Das Problem ist, dass der Meeresboden doppelt belegt ist und etwas nachgeben muss.

Großbritannien hat vor mehr als einem Jahrzehnt vorläufige Lizenzen für beide geplanten Projekte erteilt, als eine Überschneidung von etwa 110 Quadratkilometern auf dem Meeresboden noch nicht als unüberwindbares Hindernis für eine der beiden Technologien angesehen wurde. Das geht aus Planungsunterlagen hervor, die Reuters, die beteiligten Unternehmen und die britischen Behörden eingesehen haben.

Nun aber bahnt sich ein Streit zwischen BP und Orsted um die Vorrangstellung in dieser "Überschneidungszone" an, die von den Windparks Hornsea Four und Endurance Carbon Capture and Storage (CCS) vor der englischen Grafschaft Yorkshire geteilt wird.

Das Patt wurde durch Studien angeheizt, die das Risiko aufzeigten, dass Boote, die zur Überwachung von Kohlenstofflecks eingesetzt werden, mit am Meeresboden befestigten Windturbinen kollidieren. Im vergangenen Jahr kam die North Sea Transition Authority (NSTA), die die Offshore-Energieaktivitäten reguliert, zu dem Schluss, dass große Überschneidungen zwischen solchen Unternehmungen mit der derzeitigen Technologie nicht machbar sind.

"Zum Zeitpunkt der Erteilung dieser Rechte war unklar, wie sich die aufkommenden Technologien entwickeln würden", erklärte die englische Lizenzagentur Crown Estate gegenüber Reuters und bezog sich dabei auf die Windfarm- und CCS-Lizenzen, die die Regierung 2010 bzw. 2011 vergeben hatte.

BP ist nicht bereit, auf ein kostspieligeres, bootloses Überwachungssystem umzusteigen und Orsted ist nicht bereit, Territorium abzutreten, da beide sagen, dass solche Zugeständnisse ihre Geschäftsaussichten beeinträchtigen würden.

Dieser weitgehend unbemerkte Konflikt könnte Großbritanniens Bemühungen, seine Klimaziele zu erreichen, untergraben, so die beteiligten Unternehmen und ein Experte für den grünen Wandel in der Nordsee. Allein die Kapazität von Endurance könnte mindestens die Hälfte der 20-30 Millionen Tonnen CO2 ausmachen, die Großbritannien bis 2030 pro Jahr einfangen will.

"Die Lösung des Konflikts zwischen den erneuerbaren Technologien und ein ordnungsgemäßes Verfahren, das festlegt, ob ein Windpark, ein Kohlenstoffspeicher oder eine andere Energiequelle in einem Überschneidungsgebiet Vorrang hat, ist von entscheidender Bedeutung, wenn das Vereinigte Königreich seine Netto-Null-Ziele erreichen will", sagte John Underhill, Geowissenschaftler und Direktor des Centre of Energy Transition der Universität Aberdeen.

Die Auseinandersetzung zwischen BP und Orsted könnte auch ein Vorbote ähnlicher Streitigkeiten in der zunehmend überfüllten Nordsee sein, so die Experten gegenüber Reuters.

Die Ostküste Großbritanniens, die sich durch günstige geologische Formationen für die Kohlenstoffspeicherung und flache Gewässer für Offshore-Windparks auszeichnet, wird in den kommenden Jahren ein wichtiges Schlachtfeld für die konkurrierenden grünen Technologien werden, so die Experten.

"Offshore-Windkraftanlagen haben sich seit 2015 sehr schnell entwickelt, was zu einem erhöhten Druck auf den Meeresboden geführt hat", sagte Chris Gent, Policy Manager beim europäischen Handelsverband CCSA, und fügte hinzu, dass dies eine echte Herausforderung für die Genehmigungsbehörden darstellt.

Die britische BP und das dänische Unternehmen für erneuerbare Energien Orsted haben sich verpflichtet, eine Lösung für ihren Streit zu finden, der sich in den kommenden Monaten zuspitzt. Die britischen Behörden werden am 22. Februar entscheiden, ob sie Hornsea Four endgültig grünes Licht geben, während BP und seine Partner planen, noch in diesem Jahr eine endgültige Investitionsentscheidung für Endurance zu treffen.

Es geht nicht nur um die Klimaziele, sondern auch um viel Geld für die Projekte, die zusammen etwa 500 Quadratkilometer des Meeresbodens abdecken würden. BP hat keine Kostenschätzung für Endurance abgegeben, während Orsted seinen Windpark mit bis zu 8 Milliarden Pfund (9,9 Milliarden Dollar) beziffert hat.

KAMPF UM DIE ÜBERLAPPUNGSZONE

Die britische Regierung räumte das Problem ein.

Auf die Frage, wie zwei derartige Projekte in demselben Gebiet enden können, erklärte das Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industrie gegenüber Reuters, die Regierung habe sich ehrgeizige Ziele für den Einsatz von Offshore-CCS und Windparks gesetzt, die beide von zentraler Bedeutung für ihre Bemühungen seien, bis 2050 Netto-Null-Emissionen zu erreichen.

"Wir sind uns bewusst, dass es in einigen Fällen technische Herausforderungen für die Koexistenz geben kann", fügte sie hinzu.

In dem Bemühen, Konflikte zu lösen und künftige zu vermeiden, haben die britischen Behörden im Jahr 2021 ein Forum für Offshore-Windkraft und CCS eingerichtet, das sich aus Vertretern der Regulierungsbehörden und der Industrie zusammensetzt, um eine bessere Koordinierung zu erreichen.

BP, Orsted und Crown Estate erklärten gegenüber der Nachrichtenagentur Reuters, dass sie bereits seit mehreren Jahren über Lösungen für die Koexistenz diskutieren. Sie äußerten sich jedoch nicht dazu, wie sich ihre Ansichten über die mit den Technologien verbundenen Überschneidungsrisiken in den letzten zehn Jahren entwickelt haben.

Ein von den britischen Behörden am 17. Januar veröffentlichtes Planungsdokument von Orsted enthielt einen Bericht einer Gruppe, die BP und dessen Projektpartner Northern Endurance Partnership (NEP) vertrat, in dem das CCS-System eine gemeinsame Nutzung des Gebiets ausschloss.

"Ursprünglich war man davon ausgegangen, dass das Hornsea Project Four und das NEP-Projekt in der Überlappungszone nebeneinander existieren könnten", heißt es in dem Bericht von Net Zero Teesside, der auf Juli 2022 datiert ist. "Nach umfangreichen Analysen sind BP und seine NEP-Partner jedoch zu dem Schluss gekommen, dass eine Koexistenz in der gesamten Überlappungszone nicht möglich ist."

BP ist skeptisch, dass rechtzeitig ein Kompromiss gefunden werden kann und sagt, dass es vor seiner endgültigen Investitionsentscheidung Gewissheit über das Schicksal der Zone braucht, damit die CO2-Injektion im Projekt wie geplant 2026 beginnen kann.

"Es ist nicht realistisch, dass innerhalb dieses oder eines vergleichbaren Zeitrahmens eine neue robuste und zuverlässige Lösung gefunden werden kann", heißt es in einem Schreiben vom März 2022 an die britischen Behörden. "NEP wird nicht in der Lage sein, eine Fremdfinanzierung zu erhalten, wenn die Risiken für die finanzielle Lebensfähigkeit des Projekts hoch sind", fügte Orsted in einer weiteren Vorlage vom März 2022 hinzu.

Orsted erklärte in seinen im selben Monat veröffentlichten Planungsunterlagen, dass ein sparsameres Turbinenlayout, das die Probleme mit dem Bootszugang entschärfen könnte, die jährliche Energieproduktion von Hornsea Four um 2,5% reduzieren würde.

"Dies hätte zur Folge, dass das Projekt kommerziell weit weniger wettbewerbsfähig wäre", heißt es weiter.

Die geplante Kapazität des Windparks von 2,6 Gigawatt (GW) würde Großbritannien dabei helfen, sein Ziel zu erreichen, die Offshore-Windkapazität von 11 GW im Jahr 2021 auf 50 GW bis 2030 zu erhöhen, was enorme Investitionen in neue Offshore-Infrastrukturen in der Nordsee erfordert.

TEURE KNOTENPUNKTE AM MEERESBODEN

Trotz der Hindernisse gehen die Gespräche weiter.

BP erklärte, dass man sich in den laufenden kommerziellen Gesprächen um ein für beide Seiten akzeptables Ergebnis bemühe, während Orsted sich zuversichtlich zeigte, dass eine Einigung erzielt werden kann, die es beiden Projekten ermöglicht, voranzukommen.

Es gibt Hoffnung am Horizont für Wind- und CCS-Projekte, die eine gemeinsame Basis haben, sagen Regulierungsbehörden und Branchenexperten.

Auch wenn die NSTA-Regulierungsbehörde den großen gemeinsamen Flächen kalte Füße machte, betonte sie, dass der technische Fortschritt das Kalkül ändern könnte. Sie fügte hinzu, dass sich alternative Methoden der CO2-Überwachung noch in der Entwicklungsphase befänden oder teurer seien, was die Kosten in einem CCS-Sektor erhöhe, in dem Gewinne ohnehin schwer zu erzielen seien.

Der führende Anwärter, die am Meeresboden befestigten Ozeanbodenknoten (OBN), könnten einen Großteil der Arbeit der seismischen Datenboote übernehmen. Ronnie Parr, leitender Geophysiker bei der NSTA, sagte jedoch, dass die Kosten für die OBN zwar sinken dürften, aber wahrscheinlich immer noch drei- bis viermal so hoch seien wie die Kosten für den Einsatz von Booten.

Die Regulierungsbehörde war eindeutig.

"Basierend auf den derzeitigen Technologien werden große physische Überschneidungen zwischen Kohlenstoffspeicherstätten und Windparks derzeit als nicht machbar angesehen", heißt es in dem Bericht vom August 2022.

NACHBARN IN DER NORDSEE

Ein entscheidender Moment steht im nächsten Monat bevor, wenn die Planer der Regierung entscheiden sollen, ob sie Hornsea Four endgültig grünes Licht geben.

Während Endurance und sein Dachprojekt, der East Coast Cluster, ebenfalls vor regulatorischen Hürden stehen, wurde der Cluster von der Regierung 2021 für einen schnelleren Entwicklungsprozess vorgesehen.

Da kein Durchbruch zwischen den Unternehmen in Sicht ist, könnte das gleiche Problem auch anderswo auftauchen, so Underhill von der Universität Aberdeen, der auf die Notwendigkeit weiterer CCS-Standorte hinwies, wenn Großbritannien die Kohlenstoffabscheidungsziele erreichen will.

Zu den anderen ähnlichen Standorten gehört das geplante Acorn-Kohlenstoffprojekt vor Schottland, das sich mit dem Offshore-Windpark MarramWind überschneidet, so die NSTA und Underhill.

Shell und ScottishPowerRenewables, die sich vor einem Jahr die anfänglichen Rechte zur Entwicklung von MarramWind gesichert haben, erklärten, dass die Gespräche mit Acorn noch andauern. Shell, das ebenfalls an der Entwicklung von Acorn beteiligt ist, fügte hinzu, dass sich beide Projekte in einem sehr frühen Stadium befänden und dass die Überschneidungen nicht von erheblichem Ausmaß seien.

Underhill wies auch auf das stillgelegte Gasfeld Pickerill als möglichen zukünftigen CCS-Standort hin, sagte aber, dass die bestehenden Pläne für den Bau des Windparks Outer Dowsing zu Problemen führen könnten.

David Few, der Projektleiter von Outer Dowsing, sagte, der Windpark sei auf dem besten Weg, bis zum Ende des Jahrzehnts 1,6 Millionen Haushalte mit Strom zu versorgen.