"Ohne Wasserstoff wird es im Nordsee‑Energieverbund nicht gehen"

Dennis Wehmeyer, Fachbereichsleiter Geschäftsentwicklung und Nachhaltigkeit, Gascade Gastransport GmbH, Offshore-Energieverbund in der Nordsee | © Fotostudio bildsucht, www.bildsucht.com - Dennis Blechner

Dennis Wehmeyer ist Fachbereichsleiter Geschäftsentwicklung und Nachhaltigkeit bei Gascade, einem der deutschen Gasfernleitungsnetzbetreiber. Das Unternehmen mit Sitz in Kassel betreibt ein rund 4.000 Kilometer langes Erdgas-Transitnetz, das fünf Nachbarstaaten verbindet und seit 2026 auch Wasserstoff transportiert. Im Interview erläutert Wehmeyer die Bedeutung der Offshore-Wasserstoff-Pipeline AquaDuctus für den Offshore-Energieverbund in der Nordsee.

Wie ist der Projektstand der deutschen Offshore-Wasserstoff-Pipeline AquaDuctus?

Wir warten derzeit auf die Ausschreibung der Offshore-Fläche Sen-1 in der Nordsee. Dort soll mit 1 Gigawatt Kapazität Windstrom direkt vor Ort Wasserstoff produziert werden. Grundsätzlich gehen wir mit dem Bau der Transportinfrastruktur für Offshore-Wasserstoff in Vorleistung wie auch bei Onshore-Projekten und ermöglichen Investoren so den Einstieg in die Produktion. Jetzt sind wir mitten in den vorbereitenden Maßnahmen und arbeiten sehr konkret mit einem großen Team hier bei uns im Unternehmen an dem Projekt. 

Was sind die Herausforderungen?

Ganz aktuell ist Routing ein großes Thema, also die Frage – wo genau kann die Pipeline verlaufen? Das betrifft sowohl den 200 Kilometer langen Offshore-Teilstrang als auch die 100 Kilometer onshore in Richtung Niederlande. Denn der verfügbare Raum auf der Nordsee ist ziemlich knapp. Es gibt Kabeltrassen zu berücksichtigen, Schifffahrtsrouten, auch militärische Anforderungen. 

Welche Bedeutung haben Wasserstoff-Pipelines im Nordsee-Energieverbund?

Die Idee ist, wenn Strom verfügbar ist und Wasserstoff ohnehin benötigt wird, letzteren auch direkt an der Offshore-Energiequelle zu produzieren. Pipelines sparen dabei enorme Transportkosten. Denn der Transport von Wasserstoff, also von Molekülen, kostet nur einen Bruchteil dessen, was Stromtransport kostet. Das liegt vor allem an der vergleichsweise geringen Transportkapazität von Stromkabeln im Vergleich zu einer Pipeline.

Wo steht AquaDuctus im Vergleich zu anderen Projekten? 

Wir haben im AquaDuctus-Projekt den Vorteil, dass wir mit dem deutschen Wasserstoff-Kernnetz einen regulatorischen Rahmen haben. So etwas fehlt in anderen Ländern noch. Das heißt, wir können über das sogenannte Amortisationskontomodell abgesichert investieren. Wir sind insofern weiter als ähnliche Projekte, als dass wir sagen können, sobald die Bedarfe für den Abtransport von offshore produziertem Wasserstoff absehbar sind, können wir loslegen und die Leitungen bauen.

Wo sehen Sie bei der Umsetzung des Wasserstoffnetzes in der Nordsee Geschäftschancen für deutsche Unternehmen?

Zum Bau der Wasserstoff-Infrastruktur in der Nordsee, grundsätzlich ein Vorhaben in Milliardenhöhe, braucht es zahlreiche Dienstleistungen: Von Planung und technischer Auslegung über Bauausführung bis zur Lieferung der Stahlleitungen selbst. Chancen bestehen zudem für Hersteller von Stahlrohren, Armaturen und Stresseinrichtungen sowie für spezialisierte Offshore‑Dienstleister, die Verlegung, Stabilisierung oder Einbettung der Leitungen übernehmen. Die Industrie für den Offshore‑Pipelinebau ist stark spezialisiert, international gibt es nur wenige Anbieter. Aber da insbesondere bei AquaDuctus alle Aufträge im Rahmen der Sektorenverordnung ausgeschrieben werden, können sich deutsche Unternehmen in fairen Verfahren beteiligen.

Wie wird sich der Energieverbund in der Nordsee in den nächsten Jahren entwickeln?

Wir sind sicher – ohne Wasserstoff wird es nicht gehen. Der Nordsee-Energieverbund wird stark von der Nachfrage nach Wasserstoff geprägt sein, da er für die Energiespeicherung für kalte Dunkelflauten unverzichtbar ist und es keine andere Technologie für großmaßstäbige Stromspeicher gibt. Die Offshore‑Produktion von Wasserstoff, egal ob auf Energieinseln oder Plattformen, und Wasserstoff-Pipeline-Interkonnektoren eröffnen vielfältige Potenziale. Auch blauen Wasserstoff aus Norwegen könnten wir anbinden. Das wird dann eingespeist in das Onshore-Netz und zu Verbrauchszentren in Deutschland verteilt. 

Für all das bietet gerade die Nordsee Möglichkeiten einer integriert geplanten Lösung von Wasserstoff- und Stromsektor, die gemeinsam abstimmen – wo produzieren wir Strom, wo legen wir Kabel, wo legen wir Pipelines? Ziel ist es am Ende, die Systemkosten der Energiewende deutlich zu senken. 

Sie erwähnten, die Bedarfe nach Wasserstoff gäbe es noch nicht? Was ist das Problem?

Markt und Nachfrage für Wasserstoff stehen am Anfang der Entwicklung. Die Pläne sind immer noch ambitioniert, sowohl auf Seiten der Produktion als auch der Nachfrage, auch wenn der Wasserstoffhype sicherlich ein bisschen vorbei ist. Der Sektor entwickelt sich, nur etwas langsamer. Wir sind in der Phase des Hochlaufs eines komplett neuen Markts. Und das unterscheidet sich vom Markt für erneuerbaren Strom, der an einen existierenden Strommarkt angedockt hat und nur einspeisen musste. Im Vergleich zum Wasserstoffmarkt war das verhältnismäßig einfach.

Welche Weichenstellungen erwarten Sie sich nach dem 3. Internationalen Nordsee-Gipfel am 26. Januar 2026 in Hamburg? 

Der Gipfel ist für uns dann ein Erfolg, wenn der Wasserstoffsektor dort eine klare Marschrichtung erhält, um Wasserstoff in der Nordsee offshore zu produzieren. Dazu gehören die Beauftragung zur Planung für eine integrierte Produktion von Wasserstoff und Strom, Auktionsdesigns für Offshore-Wind-Flächen, die Wasserstoff berücksichtigen, nicht nur Strom, und ein Commitment der Mitgliedsstaaten, einen regulatorischen Rahmen zu schaffen, der Investitionen für Offshore-Wasserstoff ermöglicht, so wie es bereits einen für den Offshore-Windsektor gibt.

Bezüglich eines regulatorischen Rahmens haben wir in Deutschland gezeigt, wie es geht. Das Wasserstoff-Kernnetz ist so ein Rahmen, den wir bereits für das Onshore-Netz zur Erzeugung und zum Transport von Wasserstoff geschaffen haben. Er ermöglicht Netzbetreibern zu investieren. So etwas könnte auch offshore und in einem europäischen Kontext funktionieren.