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Die Odin ist ein für das Aufstellen von Windenergieanlagen (WEA) in Offshore-Windparks gebautes Arbeitsschiff. Das Schiff war als Hubinsel gebaut und wurde später durch die Nachrüstung eines dieselelektrischen Antriebs zu einem Errichterschiff.

Die Hubinsel Odin, ein Errichterschiff der 1. Generation, lag im November 2023 in Bremerhaven, (Foto Dr. Hochhaus)

Die Hubinsel Odin wurde unter dem Namen JB 119 2004 in Litauen alsArbeitsplattform gebaut und wurde vorwiegend im Hafenbau eingesetzt. Unter anderem auch in Bremerhaven beim Rammen der Kaje für den Container-Terminal 4.

Das Schiff trägt die IMO-Nummer 8768062 und war zeitweise als Odin unter der Flagge Deutschlands für dem Baukonzern Hochtief Solutions im Einsatz. Mittlerweile fährt die Odin wieder als JB119 unter der Flagge der Bahamas.

Die Hubinsel wurde 2009 für rund zehn Millionen Euro auf der Lloyd-Werft speziell für Einsätze im Offshore-Bereich umgebaut. Dabei wurde u. a. ein neuer 500-Tonnen-Kran mit einem Ausleger von 65 Metern Länge sowie Wohneinheiten für 40 Personen installiert. Nach diesem Umbau war die Odin für den Baukonzern Hochtief Solutions am Aufbau von Windenergieanlagen für den Windpark alpha ventus beteiligt.

2014 gab der Baukonzern Hochtief Solutions das Schiff an den Leasinggeber zurück.

Karl-Heinz Hochhaus

Abbildung 1: Geschäftiges Treiben im Kaiserhafen von Bremerhaven im September 2012, dias Errichterschiff Innovation lädt Tripods (Foto Wikipedia, Dr. Hochhaus)

1. Einführung

Um das Jahr 2000 herum wurden in Deutschland, Dänemark und besonders in Großbritannien geeignete Standorte für landbasierte Windkraftanlagen knapp. In Dänemark und Großbritannien entstanden daher Offshore-Windparks dicht an der Küste. Deutschland folgte etwas später, aufgrund gesetzlicher Vorschriften, die nur küstenferne Offshore Windparks zulassen. Hohe durchschnittliche Windgeschwindigkeiten und große Windsicherheit machen Offshore-Standorte besonders attraktiv. Das führte dazu, dass die Offshore-Windenergie in Europa in eine beschleunigte Entwicklung übergegangen ist.

Was hat die Windenergie mit Schiffsingenieuren zu tun? Ganz einfach, seitdem die Windenergieanlagen (WEA) aufs Meer gegangen sind, werden für den Bau der deutschen küstenfernen WEA im 20-40 m tiefem Meer technisch anspruchsvolle Schiffe, sogenannte Offshore Windanlagen Errichterschiffe oder kurz Errichterschiffe, gebraucht. Von Schleppern gezogene Hubinseln wie beim küstennahen Aufbau in Dänemark und Großbritannien genügen nicht mehr und die komplexen technischen Anlagen auf den Errichterschiffen brauchen Schiffsingenieure. Außerdem wurde von der Windkraftbranche festgestellt, dass Schiffsingeneure neben der Systemkompetenz auch für den Betrieb der WEA und besonders der Trafo- und Konverterstationen hervorragend geeignet sind. Sie sind es gewohnt, Schiffe mit komplexen Systemen zum Antriebs- und Hilfsanlagen auf See mit eigenen Leuten ohne externe Hilfen zu betreiben. Wer weiß an Land schon, das Schiffsmaschinenanlagen das Abbild einer „fahrbaren“ Kleinstadt mit eigenem Antrieb, elektrischer Energieerzeugung, Trinkwassererzeugung und Abwasseraufbereitung sind. Der Brennstoff wird aus teerähnlichen Abfallstoffen von Raffinerien aufbereitet und mit 140 °C in haushohe Dieselmotoren eingespritzt, deren Wirkungsgrad rund 50 % beträgt.

Abbildung 2: Eine Siemens-HGÜ Plattform im Bau, sie wurde gerade aus dem Baudock ausgeschwommen (Quelle Nordic Yards)

Deutsche Offshore-Windparks

Offshore-Windenergieanlagen in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) werden nur außerhalb der Sichtweite genehmigt. Die hier vorherrschenden Wassertiefen von 20 – 40 m erfordern zum sicheren Stand der WEA statt einfacher Pfahlgründungen (bis 20 m) aufwendige aus stählerne Dreibeinen (Tripods) oder Fachwerkkontruktionen (Jackets) ausgeführte Fundamente mit bis zu 900 t Gewicht. Hinter den anspruchsvollen Gründungen der deutschen Offshore-Windparks steht daher Pionierarbeit. Dänemark und Großbritannien werden folgen, wenn in einigen Jahren ihre küstennahen Standorte belegt sind. Rund 220 Megawatt (MW) Offshore-Windleistung waren Ende November 2012 in Deutschland am Netz. 25.000 MW sollen es nach den heutigen Plänen der deutschen Regierung bis zum Jahr 2030 sein. Bei der Genehmigungsbehörde Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydografie (BSH) befanden sich im November 2012 WEA mit einer Gesamtleistung von etwa 1.600 MW im Bau, genehmigt sind rund 10.000 MW. Weitere 94 Windparks mit rd. 6.600 WEA und einer Gesamtleistung von etwa 30.000 MW befinden sich in der Genehmigungsphase.

Abbildung 3: Schematische Darstellung der seinerzeit genehmigten Offshore Windparks in der deutschen AWZ mit der jeweils zugeordneten Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung, den HGÜ-Plattformen und den HGÜ-Landstationen Diele, Dörpen und Büttel (Grafik Dirk Hochhaus)

2. Offshore-Windenergie

Die deutschen Offshore-Windenergie besteht aus Windparks mit 40 bis 120 Windkraftanlagen (WKA), dem internen Kabelnetz im Windpark (33.000 V), einer Trafostation zur Spannungserhöhung auf 150.000 V und der Hochspannungs-Gleichstrom Übertragung (HGÜ) an Land. Die HGÜ ist sehr aufwendig, verringert jedoch die Übertragungsverluste der Kabel durchs Wasser erheblich. Die HGÜ besteht aus einer im Meer aufgebauten Konverterstationen zur Transformation und Wandlung des Wechselstrom in Gleichstrom (Abb. 2), dem Hochspannungs-Gleichstromkabel und einer Konverterstation an Land. Letztere wandelt den Strom in Wechselspannung zurück und sorgt für die Einspeisung in das Landnetz. Im Offshorebereich war diese Technologie der HGÜ seinerzeit Neuland und weltweit verfügten nur 3 Firmen (Siemens, ABB, Alsthom) über diese anspruchsvolle Technologie. Inzwischen ist diese Technologie im Offshore Bereich Stand der Technik und weitere Firmen verwenden diese Technologie. Seinerzeit waren der Großteil der Großwerften in Mecklenburg Vorpommern auf mehrere Jahre mit dem Bau dieser Offshore HGÜ Plattformen ausgelastet. Die Graphik in Abb. 3 stellt die derzeit genehmigten Windparks mit den Trafo- und Konverterplattformen im Meer, den HGÜ-Kabel an Land und die landseitigen HGÜ-Stationen schematisch dar.

Der Aufwand zur Planung und zum Aufbau der Offshore Windkraftenergie als Gesamtsystem ist sehr viel komplexer und aufwendiger als die bisherigen Anlagen an Land. Dieser Aspekt wurde nach dem Beschluss zum zweiten Ausstieg aus der Stromerzeugung durch Atomkraftwerke von allen Beteiligten, auch von den EVUs und der Politik der Länder und des Bundes, unterschätzt. Daher fehlt jetzt die Infrastruktur, um den Strom an Land zu bringen und hier im Höchstspannungsnetz zu verteilen. Für die Verbraucher hat dies den Nachteil, dass sie die nächsten Jahre auch für Strom bezahlen müssen, den die WEAs nicht erzeugen dürfen, weil die HGÜ-Netzverbindung an Land fehlt. Die Windparkbetreiber erhalten für Anlagen, die bis 2015 ans Netz gingen, eine Einspeisevergütung von 15 Cent/kWh für die ersten 12 Jahre und 3,5 Cent/kWh für die letzten 8 Jahre. Der Netzanschluss wird vom Übertragungsnetzbetreiber bezahlt und über die Netznutzungsentgelte finanziert.

3. Errichterschiffe

Abb. 4: Errichterschiff Wind Osprey 2021 aufgejackt im Hafen von Esbjerg (Foto Dr. Hochhaus)

Ein Errichterschiff wird von vielen Fachleuten auch als Installationsschiff bezeichnet. Es ist im Gegensatz zur Hubinsel ein spezielles, für die Gründung und den Aufbau von Offshore-Windenergieanlagen entwickeltes, Arbeits- und Transportschiff mit Schwerlastkran. Es besitzt außerdem Hubvorrichtungen, um sich mit vier (seltener mit 6, s. Abb. 4) Hubbeinen auf dem Meeresgrund aufzustellen, damit der Kran unabhängig vom Seegang arbeiten kann. Das Errichterschiff verfügt für den Vortrieb und die dynamische Positionierung über geeignete starken Dieselgeneratoren- und Propulsionsanlagen. Es sind überwiegend dieselelektrisch angetriebene Schiffe.

Abbildung 5: Hubinsel Odin, 1. Generation (Foto Dr. Hochhaus)

Hubinseln (Abb. 5) sind aus dem Hafenbau und aus der Offshore Öl- und Gasförderung bekannt. Sie sind mit Hubbeinen und Kraneinrichtungen ausgestattet. Sie haben Einrichtungen für die dynamische Positionierung, selten jedoch einen eigenen starken Vortrieb, da der Ortswechsel häufig mit Schleppschiffen erfolgt. Die Offshore-Windenergie hat sich beginnend in Dänemark im flachen Wasser entwickelt und führte zum Einsatz von Hubinseln (1. Generation) .

Die 2004 in Litauen gebaute Arbeitsplattform in Abb. 5 wurde ursprünglich vorwiegend im Hafenbau eingesetzt. So war sie unter anderem in Bremerhaven beim Rammen der Kaje für den Container-Terminal 4 (CT 4) im Einsatz. Im Jahr 2009 wurde die Hubinsel für rund zehn Millionen Euro auf der Lloyd-Werft speziell für Einsätze im Offshore-Bereich umgebaut.

Bei größeren Wassertiefen und Entfernungen zur Küste entstanden mit dem Umbau von Frachtern die ersten Errichterschiffen (2. Generation) mit eigenem Vortrieb mit 8 – 15 Knoten (Abb. 6). Diese Schiffe waren besser geeignet als die Hubinseln, aber als Umbauten mit 150 – 400 t Krane nur als Kompromiss anzusehen. Mit den Erfahrungen der „Umbauten“ entstanden vorwiegend für den deutschen Offshore Markt Errichterschiffe der 3. Generation für große Wassertiefen. Sie sind mit großen Decksflächen, Kränen bis 1500 t Tragkraft und Schiffsgeschwindigkeiten von 10 bis 15 kn ausgestattet (s. a. Tabelle 1).

Abbildung 6: Die Sea Energy von A2SEA zählt zur 2. Generation der Errichterschiffe (Quelle Siemens)

Diese Spezialschiffe haben sich inzwischen zu einem eigenen Schiffstyp entwickelt, denn sie lassen sich nicht mehr als Hubinseln bezeichnen. Sie sind aufgrund der Hubbeine anderereseits auch keine Schwergutschiffe. Neue Errichterschiffe der 3. Generation entstehen in Südkorea, Abu Dhabi, Indonesien, China oder in Polen (Abb. 1). Deutschland hat bisher keine Errichterschiffe gebaut, auf der Sietas-Werft war am 3. April 2012 Baustart des Wind-Errichterschiffes „Aeolus“ [1] für das niederländische Wasserbauunternehmen van Oord.

Tabelle 1: Beispiele für Errichterschiffe der 1. (Hubinseln) 2. und 3. Generation

4. Offshore Wind Reederei A2SEA

Die „Victoria Mathias“ später in „MPI Enterprise“ umbenannt 2015 in Bremerhaven (Foto Dr. Hochhaus)

A2SEA wurde 2000 in Dänemark gegründet und hat sich als erste Reederei in der Offshore-Windenergie engagiert und verfügt daher über eine langjährige Erfahrung. Mit fünf Hubinsel/Errichterschiffen ist sie die führende Reederei in diesem Segment. 2009 wurde A2SEA zu 100% von DONG Energy (DK) übernommen und im November 2010 hat sich Siemens Wind Power mit 49% beteiligt. DONG Energy ist einer der führenden Energiekonzerne in Nordeuropa. Siemens zählt heute zu den weltweit führende Anbietern von Offshore Windenergieanlagen, der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung und der internen und externen Stromübertragung.

4. „Innovation“, ein Errichterschiff mit Heimathafen Bremen [2, 3]

Die am 3. September in Bremerhaven getaufte „Innovation“ (Abb. 1) galt 2012 mit 147,5 m Länge, 42 m Breite und 1.500 t Tragkraft des Krans als eines der größten und leistungsstärksten Errichterschiffe der 3. Generation. Ursprünglich von der Kooperation „Beluga Hochtief Offshore“ (BHO) 2010 bei der polnischen Crist in Auftrag gegeben, wird es jetzt von dem Joint Venture Hochtief und GeoSea (Belgien) unter dem Namen „HGO Infra Sea Solutions“ gebildet. Die „Innovation“ sollte die Industriealisierung des Offshore Wind Installationsmarktes vorantreiben [4].

Sie ist ein Prototyp mit vielen technischen Herausforderungen, der Bau erfolgte als Neubau Nr. 142 in rund zwei Jahren Bauzeit auf der Crist-Werft in Gdynia, Polen. Ein Großteil der technischen Ausrüstung wie auch die Dieselmotoren, Generatoren, Mittelspannungsanlage, dynamische Positionierung nach DP2 mit den vier Ruderpropeller und drei Querstrahlern im Bug sowie der riesige Schwerlastkran kamen aus Deutschland. DP2 bedeutet, dass eine Redundanz aller aktiven Antriebskomponenten gewährleistet ist. Mit einer Tragfähigkeit von 11.000 tdw bei der Vermessung von 21.900 BRZ hat die „Innovation“ (Abb. 1) Einrichtungen für 100 Personen und ist für die Erweiterung auf 180 Personen vorbereitet. Sie erreicht eine Geschwindigkeit von 12 Knoten und kann in Wassertiefen bis zu 65 Meter arbeiten. Sie verfügt über eine Deckfläche von 3.400 Quadratmetern und hat eine Ladekapazität von rund 8.000 Tonnen.

5. Ausblick

Von 1990 bis 2010, also in rund 20 Jahren wurden in Deutschland an Land fast 30.000 MW Windkraftleistung installiert. Das ursprüngliche Ziel der Politik, in der deutsche AWZ bis 2020 Offshore Windparks mit 10.000 MW Nennleistung zu erreichen, war aufgrund fehlender HGÜ-Plattformen und Netze sehr ambitioniert. Auch um Europas Ziel zum Ausbau der Offshore-Windenergie auf rund 45 Gigawatt bis 2020 zu realisieren, bedarf es großer Anstrengungen. Im Jahr 2011 wurde in Europa pro Tag die durchschnittliche Neubauleistung von rund 2,6 Megawatt erreicht. Notwendig ist jedoch eine tägliche mittlere Leistung von rund 12,5 Megawatt, also fast der fünffache Wert.

6. Literatur:

[1] Wehrmann, A.-K.: „Innovation“ erreicht Bremerhaven und nimmt Arbeit auf; Hansa 9/2012

[2] Hochhaus, K.-H.: Offshore-Windanlagen-Errichterschiff „Innovation“ ; Hansa 12/2012

[3]Voigt, K.: Sietas Typ 187 – Enstehung eines innovativen Schiffes für die Offshore-Windindustrie, Vortrag zur STG Hauptversammlung 2012

[4]Heymann, C.: Erste Schritte Richtung Industriealisierung des Offshore Wind Installationsmarktes, Vortrag zur STG Hauptversammlung 2012

 Für 2050 wurden in folgender Studie der Wissenschaftlichen Dienste des Deutschen Bundestages der voraussichtliche Energieverbrauch betrachtet.

Zukünftig soll die Energie in Form von Wasserstoff und Strom vorliegen.

Der Energiebedarf in Deutschland für 2021 ist im folgenden Bild dargestellt und weist einen Primärenergieverbrauch von rund 12440 PJ und 1988 PJ  Energie zum Stromverbrauch aus.

1 PJ sind 1 PWs oder auch PWh/3600 oder auch TWh/3,6

 Also entspricht der Primärenergieverbrauch von 12440 PJ = 3455 TWh

und

die Stromerzeugung 1988 PJ = 552 TWh

Vor dem Hintergrund des erwarteten Markthochlaufs von Wasserstoff werden die Wissenschaftlichen Dienste nach dem zukünftigen Wasserstoffbedarf Deutschlands gefragt.

Studie Wasserstoffbedarf
Aktenzeichen: WD 5 – 3000 – 024/22
Abschluss der Arbeit: 02.03.2022
Fachbereich: WD 5: Wirtschaft und Verkehr, Ernährung und Landwirtschaft

Einleitung

Zahlreiche Stimmen aus Wissenschaft, Gesellschaft und Politik, einschließlich der Bundesregie-
rung1 und der Europäischen Kommission2, erachten den Einsatz von Wasserstoff (H2) als Schlüs-
seltechnologie für die Energiewende und den Klimaschutz. Voraussetzung ist, dass der Wasser-
stoff ausschließlich mithilfe Erneuerbarer Energien gewonnen wird und damit „grün“ ist.

 Klimafreundlich hergestellter (grüner) Wasserstoff und dessen Folgeprodukte, wie Methanol, Ammoniak und synthetische Kraftstoffe für Flugzeuge, Schiffe oder Lkw sollen dazu beitragen, die CO2-Emissionen bestimmter Industriezweige und des Energiebereichs bei einem voraussichtlich steigenden
Energiebedarf zu senken. Daneben soll Wasserstoff bei der Speicherung und dem Transport rege-
nerativer volatiler Energien, insbesondere Wind, Sonne und Biomasse, an Bedeutung gewinnen.

 
Vor dem Hintergrund des erwarteten Markthochlaufs von Wasserstoff werden die Wissenschaftli-
chen Dienste nach dem zukünftigen Wasserstoffbedarf Deutschlands gefragt.

Wie hoch der Bedarf an Wasserstoff für den Einsatz im industriellen Bereich sowie im Energie-
system zukünftig tatsächlich sein wird, wird je nach Einschätzung des Markthochlaufs, der ein-
bezogenen Sektoren und weiterer Faktoren unterschiedlich bewertet.

 Nationale Wasserstoffstrategie
2020 entschied die frühere Bundesregierung die Entwicklung von Wasserstofftechnologien und
den Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur im Rahmen der Nationalen Wasserstoffstrategie ver-
stärkt zu fördern. Zu diesem Zeitpunkt lag der Verbrauch bei rund 55 bis 60 TWh im Jahr.
Die Nationale Wasserstoffstrategie geht bis 2030 von einem Wasserstoffbedarf von ca. 90 bis 110
TWh im Jahr aus. Den gesteigerten Bedarf begründet sie mit Transformationsprozessen in der In-
dustrie und möglichen weiteren Anwendungsfeldern etwa im Verkehrsbereich.

 Die Nationale Wasserstoffstrategie erwartet einen  Verbrauch von strombasierten Energieträgern für 2050  in Größenordnungen zwischen 110 TWh bis 380 TWh im Jahr. Hieraus schließt die Strategie auf einen erheblich steigenden Wasserstoffbedarf. Explizit erwähnt wird die Umstellung
der deutschen Stahlproduktion auf eine treibhausgasneutrale Produktion bis 2050, die einen jähr-
lichen Wasserstoffbedarf von 80 TWh verursache.

 Daneben erfordere die Umstellung der deutschen Raffinerie- und Ammoniakproduktion auf Wasserstoff einen zusätzlichen jährlichen Bedarf in Höhe von 22 TWh Wasserstoff. Zur Höhe des Wasserstoffbedarfs für

2050 enthält die Strategie außer der Schätzung zwischen 110 TWh bis 380 TWh im Jahr keine konkrete Aussage.

Ergebnisse der untersuchten Studien

Die untersuchten Studien unterscheiden sich laut Metastudie auch bei der Sektorenverteilung
der potentiellen Bedarfe erheblich:

– Für den Verkehrsbereich wird 2030 zunächst ein geringer Bedarf gesehen, der 2050 auf
150 bis 300 TWh jährlich springt.

– Der internationale Flug- und Schiffsverkehr hat einen erheblichen Bedarf, der sich bei
Syntheseprodukten zusammen mit biogenen Kraftstoffen 2050 bei 140 bis 200 TWh jähr-
lich bewegt.

– Auch der Bedarf in der Industrie wird als hoch eingeschätzt. Er kann sich 2050 auf bis zu
500 TWh jährlich belaufen, wobei hier Wasserstoff, Syntheseprodukte und biogene Brenn-
stoffe enthalten sind, und bereits 2030 bei 50 TWh jährlich liegen.

– Für die Gebäudewärme ermangelt es eindeutiger Ergebnisse, teilweise wird 2050 ein mög-
licher Bedarf von bis zu 200 TWh jährlich für die Summe aus Wasserstoff, Synthesepro-
dukten und biogenen Brennstoffen gesehen.

– Auch im Umwandlungssektor, also bei der Strom- und Wärmeerzeugung sowie bei Raffi-
nerien prognostizieren die Studien eine erstarkende Nachfrage nach 2030. Diese kann
2050 zwischen 50 und 150 TWh jährlich liegen.

 Werden die einzelnen Sektoren addiert, ergeben sich

für 2050 insgesamt 690 – 1350 TWh/a

   Der Primärenergieverbrauch 2021 betrug 12440 PJ = 3455 TWh und

die Stromerzeugung 2021 betrug PJ = 552 TWh

Nachfrage nach Wasserstoff laut verschiedener Studien (aus Kopernikus Projekt Ariadne, Kurzdossier Wasserstoff, Stand: November 2021, Abbildung 3: Bandbreiten der
Nutzung von Wasserstoff (Quelle https://ariadneprojekt.de/media/2021/11/Ariadne_Kurzdossier_Wasserstoff_November2021.pdf)

(Die Nationale Wasserstoffstrategie definiert in 2030 erforderliche Menge an grünem Wasserstoff nur indirekt und mit großem Spielraum. Neben den anvisierten 14 TWh Wasserstoff aus heimischer Elektrolyse wird der geplante Wasserstoffeinsatz mit 90-110 TWh angegeben, was allerdings die ca. 55 TWh in bestehenden Anwendungen einschließt, die derzeit grauen Wasserstoff nutzen)

Weitere Prognosen für 2050

Da die in der Metastudie Wasserstoff berücksichtigten Studien für das Jahr 2050 in einer vergleichsweise breiten Bedarfsspanne liegen, werden im Folgenden weitere Untersuchungen des
Wasserstoffbedarfs für Deutschland für das Jahr 2050 vorgestellt, ohne einen Anspruch auf Vollständigkeit zu erheben.

– Enervis geht in der Studie „Wasserstoffbasierte Industrie in Deutschland und Europa“
von einem Wasserstoffbedarf für Deutschland von 110 TWh im Jahr 2030, 260 TWh im Jahr 2040 und 450 TWh im Jahr 2050 aus. (Stiftung Arbeit und Umwelt der IG BCE, Wasserstoffbasierte Industrie in Deutschland und Europa, Stand: März 2021, S. 5.)

 Die dieser Studie zugrunde gelegten Annahmen orientieren sich an der Studie „Hydrogen Roadmap“ des Europe Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (FCH JU).(Lit. 30)

– Ein von der Nationalen Organisation Wasserstoff- und Brennstoffzellentechnologie (NOW)
koordiniertes Forschungskonsortium kommt in der Studie „Eine Wasserstoff-Roadmap
für Deutschland“ je nach Szenario (85, 90 oder 95-%-CO2-Reduktionsziel) für alle Sekto-
ren auf einen Wasserstoffbedarf jedenfalls von 403 TWh im Jahr; je nach Szenario konkret
403, 522, 433 TWh im Jahr. (NOW, Rechtliche Rahmenbedingungen für ein integriertes Energiekonzept 2050 und die Einbindung von EE-Kraftstoffen, 2018.)

– Eine Studie von Strategy&, der Strategieberatung der Wirtschaftsprüfungsgesellschaft
PwC, betrachtet den globalen Wasserstoffbedarf. Ausgehend von 2019 bis 2040 kommen
die Gutachter zu einer annähernden Verdopplung und bis 2070 zu einer Versiebenfa-
chung des globalen Wasserstoffbedarfs.(Strategy&, Laying the foundations of a low carbon hydrogen market in Europe, Hydrogen as the cornerstone of energy transition, 2021; vgl. auch Handelsblatt, 16.02.2022, Energie, Wasserstoffbedarf könnte sich bis 2070 versiebenfachen.)

Für Deutschland hieße dies ausgehend von rund 55 bis 60 TWh im Jahr 2020, dass der Wasserstoffbedarf bis 2040 auf 110 bis 120 TWh im Jahr steigt und bis 2070 ein Wasserstoffbedarf von 385-420 TWh im Jahr entsteht.

– Der Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) kommt in seinem Umsetzungsvor-
schlag für den Umbau zu einem klimaneutralen Industrieland im Zielszenario im Jahr
2045 zu einem Wasserstoffbedarf von 237 TWh. Auch hier kommt ein erheblicher zusätz-
licher Bedarf von aus Wasserstoff gewonnenen synthetischen Kraftstoffen von 305 TWh/a
hinzu.

Nach Auswertung der Wasserstoff-Metastudie steigt die Bandbreite des Bedarfs an Wasserstoff- und Syntheseprodukten im Jahr 2050 auf 400 bis knapp 800 TWh. Das entspricht 12-24 Mio t Wasserstoff mit Wirkungsgrad =100%.

Zum Vergleich der Größenordnungen

Im Jahr 2022 wurden in Deutschland insgesam 577 TWh Strom erzeugt, die Erneuerbaren Energien hatten einen Anteil von 44 Prozent (also 254 TWh) an der Stromerzeugung, daraus könnte man rund 8 Mio t Wasserstoff produzieren.

Der gesamte deutsche Primärenergieverbrauch 2021 betrug 12440 PJ = 3455 TWh oder 105 Mio t Wasserstoff ohne Wirkungsgrad der Elektrolyseure bzw. 84 Mio t mit einem Wirkungsgrad von 0,8.

 .

Zusammenfassung
Da die Wasserstoffwirtschaft vor dem Markthochlauf steht, sind Einschätzungen zum zukünftigen Bedarf von Wasserstoff mit besonderen Unwägbarkeiten verbunden. Gleichwohl prognostizieren soweit ersichtlich Studien unter Zugrundelegung einer anhaltenden Entwicklung zur Dekarbonisierung und Elektrifizierung mehrheitlich, dass der Wasserstoffbedarf Deutschlands einschließlich der durch Wasserstoff produzierten Folgeprodukte im Vergleich zum jetzigen Verbrauch bis 2030 moderat und ab 2030 bis 2050 stark zunehmen wird.

Im Hinblick auf die Höhe des für 2050 prognostizierten Wasserstoffbedarfs einschließlich der Folgeprodukte werden – ausgehend von einem weitgehend als gesichert erachteten steigenden Bedarf – in den hier berücksichtigten Studien verschiedene Größenordnungen vertreten.

Diese bewegen sich innerhalb einer vergleichsweise großen Bandbreite zwischen 400 bis etwas
über 800 TWh im Jahr 2045 oder aber auf niedrigerem Niveau, etwa in Höhe von 169 bis 449 TWh
jährlich.46 Allerdings wurde hier jedenfalls teilweise nur Wasserstoff ohne Folgeprodukte berück-
sichtigt, so dass die Ergebnisse bedingt vergleichbar sind.

Eine fehlende Vergleichbarkeit der Studienergebnisse ergibt sich auch dadurch, dass Studien
von unterschiedlichen Grundannahmen ausgehen. Als Voraussetzung eines steigenden Bedarfs
an Wasserstoff und Syntheseprodukten schlechthin werden zwar soweit ersichtlich durchgängig
Treibhausgasminderungszielen von mehr als 80 % angenommen. Hiervon ausgehend treffen die
Studien allerdings mitunter unterschiedliche sozioökonomische und technologiespezifische
Grundannahmen bzw. modellieren unterschiedliche Szenarien. Dies umfasst auch die Frage, wel-
che Nachfragesektoren bei der Bedarfsanalyse einbezogen werden. Die eingeschränkte Vergleich-
barkeit trägt in Verbindung mit der eingangs erwähnten dynamischen Entwicklung im Bereich
der Wasserstoffwirtschaft dazu bei, dass der zukünftige Bedarf schwer prognostizierbar ist.

Folgende Abbildung: Grüne Wasserstoffgestehungskosten in €/MWhH2 aus (Lit. 29)

Literatur Wissenschaftliche Dienste Ausarbeitung WD 5 – 3000 – 024/22

29 Stiftung Arbeit und Umwelt der IG BCE, Wasserstoffbasierte Industrie in Deutschland und Europa, Stand: März
2021, S. 5.
30 Fuel Cells and Hydrogen 2 Joint Undertaking, Hydrogen Roadmap Europe, 2019.
31 NOW, Rechtliche Rahmenbedingungen für ein integriertes Energiekonzept 2050 und die Einbindung von EE-
Kraftstoffen, 2018.
32 Strategy&, Laying the foundations of a low carbon hydrogen market in Europe, Hydrogen as the cornerstone of
energy transition, 2021; vgl. auch Handelsblatt, 16.02.2022, Energie, Wasserstoffbedarf könnte sich bis 2070 ver-
siebenfachen.
33 Boston Consulting Group (BCG), Klimapfade 2.0 – Ein Wirtschaftsprogramm für Klima und Zukunft, Gutachten
für den BDI, Stand: Oktober 2021, S. 8 geht von 305 TWh aus.
34 Das Ariadne-Konsortium wertete hierfür fünf Szenarioanalysen für die Transformation des Energiesystems hin
zu einem klimaneutralen Deutschland aus. Ariadne, Deutschland auf dem Weg zur Klimaneutralität 2045. Sze-
narien und Pfade im Modellvergleich. Kopernikus-Projekt Ariadne, 2021; BCG, Klimapfade 2.0 (Fn.33); BMWi,
Langfrist- und Klimaszenarien; Dena-Leitstudie, Integrierte Energiewende (Fn.16); Prognos et al., Klimaneutra-
les Deutschland 2045 (Fn. 17)

Mit der Fortschreibung der Nationale Wasserstoffstrategie NWS werden die Voraussetzungen zur  Entwicklung eines geeigneten Instrumentenmixes (Siehe Bild oben) geschaffen, mit dem das neu gesteckte Ziel von mindestens 10 GW heimischer Elektrolyseleistung bis 2030 zur Herstellung von grünem Wasserstoff bei gleichzeitiger Sicherstellung wettbewerbsfähiger Preise erreicht werden kann.

Quelle: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Wasserstoff/Downloads/Fortschreibung.pdf?__blob=publicationFile&v=4

von Ralf Witthohn 

Ralf Witthohn, 1952 in Spaden geboren, dort und in Geestemünde aufgewachsen, studierte Schiffbau in Bremen und arbeitete im Archiv des Deutschen Schifffahrtsmuseums. Nach seiner Tätigkeit in Projektierung, Entwurf und Konstruktion von Schiffen auf einer Werft war er als Korrespondent für in- und ausländische Fachzeitschriften tätig und veröffentlicht seit 1976 Bücher über Schifffahrtsthemen.

Das Werk dokumentiert die in Vielfalt und Zielstrebigkeit beeindruckende Entwicklung von Bremerhavens Schifffahrt, Schiffbau und Fischerei seit 1945 – während eines Zeitraums, in dem die Technik von Häfen und Schiffen revolutioniert wurde. Waren die Bremer Schifffahrtsinteressen überhaupt erst Gründungzweck und Existenzgrundlage der Stadt geworden, bescherte ihr die globalisierte Wirtschaft nach zunächst expansiven Jahrzehnten letztlich das Wegbrechen der wichtigsten Standbeine.

Dieses Paradoxon eines weitgehenden Verlustes der Internationalität wird in Wort und zahlreichen, vielfach unbekannten Fotos dargestellt, etwa an den Schiffslegenden United States, France oder Queen Elizabeth 2. Das Werk schließt die als Linienbetreiber oder Neubaukunden in Bremerhaven auftretenden ausländischen Reedereien ein und beschreibt auf diese Weise die gesamte internationale Schifffahrt der vergangenen 80 Jahre in einem repräsentativen Querschnitt.

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