemieindustrie sind in die Systembetrachtung einbezogen. Viele dieser Werke befinden sich entweder direkt an der Küste oder an schiffbaren Flüssen wie dem Rhein. Für sie ist eine verlässliche Versorgung mit kostengünstigem Wasserstoff entscheidend, um sowohl international wettbewerbsfähig zu bleiben als auch die politischen Vorgaben zur CO₂-Reduktion zu erfüllen.
Forschung auf dem Weg zum Prototyp
Die Entwicklung des schwimmenden Offshore-Wasserstoffgenerators wird im Rahmen eines vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie geförderten Forschungsvorhabens vorangetrieben. Beteiligt sind unter anderem die Technische Universität Hamburg (TUHH) im Bereich Offshore-Technologien und Fluiddynamik sowie die Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg (FAU) mit Schwerpunkt auf der LOHC-Speichertechnologie.
Im Projekt werden Plattform und Gesamtsystem unter realistischen Umweltbedingungen optimiert. Dazu zählen umfangreiche Simulationen, Windkanalversuche sowie Tests in Schlepprinnen. Die bisherigen Ergebnisse sind vielversprechend: Die Entwicklung nähert sich der Baureife eines Prototyps.
Viele der eingesetzten Komponenten stammen aus etablierten Industrien und verfügen bereits über einen Technology Readiness Level (TRL) von mindestens 7 im Onshore-Betrieb.
Die CRUSE Offshore GmbH hat für den Schwimmkörper derzeit TRL 4 erreicht und plant zunächst den Bau eines 5‑MW-Pilotprojekts. Darauf sollen Serienanlagen mit rund 15 MW Leistung folgen, die in Offshore-Wasserstoffparks im Gigawattmaßstab eingesetzt werden können.
Modulare Wasserstoffparks im Gigawattmaßstab
Die geplanten Offshore-Wasserstoffparks bestehen aus mehreren schwimmenden Generatoren, die jeweils von einer eigenen Windkraftanlage versorgt werden. Dieses modulare Konzept ermöglicht eine nahezu beliebige Skalierung der Anlagenleistung. Besonders wirtschaftlich ist der Betrieb in Regionen mit dauerhaft hohen Windgeschwindigkeiten. Hohe Kapazitätsfaktoren sorgen dafür, dass der kapitalintensive Elektrolyseur möglichst kontinuierlich betrieben werden kann und große Mengen grünen Wasserstoffs erzeugt. Die Anlagen sollen vorzugsweise innerhalb der ausschließlichen Wirtschaftszonen der jeweiligen Staaten installiert werden, um Planungs- und Rechtssicherheit zu gewährleisten.
Die nördliche Nordsee als idealer Standort
Als prädestiniert gilt das Meeresgebiet zwischen den Shetlandinseln und Norwegen. Dort herrschen hohe und relativ konstante Windgeschwindigkeiten, während gleichzeitig enorme Meeresflächen zur Verfügung stehen.
Darüber hinaus verfügt diese Region über jahrzehntelange Erfahrung in der Offshore-Energieindustrie – eine wichtige Voraussetzung für den Übergang von fossilen Brennstoffen zu erneuerbaren Energieträgern wie grünem Wasserstoff.
Wasserstoff für synthetische Kraftstoffe
Auch auf europäischer Ebene wächst das Interesse an solchen Konzepten. Die Europäische Kommission hat mit dem „Sustainable Transport Investment Plan“ (STIP) ein Programm aufgelegt, das insbesondere Investitionen in nachhaltige Kraftstoffe unterstützt. Für die Herstellung synthetischer Flugkraftstoffe (eSAF) spielt Wasserstoff eine zentrale Rolle.
Der größte Kostenanteil bei der Produktion solcher Power-to-Liquid-Kraftstoffe entfällt auf die Bereitstellung von Wasserstoff – rund 70 Prozent der Gesamtkosten. Die eigentliche Fischer-Tropsch-Synthese sowie die Bereitstellung von CO₂, etwa über Direct Air Capture (DAC), machen dagegen nur etwa 30 Prozent aus. Kostengünstiger Offshore-Wasserstoff würde daher einen entscheidenden Beitrag zur Wirtschaftlichkeit solcher Prozesse leisten.
Hydrodynamik und Betriebsstrategie der Plattform
Im Projekt ProHyGen untersuchte das Institut für Fluiddynamik und Schiffstheorie der TUHH insbesondere die Leistungsfähigkeit und Zuverlässigkeit der Anlage aus hydro- und aerodynamischer Sicht. Auf Basis von Wetterdaten der vergangenen 30 Jahre wurde ein realistischer Leistungsverlauf der Windenergie berechnet, der als Grundlage für die Auslegung des elektrischen Systems diente.
Gerade im autarken Offshore-Betrieb spielen Flauten und temporäre Abschaltungen eine wichtige Rolle für die Betriebsstrategie. Daher wurde untersucht, wie sich Standby-Zeiten und Batteriekapazitäten optimieren lassen. Gleichzeitig erlaubten die Analysen eine detaillierte Bewertung potenzieller Standorte vor der norwegischen und schottischen Küste sowie auf hoher See.
Stabil auch bei extremem Seegang
Simulationen der geplanten 15‑MW-Anlage zeigen zudem eine sehr hohe hydrodynamische Stabilität. Selbst bei extremen Seegangsbedingungen mit Wellenhöhen von über 30 Metern – wie sie in Taifunregionen auftreten können – bleibt die Plattform stabil und weist nur moderate Beschleunigungen auf. Für den geplanten 5‑MW-Prototyp wurden entsprechende Nachweise für die Bedingungen der Nordsee erbracht.
Auch sicherheitstechnische Analysen bestätigen die Robustheit des Konzepts. Selbst bei einer Kollision mit einem Schiff und dem daraus resultierenden Leck in einem der Schwimmkörper bleibt die Anlage unter moderaten Seegangsbedingungen schwimmfähig. Die seitlichen Schwimmkörper sind zusätzlich durch Doppelhüllen der LOHC-Tanks und interne Schotten gegen größere Leckagen geschützt.
Abwärme sinnvoll nutzen
Ein weiterer Forschungsschwerpunkt liegt auf der energetischen Integration der Gesamtanlage. Dabei wurde unter anderem untersucht, wie sich die bei der LOHC-Hydrierung entstehende Reaktionswärme sinnvoll nutzen lässt.
Bei der Beladung des LOHC werden pro Tonne gespeicherten Wasserstoffs rund neun Megawattstunden Wärme bei Temperaturen zwischen 150 und 200 °C frei. Diese Energiemenge reicht aus, um eine standardisierte maritime Entsalzungsanlage zu betreiben, die das für den PEM‑Elektrolyseur benötigte Reinstwasser bereitstellt. Für die Destillation der erforderlichen neun Tonnen Wasser pro Tonne Wasserstoff werden etwa fünf Megawattstunden bei rund 100 °C benötigt. Zusätzlich kann ein Teil der Wärme zur Entfeuchtung der Betriebsräume genutzt werden.
LOHC als flexible Wasserstoffquelle
Auch die spätere Nutzung des im LOHC gespeicherten Wasserstoffs wurde untersucht. Für die Freisetzung des Wasserstoffs aus dem Trägerfluid sind etwa neun Megawattstunden Wärme bei Temperaturen zwischen 250 und 300 °C erforderlich.
Besonders effizient ist der Einsatz daher in Prozessen, die selbst große Mengen Hochtemperaturwärme erzeugen. Ein Beispiel ist die Produktion synthetischer Kraftstoffe wie eSAF. Bei der Fischer-Tropsch-Synthese entstehen etwa sechs Megawattstunden Wärme bei rund 250 °C pro Tonne Wasserstoff – also etwa zwei Drittel der für die Dehydrierung benötigten Energie. Wird statt CO₂ Kohlenmonoxid eingesetzt, entsteht sogar ein Wärmeüberschuss.
Auch die Verstromung in Hochtemperatur-Brennstoffzellen bietet interessante Möglichkeiten. Festoxidbrennstoffzellen (SOFC), die bei Temperaturen zwischen 600 und 900 °C arbeiten, liefern je nach Betriebszustand ausreichend Wärme für die Wasserstofffreisetzung oder sogar zusätzliche Überschusswärme.
Perspektive für eine neue Offshore-Energieinfrastruktur
Insgesamt zeigt das Konzept des Offshore-H₂-Generators, kombiniert mit dem flüssigen Wasserstoffträger LOHC und der Nutzung bestehender Öl-Infrastruktur, einen möglichen Weg zu einer großskaligen und wirtschaftlichen Wasserstoffproduktion auf See.
Die Verbindung bewährter Technologien aus der Offshore-Ölindustrie mit erneuerbarer Energieerzeugung könnte den Übergang von fossilen zu klimaneutralen Energieträgern deutlich beschleunigen – und gleichzeitig eine neue industrielle Wertschöpfungskette im Offshore-Bereich schaffen.
