Schwimmende Windparks für grünen Wasserstoff

Doch das Unternehmen denkt weit darüber hinaus: Mit schwimmenden Windparks will sich Equinor nachhaltigere Geschäftsfelder erschließen und dafür erprobte Offshore-Technologien sowie die Infrastruktur der Häfen nutzen. „Wir werden eine neue Industrie auf den Schultern der Öl- und Gasindustrie aufbauen“, sagt Siri Kindem, Leiterin des Geschäftsbereichs Erneuerbare Energien bei Equinor. Mit Hywind Tampen und mehreren kleineren Anlagen vor Schottlands Küsten betreibt Equinor derzeit fast die Hälfte der globalen Flotte schwimmender Windkraftanlagen.

Noch ist dieser Markt winzig, wie der Vergleich mit den konventionellen, fest im Meeresboden fixierten Windrotoren zeigt. Klassische Offshore-Windparks erbrachten 2023 weltweit etwa 70 Gigawatt an Spitzenleistung – und hätten im Jahresmittel die Hälfte des Strombedarfs von Deutschland decken können. Die Leistung aller schwimmenden Windanlagen ist dagegen nur ein 300stel so groß.

Doch dabei wird es nicht bleiben. Denn nur an wenigen Orten sind die Meere so flach wie an der deutschen Nordseeküste oder in der Ostsee, wo man leicht Beton- oder Stahlfundamente befestigen kann. Bei Tiefen über 60 Meter sind solche Anlagen allerdings nicht mehr praktikabel. Hier können dann schwimmende Rotoren ihre Vorteile voll ausspielen – sie sind noch in 1.000 Meter tiefen Ozeanen einsetzbar.

Riesenpotenzial rund um Europa

Nach Berechnungen des US-Labors für erneuerbare Energien NREL und der Vereinigung WindEurope befinden sich in den USA 60 Prozent und in Europa sogar 80 Prozent der nutzbaren Flächen für Meeres-Windkraftanlagen in Gegenden mit mehr als 60 Meter Tiefe. Vor den Küsten Nordamerikas ließen sich demnach schwimmende Windrotoren mit bis zu 2.500 Gigawatt Leistung errichten. Um Europa – in der Nordsee, im Mittelmeer sowie im Atlantik vor Irland, Frankreich, Spanien und Portugal – wären sogar 4.000 Gigawatt möglich. Bei dem kräftigen Wind, der dort häufig weht, könnten sie vier- bis fünfmal so viel Strom ernten, wie die ganze EU samt Großbritannien derzeit verbraucht.

Auf der Messe für schwimmende Windturbinen 2023 im französischen Nantes erklärte der Leiter von Wind-Europe, Giles Dickson, dass diese Anlagen „enorm an Fahrt gewinnen“. Etliche Länder würden Projekte starten und „bis 2030 dürfte in Europa eine Gesamtleistung von drei bis vier Gigawatt erreicht sein“ – rund 20-mal so viel wie heute.

Auch die Turbinen selbst werden immer größer: Vor der Nordküste Chinas steht seit Juli 2023 ein Rekord-Windrad mit 116 Meter langen Rotorblättern und 16 Megawatt Leistung – doppelt so viel wie die Anlagen im Hywind-Tampen-Park. Selbst einen Taifun hat diese – noch im Untergrund fixierte – Windturbine bereits überstanden. Wie sich derart große Anlagen auch für schwimmende Strukturen optimieren lassen, haben Wissenschaftler im EU-Projekt Corewind simuliert. Sie sind überzeugt, dass sich damit Strom künftig zu Kosten produzieren lässt, der denen heutiger Flachwasser-Offshore-Anlagen sehr nahekommt.

Doch vielleicht liegt das wahre Potenzial schwimmender Windkraftanlagen gar nicht darin, Strom für Verbraucher an Land zu liefern. Jens Cruse, Gründer der Hamburger Firma Cruse Offshore, hat eine weiterreichende Vision: „Wir entwickeln schwimmende Windparks der Gigawatt-Klasse, die ganz ohne teure Kabelverbindungen auskommen“, sagt der Schiffbauingenieur. „Stattdessen sind sie auf die Produktion von „grünem“ Wasserstoff optimiert, der dann sicher verpackt mit normalen Tankschiffen zu den Verbrauchern transportiert wird.“

Seit September 2023 wird dieses ProHyGen genannte Projekt vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz finanziell unterstützt. Beteiligt sind neben Maschinenbaufirmen vor allem Institute der Technischen Universität Hamburg (TUHH) und der Universität Erlangen-Nürnberg. „Innerhalb von drei Jahren wollen wir einen Prototyp mit fünf Megawatt Leistung so weit planen, dass er gebaut und getestet werden kann“, sagt Moustafa Abdel-Maksoud, Leiter des Instituts für Fluiddynamik und Schiffstheorie der TUHH. Anschließend sollen die Anlagen auf 15 Megawatt hochskaliert werden. Hundert von ihnen würden dann insgesamt 1,5 Gigawatt Leistung erbringen. Ein solcher schwimmender Windpark könnte pro Jahr rund 150.000 Tonnen Wasserstoff liefern.

Die Lösung für ein großes Problem

Damit ließe sich eine der größten Schwierigkeiten der Energiewende lösen. Denn für eine klimaneutrale Zukunft reicht es nicht, möglichst viel Strom über Solarmodule und Windräder zu erzeugen sowie Autos mit Benzin- oder Dieselmotor durch Elektromobile zu ersetzen und Heizungen mit elektrischen Wärmepumpen zu betreiben. Erfolgsentscheidend sind auch große Mengen an Wasserstoff, der über Elektrolyse gewonnen wird – also über die Zerlegung von Wasser mit elektrischem Strom in die Gase Wasserstoff und Sauerstoff. Geschieht das mit Strom aus erneuerbaren Quellen, etwa Wind und Sonnenlicht, spricht man von grünem Wasserstoff.

Zum einen wird das Gas als Speicher für Ökoenergie benötigt – für sogenannte Dunkelflauten, in denen kein Wind weht und keine Sonne scheint. Denn in Gasturbinen oder Brennstoffzellen lässt sich aus Wasserstoff elektrischer Strom zurückgewinnen, wobei als „Abfall“ bloß Wasser entsteht. Zum anderen ist Wasserstoff unverzichtbar, um künftig viele Industriezweige „auf die grüne Schiene“ zu setzen: Bei der Stahlerzeugung wird er an die Stelle der Kohle treten, und die Chemieindustrie nutzt Wasserstoff zur Herstellung von Ammoniak, Methanol und synthetischen Kraftstoffen. Diese wiederum können schwere Lkw, Schiffe und Flugzeuge klimaneutral antreiben.

Stark steigende Nachfrage erwartet

Der Bedarf an grünem Wasserstoff ist entsprechend groß. Bis 2045 – dem Jahr, in dem Deutschland klimaneutral sein soll – dürfte laut einer Untersuchung des Beratungsunternehmens Prognos allein hierzulande die jährliche Nachfrage bei acht Millionen Tonnen liegen. Die Akademie der Technikwissenschaften acatech setzt sogar noch weit höhere Zahlen an. In jedem Fall dürfte sich kaum mehr als ein Drittel davon im Inland produzieren lassen, der Rest muss importiert werden. Als Lieferanten sahen Wissenschaftler und Politiker bislang sonnige Regionen Südeuropas, Nordafrikas, Arabiens oder Australiens oder sehr windreiche Gegenden wie in Patagonien an der Südspitze Chiles. Etliche internationale Kooperationsprojekte wurden bereits gestartet.

In dem Projekt H2Mare, an dem neben Siemens Energy unter anderem das Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme (IWES) in Bremerhaven beteiligt ist, testen Forscher auch schon, wie sich Wasserstoff offshore erzeugen lässt – unmittelbar bei den Windturbinen auf dem Meer. Das Gas soll dann entweder per Pipeline an Land oder auf benachbarte Plattformen transportiert werden, wo es in Chemieanlagen zu Ammoniak oder synthetischen Kraftstoffen verwandelt wird. Im Fokus stehen hier allerdings nach wie vor die klassischen, fest im Meeresboden fixierten Windkraftanlagen.

Schwimmende Anlagen wie im ProHyGen-Projekt könnten demgegenüber gleich mehrere Trümpfe ausspielen: Auf dem offenen Meer und ohne feste Fundamente stören sie weder Menschen noch die empfindlichen Ökosysteme flacherer Gewässer. Dennoch wären sie nahe genug bei den Verbrauchern, auf riesigen, bislang ungenutzten Meeresflächen, die es rund um Europa gibt, aber auch vor den USA, Japan und Südkorea.

Außerdem weht dort der Wind kräftig und beständig. „Eine Zunahme der Windgeschwindigkeit um ein Viertel, etwa von acht auf zehn Meter pro Sekunde, verdoppelt die Leistung der Turbine“, erklärt Jens Cruse. Der erstgenannte Wert ist der typische Jahresdurchschnitt an der norddeutschen Küste, der zweite der in der mittleren Nordsee. Im Atlantik, etwa auf der Porcupine-Bank, 200 Kilometer westlich von Irland – einem idealen Platz für schwimmende Windparks mit einer Meerestiefe von unter 200 Meter – werden im Mittel sogar Windgeschwindigkeiten zwischen elf und zwölf Meter pro Sekunde erreicht.

Kaum Risiken, geringe Kosten

Lange Wasserstoff-Pipelines sind in dem ProHyGen-Projekt nicht vorgesehen. Gefährliche Lecks sind daher ebenso wenig zu befürchten wie eine Sabotage der Röhren. Besonders betont der wirtschaftlich denkende Ingenieur den Verzicht auf jeglichen Stromtransport an Land: „Das senkt die Investitionskosten der gesamten Anlage um bis zur Hälfte“, sagt Cruse. Denn bei Entfernungen von mehr als 100 Kilometern vor den Küsten müsste die Technik der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) genutzt werden. Doch laut einer Studie des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung kostet das etwa zwei Millionen Euro pro Kilometer Leitungslänge und nochmals eine Million Euro pro Megawatt für jede der nötigen Umwandlungsstationen von Wechsel- in Gleichstrom und zurück.

Auch Geräte für die Wasserstoff-Elektrolyse funktionieren auf dem offenen Meer ähnlich gut wie an Land. Das hat die französische Firma Lhyfe bereits demonstriert: 20 Kilometer vor der Atlantikküste bei Nantes haben die Lhyfe-Ingenieure einen PEM-Elektrolyseur (PEM steht für Polymerelektrolytmembran) des US-Unternehmens Plug Power auf einer schwankenden, schwimmenden Plattform mit einer ebenfalls schwimmenden Windturbine verbunden. Im Juni 2023 produzierte diese Kombianlage den ersten grünen Offshore-Wasserstoff – bis zu 400 Kilogramm am Tag. PEM-Elektrolyseure sind sehr effizient und können binnen Tausendstelsekunden auf Stromänderungen reagieren. Sie sind daher ideal für starke und schnelle Fluktuationen, wie sie bei der Windstromerzeugung vorkommen können.

Für seine künftigen Wind-Wasserstoff-Anlagen setzt das ProHyGen-Team um Jens Cruse auf ein Konstrukt aus sogenannten Halbtauchern mit vier Säulenelementen, das bei Weitem nicht so tief ins Wasser ragt wie die langen, schweren Bojen beim Hywind-Tampen-Park. Auf einer der vier haushohen Säulen soll das Windrad montiert werden. „Die anderen drei dienen nicht nur als stabilisierende Ballasttanks“, erklärt Cruse. „In ihnen sind weitere wichtige Elemente verbaut.“ Neben den Elektrolyseuren zum Beispiel solche zur Meerwasserentsalzung, weil für die Elektrolyse sehr reines Wasser benötigt wird. Darüber hinaus enthält jede Windkraftanlage auch Umrichter, Verteiler, Pumpen und Klimaanlagen.

Das Wichtigste aber sind die sogenannten LOHC-Reaktoren und -Tanks in den schwimmenden Säulen. Das Kürzel steht für Liquid organic hydrogen carrier: „flüssige Wasserstoffträger aus organischen Materialien“. Die Idee dahinter könnte der entscheidende Erfolgsfaktor der ProHyGen-Vision werden. LOHC sind Stoffe wie Benzyltoluol, eine Flüssigkeit, die seit Jahrzehnten in der Industrie als Wärmeträgeröl genutzt wird. An jedes Molekül Benzyltoluol lassen sich über eine katalytische Reaktion zwölf Wasserstoff-Atome anlagern, wobei Wärme frei wird. Wenn man das hydrierte Trägeröl danach – wieder in Anwesenheit eines Katalysators – auf ungefähr 300 Grad Celsius erhitzt, wird der Wasserstoff als blubberndes Gas zurückgewonnen.

Völlig reversible Speicherung

Jeweils 1.000 Liter Benzyltoluol können 50 Kilogramm Wasserstoff an sich binden und wieder freisetzen – ein vollkommen reversibler Vorgang, weshalb die Forscher aus Erlangen, die dieses Verfahren seit 2011 maßgeblich entwickelt haben, von „Pfandflaschen für Wasserstoff“ sprechen. Weitere Trümpfe: Im LOHC lässt sich Wasserstoff sicher speichern. Nicht einmal ein Bunsenbrenner kann das hydrierte Öl entzünden. Und für den Transport ist keine komplexe Technologie nötig. Das Wasserstoff-Gas muss weder unter hohem Druck komprimiert noch auf extrem tiefe Temperaturen gekühlt werden. Es reicht, wenn ein konventioneller Öltanker künftig einmal pro Woche einen der geplanten schwimmenden Gigawatt-Windparks anfährt. „Er würde einfach das mit Wasserstoff beladene LOHC aus den Ballasttanks abpumpen und durch nicht-hydriertes Öl ersetzen“, erklärt Cruse.

In einen eher kleinen Tanker der sogenannten Aframax-Klasse, die üblicherweise auf kurzen oder mittellangen Strecken zum Einsatz kommen, würde LOHC-Öl für rund 5.000 Tonnen Wasserstoff passen – was in etwa der wöchentlichen Produktion von hundert großen Windrädern entspricht. „Wir denken, dass die ersten Kunden große Chemiefirmen sein könnten, die Ammoniak herstellen, oder Stahlkocher, die Kohle durch Wasserstoff ersetzen wollen“, sagt Andreas Bösmann, der an der Universität in Erlangen die LOHC-Forschung für das ProHyGen-Projekt leitet.

Auf direktem Weg zu den Kunden

Die Tanker könnten dann zum Beispiel einfach über den Rhein das LOHC direkt bei den Kunden anlanden. Der Vorteil: Sowohl in der Chemie- als auch in der Stahlindustrie fällt genug Wärme an, die sich nutzen ließe, um den Wasserstoff aus dem Trägeröl herauszuholen. Die Energieverluste des Gesamtprozesses wären daher sehr gering – und allein diese beiden Industriezweige brauchen künftig schon Hunderttausende Tonnen an grünem Wasserstoff pro Jahr.

„Auf der anderen Seite, bei den Wind-Wasserstoff-Anlagen auf dem Meer, können wir die Wärme, die wir beim Hydrieren des LOHC sozusagen umsonst bekommen, ebenfalls nutzen, beispielsweise zum Heizen und Trocknen der Räume und zum Entsalzen des Meerwassers“, erklärt Bösmann. Solche sogenannten Verdampfungsentsalzer werden auf Schiffen schon seit Jahrzehnten für die Frischwasserversorgung eingesetzt.

Grundsätzlich versuchen die Forscher im ProHyGen-Projekt immer, auf Techniken zurückzugreifen, die sich anderswo bereits bewährt haben: auf Schiffen, in der Offshore-Öl-und-Gas-Industrie oder bei der Infrastruktur an Häfen. Es geht darum, für den Übergang aus der fossilen Energiewirtschaft viele Synergien zu nutzen und die Prozesse zuverlässig und robust zu gestalten. Oder wie es Moustafa Abdel-Maksoud ausdrückt: „Draußen auf dem offenen Meer sollten wir keine filigrane Hochtechnologie einbauen, denn unsere Anlagen müssen über 20 Jahre weitgehend autonom, störungsfrei und wartungsarm laufen.“ Techniker für Reparaturen einzufliegen, ist teuer. Daher müssen alle Geräte vor der stark salzhaltigen Meeresluft geschützt werden und zudem unempfindlich gegenüber den ständig wechselnden mechanischen Belastungen sein. Sie werden im Inneren der Struktur untergebracht: in klimatisierter Umgebung und getrockneter Luft.

Doch auch ohne „filigrane Hightech“ gibt es im ProHyGen-Projekt viel Neuland zu erkunden. „In unserem Institut wurden bereits Modelle in einem Wellenkanal getestet, und wir simulieren mit Hochleistungsrechnern möglichst genau die Bewegungen der gesamten schwimmenden Anlage“, berichtet Christian Schulz, wissenschaftlicher Mitarbeiter an der TUHH. Fragen, denen die Wissenschaftler nachgehen, sind zum Beispiel: Welche Kräfte und Beschleunigungen treten auf, wie beeinflussen sich Wind, Wellen, Strömung und die Gesamtstruktur gegenseitig? Was sind die idealen Befestigungen und Abmessungen, wie lässt sich das Design optimieren, und wie verhält sich das schwappende Öl in den Tanks, etwa beim Be- und Entladen?

Testlauf im künstlichen Orkan

In einem 40 Meter langen Windkanal im Keller der TUHH mussten Windrotoren im Maßstab 1:100 schon hohe Belastungen ertragen: „Mit unserer großen Düse können wir auch einen Orkan erzeugen“, sagt Schulz. „Interessanter für uns ist aber das Verhalten bei moderaten Windgeschwindigkeiten, weil hier ein Großteil der Energie erzeugt wird. Besonders spannend ist, was passiert, wenn der Rotor durch den Seegang hin- und herschwankt. Sind dann beispielsweise die Kräfte auf die Rotorblätter anders als bei feststehenden Anlagen?“

Eine wichtige Frage ist auch, um wie viel Grad sich die LOHC-Anlagen neigen dürfen, damit die Beladung des Öls mit Wasserstoff noch funktioniert. Das prüft der Chemiker Andreas Bösmann in den Labors in Erlangen. „Die LOHC-Reaktoren sind meterlange Bündel von Rohren, bepackt mit millimeterkleinen Kugeln, auf denen sich Nanopartikel aus Platin als Katalysatoren befinden“, erklärt er. „Darin fließt das Öl nach unten, und das Wasserstoffgas wird hinzugepumpt, wobei sich schließlich der Wasserstoff an den Kügelchen mit dem Öl verbindet.“

Bisher ist nur bekannt, dass dieser Vorgang bei sehr schrägen Rohren nicht mehr effizient genug abläuft. Doch was geschieht bei leichten Neigungen von wenigen Grad, beim Heben und Senken der Rohre, oder gar bei langsam oszillierenden Bewegungen, wie sie auf dem offenen Meer vorkommen können? „Das weiß im Moment niemand“, sagt Bösmann. „Es gibt theoretische Überlegungen, dass das Beladen mit Wasserstoff durch ein leichtes Hin- und Herschwanken sogar besser funktionieren könnte, aber letztlich müssen die Messungen zeigen, was wirklich passiert.“

Es bleibt also noch viel Forschungsarbeit zu erledigen. Bis 2026 läuft die Förderung des ProHyGen-Projekts, dann soll eine erste Wind-Wasserstoff-Anlage auf dem offenen Meer demonstrieren, dass sich grüner Wasserstoff auf diese Weise umweltfreundlich und letztendlich auch kostengünstig gewinnen lässt. Jens Cruse und seine Partner setzen darauf, dass danach die Entwicklung ebenso schnell geht wie beim schwimmenden Hywind Tampen Park in der Nordsee. Denn die Zeit drängt: Wenn Europa bis zur Mitte des Jahrhunderts der erste klimaneutrale Kontinent sein will, muss die Frage nach den Quellen des grünen Wasserstoffs schnell geklärt werden.

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