Schifftransport

Die Transportschiffe mit einer Länge von177 m, Breite: 31 m, Seitenhöhe16,5 m, Tiefgang 9 m, Verdrängung ca. 36.000 mt, Kapazität etwa 400 Tonnen netto und 435 brutto pendeln zwischen der Wasserstoffproduktionsplattform und dem Entladehafen und dienen gleichzeitig als primärer Speicher für den produzierten Wasserstoff. Der Wasserstoff wird weder auf der Offshore-Plattform noch im Windpark zwischengespeichert, sondern direkt nach dem Elektrolyseur komprimiert und auf das Transportschiff transferiert.

 

 Sobald das Transportschiff beladen wurde, wird der Wasserstoff zum Basishafen transportiert. Währenddessen übernimmt das zweiteTransportschiff die Funktion als schwimmender
Speicher. Die Beladezeit ist abhängig von der Wasserstoffproduktion. Die Speicherkapazität
an Bord und die Anzahl einzusetzender Transportschiffe richtet sich nach der Höhe der Was-
serstoffproduktion, der Entfernung zum Entladehafen sowie der Entladedauer.

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*1) Offshore Windturbinen in Nord- und Ostsee verfügen Mitte 2024 über eine Nennleistung von rund 10 GW

 

Ausgangspunkt im Projekt OffsH2ore ist ein fiktiver Offshore-Windpark in der Deutschen Nordsee, der direkt mit einer 500-Megawattl-Elektrolyseplattform verbunden ist. Diese kann bis zu 50.000 Tonnen grünen Wasserstoff pro Jahr produzieren. Das System basiert auf einem skalierbaren und modularen Aufbau, bestehend aus 5 mal 10 PEM-Elektrolysesysteme mit einer Leistung von jeweils 10 MWDC, also insgesamt 500 MW PEM-Elektrolyse-Kapazität.

 

 

 

 

2.1 Wasserstoff-Produktionsebenen der Offshore-Plattform

 

 

 

3.1.2 Berechnung Energieproduktion Offshore-Windpark
Zur Berechnung des Energieertrags wurde das Jahr 2019 als repräsentatives Windjahr fest-
gelegt. Mittels der Software WindPro erfolgte unter Berücksichtigung der Abschattungseffekte
der OWEA eine Berechnung der jährlichen Brutto-Energieproduktion von rund 2.890.431
MWh, was etwa 4.800 Volllaststunden entspricht. Die Ermittlung der Netto-Energieproduktion
berücksichtigte die nachfolgend angenommenen Verluste, welche auch üblicherweise für Er-
tragsgutachten Verwendung finden.

 

3.1.3 Kosten Offshore-Windstrom
Für den betrachteten Offshore-Windpark konnten im Rahmen des Projekts keine Investitions-
kosten von Windturbinenherstellern bereitgestellt werden, da in diesem Projekt einerseits mit
Windturbinen der nächsten Generation geplant wurde und entsprechende Kosten immer pro-
jektspezifisch sind. Basierend auf einer Literaturrecherche wurde ein Kosten-Breakdown für
Offshore-Windenergieanlagen erstellt. Als Base Case wird von Kosten von 50 EUR/MWh für
Offshore Windstrom ausgegangen, basierend auf der Annahme eines CAPEX von <2000
Euro/kW und WACC (Kapitalkosten) <7%, wie nachfolgend illustriert.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Auf Basis der auf der Topside vorgesehenen Ausrüstungskomponenten ergibt sich aufgrund
von Erfahrungen ein grob geschätztes Gesamtgewicht der Topside inkl. aller Stahlstrukturen
von ca. 13.000 t (KPI Based Design Steel / Total Weight for Substations). Die für den Entwurf
der OPWS verwendete Terminologie ist in Abbildung 4-5 dargestellt. Die Topside hat eine
Höhe von ca. 36,20 m ohne Helikopterdeck und 39,20 m mit Helikopterdeck

Die Gesamtabmessungen des Transportschiffes sind wie folgt:
• Länge: 177 m
• Breite: 31 m
• Tiefe: 16,5 m
• Tiefgang: 9 m
• Verdrängung: ca. 36.000 mt
• Kapazität: ~400 Tonnen netto (435 brutto)

 

 

Das Antriebssystem basiert auf einem Azimut-Strahlruder am Heck und einem festen Seiten-
strahlruder im Bugbereich in Kombination mit einem einziehbaren Azimut-Strahlruder.
Das Schiff ist mit einem dynamischen Positionierungssystem (Typ DP2) ausgestattet. Es ist
so konzipiert, dass es Feuer sowie einer Flutung eines Maschinenraumes standhalten kann,
ohne die Fähigkeit zu verlieren, sich sicher von dem Offshore-Beladesystem zu trennen und
sicher in den Hafen zurückzukehren.

Die Stromerzeugung erfolgt durch einen Dual-Fuel-Verbrennungsmotor, der entweder mit Me-
thanol oder Ammoniak betrieben werden kann (je nach Verfügbarkeit des Kraftstoffs zum Zeit-
punkt des Baus).

Um das Wasserstoffspeichersystem vor Kollisionen mit anderen Schiffen und/oder Strukturen
zu schützen, wird das Schiff mit einer Doppelhüllenstruktur und einem Mindestabstand zwi-
schen der Außenhülle und den Abteilungen konzipiert. Die Doppelhüllenstruktur wird norma-
lerweise verwendet, um die Risiken der Umweltverschmutzung bei Chemikalientankern usw.
im Falle von Kollisionen und Hüllenschäden, durch Hinzufügen einer zusätzlichen und redun-
danten Hüllenschale, zu verringern.

 

 

Für den Transport von Druckwasserstoff auf der Straße, mit der Bahn, oder mit Container-
Schiffen, werden sogenannte Multiple Element Gas Container (MEGC) verwendet. Diese bie-
ten unter Einsatz aller Behälterkategorien Typ 1 bis Typ 4 und der Nutzung der ISO-Contai-
nergrößen 20ft. bis 45ft. diverse Kombinationsmöglichkeiten. Wystrach fertigt diese MEGC unter dem Produktname WyCarrier.
Die Untersuchung der Behälter hat zur Auswahl eines idealen Typ-4-Transportbehälters ge-
führt, der eine Länge von 68 Fuß, etwa 20.700 mm aufweist, bei einem Durchmesser von etwa
1.200 mm. Diese Behälter haben ein nominales Füllvolumen von 16.655 Liter und bestehen
hauptsächlich aus einem Kohlefaser-Verbundwerkstoff mit einem Liner aus HDPE-Kunststoff
(High-Density Polyethylen). Die Besonderheit dieser Behälter besteht in der Korrosionsbestän-
digkeit sowie in der sehr hohen Belastbarkeit, wodurch diese Behälter für einen hohen Arbeits-
druck ausgelegt werden können. In diesem Fall sind sie für einen Arbeitsdruck von 500 bar
ausgelegt.

6.2.1 Systemaufbau
Das Basisszenario umfasst das zuvor vorgestellte Konzept mit 500 MWDC Elektrolysekapazität
und dem schiffsbasierten 500-bar-Druckgastransport des Wasserstoffs. Ein schematischer
Systemaufbau ist in Abbildung 6-2 dargestellt.
Im Simulationsmodell werden die einzelnen technischen Komponenten mit ihren Betriebspa-
rametern abgebildet. So lassen sich unter anderem die Leistungsbedarfe und Kühlwasserbe-
darfe ermitteln. Der modulare Aufbau der 10 MW Elektrolysesysteme, verteilt auf 5 Plattform-
ebenen, wird modelltechnisch abgebildet. Die Überdimensionierung der Systeme Gasaufbe-
reitung, Verdichtung und Wasseraufbereitung wird mit dem Faktor 1.25 hinterlegt und in Kapi-
tel 6.6 unter Berücksichtigung der Ausfallwahrscheinlichkeiten geprüft. Die benötigte Kühlleis-
tung durch Meerwasser richtet sich nach dem momentanen Teillastverhalten der Plattform.
Die Meerwasserentsalzung durch die MED nutzt die Abwärme der Elektrolysesysteme, durch
die Modellierung der Frischwasserspeicher wird die Wasserbevorratung abgebildet.

 

 

6.2.3 Elektrolyse
Die wesentlichen technischen Parameter für die Modellierung der Elektrolyse basieren auf den
Spezifikationen definiert in Kapitel 2. Das Basismodell repräsentiert die Elektrolysekapazität
von 500 MWDC. Der Aufbau des Elektrolyse-Simulationsmodells untergliedert sich in ein elekt-
rochemisches Modell, ein thermisches Modell und die dazugehörige Anlagensteuerung, dar-
gestellt in Abbildung 6-3. Zwischen allen drei Teilmodellen bestehen Abhängigkeiten, wie die
elektrische Leistung oder die Systemtemperatur, um das Verhalten eines realen Elektrolyse-
systems möglichst genau abzubilden.

Die berücksichtigten ökonomischen Parameter für die Elektrolyse sind in Tabelle 6-1 aufge-
führt. Für die Elektrolyse werden Investitionskosten von 500 EUR/kWAC berücksichtigt. Dies
inkludiert die Leistungselektronik (Transformator und Gleichrichter) sowie das Elektrolysesys-
tem mit Stacks und BoP-Komponenten. Kühlwasserversorgung, Eduktwasseraufbereitung,
Druckluft- und Stickstoffversorgung sowie Gasreinigung und Verdichtung sind nicht in den
Kosten der Elektrolysekosten berücksichtigt. Den Betriebskosten für Wartung und Instandhal-
tung werden zudem Kosten für den Austausch der Elektrolysestacks nach der spezifizierten
Stacklebensdauer aufgeschlagen.

 

 

 

6.2.4 Gaskonditionierung (Gasreinigung und Verdichtung)
Der produzierte Wasserstoff verlässt die Elektrolysestacks vollständig mit Wasser gesättigt.
In der Gasreinigungs- und Trocknungseinheit wird dieser getrocknet und geringe Mengen mitgeführter Sauerstoff katalytisch entfernt. Im Systemmodell wird der elektrische Energiebedarf
der Gasreinigung, der Kühlwasserbedarf sowie ein geringfügiger Wasserstoffverlust durch die
katalytische Reaktion bei der Sauerstoffentfernung berücksichtigt. Nach der Gasreinigung wird
der Wasserstoff im Verdichter von 29 bar auf den für den Schiffstransport benötigten Druck
von 500 bar verdichtet. Im Modell ist hierfür der vierstufige Verdichter entsprechend den Her-
stellerangeben parametriert worden, sodass Leistungs- und Kühlwasserbedarf bestimmt werden können. In Summe ergeben sich für die Gaskonditionierung auf der Plattform Investitionskosten von 46,7 Millionen Euro. Die Betriebskosten für die Gasreinigung wurden mit 2 % der Investitionskosten angenommen, für den Verdichter sind 8 % der Investitionskosten hinterlegt.

6.2.5 500-bar-Transportschiff
Wie zuvor im Kapitel 5 für den Druckwasserstofftransport beschrieben, wird der Wasserstoff
im gasförmigen Zustand bei 500 bar an Land transportiert. Das von KONGSTEIN ausgelegte
Transportschiff hat dabei eine Transportkapazität von rund 400 Tonnen Wasserstoff. Im Modell
ist für die Abbildung des Transportprozesses der logistische Zyklus basierend auf den Anga-
ben von KONGSTEIN hinterlegt. Maximal wird ein Schiff mit 9,9 t/h Wasserstoff beladen. Sollte
die Nennproduktion der Elektrolyse geringer ausfallen, kann der Beladevorgang auch deutlich
länger ausfallen. Der Beladevorgang wird erst beendet, sobald der Druck im Schiff 500 bar
erreicht hat. Die Druckberechnung im Speicher auf dem Schiff erfolgt dabei über die Realgas-
gleichung nach Suave Redlich Kwong30. Basierend auf den Analysen von KONGSTEIN fallen
für den Schiffstransport Investitionskosten in Höhe von 652 Mio. Euro an. Hier sind neben dem
Schiff auch das entworfene Speichersystem sowie Belade- und Entladeeinrichtungen berück-
sichtigt. Neben den regulär anfallenden Betriebskosten der Schiffe werden Treibstoffkosten
sowie Hafengebühren bei der Bestimmung der Wasserstoffgestehungskosten berücksichtigt.
Der Treibstoffbedarf variiert dabei in Abhängigkeit des aktuellen Betriebszustands (Transit,
Manövrieren, Warten im Feld auf Beladung)

 

 

 

6.3 Ergebnisse Basisszenario
Nachfolgend erfolgt die Vorstellung der Ergebnisse des Basis-Szenarios mit dem schiffsba-
sierten Wasserstofftransport bei 500 bar. Diese umfassen neben der Analyse der Wasserstoff-
gestehungskosten und einer Sensitivitätsanalyse Ergebnisse zum Betrieb der Plattform mit
Energieflussdiagrammen sowie eine weiterführende Analyse von Skaleneffekten.

Für die Ermittlung der Wasserstoffgestehungskosten wurde in einem ersten Schritt die kosten-
optimale Kapazität des Offshore-Windparks auf Basis der Elektrolysekapazität von 500 MW
ermittelt. Hierzu wurde die installierte Kapazität des Offshore-Windparks mit einer Schrittweite
von 14 MW (Leistung einer Turbine) variiert und die Wasserstoffgestehungskosten für jede
Leistung bestimmt. Diese sowie die sich ergebenden Volllaststunden der Elektrolyse sind in
Abbildung 6-4 in Abhängigkeit der Leistung des Windparks dargestellt. Das Minimum der Was-
serstoffgestehungskosten ergibt sich bei einer Windleistung von 602 MW. Dort betragen diese
5,92 EUR/kg bei knapp 5000 Volllaststunden der Elektrolyse. Bei geringerer Windkapazität
steigen die Wasserstoffgestehungskosten stark an und die Volllaststunden sinken. So liegen
die Wasserstoffgestehungskosten bei einer Windparkkapazität von 490 MW bei 6,37 EUR/kg
und die Volllaststunden bei rund 4225 h/a. Durch die geringere Kapazität des Windparks ist
die Elektrolyse mit 500 MWDC deutlich überdimensioniert und kann nicht mehr bei Nennlast
betrieben werden.
Wird die installierte Windkapazität, ausgehend von den 602 MW, nun erhöht, steigen die Was-
serstoffgestehungskosten leicht an. Auch die Volllaststunden der Elektrolyse steigen an, da
mehr Wasserstoff produziert werden kann. Jedoch bleibt durch die höhere Kapazität des Wind-
parks im Vergleich zur Elektrolyse deutlich mehr Windenergie ungenutzt. Da es sich bei der
Betrachtung um ein Inselnetz handelt, kann die überschüssige Windenergie nicht anderweitig
genutzt werden. Da die höheren Kosten für die Windenergie nicht durch den höheren Wasser-
stoffertrag ausgeglichen werden können, kommt es zu einem Anstieg der Wasserstoffgeste-
hungskosten.
Es zeigt sich, dass für minimale Wasserstoffgestehungskosten eine leicht erhöhte Kapazität
des Offshore-Windparks erforderlich ist (Hinweis: die gesamte Leistungsaufnahme der Platt-
form liegt bei ca. 530 MW und durch interne Verluste des Offshore-Windparks beträgt die ma-
ximale Leistungsbereitstellung rund 550 MW). Im Vergleich zur Wasserstoffproduktion mit
Onshore-Wind (Faktor 1,2-1,5) oder PV (Faktor 2-3) fällt die Überkapazität deutlich geringer
aus.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Tabelle 6-3 zeigt weitere Ergebnisse für das Basis-Szenario. Wie oben beschrieben, werden
bei BoL Wasserstoffgestehungskosten von 5,92 EUR/kg realisiert. Die Elektrolyse (500 MW) erreicht da-
bei 4985 Volllaststunden. Es werden rund 49.566 Tonnen Wasserstoff produziert und mit den

zwei Transportschiffen in insgesamt 121 Fahrten an Land gebracht. Da immer nur ein Schiff
zeitgleich beladen werden kann, kommt es vor, dass das andere Schiff auf seine Beladung
warten muss. In der Modellierung wird der Wartezeitraum bestimmt und daraus die mittlere
Auslastung beider Schiffe berechnet. Diese beträgt für BoL 78 %. Aufgrund der reduzierten
Wasserstoffproduktion sinkt diese bei EoL auf 72 %.