Grüne Wasserstoffproduktion für Stade

Stade (energate) - In Stade (Niedersachsen) soll neben dem LNG-Terminal ab 2028 eine grüne Wasserstoffproduktion starten. Nach Abschluss der Vorplanung bereitet das Joint Venture Hanseatic Hydrogen aktuell die Genehmigungsunterlagen für einen 100-MW-Elektrolyseur vor. Die anvisierten 10.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr sollen Dritte im Rahmen eines "Tolling-Modells" über das Wasserstoffkernnetz insbesondere an Industriekunden liefern, wie Sonja Leykam im Interview mit energate erläuterte. Sie ist sowohl bei Hanseatic Hydrogen also auch bei der Buss-Gruppe, als einer von drei Gesellschaftern des Joint Ventures, für das Projekt zuständig.

Stade: Standort für Industrie und LNG

Die Buss-Gruppe ist ein Hafen- und Infrastrukturspezialist und baut gemeinsam mit Partnern in Stade ein landbasiertes LNG-Terminal auf, das 2027 in Betrieb gehen soll. Hanseatic Hydrogen sei das erste Projekt für grünen Wasserstoff vor Ort, ordnete Leykam ein. Es bestehe aber schon ein riesiges Know-how, weil der Chemiekonzern Dow vor Ort Europas größte graue Wasserstoffproduktion betreibt. Die Buss-Gruppe wird beim Joint Venture den Part als Projektentwickler und Betreiber übernehmen und damit das Mietmodell an Energieversorger betreuen. Hanseatic Hydrogen führt Gespräche mit potenziellen Abnehmern, um die 10.000 Tonnen Jahresproduktion entweder ganz oder in Teilen zu vergeben. Dabei sollten die Unternehmen grüne Elektronen an den Elektrolyseur liefern und auf der anderen Seite, den produzierten grünen Wasserstoff ausschließlich über das Kernnetz vermarkten.

Hazwei, eine Tochter der norddeutschen Versorger Hansewerk und Avacon, wird für den technischen Part des Projektes verantwortlich. Der dritte im Bunde, die KE Holding, beteiligt sich nicht operativ, sondern steht als Kapitalgeber zur Verfügung. "Die Investition bewegt sich in einem niedrigen dreistelligen Millionenbereich für die 100 MW in der ersten Ausbaustufe", so Leykam. Stimmen die Rahmenbedingungen, wollen die Partner ab 2029 "nach Marktbedarf" das Projekt bis zu 500 MW hochskalieren.

Auflagen für Stromeinsatz verteuern grüne H2-Projekte

Bisher haben es grüne Wasserstoffprojekte jedoch eher schwer. Die Kosten sind hoch und dies könnte sich durch die Auflagen für den Einsatz des Ökostroms durch die EU-Richtlinie RED II nochmals verschärfen. Betreiber von Elektrolyseuren müssen ab 2030 stundenscharf Grünstrom für die Wasserstoffproduktion beschaffen. Anlagen, die ab 2028 in Betrieb gehen, dürfen zudem nur noch PPAs mit neuen Erneuerbarenanlagen schließen, die noch keine Förderzahlung erhalten haben. "Dies ist auf jeden Fall eine sehr große Hürde. Da fehlt mir im Moment auch die Phantasie, wie die Wasserstoffwirtschaft in Deutschland in Fahrt kommen sollte, da die Strompreise aufgrund der Erfordernisse der Gleichzeitigkeit und Zusätzlichkeit sehr hoch sind", zeigte sich Leykam skeptisch. Mit dieser Einschätzung ist sie nicht allein, zahlreiche Marktteilnehmer wie etwa EWE und RWE appellieren in Richtung Politik, da ihnen die politisch gesetzten Marktanreize fehlen.

Leykam sieht sich durch die bislang schleppende Marktdynamik durchaus bestätigt. Bisher marschierten nur solche Projekte voran, die "auf beiden Seiten" eine Ipcei-Förderung erhalten, also sowohl für die Erzeugung des Wasserstoffs als auch für die Abnahme durch die Industriekunden. Hanseatic Hydrogen selbst erhält bisher noch keine Förderung. Die finale Investitionsentscheidung ist auch noch nicht getroffen und soll erst im Jahr 2026 fallen.

Stade hat Standortvorteile

Den Standort Stade hält Hanseatic Hydrogen gleich aus mehreren Gründen für geeignet. Die wichtigsten: viel Wind für die Stromproduktion und die kürzlich erfolgte Genehmigung des Kernnetzes, das einen Anschluss der Region im Jahr 2028 vorsieht. Das spart Kosten und ermöglicht direkte Wege zum Industriekunden. Eine Verladung des Wasserstoffs über Tankkraftwagen für den Einsatz im Verkehrswesen sei deshalb auch nicht vorgesehen, so die Projektverantwortliche. Darüber hinaus ergeben sich  durch die Nähe des Industrieparks Synergien: ein bestehendes Tennet-Umspannwerk direkt auf dem Standort, eine gesicherte Wasserversorgung und die entstehende Abwärme könne, wenn gewünscht, im LNG-Terminal oder späteren Ammoniak-Importterminal genutzt werden, zählte Leykam auf. /mt

Das vollständige Interview mit Projektleiterin Sonja Leykam lesen Sie im heutigen Add-on Gas & Wärme.