Energie und Rohstoffe aus dem Meer
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WOR 7 Lebensgarant Ozean – nachhaltig nutzen, wirksam schützen | 2021

Energiequelle Meer: Potenzial und Erwartungen

Energiequelle Meer: Potenzial und Erwartungen - Abb. 5.20 Abstract ­Aerial Art/Getty Images

Energiequelle Meer: Potenzial und Erwartungen

> Die Energiewende wird auf dem Meer vorangetrieben. Zu den Hauptakteuren gehören dabei unter anderem die großen Erdölkonzerne. Sie investieren in den Ausbau der Offshore-Windenergie und entwickeln Konzepte zur Einlagerung von Kohlendioxid im Meeresboden. Beide Technologien wecken die Hoffnung, dass die Abkehr von Kohle, Erdöl und -gas doch noch gelingen kann. Für den Ozean aber bedeutet die Entwicklung, dass viele seiner Gebiete künftig noch intensiver vom Menschen genutzt werden – und zwar dauerhaft.

Tief- und Tiefstwasser
Der Begriff „Tiefwasser“ stammt aus einer Zeit, in der Bohrplattformen noch am Meeresboden gegründet wurden. Er bezeichnet eine Wassertiefe, ab welcher diese Gründung nicht mehr möglich war. Die dazugehörige Zahlenangabe aber verschob sich mit fortschreitender technologischer Entwicklung. Wurde in den 1990er-Jahren bereits bei einer Wassertiefe von 300 Metern von „Tiefwasser“ gesprochen, wird der Begriff heutzutage bei Wassertiefen von mehr als 500 Metern angewendet. Sprechen Rohstoffexperten dagegen von „Tiefstwasser“, meinen sie eine Wassertiefe von mehr als 1500 Metern.

Zeitenwende im Energiesektor

Energie macht unser Leben ein enormes Stück einfacher. In Form von Elektrizität bewegt sie Maschinen, Züge und immer mehr Autos. Sie erlaubt Kommunikation in Bild und Echtzeit rund um den Globus und erhellt Wohnungen oder ganze Städte, selbst wenn die Sonne längst hinter dem Horizont versunken ist. In Form von Wärme schmilzt Energie Eis und Eisenerze und sorgt bei Kälte für wohlig warme Wohnungen. Freigesetzt bei der Treibstoffverbrennung in Motoren lässt sie den Verkehr rollen und Flugzeuge fliegen.
Weil die Weltbevölkerung wächst, immer mehr ­Menschen eine Heizung, einen Stromanschluss und ein Fahrzeug besitzen und immer größere Bereiche des mensch­lichen Alltages elektrifiziert werden, steigt auch der globale Primärenergieverbrauch. Darunter verstehen Experten die insgesamt für die Versorgung der Welt­wirtschaft benötigte Energiemenge. Bislang wird diese vor allem durch die Verbrennung fossiler Energieträger erzeugt. In Deutschland beispielsweise stammten im Jahr 2018 noch rund 80 Prozent der verbrauchten Energie aus Kohle, Erdgas und Erdölprodukten. Betrachtet man einzig und allein die globale Stromproduktion, werden noch immer zwei Drittel der weltweit benötigten Elektrizität durch die Verbrennung fossiler Energieträger gewonnen. Die Treib­hausgasemissionen des Energie- und Verkehrssektors sind entsprechend hoch – und mehr als ein Viertel des verfeuerten Öls und Gases wurde im Meer gefördert.
Dem Energiesektor steht jedoch in zweifacher Hinsicht ein radikaler Umbau bevor. Die Netze müssen ausgebaut, modernisiert und intelligent gesteuert werden, um den wachsenden Ansprüchen gerecht zu werden. Gleichzeitig sollen erneuerbare Energiequellen wie Wind, Sonne, Biomasse und die Kraft des Wassers die angestammten fossilen Energieträger ablösen. Der Ozean nimmt auch dabei eine Schlüsselrolle ein: zum einen als Standort für gigantische Windfarmen, zum anderen als Antrieb für Wellen- und Strömungskraftwerke. Außerdem wird diskutiert, ob ausgeförderte Erdgaslagerstätten im Meeres­boden nicht der geeignetste Ort wären, um in Industrieprozessen abgeschiedenes und anschließend verflüssigtes Kohlendioxid einzulagern. Das Speicherpotenzial jedenfalls wäre enorm und interessiert gegenwärtig vor allem eine Gruppe von Unternehmen: erdöl- und erdgasfördernde Konzerne.

Erdöl- und Erdgasförderung im Meer

Viele Erdöl- und Erdgaslagerstätten der Welt liegen im Meer. Entstanden über Jahrmillionen, wurden die ersten von ihnen Ende des 19. Jahrhunderts im Santa Barbara Channel vor der Küste des US-Bundesstaates Kalifornien abgeteuft – damals allerdings noch in Sichtweite zur Küste. Flachwasser und die Nähe zum Land aber sind seit mehr als 70 Jahren keine Grundvoraussetzung mehr. Aufgrund verbesserter Erkundungsverfahren, Bohr- und Fördermethoden können Erdöl und Erdgas mittlerweile selbst in Lagerstätten gefördert werden, die in Wassertiefen von mehr als 3000 Metern liegen ober aber weiter als 160 Kilometer vor der Küste. Die möglichen Bereiche der sogenannten Tief- oder Tiefstwasserförderung sind allerdings auf die Schelfmeere und somit auf die Kontinentalränder beschränkt. Die Tiefseeebenen der Ozeane, die den weitaus größten Anteil der Meeresfläche ausmachen, sind von ozeanischer Kruste unterlagert und haben ein sehr geringes oder kein Erdöl- und Erdgaspotenzial.
Extrem sind mittlerweile auch die Bohrtiefen im Meer. Die tiefsten Ölbohrungen im Golf von Mexiko beispielsweise reichen mehr als 6000 Meter weit in den Meeresboden, wobei es Bohrplattformen gibt, deren Bohrer theoretisch bis zu 11 400 Meter weit in den Untergrund vorstoßen könnten, sofern die Bedingungen dies zulassen.
5.19 > Ein Versorgungsschiff des norwegischen Energiekonzerns Equinor bringt Technik für die Erdölförderung im Johan-Castberg-Ölfeld in die Arktis. Sowie das Vorkommen in der Barentssee erschlossen ist, wird es das nördlichste Ölförderfeld Norwegens sein.
Abb. 5.19 Even Kleppa und Øyvind Gravås/Woldcam AS/Equinor
Die technische Entwicklung erlaubt den Erdölunternehmen außerdem, ihre Produktion in Gebiete auszuweiten, deren teilweise extreme Wetter- oder Umweltbedingungen eine Förderung bislang verhindert haben. So errichten die beiden norwegischen Energieunternehmen Vår Energi AS und Equinor (ehemals Statoil) im Jahr 2016 die Bohr- und Förderplattform Goliat in der arktischen Barentssee und erschlossen damit das bislang nördlichste Ölfeld der Welt. Die Erschließung eines zweiten, noch weiter nördlich gelegenen Vorkommens läuft bereits. Auf dem Johan-Castberg-Ölfeld soll im Jahr 2023 die Förderung beginnen. Erdöl und Erdgas im Meer zu fördern, ist zeit- und vor allem kostenintensiv. Von der Entdeckung einer Offshore-Erdöllagerstätte im Tiefstwasser bis zum Verkauf des ersten Öls können bis zu zehn Jahre vergehen. Die Aus­gaben für die geologischen Voruntersuchungen sowie alle notwendige Bohr- und Produktionstechnik summieren sich meist auf Milliardenbeträge. Die Entscheidung für oder gegen die Erschließung eines Offshore-Feldes fällen Unternehmen daher nicht auf Basis des aktuellen Ölpreises, sondern mit Blick auf die zukünftige Preisentwicklung. Aus diesem Grund sind die Offshore-Produktions­mengen auch nicht so eng an die aktuelle Preisentwicklung gebunden wie die Ölfördermengen aus Lagerstätten an Land.
Die im Meer geförderten Öl- und Gasmengen machen nach Angaben der Internationalen Energieagentur IEA (International Energy Agency, auch Weltenergieagentur genannt) mehr als ein Viertel der globalen Gesamtpro­duktion aus. Weltweit sind mittlerweile rund 6500 Offshore-Erdöl- und Erdgasförderanlagen in Betrieb. Gefördert wird vor allem in Gewässern im Nahen Osten und Brasilien sowie in der Nordsee, im Golf von Mexiko, im Nigerdelta sowie im Kaspischen Meer. Während die Offshore-Ölfördermenge im Zeitraum von 2000 bis 2018 ­relativ stabil bei 26 bis 27 Millionen Barrel pro Tag ­gelegen hat, ist die Gasfördermenge in derselben Zeitspanne um 50 Prozent angestiegen – auf mehr als 1000 Milliarden Kubikmeter. Eine neue Entwicklung ist zudem, dass Verarbeitungsschritte wie zum Beispiel die Verflüs­sigung von Erdgas nicht mehr nur an Land stattfinden, sondern zunehmend auch auf Spezialschiffen auf dem Meer.
Abb. 5.20 Abstract ­Aerial Art/Getty Images

5.20 > Im Cromarty Firth, einem Meeresarm an der schottischen Nordseeküste, stehen diese zwei Ölförderplattformen dicht nebeneinander. Mittlerweile stammt mehr als ein Viertel des weltweit geförderten Erdöls aus Vorkommen im Meer.
Vor diesem Hintergrund wird in den Meeren auch kontinuierlich nach neuen Erdöl- oder Erdgaslagerstätten gesucht. In den zurückliegenden zwei Jahrzehnten wurden die größten Vorkommen allesamt in Gebieten lokalisiert, deren Wassertiefe mehr als 400 Meter beträgt. Zusammen machen sie in etwa die Hälfte aller Öl- und Gasvorkommen aus, die im Zeitraum von 2008 bis 2018 weltweit neu entdeckt wurden. Schaut man sich jede der neuen Lagerstätten im Meer einzeln an, wird deutlich, dass nur einige ölführend sind. Mehr als die Hälfte der neu entdeckten Vorkommen wurde als Erdgasfeld eingestuft.
Trotz der vielen Neuentdeckungen wurden viele Pläne für Offshore-Neuerschließungen nach dem Deepwater-Horizon-Unglück im Jahr 2010 und dem Ölpreisverfall im Jahr 2014 erst einmal auf Eis gelegt. Gleichzeitig sank die Zahl der aktiven Förderplattformen von 320 im Jahr 2013 auf rund 220 im Jahr 2016. Ein Grund für diesen Rückgang war die enorme Ausweitung des hydraulischen Frackings an Land, vor allem in den USA. Beim Fracking werden Flüssigkeiten mit hohem Druck in tief liegende dichte Tongesteinsschichten gepresst, sodass Risse in diesen sogenannten Schiefer- oder Erdölmuttergesteinen entstehen. Anschließend können eingelagerte Vorkommen von Schiefergas und Schieferöl abgebaut werden – und das deutlich günstiger als bei den teuren Offshore-Bohrungen.
5.21 > Seit dem Jahr 2000 steigt die Menge der im Meer geförderten fossilen Rohstoffe, eine Entwicklung, die vor allem auf eine verstärkte Erdgasförderung zurückzuführen ist. Diese findet überwiegend im Flachwasser statt. Erdöl dagegen wird in zunehmendem Maß im Tiefwasser gefördert.
Abb. 5.21 nach OECD/IEA, 2018

Zusatzinfo Methanhydrate: Am Ende entscheidet der Preis Zusatzinfo öffnen

Die wachsende Konkurrenz durch das Fracking und der damit verbundene Preiskampf zwangen die Offshore-Industrie zu Anpassungen. Umgesetzt werden nur noch vielversprechende Bohrvorhaben, und diese sind in der Regel deutlich effizienter geplant. Das Design der Plattformen wurde vereinfacht, größtenteils standardisiert und in manchen Fällen sogar verkleinert. Gleichzeitig trägt das weltweite Überangebot an Offshore-Technik und -Dienstleistungen dazu bei, dass die Betriebskosten sinken. Warfen Ölförderanlagen in norwegischen Gewässern oder im Golf von Mexiko früher erst Gewinne ab, wenn der Marktpreis für Öl über eine Grenze von 60 bis 80 US-Dollar pro Barrel (Fass mit 159 Liter Fassungsvermögen) stieg, so sind moderne Anlagen heutzu­tage bereits ab einem Barrelpreis von 25 bis 40 US-Dollar rentabel.
Derzeit versuchen die Unternehmen, weitere Kosten zu sparen, beispielsweise indem sie ausgewählte Prozesse der Offshore-Förderung digitalisieren. Denn klar ist auch: Die Lagerstätte für das jeweils nächste Projekt liegt vermutlich in noch tieferem Wasser oder noch weiter von der Küste entfernt. Sie wird die Betreiber daher vor jede Menge neue Herausforderungen stellen, seien diese technischer, logistischer oder aber finanzieller Natur – wobei Überraschungsfunde in bislang nur wenig erkundeten Küstengewässern nicht ausgeschlossen sind. US-amerikanische Fachleute listeten im Jahr 2018 unter anderem ­folgende Punkte als wissenschaftlich-technische Hürden der Branche auf:

Blick durch dicke Salzschichten

In einigen Regionen wie zum Beispiel im Golf von Mexiko und vor der Küste Brasiliens liegen einige Erdölvorkommen in Gesteinsschichten unterhalb dicker Salzschichten. Diese bis zu zwei Kilometer dicken Salzablagerungen aber sind mit herkömmlichen seismischen Methoden kaum zu durchdringen. Gebraucht werden neue Analysetechniken und Hochleistungscomputer, die in der Lage sind, die vielen geologischen Daten auszuwerten. Ein weiteres Problem: Salz löst sich auf, wenn es mit Bohrflüssigkeit in Kontakt kommt. Unter Umständen kann es sogar das Bohrsystem oder den Bohrschacht beschädigen. Wer durch die Salzschichten bohren will, benötigt daher neue, für Salz geeignete Technik.

Hitze- und druckbeständige Bohrtechnik

Herkömmliche Bohrtechnik kann bis zu Temperaturen von rund 175 Grad Celsius eingesetzt werden. Bei künftigen Bohrungen nach besonders tief gelegenen Lagerstätten aber könnten Umgebungstemperaturen von bis zu 260 Grad Celsius entstehen. Im Bohrschacht wäre es also heiß genug, um eine Pizza zu backen. Solche Bedingungen bedeuten allerdings den sicheren Hitzetod für viele Sensoren und Elektroteile, die im Bohrsystem verbaut sind. Benötigt wird deshalb besonders hitzebeständige Bohrtechnik, die außerdem auch noch einen Druck aushält, der 2000-mal größer ist als der Luftdruck an der Erdoberfläche.

Neue Installations- und Beobachtungssysteme

Bei der Erdöl- oder Erdgasförderung im tiefen Wasser verzichten Unternehmen immer öfter auf schwimmende Förderplattformen. Stattdessen installieren sie einen sogenannten Bohrlochkopf am Meeresboden. Von diesem aus fließt das Öl oder Gas dann über Rohrleitungen direkt bis zur Küste. Überwacht werden müssen die untermeerischen Anlagen aber dennoch. Gebraucht wird dazu ferngesteuerte Überwachungstechnik, beispielsweise autonom agierende Unterwasserfahrzeuge, die mithilfe von Sensoren und Kameras das Fördersystem auf Leckagen oder Schwachstellen hin untersuchen.

Sturmfeste Förderanlagen

Wirbelstürme sind vor allem im Golf von Mexiko ein zunehmendes Sicherheitsproblem, insbesondere, weil die Hurrikane immer kraftvoller werden. Öl- und Gasförderanlagen in sturmanfälligen Gebieten rund um den Erdball müssen diesen Wetterextremen problemlos standhalten können. Der Einsatz verbesserter Technik oder die In­stallation ferngesteuerter Unterwassersysteme ist daher unabdingbar.
Eine weitere Herausforderung stellt die seit Jahrzehnten im Einsatz befindliche Fördertechnik dar. Nach Angaben der IEA werden bis zum Jahr 2040 weltweit etwa 2500 bis 3000 Erdöl- oder Erdgasförderanlagen ihr Lebensende erreichen. Viele von ihnen sind Stahlplattformen im flachen Wasser. Mit der Zeit aber werden auch deutlich kompliziertere Anlagen aus der Tiefsee dazukommen. Die umweltfreundlichste Art der Entsorgung wäre es, diese Anlagen komplett abzubauen und dann an Land zu verschrotten. Denkbar sind mittlerweile aber auch andere Lösungen, so zum Beispiel jene, geeignete Plattformen als Standort oder Fundament für Offshore-Wind­räder weiterzuverwenden.

Der Meeresboden als Endlager für Kohlendioxid

Die Idee, ausgediente Öl- oder Erdgasplattformen für die Gewinnung von Strom aus Windkraft einzusetzen, ist jedoch nur der Anfang. Angesichts der fortschreitenden Erderwärmung und des immer größer werdenden Handlungsdrucks diskutieren Regierungen und Unternehmen inzwischen intensiv, ob man Kohlendioxid nicht in ausgebeuteten Erdöl- oder Erdgaslagerstätten unter dem Meer speichern und eine weitere Erderwärmung auf diese ­Weise verhindern könnte.
Neu sind diese Überlegungen zur sogenannten Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (carbon capture and storage, CCS) keineswegs. Entsprechende Konzepte und Ansätze existieren bereits seit mehreren Jahrzehnten. Bislang aber war es für die Industrie in der Regel immer deutlich billiger, Treibhausgase direkt in die Atmosphäre zu entsorgen, als sie aufwendig abzuscheiden und unter­irdisch einzulagern. Eine von zwei Ausnahmen bildet die Erdölindustrie selbst. Vor allem in den USA leiten erdölfördernde Unternehmen Kohlendioxid in Erdöllagerstätten, um den Druck auf das im Untergrund verbliebene Öl zu erhöhen und es Richtung Förderquelle zu pressen.
Das Kohlendioxid verbessert gleichzeitig die Fließ­eigenschaften des Öls, sodass es schneller gefördert werden kann. Ein Teil des eingesetzten Kohlendioxids verbleibt bei dieser Art der Ölförderung (englisch: Enhanced Oil Recovery, EOR) im Untergrund und ist somit dauerhaft eingelagert. Bislang stammen allerdings nur 30 Prozent des eingesetzten Kohlendioxids aus industriellen Abscheidungsprojekten, der restliche Teil kommt wie Erdgas aus dem Untergrund.
Norwegen geht noch einen Schritt weiter. Das Land hat bereits im Jahr 1996 eines seiner ehemaligen marinen Erdgasfelder in einen Kohlendioxidspeicher umgewandelt. Im sogenannten Sleipner-Projekt in der Nordsee wird Kohlendioxid, welches direkt vor Ort bei der Erdgasförderung mit zur Meeresoberfläche aufsteigt, aufgefangen, verflüssigt und anschließend 880 bis 1100 Meter tief im Meeresboden eingelagert. Das gleiche Konzept verfolgt der verantwortliche norwegische Erdölkonzern Equinor (ehemals Statoil) seit 2007 auch im Snøhvit-Feld in der südlichen Barentssee. Betrachtet man beide CCS-Projekte zusammen, verpresst der Konzern mittlerweile rund 1,7 Millionen Tonnen Kohlendioxid pro Jahr im Meeres­untergrund. Diese Menge entspricht in etwa den Emis­sionen eines kleinen Kohlekraftwerkes. Doch das ist erst der Anfang.
Das Unternehmen ist derzeit nach eigenen Angaben an mehr als 40 CCS-Projekten beteiligt und entwickelt Konzepte, mit denen es gelingen soll, Kohlendioxid bei der Industrieproduktion an Land abzutrennen, zu verflüssigen und anschließend mit Schiffen oder aber über Pipelines zu Einleitungsstationen auf dem Meer zu transportieren. Dazu gehört auch Northern Lights, ein norwegisches Großprojekt, in dem Kohlendioxid, welches bei der Zementproduktion und bei der Müllverbrennung im Großraum Oslo entsteht, abgeschieden und per Schiff zum CCS-Terminal in Øygarden an die Westküste Norwegens gebracht werden soll. Von dort soll es dann über eine 110 Kilometer lange Pipeline auf die Nordsee hinausgepumpt werden, zu einer Einleitungsstation südlich des Troll-Erdgasfeldes, welche das verflüssigte Kohlendioxid anschließend in 2500 Meter Tiefe unter dem Meeresgrund verpresst. Alle dazu notwendigen technischen Anlagen sollen im Jahr 2024 ihren Betrieb aufnehmen.
Ähnliche Pläne verfolgt eine Unternehmensgruppe in den Niederlanden. Eine ausgediente Erdgaslagerstätte vor Rotterdam (Porthos-Projekt) soll künftig als Kohlendioxidspeicher dienen und einen Teil jener 28 Millionen Tonnen Kohlendioxid aufnehmen, die jährlich im Hafen der Stadt und in dem dazugehörigen Industriegebiet freigesetzt werden. Laut Projektplan könnten jährlich zwei bis fünf Millionen Tonnen Kohlendioxid in die Porthos-Lagerstätte eingebracht werden. Ob die emissionsverursachenden Unternehmen am Ende ihren bisherigen Absichtserklärungen aber auch Taten folgen lassen und in die immer noch teure Speicherung von Kohlendioxid einsteigen werden, bleibt abzuwarten.
Groben Schätzungen zufolge kostet es mehr als 50 Euro, eine Tonne Kohlendioxid in einem Zementwerk abzuscheiden, sie auf das Meer hinaus zu transportieren und im Untergrund zu verpressen. Wirtschaftlich attraktiv werden CCS-Projekte demzufolge erst, wenn die Kosten für Kohlendioxidemissionen die Kosten der Abscheidung und Speicherung überbieten. Dazu müssten die Steuern auf Emissionen jedoch ebenso drastisch steigen wie die Preise für sogenannte Emissionszertifikate. Nach Angaben der Weltbank zahlten Unternehmen im Jahr 2019 ­zwischen ein und 19 US-Dollar für jede Tonne von freigesetztem Kohlendioxid, wobei mehr als die Hälfte der Emissionen mit Abgaben von weniger als zehn US-Dollar belegt wurden.
5.24 > Im Sleipner-Gasfeld in der Nordsee wird Kohlendioxid, das bei der Erdgasförderung mit zur Meeresoberfläche aufsteigt, direkt vor Ort aufgefangen, verflüssigt und im Anschluss 880 bis 1100 Meter tief im Meeresboden eingelager
Abb. 5.24 Kjetil Alsvik/Equinor
In Europa fokussieren CCS-Initiatoren bislang vor allem auf die Nordsee. Das liegt nicht nur an der Vielzahl großer Industrieunternehmen im Küstenraum, sondern auch an den idealen geologischen Bedingungen im Nordseeboden. Um verflüssigtes Kohlendioxid im Untergrund zu speichern, braucht man zunächst einmal eine dicke Sandsteinformation mit vielen großen Poren zwischen den einzelnen Sandkörnern, damit sich das eingeleitete Kohlendioxid leicht im Porenraum ausbreiten kann. Über dieser Sandsteinformation muss dann allerdings auch eine Schicht aus feinem Tongestein liegen, welche das großporige Sandgestein abdichtet und verhindert, dass das Kohlendioxid in flachere Meeresbodenschichten aufsteigen kann.
Nach der Injektion verteilt sich das verflüssigte Kohlendioxid in den Gesteinsporen und beginnt sich langsam im Porenwasser der Sandsteinformation zu lösen. Dieser Prozess allein dauert einige Hundert Jahre. Anschließend kann das gelöste Kohlendioxid mit dem umliegenden Gestein reagieren. Das heißt, es löst dieses auf und bildet unter Umständen neues Gestein (Kalk und weitere Karbonate), in welchem das Kohlendioxid dann auf Dauer fest gebunden ist. Fachleute sprechen an dieser Stelle von einer chemischen Neutralisation des Treibhausgases. Bis es so weit ist, vergehen allerdings etliche Jahrtausende. CCS-geeignete Speichergesteine finden sich besonders häufig auf den Schelfen und in Randmeeren wie zum Beispiel der Nordsee. Deren Speicherkapazitäten allein sind so groß, dass sich darin schätzungsweise 150 Milliarden Tonnen Kohlendioxid speichern ließen, also in etwa das Dreieinhalbfache der jährlichen Gesamtemissionen aus Vor-Corona-Zeiten (2019: 42,3 Milliarden Tonnen CO2). Weltweit gibt es mindestens 794 geologische Becken an Land und im Meer, in denen eine Speicherung von Kohlendioxid im Untergrund theoretisch möglich wäre. Deren gemeinsames Speicherpotenzial wird auf etwa 8000 bis 55 000 Milliarden Tonnen Kohlendioxid geschätzt. Davon entfallen 2000 bis 13 000 Milliarden Tonnen auf Meeresgebiete, wobei in dieser Rechnung nur Küstengewässer (bis 300 Kilometer offshore, maximale Wassertiefe 300 Meter) berücksichtigt und die Polarmeere ausgeschlossen wurden.
5.25 > Die größten Mengen Kohlendioxid ließen sich an Land einlagern, weil dort die geologischen Voraussetzungen am besten sind. Eine Speicherung im Meeresuntergrund wird dennoch vielerorts in Betracht gezogen – unter anderem, weil mögliche Folgeschäden geringer ausfallen würden als in besiedelten Regionen.
Abb. 5.25 nach IEA, 2020
Dennoch würden selbst großflächig angelegte CCS-Projekte allein nicht ausreichen, den Kohlendioxidausstoß der Menschheit in so engen Grenzen zu halten, dass es gelänge, das Pariser Klimaziel zu erreichen und die Erd­erwärmung auf deutlich unter zwei Grad Celsius zu begrenzen. Dafür braucht es eine breite Palette weiterer Maßnahmen zur Reduktion der Kohlendioxidkonzentra­tion in der Atmosphäre. Als Übergangslösung aber kommt CCS dennoch eine Schlüsselrolle zu, sagen Fachleute der Weltenergieagentur. Das Verfahren soll vor allem in jenen Industriebereichen zum Einsatz kommen, in denen sich Kohlendioxidemissionen vorerst nicht vermeiden lassen; etwa bei der Zementherstellung, in der Stahlproduktion, in der chemischen Produktion, bei der Stromgewinnung in Biomasse- oder Kohlekraftwerken sowie bei der Erdgasförderung und -veredlung.
Nach Berechnungen der Weltenergieagentur ließen sich existierende Kraftwerke und Industrieanlagen in einem solchen Umfang mit Abtrennungstechnik ausstatten, dass in den kommenden 50 Jahren weltweit rund 600 Milliarden Tonnen Kohlendioxid aufgefangen werden könnten. Das entspricht der 17-fachen Menge der aktuellen Gesamtemissionen des Industriesektors. Das so gewonnene Kohlendioxid müsste nicht vollständig im Untergrund gespeichert werden, sondern könnte auch für die Herstellung synthetischer Treibstoffe verwendet werden. Rohstoffexperten argumentieren außerdem, dass sich mithilfe von CCS kostengünstig asserstoff aus Erdgas gewinnen ließe. Dieser könnte dann als emissionsarmer Treibstoff oder Energieträger für neue Anwendungen im Verkehrswesen, in der Schwerindustrie oder in Gebäuden eingesetzt werden.
Zu guter Letzt käme die Speicherung von Kohlen­dioxid im Untergrund aber auch für Projekte infrage, bei denen Kohlendioxid direkt aus der Atmosphäre entnommen und anschließend verflüssigt wird (englisch: Direct Air Capture). Noch sind solche Verfahren viel zu energieintensiv und damit zu teuer. Langfristig aber gehen Experten sehr wohl davon aus, dass unvermeidbare Emissionen durch die direkte Entnahme von Kohlendioxid aus der Atmosphäre wieder ausgeglichen werden müssen. Anderenfalls bleibt das Ziel einer Nullemission nicht mehr als eine Wunschvorstellung.
Vergleicht man die Vor- und Nachteile einer Kohlen­dioxidspeicherung an Land mit jener im Meer, scheint der Meeresuntergrund die weniger risikobehaftete Option zu sein, weil es dort bislang kaum Infrastrukturen gibt, die ernsthaft Schaden nehmen könnten. Sollte zum Beispiel der Meeresboden leichte Erschütterungen erfahren, weil sich das Kohlendioxid im Untergrund ausbreitet, würde ein solcher Vorfall die Lebensgemeinschaften am Meeresboden vermutlich kaum stören. An Land aber könnten Häuser oder Straßen beschädigt werden. Außerdem können durch CCS-Projekte an Land dessen Grundwasserspeicher eventuell in Mitleidenschaft gezogen werden. Ihnen droht unter bestimmten Umständen eine Versalzung und Versauerung, im Zuge derer sich auch giftige Schwermetalle aus dem umliegenden Gestein lösen könnten. Im Meer wären solche Auswirkungen auf mögliche Grundwasserreservoirs zu vernachlässigen – vorausgesetzt, diese werden nicht zur Trinkwassergewinnung genutzt oder eingeplant.
Ähnlich verhielte es sich bei einem ungewollten Austritt von Kohlendioxid aus dem Untergrund. An Land würde das Treibhausgas direkt in die Atmosphäre entweichen; im Meer aber löst sich das austretende Kohlendioxid sofort im Wasser und führt zu dessen Versauerung. Ein großes Leckageexperiment europäischer Meeresforscher in der schottischen Nordsee hat jedoch ergeben, dass diese Versauerung nur kleinräumig auftritt, das heißt in einem Umkreis von zehn bis 20 Metern um die Austrittsstelle herum. Liegt diese auch noch in einem Gebiet mit spürbaren Strömungen oder Gezeiten, verdünnen diese das versauerte Wasser und begrenzen dadurch dessen unmittelbare schädliche Auswirkungen auf die marine Tier- und Pflanzenwelt.
Das Leckageexperiment diente auch dazu, herauszufinden, welche Technik zum Einsatz kommen müsste, um Lagerstätten von Kohlendioxid im Meeresuntergrund zuverlässig und günstig über lange Zeit hinweg zu über­wachen. Die Betreiber der beiden norwegischen CCS-Anlagen im Meer führen regelmäßig seismische Unter­suchungen des Untergrundes durch. Auf den dabei entstehenden Profilen des Meeresbodens können Experten verfolgen, bis in welche Gesteinsschichten das flüssige Kohlendioxid vorgedrungen ist. Ergänzend dazu ­bietet sich nach Auffassung der Fachleute ein Beobachtungsnetzwerk aus Geophonen und passiv lauschenden Robotersystemen an. Die Geophone würden auf dem Meeresboden verteilt werden und Geräusche von Druckausgleichsbewegungen, Rissen oder Beben im Untergrund aufzeichnen. Die Roboter hätten die gleiche Aufgabe, nur wären sie im Gegensatz zu den Geophonen beweglich. Das heißt, sie könnten den Meeresboden über der Lagerstätte abfahren und auf Anzeichen für Schwachstellen, Erschütterungen oder Leckagen untersuchen.

Terawattstunden
Ein Terawatt entspricht 1000 Gigawatt oder einer Million Megawatt. Alle drei Einheiten beschreiben eine Leistung, die im Falle eines Windrades zum Beispiel angibt, welche maximale ­Energiemenge die Anlage zu einem bestimmten Zeitpunkt in das Stromnetz einspeisen kann. In Tera-, Giga- oder Megawattstunden dagegen gibt man an, wie viel ­Energie dieses Windrad innerhalb einer Stunde produziert – es geht hierbei also um die Frage, wie viel Strom tatsächlich innerhalb einer Stunde geflossen ist, und nicht um die Spitzenleistung.

Vom Untergrund der Nordsee weiß man, dass er von rund 20 000 Bohrlöchern durchzogen ist. Hinzu kommen auf natürliche Weise entstehende Risse, Spalten oder Schlote. Der Untergrund ist demzufolge löchrig wie ein Sieb. Aus rund 4000 der Bohrlöcher entweicht heute schon Methan aus dem Meeresboden. In ihrer Nähe Kohlendioxid in den Untergrund einzuspeisen, würde weitere Leckagen provozieren. Es wird deshalb zumindest in der Nordsee keine leichte Aufgabe werden, potenzielle Lagerstätten für Kohlendioxid zu finden, die alle Anforderungen erfüllen. Das heißt,
  • die dicht genug vor der Küste angesiedelt werden können, um hohe Transportkosten zu vermeiden;
  • die in einem Meeresgebiet liegen, in dem die Kohlendioxidspeicherung rechtlich erlaubt ist;
  • deren Speichergestein und darüber liegende Barriereschicht großflächig intakt sind;
  • die noch nicht anderweitig genutzt oder verplant sind – sei es als Schifffahrtsstraße, Naturschutzgebiet oder als Standort eines künftigen Windparks.
Im Falle der Nordsee bleiben da am Ende gar nicht mehr so viele Meeresflächen übrig. Dieser Umstand hat die Bundesregierung veranlasst, ein nationales Forschungsprojekt zu den Möglichkeiten und rechtlichen Rahmenbedingungen von CCS-Projekten in deutschen Hoheitsgewässern ins Leben zu rufen. Die Fachleute haben im August 2021 ihre Arbeit aufgenommen; eine Zusammenfassung ihrer Ergebnisse wird für das Jahr 2024 erwartet.
Ob die großflächige Speicherung von Kohlendioxid im Meeresuntergrund am Ende tatsächlich Wirklichkeit wird in Deutschland, Europa und darüber hinaus, ist und bleibt aber in erster Linie eine ökonomische Entscheidung. Steigen die Abgaben auf Treibhausgasemissionen nicht weiter an, hat die Industrie keinerlei Anlass, in teure CCS-Projekte zu investieren und diese voranzutreiben.
5.26 > Die Offshore- Windbranche wächst, jedoch nicht in allen Regionen der Welt gleichmäßig. Die größten jährlichen Kapazitätszuwächse verzeichneten im Zeitraum von 2015 bis 2020 Nationen wie Großbritannien, China, Deutschland und die Niederlande.
Abb. 5.26 nach IEA, Annual offshore wind capacity additions by country/region, 2015–2022, IEA, Paris, https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/annual-offshore-wind-capacity-additions-by-country-region-2015-2022, 2021

Hoffnungsbranche Offshore-Windkraft

Die Analyse der Internationalen Energieagentur klingt vielversprechend: Würde der Mensch in allen küstenna­hen, für den Bau von Windkraftanlagen geeigneten Meeresgebieten die Turbinen auch tatsächlich errichten und sie an das Stromnetz anschließen, könnten diese Offshore-Windparks zusammen rund 36 000 Terawattstunden Strom pro Jahr erzeugen. Genug, um die gesamte Wirtschaft und alle Haushalte der Welt mit Strom aus erneuerbaren Energien zu versorgen – zumindest bis zum Jahr 2040 und vielleicht auch darüber hinaus, wenn der Stromverbrauch entgegen allen Erwartungen doch nicht weiter ansteigen sollte. Zum Vergleich: Im Jahr 2019 verbrauchte die Menschheit insgesamt 23 000 Terawattstunden Strom. Etwa 0,3 Prozent dieser Menge stammte von Windrädern auf dem Meer.
Die Dringlichkeit, Strom aus erneuerbaren Energiequellen zu gewinnen, steigt mit jedem Tag. Gründe dafür sind nicht nur der fortschreitende Klimawandel, sondern auch die zunehmende Elektrifizierung aller Lebens- und Wirtschaftsbereiche, einschließlich des Transportsektors, der Wärmeversorgung und der in zunehmendem Maß benötigten Kühlung.
Der Strom für Klimaanlagen, Heizung, Roboter, Maschinen, E-Mobilität, Computer und Mobiltelefone aber stammt derzeit noch immer zu mehr als zwei Dritteln aus Kohle- und Gaskraftwerken, obwohl grüner Strom, das heißt Strom aus erneuerbaren Energien, mittlerweile viel günstiger ist. Sein Anteil lag Ende 2018 bei 26 Prozent der global produzierten Strommenge. Wenn die Menschheit das Pariser Klimaziel einhalten will, bleiben ihr weniger als 30 Jahre, dieses Verhältnis nicht nur umzukehren, ­sondern die Strom- und Wärmegewinnung aus fossilen Brennstoffen bis zum Jahr 2050 vollends einzustellen.
Windkraftanlagen auf dem Meer spielen auf diesem Weg aus vier Gründen eine besondere Rolle. Erstens haben sie im Vergleich zu Windrädern an Land den großen Vorteil, dass der Wind auf dem Meer in der Regel stärker und häufiger weht. Es kann also mehr und länger anhaltend Strom erzeugt werden. Zweitens ist der Widerstand der Bevölkerung gegen Windparks auf dem Meer vielerorts kleiner als gegen Anlagen an Land. Bauprojekte haben somit eine größere Chance, genehmigt zu werden. Drittens ist das mögliche Ausbaupotenzial der Offshore-Windenergie das größte aller bekannten Technologien zur Gewinnung von Strom aus erneuerbaren Quellen. Zu guter Letzt können Offshore-Windfarmen auch in der Nähe kleinerer Inseln (wenig Landfläche, Import fossiler Brennstoffe) oder aber in abgelegenen Küstenregionen (schlechte Versorgung mit fossilen Brennstoffen) errichtet werden und somit maßgeblich dazu beitragen, energietechnisch bislang unterversorgte Gegenden mit ausreichend kostengünstigem, sauberem Strom zu versorgen – eines der 17 Ziele für nachhaltige Entwicklung, formuliert von den Vereinten Nationen (englisch: Sustainable De­velop­­ment Goals, SDGs).
5.27 > Weltweit investieren Küstenstaaten massiv in den Ausbau der Offshore-Windenergie. Werden alle bislang geplanten Projekte umgesetzt, sind im Jahr 2025 Meereswindparks mit einer gesamten Energieleistung von rund 110 Gigawatt an die Stromnetze angeschlossen.
Abb. 5.27 nach Rystad Energy OffshoreWindCube
Aufgrund dieser Ausgangslage und des zunehmenden gesellschaftlichen Handlungsdrucks hat der Ausbau der Offshore-Windenergie in den zurückliegenden Jahren deutlich zugenommen – getrieben vor allem durch Investitionen großer erdölfördernder Konzerne. Im Zeitraum von 2010 bis 2019 wuchs der Offshore-Windenergiemarkt um etwa 30 Prozent pro Jahr – von drei Gigawatt installierter Gesamtleistung im Jahr 2010 auf 29 Gigawatt Ende 2019. Zu diesem Zeitpunkt waren weltweit mehr als 5500 Offshore-Windkrafträder an das Stromnetz angeschlossen.
Bis zum Jahr 2024 sollen nach Angaben der Weltenergieagentur weitere 150 Windparkprojekte auf dem Meer fertiggestellt werden, sodass ein Jahr später bereits jede fünfte Kilowattstunde Windstrom von einem Offshore-Windrad stammen wird.
Die wachsende Zahl der Windräder in der deutschen Nordsee setzte bereits im Jahr 2020 ein Achtungszeichen. Nach Angaben des Netzbetreibers Tennet lieferten die ­Turbinen mit einer Gesamtleistung von 6679 Megawatt über das Jahr gerechnet insgesamt 22,76 Terawattstunden Strom – eine Ausbeute, so groß wie nie zuvor. Mit dieser Energiemenge ließen sich rein rechnerisch rund sieben Millionen Haushalte ein Jahr lang mit grünem Strom versorgen.
Die Technologien und das Know-how für den Bau und den Betrieb von Windkraftanlagen auf dem Meer wurde vor allem in Deutschland, Großbritannien und Dänemark entwickelt. Die Bundesrepublik und das Vereinigte Königreich führten im Jahr 2019 auch noch die Liste der größ­ten Offshore-Windkraftstromproduzenten an. Die größten Investitionen in den Bau neuer Windparks auf dem Meer aber tätigt derzeit China.

Größere Windräder, günstigere Strompreise

Die neueste Generation der Offshore-Windräder ist mit größeren Turbinen und vielerlei anderen verbesserten technischen Funktionen ausgestattet, um den Wind so effektiv wie möglich zu nutzen. Ein Rechenbeispiel: Wenn im Jahr 2023 vor der Küste von Yorkshire (England) das erste Teilstück der neuen Nordsee-Windfarm Dogger Bank ihren Dienst aufnehmen wird, erzeugt jede der errichteten 13-Megawatt-Turbinen mit einer vollständigen Umdrehung ihres Rotors (Rotorblattlänge: 107 Meter) ausreichend Elektrizität, um einen englischen Haushalt zwei Tage lang mit Strom zu versorgen.
Außerdem werden neue Windfarmen wie Dogger Bank in einem größeren Abstand zur Küste (100 Kilometer und mehr) errichtet, weil weiter draußen auf See bessere Windbedingungen vorherrschen. Da in tieferem Wasser eine Gründung am Meeresboden teuer und technisch schwierig ist, forcieren Betreiber von Windparks mittlerweile die Entwicklung schwimmender Plattformen, wie sie auch bei der Offshore-Erdölförderung zum Einsatz kommen. 13 Versuchsanlagen gibt es bereits weltweit, so zum Beispiel in Frankreich, Portugal, Japan, Südkorea und Schottland. Deren erste Leistungsbilanzen lassen hoffen. Nach Angaben des Betreibers der schottischen Anlage erzeugen die fünf schwimmenden Windkrafträder deutlich mehr Strom als vergleichbare bodenfeste Anlagen. Fachleute gehen deshalb davon aus, dass schwimmende Windfarmen bald schon in Serie produziert werden.

Nutzungsgrad
Der Nutzungsgrad (englisch: capacity factor) einer Windkraftanlage beschreibt, welchen Anteil der maximal möglichen Energiemenge die Anlage innerhalb eines Jahres erzeugt hat. Als Maximalwert wird dabei jener Energieertrag angenommen, der produziert worden wäre, hätten das ganze Jahr hindurch optimale Windbedingungen geherrscht.

Aufgrund der vielen technischen Optimierungen erreichen moderne Offshore-Windräder mittlerweile einen Nutzungsgrad von 40 bis 50 Prozent und erzeugen somit genauso effizient Strom wie so manches Kohle- oder Gaskraftwerk – und das, obwohl der Wind nicht ständig weht. Offshore-Windräder sind auch effizienter als Anlagen auf dem Land und übertreffen den Nutzungsgrad von Photovoltaikanlagen um das Doppelte. Ein weiterer Vorteil: Im Gegensatz zu Photovoltaik können Offshore-Windkraftanlagen auch nachts Strom erzeugen – und bei nahezu jedem Wetter. In Europa, den USA und China produzieren Windparks auf dem Meer vor allem in den Wintermonaten besonders viel Strom. In Indien werden zur Monsunzeit die größten Elektrizitätsmengen generiert.
Nach Berechnungen der Weltenergieagentur dürften die Kosten für den Bau und Betrieb von Offshore-Wind­energieanlagen bis zum Jahr 2030 um mehr als 40 Prozent fallen, sodass der grüne Windstrom vom Meer zunächst günstiger zu erzeugen sein wird als Strom aus Kohle und Erdgas. Anschließend wird er voraussichtlich auch Strom aus Sonne und Wind an Land mächtig Konkurrenz machen. Die Fachleute der Weltenergieagentur sagen der Offshore-Windkraft daher ein großes Wachstum voraus. Bis zum Jahr 2040 soll sich die Menge der weltweit offshore produzierten Strommenge verfünfzehnfachen. Die Europäische Union allein will bis 2050 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 300 Gigawatt installieren.
5.28 > Der technische Fortschritt macht es möglich: Moderne Offshore-Windkraftanlagen werden immer größer und höher. Mit ihren langen Rotorblättern fängt jede neue Anlage mehr Wind ein als Vorgängermodelle. Die Folge: Elektrizität aus Windenergie lässt sich in größeren Mengen und vor allem kostengünstiger erzeugen.
Abb. 5.28 nach IEA, 2019
Abb. 5.29 Miguel Navarro/Getty Images

5.29 > Die Europäische Union setzt stark auf grünen Windstrom vom Meer. Bis zum Jahr 2050 will die Staatengemeinschaft Anlagen mit einer Gesamtleistung von 300 Gigawatt installieren.
Aufgrund der fallenden Preise für Windstrom vom Meer wird er zunehmend als Energiequelle für die Herstellung von grünem – sprich emissionsarmem – Wasserstoff in Betracht gezogen. Dieser wird unter anderem benötigt, um Industrie, Verkehr und die Wärmeversorgung zu dekarbonisieren, das heißt, auf emissionsarme Energieträger umzustellen. Nur ein Beispiel: Die Strommenge einer Ein-Gigawatt-Offshore-Windfarm würde nach dem heutigen Stand der Technik genügen, um so viel grünen Wasserstoff zu erzeugen, dass sich damit etwa 250 000 Wohnungen beheizen ließen. Die deutsche Bundesregierung hat im Januar 2021 ein großes Forschungsprojekt (H2Mare) in Auftrag gegeben, in dem Möglichkeiten entwickelt werden sollen, grünen Wasserstoff und seine Folgeprodukte wie Methan, Ammoniak, Methanol mithilfe von Offshore-Windrädern direkt auf See zu produzieren und dabei die Kosten der Wasserstoffproduktion gering zu halten.
Dennoch besteht kein Grund zur Euphorie: Um die Klima- und Nachhaltigkeitsziele der Staatengemeinschaft zu erreichen, müsste der Ausbau der Windparks auf dem Meer doppelt so schnell vorangehen wie bisher geschehen. Voraussetzung dafür sind jedoch:
  • der ausdrückliche politische Wille sowie eine dazu­gehörige Offshore-Energiestrategie,
  • ein klarer Rechtsrahmen,
  • hohe Investitionen und
  • Fortschritte in der Wettbewerbsfähigkeit, Forschung und Technologieentwicklung.
5.30 > Das Pariser Klimaziel ist nur erreichbar, wenn die Menschheit ihren Energiesektor auf erneuerbare Energie- formen umstellt. Berechnungen zufolge müsste der Offshore- Windsektor dafür bis zum Jahr 2050 auf eine Gesamtleis- tung von rund 1000 Gigawatt ausgebaut werden.
Abb. 5.30 nach IRENA, 2020

Die Politik muss vorangehen

Der Bau von Offshore-Windkraftanlagen war lange Zeit eine nationale Angelegenheit. Je größer die Windfarmen jedoch werden und je weiter ihr Standort auf das offene Meer hinausrückt, desto öfter ist eine grenzübergreifende Kooperation mehrerer Länder gefragt – zum einen aus Gründen der Raumplanung; zum anderen, wenn es um die Frage geht, in welche Netze der grüne Strom eingespeist werden soll. Benötigt wird daher der ausdrückliche Wille jedes einzelnen Küstenstaates, den Ausbau der ­Offshore-Windenergie voranzutreiben sowie für Groß­projekte mit anderen Nationen zu kooperieren.
Diese Willensbekundung wird manifestiert, indem einzelne Staaten oder aber Staatengemeinschaften nationale oder gemeinsame Offshore-Windkraftstrategien erarbeiten. In ihnen werden die jeweiligen Ausbauziele vorgegeben, Entwicklungspfade beschrieben und Strategien für Forschung, Technologieentwicklung und Wissens­transfer skizziert, sodass ein langfristig verlässlicher Rahmen für Unternehmen und Investoren gegeben ist. Die Europäische Kommission beispielsweise hat ihre Strategie zur Nutzung des Potenzials der erneuerbaren Offshore-Energie im November 2020 veröffentlicht.
5.31 > In den gemäßigten und höheren Breiten wehen die Winde stärker und beständiger, sodass die Windausbeute deutlich höher wäre als in den Tropen.
Abb. 5.31 nach IEA, 2019
Ein elementarer Bestandteil der EU-Strategie ist das Bekenntnis zu einer systematischen und grenzübergreifenden Planung aller menschlichen Aktivitäten auf und im Meer (Raumplanung), bei denen eine wesentlich größere Zahl an Flächen und Standorten für die Installation bodenfester oder schwimmender Windfarmen ausgewiesen wird, ohne andere Nutzungsarten wie zum Beispiel Fischerei, Schifffahrt und Tourismus zu gefährden. Die Europäische Kommission empfiehlt den EU-Mitgliedstaaten außerdem, sich bei der Planung an Best-Practice-­Beispielen zu orientieren – vor allem an erfolgreichen Pilotprojekten, die eine Mehrfachnutzung der Windfarmen oder der von ihnen besetzten Flächen erlauben; etwa durch die Kombination mit Fisch-, Muschel- oder Algenzucht in Aquakulturhaltung.
Zudem gilt es, alle von der Offshore-Windkraft Betroffenen von Anfang an in einen Dialog mit einzubeziehen. Nach Ansicht der Europäischen Kommission können Offshore-Energietechnologien nur dann wirklich nachhaltig und somit zukunftsfähig sein, wenn sie keine negativen Auswirkungen auf die Umwelt haben und den wirtschaftlichen, sozialen und territorialen Zusammenhalt in der betroffenen Region nicht gefährden

Grüner Wasserstoff
Wasserstoff ist ein farbloses Gas. Abhängig von seinem Ursprung trägt er jedoch verschiedene Farben in seinem Namen: Grauer Wasserstoff wird aus fossilen Brennstoffen durch die Spaltung von Erdgas gewonnen. Dabei entstehendes Kohlendi­oxid wird in die Atmosphäre abgegeben. Bei blauem Wasserstoff wird dieses Kohlendioxid abgeschieden und gespeichert. Es gelangt so nicht in die Atmosphäre. Grüner Wasserstoff wird durch Wasserelektrolyse mit Strom aus erneuerbaren Quellen hergestellt. Die Herstellung ist kohlen­dioxidfrei.

Ein einheitlicher rechtlicher Rahmen

Ein schneller Ausbau der Offshore-Windenergie erfordert Planungs- und Rechtssicherheit für alle Beteiligten sowie klar gegliederte und transparente Genehmigungsver­fahren. Dazu gehören unter anderem:
  • einheitliche Verfahren zur Bewertung und Minimierung möglicher Umweltauswirkungen (vor allem Lärm unter Wasser, Beeinträchtigung des Lebensraumes für Vögel und Meeressäuger, elektromagnetische Felder an Seekabeln);
  • einheitliche Standards, Regularien und Genehmigungsverfahren für die Planung und die Errichtung von Offshore-Windparks;
  • einheitliche Regularien zur Anbindung der Offshore-Windfarmen an das Festland und eine effiziente Stromeinspeisung in die Netze;
  • einheitliche Standards und Regularien für den Betrieb und die Wartung von Offshore-Windkraftanlagen sowie zum Schutz der Sicherheit und Gesundheit aller Beschäftigten.

 

Hohe Investitionen

Offshore-Windräder zu errichten, verschlingt viel Geld. Wer im Jahr 2018 eine Windfarm mit einer Nennleistung von einem Gigawatt bauen wollte, musste mit Investitio­nen in Höhe von vier Milliarden US-Dollar rechnen. Seitdem aber sinken die Baukosten, gleichzeitig steigen die weltweiten Investitionen in Offshore-Windfarmen. Im Jahr 2020 schossen sie im Vergleich zum Vorjahr um 56 Prozent in die Höhe und beliefen sich am Ende auf 50 Milliarden US-Dollar. Die Europäische Union schätzt die Kosten für den anvisierten Kapazitätsausbau auf eine Leis­tung von 300 Gigawatt auf bis zu 800 Milliarden Euro.
Ein großer Teil des Geldes wird dabei für den Ausbau der Stromnetze und grenzüberschreitender Verbindungsleitungen benötigt, denn ohne sie kann der grüne Windstrom nicht weiträumig verteilt werden. Die Nordsee­anrainerstaaten planen zudem den Zusammenschluss mehrerer Offshore-Windfarmen in Knotenpunkten oder hybriden Projekten, über deren Verbindungsnetz gleichzeitig mehrere Staaten mit Elektrizität versorgt werden.

Zusatzinfo Meeresenergie: Auf diese Technologien setzt die Europäische Union Zusatzinfo öffnen

Wettbewerbsfähigkeit, Forschung, Technologieentwicklung

Um die Kosten für grünen Strom aus Offshore-Windfarmen zu senken, bedarf es zum einen effizienter und wettbewerbsfähiger Lieferketten für alle benötigten Bauteile und Dienstleistungen. Zum anderen muss die Versorgung mit allen für den Bau der Windkraftanlagen benötigten Metallen (insbesondere den Metallen der Seltenen Erden) weit in die Zukunft gesichert werden. Es gilt außerdem, Forschung und technische Entwicklung voranzutreiben. Unbeantwortet sind bisher zum Beispiel Fragen wie:
  • Wie müssen in einer großen Windfarm die einzelnen Turbinen angeordnet sein, um den Wind optimal zu nutzen und sich nicht gegenseitig zu behindern?
  • Wie beeinflussen sich große Windfarmen gegen­seitig – und wie verändern sie das lokale Wetter?
  • Wie sollten Stromnetze aufgebaut und gesteuert werden, damit es gelingt, bei viel Wind große Mengen Strom aus verschiedenen Windfarmen einzuspeisen, zu verteilen und gegebenenfalls zwischenzuspeichern, sodass der Strom jederzeit dort verfügbar ist, wo er von Industrie und Haushalten benötigt wird?
5.33 > Photovoltaikanlagen werden bislang vor allem in flachen, vor Wind und Wellen geschützten Meeresbuchten errichtet. Ein Beispiel ist diese Anlage in der chinesischen Küstenstadt Zhangzhou.
Abb. 5.33 ­ViewStock/Getty Images
Der massive Ausbau der Windenergie stellt Meeresforscher zudem vor die Herausforderung, zu ergründen, ­welche kurz- und langfristigen Umweltauswirkungen die intensive und großflächige Nutzung des Windes auf das Meer hat. Dass die Bauarbeiten eine enorme Lärmbelas­tung für die Meeresorganismen darstellen, weiß man seit Langem. Wie aber verändern sich zum Beispiel die windbedingte Durchmischung des Oberflächenwassers und damit auch der Sauerstoff- und Nährstoffaustausch mit tiefer liegenden Wasserschichten, wenn viele Windräder auf dem Meer den Luftstrom gewissermaßen ausbremsen? Würden in einem solchen Fall weniger Algen wachsen und am Ende sogar weniger Biomasse produziert werden? Theoretisch wäre eine solche Kettenreaktion denkbar – ob sie allerdings auch in der Praxis abläuft, müssen Fachleute erst noch untersuchen.
Sicher ist, dass mit dem Wachstum der Offshore-Windenergiebranche weltweit neue Arbeitsplätze entstehen. In der EU arbeiten heute schon 62 000 Menschen in diesem Sektor. Nach Berechnungen der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien (International Renewable Energy Agency, IRENA) wird die Windenergiebranche im Jahr 2030 weltweit bis zu 3,74 Millionen Menschen beschäftigen – sowohl an Land als auch auf dem Meer. Bis zum Jahr 2050 könnte die Zahl der Mitarbeitenden auf mehr als sechs Millionen steigen. Offshore-Windfarmen liefern nicht nur einen entscheidenden Beitrag zur Umstellung unserer Energieversorgung auf Strom aus erneuerbaren Quellen; sie stellen zudem einen Schlüsselsektor der nachhaltigen Meereswirtschaft dar. Ohne Offshore-Windkraft sind eine nachhaltige Entwicklung der Welt sowie eine umfassende Dekarbonisierung unserer Wirtschaft zum jetzigen Zeitpunkt undenkbar. Textende