Gastransporte im Pipelinesystem: Erdgas oder Wasserstoff?

Ulrich Ronnacker, Leiter Recht und Regulierung, Open Grid Europe erläutert den Rechtsrahmen für Wasserstoffnetze

Ulrich Ronnacker: Wasserstoff ist ebenso ein Gas wie Erdgas Bildquelle: OGE

Wasserstoff soll ein zentrales Element der Energiewende werden. Aber wer darf diesen überhaupt liefern? Technisch ist der Betrieb von Wasserstoffnetzen durch die Gasnetzbetreiber erprobt, rechtlich bisher aber nicht vorgesehen. Fernleitungsnetzbetreiber wie das Unternehmen Open Grid Europe drängen darauf, ihr Geschäftsfeld erweitern zu dürfen.

Ulrich Ronnacker, Leiter Recht und Regulierung bei Open Grid Europe erläutert im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft, Ausgabe 1/2021 wie sich das deutsche Recht verändern muss, um für die Belieferung mit Wasserstoff eine Netzinfrastruktur aufzubauen. Diese könnte ähnlich dem heutigen Gasnetz Standorte in ganz Europa verbinden.

Wasserstoff aus erneuerbarem Strom – sogenannter grüner Wasserstoff – soll künftig eine CO2-freie Produktion von Gütern des täglichen Bedarfs ermöglichen. In der Chemie- und Stahlindustrie wird bereits mit dem Rohstoff und Energieträger geplant. Heute werden diese Unternehmen durch die Betreiber der Fernleitungsnetze mit Erdgas beliefert. Diese könnten künftig auch Wasserstoff durch ihre Leitungen schicken, wenn es dies die Rechtslage erlauben würde.

Sind Gasnetze automatisch Erdgasnetze?

Bisher ist im Energiewirtschaftsgesetz definiert, dass sich die Tätigkeit der Fernleitungsnetzbetreiber nur auf den Betrieb von Erdgasnetzen erstreckt, kritisiert Ronnacker. Vor gut zehn Jahren, als die entsprechende europäische Erdgasbinnenmarktrichtlinie in deutsches Recht umgesetzt wurde, sei das Thema Wasserstoff noch wenig präsent gewesen. Obwohl die EU vermerkt hatte, dass der Geltungsbereich auch andere Gase einschließe, wurde in der deutschen Formulierung durch die Vorsilbe „Erd“ die Anwendung in Deutschland stark eingeschränkt.

Aus alt mach neu: 450 km Wasserstoffnetz aus überwiegend vorhandenen Leitungen möglich

In der Hoffnung, dass sich die regulatorischen Vorgaben auch auf Wasserstoff erweitern lassen, haben die Fernleitungsnetzbetreiber bei der Bundesnetzagentur einen Vorschlag für ein Wasserstoffnetz im Jahr 2030 eingereicht: Nach dieser Modellierung könne schon Mitte des Jahrzehnts ein rund 450 km langes Wasserstoffnetz aufgebaut werden. Neu hinzu kämen dabei nur etwa 60 km Wasserstoff- sowie 19 km Erdgasleitungen, um einige Kunden umzuhängen. 90 Prozent des Wasserstoffnetzes könne durch eine Umstellung vorhandener Gasleitungen dargestellt werden.  Wenn der Begriff „Gas“ als Synonym für Erdgas und Wasserstoff verwendet würde, könnte die Bundesnetzagentur die Planungen der Fernleitungsnetzbetreiber für ein „Grünes Gasnetz 2030“ bestätigen.

Grüner Wasserstoff ist quasi eine andere molekulare Form von erneuerbarem Strom – mit dem Vorteil, dass nicht erst das Stromnetz ausgebaut werden müsse, erläutert Ronnacker. Dabei geht es nicht allein um die Versorgung der deutschen Produktionsstandorte. Ein europäischer oder sogar globaler Wasserstoffmarkt bedeute  langfristig wettbewerbsfähige Preise, auf die sich die Industrie einstellen könne.

Mischformen von Wasserstoff und Erdgas im Verteilnetz

Im Unterschied zu reinen Wasserstoffnetzen wird parallel über die Verwendung von Wasserstoff-Erdgas-Mischungen für den Wärmemarkt diskutiert.  Im Gasverteilnetz, das die Heizungsanlagen von Haushaltskunden versorgt, ist nach dem Regelwerk des Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) heute schon einen Wasserstoffanteil von bis zu 10 Prozent erlaubt. Viele Heizungsanlagen funktionieren sogar mit darüber hinausgehenden Wasserstoffanteilen, erläutert Ronnacker.

Ein solche  Wasserstoff-Beimischung für die an das Fernleitungsnetz angeschlossenen sei für Industriekunden hingegen nicht praktikabel. Industrieprozesse benötigten reine Gase, also entweder reinen Wasserstoff oder reines Erdgas, stellt Ronnacker klar. Zudem gebe es im europäischen Verbundsystem für den Gastransport einheitliche Standards für die Reinheit von Erdgas: Deutschland ist ein Transitland für die Lieferung von russischem Gas, das z.B. nach Frankreich, Italien und in die Niederlande fließt. Alle diese Abnehmer vertrauten auf eine gleichbleibende Qualität und eine hohe Versorgungssicherheit. Daher müsse das Fernleitung-Wasserstoffnetz technisch getrennt vom Erdgasnetz betrieben werden.

Machbarkeitsstudie für Modellprojekt  abgeschlossen

OGE hofft, dass sich die Rechtslage bald klärt. Im Projekt GET H2 Nukleus arbeitet das Unternehmen derzeit mit Partnern am Aufbau eines Teilbereiches des Wasserstoffnetzes von Lingen bis ins nördliche Ruhrgebiet. Bestehende Gasleitungen von OGE und Nowega werden auf den Transport von Wasserstoff umgestellt. Das Unternehmen RWE Generation beabsichtigt, über einen Elektrolyseur grünen Wasserstoff zu erzeugen. Kunden sind Evonik im Chemiepark Marl und die BP-Raffinerien in Lingen und Gelsenkirchen-Scholven. Der Zeitplan sieht vor, dass bereits 2023 der erste Wasserstoff durch die Leitungen fließen könnte. Eine Machbarkeitsstudie ist abgeschlossen und erste Ergebnisse der TÜV-Untersuchungen liegen vor.

Das komplette Interview mit Ulrich Ronnacker, Leiter Recht und Regulierung, Open Grid Europe, ist in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft 1/2021 erschienen.

www.oge.net

 

Kosteneffiziente Lösungen für politische Entscheidungen

Stefan Kapferer, CEO, 50Hertz Transmission im Interview

Stefan Kapferer: Die Energiewende wird immer stärker zur unternehmerischen Herausforderung. (Bildquelle: 50Hertz/Jan Pauls)

Seit Ende 2019 führt Stefan Kapferer den Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz Transmission und bringt seine Erfahrungen aus früheren Tätigkeiten – zuletzt beim Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) – ein. Damit hat sich seine Perspektive auf die Energiewende verändert. Im Gespräch erläutert er, wie sich die aktuellen politischen Weichenstellungen auf die Unternehmensstrategie auswirken werden. Das vollständige Interview ist in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft, Ausgabe 2/2020 erschienen und hier auch online abrufbar.

Kapferer betont, dass die Energiewende nun immer stärker zu einer unternehmerischen Herausforderung werde. Im Unternehmen seien die Auswirkungen der Energiepolitik konkret in ihren betriebswirtschaftlichen Konsequenzen spürbar. Er hat sich zum Ziel gesetzt, kosteneffiziente Lösungen für ein bestimmtes politisches Ziel zu finden und so die Interessen des Unternehmens und der Gesellschaft zu verbinden. 

Ausstieg aus der Kohleverstromung veRändert die Erzeugungszentren

Derzeit stellt sich mit dem beschlossenen Ausstieg aus der Kohleverstromung für 50Hertz die zentrale Frage, wie sich der Großkraftwerkspark im Netzgebiet entwickelt. Kapferer geht davon aus, dass gemäß den Empfehlungen der Kohlekommission erste Maßnahmen für das Lausitzer Revier für Mitte der 20er Jahre und für das Mitteldeutsche Revier noch später vorgesehen sind. Wichtig sei nun eine Diskussion über sichere Ersatzkapazitäten.

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Studie: Gasspeicher vermeiden Netzausbau

Sebastian Bleschke, INES

Sebastian Bleschke, Geschäftsführer der Initiative Erdgasspeicher (INES) erläutert, wie Gasspeicher Netzausbau vermeiden können. (Bildquelle: INES)

Deutschland liegt bei den Gasspeicherkapazitäten europaweit vorn. Die Investitionen stammen aber aus einer Zeit, in der Netze und Speicher integriert betrieben wurden. Durch das gesetzlich vorgeschriebene Unbundling haben sich die Geschäftsmodelle verändert. Für Gasnetzbetreiber fehlen Anreize, die Speicher zu nutzen, so dass einige bereits stillgelegt wurden. Die Initiative Erdgasspeicher (INES) hat in Modellrechnungen ermittelt, was diese Entwicklung langfristig bedeutet. Für einen Beitrag der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft hat Sebastian Bleschke, Geschäftsführer der INES die Ergebnisse erläutert. 

Da der Gasverbrauch im Jahresverlauf schwankt, die Gaslieferungen aber kontinuierlich strömen, haben Speicher eine wichtige Ausgleichsfunktion. Sie liegen nahe an den Verbrauchszentren und speichern in verbrauchsschwachen Monaten ein, um die Transportnetze in Zeiten des Spitzenverbrauchs im Winter zu entlasten. Im Zuge des Ausbaus der erneuerbaren Energien und der Nutzung von Gaskraftwerken als Backup wird sich der Flexibilitätsbedarf im Gasnetz weiter erhöhen.

Im gegenwärtigen Marktdesign wird die Flexibilität, die Speicher zum Gesamtsystem beitragen, nicht gesondert vergütet. Auch für Netzbetreiber gibt es keinen Anreiz, Speicher aus systemischer Sicht zu nutzen und dadurch Netzausbau zu vermeiden. Um den Beitrag der Erdgasspeicher für das Versorgungssystem beziffern zu können, hat INES das Beratungsunternehmens enervis energy advisors GmbH beauftragt.

Die Studie verdeutlicht den großen Unterschied zwischen einem Versorgungssystem mit und ohne Gasspeicher in Deutschland. Aus dem direkten Vergleich der beiden Szenarien lässt sich ableiten, dass der Verzicht auf Gasspeicher in Deutschland Mehrkosten von 2,2 Mrd. Euro pro Jahr für das Gesamtsystem bedeutet.

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Kopplung von Strom- und Gasnetz über „Hybridge“

Thomas Hüwener, OGE, im Interview für die Zeitschrift EW - Magazin für die Energiewirtschaft

Thomas Hüwener, OGE, erläutert, weshalb es wichtig ist, die Energiewirtschaft ganzheitlich zu betrachten. Bildquelle (Amprion/Open Grid Europe / André Loessel)

Stromüberschüsse und Netzengpässe verhelfen dem Energieträger Wasserstoff zu einem neuen Schub. Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion und der Fernleitungsnetzbetreiber Open Grid Europe (OGE) wollen im Emsland über eine Power-to-Gas-Anlage von 100 MW den Energietransport im Strom- und Gasnetz verbinden. Im Interview mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft erläutert Thomas Hüwener, Mitglied der Geschäftsführung der OGE, weshalb es wichtig ist, die Energiewirtschaft ganzheitlich zu betrachten. 

Das Unternehmen OGE betreibt mit rund 12.000 km längste Gasfernleitungsnetz in Deutschland. Hüwener ist überzeugt, dass sich die vereinbarten Klimaziele von Paris, der Ausbau der erneuerbaren Energien, der Ausstieg aus der Kernenergie und die sukzessive Stilllegung von Kohlekraftwerken nur in enger Partnerschaft von Strom- und Gasinfrastruktur bewältigen lassen. 

Gasnetz kann große Energiemengen speichern

Dabei kann das Gasnetz die Speicherung von Energie übernehmen. Zum einem gibt es in einem großen Gasnetz Druckspiele, die man als Leitungspuffer bezeichnet, wo schon eine Speicherfähigkeit inbegriffen ist. Zum anderen gibt es Marktspeicher im Handelsbereich, die hier perspektivisch angeboten werden können, erläutert Hüwener.

Stromüberschüsse in Wasserstoff umwandeln

Der Kern von Hybridge ist ein Elektrolyseur, der aus Strom Wasserstoff produzieren soll. Im Unterschied zu bisherigen Forschungs- und Modellprojekten soll das Projekt Hybridge zeigen, dass ein Elektrolyseur auch in großem Maßstab technisch einwandfrei funktioniert. Überschüssiger Strom aus erneuerbaren Energien, der andernfalls zukünftig abgeregelt würde, wird in Wasserstoff umgewandelt. Der erzeugte Wasserstoff kann ins Gasnetz eingespeist werden oder auch von der Industrie in der näheren Umgebung direkt genutzt werden. Auch der Anschluss von Wasserstofftankstellen für LKW oder Züge gehört zum Projektscope.

Als Standort wurde Lingen in Nordrhein-Westfalen ausgewählt, wo eine Strom- und Gastrasse aufeinander treffen. Hinzu kommt die relative Nähe zu den Offshore-Windanlagen in der Nordsee. In der Region gibt es zudem Gastransportleitungen, die auf den Transport von reinem Wasserstoff umgerüstet werden können. Außerdem befindet sich eine Wasserstofftank- und -verladestation in der Region und die vorhandenen Erdgasspeicher können perspektivisch auf Wasserstoff umgewidmet werden.

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Interview mit Ulf Heitmüller: Kritische Infrastruktur im 21. Jahrhundert

Der Gasversorger VNG sieht als Infrastrukturbetreiber. Die Zuverlässigkeit im Gasgeschäft lässt sich auch den Transport und die Speicherung von Daten übertragen erläutert Ulf Heitmüller, Vorstandsvorsitzender der VNG AG, in der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft.  

Im Rahmen der Energiewende soll auch die Gasversorgung „grüner“ werden. Das umsatzstärkste Unternehmen in Ostdeutschland will zum einen die Anteile von Biomethan, grünem Wasserstoff und in Zukunft auch synthetischem Methan, steigern. Gas wird in den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr weiterhin eine Relevanz besitzen, ist Heitmüller überzeugt. Grünes Gas wird dabei aber erheblich bedeutsamer, der fossile Anteil geht zurück.

Die deutsche Abhängigkeit von Gasimporten wird immer wieder diskutiert. Europa strebe zwar an, die Gaslieferländer stärker zu diversifizieren, aber die Möglichkeiten dafür seien beschränkt. In den vergangenen Jahren hab Deutschland seine Gasimporte aus Norwegen ausgeweitet. Allerdings fördere Norwegen bereits auf Rekordniveau in einem stark ausgelasteten System, so dass von dort keine großen Zuwächse zu erwarten seien. Die Niederlande beendeten ihre Förderung aus Groningen bis 2030, erläutert Heitmüller. Damit blieben für Europa überwiegend russisches Pipelinegas und LNG als künftige Quellen.

Zuverlässigkeit bei der Versorgung steht in der Gaswirtschaft traditionell im Vordergrund. Heitmüller will diese Kernkompetenz auch auf andere Geschäftsbereiche übertragen und den Transport und die Speicherung von Daten ausbauen. Dabei kommt dem Unternehmen zu zugute, dass es seit den 1990er Jahren bereits Glasfaser zusammen mit den Gasleitungen im Boden verlegt hat.

Das vollständige Interview ist in EW 1/2019 erschienen sowie online unter: https://www.energie.de/ew/news-detailansicht/nsctrl/detail/News/versorgungssicherheit-im-21-jahrhundert-wir-koennen-kritische-infrastruktur-201932/np/2/

Bildquelle: VNG

 

www.vng.de

Risiken durch Digitalisierung und Geopolitik

CF2Seit neun Jahren untersucht der Weltenergierat, mit welchen Energiethemen sich die Entscheider in der ganzen Welt bei Tag und Nacht beschäftigen. Die jüngsten Ergebnisse zeigen, dass die Risiken von Digitalisierung und Geopolitik heute stärker im Bewusstsein sind als in der Vergangenheit. Im Gespräch mit der Zeitschrift ew  – Magazin für die Energiewirtschaft erläutert Dr. Christoph Frei, Generalsekretär des World Energy Council (WEC) in London die Hintergründe.

Der Issues Monitor mißt jährlich die Dimensionen Dringlichkeit und die Unsicherheit in Bezug auf ein Thema. Die jüngsten Ergebnisse zeigen, dass Digitalisierung und Dekarbonisierung als Treiber des Transformationsprozesses den Befragten weltweit sehr präsent sind. Dazu gehören auch die Themen Speicher, Marktdesign, Digitalisierung sowie die Integration der fluktuierenden Stromerzeugung, berichtet Frei. Die Unsicherheit über die weitere Entwicklung und die richtige Strategie sei in diesem Bereich sehr hoch. Neu hinzu gekommen sei unter den europäischen Energiemanagern eine starke Wahrnehmung von geopolitischen Risiken. Nord-Amerika und Russland werden als deutlich unsichere Partner wahrgenommen.

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