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

 

Von der Extraktions- zur Kreislaufwirtschaft

kuhlmann_4083_Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena)_Christian Schlüter

Andreas Kuhlmann im Interview: „Es ist wichtig, dass wir die gesellschaftliche Debatte über eine Transformation mit der Diskussion über die weiteren Schritte der Energiewende verzahnen.“

Die Corona-Pandemie hat die grundlegenden Probleme in der Welt nicht kleiner gemacht. Und so bleibt auch der Klimaschutz eine zentrale Herausforderung des Jahrhunderts, nicht nur für die Energiewirtschaft. Für eine nachhaltige Dekarbonisierung ist es elementar, sowohl die Sektoren der Wirtschaft als auch die Wertvorstellungen der Gesellschaft zu integrieren. Im Interview für die Zeitschrift et – Energiewirtschaftliche Tagesfragen erläutert Andreas Kuhlmann, Vorsitzender der Geschäftsführung der Deutschen Energieagentur (dena), weshalb des so wichtig ist, die unterschiedlichen Debatten über die Transformation des Gesamtsystems zu verzahnen.

Nach Einschätzung von Kuhlmann verharrt die gesellschaftliche Diskussion in einem Spannungsfeld zwischen apokalyptischen Reitern und Apologeten des grünen Wachstums. Das habe zur Folge, dass die tatsächlichen Anforderungen einer grundlegenden Transformation bis 2050 unterschätzt werden. Klimaschutz werde nicht mit einfachen Reparaturmaßnahmen zu schaffen sein. Die Gesellschaft befinde sich nach wie vor im Rausch einer Extraktionswirtschaft, die in den letzten 200 Jahren aufgebaut worden sei. Es zeige sich, dass das nicht die Zukunft sein könne, sondern eine Kreislaufwirtschaft entwickelt werden müsse.

Grünes Wachstum als Lösung

Das bedeute aber nicht, dass es vor allem um den Verzicht auf Wachstumsprozesse gehe, stellt Kuhlmann klar. Wachstum sei nötig nicht nur für die Strukturen und Stabilität in Deutschland, sondern auch global. Gerade ärmere Länder benötigten eine Entwicklungsperspektive. Die Lösung müsse „grünes“, anderes Wachstum sein, dass sich an den 17 Sustainable Development Goals der Weltgemeinschaft bis 2030 orientiert. Dazu zählten Armutsbekämpfung, Bildung und Gesundheitsvorsorge ebenso wie saubere, bezahlbare Versorgung mit Energie und Wasser sowie Nachhaltigkeit bei Produktion, Konsum und weltweite Klimaschutzmaßnahmen.

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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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Genehmigungen von Windanlagen sind Einzelfallentscheidungen

imon Schäfer-Stradowsky, Geschäftsführer des Instituts für Klimaschutz, Energie und Mobilität (IKEM)

Simon Schäfer-Stradowsky: Wir brauchen einen Windentwicklungsplan. (Bildquelle: IKEM)

Die Rechtsunsicherheit bei Windkraftprojekten ist groß. Nur ein kleiner Teil der geplanten Projekte wird überhaupt realisiert. Kleinteilige Zuständigkeiten und vielfältige Klagemöglichkeiten führen dazu, dass jede Genehmigung letztlich auf Einzelfallentscheidungen beruht. In der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft Ausgabe 11-12 erläutert Simon Schäfer-Stradowsky, Geschäftsführer des Instituts für Klimaschutz, Energie und Mobilität (IKEM), welche Wege zu mehr Klarheit führen.

Die Windenergie an Land soll nach den Vorgaben der Bundesregierung eine der wesentlichen Säulen des künftigen Energiesystems werden. Seit diesem Jahr kommen aber kaum noch neue Projekte an den Start. Als einen Grund dafür nennt Schäfer-Stradowsky, dass die Belange von Klima- und Artenschutz kollidieren. Ausgerechnet Umweltverbände, die eigentlich die Energiewende befürworteten, klagten gegen den Ausbau der Windenergie an Land.

Vielzahl von Vorschriften verunsichert

Eine Vielzahl von Vorschriften und Auslegungsspielräume durch die Behörden mache Investitionsprojekte angreifbar. Oft gehe es um eine Abwägung zwischen dem Schutz der Tierwelt in der unmittelbaren Umgebung und der Verhinderung der Erderwärmung, die den Lebensraum für Mensch und Tier global bedroht. Zudem hänge die Genehmigung von artenschutzfachlichen Einschätzungen ab. Es gäbe viele Einzelfallentscheidungen und unklare Maßstäbe. Das schaffe große Unsicherheit bei Projektierern, Behörden und Gerichten. Weiterlesen

„Wir brauchen leistungsstärkere Anlagen für die bestehenden Standorte“

Hermann Albers, Präsident Bundesverband Windenergie

Hermann Albers, Präsident Bundesverband Windenergie, erläutert, weshalb bestehende Windparks durch leistungsstärkere ersetzt werden sollten. (Bildquelle: BWE)

Der Ausbau von Windenergieanlagen an Land ist ein zentraler Baustein, um die Energieerzeugung zu dekarbonisieren. Mehr Windenergie bedeutet aber nicht unbedingt mehr Windräder. Nachdem sich bereits viele Windräder drehen, geht es nun vermehrt darum, die bestehenden Anlagen zu ertüchtigen. Im Interview mit der Zeitschrift netzpraxis erläutert Hermann Albers, Präsident Bundesverband Windenergie (BWE), weshalb es nun um Leistungssteigerungen, Netzanforderungen und Betriebskonzepte geht. 

Die erneuerbaren Energien haben 2018 über 40 Prozent der Stromerzeugung in Deutschland übernommen. Dazu hat die Windenergie an Land mit 111 Terrawattstunden (TWh) etwa hälftig beigetragen. Nach den Zielen der Bundesregierung soll bis 2050 der Strom zu 95 Prozent aus erneuerbaren Quellen erzeugt werden. Dazu müssen im Jahr 2050 insgesamt 200 GW installierte Windenergieleistung on-shore zur Verfügung stehen, so Albers. Das bedeute einen jährlichen Zubau von 4.700 MW. Im letzten Jahr und auch in den ersten sechs Monaten 2019 wurde dieser Wert allerdings nicht erreicht.

Bis 2020 werden 30.000 Windanlagen an Land benötigt

Für den weiteren Ausbau seien aber nicht unbedingt mehr Standorte erforderlich.  Ende Juni 2019 gab es in Deutschland 29.248 Windanlagen an Land. 2050 werde knapp über 30.000 Windanlagen und 2 Prozent der Landesfläche in jedem Bundesland benötigt, schätzt Albers. Zwar müssten weiterhin neue Gebiete für die Windenergie ausgewiesen werden. Mit dem Auslaufen der Förderung für viele Altanlagen gehe es aber ab 2021 primär um eine Modernisierung und eine Steigerung der Leistung an bestehenden Standorten.

Leistungsstärkere Anlagen können doppelt soviel Strom erzeugen

Die neu installierten Anlagen seien mit der ersten Generation, die heute produziere, nicht mehr vergleichbar, betont Albers. Die Narbenhöhe sei in den letzten 20 Jahren durchschnittlich von 71 auf 132 m gestiegen und der Durchmesser der Rotorblätter durchschnittlich von 58 m auf 118 m. Heute würden neue Anlagen mit einer Leistung von 3 MW und mehr gebaut. Das sei etwa dreimal soviel wie im Jahr 2000. Weitere Technologiesprünge seine absehbar: Die Hersteller kündigen Leistungssteigerungen auf 5 bis 6 MW bis zum Jahr 2050 an. Generell sei davon ausgehen, dass es im Zuge des Repowerings zu einer Halbierung der Anlagenzahl bei einer Verdopplung der erzeugten Strommenge komme. Auch Anwohner befürworteten das Repowering häufig, da eine Reduktion der Anlagen mit einer Flurbereinigung einhergehe. Weiterlesen

Gebäude-Energiemanagement als zentraler Akteur im Smart Grid

Siemens-Kempten-31Wie wird das Smart Grid eigentlich smart? Für den Ausgleich von flexiblen Stromangebot und flexibler Stromnachfrage gibt es unterschiedliche Ideen: Zunächst war es die Waschmaschine, die sich nach der Stromproduktion aus Sonne und Wind richten sollte. Inzwischen wird das Flexibilitätspotenzial der Stromnachfrage bei der Steuerung bei Elektroautos, Wärmepumpen und Stromspeichern gesehen. Ausprobiert haben das die Unternehmen Siemens und Allgäuer Überlandwerk. Im Modellprojekt pebbles arbeiten sie gemeinsam daran, ein Smart Grid in der Realität aufzubauen und einen Lokalen Marktplatz zu erproben. Über die Erfahrungen aus Wilpoldsried berichten Michael Lucke, Allgäuer Überlandwerk und Stefan Nießen, Siemens im Gespräch mit der Zeitschrift EW – Magazin für die Energiewirtschaft. 

Der Name pebbels steht für „Peer-to-Peer Energiehandel auf der Basis von Blockchain“. Ziel ist die Implementierung eines lokalen Marktplatzes, bei dem Erzeuger, Verbraucher und  Prosumer ihren Strom verkaufen und die Flexibilität ihrer Geräte vermarkten können. Das sei in Deutschland bisher noch nicht in der Praxis getestet worden, auch wenn die Idee dazu schon fast „Common sense“ sei, betont Nießen.

Die Stromanbieter sind Betreiber von kleineren Photovoltaikanlagen, die Konsumenten sind normale Verbraucher und auch intelligente Verbraucher mit Gebäudemanagementsystem, das den Strombedarf ihrer Wärmepumpe, des elektrischen Autos und die Stromspeicherung automatisch regelt. Auf dem Markt handeln diese Teilnehmer primär untereinander, können aber am Handel auf übergeordneten Märkten teilnehmen. Wichtigstes Ziel war zu zeigen, dass dies technisch einwandfrei funktioniert.

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