Als Mittelweg zwischen der Vielzahl möglicher Systemgestaltungen und der Notwendigkeit praktisch funktionsfähiger, einfach zu vergleichender Gestaltungen wurden im Rahmen der Untersuchungen drei grundlegende Alternativen betrachtet, die bezüglich der erwartbaren Strom- und Wasserstoffmengen, des Wasserbedarfs, des verfügbaren Zeitrahmens und der erwartbaren Umweltwirkungen grundsätzlich geeignet erschienen und sich gleichzeitig untereinander fundamental unterscheiden: • Stromtransport an Land über Seekabel, Wasserstoffproduktion an Land, Kompression und Netzeinspeisung in das an anderer Stelle vorgeschlagene „H2-Startnetz 2030“ bzw. den örtlich deckungsgleichen Teil des vorgeschlagenen „European Hydrogen Backbone“ („Seekabel &OnshoreWasserstoffproduktion“); • Wasserstoffproduktion und -kompression auf See, Transport an Land über eine ausschließlich Wasserstoff transportierende Pipeline und direkter Überspeisung in das H2-Startnetz („Offshore-Wasserstoffproduktion & Pipelinetransport“), • Wasserstoffproduktion und -verf lüssigung auf See, Transport an Land über Flüssiggas-Tankschiffe, Re-Gasifizierung, Kompression und anschließender Einspeisung in das H2-Startnetz („Offshore-Wasserstoffproduktion & Schifftransport“). Strukturell stellen sich diese drei Varianten wie in Abbildung 3 gezeigt dar. Um eine Vergleichbarkeit zu gewährleisten, wurde für alle Varianten angenommen, dass jeweils das gesamte System kapazitätsgerecht neu errichtet wird und die übergreifend vorkommenden Einzelkomponenten wie Transformatoren, Gas- und Stromsammler, Entsalzer oder Elektrolyseure für alle Varianten die gleichen Parameter haben. Etwaige bauliche Einschränkungen durch vorhandene Anlagen im betrachteten Seegebiet sowie Vorgaben oder Einschränkungen durch den politischen Diskurs wurden ebenfalls nicht betrachtet. Die drei Varianten wurden anhand dreier kritischer Erfolgsfaktoren verglichen: dem Zeitbedarf für Planung und Umsetzung, den Investitionsausgaben und Betriebskosten sowie den Umweltwirkungen und der Genehmigungsfähigkeit. Zeitbedarf für Planung und Umsetzung Die Zeitbedarfsanalyse zeigt für die Variante „Offshore-Wasserstoffproduktion & Pipelinetransport“ einen signifikanten Zeitvorteil gegenüber der Variante „Seekabel & Onshore-Wasserstoffproduktion“: Unter der Annahme einer sequenziellen Komponentenbeschaffung bzw. -produktion, Installation und Inbetriebnahme ergibt sich hier eine Bereitstellbarkeit der vollen Übertragungskapazität der Pipeline im neunten Jahr nach Projektstart. Die Variante mit Seekabeln kann dagegen erst fünfeinhalb Jahre später, also etwas über Abb. 2: Vorranggebiete für Windenergie auf See in der deutschen AWZ Quelle: Offshore-Wind Raumordnungsplan 2021 60 energie | wasser-praxis 08/2022 O R G A N I S AT I O N & M A N A G E M E N T
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