# AquaVentus — Volltext

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## Über AquaVentus

AquaVentus ist eine Initiative für die Erzeugung von grünem Wasserstoff aus Offshore-Windenergie in der Nordsee. Getragen wird sie vom AquaVentus Förderverein e.V. mit Sitz auf Helgoland (Lung Wai 28, 27498 Helgoland); die Geschäftsstelle sitzt in Berlin, c/o Deutscher Wasserstoff-Verband, Robert-Koch-Platz 4, 10115 Berlin. Unternehmen, Forschungseinrichtungen und Organisationen aus der gesamten Wertschöpfungskette arbeiten darin zusammen. Das übergreifende Ziel sind 10 Gigawatt Offshore-Leistung, aus denen jährlich rund 1 Million Tonnen grüner Wasserstoff entstehen sollen.

Kontakt: verein@aquaventus.org. Presse: press@aquaventus.org.

## Kennzahlen

Stand des Datenblatts: 2026-07. Quelle: https://aquaventus.org/de/zahlen

### 10 GW Erzeugungsziel

Zielgröße der AquaVentus-Initiative: 10 Gigawatt Offshore-Leistung in der deutschen Nordsee, aus denen jährlich rund 1 Million Tonnen grüner Wasserstoff entstehen sollen.

Quelle: AquaVentus Förderverein e.V.. Stand: 2026.

### 1 Mio. t Grüner Wasserstoff pro Jahr

Jahresmenge, die aus den angestrebten 10 Gigawatt Offshore-Leistung entstehen soll. Zum Vergleich: die Fläche SEN-1 allein ist auf rund 100.000 Tonnen pro Jahr ausgelegt.

Quelle: AquaVentus Förderverein e.V.. Stand: 2026.

### 5 Leitprojekte

AquaDuctus (Transport), AquaPrimus und SEN-1 (Erzeugung), AquaCampus (Forschung) und AquaNavis (maritime Anwendung).

Quelle: AquaVentus Förderverein e.V.. Stand: 2026.

### 1,7 Mrd € Einsparung Systemkosten pro Jahr

Mögliche jährliche Einsparung an Systemkosten durch Offshore-Sektorenkopplung in den Zonen 4 und 5 der deutschen Nordsee. Die Studie weist die Ergebnisse als robust über verschiedene Sensitivitätsanalysen aus.

Quelle: Frontier Economics, Studie für AquaVentus. Stand: 2025-11.

### 31 Mrd € Reduktion der Ausbaukosten

Mögliche Reduktion der Ausbaukosten durch kombinierte Transport- und Anschlusskonzepte für weit entfernte Offshore-Windgebiete in der deutschen Nordsee.

Quelle: E-Bridge Consulting, Kurzstudie im Auftrag von AquaVentus (88 Seiten). Stand: 2024-09.

### 400 km AquaDuctus offshore

Länge der geplanten Wasserstoff-Pipeline auf See, dazu kommen rund 100 Kilometer an Land. Transportkapazität bis zu 20 Gigawatt im zweistufigen Ausbau.

Quelle: Projektangaben AquaDuctus, Betreiber Gascade Gastransport GmbH. Stand: 2026.

### 9.040 km Wasserstoff-Kernnetz gesamt

Gesamtlänge des von der Bundesnetzagentur genehmigten deutschen Wasserstoff-Kernnetzes. AquaDuctus ist seit Oktober 2024 Teil davon.

Quelle: Bundesnetzagentur, Genehmigung Wasserstoff-Kernnetz. Stand: 2024-10.

### 1.000 MW Elektrolyseleistung SEN-1

Geplante Elektrolyseleistung auf der Fläche SEN-1, entsprechend rund 100.000 Tonnen grünem Wasserstoff pro Jahr. Das BSH hat die Fläche mit 102 Quadratkilometern im Flächenentwicklungsplan 2023 ausgewiesen; die Leistungsangabe ist eine Projektangabe und nicht Teil des Plans.

Quelle: Fläche: Flächenentwicklungsplan BSH 2023. Leistung und Jahresmenge: Projektangaben SEN-1. Stand: 2026.

### 3 km² Forschungsareal AquaCampus

Größe des Forschungsareals in der Nordsee vor Helgoland, Wassertiefe bis 45 Meter, markiert mit acht gelben Bojen.

Quelle: Projektangaben AquaCampus. Stand: 2026.

## Häufige Fragen

### AquaVentus als Initiative

**Was ist AquaVentus?**

AquaVentus ist eine Initiative für die Erzeugung von grünem Wasserstoff aus Offshore-Windenergie in der Nordsee. Getragen wird sie vom AquaVentus Förderverein e.V. mit Sitz auf Helgoland; die Geschäftsstelle sitzt in Berlin. Im Verein arbeiten Unternehmen, Forschungseinrichtungen und Organisationen aus der gesamten Wertschöpfungskette zusammen. Das übergreifende Ziel sind 10 Gigawatt Offshore-Leistung in der Nordsee, aus denen jährlich rund 1 Million Tonnen grüner Wasserstoff entstehen sollen.

**Wer sind die Mitglieder von AquaVentus?**

Dem Förderverein gehören Organisationen entlang der gesamten Wertschöpfungskette an: Projektentwickler und Energieunternehmen, Netz- und Pipelinebetreiber, Zulieferer und Technologieanbieter, Häfen, Forschungseinrichtungen und Wirtschaftsförderungen. Die öffentlich gelisteten Mitglieder sind vollständig auf der Mitgliederseite aufgeführt.

**Was unterscheidet AquaVentus von einem Think-Tank?**

AquaVentus versteht sich als Do-Tank: Die Mitglieder entwickeln nicht nur Positionen, sondern betreiben gemeinsam konkrete Vorhaben. Fünf Leitprojekte decken den Weg von der Erzeugung über den Transport bis zur Anwendung ab, dazu kommen vier Arbeitsgruppen zu Technologie, Regulatorik, Kommunikation und Internationalem.

**Wie werde ich Mitglied bei AquaVentus?**

Eine Mitgliedschaft ist für Unternehmen, Forschungseinrichtungen und Organisationen möglich, die im Feld Offshore-Wasserstoff aktiv sind oder es werden wollen. Die Vorteile und der Weg zur Aufnahme sind auf der Mitgliedschaftsseite beschrieben; Ansprechpartner ist die Geschäftsstelle unter verein@aquaventus.org.

**An wen richte ich Presseanfragen?**

Presseanfragen beantwortet die Geschäftsstelle unter press@aquaventus.org. Alle Pressemeldungen stehen im Newsbereich als Volltext und zusätzlich als PDF bereit.

### Grüner Wasserstoff auf See

**Was ist grüner Wasserstoff aus Offshore-Windenergie?**

Grüner Wasserstoff entsteht, wenn Wasser mit Strom aus erneuerbaren Quellen in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt wird. Bei AquaVentus liefert Offshore-Windenergie diesen Strom, und die Elektrolyse findet auf See statt, nahe am Windpark. Bei der Nutzung des Wasserstoffs entsteht kein Kohlendioxid.

**Warum soll die Elektrolyse auf See stattfinden und nicht an Land?**

Weit von der Küste entfernte Windgebiete brauchen sonst lange, teure Stromleitungen an Land. Wird der Wasserstoff direkt auf See erzeugt, lässt er sich über eine Pipeline transportieren, die pro transportierter Energieeinheit deutlich günstiger ist als ein Seekabel. Vier Leitstudien stützen das aus unterschiedlichen Richtungen: AFRY Management Consulting (2022) belegt im Auftrag von RWE, Gasunie, Gascade, Equinor und Shell die Vorteile der dezentralen Erzeugung auf See gegenüber zentralen Onshore-Lösungen. DNV (2023) bestätigt das Potenzial der Wasserstoffgewinnung auf hoher See und spezifiziert ein europäisches Offshore-Backbone. Die Kurzstudie von E-Bridge Consulting (September 2024) beziffert die mögliche Reduktion der Ausbaukosten durch kombinierte Transport- und Anschlusskonzepte für küstenferne Windgebiete auf bis zu 31 Milliarden Euro. Frontier Economics (November 2025) kommt für die Offshore-Sektorenkopplung auf bis zu 1,7 Milliarden Euro geringere Systemkosten pro Jahr.

**Was bedeutet Offshore-Sektorenkopplung?**

Sektorenkopplung bedeutet, Strom- und Wasserstoffinfrastruktur gemeinsam zu planen statt getrennt. Offshore heißt das: ein Windpark wird sowohl über ein Stromkabel als auch über eine Wasserstoffpipeline angebunden und kann je nach Marktlage Strom einspeisen oder Wasserstoff erzeugen. Genau diese kombinierten Anschlusskonzepte sind die zentrale Forderung von AquaVentus an den Gesetzgeber.

**Wie viel Geld spart Offshore-Sektorenkopplung?**

Zwei Studien im Auftrag von AquaVentus haben das untersucht. Frontier Economics kommt im November 2025 auf Einsparungen von bis zu 1,7 Milliarden Euro pro Jahr an Systemkosten in den Zonen 4 und 5 der deutschen Nordsee. Die Kurzstudie von E-Bridge Consulting (September 2024) beziffert die mögliche Reduktion der Ausbaukosten durch kombinierte Transport- und Anschlusskonzepte auf bis zu 31 Milliarden Euro.

### Die Projekte

**Was ist AquaDuctus?**

AquaDuctus ist die geplante Offshore-Wasserstoff-Pipeline von der Nordsee an Land: rund 400 Kilometer auf See und 100 Kilometer an Land, mit einer Transportkapazität von bis zu 20 Gigawatt im zweistufigen Ausbau. Die Bundesnetzagentur hat am 22. Oktober 2024 das deutsche Wasserstoff-Kernnetz genehmigt; AquaDuctus ist darin als einziges Pipeline-Projekt für die deutsche Nordsee vorgesehen. Die Zulassungsverfahren für den Bau laufen davon getrennt. Betreiber ist die Gascade Gastransport GmbH; auf EU-Ebene ist das Projekt IPCEI-notifiziert und hat PCI-Status.

**Was ist SEN-1?**

SEN-1 ist die für erste großskalige Offshore-Wasserstoffproduktion vorgesehene Fläche in der deutschen Nordsee, ausgewiesen im Flächenentwicklungsplan des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie. Auf 102 Quadratkilometern ist eine Elektrolyseleistung von 1.000 Megawatt geplant, das entspricht rund 100.000 Tonnen grünem Wasserstoff pro Jahr. Der Abtransport soll über die AquaDuctus-Pipeline laufen.

**Was ist AquaPrimus?**

AquaPrimus ist der Demonstrator-Elektrolyseur der Initiative mit einer Leistung von 1 bis 5 Megawatt auf See. Erprobt werden Seewasseraufbereitung, Elektrolyse, Kompression und Speicherung im Zusammenspiel. Das Projekt dient der Vorbereitung auf die Ausschreibungen für SEN-1.

**Was ist der AquaCampus?**

Der AquaCampus ist ein 3 Quadratkilometer großes Forschungsareal in der Nordsee vor Helgoland, in dem maritime Technologien unter realen Bedingungen erprobt werden. Die Wassertiefe reicht bis 45 Meter, das Areal ist mit acht gelben Bojen markiert. In dieser Form ist es europaweit einzigartig.

**Was ist AquaNavis?**

AquaNavis befasst sich mit grünem Wasserstoff als Energieträger für die Schifffahrt. Rund 90 Prozent des Welthandels laufen über See, und der Anteil der Schifffahrt an den globalen Kohlendioxid-Emissionen liegt bei etwa 3 Prozent mit steigender Tendenz. Das Projekt ist in der Konzeptphase.

## Glossar

**Abnahmevertrag**: Ein langfristiger Vertrag, mit dem ein Abnehmer feste Mengen zu festen Bedingungen kauft, englisch Offtake Agreement. Ohne solche Verträge finanzieren Banken Erzeugungsanlagen in der Regel nicht.

**Abregelung**: Das Herunterfahren einer Erzeugungsanlage, obwohl Wind oder Sonne verfügbar wären, weil das Netz die Leistung nicht aufnehmen kann. Elektrolyse kann diese Energie stattdessen in Wasserstoff binden.

**Alkalische Elektrolyse**: Das älteste industriell genutzte Elektrolyseverfahren, mit einer Kalilauge als Elektrolyt. Sie ist robust und vergleichsweise günstig, folgt Lastwechseln aber langsamer als die PEM-Elektrolyse.

**Ammoniak**: Eine Verbindung aus Wasserstoff und Stickstoff, die sich leichter verflüssigen und über weite Strecken verschiffen lässt als Wasserstoff selbst. Sie wird als Transportform und als Grundstoff der Industrie diskutiert.

**AquaCampus**: Ein 3 Quadratkilometer großes Forschungsareal wenige Seemeilen vor Helgoland, markiert durch acht gelbe Bojen, in Wassertiefen bis 45 Meter. Forschungseinrichtungen und Unternehmen erproben hier Anlagen über und unter Wasser.

**AquaDuctus**: Die geplante Wasserstoff-Pipeline von der deutschen Nordsee an Land, rund 400 Kilometer auf See und 100 Kilometer an Land. Sie ist das einzige für die deutsche Nordsee vorgesehene Pipeline-Projekt im Wasserstoff-Kernnetz; Betreiber ist die Gascade Gastransport GmbH.

**AquaNavis**: Das AquaVentus-Projekt zur Dekarbonisierung der Schifffahrt. Rund 90 Prozent des Welthandels laufen über den Seeweg; das Projekt entwickelt und erprobt wasserstoffbasierte Antriebe und Versorgungskonzepte für Schiffe.

**AquaPrimus**: Der Demonstrator für Offshore-Elektrolyse mit einem Elektrolyseur von 1 bis 5 Megawatt. Er testet erstmals die gesamte Kette der Wasserstofferzeugung auf See, von der Seewasseraufbereitung bis zur Einspeisung.

**Arbeitsgruppe**: Ein Fachkreis von Mitgliedern zu einem Schlüsselthema, bei AquaVentus zu Technologie, Regulatorik, Kommunikation und Internationalem. Hier entstehen gemeinsame Positionen und die Vorarbeit für Stellungnahmen.

**Ausschließliche Wirtschaftszone (AWZ)**: Das Meeresgebiet jenseits des Küstenmeers, in dem ein Staat wirtschaftliche Nutzungsrechte hat, etwa für Windparks oder Rohrleitungen. Die deutschen Offshore-Wasserstoffflächen in der Nordsee liegen in der AWZ.

**BSH**: Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie. Die Behörde erstellt den Flächenentwicklungsplan für die deutschen Meeresgebiete und führt Zulassungsverfahren für Offshore-Vorhaben.

**Bundesnetzagentur**: Regulierungsbehörde für Strom, Gas, Telekommunikation, Post und Bahn. Für den Wasserstoffbereich genehmigt sie unter anderem das Wasserstoff-Kernnetz.

**Do-Tank**: Die Selbstbeschreibung von AquaVentus in Abgrenzung zum Think-Tank: Es geht nicht nur um Analysen, sondern um Projekte, die gebaut werden. Die Arbeit findet in Arbeitsgruppen statt, deren Ergebnisse in Stellungnahmen und Vorhaben einfließen.

**Elektrolyse**: Verfahren, das Wasser mit elektrischem Strom in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt. Die Anlage, die das leistet, heißt Elektrolyseur; ihre Größe wird in Megawatt oder Gigawatt elektrischer Anschlussleistung angegeben.

**Elektrolyseur**: Die technische Anlage, in der die Elektrolyse abläuft. Bei Offshore-Anwendungen steht sie auf einer Plattform auf See und umfasst zusätzlich Seewasseraufbereitung, Kompression und Speicherung.

**Energieinsel**: Eine künstlich aufgeschüttete oder aufgestellte Insel, die den Strom mehrerer Windparks sammelt und weiterverteilt. Studien untersuchen sie als Alternative oder Ergänzung zu einzelnen Plattformen, auch für Elektrolyse.

**Europäische Wasserstoffbank**: Ein Instrument der EU-Kommission, das erneuerbaren Wasserstoff über Auktionen mit einer Festprämie je Kilogramm fördert. Sie ist neben nationalen Programmen die zentrale europäische Finanzierungsquelle für Erzeugungsprojekte.

**European Hydrogen Backbone**: Initiative europäischer Fernleitungsnetzbetreiber für ein grenzüberschreitendes Wasserstoffnetz. Über den Backbone soll AquaDuctus mit den Niederlanden, Belgien, Dänemark, dem Vereinigten Königreich und Norwegen verbunden werden.

**Flächenentwicklungsplan (FEP)**: Planungsinstrument des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie, das festlegt, welche Flächen in der deutschen Nord- und Ostsee wann für welche Nutzung ausgeschrieben werden. Der FEP weist unter anderem die Fläche SEN-1 für Offshore-Wasserstoff aus.

**Förderverein e.V.**: Die Rechtsform, in der AquaVentus organisiert ist: ein eingetragener Verein mit Sitz auf Helgoland und Geschäftsstelle in Berlin. Mitglieder sind Unternehmen, Forschungseinrichtungen und Organisationen; der Verein selbst baut keine Anlagen, sondern bündelt die Arbeit seiner Mitglieder.

**Gigawatt (GW)**: Einheit der Leistung, tausend Megawatt. Das AquaVentus-Ziel von 10 Gigawatt bezeichnet die Offshore-Leistung in der Nordsee, aus der jährlich rund 1 Million Tonnen grüner Wasserstoff entstehen sollen.

**Grüner Wasserstoff**: Wasserstoff, der durch Elektrolyse von Wasser mit Strom aus erneuerbaren Quellen erzeugt wird. Bei seiner Nutzung entsteht kein Kohlendioxid. Andere Farbbezeichnungen stehen für andere Herstellungswege, etwa grauer Wasserstoff aus Erdgas.

**H2Global**: Ein staatlich getragenes Instrument, das Wasserstoff über eine Doppelauktion beschafft: teuer eingekauft bei Erzeugern, günstiger weiterverkauft an Abnehmer, den Unterschied trägt der Staat. Es soll den Markthochlauf anschieben, solange Angebot und Nachfrage preislich nicht zusammenfinden.

**Herkunftsnachweis**: Ein Zertifikat, das belegt, mit welchem Strom und unter welchen Bedingungen ein Energieträger erzeugt wurde. Für Wasserstoff entscheidet der Nachweis darüber, ob er als erneuerbar verkauft und auf Klimaziele angerechnet werden kann.

**Investitions- und Betriebskosten**: Investitionskosten fallen einmalig für den Bau an, Betriebskosten laufend für Betrieb und Wartung, englisch CAPEX und OPEX. Bei Offshore-Anlagen ist der Anteil der Betriebskosten hoch, weil jede Wartung eine Fahrt auf See bedeutet.

**IPCEI**: Important Project of Common European Interest. Ein Verfahren der EU, mit dem Mitgliedstaaten gemeinsam bedeutsame Vorhaben mit staatlichen Mitteln fördern dürfen. AquaDuctus ist IPCEI-notifiziert.

**Kavernenspeicher**: Ein künstlicher Hohlraum in einer Salzschicht im Untergrund, in dem große Gasmengen gespeichert werden. Für Wasserstoff sind Kavernen die derzeit aussichtsreichste Möglichkeit, jahreszeitliche Schwankungen auszugleichen.

**Klimaschutzverträge**: Förderverträge, die einem Unternehmen die Differenz zwischen den Kosten einer klimafreundlichen Produktion und dem Marktpreis über Jahre ausgleichen, auch Carbon Contracts for Difference genannt. Sie sollen Investitionen ermöglichen, die sich sonst noch nicht rechnen.

**Kombiniertes Anschlusskonzept**: Anbindung eines Offshore-Windparks über zwei Wege gleichzeitig: Stromkabel und Wasserstoffpipeline. Je nach Strompreis und Bedarf kann der Park Strom einspeisen oder Wasserstoff erzeugen. Die gesetzliche Verankerung solcher Konzepte ist die zentrale regulatorische Forderung von AquaVentus.

**Konverterplattform**: Eine Plattform auf See, die den Strom eines Windparks für den Transport an Land umwandelt, klassisch von Wechsel- auf Gleichstrom. Bei Offshore-Wasserstoff tritt an ihre Stelle oder neben sie eine Plattform mit Elektrolyseur.

**Markthochlauf**: Die Phase, in der ein neuer Energieträger von einzelnen Vorhaben zu einem funktionierenden Markt mit Angebot, Nachfrage und Infrastruktur wächst. Für Wasserstoff hängt sie daran, dass Erzeugung, Transport und Abnahme zeitlich zusammenpassen.

**Nationale Wasserstoffstrategie**: Das Strategiedokument der Bundesregierung für Erzeugung, Import und Nutzung von Wasserstoff. Die Fortschreibung von 2023 nennt für 2030 eine Elektrolyseleistung von mindestens 10 Gigawatt in Deutschland.

**Netzentwicklungsplan (NEP)**: Der Plan der Übertragungsnetzbetreiber, welche Stromleitungen in den kommenden Jahren gebaut werden müssen; die Bundesnetzagentur bestätigt ihn. Für Offshore-Wasserstoff ist entscheidend, ob Pipeline-Anbindungen darin gleichrangig mit Kabeln berücksichtigt werden.

**Offshore-Elektrolyse**: Elektrolyse, die auf See stattfindet, auf einer Plattform nahe am Windpark. Der erzeugte Wasserstoff wird per Pipeline an Land transportiert, statt den Windstrom über ein Seekabel zu leiten.

**PCI**: Project of Common Interest. Ein EU-Status für grenzüberschreitende Energieinfrastruktur, der schnellere Genehmigungsverfahren und Zugang zu EU-Finanzierung ermöglicht. AquaDuctus hat diesen Status.

**PEM-Elektrolyse**: Elektrolyse mit einer Protonenaustauschmembran. Sie reagiert schnell auf schwankende Stromzufuhr und passt deshalb gut zu Windstrom, benötigt aber Edelmetalle als Katalysator.

**RED III**: Die dritte Fassung der EU-Richtlinie für erneuerbare Energien. Sie legt verbindliche Quoten für erneuerbaren Wasserstoff in Industrie und Verkehr fest und schafft damit die Nachfrage, auf die Erzeugungsprojekte angewiesen sind.

**RFNBO**: Renewable Fuel of Non-Biological Origin, im deutschen Recht erneuerbarer Kraftstoff nicht biogenen Ursprungs. Der Begriff bezeichnet Wasserstoff und daraus hergestellte Stoffe, die die EU-Kriterien für erneuerbare Erzeugung erfüllen und deshalb auf Klimaziele angerechnet werden dürfen.

**Rückverstromung**: Die Umwandlung von gespeichertem Wasserstoff zurück in Strom, in einem Kraftwerk oder einer Brennstoffzelle. Sie dient dazu, Zeiten ohne Wind und Sonne zu überbrücken, verliert dabei aber einen Teil der Energie.

**Sauerstoff**: Das zweite Produkt der Elektrolyse, das mengenmäßig anfällt und heute meist ungenutzt bleibt. Für Offshore-Anlagen wird untersucht, ob er sich verwerten lässt, etwa in der Industrie oder für die Sauerstoffversorgung von Gewässern.

**Seewasseraufbereitung**: Die Entsalzung und Reinigung von Meerwasser, bevor es in den Elektrolyseur gelangt. Elektrolyse braucht sehr reines Wasser; auf See ist die Aufbereitung deshalb Teil jeder Anlage.

**Sektorenkopplung**: Die gemeinsame Planung und Verknüpfung von Energiesektoren, hier vor allem Strom und Wasserstoff. Offshore bedeutet Sektorenkopplung, dass ein Windpark sowohl über ein Stromkabel als auch über eine Wasserstoffpipeline angebunden wird.

**SEN-1**: Die im Flächenentwicklungsplan ausgewiesene Fläche in der deutschen Nordsee, auf der erstmals großskalig Wasserstoff auf See erzeugt werden soll. Vorgesehen sind 1.000 Megawatt Elektrolyseleistung; der Wasserstoff soll über AquaDuctus abtransportiert werden.

**Spitzenkappung**: Das planmäßige Abregeln von Erzeugungsspitzen, damit eine kleinere Netzanbindung ausreicht. Statt die Spitzen zu verwerfen, können sie in Wasserstoff umgewandelt werden.

**Stellungnahme**: Die schriftliche Antwort auf einen Gesetzes- oder Planentwurf im Rahmen einer offiziellen Konsultation. AquaVentus nutzt sie, um Anforderungen der Offshore-Wasserstoffwirtschaft in Verfahren wie den Flächenentwicklungsplan einzubringen.

**Stromabnahmevertrag (PPA)**: Ein direkter Liefervertrag zwischen Stromerzeuger und Abnehmer über Menge, Zeitraum und Preis, englisch Power Purchase Agreement. Für Elektrolyse ist er der übliche Weg, langfristig Grünstrom zu einem kalkulierbaren Preis zu sichern.

**Systemkosten**: Die Kosten des Gesamtsystems aus Erzeugung, Netzen und Speichern, nicht die einer einzelnen Anlage. Studien für AquaVentus rechnen mit ihnen, weil Offshore-Sektorenkopplung ihren Vorteil erst im Systemblick zeigt.

**Überbauung**: Der Anschluss von mehr Windleistung an eine Netzanbindung, als diese nominell aufnehmen kann, auch Overplanting genannt. Weil Windparks selten mit voller Leistung laufen, steigt so die Auslastung der Leitung; die selteneren Spitzen werden abgeregelt oder in Wasserstoff umgewandelt.

**Verdichtung**: Das Komprimieren des erzeugten Wasserstoffs auf den Druck, den die Pipeline verlangt. Der Verdichter gehört zur Offshore-Plattform und verbraucht selbst einen Teil des erzeugten Energiegehalts.

**Volllaststunden**: Die gedachte Zahl von Stunden im Jahr, in denen eine Anlage mit voller Leistung liefern würde, wenn man ihre Jahresmenge darauf umrechnet. Offshore-Windparks in der Nordsee erreichen deutlich mehr als Anlagen an Land, was Elektrolyse dort wirtschaftlicher macht.

**Wasserstoff-Kernnetz**: Das von der Bundesnetzagentur genehmigte Startnetz für den Wasserstofftransport in Deutschland mit einer Gesamtlänge von 9.040 Kilometern. Die AquaDuctus-Pipeline ist seit Oktober 2024 Teil dieses Netzes.

**Wasserstoffkosten (LCOH)**: Die auf ein Kilogramm gerechneten Gesamtkosten der Erzeugung über die Lebensdauer einer Anlage, englisch Levelized Cost of Hydrogen. Die Kennzahl macht Projekte vergleichbar, weil sie Investition, Betrieb und Strompreis zusammenfasst.

**WindSeeG**: Das Windenergie-auf-See-Gesetz regelt Flächenvergabe, Ausschreibungen und Netzanbindung für Offshore-Windenergie in Deutschland. Ob und wie Offshore-Wasserstoff darin vorkommt, entscheidet über die Realisierbarkeit von Offshore-Elektrolyse.

**Wirkungsgrad**: Der Anteil der eingesetzten Energie, der im erzeugten Wasserstoff wiederzufinden ist. Er entscheidet mit über die Wasserstoffkosten, weil der Strom der größte Kostenblock der Elektrolyse ist.

**Zeitliche und geografische Korrelation**: EU-Vorgaben, nach denen der eingesetzte Grünstrom im selben Zeitraum und in derselben Region erzeugt worden sein muss wie der Wasserstoff. Offshore-Elektrolyse direkt am Windpark erfüllt beide Bedingungen von Natur aus.

**Zentral voruntersuchte Fläche**: Eine Fläche, die das BSH vor der Ausschreibung selbst untersucht, etwa auf Windverhältnisse und Baugrund. Bieter erhalten die Ergebnisse und müssen sie nicht doppelt erheben; bei nicht zentral voruntersuchten Flächen liegt diese Arbeit beim Bieter.

**Zusätzlichkeit**: Die EU-Anforderung, dass der Strom für erneuerbaren Wasserstoff aus zusätzlich errichteten Anlagen stammt und nicht aus bestehenden, bereits geförderten. Zusammen mit zeitlicher und geografischer Korrelation bestimmt sie, ob Wasserstoff als RFNBO gilt.

## Projekte

### AquaDuctus

Offshore-Wasserstoff-Pipeline — 400 km offshore, 100 km onshore — Kategorie: Infrastruktur. Status: Von der BNetzA genehmigt (Okt 2024).

AquaDuctus ist das zentrale Infrastrukturprojekt von AquaVentus: die einzige für die deutsche Nordsee vorgesehene Pipeline im Wasserstoff-Kernnetz — 400 km offshore, 100 km onshore, mit einer Transportkapazität von bis zu 20 GW.

- Betreiber: Gascade Gastransport GmbH
- EU-Status: IPCEI-notifiziert, PCI
- Kernnetz gesamt: 9.040 km
- Europäische Anbindung: NL, BE, DK, UK, NO
- Genehmigung: BNetzA, Oktober 2024
- Zeitplan: Beide Ausbaustufen bis 2030

Quelle: https://aquaventus.org/de/projekte/aquaductus

### AquaPrimus

Demonstrator-Elektrolyseur — 1 bis 5 MW auf See — Kategorie: Erzeugung. Status: In Entwicklung.

AquaPrimus ist der Demonstrator für Offshore-Elektrolyse: ein 1–5 MW Elektrolyseur, der erstmals die gesamte Wertschöpfungskette der Wasserstoffproduktion auf See testet und optimiert — von der Seewasseraufbereitung über die Elektrolyse bis zur Kompression und Speicherung.

- Leistung: 1–5 MW
- Technologien: Seewasseraufbereitung, Elektrolyse, Kompression, Speicherung
- Konsortium: Flexibles Modell — Forschung & Industrie
- Ziel: Vorbereitung auf SEN-1-Ausschreibungen

Quelle: https://aquaventus.org/de/projekte/aquaprimus

### SEN-1 Pionierprojekte

Erste großskalige Offshore-Wasserstoffproduktion — 1.000 MW auf 102 km² — Kategorie: Erzeugung. Status: Regulierung läuft.

Die SEN-1 Pionierprojekte markieren den Übergang von der Demonstration zur industriellen Produktion: 1.000 MW Elektrolyseleistung auf einer 100 km² großen Zone in der Nordsee, die bis zu 100.000 Tonnen grünen Wasserstoff pro Jahr erzeugen soll.

- Fläche: 102 km² (BSH FEP 2023)
- Elektrolyse: 1.000 MW
- Produktion: 100.000 t grüner H₂/Jahr
- Anbindung: AquaDuctus-Pipeline
- Ausschreibung: BMWE / BSH

Quelle: https://aquaventus.org/de/projekte/sen-1

### AquaCampus

Europaweit einzigartiges Forschungsareal vor Helgoland für maritime Technologien unter Realbedingungen. — Kategorie: Forschung. Status: Aktiv.

AquaCampus ist ein 3 km² großes Forschungsareal wenige Seemeilen vor Helgoland — markiert durch 8 gelbe Bojen in Wassertiefen bis 45 Meter. Hier testen Forschende und Unternehmen Über- und Unterwasser-Technologien unter realen Offshore-Bedingungen.

- Fläche: 3 km²
- Wassertiefe: Bis zu 45 m
- Markierung: 8 gelbe Bojen
- Standort: Nordsee, vor Helgoland
- Status: Aktiv
- Kategorie: Forschung & Erprobung

Quelle: https://aquaventus.org/de/projekte/aquacampus

### AquaNavis

Grüner Wasserstoff als Energiequelle für die Schifffahrt – AquaVentus an der Spitze der maritimen Wasserstoff-Revolution. — Kategorie: Maritime Anwendung. Status: Konzeptphase.

AquaNavis widmet sich der Dekarbonisierung der Schifffahrt: 90 % des Welthandels laufen über den Seeweg und verursachen rund 3 % der globalen CO₂-Emissionen. Das Projekt entwickelt und erprobt innovative wasserstoffbetriebene Schiffstechnologien.

- Welthandel auf See: 90 %
- CO₂-Emissionen Schifffahrt: ~3 % global, steigend
- Fokus: Wasserstoffbetriebene Schifffahrt
- Ansatz: Industrie & Forschung vereint
- Status: Aktiv

Quelle: https://aquaventus.org/de/projekte/aquanavis

## Pressemeldungen

### 2026-08-17 — AquaVentus begrüßt WindSeeG-Novelle und fordert mehr Mut

*Referentenentwurf beschränkt kombinierte Anschlusskonzepte auf einzelne Flächen*

Berlin, 17. August 2026. Die vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie eingeleitete Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) ist aus Sicht von AquaVentus der dringend notwendige Impuls, um die Potenziale der Offshore-Windenergie effizient zu erschließen. Entscheidend ist für AquaVentus, dass der Entwurf erstmals kombinierte Anschlusskonzepte für die flexible Erzeugung von Strom und Wasserstoff auf See vorsieht.

Mit zweiseitigen Differenzverträgen, einem verlässlichen Ausschreibungspfad und der Verlängerung der Betriebsdauer adressiert der Entwurf zentrale Investitionshemmnisse. Mit der Streichung des bisherigen Anschlussverbots für sonstige Energiegewinnungsbereiche und der ausdrücklichen Nennung von Elektrolyseuren entsteht erstmals eine belastbare Rechtsgrundlage für eine netzdienliche Offshore-Elektrolyse.

"Wir begrüßen ausdrücklich, dass der Nutzen kombinierter Anschlusskonzepte endlich erkannt und der Koalitionsvertrag umgesetzt wird", sagt Robert Seehawer, Geschäftsführer von AquaVentus. "Angesichts steigender Netzkosten ist das eine gute Nachricht. Mit kombinierten Anschlusskonzepten lassen sich zweistellige Milliardenbeträge einsparen." Der Netzentwicklungsplan 2037/2045 weist Investitionskosten für Offshore-Netzanbindungssysteme aus, von denen sich nach Berechnungen von AquaVentus 56 bis 59 Milliarden Euro vermeiden ließen, wenn Energie in Form von Wasserstoff per Pipeline statt über zusätzliche Stromtrassen an Land gebracht wird.

Warum sollen kombinierte Anschlüsse nur auf einzelnen Flächen erlaubt werden? Nicht nachvollziehbar ist aus Sicht des Verbandes, warum die Sektorenkopplung zunächst nur auf ausgewählten Flächen zulässig sein soll. Der betriebswirtschaftliche Nutzen, je nach Marktsignal Strom oder Wasserstoff zu produzieren, ist in zahlreichen Studien belegt. Zugleich wird niemand zu dieser Nutzung gezwungen: Eine gesetzliche Öffnung schafft eine Option, keine Verpflichtung. "Das wäre in etwa so, als würde man bei einem Brand das Feuer zunächst nur auf einer Straßenseite löschen, um zu sehen, ob es auf der anderen Seite dann von selbst ausgeht", spitzt Seehawer zu. "Diese Novelle macht bereits die nächste Novelle notwendig und droht veraltet zu sein, bevor sie überhaupt beschlossen ist."

Vorschlag für das parlamentarische Verfahren: Anrechnung statt Begrenzung. Der Netzausbau bindet zweistellige Milliardenbeträge und die Industrie fragt nach sicheren und bezahlbaren Bezugsquellen für grüne Gase. AquaVentus erwartet deshalb Nachbesserungen im parlamentarischen Verfahren und schlägt vor, Windenergiekapazität innerhalb sonstiger Energiegewinnungsbereiche ausdrücklich auf das 70-GW-Ausbauziel für Offshore-Wind anzurechnen. Das ist zugleich der kosteneffizienteste Weg zum 70-GW-Ziel. Die Kapazität auf SEN-1 kann die bestehende Konverterplattform NOR-10-1 über eine 66-kV-Anbindung mitnutzen. Ein zusätzliches dediziertes Anbindungssystem, das laut Gesetzesbegründung mit rund 5 bis 10 Milliarden Euro zu Buche schlägt, wird nicht benötigt. Sektorengekoppelte Flächen sind damit kein Sonderfall neben dem 70-GW-Pfad, sondern eine seiner günstigsten Ausprägungen.

Gesetz und Flächenplanung müssen parallel laufen. AquaVentus richtet den Appell somit auch an das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie. Eine aktuelle Ramboll-Studie im Auftrag von AquaVentus identifiziert die Gebiete N-14, N-16 und N-19 als die Flächen mit dem höchsten systemischen und wirtschaftlichen Mehrwert für eine großskalige Offshore-Wasserstoffproduktion. Diese räumliche Grundlage sollte in der laufenden Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans für Zone 4 und 5 vorgezeichnet werden, während das BMWE die gesetzliche Öffnung vorbereitet. Nur im Zusammenspiel beider Ebenen greift der stufenweise Hochlauf.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/aquaventus-begruesst-windseeg-novelle-und-fordert-mehr-mut
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20260817-AquaVentus_PM_WindSeeG-Novelle.pdf

### 2026-08-02 — Flächenentwicklungsplan: Die Nordsee ist nicht nur zur Stromerzeugung da

*Flächenzuschnitt darf nicht einer kosteneffizienten Energiegewinnung die Grundlage entziehen*

Berlin, 2. August 2026. AquaVentus spricht sich in der Stellungnahme zur Konsultation des Flächenentwicklungsplans (FEP) 2025 des BSH für den Erhalt der SEN-1-Fläche aus. Der Branchenverein besteht auf der räumlichen Grundlage von SEN-1, da sonst der Hochlauf einer strategisch zentralen Technologie dort verhindert würde. Statt einer Entweder-oder-Entscheidung zwischen Wind und Wasserstoff legt AquaVentus einen eigenen Vorschlag vor: Zusätzlich zu der auf SEN-1 vorgesehenen Elektrolyse sollte eine zweite 250-MW-Plattform ermöglicht werden, gespeist auch mit Windstrom aus der Fläche N-10.1.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/flaechenentwicklungsplan-die-nordsee-ist-nicht-nur-zur-stromerzeugung-da
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20260802-PM-AquaVentusFEP.pdf

### 2026-05-21 — Experten: Deutsche Bürokratie verhindert internationale Energiezusammenarbeit

*World Hydrogen Summit in Rotterdam endet mit dringlichem Appell*

Rotterdam, 21. Mai 2026. Beim World Hydrogen Summit in Rotterdam forderten Expertinnen und Experten ein Ende bürokratischer Hemmnisse in Deutschland, die die internationale Energiezusammenarbeit blockieren. AquaVentus unterstützt den dringlichen Appell für schnellere Genehmigungsverfahren und bessere Rahmenbedingungen für grünen Offshore-Wasserstoff.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/experten-deutsche-buerokratie-verhindert-internationale
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20260521-PM-World-Hydrogen-Summit.pdf

### 2026-04-22 — Briten und Deutsche wollen Wasserstoffpipeline voranbringen

Aberdeen, 22. April 2026. Auf einer hochrangig besetzten Delegationsreise ins schottische Aberdeen werden weitere Schritte für die Vertiefung der deutsch-britischen Energiezusammenarbeit erörtert. Rund 50 Vertreter aus Industrie, Projektentwicklung und Forschung kommen zu einem dreitägigen Treffen zusammen, um konkrete Kooperationsprojekte entlang der gesamten Wertschöpfungskette von der Offshore-Erzeugung über Transport und Speicherung bis zur industriellen Nutzung zu erörtern. Die Delegationsreise, organisiert von AquaVentus und dem Erneuerbaren Energien Cluster Hamburg, baut auf dem Memorandum of Understanding auf, das AquaVentus und Hydrogen Scotland im September 2025 in Aberdeen unterzeichnet hatten. Eine Offshore-Pipeline vom Vereinigten Königreich nach Deutschland wird immer konkreter.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/briten-und-deutsche-wollen-wasserstoffpipeline-voranbringen
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20260422-PM-Cooperation-Schottland.pdf

### 2026-01-26 — AquaVentus zum North Sea Summit: Worten müssen jetzt Taten folgen

Hamburg, 26. Januar 2026. Anlässlich des dritten North Sea Summits fordert AquaVentus eine konsequente Umsetzung der politischen Zusagen zur integrierten Nutzung der Energiepotenziale der Nordsee. Die Initiative kommt nach Auswertung der aktuellen energiepolitischen Debatten zu dem Schluss, dass Offshore-Wind und Offshore-Wasserstoff bislang nicht ausreichend zusammengedacht werden. AquaVentus fordert Bundesregierung und europäische Partner auf, die Rahmenbedingungen für Offshore-Sektorenkopplung zügig zu verbessern, regulatorische Hemmnisse abzubauen und den Ausbau von Offshore-Elektrolyse sowie gemeinsamer Infrastruktur entschlossen voranzutreiben.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/aquaventus-zum-north-sea-summit-worten-muessen-jetzt-taten-folgen
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20260126-PM-NSS26.pdf

### 2026-01-15 — Bundesnetzagentur muss vorgelegten Netzentwicklungsplan dringend ändern

Berlin, 15. Januar 2026. Der aktuell vorgelegte Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) wird den Anforderungen eines modernen Energiesystems nicht gerecht und gefährdet den Industriestandort Deutschland. AquaVentus fordert die Bundesnetzagentur auf, den Entwurf kritisch zu prüfen und im weiteren Verfahren substanzielle Ergänzungen zu verlangen sowie Erweiterungen im Offshore-Bereich vorzunehmen, die über die reine Elektrifizierung hinausgehen.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/bundesnetzagentur-muss-vorgelegten-netzentwicklungsplan-dringend-aendern
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20260115-PM-Konsultation-NEP.pdf

### 2026-01-02 — Konsultation zur Windenergie-Novelle: Wasserstoffwirtschaft drängt auf kombinierte Anschlusskonzepte und warnt vor Schadensersatzforderungen

Berlin, 02. Januar 2026. Im Rahmen der Konsultation des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie zur Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) fordert AquaVentus klare gesetzliche Weichenstellungen für eine kosteneffiziente und systemdienliche Weiterentwicklung des Offshore-Ausbaus. Zentrales Element ist die zeitnahe gesetzliche Verankerung kombinierter Anschlusskonzepte, bei denen Offshore-Windparks sowohl über Stromkabel als auch über Wasserstoffpipelines angebunden werden können.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/konsultation-zur-windenergie-novelle-wasserstoffwirtschaft-draengt-auf
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20260102-PM-Konsultation-WindSeeG.pdf

### 2025-12-04 — Roundtable zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes: Wasserstoff ist kostenschonende Ergänzung, nicht Konkurrenz zum Stromnetz

Berlin, 03. Dezember 2025. Bei einem hochrangigen Fachgespräch von AquaVentus zur Offshore-Sektorenkopplung zeigte sich unter den knapp 60 Teilnehmenden aus Energiewirtschaft, Bundestag und Bundesnetzagentur deutliche Einigkeit: Die Verbindung von Strom und Wasserstoffinfrastruktur ist nicht nur technisch möglich, sondern ökonomisch dringend geboten. Untermauert wurde diese Einschätzung durch die Studie von Frontier Economics, die zeigt, dass durch kombinierte Anbindungen die Auslastung der Strominfrastruktur von 52 auf 65 Prozent steigt.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/roundtable-zur-reform-des-windenergie-auf-see-gesetzes-wasserstoff-ist
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20251203-PM-Konsultation-WindSeeG.pdf

### 2025-11-19 — Neue Studie zeigt: Systemkosten lassen sich durch Offshore-Sektorenkopplung um bis zu 1,7 Mrd. pro Jahr senken

Grüner Wasserstoff kann wirtschaftlich in der Nordsee produziert werden – wenn die regulatorischen Voraussetzungen stimmen. Das belegt eine neue Studie der unabhängigen Wirtschaftsberatung Frontier Economics im Auftrag von AquaVentus. Eine sektorengekoppelte Vernetzung von Offshore-Elektrolyseure mit Windparks in den entfernten Gebieten der Nordsee senkt nicht nur die Kosten für die Erzeugung und den Transport von grünem Wasserstoff, sondern reduziert auch die Gesamtkosten des Ausbaus der Erneuerbaren Energien.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/neue-studie-zeigt-systemkosten-lassen-sich-durch-offshore
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20251112-PM-Studie-Frontier-AquaVentus.pdf

### 2025-10-01 — Hamburger Deklaration: Jetzt handeln für eine starke Wasserstoffwirtschaft in Deutschland

Mit der Hamburger Deklaration senden AquaVentus und die Entwickler der Offshore-Demonstrationsprojekte AquaPrimus, H2-Demonstrator und HOPE ein klares Signal an die Bundesregierung: Damit aus Pioniergeist industrielle Realität wird, braucht es jetzt einen verbindlichen Aktionsplan für die Offshore-Elektrolyse. Das fordern die Beteiligten am Rande des AquaSummits auf dem Gelände der Continental in Hamburg-Harburg.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/hamburger-deklaration-jetzt-handeln-fuer-eine-starke
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20251001-Hamburger-Deklaration.pdf

### 2025-09-24 — AquaVentus setzt Segel: AquaSummit 2025 in Hamburg bringt Industrie, Forschung und Politik zusammen

Mit über 100 Teilnehmenden aus Industrie, Politik, Forschung und Zivilgesellschaft ist der diesjährige AquaSummit 2025 am 1. Oktober in Hamburg der zentrale Treffpunkt für den Dialog über die Zukunft der Offshore-Wasserstoffwirtschaft.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/aquaventus-setzt-segel-aquasummit-2025-in-hamburg-bringt-industrie
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20250922-PM-AquaSummit2025.pdf

### 2025-09-04 — Brücken durch die Nordsee: AquaVentus kooperiert mit Hydrogen Scotland

Aberdeen / Berlin, 04. September 2025. AquaVentus und Hydrogen Scotland haben auf der Messe Offshore Europe in Aberdeen ein umfassendes Memorandum of Understanding (MoU) unterzeichnet. Ziel der Kooperation ist es, Wasserstoffproduktion und -transport im Nordseeraum deutlich zu stärken und die Potentiale der gemeinsamen Infrastruktur besser zu nutzen.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/bruecken-durch-die-nordsee-aquaventus-kooperiert-mit-hydrogen-scotland
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20250904-PM-AquaVentus-MoU-HydrogenScotland.pdf

### 2025-05-13 — Flächenentwicklungsplan nicht ohne hybride Anschlusskonzepte planen

Wasserstoffachter fordert, den Offshore-Infrastrukturausbau inklusive aktueller Gesetzesvorhaben zu planen und warnt vor möglichen Schadensersatzforderungen.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/flaechenentwicklungsplan-nicht-ohne-hybride-anschlusskonzepte-planen
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20250513-PM-Positionspapier-Wasserstoff-Achter.pdf

### 2025-02-18 — Neuer Podcast stellt energiepolitische Visionen der Kandidaten zur Wahl

In Waterworld – dem AquaVentus-Podcast – dreht sich alles um Offshore-Wasserstoff, erneuerbare Energien und die damit verbundenen politischen, wirtschaftlichen und technologischen Herausforderungen. Jörg Singer und Robert Seehawer führen tiefgehende Gespräche mit Experten, Politikern und Vordenkern.

Die erste Episode „Parteien vor der Wahl” ist auf allen gängigen Podcast-Plattformen und auf unserer Webseite erhältlich.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/neuer-podcast-stellt-energiepolitische-visionen-der-kandidaten-zur-wahl
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20250213-PM-AquaVentus-Podcast-Parteien-vor-der-Wahl.pdf

### 2025-02-10 — AquaVentus mit neu gewähltem Vorstand

Der AquaVentus Förderverein hat am 07. Februar 2025 im Zuge seiner jährlichen Mitgliederversammlung satzungsgemäß einen neuen Vorstand gewählt.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/aquaventus-mit-neu-gewaehltem-vorstand
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20250207-PM-Neuer-Vorstand-AquaVentus.pdf

### 2024-09-13 — AquaVentus veröffentlicht Studie zur effizienten Nutzung der Offshore-Wind-Energie

Die von AquaVentus beauftragte Studie belegt mit robusten Ergebnissen, dass kombinierte Transportsysteme für Energie aus der Nordsee die Ausbaukosten um über 30 Milliarden Euro senken.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/aquaventus-veroeffentlicht-studie-zur-effizienten-nutzung-der-offshore
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20240911-PressRelease-AquaVentus-Short-Study.pdf

### 2024-06-11 — AquaVentus nimmt an WOCHE DES WASSERSTOFFS teil!

AquaVentus nimmt erstmals an der WOCHE DES WASSERSTOFFS gemeinsam mit dem DWV teil! Das Resultat ist ein unterhaltsames und aufschlauendes Video – gedreht auf den Straßen Berlins und aus der niedersächsischen Landesvertretung.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/aquaventus-nimmt-an-woche-des-wasserstoffs-teil
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20240611-PM-AquaVentus-DWV-WdW.pdf

### 2024-03-26 — Grüner Wasserstoff aus Offshore-Windkraft: AquaVentus präsentiert sich auf der Hannover Messe 2024 (HMI)

AquaVentus ist dieses Jahr als Aussteller auf der Hannover Messe vor Ort. Hier geht es zur Pressemitteilung über den Auftritt auf der Hannover Messe 2024 vom 22.04. bis zum 26.04.2024.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/gruener-wasserstoff-aus-offshore-windkraft-aquaventus-praesentiert-sich
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20240326-PM-AquaVentus-HMI2024.pdf

### 2024-01-22 — AquaVentus-Forderung nach einer zeitnahen Ausschreibung zum Ausbau der Offshore-Elektrolyse sowie die Präsentation des neuen Project-Showcast-Film

Initiative stellt Project-Showcast-Film zu Grünem Wasserstoff aus der Nordsee vor.

Helgoland/Berlin, 22. Januar 2024. Bei der Vorstellung eines neuen Project-Showcast-Films sieht Jörg Singer, Vorsitzender der Initiative AquaVentus, den baldigen Start der Auktion für das Nordseegebiet SEN-1 als eine zentrale Voraussetzung für den Hochlauf des Wasserstoff-Marktes.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/aquaventus-forderung-nach-einer-zeitnahen-ausschreibung-zum-ausbau-der
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20240122-PM-AquaVentus-ProjectShowcastFilm2.pdf

### 2023-07-07 — AquaVentus erhält kräftigen Rückenwind vom Bundestag

Forderung nach 10GW Offshore-Wasserstoff-Produktion in der deutschen Nordsee beschlossen.

Mit dem Beschluss des „Maritimen Antrags” der Regierungsfraktionen im Deutschen Bundestag am 06.07.2023 erhält die AquaVentus Initiative weitere Unterstützung bei der Realisierung des Vorhabens. Das Kernziel ist eine langfristige und nachhaltige Perspektive für die Offshore-Elektrolyse.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/aquaventus-erhaelt-kraeftigen-rueckenwind-vom-bundestag
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20230707-PM-AquaVentus-Beschluss-Maritimen-Antrags.pdf

### 2023-05-26 — Offshore-Wasserstoffwirtschaft fordert klare Ziele für die Elektrolyse auf hoher See in der Nationalen Wasserstoffstrategie

Am 26.05.2023 veröffentlicht ein branchenweites Bündnis aus Unterstützerinnen und Unterstützern einen Aufruf zur Verankerung von klaren Zielen für die Elektrolyse auf hoher See in der Nationalen Wasserstoff Strategie (NWS). Das Kernziel ist eine langfristige und nachhaltige Perspektive für die Offshore-Elektrolyse und damit der deutsche Beitrag für Grünen Wasserstoff von hoher See.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/offshore-wasserstoffwirtschaft-fordert-klare-ziele-fuer-die-elektrolyse
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20230326-PM-Appell-Elektrolyse-NWS.pdf

### 2023-04-27 — AquaVentus und DWV unterzeichnen Kooperationsvertrag

Der AquaVentus Förderverein e.V. und der Deutsche Wasserstoff Verband e.V. wollen künftig enger zusammenarbeiten, um die Wind-Wasserstoff-Produktion auf See (Offshore-Wind-Wasserstoff) und den Pipeline-Transport in der Nordsee voranzutreiben.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/aquaventus-und-dwv-unterzeichnen-kooperationsvertrag
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20230426-PM-DWV-AquaVentus-Kooperation.pdf

### 2022-06-02 — Studie veranschaulicht klare Vorteile der Wasserstofferzeugung auf See

Eine Studie der AFRY Management Consulting attestiert der Wasserstofferzeugung auf See und damit dem Ansatz der AquaVentus Initiative in der deutschen Nordsee klare Vorteile in puncto Kosten, Umweltverträglichkeit und Umsetzungsdauer gegenüber anderen Systemvarianten. AquaVentus verfolgt das Ziel, bis 2035 1 Million Tonnen des Energieträgers in den Gewässern vor Helgoland offshore herzustellen und per Pipeline an Land zu bringen.

Quelle: https://aquaventus.org/de/news/study-illustrates-clear-advantages-of-hydrogen-production-at-sea
PDF: https://aquaventus.org/downloads/pressemeldungen/20220511-PM-AQV-Afry.pdf

## Stellungnahmen

### 2026-08-24 — Stellungnahme zum zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans Strom 2025–2037/2045

AquaVentus Förderverein e. V. nimmt die Möglichkeit zur Stellungnahme im Rahmen der Konsultation des zweiten Entwurfs des Netzentwicklungsplans Strom 2025–2037/2045 wahr. Als Interessenvertretung von Mitgliedsunternehmen entlang der gesamten Offshore-Wasserstoff-Wertschöpfungskette vertritt AquaVentus das Ziel, Offshore-Windenergie und Offshore-Elektrolyse als komplementäre Bausteine einer integrierten Nordseestrategie zu entwickeln. Die nachfolgende Stellungnahme konzentriert sich auf fünf Punkte, die aus AquaVentus-Sicht im vorliegenden NEP-Entwurf einer Korrektur oder Ergänzung bedürfen.

#### 1. Bestätigung der ONAS in Zone 4 auf Basis einer unvollständigen Planungsgrundlage

Die Bundesnetzagentur stuft fünf Offshore-Anbindungssysteme für die Gebiete N-14 und N-16 in Zone 4 (NOR-14-1, NOR-14-2, NOR-16-1, NOR-16-2, NOR-16-3) mit Inbetriebnahmeterminen 2036–2037 als bestätigungsfähig ein. AquaVentus nimmt diese Bestätigung zur Kenntnis, hält sie jedoch für verfrüht und auf einer unvollständigen Planungsgrundlage beruhend.

Das Kernproblem: Die Bestätigung dieser fünf ONAS basiert auf der impliziten Prämisse, dass der gesamte Energieertrag der Offshoreparks in Zone 4 als Strom an Land transportiert werden muss. Diese Prämisse ist aktuell noch eine Grundlage aus dem Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG), steht allerdings zur Novellierung und damit zur Disposition. Offshore-Wasserstoffproduktion – die Erzeugung von H₂ durch Elektrolyseure direkt auf See – reduziert strukturell den Bedarf an teuren HGÜ-Seekabelkapazitäten: Windstrom, der vor Ort in Wasserstoff gewandelt wird, muss nicht als Strom an Land transportiert werden. Jedes GW Offshore-Elektrolysekapazität in Zone 4 verringert den erforderlichen ONAS-Ausbau entsprechend.

Dies ist kein theoretisches Argument, sondern das Kernprinzip hinter SEN-1 und SEN-X: Ein einziges HGÜ-Seekabelsystem (2 GW) kostet all-in ca. 13–15 Mio. EUR/km; die äquivalente H₂-Pipeline-Kapazität (20 GW₂, DN 1200) liegt bei ca. 10–14 Mio. EUR/km – bei zehnfacher Transportkapazität. Die Bestätigung von fünf weiteren ONAS für Zone 4, ohne zuvor den Einfluss von Offshore-Elektrolyse auf den ONAS-Bedarf zu analysieren, zementiert einen infrastrukturellen Pfad, dessen volkswirtschaftliche Vorteilhaftigkeit bislang nicht hinreichend nachgewiesen wurde.

Vier unabhängige Studien – E-Bridge (2024), Fraunhofer IEE (2024), Frontier Economics (2025) und Ramboll (2026) – kommen zum selben Befund: Der hybride Pfad (weniger ONAS, ergänzt durch Offshore-H₂-Pipelines) ist in allen Szenarien wirtschaftlich überlegen. Eine Bestätigung der fünf ONAS ohne diese Analyse nachzuvollziehen, bedeutet, Milliardeneinsparungen für Stromverbraucher und das Energiesystem ungeprüft zu ignorieren.

AquaVentus fordert: Die Bundesnetzagentur möge vor der endgültigen Bestätigung der Zone-4-ONAS eine Sensitivitätsanalyse durchführen, die quantifiziert, wie unterschiedliche Anteile von Offshore-Elektrolysekapazität in Zone 4 den ONAS-Bedarf verändern.

#### 2. Offshore-Wasserstoff als Abnehmer in den Szenariorahmen NEP 2027 aufnehmen

Der vorliegende NEP Strom 2025 berücksichtigt Offshore-Elektrolyseure und dedizierte Offshore-H₂-Pipelines in den Zonen 4 und 5 nicht, sondern klammert diese vollständig aus dem Planungshorizont aus. Dies steht im Widerspruch zu den energie- und klimapolitischen Zielen der Bundesregierung sowie zu den Planungsgrundlagen des NEP Gas und Wasserstoff 2025 (01. 06. 2026), der 186 km Offshore-Neubautrassen für Wasserstoffleitungen ausweist.

AquaVentus fordert die Bundesnetzagentur auf, den Szenariorahmen für den NEP Strom 2027 um einen Offshore-Sektorenkopplungspfad zu ergänzen. Eine Offshore-H₂-Pipeline (DN 1200, 100 bar, 20 GW₂ Kapazität) kostet ca. 10–14 Mio. EUR/km – was bei Normierung auf die Transportkapazität ca. 0,51–0,70 Mio. EUR/(GW·km) entspricht gegenüber ca. 7,0 Mio. EUR/(GW·km) für ein HGÜ-Seekabelsystem. Selbst bei vollständiger Rückverstromung ist die H₂-Pipeline-Route mehr als fünfmal günstiger pro GWₑₗ·km.

#### 3. Gleichbehandlung von Offshore-Elektrolyseuren mit Onshore-Flexibilität

Die BNetzA erkennt an, dass Onshore-Elektrolyseure als flexible Last die Netzausbaubedarfe reduzieren können. Im genehmigten Szenariorahmen sind Elektrolyseur-Standortlisten enthalten; gemeinsame Annahmen von Strom-NEP und Gas/H₂-NEP wurden erstmals harmonisiert. Dieselbe Logik wird für Offshore-Elektrolyseure nicht angewendet, obwohl der physikalische Mechanismus identisch ist: Ein Offshore-Elektrolyseur, der bei hohem Winddargebot aktiviert wird, reduziert die ins Netz eingespeiste Strommenge und verringert damit Redispatch-Bedarfe sowie die Auslastungsanforderungen der ONAS.

AquaVentus fordert Gleichbehandlung: Offshore-Elektrolyseure müssen als flexible Lasten in der Netzplanung berücksichtigt werden, analog zu Onshore-Elektrolyseuren. Dies ist eine Frage der methodischen Kohärenz, nicht der technologischen Machbarkeit.

#### 4. Marktabfrage-Daten als verbindliche Planungsgrundlage

AquaVentus hat im Rahmen der offiziellen Marktabfrage für den NEP Strom 2025 am 13. März 2026 folgende Projektdaten bei den ÜNB eingereicht: SEN-1 (1 GW Offshore-Windleistung, angestrebte Inbetriebnahme 2032 und später) sowie SEN-X (10 GW Offshore-Windleistung, Gesamt-potenzial Zonen 4+5, angestrebte Inbetriebnahme 2037–2045). Diese Daten finden im vorliegenden 2. Entwurf des NEP Strom keine angemessene Berücksichtigung.

AquaVentus fordert: Die ÜNB und die BNetzA mögen im Rahmen des NEP 2027 explizit darlegen, wie die Marktabfrage-Daten zu SEN-1 und SEN-X in die Planung eingeflossen sind oder warum sie nicht berücksichtigt wurden. Transparenz über die Planungsgrundlagen ist Voraussetzung für eine sachgerechte Konsultation.

#### 5. WindSeeG-Novelle als notwendige Voraussetzung

Die rechtliche Grundlage für Offshore-Sektorenkopplung ist im geltenden Windenergie-auf-See-Gesetz nicht verankert. Offshore-Sektorkopplung erfordert mindestens: eine Anpassung des WindSeeG, die dedizierte Offshore-Elektrolyseur-Flächen und den kombinierten Betrieb von OFW und Elektrolyseur im Offshore-Bereich ermöglicht, ein angepasstes Ausschreibungsmodell für SEN-1 sowie eine klargestellte Regulierung der Schnittstellen zwischen OFW-Betreiber, Elektrolyseur-Betreiber, e-ÜNB und g-ÜNB.

AquaVentus fordert die BNetzA auf, im Rahmen der Empfehlungen an den Gesetzgeber die WindSeeG-Novelle als Voraussetzung für eine rechtssichere Netzplanung mit Offshore-Sektorenkopplungskomponente zu nutzen und den NEP Strom dementsprechend fortzuführen.

#### Zusammenfassung der AquaVentus-Stellungnahme

1. Sensitivitätsanalyse ONAS-Bedarf vs. Offshore-Elektrolyseanteil in Zone 4 vor endgültiger Bestätigung der fünf ONAS (NOR-14/NOR-16) – volkswirtschaftliche Einsparungen liegen im Milliardenbereich.
2. Offshore-Sektorenkopplungspfad in Szenariorahmen NEP 2027 aufnehmen.
3. Offshore-Elektrolyseure methodisch gleichbehandeln wie Onshore-Flexibilität.
4. Transparenz über Einfluss der Marktabfrage-Daten (SEN-1, SEN-X) in NEP 2027.
5. WindSeeG-Novelle als Voraussetzung für NEP-konforme Offshore-Sektorkopplung priorisieren.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-zum-zweiten-entwurf-des-netzentwicklungsplans-strom-2025
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20260824-AquaVentus_Stellungnahme_NEP-Strom-2025.pdf

### 2026-08-17 — Stellungnahme zur WindSeeG-Novelle (3. Änderungsgesetz)

Konsultation zum Referentenentwurf des Dritten Gesetzes zur Änderung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG-Novelle) Stellungnahme Länder- und Verbändeanhörung – AquaVentus Förderverein e.V.

AquaVentus Förderverein e.V. nimmt die Möglichkeit zur Stellungnahme im Rahmen der Länder- und Verbändeanhörung zum Referentenentwurf der WindSeeG-Novelle wahr. Als Interessenvertretung von Mitgliedsunternehmen entlang der gesamten Offshore-Wasserstoff-Wertschöpfungskette begrüßen wir den vorliegenden Entwurf grundsätzlich und möchten im Folgenden vier Punkte einordnen.

#### 1. Ausdrückliche Begrüßung der Kernelemente

AquaVentus begrüßt ausdrücklich, dass der Referentenentwurf den im Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD verankerten Auftrag zur Ermöglichung hybrider Anbindungen (Kabel und H₂-Pipeline) von Windenergieanlagen auf See konsequent umsetzt. Mit der Streichung des bisherigen Anschlussverbots für Sonstige Energiegewinnungsbereiche und der expliziten Nennung von Elektrolyseuren als vorgesehenem Anwendungsfall schafft der Entwurf erstmals eine belastbare Rechtsgrundlage für die Offshore-Sektorenkopplung. Der in der Begründung vorgezeichnete Ansatz eines stufenweisen Hochlaufs – zunächst Erprobung im industriellen Maßstab auf einem bestehenden Sonstigen Energiegewinnungsbereich, anschließend Übertragung der Erkenntnisse auf weitere Flächen in Zone 4 und 5 – entspricht exakt der Position, die AquaVentus und die dahinterstehende Industriekoalition seit Jahren vertreten. Ergänzend regt AquaVentus an, für Leitungen, die zugleich der Anbindung Sonstiger Energiegewinnungsbereiche wie SEN-1 und dem grenzüberschreitenden Transport von Wasserstoff dienen („multifunktionale Wasserstoffleitungen“), ein einheitliches Zulassungsregime im WindSeeG zu verankern. Für das AquaDuctus-Vorhaben – die geplante Leitung von SEN-1 zur Küste und weiter in ein europäisches Wasserstoffkernnetz – ist entscheidend, dass Produktions- und Transitfunktion nicht in getrennten, potenziell kollidierenden Genehmigungsverfahren nach WindSeeG einerseits und Bundesberggesetz andererseits behandelt werden. Ein konzentriertes Verfahren, das die materiell-rechtlichen Anforderungen des Bundesberggesetzes an Transit-Rohrleitungen unberührt lässt und die zuständige Bergbehörde frühzeitig beteiligt, würde Planungssicherheit schaffen und den Aufbau der europäischen Wasserstoffinfrastruktur entlang der AquaDuctus-Route beschleunigen.

#### 2. Die Beschränkung auf SEN-1 ist ein nachvollziehbarer erster Schritt – löst die eigentliche regulatorische Lücke aber noch nicht

Der Entwurf verzichtet bewusst auf eine generelle Öffnung aller Flächen für Offshore-Elektrolyse und begrenzt die Regelung stattdessen auf den bestehenden Sonstigen Energiegewinnungsbereich SEN-1. Als Ausgangspunkt für eine Erprobung unter Realbedingungen, bevor eine breitere Integration in die Netzplanung erfolgt, ist diese Zurückhaltung nachvollziehbar. Sie darf jedoch nicht mit einer Lösung der eigentlichen regulatorischen Lücke verwechselt werden. AquaVentus mahnt an, dass der zweite Entwurf des Netzentwicklungsplans 2037/2045 die Offshore-Elektrolyse "mangels gesetzlichen Auftrags und regulatorischem Rahmen" nicht in die Netzplanung einbezieht und bezeichnet dieses als "doppelte regulatorische Lücke“. Weder eine zeitliche Reihung im FEP noch eine Berücksichtigung der Offshore-H2-Option im NEP sind so möglich. Diese Lücke besteht mit dem vorliegenden Referentenentwurf für Zone 4 und 5 fort – sie wird durch die Beschränkung auf SEN-1 nicht geschlossen, sondern zwangsläufig aufrechterhalten: Solange das Gesetz die Anbindung von Elektrolyseuren ausschließlich auf den einen bestehenden Sonstigen Energiegewinnungsbereich beschränkt, kann die BNetzA den systemischen Nutzen der Offshore-Sektorenkopplung für die künftigen Ausbaugebiete N-14, N-16, N-17, N-19 und N-20 weiterhin nicht in die NEP-Modellierung einpreisen. Das hemmt Innovation sowie den Aufbau von Wertschöpfung entlang der Offshore-Wasserstoff-Wertschöpfungskette in Deutschland und verteuert die Energiesystemkosten unverhältnismäßig. Eine Ausweitung der Offshore-Sektorenkopplung auf weitere Gebiete und Flächen – entsprechend dem technologischen Reifegrad, der sich aus der Erprobung auf SEN-1 ergibt – kann folglich nicht durch eine fortgesetzte Beschränkung erreicht werden, sondern ausschließlich durch eine weitere gesetzliche Öffnung. AquaVentus bittet das BMWE, bereits jetzt einen klaren regulatorischen Pfad für diesen nächsten Öffnungsschritt in Aussicht zu stellen, damit Investitionsentscheidungen entlang der Wertschöpfungskette nicht durch Unsicherheit über Zeitpunkt und Umfang einer weiteren Flächenöffnung gebremst werden.

#### 3. Das 70-GW-Ziel muss Bestand haben – aber eine rein onshore-basierte Wasserstoffstrategie wird teuer

AquaVentus unterstützt ausdrücklich, dass das gesetzliche Ausbauziel von 70 GW Offshore-Wind bis 2045 unangetastet bleibt. Zugleich weisen wir darauf hin, dass die Frage, wo der für die Wasserstoffproduktion benötigte Strom aufbereitet wird, erhebliche Kostenfolgen hat. Nach der von AquaVentus beauftragten Studie von Frontier Economics ("Systemkosten senken durch Offshore-Sektorenkopplung", November 2025) 1 kann Offshore-Sektorenkopplung die Systemkosten um bis zu 1,7 Mrd. Euro pro Jahr senken; die E-Bridge-Studie zu Anschlusskonzepten2 beziffert das Einsparpotenzial kombinierter Anschlusskonzepte gegenüber einem reinen HGÜ-Pfad auf bis zu 31 Mrd. Euro. Eine Wasserstoffstrategie, die Offshore-Elektrolyse aus

Prinzip ausschließt, treibt damit nicht nur die Systemkosten und Energiepreise in die Höhe, sondern bremst auch die technologische Innovationskraft der deutschen Offshore-Industrie. AquaVentus regt an, die Windenergiekapazität, die künftig innerhalb Sonstiger Energiegewinnungsbereiche wie SEN-1 errichtet wird, ausdrücklich auf das 70-GW-Ausbauziel nach §1 Absatz 2 WindSeeG anzurechnen. Der Wortlaut der Zieldefinition – "installierte Leistung von Windenergieanlagen auf See, die an das Netz angeschlossen werden" – stellt bereits heute auf den Anlagentyp ab, nicht auf die Art des Bereichs, in dem die Anlage errichtet wird. Eine ausdrückliche Klarstellung, dass dies auch für netzangeschlossene Windenergieanlagen innerhalb Sonstiger Energiegewinnungsbereiche gilt, wäre daher eine naheliegende und kostengünstige Ergänzung des Referentenentwurfs. Diese Anrechnung wäre nicht nur regulatorisch konsequent, sondern auch wirtschaftlich der günstigste Weg, das 70-GW-Ziel zu erreichen: Die Windkapazität auf SEN-1 kann die NOR-10-1-Konverterplattform über eine kostengünstige 66-kV-Anbindung mitnutzen – ganz ohne ein zusätzliches, dediziertes Offshore-Anbindungssystem, dessen Errichtung nach den Angaben der Gesetzesbegründung mit rund 5 bis 10 Mrd. Euro zu Buche schlägt. Jedes so realisierte Gigawatt trägt damit zum gesetzlichen Ausbauziel bei, ohne die Systemkosten und die Offshore-Netzumlage zusätzlich zu belasten und liefert zugleich, über die Elektrolysekomponente, den Beitrag zur Senkung der Systemkosten insgesamt. Sektorgekoppelte Flächen sind damit kein Sonderfall neben dem 70-GW-Pfad, sondern eine seiner kosteneffizientesten Ausprägungen.

#### 4. Der schrittweise Hochlauf braucht regulatorische UND flächenplanerische Flankierung

Gerade weil der stufenweise technologische Hochlauf der richtige Ansatz ist, muss er auf zwei Ebenen konsequent und parallel flankiert werden: regulatorisch – durch den in Abschnitt 2 beschriebenen weiteren gesetzlichen Öffnungsschritt nach erfolgreicher Erprobung – und flächenplanerisch, im Rahmen der parallel laufenden Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans (FEP) für Zone 4 und 5. Wie diese flächenplanerische Flankierung konkret aussehen könnte, zeigt die neue Ramboll-Studie3 aus August 2026: Auf Basis eines multikriteriellen Bewertungsverfahrens (Systemischer Nutzen durch Vermeidung von Abregelung, Windenergieerträge, Nähe zur AquaDuctus-Pipeline, Service-Erreichbarkeit, Wassertiefe) identifiziert sie die Flächen der Gebiete N-14, N-16 und N-19 als die Zone-4/5-Flächen mit dem höchsten systemischen und wirtschaftlichen Mehrwert für eine künftige großskalige Offshore-Wasserstoffproduktion – und empfiehlt dem BSH ausdrücklich einen "schrittweisen und selektiven Ansatz". Die Kriterien der Studie sind auf die Eignung für eine großskalige künftige Produktion in Zone 4/5 ausgerichtet. Für einen frühen Demonstrations- und Pilotstandort wie SEN-1 zählen andere Stärken – kürzeste Entfernung zur Service-Infrastruktur neben der kurzen Distanz zur AquaDuctus-Pipeline. SEN-1 bleibt damit, ein sinnvoller Erprobungs- und Lernstandort.

Diese Studie liefert damit ein konkretes, evidenzbasiertes Bild der stufenweisen Logik, die AquaVentus für richtig hält: SEN-1 als kurzfristiger Pilot- und Lernstandort unter der aktuellen, begrenzten Gesetzesöffnung – und die N-14, N-16 und N-19 Flächen als naheliegendste Kandidaten für eine spätere großskalige Ausweisung weiterer Sonstiger Energiegewinnungsbereiche, sobald sowohl die Erprobungsphase auf SEN-1 positiv verläuft als auch die hierfür notwendige weitere gesetzliche Öffnung erfolgt ist. AquaVentus bittet BMWE und BSH, beide Ebenen von Anfang an parallel vorzubereiten: Die BSH sollte im Rahmen der FEP-Fortschreibung für Zone 4/5 die räumliche Grundlage vorzeichnen, während das BMWE den weiteren gesetzlichen Öffnungsschritt regulatorisch ermöglicht. Nur im Zusammenspiel beider Ebenen lässt sich der schrittweise Hochlauf tatsächlich realisieren, ohne Innovations- und Wertschöpfungspotenziale ungenutzt verstreichen zu lassen. Für die langfristige Dimensionierung dieses Pfads regt AquaVentus zudem ein quantifiziertes gesetzliches Ausbauziel für die Offshore-Wasserstofferzeugung in Sonstigen Energiegewinnungsbereichen an: eine installierte Erzeugungs- und Umwandlungskapazität von mindestens 4 GW bis zum Jahr 2045, mit dem Anspruch, eine Kapazität von bis zu 10 GW zu erreichen. Ein solches Endziel würde den beschriebenen, schrittweisen Öffnungsprozess konkretisieren und der Wertschöpfungskette entlang der gesamten Offshore-Wasserstoffkette verlässliche Investitions- und Planungssicherheit für den Zeitraum nach SEN-1 geben.

Zusammenfassung der AquaVentus-Stellungnahme

• Der Referentenentwurf setzt den Koalitionsvertragsauftrag zur hybriden Anbindung konsequent um und wird ausdrücklich begrüßt • Für Leitungen, die SEN-1 anbinden und zugleich grenzüberschreitend Wasserstoff transportieren (multifunktionale Wasserstoffleitungen, z. B. AquaDuctus), sollte ein einheitliches Zulassungsregime im WindSeeG verankert werden, das die materiellen Anforderungen des Bundesberggesetzes für Transit-Rohrleitungen unberührt lässt • Die Beschränkung auf SEN-1 ist als erster Erprobungsschritt nachvollziehbar, schließt aber die "doppelte regulatorische Lücke" zwischen FEP und NEP nicht – solange sie fortbesteht, kann die BNetzA den Nutzen der Offshore-Sektorenkopplung für Zone 4/5 nicht modellieren, was Innovation und Wertschöpfung in Deutschland hemmt • Eine Ausweitung auf weitere Flächen kann nur durch eine weitere gesetzliche Öffnung erfolgen, nicht durch fortgesetzte Beschränkung – AquaVentus bittet um einen klaren regulatorischen Pfad hierfür • Das 70-GW-Ausbauziel muss unangetastet bleiben. Windenergiekapazität innerhalb Sonstiger Energiegewinnungsbereiche wie SEN-1 sollte ausdrücklich auf das 70-GW-Ausbauziel angerechnet werden. Durch Mitnutzung bestehender Konverteranbindungen wie bspw. NOR-10-1 ist dies der kosteneffizienteste Weg das Ziel zu erreichen, ohne ein zusätzliche Offshore-Anbindungssystem (Kosten von je 5–10 Mrd. €) zu benötigen • Der stufenweise Hochlauf benötigt regulatorische UND flächenplanerische Flankierung parallel: SEN-1 als kurzfristiger Pilot- und Lernstandort, die N-14, N-16 und N-19 Flächen als evidenzbasierte nächste Kandidaten für eine spätere Ausweisung – vorbereitet durch BSH (FEP) und BMWE (Gesetzesöffnung) gemeinsam • Für den Zeitraum nach SEN-1 regt AquaVentus zudem ein quantifiziertes Ausbauziel an: mindestens 4 GW installierte Erzeugungs- und Umwandlungskapazität für Offshore-Wasserstoff bis 2045, mit dem Anspruch auf bis zu 10 GW

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-zur-windseeg-novelle-3-aenderungsgesetz
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20260817-AquaVentus_Stellungnahme_WindSeeG-Novelle.pdf

### 2026-07-20 — Stellungnahme zur 2. Änderung des Flächenentwicklungsplans 2025 (FEP2025)

Konsultation: Entwurf zur 2. Änderung des Flächenentwicklungsplans 2025 (BSH, 19. Juni 2026) — Optionen N-10.1 / N-10.2 / SEN-1 Stellungnahme – AquaVentus Förderverein e.V.

20. Juli 2026 Der AquaVentus Förderverein bedankt sich für die Möglichkeit zur Stellungnahme im Rahmen der Konsultation zum 2. Änderungsentwurf des Flächenentwicklungsplans 2025. Als Interessenvertretung von Mitgliedsunternehmen entlang der gesamten Offshore-Wasserstoff-Wertschöpfungskette ist uns dabei eine gesunde und wettbewerbsfähige Offshore-Wind-Industrie ebenso wichtig wie der langfristige Hochlauf der Offshore-Wasserstoffproduktion — denn ohne wirtschaftlich tragfähige Windparks gibt es keinen erneuerbaren Strom für die Offshore-Elektrolyse. Kurzfristig lässt sich die Wirtschaftlichkeit der Windparks durch verbesserte Flächenzuschnitte mit daraus resultierenden geringeren Wake-Effekten sowie durch ein funktionierendes CfD-Regime steigern; diesen Bemühungen der Branche und der Regulierung gilt unsere volle Anerkennung. Langfristig braucht es jedoch zusätzliche Einnahmequellen für Offshore-Wind-Entwickler, um die Wirtschaftlichkeit auch über den reinen Stromverkauf hinaus zu sichern — insbesondere durch die Möglichkeit, Windenergie in ertragsstarken, preisschwachen Stunden, statt abzuregeln in Wasserstoff zu speichern. Offshore-Elektrolyse ist damit kein Gegenentwurf zur Windindustrie, sondern ihr notwendiger zweiter Erlösstrang und komplementär. Wir bewerten die drei zur Konsultation gestellten Optionen daher aus der Perspektive der industriellen Skalierung von Offshore-Elektrolyse und der langfristigen Sicherung von SEN-1 als zentralem Demonstrations- und Skalierungsstandort. Ergänzend zu dieser Einzelstellungnahme hat AquaVentus die gemeinsame Stellungnahme der SEN-1-Gruppe mitgezeichnet, die auf technischer und infrastruktureller Ebene ausführt, wie sich ein kombiniertes Anschlusskonzept für SEN-1 konkret umsetzen lässt (siehe hierzu unsere Erläuterung unter F3 und F4). Die vorliegende AquaVentus-Stellungnahme steht in Konsistenz zu dieser gemeinsamen Position und ergänzt sie um verbandspolitische Aspekte, insbesondere die generische WindSeeG-Forderung zur Sektorenkopplung auf Flächen (nicht nur in Bereichen) sowie den Ausblick auf Zone 4 und 5.

Der AquaVentus Förderverein lehnt Option 3 einstimmig ab. Eine angepasste Option 2 — mit voller Ausbauleistung von 2.000 MW auf N-10.1 und bis zu zwei 250-MW-Elektrolyseplattformen — sehen wir als beste Lösung. Eine Umsetzung über Option 1 wäre eine gleichwertige Alternative, sofern sie dieselbe Zielkonfiguration erreicht. Zentrale Verbandsforderung ist die Ermöglichung von bis zu zwei Demonstrationsprojekten à 250 MW auf SEN-1 und/oder umliegenden Flächen sowie kombinierter Anschlusskonzepte (Strom und Wasserstoff) — nicht nur in Bereichen, sondern auch auf Flächen.

#### F1: Sind die dargestellten Optionen grundsätzlich geeignet, die wirtschaftliche Attraktivität der Flächen N-10.1 und N-10.2 zu erhöhen?

Ja, grundsätzlich sind alle drei Optionen geeignet, die Attraktivität von N-10.1 und N-10.2 durch reduzierte Leistungsdichte zu erhöhen. AquaVentus weist jedoch darauf hin, dass die wirtschaftliche Attraktivität der Windflächen nicht isoliert von der Entwicklungsperspektive für SEN-1 bewertet werden darf. Eine Attraktivitätssteigerung von N-10.1/ N-10.2 auf Kosten der vollständigen oder weitgehenden Auflösung von SEN-1 verlagert lediglich ein Standortproblem, statt es zu lösen und gefährdet parallel den Aufbau der Offshore-Wasserstoffwirtschaft, für die im FEP bislang kein alternativer, gleichwertig weit entwickelter Standort existiert.

#### F2: Sind die dargestellten Optionen geeignet, einen ausreichenden Ausbau der Offshore-Elektrolyse zu erreichen?

Aus Sicht von AquaVentus hängt die Eignung der Optionen für den Ausbau der Offshore-Elektrolyse unmittelbar vom Erhalt einer ausreichend großen SEN-1-Fläche ab: • Option 1 erhält SEN-1 vollständig und ermöglicht damit perspektivisch zwei Demonstrationsprojekte à 250 MW auf SEN-1. Allerdings sieht Option 1 hierfür eine Reduktion der Ausbauleistung von N-10.1 vor, um auf NOR-10-1 Netzanbindungskapazität für SEN-1 freizuhalten. Diese Reduktion ist aus Kosteneffizienzgründen abzulehnen und auch nicht notwendig. • Option 2 verkleinert SEN-1 in der ursprünglichen Fassung auf ca. 32 km². In angepasster Form — mit optimiertem Flächenzuschnitt, voller Ausbauleistung von N-10.1 (2.000 MW) und einer separaten Anbindung über kostengünstige 66kV-Kabel an den NOR-10-1-Konverter (siehe F3) — kann Option 2 jedoch bis zu zwei 250-MW-Demonstrationsprojekte auf SEN-1 ermöglichen, ohne die Netzanbindungskapazität von N-10.1 zu schmälern, und ist aus AquaVentus-Sicht die bevorzugte Lösung. Entscheidend ist, dass die Fläche so zugeschnitten wird, dass die Option für ein zweites 250-MW-Vorhaben technisch und räumlich gesichert bleibt. • Option 3 eliminiert SEN-1 vollständig und macht Offshore-Elektrolyse in Zone 3 unmöglich. Eine Verlagerung nach Zone 4 kommt für die notwendige zeitnahe Demonstration der Sektorenkopplung zu spät und schneidet AquaVentus-Projekte von der bereits bestehenden Infrastrukturplanung (AquaDuctus-Anbindung, Konverterstation) ab. AquaVentus-Position: AquaVentus fordert eine Flächenausgestaltung, die zwei Demonstrationsprojekte à 250 MW ermöglicht — oder zumindest die technische und räumliche Möglichkeit für einen zweiten 250-MW-Elektrolyseur ausdrücklich offenhält. Option 3 wird als nicht zielführend abgelehnt.

#### F3: Wie groß wäre die auf SEN-1 idealerweise zu installierende Windpark- und Elektrolyseleistung unter Berücksichtigung der jeweils möglichen Stromübertragungskapazität über NOR-10-1?

Was wäre das ideale Verhältnis aus Windpark-, Elektrolyse- und Übertragungsleistung im Falle einer kombinierten Anbindung von SEN-1 aus betriebswirtschaftlicher Perspektive und Systemkostenperspektive? Bitte führen Sie zu Optionen 1 bis 3 aus und nennen Sie Vor-und Nachteile.

Aus betriebswirtschaftlicher und Systemkostenperspektive spricht sich AquaVentus für folgende Eckpunkte aus: • Option 1 (angepasst): Windparkleistung SEN-1 bis 500 MW, Elektrolyseleistung 2 × 250 MW möglich, Stromanbindung über NOR-10-1, H₂-Anbindung AquaDuctus entsprechend skaliert. • Option 2 (angepasst): Volle Ausbauleistung N-10.1 von 2.000 MW — eine Nicht-Nutzung des bereits für 2.000 MW ausgelegten NOR-10-1-Konverters mit lediglich 1.750 MW wäre volkswirtschaftlich unsinnig, da bereits bezahlte und kostentechnisch gewälzte Netzkapazität ungenutzt bliebe. Windparkleistung SEN-1/ Fläche N-10.1 bis zu 500 MW auf bis zu zwei Plattformen à 250 MW, Elektrolyseleistung entsprechend bis zu 2 × 250 MW, Stromanbindung je Plattform separat über ein 66-kV-Kabel an NOR-10-1 (ca. 80–100 MW je Plattform), H₂-Anbindung AquaDuctus entsprechend skaliert. Vorteile Option 1: größte Skaleneffekte, höchste Flexibilität zwischen Wasserstofferzeugung und Stromexport, Raum für zwei parallele Demonstrationsvorhaben, maximale Lern- und Kostendegressionseffekte. Nachteile Option 1: Attraktivitätssteigerung für N-10.1 nur über reduzierte Leistungsdichte erreichbar (keine Flächenvergrößerung zu Lasten SEN-1).

Vorteile Option 2 (angepasst): verbesserte Wirtschaftlichkeit N-10.1 durch größere Projektfläche bei voller Ausbauleistung von 2.000 MW (keine ungenutzte Netzkapazität); ermöglicht bei optimiertem Flächenzuschnitt und separater, kosteneffizienter 66-kV-Anbindung dieselbe Zielkonfiguration von bis zu zwei 250-MW-Demonstrationsprojekten wie Option 1, ohne die vollständige SEN-1-Fläche zu benötigen und ohne die Kapazität von N-10.1 zu schmälern. Nachteile Option 2: Ohne Flächenoptimierung (siehe F4) auf ein Demonstrationsvorhaben beschränkt; Realisierung der zweiten Plattform setzt eine entsprechende Flächenanpassung voraus. Option 3 bietet keine Grundlage für eine belastbare Antwort auf die betriebswirtschaftliche Fragestellung, da keine Elektrolyseleistung mehr existiert.

Ein zentraler Grundsatz, unabhängig von der gewählten Option: Eine Obergrenze für das Verhältnis Windpark- zu Elektrolyseleistung ist sinnvoll und regulatorisch vertretbar; eine Untergrenze ist hingegen nicht erforderlich und sollte dem Markt bzw. der betriebswirtschaftlichen Entscheidung des Projektentwicklers überlassen werden.

Technische Machbarkeit: Für die Anbindung der Elektrolyseplattformen ist keine vollständige, parallele Netzanbindung erforderlich, sondern lediglich eine begrenzte elektrische Absicherung für den Mindestbetrieb in windschwachen Zeiten. Hierfür genügt ein vergleichsweise kostengünstiges 66-kV-Kabel mit einer Übertragungskapazität von rund 80 bis 100 MW je Elektrolyseurplattform, das an bereits vorhandene Reserveanschlussbuchsen am NOR-10-1-Konverter angeschlossen werden kann. Auch wenn der Konverter bereits bestellt ist und sich im Bau befindet, sind hierfür keine Anpassungen am bestehenden Konverterdesign notwendig — die Anbindung von SEN-1 ist damit ohne zusätzliches technisches Risiko für die Realisierung von N-10.1 möglich. Gerade weil diese kosteneffiziente Anbindungsoption an die bereits im Bau befindliche Konverterstation NOR-10-1 gebunden ist, sollte SEN-1 an seinem bisherigen Standort erhalten bleiben — eine Verlagerung würde diesen Kostenvorteil zunichtemachen. Die detaillierte technische Ausgestaltung ist in der gemeinsamen Stellungnahme der SEN-1-Gruppe dargestellt, die AquaVentus mitgezeichnet hat.

#### F4: Welche der dargestellten Optionen bietet aus Ihrer Sicht die insgesamt größten Vorteile und sollte daher umgesetzt werden? Aus welchen Gründen?

Aus AquaVentus-Sicht fehlt in den drei dargestellten Optionen eine naheliegende Konfiguration: die Errichtung einer zweiten 250-MW-Elektrolyseurplattform auf der Fläche N-10.1 selbst — technisch und räumlich ein Hybrid aus der Elektrolyseleistung von Option 1 (2 × 250 MW) und dem Flächenzuschnitt von Option 2. Eine solche Konfiguration würde die Skalierungslogik von Option 1 (zwei parallele 250-MW-Demonstrationsvorhaben) mit der von Option 2 bereits vorgesehenen Flächenerweiterung von N-10.1 verbinden, ohne dass hierfür der vollständige Erhalt der SEN-1-Fläche notwendig wäre. Diese Möglichkeit wird durch keine der drei vorgelegten Optionen abgebildet, da Sektorenkopplung nach geltendem WindSeeG ausschließlich in Bereichen (wie SEN-1), nicht jedoch auf Flächen wie N-10.1 zulässig ist (siehe hierzu unsere grundsätzliche Forderung unter F5). AquaVentus regt an, diese hybride Konfiguration als vierte, im Ergebnis möglicherweise vorzugswürdige Variante in die weitere Prüfung einzubeziehen. Auch die SEN-1-Gruppe verweist in ihrer Stellungnahme darauf, dass eine zweite Plattform perspektivisch auch auf N-10.1 oder benachbarten Flächen umgesetzt werden könnte — dies deckt sich mit dem hier skizzierten Hybrid-Ansatz.

Flächenoptimierung unter Option 2: Nach heutigem Zuschnitt stehen unter Option 2 über die Flächen N-10.1, N-10.2 und SEN-1 hinweg in Summe nur rund 256 km² Fläche zur Energieerzeugung zur Verfügung, gegenüber 278 km² unter Option 1 — eine Differenz von rund 22 km², die im aktuellen Vorschlag ungenutzt bliebe. Wird dieser Flächenverlust durch eine Optimierung des Zuschnitts vermieden und der SEN-1-Fläche zugeschlagen, ließe sich dort statt eines einzelnen 250-MW-Demonstrationsprojekts ein zweites realisieren. Die hierfür konkret vorgeschlagene Flächenanpassung — u. a. eine nordwest-südöstliche Ausrichtung von SEN-1, die eine Trassenführung ohne Querung von N-10.1 ermöglicht.

#### F5: Sehen Sie weitere, hier nicht dargestellte Auswirkungen der Optionen, etwa auf andere Flächen oder andere Nutzungen, die in der Änderung berücksichtigt werden müssten?

Zentrale Forderung — Sektorenkopplung auch auf Flächen, nicht nur in Bereichen: Nach geltendem WindSeeG ist Offshore-Sektorenkopplung (kombinierte Strom- und Wasserstoffproduktion) ausschließlich in Bereichen (wie SEN-1) zulässig, nicht jedoch auf regulären Flächen wie N-10.1. Diese Unterscheidung ist aus Sicht von AquaVentus ein erhebliches strukturelles Hindernis für den Hochlauf der Offshore-Wasserstoffwirtschaft — unabhängig davon, welche der drei Optionen letztlich umgesetzt wird: • Sollte im Rahmen von Option 3 die gesamte SEN-1-Fläche in N-10.1 aufgehen, entfiele damit automatisch die Möglichkeit der Sektorenkopplung auf dieser Fläche — unabhängig von den dort tatsächlich vorhandenen technischen und infrastrukturellen Voraussetzungen (Nähe zu AquaDuctus, Konverterstation).

– AquaVentus fordert daher eine Änderung des WindSeeG, die kombinierte Anschlusskonzepte (Strom und Wasserstoff) explizit auch auf Flächen ermöglicht — nicht nur in Bereichen. Dies betrifft konkret Fläche N-10.1, sollte aber nicht auf diesen Einzelfall beschränkt bleiben. • Diese Forderung ist von grundsätzlicher Bedeutung auch für die Flächenentwicklung in Zone 4 und Zone 5 der AWZ: Auch dort sind bislang keine Flächen (nur potenziell künftige Bereiche) für Offshore-Sektorenkopplung vorgesehen. Ohne eine WindSeeG-Änderung, die Sektorenkopplung generisch auf Flächen zulässt, wiederholt sich die heutige Standortproblematik bei jeder künftigen FEP-Fortschreibung für die äußeren Zonen.

Ausgeglichene Leistungsdichte über N-10.1, N-10.2 und SEN-1 hinweg: Bei der Optimierung der Flächen sollte nicht isoliert auf N-10.1 und SEN-1 geschaut werden — auch N-10.2 verfügt bereits heute über eine geringere Leistungsdichte und kann als weiterer Stellhebel zur Attraktivitätssteigerung herangezogen werden. Eine Konzentration der Optimierung ausschließlich auf N-10.1 zulasten von SEN-1 greift zu kurz, wenn gleichzeitig ungenutztes Potenzial in N-10.2 besteht. AquaVentus regt daher an, bei allen drei Optionen zu prüfen, inwieweit eine ausgeglichene Leistungsdichte über N-10.1, N-10.2 (Flächen) und SEN-1 (Bereich) hinweg zur Attraktivitätssteigerung beitragen kann, statt die notwendige Leistungsdichte-Reduktion einseitig zulasten von SEN-1 vorzunehmen. Eine solche flächenübergreifend ausgewogene Betrachtung könnte helfen, sowohl die wirtschaftliche Attraktivität von N-10.1/ N-10.2 zu erhöhen als auch den Flächenbestand von SEN-1 in größerem Umfang zu erhalten.

Weitere Aspekte: • Innovations- und Skalierungseffekte: Der Verlust oder die starke Verkleinerung von SEN-1 schränkt die Übertragung von Demonstrationserkenntnissen (u. a. aus benachbarten Projekten) in industrielle Skalierungsschritte ein. • Auslastung der Konverterstation und Netzinfrastruktur: Eine nur teilweise ausgelastete Konverterstation ist unwirtschaftlich, da volkswirtschaftlich sehr kostspielig; die Flächenausgestaltung sollte eine optimale Auslastung durch Überbauung (wie im März 2025 vom BSH angeregt) und die flexible Nutzung freier Anschlusskapazitäten ermöglichen. Hierzu bietet die Offshore-Elektrolyse besonders auf SEN-1 mit den umliegenden Konverterstationen besondere Potentiale. • Energie-Resilienz: SEN-1 ermöglicht die Ergänzung von Offshore-Windstrom durch Offshore-Wasserstoff und stärkt damit die Diversifikation und Resilienz des deutschen Energiesystems.

F6: Zu den Optionen 2 und 3: Der Bereich, in dem die Fläche N-10.1 um Teile des aktuellen SEN-1 erweitert wird, wird vor einer Ausschreibung der Fläche nicht zentral voruntersucht, insbesondere erfolgte in dem Bereich keine Untersuchung des Baugrunds. Die geologischen Erkundung muss somit durch den Vorhabensträger eigenständig ergänzt werden. BSH geht davon aus, dass das Vorhaben auf der vergrößerten Fläche N-10.1 trotzdem im Rahmen der Fristen des WindSeeG für das Plangenehmigungsverfahren sowie rechtzeitig bis zur festgelegten Inbetriebnahme umgesetzt werden kann. Gibt es diesbezüglich zwingende Gründe, die berücksichtigt werden müssten, sodass ggf. für den in den aktuellen SEN-1 hinein erweiterten Bereich abweichende zeitliche Festlegungen für die Inbetriebnahme getroffen werden müssten?

AquaVentus sieht grundsätzlich nachvollziehbare Gründe für eine erhöhte zeitliche Flexibilität in den Bereichen, die zusätzlich aus der bisherigen SEN-1-Fläche in N-10.1 einbezogen werden. Die fehlende zentrale Voruntersuchung (insbesondere Baugrund) erhöht das Projektrisiko und die Planungsunsicherheit gegenüber vollständig voruntersuchten Flächen; abhängig von den Ergebnissen nachträglicher geotechnischer Untersuchungen können Anpassungen bei Fundamentdesign, Anlagenlayout und Kabeltrassenführung erforderlich werden. AquaVentus schlägt vor, für die zusätzlich einbezogenen Teilbereiche eine angemessene regulatorische Flexibilität bei den Inbetriebnahmeterminen vorzusehen, ohne dass dies zu einem grundsätzlichen Verzicht auf die Einbeziehung von SEN-1-Flächenanteilen führt oder eine optimale Kombinatorik zur Erprobung der Offshore-Sektorenkopplung erschwert. Die langfristigen Vorteile für den Hochlauf der Offshore-Wasserstoffwirtschaft überwiegen den zusätzlichen Untersuchungsaufwand deutlich.

Zusammenfassung der AquaVentus-Kernforderungen • Option 3 wird abgelehnt — vollständiger Wegfall von SEN-1 ist mit dem Ziel des Offshore-Wasserstoff-Hochlaufs nicht vereinbar. • Eine angepasste Option 2 — mit N-10.1 bei voller Ausbauleistung von 2.000 MW und bis zu zwei 250-MW-Elektrolyseplattformen auf SEN-1/ Fläche N-10.1 mit kosteneffizienter 66-kV-Anbindung — wird als beste Lösung unterstützt. • Option 1 (großflächiger Erhalt von SEN-1) stellt eine gleichwertige Alternative dar, sofern sie dieselbe Zielkonfiguration von bis zu zwei 250-MW-Demonstrationsprojekten erreicht. • Zielgröße sind 2 × 250 MW Elektrolyseleistung, unabhängig von der gewählten Option.

– WindSeeG-Änderung: Sektorenkopplung auch auf Flächen ermöglichen — nicht nur in Bereichen. Dies betrifft konkret Fläche N-10.1 sowie perspektivisch alle Flächen in Zone 4 und Zone 5 der deutschen AWZ.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-zur-2-aenderung-des-flaechenentwicklungsplans-2025-fep2025
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20260720-AquaVentus_Stellungnahme_FEP2025-2.Aend.pdf

### 2026-01-14 — Stellungnahme zum Netzentwicklungsplan 2037/2045 (2025)

Konsultation zum ersten Entwurf des NEP 2037/2045 (2025) der ÜNB Stellungnahme – AquaVentus Förderverein e.V.

14. Januar 2026 Einleitung Der Netzentwicklungsplan (NEP) Strom ist ein zentrales Steuerungsinstrument für die langfristige Planung der Energieinfrastruktur in Deutschland. Der vorliegende erste Entwurf des NEP 2037/2045 (2025) adressiert zahlreiche Herausforderungen der Energiewende – allerdings bleibt eine entscheidende technologische Entwicklung vorerst unberücksichtigt: die Sektorenkopplung mittels Elektrolyse sowie die damit verbundenen Kosteneinsparungen für den Offshore-Stromnetzausbau. Mit Blick auf die prognostizierten Kostenentwicklungen im Übertragungsnetzausbau ist eine ganzheitliche Systementwicklung zwingend erforderlich, die sektorübergreifend denkt und neue technologische Pfade mit einbezieht. Ein zentrales Element ist die Wasserstoffproduktion auf See mittels Offshore-Elektrolyse, welche zu enormen Kosteneinsparungen führt. Diese wurde im Koalitionsvertrag ausdrücklich benannt und ist aktuell Gegenstand einer umfassenden Marktkonsultation des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) zur Novellierung des Wind-auf-See-Gesetzes. Der AquaVentus Förderverein sieht in der Offshore-Elektrolyse eine zentrale Option zur effizienten Sektorenkopplung von Offshore-Windenergie und zur Versorgungssicherheit der Industrie mit Wasserstoff. Mit Blick auf die ambitionierten Ziele der Bundesregierung und der EU zur Entwicklung eines integrierten Wasserstoffmarkts ist es ratsam, dass diese Technologie im NEP-Entwurf berücksichtigt wird – mehr noch: Der NEP muss gewisse Freiheitsgraden bei der geplanten Offshore-Strom-Infrastruktur abbilden, damit die Tür für technologischen Fortschritt und Innovation offenbleibt. Der AquaVentus Förderverein setzt sich für einen gestuften, regulatorisch begleiteten Hochlauf der Offshore-Wasserstoffproduktion ein – vom Demonstrator über die SEN-1-Fläche bis hin zur skalierten Umsetzung im Zusammenspiel mit dem Kernnetz (AquaDuctus). Diese Stellungnahme benennt die zentralen Kritikpunkte am Entwurf und formuliert Vorschläge, wie der NEP sektorübergreifend, technologieoffen und zukunftsgerichtet weiterentwickelt werden kann.

Stellungnahme zum Entwurf der ÜNB Der vorgelegte Entwurf des NEP lässt eine entscheidende Perspektive unberücksichtigt: Die systemische Integration der Offshore-Wasserstoffproduktion, insbesondere in den Zonen 4 und 5 der ausschließlichen Wirtschaftszone in der deutschen Nordsee (AWZ), mittels kombinierter Anschlusskonzepte. Diese Lücke birgt erhebliche Risiken für die Wirtschaftlichkeit und Zukunftsfähigkeit der Offshore-Windenergie in Deutschland. Besonders fällt ins Gewicht, dass die von der Bundesnetzagentur (BNetzA) angestrebte Abstimmung bei der Erstellung der Szenarien für die Weiterentwicklung in den Bereichen Strom und Wasserstoff nur bedingt berücksichtigt wurde. Erstmals enthalten der Szenariorahmen Strom 2025-2037/2045 sowie der Szenariorahmen Gas/ Wasserstoff 2025-2037/2045 gemeinsame, übergreifende Annahmen zu beispielsweise Standorten von Kraftwerken und Elektrolyseuren, anhand derer die Netzentwicklungsplanungen für das Übertragungsnetz einerseits und für das Gas-/Wasserstoffnetz andererseits konsistent zueinander erfolgen können.1 Diese geforderte Verzahnung bei den zugrundeliegenden Szenariorahmen wird im vorgelegten NEP-Entwurf der ÜNB nur in Teilen und ohne eine räumliche Verortung der Elektrolyseure abgebildet (2.4.6 „Wasserstoff und Elektrolyseure“ und 3.3.6 „Wasserstoff und Elektrolyseure“). Weiterhin werden auch Erkenntnisse aus aktuellen Studien mit Blick auf Offshore-Elektrolyse und die damit verbundenen Effizienzgewinne für das Energiesystem nicht betrachtet. Insbesondere im Offshore-Bereich müssen Strom- und Wasserstoffinfrastruktur aus Kostengründen, aber auch aufgrund von Flächenkonkurrenzen zukünftig stärker gemeinsam/ integriert gedacht werden – sei es über kombinierte Anschlusskonzepte, Offshore-Energy-Hubs oder integrierte Ausbaupfade. Dies gilt umso mehr mit Blick auf das europäisch bedeutende Infrastrukturprojekt AquaDuctus, das sowohl als IPCEI-Projekt (Important Project of Common European Interest) als auch als PCI (Project of Common Interest) gelistet ist. AquaDuctus soll eine tragende Rolle im künftigen Wasserstoff-Kernnetz spielen und verbindet die Offshore-Wasserstofferzeugung in der Nordsee mit dem Festland. Die fehlende Berücksichtigung im NEP-Entwurf widerspricht nicht nur der integrierten Netzplanung, sondern auch den europäischen Zielsetzungen zur Versorgungssicherheit und Resilienz. In Kapitel 5 des NEP (5.2.1 „Offshore-Optimierungsmaßnahmen“) wird ausschließlich auf Überbauung (sogenannte Overplanting-Maßnahmen) zur Kostensenkung bei der Energieinfrastruktur abgestellt. Dabei sollen Windparks bewusst überdimensioniert werden, um die Infrastrukturauslastung zu erhöhen. Allerdings wird der Marktwert der transportierten Energie und damit die sozio-ökonomische Wirtschaftlichkeitsrechnung (Strompreis im Erzeugungszeitpunkt) komplett ignoriert. Weiterhin überträgt dieses Konzept das volle Risiko von Ertragseinbußen auf die Betreiber von Offshore-Windparks (OWP), welche anderweitig kompensiert werden müssen wie durch einen höheren Strompreis für Kunden Subventionierung oder mit CfDs. Zusätzlich gefährdet dieser Ansatz die Rentabilität der dazugehörigen Offshore-Stromleitungen.

1 Genehmigung des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2025-2037/2045 Die Gefahr von „Stranded Assets“ – Offshore-Stromleitungen ohne dazugehörigen OWP-Betreiber auf den jeweiligen Flächen – steigt somit erheblich. Als gängige Praxis hat sich bereits eine freiwillige Überbauung der OWP um 5-10% etabliert, um so die Menge an bereitgestellter Energie und die Stunden der Einspeisung in das Übertragungsnetz bei voller Leistung zu steigern, mit dem Ziel der Minimierung der Stromgestehungskosten (LCOE). So können weit über 1.000 Stunden pro Jahr bei voller Einspeiseleistung erreicht werden. Durch eine Verpflichtung zur pauschalen Überbauung wird dieses betriebswirtschaftliche Optimum der OWP-Betreiber verfehlt, sodass die Stromgestehungskosten steigen und im Gegenzug OWP-Leistung in über 1.000 Stunden im Jahr abgeregelt werden muss. Eine sektorübergreifende Kopplung – etwa durch den gleichzeitigen Aufbau von Wasserstoffinfrastruktur auf See – bietet erheblichen Vorteile hinsichtlich Netzstabilität, Flexibilität und wirtschaftlicher Skalierung. Sowohl die Frontier Economics-Studie „Effiziente Integration von Offshore-Windenergie durch Offshore-Wasserstoffproduktion“ 2 (Nov 2025) als auch die E-Bridge-Studie „Bewertung von Anschlusskonzepten für weit entfernte Offshore-Windgebiete in der deutschen Nordsee für eine effiziente Energiewende“3 (Sep 2024) zeigen auf, dass eine integrierte Betrachtung von Strom- und Wasserstoffinfrastruktur zu deutlichen Systemkosteneinsparungen von 1,7 Mrd. EUR/ Jahr und erhöhter Versorgungssicherheit führt und somit einen wesentlichen Beitrag zur effizienten Energiesystementwicklung leisten kann. Besonders kritisch zu bewerten ist die Aussage auf Seite 244 des Kapitels 10, wonach der NEP „eine geringere inländische und damit strom- und kostenintensive Erzeugung von Wasserstoff zugrunde“ legt. Diese Annahme ist nicht nur unbelegt, sondern widerspricht grundlegenden strategischen Zielen der Bundesregierung zur Förderung der heimischen Wasserstoffproduktion, im Onshorewie im Offshore-Bereich. Sie negiert Marktintegration durch die im Strommarkt vorherrschende Merit-Order4, technologische Innovationsdynamik und damit verbundene Kostendegression sowie avisierte Entwicklungen rund um den SEN-1 Bereich und die AquaDuctus-Wasserstoff-Pipeline. Nicht zuletzt ist die Methodik zur Berechnung von Offshore-Trassenlängen problematisch und naiv: Für Netzanbindungssysteme jenseits der Zone 3 – also insbesondere in den weit entfernten Zonen 4 und 5 der AWZ – wird ein Umwegfaktor von lediglich 1,1 angenommen. Gerade hier verursachen die Trassenlängen enorme Kosten. Diese pauschale Annahme unterschätzt bewusst die realen Herausforderungen und räumlichen Konflikte im deutschen Küstenmeer und verschleiert damit die tatsächlichen Kosten dieser Leitungsinfrastruktur.

3  4 Forderungen von AquaVentus: Anforderungen an einen technologieoffenen Netzentwicklungsplan und Freiraum für technologische Entwicklung 1. Integration von Sektorenkopplung und sektorübergreifenden Speichern in die Netzplanung und damit das Ermöglichen der Systemintegration aus Strom und Wasserstoff 2. Berücksichtigung der Offshore-Wasserstofferzeugung als systemischer Bestandteil des Netzentwicklungsplans – aufbauend auf kombinierten Anschlusskonzepten und im Sinne abgestimmten Netzplanung zwischen Strom- und H2-Infrastruktur 3. Überprüfung der Raum- und Trassenplanung für Offshore-Leitungen, insbesondere hinsichtlich realistischer Kostenannahmen 4. Korrektur der Wasserstoffprognose, um inländische Erzeugungsperspektiven realistisch abzubilden – Onshore sowie Offshore

Die Offshore-Wasserstoffproduktion kann entscheidend zur Effizienz und Resilienz des künftigen Energiesystems beitragen – sie darf im Netzentwicklungsplan nicht weiter ausgespart werden.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-zum-netzentwicklungsplan-2037-2045-2025
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20260114-AquaVentus-Stellungnahme-Konsultation-NEP2025.pdf

### 2025-12-23 — AquaVentus bringt Perspektive der Offshore-Wasserstoffproduktion in WindSeeG-Konsultation ein

BMWE-Marktkonsultation Windenergie auf See Stellungnahme – AquaVentus Förderverein e.V.

23. Dezember 2025 Einleitung Offshore-Wind bietet das größte Ausbaupotenzial unter den erneuerbaren Energien in Deutschland und Europa. Durch kosteneffiziente, marktintegrierte und netzdienliche Erschließung – einschließlich der Kopplung mit Offshore-Wasserstoffproduktion – kann Offshore-Wind entscheidend zur Erreichung der nationalen und europäischen Klimaziele beitragen sowie die Versorgungssicherheit langfristig stärken. Mit der geplanten Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) werden zentrale Weichen für die zukünftige Entwicklung von Offshore-Wind, der Wasserstofferzeugung auf See sowie der zugrundeliegenden Offshore-Energieinfrastruktur gestellt. Im Fokus der Stellungnahme des AquaVentus Fördervereins stehen dabei die notwendigen gesetzlichen Voraussetzungen für einen erfolgreichen Hochlauf der Offshore-Wasserstoffproduktion in Deutschland. Die Stellungnahme unterstreicht insbesondere: • die dringende Notwendigkeit, kombinierte Strom- und Wasserstoffanschlüsse gesetzlich zuzulassen (wie im Koalitionsvertrag gefordert), • die Verankerung eines gesetzlichen Ausbauziels für Offshore-Elektrolyseure, • sowie die Bedeutung von integrierter Flächenplanung, insbesondere in Bezug auf den SEN-1-Bereich und die Zonen 4 & 5 der AWZ sowie technologieneutralen Ausschreibungen. Besondere Dringlichkeit ergibt sich durch den vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) in Vorbereitung befindlichen Flächenentwicklungsplan (FEP), der zentrale Potenziale für kombinierte Anschlusskonzepte unberücksichtigt lassen könnte, sofern das WindSeeG nicht rechtzeitig angepasst wird. Aufgrund der derzeit gültigen Fassung des Gesetzes sind kombinierte Anschlusskonzepte aus Strom- und Wasserstoffinfrastruktur bislang nicht vorgesehen. Das BSH ist daher dringend aufgefordert, die anstehenden regulatorischen Änderungen im WindSeeG proaktiv zu antizipieren und Planungsoptionen für kombinierte Anschlusskonzepte in den Zonen 4 und 5 zu integrieren. Hierfür bedarf es eines klaren politischen Signals oder einer formalen Weisung durch das BMWE, um sicherzustellen, dass die FEP-Planung im Jahr 2026 diese Zukunftsinfrastruktur angemessen berücksichtigt. Nur so kann der technologieoffene Hochlauf inklusive der Offshore-Wasserstoffwirtschaft gewährleistet werden. Die AquaVentus-Stellungnahme versteht sich als konstruktiver Beitrag, um die Regulierung im Sinne einer ganzheitlich gedachten Offshore-Energiewende mittels der notwendigen Freiheitsgrade durch eine intelligent verzahnte Energietransportinfrastruktur kosteneffizient weiterzuentwickeln.

Antworten zu den Konsultationsfragen 1) Kosteneffizienz und Synchronisierung 1.1. Optimierung AquaVentus begrüßt, dass im Rahmen der Konsultation die Wasserstoffproduktion auf See als Teil der zukünftigen Offshore-Energiesystems diskutiert wird. Gleichzeitig möchten wir mit Nachdruck darauf hinweisen, dass eine Offshore-Elektrolyse-Produktion in den Zonen 4 und 5 der deutschen AWZ – kombiniert mit einem Wasserstoff-Transportnetz – einer pauschalen Überbauung („Overplanting“) vorzuziehen ist. Bereits in unserer Stellungnahme vom März 2025 haben wir dargelegt, dass eine ausschließliche Fokussierung auf die Stromeinspeisung ohne die Offshore-Wasserstofferzeugung dem langfristigen Ausbaupfad nicht gerecht wird. Im Positionspapier des Wasserstoffachters als branchenweitem Aufruf vom Mai 2025 wurde unterstrichen, dass kombiniert (hybrid) integrierte Offshore-Elektrolyseanlagen in Kombination mit Seekabeln und Pipelineinfrastruktur nicht nur technologisch machbar, sondern auch volkswirtschaftlich sinnvoll, ausgewogen und praxistauglich sind. 2 Im Gegensatz dazu kann eine Strategie der reinen Überbauung – also die Installation zusätzlicher Windkapazitäten über die Kabelkapazität hinaus und ohne Rücksicht auf Wasserstoffproduktion – zu folgenden Nachteilen führen: • Ertragsverluste durch Spitzenkappung, • potenziell betriebs- und volkswirtschaftliche Risiken sowie Ertragsverluste zur Folge haben und dem avisierten Ziel der Kosteneinsparung entgegenwirken, • verzögerte Markteinführung der Offshore-Wasserstoffwirtschaft und damit verpasste wirtschaftliche Erfolge sowie Klimaschutzpotenziale. Vor diesem Hintergrund kommentiert AquaVentus die Fragen in Passage 1.1 nicht im Einzelnen, sondern wiederholt die Grundforderung, dass eine perspektivische Optimierung mit Offshore-Wasserstoff einer Verbesserung der reinen sektoralen Strom-Perspektive mittels Überbauung und daraus resultierender Spitzenkappung überlegen ist, weil:

1  2 – Eine Inkludierung von Offshore-Wasserstoffproduktion die Flächen- und Netzplanung optimiert und die Systemkosten senkt, vor allen über reduzierte Investitionskosten in die Stromnetze. • Zu einer höheren Nutzung der Offshore-Windressourcen in weit von der Küste entfernten Gebieten (geringere Abregelung) führt. • Die Auslastung der Offshore-Stromnetzinfrastruktur erhöht. • Ein klares Bekenntnis zur Technologieoffenheit ist – Wasserstoff darf nicht als Option, sondern muss als integraler Bestandteil vorgesehen werden. • Die Verankerung von kombinierten Anschlusskonzepten (Strom + Wasserstoff) als Maßstab gegenüber ausschließlicher Überbauung den Offshore-Windparkentwicklern und -betreibern eine marktintegrierte Erweiterung ihre Einnahmen darstellt und damit den Business Case verbessert. Daher besteht die Notwendigkeit, folgende Maßnahmen bzw. im Rahmen der anstehenden Reformen des WindSeeG und des FEP umzusetzen: • Förderung und Genehmigung im Jahr 2026 von mehreren, in der Entwicklung befindlichen Pilotprojekten zur Demonstration der Technologie im Küstenmeer, • Ermöglichung kombinierter Anschlüsse aus Seekabeln und Wasserstoffpipelines im WindSeeG und FEP für mindestens den SEN-1-Bereich, • Zeitnahe Ausschreibung der SEN-1-Fläche mit novelliertem WindSeeG ab 2027, • Erhalt von Freiheitsgraden im FEP und Netzentwicklungsplan (NEP), um zukünftig weitere Flächen, in den Zonen 4 und 5 für Offshore-Elektrolyse festlegen zu können, • Technologieoffene Ausschreibungen für die Offshore-Wasserstoffproduktion. Konkret kann die Offshore-Wasserstoffproduktion auf Plattformen oder auf sog. Offshore Energy Hubs oder künstlichen Inseln erfolgen.

1.2. Wasserstoff A. Technologische Aspekte 1. Ab wann können Elektrolyseure auf See in industriellem Maßstab eingesetzt werden? Der Einsatz von Elektrolyseuren auf See im industriellen Maßstab hängt maßgeblich vom politisch gestalteten Hochlaufpfad ab. Ohne einen klaren staatlichen Rahmen – inklusive gezielter Förderung von Demonstrationsprojekten, rechtlicher Öffnung und marktseitiger Absicherung – bleibt eine belastbare zeitliche Prognose spekulativ. Wie in der E-Bridge-Studie im Auftrag von AquaVentus aus dem Jahr 2024 dargelegt3, erfordert die Offshore-Elektrolyse einen technologischen „Dreisprung“:

1. Erprobung unter realen Offshore-Bedingungen (Demonstratoren), 2. Hochskalierung durch erste industrielle Anlagen im SEN-1 Bereich, 3. Integration in Systeminfrastruktur & Marktmechanismen (z. B. Kernnetz und CfD). Vorausgesetzt, die aktuell geplanten Demonstrationsvorhaben erhalten zeitnah Förderung, können bereits Anfang/ Mitte der 2030er Jahre erste Offshore-Wasserstoffprojekte im SEN-1-Bereich in einem größeren (vor-industriellen) Maßstab Realität werden. Ein realistischer Zeitplan für eine SEN-1-Ausschreibung (für die Offshore-Wasserstoffproduktion mit Teilflächen von >250 MW) könnte wie folgt aussehen: • Ausschreibungsverfahren mit Zuschlag im Jahr 2027 • Projektentwicklung 2027-2030 und Baubeginn 2029-2030 • Kommerzieller Betrieb (COD) in den Jahren 2032-34 Ausschreibungen weiterer Flächen für die Offshore-Elektrolyse in Zonen 4 und 5 der AWZ könnte schon ab 2030 erfolgen. Gelingt dieser koordinierte Hochlauf – sowohl technologisch als auch marktseitig – steht der erfolgreichen Skalierung nichts im Weg. Eine großskalierte Produktion im GW-Bereich wäre ab Mitte der 2035-Jahre möglich. Ein bloßes Warten auf „Technologiereife“ ohne wirtschaftspolitischen Impuls führt dagegen zu Verzögerungen und Wettbewerbsnachteilen sowie zu einer Verteuerung des Offshore-Ausbaus.

2. Wie weit fortgeschritten ist die technische Entwicklung, insbesondere in Bezug auf die Integration und Anpassung an Offshore-Umgebungen, und welche Dimensionierungen sind in den nächsten Jahren realistisch erreichbar? Die Elektrolysetechnologie selbst – insbesondere Niedertemperaturverfahren (PEM, alkalische Elektrolyse) – gilt onshore bereits als kommerziell bzw. früh-kommerziell einsetzbar. Für den Offshore-Einsatz – also unter anspruchsvollen Umweltbedingungen (Salzwasser, wind- und wellenbezogene Belastungen, eingeschränkter Wartungszugang) – befinden sich derzeit erste Piloten und Demonstratoren in der Planung (3 bekannte Projekte in Deutschland) und im Aufbau (z.B. in den Niederlanden oder Frankreich). Für den nächstfolgenden Schritt in der Offshore-Wasserstoffproduktionen im Bereich > 100 MW gibt es weitere Projekte in Planung4. Allerdings fehlt es hier noch an Zusagen für diese Projekte inklusive Flächen und Finanzierung. Technologisch sind die Grundlagen gegeben, jedoch ist die vollständige Adaptation für Offshore-Bedingungen – inklusive Integration von Elektrolyse, Wasser- /Elektrolysewasseraufbereitung, Kompression, Pipeline/Export, Wartung – noch nicht im industriellen Maßstab erprobt. Die wichtigsten Risiken und Ungewissheiten für die Offshore-Wasserstoffproduktion betreffen:

- & https://www.iv.nl/en/projects/500mw-h2-north-sea-energy/ – Wartungskosten in einer Offshore-Umgebung, bei der die Kosten für den Austausch zentraler Komponenten sowie die Kosten für qualifizierte Arbeitskräfte im Offshore-Einsatz unbekannt sind, • Installationskosten, die hauptsächlich für auf Plattformen platzierte Elektrolyseure anfallen. Realistische Dimensionierung in den nächsten Jahren • Kurzfristig (2026-2028): Pilotanlagen im MW-Bereich (z. B. < 20 MW) • Mittelfristig (ca. 2032-34): Der Aufbau und Inbetriebnahme von Anlagen im dreistelligen MW-Bereich onshore und erste Offshore-Anlagen im Bereich 50-250 MW sind denkbar, sofern regulatorische, finanzielle und technische Rahmenbedingungen passen. Allerdings benötigen diese Offshore-Anlagen auch einen abgestimmten Hochlauf sowie Flexibilitäten in der Realisierung, besonders was die Skalierung, Pönalen sowie die Zeitleiste angeht. Ausschreibungen für Teilflächen auf SEN-1 könnten bereits ab 2027 erfolgen, mit dem Ziel der Inbetriebnahme und Offshore-Wasserstoffproduktion im GW-Maßstab in 2032-34. • Langfristig (ab ca. 2035): Für Offshore-Wasserstoff im GW-Maßstab sind die Voraussetzungen derzeit noch im Aufbau. Die Skalierung hängt stark von Demonstrationsergebnissen (inklusive SEN-1 Projekten), Energieinfrastrukturanbindung und Kostendegression ab. Onshore werden Elektrolyse-Anlagen heute bereits in Größenordnungen von z. B. 100-300 MW realisiert. Diese Projekte werden helfen Risiken auch bei der Offshore-Elektrolyse zu reduzieren. Der Vorteil der Offshore-Produktion liegt vor allem darin, dass direkt besonders in den weit entfernten Gebieten in der Nordsee kostenintensive Infrastruktur eingespart werden kann und damit Netzentwicklungs- und Überbauungsprobleme im Stromnetz zu mindert. Es gibt zwei Konzepte für Offshore-Elektrolyse im industriellen Maßstab: (1) Elektrolyseure auf zentralen Plattformen – realisierbar ab 2032-34 Elektrolyseure auf zentralen Plattformen sind das am weitesten verbreitete Konzeptdesign. Mehrere große Offshore-EPC- und Engineering-Unternehmen haben öffentlich ihre Entwicklungen zu diesem Konzept vorgestellt. Die Elektrolyseplattform basiert auf Erfahrungen aus Offshore-Öl- und Gasplattformen, die etablierten Industriestandards folgen. Zusätzliche Sicherheitsanforderungen für Wasserstoff, insbesondere für komprimierten Wasserstoff, führen dazu, dass viele dieser Designs als Plattform-„Cluster“ ausgeführt werden: Mehrere Plattformen befinden sich nahe beieinander, sind über Brücken verbunden und verfügen über eine separate Plattform für den sicheren, bemannten Betrieb. Die Plattform bietet Skaleneffekte bei der Peripherie (Balance of Plant) des Elektrolyseurs, wodurch die Ausrüstungskosten reduziert werden können. Im Gegensatz dazu sind die Plattformkosten selbst hoch, da die sog. Topside kompakt ist und zahlreiche komplexe Schnittstellen aufweist. Die beobachteten Kosten dieser Designs liegen pro installiertem MW beim Zweibis Dreifachen im Vergleich zu einer entsprechenden Onshore-Anlage. Dies entspricht den Erfahrungen mit Offshore-HGÜ-Umspannwerken (auf hohem Niveau).

(2) Energieinsel für die Offshore-Wasserstoffproduktion und HGÜ-Export – realisierbar ab 2035 Eine Energieinsel mit Elektrolyseuren und HGÜ-Technik ist ein Konzept, bei dem eine künstliche Insel an strategisch günstigen Standorten errichtet wird – in relativer Nähe zu Offshore-Windparks und in Gewässern mit Tiefen bis etwa 40 Metern. Die Insel hat ähnliche Kosten wie der Bau einer HGÜ-Konverterplattform, kann jedoch kostengünstiger vergrößert werden und sehr große Kapazitäten sowohl für Stromübertragung als auch für Elektrolyse aufnehmen. Bei einer Größenordnung von 1–2 GW Offshore-Wasserstoffproduktion und 2 GW HGÜ-Anbindung ist die künstliche Insel sowohl gegenüber Offshore Elektrolyse auf Plattformen als auch gegenüber dem vollständigen Stromtransport an Land mit anschließender Wasserstoffproduktion kostenwettbewerbsfähig. Der größte Vorteil einer Energieinsel ist ihr flexibles Design: Auf der Insel können Anlagen zur Wasserstoffproduktion, Konverterstationen und weitere Infrastrukturelemente flexibel errichtet werden. Zudem können Kapazitäten später ohne Änderungen an der grundlegenden Infrastruktur (der Insel selbst) hinzugefügt oder entfernt werden. Eine großskalierte Energieinsel wird derzeit in Belgien errichtet (Princess Elisabeth Island) als reine Strominsel. Diese Insel liefert wertvolle Erkenntnisse für Bau und Installation elektrischer Anlagen. Zudem beruhen alle technischen Disziplinen beim Aufbau einer Energieinsel auf ausgereiften Technologien, etwa aus Hafen-erweiterungen, Küstenschutz, Landgewinnung und Fundamentbau. Der Bau künstlicher Inseln wurde zudem im Nahen Osten bereits vielfach erfolgreich umgesetzt. Konzept Vorteile Kosten Größe/ Kapazität Zentrale Skaleneffekte bei der Ca. doppelt so hohe Kosten als 160 bis 500 plattform-Herstellung, reduzierte eine vergleichbare Onshore-MW basierte Ausrüstungskosten Lösung pro installiertem MW Elektrolyse Energie-Große Kapazitäten Anfangskosten bei großem Ab 1-2 GW, insel möglich, hohe Betriebs-Maßstab weniger relevant, bis zu +6 GW basierte und Wartungswettbewerbsfähig ab 1–2 GW, Elektrolyse zuverlässigkeit, flexible kann sehr große HGÜ- und Nutzung Elektrolysekapazitäten aufnehmen (+6 GW)

Auch die Systementwicklungsstrategie erkennt die Offshore-Wasserstoff-Produktion als strategisch relevante Option für das zukünftige Energiesystem an 5 . Insbesondere bei wachsendem Offshore-Wind-Ausbau kann durch Offshore-Elektrolyse eine direkte

Umwandlung in Wasserstoff nahe der Quelle erfolgen, wodurch Systemkosten, Netzengpässe und Abregelungsverluste reduziert werden.

3. Wie sehen optimale Konditionen für Offshore-Elektrolyse mit Blick auf die spezifischen Offshore-Bedingungen (Wetter, Salzwasser, Infrastruktur) aus? Offshore-Elektrolyse findet unter anspruchsvollen Bedingungen statt, welche geprägt durch Wetterextreme, Salzwasser, erschwerte Zugänglichkeit und hohe Anforderungen an Material und Betriebssicherheit sind. Dennoch zeigt die Erfahrung aus der Offshore-Windenergie sowie aus jahrzehntelangem Betrieb von Öl- und Gasplattformen: Technik im Offshore-Umfeld ist beherrschbar und entwicklungsfähig. Aktuell befindet sich Offshore-Elektrolyse auf einem Technologiereifegrad von TRL 6–7. Das bedeutet: Prototypen und erste Demonstrationssysteme existieren, müssen aber gezielt weiterentwickelt und unter Realbedingungen getestet werden. Dabei ist die Integration in Offshore-Plattformen, der Schutz vor Salzwasserkorrosion, sowie die Aufbereitung von Meerwasser (Entsalzung, Reinwasser) und die sichere Wasserstoffbehandlung unter Offshore-Bedingungen zentrale Entwicklungsaufgabe. Kostensprünge sind v. a. ab Skalierung von 100 MW und mehr zu erwarten – insbesondere: • in der Meerwasseraufbereitung (große Mengen entsalztes Wasser), • bei der Gasbehandlung und -kompression offshore, • sowie durch Standardisierung und Modularisierung der Elektrolyseure. Vergleichbare Entwicklungen bei Offshore-Wind zeigen: Mit zunehmender Serienreife sinken die Stückkosten signifikant – auch bei ursprünglich herausfordernder Technik. Die Anbindung an kombinierte Infrastrukturen (Strom + Wasserstoff) ist hierfür entscheidend. Ein Offshore-Elektrolyseur kann seine Stärken dann ausspielen, wenn er in ein integriertes Gesamtsystem eingebettet ist – z. B. durch bidirektionale Stromflüsse, Wasserstoff-Pipelines und sektorengekoppelte Nutzung. Wie bei reiner Offshore-Wind-Stromerzeugung gilt auch für Offshore-Wasserstoff: Verschattung und eine zu enge Flächenbebauung behindert den Windertrag aus beiden Technologien. Auch ein Elektrolyseur kann nicht produzieren, wenn die Stromproduktion eingeschränkt ist. Mehrere Studien aus Akademie 6 und Praxis 7 zeigen darüber hinaus, dass neben der wirtschaftlichen Konkurrenzfähigkeit des Wasserstoffs aus Offshore-Produktion, die daraus resultierende Verringerung der Abregelung sich positiv auf die Lebensdauer der Offshore-Windanlagen auswirken kann – vorausgesetzt, regulatorische Hürden werden abgebaut, kombinierte Anschlusskonzepte ermöglicht. Darüber hinaus ist es aus Energiesystem- und Kostengesichtspunkten optimal, ein zusammenhängendes, räumlich zusammenliegendes Cluster für die Offshore-Sektorenkopplung zu schaffen, um die Nähe zu Offshore-Windparks - zu erhöhen und damit die Kosten für Verbindungskabel (Inter-Array) zu reduzieren, und die Nähe zu Infrastruktur sicherzustellen, um Strom und Wasserstoff zu den Verbrauchern zu transportieren.

4. Wie kann den Herausforderungen, die sich für die Abwärme, Meerwasserentsalzung und das Brine-Management ergeben, auch unter Umwelt- und Genehmigungsgesichtspunkten begegnet werden? Der Umweltschutz ist ein zentraler Bestandteil bei der Entwicklung und Umsetzung von Offshore-Elektrolyseprojekten. Gerade bei der Meerwasserentsalzung und dem Umgang mit Nebenprodukten wie Abwärme und salzhaltiger Lauge (Brine) müssen effiziente technische Lösungen mit umweltrechtlichen Anforderungen in Einklang gebracht werden. Offshore-Elektrolyse benötigt hochreines Wasser, das durch Entsalzung von Meerwasser erzeugt wird. Die dabei entstehende Abwärme kann effizient in den Aufbereitungsprozess rückgeführt oder für weitere Prozesse genutzt werden (z. B. in thermischer Vorbehandlung). Die Rückführung der Brine muss so gestaltet werden, dass sie nicht zur lokalen Versalzung und Erwärmung mariner Lebensräume führt. Hierfür braucht es durchdachte technische Lösungen, wie z. B. Verdünnungssysteme oder kontrollierte Einleitung. Im Wasserhaushalt von PEM-Elektrolyseuren kann das sogenannte Drag-Water geringe Mengen an PFAS aus den Membranen enthalten. Die Systemauslegung muss daher sicherstellen, dass dieses Prozesswasser im Kreislauf verbleibt und nicht unbehandelt in die Meeresumwelt gelangt. Um belastbare Erkenntnisse zu Umweltauswirkungen und Best-Practice-Verfahren zu gewinnen, sollten diese Herausforderungen im Rahmen von geförderten Demonstrationsprojekten gezielt untersucht und dokumentiert werden. Nur so kann ein realitätsnaher Maßstab für die Bewertung von Umweltwirkungen und technischen Gegenmaßnahmen geschaffen werden. Das BSH sollte – ähnlich wie bei anderen Offshore-Technologien – klare Grenzwerte und Umweltstandards für Offshore-Elektrolyseanlagen definieren, etwa zur Brine-Konzentration, Abwärmeeinleitung und Einleitstellen. Diese Standards müssen in bestehende Genehmigungsverfahren integriert werden und Planbarkeit für Vorhabenträger schaffen. Umweltverträglichkeit sollte nicht nur genehmigungsrechtlich, sondern auch im Rahmen der Flächenvergabe eine Rolle spielen. So könnten Bieter im Rahmen der Ausschreibungen für SEN-1 und später für die Flächen in Zone 4 und 5 punkten, wenn sie über belastbare Konzepte zur Meereswasseraufbereitung, Brine-Behandlung und Abwärmenutzung verfügen. Auch Referenzen aus vergleichbaren Vorhaben (onshore/ offshore) sollten bei der Bewertung berücksichtigt werden. Die umweltgerechte Umsetzung der Meerwasserentsalzung und des Brine-Managements ist machbar – aber sie erfordert technische Sorgfalt, regulatorische Leitplanken und innovative Konzepte.

5. Welchen Zeitraum benötigen erste Offshore-Demonstrationsprojekte, um offene technologische Fragen im Realbetrieb zu untersuchen? Welcher Förderbedarf besteht? Pauschale Aussagen zum erforderlichen Zeitraum und Förderbedarf lassen sich nur bedingt treffen, da Pilot-/ Demonstrationsprojekte im Offshore-Bereich sehr unterschiedliche Ziele und technologische Schwerpunkte verfolgen können – von der reinen Elektrolysetechnologie über die Wasseraufbereitung bis hin zur Netzintegration und zum Betrieb unter rauen Offshore-Bedingungen. Entscheidend ist: Nur der Realbetrieb im Offshore-Umfeld kann die notwendigen Erkenntnisse liefern, um Technologie und Betriebssicherheit belastbar weiterzuentwickeln. Die bisher geplanten Offshore-Elektrolyse-Pilotprojekte in Deutschland könnten laut eigenen Angaben bereits unmittelbar nach dem Erhalt eines möglichen Förder- und Genehmigungsbescheids im Jahr 2026 mit dem Bau beginnen und bereits ab 2027/2028 erste Ergebnisse zu den technologischen Fragen im Realbetrieb liefern. Dabei sollte nicht nur die technische Machbarkeit, sondern auch die Resilienz der Infrastruktur sowie Umweltaspekte (z. B. Brine, Abwärme) evaluiert werden. Der konkrete Förderbedarf hängt stark von Umfang, Technologieansatz und Skalierung des Piloten ab. Einzelne Projekte könnten im zweistelligen Millionenbereich liegen, während integrierte Konzepte (z. B. mit Windpark, Plattform, Elektrolyse, Pipelineanschluss) deutlich darüber liegen. Wichtig ist in jedem Fall eine gezielte Förderung, die den Bau, Betrieb und die Auswertung unter realen Offshore-Bedingungen abdeckt, nicht nur Forschungsprojekte im Laborumfeld. Daher – und um offene technologische Fragen vollumfänglich im Realbetrieb zu klären – sollte Deutschland möglichst zeitnah auch Demonstratoren von Offshore-Wasserstoffproduktion im industriellen Maßstab umsetzen, d. h. Projekte >250 MW. Diese liefern Erkenntnisse und Validierung von integrierten Konfigurationen über die Technologien hinweg (Offshore-Wind, Elektrolyse und Transport). Dies könnte über eine zügige Ausschreibung im SEN-1-Bereich erfolgen. Während die zugrunde liegenden Technologien (Offshore-Wind, Elektrolyse und Transport) jeweils gut etabliert sind, führt ihre Kombination in einem Offshore-Umfeld im industriellen Maßstab zu komplexen Schnittstellen und Fragestellungen zur kommerziellen Umsetzbarkeit, die getestet werden müssen. Daher sollten demonstrationsnahe Realprojekte im Rahmen der SEN-1-Ausschreibung realisiert werden, sofern kombinierte Anschlusskonzepte (Strom und Wasserstoff) regulatorisch zugelassen sind. Weitere detaillierte Angaben befinden sich im Anhang zu dieser Stellungnahme oder sind aus dem BMWE vorliegenden Projektanträgen entnehmbar.

6. Welche Kapazität müssten entsprechende H2-Pipelines übertragen können? Ist ein vermaschtes System sinnvoll? Welche Herausforderungen stellen sich bei H2-Pipelines in Bezug auf grenzüberschreitende Verbindungen, parallelem Abtransport und Anschluss von ausländischem Wasserstoffexport und Offshore-Elektrolyse bzw. Sicherheit? Welche weiteren Herausforderungen sind zu beachten?

Für eine wirtschaftlich tragfähige Offshore-Wasserstoffinfrastruktur sind Wasserstoff-Pipelines mit Transportkapazitäten im Gigawattbereich (z. B. AquaDuctus in DE, HyOne in NL) erforderlich. Einzelleitungen mit mehreren GW sind notwendig, um Skaleneffekte der Offshore-Elektrolyse zu heben. Um dies effizient zu gestalten, sollte der Gesetzgeber eine gesetzlich verankerte Mindestkapazität für Offshore-Wasserstoff-Produktion und Transport definieren, welche sich am Ausbauplanung des Kernnetzes orientiert. Nur so können Skaleneffekte bei Elektrolyse, Pipelinebau und Kompression frühzeitig angestoßen werden. Weiterhin ist es bei der anstehenden Fortschreibung des FEP in Jahr 2026 durch das BSH essenziell, dass Änderungen im WindSeeG – insbesondere zur Zulassung kombinierter Anschlusskonzepte – zeitnah gesetzlich verankert werden. So können in den Zonen 4 und 5 planerische Optionen für eine integrierte Offshore-Wasserstoffinfrastruktur berücksichtigt werden. Das BSH sollte daher entweder regulatorische Entwicklungen antizipieren oder durch eine klare Weisung des BMWE dazu befähigt werden. Offshore Energy Hubs (z. B. auf Energieinseln) bieten darüber hinaus die Chance, Offshore-Wasserstoff kosteneffizient zu bündeln und systemdienlich in die europäische Infrastruktur einzuspeisen. Sie schaffen eine festlandsäquivalente Umgebung auf See, in der Strom- und Wasserstoffflüsse integriert geplant und betrieben werden können. Durch die Bündelung mehrerer Elektrolyse- oder Windanlagen an einem Hub entstehen ökonomische Skaleneffekte in der Erzeugung, Umwandlung und Verdichtung des Wasserstoffs. Sie ermöglichen zudem die Entwicklung eines vermaschten Wasserstoff-Backbones („meshed grid“), in dem Energie aus mehreren Ländern gebündelt, gehandelt und flexibel verteilt werden kann. In einem vermaschten System müssen allerdings technologische Herausforderungen wie Offshore-Kompression und Druckmanagement frühzeitig geplant werden. Wasserstoff muss bereits auf See auf ein geeignetes Druckniveau gebracht werden, um kosteneffizient per Pipeline transportiert zu werden. Das Drucklevel in der Pipeline muss dabei auf Netzkompatibilität, Sicherheitsanforderungen und Spezifikationen des Einspeisepunkts abgestimmt sein. Diese Technologien sind im Offshore-Kontext noch zu skalieren und erfordern gezielte internationale Koordination der nationalen Infrastrukturprojekten. Wasserstoff erfordert besondere Anforderungen in Bezug auf Leckageprävention, Materialkompatibilität, Notfallabschaltungen und Monitoring insbesondere unter Offshore-Bedingungen. Parallelität von Transportwegen: Strom- und Wasserstoffleitungen müssen räumlich und planerisch koordiniert werden, was wiederum durch kombinierte Anschlusskonzepte unterstützt wird. Weiterhin erhöhen Meshed Grids die Robustheit des Energiesystems durch Redundanzen und flexible Ausweichrouten bei Störungen. Ein vermaschtes Offshore-System ist nicht nur sinnvoll. Es ist essenziell für einen resilienten, effizienten und integrierten europäischen Wasserstoffhochlauf. Weiterhin kann so das sog. „Linepacking“ in Wasserstoffleitungen genutzt werden. Dieses bietet aus systemtechnischer Sicht erhebliche Flexibilitätsvorteile, ist aber aus werkstofftechnischer Sicht eng mit dem Thema Ermüdungsrisswachstum verknüpft. Durch die bewusste Ausnutzung des Druckbereichs zwischen Mindest- und Höchstbetriebsdruck wird die Leitung als temporärer Speicher („Gasbatterie“) genutzt. Dies führt zwangsläufig zu zusätzlichen Druckschwankungen und damit zu zyklischer Spannungsbeanspruchung der

Rohrwand. Für Stahlleitungen in 100% Wasserstoff bedeutet dies, dass nicht nur die klassische Druckwechselermüdung zu berücksichtigen ist, sondern auch wasserstoffunterstütztes Ermüdungsrisswachstum. Wasserstoff kann die Rissspitzenzone verspröden, die Rissfortschrittsraten erhöhen und so die Lebensdauer gegenüber reinem Erdgasbetrieb deutlich reduzieren. Eine einfache Übernahme von Bemessungsregeln aus Erdgasnetzen ist daher nicht ausreichend. Im Rahmen der Auslegung eines Offshore-Wasserstoffpipelinesystems muss die geplante Linepack-Nutzung explizit in die Ermüdungsbemessung einfließen. Dazu gehört eine realistische Abschätzung der Anzahl und Amplitude der Druckzyklen (Betrieb, Fahrweise von Elektrolyseuren, Netzengpässe) sowie die Bewertung des Risswachstums unter Wasserstoffeinfluss auf Basis geeigneter Werkstoffkennwerte (da/dN-Kurven in Wasserstoff). Sicherheitsbeiwerte und Inspektionsintervalle sind entsprechend anzupassen. Aus betrieblicher Sicht bedeutet dies, dass der verfügbare Linepack-Spielraum nicht allein nach systemischer Flexibilität (z. B. Intraday-Speicherung) optimiert werden darf, sondern immer im Spannungsfeld zwischen Flexibilitätsgewinn und zusätzlicher Ermüdungsbeanspruchung steht. Ein konservatives Management von Mindestdruck, maximaler Druckhubgröße und Fahrweise der Verdichter trägt dazu bei, das Risiko beschleunigten Ermüdungsrisswachstums zu begrenzen. Für Offshore-Leitungen mit großen Längen und schwieriger Zugänglichkeit ist eine solche integrale Betrachtung von Linepacking und Ermüdung essenziell für ein akzeptables Lebensdauerrisiko. Grenzüberschreitende (Offshore-)Wasserstoff-Infrastruktur ist keine Zukunftsmusik – sie wird bereits konkret vorbereitet, etwa durch gemeinsame Vorhaben zwischen Deutschland, Dänemark und den Niederlanden. Regulatorisch ist jedoch eine kohärente, integrierte Strom- und Wasserstoffregulierung erforderlich. Diese sollte zügig geschaffen werden. Ein erster Meilenstein wäre das North Sea Summit 3 am 26. Januar in Hamburg. Ziel muss ein europäisch harmonisierter Rechtsrahmen sein, der Offshore-Wasserstoff-Produktion, -Transport und - Abnahme als integriertes Gesamtsystem denkt.

B. Kosten / Finanzierung 1. Welche Kosten sind für die Erzeugung von Wasserstoff auf See zu erwarten und welche Kosten für Transport auf See und an Land? Inwieweit sind mit der Offshore-Elektrolyse gegenüber der Onshore-Elektrolyse Mehrkosten (für Instandhaltung, Infrastruktur, Wasserentsalzung, weiteres Equipment vs. Kostensenkungen durch höhere Auslastung und Systemintegration etc.) verbunden? Die Kosten für die Wasserstofferzeugung auf See – insbesondere für langfristige Betrachtungen – sind derzeit noch mit erheblichen Unsicherheiten behaftet, da es bislang keine industriellen Referenzanlagen unter Offshore-Bedingungen gibt. Angaben zu absoluten Produktionskosten sind daher hochgradig spekulativ. Entscheidender für den Planungsprozess ist allerdings nicht die absolute Höhe der Kosten, sondern der relative Kostenvergleich zwischen Offshore- und Onshore-Elektrolyse. Hier zeigen mehrere Studien, dass die Elektrolyse auf See immense Kosteneinsparungen durch den reduzierten Stromnetzausbau liefert und zeitgleich den Offshore-Wind-Betreibern eine weitere kalkulierbare Einnahmequelle in Form von Wasserstoff schafft. Eine belastbare Herangehensweise zur Schätzung des Aufschlags bei Offshore-Elektrolyse findet sich in der E-Bridge-Studie “Bewertung von Anschlusskonzepten für weit entfernte Offshore-Windgebiete in der deutschen Nordsee für eine effiziente Energiewende”. Dort wird auf Basis von Angaben erfahrener Offshore-Wind-Betreiber ein Kostenaufschlag von rund 70 %8 gegenüber Onshore-Elektrolyseanlagen in den Jahren nach 2035 angenommen. Dieser Aufschlag reflektiert insbesondere höhere Wartungs- und Instandhaltungskosten, die notwendige Offshore-Meerwasserentsalzung, die bauliche Komplexität und zusätzliche Sicherheitsanforderungen auf See. Voraussetzung dafür ist der koordinierte und stufenweise Hochlauf der Technologie. Gleichzeitig zeigt eine weitere Studie von Frontier Economics, dass Offshore-Elektrolyse auch bei einem Aufschlag von bis zu 100 % 9 gegenüber Onshore-Elektrolyse wirtschaftlich sinnvoll ist, sofern die höheren Auslastungen (z. B. > 5.000 h/a) und die Systemintegrationseffekte durch kombinierte Anschlusskonzepte realisiert werden. Die Kosten für den Wasserstofftransport – sowohl offshore als auch onshore – sind kein rein hypothetischer Faktor, sondern im Regulierungsrahmen bereits berücksichtigt: Diese werden über das Hochlaufentgelt für das Wasserstoff-Kernnetz (inkl. Offshore-Anbindungen) abgedeckt und sind öffentlich zugänglich über die Bundesnetzagentur 10 abrufbar. Diese Netzentgelte beinhalten u. a. den Aufbau und Betrieb der Offshore-Pipeline AquaDuctus. Zusätzliche Transportkosten für Offshore-Wasserstoff entstehen demnach nicht isoliert, sondern sind systemisch integriert. Entscheidend für die Entwicklung wettbewerbsfähiger Offshore-Wasserstoffkosten ist nicht nur technischer Fortschritt, sondern auch eine gezielte politische Rahmensetzung, insbesondere: Förderung von Demonstrationsprojekten, SEN-1-Ausschreibungen und die Zulassung kombinierter Anschlusskonzepte, die gleichzeitige Nutzung von Strom und Wasserstoffinfrastruktur ermöglichen und damit Kosten senken. Mit gezielter Förderung und intelligenter Ausschreibungsarchitektur können diese Unsicherheiten und vermeintliche Mehrkosten schrittweise reduziert und skaliert werden. Bezüglich der technischen Umsetzung zeigt die Studienlage, dass bei einer Offshore-Wasserstoffproduktion über 1-GW erhebliche Kosteneinsparungen möglich sind, wenn die Produktion auf „Offshore Energy Hubs“ ermöglicht wird.11

2. Sind Erzeugung und Transport bei den aktuellen Marktpreisen für Wasserstoff refinanzierbar? Welcher Förderbedarf besteht? Bei den heutigen Marktbedingungen ist eine vollständige Refinanzierung von Offshore-Wasserstoffprojekten ohne gezielte Förderung aktuell nicht möglich. Allerdings ist dies – wie auch bei Offshore-Wind in der Anfangsphase – kein Widerspruch zur langfristigen wirtschaftlichen Perspektive der Technologie. Die heutigen Marktpreise für Wasserstoff spiegeln weder die tatsächlichen volkswirtschaftlichen Vorteile noch die mittelfristig zu erwartende Marktentwicklung wider. Die Preisspanne für Wasserstoff ist derzeit sehr breit und abhängig von vielen externen Faktoren wie CO₂-Preis, fossilen Alternativen, geopolitischer Lage, industrieller Nachfrage und regulatorischen Rahmenbedingungen. Eine verlässliche Marktpreisbasis für Investitionsentscheidungen existiert derzeit nicht. Ein belastbarer Marktpreis für grünen Wasserstoff – insbesondere aus Offshore-Wind – existiert derzeit nicht. Die Unsicherheiten rund um die Ausgestaltung und Anerkennung von RFNBO-Kriterien sowie fehlende Abnahmeverträge mit klar definierten Zahlungsbereitschaften („Willingness to Pay“) erschweren eine bankfähige Refinanzierung erheblich. Gerade für großskalierte Offshore-Projekte besteht daher ein struktureller Förderbedarf. Neben Förderinstrumenten für Erzeugung und Abnahme ist insbesondere der Aufbau eines funktionierenden Wasserstofftransportsystems („Midstream“) entscheidend für die Bankability. Die Rolle unabhängiger Midstream-Akteure – wie im Impulspapier von BET und SEFE dargelegt12 – sollte regulatorisch gefördert werden, um Investitionssicherheit und funktionierende Schnittstellen zwischen Erzeugung und Nachfrage zu schaffen. Da die Kosten derzeit nicht vollständig refinanzierbar sind, ist eine initiale Förderung notwendig. Die Erzeugung von Wasserstoff auf See sowie dessen Transport über H₂-Pipelines ist aktuell ohne staatliche Anschubfinanzierung nicht wirtschaftlich. Eine “Dauerförderung” wird jedoch nicht angestrebt – vielmehr geht es darum, über eine gezielte Förderung den notwendigen Markthochlauf und Kostendegressionen zu ermöglichen. Der Fokus sollte auf der Systemintegration und Skalierung liegen, nicht auf kurzfristigen Preisvergleichen. Damit kann Offshore-Wasserstoff mittel- bis langfristig einen tragenden Beitrag zur Energiewende leisten – wirtschaftlich, ökologisch und versorgungssicher. Hinzu kommt, dass es bislang kaum marktwirksame Anreize auf der Nachfrageseite gibt, insbesondere für die Abnahme von Wasserstoff aus Offshore-Erzeugung. In der Folge ist eine wirtschaftliche Refinanzierung von Offshore-Wasserstoffprojekten – einschließlich Transportinfrastruktur – derzeit ohne gezielte Förderung nicht darstellbar. Kostendegression setzt allerdings Skalierung voraus: Wie bei Offshore-Wind zeigt sich, erst durch schrittweisen Ausbau und industrielle Skalierung sinken die Kosten signifikant. Diese Entwicklung kann auch bei Offshore-H₂ erwartet werden insbesondere durch serielle Fertigung von Elektrolyseuren, optimierte Offshore-Plattformdesigns (inklusive Offshore-Hubs), Lernkurveneffekte in Betrieb und Wartung. Förderung ist daher ein Hebel für Skaleneffekte, nicht dauerhaftes Substitut für Markterlöse. Eine rein isolierte Betrachtung von Offshore-H₂ greift außerdem zu kurz. Entscheidend ist die Rolle der Offshore-Elektrolyse als Enabler für sektorübergreifende Systemintegration. Überschüssiger, abgeregelter oder besonders günstiger Strom aus Offshore-Wind kann durch Elektrolyse in Wasserstoff umgewandelt und zeitlich sowie räumlich flexibel nutzbar gemacht

12 werden. Dies trägt zur Netzentlastung, Versorgungssicherheit und Klimaneutralität bei. Eine Annahme für die Kostenentwicklung des Wasserstoffs (onhsore und offshore) ergibt sich aus der Studie zu Wasserstoff-Erzeugungskosten vom Öko-Institut und Deloitte aus Juni 2025. Hier sind Wasserstoffproduktionskosten von unter 3 €/kg (ca. 90 €/MWh)13 veranschlagt, sodann systemintegrierte Strompreise genutzt werden. Auch Offshore-Wind ist ohne Förderung nicht entstanden. Die Offshore-Windenergie war in der Anfangsphase auf umfassende Förderung angewiesen, hat aber heute in vielen Märkten nahezu Marktreife erreicht. Offshore-H₂ kann eine vergleichbare Entwicklung durchlaufen, sofern heute die richtigen politischen Weichen gestellt werden.

3. Welche Vorteile bieten Geschäftsmodelle, die auf eine kombinierte Vermarktung von Strom und Wasserstoff abzielen? Bitte beschreiben Sie den Business Case. Geschäftsmodelle mit kombinierten Anschlusskonzepten (Strom + Wasserstoff) ermöglichen Offshore-Windparkbetreibern die parallele Vermarktung von Strom und Wasserstoff. Damit entsteht eine zweite Erlössäule neben dem klassischen Stromverkauf. Diese zusätzliche Einnahmequelle durch die H₂-Erzeugung erhöht die Wirtschaftlichkeit und Resilienz eines Projekts – insbesondere bei schwankenden Strompreisen oder Netzeinschränkungen14. Solche Modelle leisten einen aktiven Beitrag zur echten Marktintegration, wie sie auch im Zusammenhang mit dem Monitoringbericht des BMWE gefordert wird. 15 Statt starrer Einspeisung ins Netz kann flexibel zwischen Strom- und Wasserstoffproduktion gewechselt werden – je nach Netzsituation und Marktlage. Die E-Bridge-Studie sowie die Frontier-Economics-Studie 16 im Auftrag von AquaVentus zeigen klar: Kombinierte Anschluss- und Vermarktungskonzepte sind wirtschaftlich attraktiv, da sie höhere Vollbenutzungsstunden und Flexibilität ermöglichen. Dadurch werden Herausforderungen durch zunehmende Niedrigpreis- und Negativpreisstunden – insbesondere für Betreiber von Offshore-Windparks, ausgeglichen. Basierend auf den Strompreisprognosen für Deutschland der Beratungsgesellschaft AFRY werden ab dem Jahr 2040 etwa 9 % aller Produktionsstunden unter 0,02 EUR/MWh liegen17. Diese Zahlen beziehen sich auf das Strommarktsystem und darauf das die Korrelation zwischen niedrigen Strommarktpreisen und Offshore-Windstromproduktion sehr hoch sein wird. Dies erschwert es zwangsläufig einen wirtschaftlichen Anreiz für die Stromabnahme ohne staatliche Unterstützung, z. B. über CfDs oder attraktive PPA-Verträge, darzustellen. Die Einführung der Wasserstoffproduktion in den Offshore-Wind-Business Case kann somit eine attraktive Wertsteigerung für das gesamte System darstellen. Der Offshore-Windpark kann Strom zu hohen Preisen entweder über CfD-unterstützte Mechanismen oder über PPA-Verträge verkaufen und gleichzeitig Einnahmen aus Elektrolyseuren in Niedrigpreisstunden erzielen.

Durch die Platzierung der Elektrolyse nahe der Erzeugungsanlage („behind the meter“) wird Offshore-Windstrom, der ansonsten an Land transportiert werden müsste, effizient genutzt. Offshore-Wasserstoffproduktion ist besonders sinnvoll, wenn Strom über 100-150 km vom Festland transportiert werden müsste18. Die Netzeinsparungen an Land und offshore ergeben sich aus der Möglichkeit, Offshore-Wind- und Elektrolysekapazitäten im Vergleich zur HGÜ-Verbindung „überzudimensionieren“. Dadurch wird die HGÜ-Leitung besser ausgelastet und das Onshore-Netz muss nicht auf Spitzenlaststunden ausgelegt werden, sondern kann für eine gleichmäßigere Produktion aus dem Offshore-Windpark geplant und gebaut werden. Durch zusätzliche Einnahmepfade und Flexibilität sinkt das sozio-ökonomische Investitionsrisiko – was wiederum den notwendigen Förderbedarf reduzieren wird. Allerdings ist hierfür notwendig, dass die Einsparungen so allokiert werden, dass Offshore-Windparkbetreiber den Anreiz haben die Offshore-Elektrolyse auszubauen, damit ein privatwirtschaftlicher Anreiz für Offshore-Windparkbetreiber entsteht den Elektrolyseur offshore zu installieren. Perspektivisch können sogar auch Offshore-H₂-Projekte im gleichen Förderegime mit Onshore-Projekten konkurrieren, was die Komplexität in der Förderlandschaft reduziert, wie bspw. Bei der stockenden Ausschreibung für systemdienliche Elektrolyseure nach § 96.9 Windenergieauf-See-Gesetz. Auch hier werden kombinierte Geschäftsmodelle im Onshore-Bereich die Lücke schließen – durch marktdienliche, technisch realistische und wirtschaftlich tragfähige Strukturen. Zusätzlich könnten ungenutzte Mengen aus Onshore-Wind- und PV-Anlagen vermeidlich in Offshore-Elektrolysehubs verwertet werden, sofern diese aufgrund geringer Windverfügbarkeit freie Kapazitäten haben 19 . Voraussetzung dafür ist eine bidirektionale Transport- und Umwandlungsmöglichkeit, welche erst durch kombinierte Anschlusskonzepte ermöglicht werden.

4. Wie viele Betriebsstunden sind für einen wirtschaftlichen Betrieb erforderlich? Kann ein Geschäftsmodell auch auf Strommengen basieren, die einer Spitzenkappung unterliegen? Ein Geschäftsmodell, das ausschließlich auf spitzengekappte Strommengen ausgerichtet ist, erscheint derzeit wirtschaftlich nicht tragfähig. Für einen wirtschaftlichen Betrieb von Elektrolyseuren – insbesondere im Offshore-Bereich – ist eine hohe Anzahl an Vollbenutzungsstunden (Betriebsstunden) vorteilhaft. Laut der Studie von Frontier Economics im Auftrag von AquaVentus kann eine Elektrolyseur-Auslastung von rund 60 % erzielt werden, wenn eine Marktintegration erfolgt20. Das entspricht etwa 5.000 bis 5.300 Stunden pro Jahr – deutlich mehr als durch reine Spitzenkappung von 20% erreichbar wäre. Eine reine Nutzung von Strommengen, die aus der Spitzenkappung stammen, reicht demnach nicht aus, um ein tragfähiges Geschäftsmodell für die Wasserstoffproduktion aufzubauen. Diese Strommengen fallen volatil und unplanbar an und die daraus resultierende geringe Auslastung der Elektrolyseure führt zu hohen spezifischen Produktionskosten sowie einem hohen Kapitalbindungsrisiko. Eine Überdimensionierung der Offshore-Windkapazität im Verhältnis zur HGÜ-Kapazität ist Teil der Konfiguration einer Offshore-Sektorenkopplung sein. Das genaue Maß dieser Überdimensionierung hängt von der Konfiguration der Offshore-Sektorenkopplung ab, wird jedoch deutlich größer sein als bei einem reinen Strom-Overplanting-Szenario. Ein zukunftsfähiges Geschäftsmodell muss daher auf Systemintegration setzen über bidirektionale Stromanschlüsse, die eine flexible Nutzung von Stromüberschüssen erlauben, die Anbindung an Offshore-Hubs oder Energieinseln, die Strom und Wasserstoff bündeln und bedarfsgerecht verteilen können, sowie kombinierte Anschlusskonzepte, die eine flexible Wahl zwischen Strom- und Wasserstoffvermarktung ermöglichen. Diese Ansätze ermöglichen nicht nur eine höhere technische Auslastung der Elektrolyseure, sondern auch eine marktintegrierte Nutzung des erzeugten Wasserstoffs – ein zentrales Kriterium für Wirtschaftlichkeit und Skalierung.

C. Planung & Regulierung 1. Ab wann sollten Flächen für Offshore-Elektrolyse im sonstigen Energiegewinnungsbereich SEN-1 ausgeschrieben werden? Wann sollten ggf. weitere Flächen zur Wasserstofferzeugung ausgeschrieben werden? Der SEN-1-Bereich sollte bereits ab 2027 ausgeschrieben und als erste Fläche für Offshore-Elektrolyse genutzt werden, in schrittweiser und gestufter Form. Eine Teilflächen-Ausschreibung erlaubt es, weitere Demonstratoren mit industriellem Anspruch umzusetzen und wichtige Erfahrungen für Planung, Genehmigung, Bau und Betrieb unter Offshore-Bedingungen zu sammeln. Diese gestufte Vergabe unterstützt eine erprobungsbasierte, skalierbare Entwicklung – analog zum technologischen Dreisprung aus dem AquaVentus-Konzept (Demonstration – Skalierung – Integration). Daher sollte der SEN-1-Bereich als erste, gestuft ausgeschriebene Testfläche erhalten bleiben – im Sinne des AquaVentus-Dreisprungs. Die Ergebnisse der geplanten Demonstrationsprojekte sollten eng mit der weiteren Flächenentwicklung verzahnt werden. Nichtsdestotrotz sollten zusätzliche SEN-Bereiche in den weiter entfernten Zonen 4 und 5 sollten bereits heute im Flächenentwicklungsplan (FEP) berücksichtigt werden. Deren Ausschreibung könnte schon wenig später zur ersten SEN-1-Fläche, bereits ab 2030, erfolgen. Das schafft frühzeitig Planungssicherheit für Investoren und erlaubt eine gezielte Vorbereitung (Netz, Logistik sowie Kooperationen). Diese Flächen sollten ebenfalls auf kombinierte Anschlusskonzepte (Strom + H₂) ausgerichtet werden und in räumlicher Nähe mit der geplanten AquaDuctus-Pipeline liegen. Mit Blick auf die anstehende Fortschreibung des FEP im Jahr 2026 durch das BSH ist es essenziell, dass Änderungen im WindSeeG – insbesondere zur Zulassung kombinierter

Anschlusskonzepte – zeitnah gesetzlich verankert werden. Andernfalls besteht das Risiko, dass in den Zonen 4 und 5 keine planerischen Optionen für eine integrierte Offshore-Wasserstoffinfrastruktur berücksichtigt werden. Das BSH sollte daher entweder regulatorische Entwicklungen antizipieren oder durch eine klare Weisung des BMWE dazu befähigt werden. Neben einer direkten Ausschreibung für Elektrolyseure könnte der SEN-1-Bereich auch als Optimierungsfläche für umliegende Windparks genutzt werden – z. B. durch gezielte Umwandlung von Überschussstrom im Falle von Abregelungen zu Wasserstoff. Voraussetzung dafür sind regulatorisch zulässige kombinierte Anschlusskonzepte. Offshore-Windparkbetreiber könnten die Verbindung zur zentralen Elektrolyse selbst planen und herstellen. Die bisherige strikte Trennung zwischen Windflächen/-gebieten einerseits und SEN-Bereichen andererseits wird in der Praxis zunehmend obsolet. Entscheidend ist künftig, welche Infrastruktur wo entsteht – nicht, wie eine Fläche ursprünglich klassifiziert war. Auch in klassischen Windflächen in räumlicher Nähe zu AquaDuctus sollten kombinierte Strom- und Wasserstofflösungen ermöglicht werden, wenn dies technisch sinnvoll und systemdienlich ist.

2. Welche Konzepte sind für die Offshore-Wasserstofferzeugung zukünftig denkbar? Die zukünftige Offshore-Wasserstofferzeugung sollte technologieneutral, systemdienlich und marktintegriert gedacht und aufgesetzt werden. Entscheidend ist, dass verschiedene Konzepte ermöglicht, erprobt und anschließend skaliert werden – eingebettet in eine industrielle Roadmap und einen langfristigen Infrastrukturausbau. Ein zukunftsweisendes Konzept sind Offshore Energy Hubs bzw. Energieinseln, auf denen Elektrolyseure in großem Maßstab betrieben werden können, Infrastruktur gebündelt wird (Wind, Strom, Wasserstoff, ggf. CO₂) und Systemvorteile entstehen (Netzentlastung, Flexibilität, Versorgungssicherheit). Diese Hubs schaffen eine festlandsähnliche Umgebung auf See, in der unterschiedliche Technologien modular kombiniert und mit europäischen Partnern vernetzt werden können – insbesondere im Kontext eines vermaschten europäischen Offshore-Netzes. Der SEN-1-Bereich bietet die Möglichkeit, erste Projekte zu realisieren und gleichzeitig technologische und regulatorische Erfahrungen zu sammeln. Eine schrittweise Ausschreibung in Teilflächen erlaubt es, Demonstratoren mit industriellem Anspruch umzusetzen. Kombinierte Anschlusskonzepte (Strom + Wasserstoff) sollten explizit ermöglicht werden, um flexible Marktteilnahme und sektorübergreifende Integration sicherzustellen. Zukünftige Konzepte sollten bewusst technologieneutral gehalten werden. Diese Vielfalt ermöglicht es, je nach Standort, Tiefe, Entfernung zur Küste und Netzsituation jeweils das effizienteste Modell umzusetzen. Die Flächenvergabe für zukünftige Projekte sollte eng mit der Planung der Offshore-Wasserstoff-Infrastruktur (AquaDuctus) verknüpft werden. Nur durch diese Korrelation zwischen Flächenentwicklung und Transportinfrastruktur lassen sich die Kosten senken, Risiken minimieren und Investitionssicherheit schaffen. Auch weitere SEN-Bereiche in Zone 4 und 5 sollten im Flächenentwicklungsplan (FEP) frühzeitig identifiziert werden.

3. Welche genehmigungsrechtlichen Fragen stellen sich aus Betreibersicht für die Gesamtprojekte und welche Anpassungen des Windenergie-auf-See-Gesetzes wären aus Branchensicht erforderlich? Für die Umsetzung von Offshore-Wasserstoffprojekten ist aus Sicht der Branche eine zentrale Voraussetzung, dass kombinierte Anschlusskonzepte aus Seekabeln und Wasserstoffpipelines – also Strom- und H₂-Infrastruktur in einem Projekt – rechtlich explizit zugelassen werden. Eine klarstellende Anpassung im Zuge der anstehenden Novellierung ist erforderlich, um Investitionssicherheit zu schaffen – insbesondere für Projekte im SEN-1-Bereich und geeigneten Windflächen darüber hinaus. Der AquaVentus Förderverein kann hierfür konkrete Formulierungsvorschläge für die Gesetzesnovelle zur Verfügung stellen. Ein zentrales genehmigungsrechtliches Thema für Betreiber betrifft demzufolge die Frage nach der Entscheidungshoheit über die Nutzung der erzeugten Energie. Darf der Offshore-Windparkbetreiber selbst marktintegriert entscheiden, ob der erzeugte Strom eingespeist oder vor Ort zu Wasserstoff umgewandelt wird? Oder gibt es restriktive Vorgaben durch Netzbetreiber, Regulierungsbehörden oder Gesetzgeber? Aus Sicht der Branche ist eine flexible, marktorientierte (strompreisabhängige) Betriebsweise essenziell: Nur so lassen sich wirtschaftliche Geschäftsmodelle realisieren, die Kosteneinsparungen in der Energieinfrastruktur heben und strompreisgeführte Systemdienlichkeit gewährleisten. Daher schlägt AquaVentus die folgenden konkreten Anpassungen im WindSeeG als vier Maßnahmenbündel vor: (1) Ausbauziele für Elektrolyse (Sonstigen Energiegewinnungsanlagen gemäß Sonstige-Energiegewinnungsbereiche-Verordnung – SoEnergieV) und Umsetzung im FEP Gemäß dem WindSeeG sind die zur Erreichung des Ausbauziels (70 GW bis 2045) relevanten Offshore Windenergieanlagen an das Stromnetz anzuschließen (§ 1 Abs. 2 WindSeeG), d.h. Offshore Windenergieanlagen, die an Offshore-Elektrolyseure, aber nicht an das Stromnetz angeschlossen sind, werden nicht auf das 70-GW-Ziel angerechnet. Um einen optimierten Ausbau der Offshore-Windenergie zu erreichen, der die Investitions- und Systemkosten senkt und zu einer effizienten Nutzung der verfügbaren Flächen beiträgt, sollten Ziele für die optimierte Offshore-Wasserstoffproduktion in der deutschen AWZ festgelegt werden. Beispielsweise könnten 10 GW Offshore Wasserstoffproduktionskapazität durch Elektrolyseure (Sonstigen Energiegewinnungsanlagen) bis spätestens 2045 als Ziel formuliert werden, sowie Offshore Windenergieanlagen, die (auch) an Offshore Elektrolyseure angeschlossen sind, dem bestehenden Ausbauziel für Offshore Windenergie zugerechnet werden. Diese Ziele wären im WindSeeG zu regeln und sodann im FEP umzusetzen. (2) Einführung von kombinierten (hybriden) Anbindungskonzepten, d.h. Netzanschluss für Offshore-Elektrolyseure und Einführung von Sektorenkopplungsausschreibung Der Stromanschluss von Elektrolyseuren zur Offshore Wasserstoffproduktion sollte gesetzlich zugelassen werden. Dadurch entsteht die Flexibilität, je nach Stromnachfrage und -angebot Strom in das Netz einzuspeisen oder Strom aus dem Netz zur Wasserstoffproduktion zu entnehmen. Der Stromnetzanschluss von Elektrolyseuren trägt dazu bei, die Effizienz des bestehenden Energiesystems zu steigern, da weniger Übertragungseinrichtungen effizienter

(durch höhere Auslastung 21 ) genutzt werden und die Abregelung von Offshore Erzeugungsanlagen reduziert wird. Dies wiederum führt zu niedrigeren Energiekosten für Verbraucher. Wir schlagen daher vor, dass künftige Ausschreibungen für Offshore-Windenergieanlagen in Zone 4 und 5 in Form von sog. „Sektorenkopplungsausschreibungen“ erfolgen, d.h. dass künftige Offshore Windenergieanlagen sowohl (wenn auch nur mit einem Anteil ihrer Kapazität) an das Stromnetz, als auch an Offshore Elektrolyseure angeschlossen werden können. Ein solches kombiniertes (hybrides) Anbindungskonzept kann dazu beitragen, den künftigen Bedarf an grünem Wasserstoff anteilig zu befriedigen und das Kostensenkungspotential im Offshore-Netz zu heben. Weiterhin wird damit die Forderung im aktuellen Koalitionsvertrag umgesetzt. (3) Klarstellung technologieneutraler Nutzbarkeit Um eine kosteneffiziente Offshore Wasserstofferzeugung zu fördern, sollte der neue Rechtsrahmen eine Klarstellung enthalten, dass die bauliche Umsetzung von Offshore-Elektrolyseuren technologieneutral erfolgen kann. Marktteilnehmern wird so ermöglicht, die kosteneffizienteste Lösung für die Wasserstofferzeugung an dem jeweiligen Standort zu entwickeln. Wir schlagen daher vor, das WindSeeG klarstellend dahingehend zu ergänzen, dass Offshore-Elektrolyseure auch auf künstlichen Inseln errichtet werden können. (4) Anpassung zur rechtssicheren Umsetzung der AquaDuctus-Pipeline Für die Wasserstoffpipeline AquaDuctus bestehen derzeit rechtliche Unsicherheiten im WindSeeG, da es nur auf den Abschnitt zur Anbindung von SEN-1 anwendbar ist, nicht aber auf den weiterführenden Importabschnitt in der AWZ. Die Pipeline erfüllt jedoch eine Doppelfunktion – Anbindung und Import – was derzeit zwei Genehmigungsregime notwendig macht (WindSeeG und Bundesberggesetz (BbergG)). Diese Aufspaltung ist nicht sachgerecht und könnte zu Verzögerungen führen. Um die Planungssicherheit zu erhöhen und Verfahren zu beschleunigen, sollte das WindSeeG so angepasst werden, dass es auch auf grenzüberschreitende Importleitungen und den gesamten Verlauf von AquaDuctus in der AWZ anwendbar ist. Dazu gehören Änderungen im Anwendungsbereich (§ 1 WindSeeG) und die Gleichstellung der Transportinfrastruktur mit Windparks und Anbindungsleitungen im Sinne des überragenden öffentlichen Interesses. Zudem sollte das Bundesverwaltungsgericht als erstinstanzliche Zuständigkeit für Genehmigungsverfahren dieser Infrastruktur festgelegt werden – analog zu anderen Leitungsbauvorhaben.

#### D. Skalierung 1. Wie müsste der stufenweise Ausbau der Offshore-Elektrolyse unterstützt und politisch flankiert werden, um mittelfristig eine industrielle Skalierung zu ermöglichen?

Der erfolgreiche Ausbau der Offshore-Elektrolyse erfordert eine systematische und politisch flankierte Hochlaufstrategie, die sich am technologischen Dreisprung orientiert, wie er z. B. in der E-Bridge-Studie (Abbildung 42, S. 73) dargestellt ist.22 In der Demonstrationsphase (T₀– T₀+5 Jahre) findet der Start mit 1–3 Pilotprojekten statt, um den Betrieb unter realen Offshore-Bedingungen zu testen. Ziele sind die Erprobung technischer Schnittstellen, Wasseraufbereitung, Betriebssicherheit, Wartung und Netzintegration des Offshore-Elektrolyseurs. Dafür erforderlich sind eine gezielte Projektförderung und regulatorische Freiräume (Genehmigung, Umweltstandards, Marktintegration). Danach erfolgt die Skalierungsphase SEN-1 (T₀+6–10 Jahre) mit SEN-1 als erste großskalierte Ausschreibung von Offshore-Elektrolyse in Kombination mit Offshore-Wind. Das Ziel muss es sein den Aufbau von 1 GW Elektrolysekapazität als Baustein eines industriellen Hochlaufs zu etablieren. Dies erfordert eine klare Flächenzuweisung mit kombinierten Anschlusskonzepte und geeignete Förderinstrumenten. Für den Markthochlauf und die Marktintegration (ab T₀+10 Jahre) sind Ausschreibungen weiterer Flächen (in Zone 4 oder 5) und der parallele Ausbau der Infrastruktur (AquaDuctus) notwendig. Solch Ausschreibungen können schon zeitnah erfolgen und in Kombination mit der Flächenzuteilung in Zone 4 erfolgen. Für die Umsetzung des technologischen Dreisprungs – dem Fahrplan zur stufenweisen Skalierung der Offshore-Wasserstoffproduktion – ist es essenziell, dass die ersten beiden Schritte politisch flankiert und gezielt unterstützt werden. Sowohl die Pilotprojekte (Schritt 1) als auch die Demonstratoren im SEN-1-Bereich (Schritt 2) bilden die technologische und regulatorische Grundlage für den späteren industriellen Hochlauf, welcher ohne eine Dauerförderung auskommen sollte. Bei allem ist der Startzeitpunkt T₀ ist entscheidend. Je früher die Piloten, bzw. Demonstratoren initiiert werden, desto früher kann skaliert werden. Für den stufenweisen Ausbau sind folgende politische Maßnahmen notwendig: 1. Regulatorische Öffnung im WindSeeG: Zulassung kombinierter Anschlusskonzepte (Strom + H₂) im SEN-1-Bereich sowie in Zone 4 und 5 der AWZ. 2. Förderung von Piloten/ Demonstratoren, um den initialen Mehraufwand und Innovationsrisiken abzufedern. 3. Festlegung eines Ausbauziels für Offshore-Elektrolyse (z. B. 10 GW bis 2045), um Planungs- und Investitionssicherheit zu schaffen. 4. Integrierte Infrastrukturplanung (Sektorenkopplung, Energieinseln, H₂-Transport, AquaDuctus) mit europäischer Koordination. Skalierung besteht aus Erfahrungswerten. Daher liefern auch Onshore-Elektrolyseure wichtige technische und wirtschaftliche Referenzwerte. Diese Erfahrungswerte können auf Offshore übertragen werden – mit notwendigen Anpassungen an salzhaltige Umgebung, höhere Wartungskosten und andere Betriebsbedingungen. Gleichzeitig ermöglicht Offshore-Wind eine deutlich höhere Auslastung der Elektrolyseure (>5.000 h/a), was langfristig zu besseren Skaleneffekten und Wirtschaftlichkeit führen kann.

2. Welche Herausforderungen sehen Sie bei der Ausbildung von Fachkräften für die Konstruktion, den Betrieb und die Wartung von Offshore-Wasserstoffanlagen? Aus Sicht der Branche ist die Fachkräftesicherung im Bereich Offshore-Wasserstoff weniger eine Herausforderung als vielmehr eine Chance für den Technologiestandort Deutschland. Alle notwendigen Kompetenzen und Ressourcen sind im Land bereits vorhanden – sei es im Bereich Offshore-Windenergie, im klassischen Maschinen- und Anlagenbau (u.a. dem Bau der Offshore-Elektrolyseure) oder in der Prozessindustrie. Hinzu kommen exzellente Referenzen aus der europäischen Offshore-Öl- und Gasindustrie, die über jahrzehntelange Erfahrung im Bau, Betrieb und der Wartung komplexer Anlagen unter maritimen Bedingungen verfügt. Die Offshore-Windbranche hat bereits erfolgreich Ausbildungs-, Schulungs- und Sicherheitsstandards etabliert, die nun mit vergleichsweise geringem Anpassungsaufwand auf die Offshore-Wasserstoffproduktion übertragen werden können – etwa im Bereich Plattformbetrieb, Korrosionsschutz, Unterwassertechnik oder Remote-Monitoring. Die Entwicklung einer zielgerichteten Qualifizierungsstrategie (z. B. über bestehende Bildungscluster, IHKs, Technologiekonsortien oder Hochschulprogramme) kann zudem frühzeitig dazu beitragen, neue Berufsbilder entlang der gesamten Wertschöpfungskette – von Planung und Bau bis zur Wartung – zu definieren und mit Leben zu füllen. Deutschland bringt alle Voraussetzungen mit, um die Fachkräftebasis für Offshore-Wasserstoffanlagen erfolgreich aufzubauen – aufbauend auf bestehenden Kompetenzen aus Offshore-Wind, Onshore-Elektrolyse (Maschinen- und Anlagenbau) und maritimer Industrie. Die Herausforderung liegt nicht im Mangel, sondern in der Koordination. Hier bietet sich die Chance, mit Weitblick und klarer Roadmap einen attraktiven Zukunftsarbeitsmarkt zu gestalten. Genau hier sieht auch der AquaVentus Förderverein seine Rolle und unterstützt die Mitgliedsunternehmen sowie die Branche.

3. Welche Rolle spielt Offshore-Elektrolyse in einem kostenoptimalem Strom- und H2-Gesamtsystem 2045, insb. im Vergleich zu rein elektrischem Transport auf See? Die Offshore-Elektrolyse kann im Jahr 2045 eine zentrale Rolle in einem kostenoptimalen und integrierten Energiegesamtsystem spielen – nicht als Ersatz, sondern als systemdienliche Ergänzung zur elektrischen Anbindung. Ihre Vorteile liegen in der Optimierung von Netzinfrastruktur durch die Reduktion der Ausbaukosten in den weit entfernten Gebieten der AWZ, Sektorenkopplung als Einnahmenvergrößerung der Offshore-Windpark-Betreiber und Marktintegration. Durch die Umwandlung von Strom zu Wasserstoff bereits auf See kann die Offshore-Elektrolyse dazu beitragen, Netzengpässe zu reduzieren, da nicht alle Energie durch Stromleitungen transportiert werden muss. Dies erlaubt eine bessere Nutzung von Windenergiepotenzialen und eine flexiblere Reaktion auf Netz- und Marktsignale, besonders bei Lastspitzen oder Abregelungen gepaart mit erheblichen Kosteneinsparungspotentialen. Integrierte Offshore-H₂-Erzeugung fördert die Sektorenkopplung direkt am Ort der

Primärenergieerzeugung – ein wichtiger Baustein für die Resilienz und Effizienz des Energiesystems. Die Wirtschaftlichkeitsvorteile werden getragen durch Kosteneinsparungen im Gesamtsystem sowie der Integration in den schon existierenden Strommarkt. Mehrere Studien belegen den signifikanten ökonomischen Vorteil einer Offshore-Wasserstoffstrategie im Vergleich zu einem rein strombasierten Ansatz: Laut einer Studie von E-Bridge aus September 2024 ist ein Gesamtsystem mit Offshore-Elektrolyse um bis zu 31 Mrd. Euro kostengünstiger im Nettobarwert als rein strombasiertes Szenario bis 204523. Die Frontier Economics-Studie aus November 2025 zeigt eine Einsparung von 1,7 Mrd. Euro24 jährlich bei Integration von Offshore-H₂. Auch internationale Studien wie die des North Sea Wind Power Hub-Konsortiums25 oder Analysen des Fraunhofer IEE26 unterstreichen die systemische Relevanz und Wirtschaftlichkeit von Offshore-Elektrolyse im Zusammenspiel mit transeuropäischen Infrastrukturen. Für Offshore-Windparkbetreiber eröffnet die Offshore-Elektrolyse die Möglichkeit zur zusätzlichen Vermarktung über zwei Pfade: Strom und Wasserstoff. Diese Ertragserweiterung und Risikostreuung ist ein entscheidender Hebel für Investitionsentscheidungen und stärkt die Marktintegration gemäß der 2. Schlüsselmaßnahme, wie sie vom BMWE im Zusammenhang mit der Veröffentlichung des Monitoringberichts gefordert wird27. Offshore-Elektrolyse ist nicht nur eine Lösung für deutsche Bedarfe, sondern auch ein Baustein für grenzüberschreitende Energiestrategien, etwa durch H₂-Exporte oder als Bestandteil eines vermaschten Netzsystems (meshed grid). Sie ist damit ein strategisches Element europäischer Energiepolitik, insbesondere in Kooperation mit Nordsee-Anrainern. Offshore-Elektrolyse ist damit ein integraler Bestandteil eines kostenoptimalen Energiesystems 2045. Sie reduziert Netzkosten, erhöht Systemflexibilität, schafft neue Erlösmodelle für Betreiber und unterstützt die sektorübergreifende Integration von Windenergie – mit nachgewiesenen Einsparpotenzialen im Milliardenbereich. Sie sollte daher strategisch gleichwertig mit der elektrischen Anbindung gedacht und muss daher politisch gefördert werden.

2) Marktintegration und Ausschreibungen Der AquaVentus Förderverein begrüßt die Auseinandersetzung mit der künftigen Marktintegration und Ausgestaltung der Ausschreibungsmechanismen für Offshore-Wind und Wasserstoff. Eine detaillierte Beantwortung der einzelnen Fragen erfolgt analog zu Punkt 1.1 nicht. Stattdessen möchten wir auf grundlegende Aspekte hinweisen, die aus Sicht der Offshore-Wasserstoffindustrie zentral sind.

Marktintegration Zunächst muss sichergestellt werden, dass der Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland kontinuierlich fortgesetzt wird. Ohne einen stabilen Ausbaupfad für Offshore-Wind ist ein Hochlauf der Offshore-Wasserstoffproduktion nicht realistisch. Umgekehrt braucht die Offshore-Windindustrie langfristig die Perspektive einer Wasserstoffverwertung, um auch in höherer Ausbaukulisse wirtschaftlich tragfähig zu bleiben. Beide Sektoren sind aufeinander angewiesen und sollten daher in der Ausschreibungssystematik und Flächenplanung gemeinsam betrachtet werden. Zur erfolgreichen Marktintegration von Offshore-Wasserstoffprojekten bedarf es eines ausgewogenen Auktionsdesigns, das sowohl Investitionssicherheit bietet als auch marktliche Optionen zulässt. Ein zweiseitiger CfD kann hierbei ein zentrales Instrument zur Absicherung gegen Preisschwankungen sein, darf jedoch nicht zur Dauersubvention werden. Entscheidend ist, dass CfDs wettbewerblich ausgestaltet sind – etwa durch dynamische Auktionen und Begrenzungen wie „one lease per bidder“, um Marktverzerrungen zu vermeiden. Zudem sollte eine einmalige Opt-Out-Option aus dem CfD ermöglicht werden, um langfristige PPA-Modelle zu realisieren. Diese Option sollte jedoch ohne Rückkehroption („kein Opt-In“) ausgestaltet sein, um Planbarkeit und Marktverantwortung zu gewährleisten. Wählt ein Projekt den Opt-Out, muss regulatorisch sichergestellt werden, dass die Generierung von Herkunftsnachweisen (HKN) sowie eine RFNBO-konforme Zertifizierung rechtssicher möglich sind. Hierzu bedarf es klarer Regelungen und eines transparenten Zertifizierungspfads. Eine Quersubventionierung von nicht wettbewerbsfähigen Konzepten über die Umlage muss vermieden werden. Auch bei möglichen Carve-Outs für Offshore-H₂-Projekte darf die Logik der Auktionen nicht unterlaufen werden: Der Zuschlag sollte weiterhin über den niedrigsten CfD-Strike-Preis erfolgen, um Effizienz und Systemkosten im Blick zu behalten.

Ausschreibungen Ein zeitnaher Start von Ausschreibungen für Offshore-Wasserstoffprojekte ab 2027 – insbesondere auf der SEN-1-Fläche sowie in geeigneten Windflächen mit kombinierbaren Anschlusskonzepten – ist notwendig, um erste Skaleneffekte zu realisieren. Dabei sollten die Nutzung von Strommengen gemäß §13k EnWG ebenso berücksichtigt werden wie klare Regelungen zur Definition von Spitzenkappung und zur zulässigen Nutzung der daraus entstehenden Energiemengen. Strombeschaffungskriterien aus der EU-Richtlinie 2023/1184 als Bestandteil der 37ten Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV), etwa die Begrenzung des Day-Ahead-Preises auf 20 EUR/MWh oder die Preisrelation zum CO₂-Zertifikatepreis, sind hier hilfreiche Anker. Die rechtsichere Interpretation sowie Anwendung müssen gewährleistet sein. Hinsichtlich der Ausgestaltung von Ausschreibungen empfiehlt AquaVentus ein technologieneutrales Design, das auch Konzepte wie Offshore-Hubs oder Inseln zulässt. Der Wettbewerb zwischen verschiedenen Infrastrukturkonzepten – etwa Plattformlösungen gegenüber inselbasierten Ansätzen – sollte ausdrücklich ermöglicht werden. Um die Transportinfrastruktur rechtzeitig bereitstellen zu können, sind gezielte Vorinvestitionen in Wasserstoffpipelines unausweichlich. Darüber hinaus sollte die Einführung regulatorischer Überbauungspflichten (bspw. 20% Overplanting pauschal) vermieden werden. Diese kann in Ende sogar kontraproduktiv der ursprünglichen Zielsetzung sein, wenn damit Kompensationszahlungen an Offshore-Windpark-Betreiber fällig werden. Stattdessen sollten über das Auktionsdesign Anreize für eine systemdienliche Überbauung gesetzt werden, die sowohl Netzanschlüsse als auch Flächennutzung effizienter macht. Damit kombinierte Strom- und Wasserstoffanschlüsse in den Zonen 4 und 5 perspektivisch realisiert werden können, muss das WindSeeG jetzt entsprechend angepasst werden und diese Anpassung schon der FEP-Planung (vermutlich im Jahr 2026) durch das BSH berücksichtigt werden. Nur so kann das BSH im FEP die Flächen vorausschauend planen – entweder durch Antizipation der Gesetzesänderung oder per klarer Weisung durch das BMWE. Ein solches Modell würde dazu beitragen, die notwendigen Freiheitsgrade in der Planung und Projektentwicklung zu erhalten, ohne sich frühzeitig auf eine bestimmte Nutzung festlegen zu müssen. Gleichzeitig eröffnet es Raum für integrierte Infrastrukturansätze, wie etwa kombinierte Anschlusskonzepte mit Strom- und Wasserstoffleitungen. Ausschreibungen könnten dementsprechend so gestaltet sein, dass Bieter neben klassischen Windprojekten auch kombinierte Konzepte oder optional nachrüstbare Wasserstoffpfade anbieten können. Dies würde die Innovationsdynamik im Markt stärken und eine schrittweise Skalierung der Offshore-Wasserstoffwirtschaft ermöglichen – bei gleichzeitiger effizienter Flächennutzung und vorausschauender Infrastrukturplanung. In Summe ist es zentral, dass die künftige Ausschreibungs- und Marktstruktur nicht nur auf die reine Stromvermarktung ausgelegt ist, sondern die Integration von Offshore-Wasserstoff von Anfang an mitdenkt und ermöglicht. Der AquaVentus Förderverein steht für die weitere Ausgestaltung dieser Ansätze gerne als Gesprächspartner zur Verfügung.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/aquaventus-bringt-perspektive-der-offshore-wasserstoffproduktion-in
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20251223-AV-Stellungnahme-WindSeeG-Konsultation.pdf

### 2025-07-29 — Stellungnahme zum Entwurf Wasserstoffbeschleunigungsgesetz

Stellungnahme zum Entwurf für ein Gesetz zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoffhochlauf

Der AquaVentus Förderverein begrüßt ausdrücklich die Zielrichtung des Referentenentwurfs, den Markthochlauf von Wasserstoff durch rechtliche Klarstellungen, Investitionsanreize und Planungsbeschleunigungen wirksam zu unterstützen. Im Koalitionsvertrag zwischen CDU/CSU und SPD nimmt insbesondere der Offshore-Bereich – durch seine Kapazitäten, Versorgungssicherheit und Systemdienlichkeit – eine zentrale Rolle ein. Umso wichtiger ist es, dass der gesetzliche Rahmen technologieoffen, zukunftsfähig und kohärent ausgestaltet wird.

Kritikpunkt: § 3 Begriffsbestimmungen – Einschränkungen für Elektrolyseure auf See In § 3 des Entwurfs (Seite 31) wird der Begriff des Wasserstofferzeugers so definiert, dass nur Elektrolyseure an Land, mithin landseitige Anlagen sowie Elektrolyseure im Bereich des Küstenmeers privilegiert erfasst werden. Offshore-Elektrolyseure für die Wasserstoffproduktion auf See in der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) werden explizit ausgeschlossen. Diese Einschränkung ist aus Sicht von AquaVentus nicht zielführend.

Fokussierung auf den gesamtwirtschaftlichen Nutzen Die Bundesregierung hat sich in ihren strategischen Grundlagen – einschließlich Koalitionsvertrag, Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie und Nordseeenergie-Initiativen – klar zur Wasserstofferzeugung auf See bekannt. Eine Differenzierung nach Küstenmeer und AWZ steht diesem Anspruch diametral entgegen und macht keinen Sinn, da ein Optimum entsprechender Anlagen von verschiedenen Faktoren, wie der Umweltverträglichkeit, die Nähe zu Stromtrassen bzw. Wasserstoffpipelines und Offshorewindparks abhängt.

Studien belegen, dass die Wasserstofferzeugung ökonomisch und ökologisch in küstenfernen Gebieten am sinnvollsten ist: Die Küstenmeerbereiche sind ökologisch sensibel, flächenkonkurrenzstark (z. B. Schifffahrt, Tourismus, Naturschutz) und technisch ungeeignet für den wirtschaftlichen Betrieb großskaliger Elektrolyseure. Im Gegensatz dazu bietet die AWZ – insbesondere in Verbindung mit geplanten Offshore-Windparks sowie der AquaDuctus Pipeline – ideale Voraussetzungen für die kosteneffiziente, kontinuierliche und netzdienliche Erzeugung von grünem Wasserstoff.

Weiterhin wird auf das Windenergie-auf-See-Gesetzes verwiesen, welches spezifische Regelungen treffen soll. Genau diese Regelungen wurden im aktuellen Referentenentwurf zur Umsetzung der RED III-Richtlinie im Bereich Offshore-Energie und Netze bisher nicht getroffen. Um für Projekte Perspektiven zu schaffen und Planungssicherheit zu gewährleisten, muss die gleichberechtige Behandlung von Elektrolyseuren auf See in der AWZ entweder im Windenergie-auf-See-Gesetz oder im Wasserstoffbeschleunigungsgesetz enthalten sein.

#### AquaVentus schlägt folgende Änderung vor:

In § 3 des Entwurfs ist die Einschränkung für Elektrolyseure auf See „im Bereich des Küstenmeers“ ersatzlos zu streichen.

Alternativ kann eine technikneutrale Formulierung gewählt werden, die eine Wasserstoffproduktion auf See unabhängig von der rechtlichen Zoneneinteilung ermöglicht, z. B.: „Im Rahmen von § 3 Nummer 10 werden Elektrolyseure an Land, mithin landseitige Anlagen, sowie Elektrolyseure in maritimen Bereichen auf See im Küstenmeer und in der ausschließlichen Wirtschaftszone erfasst.“

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-zum-entwurf-wasserstoffbeschleunigungsgesetz
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20250728-AquaVentus-StN-Ref-Entwurf-WassBG.pdf

### 2025-07-04 — Stellungnahme zum Referentenentwurf zur Umsetzung der RED III-Richtlinie im Bereich Offshore-Energie und Netze

Stellungnahme zum Entwurf - Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze der AquaVentus Förderverein e. V. dankt vorab für die Berücksichtigung dieser Stellungnahme zum aktuellen Referentenentwurf zur Umsetzung der RED III-Richtlinie im Bereich Offshore-Energie und Netze.

Mit der Umsetzung der besagten Richtlinie soll der Anteil von Energie aus erneuerbaren Quellen am Bruttoendenergieverbrauch der Europäischen Union auf mindestens 42,5 Prozent bis zum Jahr 2030 gesteigert werden. Die Änderungen fügen sich in die Gesamtvorhaben Deutschlands ein, die gesamte Klima-, Energie- und Wirtschaftspolitik auf den 1,5-Grad-Klimaschutz-Pfad auszurichten. Die Stromversorgung soll dafür im Jahr 2030 zu mindestens 80 Prozent auf erneuerbaren Energien beruhen. Weiterhin betont die Bundesregierung im Koalitionsvertrag, dass hierfür inländisch produzierter Wasserstoff (on- und offshore) einen entscheidenden Beitrag leisten wird.

Mit dieser Stellungnahme möchten wir wichtige Anregungen für die Weiterentwicklung des Entwurfs geben. Daher fordert der AquaVentus Förderverein e.V. mit Nachdruck, dass die im ursprünglichen Entwurf (Version aus dem Jahr 2024) vorgesehene Einstufung der Wasserstoffproduktion auf See – gemeinsam mit dem Offshore-Transport per Pipeline – als Vorhaben im überragenden öffentlichen Interesse und der öffentlichen Sicherheit erneut und vollständig aufgenommen wird. Dieses entspräche der notwendigen Umsetzung der Richtlinie 2010/75/EU über Industrieemissionen für den Bereich Wasserstofferzeugung auf See.

Der aktuell vorliegende Entwurf verkennt damit die strategische Bedeutung der Offshore-Elektrolyse für das zukünftige Energiegesamtsystem. Die Kombination aus Offshore-Windkraft, Wasserstofferzeugung und Pipelineanbindung ist ein zentraler Hebel, um:

– Klimaziele effizient zu erreichen, – Netzinfrastrukturen zu entlasten sowie Gesamtenergiesystem kostensparend auszubauen,

– Versorgungssicherheit zu erhöhen, – den Wasserstoffhochlauf mit heimischer Produktion zu forcieren und – die Transformation der Industrie in Deutschland und Europa zu unterstützen.

Die Wasserstoffproduktion auf See ist kein nachgelagerter Spezialfall, sondern integraler Bestandteil einer zukunftsfähigen Offshore-Gesamtstrategie. AquaVentus empfiehlt daher, die folgende Formulierung in den Gesetzesentwurf zu übernehmen:

„Die Errichtung und der Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff auf See sowie der Transport des Wasserstoffs durch Pipelines liegen im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit.“ Nur durch diese Klarstellung kann Rechtssicherheit für Investitionen geschaffen und der zügige Markthochlauf der Offshore-Wasserstoffwirtschaft sichergestellt werden.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-zum-referentenentwurf-zur-umsetzung-der-red-iii
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20250704-AquaVentus-StN-RED-III-Offshore.pdf

### 2025-04-25 — AquaVentus-Stellungnahme zur Konsultation der in Frage kommenden Vorhaben von gemeinsamem Interesse (PCI) in allen Infrastrukturkategorien gemäß der Verordnung (EU) 2022/869

April 2025 — Konsultation zur Liste der Vorhaben von gemeinsamem Interesse und der Vorhaben von beiderseitigem Interesse in allen Infrastrukturkategorien gemäß Verordnung (EU) 2022/869. Antworten von AquaVentus zu Wasserstoffinfrastruktur und Elektrolyseanlagen. a) Beitrag zur Nachhaltigkeit:

Das Projekt AquaDuctus leistet einen erheblichen Beitrag zur Nachhaltigkeit, indem es den großmaßstäblichen Transport von grünem Wasserstoff ermöglicht, der in Offshore-Windparks in der Nordsee erzeugt wird. Dieser Wasserstoff wird fossile Energieträger in schwer dekarbonisierbaren Sektoren wie Industrie, Verkehr und Wärme ersetzen. Das Projekt wird die CO₂-Emissionen voraussichtlich um Millionen Tonnen jährlich senken und unterstützt damit die Klimaneutralitätsziele der EU im Rahmen des European Green Deal und des REPowerEU-Plans.

Darüber hinaus ist die Pipeline auf langfristige Nachhaltigkeit ausgelegt: Sie erlaubt einen modularen Ausbau und die Einbindung weiterer erneuerbarer Offshore-Projekte und stärkt so die Wertschöpfungskette erneuerbarer Energien in ganz Europa.

AquaDuctus erleichtert die Marktintegration, indem es Offshore-Produktionsstandorte für Wasserstoff unmittelbar mit der landseitigen Wasserstoffinfrastruktur in Deutschland verbindet, einschließlich des deutschen Wasserstoff-Kernnetzes und des European Hydrogen Backbone. Diese direkte Verbindung erhöht die grenzüberschreitende Verfügbarkeit von Wasserstoff und fördert Handel und Integration innerhalb des europäischen Wasserstoffmarktes. Die skalierbare Auslegung des Projekts erlaubt künftige Anbindungen an weitere Nordsee-Anrainerstaaten, darunter die Niederlande, Dänemark und Norwegen, und verstärkt damit die Marktintegration weiter.

Das Projekt stärkt die Energiesicherheit, indem es die Energieversorgung der EU diversifiziert und die Abhängigkeit von importierten fossilen Brennstoffen verringert. AquaDuctus sichert eine stabile und widerstandsfähige Versorgung mit grünem Wasserstoff aus der Nordsee, einer reichlich vorhandenen erneuerbaren Ressource. Die Pipelineinfrastruktur von See an Land bildet einen sicheren und unabhängigen Energiekorridor und stärkt die Widerstandsfähigkeit des EU-Energiesystems gegenüber geopolitischen Risiken.

Durch den Aufbau einer eigenen Wasserstoff-Transportinfrastruktur öffnet AquaDuctus den Markt für mehrere Erzeuger und Abnehmer von Wasserstoff. Das fördert den Wettbewerb unter den Erzeugern, senkt die Wasserstoffpreise und begünstigt Innovation. Das Projekt eröffnet zudem einem breiten Kreis industrieller Anwender den Zugang zu Wasserstoff, einschließlich kleiner und mittlerer Unternehmen, und stärkt damit die Wettbewerbsfähigkeit des Marktes.

#### e) Versorgungssicherheit (für Elektrolyseure):

AquaDuctus ist selbst kein Elektrolyseprojekt, unterstützt aber unmittelbar den Aufbau von Offshore-Elektrolyseuren, indem es die notwendige Infrastruktur für den Transport des erzeugten Wasserstoffs an Land bereitstellt. Der sichere Wasserstofftransport stellt sicher, dass Elektrolyseprojekte ohne Abregelung mit voller Kapazität betrieben werden können, was die Gesamteffizienz des Systems und die Versorgungssicherheit erhöht.

#### f) Ermöglichung von Flexibilitätsdienstleistungen (für Elektrolyseure):

Die Pipelineinfrastruktur erlaubt den flexiblen Transport von Wasserstoff aus mehreren Offshore-Produktionsstandorten und gleicht Angebot und Nachfrage effizient aus. Indem sie die Offshore-Wasserstofferzeugung mit landseitigen Verbrauchszentren verbindet, erbringt AquaDuctus eine entscheidende Flexibilitätsdienstleistung: Wasserstoff kann nach Bedarf transportiert und gespeichert werden, um das Netz auszugleichen und die Integration erneuerbarer Energien zu unterstützen.

#### Energiepolitische Perspektive sowie Klima- und Energieziele der EU:

AquaDuctus ist aus energiepolitischer Sicht unverzichtbar, da es die Klima- und Energieziele der EU für 2030 und 2050 unterstützt, indem es die großmaßstäbliche Integration erneuerbaren Wasserstoffs ermöglicht. Es steht im Einklang mit dem European Green Deal, REPowerEU und der EU-Wasserstoffstrategie, indem es:

– den Aufbau von 20 GW Offshore-Wasserstofferzeugungskapazität ermöglicht,

– zum Aufbau des European Hydrogen Backbone beiträgt,

– den grenzüberschreitenden Wasserstoffhandel und die Integration des Energiesystems stärkt,

– die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen verringert und die Energiesicherheit erhöht,

– die Dekarbonisierung der Industrie und den Aufbau einer nachhaltigen Wasserstoffwirtschaft unterstützt.

Zusammenfassend ist AquaDuctus ein entscheidendes Infrastrukturprojekt, das die nachhaltige, sichere und wettbewerbsfähige Entwicklung des europäischen Wasserstoffmarktes gewährleistet und den Übergang der EU zu einem klimaneutralen Energiesystem vorantreibt.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/aquaventus-stellungnahme-zur-konsultation-der-in-frage-kommenden
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20250425-PCI-Consultation-AquaDuctus.pdf

### 2025-03-17 — Stellungnahme zur Konsultation des Anhangs 3 des FEP 2025

#### 14. März 2025 Stellungnahme des AquaVentus Fördervereins zur Konsultation der informatorischen Darstellung im Anhang 3 des Flächenentwicklungsplans 2025 vom 28. Februar 2025

Einleitung Der AquaVentus Förderverein nimmt Stellung zur Konsultation des Anhangs 3 des Flächenentwicklungsplans 2025, welcher eine informatorische Darstellung einer Variante künftiger Festlegungen in den Gebieten N-14 bis N-20 (Zone 4 und 5) enthält. Die Konsultation erfolgt in einem sehr engen Zeitrahmen – nur fünf Tage nach der Bundestagswahl und mit einer Bearbeitungsfrist von lediglich zehn Werktagen. Dies erschwert eine ausführliche inhaltliche Auseinandersetzung mit der Thematik sowie die detailgetreue Rückkopplung innerhalb des Vereins mit den Mitgliedern sehr.

Darüber hinaus sind in der Darstellung vermeintliche Widersprüche zu identifizieren, die wesentliche Auswirkungen auf die Planungsgrundlage haben. So beträgt das gesamte Flächenvolumen der betrachteten Gebiete N-14, N-16, N-17, N-19 und N-20 insgesamt 27,8 GW gemäß der tabellarischen Darstellung in der Konsultation. Im Anhang 3 des FEP (Seite 165) wird von ca. 26,5 GW geschrieben. Gleichzeitig sind in der Auflistung 10 Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) berücksichtigt, die bei einer Kapazität von 2 GW lediglich 20 GW und bei einer Kapazität von 2,2 GW insgesamt 22 GW abtransportieren könnten. Daraus ergibt sich ein Anbindungsverhältnis von 71,9 % bzw. 79,1 %. Dies erscheint widersprüchlich mit dem dargestellten Anbindungsverhältnis von mindestens 83 % aus Anhang 3 des FEP (Seite 164). Die Umsetzung der Spitzenkappung erscheint nicht nachvollziehbar und deren technische sowie volkswirtschaftliche Auswirkungen sollten dringend tiefgehender sowie umfassender geprüft werden, bevor langfristige Festlegungen im FEP gemacht werden. Der AquaVentus Förderverein sieht sich dadurch nur in der Lage die Fragen 7, 8 und 9 der Konsultation zu beantworten.

Beantwortung der Fragen 7, 8 und 9 Frage 7: Wie wird der Ansatz, eine über die zugehörige Netzanbindungskapazität hinausgehende, verpflichtend zu errichtende Windpark-Leistung, sogenannte Spitzenkappung, grundsätzlich bewertet?

Die Spitzenkappung kann grundsätzlich positiv bewertet werden, sofern bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind, welche die komplette Windenergie nutzbar macht. Vor allem wird die Spitzenkappung zwangsläufig zur Frage führen, ob die OWP-Leistung, welche die Netzanbindungskapazität übersteigt, nicht anderweitig genutzt werden kann. Als Lösung bietet sich die Offshore-Elektrolyse an. Somit sollte mit Einführung der Spitzenkappung zwangsläufig auch die Offshore-Elektrolyse mit kombinierten Anschlusskonzepten eingefügt werden. Entscheidend ist, dass kombinierte Anschlusskonzepte im Windenergie-auf-See-Gesetz zulässig sind, wodurch eine flexiblere Netzanbindung ermöglicht wird. Durch die effiziente und aufeinander abgestimmte Kombination des Energietransports über Seekabel als Strom und Pipeline als Wasserstoff lassen sich die Installationskosten senken und zeitgleich die volkswirtschaftlichen Gesamterträge steigern. Weiterhin wird die Auslastung der Offshore-Stromnetzinfrastruktur gesteigert. Detaillierte Ausführungen hierzu sind in der E-Bridge Studie1 sowie in der Fraunhofer IEE Studie2 aus dem Jahr 2024 zu finden. Zudem sollte die Offshore-Elektrolyse (Wasserstofferzeugung auf See) als Schlüsseltechnologie weiterentwickelt und zur Marktreife gebracht werden, um sog. Überschussstrom sinnvoll in Wasserstoff umzuwandeln und damit die Nutzung erneuerbarer Energien zu maximieren. Es ist anzunehmen, dass die Erhöhung der ONAS-Kapazität und die Spitzenkappung aus Gründen einer höheren Kosteneffizienz vorgeschlagen wurde, da Einsparungen bei HVDC-Systemen die Kosten für den Offshore-Netzausbau nennenswert reduzieren könnten. Als Möglichkeit für den kosteneffizienten Ausbau der Offshore-Energie muss die großskalierte Offshore-Elektrolyse in Betracht gezogen werden. Eine technische Umsetzung kann mutmaßlich über "Offshore Energy Hubs" erfolgen. Dies ergibt sich dadurch, dass mehrere ONAS durch die im Kernnetz vorgesehene Wasserstoff-Pipeline AquaDuctus ersetzt werden. Durch Spitzenkappung in Kombination mit innovativen Netzanbindungslösungen wird die Kosteneffizienz gesteigert und die vorhandene Infrastruktur optimal genutzt.

#### Frage 8: Welche betriebswirtschaftlichen Effekte auf die OWP-Betreiber erwarten Sie durch eine Spitzenkappung?

Die betriebswirtschaftlichen Auswirkungen einer Spitzenkappung sind schwer exakt zu bemessen, da sie stark von der jeweiligen Fläche und den spezifischen Rahmenbedingungen abhängen. Eine erste Analyse dazu liefert das Begleitgutachten des Fraunhofer IWES mit einer Ad-hoc-Analyse3. Wesentliche Erkenntnisse aus dieser Untersuchung zeigen, dass die Spitzenkappung zwar zu messbaren Ertragsverlusten führt, gleichzeitig jedoch die Netzauslastung erhöht, was insbesondere auch im Onshore-Netz berücksichtigt werden muss. Die Ertragsverluste variieren je nach Fläche und Szenario innerhalb der Zone 4 und 5 und liegen zwischen -6,5 % und -9,8 %. Besonders betroffen ist dabei das Gebiet N-19, wo in Szenario 24 ein Ertragsverlust von bis zu 9,2 % festgestellt wurde.

Insgesamt beläuft sich der jährliche Ertragsverlust auf 6,3 – 6,9 TWh, was einer entgangenen Wasserstoffproduktion von bis zu 200.000 Tonnen aus Offshore-Elektrolyse entspricht. Es ist davon auszugehen, dass OWP-Betreiber für diesen Ertragsverlust eine Entschädigung verlangen werden, sodann diese Energie nicht anderweitig gespeichert und genutzt werden kann. Ohne solch eine Entschädigung gibt es keinen ökonomischen Anreiz das bisherige Anbindungsverhältnis von 1:1 zu ändern.

#### Frage 9: Welches Anbindungsverhältnis sollte aus Ihrer Sicht für welche Gebiete und Flächen für den Bereich westlich der Schifffahrtsroute SN10 konkret gewählt werden?

Das Anbindungsverhältnis (ONAS-Nennleistung/ OWP-Nennleistung) kann durch den Einsatz einer entwickelten Offshore-Elektrolyse sogar kleiner sein als in der aktuellen Untersuchung angenommen. Dadurch ließe sich die Anzahl der benötigten Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) reduzieren, um weitere Kosten zu sparen sowie Effizienzen zu heben. Relevante Annahmen hierzu ergeben sich aus verschiedenen Quellen. Der Netzentwicklungsplan Strom 2037/20454 gibt an, dass die Neubaukosten eines 525-kV-HVDC-Kabels für 2 GW je nach Ausführung zwischen 6,6 Mio. und 7,6 Mio. EUR pro Kilometer variieren. Das Einsparpotenzial pro ONAS wird somit bei einer exemplarischen Leitungslänge von 330 km auf 2,2 bis 2,5 Mrd. EUR geschätzt. Die im FEP angestrebte Reduktion auf 12 von 16 ONAS liefert somit ein Einsparpotential von 8,8 bis 10 Mrd. EUR, welches wiederum durch Kompensationszahlungen an die OWP-Betreiber verringert wird. (siehe Antwort zu Frage 8) Ergänzend liefert der TYNDP 2024 5 wichtige Annahmen für alternative Netzanbindungen. Besonders relevant ist, dass durch den verstärkten Einsatz von Offshore-Elektrolyse (Wasserstofferzeugung auf See) weitere ONAS eingespart werden könnten, wodurch eine Spitzenkappung und somit Nicht-Nutzung der Windenergie vermieden werden kann. Darüber hinaus können durch kombinierte Anschlusskonzepte – im Vergleich zum reinen Stromnetzausbau – volkswirtschaftliche Einsparungen von bis zu 31 Mrd. EUR6 erzielt werden.

Fazit AquaVentus befürwortet die Spitzenkappung, wenn die spitzengekappten Winderträge durch kombinierte Anschlusskonzepte nutzbar gemacht und somit die Effizienz sowie Wirtschaftlichkeit der Offshore-Windenergie weiter optimiert werden. Die Wasserstofferzeugung auf See steigert die Kosteneffizienz beim Offshore-Wind-Ausbau, insbesondere in weit entfernten Gebieten wie in der Zone 4 und 5.

Eine pauschale Spitzenkappung und somit die Nicht-Nutzung der Windenergie ist ohne die Berücksichtigung innovativer Lösungen aus unserer Sicht nicht zielführend, da nicht kostensparend. Die folglich fälligen Kompensationszahlungen können sogar – konträr zum eigentlichen Ziel – zu einer Erhöhung der Energiekosten beitragen. Zudem bedarf es einer sorgfältigeren Prüfung der dargestellten Flächen und Netzkapazitäten, um die Planungsgrundlagen realitätsnah auszugestalten. Der Gesetzgeber sollte daher eine großskalierte Offshore-Elektrolyse im Umfang von ca. 10 GW im Ausbauziel des Windenergie-auf-See-Gesetz verankern und in die Offshore-Planung aufnehmen.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-zur-konsultation-des-anhangs-3-des-fep-2025
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20250314-StN-AquaVentus-BSH-Konsultation.pdf

### 2024-10-01 — AquaVentus-Stellungnahme zur Konsultation Szenariorahmen Strom und Gas/Wasserstoff im Netzentwicklungsplan (NEP)

Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Referate 623/624 Tulpenfeld 4 53113 Bonn

Konsultation zum Szenariorahmen Strom und Gas/Wasserstoff im Netzentwicklungsplan (NEP) AquaVentus beteiligte sich an der gemeinsamen Marktabfrage der FNB und ÜNB Der AquaVentus Förderverein e.V. hat sich an der gemeinsamen Marktabfrage der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) und Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) beteiligt. Damit unterstreicht die Initiative ihren Willen, den Wasserstoffhochlauf kooperativ zu entwickeln und gemeinsam mit anderen Akteuren, an innovativen Lösungen für die Energiewende zu arbeiten.

Offshore-Elektrolyse erhöht Versorgungssicherheit sowie Resilienz und bietet die Chance, die Importabhängigkeit beim Wasserstoff gering zu halten

Durch die Erzeugung von Wasserstoff auf hoher See wird das AquaVentus-Vorhaben erheblich zur Erhöhung der Versorgungssicherheit und Resilienz beitragen. Gleichzeitig bietet diese Technologie die Möglichkeit, die Importabhängigkeit beim Wasserstoff langfristig zu minimieren und Deutschland unabhängiger von Wasserstoffimporten zu machen. Offshore-Wasserstoffproduktion eröffnet somit nicht nur neue technologische Möglichkeiten, sondern leistet auch einen wichtigen Beitrag zur Energiesouveränität des Landes sowie der Reduzierung von geopolitischen Abhängigkeiten.

Effizienter Energietransport, durch Beförderung des Wasserstoffs über die AquaDuctus-Pipeline direkt im Wasserstoffkernnetz ans Land Die Wasserstoffproduktion direkt auf hoher See bietet den Vorteil, dass der erzeugte Windstrom nicht über zusätzliche Stromkabel an Land transportiert werden muss. Studien belegen, dass diese gerade mit Blick auf die weit entfernten Gebiete der Ausschließlichen

Wirtschaftszone (AWZ) – Zone 4 und 5 – immer teurer wird. Stattdessen wird der auf See produzierte Wasserstoff über die AquaDuctus-Pipeline kostensparend, effizient und umweltschonend an Land gebracht. Mit dem Transportkonzept der Sammelpipeline, die Kern eines europäischen Offshore-Wasserstoffnetzes werden soll, wird der Grundstein für eine nachhaltige und kosteneffiziente Wasserstoffversorgung Deutschlands und Europas gelegt und die Stromnetzinfratsruktur zugleich entlastet. Und mehr noch: Durch den kombinierten Anschluss von Offshore-Windparks via Stromkabel und Pipeline in den Zonen 4 und 5 können volkswirtschaftlich bis zu 31 Mrd. € gespart werden, stellt die neue der E-Bridge Consulting GmbH1 fest.

Fragen aus dem Begleitdokument im Einzelnen Frage 29: Sollen die Annahmen des Szenario C über die Ziele des WindSeeG hinausgehen, auch wenn die Verfügbarkeit der Flächen ungewiss ist? Ja, die Annahmen des Szenario C sollten über die Ziele des Windenergie-auf-See-Gesetz hinausgehen, auch wenn die Verfügbarkeit der Flächen noch ungeklärt ist. Zukünftige Entwicklungen können nicht sicher schon heute berücksichtigt und antizipiert werden. Aus diesem Grund braucht es Szenarien, um im Zeitverlauf flexibel reagieren zu können und die begrenzten Flächenpotentiale der deutschen AWZ in Nord- und Ostsee möglichst effizient zu nutzen. Die optimale Flächennutzung ist final vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie zu lösen, sollte allerdings die bundesdeutschen Erneuerbaren Energieziele aus dem Windenergie-auf-See-Gesetz sowie die des beschlossenen Antrags „Maritime Souveränität in der Zeitenwende“2 abdecken.

#### Frage 30: Sollen für die potenziell nutzbaren Flächen der Doggerbank elektrische Anbindungen unterstellt werden oder sollen diese Potenziale der Erzeugung von Wasserstoff auf See vorbehalten werden?

In jedem Fall werden Flächenpotentiale von 10 GW für die Wasserstofferzeugung auf See (Offshore-Elektrolyse) verbindlich benötigt. Studien aus 2022 von AFRY3 sowie aus 2023 von DNV4 haben grundsätzlich die Vorteilhaftigkeit der Wasserstofferzeugung auf hoher See und den Abtransport per Pipeline festgestellt. Deswegen sollten gerade die Flächen in der weit entfernten Doggerbank der Erzeugung von Wasserstoff vorbehalten werden. Die Flächen in der Zone 5 sind mehr als 300km vom Festland entfernt, so dass die Standardkostensätze aus dem letzten NEP für Offshore-Kabelanbindung beispielhaft angesetzt werden können. Allein für den Offshore-Bereich sind folgende Kosten zu veranschlagen: • 2 GW Offshore-Exportkabel (525 kV): 6,00 Mio. EUR/ km5 • 20 GW Offshore-Pipeline (48“): 7,48 Mio. EUR/ km6 Exemplarisch heißt das: Um das Potenzial in der deutschen AWZ zu heben, muss eine Transportkapazität von 10 GW geschaffen werden – entweder über eine Pipeline oder fünf 5 Kabelsysteme. So ergeben sich signifikante Kostenvorteile für eine Offshore-Pipeline. • 30 Mio. EUR / km für Kabelsysteme vs. • 3,24 Mio. EUR / km für die Pipeline7 Die zusätzlichen Kosten für die Weiterführung der Kabeltrassen onshore von bis zu 300km sind dabei noch nicht berücksichtigt, während das Wasserstoff-Kernnetz diese Mengen mühelos aufnehmen kann. Prinzipiell eignet sich die Doggerbank in der Nordsee hervorragend für die europäische Vernetzung der Energietransportinfrastruktur. Aufgrund ihrer Lage, Wassertiefe und Größe bietet sie optimale Bedingungen für die Entwicklung von Offshore-Windenergieprojekten. Diese sollten neben der Stromerzeugung auch für die Erzeugung von grünem Wasserstoff auf See genutzt werden. Durch den Ausbau der Energietransportinfrastruktur könnte die Doggerbank als zentraler Knotenpunkt dienen, der die Windenergie in Form von grünen Elektronen und grünen Molekülen zwischen den europäischen Ländern effizient verteilt. Dies würde die Energiesicherheit stärken und zur Erreichung der Klimaziele beitragen. Eine weitere Möglichkeit, das volle Windpotential zu nutzen, könnten so genannte kombinierte Anschlusssysteme (engl: mixed connection concepts) von Stromkabel und Pipeline sein: Mit Blick auf das Gesamtenergiesystem kommt die zitierte Studie der E-Bridge Consulting GmbH aus August 2024 zu dem Schluss, dass diese kombinierten Anschlusskonzepte sozio-ökonomische Kostenvorteile von bis zu 31 Mrd. € bieten. Verantwortlich dafür sind a) die effizientere Nutzung der Transportinfrastruktur für Strom und Wasserstoff, b) weniger Überkapazitäten und negative Strompreise sowie c) eine höhere Flexibilität im Stromnetz und eine bessere Auslastung der Offshore-Windparks und Elektrolyseure. Diese Einsparungen für Netzkunden (vor allem breite Teile der Gesellschaft) machen das generationsübergreifende Projekt Energiewende, trotz der jüngst gestiegenen Kosten, bezahlbar. Hierfür muss allerdings der gesetzliche Rahmen (konkret das Windenergie-auf-See-Gesetz) kombinierte Anschlusskonzepte (Stromkabel und Pipeline) zulassen.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/aquaventus-stellungnahme-zur-konsultation-szenariorahmen-strom-und-gas
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20240930-AquaVentus-StN-Szenariorahmen-NEP.pdf

### 2024-08-09 — AquaVentus-Stellungnahme zum Entwurf des Flächenentwicklungsplanes vom 07.06.2024

Zusammenfassung • AquaVentus begrüßt weiterhin, dass es hinreichend verbleibende Flächen in den Zonen 4 und 5 gibt, die die Perspektive für bis zu 10 GW Elektrolyseleistung auf See ermöglichen können. Die langen Planungshorizonte erfordern hier fachplanerische Flexibilität – nicht notwendige Festlegungen sollten vermieden werden. • Darüber hinaus begrüßt AquaVentus, dass das Konzept für eine nationale und europäische Sammelpipeline, die sowohl Wasserstoffpotentiale aus SEN-Gebieten als auch aus Nordseeanrainerstaaten einbindet, ermöglicht wurde und die damit einhergehende Möglichkeit der Trassierung durch bestehende oder zu erweiternde Grenzkorridore. • Die Flächenentwicklungsplanung muss sicherstellen, dass im SEN-1-Gebiet sowie in weiteren möglichen SEN-Gebieten produzierter Wasserstoff in die Festland-Wasserstoffinfrastruktur transportiert werden kann. Deswegen müssen die Planungen zum Wasserstoffkernnetz, die den Anlandepunkt „Raum Wilhelmshaven“ vorsehen, Eingang in den FEP finden. • Den Anlandepunkt „Raum Wilhelmshaven“ im Blick haltend, ist es aus planerischen Gesichtspunkten sinnvoll, dass SEN 1-Gebiet möglichst direkt und ohne Kreuzung bestehender Infrastruktur ans Festland anzubinden. Es bietet sich der Verlauf der Sammelpipeline nordöstlich des SEN 1-Gebiets an und in Parallellage zu bestehender Infrastruktur. Der Eintritt ins Küstenmeer könnte durch Grenzkorridor N III oder vorzugsweise durch einen neuen Korridor, der östlich von N III liegt, erfolgen. Wie genau die Anbindung der SEN-Flächen effizient erfolgen kann, ist erst nach dem konkreten Flächenzuschnitt des SEN-1 Areals zu beantworten. • Darüber hinaus plädieren wir für eine enge Abstimmung aller Stakeholder innerhalb einer „Entwicklungsallianz für Wasserstofferzeugung auf See“. In einem derartigen Gremium könnte den wachsenden Herausforderungen für derartige Projekte begegnet und nach Lösungsansätzen dafür gesucht werden. Nur ein enges Zusammenwirken von Wissenschaft und Forschung, Industrie sowie Politik und Verwaltung verspricht dem Vorhaben gerecht zu werden.

Im Einzelnen 1. Lange Planungshorizonte erfordern fachplanerische Flexibilität zur bestmöglichen Erreichung der Kapazitätsausbau- und Klimaschutzziele

Flexibilisierungsoptionen für zukünftige Entwicklungen • Der AquaVentus Förderverein e.V. unterstreicht erneut, dass zur Erreichung der Klimaschutzziele und im Sinne der Energiesicherheit die begrenzten Flächenpotentiale der deutschen AWZ in Nord- und Ostsee möglichst effizient genutzt werden müssen. Insofern ist es richtig, dass der Flächenentwicklungsplan die für den Windenergieausbau auf See verfügbare Meeresfläche konsequent ausnutzt. Gleichzeitig ist aber der weiter anvisierte Planungshorizont des FEP bis mindestens ins Jahr 2037 ausgesprochen lang und unterliegt dementsprechenden technologischen, ökonomischen und regulatorischen Unsicherheiten. Zukünftige Entwicklungen können nicht sicher schon heute berücksichtigt und antizipiert werden. Aus diesem Grund führen vergleichbare Planungsdokumente – wie beispielsweise der Netzentwicklungsplan – Szenarien zur Entwicklung der zu treffenden Annahmen an, um im Zeitverlauf möglichst flexibel reagieren zu können. • Bei der Festlegung der weiteren Flächen in den Zonen 4 und 5 sollte zudem das Potenzial der Wasserstofferzeugung auf See und potenziell weiterer Flächen hinreichend berücksichtigt werden. Dieses setzt jedoch einen längeren und ergebnisoffenen Stakeholder-Dialog sowie politische Steuerung voraus. Aus Sicht von AquaVentus ist es daher entscheidend, dass das Ergebnis eines solchen Dialogs in die weitere Fachplanung einfließen kann, um daraus die notwendigen Festlegungen zu entwickeln.

Gemeinsames Denken und Planen angesichts neuer Herausforderungen • Wir nehmen seitens der Industrie wahr, dass es zunehmend Herausforderungen in wirtschaftlicher, technologischer und regulatorischer Hinsicht gibt, so dass sich die Situation von möglichen Projekten hierdurch geändert hat. • Das gilt sowohl für klassische Offshore-Projekte als auch für Projekte auf den SEN-Flächen. Wesentlich sind es externe Faktoren, die die Projektplanung und Projektumsetzung schwieriger werden lassen. Hierzu zählen die Inflation, Kostensteigerungen entlang der Wertschöpfungskette, Engpässe und Lücken in der Lieferkette. Es bedarf daher einer gemeinsamen Anstrengung aller Beteiligten, auch von Politik und Behörden, die Ziele der Nationalen Wasserstoffstrategie zu untersetzen sowie Produktion und Transport auf hoher See zu ermöglichen, indem man die Realisierungswahrscheinlichkeit durch geeignete Instrumente und Planungen unterstützt.

Fortentwicklung der Planungen auf der Grundlage konkreter und nachvollziehbarer Modellierungen • Verschiedene Studien, wie die von AFRY 1 oder DNV2, unterstreichen die erheblichen Vorteile des von AquaVentus verfolgten Konzeptes von bis zu 10 GW Elektrolyseleistung in den weit vom Festland entfernten Gebieten der deutschen AWZ. Die Ausbaugeschwindigkeit wird signifikant erhöht, die Investitionskosten sinken und der kritische Umwelteinfluss wird auf ein Minimum reduziert. Die Nutzbarmachung dieser Vorteile stellt eine technische, ökologische und ökonomische Chance dar, dringend benötigten grünen Wasserstoff versorgungssicher und in großen Mengen durch die Erzeugung auf See zur Verfügung zu stellen. Ob sie genutzt werden kann, hängt vom regulatorischen Rahmen ab. Die Spielräume im Wind-See-Gesetz sollten daher genutzt werden und weitere Flächen bezüglich des Energietransports nicht frühzeitig und vorschnell festgelegt werden. • Wasserstofferzeugung auf See soll dabei keine Konkurrenz zu Stromerzeugung auf See werden. Das größte Potenzial sehen wir gerade im Zusammenspiel beider sich ergänzender Technologien. • AquaVentus wird deshalb zeitnah eine weitere Studie veröffentlichen, die die Potenziale “kombinierter Anschlusskonzepte“ aus Stromtransport und Pipeline aufzeigen. Gerade im Hinblick auf die Herausforderungen beim Abtransport von Offshore-Strom (z.B. Preise und Auslastung von Seekabeln und Konvertern) könnte durch diversifizierte Konzepte eine höhere Resilienz beim Offshore Wind Ausbau erreicht werden.

/ 2 https://aquaventus.org/expertenwissen/ / 2. Sammelpipeline • Wir begrüßen, dass in der Fortschreibung des FEP das Konzept einer Sammelpipeline zum Abtransport des in den sonstigen Energiebereichen erzeugten Energieträgers Wasserstoff Eingang gefunden hat. Ob der Anschluss des SEN-1 Gebietes sowie weiterer SEN-Gebiete effizient und zeitnah realisiert werden kann, hängt von der Leitungsführung ab. • Um den Eingriff in die maritime Umwelt möglichst gering zu halten und das Projekt zugleich kosten- und zeiteffizient umsetzen zu können, wird die Trassenführung (Routing) der Pipeline AquaDuctus und die Anbindung der SEN-1 Fläche ans Festland entscheidend sein. Dabei müssen die Planungen zum Wasserstoffkernnetz, das von den Fernleitungsnetzbetreibern am 22.7.2024 bei der Bundesnetzagentur beantragt wurde, zwangsläufig bei der FEP-Planung Berücksichtigung finden. Für die Pipeline besteht nun eine planerische Bedarfsstellung. Das Kernnetz sieht den Raum Wilhelmshaven als Wasserstoffknotenpunkt mehrerer Offshore- und Onshore-Projekte für Produktion und Infrastruktur vor (siehe Abbildung 1). Im Sinne einer effizienten Planung ist es daher erforderlich, die Anlandung von AquaDuctus und Weiterführung in Onshore-Infrastruktur dort zu lokalisieren.

Abbildung 1: Ausschnitt Wasserstoff-Kernnetz, Stand: 22.7.2024 – Solange noch keine Entscheidung über die Aufteilung der SEN-Flächen getroffen wurde, ist die Konsultationsfrage F9 schwer zu beantworten. Prinzipiell befürworten und bevorzugt AquaVentus eine Routenführung, die den Kernnetz-Anlandepunkt „Raum Wilhelmshaven“ im Blick hält. Es bietet sich der Verlauf der Sammelpipeline nordöstlich des SEN 1-Gebiets an, in Parallellage zu bestehender Infrastruktur. Der Eintritt ins Küstenmeer sollte im Sinne einer möglichst direkten und flächensparsamen Trassierung durch den Grenzkorridor N III oder durch einen neuen Korridor (bevorzugte Variante), der östlich von N III liegt, erfolgen. • Weiterhin schreibt der FEP-Entwurf in 3.1 „Grenzkorridore zum Küstenmeer“ auf Seite 60 unten: …Grenzkorridore sind explizit für Stromleitungen vorgesehen. Für Rohrleitungen [AquaDuctus-Pipeline] sind hier keine Kapazitäten vorgesehen, sodass diese außerhalb der festgelegten Grenzkorridore zu führen sind… Diese Formulierung widerspricht der Konsultationsfrage F9, muss angepasst werden und sollte in Einklang mit einer bevorzugten Trassierung durch einen neuen Korridor, welcher östlich von N III liegt, erfolgen. • Die Bundesregierung schreibt darüber hinaus pipelinebasierten Importen durch den Nordseekorridor eine hohe Bedeutung zu und hat dies in ihrem Update der am 24.7.2024 beschlossenen Wasserstoff-Importstrategie unterstrichen. Perspektivisch kann Europa von einem koordiniert geplanten Offshore-Verbundnetz profitieren, das Produzenten mit Abnehmern sinnvoll verbindet. Deutschland sollte sich frühzeitig in der maritimen Planung mit Nachbarstaaten (z.B. Norwegen, Niederlanden) abstimmen. Auch dies sollte die Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans von Beginn an berücksichtigen.

Konsultationsfrage F9 Mögliche Trassenverläufe zur Anbindung von SEN-1 Ein möglicher Trassenverlauf für eine Wasserstoffrohrleitung, über die auch SEN-1 angebunden werden kann, führt von SEN-1 in Richtung Südosten zum Vorbehaltsgebiet Verteidigung. Dort soll er nach Süden abknicken und westlich von N-2 zum Grenzkorridor N-I laufen. Alternativ wird eine Trassenführung in Richtung N-III konsultiert.

Abbildung 2: Wasserstoffrohrleitung - möglicher Trassenverlauf zwischen SEN-1 und dem Küstenmeer Gibt es aus Ihrer Sicht grundlegende Einwände gegen den beschriebenen Trassenverlauf? Wäre in dem Fall die Alternative, die Trasse vom Vorbehaltsgebiet Verteidigung östlich von Gebiet N-3 zum Grenzkorridor N-III zu führen, vorteilhafter? Bitte begründen Sie dies. Antwort

Für das Wasserstoffkernnetz-Vorhaben AquaDuctus ist eine Anlandung im Großraum Wilhelmshaven geplant. Eine Anbindung von SEN-1 mit einer Routenführung in Erweiterung des Grenzkorridors N-I ist nicht sinnvoll. Bereits auf dem Abschnitt vom Austritt aus SEN-1 bis zum Grenzkorridor N-I wären 24 Kreuzungen mit bestehenden oder geplanten Leitungsinfrastrukturen (Kabel und Pipelines) erforderlich. Eine Weiterführung im Küstenmeer von N-I bis in den Großraum Wilhelmshaven müsste südlich des

Vorranggebiets Schifffahrt über eine Trassenlänge von ca. 100 Kilometern parallel zur Küste, zu großen Teilen durch den Nationalpark und Natura 2000 Gebiet geplant werden. Im Küstenmeer würden zudem 28 weitere Kreuzungen inklusive der zugehörigen Kreuzungsbauwerke in Bereichen mit geringeren Wassertiefen erforderlich. Eine derartige Trassenführung kann daher nicht vorzugswürdig sein. Auch eine Leitungsführung in Kombination eines westlichen Austritts aus SEN-1 in Kombination mit einer Erweiterung des Grenzkorridors N-III ist unter Hinweis auf die Vielzahl der resultierenden Kreuzungen (37) nicht vorzugswürdig. Eine östliche Leitungsführung mit zwei Trassenvarianten ist dem gegenüber zu bevorzugen (vgl. Abbildung 3). Mit dieser Trassierung werden deutlich weniger Kabel- und Pipelinekreuzungen erforderlich und eine entsprechend flächensparsame Planung ermöglicht. Im Vergleich zu den im FEP-Entwurf vorgeschlagenen Leitungsverläufen kann im Bereich der AWZ die Anzahl der Kreuzungen so von 24 (bzw. 37) auf 8 reduziert werden. Eine der Trassenvarianten verläuft in der gesamten AWZ parallel zu bestehenden und geplanten Kabeltrassen. Der Übertritt in das Küstenmeer könnte in östlicher Erweiterung von N-III erfolgen. Eine zweite Variante verläuft ebenfalls in Bündelung mit geplanten Kabeltrassen und knickt dann Richtung Süden entlang des östlichen Randes des Vorranggebietes Verteidigung (U-Boot Tauchgebiet) ab. Durch die östliche Trassenführung und den Übertritt in das Küstenmeer östlich des Grenzkorridors N-III werden potenzielle Konflikte mit den zukünftigen Netzanbindungssystemen nach Baltrum/ Langeoog minimiert. Zudem wird der in Richtung N-III verlaufende Kabelkorridor im Osten nicht durch eine Pipeline beschränkt.

Abbildung 3: Vorzugvarianten der Leitungsführung für AquaDuctus in der AWZ zwischen SEN-1 und dem Übertritt in Küstenmeer.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/aquaventus-stellungnahme-zum-entwurf-des-flaechenentwicklungsplanes-vom
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20240807-AquaVentus-StN-FEP-Entwurf.pdf

### 2024-02-14 — Stellungnahme - Umsetzung der novellierten EU-Erneuerbaren-Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED III) für die Bereiche Wind auf See

Der AquaVentus Förderverein e.V. begrüßt den vorliegenden Gesetzesentwurf, mit dem eine Beschleunigung des Wasserstoff-Markthochlaufes ermöglicht wird. Besonders die Intention der Richtlinie in ihrer geplanten Umsetzung im Wind-auf-See-Gesetz, mit dem Ziel die Genehmigungsverfahren für Projekte im Bereich erneuerbarer Energien deutlich zu beschleunigen, unterstützt der AquaVentus Förderverein mit seinen über 100 Mitgliedern.

Weiterhin ist es zu befürworten, dass die Errichtung von Anlagen für die Wasserstofferzeugung auf See mit Blick auf das zukünftige Energiegesamtsystem im überragenden öffentlichen Interesse liegen. Die geplante Gesetzgebung vereinheitlicht hiermit die Standards für Offshore-Windkraftanlagen und schafft die notwendigen gleichen Wettbewerbsbedingungen, um eine technologieoffene Weiterentwicklung zur effizienten Gewinnung von Offshore-Windenergie zu ermöglichen.

Das passende Auktionsdesign, das den erheblichen Risiken der ersten Projekte Rechnung trägt, ist eine entscheidende Voraussetzung für den erfolgreichen Hochlauf dieser Technologie. Damit ist die Realisierung der Projekte auf den SEN-1 Flächen und der Abtransport der Mengen über eine europäisch angebundene nationale Sammelpipeline sicherzustellen. Daneben braucht es für den Aufbau der Lieferkette einen verbindlichen Ausbaupfad. Dieser beginnt mit einem verlässlichen Zeitplan für die anstehenden SEN-1 Auktionen und reicht bis zur Optionierung weiterer Flächen in der AWZ von 10 Gigawatt für die Offshore-Elektrolyse im „AquaVentus-Zielgebiet“, dem Entenschnabel.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-umsetzung-der-novellierten-eu-erneuerbaren-richtlinie-eu
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20240214-AquaVentus-StN-Umsetzung-RED-III.pdf

### 2023-10-24 — Stellungnahme zum Referentenentwurf des BMWE zum Entwurf eines 3. Gesetzes zur Änderung des EnWG

Stellungnahme zum Referentenentwurf integrierte Netzentwicklungsplanung Der AquaVentus Förderverein e.V. begrüßt den vorliegenden Gesetzesentwurf, mit dem nicht nur die zweite Stufe der Entwicklung eines deutschlandweiten Wasserstoffnetzes eingeläutet, sondern auch die Beschleunigung des Wasserstoff-Markthochlaufes verstetigt wird.

AquaVentus möchte in diesem Zusammenhang allerdings darauf aufmerksam machen, dass die Aufnahme von Offshore-Infrastruktur in der Nordsee Eingang in den Regelprozess zur integrierten Netzplanung ab 2025 finden muss. Nur so kann die nötige Transportinfrastruktur geschaffen werden, um das Wasserstoffpotenzial, das sowohl in der Nationalen Wasserstoffstrategie als auch in der Importstrategie des Bundes erwähnt wird, in seiner Fülle zu heben.

Mit der Aufnahme von Offshore-Infrastruktur würde die Logik der Kriterien beim Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes analog weitergeführt: Hier stellt die EnWG-Novellierung in der Begründung klar, dass Offshore-Leitungen in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) der Nord- und Ostsee im Kernnetz zu berücksichtigen sind. Diese Leitungen werden zentrale Importleitungen für Wasserstoff sein und maßgeblich zum Wasserstoffhochlauf in Deutschland und Europa beitragen.

Wir sehen es daher als notwendig an, dass auch der neue Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff Offshore-H2-Leitungen umfassen muss und würden eine Textanpassung in § 15 a begrüßen, welche auch die Offshore-Infrastruktur beinhaltet.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-zum-referentenentwurf-des-bmwe-zum-entwurf-eines-3
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20231020-AquaVentus-Stellungnahme-Ref-Entwurf-NEP-Gas.pdf

### 2023-09-29 — AquaVentus Stellungnahme zum Vorentwurf zur Änderung und Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans

Bekanntmachung über die Einleitung des Verfahrens zur Änderung und Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans (FEP) gemäß § 8 (WindSeeG)

Stellungnahme des Zusammenfassung:

– AquaVentus begrüßt, dass es noch hinreichend verbleibende Flächen in den Zonen 4 und 5 gibt, die die Perspektive für bis zu 10 GW Elektrolyse-leistung auf See möglich scheinen lassen. Die langen Planungshorizonte erfordern hier fachplanerische Flexibilität – nicht notwendige Festlegungen sollten daher vermieden werden.

– Darüber hinaus begrüßen wir, dass das Konzept für eine nationale und europäische Sammelpipeline, die sowohl Wasserstoffpotentiale aus SEN-Gebieten sowie aus Nordseeanrainerstaaten einbindet, weiter konkretisiert und die Trassierung durch die Grenzkorridore flexibilisiert wurde.

– Mit der Flächenentwicklungsplanung sollte sichergestellt werden, dass der Anschluss des bereits ausgewiesenen SEN-1-Gebiets sowie weiterer möglicher SEN-Gebiete an die Wasserstoff-Sammelpipeline möglichst effizient und zeitnah planbar ermöglicht werden kann.

#### 1. Lange Planungshorizonte erfordern fachplanerische Flexibilität zur bestmöglichen Erreichung der Kapazitätsausbau- und Klimaschutzziele

Der AquaVentus Förderverein unterstreicht, dass zur Erreichung der Klimaschutzziele und im Sinne der Energiesicherheit die begrenzten Flächenpotentiale der deutschen AWZ in Nord- und Ostsee möglichst effizient genutzt werden müssen. Insofern ist es richtig, dass der Flächenentwicklungsplan die für den Windenergieausbau auf See verfügbare Meeresfläche konsequent ausnutzt. Gleichzeitig ist aber der anvisierte Planungshorizont des FEP bis mindestens ins Jahr 2037 ausgesprochen lang und unterliegt dementsprechend erheblichen technologischen, ökonomischen und regulatorischen Unsicherheiten. Zukünftige Entwicklungen können nicht sicher schon heute berücksichtigt und antizipiert werden. Aus diesem Grund führen vergleichbare Planungsdokumente - wie beispielsweise der Netzentwicklungsplan - Szenarien zur Entwicklung der zu treffenden Annahmen an, um im Zeitverlauf möglichst flexibel reagieren zu können.

Verschiedene Studien, wie die von AFRY1 oder DNV2, unterstreichen die erheblichen Vorteile des von AquaVentus verfolgten Konzeptes von bis zu 10 GW Elektrolyseleistung in den weit vom Festland entfernten Gebieten der deutschen AWZ. Die Ausbaugeschwindigkeit wird signifikant erhöht, die Investitionskosten sinken und der kritische Umwelteinfluss wird auf ein Minimum reduziert. Darüber hinaus unterstreicht die Fraunhofer IWES-Studie zu Offshore-Flächenpotentialen3, wie im Sinne des Klimaschutzes mittels Repowering oder Co-Nutzung insgesamt mehr Kapazität und auch eine höhere Flächeneffizienz erreicht werden kann. Die Nutzbarmachung dieser Vorteile stellt eine technische, ökologische und ökonomische Chance dar, dringend benötigten grünen Wasserstoff versorgungssicher und in großen Mengen Offshore zur Verfügung zu stellen, ist aber davon abhängig, dass der regulatorische Rahmen dafür entsteht. Die Spielräume im WindSeeG sollten daher genutzt werden und weitere Flächen nicht frühzeitig endgültig festgelegt werden.

Bei der Festlegung der weiteren Flächen westlich der SN 10 sollte daher das Potenzial von Offshore Wasserstoff und potenziell weiterer Flächen hinreichend berücksichtigt werden. Dieses setzt jedoch einen längeren und ergebnisoffenen Stakeholder-Dialog sowie politische Steuerung voraus. Aus Sicht von AquaVentus ist es daher entscheidend, dass das Ergebnis eines solchen Dialogs in die weitere Fachplanung mit einfließen kann, um daraus die notwendigen Festlegungen zu entwickeln.

2. Sammelpipeline AquaVentus begrüßt, dass durch die Überarbeitung des FEP die Erzeugung von Wasserstoff offshore mit anschließendem Abtransport über eine hinreichend dimensionierte Wasserstoff-Sammelpipeline ermöglicht wird. Dies eröffnet die notwendige Perspektive für die Umsetzung des AQV-Konzeptes von 10 GW Wasserstoff offshore und stellt einen wichtigen regulatorischen Meilenstein für die Initiative dar. Die Klarstellungen in Kapitel 8) sind hierfür hilfreich, aber noch nicht hinreichend. Sehr zu begrüßen ist jedoch die Flexibilisierung hinsichtlich der Nutzung der Grenzkorridore, die die Trassierung erleichtert. Es ist für uns sehr gut nachvollziehbar, dass weitere Abstimmungen mit den an die deutsche AWZ angrenzenden Nachbarstaaten erforderlich sind, um die überaus zielführende Perspektive zur Nutzung der Wasserstoff-Sammelpipeline für die europäische Vernetzung realisieren zu können.

3. Anbindung der SEN-Flächen Entsprechend den Erwägungen zur Verlegung von Stromtrassen sollte auch hinsichtlich der Anbindung der SEN-Flächen über eine Wasserstoff-Sammelpipeline vergleichbar nachgedacht werden. Es ist von ökonomisch und ökologisch herausragender Bedeutung, dass hier eine räumlich effiziente Anbindung erfolgt, die die SEN-Projekte und die maritime Umwelt möglichst entlastet. Der Schutz der maritimen Umwelt ist nicht nur aus sich heraus für AquaVentus ein zentrales Ziel, sondern zugleich ein wesentlicher Baustein für die Akzeptanz in der Gesellschaft.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/aquaventus-stellungnahme-zum-vorentwurf-zur-aenderung-und
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20230928-AquaVentus-Stellungnahme-FEP-Entwurf.pdf

### 2023-04-03 — AquaVentus Stellungnahme: Konsultation möglicher Teilbereiche bei der Ausschreibung von SEN-1

Konsultation möglicher Teilbereiche bei der Ausschreibung von SEN-1 Konsultation für den Zuschnitt von Teilbereichen des sonstigen Energiegewinnungsbereiches SEN-1 und zu einer möglichen zeitlichen Staffelung

Der AquaVentus Förderverein e.V. begrüßt die angestoßene Konsultation über mögliche Teilbereiche bei der Ausschreibung von SEN-1 ausdrücklich. Wir erkennen darin die nachhaltigen Anstrengungen des BMWK, die Anregungen und Hinweise des Marktes aus vorangegangenen Konsultationen aufzunehmen und im Interesse eines erfolgreichen Wasserstoffhochlaufs in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) weiter zu diskutieren. Die Teilung des im Flächenentwicklungsplan (FEP) vorgesehen 102 km2 großen SEN-Bereichs in mehrere Einzelflächen und die damit mögliche, sequenzielle Vergabe ist dabei ein zentraler und richtiger Schritt zur Erreichung des schnellen sowie (förder)effizienten Markthochlaufs für die Offshore-Elektrolyse. Wir nehmen hierfür Bezug auf unsere bisherigen Stellungnahmen zum FEP und der Marktkonsultation der Eckpunkte Förderrichtlinie Offshore-Elektrolyse aus Januar 2023.

Schrittweiser Hochlauf soll Lernkurve ermöglichen Es geht um das erste großskalierte Offshore-Elektrolyse-Projekt dieser Art, welches trotz aller planerischen und technologischen Herausforderungen erfolgreich sein muss, um als Grundlage für weitere Offshore-Wasserstoff-Produktion zu dienen. Mit den Erkenntnissen aus diesem Erstprojekt soll und muss eine technologische sowie Lernkurve entlang der Wertschöpfungskette beginnen, die Folgeprojekte unter weiterer Risikominimierung schneller und effizienter entstehen lässt. Hierfür ist es unerlässlich, mehr als eine Fläche zeitlich gestaffelt auszuschreiben, um diese Lerneffekte zu heben. Eine zeitgleiche Ausschreibung mehrerer Flächen würde den gewünschten Lerneffekt verhindern. Gleichzeitig bietet es sich aus den vorgenannten Gründen an, zunächst mit einer kleineren Fläche zu beginnen, um Risiken zu reduzieren sowie das Potenzial des Lernerfolgs in Relation zum Zeitaufwand auf weiteren Flächen schnellstmöglich im Gigawatt-Bereich nutzen zu können.

Gebots-/Anbietervielfalt durch Ausschreibung einer kleineren Fläche gewährleisten AquaVentus tritt dafür ein, dass verschiedene Anbieter eine Vielfalt an Geboten ermöglichen. Die Anbietervielfalt wird nur durch die initiale Ausschreibung von einer (kleineren) (Teil-)Fläche gewährleistet, auf die sich mehrere potenzielle Bieter konzentrieren können. Dieser intensive Wettbewerb der Entwickler muss in einer Auswahl des besten und erfolgversprechendsten Gebots nach den Qualitätskriterien der Sonstige-Energiegewinnungsbereiche-Verordnung (SoEnergieV) den richtigen Grundstein für die Offshore-Elektrolyse legen. AquaVentus geht davon aus, dass bei weiteren Ausschreibungen es zu einer Verringerung der Komplexität von Planungs- und Koordinierungsprozessen kommt, was einen schnelleren Hochlauf der Offshore-Elektrolyse begünstigt. Daher ist eine weitere Voraussetzung für die Schaffung einer nachhaltigen Lernkurve entlang der gesamten Wertschöpfungskette, dass die Ausschreibungen in einem maßvollen zeitlichen Abstand nacheinander erfolgen.

Stufenweiser Ausbau sichert Fördereffizienz sowie Hochlaufgeschwindigkeit Es ist im Interesse der deutschen Volkswirtschaft, die notwendigen Fördermittel effizient einzusetzen und degressiv in weiteren Ausschreibungen gestalten zu können. Hierfür ist es zentral, die beschriebenen Lerneffekte auf Grundlage des Lernerfolgs aus dem Erstprojekt nutzbar zu machen. Der Bedarf an Fördermitteln wird erwartungsgemäß signifikant sinken, wenn die Erfahrungen von einer kleineren Fläche auf dann zeitlich späteren, größeren Flächen erhebliche Effizienzgewinne ermöglichen. Auch verhindert eine Aufteilung der Flächenkulisse in mehrere Teilprojekte Klumpenrisiken bei der Fördervergabe und erhöht die Wahrscheinlichkeit eines erfolgreichen Projekts sowie eines erfolgreichen Fördermitteleinsatzes. AquaVentus sieht in der Strategie des stufenweisen Ausbaus die Chance, schnellstmöglich und gesichert in den Gigawatt-Bereich vorzustoßen.

#### Antworten auf Fragen 1) Stimmen Sie einer Ausschreibung von SEN-1 in Teilbereichen grundsätzlich zu?

Wir halten aus allen genannten Gründen die (zeitlich gestaffelte) Ausschreibung und Realisierung von Teilflächen für zwingend, um eine möglichst große Gebots-/ Anbietervielfalt zu generieren und Projektrisiken zu begrenzen. Dies ist zugleich erforderlich, um die Qualitätskriterien der SoEnergieV bei der Flächenvergabe entscheidend zum Tragen kommen zu lassen.

2) Halten Sie eine oder mehrere Varianten des Zuschnitts von Teilbereichen für vorzugswürdig? Bitte begründen Sie Ihre Entscheidung.

Wir halten alle Varianten für tragfähig, sofern jeweils in einem ersten Schritt mit der Ausschreibung einer kleinen Fläche begonnen und in einem zweiten Schritt mit der Ausschreibung einer deutlich größeren (Gesamt-)Fläche fortgefahren wird. Insbesondere Variante 1 und 2 erfüllen, bei richtiger Ausschreibungsreihenfolge, wie präsentiert diese Anforderung.

3) Sollten die einzelnen Teilbereiche in einem gemeinsamen Ausschreibungsverfahren zeitgleich ausgeschrieben werden oder halten Sie eine zeitlich aufeinander folgende Ausschreibung jeweils eines Teilbereichs für sinnvoll? Wie lang sollte der Zeitraum zwischen den jeweiligen Ausschreibungen der Teilbereiche sein? Bitte begründen Sie.

Wie dargelegt sehen wir nur in zeitlich gestaffelten Ausschreibungen und Realisierung die Möglichkeit, einerseits die Anbietervielfalt auf zunächst eine Fläche zu konzentrieren. So werden die Qualitätskriterien der SoEnergieV zielgerecht angewandt und ermöglichen, dass das geeignetste Gebot den Zuschlag erhält. Andererseits ermöglicht der beschriebene zeitversetzte Angang die technologischen und planerischen Lernerfolge für weitere Projekte nutzbar zu machen. Wir rechnen mit Effizienzgewinnen, die zugleich den zukünftigen Fördermittelbedarf reduzieren. Weiterhin können Folgeprojekte schneller realisiert werden, wenn auf die Lerneffekte aus dem Erstprojekt in der gesamten Wertschöpfungskette zurückgegriffen werden kann. Wir empfehlen dem BMWK, sich mit Blick auf den zeitlichen Abstand der Ausschreibungen an den Erkenntnissen und Erfahrungen der Industrie zu orientieren und halten mindestens 2 Jahre für zielführend in punkto Ausschreibungsstart und entsprechendem Baubeginn.

Wir bedanken uns nochmals für die Gelegenheit, im Zuge dieser Konsultation die Position des AquaVentus Fördervereins erläutern zu dürfen und stehen jederzeit weiterhin für den Dialog zur Verfügung.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/aquaventus-stellungnahme-konsultation-moeglicher-teilbereiche-bei-der
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20230331-AQV-Konsultation-Teilbereiche-SEN-1.pdf

### 2023-01-19 — Stellungnahme: Eckpunkte Förderrichtlinie Offshore-Elektrolyse des BMWE

Konsultation der Öffentlichkeit: Eckpunkte Förderrichtlinie Offshore-Elektrolyse des BMWK 18.01.2023 Sehr geehrter Herr Büchner, das Erreichen der Klimaschutz- und Ausbauziele für Grünen Wasserstoff der Bundesrepublik Deutschland ist für uns seit längerem und weiterhin ein zentrales Anliegen. Neben den Strategien und politischen Absichtserklärungen bedarf es einer zügigen und zeitnahen Umsetzung von konkreten und zielgerichteten Maßnahmen, um die Wasserstoffwirtschaft in Deutschland und Europa aufzubauen und voranzubringen. Wir begrüßen deshalb nachdrücklich die Veröffentlichung der Eckpunkte für eine Förderrichtlinie für Offshore-Elektrolyse. Das AquaVentus-Konzept hat das Ziel, mit 10 GW Offshore-Elektrolyseleistung einen wichtigen Beitrag für die nationalen Wasserstoffziele zu leisten und tritt zudem auch für eine europäische Vernetzung ein. Die geplante Flächenausschreibung für den SEN-1 Bereich und dessen vorgelagerte Förderausschreibung, auf Grundlage einer noch zu verfassenden Förderrichtlinie, kann der entscheidende Startschuss sein, um die Ziele bei der Offshore-Elektrolyse zu erreichen. Wir sehen eine große Chance, dass beide Ausschreibungen in ihrem durchaus neuartigen Zusammenspiel gemeinsam zum nachhaltigen Hochlauf der Offshore-Wasserstoffwirtschaft beitragen können, der auch und gerade durch den Wettbewerb um das beste Konzept auf Grundlage der qualitativen Kriterien der Sonstige-Energiegewinnungsbereiche-Verordnung (SoEnergieV) erreicht werden kann.

AquaVentus Förderverein e.V. Vorstand: Deshalb sind wir dankbar, dass wir Gelegenheit haben, uns aktiv in diese Konsultation einzubringen. Wir bitten um Kenntnisnahme und Berücksichtigung der hier beigefügten Argumente. Für das weitere Verfahren zur Vorbereitung der Förderausschreibung halten wir es für dringend erforderlich, den ergänzenden Austausch mit den Branchenakteuren zu suchen. AquaVentus als übergreifende Initiative von mehr als 100 Organisationen, Forschungsinstituten und Unternehmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette hat die Chancen für Offshore-Wasserstoff früh erkannt und das Konzept erstmals 2020 ausformuliert. Gewürdigt wurde dieses große Potential dabei bereits durch die Aufnahme der zwei Teilprojekte AquaPrimus und AquaDuctus in die nationale Vorauswahl für die IPCEI-Förderung. Die AquaVentus Projektfamilie kann wesentlich zur Dekarbonisierung der deutschen wie europäischen Energieversorgung beitragen, bei gleichzeitiger Förderung der heimischen Wertschöpfung, der Schaffung von qualifizierten Arbeitsplätzen in der norddeutschen Region und der Minimierung von Umwelteingriffen. Um dieses Konzept Realität werden zu lassen und die damit verbundenen Vorteile zu ermöglichen, ist es wichtig, gemeinsam die richtigen Weichen zu stellen.

Wir freuen uns auf den weiteren Dialog dazu.

Mit hochseefrischen Grüßen Konsultation der Öffentlichkeit: Eckpunkte Förderrichtlinie Offshore-Elektrolyse Stellungnahme des Zusammenfassung: • AquaVentus begrüßt, dass mit der geplanten Förderrichtlinie der Hochlauf der Wasserstoffproduktion auf See unterstützt werden soll. Wir halten es für sehr zielführend, die SEN-Flächen über eine Wasserstoffpipeline anzuschließen. • In den Eckpunkten der Förderrichtlinie wird dargelegt, dass die Förderung für Projekte einschließlich einer Pipeline erfolgen soll und eine separate Förderung für den Pipelinebau ausgeschlossen wird. Im Hinblick auf die zu erwartende Entflechtung („Unbundling“), aber auch aus betriebswirtschaftlichen Gründen ist die Integration der Pipeline in das Projekt nicht zielführend. Die Bundesregierung sollte vielmehr die Sammelpipeline außerhalb des Projektes fördern, um zeitnah eine großskalige deutsche und europäische Infrastruktur realisieren zu können. • Die Förderausschreibung sollte auf 6 Monate erweitert werden. Im Anschluss an die Bekanntgabe des Fördergewinners sollten mindestens zwei Monate Frist bis zur Angebotsabgabe für die Flächenausschreibung vorgesehen werden. • Die Entscheidung über die Fläche sollte mittels der qualitativen Kriterien der SoEnergieV erfolgen. Die Festlegung auf einen einzigen Förderempfänger in der Förderausschreibung verhindert, dass im Rahmen der SEN-Flächenausschreibung ein Wettbewerb der qualitativ hochwertigsten Projekte erfolgt und riskiert damit den erfolgreichen Start in den Aufbau einer Offshore-Wasserstoffwirtschaft. • Präqualifikationskriterien sollten zudem sicherstellen, dass Entwickler über Kompetenzen in der Entwicklung von Offshore-Wind-Projekten oder Erfahrungen in der Gasprozesstechnik verfügen, um das Realisierungsrisiko zu minimieren. • Die Aufteilung der Fläche auf zwei verschiedene SEN-Flächen, die im Abstand von 2- 3 Jahren ausgeschrieben werden, ist einem einzigen großen sonstigen Energiegewinnungsbereich klar vorzuziehen, um eine schrittweise Skalierung der Technologie zu ermöglichen und den Förderbedarf zu reduzieren. • Sehr gerne würden wir die Vorteile dieses stufenweise voranschreitenden Hochlaufs einer Offshore-Wasserstoff-Wirtschaft ausführlich erläutern und in einen durch das BMWK organisierten Workshop gemeinsam auch mit anderen Stakeholdern der Wasserstoffbranche diskutieren.

Vorbemerkung Wir begrüßen ausdrücklich, dass mit der geplanten Förderrichtlinie der Hochlauf der Wasserstoffproduktion auf See unterstützt werden soll. Auch halten wir es für zielführend, den Anschluss der SEN-Flächen über eine Wasserstoffpipeline zu favorisieren und dabei das Blending des hochwertigen Grünen Wasserstoffs in eine Erdgaspipeline sowie die Option des Schiffstransports nicht zu fördern. Im Folgenden möchten wir auf wesentliche Einzelaspekte eingehen und werden abschließend die konkreten Fragen des BMWK aus unserer Sicht beantworten. Da es sich hier um einige sehr grundlegende und komplexe Aspekte handelt, die es zu diskutieren gilt, regen wir an, diese öffentlich in einem Workshop mit interessierten Stakeholdern zu diskutieren und stehen selbstverständlich jederzeit dafür zur Verfügung.

Pipeline Die Entflechtung von Transport und Produktion ist nötig, um eine unabhängige, diskriminierungsfreie und effiziente Planung eines europäischen Wasserstoffnetzes zu gewährleisten In den Eckpunkten der Förderrichtlinie wird mehrfach ausdrücklich dargelegt, dass die Förderung für Projekte einschließlich des Anschlusses via Pipeline erfolgen soll und eine separate Förderung für den Pipelinebau ausgeschlossen wird. Dabei werden zwei Optionen gesehen. Eine Stichpipeline zu einer Wasserstoffsammelpipeline oder der direkte Anschluss der SEN-Flächen via Pipeline an Land. In beiden Fällen soll die Kapazität mindestens 2 GW betragen und den diskriminierungsfreien Zugang für weitere Projekte ermöglichen. Eine projekteigene Pipeline an Land wurde aus Gründen der raumplanerischen Effizienz bislang nachvollziehbar durch das BSH ausgeschlossen. AquaVentus hatte auch deshalb mit dem Konzept der unabhängigen und diskriminierungsfreien AquaDuctus-Sammelpipeline eine Lösung entwickelt, welche genau diese Anforderungen aufgreift und größtmögliche raumplanerische und ökonomische Effizienz gewährleistet. Diesem Ansatz tragen die Eckpunkte der Förderrichtlinie jedoch nicht hinreichend Rechnung.

a) Grundsätzliches aa) Regulatorische Aspekte Mit Blick auf die zu erwartende Regulierung von Offshore-Pipelines, auch für Wasserstoff, durch die EU haben wir erhebliche Bedenken, wie der Bau und Betrieb einer Transportpipeline in die Ausschreibung des Projekts zur Produktion von Wasserstoff auf See integriert werden kann. AquaVentus hatte sich bislang anhand der Aussagen und Festlegungen von BMWK und BSH sowie mit Blick auf die zu erwartende Regulierung der Wasserstofftransportinfrastruktur auf die in allen Bereichen der Energieinfrastruktur geltende Trennung von Produktion und Infrastruktur ausgerichtet. Entsprechend wurden mit AquaSector und AquaDuctus zwei eigenständige und voneinander komplett getrennte Projekte entwickelt.

Einerseits wurde AquaSector auf den Bau des Windparks mit angeschlossener Elektrolyse ausgerichtet. Andererseits wurde AquaDuctus als Projekt für die Konzipierung einer unabhängigen Sammelpipeline von bis zu 10 GW bis in den sogenannten Entenschnabel und darüber hinaus entwickelt, um ein Wasserstoffnetz mit europäischen Nachbarländern zu ermöglichen. Die Trennung von Transport und Erzeugung halten wir auch weiterhin für entscheidend, um Wasserstoff im benötigten Großmaßstab vor allem für die deutsche Industrie zu transportieren. Es geht mithin um eine große und zentrale Infrastruktur, die es zu entwickeln und zu bauen gilt. Dies ist unserer Meinung nach Aufgabe eines (oder mehrerer) unabhängiger Gas-Fernnetzleitungsbetreiber (TSO), die aufgrund ihrer rechtlichen Einordnung und Zertifizierung den diskriminierungsfreien Zugang zu der Pipeline gewährleisten. Für ein im Wettbewerb stehendes Projektkonsortium, das plant auf den SEN-Flächen Wasserstoff zu produzieren, wäre eine Pipeline ein völlig neues und andersartiges Geschäftsfeld, das derzeit weder kurz- noch mittelfristig umsetzbar ist. AquaVentus ist daher der Meinung, dass das Entflechtungsprinzip schon mit Beginn der Projektplanung gelebt werden sollte, um eine unabhängige, diskriminierungsfreie und volkswirtschaftlich sinnvolle Netzplanung zu gewährleisten.

ab) Betriebswirtschaftliche Aspekte Projektentwickler müssen davon ausgehen, dass die Regeln des „Unbundling“ letztlich auch in diesem Projekt zur Anwendung kommen. Da es sich hier um eine kritische Infrastruktur handelt, halten wir diesen Aspekt nicht nur wirtschaftlich für außerordentlich schwierig. Es bestehen aus Sicht von AquaVentus im vorgeschlagenen Rahmen zwei Optionen, eine Pipeline in das Projekt zu integrieren. • Unterauftragsvergabe für Pipeline: Zum einem kann ein Bieter für die SEN-Flächen einen Unterauftrag für den Bau und Betrieb einer eigenen Pipeline vergeben. In diesem Fall müsste der Projektentwickler jedoch davon ausgehen, dass er die Pipeline im Sinne der Entflechtungsregeln abgeben bzw. z.B. an einen Fernleitungsbetreiber verkaufen müsste. Der Wert einer solchen Pipeline ist allerdings in einem monopolistisch geprägten und im Aufbau befindlichen Markt nur sehr schwer bezifferbar und hängt beispielsweise maßgeblich von potenziellen weiteren Kunden ab. Auf die Ausweisung weiterer SEN-Flächen zur Offshore-Wasserstoffproduktion und damit weitere Kunden hat ein Projektentwickler allerdings keinen Einfluss. Für den Projektentwickler stellt der hier skizzierte Weg also ein unkalkulierbares und potenziell nicht tragfähiges kommerzielles sowie regulatorisches Risiko dar. Darüber hinaus erhöhen sich durch die Pipeline die CAPEX-Anforderungen, wodurch wiederum das Investitionsrisiko des Projektes insgesamt signifikant steigt, während es keine hinreichende Sicherung für die Umsetzung des Pipelineauftrags durch einen Dritten gibt. AquaVentus befürchtet daher, dass diese deutlich erhöhten und teilweise nicht kalkulierbaren Risiken dazu führen können, dass hohe Risikoprämien den Förderbedarf erhöhen und potenzielle Bieter sogar von einem Gebot absehen könnten.

– Vereinbarung mit Fernleitungsbetreiber vor Gebotsabgabe: Eine andere Möglichkeit besteht darin, dass bereits vor Gebotsabgabe eine Vereinbarung beispielsweise mit einem Gas-Fernnetzleitungsbetreiber getroffen wird. Für AquaVentus ist derzeit schwer absehbar, ob eine solche Lösung für eine Transportpipeline im Sinne der Entflechtungsregeln politisch gewollt ist bzw. mittelfristig Bestand haben kann. Unter diesem Gesichtspunkt sind bei AquaVentus zwei unabhängige Projekte für den Transport („AquaDuctus“) und die Produktion („AquaSector“) vorgesehen. Ein solcher Weg bedeutet demnach eine erhebliche Unsicherheit und ein großes Risiko für einen potenziellen Projektentwickler. Zudem würde dies zu Verzögerungen von 12 Monaten oder mehr führen, um mit möglichen Vertragspartnern z.B. zu Sicherheiten, Garantien, Haftung oder Gebotspreis handelseinig zu werden. Beide Optionen sind für den Investor in Windpark und Elektrolyseur mit großen Unsicherheiten auf der Regulierungs- und Projektseite verbunden, erhöhen die Risiken eines Projektentwicklers und führen zu Verzögerungen des Markthochlaufs der Offshore-Wasserstoffindustrie.

b) Pipelinevarianten ba) Stichpipeline Eine sogenannte Stichpipeline des SEN-1 Projekts in eine andere Wasserstoffpipeline ist zwar denkbar, aber aktuell nur schwer konzipierbar, da es - Stand heute - keine ausreichende Sichtbarkeit zum Planungsstand und erst recht keine konkreten Planungszusagen für eine derartige Wasserstoffpipeline gibt. Es wäre also mit dem derzeitigen Wissensstand unmöglich, eine Stichpipeline konkret einzupreisen, da es keine Sicherheit für die perspektivische Existenz und Trassierung einer solchen Pipeline sowie keine Informationen über einen möglichen Einspeisepunkt gibt. Anders könnte sich die Situation darstellen, wenn zum Beispiel auf Grundlage der aktuellen Verhandlungen von BM Robert Habeck über eine Deutsch-Norwegische Wasserstoffpipeline konkrete Ansatzpunkte und eine staatliche Zusage ersichtlich werden, die perspektivisch den Transport von 100 % Grünem Wasserstoff ermöglichen. Das würden wir sehr begrüßen, weil damit dem Konzept der AquaDuctus-Sammelpipeline einschließlich deren Fortführung in den europäischen Raum Rechnung getragen würde.

bb) Projektbezogene Direktleitung an Land Die andere mögliche Variante ist eine projekteigene Direktleitung. Für einen Projektentwickler des SEN-1-Projektes besteht bei einer projekteigenen Direktleitung jedoch kein Anreiz, mehr als die Mindestkapazität von 2 GW für eine Pipeline einzupreisen. Es ist naheliegend, dass bei einer Integration in das Projekt die Pipeline nicht über eine 2 GW Kapazität bereitgestellt wird, um den notwendigen Förderbedarf zu reduzieren. Mit Blick auf das AquaVentus-Konzept von 10 GW Transportleistung würde man damit die Chance verpassen, in naher Zukunft eine großskalige deutsche und europäische Infrastruktur realisieren zu können und so erst die vollen Potenziale der Offshore-Wasserstofftechnologie zu heben. Eine solche muss unabhängig von den aktuell geplanten SEN-Ausschreibungen erfolgen, um den Aufbau einer Offshore-Wasserstoffwirtschaft nicht zu behindern und vielmehr den Vereinbarungen der Bundesregierung mit Norwegen und auch auf Grundlage der Esbjerg-Erklärungen Taten folgen zu lassen.

Fazit Die Verantwortlichkeiten zur Realisierung des Netzanschlusses und die Förderung der Transportpipeline im Sinne einer Sammelpipeline müssen getrennt und unabhängig von der Zuteilung der SEN-Fläche(n) sowie der konkreten Förderung der Windenergie- und Elektrolyseanlagen erfolgen. Die Regelung sollte in diesem Aspekt analog zur Regelung für Offshore-Wind-Strom gestaltet werden, die eine klare Trennung der Verantwortlichkeit zwischen Parkbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber vorsieht und vor der Abgabe des Gebotes den Übergabepunkt eindeutig definiert. AquaVentus sieht bei der Integration der Pipeline in die Förderausschreibung erhebliche Risiken einerseits für potenzielle Bieter, andererseits auch, dass die perspektivisch erforderlichen Kapazitäten für ein europäisch-gedachtes Offshore-Wasserstoffnetz nicht, bzw. nicht im optimalen Rahmen, bereitgestellt werden. Wir erkennen keine inhaltlichen Gründe, warum die Bundesregierung beabsichtigt, eine projektbezogene Pipeline zu fördern. Dies gilt umso mehr, als nach der SoEnergieVO bislang nur die Beschreibung eines Transportkonzepts zur Bewertung veranlagt war und Kosten nur bis zum Übergabepunkt im Projekt gesehen wurden. Wir halten es nach allem für bedeutend, dass die Bundesregierung in einem gesonderten Verfahren zu den Aspekten der Sammelpipeline Stellung nimmt und entsprechende Investitionen befördert, die nicht nur die aktuellen SEN-Flächen bedienen. Nur so können die Erklärungen der Bundesregierung in Esbjerg und die aktuellen Absprachen mit Norwegen Realität werden.

Wir sehen daher drei mögliche Lösungen 1. Staatliche Zusage für eine Sammelpipeline: Aus Sicht von AquaVentus bedarf es vor Ausschreibungsbeginn vielmehr einer klaren staatlichen Zusage für eine große separate Sammelleitung von mindestens 2 GW und idealerweise >10 GW, die außerhalb des Projektes liegt und die aktuellen Initiativen der Bundesregierung im europäischen Kontext mit der heimischen Offshore-Wasserstoffproduktion vereint. Sobald die Trassierung für diese Sammelpipeline planerisch fixiert ist, kann die erforderliche Stichpipeline klar eingepreist werden. 2. Dynamischer Förderansatz für die Stichpipeline bei unklaren Rahmenbedingungen (z.B. Übergabepunkte, Dimensionierung): Sofern die Sammelpipeline nicht zeitnah vor Abgabe der Förderausschreibung geplant und entsprechend für die Anbindung von SEN-1 per Stichleitung berücksichtigt werden kann, müsste die Bundesregierung dafür Sorge tragen, dass die Unsicherheit bezüglich der Länge und Dimension der Stichpipeline mit entsprechend variierenden Kosten eine spätere förderseitige Anpassung ermöglicht. 3. Berücksichtigung der Pipeline in der Netzplanung und nicht als Teil eines Projektes: Alternativ könnte die Unwägbarkeit des Übergabepunkts für den Wasserstoff auch Grundlage dafür sein, sowohl Förder- als auch Flächenausschreibung zunächst ohne Einspeiseinfrastruktur vorzusehen und diese der durch die Bundesregierung vorzunehmenden Netzplanung zu überlassen sowie gesondert zu fördern.

Zeitfenster der Ausschreibungen Die angestrebten Zeitfenster sind zu knapp und müssen internen Abstimmungs- sowie Genehmigungsprozessen und der Komplexität der zwei Ausschreibungen Rechnung tragen AquaVentus begrüßt, dass sowohl die Förderausschreibung als auch die Flächenausschreibung zeitgleich beginnen sollen, um keine kostbare Zeit zu verlieren und zu Beginn Klarheit über die Rahmenbedingungen beider Ausschreibungen zu haben. Die Fristen orientieren sich an dem bereits etablierten System für Offshore-Wind, bei dem die Ausschreibungen auch mindestens 4 Monate für nicht zentral voruntersuchte Flächen und für zentral voruntersuchte Flächen mindestens 5 Monate vor Gebotstermin veröffentlicht werden sollen. Allerdings sind diese Ausschreibungen aus mehreren Gründen nicht mit den Ausschreibungen für die Sonstigen Energiegewinnungsbereiche vergleichbar. Bei Offshore Wind sind zentrale Rahmenbedingungen, wie z.B. die Flächengröße oder die Vergabekriterien in der Regel weit im Voraus bekannt und die Technologie ist weltweit erprobt. Bei Offshore-Elektrolyse handelt es sich hingegen um eine neue Technologie und derzeit herrscht noch große Unsicherheit bezüglich der Randbedingungen (Flächengröße, Kriterien, Zusammenspiel der Ausschreibungen, Wasserstoffabsatzmarkt etc.). Wir haben daher erhebliche Bedenken, dass die angestrebten Zeitfenster für ein solch komplexes und risikoreiches „first-mover“ Projekt hinreichend sind. Aufgrund der hohen Bedeutung der Förderausschreibung, sind weitreichende interne Freigabeprozesse und Abstimmungen auch mit externen Partnern vor Gebotsabgabe bereits in dieser Ausschreibung erforderlich. Eine zu ambitionierte Vorbereitungszeit von lediglich 4 Monaten birgt insbesondere aufgrund der immer noch unklaren Rahmenbedingungen die Gefahr, dass potentielle Bewerber von einer Bewerbung absehen. Darüber hinaus erscheint auch der Abstand zwischen grundsätzlicher Förderzusage und Abgabe des Angebots für die Fläche als deutlich zu kurz. Im kürzesten Fall ist der Abstand lediglich circa 2 Wochen. Diese Zeit ist deutlich zu knapp, um nach der Bekanntgabe des Ergebnisses aus der Förderausschreibung das Gebot für die Flächenausschreibung vorzubereiten und interne Abstimmungs- und Genehmigungsprozesse zu durchlaufen. Fazit AquaVentus schlägt deshalb vor, die Förderausschreibung auf 6 Monate zu erweitern mit einer internen Prüfungszeit der Verwaltung von anschließenden 6 Wochen. Nach weiteren mindestens 2 Monaten sollte Angebotsschluss für die Flächenausschreibung sein. Hinzu kommt die Notwendigkeit, entsprechende Ressourcen für das Bieterverfahren bei den Teilnehmern vorzuhalten. Es wäre hier ergänzend hilfreich, wenn diese auf Grundlage transparenter Meilensteine des BMWK im Vorfeld der Förderausschreibung eingeplant werden könnten.

Interaktion der Förder- und Flächenausschreibung Die Festlegung auf einen einzigen Förderempfänger in der Förderausschreibung verhindert, dass im Rahmen der SEN-Ausschreibung ein Wettbewerb der qualitativ hochwertigsten Projekte erfolgt und riskiert damit den erfolgreichen Start in den Aufbau einer Offshore-Wasserstoffwirtschaft In dem Eckpunktepapier wird ein zweistufiger Prozess skizziert, bei dem die Förderung auf der Grundlage der niedrigsten Gesamtinvestition (CAPEX) in der ersten Stufe vergeben wird. In einer zweiten Ausschreibung soll daraufhin die Fläche in einer zweiten Ausschreibung auf Grundlage eines qualitativen Vergabeverfahrens nach den Kriterien der SoEnergieV erfolgen. AquaVentus unterstützt die in der SoEnergieV und in diesem Eckpunktepapier geäußerte Sicht, dass die Notwendigkeit eines öffentlichen Zuschusses unter anderem aufgrund der neuen Technologie benötigt wird. Wenn es jedoch nur einen potenziell bezuschlagten Bieter geben sollte, wie in den Eckpunkten vorgeschlagen, ist es sehr unwahrscheinlich, dass sich andere Bieter ohne vorläufige Förderzusage an der eigentlichen Flächenausschreibung beteiligen werden. Ähnliches würde gelten, wenn das Angebot eines Bieters mit dem geringsten Fördermittelbedarf diesen Bedarf auch für weitere Bieter festlegen würde. Aus Sicht von AquaVentus ist es im Hinblick auf den hohen Innovationsgrad der Technologie und die Bedeutung dieses innovativen „first-mover“ Projektes für die schrittweise Skalierung der Supply-Chain hin zu einem Massenmarkt entscheidend, dass nicht nur die niedrigste Fördersumme, sondern gerade auch die Qualität des Projektes eine entscheidende Rolle spielen. Die SoEnergieV beinhaltet dafür bereits einen ausgewogenen Prüfkatalog mit dem Ziel, die praktische Erprobung und Umsetzung von innovativen Konzepten für nicht an das Netz angeschlossene Energiegewinnung räumlich geordnet und flächensparsam zu ermöglichen. Anhand der qualitativen Kriterien des Vergabeverfahrens soll so eine Vergabe an die erfolgversprechendsten und zeitnah realisierbaren Projekte erfolgen. Nur so kann sichergestellt werden, dass das erfolgreiche Projekt die Entwicklung tragfähiger Supply-Chains für Offshore-Wasserstoff in Gang setzt und den Weg für den Hochlauf der Technologie ebnet. Es sollte daher der Bieter den Zuschlag erhalten, der nach dem in der SoEnergieVO veranlagten Prüfkatalog die meisten Punkte erhält. Im hier vorgeschlagenen Konzept würde dieser Prüfkatalog für die Auswahl des besten Projektes und damit letztlich auch dessen Qualität jedoch de facto keine Rolle spielen. Die zeitnahe Realisierung eines Projektes und damit die effiziente Verwendung der Fördermittel kann so nicht gewährleistet werden. Vorentscheidungen in der Förderausschreibung sollten daher weitestgehend vermieden werden, weil sie am Ende den Wettbewerb mehrerer Bieter um das beste Konzept verhindern. Fazit Das BMWK selbst stellt in der SoEnergieVO und auch in diesem Eckpunktepapier zu Recht die Notwendigkeit eines öffentlichen Zuschusses unter anderem aufgrund der neuen Technologie heraus. Es ist aus unserer Sicht deshalb unrealistisch, dass ein Bieter an der Flächenausschreibung teilnimmt, ohne Aussicht auf die als notwendig anerkannte Förderung zu haben.

AquaVentus empfiehlt daher, dass ein Wettbewerb mehrerer Bieter im qualitativen Vergabeverfahren im Fokus stehen sollte, um durch die Auswahl geeigneter Projekte die schrittweise Skalierung der Technologie sowie notwendiger Lieferketten und den Markthochlauf der Offshore-Wasserstoffwirtschaft zu gewährleisten. Vorentscheidungen in der Förderausschreibung sollten möglichst vermieden werden, da ansonsten am Ende der Wettbewerb mehrerer Bieter im qualitativen Vergabeverfahren um das beste Konzept de facto verhindert würde.

Wir schlagen daher folgende Lösung vor Mindestens drei potenziellen Bietern (mit den geringsten jeweiligen Fördermittelbedarfen) wird eine vorläufige Förderzusage in der jeweiligen Förderhöhe erteilt, um daraus dann in der anschließenden Flächenausschreibung den Gewinner nach Punkten zu ermitteln. Es muss zudem ausgeschlossen sein, dass die Höhe der Fördermittel auf Grundlage des Angebots eines Projektes mit dem niedrigsten benannten Bedarf für alle Teilnehmer festgelegt wird. Auch dies würde die unterschiedlichen wettbewerblichen Herangehensweisen, das konkrete bieterindividuelle Projektdesign und die spätere qualitative Auswahl konterkarieren.

Präqualifikationskriterien Angesichts der Bedeutung des Projektes für den Hochlauf der Offshore-Wasserstoffwirtschaft sind geeignete Präqualifikationskriterien und Sicherheiten erforderlich, um den Erfolg der Ausschreibungen zu gewährleisten Der ehrgeizige Ausbau von Offshore-Wind und Wasserstoff stellt hohe Anforderungen an alle Beteiligten entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Der Markthochlauf einer Pioniertechnologie wie Offshore-Wasserstoff und die steigende Inflation sowie die Zinssätze stellen große technische, finanzielle und betriebliche Herausforderungen dar, mit der Folge, dass die Realisierungsrisiken zunehmen. Der Hochlauf der Offshore-Wasserstofftechnologie als Ganzes ist dadurch gefährdet. Daher ist es entscheidend, dass der regulatorische Rahmen so gesetzt wird, dass kompetente und zuverlässige Entwickler um die besten Projekte konkurrieren. Dies liegt auch im allgemeinen ordnungspolitischen Interesse des Staates und sollte durch geeignete Präqualifikationsanforderungen bereits in der Förderausschreibung erreicht werden. Über geeignete Kriterien kann unter anderem sichergestellt werden, dass Bieter bereits in der Förderausschreibung ihre Ernsthaftigkeit (z.B. über die Absicherung der Verbindlichkeit eines Gebotes) und Eignung (z.B. ausreichende Erfahrung mit ähnlich komplexen Projekten im Offshore-Bereich) nachweisen müssen. Ein zu ambitioniertes oder unzureichend ausgearbeitetes Gebot in der Förderausschreibung kann dazu führen, dass der erfolgreiche Bieter sich nicht an der Flächenausschreibung beteiligt. Im vorliegenden Vorschlag hätte eine Nichtteilnahme an der Flächenausschreibung für einen potenziellen Gewinner der Förderausschreibung keine direkten Konsequenzen. Da davon ausgegangen werden kann, dass andere Bieter ohne Förderung nicht an der Flächenausschreibung teilnehmen können, wird in einem solchem Fall kein Projekt realisiert. Dies würde bedeuten, dass der Prozess erneut gestartet und die Ausschreibungskriterien spätestens dann angepasst werden müssten. Fazit Offshore-Wasserstoffprojekte sind eine Kombination aus zwei Technologien, deshalb sollte ein Bieter zumindest Kompetenzen in einer der beiden, d.h. der Entwicklung von Offshore-Wind-Projekten oder Erfahrungen in der Gasprozesstechnik mitbringen. Bieter sollten daher mindestens eines der beiden folgenden Kriterien erfüllen. 1. Offshore-Windparks werden seit Jahren von vielen verschiedenen Entwicklern realisiert. In einem komplexen und innovativen „first-mover“ Offshore-Wasserstoffprojekt ist die Entwicklung eines Offshore-Windparks zwar immer noch eine Herausforderung, aber der wesentlich bewährtere Baustein. Ein Präqualifikationskriterium sollte daher sicherstellen, dass die Entwickler über eine gewisse Erfahrung in diesem Bereich verfügen, um das Realisierungsrisiko zu minimieren. Ein Präqualifikationskriterium sollte daher die Kompetenz des Entwicklers gemessen an erfolgreich abgeschlossenen Offshore-Projekten in Europa sicherstellen - z.B. mindestens 2 GW in den letzten 10 Jahren, anteilige Anrechnung von Joint Ventures. 2. Ein weiteres Präqualifikationskriterium sollte die Kompetenz und Fähigkeiten im Bereich der Realisierung und des Betriebes von Pipeline angebundenen Gasprozessanlagen, einschließlich Erfahrungen in der Sicherheitstechnik (HSE), beinhalten. Darüber hinaus können Sicherheitsleistungen helfen, den Erfolg der Auktionen zu sichern. Bereits für die Förderausschreibung sollten daher Sicherheiten in gleicher Höhe wie für die Flächenausschreibung hinterlegt werden, die fällig werden, wenn ein Bieter eine vorläufige Förderzusage erhält und bei der Flächenausschreibung kein Angebot abgibt.

Flächengröße Die Ausschreibung von zwei verschiedenen SEN-Bereichen im Abstand von 2-3 Jahren anstelle eines einzigen großen SEN-Bereichs ermöglicht eine schrittweise Skalierung der Technologie und reduziert so den Förderbedarf Wir begrüßen ausdrücklich die Ausweisung weiterer SEN-Gebiete, um den technologischen und wirtschaftlichen Durchbruch der Technologie zu beschleunigen und hatten hierzu gegenüber dem BSH im Rahmen der Stellungnahme zum zweiten Entwurf des Flächenentwicklungsplans bereits entsprechende Ausführungen gemacht. Aus unserer Sicht ist hierbei die Aufteilung der Fläche auf zwei verschiedene sonstige Energiegewinnungsbereiche einem einzigen großen sonstigen Energiegewinnungsbereich klar vorzuziehen. Dies ermöglicht eine stufenweise Skalierung der Technologie und die zu erwartenden Design-, Installations- und Technologieverbesserungen, insbesondere auf Seiten der gesamten Supply-Chain, können kontinuierlich auf nachfolgende Projekte übertragen werden. So können die Kosten gesenkt und die Effizienz gesteigert werden.

Eine gestaffelte Ausschreibung von zwei Flächen bietet somit die bestmögliche Grundlage für die direkte Umsetzung der Lerneffekte und die Anwendung der nächsten Technologiegeneration in einem zweiten, dann kosteneffizienteren Folgeprojekt. Ein solches stufenweises Vorgehen reduziert nicht zuletzt die notwendigen Förderkosten für den Hochlauf dieser neuen Technologie, da die Förderung pro MW/ kg H2 in der zweiten Ausschreibung aufgrund der Lerneffekte bereits signifikant unter denen der ersten Ausschreibung liegen wird. Auch aus volkswirtschaftlicher Sicht ist eine gestaffelte Ausschreibung von zwei Flächen mit hinreichendem zeitlichem Abstand (2-3 Jahre) daher vorzuziehen. Eine sequenzielle Ausschreibung der Flächen ermöglicht ebenfalls eine Optimierung des Ausschreibungsdesigns aufgrund der Erfahrungen aus der ersten Ausschreibung. Bei einer einzigen großen Fläche oder mit der zeitgleichen Ausschreibung beider Flächen könnte keiner der oben genannten positiven Effekte einer gestaffelten Ausschreibung erzielt werden. Fazit Aus Sicht von AquaVentus wollen wir schnell vorankommen, um weitere und große Flächen für die Offshore-Elektrolyse nutzen zu können. Aber aus vorgenannten Gründen gilt es, Risiken zu minimieren, um keinen Fehlstart zu erleiden und die erwartenden Design-, Installations- und Technologieverbesserungen, insbesondere auf Seiten der gesamten Supply-Chain durch eine Ausschreibung von zwei Flächen im Abstand von 2-3 Jahren nutzbar zu machen. Die ursprünglich anvisierte Flächengröße von ~27km² ist aus Sicht von AquaVentus eine sinnvolle Größenordnung für Deutschlands erstes großskaliges Offshore-Wasserstoff-Leuchtturmprojekt, da hier die erheblichen finanziellen, technischen und operativen Risiken auf Seite der Projektentwickler in einem tragbaren Verhältnis zum erwarteten Mehrwert stehen. Bei einem deutlich größeren Projektzuschnitt für die erste großskalige Realisierung der Offshore-Wasserstoffproduktion erhöhen sich diese Risiken und die Investitionskosten allerdings signifikant und erschweren die Finanzierung und Realisierung des Projektes. Unabhängig davon unterstützen wir die mittel- bis langfristige Ausweisung und Ausschreibung weiterer großskaliger SEN-Flächen im GW-Bereich. Zur vollständigen Nutzung anvisierter Skaleneffekte und Aufbau einer tragfähigen Infrastruktur und Supply-Chain ist eine frühzeitige Planbarkeit hierbei zwingend notwendig.

Konsultationsfragen F.1 Halten Sie die geplante installierte Mindest- und Maximalelektrolyseleistung (820 und 950 MWel) für eine Fläche SEN-1 (ca. 95,4 km²) für sinnvoll oder schlagen Sie andere Werte vor? - Die Festlegung von (Mindest-)Zielen für installierte Elektrolyseure erscheint sinnvoll und die hier genannte Basis erscheint realistisch. - Wie oben beschrieben sehen wir indes eine stufenweise Ausschreibung beginnend mit der ursprünglich vorgesehenen kleineren SEN-1 Fläche als sinnvoll an, sodass die Leistung entsprechend anzupassen wäre.

F.2 Halten Sie das geplante Überbauungsverhältnis von 0,8 bis 0,95 für angemessen oder schlagen Sie höhere oder niedrigere Werte vor? - Wir halten ein Überbauungsverhältnis von beispielsweise 0,7 bis 1,05 für geeigneter, um Projektentwicklern Freiheiten zur Optimierung ihres Business Cases zu geben. - Die hier benötigte Technologie (Elektrolyseur, Entsalzung etc.) wird im Projekt SEN-1 erstmals im industriellen Maßstab Offshore eingesetzt. Dies bedeutet, dass jeder Entwickler damit rechnen muss, dass die hier benötigte Technologie mehr Wartungsstunden / Intervalle benötigt, als es derzeit Industriestandard für Offshore-Windkraftanlagen ist. Zudem werden die Elektrolyseur-Stacks selbst sich im Laufe der Zeit verschlechtern, wie man es von heutigen Onshore-Installationen kennt. - Aus gesellschaftlicher Sicht ist es vorteilhaft, das Projekt über die gesamte Laufzeit auf die maximale Wasserstofferzeugung auszulegen. Daher müssen also auch Werte über 1 zulässig sein, um Redundanz zuzulassen, die sowohl Degradationseffekte ausgleichen als auch die Systemzuverlässigkeit steigern kann.

F.3 Halten Sie die Transportkapazität von mindestens 2 GW für eine H2-Direkt- oder Stichleitung zu SEN-1 (ca. 95,4 km²) für angemessen? Wir möchten hier zunächst auf unsere Ausführungen im vorangestellten „Pipeline-Kapitel“ hinweisen. - Bei einer H2-Direktleitung erscheint eine Transportkapazität von mindestens 2 GW als denkbar, wenn auch für SEN-1 überdimensioniert und bei 2GW gedeckelt. Allerdings trifft dies nur zu unter Berücksichtigung der obenstehenden Argumente zur Verantwortung für Entwicklung und Bau einer Direktleitung. - Eine Limitierung auf 2 GW bietet jedoch wenig Möglichkeiten für die AquaVentus-Lösung von 10 GW und mehr, d.h. weit über SEN-1 hinaus und verhindert unabhängig vom AquaVentus-Konzept auch im Allgemeinen die Realisierung der Skalenvorteile der Offshore-Wasserstofftechnologie. Dies steht damit im Widerspruch z.B. zu den kürzlich getroffenen Vereinbarungen von Norwegen und Deutschland, bei denen der Anschluss von mehreren Offshore Windparks an eine Wasserstoffpipeline von BM Robert Habeck explizit mitaufgeführt wurde, die auch für die SEN-Flächen eine Einspeisemöglichkeit darstellen kann. - Bei einer H2-Stichleitung, die an eine größere externe Pipeline angeschlossen wird, erscheint eine Mindestkapazität von 2 GW nur dann als sinnvoll, wenn hier jedenfalls perspektivisch andere SEN-Flächen Wasserstoff einspeisen würden. Nach aktuellen Planungen des FEP sind aber keine weiteren SEN-Flächen in der Nähe vorgesehen. Denkbare Flächen im Entenschnabel wären deutlich zu weit von SEN-1 entfernt, um eine Einspeisung von dort in die Stichpipeline von SEN-1 zu realisieren. Auch aus Gründen der Raumeffizienz sollte eine Stichpipeline daher nur für die jeweils erzeugte Wasserstoffmenge eines (oder mehrerer zusammenliegender SEN-Gebiete) dimensioniert sein.

- Eine Stichpipeline von SEN-1 ist wie dargelegt durchaus eine denkbare Option, wenn sie in der Dimension der Wasserstoffproduktion dieser Fläche verbleibt und der Anschluss an die externe Pipeline hinreichend sichergestellt ist bzw. die Unsicherheit bezüglich der Länge und Dimension der Stichpipeline mit entsprechend variierenden Kosten eine spätere förderseitige Anpassung ermöglicht

F.4 Welche Meilensteine, die sich an den Realisierungsfristen der SoEnergieV orientieren, halten Sie für Teilauszahlungen geeignet? - In Anbetracht der hohen Kosten und der großen Investitionen, die im Rahmen der Projekte aufgewendet werden müssen, ist es entscheidend, dass nicht nur einige wenige, im Voraus festgelegte Zahlungen im Laufe des Projekts erfolgen, sondern dass während der gesamten Projektlaufzeit Anträge auf Kostenerstattung eingereicht werden können. - Im Einklang mit der üblichen Förderpraxis würden wir daher erwarten, dass die Anträge kontinuierlich (z. B. vierteljährlich) eingereicht werden können. Wenn die Mittel zu einem bestimmten Zeitpunkt nicht vollständig abgerufen werden, sollten sie zudem nicht verloren gehen, sondern auf die nächste Phase übertragen werden können. - Die aus den Umsetzungsfristen der SoEnergieV abgeleiteten Meilensteine würden wir daher nur als Obergrenze, für die bis zu diesem Zeitpunkt angefallenen Kosten sehen, nicht aber als Zeitpunkt der Zahlung/ Erstattung. Andernfalls sind die Zeiträume zwischen den Meilensteinen zu lang und es könnten in dieser Zeit erhebliche Kosten anfallen, die die Finanzierungskosten und den Zuschussbedarf deutlich erhöhen würden. - Die Meilensteine bis zum Nachweis über eine bestehende Finanzierung für die Errichtung der im Planfeststellungsbeschluss oder der Plangenehmigung zugelassenen Anlagen sollten nicht Gegenstand möglicher Rückforderungen aufgrund des Projektergebnisses sein. - Basierend auf diesen Annahmen sehen wir die folgenden Meilensteine als geeignete Obergrenzen an und haben auch einen groben Anteil der bis zu diesem Zeitpunkt anfallenden Kosten in Klammern geschätzt: o Einreichung der Unterlagen für das Planfeststellungsverfahren (10%) o Einreichung der zur Durchführung des Anhörungsverfahrens über den Plan nach §73 Absatz 1 des Verwaltungsverfahrensgesetzes und § 68 des Windenergie-auf-See-Gesetzes erforderlichen Unterlagen beim Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (5%) o Nachweis über eine bestehende Finanzierung für die Errichtung der im Planfeststellungsbeschluss oder der Plangenehmigung zugelassenen Anlagen (25%) o Nachweis, dass mit der Errichtung der Anlagen begonnen worden ist (30%) o Nachweis, dass die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der im Planfeststellungsbeschluss oder in der Plangenehmigung genehmigten Menge entspricht (30%)

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-eckpunkte-foerderrichtlinie-offshore-elektrolyse-des-bmwe
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20230118-AQV-Stellungnahme-Eckpunkte-FRL-Offshore-EL.pdf

### 2022-11-28 — Stellungnahme zum 2. Entwurf des Flächenentwicklungsplans vom 28.10.2022

Stellungnahme zum Entwurf des Flächenentwicklungsplans vom 28.10.2022 21.11.2022 Sehr geehrte Damen und Herren, die Realisierung des AquaVentus-Konzepts von 10 GW Offshore-Elektrolyseleistung ist mit diesem zweiten Entwurf des Flächenentwicklungsplans (FEP) ein Stück näher gerückt, indem das Pipelinekonzept nun enthalten ist und zumindest eine weitere SEN-Fläche ausgewiesen wurde. Wir begrüßen auch den Entfall der Vorfestlegungen eines elektrischen Anschlusses für die Flächen im sogenannten Entenschnabel und weisen nochmals darauf hin, dass in der nächsten Fortschreibung des FEP insbesondere aus Effizienzgründen weitere Flächen für die Offshore-Wasserstofferzeugung ausgewiesen werden sollten. Darüber hinaus, um eine Sammelpipeline fristgerecht und effizient realisieren zu können, sollen die Übergangsmöglichkeiten einer solchen Pipeline zum Küstenmehr im Flächenentwicklungsplan räumlich berücksichtigt werden.

Unter Bezugnahme auf unsere bisherigen Konsultationsbeiträge nehmen wir nachfolgend ergänzend Stellung zum zweiten Entwurf des Flächenentwicklungsplans.

AquaVentus (AQV) als übergreifende Initiative von mittlerweile mehr als 100 Organisationen, Forschungsinstituten und Unternehmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette hat die Chancen für offshore-produzierten Wasserstoff früh erkannt und das Konzept erstmals 2020 ausformuliert. Gewürdigt wurde dieses große Potential dabei bereits durch die Aufnahme der zwei Teilprojekte AquaPrimus und AquaDuctus in die nationale Vorauswahl für die IPCEI Förderung.

Die AquaVentus Projektfamilie kann wesentlich zur Dekarbonisierung der deutschen wie europäischen Energieversorgung beitragen, bei gleichzeitiger Förderung der heimischen Wertschöpfung, der Schaffung von qualifizierten Arbeitsplätzen in der norddeutschen Region und der Minimierung von Umwelteingriffen. Um dieses Konzept Realität werden zu lassen und die damit verbundenen Vorteile zu ermöglichen, sind ein politischer Ausbaupfad zur Planungs- und Investitionssicherheit, wichtige Anpassungen des FEP sowie eine begleitende Förderung erforderlich.

Gerne bringen wir uns dazu konstruktiv ein und stehen für weitere Konsultationen jederzeit gerne zur Verfügung.

Mit hochseefrischen Grüßen Öffentliche Bekanntmachung des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie über die Auslegung des 2. Entwurfs des Flächenentwicklungsplans und der Umweltberichte (Nordsee und Ostsee)

Stellungnahme des Ergänzende Hinweise zu unseren bisherigen Stellungnahmen im Lichte des 2. Entwurfs zum FEP Der AquaVentus Förderverein möchte zunächst betonen, dass wir nach vielen weiteren Gesprächen mit allen Industrien, die Grünen Wasserstoff in großer Dimension dringend als Rohstoff benötigen, positive Signale für dessen Erzeugung auf hoher See und damit für die AquaVentus Vision wahrnehmen.

Die Ausweisung einer weiteren SEN-Fläche bzw. die Ausweitung der SEN-1 Fläche ist folgerichtig und gleichfalls sehr begrüßenswert. Wir begrüßen, dass das Konzept einer Sammelpipeline im 2. Entwurf des Flächenentwicklungsplans durch das BSH weiter Bestand hat. Dennoch ergibt sich aus den insgesamt dann verfügbaren 95,4 km² Fläche nur ein Potenzial von etwa 1 GW Elektrolysekapazität, was noch nicht für den effizienten und wirtschaftlichen Betrieb einer derart dimensionierten Pipeline ausreichend ist. Deshalb fordert die AquaVentus Initiative weiterhin die Festlegung zusätzlicher sonstiger Energiegewinnungsbereiche in der Nordsee im derzeit diskutierten Flächenentwicklungsplan. Ohne ein frühzeitiges Ausweisen weiterer sonstiger Energiegewinnungsbereiche droht die Offshore-Wasserstofftechnologie mangels Skalierungsperspektiven in Deutschland im Versuchsstadium stecken zu bleiben und andernorts umgesetzt zu werden. Nur durch die rechtzeitige Schaffung der Skalierungsperspektive, d.h. einer entsprechenden Flächenausweisung, können die bereits in unserer ersten Stellungnahme genannten Vorteile genutzt und Spitzentechnologie "Made in Germany" und die damit verbundenen Arbeitsplätze gefördert werden. Grundsätzlich sollten diese Flächen im sogenannten „Entenschnabel“ festgelegt werden, da die Vorteile in Sachen Schnelligkeit, geringere Kosten und geringerer Umwelteingriff dort besonders deutlich zum Tragen kommen. Wir verweisen hierzu auf die Kurzstudie der AFRY-Management Consulting.

Darüber hinaus ist kritisch anzumerken, dass der zweite Entwurf des Flächenentwicklungsplans den Übergang einer Sammelpipeline in das Küstenmeer weiterhin nicht berücksichtigt. Eine Sammelpipeline soll möglichst innerhalb der im Raumordnungsplan (ROP) 2021 festgelegten Vorbehaltsgebiete für Leitungen geführt werden. Am Übergang zwischen der AWZ und dem Küstenmeer definiert der ROP 2021 insgesamt sieben Grenzkorridore GN 1 bis GN 7. Fünf von den im ROP 2021 definierten Grenzkorridoren werden im FEP für Offshore-Anbindungsleitungen vorgesehen (N-I bis N-V). Deren Nutzung für Leitungsführung zur Anbindung von SEN -1 und somit für den Abtransport von offshore-produziertem Wasserstoff wird ausgeschlossen. Dies erschwert wesentlich die Festlegung einer geeigneten Leitungsführung, den Genehmigungsprozess und damit die Erstellung und fristgerechte Realisierung eines belastbaren Transportkonzeptes für den Abtransport der offshore-produzierten Wasserstoffmengen. Eine Schaffung und Vorhaltung potentieller Grenzkorridore für eine Sammelpipeline z.B. durch eine Öffnung oder Teilung der noch nicht so stark belegten Grenzkorridore oder eine räumliche Festlegung neuer Grenzkorridore ist daher dringend erforderlich.

Der AquaVentus Förderverein unterstreicht, dass zur Erreichung der Klimaschutzziele und im Sinne der Energiesicherheit die begrenzten Flächenpotentiale der deutschen AWZ in Nord- und Ostsee möglichst effizient genutzt werden müssen. Insofern ist es richtig, dass der Flächenentwicklungsplan die für den Windenergieausbau auf See verfügbare Meeresfläche konsequent ausnutzen möchte. In diesem Kontext begrüßen wir, dass die Vorfestlegung für den stromseitigen Anschluss weit von der Küste entfernter Flächen in den Zonen 4 und 5 nun nicht mehr Gegenstand des aktuellen 2. FEP-Entwurfs ist. Gerade dort können jetzt technologieoffen effiziente Alternativen zum Stromanschluss geprüft werden. Wir sind überzeugt, dass das AquaVentus-Konzept hier erhebliche Vorteile bietet.

Die Studie zu Offshore Flächenpotentialen des Fraunhofer IWES zeigt darüber hinaus deutlich, dass im Sinne des Klimaschutzes mittels Repowering oder Co-Nutzung insgesamt sowohl mehr Kapazität als auch eine höhere Flächeneffizienz erreicht werden kann. Solche Potentiale dürfen nicht ungenutzt bleiben, setzten jedoch einen wichtigen, aber natürlich längeren, intensiven und ergebnisoffenen Stakeholder-Dialog sowie politische Steuerung voraus. Das Ergebnis eines solchen Dialogs muss in die weitere Fachplanung mit einfließen können. Hierfür wurde durch die Rücknahme der Festlegungen der Optionsraum vergrößert, was wir sehr begrüßen. Im nächsten Schritt bitten wir das BSH nunmehr, diesen Stakeholder-Prozess mit Blick auf die weitere Fortschreibung des FEP anzustoßen. Die Ausschöpfung der Potentiale zur Co-Nutzung wird absehbar weitere Flächenkapazität in der Nordsee schaffen.

Wie schon in unserer ersten Stellungnahme dargelegt, halten wir es für entscheidend, Offshore-Wasserstoff direkt international zu denken und zukünftige Interkonnektoren in Europa auch für Wasserstoff zu berücksichtigen. Aus unserer Sicht reicht es nicht, wenn Deutschland diese Vernetzung als reine Importoption versteht. Das würde an den auf dem North Sea Summit getroffenen politischen Absichtserklärungen vorbeigehen. Wir begrüßen deshalb die Hinweise im aktuellen FEP-Entwurf, dass es Gespräche mit europäischen Partnerländern gibt, und setzen unsere Hoffnung darauf, dass diese mit Blick auf eine europäische Wasserstoffwirtschaft nutzbringend vorangebracht werden können.

Die großen Herausforderungen bei der zukünftigen verlässlichen, kostengünstigen und vor allem nachhaltigen Versorgung mit grünem Wasserstoff sowie die hohe Komplexität der Thematik erfordert eine zeitnahe Überarbeitung der nationalen Wasserstoffstrategie (NWS). Widersprüche wie beispielsweise zwischen der 2 GW Sammelpipeline und den dafür fehlenden Erzeugungskapazitäten in der AWZ sollte durch die nationale Wasserstoffstrategie ganzheitlich und grundlegend begegnet werden. Um das Potential der Wasserstofferzeugung auf See auszuschöpfen und Investitions- und Planungssicherheit zu schaffen, sollte die NWS daher um eine „Offshore-Wasserstoff-Strategie“ mit einem 10 GW Offshore-Elektrolyseziel bis 2035 und damit korrespondierendem Offshore-Ausbauziel ergänzt werden.

Sehr gerne würden wir im Vorfeld weiter Anpassungen des FEP gemeinsam mit dem BSH und anderen Stakeholdern der Wasserstoffbranche die Vorteile dieses stufenweise voranschreitenden Hochlaufs einer Offshore-Wasserstoff-Wirtschaft ausführlich diskutieren (z.B. im Rahmen eines Workshops).

Darüber hinaus würden wir gerne noch einen Punkt zum Kapitel 6.1.12 anmerken. Wir unterstützen die in dem Kapitel bzw. der zugehörigen Begründung dargestellte Sicht des BSH, dass die stofflichen Einleitungen von Anti-Fouling-Mitteln bzw. Bioziden in die Meeresumwelt auf ein Minimum reduziert bzw. komplett verhindert werden sollten. Systeme, die Meerwasser lediglich als Wärmeübertragungsmedium nutzen und Systeme, welche hierfür Anti-Fouling-Mittel oder Biozide in die Meeresumwelt einleiten, sind dabei zu differenzieren. Bei der Offshore-Wasserstoffproduktion ist sowohl ein Wasserzulauf als auch -ablauf für die Frischwasserproduktion zwingend notwendig, um die Elektrolyse durchzuführen. Mit dem zurückgeführten Wasser dieses Prozesses wird Wärme eingeleitet, aber keine Chemikalien. Ein separates Kühlmittel zirkuliert durch die Anlage zu den zu kühlenden Geräten in einem geschlossenen Kreislauf und wird nicht ins Meer abgeleitet. Die Alternative der Luftkühlung verbraucht mehr Energie, ist platzaufwändiger, weniger effizient und damit teurer bei gleichzeitig weiterhin bestehendem Bedarf eines Wasserzulaufs als auch -ablaufs zur Frischwasserproduktion. Wir gehen davon aus, dass diese Einspeisung aufgrund der geringsten Umwelteinflüsse unerheblich im Sinn des FEP ist. Wir bitten deshalb um Klarstellung, dass Konzepte für die Offshore-Wasserstoffproduktion, die Meerwasser zur Entsalzung entnehmen und über den Wasserablauf lediglich Wärme in die Meeresumwelt einleiten, nicht von den Restriktionen von Kapitel 6.1.12 umfasst werden.

Antworten zu den gestellten Konsultationsfragen F9, F10 F.9 Sollten anstelle eines großen sonstigen Energiegewinnungsbereichs SEN-1 zwei sonstige Energiegewinnungsbereiche festgelegt werden (siehe folgende Abbildungen)?

Antwort: Wir begrüßen ausdrücklich die Ausweisung eines weiteren SEN-Gebiets bzw. die Erweiterung des SEN-1-Gebiets, um den technologischen und wirtschaftlichen Durchbruch der Technologie zu beschleunigen. Aus unserer Sicht ist hierbei die Aufteilung der Fläche auf zwei verschiedene sonstige Energiegewinnungsbereiche einem einzigen großen sonstigen Energiegewinnungsbereich klar vorzuziehen. Dies ermöglicht eine stufenweise Skalierung der Technologie und die zu erwartenden Design-, Installations- und Technologieverbesserungen, insbesondere auf Seiten der gesamten Supply-Chain, welche kontinuierlich auf nachfolgende Projekte übertragen werden können. So können die Kosten gesenkt und die Effizienz gesteigert werden. Eine gestaffelte Ausschreibung von zwei Flächen bietet somit die bestmögliche Grundlage für die direkte Umsetzung der Lerneffekte und die Anwendung der nächsten Technologiegeneration in einem zweiten, dann kosteneffizienteren Folgeprojekt.

Ein solches stufenweises Vorgehen reduziert die notwendigen Förderkosten für den Hochlauf dieser neuen Technologie, da die Förderung pro MW/ kg Wasserstoff in der zweiten Ausschreibung aufgrund der Lerneffekte bereits signifikant unter denen der ersten Ausschreibung liegen wird. Auch aus volkswirtschaftlicher Sicht ist eine gestaffelte Ausschreibung von zwei Flächen mit hinreichendem zeitlichem Abstand daher vorzuziehen. Eine sequenzielle Ausschreibung der Flächen ermöglicht ebenfalls eine Optimierung des Ausschreibungsdesigns aufgrund der Erfahrungen aus der ersten Ausschreibung.

Die ursprünglich anvisierte Flächengröße von ~27km² ist unserer Meinung nach eine sinnvolle Größenordnung für Deutschlands erstes großskaliges Offshore-Wasserstoff-Leuchtturmprojekt, da hier die erheblichen finanziellen, technischen und operativen Risiken auf Seite der Projektentwickler in einem tragbaren Verhältnis zum erwarteten Mehrwert stehen. Bei einem deutlich größeren Projektzuschnitt für die erste großskalige Realisierung der Offshore-Wasserstoffproduktion erhöhen sich diese Risiken und die Investitionskosten signifikant und erschweren die Finanzierung und Realisierung des Projektes.

Unabhängig davon unterstützen wir die mittel- bis langfristige Ausweisung und Ausschreibung weiterer großskaliger SEN-Flächen im GW-Bereich. Zur vollständigen Nutzung anvisierter Skaleneffekte und Aufbau einer tragfähigen Infrastruktur und Supply-Chain ist eine frühzeitige Planbarkeit hierbei zwingend notwendig.

F.10 Falls zwei sonstige Energiegewinnungsbereiche bevorzugt werden: Welchen Zuschnitt halten Sie für sinnvoll (siehe mögliche Varianten in den folgenden Abbildungen)?

Antwort: Wie bereits in unserer Antwort auf Frage 9 dargelegt, halten wir einen gestaffelten Ansatz mit hinreichendem Abstand zwischen der Vergabe der Flächen SEN-1 und SEN-2 für den sinnvollsten und kosteneffizientesten Weg, da entsprechende Technologie-, Installations- und Designverbesserungen direkt im Folgeprojekt umgesetzt werden können. Ein Abstand von 2-3 Jahren zwischen den beiden Auktionen scheint hier geeignet, um erhebliche Lerneffekte zu realisieren und ermöglicht bei geeigneten Rahmenbedingungen bereits zeitnah eine signifikante Offshore-Wasserstoffproduktion. Um eine angemessene Planbarkeit zu gewährleisten, sollten beide Ausschreibungstermine zeitnah bekannt gegeben und in ein Gesamtkonzept für den Ausbau der Offshore-Wasserstoffproduktion integriert werden.

Für den Technologiehochlauf der Offshore Wasserstoffproduktion sollte, wie bei einer Einführung einer neuen Technologie üblich, zunächst mit einer kleineren Fläche begonnen werden, damit die Technologieverbesserungen und Kosteneinsparungen direkt in das zweite, größere Projekt einfließen können. Eine Größe von ~25-27 km² erscheint aus unserer Sicht grundsätzlich für das erste Projekt geeignet, da dies eine ausreichende Skalierung erlaubt und mit den Grundzügen der seit fast zwei Jahren laufenden Entwicklung und Planung (Größe von ehemals SEN-1) einhergeht. Eine Anpassung kann projektseitig daher bei neuem Zuschnitt der ursprünglichen SEN-1 Fläche schnell erfolgen. Aus unserer Sicht bieten somit beide Varianten (A und B) die Möglichkeit mit einem kleineren Projekt zu starten und 2-3 Jahre später ein größeres Projekt folgen zu lassen. Dafür müsste Variante B so angepasst werden, dass zuerst die kleinere Fläche (SEN-2) und erst dann die größere Fläche (SEN-1) ausgeschrieben wird (vgl. hierzu die angepasste Variante B – Wechsel von SEN-1 und SEN-2.) Auf diese Weise könnten die erwarteten technologischen Verbesserungen bereits auf der größeren Fläche umgesetzt und die Gesamt- und Förderkosten für beide Projekte deutlich reduziert werden. Im Hinblick auf die relativ zur Größe der deutschen Volkswirtschaft kleine deutsche ausschließliche Wirtschaftszone (AWZ) ist ein hohes Maß an fachplanerischer Effizienz entscheidend. Sofern ein zeitnaher Ausschreibungsbeginn für SEN-1 und die Möglichkeit des Anschlusses einer Exportpipeline hierfür ermöglicht werden kann, bietet die angepasste Variante B unserer Ansicht nach das vorteilhafteste Layout für eine effiziente Nutzung der zur Verfügung stehenden Fläche bei gleichzeitiger Minimierung benötigter Kabelkreuzungen.

Abbildung 1: Angepasste Variante B

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-zum-2-entwurf-des-flaechenentwicklungsplans-vom-28-10-2022
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20221121-AQV-Stellungnahme-2FEP-Entwurf.pdf

### 2022-09-02 — Stellungnahme zum FEP-Entwurf

Stellungnahme zum Entwurf des Flächenentwicklungsplans vom 01.07.2022 31.08.2022 Sehr geehrte Damen und Herren, das Erreichen der Klima- und Ausbauziele für Grünen Wasserstoff der Bundesrepublik Deutschland als integraler Baustein der Nationalen Wasserstoffstrategie ist für uns ein zentrales Anliegen. Deren Fortschreibung erwarten wir deshalb dringend.

Für die Realisierung des inzwischen sehr konkret gewordenen AquaVentus Konzepts von 10 GW Offshore-Elektrolyseleistung ist eine signifikante Ausweitung der sonstigen Energiegewinnungsbereiche in der Nordsee zentral. Besonders im Lichte des am 07.07.2022 vom Bundestag verabschiedeten Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) und vor dem Hintergrund der Vision zur Herstellung von bis zu 1 Millionen Tonnen grünen Wasserstoffs bis 2035 sehen wir es dringend geboten, einige Aspekte des aktuellen Entwurfs des Flächenentwicklungsplans detailliert zu kommentieren.

Die Ermöglichung des Pipelinetransports von offshore-produziertem Wasserstoff mit einer Sammelpipeline von mindestens 2 GW Durchleitungskapazität ist ein wichtiger nächster Schritt. Die beabsichtigte Vorfestlegung durch die Festschreibung von ausschließlich rein elektrisch angeschlossenen Flächen bis hin in den sogenannten „Entenschnabel“ geben uns indes zu denken. Bereits jetzt die bekannten und nachgewiesenen Chancen von Offshore-Wasserstoff in großer Skalierung gegen den antizipierten Ausbaupfad für erneuerbaren Strom nachrangig zu stellen, halten wir für nicht zweckdienlich. Deshalb möchten wir im Zuge dieser Stellungnahme verdeutlichen, welche Möglichkeiten für die Integration von Offshore-Wasserstoff im Flächenentwicklungsplan bestehen und was diese Technologie für die deutsche und europäische Wasserstoffwirtschaft leisten kann. AquaVentus als übergreifende Initiative von mittlerweile mehr als 100 Organisationen, Forschungsinstituten und Unternehmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette hat dieses Potenzial früh erkannt, als das Konzept erstmals 2020 ausformuliert wurde. Gewürdigt wurde dieses große Potential dabei bereits durch die Aufnahme der zwei Teilprojekte AquaPrimus und AquaDuctus in die nationale Vorauswahl für die IPCEI-Förderung.

Die AquaVentus Projektfamilie kann wesentlich zur Dekarbonisierung der deutschen wie europäischen Energieversorgung beitragen, bei gleichzeitiger Förderung der heimischen Wertschöpfung, der Schaffung von qualifizierten Arbeitsplätzen in der norddeutschen Region und der Minimierung von Umwelteingriffen. Um dieses Konzept Realität werden zu lassen und die damit verbundenen Vorteile zu ermöglichen, sind ein politischer Ausbaupfad zur Planungs- und Investitionssicherheit, wichtige Anpassungen des FEP sowie eine begleitende Förderung erforderlich. Unsere Vorschläge finden Sie auf den nächsten Seiten.

Gerne bringen wir uns dazu konstruktiv ein und stehen für weitere Konsultationen jederzeit zur Verfügung. Mit hochseefrischen Grüßen

Vorstandsvorsitzender AquaVentus Förderverein e.V.

Öffentliche Bekanntmachung des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie über die Auslegung des Entwurfs des Flächenentwicklungsplans und der Umweltberichte (Nordsee und Ostsee)

Stellungnahme des Zusammenfassung: AquaVentus begrüßt, dass durch die Überarbeitung des FEP nun die Erzeugung von Offshore-Wasserstoff mit anschließendem Abtransport über eine mind. 2 GW Sammelpipeline ermöglicht wird. Dies eröffnet eine Perspektive für die Umsetzung des AquaVentus Konzeptes von 10 GW Offshore-Wasserstoff und stellt einen wichtigen regulatorischen Meilenstein für die Initiative dar. Voraussetzung dafür sind aber weitere Flächen über das SEN-1-Gebiet hinaus, die insgesamt mindestens 2 GW Elektrolysekapazität ermöglichen müssen. Der aktuelle Entwurf des FEP weist solche SEN-Flächen nicht aus und legt stattdessen fast alle derzeit raumplanerisch verfügbaren Flächen bereits jetzt für den Stromanschluss aus. AquaVentus sieht hierin eine nicht notwendige und verfrühte Festlegung, die sich letztlich hemmend auf die Entwicklung von Technologie im Kontext der Wasserstofferzeugung auswirkt. Diese ist vom WindSeeG nicht vorgeschrieben und greift letztlich technologischen Entwicklungen vor, die über einen solch langen Planungszeitraum nicht absehbar sind. Um verfügbare Offshore-Wind-Flächen schneller zu erschließen und den schnellen Hochlauf einer deutschen Offshore-Wasserstoff-Wirtschaft zu initiieren, schlagen wir konkrete weitere Flächen für die Erzeugung von 2 GW vor. Dies würde auch einen unmittelbaren Beitrag leisten, um das Ziel der Bundesregierung von 10 GW Wasserstoff bis 2030 mit allen bekannten Vorteilen der Offshore-Produktion zu ermöglichen. Sehr gerne würden wir die Vorteile dieses stufenweise voranschreitenden Hochlaufs einer Offshore-Wasserstoff-Wirtschaft ausführlich erläutern und in einen durch das BSH organisierten Workshop im Vorfeld der Finalisierung des FEP gemeinsam mit anderen Stakeholdern der Wasserstoffbranche diskutieren.

Grundsätzliche Hinweise zur legislativen Grundlage des Flächenentwicklungsplans Der Flächenentwicklungsplan (FEP) bildet nach §4 WindSeeG die fachplanerische Grundlage für den Windenergieausbau in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) der Nord- und Ostsee und setzt als solche die nun mit dem neuen WindSeeG festgelegten Ziele von 30 GW installierter Leistung bis 2030, 40 GW bis 2035 und 70 GW bis 2045 im Rahmen der übergeordneten Vorgaben um. In der Ausarbeitung des Flächenentwicklungsplans ist daher auch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) an ebendiese Vorgaben gebunden, einerseits aus der vorgelagerten maritimen Raumordnung, andererseits an die rechtlichen Bestimmungen zum Windenergieausbau auf See.

Der AquaVentus Förderverein möchte deshalb zunächst betonen, dass wir seitens der Industrie positive Signale für die Wasserstofferzeugung auf hoher See und damit die AquaVentus Vision wahrnehmen: Es ist besonders hervorzuheben, dass durch das neu erlassene Windenergie-auf-See-Gesetz die ehemalige Flächenbegrenzung von 70km² für sonstige Energiegewinnungsbereiche aufgehoben wurde. Gleichzeitig wurde es ermöglicht, Energie aus sonstigen Energiegewinnungsbereichen, wie von der AquaVentus Initiative konzeptionell vorgesehen, per Sammelpipeline abzuführen. Dieses Konzept wurde im nun vorliegenden 1. Entwurf des Flächenentwicklungsplans durch das BSH explizit aufgegriffen, indem eine Pipeline den Anschluss weiterer sonstiger Energiegewinnungsbereiche ermöglichen und dabei eine Mindestkapazität für 2 GW Elektrolyseleistung gewährleisten muss. Gerade aus Sicht der dringend benötigten fachplanerischen Effizienz in der relativ zur Größe der deutschen Volkswirtschaft kleinen deutschen AWZ begrüßt die AquaVentus Initiative diese Bestimmung, welche die AquaVentus Vision direkt unterstützt.

Allerdings muss ausdrücklich betont werden, dass es nach wie vor an der Festlegung weiterer sonstiger Energiegewinnungsbereiche (SEN) fehlt und der vorliegende Entwurf des FEP weiterhin aus dem Blickwinkel der reinen Stromerzeugung her konzipiert ist. Erst mit Bereitstellung zusätzlicher SEN-Gebiete wird die Voraussetzung zur Erzeugung relevanter Mengen an Wasserstoff auf See geschaffen. Der daraus abzuleitende Transportbedarf größerer Mengen an Wasserstoff rechtfertigt die Errichtung und den Betrieb einer entsprechend dimensionierten Transportinfrastruktur.

Die AquaVentus Initiative fordert daher zur Auflösung dieses faktischen Widerspruchs im weiteren Fortschreibungsverfahren des Flächenentwicklungsplans folgende grundsätzliche Änderungen:

Mehr fachplanerische Flexibilität zur Erreichung der Kapazitätsausbau- und Klimaschutzziele Der AquaVentus Förderverein unterstreicht, dass zur Erreichung der Klimaschutzziele und im Sinne der Energiesicherheit die begrenzten Flächenpotentiale der deutschen AWZ in Nord- und Ostsee möglichst effizient genutzt werden müssen. Insofern ist es richtig, dass der Flächenentwicklungsplan die für den Windenergieausbau auf See verfügbare Meeresfläche konsequent ausnutzt. Gleichzeitig ist aber der Planungshorizont des FEP bis ins Jahr 2038 ausgesprochen lang und unterliegt dementsprechend einigen technologischen, ökonomischen und regulatorischen Unsicherheiten. Zukünftige Entwicklungen können nicht sicher schon heute berücksichtigt und antizipiert werden. Aus diesem Grund führen vergleichbare Planungsdokumente - wie beispielsweise der Netzentwicklungsplan - Szenarien zur Entwicklung der zu treffenden Annahmen an, um im Zeitverlauf möglichst flexibel reagieren zu können. Der Flächenentwicklungsplan hingegen trifft eindeutige Festlegungen bis ins Jahr 2038 und begrenzt damit ohne erkennbare Notwendigkeit den bedeutenden Spielraum für die zukünftigen Planungen in der AWZ. Anhand dreier konkreter Beispiele wird dies besonders deutlich:

Nicht notwendige Vorfestlegungen vermeiden – Der derzeit gültige Netzentwicklungsplan Strom als Grundlage zur elektrischen Netzanschlussplanung geht im Szenario C 2035 beispielsweise von nur 34 GW installierter Leistung für Offshore-Windenergie aus und führt diese Annahme in der Netzanschlussplanung bis 2035 fort. Dementsprechend unsicher bleibt der bis 2035 zusätzlich notwendige Ausbau der Offshore-Netzanschlüsse sowie des landseitig notwendigen Transportnetzes zur Erreichung von 40 GW installierter Leistung. Auch durch die Anhebung der Annahmen innerhalb des Szenariorahmens für die nächste Fortschreibung des Netzentwicklungsplans bleiben der lange Zeithorizont und die vergleichsweise hohen Ausbauambitionen ein Unsicherheitsfaktor. Ob also rechtzeitig genügend (elektrische) Netzanschluss- und Übertragungskapazität zur Verfügung stehen oder ob etwa durch Risiken aus den Lieferketten, lokalen Widerständen beim Netzausbau, Engpässen bei Fachkräften, durch Konkurrenz mit anderen Märkten oder durch mangelnde Verfügbarkeit benötigter Betriebsmittel der strombasierte Offshore-

Windenergie-Ausbau deutlich verzögert oder insgesamt gefährdet wird, lässt sich heute faktisch nur sehr schwer einschätzen.

Alternatives Wasserstoffszenario in der Planung ermöglichen – Die im Mai 2022 veröffentlichte Studie „Vergleich von Systemvarianten zur Wasserstoffbereitstellung aus Offshore-Windkraft“ der AFRY Management Consulting zeigt deutlich, dass das von AquaVentus verfolgte Konzept von bis zu 10 GW Elektrolyseleistung in den weit vom Festland entfernten Gebieten der deutschen AWZ konkrete Vorteile bietet. Die Ausbaugeschwindigkeit wird signifikant erhöht, die Investitionskosten sinken und der kritische Umwelteinfluss wird auf ein Minimum reduziert. Die Nutzbarmachung dieser Vorteile stellt eine technische, ökologische und ökonomische Chance dar, dringend benötigten grünen Wasserstoff versorgungssicher und in großen Mengen zur Verfügung zu stellen, ist aber davon abhängig, dass der regulatorische Rahmen dafür entsteht.

– Die kürzlich erschienene Studie zu Offshore-Flächenpotentialen der Fraunhofer IWES zeigt deutlich, wie im Sinne des Klimaschutzes mittels Repowering oder Co-Nutzung insgesamt mehr Kapazität als auch höhere Flächeneffizienz erreicht werden kann. Solche Potentiale dürfen nicht ungenutzt bleiben, setzten jedoch einen wichtigen, längeren, intensiven und ergebnisoffenen Stakeholder-Dialog sowie politische Steuerung voraus. Das Ergebnis eines solchen Dialogs muss in die weitere Fachplanung mit einfließen können, weshalb es wichtig ist, dass diese nicht schon im Vorhinein durch nicht notwendige Festlegungen Ergebnisse vorwegnimmt. Stattdessen sollte dieser offene Dialog ermöglicht und sogar vorgezeichnet werden. Die Ausschöpfung der Potentiale zur Co-Nutzung wird absehbar weitere Flächenkapazität in der Nordsee schaffen. In diesem Sinne teilt die AquaVentus Initiative auch die Begründung in Kapitel II.8 zum Ausschluss weiterer Festlegungen sonstiger Energiegewinnungsbereiche ausdrücklich nicht. Offshore-Wasserstoff trotz objektiv bestehender Vorteile mit der Begründung fehlender Flächen bereits heute auszuschließen, stellt keine effiziente Nutzung der auszuschreibenden Flächen dar.

Offshore-Wasserstoff international denken und zukünftige Interkonnektoren auch für Wasserstoff berücksichtigen – Die Ausweisung zusätzlicher Flächen für die Gewinnung von Grünem Wasserstoff in Deutschland wäre ein entscheidender Schritt für die europäische und internationale Vernetzung. Das gilt sowohl für die Parks als auch die Sammelpipeline, die ein wesentlicher Beitrag für den Wasserstoffbinnenmarkt unter Einbeziehung von Dänemark, den Niederlanden, Belgien, Norwegen und Großbritannien würde. Diese Perspektiven wurden unserer Einschätzung nach noch nicht bzw. noch nicht ausreichend in den Entwürfen zum FEP berücksichtigt. Aus unserer Sicht reicht es nicht, wenn Deutschland diese Vernetzung als reine Importoption versteht. Das würde an den auf dem North Sea Summit im Mai 2022 getroffenen politischen Absichtserklärungen (Esbjerg-Deklaration) vorbeigehen.

Spielräume im WindSeeG nutzen und Flächen nicht verfrüht festlegen Das kürzlich novellierte Windenergie-auf-See-Gesetz als rechtliche Grundlage für den Flächenentwicklungsplan gibt nach §5 vor, dass Flächen ab dem Jahr 2026 so festzulegen sind, dass diese gleichzeitig mit den jeweils erforderlichen Offshore-Anbindungsleitungen fertiggestellt werden können und dabei die Einhaltung der Auktionsziele aus §2a gewährleistet wird. Abweichungen davon sind zulässig, solange die grundsätzlichen Ausbauziele aus §1 Absatz 2 erreicht werden (30 GW bis 2030, 40 GW bis 2035 und 70 GW bis 2045).

Gemäß der im vorliegenden Entwurf des Flächenentwicklungsplans vorgesehenen Auktionsvolumina und dazugehöriger Inbetriebnahmen wird das Ausbauziel von 30 GW bis 2030 genau erfüllt, das Ausbauziel von 40 GW bis 2035 jedoch deutlich übererfüllt. Dieser Spielraum sollte mit Blick auf die oben angeführten Beispiele genutzt und damit eine über die Zielerfüllung hinausgehende Vorfestlegung vermieden werden. Dadurch kann einerseits flexibel auf technische Herausforderungen wie z.B. beim Netzanschluss und -ausbau reagiert werden. Bereits heute bekannte Vorteile werden genutzt, indem die technologische Entwicklung alternativer Konzepte gefördert wird. Es besteht auch weiterhin die Möglichkeit für einen offenen Dialog zur bestmöglichen Nutzung der AWZ, z.B. im Zuge der notwendigen Revision der derzeitigen maritimen Raumordnung.

In Summe sollten aus diesen Gründen zum Erhalt der fachplanerischen Flexibilität bis zu 10 GW Flächenpotential erst dann festgelegt werden, wenn diese Festlegung zur Zielerreichung notwendig wird. Dies gilt insbesondere für räumlich weit vom Festland entfernten Flächen im sogenannten „Entenschnabel“ mit Auktions- und/ oder Inbetriebnahmejahren ab 2030.

Weitere Flächenpotentiale für die sonstigen Energiegewinnungsbereiche Wie oben beschrieben braucht es dringend mehr Flexibilität, um zukünftige Entwicklungen und Herausforderungen bereits heute zu antizipieren. Gleichzeitig bedarf es einer grundsätzlichen und konkreten fachplanerischen Grundlage für die Gewinnung von grünem Offshore-Wasserstoff, um sowohl die Entwicklung der benötigten Technologie zur Wasserstofferzeugung auf See als auch dessen konsequenten Markthochlauf jetzt zu ermöglichen. Die Ausweisung weiterer sonstiger Energiegewinnungsbereiche im neuen FEP ist erforderlich, um den Planungsvorlauf solcher Projekte im großen Maßstab angemessen zu berücksichtigen. Ohne ein frühzeitiges Ausweisen weiterer sonstiger Energiegewinnungsbereiche droht die Offshore-Wasserstofftechnologie mangels Skalierungsperspektiven in Deutschland im Versuchsstadium stecken zu bleiben und andernorts umgesetzt zu werden. Nur durch die rechtzeitige Schaffung der Skalierungsperspektive, i.e. dedizierte Flächenausweisung, lassen sich die bereits zitierten Vorteile, insbesondere bei einer schnelleren Anbindung von Flächen, nutzen sowie Spitzentechnologie „Made in Germany“ und damit verbundene Arbeitsplätze fördern.

Deshalb fordert die AquaVentus Initiative die Festlegung weitere sonstiger Energiegewinnungsbereiche in der Nordsee im derzeit diskutierten Flächenentwicklungsplan. Grundsätzlich sollten diese Flächen im sogenannten „Entenschnabel“ festgelegt werden, da die Vorteile in Sachen Schnelligkeit, geringere Kosten und geringerer Umwelteingriff dort besonders deutlich zum Tragen kommen.

Wie dargestellt kann der fachplanerische Spielraum in der Erstellung dieses FEPs genutzt werden. Absehbar zeigt der zweite Zwischenbericht des Fraunhofer IWES sowie die kürzlich erschienene Flächenpotentialstudie des Fraunhofer IWES ein Gesamtpotential von über 70 GW unter Nutzung weiterer Potentiale. Für die umweltverträgliche Nutzbarmachung dieser Potentiale gibt es einen Prüfauftrag aus der Raumordnung für die Bundesregierung bis 2024.

Ersten Grünen Wasserstoffcluster in der Nordsee etablieren: N-21.1 und N-22 als SEN ausweisen Unter diesem Eindruck sollten in einem ersten Schritt die noch zur Prüfung stehenden Flächen N-21.1 und N-22 in unmittelbarer Nähe zur bereits festgelegten Fläche SEN-1 zusätzlich als sonstige Energiegewinnungsbereiche festgelegt werden. Damit kann die 2 GW Mindestkapazität für eine Sammelpipeline - entgegen der bisherigen Festlegungen - zum Hochlauf der Technologie ermöglicht werden. Ein weiterer Vorteil ist, dass die Netzverknüpfungspunkte für beide Flächen noch nicht feststehen und damit der ohnehin sehr hohe Ausbaudruck auf die offshore- und onshore-seitigen Transportnetze weiter reduziert würde. Die geplante Inbetriebnahme dieser Flächen und der Anschluss an eine Sammelpipeline bis ins Jahr 2033 kann damit mit hoher Wahrscheinlichkeit sogar vorgezogen werden. Über einen ersten Grünen Wasserstoffcluster könnten diese Flächen schneller erschlossen werden als derzeit vorgesehen und schneller einen Beitrag zur Erreichung der deutschen Klimaziele leisten.

2 GW als Startlinie für die großskalige Offshore-Wasserstoffwirtschaft Mit der Festsetzung der Flächen N-21.1 und N-22 würde eine raumplanerisch effiziente Pipelinelösung mit einer Mindestkapazität von zunächst 2 GW grundsätzlich ermöglicht und gleichzeitig die Optionen zur zukünftigen Anbindung weiterer Flächen im Entenschnabel wie oben beschrieben offengehalten werden. Festlegungen zur Dimensionierung der Leitung, entsprechend den Kapazitäten aus zukünftigen Wasserstoffwindparks in den entfernt liegenden Bereichen der AWZ wie beispielsweise Cluster N-17 bis N-19 sowie auch angrenzende Nachbarländer könnten noch bis 2026 an die tatsächlichen Erfordernisse angepasst werden.

Antworten zu den gestellten Konsultationsfragen F10, F11, F12 F.10 Kann der in 6.1.6 (a) festgelegte Mindestabstand in Höhe von 500 m zu Rohrleitungen auf ein bautechnisch erforderliches Minimum reduziert werden? Welcher Mindestabstand wäre dann festzulegen?

Antwort: Nach unserer Einschätzung kann der in 6.1.6 (a) festgelegte Mindestabstand von 500 m auf einen Wert von 300 m reduziert werden. Dieser Mindestabstand wurde in den letzten Jahren auch bei anderen Offshore-Pipeline- und Kabelprojekten in deutschen Gewässern angewandt und von unabhängiger Seite als sicher zertifiziert. Im Einzelfall kann dieser Standard bei Bedarf gegen entsprechenden Nachweis modifiziert werden.

F.11 Welche Trassenverläufe für eine Rohrleitung zur Anbindung von SEN-1 kommen aus räumlicher und technischer Sicht in Frage? An welchen Stellen außerhalb der im FEP festgelegten Grenzkorridore befinden sich mögliche Übergangspunkte zum Küstenmeer?

Antwort: Der Verlauf einer Anbindungsleitung an SEN-1 muss eine sinnvolle Weiterführung der Trassierung zur Anbindung weiterer Wasserstoff-Windparks ermöglichen. Der Verlauf der Sammelpipeline folgt im Wesentlichen den Vorbehaltsgebieten für Leitungen (ROP 2021). Als mögliche Einbindungspunkte in das landseitige Wasserstoffnetz kommen derzeit der Großraum Wilhelmshaven oder der Großraum Brunsbüttel (Büsum) in Betracht. Beide Anlandepunkte sind gut erreichbar, soweit ein Übertritt in das Küstenmeer im Bereich Schleswig-Holstein erfolgt. Hierzu kann entweder der bestehende Grenzkorridor N-V oder ein alternativer, südwestlich gelegener Übergangspunkt genutzt werden. Dieser ergibt sich aus der Verlängerung der Vorbehaltsgebiete für Leitungen (ROP 2021) LN9 und LN8 bis an die Grenze der AWZ zum Küstenmeer.

Abbildung: Geplanter Leitungsverlauf der Sammelpipeline AquaDuctus, in 2 Varianten, zwischen SEN-1 und dem Küstenmeer SH. Mögliche Übergangspunkte sie die Grenzkorridore N-V oder ein neu festzulegender Grenzkorridor (N-Neu).

F.12 Welche weiteren, auch technischen Festlegungen und Planungsgrundsätze halten Sie insbesondere für eine Wasserstoff-Rohrleitung und der Vorgabe einer entsprechenden Mindestkapazität im FEP für erforderlich?

Antwort: Aus Sicht von AquaVentus ist die Festlegung eigenständiger Planungsgrundsätze für Wasserstoffleitungen im FEP nicht erforderlich. Für den pipelinegebundenen Transport von Wasserstoff gelten Offshore die gleichen Grundsätze wie für den Transport von Erdgas. Der in anderen Pipelineprojekten entwickelte Standard (best industry practice) gewährleistet die notwendige Sicherheit in Abhängigkeit von den konkreten Anforderungen und örtlichen Gegebenheiten (z.B. Wassertiefe, Intensität Schifffahrt).

Als AquaVentus gehen wir perspektivisch von einem Transportbedarf für offshore- erzeugtem Wasserstoff von deutlich mehr als 2 GW aus. Die Festlegung einer Mindestkapazität von 2 GW steht dieser Annahme nicht entgegen. Das Pipelinedesign kann bei einem größeren Transportbedarf entsprechend angepasst werden.

Verschiedenes Die bereits erwähnte Ausweitung der verfügbaren Flächenkulisse für Offshore-Wasserstoff in Deutschland ist der Grundpfeiler für die Entwicklung und den Markthochlauf dieser Technologie und Voraussetzung dafür, dass Deutschland einerseits Vorreiter bleibt in Spitzentechnologie für die Energiewende, andererseits ein signifikanter Teil des dringend benötigten Wasserstoffs auch heimisch produziert werden kann. Davon abgesehen braucht es weitere überwiegend politische Weichenstellungen zur Realisierung der AquaVentus Vision, welche im Sinne einer ganzheitlichen Darstellung auch in dieser Konsultation Platz finden sollen:

Nationale Wasserstoffstrategie: Die großen Herausforderungen bei der zukünftigen verlässlichen, kostengünstigen und vor allem nachhaltigen Versorgung mit grünem Wasserstoff sowie die hohe Komplexität der Thematik erfordert grundsätzlich eine zeitnahe Überarbeitung der nationalen Wasserstoffstrategie. Es wird zwar zukünftig durch das sogenannte Osterpaket zwei neue Instrumente geben, um den Ausbau der Elektrolyse in Deutschland voranzutreiben, schließen jedoch die Elektrolyse auf See entweder pauschal aus oder lassen weitestgehend offen, wie die Offshore-Elektrolyse ihren Beitrag zum Ziel von rund 10 GW heimischer Elektrolysekapazität erbringen kann. Besonders deutlich wird die derzeitig noch unklare Gesamtstrategie mit Blick auf die Erzeugungspotentiale für grünen Wasserstoff auf hoher See, wie auch die hier vorliegende Stellungnahme deutlich macht. Widersprüche wie beispielsweise zwischen der Sammelpipeline mit 2 GW Mindestkapazität und den dafür fehlenden Erzeugungskapazitäten in der AWZ sollte durch die nationale Wasserstoffstrategie ganzheitlich und grundlegend begegnet werden bevor sie zukünftig entstehen.

Förderung: Bislang ist nur ersichtlich, dass es Förderung für grünen Wasserstoff auf der Abnehmerseite geben wird. Ob durch die geplante Verordnung auf Grundlage der Ermächtigung des BMWK im WindSeeG die Produktion von Grünem Wasserstoff auch finanziell gefördert wird, bleibt dabei offen. Es entspricht jedoch der Erwartung und dem Verständnis der AquaVentus Initiative, dass der Gesetzgeber mit dem WindSeeG über die Verordnungsermächtigung einen Ansatzpunkt für finanzielle Förderung und Absicherung von Offshore-Wasserstoff einführt, um die nationalen Ziele von 10 GW Wasserstoff bis 2030 zu erreichen. Diesem Erfordernis muss auch der FEP-Rechnung tragen, indem gemäß dieses festgelegten Ausbaupfads weitere Flächen - wie bereits beschrieben - ausgewiesen werden. Weiterhin muss in der Ausgestaltung der Verordnung dafür Sorge getragen werden, dass für das Erzeugungspotential für grünen Offshore-Wasserstoff eine gleichberechtigte und diskriminierungsfreie Teilnahme an den Ausschreibungen ermöglicht wird.

Nachrangiger Netzanschluss: Der bislang möglicherweise bestehende Widerspruch zwischen dem Ausschluss für einen Anschluss an das öffentliche (Strom-)Netz aus dem WindSeeG und der aus der Begründung zur SoEnergieVO ersichtliche Möglichkeit zum kabelgebundenen Anschluss an eine nahegelegene Umspannplattform sollte rechtlich klargestellt werden hinsichtlich beabsichtigter Funktion und erhofftem Mehrwert. Fachplanerisch sollte für den Fall einer möglichen Kabelverbindung diese auch im FEP (möglicherweise Trassenkorridor) abgebildet werden.

WindSeeG: sollte bei der nächstmöglichen Überarbeitung Ausbauziel für Offshore-Wasserstoff verbindlich festlegen, dafür müssen auch die Erkenntnisgewinne aus der derzeitigen Konsultation zum Flächenentwicklungsplan mitgenutzt werden.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-zum-fep-entwurf
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20220831-AquaVentus-Stellungnahme-FEP-Entwurf-BSH.pdf

### 2022-03-09 — Stellungnahme zum Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Windenergie-auf-See Gesetzes und anderer Vorschriften (WindSeeG-RefE)

Stellungnahme des Zusammenfassung Die Wasserstofferzeugung auf See in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone kann als wesentlicher Baustein zur Zielerreichung des Kapazitätsausbaus Offshore sowie zur effizienten Dekarbonisierung der Industrie beitragen. Zugleich leistet sie einen wichtigen Beitrag für die Diversifizierung der Bezugsquellen bei der Beschaffung von grünem Wasserstoff.

Der vorliegende Entwurf zur Änderung des WindSeeG bietet hier wichtige Anknüpfungspunkte, sollte aber auch mit Blick auf die notwendige Fortschreibung der nationalen Wasserstoffstrategie der herausragenden Bedeutung von Offshore Wasserstoff noch stärker Rechnung tragen. Hierzu gehört insbesondere die explizite und konsequente Ermöglichung des Wasserstofftransports per Sammelpipeline.

Konkrete Hinweise zum vorliegenden Referentenentwurf des WindSeeG Mit der gesetzlichen Festlegung der beschlossenen Ausbauziele für Windenergie auf See in §1 setzt der Referentenentwurf einen wichtigen Impuls für die Windenergiebranche und die Grundlage für einen schnellen und dabei kosteneffizienten Ausbau der erneuerbaren Energien. Mit der Konkretisierung der Ausschreibungsvolumina der Jahre 2023 bis 2027 und danach geht der Entwurf sogar noch über die zur Erreichung der Ausbauziele bis 2035 notwendigen Kapazitäten hinaus und gibt damit die Richtung vor: Ein verlässlicher Rechtsrahmen soll das für den notwendigen Hochlauf der industriellen Fertigungskapazitäten und Bereitstellung von Investitionen und Ressourcen notwendige Vertrauen schaffen.

Gleichzeitig wird in §12 festgestellt, dass die Realisierung von Windenergieanlagen auf See aus Gründen eines überragenden öffentlichen Interesses und im Interesse der öffentlichen Sicherheit erforderlich ist. Dies wird durch die AquaVentus Initiative begrüßt und unterstreicht den wichtigen Beitrag den Offshore Windenergie in Deutschland zur Dekarbonisierung und Transformation aller Sektoren leisten kann und muss. Im Vorgriff auf die Fortschreibung der nationalen Wasserstoffstrategie sollte die herausragende Bedeutung von Offshore Wasserstoff hier gleichermaßen Berücksichtigung finden.

Zu Recht wird die potentielle Rolle von Offshore Wasserstoff durch den nun veröffentlichten Referentenentwurf zum WindSeeG im Übrigen auf ein neues Fundament gestellt und der Optionsraum deutlich erweitert:

Einerseits wird durch die Änderung von §4 explizit ermöglicht, nunmehr auch fachplanerische Festlegungen zu treffen, die die Abführung von Energieträgern aus Windenergieanlagen auf See und sonstigen Energiegewinnungsanlagen vorsehen, die jeweils nicht an das Netz angeschlossen werden.

Diese Änderung ist ein wesentlicher Meilenstein zur Realisierung des Gesamtkonzepts der AquaVentus Projektfamilie, da es die Grundlage schafft, die Wasserstoffproduktion Offshore signifikant zu skalieren und durch eine frei zugängliche Sammelpipeline als zentrales Rückgrat dieser Vision zu verbinden. Damit wird gleichzeitig eine besonders effiziente und umweltschonende Erschließung weiterer Flächen insbesondere im westlichen Außenbereich der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone in der Nordsee grundsätzlich ermöglicht.

In diesem Zusammenhang ist jedoch unklar, inwiefern eine zentrale Wasserstoff-Sammelpipeline auch in eine konkrete Umsetzung überführt werden kann, wenn eine Ausweisung von Leitungen oder Kabeln in den Trassenkorridoren für Offshore-Anbindungsleitungen ausdrücklich ausgeschlossen wird. Diese Regelung sollte daher entsprechend konkretisiert werden, damit der

Wasserstofftransport effizient umgesetzt und die Anbindung der zentralen Wasserstoff-Sammelpipeline an das entstehende Onshore-Wasserstoffnetz erfolgen kann. Zudem müssen Korridore für den Pipelinetransport definiert werden. §5 Abs. 2a S.2 darf nicht dazu führen, dass Pipelines zum Abtransport von Wasserstoff ausgeschlossen werden und die Nutzung der ROP-Vorbehaltsgebiete für Leitungen damit behindert oder ausgeschlossen wird.

Anderseits wird passend für eben dieses Konzept durch die Aufhebung der Flächenlimitierung bei der Ausweisung sonstiger Energiegewinnungsbereiche in §5 von vormals 70km² ein wichtiger Hemmschuh beseitigt, um den Hochlauf dieser Technologie zu gewährleisten und insbesondere die Effizienzvorteile und damit verbundenen Kostenreduktionen der AquaVentus Vision zu realisieren.

Kritisch anzumerken ist jedoch, dass für die technologische Entwicklung zur Marktreife und die dafür notwendige Skalierung von Offshore Wasserstoff noch weitere Anpassungen im WindSeeG erforderlich sind:

Derzeitig werden zwei Routen vorgesehen, innerhalb derer das Erreichen der Ausbauziele insbesondere bis 2035 sichergestellt werden soll. Bereits zentral voruntersuchte Flächen sollen demnach als 20-jährige Differenzverträge (CfD) ausgeschrieben werden, nicht vollständig zentral voruntersuchte Flächen sollen anhand qualitativer sowie quantitativer Vergabekriterien (Beauty Contest) allokiert werden. Hierbei wird die nun mögliche, dritte Route jedoch vollständig außer Acht gelassen. Wird bezüglich der kapazitiven Aufteilung auf diese Routen in den Jahren 2023 bis 2026 noch keine konkrete Angabe gemacht, so soll zumindest ab 2027 die verfügbare Flächenkapazität hälftig auf CfD und Beauty Contest aufgeteilt werden.

Damit würden die Möglichkeiten zur Ausbaubeschleunigung, zum kosteneffizienten sowie besonders umweltverträglichen Erschließung gerade weit vom Festland entfernter Flächenkapazitäten durch Offshore Wasserstoff ungenutzt bleiben. Es gilt daher schnellstmöglich eine konkrete Festlegung von Auktionsvolumina auch für die Zuteilung von festzulegenden sonstigen Energiegewinnungsbereichen innerhalb des bestehenden Vergabeverfahrens der SonstigenEnergiegewinnungsV zu definieren. Insbesondere die im Vorentwurf zum Flächenentwicklungsplan ausgewiesenen Cluster N-17, N-18 und N-19 eignen sich zu diesem Zwecke aus den nachfolgenden Gründen:

1. Entlastung des Engpasses im Stromnetz Zur Erreichung der Ausbauziele für Windenergie auf See bilden Netzanschlüsse Strom einen erheblichen Engpass. Auch der notwendige Ausbau landseitiger Übertragungsnetzkapazitäten erschwert die Zielerreichung. Derzeitige Planungs- und Genehmigungsabläufe von bis zu 11 Jahren bei Gleichstromleitungen sowie potenzielle Engpässe in der Supply Chain lassen eine Beschleunigung des Ausbaus der Netzanschlüsse Strom jedoch nur bedingt zu.

Hier setzt die AquaVentus Initiative an. Das Pipelinekonzept AquaDuctus reduziert sowohl offshore- als auch onshore-seitig Engpässe im Stromnetz. Die geplante Erzeugung von grünem Wasserstoff diversifiziert und beschleunigt damit die Dekarbonisierung, indem insbesondere weit vom Festland entfernte Flächen, welche erst später durch das Stromnetz angeschlossen werden, deutlich beschleunigt erschlossen werden können. Die Festlegung weiterer, sonstiger Energiegewinnungsbereiche sollte daher den Abtransport mittels Pipeline ausdrücklich ermöglichen.

2. Vorteil bei der Anbindung der weit entfernten Cluster Die nunmehr zur Festlegung anstehenden Flächen im nordwestlichen Teil der AWZ (Cluster N14 bis N19) weisen Entfernungen von 300 bis 400 km zu möglichen Anschlusspunkten an Land auf. Hier kann der pipelinegebundene Energietransport durch die Sammelpipeline AquaDuctus mit einer Transportkapazität von 10GW sein volles Potential ausspielen:

Wie auch im Begleitdokument zum Vorentwurf des FEPs „Erster Zwischenbericht zur Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen zur Planung von Windenergieanlagen auf See und Netzanbindungssystemen“ genannt, bietet eine Offshore Pipeline zur Energiebereitstellung für den Verbrauch von Wasserstoff an Land laut Falkenberg et. al. 1 eindeutige Kostenvorteile gegenüber einer See- und Landkabelverlegung. Diese kommen vor allem dann zum Tragen, wenn bis auf 10 GW hochskaliert wird, wie dies von seitens AquaVentus vorgesehen wird. Dieser Kostenvorteil wird größer, je weiter die Entfernung zum Festland ist. Es zeigt sich also, dass besonders eine Festlegung der Flächen N-17 bis N-19 in erheblichem Umfang als sonstige Energiegewinnungsbereiche deutliche Kostenvorteile gegenüber einer Festlegung dieser Flächen zur Stromerzeugung bietet.

3. Nutzung bereits vorhandener Trassenkorridore Sowohl die Festlegung von Flächen zur Stromerzeugung Offshore wie auch der Flächen zur sonstigen Energiegewinnung sollen laut Maßgabe §4 WindSeeG räumlich geordnet und flächensparsam ausgebaut werden. Gleiches gilt für die Transportinfrastruktur.

Der Verlauf von AquaDuctus verbleibt dabei im Wesentlichen in den Vorbehaltsgebieten für Leitungen gemäß ROP für die deutsche AWZ. So ersetzt die Pipeline bei einer Kapazität von 10 GW fünf HGÜ Kabel und entlastet damit durch Freihaltung von Leitungskapazitäten die bestehenden Trassenkorridore sogar.

#### 4. Nationale Wasserstoffproduktion in Zusammenarbeit der Nordsee-Anrainerstaaten Bis zu einer

Millionen Tonnen grünen Wasserstoffs jährlich kann durch AquaVentus direkt in der Nordsee hergestellt werden und so als heimische Wertschöpfung den Bedarf an Energieimporten reduzieren und die Versorgungssicherheit signifikant steigern. Dies wird insbesondere unter dem Eindruck zunehmend unsicherer internationaler Lieferketten besonders wichtig. Gleichzeitig eröffnet die Erschließung von Flächen in den nordwestlichen Außenbereichen der AWZ (N-17 - N-19) langfristig die Möglichkeit, auch Flächen außerhalb der deutschen AWZ anzuschließen und damit noch größere Mengen grünen Wasserstoff durch die vorgesehene Pipelinelösung in den europäischen Markt integrieren zu können.

5. Reduzierung von Umwelteingriffen In Bezug auf die notwendige strategische Umweltprüfung ist hervorzuheben, dass es sich bei der Verlegung einer Offshore-Pipeline um ein weitgehend standardisiertes Verfahren handelt. Die Minimierung der Umwelteingriffe resultiert insbesondere aus der Transportkapazität von 10 GW, mit der AquaDuctus fünf HGÜ-Kabel ersetzen kann. Dementsprechend reduziert sich die Verlegelänge sowie die Anzahl der Eingriffe in das besonders schützenswerte Küstenmeer und den Nationalpark Wattenmeer.

Doch auch die eigentliche Produktion von Wasserstoff Offshore bietet im Vergleich zur landseitigen Elektrolyse deutliche Vorteile in Bezug auf Umwelt und Genehmigungsverfahren. Die Entnahme größerer Wassermengen ist im maritimen Umfeld unbedenklich während an Land eine mögliche Süßwasserentnahme einen empfindlichen Eingriff in dortige Biosystem darstellt. Im Falle einer Meerwasserentsalzung ist der Eintrag salzhaltiger Sole auf See durch vorherige Anreicherung mit Meerwasser und maximale Diffusion und Dispersion unbedenklich, während Ablagerung von Sole im Bereich von Wattflächen, Flüssen und anderen Ökosystemen an Land erhebliche negative Langfristfolgen haben kann. Letztlich ist auch die permanente Inanspruchnahme von Flächen an Land und deren Versiegelung neben negativen Umwelteinflüssen ein Grund für schwierige und langwierige Genehmigungsprozesse, während im Offshore Bereich nicht mit den gleichen Widerständen zu rechnen ist. Hier liegt ein weiterer Faktor zum beschleunigten Kapazitätsausbau Offshore.

Ausblick auf wichtige Folgeprozesse Neben der schnellstmöglichen Überarbeitung des WindSeeG wie derzeitig vom BMWK vorangetrieben möchte die AquaVentus Initiative auch nachfolgende und darauf aufbauende Prozesse und Änderungen in den Blick nehmen, um den Ausbau der Offshore Windenergie in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone in der Nordsee auf eine solide und zukunftssichere Basis zu stellen:

#### 1. Die Nationale Wasserstoffstrategie sollte 10 GW Erzeugungskapazitäten grünen

Wasserstoffs bis 2030 als klares Ziel vorgeben und zur Zielerreichung eine konkrete Rolle für verschieden Erzeugungsformen und -technologien festlegen. Die Wasserstofferzeugung auf See bietet wie oben beschrieben überzeugende Vorteile zur Erreichung der Kapazitäts- und Dekarbonisierungsziele und sollte daher im Rahmen einer eigenen, integrierten Offshore-H2 Strategie ein wesentlicher Baustein der zukünftigen Wasserstoffstrategie und den darin beschriebenen Zielen werden. Um heimischem Wasserstoff im Allgemeinen sowie der Offshore Elektrolyse im Speziellen auch über 2030 hinaus eine konkrete Perspektive zu geben, sollte die nationale Wasserstoffstrategie auch einen langfristigen Zielkorridor für post 2030 vorgeben, in der Offshore Elektrolyse bis 2035 einen Anteil von mindestens 10 GW haben sollte.

#### 2. Die Anerkennung des pipeline-gebundenen Transportes in der

Offshore-Wasserstoff-Strategie der Bundesregierung sollte analog zum Transportmodell für Onshore erzeugten Wasserstoff gleichfalls verankert werden. So können einerseits Skalen- und Effizienzvorteile durch ein breit angelegtes Wasserstofftransportnetz realisiert werden, andererseits durch die offshore-seitige mögliche Erweiterung in Richtung europäischer Nachbarstaaten und Erschließung weit entfernter Flächenkapazitäten ein erheblicher Beitrag zur Systemintegration und Versorgungssicherheit geleistet werden.

3. Dazu bedarf es jedoch einer deutlichen Anhebung der Flächenfestlegungen für sonstige Energiegewinnungsbereiche entsprechend den Zielen der zu entwickelnden Offshore-H2-Strategie im Rahmen der Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans (FEP). Die Möglichkeiten durch die nun entfallende Flächenbegrenzung sollten daher schnellstmöglich durch das BSH in diesem Prozess aufgegriffen werden. Für solche Flächen sollten dabei gleichzeitig fachplanerische Festlegungen für den pipelinegebundenen Energietransport hin zum Festland getroffen werden. Wie bereits oben beschrieben eignen sich die weit entfernten Flächen der Cluster N-17 bis N-19 besonders zur Erschließung via Offshore Elektrolyse und Pipeline aus Gründen der Kosteneffizienz, eines wesentlich beschleunigten Anschlusses sowie deutlich reduzierter Umwelteingriffe.

4. Schlussendlich sollten noch mit ausreichendem Vorlauf zur SEN-Ausschreibung ein geeigneter Fördermechanismus definiert und implementiert werden, der insbesondere für die Pilotinvestitionen in der Markthochlaufphase eine Vollkostendeckung und eine angemessene Absicherung gegen Absatzpreisrisiken ermöglicht. Für die erste anstehende SEN-Ausschreibung bietet sich dafür bspw. eine variable Marktprämie für ein grünes Produkt (Ausgleich der Kostendifferenz zwischen Produktion von grünem H2 (offshore) und grünem H2 onshore), die neben CAPEX auch eine OPEX Förderung ermöglicht (Euro/kg H2). Hierfür wäre es zunächst zweckmäßig, den anlegbaren Wert für die Ermittlung der Marktprämie an die im Rahmen der Ausschreibung ermittelten und in das wettwerbliche Vergabeverfahren einfließenden Energiebereitstellungskosten anzuknüpfen. Die Dauer des Anspruchs auf Marktprämie sollte an der Amortisationsdauer der Investition orientieren, z. B. Abschreibungszeitraum, mindestens 20 Jahre. Dieser Förderansatz wäre zudem mit weiteren Fördermaßnahmen (z. B. nachfrageseitiger Anreizen wie CCfD) kompatibel. Mit Blick auf folgende Ausschreibungsrunden sollte eine Evaluierung der beiden Verfahren erfolgen. Die Integration in ein Verfahren und Prüfung der Mechanismen sollte angestrebt werden. Für eine weiterführende Diskussion über die konkrete Ausgestaltung eines solchen Fördermechanismus steht AquaVentus gerne zur Verfügung.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/stellungnahmen/stellungnahme-zum-entwurf-eines-zweiten-gesetzes-zur-aenderung-des
PDF: https://aquaventus.org/downloads/stellungnahmen/20220309-AQV-Stellungnahme-WindSeeG.pdf

## Policy Papers

### 2025-08 — Positionspapier: Deutsch-britische Wasserstoffpartnerschaft – Ein europäischer Impuls für Energiesouveränität und industrielle Transformation

Die neue Bundesregierung gibt mit dem Wasserstoffbeschleunigungsgesetz ein klares Bekenntnis dazu ab, den Markthochlauf nicht nur zu wollen, sondern auch zu ermöglichen. Damit wird Deutschland seiner natürlichen Rolle gerecht, global Vorreiter beim Einsatz von Wasserstoff zu werden – so wie es auch in der Nationalen Wasserstoffstrategie hinterlegt ist. Bereits die Vorgängerregierungen haben grundlegende Weichen hierfür gestellt, wie beispielsweise den Aufbau eines Wasserstoff-Kernnetzes.

Dieses Papier möchte sich den Möglichkeiten der internationalen Zusammenarbeit widmen, besonders der Kooperation mit dem windreichen Vereinten Königreich.

Im Rahmen der Deutsch-Britischen Wasserstoffpartnerschaft haben das Bundeswirtschaftsministerium (früher BMWK, jetzt BMWE) und das britische Department of Energy Security and Net Zero (DESNZ) kürzlich die Ergebnisse der gemeinsamen geplanten Machbarkeitsstudie über den Handel von Wasserstoff vorgestellt. Diese Studie unterstreicht das Potenzial eines grenzüberschreitenden Wasserstoffhandels zwischen Deutschland und dem Vereinigten Königreich und legt den Grundstein für eine vertiefte europäische Zusammenarbeit im Wasserstoffsektor.

AquaVentus und seine Mitglieder sehen in dieser Partnerschaft eine einmalige Chance, die Energiewende voranzutreiben, die Energiesouveränität beider Länder zu stärken und den europäischen Kontinent wirtschaftlich zu transformieren. Das folgende Positionspapier zeigt auf, warum dieser Weg weiter beschritten werden muss.

#### Zusammenfassung

Die deutsch-britische Kooperation bietet einmalige Chancen für die Energiewende, die Energieresilienz beider Länder und des europäischen Kontinents. Auf Grundlage der vorgelegten umfassenden Machbarkeitsstudie sprechen wir uns für eine vertiefte europäische Zusammenarbeit aus.

Wasserstoffmarkthochlauf europäisch denken: Die Produktion und Nutzung von Wasserstoff muss europäisch gedacht werden. Die Vernetzung von Erzeugern und Abnehmern über nationale Grenzen hinweg ist essenziell für einen erfolgreichen Markthochlauf.

Sektorenkopplung konsequent weiterführen: Hybride Anschlusskonzepte, die sowohl Strom- als auch Wasserstoffnetze integrieren, schaffen die notwendige Flexibilität für zukünftige Energiebedarfe und ermöglichen eine effiziente Nutzung erneuerbarer Energien sowie einen kostengünstigen Netzausbau.

Vom nationalen Kernnetz zum European Hydrogen Backbone: Projekte wie AquaDuctus dienen als Nukleus für ein paneuropäisches Wasserstoffnetz, das die Energieinfrastruktur Europas nachhaltig prägen wird.

Politische Annäherung für gemeinsame Energiesicherheit: Die enge Zusammenarbeit zwischen Deutschland und dem Vereinigten Königreich im Wasserstoffsektor stärkt die politische und wirtschaftliche Bindung und fördert die europäische Energiesicherheit und - unabhängigkeit.

Durch gemeinsame Projekte zur Produktion und für die Infrastruktur von Wasserstoff können wir die bedeutenden erneuerbaren Ressourcen Großbritanniens und die strategischen Wasserstoff-Speicher- und -verbrauchskapazitäten Deutschlands nutzen, die Energieimporte im Sinne eines De-Riskings diversifizieren und die Energiesicherheit Europas stärken.

AquaVentus begrüßt ausdrücklich die Offenheit der Bundesregierung, sich bei der Unterstützung des Hochlauf des Wasserstoffmarktes nicht nur nach alternativen Quellen für den Bezug von Wasserstoff zu bemühen, sondern gleich eine tragfähige Infrastruktur für den Transport mitzudenken. Insbesondere die Partnerschaften im Nordseeraum werden von AquaVentus und seinen über 100 Mitgliedern und gemeinsamen der Vision des „Grünen Kraftwerk Nordsee“ getragen.

Deutschlands zentrale Rolle als größte Industrienation des Kontinents und zentraler Knotenpunkt des Transfers von gasförmigen Energieträgern muss es sein, die Dekarbonisierung von Schlüsselindustrien voranzutreiben: Wirtschaftlich, europäisch, technologisch machbar.

Dabei sehen wir als Initiative, die sich den Leitwerten Energie, Wertschöpfung, Versorgungssicherheit, Klimaschutz und nicht zuletzt bezahlbare Energiepreise verschrieben hat, folgende Punkte als zentrale Stellschrauben.

Energieresilienz Die aktuelle geopolitische Lage zeigt die Verletzlichkeit bestehender Energieversorgungssysteme. Eine enge deutsch-britische Kooperation im Wasserstoffbereich kann dazu beitragen, die Abhängigkeit von Energieimporten zu reduzieren und die Energiesicherheit beider Länder zu erhöhen. Durch den Aufbau einer gemeinsamen Wasserstoffinfrastruktur können Versorgungssicherheit und Preisstabilität gewährleistet werden.

Exkurs aus Studie „UK-Germany Joint Feasibility Study on the Trade of Hydrogen” mit Zitat von Seite 34 im Abschnitt „2.4 UK Export Opportunity“:

„The UK has a significant opportunity to become a major exporter of low-carbon hydrogen in the future, driven by ambitious production targets and strong European demand. The UK’s strategic geographic position and access to offshore wind resources further enhance its potential as a key future hydrogen supplier to Europe. (…) This opportunity is further bolstered by the estimated competitive nature of the UK’s Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) (…) indicating that UK hydrogen production could be economically viable against other emerging hydrogen markets globally.“ „Furthermore, the UK’s geographical proximity to Europe enhances the cost-effectiveness of hydrogen transportation via pipeline, making its Levelised Cost of Transport (LCOT) competitive with that of other international markets, including those in the Americas, China, and Australia.“

Versorgungssicherheit: Deutschlands erwartete Importabhängigkeit (50–70 % des Wasserstoffbedarfs) kann durch UK-Exporte adressiert werden, was die Versorgung stabilisiert. Preisstabilität: Die geografische Nähe und die niedrigen LCOH/LCOT machen britischen Wasserstoff zu einer preiskompetitiven Option gegenüber globalen Märkten.

Quelle: Studie „UK-Germany Joint Feasibility Study on the Trade of Hydrogen, Seite 106 Gemeinsame Infrastruktur – Hydrogen Backbone

Eine leistungsfähige Onshore- und Offshore-Pipeline-Infrastruktur ist das Rückgrat eines funktionierenden, grenzüberschreitenden Wasserstoffmarktes zwischen Deutschland und Großbritannien. Dies ist auch ein Ergebnis der von BMWE und DESNZ beauftragten Machbarkeitsstudie [Quelle, Veröffentlichungsdatum]. Nur durch den zügigen Ausbau und die Anbindung britischer Erzeugungsstandorte an das kontinentaleuropäische Wasserstoffnetz, konkret über die Pipeline AquaDuctus, kann das Potenzial Großbritanniens als verlässlicher Exporteur von grünem Wasserstoff ausgeschöpft werden. Die Verbindung beider Energiemärkte über Pipelines stärkt die Versorgungsunabhängigkeit und -sicherheit, erhöht die Systemeffizienz durch sektorübergreifende Synergien und unterstützt maßgeblich das europäische Ziel einer dekarbonisierten Industrie. Deutschland sollte sich daher aktiv für einen gemeinsamen Energie-Dialog und konkrete Infrastrukturprojekte einsetzen, die den Aufbau eines integrierten, resilienten Wasserstoffbinnenmarktes ermöglichen.

Sektorenkopplung / Gemeinsamer europäischer Energiemarkt Die Integration von Wasserstoff in verschiedene Sektoren – von der Industrie über den Verkehr bis hin zur Wärmeversorgung – erfordert eine enge Verzahnung von Strom- und Gasinfrastrukturen. Nur durch eine gesamtsystemische Betrachtung kann die Energie aus Offshore-Wind effizient genutzt und über verschiedene Infrastrukturen verteilt werden. Besonders im Zusammenhang mit dem britischen und schottischen Offshore-Windpotenzial ist es entscheidend, den Windstrom nicht nur lokal zu verbrauchen, sondern ihn in nutzbare Energieformen wie grünen Wasserstoff zu überführen und in einen gesamteuropäischen Markt einzuspeisen.

Großbritannien verfügt über exzellente Bedingungen für Offshore-Wind – die Nordsee fungiert hier als gemeinsamer Energieraum. Um dieses Potenzial zu heben, braucht es eine grenzüberschreitende Strategie: Der Strom aus britischen Windparks kann durch Offshore-Elektrolyseanlagen in Wasserstoff umgewandelt werden, der dann über eine europäische Pipeline-Infrastruktur – etwa entlang der AquaDuctus-Route – in industrielle Zentren auf dem europäischen Festland transportiert wird. Besonders für Deutschland ergibt sich dadurch eine neue Qualität der Versorgungssicherheit und ermöglicht effektives Derisking: Als zentrale Abnehmerregion mit energieintensiven Industrien – wie der Stahl-, Chemie- oder Zementbranche – kann ein großer, verlässlicher Abnehmermarkt geschaffen werden, wenn regulatorische und infrastrukturelle Voraussetzungen geschaffen werden.

Diese strategische Ausrichtung steht in voller Übereinstimmung mit dem Papier “A renewed agenda for European Union – United Kingdom cooperation. Common Understanding” vom Mai 2025, in dem unter Punkt 22 die „grenzüberschreitende Sektorenintegration als Schlüssel zur wirtschaftlichen Skalierung des europäischen Wasserstoffmarkts“ benannt wird. Auch der dt.-britische Freundschaftsvertrag (Kensington-Vertrag) vom 17. Juli 2025 betont in Artikel 20 die Bedeutung der „gegenseitigen Ergänzung von Erzeugungskapazitäten" sowie die Notwendigkeit der gemeinsamen “Entwicklung von Infrastruktur in den Bereichen Offshore-Windenergie, Elektrizität, Wasserstoff und Kohlendioxid”. Die Verknüpfung der Sektoren über Ländergrenzen hinweg erhöht nicht nur die Systemeffizienz, sondern eröffnet neue wirtschaftliche Chancen: Unternehmen können Produktionsprozesse transformieren, während zugleich Versorgungssicherheit und Klimaschutz erreicht werden – europäisch gedacht, wirtschaftlich sinnvoll und technologisch machbar.

Gesamteuropäische Forschung Die Forschung im Bereich Wasserstoff darf nicht an nationalen Grenzen haltmachen. Wenn Europa seine Rolle als globaler Technologieführer im Bereich der erneuerbaren Energien und der Wasserstoffwirtschaft einnehmen möchte, braucht es gemeinsame Anstrengungen. Die Ergebnisse wissenschaftlicher Arbeiten und technischer Entwicklungen sollten in einem gesamteuropäischen Forschungspool zusammengeführt, offen zugänglich gemacht und gemeinsam weiterentwickelt werden. Nur so lassen sich Synergien heben, Innovationszyklen verkürzen und unnötige Parallelentwicklungen vermeiden.

Dazu gehört ebenso eine Neujustierung der Förderlandschaft: Forschungs- und Entwicklungsförderung sollte nicht nationalstaatlich organisiert sein, sondern europaweit koordiniert erfolgen. Projekte, die im Schulterschluss zwischen mehreren europäischen Partnern durchgeführt werden, müssen gegenüber nationalen Vorhaben bevorzugt behandelt werden.

Ebenso setzen wir uns für eine zentrale europäische Koordinationsstelle – beispielsweise in Form eines Europäischen Wasserstoffbeauftragten – ein. Diese Stelle könnte die Aktivitäten der Mitgliedstaaten strategisch abstimmen, Doppelstrukturen vermeiden und sicherstellen, dass Europa bei Schlüsseltechnologien wie Elektrolyse, Speicherung, Transport und Nutzung des Wasserstoffs gemeinsam voranschreitet.

Der gemeinsame Markt, die gemeinsame Forschung und die gemeinsame Verantwortung für den Umbau des Energiesystems – all das macht die europäische Zusammenarbeit zur Bedingung für den Erfolg.

Was wir in Deutschland leisten müssen – Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes: Die zügige Umsetzung des geplanten Wasserstoff-Kernnetzes ist entscheidend für die Integration erneuerbarer Energien und den Aufbau eines europäischen Wasserstoffmarktes.

– Hybride Anschlusskonzepte im WindSeeG: Die im Koalitionsvertrag vereinbarten hybriden Anschlusskonzepte und die Aufnahme von grenzüberschreitenden Wasserstoffleitungen sollten schnellstmöglich im Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) verankert werden, um einen konsistenten Rechtsrahmen zu schaffen.

– Europäischer Flächenentwicklungsplan: Die Planung von Flächen für Offshore-Wind- und Wasserstoffprojekte sollte auf europäischer Ebene koordiniert werden, um eine optimale Nutzung der Ressourcen und eine effiziente Infrastrukturentwicklung zu gewährleisten.

AquaVentus und seine Mitgliedsorganisationen stehen bereit, die deutsch-britische Wasserstoffpartnerschaft aktiv mitzugestalten und den Aufbau einer nachhaltigen, sicheren und wettbewerbsfähigen Wasserstoffwirtschaft in Europa voranzutreiben. Wir laden alle relevanten Akteure ein, gemeinsam an dieser Vision zu arbeiten und die notwendigen Schritte für eine erfolgreiche Umsetzung zu unternehmen.

ÜBER AQUAVENTUS Die AquaVentus Initiative hat das Ziel eine Million Tonnen Grünen Wasserstoff pro Jahr aus Windenergie auf der Nordsee zu erzeugen und per Pipeline an Land zu transportieren. Mehr als 100 Unternehmen, Organisationen und Forschungsinstitute entlang der gesamten Wertschöpfungskette haben sich zusammengeschlossen, um europaweit die Rahmenbedingungen für die Installation von 10 Gigawatt Erzeugungsleistung für Grünen Wasserstoff aus Offshore-Windenergie in der Nordsee zu schaffen und die benötigte Transportinfrastruktur zu errichten. Grüner Wasserstoff ist aufgrund seiner klimaneutralen Herstellung und Speicherbarkeit der Schlüssel zur Dekarbonisierung energieintensiver Industrien, die nicht elektrifiziert werden können – und somit ein wichtiger Faktor für eine grüne Energiewende und die Energiesouveränität eines ganzen Kontinents.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/policy-papers/positionspapier-deutsch-britische-wasserstoffpartnerschaft-ein
PDF: https://aquaventus.org/downloads/policy-papers/20250825-Positionspapier-UK-GER.pdf

### 2025-05 — Positionspapier Wasserstoffachter - Umsetzung der Offshore-Elektrolyse in Zone 4 & 5 der AWZ

#### 13. Mai 2025 Positionspapier Wasserstoffachter Umsetzung der Offshore-Elektrolyse für einen optimierten Offshore-Ausbau in Zone 4 und 5 basierend auf kombinierten Anschlusskonzepten aus Seekabeln und Pipeline

Einleitung Die fortschreitende Entwicklung der Offshore-Windenergie in Deutschland erfordert eine effiziente und zukunftsweisende Netzanbindung, um den erzeugten erneuerbaren Strom bestmöglich zu nutzen, die Offshore-Wind-Ausbau- und Klimaschutzziele zu erreichen sowie den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft zu beschleunigen. Der Wasserstoffachter setzt sich für eine verstärkte Integration von Offshore-Elektrolyse in die maritime Flächenentwicklungsplanung ein, um Netzengpässe zu minimieren, die Wirtschaftlichkeit zu steigern und den regulatorischen Rahmen entsprechend anzupassen. Daher bedarf es mit Blick auf die derzeit laufende Optimierung des Offshore-Wind-Ausbaus eines systemintegrierten Gesamtkonzepts für die Zone 4 und 5 der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ), welches eine volkswirtschaftlich sinnvolle, ausgewogene und praxistaugliche Umsetzung der derzeit diskutierten Maßnahmen wie u.a. Reduktion der Leistungsdichten, Überbauung und Spitzenkappung sowie Offshore-Elektrolyse ermöglicht. Zudem sollte aufgezeigt werden, wie und wo die Energie mittels Offshore-Elektrolyse-Hubs basierend auf kombinierten Anschlüssen aus Seekabeln und Pipeline abtransportiert werden soll.

Optimierung der Netzanbindung durch kombinierte Anschlusskonzepte Die im Flächenentwicklungsplan (FEP) durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) entworfenen Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) in den Zonen 4 und 5 weisen aktuell hinsichtlich der tatsächlichen Transportkapazitäten Klärungs- sowie Optimierungsbedarf auf. Weiterhin ist die vom BSH angestrebte Kostenreduktion durch alleinige Fokussierung auf den Energieträger Strom nicht ausreichend. Daher fordern die unterzeichnenden Institutionen und Verbände: • Das im Koalitionsvertag notierte Vorhaben, kombinierte Anschlusskonzepte aus Seekabel und Pipeline, zeitnah im Windenergie-auf-See-Gesetz zu ermöglichen. Die Integration der Offshore-Elektrolyse kann im Gegensatz zur Spitzenkappung bei Erzeugungsspitzen Ertragsverluste reduzieren. • Die Festlegung von Flächen in den Zonen 4 und 5 der AWZ, welche zur Strom- und Wasserstoffproduktion offshore genutzt werden können und die in räumlicher Nähe zur Offshore-Pipeline AquaDuctus liegen.

– Die Schaffung von regulatorischen Rahmenbedingungen für Offshore-Wasserstoff-Hubs zur Senkung der Infrastrukturkosten und einer effizienteren Nutzung der Transportinfrastruktur.

Die aktuell diskutierte pauschale Überbauung und Spitzenkappung (BSH-Konsultation des Anhangs 3 des FEP 2025 aus Februar 2025) von Windparks kann potenziell betriebs- und volkswirtschaftliche Risiken sowie Ertragsverluste zur Folge haben und dem avisierten Ziel der Kosteneinsparung und Erhöhung der Effizienz auch entgegenwirken.

Entwicklung eines europäisch eingebetteten Gesamtkonzepts für die Zone 4 und 5 in der AWZ Zur Umsetzung der Maßnahmen ist neben der nationalen auch eine harmonisierte europäische Realisierung erforderlich, insbesondere für die Nutzung von Offshore-Infrastrukturen in der Nordsee. Daher empfehlen die unterzeichnenden Institutionen und Verbände: • Einheitliche europäische Standards für Offshore-Wasserstoffproduktion sowie dessen Transport. • Eine koordinierte Offshore-Netzplanung, die Strom- und Wasserstoffnetze miteinander verzahnt und effizient aufeinander abstimmt, inklusive grenzüberschreitende Investitionsmechanismen. • Regulatorische und finanzielle Klärung für Pilotprojekte zur Offshore-Elektrolyse, welche unter den Nordsee-Anrainerstaaten koordiniert werden sollten, um bestmögliche Erkenntnisse für die Skalierung der Technologie zu liefern.

Weiterhin empfiehlt der Wasserstoffachter an ambitionierten nationalen sowie europäischen Offshore-Ausbauzielen in der Nordsee festzuhalten. Auf Basis des Gesamtkonzepts inklusive Offshore-Elektrolyse in festgelegten Gebieten und Flächen in den Zonen 4 und 5 lassen sich konkrete Ableitungen fundierter und einfacher treffen.

Fazit Der Wasserstoffachter bekräftigt die Notwendigkeit einer integrierten Offshore-Strategie, die sowohl Windenergie als auch Wasserstofferzeugung berücksichtigt. Durch eine optimierte Kombination von Strom- und Wasserstoffinfrastruktur können Kosten gesenkt, Netzengpässe reduziert und die Effizienz der Offshore-Windenergie maximiert werden. Es ist unerlässlich innerhalb eines Gesamtkonzepts für die Zone 4 und 5 aufzuzeigen, wo und wieviel systemintegrierte Nutzung von Strom mittels Offshore-Elektrolyse volkswirtschaftlich sinnvoll stattfinden kann. Das beinhaltet auch, wo die Energie über Offshore-Elektrolyse-Hubs mittels kombinierten Anschlusskonzepten aus Stromkabel und Wasserstoffpipelines kosteneffizient abgeführt werden sollte. Die Unterzeichner fordern die neue Bundesregierung dazu auf, die entsprechenden Rahmenbedingungen im Windenergie-auf-See-Gesetz zu schaffen, um eine nachhaltige und wirtschaftliche Umsetzung sicherzustellen.

Die Unterzeichner Als im Jahr 2021 gegründete Verbundinitiative strebt der „Wasserstoffachter“ eine Partnerschaft von Politik und Wirtschaft an, um zügig und effektiv an notwendigen Weichenstellungen moderierend und übergreifend mitzuwirken, den Ausbau der erneuerbaren Energien gemeinsam mit Wasserstoff kosteneffizient zu beschleunigen.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/policy-papers/positionspapier-wasserstoffachter-umsetzung-der-offshore-elektrolyse-in
PDF: https://aquaventus.org/downloads/policy-papers/20250513-Positionspapier-Offshore-ELY-Zone-45.pdf

### 2025-01 — Kombinierte Anschlusskonzepte

Januar 2025 Policy Paper - Kombinierte Anschlusskonzepte Für weit entfernt Offshore-Windgebiete in der deutschen Nordsee

In der AquaVentus-Studie der Beratungsgesellschaft E-Bridge wurde untersucht, unter welchen Bedingungen die erzeugte Offshore-Windenergie am wirtschaftlichsten produziert sowie als Strom und Wasserstoff bestmöglich in die Netze integriert abtransportiert wird. Hierzu wurde eine gesamt-ökonomische Wirtschaftlichkeitsbetrachtung vorgenommen, welche nach den geringsten Kosten sowie dem größten Nutzen optimiert wurde.

#### ZENTRALE ERGEBNISSE

Die Kombination aus Kabel und Pipeline macht den Transport effizienter, schafft mehr Flexibilität für das Energiesystem und reduziert die Preisrisiken am Energiemarkt.

Die Integrierte Vernetzung der Offshore-Elektrolyse in den Offshore-Windgebieten in den weit entfernten Zonen 4 und 5 der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) reduziert die Kosten für den Transport der grünen Energie signifikant.

Weniger Abriegelung, mehr Preis- und Netzstabilität Kombinierte Anschlusskonzepte verringern die Abriegelung von Offshore-Strom (Curtailment) deutlich. Flexibel kann die Windenergie bei ausreichend Wind marktpreisgesteuert über die Wasserstofferzeugung auf See in das speicherbare Gas umgewandelt werden. Dieses wird kosteneffizient über die AquaDuctus-Pipeline in das Wasserstoff-Kernnetz eingespeist. Durch die bidirektionale Nutzung des Stromkabels kann wiederum günstiger Festlandsstrom zusätzlich in Wasserstoff umgewandelt werden, bspw. in Fällen von negativen Strompreisen. Beide Faktoren senken die gesellschaftlich zu tragenden Kosten für den weiteren Ausbau der Offshore-Windenergie in der Nordsee gemäß der Studie um bis 31 Milliarden Euro.

Politische Handlungsempfehlungen Anpassungen im Windenergie-auf See-Gesetz zwingend erforderlich Um das beschriebene Potenzial der Offshore-Wasserstoffproduktion als Flexibilitätsoption für den Offshore-Wind voll auszuschöpfen, sind gesetzliche Anpassungen erforderlich, die eine kombinierte Nutzung der Strom- und Wasserstoffinfrastruktur ermöglichen.

Zulassung von kombinierten Anschlusskonzepten in Deutschland Die Bundesregierung muss das Potenzial der Offshore-Elektrolyse und die Steigerung der Kosteneffizienz beim Offshore-Wind-Ausbau zügig erschließen. Zuerst sollte der Rahmen für Pilotanlagen zur Demonstration der Technologie und die Ausschreibung des SEN-1-Bereichs geschaffen werden. Weiterhin müssen kombinierte Anschlusskonzepte für die Offshore-Energietransportinfrastruktur ermöglicht werden. Aktuell (Stand Januar 2025) sind diese Konzepte durch §3.8 im Windenergieauf-See-Gesetz kategorisch ausgeschlossen. Zudem sollte die Bundesregierung die Aufnahme der Offshore-Elektrolyse in die Zielvorgaben des Windenergie-auf-See-Gesetz prüfen.

Einheitliche europäische Standards für die Offshore-Elektrolyse-Technik Viele europäische Nachbarn ermöglichen kombinierte Anschlusskonzepte bereits und weitere Studien zeigen, dass sie im Vergleich zu reinen Strom- oder H2-Anbindungen deutliche Vorteile bieten. Sie ermöglichen erhebliche volkswirtschaftliche Kosteneinsparungen, eröffnen höhere Erlöspotenziale und gewährleisten eine bessere Systemintegration (North Sea Wind Power Hub, 2024; Fraunhofer IEE, 2024; EPICO, 2024). Daher muss die Schaffung einheitlicher Standards in allen Nordseestaaten durch die Bundesregierung angeregt werden, um die Offshore-Wasserstoffproduktion großskaliert zu ermöglichen. Dazu gehören europaweite Rahmenbedingungen, die die grenzüberschreitende Zusammenarbeit und den integrierten Ausbau der Wasserstoffproduktion auf See erleichtern.

#### ÜBER AQUAVENTUS

Die AquaVentus Initiative hat das Ziel, eine Million Tonnen Grünen Wasserstoff pro Jahr aus Windenergie auf der Nordsee zu erzeugen und per Pipeline an Land zu transportieren. Mehr als 100 Unternehmen, Organisationen und Forschungsinstitute entlang der gesamten Wertschöpfungskette haben sich zusammengeschlossen, um europaweit die Rahmenbedingungen für die Installation von 10 Gigawatt Erzeugungsleistung für Grünen Wasserstoff aus Offshore-Windenergie in der Nordsee zu schaffen und die benötigte Transportinfrastruktur zu errichten. Wasserstoff ist aufgrund seiner klimaneutralen Herstellung und Speicherbarkeit der Schlüssel zur Dekarbonisierung energieintensiver Industrien, die nicht elektrifiziert werden können – und somit ein wichtiger Faktor für eine Energiewende und die Energiesouveränität eines ganzen Kontinents.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/policy-papers/kombinierte-anschlusskonzepte
PDF: https://aquaventus.org/downloads/policy-papers/20250120-Policy-Paper-Kombinierte-Anschlusskonzepte.pdf

### 2023-05 — Appell der Offshore-Wasserstoffwirtschaft - Klare Ziele für Offshore-ELY in der NWS

26. Mai 2023 Appell: Offshore-Wasserstoffwirtschaft fordert klare Ziele für die Elektrolyse auf hoher See in der Nationalen Wasserstoffstrategie In der Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) durch die Bundesregierung sollten zusätzlich 10 Gigawatt (GW) Offshore-Elektrolyse Leistung verankert werden. Den herausragenden Potenzialen der Nordsee als Grünes Kraftwerk zu fungieren, muss Rechnung getragen werden. Es bedarf klarer und nachhaltiger Perspektiven, um Wertschöpfungsketten aufzubauen und Investitionen zu tätigen. Die NWS muss jetzt an die Erklärungen der Bundesregierung von Esbjerg und Ostende anknüpfen und eine klare Rolle für Offshore-Wasserstoff festlegen.

Die Unterzeichner fordern daher die Aufnahme folgender Eckpfeiler in die NWS:

1) Ziel von 10 GW Offshore-Elektrolyseleistung bis 2035 in der NWS verankern Mit der Ausweisung eines ersten „sonstigen Energiegewinnungsbereichs“ (SEN-1) wurde ein wichtiger Meilenstein geschaffen, welcher Flächen für insgesamt 1 GW Erzeugungskapazität bis 2030 bereitstellen wird. Unternehmen entlang der gesamten Wertschöpfungskette stehen bereit, den Aufbau einer Offshore-Wasserstoffwirtschaft in Deutschland und Europa voranzutreiben. Voraussetzung dafür ist, dass die zugehörigen Lieferketten eine nachhaltige Perspektive durch die NWS erhalten. Der deutsche Beitrag zu einer vernetzten europäischen Wasserstoffwirtschaft sollte daher in der NWS auf 10 GW Erzeugungsleistung für Grünen Wasserstoff auf See bis zum Jahr 2035 festgelegt werden.

2) Europäische Offshore-Wasserstoffnetzplanung vorantreiben In Ostende haben Deutschland, Dänemark, die Niederlande und das Vereinigte Königreich (UK) sich gemeinsam das Ziel gesetzt, bis 2030 eine Elektrolysekapazität von etwa 30 GW auf dem Land und auf See zu erreichen und ihre Produktion bis 2050 noch weiter auszubauen. Der Anschluss von Produktionsflächen auf See und die Entwicklung einer dezidierten Offshore-Wasserstoffpipeline-Infrastruktur im Zuge einer nationalen und europäischen Netzentwicklungsplanung ist dabei ein zentraler Baustein. Dieses Ziel muss Bestandteil der NWS werden und darüber hinaus die Vernetzung mit weiteren Akteuren, etwa Niederlande, Dänemark, Schottland (UK) oder Norwegen, vorsehen. 3) Absicherung von Offshore-Wasserstoff-Langfristverträgen und verlässliche Rahmenbedingungen schaffen

Die Offshore-Elektrolyse aus Windkraft hat große Potenziale. Ein verbindlicher und stabiler Rechtsrahmen für die Produktion, den Transport und die Abnahme von auf See produziertem Wasserstoff ist zentral, um die Investitionssicherheit entlang der gesamten Wertschöpfungskette zu erhöhen. Ziel muss es sein, Deutschland zum Technologieführer für Wasserstoffproduktion auf See zu machen. Dies gilt es mit verlässlichen Anreizen für einzelne Branchen zur Nutzung von grünem Wasserstoff (z.B. über Klimaschutzverträge oder Quoten) zu flankieren. In gleichem Maße ist es aus Gründen der Planungssicherheit und Wirtschaftlichkeit erforderlich, dass die Bundesregierung für die Infrastruktur angemessene, berechenbare und stabile Netzentgelte unterstützt. Langfristverträge für die Erzeugung und Nachfrage sind wichtig und benötigen aufgrund der unsicheren Marktentwicklung den Kostendifferenzausgleich von Instrumenten wie zum Beispiel durch H2Global bzw. der EU H2Bank für Deutschland und die EU.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/policy-papers/appell-der-offshore-wasserstoffwirtschaft-klare-ziele-fuer-offshore-ely
PDF: https://aquaventus.org/downloads/policy-papers/20230526-Appell-Klare-Ziele-Offshore-EL-NWS.pdf

### 2022-11 — Forderungen zur Nationalen Wasserstoff Strategie

Forderungen zur NWS Offshore produzierten Grünen Wasserstoff zum festen Teil der Nationalen Wasserstoffstrategie machen!

In der Fortschreibung der nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) und aller damit zusammenhängenden regulatorischen Rahmenbedingungen, brauchen wir ein klares Bekenntnis zur Technologie, heimischen grünen Wasserstoff auf See zu produzieren. Die für den Transport notwendigen Pipelines sehen wir als wichtigen Baustein der Infrastruktur für Importe und die Etablierung eines europäischen Wasserstoff-Transportnetzes. Wir unterstützen deshalb ausdrücklich alle Absichten, wie beispielweise die „Esbjerg-Erklärung“1, unsere Technologie zu einem festen Teil des „grünen Kraftwerks Nordsee” und damit der Energiewende in Europa zu machen. Deutschland selbst steht außerdem vor der Herausforderung, ein international konkurrenzfähiges Marktumfeld zu schaffen, in dem es eine Technologieführerschaft erlangen und die Energiewende erfolgreich gestalten kann. Das Ziel der Bundesregierung von 10 GW Elektrolysekapazität bis zum Jahr 2030 wird sich unserer Ansicht nach schon bald als zu niedrig erweisen, berücksichtigt man die Bedarfe für die Transformation zum Beispiel der heimischen Industrie. Die unterzeichnenden Organisationen fordern vor diesem Hintergrund folgende Maßnahmen: I. Die Verankerung eines spezifischen Offshore-Wasserstoff-Ausbauziels in der NWS als Grundlage einer konsistenten Strategie für Produktionstechnologien, Infrastruktur und Abnehmerseite. II. Ein Ausbildungs- und Beschäftigungsprogramm für Offshore-Wind-Wasserstoff und Systeme. III. Die Wasserstoffproduktion auf See muss Bestandteil der kommenden Ausschreibungen im WindSeeG werden. IV. Die entsprechende Anpassung des Flächenentwicklungsplans (FEP): a. Pipeline als Kern eines Versorgungskorridors zur Vernetzung großskaliger Wasserstoffprojekte und eines internationalen Wasserstoffnetzes ermöglichen. b. Ausreichend Flächen für die Wasserstoffproduktion technologieoffen ausweisen. V. Gezielte Förderung für die Produktion von Offshore-Wasserstoff in Anlehnung an H2Global, um einen raschen Markthochlauf zu ermöglichen. VI. Formulierung einer integrierten europäischen Vision für die Wasserstoffproduktion auf See, die europäische Vernetzung entsprechend der Esbjerg-Erklärung und Definition der Rolle Deutschlands in diesem Verbund. Wir verweisen auf den gemeinsamen Appell „Partnerschaft zur klimaschützenden Wasserstoffproduktion aus Offshore-Windenergie“ vom 02.06.20222, dessen Inhalte wir hiermit erneut unterstreichen.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/policy-papers/forderungen-zur-nationalen-wasserstoff-strategie
PDF: https://aquaventus.org/downloads/policy-papers/20221116-Forderungen-NWS-Offshore-Wind-Wasserstoff.pdf

### 2022-06 — Appell: Partnerschaft zur klimaschützenden Wasserstoffproduktion aus Offshore-Windenergie

Die Wasserstofferzeugung auf See in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) trifft das Ziel der nationalen und europäischen Wasserstoffstrategie zum Ausbau der Elektrolyse-Kapazität und beschleunigt gleichzeitig die Offshore-Windenergie-Entwicklung in Deutschland insgesamt. Sie eignet sich synergetisch zu einer effektiven Defossilisierung der Industrie. Weit von der Küste entfernte Meeresgebiete könnten schnell und günstig für die Energieproduktion erschlossen werden. Zugleich leistet sie einen substanziellen Beitrag für die Diversifizierung der Bezugsquellen durch die Erzeugung von heimisch gewonnenen Grünem Wasserstoff.

Die grenzüberschreitende Kooperation mit den europäischen Nachbarstaaten wird durch den Aufbau einer Grünen Wasserstoffunion grundlegend gefestigt. Dabei entstehen Chancen für die Produktion im Inland und den Aufbau von Produktionsanlagen von Grünem Wasserstoff mit den europäischen Partnerstaaten.

Mit Blick auf die notwendige Fortschreibung der nationalen Wasserstoffstrategie und aller damit zusammenhängenden gesetzlichen und regulativen Rahmenbedingungen muss der Bedeutung von Grünem Wasserstoff aus Offshore-Windenergie noch stärker Rechnung getragen werden. Die unterzeichnenden Organisationen empfehlen daher folgende Maßnahmen:

Flächen für Offshore-Wasserstoff-Erzeugung Das von fünf auf zehn Gigawatt verdoppelte Ziel für Elektrolysekapazität in Deutschland ist angesichts des hohen Bedarfs und der Entstehung einer heimischen Wasserstoffwirtschaft geboten. Die Elektrolyse auf See kann, soll und muss hier einen signifikanten Anteil der erforderlichen Installationsleistung beitragen. Entsprechend sollten die Ausbauziele für die Offshore-Wasserstofferzeugung auf zehn Gigawatt bis 2035 in der Nationalen Wasserstoffstrategie und im Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) verbindlich festgelegt und weitere Flächen für die Energiegewinnung im Flächenentwicklungsplan ausgewiesen werden.

Bislang ist nur die sogenannte Fläche SEN-1 für eine Ausschreibung vorgesehen. Mit einem Erzeugungspotenzial von rund 300 Megawatt reicht dieser Bereich zur Erreichung der angestrebten Elektrolysekapazität aber bei Weitem nicht aus. Weitere Flächen müssen, zusätzlich zu den geplanten Flächen für die Produktion für den Strommarkt, bereitgestellt werden. Dies sollte insbesondere für küstenferne Flächen gelten, die für Offshore-Windenergie geeignet sind, für die aber auf Jahrzehnte hinaus ein Stromanschluss zu kostenaufwendig bzw. erst weit nach 2035 realisierbar wäre. Vor diesem Hintergrund begrüßen wir, dass nach § 5 Abs. 3 S. 2 Nr. 5 WindSeeG geprüft werden soll, ob die Erschließung eines zusätzlichen Potenzials von 4 bis 6 Gigawatt Windenergie auf See im sogenannten „Entenschnabel“ der deutschen AWZ naturverträglich möglich ist. Diese Ankündigung verstehen wir implizit als Mengenziel für Offshore-Wasserstofferzeugung – zusätzlich zum Mengenziel für Offshore-Wind-Strom. Eine Verpflichtung zur Flächenausweisung ist im Gesetz aber noch nicht vorgesehen. Hier weisen wir darauf hin, dass nur ein verpflichtendes Mengenziel – wie es für den Stromsektor bereits besteht – den notwendigen Elektrolyse-Ausbau gewährleisten kann und langfristig Planungssicherheit für Projektierer schafft.

Die Flächenbereitstellung kann in den kommenden Jahren bis 2030 im Zuge eines Sprinterprogramms für die „Grüne Wasserstoffproduktion“ in Deutschland für 3 Gigawatt (2 Gigawatt Offshore plus 1

Gigawatt Onshore) erfolgen. Die ersten Ausschreibungen wären für das 1. Quartal 2023 anzustreben. Die Vorhaben der Bundesregierung zur Beschleunigung von Planungen und Genehmigungsverfahren begrüßen wir vor diesem Hintergrund ausdrücklich und bieten hier jederzeit unsere Unterstützung an. Hier müssen den Ankündigungen noch konkrete Taten folgen.

Zusätzlichkeitskriterium nach RED II Richtlinie möglichst weit auslegen Neben der Bereitstellung ausreichender Flächen für die Offshore-Elektrolyse muss ferner gewährleistet sein, dass der Wasserstoff in ausreichendem Maße und zu wettbewerbsfähigen Preisen am Markt zur Verfügung steht. Dazu ist es gerade in der Anfangsphase wichtig, die Anforderungen an den Strombezug für die Elektrolyse möglichst weit zu fassen. Die Vorgaben der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) werden dem nicht gerecht. Auch der ehrgeizige Wasserstoff-Plan des jüngsten REPowerEU-Pakets der EU-Kommission erlaubt ab 2027 nur noch, Wasserstoff aus Strom neugebauter und subventionsfreier Windenergie-- und Solaranlagen zu produzieren. Selbst wenn die Genehmigungsverfahren für neue Wind- und Solaranlagen in Zukunft beschleunigt werden, würde dies den dringend notwendigen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft um Jahre verzögern und die Produktion großer Mengen Wasserstoff vor 2030 unmöglich machen. Die alleinige Begrenzung auf Neuanlagen, welche die Nutzung von Strom ausgeförderter Bestandsanlagen ausschließt, führt nach Annahmen von Frontier Economics zu einem erheblichen Kostenanstieg bei der Elektrolyse. Außerdem würde bei gleicher Elektrolyseurleistung signifikant weniger Grüner Wasserstoff produziert werden können. Darüber hinaus wird der Vorschlag, dass Elektrolyseure nur dann Wasserstoff produzieren dürfen, wenn Strom fast gleichzeitig von diesen neuen Wind- und Solarparks produziert wird, Wasserstoff unnötig teuer machen und die kontinuierliche Versorgung der Industrie erheblich erschweren. Auch aus Sicht des Klimaschutzes ist dies völlig unnötig, da der Emissionshandel CO2-Reduktionen regelt.

Insofern appellieren wir an die Bundesregierung, bei der Umsetzung des delegierten Rechtsaktes zu der RED II auch bereits ausgeförderte EE-Stromanlagen als Bestandsanlagen mit einzubeziehen und die Wirkung der Ausnahmeregelung aus Art. 8 des Delegated Acts bis zum Jahr 2030 zu verlängern.

Transportpipeline und Infrastruktur Zum Abtransport des Offshore produzierten Grünen Wasserstoffs an Land ist eine Wasserstoff-Sammelpipeline in der Nordsee die beste Lösung.

Eine Wasserstoffpipeline bietet gerade bei größeren Entfernungen erhebliche Vorteile gegenüber einer See- und Landkabelverlegung oder gar Schiffstransport. Die Vorteile kommen vor allem dann zum Tragen, wenn die Erzeugung auf industriellen Maßstab auf 10 Gigawatt hochskaliert wird, wobei für eine vergleichbare elektrische Leistung 5 Kabelsysteme erforderlich wären, auch bei zügiger Weiterentwicklung der Kabeltechnologie. Eine aktuelle Studie der Firma AFRY belegt das deutlich und zeigt erhebliche Nutzenpotenziale in puncto Zeitersparnis und Umweltverträglichkeit.

Die Anpassung der Raumordnung für einen effizienten Trassenverlauf muss dafür zwingend erfolgen. Insofern begrüßen wir den Vorstoß in der WindSeeG-Novelle, wonach Sammelpipelines aus sonstigen Energiegewinnungsbereichen bisher vorgesehenen Gleichstromtrassen gleichgestellt werden und deren Zulassung fortan im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens nach §§ 45 ff. WindSeeG ermittelt werden soll. Eine Festschreibung dieses Transportweges in der Wasserstoffstrategie der Bundesregierung würde bereits heute Planungssicherheit und Ausbaupotenziale mit der European Hydrogen Backbone bieten.

Aufbau einer deutschen Offshore-Wind-Wasserstoffwirtschaft Vor dem Hintergrund der Erfordernisse von Energiewende und einer sich dramatisch ändernden weltpolitischen Lage muss die Bundesregierung jetzt die Voraussetzungen für den Hochlauf einer deutschen Wasserstoffwirtschaft– eingebettet in eine europäische Kooperation – schaffen.

Der Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft ist mit einem enormen Wachstumspotenzial für den deutschen Maschinenbau und weiterer Industriezweige verbunden. Gleichzeitig ist Grüner Wasserstoff besser als alle anderen erneuerbaren Energieträger in der Lage, große Energiemengen kostengünstig über lange Strecken zu transportieren und zu speichern. Beides sind Voraussetzungen für eine sichere wirtschaftliche und nachhaltige Energieversorgung.

Das Programm zur Unterstützung des Markthochlaufs einer deutschen Wasserstoffindustrie und einer Grünen Wasserstoffproduktion sollte ein Fördervolumen von mindestens 10 Milliarden Euro umfassen, um einerseits die gesetzten Klimaziele zu erreichen und andererseits die Versorgungssicherheit der Energieversorgung abzusichern.

Das Förderkonzept soll auf der geprüften EU-konformen marktnahen Systematik von H2Global aufbauen und zunächst mindestens 2 Gigawatt Elektrolyseleistung fördern. Hierbei muss der Systemgedanke im Fokus bleiben, d. h. das Ineinandergreifen aller Komponenten von Herstellung, Transport, Speicherung und Verbrauch. Insbesondere die in die Offshore-Windenergieanlagen integrierte Wasserstofferzeugung bietet erhebliches Potenzial zur Senkung der Wasserstoffentstehungskosten.

Parallel dazu muss der Prozess der Schaffung der technischen Genehmigungsvoraussetzungen und Normen unterstützt werden und eine Lösung für Herkunftsnachweise für Grünen Wasserstoff.

Bislang ist Grüner Wasserstoff noch nicht wettbewerbsfähig gegenüber Wasserstoff, der aus fossilen Brennstoffen hergestellt wird. Dies liegt primär an den deutlich höheren Produktionskosten bei der elektrolysebasierten Herstellung. Die Entwicklung eines wettbewerblichen Marktdesigns für Offshore-Wind-Wasserstoff ist daher ein erforderlicher Schritt zum Ausgleich von Kostendifferenzen. In der Koalitionsvereinbarung wurde die Prüfung der Einführung von Wasserstoff-Differenzverträgen (Carbon Contracts for Difference, CCfD oder Contracts for Difference CfD) angekündigt. Grundsätzlich handelt es sich bei dem H2Global-Konzept, um ein CfD Modell, allerdings für den Import von Wasserstoff und Wasserstoffderivate aus anderen Ländern außerhalb der EU. Vorteil dieses Modells ist, dass es bereits von der EU geprüft und die Vereinbarkeit mit dem europäischen Recht bestätigt wurde. CCfD sollten daher analog zum H2Global Programm, die Möglichkeit bieten, die Markteinführung von Grünem Wasserstoff aus heimischer grüner Stromproduktion v. a. in den Grundstoffindustrien über eine Abfederung der genannten Kostendifferenzen deutlich vorzuziehen und damit die Abnahmebereitschaft für Grünen Wasserstoff anzureizen. Wir fordern daher die zügige Einführung eines auf CCfD basierenden Instruments, wobei maßgeblich die durch das geförderte Projekt vermiedenen Emissionen sowie die auf die CO2-Minderung bezogenen Mehrkosten, die sich aus der Produktion mit der Klimaschutztechnologie im Vergleich zu einer Referenztechnologie ergeben, berücksichtigt werden sollten.

Ausbildungs- und Beschäftigungsprogramm für Offshore-Wind-Wasserstoff-Systemen. Wie für alle Wachstumsbranchen verschärft sich der Fachkräftemangel auch in der Offshore-Windenergie und allen anderen Bereichen der Energiewende. Die absehbaren Beschäftigungseffekte sind grundsätzlich erfreulich, ziehen aber auch einen entsprechenden zusätzlichen Fachkräftebedarf in Deutschland nach sich.

Wir sind dringend auf gut ausgebildetes Personal angewiesen und haben zudem komplexe und extreme Anforderungen an Fachkräfte auf See. Das Auffangen von Arbeitsplatzabbau aus anderen schwindenden, Bereichen der Energiebranche oder der maritimen Industrie ist nur in begrenztem Umfang möglich, etwa aus der Kraftwerkssteuerung oder der Arbeit in Offshore Öl und Gas.

Genau wie andere Branchen fordern wir daher, dass von der schulischen bis zur beruflichen und akademischen Bildung die Erfordernisse der Energiewende noch stärker zu berücksichtigen und entsprechende Angebote zu schaffen. Dazu gehört eine stärkere Förderung von Frauen in sogenannten technischen Berufen.

Allein mit inländischen Fachkräften werden die Bedarfe kaum zu decken sein, es muss aber stets im Blick behalten werden, dass auch in anderen Märkten verstärkt Fachkräfte nachgefragt werden. Hier besteht ein großer Wettbewerb um die besten Talente.

Zudem müssen die Rahmenbedingungen für Arbeitnehmerinnen und Arbeitnehmer in Deutschland im globalen Wettbewerb konkurrenzfähig sein, um nach wie vor für qualifiziertes Personal attraktiv zu sein.

Wasserstoff-Partnerschaft von Politik und Wirtschaft Als in 2021 gegründete Verbundinitiative strebt der „Wasserstoffachter“ eine Partnerschaft von Politik und Wirtschaft an, um zügig und effektiv an notwendigen Weichenstellungen moderierend und übergreifend mitzuwirken, den Ausbau der erneuerbaren Energien gemeinsam mit Grünem Wasserstoff zu beschleunigen.

Quelle: https://aquaventus.org/de/politik/policy-papers/appell-partnerschaft-zur-klimaschuetzenden-wasserstoffproduktion-aus
PDF: https://aquaventus.org/downloads/policy-papers/20220602-Appell-Offshore-Wind-H2-8er.pdf